可控串联补偿输电技术

　摘　要：首先介绍了灵活交流输电系统（FACTS）中晶闸管控串联电容（TCSC）补偿方法的功效，如增大动态和暂态稳定输电限制、增大传输功率以及缓解次同步谐振（SSR）和系统电压崩溃现象。同时介绍了TCSC的运行原理和配置情况 。最后介绍了一个大电力系统互联技术作为工程实践的实例。
　　关键词：串联电容器； 暂态稳定性； 次同步谐振；低频振荡

　　0　前　言

　　用电容器串联在输电线路上，以起到抵消部分线路电感、从而提高线路输电容量的作用已经有50多年了。这种串联补偿方式在电网中已被大量采用，其效果很显著，但也存在着一些问题。串联补偿最明显的效果是可减少线路电压降，提高输电线受端电压，起到提高输电容量的作用。另一个更重要的效果是可减小输电线的功率角，从而增进电网的稳定性。因此，对于有稳定要求的系统，串联补偿也可同时提高了输电容量。
　　串联电容补偿使线路等值参数中的电抗值减小，从而使得电压降和功率角相互减小。由于串联电容的容抗值是固定的，所以，传统的串补只能在补偿和不补偿2种状态下选择运行。虽然有的固定串补可以分成几段补偿，每段可以自行投入运行或被旁路（不补偿），但也不能随时按要求补偿。

　　可以想到，如果在系统发生事故的瞬间线路能迅速提高补偿，将会进一步提高系统的暂态稳定。固定串联补偿还会引起发电机轴的扭振，或称为次同步谐振，他主要是由系统和串联电容的自然振荡频率电流与汽轮机和发电机转子轴系统产生谐振的结果，这种谐振会损坏发电机的轴系统，而解决这一问题的最好措施是采用补偿可调的方式。
　　为了解决次同步谐振问题，美国电科院的Hingorani曾经提出在串联电容上并联一组晶闸管控的电阻电感[1]，这种装置以他的名字命名为GNH，这就是可控串补的前期形式。上世纪90年代晶闸管控电抗器式的静止补偿器已经相当成熟，他调节电抗的作用既迅速又精确，用他调节电容电抗，既可以克服次同步谐振的问题，又可以增进系统稳定，提高输电容量。早期的可控串补工程就是利用了静止无功补偿器的硬件设备［2］。对于可控串补的研究，在90年代有了很大的进展，并且取得较多的实用性的成果。
　　可控串补的正式名称是晶闸管控串联补偿（thyristor controlled compensation, TCSC），可控串补的原理图见图1。其中，C是串联电容，L是电感线圈，V是反并联的晶闸管阀，B是旁路断路器。晶闸管的导通角受到控制器的控制，由于导通角的变化使电感L上的电感电流IL发生变化，IL和电容电流IC0组成新的电容电流IC，他在C上产生的电压VC与IC0所产生的电压VC0不同。这样就从IL的变化引起了VC的变化，相应的容抗XC与没有IL时的XC0也不相同，使串联电容的等值容抗根据控制器在动态情况下连续调节。

图1　可控串补原理图 

　　1　可控串补的功效

　　1.1　提高输电容量、增进系统稳定

　　可控串补提高输电容量有两部分作用，除了与固定串补相同的减小电抗的作用外，可控串补又有其独特的作用，就是可控串补可按需要自动快速地反应电网的变化，在任何时间均可发挥最大或最佳的补偿效果［1］。
　　1.1.1　暂态稳定

　　说明可控串补增进稳定作用可利用功角关系。系统的传送功率P与线路电抗X成反比，即 

　　　　　　（1）

　　其中，E、V是送、受端电压，δ是E、V间的相角即功率角。对稳态，当功角δ超过π/2后，δ增加时传输功率反而下降，这样系统将不能维持稳定同步运行。如果在线路上串联电容，其容抗为，线路的补偿度为K，

（2）

　　有串联补偿的线路，其传输功率为 

　　　　　　（3）

　　当K值达到0.5时，功率增到一倍以上。但固定串补由于防止发电机自激等问题，K不可能取值过大，一般都在0.3以下。事实上，超高压交流输电受其他因素所限，也不必要采用过大的补偿度。
　　暂态稳定与前述不完全相同。在系统发生短路故障时，送受端电压会降低，从式（3）看到电压降低使输送功率下降，发电机由于转子存储着能量，在功率突然下降后转子能量将使转子加速，送端发电机加速让输电的功率角δ加大，如果原动机输入能量汽或水不能立即切断，降低功率后加速能量会在δ增大期间聚积，如果故障经过一段时间被切除，送端电压恢复，δ由于转子惯性仍大增大，此时输送功率将超过故障前的量，因而形成减速能量，当减速能量消耗掉故障切除前的加速能量，发电机停止加速，功率角将逐渐恢复到原有的δ值。如果减速能量到功角为初值δ仍不能平衡加速能量，系统将失去稳定进入异步状态而被继电保护切断线路。
　　如果有串联补偿，切除故障后输送功率用式（3）应该大于式（1）输送的功率。如果有可控串补，可以在切除故障后瞬时加大补偿度，使输送功率成倍增加，减速能量更快聚积，在δ更小时达到平衡，进入减幅摇摆，渐趋平衡，系统并不需要长时间过大的输电功率。因此，可控串补在预计将达到稳定化的目的后迅速减小补偿度，也就是使等值容抗下降，回到正常运行的补偿水平[1]。
　　图2是不同补偿方式的暂态稳定功角示意图。其中，Pm是故障前的输送功率，A0、A1、A2表示加速能量（下标0、1、2分别表示没有串补、有固定串补和有可控串补的情况，下同），B0、B1、B2表示故障切除后的减速面积，C1、C2、C3表示稳定裕度。从图2可看出，可控串补的稳定裕度明显大于固定串补和无串补的稳定裕度。图2是定性讨论，事实上暂态过程中，原动机的功率输入会逐渐下降，而负荷平衡更有大幅度的变化，但本质上可控串补对暂态稳定的作用是明显的[1~2]。

图2　不同补偿方式的暂态稳定功角示意图
（a）无串补; (b) 有固定串补;(c) 有可控串补

　　1.1.2　电压稳定

　　在故障或冲击负荷的作用下，过大的电流流过将使系统阻抗引起的电网受电端电压在短时间急速下降，在电压低过一个极限以后，系统电压自己不能恢复正常而进入故障状态，通常称这种现象为电压失稳或电压崩溃[2]。
　　图3表示一个输电系统在假定送端电压不变的条件下负荷与受端电压的关系，其中，曲线1表示没有加串补的一条220kV线路的输电容量与受端电压的关系，曲线上Cr点称为临界点，对应的功率即为传输的极限有功功率。对于送端电压不变的系统，在传送有功功率和无功功率时，其受端电压V用下式表示

　　　　　　(4)

　　其中，E为系统（送端）电压；D=PR+QX；P、Q分别为输送有功功率和无功功率；R、X分别为系统及线路等值电阻和感抗Ω，S为输送视在功率，；。

图3　负荷电压（P-V）曲线及可控串补的电压稳定支撑作用
1—未补偿线;2—补偿度K=0.4;3—可控串补

　　图3中的曲线2和3是根据输送功率因数为0.8画出的，系统运行中发生故障或感应电动机启动时，其功率因数很低，往往下降到0.3以下，对于无功功率较大的情况，其电压崩溃的可能性更大，如果此时有可控串补，将可使系统承担更大的电流冲击，提高电压稳定的裕度也更大。

　　1.2　低频功率振荡和次同步谐振的抑制

　　1.2.1　抑制低频振荡

　　前述暂态稳定进入返回稳态的阶段，输电系统传送的功率是逐渐变化到功率平衡状态的，如果系统对他的阻尼相当大，功率在离开平衡位置后单调地恢复到稳态，也就是重新按式（3）建立稳定的功率角δ。一般系统阻尼较小，系统会经过振荡（或称摇摆）的方式恢复到稳定状态。振荡中传输功率P和功率角δ都以某一频率摇摆，这个频率主要由系统的特性和发电机转子的惯性所决定。如果系统阻尼过小，这个振荡可能在故障后持续很长时间。
　　也有一些电网本身存在着低频阻尼缺乏的固有特性。他由于不明显的扰动原因而长时间地处于传输功率P和功率角δ的振荡状态。
图4　可控串补抑制低频振荡的波形
(a) 发电机功率角δ;　（b）输送功率;（c）可控串补的补偿度变化

　　不论哪一种原因诱发的，持续的振荡都可用电力电子设备加以阻尼（抑制）。可控串补是有效地增加系统阻尼作用的方法。可控串补在抑制振荡中的作用是：在送端发电转子加速时，也就是功率角增加时，增加补偿电压，加大输送功率，使转子（包括原动机）上的动能得到有效的消耗；而在转子系统减速时，也就是在功率角减小时，减小输送功率，使发电机原动机的输出下降。图4是抑制低频振荡时改变可控串补补偿度的效果[1]。图4使用的是最大和零两种补偿方式，即bang-bang控制。也可以采用连续控制，即细调可控串补晶闸管的导通角，使其达到更理想的抑制效果。

　　1.2.2　次同步谐振（S≤R）的消除

　　次同步谐振（subsynchronous resonance）是指发生在串联补偿线路端的发电机扭转振动现象。线路电抗以及发电机变压器漏抗之和X与电容电抗XC的共振频率称为自然频率fN。 ∮

　　　　　（5） 

　　其中，f为工频，50Hz；X、XC为工频的系统电抗与串联电容容抗，Ω。
　　输电线中，频率为fN的电流在发电机定子上产生速率为ωN的旋转磁场，叠加在同步磁场（ω=2πf）上，发电机转子以同步速度旋转，在转子上产生（fN-f）的电流。（fN-f）分量电流与定子电流间产生（f-fN）的转矩。如果转子轴系统存在这个（f-fN）频率的扭振频率，那么，通过发电机转子-定子相互作用，（f-fN）频率电流将被放大，转子在此频率下发生扭振，有可能破坏转子轴系的机械结构，造成重大机组损坏事故。由于fN一般低于工频f，所以称为次同步谐振，但“谐振”一词系借用，实际上频率f与fN之间没有整数关系。次同步谐振过程和轴系扭振动用图5表示。其中，转子轴系分为几个较集中的质量单元，各有集中的振动模式和阻尼系数。

图5　次同步谐振有关部分示意图

　　图5中，CU为汽轮机高压段转子；M1、M2为中压段转子；R为发电机转子；S为发电机固定电枢；E为励磁机电枢；M（ω0）为由工频作用的旋转磁场；T（ωN）为由次同步电流和转子电流产生的转矩；If(f-fN)为励磁电流中的差频分量。
　　发生次同步谐振时，线路电流里面包含工频电流和低频电流I（ωN）,工频电流受I(ωN)的调制带有低频分量。他使每半个周波的波长或长或短，脱离了原来正确的过零点位置，如图6。TCSC可以在工频电容电压VC应过零的部位发生触发脉冲，使晶闸管导通，从而改变了低频延长周期的情况，使系统恢复到正常的电流频率，也就抑制了次同步谐振的发生，这种方法较普遍被TCSC所采用。
图6　被TCSC抑制后的次同步谐振时的电压电流波形（即时反转方法） 来源:输配电设备网

　　可控串补可以改变线路电抗从而实现抑制低频振荡和次同步谐振的功能，同时他也可以改变网络中的功率潮流，使电网运行更为经济合理。在所有的应用领域中，可控串补与固定串补都有共同的或互补的作用，也有极少相抵触的作用（如对次同步谐振等）。因此，可控串补往往与固定串补在同一个系统或同一条线路上采用。其中，固定串补承担提高输电容量的一部分以及暂态稳定初始状态的改善，而可控串补则满足动态和参数变化更快的要求。这样既可降低总的投资，又不增加运行的复杂性。

　　2　可控串补的设备结构和参数
　　
　　图7是一组可控串补的电路，其中S是线路隔离开关，可控串补运行时，S断开，B是单极断路器，起保护作用。在C串入系统后，如果晶闸管阀V不触发，他成为固定串补；当V按控制器的调节作用而触发时，则形成电容与电感并联的电路，由于电感的作用，使电容电压增大，其等效的容抗也将随电感电抗而改变。如果L中的电流或XL可由V任意调节，则等值电抗为X

　　式中，XL(α)、XC为电感等值电抗和容抗。
　　当调节晶闸管阀V的触发角α变化时，XL也在变化，因而改变了串联电容组的电抗。
　　图7中，C为串联电容，XC=8.3Ω、50Hz；TA1为2kA/0.707A，TA2为20A/0.025A，TA3为2kA/0.5A，VD—50kV/5V分压器，TA4为2kA/0.5A；主电感L为4.2mH；阀V为3500A（均方根值），10 s，6.2kV（峰值），n=13；避雷器A为62kV（峰值）；G为间隙；断路器B为500kV，2kA；平台P为对地；阻尼辅助电阻R为2Ω；电感Lg为0.2mH。
图7　500kV可控串补的典型电路及参数例

　　触发角α的定义：电容电压过零后到晶闸管触发导通的时间（见图8）。触发后晶闸管开始导通，电感L上通过电流，电流在α到180°期间增大，180°以后下降。在稳态情况电流增大和减小的时间相等，这个期间称为导通角β。电感电流并不流入线路，而是在电感与电容中环流，这个环流增加了电容器中的电流使电容器的电压eC增大。电容电抗X(α)=eC/i，所以，相当于由触发晶闸管而增大或改变了串联补偿度。从图8也可以看到，电感和电容电流都不是正弦波形，用相量计算方法已不可能。下面介绍的是较为方便的方法[3]。如果电容装设值是C，电感设备值是L，在触发角α(弧度)时，电抗

　　　（6） 

　　其中，；XC,XL是设备的工频电抗；ω0=2πf是工频角速率。

图8　触发角α的定义
VC—电容电压；IC—电流

　　图9给出由式（6）计算出的X与α的关系曲线，他的在图7的说明中。此项计算在容性时可信。

图9　串补电抗值与触发角α的关系

　　在α值的中间部分，X(α)在感性和容性之间是工频谐振区，这是一个不可用的区域，运行中应该避开。
　　补偿度是一个重要的串补参数。补偿度K=-XC/XLi。在可控串补的晶闸管被触发后补偿度成为K(α)=X(α)/XLi。
式中，XLi为输电线路电抗；而a=K(α)/K称为增大系数或可控串补的提升系数。
　　对于具体线路，a往往有几个，一个是常规(或额定)提升系数是可以长时间运行的a值，还规定了短时间的提升系数，例如30 min的a30min和10 s的a10s等。　　
　　当提升系数增大时，晶闸管通过很大的电流，其中谐波成分可能超过基波成分，这些谐波电流是在LC槽路中循环的电流并不流到线路上去。因此线路电流仍是原来的正弦形，线路电流不包含谐波。谐波对系统的影响在于可控串补的电压在提升时不是完全的正弦波形，(见图10中的VC)。这个畸变的电压作用到线路的电压降上，使系统电压有畸变。如果受端系统比较强大，这个畸变会变成谐波电流，但由于提升后的VC比线路电压仍小很多，所以系统中由于可控串补而出现的谐波电流和电压一般很小，是微不足道的。事实上可以不去考虑谐波作用。图10表示可控串补各点的电流波形和电容、晶闸管和电感上的电压波形［３］。

　　当α小于禁区时，整个串补呈感性，其波形与图10所示有较大差别。
　　另一种增大系数的表示方式是a=K(α)/K-1，也有用单位值表示补偿状态的方法。以长时间允许电流作为额定电流在晶闸管阀关闭时电容电压VC为1个单位，当额定电流时，VC的单位值是可控串补提升的标志，用p.u.表示，但注意不能和系统的标么值混淆。

图10　可控串补各支路电流和各设备上的电压波形

　　图10中，i为线路电流；iC为电容支路电流；iL为电感和晶闸管上的电流；VV为晶闸管阀上的电压；VL为电感上的电压；VC为电容器组电压，即可控串补的电压波形，其中虚线表示晶闸管关闭时串补电压。　　
　　
　　3　可控串补的控制和保护[4]

　　可控串补控制分为4层，布置见图11，其中0级是被测控装置，他包括可控串补的各变流器（TA）和电压互感器以及分压器的采样，将其波形和幅值经电光变换传送到控制器（1级），同时接受控制机的阀基电子通路，将各相晶闸管的触发信号传送给TCSC阀，如果是光触发尚有光分配装置，对于电触发的晶闸管，在平台上尚有高电位板自阀电压上取能并做光/电转换以及阀监视任务。0级还包括开关场的旁路断路器（图7中B）和隔离开关的电动机操作。
　　主要控制在1级，在这级内完成闭环控制的全过程，并通过阀基电子直接触发0级的晶闸管。在保护装置得到超限值的采样后，立即作出保护动作的反应，使可控串补被旁路或闭锁，以及动作单极旁路开关等。
　　次同步谐振的抑制作用是在1级完成，他必须在采样过程中发现低频分量或直流成份的电容电压。用同步触发使电容电压立即翻转来消除次同步谐振现象。
　　控制软件可能包括振荡阻尼程序POD以及为增加暂态稳定的瞬时强制平衡功率潮流应变程序。控制机的机柜之间，以及故障录波事件记录机箱之间用现场总线连络，例如，采用基金总线或PROFIBUS等。机箱之间为了速度更快可以采用部分并行总线。无论是现场总线还是机箱之间的连络都用光纤进行，只有标准时钟可以由RS232通信。

　　2级和3级是站控或远程控制，目前技术条件以用工业局域网LAN最合适。而本站控制可以自动也可手动，但在手动控制时，基本的自动环节并不转入手动，这和系统控制策略有关。
　　无论是抑制次同步谐振，增加阻尼还是其他原因改变线路补偿度，即变更阻抗都会有延时效应出现。由提升系数为1到目标最大值约需0.15 s，提升幅值较小则此延时不明显。这种变化补偿或电抗的控制，到目前为止实用的只有PID调节，他既简单又可避免出现明显的直流电压分量。虽然期待更有效更新鲜的调节控制算法走入实际控制体系中去，但到现在还没有突破的迹象，而在研究中的算法很多，希望前景会更好。
　　线路保护，对于有可控串补的线路，可能最好的是纵差动保护。因为他不受故障是发生在串补前还是发生在串补后两者间在幅值和相位上存在巨大差别的影响。电容器本身是常规的差电流保护最合理，他不受巨大谐波分量的影响。　　
　　从图7看到，当线路发生大电流时，可以由晶闸管改变电抗来使过电流下降；当系统发生短路故障时，通过串联电容的大电流使电容电压升高；在晶闸管效能以外的大电流和高电压应当由避雷器（MOV）A放电保护，同时启动断路器B的合闸机构使其合闸，这样可以减少晶闸管的过电压风险和MOV的能量积累。而MOV的能量由保护装置在积算。 ∮

　控制和保护装置可以用相同的数字硬件。例如，用相同的数字处理器（DSP）或多个中心处理器。一般来说，可控串补不需要高精度的触发角控制，只有在环状系统或并行线路需要在高补偿度分配支路间传送功率时，对触发角度的要求才极为精确。

图11　可控串补的分级控制和保护系统　  

　　4　可控串补的使用情况及实例

　　在美国，90年代初，AEP公司在电压等级为345kV的Kanahwa河工程的建设中采用了光触发晶闸管可控串补技术，使他的补偿度由10％可提高到30％，最大能达到60％，该线路1991年试运行。1992年，美国尤他州调试投运了Kayenta，工程，线路电压等级为230kV，串补的可控部分基本上采用了西门子公司无功补偿器SVC的设备。随后，美国BPA公司投运了一个联络线工程，即Stall可控串补，电压等级为500kV，补偿器容量为202Mvar。
　　在我国，最近将投运的天广线可控串补是500kV线路固定串补与可控串补的组合型式，采用光触发晶闸管，其参数如本文图7介绍的情况，控制器的配置预计如本文图10。
　　瑞典在400kV联络线上成功地运行了一条可控串补装置。下面将较详细地介绍巴西的可控串补工程。
　　在巴西，南部和中西部组成一个大电网，南部西部是工区发达地区，耗电量很大。巴西东北部包括亚马逊河三角洲和亚马逊支流地区，由于修建圣弗朗西司水电站，而存大量多余的供电能力，这样在南北之间需要一条连络线，巴西国家能源控股公司（Electrobras）决策用交流串补输电，又由于巴西南北联络可能存在0.17Hz的低频振荡，因此线路采取部分可控串补，以抑制低频振荡并且进一步稳定化。巴西电网有关部分见图11[4]。

图12　巴西联络线可控串补位置

　　巴西联络线全长1020km，500kV输电线，额定电流为1500A，中间的电容已被电抗器100％补偿。输电容量达到3300MW。
　　其中CVa和CVb是2组可控串补，目的在于抑制低频振荡和次同步谐振。固定串补分为6级，SC1到SC6,总的固定补偿度达到54％，每组电容容量为161Mvar。
　　在Imperatriz的可控串补CVa由ABB公司提供，在Serra de Mesa的可控串补由西门子公司提供。这两组可控串补的晶闸管都是电磁触发，虽然西门子已有8kV光触发晶闸管，但在巴西线路上没有采用。西门子提供的可控串补的一些主要数据如下：
　　线路电压500kV，频率60Hz，补偿度5%～6％持续运行；容抗13.27～15.92Ω。短时间补偿度7%～15％；额定无功容量107.46 MVar，短路容量20000MVA最大；额定电流1500A(持续)，30min电流2250A，10s电流3000 A；避雷器3×19MJ；晶闸管额定电流3550A，每支晶闸管电压5.15kV；每相串联晶闸管数23+3，1999年6月投入运行。

　　5　几点看法

　　可控串补由于它的效果良好，有着广泛的发展前途。
　　技术上比较成熟，可以在大电力系统中担任重要输电任务，对于抑制低频振荡增加暂态稳定有着明显的作用。

　　应该采用光触发晶闸管，取代以前使用的电磁触发方式，可以使设备简化并提高可靠性。

　　6　参考文献

　　[1]　N G Hingorani, L Gyngyi. Understanding FACTS. Now York: IEEE Press, 2000.
　　[2]　R M Mathur, R K Varma. Thyristorbased FACTS Controllers for Electrical Transmission Systems, IEEE Press Wileyinterscience,2002.
　　[3]　G J Wakiler. Power System Harmonics Fundamentals Aualysis and Filter Design. Springer.2001.
　　[4]　Siemens. EV Report. 1999