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1、串补/可控串补技术,串补技术原理串补的实现形式串联补偿技术国内外发展状况国内工程介绍串补在系统中的作用串补/可控串补的实现：主设备、技术问题,串补 （Series Compensation）/ 可控串补（Thyristor Controlled Series Conpensation）,串补装置技术原理,串补技术原理,串联补偿是利用电容器组串联于交流输电线路中，用于补偿交流输电线路的电气距离(线路电抗)可控串补是利用电力电子手段调节补偿度的串补串补装置,串补技术原理,串补调节输送功率,改变沿线路的电压分布,U,L,提高线路输送功率能量,串补改变功率分布,控制环网中的潮流分布降低网损,串补/可控
2、串补技术,串补技术原理串补的实现形式串联补偿技术国内外发展状况国内工程介绍串补在系统中的作用串补/可控串补的实现：主设备、技术问题,串补的实现形式,固定串补FSC开关投切的串联补偿BSSC晶闸管投切的串联补偿TSSC可控串补TCSCS,开关投切的串联补偿BSSC,Thyristor Switched Series Capacitor (TSSC),iL,uC,xC,可控串补TCSC,晶闸管控制的串联补偿TCSC装置1， TCSC基本原理,iL,iV,uC,xC,串补/可控串补技术,串补技术原理串补的实现形式串联补偿技术国内外发展状况国内工程介绍串补在系统中的作用串补/可控串补的实现：主设备、技
3、术问题,串联补偿技术国内外发展状况,串补技术是一种成熟的技术。90年代中期，总安装容量已超过90,000Mvar。应用覆盖(超)高压输电的各个电压等级。1991年可控串补技术开始工程应用。,串联补偿技术国内外发展状况,串联补偿技术国内外发展状况,国内：固定串补装置在徐州附近的阳城串补，500kV，已投运（2000年) 。河北境内的大房串补，500kV,已投运（2001年)。南方电网：河池串补可控串补装置南方的苹果500kV可控串补工程，2003年 6月投入运行国产化的一套可控串补装置：甘肃成碧220kV可控串补2004年12月投运,串补/可控串补技术,串补技术原理串补的实现形式串联补偿技术国内
4、外发展状况国内工程介绍串补在系统中的作用串补/可控串补的实现：主设备、技术问题,国内工程介绍,中国电力科学研究院 武守远,阳城串补工程简介,阳城电厂装机容量2100MW，送电距离700公里。远景装机3300MW。采用3-2-3方案，串补度为40%（远景提高到70%）。安置在三堡开关站。容量为2500Mvar，电容器8串40并；MOV安装容量50MJ（计算容量26MJ，推荐容量37MJ）。,东明,大房串补工程简介,华北大房500kV线输电距离290公里，目前输电能力为双回线1800MW。东北-华北联网后，大房线稳定水平降低2030万千瓦。采用串补度为35%的串补后，可使大房双回输电能力提高40多
5、万千瓦。串补安置在线路中间，串联电容容量2375Mvar，4串20并。MOV容量40MJ。,大同电厂,290km,华北电网,2005年南方电网接线示意图,天广可控串补工程First TCSC project,天广可控串补工程,采用35常规串补和5可控串补。提高向广东电网的输电能力1624万千瓦，抑制低频振荡，防止N1时线路过载。常规串补容量2350Mvar，可控串补容量250Mvar，MOV计算容量27MJ。推荐值30MJ。,天广可控串补装置,甘肃碧成天可控串补,碧口地区可以外送电力达36万千瓦以上，线路稳定极限为24万千瓦。采用50的可控串补可以满足外送需要，则汛期内可多送电量4.21亿千瓦
6、时。按平均电价0.285元折算，每年可增加售电收入1.2亿元（含税）。,碧成可控串补装置示意,可控串补工程,奉节串补介绍,川渝电网与华中主干电网联网工程现有2回500千伏线路，该双回线路西起万县500千伏变电站，东至龙泉500千伏换流站，每回线路长度约为360千米。奉节500千伏串补站位于该双回线路距万县500千伏变电站约130公里处，串补站站址位于重庆市万州区奉节县。奉节串补：容量2600MVAR，串补度35%，FSC。计划于2006年6月投入运行。,奉节串补介绍,奉节串补站两端口系统等值图,三堡三回串补工程,将安装在从山西省阳城电厂到江苏省三堡变电所的500kV输变电系统中。建设东明开关站
7、到三堡变电所的第3回500kV（线路长度约267km），同时在本线路的三堡变电所侧装设1组容量为529Mvar补偿度为41.4%的串补装置。加装此组串补装置及输电线路后将提高系统稳定水平和提高系统输送容量。将于2006年6月投运。,三堡三回串补工程,串补在系统中的作用,串补在系统中的作用,改善系统的稳定性；增加系统的输送能力；改善运行电压和无功平衡条件；降低网损；均衡潮流分布；经济性。,可控串补的系统应用,在网型电网中，可控串补可用于控制线路潮流。改善系统稳态运行状况，降低网损。提高暂态稳定性，增加系统传输能力。改善系统无功平衡、提供电压支持。可控串补可用于阻尼系统两区域之间的低频振荡（0.2
8、-2.0Hz）。可控串补可用于消除SSR的风险，使补偿度提高。可控串补在故障期间，通过晶闸管旁路可降低短路电流和MOV的能量定值。抑制线路不对称分量。,可控串补与固定串补的比较,优点：在网型电网中，可控串补可用于控制线路潮流。优化系统运行方式、降低网损。利用短时过载能力，提高系统稳定性和传输能力。阻尼系统低频振荡。能够消除SSR的风险，使补偿度提高。可降低短路电流和MOV的能量定值。抑制线路不对称分量。缺点：技术复杂程度增加；造价高；可靠性稍低。,串补/可控串补技术,串补技术原理串补的实现形式串联补偿技术国内外发展状况国内工程介绍串补在系统中的作用串补/可控串补的实现：主设备、技术问题,串补/
9、可控串补工程实现问题,串补/可控串补工程,运行简单：给定投入/不投入命令对于TCSC，给定投入/不投入命令，是否投入可控（可控的稳态工作点给定在额定提升倍数）,安装/指导安装,串联补偿装置主设备,电容器；MOV过电压保护；间隙保护；阻尼回路；隔离开关和断路器；监测、保护和控制系统；绝缘平台。隔离刀闸,C电容器组；R氧化锌避雷器保护（ZnO）D阻尼回路G1间隙保护 S1旁路开关,TCSC装置主设备,电容器；MOV过电压保护；间隙保护；阻尼回路；隔离开关和断路器；监测、保护和控制系统；绝缘平台。可控串补晶闸管阀水冷系统,TCSC的运行特性,可控串补运行特性曲线,A：触发角限制B：可控硅闭锁 C：电
10、容器电压限制D：可控硅全导通E：触发角限制 F：谐波发热限制G：可控硅电流限制,串补/可控串补主设备电容器,电力电容器的基本结构,主设备1,外熔丝电容器,内熔丝电容器,无熔丝电容器,电容器的过载能力,固定串补电容器耐受过电流能力（国家标准和IEC标准）,固定串补电容器耐受工频过电压能力（IEEE标准）,碧成可控串补电容器组,主设备之2金属氧化物限压器MOV,MOV的容量（计算值，推荐值，采购值）；取决于系统条件、保护水平、故障形式；满足电容器保护和系统运行要求（摇摆电流、区内故障和区外故障）。设备关键技术：能耗高；均流问题老化问题,限制主设备电容器两端的电压，保护电容器,可控串补MOV,保护间
11、隙GAP,一般具备强制性触发功能；间隙动作：MOV的能力和温度；电流变化梯度；电流能够承受故障电流和电容器放电电流；触发时间一般大于11.8ms；最小触发电压一般大于1.7pu。,用于快速旁路电容器，同MOV配合，构成串补电容在短路期间的过压保护,主设备之3,串补主设备之4：旁路开关,与一般开关不同，对分闸时间没有要求，合闸时间一般不大于50ms。开关断口电压低，对地绝缘高，操作机构要改进。在闭合位置要有闭锁功能。能够承受电容器放电电流。使用维护：同常规断路器相同,阻尼回路,电抗型 电抗+电阻型 电抗+间隙串电阻型 电抗+MOV串电阻型,主设备之5,碧成可控串补阻尼装置,TCSC控制系统,串补
12、设备之6,串补/可控串补控制系统,控制系统,全数字高集成控制系统控制和保护的结合/不同于传统的线路微机保护/不同于传统的常规电力控制FSC/TCSC控制保护本身是装置的设备控制保护，只针对设备本身/特定性运行维护的技术要求高,平台测量部分,激光送能,串补设备之7,超高压输电系统平台上测量和数据采集系统设计要求,超低功耗：为了避免与地面装置的电磁耦合，超高压平台测量和数据采集装置得工作能源不能直接通过地面控制电源供给，而是一般采用一次取能或者非电磁形式送能。为了减少对工作电源能量的需求，要求设计的数据采集装置具有极低功耗；强抗干扰能力：超高压输电系统平台上的大电流、高场强会对模数转换过程和数据通
13、讯造成极大的干扰，这要求设计的数据采集装置具有极强的抗干扰能力；宽模拟量测量范围，以适应各种工况。,6可控串补主设备可控硅阀体,通过导通角控制，调节串补的等值阻抗有串联高电压大功率晶闸管组成,可控串补工程晶闸管阀体,7可控串补主设备可控硅冷却系统,用于冷却大功率晶闸管阀体,串补/可控串补的几个技术话题,1, TCSC的谐波问题,稳态运行时，TCSC对系统波形畸变率的影响很小，在工程允许范围内工况调整过程中，TCSC线路电流、电压谐波畸变率不超过工程允许范围,成碧线可控串补谐波测试结果,可控串补装置投入，谐波没有很大变化，不会影响系统正常运行。串补带电试验谐波电流以5次为主，为4.11A，其他为
14、7次3.49A，9次3.15A。TCSC与FSC切换试验谐波电流以7次为主，为4.16A，其它为5次3.54A，9次3.75A。可控串补容抗调节谐波电流以7次为主，为4.83A，其它为5次2.46A，9次3.88A。可控串补持续高容抗试验谐波电流以7次为主，为4.27A，其它为5次2.69A，9次4.13A。未投串补时线路的谐波电流以7次为主，3.26为A，其它为5次2.43A，9次2.36A。,2, 串补对继电保护的影响及对策,由于在发生短路故障时，串补线路直流分量衰减变慢；线路保护动作速度一般小于30ms，可能引起某些保护（如距离保护段）超越。对于基于波形比相原理的模拟式保护，需采取必要的
15、滤波措施或缩小段的保护范围；对于微机型保护，受其影响与算法有关，易于在算法上采取措施，一般影响不大。,串补对继电保护的影响及对策,串补线路故障引起距离保护缩范围 。措施有：采用分相电流差动原理的保护；采用功率方向纵联或（方向）距离纵联保护；在可控串补装置侧加设特殊的故障方向判别元件，使相关保护（如本侧距离保护）的保护范围延长；采用微机保护，并要求在投运前通过动态模拟试验。可控串补装置外（靠线路侧）和母线上必须同时装设电压互感器。,B,串补对继电保护的影响及对策,研究和仿真计算表明，正常运行工况下，可控串补产生的谐波只在可控串补内部流动，而外部电压和电流波形均有良好的对称性，对继电保护装置基本没
16、有影响；当发生短路故障后，可控串补产生的谐波情况要复杂一些，并且与补偿电容是否旁路有关，分析表明由其引起的外部谐波的增加仍然是有限的，对继电保护装置的动作特性不会造成大的影响。为了改善测量元件的精度，继电保护应提高其对输入信号的滤波能力，并应经动模试验检验。,3, 断路器断口恢复电压问题,在串补线路故障跳闸后，恢复电压上将叠加电容器的残压，若串补电容未被旁路，恢复电压会有所提高。如果断路器断口恢复电压峰值可能超过IEC标准（根据系统操作过电压计算结果）。解决的方法之一是在串补线路内部发生故障时由线路两侧保护向串补装置发出控制命令将保护间隙击穿并投入旁路，使串补电容迅速放电。为此要为保护发出命令
17、提供远程通信通道。,4, 潜供电流问题,当线路上有串补时，在单相接地过程中，若旁路断路器和火花间隙均没有动作，则电容器残余电荷就可能通过短路点及高抗等组成的回路放电，从而提高了潜供电流暂态分量的幅值。由于其衰减较慢，有可能影响潜供电流的自灭，对单相重合闸不利（由系统计算确定） 。一般情况下，这个潜供电流的影响并不大，无需采取措施。若计算结果表明不满足目前单相重合闸时间的要求，则应将单相重合闸间隔时间适当增大或者强制触发间隙。,无串补,有串补,潜供电流,有串补，主动旁路,SSR机理,感应发电机效应机电扭振互作用暂态力矩放大作用,5, 扭转相互作用造成次同步谐振,当电网的自振频率和汽轮发电机轴系的
18、扭转固有频率互补，便可能激起次同步谐振。转子振荡所感应的很小的电压会产生很大的次同步电流，这一电流又会造成转子力矩的振荡分量，从而加大转子振荡。当这一力矩大于机械阻尼，机电系统便会谐振。,扭转相互作用造成次同步谐振,次同步谐振的条件是串联补偿的汽轮发电机定子电路的自振频率接近于和轴系扭转振荡的某一个固有频率互补，造成电气和机械系统之间强烈的耦合作用。次同步谐振的后果是非常严重的。一旦形成扭转振荡，轴系可以受损害，甚至于断裂，或者造成轴系疲劳寿命的消耗，影响轴系安全。,SSR的IEEE第一标准模型简图,SSR的分析方法,频域分析法频率扫描法复转矩系数法特征值分析法时域分析法EMTP,频率扫描方法
19、,TCSC抑制SSR的触发算法试验研究,SSR的防止措施和对策,滤波和阻尼发电机方面的改进串联电容器的控制继电保护及检测设备系统的切合和切机,串补/可控串补的工程实现,可控串补 安装调试简介,串补站现场安装工作量,支架、平台安装可控串补成套装置安装调试交流场配电装置安装调试水冷系统安装调试交直流系统安装调试站控及保护安装调试线路改接等,施工阶段,基础施工电气设备安装装置调试装置接入系统调试,现场施工流程图,系统试验内容,碧成线串补平台带电试验 ；碧成线串补带电试验（空载）；带串补投切空载碧成线路试验 ；碧成线串补带电试验（正常负载，合环）；TCSC与FSC切换试验；可控串补持续高容抗试验 ；控
20、制系统切换试验 ；碧成线可控串补容抗调节试验串补本体保护电源掉电试验 ；抑制低频振荡试验 ；大负荷稳定试验；碧成线成侧单相瞬时短路接地试验 ；谐波测试 ；,抑制低频振荡试验,试验时间：2004/12/23 11:30地点：220kV碧成可控串补站试验人员：由中国电力科学研究院与陇南电力公司组成的测试组试验前系统状态：串补装置投入运行，碧成线传输功率：170MW，控制调节系统A为主，B为从；测试仪器：可控串补TFR记录装置测试方法：手动点跳碧成线成县侧线路断路器，造成单相跳闸，1”后重合，测试在系统受到干扰的情况下，可控串补对系统摇摆的抑制作用。,1. PSS投入、串补退出条件下，单相点跳碧成线
21、成县侧开关,2. PSS投入、串补投入，POD功能退出，FSC方式下,单相点跳碧成线成县侧开关 。,3. 在PSS投入、串补POD功能投入，TCSC1.1方式下,单相点跳碧成线成县侧开关,人工接地短路试验,试验时间：2004/12/25 13:52地点：220kV碧成可控串补站试验人员：由中国电力科学研究院与陇南电力公司组成的测试组试验条件：220KV碧成串补装置运行在TCSC状态，目标阻抗设定在1.1p.u.，POD功能投入；碧口电厂出力约为170MW；在碧成线距成县变电站约5km进行单相人工短路 ；测试仪器：可控串补TFR记录装置,接地短路试验时阀、GAP以及MOV电流录波图从图形看出，MOV限压后，MOV电流保护在1ms之内动作；MOV保护动作后同时触发GAP与阀，阀与GAP均流过故障电流和放电电流。A相旁路开关合闸。,投运后运行情况,2004年12月27日投入运行到现在装置目前运行良好。根据目前运行情况，实际最大输送功率已达到到28万千瓦。今年汛期(比去年同期)多送电4.2亿千瓦时，按平均电价0.285元/千瓦时计算，已增加售电效益约1.2亿元(含税约1.4亿元)，其经济效益和社会效益十分显著。,武守远010-82416085,
