串补平台范文-盘古文库

串补平台范文（精选6篇）

串补平台第1篇

随着西电东送战略的实施，长距离大容量输电线路中采用固定可控串补技术在南方电网得到了广泛的应用。固定可控制串补平台处于高电压强磁场的环境中，平台测量箱供能方式是必须要解决的问题。光纤通信以其抗电磁干扰及其优质的传输特性，成为测量控制装置供能及数据交换的传输媒介，采用激光供能成为了测量控制装置电源供能的首选。作为一种新的发展趋势，激光供能将更多地应用在电力系统的控制保护中。

2 激光供能应用实例

2.1 实例1

某500kV串补站的光纤平台测量系统供能方式的简略图如图1所示。

从图1可以看出，串补测量平台共有两种供能方式，串补装置正常运行时测量系统电源能量由电流互感器从线路电流获取 (CT取能) 。当电力系统发生故障引起线路电流不稳定或串补装置检修时，为确保测量系统电源供给的连续性，测量系统自动切换为激光送能。

所谓激光送能电源，就是由地面的激光驱动单元发生激光，通过送能光纤把激光能量传送到高压平台，再由高压平台上的光电转换器件及相应的外围电路将光能转换为电能而形成的直流电源。激光送能电源是本测量系统电源的重要组成部分，它确保了测量系统电源供给的连续性和可靠性。

激光送能单元串补小室部分原理如图2所示。其主要功能包括:CT取能电源异常时，串补小室激光控制单元通过控制光纤接收平台测量箱的监测信号，向驱动单元发出控制命令，驱动激光二极管产生激光，并通过送能光纤将激光传输至高压平台进行能量切换。驱动单元同时监测激光二极管的运行状态，并将监测到的电流、温度等信息通过激光控制单元的SOE网传输到人机界面 (输入信号分辨率:1ms) 。

激光送能单元高压平台部分的原理如图3所示。其主要功能包括:监测平台上电源的运行状态，并通过控制光纤将监测信号下发到地面串补小室激光控制单元。同时通过送能光纤接收激光能量输入，并将激光能量转换为电能，与其他电源 (CT取能) 并联对数据采集装置供电，利用储能单元实现能量的无间断供给。送能光纤和信号光纤光衰耗满足IEC60143-2第2.8条款的规定3d B/km*l，且光纤信号传输具有不少于6dB的裕度，光衰耗检测要求在保护试验之前进行。

串补站应用CT供能与激光供能并联向平台测量系统供能的方式，实现了储能单元对测量平台的无间断供电，且两种供能方式都有极强的抗电磁干扰能力，保护小室激光送能单元还具有电源工作情况实时监测的功效并能通过CAN网与控制中心进行通信，这些都是建水串补站测量平台供能方式的优点。

2.2 实例2

某串补站数据采集由安装在平台上的光纤测量系统完成，其平台测量系统激光供能方式如图4所示。

从图4可以看出，OPTODYN系统的供电回路，由激光器、激光驱动电路、光纤、光电转换器 (光电池) 、DC/DC变换器、监测反馈回路组成，其中安装在控制室里的激光驱动器驱动激光器L06M将电能转为光能，经芯径200μm/240μm的专用供能光纤传至OPTODYN系统的光电转换器，光电转换器将光能转换成为电能，电信号再经DC/DC直流升压变换器输出稳定的直流电压 (额定功率光源下，光电转换电源模块接额定负载时检测其输出电压，偏差不得超过额定值的±3%) ，为OPTODYN系统的数据采集电路、编码及光纤数据发送等电路提供相应的工作电压。供能光纤为波长850nm的多模光纤，光衰耗8db/km*l+1.0 d B，串补试验前检测光衰耗。

平台测量箱的模数转换单元依据同步采样脉冲信号，实现对测量、控制信号的模数转换功能。模数转换完成后，采用芯径62.5μm/125μm的数据光纤将光信号传输到保护小室，从而实现对平台信息的监控作用。数据光纤为波长850nm的多模光纤，光衰耗4dB/km*l+0.4 d B，串补试验前检测光衰耗。

激光送能单元串补小室部分原理如图5所示，此处监测反馈回路的优点在于可以通过监测远程单元的工作电流来自动调节激光器的功率，以获得适当的输出光能，如在冬季低温时，可以自动调低激光器的输出功率，延长激光器的工作寿命。平台上的光纤直接与保护室控制保护系统相连接，平台下不再需要光纤转接盒，如此减少中间冗余环节，供能更可靠。就地HMI网络实现人机对话。

博尚串补站测量平台只是一进一出两根光纤与保护小室激光供能模块相连，当出现激光供能模块故障或激光通道故障时，由于平台的数据转换电路和光纤发送电路失去了工作电源，将会出现激光故障信号和光纤通信故障信号，从而中断对测量平台的供能。

西门子L06M激光器是低压工作器件，容易受到静电或电流变化的影响而损坏，为了保护激光器，激光驱动电路采用限流、防止浪涌冲击的恒流驱动，这是西门子激光驱动回路的优点。

3 两种供能方式的对比

通过以上串补站测量平台激光功能的描述可以看出，中国电力科学研究院所生产的供能方式的优点在于激光供能与CT取能并联对数据采集装置供电，两种供能方式自动、平滑、无缝切换，保证了测量平台供电的不间断性。而由西门子公司生产的供能方式的优点在于可以通过监测反馈回路来实现自动调节激光器的输出功率，可以延长激光器的工作寿命，而且西门子公司的激光供能回路比电科院的简单，每相平台的两套测量系统只需四根光纤与保护小室两套供能装置相连，同时实现激光供能与数据传输的作用，使用的光缆数量少，经济性和可维护性比较优越。

两个测量平台激光供能系统主要特性比较如表1所示。

现阶段，激光供能在串补变电站的保护测量系统应用已较广泛，但由于激光供能技术还不是很成熟，各生产厂家的供能方式也不尽相同，供能的不稳定性是造成保护系统退出运行的主要原因之一，因此还需要不断地改进激光供能系统，提高激光供能设备运行可靠性，才能保证串补保护测量系统的稳定运行。

参考文献

[1]田杰, 尹建华.可控串联补偿 (TCSC) 的分析研究[J].电力系统自动化, 1997, 21 (10) :43-47.

[2]GE Energy.Baise Series Compensation Pro-ject:Protection&Control System Description of Op-eration[Z].U.S:GE Energy, 2005.

[3]500kV博尚串补站SIEMENS串补保护测量控制系统说明书[Z].SIEMENS公司.2010

[4]500kV建水串补站运行规程.2009

串补平台第2篇

关键词：特高压,串补平台,吊点位置,吊装索具

0 引言

特高压南阳站扩建工程, 其串补平台长27米, 宽12.5米, 重65.5吨, 需将其在地面组装好后, 吊装并在11.2米高的位置进行安装。此前, 国内尚无如此大尺寸串补平台的安装施工经验。由于整个串补平台与下部的接触点为14对位置固定的球头与球窝, 误差要求很小, 才能满足安装定位的要求, 在吊装过程中, 采用何种吊装布点才能最大限度的降低变形量以提高安装精度, 是亟需解决的问题。

1 吊点选择

组装好的平台重:65.5吨 (包含主梁、次梁、格栅、附件及吊具) 。

在对串补平台的结构外形进行分析后, 决定将吊点选择在两侧的主梁上, 每个主梁上设置4个吊点。在吊点设置上, 一方面考虑整个串补平台的受力均衡, 另一方面考虑吊点的吊挂便利 (与最近的次梁外缘保持20CM的间距) , 最终选定吊点位置如图所示。

平台重G=65.5t, 图中C、E、F、G为该侧吊点, 钢丝绳EAF与CAG为等长对绳, 吊绳与串补平台之间垂直距离AB=10m, 吊绳长度及受力计算:

∠CAB=31.4°满足安全要求

2 吊点受力分析

采用上图所示的吊点分布后, 对串补平台进行受力分析, 考虑到吊点平均分布在两端的主梁上, 故选取其中的一根主梁进行受力分析, 将单根主梁、相关次梁及附属物的重力合力作为整体考虑, 并将其转化为均布在主梁上的载荷q, 就可将主梁的受力设定为如下模型, 其受力分析如下:

该受力模型中, 单根主梁、相关次梁及附属物的重力合力G=32.75t, 4个吊点的拉力FA, FB, FC, FD, 列出力矩平衡方程及受力平衡如下:

解得:FA=FB=8.246t

3 吊装索具选择

根据上文计算, 单根钢丝绳垂直平面内拉力为8.246t及8.129t, 取较大值8.246t进行校核:

钢丝绳拉力:

式中:K1—动载系数, 取1.1;K2—偏载系数, 取1.1。

吊装索具承受拉力为11.69t, 可选择规格型号为φ40-6×19+1的钢丝绳 (1 770MPa强度等级) 作为吊装钢丝绳, 其许用破断拉力为869 000N。

安全系数:η=869 000/ (11.69×103×9.8) =7.58, 满足安全要求。

4 缆风绳的选择

根据50年一遇的最大风力计算, 对平台长轴断面产生的风力不超过2吨, 缆风绳工作状况如图3所示。

单侧2根缆风绳受力:

单根缆风绳承受拉力为2t, 可选择规格型号为φ13-6×19+1的钢丝绳 (1 770MPa强度等级) 作为缆风绳, 其许用破断拉力为91 800N。

安全系数:η=91 800/ (2×103×9.8) =4.68, 满足安全要求。

5 串补平台吊装强度校核及变形计算

主梁受力分析与实际受力状况进行复核:Mmax=64 938N·m

5.1 主梁强度校核

主梁采用的H型钢HW400×400×13×21, 抗弯界面系数W=3 340cm3, 材质Q345B的屈服强度σ=345MP。取许用应力[σ]=160MP

故该主梁在吊装过程中满足强度要求。

5.2 主梁挠度计算

查取Q345B的杨氏模量取值, 在20°-100℃的气温环境下, E=200GPa, I=66 900cm4, 再分别将各段对应的均布载荷q、长度l等数值代入后, 计算得出:

由以上数据可见, 在吊装过程中, 串补平台的弯曲变形量很小, 能够满足安装过程中球头与球窝对照的精度要求。

参考文献

[1]DL/T5372-2007-水电水利工程金属结构与机电设备安装安全技术规程[S].中国电力出版社, 2007.

[2]杨碧芸, 王晓军.500kV串补平台安装施工方法的优化及应用[J].云南电业, 2009, 179 (9) ;39-41.

用于串补保护的间隙触发装置的研制第3篇

串联电容器补偿技术可提高超高压输电线路的输电能力和系统的稳定性,降低高压线路输电的损耗。当串补线路发生故障时,金属氧化物变阻器(MOV)氧化锌压敏电阻动作并限制串补电容器两端的电压,以保护装置的可靠运行。由于MOV的吸收能量有限,在一个较短的时间内,如果触发间隙无法可靠动作,MOV就会由于积累的能量无法及时散失而发生爆炸。据广西百色500 kV串补站站内工作人员介绍,目前触发间隙的正确动作率只有30%左右,站内多次出现MOV爆炸现象。因此,有必要研究间隙触发装置(gap triggering electronic device,GTED)动作的可靠性,以减少MOV故障率。GTED的可靠性可从2个方面衡量:一是在规定的电压门槛值内能否可靠触发间隙;二是从接收触发命令到发出间隙触发脉冲的时间是否满足要求。

本文详细描述了GTED的设计过程,并通过大量的试验去验证和解决问题,说明了所研制的GTED的可靠性。

1 GTED的设计方案

典型的固定串联电容补偿装置的主接线图如图1所示。图中:C为串联补偿电容器组,一般补偿度为40%～50%[1];MOV用来保护电容器组免受过电压的损坏;G为触发间隙,保护MOV,其触发判据是MOV的通流和温度越限[2];QF为旁路断路器,用于G的熄弧和串补电容器的投退。

串补火花间隙保护原理如图2所示。

图2中:G1,G2,G3为主间隙;g1,g2,g3为辅助密封间隙;C1～C6为均压电容器(电容为3 nF,不是串补电容器);R1,R2,R3为限流电阻器;T1,T2为脉冲变压器;GTE-PA1,GTE-PA2为安装在A相串补平台金属箱内的2个冗余的GTED,各通过4根光纤(2根激光供能光纤,1根触发光纤,1根报文回送光纤)与控制保护小室的保护装置相连。

间隙触发的机理如下:当GTED接收保护送来的触发命令时,触发g1;C1经过R1和g1放电,放电电流通过T1将g2触发;同样,C2经过T2,R2,g2的放电电流将g3触发,从而一次电压主要加在C4,C5,C6上。此时,G3两端因为承受约2/3的总电压而自触发,电压加在G2上,G2自触发,然后电压加在G1上,G1自触发,从而实现所有主间隙的贯通。

关于间隙等设备的整定,以河池串补站为例,串补电容器的额定电压为66 kV(由于电压等级低,故与图2相比减少了主间隙G3,均压电容器C5,C6,以及T1,g3,R3等),MOV的保护等级为2.37(标幺值)[3],即峰值为221.2 kV,平均到每个辅助密封间隙的电压峰值为55.3 kV。工程中按1.1倍整定辅助密封间隙的自触发电压,即为60.8 kV,调整主间隙自触发电压为244 kV,以保证MOV动作时不会发生自触发。要求整个主间隙在额定电压峰值的1.8倍,即168 kV时能确保强制触发成功,此时每个辅助密封间隙两端的电压为42 kV,即强制触发电压门槛值为自触发电压的69%;在满足自触发电压的条件下,这个门槛值越低,越能确保强制触发成功的可靠性。

GTED的原理图如图3所示。下面分几部分来分析GTED的原理。

1.1 取能

GTED通过激光供电取能。E1,E2是2个光伏电源转换器,最大输出电压可达约6.3 V,在250 mW的光功率下可产生约17 mA的电流,通过二极管VD1,VD2向C1充电,形成电路的供电电压VCC,再通过3.3 V的低压差线性稳压器(LDO)给复杂可编程逻辑器件(CPLD)供电。采用低功耗的CPLD,稳定情况下,GTED的总耗电量约6 mA,因此,2路激光供电是可以冗余的,即任何一路都可实现单独供电。能量储存在大容量电容器C1中,充分保证了取能电压的平稳。

1.2 触发能量

通过图3所示CPLD的引脚8周期性打开Q1,使升压变压器T1通过整流桥给C2充电,C2中储存着间隙触发所需要的能量。CPLD通过引脚9,10设置了2个电压门槛值,分别为280 V和380 V。Q1的导通周期有2种,对应于电容器C2的快速充电和慢速充电:当CPLD监视到电压在280 V到380 V之间时,CPLD控制引脚8进行快速充电;当电压大于380 V时,慢速充电。C2中储存着间隙触发所需要的能量。

如图1所示,GTED的输出端子连接在高压脉冲变压器的原边,因此,CPLD通过监视引脚9和10,也可以监视整个触发通路是否正常。

1.3 取能监视

CPLD从引脚2每隔一段时间发出1个短脉冲,启动三角波发生器的输出从0开始上升,通过比较器将它与采样到的VCC电压进行比较。同时,CPLD开始对引脚3的高电平的脉宽进行计时,脉宽越宽表示VCC电压越高。根据脉宽用D3D2D1数据位将被监视的电压等级分为7段。这个过程需要经过仿真、计算和实际测量才能得到正确的结果。

控制保护根据接收到的报文的D3D2D1位来调节供电激光器模块的电流强度,使GTED的VCC在正常范围内波动。另外,当GTED的VCC低于设定的下限门槛值时,CPLD通过读取引脚11的电平将D0置为1,控制保护读取到D0为1时,将以允许的最大梯度增加激光器的电流。需要注意的是,供电用的激光器和取电用的光伏电源转换器价格非常昂贵,如果调节梯度过大会缩短激光器的使用寿命,甚至使之损坏,激光能量过强也会“烧坏”光伏电源转换器,因此,激光器的调节梯度一定要缓慢,且要设置上限门槛值。

1.4 报文发送

GTED利用CPLD的引脚5控制发光管VD4(如图2所示)发送光脉冲,通过光纤以异步的方式向控制保护发送报文信息,反映GTED内部的状态和动作信息。每一帧报文信息共11位数据,每位数据的宽度为2 μs,每隔120 μs启动1帧数据的发送,各数据位的含义如表1所示。

1.5 “心跳”脉冲和间隙触发命令

控制保护每隔一段时间通过光电二极管VD3向CPLD的引脚13发送一个短脉宽的“心跳”脉冲,GTED接收到该脉冲后产生数据位D4回报给控制保护,控制保护据此判断触发光通路是否完好。当控制保护发送间隙触发命令时,会仍然通过VD3向

GTED发送2个宽脉冲的光信号,当GTED判断光脉冲的脉宽大于设定的门槛值时,即认为是触发脉冲,通过引脚7打开Q2,经过脉冲变压器T2和隔离电容器产生脉冲打开Q3。C2中储存的能量经过输出端子和高压脉冲变压器原边放电,在脉冲变压器原边流过脉冲电流,从而在高压脉冲变压器副边产生高压脉冲(幅值可达17 kV以上),从而将图2所示的g1“点火”。用高压探头测量“点火”时脉冲变压器输出的波形,即密封间隙g1的触发波形(见图4),可见在脉冲变压器上升到约4.2 kV时就将g1点火,时间小于1 μs(1 μs之后的振荡波形是脉冲变压器原边和g1通过脉冲变压器副边的放电电流共同作用而产生的振荡,不影响间隙的导通)。CPLD通过引脚6探测流过Q3的电流,形成数据位D5,表示GTED输出了间隙触发信号。

2 需要注意的关键问题

GTED的研制需要重点注意以下几个关键问题。

2.1 装置“接地”及抗干扰问题

如图1所示,2个互为冗余的GTED安装在密闭金属箱内部,形成了一个法拉第笼子,使GTED免于受到外来的空间干扰。但金属箱外壳与高电位相连,为了减弱脉冲变压器原副边承受的电压应力,GTED采用了“浮地”的方式,即GTED包括它的金属外壳与其他电位没有电气连接。对于浮地装置,在高电位环境中长期运行时会不可避免地由于电荷的积累而发生静电放电现象。因此,电磁兼容性(EMC)试验中静电放电这一项一定要严格,须按照最高等级反复试验。通过试验,可发现对静电敏感的电路或器件,并通过加装瞬态抑制管等对电路进行改进。

2.2 辅助密封间隙火花塞位置等问题

除了详细的功能试验和EMC试验,还需要搭建如图2所示的一次平台,进行实际的间隙触发试验。通过大量的试验发现,间隙的可靠触发除了与GTED输出的脉冲特性有关外,还与脉冲变压器的特性和间隙本身的特性有关,特别是与辅助密封间隙(图2中g1,g2,g3)中火花塞(一种经过加工过的汽车点火用的火花塞)的位置有很大的关系[4]。试验表明,如果火花塞位置合理,在自触发电压不变等情况下可大大降低强制触发电压的门槛值。

通过试验和改进,能够做到在自触发电压65%的门槛值时,GTED将火花间隙可靠强制触发,低于一般实际工程中69%的电压门槛值的要求。另外,GTED从接收控制保护的间隙触发命令到发出触发脉冲的时间只需40 μs,且为双触发脉冲,这也确保了火花间隙强制触发成功的可靠性。

3 结语

本文首先介绍了GTED在串补系统中的地位和作用,然后分析了其各功能块的原理,最后叙述了研制过程中需要注意的关键问题。研制成功后又通过近1年的功能试验、EMC试验和间隙触发试验,充分验证了所研制的GTED的可靠性。

参考文献

[1]张勇.含串补电容的线路继电保护运行与整定.南方电网技术,2008,2(1):75-79.ZHANG Yong.Operation and setting of relaying protection for lines with serial capacitors.Southern Power System Technology,2008,2(1):75-79.

[2]鲁炜,靳希.固定串补线路的潜供电流分析及抑制.高电压技术,2007,33(7):49-52.LU Wei,JIN Xi.Secondary arc in FSC transmission lines and its restraining measures.High Voltage Engineering,2007,33(7):49-52.

[3]蔡汉生,史丹,胡玉峰,等.河池串补装置火花间隙系统自触发原因分析.南方电网技术,2009,3(5):77-80.CAI Hansheng,SHI Dan,HU Yufeng,et al.Analysis on the cause of spark gap system self-triggering of Hechi series compensation device.Southern Power System Technology,2009,3(5):77-80.

串补平台第4篇

串联补偿(简称串补)是提高输电系统经济性和可靠性的有效手段,在国内高压远距离输电网中被广泛采用[1,2,3]。随着智能电网建设的全面推进,串补技术因具有改善电力系统的稳定性、改善电压质量及无功功率平衡、减少系统的线路损耗、提高线路输电容量等优势[4,5,6,7],在未来的电网建设中将有更广阔的应用前景。然而,串补电容破坏了输电线路阻抗的均匀性,给传统的线路保护尤其是距离保护产生了不利影响[8]。串补设备的金属氧化物压敏电阻(MOV)技术实现了过电压保护,但其非线性特性却进一步加大了常规距离保护可靠动作的难度[9,10]。

串补电容的存在使得距离继电器的测量阻抗不能正确反映保护安装处到故障点的距离,易发生超越误动。对此的解决方案目前主要分为3类:①缩范围整定[2,11,12],即在整定时考虑串补电容容抗ZC,按线路阻抗ZL与串补电容容抗之和(ZL-j|ZC|)进行整定,但在串补容抗较大时,保护的灵敏度大幅降低,甚至没有灵敏度;②电平检测方案[2,11,12],即假设串补电容上的电压始终为其过电压保护水平,但在串补电容前故障或在串补电容后故障且串补电容被旁路的情况下,距离保护仍存在灵敏度不足的问题;③基于故障点位置识别的方案[2,11],即根据串补电容前和串补电容后故障时的不同特征形成故障点位置识别判据,只有判为串补电容后故障时才投入电平检测逻辑,但当串补电容被旁路时,灵敏度不足的问题仍存在。

近年来,基于参数识别和模型识别的继电保护理论有了长足发展[13,14,15]。文献[16]利用故障后到MOV导通前一段时间内的暂态数据经过模型识别快速判断故障点位置,在判为串补电容后故障时与传统距离保护配合,利用较长数据窗计算测量阻抗,但仍无法完全避开MOV非线性特性的影响,且该方法仅适用于单相接地故障。

本文提出一种基于参数识别原理的串补线路距离保护,利用故障后到MOV导通前一段时间内的暂态数据,直接识别出故障点到保护安装处的距离,快速出口而不受MOV非线性影响。PSCAD/EMTDC仿真结果表明,该保护适用于串补线路沿线各种类型故障,不存在超越问题,动作速度快,可靠性高。

1 串补模型及MOV特性分析

串补电容一般配备有过电压保护,图1所示为一个典型的串补模型及其保护方案[12]。

图1中MOV为一非线性元件,为串补电容提供过电压保护。当线路正常运行时,电容上电压较小,MOV呈高阻状态,当串补电容的电压上升到一定值时,MOV开始导通,呈低阻状态。一旦MOV导通,由于其非线性特性,线路电流分时段流过MOV和串补电容,使得串补电容上电压的获得成为一大难题[16]。

输电线路发生故障时一般都带过渡电阻,故障电流受到一定限制;同时由电路理论可知,当电流不是无穷大时电容电压不会突变。基于以上2点,串补线路发生故障时,串补电容上电压达到能使MOV导通的电压值需要一段时间,在故障后这一段时间内可以不考虑MOV的非线性影响。文献[16]研究结果显示,即使在最严重的故障情况下,MOV导通也需数毫秒的时间。本文提出的保护理论上能够利用故障后几个采样点数据计算故障点距离,而考虑实际因素利用几毫秒的冗余数据也足以保证保护判断的可靠性。

2 基于参数识别的距离保护原理

对于串补线路,其故障后暂态物理模型如图2所示。

K1处发生金属性故障时,有

$u = R i + L \frac{d i}{d t} + \frac{1}{C} \int_{- \infty}^{t} i d t (1)$

两边求导,得

$\frac{d u}{d t} = R \frac{d i}{d t} + L \frac{d^{2} i}{d t^{2}} + \frac{1}{C} i = L$ $Κ \frac{d i}{d t} + \frac{d^{2} i}{d t^{2}}$ $+ \frac{1}{C} i (2)$

式中:K=R/L=r/l,r和l分别为线路单位长度的电阻和电感,对于输电线路来说,K为可事先确定的常数。

类似地,K2处发生金属性故障时,有

$\frac{d u}{d t} = R \frac{d i}{d t} + L \frac{d^{2} i}{d t^{2}} = L (Κ \frac{d i}{d t} + \frac{d^{2} i}{d t^{2}}) (3)$

式(3)可视为式(2)中1/C=0的特例。因此,无论是串补前故障还是串补后故障都满足式(2)。

在式(2)中,i为采样数据,利用中点差分代替微分计算得到[17]:

${\begin{cases} \frac{d i (n)}{d t} = \frac{i (n + 1) - i (n - 1)}{2 Τ_{s}} \\ \frac{d u (n)}{d t} = \frac{u (n + 1) - u (n - 1)}{2 Τ_{s}} \\ \frac{d^{2} i (n)}{d t^{2}} = \frac{i (n + 1) + i (n - 1) - 2 i (n)}{Τ_{s}^{2}} \end{cases} (4)$

式中:Ts为采样时间间隔。

可见,只有L和1/C是未知量,L为故障点到保护安装处的线路电感值,可准确反映故障点到保护安装处的距离,1/C的值反映故障点相对于串补电容的位置,串补前为0,串补后为实际值。

故障后以故障发生时刻为起点将采样数据代入式(2),每个采样点构成一个方程,联立2个采样时刻的方程即可以求解L。

考察由式(2)联立所得方程组的线性相关性。当系统稳态运行时电流为纯工频正弦量,设i=Imsin(ωt+φ),方程组的行列式为:

$\begin{array}{l} Δ = \\ | \begin{matrix} Κ ω Ι_{m} \cos (ω t_{1} + φ) - ω^{2} Ι_{m} \sin (ω t_{1} + φ) & Ι_{m} \sin (ω t_{1} + φ) \\ Κ ω Ι_{m} \cos (ω t_{2} + φ) - ω^{2} Ι_{m} \sin (ω t_{2} + φ) & Ι_{m} \sin (ω t_{2} + φ) \end{matrix} | = \\ Κ ω Ι_{m}^{2} \sin (ω (t_{2} - t_{1})) \neq 0 (5) \end{array}$

可见稳态时方程组有解。故障后暂态过程中,电流除稳态分量外还有非周期分量和谐波分量,这更保证了方程组的线性无关,从而使方程组有解。

随着采样点的增多,利用冗余数据对L进行最小二乘估计。令

$\begin{array}{l} {\begin{cases} a_{1} = L \\ a_{2} = \frac{1}{C} \end{cases} \\ {\begin{cases} g_{1} (n) = L (Κ \frac{d i (n)}{d t} + \frac{d^{2} i (n)}{d t^{2}}) \\ g_{2} (n) = i (n) \end{cases} \\ y (n) = \frac{d u (n)}{d t} \end{array}$

由式(2)得:

$g_{1} a_{1} + g_{2} a_{2} = y (6)$

根据最小二乘原理,对于m个采样点数据(g1(n),g2(n),y(n))(n=1,2,,m),要求a1和a2使E2最小,即

$E^{2} = \min \sum_{n = 1}^{m} (\sum_{k = 1}^{2} a_{k} g_{k} (n) - y (n))^{2} (7)$

上式成立的必要条件为:

$\frac{\partial E^{2}}{\partial a_{k}} = 0 k = 1, 2 (8)$

可得:

$[\begin{matrix} h_{11} & h_{12} \\ h_{21} & h_{22} \end{matrix} 〗 [\begin{matrix} a_{1} \\ a_{2} \end{matrix} 〗 = [\begin{matrix} b_{1} \\ b_{2} \end{matrix} 〗 (9)$

式中:

${\begin{matrix} h_{i j} = \sum_{n = 1}^{m} g_{i} (n) g_{j} (n) & i, j = 1, 2 \\ b_{i} = \sum_{n = 1}^{m} g_{i} (n) y (n) & i = 1, 2 \end{matrix}$

求解式(9),即可得到a1(即L)的最小二乘估计值。以上算法是基于式(2)所示的串补线路原始物理模型的微分方程,任何频带的分量都满足这个微分方程,因此不需要滤波,延时小,而对于干扰信号最小二乘算法本身具有较好的抑制作用。以上过程即参数识别,利用识别出的L可准确反映故障点距离,从而构成距离保护。该方法以传统解微分方程法为基础,对串补线路暂态物理模型进行参数识别,利用线路电感参数反映故障点距离,克服了串补电容带来的超越问题。同时,该方法将故障点相对串补电容位置的不同转化为a2取值的不同,并将其作为一个未知量,这样实现了在串补前故障与串补后故障算法上的统一,无需事先识别出故障点相对串补的位置,可直接利用暂态数据快速识别故障点距离。特别指出的是,从距离保护的角度并没有必要识别出a2的值。

3 三相串补线路的距离保护

3.1 三相输电线路故障的模变换矩阵

为简单起见,上节原理分析是基于单相系统进行的,而实际三相系统存在复杂的耦合关系。由故障分析理论可知,对于三相系统故障,为实现解耦将其分解为3个序网分析。本文算法基于对网络的时域描述,可利用模变换将其分解为3个模网(0模,1模,2模)[7],变换矩阵采用克拉克变换,其形式为:

$[\begin{matrix} F_{0} \\ F_{1} \\ F_{2} \end{matrix} 〗 = \frac{1}{3} [\begin{matrix} 1 & 1 & 1 \\ 2 & - 1 & - 1 \\ 0 & \sqrt{3} & - \sqrt{3} \end{matrix} 〗 [\begin{matrix} F_{a} \\ F_{b} \\ F_{c} \end{matrix} 〗 (10)$

式中:F为电流或电压。

对于三相对称线路,1模电阻和电感、2模电阻和电感、0模电阻和电感分别与正序电阻和电感、负序电阻和电感、零序电阻和电感在数值上对应相等。

3.2 单相接地短路故障

图3所示为单相接地短路的三相系统。

利用模变换可得M侧a相电压的时域微分方程(具体推导见附录A)为:

$\begin{array}{l} u_{Μ a} = R_{1} (i_{Μ a} + 3 Κ_{r} i_{Μ 0}) + L_{1} \frac{d (i_{Μ a} + 3 Κ_{l} i_{Μ 0})}{d t} + \\ \frac{1}{C} \int_{- \infty}^{t} i_{Μ a} d t + i_{f a} R_{f} (11) \end{array}$

式中:Kr和Kl分别为电阻和电感分量的0模补偿系数,设r0,r1,l0,l1分别为输电线路单位长度的0模电阻,1模电阻,0模电感,1模电感,则Kr=(r0-r1)/3r1,Kl=(l0-l1)/3l1,线路确定后,均为已知常数;uMa,iMa,iM0分别为M侧a相电压,a相电流及0模电流的瞬时值,均可测量或计算得到;ifa为短路点a相入地电流,且ifa=3if0,if0为故障点处的0模电流瞬时值,无法在M侧直接测得,但与iM0有Kf0=iM0/if0的关系,Kf0为故障后0模网络电流分布系数,由如图4所示0模网络分析Kf0的值。图中:RS0,RR0,LS0,LR0分别为送端系统和受端系统的0模电阻和电感;Rp0,Rq0,Lp0,Lq0分别为故障点前和故障点后的线路0模电阻和电感。

iM0和if0的相量图如图5所示,θ为由于故障点两侧阻抗角不同产生的相位差。

图 $5 \dot{Ι}_{Μ 0}$ 和 $\dot{Ι}_{f 0}$ 相量图

相邻2个采样时刻Kf0的变化率(具体推导见附录B)为:

$\begin{array}{l} Δ Κ_{f 0} = \frac{Κ_{f 0} (t_{1}) - Κ_{f 0} (t_{2})}{Κ_{f 0} (t_{1})} = \\ \frac{\cos (Δ α + θ) - \cos (Δ α - θ)}{\cos (2 α + Δ α + θ) + \cos (Δ α + θ)} (12) \end{array}$

式中:Δα=ωTs,当采样率为10 kHz时,Δα=1.8°。

由于系统阻抗的存在,串补线路中θ一般在10°以内[16],当θ为1°,5°,10°时,ΔKf0在一周期内的取值如图6所示。

从图6可以看出,一般ΔKf0≈0,但当α0.5π+kπ(k=0,1,2,)时,ΔKf0∞,而由图5可知,此时iM00,因此,剔除满足|iM0|<ε(ε为一较小数)的采样点数据后,可以近似认为Kf0为实常数。

基于此,令Rf′=Rf/Kf0,结合ifa=3if0,Kf0=i0/if0可将式(11)化为:

$\begin{array}{l} u_{Μ a} = R_{1} (i_{Μ a} + 3 Κ_{r} i_{Μ 0}) + L_{1} \frac{d (i_{Μ a} + 3 Κ_{l} i_{Μ 0})}{d t} + \\ \frac{1}{C} \int_{- \infty}^{t} i_{Μ a} d t + 3 i_{Μ 0} R_{f^{'}} (13) \end{array}$

由于增加未知数Rf′,至少需3个采样点的数据方能解出参数L1。

利用冗余数据对参数进行最小二乘优化,一定程度上修正了假设Kf0为常数带来的误差。

3.3 相间短路故障

相间短路故障时过渡电阻主要是电弧电阻,其值很小,一般可忽略。假设AB相间短路,则有

$u_{a b} = R_{1} i_{a b} + L_{1} \frac{d i_{a b}}{d t} + \frac{1}{C} \int_{- \infty}^{t} i_{a b} d t (14)$

式中:uab和iab分别为故障相的电压差和电流差。

式(14)与式(1)在形式上完全相同,因此,可按照第2节原理分析的方法进行相同处理,基于识别出的参数L1来反映故障点距离。

4 仿真验证

为验证本文提出算法的正确性和有效性,应用电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC搭建伊冯串补输电系统模型进行故障仿真,并用MATLAB编程实现本文基于参数识别的距离保护算法。

伊冯500 kV串补输电系统如图7所示。

串补设备安装在线路末端冯屯侧,补偿度为25%,即C=119 μF。考虑到高采样率可减小“差分代替微分”带来的误差,为避免计算精度影响到仿真校验算法的正确性,在参考文献[16]和不太偏离工程实际的前提下,仿真中数据采样频率取为10 kHz。

系统参数值如下:送端系统阻抗ZS1=(1.82+j189.3)Ω,ZS0=(1.12+j106.295 1)Ω;受端系统阻抗ZR1=(1.731+j180.98)Ω,ZR0=(1.38+j130.87)Ω;线路参数z0=(0.299+j1.33)Ω/km,z1=(0.024 2+j0.295)Ω/km,c1=0.016 μF/km,c0=0.009 44 μF/km。

在串补线路沿线设置3个故障点:k1(距伊敏站190 km)、k2(距伊敏站381 km,串补前)和k3(距伊敏站381 km,串补后)。各故障点分别设置不同类型故障,故障发生时刻为0 s。考察伊敏站距离保护的动作情况,该保护按伊冯线全长80%整定。

图8所示为k2,k3处发生单相接地故障和相间短路故障时在线计算的故障点距离。对比图8(a)与图8(b)、图8(c)与图8(d),可以看出,无论是串补前故障还是串补后故障,保护算法都能在几个毫秒内准确计算出故障点距离。图中计算曲线在故障后有一个趋稳的过程,这是由于用差分代替微分带来的误差和数据冗余不够引起的,不过该过程很短暂,仿真结果显示小于5 ms,此时MOV一般还没有导通[16],但也不排除MOV已导通的可能,由于MOV导通可近似认为串补电容被短路,相当于在串补前发生故障,而本文算法不用区分故障点在串补前还是串补后,所以受MOV导通影响不大。

表1为k1,k2,k3处不同类型故障时的保护动作情况。从表中数据可看出:对于区内k1处各类型故障保护均动作;对于区外k3处各类型故障保护能可靠不动作,无超越误动;对于区内末端k2处各类型故障保护也均没有动作,这是由于保护按线路全长80%整定,而该处在整定范围之外。为保证保护在相邻下一线路出口故障不超越误动,通常不得不牺牲一定的灵敏度,不过本文保护方法应用于串补线路至少可达到常规线路距离保护的灵敏度,不需因为串补电容而降低灵敏度。同时可以看出,本文保护具备一定的耐过渡电阻能力。

5 结语

本文以串补线路的暂态物理模型为基础,基于参数识别原理提出一种适用于串补线路的距离保护。该保护主要有以下优点:①基于串补线路暂态物理模型进行参数识别,利用计算电感反映故障点距离,不存在超越问题;②不需要事先识别故障点相对串补的位置,不需要与传统距离保护配合,可直接识别出故障距离;③利用故障后暂态数据,无需滤波,延时小,可在MOV导通前快速出口,避开了MOV非线性影响。

仿真结果表明,该保护应用于串补线路能够快速、正确动作,准确区分区内外故障,有一定的耐过渡电阻能力,且适用于各种类型故障。

附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。

串补平台第5篇

桂林500k V串补站建筑安装及线路改造工程是贯彻落实国家“西部大开发”和“西电东送”战略政策、发挥资源优势、优化能源结构、提高利用效率、加强环境保护、推进跨区联网和跨区送电, 国家批准中国南方电网有限责任公司超高压输电公司建设西电东送网络完善工程之一, 桂林500k V串补站在已建桂林500k V变电站的东侧扩建, 已建的桂林500k V变电站站址位于广西壮族自治区桂林市灵川县三街镇土坡村辖区内, 西南距桂林市和约灵川县分别为17km和4km, 站址东北方向距三街镇约4km, 北侧距五里排工业开发区约1km, 西北距经过灵川县城的322国道约250m, 距离湘桂铁路约1000m。

2 串补装置结构及其原理

目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器 (MOV) 保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。

1) M OV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时, 串联补偿电容器上将出现较高的过电压, MOV可利用其自身电压电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下, 从而确保电容器的安全运行。

2) 火花间隙是M OV和串联补偿电容器的后备保护, 当M OV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时, 控制系统会触发间隙, 旁路掉MOV及串联补偿电容器。

3) 旁路断路器是系统检修和调度的必要装置, 串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸, 为间隙灭弧及去游离提供必要条件。

4) 阻尼装置可限制电容器放电电流, 防止串联补偿电容器、间隙、旁路断路器在放电过程中被损坏。串补装置引起的过电压问题串补装置虽可提高线路的输送能力, 但也影响了系统及装设串补装置的输电线路沿线的电压特性。

3 电容器组的应用

3.1 外熔丝电容器及内熔丝电容器

串补用的电容器通常有2种:外熔丝电容器及内熔丝电容器。内熔丝电容器是每相电容器组由320台电容器单元组成。该电容器是油浸全膜电容器, 实际设计的电场强度为170V/m。电容器组的保护水平为2.3pu, 保护电压为230k V。外熔丝电容器是熔丝装置安装在电容器单元的外部。IEC标准规定外熔丝的熔断电流应是所保护的电容器额定电流的1.43倍以上, 一般取1.5倍。作为串补用的电容器还需要考虑电容器组两端短路放电时熔丝不被熔断, 否则在系统发生故障而串补电容器组退出运行时, 旁路间隙或分路开关旁路电容器组时会使电容器组的外熔丝动作。采用外熔丝的电容器, 当发生故障熔丝熔断后, 熔丝管会跌落下来, 巡视人员比较容易发现。但也有缺点, 如电容器通常有许多的电容器元件按照一定的规律串并联而成, 当其中某个元件被击穿后, 与之相关联的并联组会被短路, 电容器单元的电容量就会增加, 此时该电容器单元仍能工作;工作电流会流过故障电容器元件的故障点使故障扩大, 最后使整个电容器单元发生故障, 熔丝动作并使故障电容器单元退出运行。若此过程比较长, 故障元件的故障点在电流的作用下会不断地产生气体, 就有可能使电容器鼓肚子甚至外壳破裂, 使整个电容器单元退出运行后会造成电容器组损失较大的容量以及在其他健康的电容器单元上的过电压较高等不良后果。

3.2 熔丝熔断对电容器元件的影响

由于电容器单元的熔丝被熔断后的恢复电压较高, 熔丝的制造相对比较困难。采用内熔丝的电容器的熔丝安装在电容器的内部, 每个电容器元件都有相应的熔丝。当某个电容器元件发生故障时, 只是该电容器元件的熔丝熔断, 切除该电容器元件。故障电容器元件被切除后, 该电容器单元仍然可以正常运行。损失的电容器容量较小, 按电容器组设计例子, 电容器单元只损失l/52的容量。运行经验表明, 内熔丝电容器单元中单个元件的损坏, 不会进一步扩大7已件的故障。这是因为元件的额定电流~sl-, , 熔丝被熔断时的恢复电压较低, 熔丝动作速度相对较快, 熔断的副产物不多, 不会对单元中其他元件的运行造成危害。

3.3 串补装置引起过电压问题

串补装置虽可提高线路输送能力, 但也影响了系统及装设串补装置输电线路沿线电压特性。如线路电流无功分量为感性, 该电流将线路电感上产生一定电压降, 而电容器上产生一定电压升;如线路电流无功分量为容性, 该电流将线路电感上产生一定电压升, 而电容器上产生一定电压降。电容器一般情况下可以改善系统电压分布特性;但串补度较高、线路负荷较重时, 可能使沿线电压超过额定允许值。输电线路装设了串联电容补偿装置后, 线路断路器出现非全相操作时, 带电相电压将相间电容耦合到断开相。

3.4 串补装置对潜供电流影响

线路发生单相接故障时, 线路两端故障相断路器相继跳开后, 健全相静电耦合和电磁耦合, 弧道中仍将流过一定感应电流 (即潜供电流) , 该电流如过大, 将难以自熄, 影响断路器自动重合闸。超高压输电线路上装设串联电容补偿装置后, 单相接故障过程中, 如串补装置中旁路断路器和火花间隙均未动作, 电容器上残余电荷可能短路点及高抗组成回路放电, 稳态潜供电流上叠加一个相当大暂态分量。该暂态分量衰减较慢, 可能影响潜供电流自灭, 对单相重合闸不利;单相瞬时故障消失后, 恢复电压上也将叠加电容器残压, 恢复电压有所升高, 影响单相重合闸成功。

3.5 串补装置引起次同步谐振问题

超高压远距离输电系统中采用串联电容补偿技术后, 尤其是大型汽轮发电机组经串补 (特别是补偿度较高时) 线路接入系统时, 某种运行方式或补偿度情况下, 很可能机械与电气系统之间发生谐振, 其振荡频率低于电网额定频率, 称为次同步谐振, 可含有串联电容补偿装置单机对无限大线输电系统。如任何冲击或扰动引起次谐波电流同步发电机内建立起旋转磁场, 以2π (fe-fn) 相对速度围绕转子旋转时, 转子将受到一频率为 (fn-fe) 交变力矩作用。 (fn-fe) 等于或十分接近发电机轴系任一自振频率时, 就可能发生电气机械共振现象。

4 结论

通过桂林500k V串补站建筑安装及线路改造工程安装串联补偿装置的运行实践, 实现了提高长线路的稳定输送容量, 改善了并联线路之间的负荷分配, 降低了线路损耗, 有效地提高了电压质量。对这套串联补偿装置实现了有效的操作与控制具有明显的经济效益和社会效益。

摘要：本文文章结合桂林500kV串补站建筑安装及线路改造工程, 通过研究认为当串补所在输电线路发生内部故障时, 采取强制触发旁路间隙等保护措施, 是避免出现系统恢复电压水平超标和潜供电流增大等问题的有效途径。

关键词：串联电容补偿,过电压,潜供电流,次同步谐振

参考文献

[1]钟胜.与超高压输电线路加装串补装置有关的系统问题及其解决方案[J].电网技术, 2004.

串补平台第6篇

随着西电东送网络完善工程的进行,中国南方电网超高压输电公司到2009年年底共有7个串补站,目前已投产5个,随着这些串补站的逐步投入运行,大大增强了西电东送交流线路的输送能力,满足了西电东送电量进一步增长的需求。

2009年以来,南方电网超高压公司所辖的天平I、II线串补和马百线、罗百I线串补相继发生了区外故障间隙自触发事件,导致串补多相旁路重投。国内其他已投运的串补也曾出现类似故障,给生产运行部门带来了较大的经济损失。串补保护功能的正确动作对南方电网主网架的稳定运行将发挥越来越大的作用,当线路或者串补本身发生故障时,串补保护要准确、及时动作,避免因串补的误动导致电网潮流的振荡,减少因串补退出导致的输电损失。

固定串补(Fixed Series Compensation,FSC)间隙自触发是指当间隙两端的电压达到一定的电压水平时,火花间隙的电极会过压击穿,形成放电回路,从而导通的现象,是火花间隙本身的物理特性[1,2]。间隙自触发作为串补电容器和(Metal Oxide Varistor,MOV)的过压保护,能够防止串补电容器和MOV过压损坏,是保护电容器和MOV的重要功能。间隙自触发动作完全取决于间隙两端的电压,不依赖于控制保护逻辑和故障点范围。间隙自触发将导致串补旁路并重投。本文介绍了固定串补间隙的构成及触发原理,分析了串补间隙自触发暂态故障录波,最终找出了导致南方电网超高压公司所辖串补中频繁出现间隙自触发的原因,并给出了反措建议。

1 火花间隙的构成及触发原理

1.1 等离子火花间隙系统的构成及触发方式

等离子火花间隙由间隙电极组、2个冗余的(Varistor Analog and Pulse,VAP)板、2个冗余的GTT(Ground Triggered Air Gap Trigger)板、两个冗余的触发电路、2个冗余的分压电容器、2个冗余的等离子发射器组成,如图1所示。其中,间隙电极组由低压、中压、高压三个电极组成;VAP板是和MOV保护配合触发间隙的触发板;GTT板是和线路保护配合用以触发间隙的触发板;等离子发射器一般安装在低压电极上,其作用是为主电极的导通创造条件;触发电路和GTT板及VAP板相互配合,完成等离子发射器的触发任务。分压电容器组由两个电容器(C1,C2)串联而成,连接于触发回路,单只串补电容器单元的电压经C1、C2分压后,作为等离子发射器的电源。

等离子火花间隙的导通有两种:一种是通过触发脉冲触发导通(GTT板触发和VAP板触发);一种是强制导通(自触发)。具体触发方式有以下三种:

(1)VAP板触发:平台上VAP板检测MOV的电流和能量,只要电流或能量达到设定值,VAP板通过触发电路向等离子发射器发触发脉冲,等离子发射器向中压电极发射等离子,然后导通间隙。VAP板的输入信号为MOV的CT二次电流,其电源也由CT二次电流提供。间隙触发的电流、能量整定值均在VAP板上通过跳线整定,且不需要地面提供的信号,VAP板与触发回路相连,触发后在VAP板上累加计数器,该计数器可通过VAP板上的复归按钮清零。

(2)GTT板触发:在收到线路保护上送的触发信号且同时检测到线路电流和电容器两端电压均大于1.8 p.u时,GTT板通过触发电路向等离子发射器发触发脉冲,等离子发射器向中压电极发射等离子,然后导通间隙。

(3)强制导通(自触发):当电容器两端的电压达到间隙自触发电压定值时,间隙电极之间自行放电导通。

1.2 强制触发型火花间隙的构成及触发原理

强制触发型火花间隙的构成如图2所示,主要包括以下主要部件:

(1)自放电型主间隙2台,G1和G2;

(2)触发放电型密封间隙2台,TRIG1和TRIG2;

(3)限流电阻器2只,R1和R2;

(4)脉冲变压器2个,T1和T3;

(5)高绝缘脉冲变压器2台,T2和T4;

(6)均压电容器4只,C1、C2、C3和C4。

根据图2所示,在串补装置以额定值正常运行时,两个串联连接的主间隙G1和G2各承担串补电容器组额定电压的一半。在线路出现接地故障时,由于限压器的作用,如果电容器组电压最高上升到2.3 p.u,两个主间隙在动作前承担的电压约为1.15p.u。主间隙内部由闪络间隙和续流间隙构成,其中闪络间隙是主间隙中放电起始间隙,间隙距离将根据其自放电电压进行调整。在没有触发的情况下,间隙距离必须确保在最大可能承受的过电压下,间隙不会自放电。

当输电线路出现接地故障时,由MOV将电容器组的过电压限制在2.3 p.u。在未接收到触发命令时,两个串联的主间隙各承担1.15 p.u。当间隙的触发控制系统接收到触发命令后,将同时向脉冲变压器T1和T2的一次绕组发出点火脉冲,经升压后使密封间隙TRIG1的两个球面电极上的火花塞对球面放电,放电产生的小火花将迅速促使密封间隙TRIG1击穿。TRIG1击穿后,均压电容器C1将通过脉冲变压器T3和T4的一次绕组以及限流电阻R1放电。脉冲变压器T3和T4的二次绕组产生的高压脉冲将使密封间隙TRIG2的两个球面电极上的火花塞对球面放电,放电产生的小火花将进一步迅速促使密封间隙TRIG2击穿,并使均压电容器C2通过限流电阻R2放电。当均压电容器C1和C2的电压迅速降低时,主间隙G2上的电压也将迅速升高到自放电水平并被击穿放电。与此同时,主间隙G1上的电压也将迅速升高到自放电水平并被击穿放电。至此,两个串联连接的主间隙全部放电,使串补电容器组经阻尼电抗装置旁路。

2 故障录波分析

2009年04月10日18时29分,南方电网超高压输电公司所辖500 k V天金线C相故障,经1 066 ms后重合于B、C相间接地故障。在此过程中,500 k V马百串补B、C相间隙自触发,天平I线串补B、C相间隙自触发,天平II线串补B相间隙自触发。以上自触发的串补均三相旁路后重投成功,在此期间500 k V马百线,天平I、II线均正常运行。根据马百串补的相关设计资料以及现场运行规程[3,4,5,6],马百串补和天平I、II线串补相关定值如表1所示,MOV的伏安特性如表2所示。等值系统接线图如图3所示。

注:电容器组自触发电压按1.1电容器组保护水平考虑,以下同。

2.1 马百串补自触发故障录波分析

图4为4月10日马百串补区外故障时间隙自触发的故障录波。当B相电容器电流达到最小值时,B相MOV达到最大值577 A,根据表2中马百串补MOV伏安特性曲线可知,B相MOV两端电压在218.09~220.43 kV之间,电容器组两端电压等于MOV两端电压。对照表1马百串补相关定值可知,B相串补电容器组两端电压未达到间隙自触发电压定值266.42 kV,因此B相间隙不应该自触发。C相MOV电流峰值最大为1.093 kA,根据马百串补MOV伏安特性曲线,可知C相MOV两端电压约为220.43 kV,电容器组两端电压等于MOV电压。由于串补C相电容器组两端电压也未达到间隙自触发电压定值266.42 kV,因此C相间隙也不应该自触发。

2.2 天平I线串补自触发故障录波分析

利用OSCOP波形查看软件,对天平I线串补发生间隙自触发时的故障录波进行分析,图5为天平I线串补B、C相故障录波,表3为图5中C1和C2时刻各模拟量的瞬时值。从图5可知,C相先于B相约1/4周波检测到线路故障电流,C相、B相间隙先后在各自电容器电压达到最大值时触发。

C相在C1时刻检测到线路的故障电流,此时线路电流处于过零点位置。在C2时刻,MOV电流达到最大值0.453 kA,对应的线路电流为2.84 kA,电容器组电压为155.84 kV,远小于间隙自触发电压定值209 kV,因此间隙不应该自触发。

B相在C2时刻,MOV电流达到最大值0.053kA,对应的线路电流为2.377 2 kA,电容器电压为123.665 kV,远小于间隙自触发电压定值209kV,因此间隙也不应该自触发。

2.3 天平II线串补自触发故障录波分析

图6为天平II线串补B相的故障录波,表4为图6中C1和C2时刻各模拟量的瞬时值。在C2时刻,MOV电流达到最大值2.906 kA,对应的线路电流为2.902 5 kA,电容器电压为173.61 kV,小于间隙自触发电压定值209 kV,因此间隙不应该自触发。

2.4 故障录波小结

从上述故障录波分析,可以看出串补间隙触发时电容器组电压值均小于间隙自触发电压定值,MOV保护和线路保护均未动作。因此,4月10日天平I、II线串补和马百串补因区外故障引起间隙自触发属于误触发。

表5对触发时电容器电压与自触发定值进行了归纳统计,从表5可以看出,马百串补和天平I、I线串补有5相间隙自触发时电容器组电压均小于间隙自触发电压定值,其中有4相触发时的电容器组电压均分布在间隙自触发电压定值的0.746~0.831倍之间,除去天平I线B相,可以求得其他4相间隙自触发时比例系数等于0.805。因此,可以认为实际间隙自触发电压定值约等于0.8倍的间隙自触发电压设计值,与设计不符。

3 结论及建议

根据故障录波分析结果可知,间隙实际触发电压定值均约为设计值的0.8倍左右,从而导致电容器组电压未达到自触发定值而发生区外故障间隙自触发。因此,4月10日百色串补和平果串补发生的间隙自触发属于误触发。

导致间隙自触发的原因在于间隙一次设备本身,在串补定检时需要进行以下几个方面检查:

(1)由于等离子火花间隙和强制触发型火花间隙均符合0.8倍于自触发电压定值的规律,所以在年度定检中需要检查现场间隙电极间距离并重新整定。

(2)火花间隙放电电压可能会受到环境因素的影响,需在实验室环境做各种温度和湿度下间隙的放电电压测试,研究间隙在不同温度、气压和湿度情况下间隙放电电压的变化规律。

(3)目前强制型火花间隙均安装了均压电容器,均压电容器也可能是引起间隙自触发定值降低从而导致间隙在未达到自触发定值时自触发的一个因素。因此,需检查火花间隙均压电容参数是否和设计值一致,若均压电容器参数发生较大变化,应考虑更换。

另外,等离子型火花间隙的GTT板的工作不稳定也可能会导致间隙误触发,因此需进行GTT的可靠性测试,查明GTT板在哪些情况下会误触发,并进行改进。

摘要：以南方电网2009年4月10日串补间隙自触发故障为例,对串补区外故障间隙自触发问题进行了深入的研究。在详细介绍等离子火花间隙和强制触发型火花间隙构成的基础上,对两类不同结构的间隙触发原理进行了对比、说明。调取并分析该次故障时所涉及不同串补站串补的故障录波,对各间隙触发过程及触发参数进行分析,找出了本次自触发故障中各不同类型间隙所遵守的相同的自触发规律。最后,对串补站的安全稳定运行提出了若干建议。

关键词：固定串补,等离子火花间隙,强制触发型火花间隙,间隙自触发

参考文献

[1]GB/T6115.2-2002/IEC60143-2:1994电力系统用串联电容器(第2部分),串联电容器组用保护设备[S].

[2]Anderon P M,Farmer R G.电力系统串联补偿翻译组译.电力系统串联补偿[M].北京:中国电力出版社,2008.

[3]Baise Compensation Project Instruction Book[S].USA:GE Energy,2005.

[4]Tian-Guang at pingguo series capacitor systerm opertion maintenance manuals[S].China Southern Power Grid Co.,Ltd.

[5]500kV平果可控串补站现场运行规程[S].广州:中国南方电网有限责任公司.

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