先进电力电子技术在超高压输电网中的应用.docx

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先进电力电子技术在超高压输电网中的应用

先进电力电子技术在超高压输电网中的应用

摘要：

随着我国电网发展，如何大幅度提高电网资源的使用效率、克服输配电的瓶颈，解决大电网稳定性，成为亟待解决的战略性的关键技术问题。

先进电力电子技术的快速发展为解决这些挑战性问题创造了有利的条件，其主要应用领域包括高压直流输电、灵活交流输电和定制电力技术三个方面。

本文简要介绍了电力电子技术的发展和应用情况基础上，重点阐述了由中国电科院自主集成的可控串补和静止无功补偿器成套设备的关键技术，强调了自主开发的重要性。

最后论述了电力电子技术开发手段和应用前景。

关键词：

电力电子技术；灵活交流输电；可控串补；静止无功补偿器；无功补偿装置

中图分类号：

StudyontheApplicationofAdvancedPowerElectronicTechnologyinEHVPowerSystem

TangGuangFu1,LiGongxin2

（1．ChinaElectricPowerResearchInstitute，Beijing100085；2．FujianProvincialElectricPowerCo.,Fuzhou350003）

Abstract：

Itisakeytechnologyproblemhowtoimprovegreatlypowergridefficiency,overcometransmissionanddistributionbottleneck,andsolvepowergridstabilizationwiththedevelopmentofpowergridinChina.Theadvancedpowerelectronictechnologywitchdevelopsrapidlyprovidesanadvantageousconditionforthesechallengequestions,anditsapplicationfieldmainlyincludesHVDC（HighVoltageDirectCurrent）、FACTS（FlexibleACTransmissionSystems）andCustomPower.Thispaperbrieflyintroducesitsdevelopmentandapplication，expatiatesthepivotaltechnologyofTCSC（ThyristorControlledSeriesCompensation）andSVC（StaticVarCompensator）accomplishedbyChinaEPRI,thenemphasizesthesignificanceofself-development,anddiscussesitsresearchmeansandapplicationperspective.

Keywords：

PowerElectronicTechnology，FACTS，HVDC，TCSC，SVC

0引言

现代电子技术、控制技术、计算机技术等与传统电力技术的融合产生了发展前景广阔的电力电子技术。

电力电子技术在高压直流输电（HVDC）、静止无功补偿器（SVC）等领域已有广泛的应用。

八十年代后期，为了充分利用已有的输电设备、有效地控制系统潮流分布、提高对电力系统稳定性的控制能力，提出了‘灵活交流输电技术（FACTS）’并得到了很快发展，FACTS装置的目的都是通过利用大功率电力电子器件的快速响应能力，实现对电压、有功潮流、无功潮流等的平滑控制，从而在不影响系统稳定性的前提下，提高系统传输功率能力，改善电压质量，达到最大可用性、最小损耗、最小环境压力、最小投资和最短的建设周期的目标。

可控串补（TCSC）、新型无功发生器（STATCOM）、统一潮流控制器（UPFC）等工业样机相继投运。

九十年代中期，为解决日益突出的电能质量问题，国外又提出了‘定制电力（CustomPower）’技术，即把电力电子技术用在配电领域。

属于这类技术的新型电力设备，如配电用新型静止无功补偿器（DSTATCOM）、动态电压恢复器（DVR）、静止开关（SSB）等也相继投运。

我国对电力电子技术的研究经过40多年的努力，特别是近十多年的迅速发展，在部分领域已经初步形成了分析研究、试验仿真、设备制造、系统集成的能力，但整体技术与国际先进水平相比还有较大的差距。

1我国电网面临的挑战

我国的一次能源分布不平衡，煤炭储量和可开发水能资源丰富，随着国民经济的快速发展，对电力的需求迅速增加，电力工业增长势头迅猛。

然而,我国各大区域装机容量和电力消耗严重不匹配，这种情况下，国家提出了“西电东送”的战略决策。

至2020年我国西电东送的总容量将达到1.2亿kW，主要体现在远距离（1500～2000公里）、交直流混合输电上,2005年已初步形成全国跨大区互联电网。

当前,我国电网的主要特点是：

电网大容量、远距离输电增多；单位走廊的输电能力和经济性亟待提高；稳定特性发生变化，一些断面稳定水平亟待提高；可能存在动态稳定问题；潮流变化大，需要加强潮流控制手段；加强电压支撑，提高系统电压控制能力。

1．1面临的主要问题

我国电网发展的趋势和面临的主要问题首先应该是大幅度提高电网的输电能力，满足大容量、远距离送电的需要；其次，要在提高输电能力的同时增强电网的安全可靠性以及改善电能质量；再次，经济性和环境问题也是必须加以关注的主要问题。

然而，当前要实现大规模输电面临诸多技术困难；大区电网强互联的格局尚未形成；电网建设滞后，瓶颈增多，威胁电网安全；取得线路走廊和变电站站址日益困难。

因此，如何在保证电网安全稳定运行的同时，大幅度提高电网资源的使用效率、克服输配电的瓶颈，实现电力系统资源的优化配置，成为当前亟待解决的关键技术问题。

目前电力系统功角稳定已不是研究重点，电压稳定问题日益突出。

以京沪穗电网为例，我国大型负荷中心存在的主要问题是：

负荷中心有功热备用减少（电厂少），使得动态无功支撑日益不足；调相机由于维护不便及扰民等原因逐渐退出运行；负荷中心的空调等突增负荷所占比例越来越大；常规电容补偿装置不能适应突增负荷需要；恒定功率负荷递增，不利于电压的恢复。

这样的系统一旦受到干扰，很容易出现动态无功不足，从而引起电压稳定问题。

全国电网联网后，形成总装机容量超过1.4亿千瓦，南北距离超过4600公里的超大规模同步的交流系统。

目前，各区域电网500千伏主网架结构尚不十分健全，区域电网间仅通过单回500千伏线路弱联系。

因此，整个互联电网的稳定问题比较突出。

联网后局部故障影响范围扩大局部电网的故障将可能波及邻近电网，在某些情况下可能诱发恶性连锁反应。

影响电网安全稳定水平的因素多元化，大型互联电网中一个断面潮流的增加，可能造成整个电网动态品质的恶化。

区域电网内部的安全稳定控制可能与相邻电网的某些运行条件及因素有较强的相关性。

由此增加了电网运行安全控制的复杂程度。

1．2电压失稳事故

（1）交流输电线路N-2造成功率转移引起暂态电压不稳定。

假定华北系统大房线双回断开，功率转移到神头-保北单回线路，造成北京环线上电压降到0.7p.u，将造成大面积停电。

假定上海电网500kV黄渡至石牌线路中一回停运，另一回短路断开，也会出现电压崩溃。

（2）负荷突增时系统暂态电压稳定问题。

假定上海地区各个负荷点按照负荷突增模型突增8％，黄渡区220kV的12条中9条母线电压降低到0.8p.u.以下，造成电压失稳。

（3）HVDC线路双极故障引起的暂态电压问题。

假定天广、贵广直流双极闭锁后，大量的功率会转移到贵州－广西－广东的交流线路上，造成广东电网电压崩溃。

（4）国外类似的事故教训

1987年7月23日东京发生大面积停电，造成在20分钟后500kV电压下降到76%。

事后分析是因为对空调负荷增长估计不足，负荷当时每分钟以1%总量上升。

1978年的法国巴黎发生了电压崩溃大事故。

这是由于冬季供暖电动机负荷突然上升，造成低压过流连续切线路的恶性循环。

两者的共同点都是对电动机负荷突然上升而带来的动态无功功率不足所致；动态无功功率的需求量，远比有记载上升有功功率要大，导致了电压下降，更进一步造成了电容输出的无功减少和电动机负荷无功需求增加的恶性循环。

1．3解决方法

上述问题对电网提出了前所未有的高要求，依靠传统电力技术是无法同时满足这些要求的，这些问题的解决都可以归结到电力电子技术的应用，串、并联补偿技术对电网传输特性的影响可以提高电网输电能力，利用电力电子器件的快速、精确控制能力，可以提高电网可靠性、电压质量水平等，而定制电力技术的应用可以改进配网输电能力、配电质量，解决用户端电力质量问题。

因此，超高压大容量电力电子技术的快速发展为解决我国电网这些挑战性问题创造了有利的条件。

经过多年来我国产学研的联合研究，已经具备了一定的研发能力，为电力电子技术的工程化应用奠定了坚实的基础。

2输配电电力电子技术

先进电力电子技术是将大功率电力电子开关器件的制造技术、现代控制技术和传统电网技术实现了有机的融合，已经成为超高压直流输电、灵活交流输电、大容量抽水蓄能电站、短路电流限制、节能降耗等现代电网技术和装备的核心。

它主要包括直流输电（HVDC）技术、灵活交流输电（FACTS）和定制电力技术（CustomPower）。

可以预计，这项技术的进一步发展将会导致电力系统发生革命性的变化，大幅度提高输电线路的输送能力和电力系统的安全稳定水平，大大提高系统的可靠性、运行灵活性，甚至可以用大功率的电子开关取代传统的机械断路器，使传统的电力系统变得像电子线路一样便于控制。

2．1HVDC技术

1954年建成的瑞典通过海底电缆向哥特兰岛供电的输电工程，是高压直流输电技术的第一次商业应用，采用的是汞弧阀。

70年代开始，汞弧阀被晶闸管所替代，变流装置的经济性和可靠性得到了很大的提高，直流输电发展十分迅速。

随着交流电网日趋扩大，一方面带来可观的联网经济效益，但也带来许多困难的问题，如功率潮流控制越来越复杂，长距离大容量输电的经济性问题、稳定性问题、跨海联网问题等。

在这些方面，恰好能发挥高压直流输电的优势。

直流输电的应用场合归纳以下两大类：

（1）在不同频率的联网、因稳定问题而难以采用交流、远距离电缆输电等，这些技术上交流输电难以实现而只能采用直流输电的场合。

（2）在技术上两种输电方式均能实现，但直流比交流的技术经济性能好。

目前，在电网建设中，直流输电主要应用于远距离大容量输电、电力系统联网、直流电缆送电和轻型直流的应用。

从1954年至2000年，全世界共有63个直流输电工程投入运行，总容量约为80GW。

目前世界上双极容量最大的是伊泰普（ITAIPU）工程，±600kV双极的容量为3150MW。

我国从60年代初便开始了直流输电技术的跟踪，自70年代起步研究，至1978年在上海投运了第一条31kV、150A、长度9km的直流输电试验线路，累计运行2300h。

1987年完成宁波至舟山的直流试验工程。

1990年，标志着我国高压直流输电工程进入世界先进行列的葛上500kV直流工程投运，并引进相关技术。

但是直流工程未能衔接，直到1997年建设天广直流时又重新引进了部分技术。

1998年在研究三峡一回直流时，在引进技术和合作生产中尽可能考虑增加国内分包的份额，而且前期咨询工作采用中外合作以我为主、自己多做工作的方式，为我国直流进一步国产化打下基础。

随着三峡送出三常直流和西电东送天广直流、三广直流、贵广直流输电工程的相继建成投产，我国成为世界上拥有直流输电系统最多的国家，其中已建成、运行五条±500kV直流输电线路，双极输送容量均达3000MW。

我国现已规划近20条直流工程，根据直流输电的特点，无论是传统直流输电还是轻型直流输电技术都将在我国电力系统有着广阔的应用前景。

常规的晶闸管高压直流换流站，需要装设占换流容量的40%&O1566;60%的无功补偿设备，致使换流站成本和占地面积大大增加。

在这方面，换流技术的最新发展，当前体现在两个方面：

电压源换流器（VSC），即轻型直流输电技术和电容器换相换流器（CCC）。

两者都可大大改善换流器的无功特性，减少换流站需要的无功补偿设备。

2．2FACTS技术

灵活交流输电技术（FACTS）是通过利用大功率电力电子器件的快速响应能力，实现对电压、有功潮流、无功潮流等的平滑控制，在不影响系统稳定性的前提下，提高系统传输功率能力，改善电压质量，达到最大可用性、最小损耗、最小环境压力、最小投资和最短的建设周期的目标。

FACTS技术经历了三个发展阶段，第一代FACTS技术，如可控串补（TCSC）、静止无功补偿器（SVC）等是基于自换相的半控器件的FACTS装置，第二代、第三代FACTS装置都是基于可关断器件GTO、IGBT、IGCT等组成的变流器，包括静止无功发生器（STATCOM）、静止同步串联补偿器（SSSC）、统一潮流控制器（UPFC）和相间功率控制器（IPFC）等。

目前在输电系统和工业部门投入运行的SVC已超过1000套，在电力系统投入运行的TCSC工程有8套、STATCOM代表性工程接近10套。

在我国原先有5个500kV变电站安装了6套SVC装置，均为进口（因落后陆续推出运行）。

国内第一套投运的TCSC项目是南方电网平果500kV串补工程，是全套引进SIEMENS。

2002年在国家电网公司的主持下，由中国电科院技术总集成，分别在辽宁鞍山和甘肃成碧实施的100MvarSVC、220kVTCSC科技示范工程，均于2004年底前投运，表明国内现已初步具备第一代主要FACTS装置的集成能力，可以进行推广应用。

另外，由国家电网公司主持的&O1617;50MvarSTATCOM先导性科技示范工程计划于2006年在上海电网投运。

当前，我国电网发展面临的主要问题是满足大规模输电的要求和保证电网安全稳定运行，同时要保证经济性和可持续发展。

这些问题的解决，迫切需求更多FACTS装置在我国电网大面积的推广应用。

2．3CustomPower技术

定制电力是指将电力电子装置或称静态控制器，用于1kV到35kV的配电系统，以向对电能质量敏感的用户所提供的电力达到用户所需可靠性水平和电能质量水平。

定制电力设备（或称控制器）采用先进的大功率可关断电力电子器件（如IGBT、IGCT、IEGT等）和数字信号处理器（DSP）测控技术，来实现对供电电压的动态调节和补偿。

定制电力技术（CP，CustomPower）主要用于配电系统故又称为配电灵活交流输电（DFACTS）技术。

自二十世纪八十年代末，国外便开始了定制电力技术措施的专题研究，并陆续地推出了相应的固态切换开关（STS）、静态电压调整器（SVR）、静态串联补偿器（SSC）、配电无功发生器（DSTATCOM）等产品化装置，并进行能量储存技术、静态电压调整技术、故障电流限制器、有源滤波及统一电能质量调节器（UPQC）等技术的研发和工程示范。

这些技术的应用电压等级均为6&O1566;35kV。

其中，STS的最大短路电流达25kA，响应时间小于1个周波，最大容量达6.9MVA；SSC的响应时间小于1/4周波，最大容量达10MVA，采用电容器或超导储能；DSTATCOM的响应时间小于1/4周波，最大容量达20MVA，采用电容储能。

定制电力技术所要解决的问题主要是电网中普遍存在的“电压跌落”。

电能质量调查显示：

在所有配电系统事故中，电压跌落占70%－80%；而在输电系统事故中，电压跌落所占的比例超过96%。

定制电力技术所解决的电能质量问题主要源于电力系统故障，其受影响的用户往往对电能质量和供电可靠性较一般用户有更高的要求。

一次电能质量事故将导致严重的经济损失或重大的社会影响。

目前在欧美各国对电压跌落的关注程度比其它有关电能质量问题的关注程度要大得多，在我国，随着社会经济的发展，电压跌落和短时断电的影响也逐渐引起了供电公司、用户及制造厂商的关注，特别是在一些高科技园区、大型医院、电信、银行、军工和重要的政府部门等。

串联补偿主要针对源自配电系统的电压骤降和突升。

而并联补偿则通过电压调节或无功补偿针对波动负荷、非线性负荷或大负荷的切合。

如果并联补偿再配以储能系统和静态断路器，可在完全断电的情况下，向重要的负荷供电。

3可控串联补偿技术

中国从1954年开始研究和采用串补技术，六、七十年代分别在220kV线路和330kV线路上采用串补提高输电能力。

后因系统条件变化和环保等原因，这些装置先后退出运行。

1995年在国家自然科学基金会、原电力工业部和东北电力集团的资助下，以伊敏输电工程为背景，由中国电科院牵头，十多家单位共同参与，历时4年，在一些基础理论研究方面取得重要突破。

2004年,在国网公司领导下，进行关键技术攻关和样机研制。

2002年，启动串补示范工程实践，并于2004年12月27日完成了第一个国产化可控串补工程。

3．1甘肃成碧可控串补工程

甘肃陇南地区水电丰富，最大送电电力为356.6MW，通过一回140公里220kV线路与成县变电所相联，在成县消纳一小部分电力后经120公里成县至天水330kV线路送入甘肃主网。

该系统动态稳定问题突出。

根据稳定计算，碧口至成县单回220kV线路暂态稳定极限为235MW，不能满足碧口地区最大送电要求。

碧口至成县线路沿途几乎均为山区，架设第二回线路，不仅造价高昂，还要大量砍伐森林。

为了有效地解决输送能力问题，对碧口电力外送采用串补技术进行了研究。

经研究采用50%可控串补方案能够满足碧口地区电力外送的要求，碧口至成县线路的暂稳极限由235MW提高到345MW，还可以解决碧口电厂对主系统的低频振荡问题，改善陇南地区电网的电压质量。

在碧口～成县线路上加装50％的可控串补比建设第二回线节省投资约1.0亿元。

串补装置安装在成县变电所220kV线路侧。

甘肃碧成可控串补工程由中国自主设计、制造、安装和调试。

可控串补装置由中国电力科学研究院系统集成。

2004年12月27日，该工程一次投运成功。

3.2成碧可控串补的关键设备

甘肃成碧220kV可控串补装置除串联电容器和旁路断路器外，其它主要设备全部由中国电力科学研究院研制或集成，包括测量和控制系统、晶闸管阀组件、MOV、保护间隙、阻尼回路等。

（1）晶闸管阀

成碧可控串补装置的阀由26层晶闸管阀层组成，每层晶闸管阀层由反并联的晶闸管对、触发和检测板（TE板）、阻容吸收回路、直流均压电阻等组成。

三相相控晶闸管阀容量达100Mvar，每相相控阀的额定连续电压为26.3kV，10秒钟过电压达47.4kV，额定连续电流为920A，10秒钟过电流达1683A。

晶闸管阀采用电触发晶闸管（ETT），其触发系统基于多模星型耦合器，采用冗余的光纤触发通道，提高了晶闸管阀触发信号的可靠性。

TE板采用电压和电流复合取能方式，扩大了可控串补装置的工作范围；TE板还可以自动辨别阀控系统的触发命令，实现三种触发方式的无缝转换，具备专有的自纠错功能。

晶闸管阀层采用击穿二极管（BOD）进行快速保护，并采用密闭式水冷却方式。

（2）控制保护系统

成碧线可控串补的二次系统主要包括平台测量和数据采集系统、控制保护调节系统、当地工作站站控系统、阀的监测和控制系统以及故障录波和回放系统等。

控制保护系统由完全相同的A、B两个系统组成，每个系统由数据汇总部分、MOV保护、电容器保护、平台保护、控制调节、I/O单元、TFR部分构成，具有当地和远程控制、晶闸管触发及监护、与水冷却控制系统相联以及“五防”等功能，能与线路保护配合。

A、B系统完全独立且功能完全相同，对串补设备形成冗余保护；两套系统的控制部分互为备用，根据运行情况以及运行人员的指令进行主备切换。

当一套系统退出运行时，另一套系统仍能稳定工作，保证了可控串补装置的可靠性。

数据采集系统由平台数据采集子系统、平台电源子系统、母线电压子系统、数据汇总子系统构成。

该系统将被测模拟量通过电光集中转换为数字量后，经高压光纤绝缘子将平台上的各种测量数据传递到保护控制系统。

该数据采集系统具有功耗低、抗干扰能力强、测量范围宽、可靠性高、对运行环境的适应性强等特点。

（3）保护间隙

成碧可控串补的额定电压有效值只有26.3kV，火花间隙采用了单间隙型式，由闪络间隙和续流间隙构成。

闪络间隙为羊角型间隙。

该间隙对电弧具有很强的驱动力，当间隙击穿后，能使电弧弧道迅速离开间隙电极，进入续流间隙继续燃烧。

续流间隙具有长时间大电流的抗烧蚀能力，间隙电极不仅采用了耐电弧烧蚀的材料，而且在电极上加工了能使电弧弧根受电动力影响而移动的电流导向斜槽，使电弧弧根在电极表面均匀地循环燃烧，进一步提高了材料的耐烧蚀能力。

通过整定间隙距离，闪络间隙的自击穿电压一般比MOV残压高10%，因此在线路故障时，间隙不会自放电。

闪络间隙两侧的电极上分别安装了点火装置，对成碧可控串补来说，当间隙上的电压瞬时值达到1.83pu（约68kV）以上时，如果触发系统接到了来自地面保护系统的触发命令，则点火装置将闪络间隙击穿形成电弧。

为提高点火装置的可靠性，设计了同步触发系统和消除放电电压极性的双触发系统。

（4）阻尼装置

成碧可控串补的限流阻尼装置采用电抗器加MOV串电阻器的阻尼回路设计。

阻尼装置电抗器采用干式空芯电抗器，自振频率为752Hz；限制电容器组的最大电流峰值小于50kA；限制间隙中的最大电流峰值小于100kA；电容器组的放电电压衰减至10%以下的时间小于5ms。

采用串联无感陶瓷电阻片解决多柱MOV并联时的均流问题，阻尼回路MOV各柱间电流的不平衡系数小于2%，提高了阻尼回路的可靠性。

（5）金属氧化物限压器

MOV采用多柱并联结构，每四柱为一个单元。

金属氧化物电阻片的伏安特性具有一定的分散性，为防止因分流不均造成限压器损坏，需要相对准确地测量每个电阻片的伏安特性曲线，并根据实测结果配片，使每个电阻柱在“配片电流”下的总残压尽量接近。

为了确保MOV在整个动作电流区段内的最大不平衡度都能满足要求，需预测最大不平衡度，成碧TCSC的MOV各柱间电流不平衡系数的理论设计值小于1.5％。

4静止无功补偿技术

国内的理论研究及探讨的文章不少，但此前国产化产品的开发、生产缺少实质性的工作，主要依赖于引进技术或引进成套装置。

80年代初引进原BBC的SVC制造技术,基于晶闸管阀水冷却、光电触发，但控制器仍采用模拟控制。

未能得到广泛推广应用,主要原因是引进技术的就已经落后,不具备自主创新能力。

90年代初引进乌克兰的SVC制造技术，基于热管散热、电磁触发，控制器采用单片机控制。

主要面向中小容量，得到一定程度的推广应用,但其核心技术相对原BBC技术而言更加落后,也不具备自主创新能力。

截至1990年所引进用于输电系统的6套SVC装置，均基于分立器件的模拟控制技术，阀体结构复杂，故障率高，陆续推出运行，工业领域的早期SVC装置也都陆续退出历史舞台。

针对这种现状，国家发改委、国网公司为了打破国外垄断局面，促进SVC国产化应用，改善电能质量，提升整个国家电网的运行水平，自1999年，先后下达了系列科技项目。

中国电科院进行持续六年的研发和工程实践，获得了圆满的成功。

4．1鞍山红一变SVC工程

鞍山红一变是东北电网的枢纽变电所。

有四台120MVA主变，总容量为480MVA；无功补偿采用1939年制造的2台总容量为90Mvar的调相机，其中一台已经报废，另一台也只能发20Mvar的无功，面临报废。

红一变主要肩