本文以东北电网伊冯系统首次应用可控串补技术的工程实例为依托，针对伊冯系统的实际特点分析了不同送出方案的可行性，通过系统暂态稳定计算提出了不同串补组合方案，对串补方案进行了不同串补度下的系统次同步谐振研究，经综合比较分析后推荐采用15%可控串补+30%固定串补的混合方案。在此基础上，提出了可控串补控制策略以及对伊冯系统现有高抗配置的原则要求。

      柔性输电技术正在我国快速发展的电网中得到广泛应用。其中，可控串补（tcsc）技术通过在一定范围内灵活改变串补装置的电抗，可以有效缩短远距离交流输电系统的电气距离，提高暂态稳定水平及输电能力，同时还具有阻尼系统低频功率振荡、调节线路潮流等作用，与固定串补相比还具有抑制次同步谐振（ssr）的功能。

      伊冯可控串补工程为可控串补技术在我国东北地区的首次工程应用。500kv伊冯可控串补站位于黑龙江省齐齐哈尔市500kv冯屯变电站西侧预留扩建端，由可控串补及固定串补两部分构成，其中可控串补（tcsc）基本串补度为15％，容量为652mvar；固定串补（fsc）串补度为30％，容量为1088mvar。伊冯串补于2007年11月投运以来，已成为世界上总容量最大以及可控串补度最高的串补装置。

 

      伊敏发电厂位于内蒙古东部呼伦贝尔地区，原有2×500mw发电机组，通过双回500kv伊（敏）冯（屯）线（378km）接入齐齐哈尔500kv冯屯变电站，这两回交流线路发生单相永久故障的暂态稳定极限为1600mw左右。电厂二期工程于2007年投运2×600mw机组，电厂装机容量达2200mw，最大需外送电力为2090mw。

      “十一五”末期，呼伦贝尔地区还将新建6×600mw发电机组，新增装机容量合计3600mw，扣除厂用后最大上网电力为3420mw。为将该部分电力送出，将建设呼伦贝尔—辽宁的±500kv直流输电工程，额定容量为3000mw，其余420mw电力仍将通过双回500kv交流伊冯线送出。届时，计入伊敏电厂满发时的上网电力2090mw，最大将有2510mw电力通过双回500kv伊冯线送入黑龙江省500kv电网。

      为实现上述电力送出，可选择新建500kv线路或在现有伊冯线装设串补两类方案。东北电网由于资源及负荷分布呈现长链状结构，加之伊敏电厂位于东北电网最末端，与系统间的电气距离较远，存在着较为严重的暂态稳定问题。如采取新建线路方案，为保证线路发生三相故障时系统稳定运行需新建4回线路。如采取装设串补方案，则采用全固定串补则串补度需达到83%（表1），方可保证伊敏电厂满发全部电力的可靠外送。如采用全可控串补则串补度需达到57.3%，方可保证伊敏电厂满发时的电力外送。

 

      在伊冯甲乙线上装设串补装置之后，串联补偿装置的电容器的容抗与系统的感抗串联，将构成串联谐振回路，其自振频率为，f_e=f式中f为系统额定频率，x_c、x_l和x分别为额定频率下每相串联电容器的容抗、线路的感抗和发电机、变压器及负荷的等值感抗。由于一般线路的补偿度x_c/x_l<1，则f_e<f，所以可能出现的谐振是次同步谐振（ssr），其频率小于系统额定频率。发生次同步谐振后果严重，能在短时内将发电机轴系损坏，即使谐振较轻，也会显著消耗轴的机械寿命。

      系统阻抗频率扫描结果表明，伊敏电厂送出工程采用50%全固定串补方案时，伊敏串补系统有发生次同步谐振（ssr）的可能性。电磁暂态时域仿真也验证了这一结论，即在50%全固定串补方案下伊敏串补系统确有ssr现象。如果伊冯线上装设串补装置的串补度超过50%以上，有可能激发伊敏机组次同步谐振，将对机组轴系产生严重的损坏，危及伊敏电厂设备安全及运行人员的人身安全。

      从上述计算结果可以看出，若采用三相故障作为校核电网安全稳定水平的标准，则很难满足避开次同步谐振的最大补偿度的要求，系统运行时会对发电厂的运行造成很大的风险。从电力系统的安全稳定标准考虑，对于发电厂的交流送出线路，同级电压的双回线路任一回线路发生单相永久性故障重合不成功切除一回线路后，系统应保持稳定运行，对于发电厂的交流送出线路三相故障，必要时可采用切机或快速降低发电机出力的措施。因此，在满足系统功率送出和稳定  要求的基础上，伊敏发电厂送出线路之一采用单相永久故障对500kv伊冯线进行暂态稳定校验，串补方案所需的最小串补度详见表2。

      在满足系统功率送出和稳定要求的基础上考虑一定的裕度和在发生三相故障时减少切机的台数的原则下，比较和研究不同的固定串补（fsc）和可控串补（tcsc）的配置方案发生次同步谐振的可能性，经过次同步谐振计算，30%fsc+15%tcsc方式下抑制次同步谐振的效果略优于其他方式，时域仿真表明该配置时没有次同步谐振现象，当15%可控串补因故退出运行时，也不存在发电机轴系扭矩发散现象。因此，采用30%fsc+15%tcsc配置方案能够满足限制次同步谐振的要求，是适应性最优的串补方案。

 

      为研究串补站安装在伊冯线上的不同位置时串补作用的差异，现选取3个位置对30%fsc+15%tcsc配置方案进行计算，以研究串补站安装地点的规律。这3个位置分别是伊敏电厂出口、伊冯线之间的扎兰屯和冯屯变电站。

串补站安装在不同位置时系统运行状况的对比情况详见表3。

      由计算结果可见，伊敏电厂作为一个电源，本身具有足够的电压支持，而串补也有对电压的支撑作用。如果将串补站放在伊敏电厂出口，则不但在正常时会抬高电厂电压，而且在故障时使送端电压升高、对受端的电压支持作用降低，串补效果变差，会导致伊冯线的稳定极限小于装在冯屯时的稳定极限；如果要保证伊冯线稳定极限相同，则伊敏串补的串补度要稍高于冯屯串补的串补度。因此串补站不应安装在伊冯线上靠近伊敏电厂的位置。

      同样，如果将串补站放在伊冯线之间的扎兰屯，则其发挥的电压支持作用虽好于伊敏串补，但差于冯屯串补，效果居中。而且由于扎兰屯没有500kv变电所或开关站，串补站建成后也不利于工作人员对串补站的检修维护，经济性相对较差。

      冯屯变电站位于500kv伊冯大哈系统的中点，将串补装设在冯屯变电站对系统的电压支撑作用和动态调整功能最佳，因此只有将串补站放在靠近冯屯变电站，才使其充分发挥电压支持作用，效果最好，在保证伊敏电厂满发时串补度最小，方案最经济。同时，由于串补站靠近冯屯变电站，因此又便于对串补站的日常维护与检修。根据电力系统规划，冯屯500kv变电所在一期工程规划建设时，即考虑预留了伊冯线串补站的位置。因此，推荐串补站安装在伊冯线上靠近冯屯变电站的位置。

 

      综合比较而言，对于新增线路的方案，新建的500kv线路需途经大兴安岭林区，走廊困难，输电走廊中部至少有190公里线路需采用同杆并架和跨树设计，建设成本高，维护也很困难；并且新建线路后伊冯线潮流远低于经济输送容量，造成方案的经济性非常差。对于串补方案，装设全固定串补方案具有投资较低的优点、但从技术角度上来看，由于串补度较高，相应带来的系统发生次同步谐振的风险也较大；装设全可控串补方案具有串补度较低、技术先进的优点，但由于该项技术只有少数几个公司掌握，目前还达不到批量国产化的程度，因价格高昂，投资较大，也并不能充分发挥可控串补的其他优异性能，方案经济性较差；装设固定串补及可控串补的混合方案不但可以提高系统的暂态稳定性，而且还可以抑制次同步谐振，阻尼系统低频振荡，灵活调节线路潮流，兼有固定串补及可控串补的优点。综合技术经济多方面比较并经专家评审，伊敏发电厂二期工程接入系统方案确定为在双回伊冯线路的冯屯侧加装15%可控串补(tcsc)+30%固定串补(fsc)的混合方案，如图1所示。

 

      在现代庞大、复杂的电力系统中，在不同环节应用可控串补的目的往往不尽相同。在东北电网应用可控串补技术，近期目标是为了保障伊敏电厂二期工程的电流送出，远期目标是为了保障呼伦贝尔电源基地的电流送出和保障交直流输电系统的安全稳定运行。为了达到电力系统在不同阶段的不同要求，实现装设串补装置的目的，进行控制策略的系统分析研究是必不可少的重要环节之一。

      在可控串补控制装置的设计中，一般可采用分层控制，各层的输入、输出量以及各层之间的相互关系如图2所示。

      tcsc每层控制具有不同的输入量、相应时间、完成不同的控制目的。不同的控制层之间既有从主性，又有一定的独立性以完成特定的控制任务。具体如下：

上层控制，即电力系统控制，其主要任务是根据系统要求提供系统控制命令，如潮流控制、暂态稳定控制、增加功率摇摆阻尼等。取系统变量作为控制输入量。在tcsc控制器上层控制的响应时间为30?600ms。

中层控制，即阻抗控制，其主要任务是根据系统控制的要求给出阻抗控制命令。中层控制的响应时间为30?100ms。

底层控制，取tcsc模块自身变量，如通过电容器的电流，电容器上的电压或线路电流等作为控制输入。其主要任务是实现晶闸管的触发控制，响应时间在10ms以内。tcsc在底层控制中采用适当的控制方法可有效抑制ssr。

根据上述tcsc控制功能分层，本次研究将从电力系统典型运行方式入手，逐级分析研究tcsc的各层控制策略。其中，需考虑以下两个因素：

500kv伊冯线导线截面为4×300mm²，线路两端分别位于海拉尔和齐齐哈尔地区。经调查，齐齐哈尔地区平均气温高于海拉尔地区，因此以齐齐哈尔地区气温为代表来进行伊冯线热稳极限分析，考虑按照平均气温来修正周围温度系数，500kv伊冯线冬季热稳极限在2600mw左右，夏季热稳极限在2300mw左右。

串联电容器均应具备一定的过电流能力。因此，适当利用电容器的过电流能力，可以减小串补装置额定容量，从而减少工程投资。在国家标准和iec143标准中，对串联电容器的过电流能力规定如表4所示。

考虑上述两方面因素，根据呼伦贝尔地区所需最大外送电力，确定了呼伦贝尔交直流外送系统的典型运行方式，明确了伊冯tcsc控制策略的总体路线为：本线（伊冯线）故障采用阻尼控制环节加暂态稳定控制环节，其中阻尼控制环节的控制方式采用功率控制或电压控制均可，暂态稳定控制环节的触发信号选用本地故障信号；非本线故障采用阻尼控制环节，若暂态稳定控制环节的触发信号能够在远方获取，亦可考虑投入。特别地，考虑到呼伦贝尔——辽宁直流单极闭锁故障时，仅电压控制能够保证伊敏等电厂的送出要求，建议暂态稳定控制环节退出的情况下，阻尼控制环节采用电压控制。串补额定电流确定为2.33ka。

 

      串联补偿不仅能提高线路的输送能力，还会影响系统的电压特性。当线路电流的无功分量为感性时，则该电流在线路电感上产生一定的电压降，而在电容器上产生一定的电压升；反之，若线路电流的无功分量为容性时，则该电流在线路电感上产生一定的电压升，而在电容器上产生一定的电压降。因此，在一般情况下，电容器可以改善系统的电压分布特性。但是，当串补的补偿度较高、线路负荷较重时，有可能使沿线电压超过额定允许值。

      目前，每回500kv伊冯线在伊敏电厂及冯屯变电站侧各有3组高压并联电抗器，装设位置如图3所示。本期拟建的可控串补装置可选择装设在高抗的母线侧或装设在高抗的线路侧。

      由于线路输送功率对沿线电压分布有重要影响，因此本研究在分别考虑线路轻载、重载、线路单回或双回运行等条件的基础上，比较了高抗与串补的不同位置关系。结果表明：

      从沿线电压分布来看，采取将伊冯线的冯屯侧高抗安装在串补的母线侧比较合理，这样也避免了高抗的搬迁问题。

      伊冯线串补装设在冯屯变高抗线路侧，可以采用电容器主动旁路策略来加速衰减潜供电流的暂态分量，即线路断路器和串补旁路采取联动措施：在单相重合闸过程中，故障相线路断路器跳开的同时，无论故障相mov能耗或电流是否超过整定值，均要求按相触发固定串补的火花间隙并使可控串补tcr回路进入旁路工作模式，同时命令固定及可控串补旁路断路器闭合。从潜供电流及恢复电压计算结果来看，正常方式双回线路运行及单回运行的情况下，发生单相故障后不影响1s单相重合闸的采用。

      伊冯线串补装设在冯屯变高抗线路侧，伊冯双回线路工频过电压在允许范围内。伊冯线非全相运行时断开相电压最大值126.5kv，无工频谐振问题。

      为了限制伊冯线路断路器的恢复电压，建议也应采用电容器主动旁路策略，并在合空载线路前旁路串补，先合线路，系统正常运行后再接入串联电容器。这样，可以减少在电容器已投入的情况下切除多相故障的几率。

      从感应电压及感应电流计算结果来看，由于伊冯线部分线路为双回同杆并架换位线路，相间电容较大而对地电容较小，且线路的不平衡度较高，在伊冯线单回运行时，另一回线路不接地情况下感应电压较高，需注意校核接地刀闸切断能力。

      计算结果表明：加装串补后，伊冯甲线和乙线高抗配置不对称不会对系统电磁暂态问题产生严重影响，上述的一些问题并不是由此引起的。且国内已有双回串补线路高抗配置不对称的实例，如大同—房山双回500kv串补输电系统，其中大房乙线两侧各装设了1组150mvar高抗，大房甲线仅在房山侧装设了1组150mvar高抗，该系统已可靠运行数年。

      综合多种电气计算结果，伊冯系统现有高抗配置可以适应串补投运后的运行要求。

 

      东北电网伊冯系统是典型的大容量、远距离、超高压交流输电系统，在伊冯系统首次应用可控串补技术，在保证呼伦贝尔电厂群电力送出和保障东北电网交直流系统安全稳定运行的同时，可避免新建线路穿越大兴安岭原始森林，从而保护了珍贵的原始生态环境，促进了环境与经济社会的和谐健康发展，也促进了电力系统节能减排降耗的深化。在东北电网采用先进的可控串联电容补偿，在技术上是完全可行的，并将填补东北电力系统的一项技术空白，使东北电网的整体技术水平和现代化程度得到进一步提高，向“坚强电网”的目标进一步迈进。

串补度^**：指串补装置容抗/线路感抗的比值

宋任峰，工程师， 主要从事电力系统自动化研究。

李志国，教授级高级工程师，从事电力系统及其自动化专业研究。