考虑暂稳约束下含TCSC联络线的传输能力①

张 颖

（天津泰达电力公司，天津 300457）

可控串联补偿TCSC（thyristor controlled series compensation）是20世纪70年代开始发展的FACTS中的一种，是在常规固定串联补偿基础上发展起来的，采用了电力电子技术和串补技术相结合，其主要特点是采用晶闸管控制的电抗器与串联电容器相并联，然后串联在输电线路上。根据电力系统运行的不同要求，在一个很大范围内通过改变触发角使得电力电子器件快速地调整TCSC的基频等值容抗，从而达到快速连续地调节所串联输电线路等值阻抗的目的。

现在国内外对TCSC的的研究主要集中在TCSC的控制方面和其对电网的影响。文献［1］提出了一种衡量区域振荡的暂态能量函数，以减小振荡能量为目标采用模糊理论设计了一种TCSC阻尼控制器。文献［2］提出了一种基于直接反馈线性化理论的TCSC阻尼区域功率振荡的非线性控制器的设计方法。文献［3］基于鲁棒控制方法，提出了一种阻尼系统振荡的TCSC的附加控制器。文献［4］提出了一种基于非线性PID（piping and instrument diagram）的TCSC控制模型，在数字仿真和动模试验中都取得了良好的效果。文献［5］针对可控串联补偿系统的稳定控制，根据TCSC在大干扰后动态过渡过程中不同阶段的不同物理过程，设计了具有暂态稳定控制回路的改进型PID控制器和以自抗扰理论为基础的自抗扰TCSC控制器。文献［6，7］中TCSC控制器就是采用模糊控制原则，对电力系统的机电振荡进行阻尼，取得良好的结果。文献［8］将非线性控制器反馈增益的选择归结为参数优化问题，并通过仿真证明这种方法的控制器可以有效阻尼系统振荡。文献［9］对TCSC的稳定控制方案和阻尼控制方案进行了总结，并在研究模糊控制和PID控制的基础上设计了模糊自适应整定PID阻抗控制器。文献［10］搭建了一个含有TCSC和金属氧化物限压器的系统模型。文献［11］考虑了线路保护等一些因素，研究了安装TCSC的线路出现故障后电压的变化特点。文献［12］通过对安装有TCSC的巴西南北部互联电力系统进行仿真，考虑了TCSC的控制，得到此TCSC对抑制区域之间0.2 Hz振荡有明显作用。文献［13］根据交直流电力系统的相互影响，采用合适的控制策略，灵活控制TCSC的电抗值，提高了系统电压和功角稳定性。

本文在前人分析的基础上，建立了TCSC潮流分析和离散控制策略的暂态模型，通过对实际输电系统的分析和暂态仿真，求出了考虑暂态约束的输电线路传输功率的极限。证实了TCSC采用离散控制策略后，能大大提高满足暂稳约束的联络线传输能力。

1 TCSC的控制模型

1.1 TCSC阻抗

TCSC一次主回路是三个主要元件的并联，即电容器组、与旁路电抗器串联的两个反向并联晶闸管和保护用的金属氧化物限压器MOV（metal oxygen varistor）。本文主要使用TCSC的三种基本工作模式：闭锁模式（即晶闸管闭锁，只有电容）、容抗调节模式（容抗感抗可平滑调节）和旁路模式（串补电容被小阻抗电感XL旁路）。TCSC阻抗XTCSC与触发角的关系表达式为［14］

1.2 TCSC稳态控制模型

TCSC的稳态控制模型如图1所示，根据线路有功功率PL与给定值Pdef的偏差来改变可控串补等效电抗值XTCSC，并相应地改变潮流计算中的导纳矩阵元素。图中XTCSCmax，XTCSCmin为XTCSC的上下限值。

图1 TCSC潮流控制稳态模型Fig.1 Stability model of TCSC with power control

2 含TCSC输电线路的输送功率极限计算

2.1 暂态稳定计算模型

系统动态模型采用经典模型，各发电机用x′d后的恒定电势E来模拟，负荷用恒定阻抗模型，相对于系统惯性中心（COI）的系统运动方程为

Pei和Pgi分别为发电机i电磁功率和机械功率；Gij与Bij为考虑了联络线附加设备阻抗的发电机内电势节点之间导纳的实部和虚部。

暂态稳定约束采用功角约束，即以惯性中心为参考，将系统中任意一台发电机的转子角，相对于惯性中心的角度差不超过某一极限作为判据，可描述为

其中

2.2 TCSC在系统暂态时的控制模型

本文采用的TCSC在系统暂态时的控制策略如图2所示，TCSC的控制环节主要包括一个暂态稳定控制环节和一个阻尼功率振荡环节。在暂态稳定控制环节中，通过特定线路的开关跳闸信号，触发后，TCSC强行补偿至最大补偿电抗XTCSC，max，投入时间为Tci。阻尼控制环节采用常规PSS控制或PID控制。本文结合离散控制思想，在常规控制上增加离散控制环节，控制信号是联络线上传输的有功功率。离散控制环节如图3所示，其中XTCSCmax、XTCSCrated和XL分别表示TCSC的最大容抗值、tci时刻阻尼控制输出的容抗值和旁路模式时小电感的感抗值；tci、tLi分别代表考虑延迟的第i次令TCSC容抗值达最大的起始时刻和令TCSC工作在旁路模式时的起始时刻；TCi、TLi分别代表第i次持续XTCSCmax的时间和第i次持续旁路模式时间。

图2 TCSC暂态控制示意图Fig.2 Transient stability control sketch of TCSC

图3 离散控制环节Fig.3 Discrete control link

3 实际算例及其分析

本文针对含TCSC的伊冯输电系统进行仿真计算。伊敏电厂位于内蒙古东部的呼伦贝尔地区，在东北电网的末端，属于典型的坑口电厂，机组有四台，两台单机容量500 MW，两台600 MW。电厂通过双回输电线路接入齐齐哈尔的冯屯变电站，输电电压等级为500 k V。由于输电距离长、负荷重，而再扩建新的输电线路投资巨大，考虑到经济性要求，在线路上加装TCSC是个较好的选择。系统如图4所示。

图4各项数据参见文献［14］附录，系统基准容量为100.0 MVA。其中伊敏电厂的四台机组用两台等值机表示，为图中的G1、G2，并通过升压变压器连到厂高压母线，厂高压母线通过两条输电线路10和线路2与冯屯侧的变电站相联。为了增加线路的输送能力，在这两条线路上安装了TCSC，串补度为45%，其中固定串补为30%，可控串补为15%。与电网相连的其他机组用等值机代替，如G3、G4和G6等。

图4 伊冯输电系统等值电路图Fig.4 Equivalent circuit of Yi Min－Feng tun transmission system

设置故障为双回输电线路中的一回，线路10在靠近母线NHMYMC51侧发生三相短路故障，故障从0.0 s开始，0.10 s后线路10两侧断路器断开，故障结束。下面为几种情况的计算结果。

图5 无串补传输功率为1350 MW时的功角不稳定图Fig.5 G1 power angle instability without TCSC when transmission power for 1350 MW

图6 有串补传输功率为1800 MW时的功角稳定图Fig.6 G1 power angle stability with TCSC when transmission power for 1800 MW

（1）系统没有加装任何串补时，当传输功率达到1350 MW时，系统失去稳定，见图5。图中曲线为G1与等值机G6的功角图。后续图中的功角曲线也均为G1与等值机G6的。

（2）当系统加装固定串补后，其传输功率极限较未加任何补偿的系统有大幅提高。当双回线传输功率为1800 MW时，发生故障后系统响应见图6：当系统传输功率为1810 MW时，系统失去稳定，见图7、8，图8为厂高压母线电压变化情况。

图7 有串补传输功率为1810 MW时的功角不稳定图Fig.7 G1 power angle instability with TCSC when transmission power for 1810 MW

图8 母线HQFFTB51电压Fig.8 Bus HQFFTB51 voltage

图9 有串补传输功率为1910 MW时的功角稳定图Fig.9 Power angle stability with TCSC when transmission power for 1910 MW

图10 有串补传输功率为1920 MW时的功角不稳定图Fig.10 Power angle instability with TCSC when transmission power for 1920 MW

由此可知，由于TCSC的控制系统，能在故障发生后为系统提供强补，增加了系统的稳定性，使得系统在考虑暂态稳定约束时能够传输的功率也有了较大的提高。

4 结语

本论文通过对实际伊冯输电线路在暂态约束下输电功率的计算，得出了以下结论：在相同的故障情况下，系统不加装串补，系统传输的功率最小，加装固定串补后，系统传输功率可以得到大幅提高，当系统加装可控串补后，由于可控串补可以通过自身的调节作用阻尼系统振荡，所以可以在可控串补的基础上将系统传输容量进一步提高。TCSC作为一种柔性输电装置，由于其自身的可控性，可以使系统的传输功率有更大提高。

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