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作者：马乃兵
摘要：分析了500kV固定串联抵偿装配的技术特点。就串联电容器的结构、MOV能吸收能力简直定和放电间隙的设置装备摆设提出了改良定见。
要害词：500kV串联抵偿技术特点分析
1 前言
高压输电系统使用串联抵偿装配能够有用地下降输电系统间的电抗值，提高输电能力和系统运行的稳定性，下降输电系统工程造价。自1950年套220kV串联抵偿装配在瑞典投进运行以来，高压串联抵偿装配在获得了普遍的运用。据不完全统计，今朝运行的高压串联抵偿装配总容已到达80Gvar，电压品级从220kV成长到750kV。我国划分在1966年和1972年投进使用了套220kV和套330kV串联抵偿装配，其中330kV串联抵偿装配的技术水平那时在上还有一定的进步前辈的地方。后来随着电网网架结构的增强和电网运行方式的改变，这些串联抵偿装配相继退出运行，尔后在长达20多年的时间里，高压串联抵偿装配在我国泛起了空白。2000年，借助于阳城—淮安500kV输电系统的建设，国内在徐州500kV三堡开关站使用了二套500kV固定串联抵偿装配，这二套500kV串联抵偿装配已于2000年11月30日投进试运行。本文就这二套500kV固定串联抵偿装配的技术特点进行简要介绍分析。
2 阳城—淮安500kV输电系统简介
阳城发电厂座落在山西阳城境内，一期工程安装6台350MW火力发机电组，总发电装机容2100MW，由美国AES公司和江苏、山西有关单元配合投资建设。电厂所发电经由过程500kV输电线路全数输送至江苏使用。500kV输电系统接线图见图1。
由阳城发电厂至淮安上河变电站之间输电距离长达744km，沿途设置了东明和三堡二座500kV开关站以朋分线路（500kV任庄变电站在此之前已建成投运），整个500kV输电系统采用3—2—3接线方式。即阳城电厂至东明开关站之间架设三回500kV线路，其中两回为同塔双回路架设；东明开关站至三堡开关站之间架设两回500kV线路，采用同塔双回路架设。三堡开关站至上河变电站架设三回500kV线路。凭据潮水及稳定计较成效得知：假设在N－1条件下要保证阳城电厂不下降发电出力，就必需全线架设三回500kV线路。为下降工程造价，是以决议在东明开关站至三堡开关站之间的两回500kV线路上三堡开关站侧安装两组500kV串联抵偿装配。
3 三堡500kV串联抵偿装配简介
今朝上运行的串联抵偿装配分为固定串补（FSC）和可控串补（TCSC或CSC）两种，其中可控串补真正投进运行的只有两家（美国的230kVKayenta变电站和500kVSlatt变电站），其技术复杂性和投资均较高，而固定串补投资较低且有近50年的丰硕运行定串补。经由过程招标，由西门子公司中标成套供货，其中旁路断路器及隔脱离关、控制庇护装配由西门子公司自己制造，旁路间隙和阻尼装配由诺基亚公司制造，串联电容器由Cooper公司制造。串补装配电气接线图见图2。
串补装配技术参数见表1（两套串补装配参数完全不异，只列出一套的参数）：
4 串补装配技术特点分析
三堡开关站500kV串补装配主要由串联电容器组、非线性电阻（MOV）、放电间隙、阻尼装配、旁路断路器、继电庇护装配六年夜部门组成，装配采用分相安插，除旁路断路器和隔脱离关装备之外，其它装备均划分安装在三个尽缘平台上。现划分分析各组成部门的技术特点。
4．1 串联电容器组
串联电容器采用Cooper公司产物，每相串联电容器组由320台单元串联电容器（40并8串）组成，这320台单元串联电容器又分成4个接线臂，电气上接成H型接线方式（见图2）。每一个接线臂上有80台单元串联电容器，接线为20并4串，先并后串。每20台并联的单元串联电容器预先在制造厂集中安装在一个金属框架内，整体运输到安装现场，安装工作很是简洁。金属框架内的单元串联电容器分成两列并排安插，每列10台，两列之间排列方式为尾对尾。四个金属框架之间上下叠装，其中第二和第四个金属框架下部安装有陶瓷支持尽缘子。单元串联电容器技术参数见表2。
串联电容器的熔丝设置装备摆设方式有内熔丝和外熔丝两种。外熔丝方式的点是不存在庇护死区，熔丝熔断后运行人员能利便的发现故障电容器：错误谬误是单元串联电容器内部元件损坏会造成整台单元串联电容器退出运行，安装尺寸较年夜。内熔丝方式的点是结构紧凑，安装尺寸较小，少许内部元件损坏由内熔丝动作切除，不会造成整台单元串联电容器退出运行；错误谬误是存在庇护死区，当出线套管闪络或内部引出线对壳击穿时会造成串联电容器短路故障，此时内熔丝又没法动作。此外，不服衡庇护动作后查寻故障电容器的工作很年夜，需要对320台单元串联电容器逐台进行检查，对于对称性单元电容器故障，不服衡庇护没法准确动作，只有经由过程每一年测试每台单元串联电容器的电容才能发现问题以消除隐患。本次串补招标技术要求中明确提出单元串联电容器好采用双套管结构，熔丝设置装备摆设方式由制造商推荐（技术要求中对两种熔丝安装方式均提出了具体要求）。运行单元提出采用双套管加外熔丝结构，但不知何以此定见未被采用。制造商作出的诠释是：凭据经验数据串联电容器元件30年（设计寿命）的总故障几率为2％，每相电容器组30年损坏的元件数目为332．8个（2％×320×4×13），平均分配到单元串联电容器上，每一个单元串联电容器只会有1．04个元件损坏。计及故障元件的随机散布，是以不会发生单元串联电容器整台故障的问题。这一诠释也被部门国内助员所接受。作者认为，单套管加内熔丝结构的单元串联电容器存在的年夜问题是：一旦发生出线套管闪络或内部引出线对壳击穿就会造成串联电容器极间短路。一台单元串联电容器极间短路后，在串补装配满负荷运行（2360A）情况下，经由过程故障单元串联电容器的负荷电流到达1349A，加上其它健康单元串联电容器的高频放电电流，要求单元串联电容器的外壳耐爆容至少应年夜于18kJ。如外壳耐爆容不能知足要求，则串联 电容器极间短路后极易造成故障单元串联电容器外壳爆裂起火，烧毁临近的装备。这类情况在我国引进的SVC装配中已发生过好几起（如广东江门、武汉凤凰山等变电站，每次均烧毁上百台电容器），上述烧毁的SVC装配中的电容器结构均为欧洲制造的内熔丝加单套管产物。事故发生后接纳的反事故措施都是采用国产双套管加外熔丝电容器进行更换，至今运行情况秀，这一点很是值得借鉴。
4．2 非线性电阻（MOV）
MOV是为庇护串联电容器组而设置的，其技术要求是将串联电容器组的过电压水平限制在2．3pu（230kV峰值）以下。外部故障情况下串联电容器组不退出运行；内部故障情况下串联电容器组退出运行，故障切除后串联电容器组快速投进运行以提高系统稳定性。中方提出的内外部故障切除时间为450ms（斟酌线路两头庇护故障下均拒动，由后备庇护切除故障）。西门子公司凭据中方提供的系统参数和故障类型及延续时间，采用EMTDC电磁暂态计较法式进行了年夜计较，肯定MOV吸收能值为49．5MJ，据此设置装备摆设MOV参数见表3。
17个MOV瓷套的总能吸收能力为56MJ，计及MOV电流分配的不服衡性以后，MOV的总能吸收能力仍有一定的裕度。
由于MOV的总能吸收能力很年夜，是以其投资在串补装配总造价中占较年夜的比例。造成MOV的总能吸收能力很年夜的缘由是中方提供的故障延续时间太长，斟酌了两套线路主庇护全数拒动和断路器拒动等多种身分。现实上500kV线路从庇护到电源均接纳两重化设置装备摆设，断路器的分闸线圈也接纳两重化设置装备摆设，各类拒动身分同时泛起的几率很是之小，假设只斟酌断路器拒动的身分则故障延续时间可缩短为350ms，MOV的总能吸收能力可以显著下降从而下降装备造价。西门子公司在投标文件中建议将故障延续时间肯定为250ms（斟酌两套主庇护拒动），则MOV的总能吸收能力可以下降到30MJ，节省投资325万元。平安固然重要，但必需与投资进行综合斟酌。
4．3 旁路间隙
为避免MOV在内部故障时代因吸收能过年夜而损坏，设置了旁路间隙，在预定的条件下旁路间隙触发燃弧将MOV短接。旁路间隙结构由上下两个箱体组成，上部箱体中安装一个主间隙和两个电容器，下部箱体中安装一个主间隙、两个电容器、细密间隙、触发变压器和触发焚烧间隙，电气接线见图3。
1-主间隙2-阻尼电阻3-细密间隙4-触发变压器5-触发焚烧间隙6-C1-C4电容分压器
旁路间隙动作进程以下：
庇护系统检测到MOV运行异常后发出高压焚烧脉冲，触发焚烧间隙击穿燃弧；电容分压器中的电容器C1经由过程阻尼电阻R放电，放电电畅通流畅过触发变压器的一次线圈造成细密间隙击穿燃弧；一样，电容分压器中的电容器C2经由过程阻尼电阻R放电，C1和C2放电后，由于C3和C4所分管电压升高造成上部主间隙击穿燃弧；上部主间隙击穿燃弧后C3和C4经由过程主间隙放电，进一步造成C1和C2上分管电压升高造成下部主间隙击穿燃弧，至此整个旁路间隙毗连起来。
4．4 阻尼装配
旁路间隙或旁路断路器动作后，串联电容器组将对其放电。放电电流为高频高幅值振荡电流，对旁路间隙或旁路断路器的平安运行威胁很年夜，必需设置装备摆设阻尼装配抑制放电电流，使放电电流的第二个幅值下降到个幅值的50％以下。阻尼装配由阻尼电抗器、阻尼电阻和石墨火花间隙组成，电气接线见图2。阻尼电抗器采用干式空芯电抗器，电感值为0．4mH。为下降阻尼电阻的热容，采用石墨火花间隙与阻尼电阻串联毗连。串联电容器组放电时石墨火花间隙击穿将阻尼电阻投进运行；放电竣事后，石墨火花间隙熄弧将阻尼电阻退出运行，线路故障电流只经由过程阻尼电抗器。阻尼电阻由5个并联毗连的电阻元件组成，采用非磁性不锈钢带制做，电阻值为3Ω，年夜热容为7MJ，年夜放电电流63．5kA。
4．5 旁路断路器
旁路断路器用于投切串联电容器组和庇护MOV及旁路间隙。由于它不开断故障电流而且安装在对地尽缘的支柱上，是以技术要求不高。采用了西门子公司的3AQ2－EI型产物，额定电压为245kV，合闸时间为52±3ms。
4．6 继电庇护
为庇护串补装配平安运行，采用两重化设置装备摆设方案共设置装备摆设了6套继电庇护装配（按动作原理划分现实为3套）。对于这些继电庇护装配本文不作过分析，仅重点介绍分析其互感器和旌旗灯号传输部门。
4．6．1 电流互感器
每相串补装配设置装备摆设8台电流互感器，安插情况见图2。这8台电流互感器有6台采用穿心式电流互感器，1台采用支柱式电流互感器，1台采用套管式电流互感器。每台电流互感器均有两个铁芯和两个二次线圈，依照其用途分歧，参数设置装备摆设也不不异，详见表4。
从上表中可以看出：电容器不服衡庇护所采用的电流互感器一次侧额定电流很小。这是由于正常及个体电容器元件损坏的情况下，经由过程电流互感器一次侧的电流很小，凭据计较成效，某一单元电容器内有6个元件损坏时经由过程电流互感器一次侧的电流只有1．31A，而此时与故障元件并联的正常元件承受的过电压系数已到达1．54，要求庇护动作跳闸。所以该电流互感器一次侧额定电流只能很小以保证庇护装配准确动作。当发生单元电容器极间故障时经由过程电流互感器一次侧的电流很年夜，远远跨越其额定电流，此时电流互感器极易损坏造成庇护拒动，是以必需在其二次侧设置装备摆设庇护装配如空气间隙、非线性电阻等。电容器不服衡庇护所采用的电流互感器经由过程故障电流时发生爆炸损坏的事故已发生过几起，对此问题必需引发足够的重视。
4．6．2 旌旗灯号传输
串补装配设置装备摆设的电流互感器与常规电流互感器的分歧的地方在于：由于其安装在对地尽缘的平台上，是以其二次侧电流旌旗灯号不能直接传输给安装在地面上的控制庇护装配。所以串补装配设置装备摆设的电流互感器其二次侧均有并联电阻器，将电流旌旗灯号转换为电压旌旗灯号，再经由过程光电传感器将电压旌旗灯号转换为光旌旗灯号（波长为850nm）经由过程光柱输送到地面上的光接收器，接收器收到的光旌旗灯号后采用数字旌旗灯号处置技术（DSP）将光旌旗灯号转换为电旌旗灯号输送给庇护控制装配。平台上的光电传感器工作所需要的能由地面上的激光发生器经由过程光柱输送。并联电阻器和光电传感器安装在平台上的光柱端子箱内，在光电传感器两侧设置装备摆设了非线性电阻器用以庇护光电传感器免受过电压损坏。
5 串补装配存在的问题
西门子公司提供的两组500kV串补装配，其一次装备较好，现场安装发现问题很少。主要问题有：两台串联电容器存在渗油现象（占总台数的0．1％），12台MOV的硅橡胶裙由于运输缘由存在分歧水平的破损。但其庇护与控制装配存在问题较多，主要有：间隙触发装配的触发盒监视不正常，造成一次误合串补装配旁路开关，后来在现场处置触发盒问题时又造成误跳运行的500kV线路。串补电容器电流显示零飘过年夜，电容器未运行而显示器上已有近50A的电容电流。串补装配投进运行时要求控制系统先送电源，庇护系统后送电源，否则庇护装配发生误动等，这些问题均已找到缘由并获得处置。
6 结语
国内套500kV固定串联抵偿装配采用了内熔丝加单套管结构的串联电容器、年夜容MOV、快速触发的放电间隙、光电旌旗灯号传输系统等装备，装备及技术上均有一定的进步前辈的地方。从整套串联抵偿装配整体上斟酌，有以下几点值得进一步研究。
6．1 内熔丝加单套管结构的电容器为欧洲国家所普遍采用（美国、日本采用外熔丝），但此类产物在国内运行情况欠佳，与国内采用外熔丝加双套管的国情不符。电容器的设计寿命为30年，斟酌到其正常工作场强较低但系统故障情况下工作场强到达170MV／m，是以有待于经由过程长时间运行验证其寿命和靠得住性。
6．2 系统故障延续时间简直定，斟酌身分过，造成MOV能吸收能力过年夜，斟酌此类情况发生的几率和后果（只是提早旁路串补装配）可以适当缩短故障延续时间，下降对MOV能吸收能力的要求以节省投资。
6．3 设置装备摆设放电间隙是由于其动作速度远快于旁路断路器的合闸速度，假设选用快速合闸的旁路断路器，加以适被选择MOV的能吸收能力，应当可以取消放电间隙，这样可以下降投资850万元，国内已有串补站不设放电间隙的先例。
参考文献：
［1］ 李长益．500kV三堡站的串联抵偿装配［A］．串联抵偿装配钻研会［C］
［2］ 马乃兵．串联抵偿技术在我国的运用［J］．电力电容器，1998（4）：15
［3］ 西门子公司串联抵偿装配技术手册
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