摘要：分析 了500kV固定串聯補償裝置的技術特點。就串聯電容器的結構、MOV能量吸收能力的確定和放電間隙的配置提出了改進意見。
關鍵詞：500kV 串聯補償 技術特點 分析
1 前言
高壓輸電系統使用串聯補償裝置能夠有效地降低輸電系統間的電抗值，提高輸電能力和系統運行的穩定性，降低輸電系統工程造價。自1950年第一套220kV串聯補償裝置在瑞典投入運行以來，高壓串聯補償裝置在全世界得到了廣泛的 應用 。據不完全統計， 目前 全世界運行的高壓串聯補償裝置總容量已達到80Gvar，電壓等級從220kV 發展 到750kV。我國分別在1966年和1972年投入使用了第一套220kV和第一套330kV串聯補償裝置，其中330kV串聯補償裝置的技術水平當時在世界上還有一定的先進之處。後來隨著電網網架結構的加強和電網運行方式的改變，這些串聯補償裝置相繼退出運行，此後在長達20多年的時間裡，高壓串聯補償裝置在我國出現了空白。2000年，藉助於陽城—淮安500kV輸電系統的建設，國內首次在徐州500kV三堡開關站使用了二套500kV固定串聯補償裝置，這二套500kV串聯補償裝置已於2000年11月30日投入試運行。本文就這二套500kV固定串聯補償裝置的技術特點進行簡要介紹分析。
2 陽城—淮安500kV輸電系統簡介
陽城發電廠坐落在山西陽城境內，一期工程安裝6台350MW火力發電機組，總發電裝機容量2100MW，由美國AES公司和江蘇、山西有關單位共同投資建設。電廠所發電量通過500kV輸電線路全部輸送至江蘇使用。500kV輸電系統接線圖見圖1。
由陽城發電廠至淮安上河變電站之間輸電距離長達744km，沿途設置了東明和三堡二座500kV開關站以分割線路（500kV任莊變電站在此之前已經建成投運），整個500kV輸電系統採用3—2—3接線方式。即陽城電廠至東明開關站之間架設三回500kV線路，其中兩回為同塔雙迴路架設；東明開關站至三堡開關站之間架設兩回500kV線路，採用同塔雙迴路架設。三堡開關站至上河變電站架設三回500kV線路。根據潮流及穩定 計算 結果得知：如果在N－1條件下要保證陽城電廠不降低發電出力，就必須全線架設三回500kV線路。為降低工程造價，因此決定在東明開關站至三堡開關站之間的兩回500kV線路上三堡開關站側安裝兩組500kV串聯補償裝置。
3 三堡500kV串聯補償裝置簡介
目前世界上運行的串聯補償裝置分為固定串補（FSC）和可控串補（TCSC或CSC）兩種，其中可控串補真正投入運行的只有兩家（美國的230kV Kayenta變電站和500kVSlatt變電站），其技術複雜性和投資均較高，而固定串補投資較低且有近50年的豐富運行定串補。通過國際招標，由西門子公司中標成套供貨，其中旁路斷路器及隔離開關、控制保護裝置由西門子公司自己製造，旁路間隙和阻尼裝置由諾基亞公司製造，串聯電容器由Cooper公司製造。串補裝置電氣接線圖見圖2。
串補裝置技術參數見表1（兩套串補裝置參數完全相同，只列出一套的參數）：
4 串補裝置技術特點分析
三堡開關站500kV串補裝置主要由串聯電容器組、非線性電阻（MOV）、放電間隙、阻尼裝置、旁路斷路器、繼電保護裝置六大部分組成，裝置採用分相布置，除旁路斷路器和隔離開關設備以外，其它設備均分別安裝在三個絕緣平台上。現分別分析各組成部分的技術特點。
4．1 串聯電容器組
串聯電容器採用Cooper公司產品，每相串聯電容器組由320台單元串聯電容器（40並8串）組成，這320台單元串聯電容器又分成4個接線臂，電氣上接成H型接線方式（見圖2）。每個接線臂上有80台單元串聯電容器，接線為20並4串，先並後串。每20台並聯的單元串聯電容器預先在製造廠集中安裝在一個金屬框架內，整體運輸到安裝現場，安裝工作非常簡便。金屬框架內的單元串聯電容器分成兩列並排布置，每列10台，兩列之間排列方式為尾對尾。四個金屬框架之間上下疊裝，其中第二和第四個金屬框架下部安裝有陶瓷支持絕緣子。單元串聯電容器技術參數見表2。
串聯電容器的熔絲配置方式有內熔絲和外熔絲兩種。外熔絲方式的優點是不存在保護死區，熔絲熔斷後運行人員能方便的發現故障電容器：缺點是單元串聯電容器內部元件損壞會造成整台單元串聯電容器退出運行，安裝尺寸較大。內熔絲方式的優點是結構緊湊，安裝尺寸較小，少量內部元件損壞由內熔絲動作切除，不會造成整台單元串聯電容器退出運行；缺點是存在保護死區，當出線套管閃絡或內部引出線對殼擊穿時會造成串聯電容器短路故障，此時內熔絲又無法動作。此外，不平衡保護動作後查尋故障電容器的工作量很大，需要對320台單元串聯電容器逐台進行檢查，對於對稱性單元電容器故障，不平衡保護無法正確動作，只有通過每年測試每台單元串聯電容器的電容量才能發現 問題 以消除隱患。本次串補招標技術要求中明確提出單元串聯電容器最好採用雙套管結構，熔絲配置方式由製造商推薦（技術要求中對兩種熔絲安裝方式均提出了詳細要求）。運行單位提出採用雙套管加外熔絲結構，但不知何故此意見未被採納。製造商作出的解釋是：根據經驗數據串聯電容器元件30年（設計壽命）的總故障機率為2％，每相電容器組30年損壞的元件數量為332．8個（2％×320×4×13），平均分配到單元串聯電容器上，每個單元串聯電容器只會有1．04個元件損壞。計及故障元件的隨機分布，因此不會發生單元串聯電容器整台故障的問題。這一解釋也被部分國內人員所接受。作者認為，單套管加內熔絲結構的單元串聯電容器存在的最大問題是：一旦發生出線套管閃絡或內部引出線對殼擊穿就會造成串聯電容器極間短路。一台單元串聯電容器極間短路後，在串補裝置滿負荷運行（2360A）情況下，通過故障單元串聯電容器的負荷電流達到1349A，加上其它健康單元串聯電容器的高頻放電電流，要求單元串聯電容器的外殼耐爆容量至少應大於18kJ。如外殼耐爆容量不能滿足要求，則串聯 電容器極間短路後極易造成故障單元串聯電容器外殼爆裂起火，燒毀臨近的設備。這種情況在我國引進的SVC裝置中已經發生過好幾起（如廣東江門、武漢鳳凰山等變電站，每次均燒毀上百台電容器），上述燒毀的SVC裝置中的電容器結構均為歐洲製造的內熔絲加單套管產品。事故發生後採取的反事故措施都是採用國產雙套管加外熔絲電容器進行更換，至今運行情況良好，這一點非常值得借鑑。
4．2 非線性電阻（MOV）
MOV是為保護串聯電容器組而設置的，其技術要求是將串聯電容器組的過電壓水平限制在2．3pu（230kV峰值）以下。外部故障情況下串聯電容器組不退出運行；內部故障情況下串聯電容器組退出運行，故障切除後串聯電容器組快速投入運行以提高系統穩定性。中方提出的內外部故障切除時間為450ms（考慮線路兩端保護故障下均拒動，由後備保護切除故障）。西門子公司根據中方提供的系統參數和故障類型及持續時間，採用EMTDC電磁暫態計算程序進行了大量計算，確定MOV吸收能量值為49．5MJ，據此配置MOV參數見表3。
17個MOV瓷套的總能量吸收能力為56MJ，計及MOV電流分配的不平衡性以後，MOV的總能量吸收能力仍有一定的裕度。
由於MOV的總能量吸收能力很大，因此其投資在串補裝置總造價中占較大的比例。造成MOV的總能量吸收能力很大的原因是中方提供的故障持續時間過長，考慮了兩套線路主保護全部拒動和斷路器拒動等多種因素。實際上500kV線路從保護到電源均採取雙重化配置，斷路器的分閘線圈也採取雙重化配置，各種拒動因素同時出現的機率非常之小，如果只考慮斷路器拒動的因素則故障持續時間可縮短為350ms，MOV的總能量吸收能力可以顯著降低從而降低設備造價。西門子公司在投標文件中建議將故障持續時間確定為250ms（考慮兩套主保護拒動），則MOV的總能量吸收能力可以降低到30MJ，節省投資325萬元。安全固然重要，但必須與投資進行綜合考慮。
4．3 旁路間隙
為防止MOV在內部故障期間因吸收能量過大而損壞，設置了旁路間隙，在預定的條件下旁路間隙觸發燃弧將MOV短接。旁路間隙結構由上下兩個箱體組成，上部箱體中安裝一個主間隙和兩個電容器，下部箱體中安裝一個主間隙、兩個電容器、精密間隙、觸發變壓器和觸發點火間隙，電氣接線見圖3。
1-主間隙 2-阻尼電阻 3-精密間隙
4-觸發變壓器 5-觸發點火間隙
6-C1-C4電容分壓器
旁路間隙動作過程如下：
保護系統檢測到MOV運行異常後發出高壓點火脈衝，觸發點火間隙擊穿燃弧；電容分壓器中的電容器C1通過阻尼電阻R放電，放電電流通過觸發變壓器的一次線圈造成精密間隙擊穿燃弧；同樣，電容分壓器中的電容器C2通過阻尼電阻R放電，C1和C2放電後，由於C3和C4所分擔電壓升高造成上部主間隙擊穿燃弧；上部主間隙擊穿燃弧後C3和C4通過主間隙放電，進一步造成C1和C2上分擔電壓升高造成下部主間隙擊穿燃弧，至此整個旁路間隙連接起來。
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關鍵詞：500kV 串聯補償 技術特點 分析
1 前言
高壓輸電系統使用串聯補償裝置能夠有效地降低輸電系統間的電抗值，提高輸電能力和系統運行的穩定性，降低輸電系統工程造價。自1950年第一套220kV串聯補償裝置在瑞典投入運行以來，高壓串聯補償裝置在全世界得到了廣泛的 應用 。據不完全統計， 目前 全世界運行的高壓串聯補償裝置總容量已達到80Gvar，電壓等級從220kV 發展 到750kV。我國分別在1966年和1972年投入使用了第一套220kV和第一套330kV串聯補償裝置，其中330kV串聯補償裝置的技術水平當時在世界上還有一定的先進之處。後來隨著電網網架結構的加強和電網運行方式的改變，這些串聯補償裝置相繼退出運行，此後在長達20多年的時間裡，高壓串聯補償裝置在我國出現了空白。2000年，藉助於陽城—淮安500kV輸電系統的建設，國內首次在徐州500kV三堡開關站使用了二套500kV固定串聯補償裝置，這二套500kV串聯補償裝置已於2000年11月30日投入試運行。本文就這二套500kV固定串聯補償裝置的技術特點進行簡要介紹分析。
2 陽城—淮安500kV輸電系統簡介
陽城發電廠坐落在山西陽城境內，一期工程安裝6台350MW火力發電機組，總發電裝機容量2100MW，由美國AES公司和江蘇、山西有關單位共同投資建設。電廠所發電量通過500kV輸電線路全部輸送至江蘇使用。500kV輸電系統接線圖見圖1。
由陽城發電廠至淮安上河變電站之間輸電距離長達744km，沿途設置了東明和三堡二座500kV開關站以分割線路（500kV任莊變電站在此之前已經建成投運），整個500kV輸電系統採用3—2—3接線方式。即陽城電廠至東明開關站之間架設三回500kV線路，其中兩回為同塔雙迴路架設；東明開關站至三堡開關站之間架設兩回500kV線路，採用同塔雙迴路架設。三堡開關站至上河變電站架設三回500kV線路。根據潮流及穩定 計算 結果得知：如果在N－1條件下要保證陽城電廠不降低發電出力，就必須全線架設三回500kV線路。為降低工程造價，因此決定在東明開關站至三堡開關站之間的兩回500kV線路上三堡開關站側安裝兩組500kV串聯補償裝置。
3 三堡500kV串聯補償裝置簡介
目前世界上運行的串聯補償裝置分為固定串補（FSC）和可控串補（TCSC或CSC）兩種，其中可控串補真正投入運行的只有兩家（美國的230kV Kayenta變電站和500kVSlatt變電站），其技術複雜性和投資均較高，而固定串補投資較低且有近50年的豐富運行定串補。通過國際招標，由西門子公司中標成套供貨，其中旁路斷路器及隔離開關、控制保護裝置由西門子公司自己製造，旁路間隙和阻尼裝置由諾基亞公司製造，串聯電容器由Cooper公司製造。串補裝置電氣接線圖見圖2。
串補裝置技術參數見表1（兩套串補裝置參數完全相同，只列出一套的參數）：
4 串補裝置技術特點分析
三堡開關站500kV串補裝置主要由串聯電容器組、非線性電阻（MOV）、放電間隙、阻尼裝置、旁路斷路器、繼電保護裝置六大部分組成，裝置採用分相布置，除旁路斷路器和隔離開關設備以外，其它設備均分別安裝在三個絕緣平台上。現分別分析各組成部分的技術特點。
4．1 串聯電容器組
串聯電容器採用Cooper公司產品，每相串聯電容器組由320台單元串聯電容器（40並8串）組成，這320台單元串聯電容器又分成4個接線臂，電氣上接成H型接線方式（見圖2）。每個接線臂上有80台單元串聯電容器，接線為20並4串，先並後串。每20台並聯的單元串聯電容器預先在製造廠集中安裝在一個金屬框架內，整體運輸到安裝現場，安裝工作非常簡便。金屬框架內的單元串聯電容器分成兩列並排布置，每列10台，兩列之間排列方式為尾對尾。四個金屬框架之間上下疊裝，其中第二和第四個金屬框架下部安裝有陶瓷支持絕緣子。單元串聯電容器技術參數見表2。
串聯電容器的熔絲配置方式有內熔絲和外熔絲兩種。外熔絲方式的優點是不存在保護死區，熔絲熔斷後運行人員能方便的發現故障電容器：缺點是單元串聯電容器內部元件損壞會造成整台單元串聯電容器退出運行，安裝尺寸較大。內熔絲方式的優點是結構緊湊，安裝尺寸較小，少量內部元件損壞由內熔絲動作切除，不會造成整台單元串聯電容器退出運行；缺點是存在保護死區，當出線套管閃絡或內部引出線對殼擊穿時會造成串聯電容器短路故障，此時內熔絲又無法動作。此外，不平衡保護動作後查尋故障電容器的工作量很大，需要對320台單元串聯電容器逐台進行檢查，對於對稱性單元電容器故障，不平衡保護無法正確動作，只有通過每年測試每台單元串聯電容器的電容量才能發現 問題 以消除隱患。本次串補招標技術要求中明確提出單元串聯電容器最好採用雙套管結構，熔絲配置方式由製造商推薦（技術要求中對兩種熔絲安裝方式均提出了詳細要求）。運行單位提出採用雙套管加外熔絲結構，但不知何故此意見未被採納。製造商作出的解釋是：根據經驗數據串聯電容器元件30年（設計壽命）的總故障機率為2％，每相電容器組30年損壞的元件數量為332．8個（2％×320×4×13），平均分配到單元串聯電容器上，每個單元串聯電容器只會有1．04個元件損壞。計及故障元件的隨機分布，因此不會發生單元串聯電容器整台故障的問題。這一解釋也被部分國內人員所接受。作者認為，單套管加內熔絲結構的單元串聯電容器存在的最大問題是：一旦發生出線套管閃絡或內部引出線對殼擊穿就會造成串聯電容器極間短路。一台單元串聯電容器極間短路後，在串補裝置滿負荷運行（2360A）情況下，通過故障單元串聯電容器的負荷電流達到1349A，加上其它健康單元串聯電容器的高頻放電電流，要求單元串聯電容器的外殼耐爆容量至少應大於18kJ。如外殼耐爆容量不能滿足要求，則串聯 電容器極間短路後極易造成故障單元串聯電容器外殼爆裂起火，燒毀臨近的設備。這種情況在我國引進的SVC裝置中已經發生過好幾起（如廣東江門、武漢鳳凰山等變電站，每次均燒毀上百台電容器），上述燒毀的SVC裝置中的電容器結構均為歐洲製造的內熔絲加單套管產品。事故發生後採取的反事故措施都是採用國產雙套管加外熔絲電容器進行更換，至今運行情況良好，這一點非常值得借鑑。
4．2 非線性電阻（MOV）
MOV是為保護串聯電容器組而設置的，其技術要求是將串聯電容器組的過電壓水平限制在2．3pu（230kV峰值）以下。外部故障情況下串聯電容器組不退出運行；內部故障情況下串聯電容器組退出運行，故障切除後串聯電容器組快速投入運行以提高系統穩定性。中方提出的內外部故障切除時間為450ms（考慮線路兩端保護故障下均拒動，由後備保護切除故障）。西門子公司根據中方提供的系統參數和故障類型及持續時間，採用EMTDC電磁暫態計算程序進行了大量計算，確定MOV吸收能量值為49．5MJ，據此配置MOV參數見表3。
17個MOV瓷套的總能量吸收能力為56MJ，計及MOV電流分配的不平衡性以後，MOV的總能量吸收能力仍有一定的裕度。
由於MOV的總能量吸收能力很大，因此其投資在串補裝置總造價中占較大的比例。造成MOV的總能量吸收能力很大的原因是中方提供的故障持續時間過長，考慮了兩套線路主保護全部拒動和斷路器拒動等多種因素。實際上500kV線路從保護到電源均採取雙重化配置，斷路器的分閘線圈也採取雙重化配置，各種拒動因素同時出現的機率非常之小，如果只考慮斷路器拒動的因素則故障持續時間可縮短為350ms，MOV的總能量吸收能力可以顯著降低從而降低設備造價。西門子公司在投標文件中建議將故障持續時間確定為250ms（考慮兩套主保護拒動），則MOV的總能量吸收能力可以降低到30MJ，節省投資325萬元。安全固然重要，但必須與投資進行綜合考慮。
4．3 旁路間隙
為防止MOV在內部故障期間因吸收能量過大而損壞，設置了旁路間隙，在預定的條件下旁路間隙觸發燃弧將MOV短接。旁路間隙結構由上下兩個箱體組成，上部箱體中安裝一個主間隙和兩個電容器，下部箱體中安裝一個主間隙、兩個電容器、精密間隙、觸發變壓器和觸發點火間隙，電氣接線見圖3。
1-主間隙 2-阻尼電阻 3-精密間隙
4-觸發變壓器 5-觸發點火間隙
6-C1-C4電容分壓器
旁路間隙動作過程如下：
保護系統檢測到MOV運行異常後發出高壓點火脈衝，觸發點火間隙擊穿燃弧；電容分壓器中的電容器C1通過阻尼電阻R放電，放電電流通過觸發變壓器的一次線圈造成精密間隙擊穿燃弧；同樣，電容分壓器中的電容器C2通過阻尼電阻R放電，C1和C2放電後，由於C3和C4所分擔電壓升高造成上部主間隙擊穿燃弧；上部主間隙擊穿燃弧後C3和C4通過主間隙放電，進一步造成C1和C2上分擔電壓升高造成下部主間隙擊穿燃弧，至此整個旁路間隙連接起來。
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