影响KV输电线路串联电容补偿因素分析毕业论文

1、影响500KV输电线路串联电容补偿因素分析摘要通过对500kv输电线路主流串联补偿装置TCSC的运行、操作、控制分析研究，在全面阐述电容器、串联补偿装置原理的基础上，分析了串联电容补偿对高压输电线路的若干影响；分析了MOV、触发间隙、旁路断路器的作用，提出了限制出现在电容器组上的过电压，保护电容器组措施，进一步确定对串联补偿装置正确的操作与控制方法。关键词：500KV 串补 影响 因数 分析Affects the 500KV transmission line series capacitors compensation factor analysisABSTRACTThrough insta

2、lls TCSC to the 500kv transmission line mainstream series compensation the movement, the operation, the control analysis research, in elaborated comprehensively the capacitor, in the series compensation installment principle foundation, has analyzed the series capacitors compensation to high pressur

3、e transmission line certain influences; Has analyzed MOV, the triggering gap, the bypass circuit breaker function, proposed the limit appears on the condenser bank the overvoltage, protects the condenser bank measure, further determines to the series compensation equipment correct operation and the

4、control method.Keywords: 500KV The string makes up Influence Factor Analysis II目 录第1章 绪论1.1 什么是串联电容补偿11.2 串联电容补偿于电力系统中的作用21.3 TCSC在高压交流输电系统中的应用4第2章 与串补装置相关的若干问题2.1 串补装置引起的过电压问题52.1.1引言52.1.2电力系统过电压的数字仿真方法62.2 串补装置对潜供电流的影响72.3 串补装置引起的次同步谐振问题82.4 串补装置对断路器暂态恢复电压的影响92.5 电磁干扰源对串补的影响10第3章 线路保护对串补的影响分析3.1

5、对距离保护的影响113.2 对方向元件的影响123.3 减少串补影响所采取的措施13结论 13参考文献 14第1章 绪论串联电容补偿是提高输电系统稳定极限以及经济性的有效手段之一。在输电线路中加入串联电容能够减小线路的电抗，加强两端的电气联系，缩小两端的相角差，从而获得较高的稳定限额，传输较高的功率。当今超高压、强电流、大功率、超长距离输变电已被广泛采用，提高超高压长线路的稳定输送容量、减少损耗，在线路上采用串联补偿装置来提高系统的稳定输送容量，改善线路电器参数，实现少线路输送多线路的功率，既提高了传输功率又节省了投资。通过研究影响串联电容补偿的因数可以更好的提高输电线路的传输效率。串联补偿在

6、电力系统中的应用历史非常悠久，最早可以追溯到1928年前后，纽约电网3 3kV系统曾采用串联电容补偿来实现潮流均衡；l950年，在瑞典的一个2 3OkV电网中首次应用串联补偿装置来提高输电系统的传输能力。此后，串联电容补偿成为远距离输电中增大传输容量和提高稳定性的重要手段而得到大力的发展和广泛的应用。采用串联补偿可以改变传输线的等效阻抗或在线路中串入补偿电压，方便地调节系统的有功无功潮流，从而有效地控制电力系统的电压水平和功率平衡。因此，在线路上采用串联补偿能更好地实现潮流控制，提高系统的电压定性、暂态稳定性和振荡稳定性，抑制次同步谐振。然而，研究表明，随着固定串联补偿度的提高，即使其他传输线

7、路的损耗有所下降，但由于串联补偿线路的损耗增加，导致了总的系统损耗的剧增。此外，串联补偿线路对网络故障响应灵敏度的增加，能使其负荷水平超出其本身已增加了的输送能力。这些不希望的效应可以通过采用可控串联补偿代替固定串联补偿来避免。串联补偿度可以根据某个时刻所需输送的功率水平而改变，但是不会影响其他的系统性能指标。1.1 什么是串联电容补偿串联电容补偿就是在线路上串联电容以补偿线路的电抗。因为涉及补偿，所以就产生了一个补偿度（Kc）的概念。所谓补偿度Kc，是电容器容抗c和线路感抗L的比值，即Kc=c/L。Kc1，称为欠补偿；Kc=1，称为完全补偿；Kc1，称为过补偿。串联电容补偿装置按照保护电容器

8、的设备的不同可以分为固定式（FSC）和动态（或称可调、可变式）式（TCSC）两种。目前国内所采用的串补设备均为固定式。固定式串补又可以分为以下几种：1、 旁路间隙+旁路断路器2、 双旁路间隙+旁路断路器3、 金属氧化物变阻器（MOV）+旁路断路器4、 旁路间隙+金属氧化物变阻器（MOV）+旁路断路器目前国内330 kV及以下电网中所采用的串补多为第一种旁路间隙+旁路断路器的模式，500kV发输电系统则使用了较为先进的技术，利用MOV优良的非线性和快速响应特性来限制出现在电容器组上的过电压，使串联电容的短路和再投入能自动而平滑地进行，从而进一步提高了系统运行的稳定性。这种串补装置的基本接线如图1

9、所示：图11234主要元件：1. 电容器组 3.触发间隙（GAP） 4.旁路开关2. 金属氧化物变阻器（MOV）123图2动态式串补是一种由晶闸管（可控硅）控制，可大范围平滑调节输电线路补偿阻抗的串联补偿装置，基本接线如图2所示。按照基本阻抗的调节方式，动态式串补可以分为以下三种：主要元件：1. 金属氧化物变阻器（MOV）2. 电容器组3. 晶闸管1、 晶闸管阻断方式：TCSC相当于常规串补。2、 晶闸管切换电抗器方式（旁路方式）：晶闸管恒定导通，电容与电感并联呈小感抗，主要用于绝缘保护和限制故障电流。3、 晶闸管相控方式（微调控制方式）：通过对触发脉冲的控制，可以平滑调节容抗或感抗。目前这种

10、动态控制技术主要处于试验研发阶段，在国内电力系统中尚未采用。1.2串联电容补偿于电力系统中的作用1、改善远距离输电线路的结构，提高线路的输送容量众所周知，高压输电线路的静态稳定输送功率为： P=U1U2sin/L其中：U1、U2为线路两端的电源电压 为线路两端电源电压的相角差 L为线路的阻抗式中的U1U2 /L为线路的极限输送功率即静态稳定极限。对于输电线路来说，尽力提高U1U2 /L的值，就可以提高输电线路的稳定限额。对于式中的分子部分，人们已经采用了诸如快速励磁、强励等许多在实际运行当中证明切实可行的措施；对于分母部分，我们知道当采用串联电容后变为L c，很明显，线路的极限输送功率升高了。

11、2、改善系统的稳定性提高电力系统静态稳定与暂态稳定的措施有很多，其中最常用的也是最具根本性的一条就是加强电气联系，使系统内各元件在电气结构上更加紧密。而采用串联电容补偿，以电容的容抗去补偿输电线路的感抗，便能够达到等值的缩短电气距离的目的，即提高了系统的稳定性。图3采用串联电容补偿还可以提高系统故障后的静态稳定性。如图3所示，当运行线路发生故障时，在切除故障线路的同时切除部分并联的电容器组，以增大串补电容的容抗，部分甚至全部的抵偿由于切除故障线路而增加的线路感抗，并且此时流过剩余运行电容器组的负荷电流也不会增加的很多。3、电压调节的一种手段与应用于高压电网时的作用不同，当串联电容用于较低电压等

12、级的电网中时，它的主要目的不是为了提高系统的稳定性，而是为了进行电压调节。这一点在供电电压为35KV及以下的线路上，特别是负荷波动大、负荷功率因数又很低的配电线路上体现的尤为突出。串联电容不仅能够提高电压，而且它的调压效果随负荷的大小而变化，即负荷大时调压效果大，负荷小时调压效果小。因此它特别适用于电弧炉、电焊机、电气牵引等类负荷较重线路的调压。图4-（a）为一线路未安装串联电容补偿时的潮流图，送端电压为U1，末端电压为U2，负荷P2-jQ2（兆伏安）均在末端，此时计算电压U2 =U1-（P1R+ Q1L）/ U12+ （P1L - Q1R）/ U1 2图4-（b）为一线路安装串联电容补偿后的

13、潮流图，送端电压为U1，末端电压为U2，负荷P2-jQ2（兆伏安）均在末端，此时计算电压U2=U1-P1R+ Q1（L -XC）/ U12+P1（L -XC）- Q1R/ U1 2U1P1-jQ1R+jLU2P2-jQ2U1P1-jQ1R+j(L- XC)U2P2-jQ2图4(a)(b)比较上面两个算式，不难发现，在线路末端装设串联电容补偿后，线路的末端电压升高了。当串补容抗c 越大即补偿度Kc越大时，末端电压也越高。当c =L，即Kc =1时，线路上电抗中的压降便全部被电容器中的容抗压降所抵消，此时线路当 c L即Kc 1时，串联电容补偿的容抗压降大于线路上电抗中的压降，当过补偿达到某一数值

14、时，线路上的电抗压降及电阻压降将全部被电容器容抗压降抵消，此时线路上送、受两端的电压相等。如果Kc值再继续增大，受端电压就会高于送端电压，但事实上这种补偿度是不允许采用的。串联电容补偿对调压起主要作用的是纵向压降，纵向压降越大，调压效果越好。当输电线路不输送无功功率时，串补基本不起调压作用。由于提高了输电线路的末端电压，所以它在一定程度上也降低了网损，但效果并不明显。4、经济实用，性价比高串联电容补偿技术不仅在技术上具有优势，而且其经济效益也十分明显。同输电线路相比，它的造价要低廉许多，可以有效的节省电力基建工程的总成本，并且串补提高输电系统的传输性能所带来的效益在几年内便可收回串补装置的投资

15、。同时，采用串补装置，在一定程度上也减少了输电线路对周边环境的电磁污染。1.3 TCSC在高压交流输电系统中的应用晶闸管控制的可控串联补偿装置(TCSC)主要采用晶闸管控制的电抗器与固定串联电容器相并联的TCR方式(图22)，通过改变晶闸管的触发角来改变分路电抗器的电流，使串联补偿器的等效阻抗大小能够连续平滑地快速变化，因而TCSC可以等效成一个容量连续可变的电容器，其接入的输电线路的等效阻抗也可以连续变化，在给定的线路两端电压和相角情况下，线路的输送功率将可实现快速连续控制，以适应系统负载变化和动态干扰，达到控制线路潮流，提高系统暂态稳定极限的目的，也可以用于阻尼系统功率振荡和抑制次同步振荡

16、，从而连续地调节线路传输的功率。这一点可以从下面的公式得到论证。由公式(1.1)可见，线路传输功率是容抗Xc和功角d的函数，故用小扰动Xc=Xc。+Xc，和d=d0+d代入式(1.1)可写成：P=sind (1.1) P=ad+bXc (1.2)上式中a=cosdo b=sindo对式(2.2)，假设其中Xc=A=Apd，p=，A=o，整理后得到P随Xc变化的关系：P=aKXcdt+bXc (1.3)为了说明可控串补提高系统阻尼特性的原理，将发电机二阶小扰动模型整理为：TjP2d+DPd+oP=0 (1.4)(1.4)式中，D为系统的自然阻尼系数。将(22)式代入(24)式可得：TjP2+D+

17、KbP+cooaA8=0 (1.5)由(1.5)式可以明显地看出，系统的阻尼系数得到了提高，因而系统的稳定性也得到了提高。常规的固定串联电容器不能灵活地调整线路阻抗，从而不能快速响应系统运行条件的变化；另一方面，常规的串联电容接入电网中可能会形成Lc谐振回路，从而在一定条件下将会导致发电机的机械振荡，甚至进一步引起电力系统的次同步振荡。所以采用常规的固定串联补偿装置或时，系统的补偿度被限制在30以下，使线路的最大输送功率限制在一个不经济的低水平上。而可控串联补偿装置可以通过控制使线路电抗和串联电容所构成的LC次同步谐振回路失谐，从而抑制可能发生的次同步振荡，提高线路的输送功率。综上所述，在串联

18、补偿中引入晶闸管技术，为远距离输电系统提供了一个经济、高效的解决方案，其主要优点有：1.进一步提高传输容量2.进一步提高暂态稳定极限3.阻尼次同步振荡及功率振荡4.在无次同步谐振危险情况下增加串补度可提高静态稳定极限5.减小故障电流6.连续调节、控制潮流7.控制电压偏差。 第 2 章 与串补装置相关的若干问题2.1 串补装置引起的过电压问题2.1.1引言串补装置虽可提高线路的输送能力，但也影响了系统及装设串补装置的输电线路沿线的电压特性。如线路电流的无功分量为感性，该电流将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；如线路电流的无功分量为容性，该电流将在线路电感上产生一定的电压

19、升，而在电容器上产生一定的电压降。电容器在一般情况下可以改善系统的电压分布特性；但串补度较高、线路负荷较重时，可能使沿线电压超过额定的允许值。河池及平果串补工程的线路高抗与串补的相对位置不同时，输电线路某些地点的运行电压可能超过运行要求。远距离超高压输电线路采用串联补偿是提高系统输电能力的有效措施。几十年来，在国外，尤其是美国、加拿大和瑞典等国，超高压串联补偿技术作为较成熟的措施已经在电力系统中得到广泛应用，大约90GMvar串联补偿电容器投入商业运行。90年代以后，随着电力电子技术的发展，又发展了可控串联补偿(TCSC)技术。根据我国一次能源分布格局和超高压输电系统的发展趋势，串补技术将会在

20、我国未来电力系统中得到更为广泛的应用。电力系统的大部分组成元件呈感性，因此输电线路采用串联补偿后，由于串补系统特有的暂态过程，不仅会带来稳定、次同步共振和继电保护方面的问题，而且在故障和熏合闸动作时会在系统中引起较大的过电压，一方面，对系统中的设备及其绝缘造成很大威胁，使得系统中设备的工作条件更为恶劣。另一方面，电压升高对串补电容器本身也会带来不利的影响：温度升高，导致热不平衡；油浸绝缘介质在高电场作用下发生老化，使绝缘强度降低而发生击穿，影响电容的使用寿命等。电力系统过电压是危害电力系统安全运行的主要因素之一。过电压分外部过电压(大气过电压)、内部过电压两种。外部过电压大气放电引起；内部过电

21、压是由系统内部的电磁能量的转换所引起，其幅值随输电电压的提高而上升。因此，随着输电电压的提高，内部过电压已逐渐成为对超高压电力系统的安全运行具有决定意义的因素。国内外有不少文献对串补系统的各种过电压现象进行了研究，比如研究了串补线路的沿线分布的过电压。串补电容和回路电抗谐振时，相当于在系统引入一个高频振荡电源，振荡幅值由保护系统的电压整定值决定。研究表明，在串补线路上会产生相应的电压分布，并存在长线效应。有资料指出系统外部故障时可控硅和非线性电阻的负担在单回路运行时比双回路运行时严重；内部故障时，二相故障可能比三相故障严重，所以认为对可控串补系统不能忽视并且应该校核二相故障时的过电压和过电流情

22、况。文献证明了普通串补电容器在电容重投时的恢复电压理论上不超过2倍的稳态运行电压。而TCSC的过电压情况与第5章超高压可控串联补偿输电系统的过电压研究具体的系统参数及控制策略有关。不合适的参数或控制策略都有可能使TCSC的电容器再次旁路，重投不成功。有文章指出，系统在甩负荷时暂态恢复电压和线路过电压都不高，解列时电流也不大，即使串补度=4255，氧化锌避雷器也没有动作。然而，这些研究结果的不足之处在于结合实际系统的理论分析和数值仿真的研究不够完整。我国在串补方面的实践经验尚显欠缺，所以深刻理解串补系统各种过电压现象的机理、危害和保护方案具有尤其重要的现实意义。本文取广西超高压输电系统的实际系统

23、参数对可控串补输电系统的内部过电压现象进行数值仿真分析。2.1.2电力系统过电压的数字仿真方法电力系统数字仿真是对实际系统进行分析，建立电力系统的数学模型，再用数字计算机对模型进行实验，以获得我们所需要结果的过程。随着计算机应用技术的高速发展，电力系统的动态数字实时仿真系统由于其精度高、改变参数方便、重复性好等优点，已经开始逐渐取代传统的物理仿真系统。应用数字计算机对电力系统的过电压进行分析计算，具有计算速度快、适应性强、改变计算参数方便、精度高以及能计及电气元件的非线性特性等很多优点，目前已成为电力系统过电压计算的最重要的手段。为了便于说明，假设网络只包含电源e(s)、电感L、电容C、电阻R

24、和传输长线，那么，Bergeron法求解电路网络的步骤如下：(1)用电路理论中的观察法写出网络的节点电压方程组： YU（t）=is（t）+I（t） (2.1)式中，Y为节点导纳矩阵，u(t)为需要求解的节点电压，is(t)为节点的实际电流源，I(t)为节点上电感、电容和传输线Bergeron模型中受控电流源的代数和。(2)用来回迭代法得到I(t)的表达式：对于电感：Ik-1=ik-1+uk-1，其中Ik-1为t时刻电感的等值计算电流源值，ik-1为tt时刻流过电感的电流，uk-1为tt时刻此电感两端的电压，Bergeron法的主要思想在于利用时刻t以前的已知量求得t时刻的未知量。对于电容：Ik

25、-1=一(ik-1+uk-1)，其中Ik-1为t时刻电容的等值计算电流源值，ik-1为t-心时刻流过电容的电流，uk-1为t-t时刻此电容两端的电压。对于传输线，根据等值模型，有：Ikm（t-）=-imk（t-） Ikm（t-）=-imk（t-） （2.2）Ikm(t)= +Ikm(t-)Ikm(t)= +Ikm(t-) (2.3)令(2.3)式中的t=t-，代入(2.2)式，得到：Ikm(t-)=-Imk(t-2)Imk(t-)=-Ikm(t-2) （2.4）Ikm（t-）和Imk（t-）即为式2.1中所需的I（t）可见，电感、电容和传输线的Bergeron计算方法已经顺利地应用在含电感、电

26、容和传输线的电流网络中，它描述了t时刻的电压、电流与t-t时刻的电压、电流之间的相互关系，而t-t时刻的电压和电流是前一步长的计算结果，对于本步跃来说是已知量。进而，这些差分方程可以用一种由纯电阻和电流源构成的电路来代替，以反映t时刻未知电压和电流之间的关系，其中的电阻决定于元件的参数和积分步长，而电流源则决定了t-t时刻的电压和电流值计算精度可以通过改变来调节，通常根据实际要求来定。2.2、串补装置对潜供电流的影响线路发生单相接地故障时，线路两端故障相的断路器相继跳开后，由于健全相的静电耦合和电磁耦合，弧道中仍将流过一定的感应电流(即潜供电流)，该电流如过大，将难以自熄，从而影响断路器的自动

27、重合闸。在超高压输电线路上装设串联电容补偿装置后，单相接地故障过程中，如串补装置中的旁路断路器和火花间隙均未动作，电容器上的残余电荷可能通过短路点及高抗组成的回路放电，从而在稳态的潜供电流上叠加一个相当大的暂态分量。该暂态分量衰减较慢，可能影响潜供电流自灭，对单相重合闸不利；单相瞬时故障消失后，恢复电压上也将叠加电容器的残压，恢复电压有所升高，影响单相重合闸的成功。例如在对河池串补工程进行的研究中：惠河线的惠水侧单相接地时，潜供电流波形是一个低频(f7Hz)、衰减的放电电流，电流幅值高达250-390A(见图2.1)。断路器分闸0.5s后，该电流幅值仍可达200-300A，它将导致潜供电弧难以

28、熄灭；如单相接地后旁路开关动作短接串联电容，潜供电流中将无此低频放电暂态分量(见图2.2)。图2.1 单向接地时的潜供电流 图2.2 单向接地时串补装置触发火花间隙后的潜供电流波形2.3 串补装置引起的次同步谐振问题在超高压远距离输电系统中采用串联电容补偿技术后，尤其是大型汽轮发电机组经串补(特别是补偿度较高时)线路接入系统时，在某种运行方式或补偿度的情况下，很可能在机械与电气系统之间发生谐振，其振荡频率低于电网的额定频率，称为次同步谐振，可通过含有串联电容补偿装置的单机对无限大线的输电系统(见图2.3)简述其原因。 图2.3 单机对无限大母线输电系统及其等值电路图图中，Ra为发电机定子电阻；

29、XG为发电机等值电抗，XG=2fLG，LG为发电机电感；RT为变压器电阻；XT为变压器电抗，XT=2fLT，LT为变压器电感；R1为线路电阻；Xl为线路电抗，Xl=2fLl，Ll为线路电感；Xc为串联电容电抗，Xc=1/2fC，C为串联电容器电容。 由图4可知，串联系统的总阻抗与频率有关，即Z(f)=（Ra+Rt+Rl）+j（Xg+Xc+Xt+Xl）=（Ra+Rt+Rl）+j（2fLg+2fLg+2fLl-1/2fC） （1）当总阻抗Z(f)中虚数部分等于零时，串联系统将出现谐振，谐振频率为：Fc=/2 (2)式中 L 为发电机、变压器及线路的电感之和。由于输电线路中串联补偿度一般小于1，因此

30、回路的电气谐振频率fe小于系统的额定频率fn ，因此称之为次同步谐振。 装有串联电容补偿的输电线路发生电气谐振时，同步发电机在谐振条件下相当于一感应电动机。如任何冲击或扰动引起的次谐波电流在同步发电机内建立起旋转磁场，以2(fefn)的相对速度围绕转子旋转时，转子将受到一频率为(fn fe)的交变力矩的作用。(fn fe)等于或十分接近发电机轴系的任一自振频率时，就可能发生电气机械共振现象。 大型多级汽轮发电机组轴系在低于额定频率范围内一般有4-5个自振频率，因此容易发生次同步谐振。次同步谐振的后果较严重，能在短时间内将发电机轴扭断，即使谐振较轻，也会显著消耗轴的机械寿命。美国MOHAVE电厂

31、在1970年12月和1971年10月先后发生过两次次同步谐振，使两台300MW发电机组严重受损。 河池及平果串补站建成后，南方电网的500kV西电东送输电系统中是否存在SSR问题必须予以深入研究。通过频率扫描法可分析距离河池及平果串补站较近的系统中的汽轮发电机组(安顺电厂的300MW机组和盘南电厂的600MW机组)是否潜藏着发生次同步谐振的可能性。在此两机的机端向电网注入三相对称单位电流，在次同步振荡频率域内改变电流频率，计算系统的阻抗频率特性Z(jw)。阻抗性质(正负)发生突变的频率即为电网的电气串联谐振频率。若此频率与发电机某一机械共振频率之和等于工频，则可判断为在此系统结构下可能发生次同

32、步谐振。2.4 串补装置对断路器暂态恢复电压的影响加装串联电容补偿的超高压输电线路故障时，如流过串补装置的短路电流很大，串补站的火花间隙将很快动作，电容器被旁路，线路断路器的恢复电压与无串补时接近；如流过串补装置的短路电流很小，串补站的火花间隙有可能不动作，而电容器的残压会使线路断路器的恢复电压大幅度提高，可能造成线路开关的损坏。 从对河池FSC及平果TCSC工程进行的系统研究来看，串联电容补偿装置的使用普遍提高了其所在超高压输电线路的断路器暂态恢复电压水平。通过对串补所在线路单相接地故障、三相短路、两相短路及两相短路接地故障后断路器TRV的研究，断路器恢复电压提高幅度可达15%-20%。尽管

33、某些情况下断路器的开断电流和恢复电压上升陡度不大，但仍可导致线路断路器的TRV超标。建议采取以下措施限制TRV的超标：单相重合闸重合前先将故障相电容器旁路，再重合故障相，然后在判定为非永久性故障情况下再接入该相串补装置；发生区内故障时，采取线路断路器和串补装置的火花间隙及可控硅阀联动措施，即要求线路两侧保护系统在启动线路断路器跳闸的同时，将串补的火花间隙击穿，且使火花间隙在线路断路器跳闸前放电。 限制TRV超标的关键措施是成功旁路串联补偿电容器。如在开断故障线路前旁路短接电容器，则该线路就成为无串补的普通线路，断路器上的恢复电压自然就降下来。一般在线路潮流较重或距离串补较近处发生故障时，通过M

34、OV的电流或其吸收的能耗超过电流和能量启动值可强制触发火花间隙，使电容器退出。但在串补所在线路的某些地方发生短路故障时，如惠水河池线路0-70km范围内发生三永故障时，由于串联电容器残余电荷的放电，河池侧线路断路器的TRV超标，但此时MOV电流及MOV能量均未达到启动值，不会触发火花间隙。 建议在判断为区内故障时，立即强制触发旁路间隙，退出串补电容器，这将是解决线路断路器暂态恢复电压超标的有效方法。但需注意，强制触发旁路火花间隙要求间隙两端电压大于火花间隙的最小触发电压。从确保区内故障时成功触发火花间隙的角度来讲，串补装置的间隙最小触发电压应低一些。但此值还受到其他因素(如间隙的自放电电压)的

35、牵制。火花间隙的最小触发电压和间隙的自放电电压密切相关, 前者随后者的增减而增减。为使强制触发成功，最小触发电压应低一些，但自放电电压不能过低，既是为了减小误放电的危险，间隙自放电电压受气压、温度、电压波形因素的影响而有所变化；又是为了间隙在流过故障电流后迅速去游离、恢复介质强度和缩短必需的无电压时间。2.5 电磁干扰源对串补的影响关于变电站的电磁干扰的干扰源，可以引用1997年12月国际大电网会议（CIGRE）对变电站电磁干扰的干扰源的分类，并结合本工程对各种干扰源的电磁干扰机理进行简单叙述。1. 辐射干扰旁路断路器、旁路隔离开关的操作过程中伴有电弧重燃，并且由每一次发弧或断弧所激发的过渡过

36、程在设备上产生暂态电压和电流，暂态波在传播过程中会因电路特性阻抗不匹配而形成反射，继而形成高频阻尼振荡波。这种干扰波形具有陡峭的上升时间，一般在数ns到几十ns或几百ns;振荡频率则取决于电路特性，一般在几十KMz到数MHz或几十MHz。在如此高的频率下，暂态波会以暂态磁场的形式向外辐射，并通过平台上的一些耦合设备（电阻分压器VD，CT）耦合到二次设备上。 火花间隙在触发过程中，由于不能自动息弧，将产生暂态波并以暂态磁场的形式向外辐射，亦可通过平台上的一些耦合设备（电阻分压器VD，CT）耦合到二次设备上。 2. 传导干扰当雷电击中串补所在线路后，雷电波沿线路侵入串补设备，并通过平台上的一些耦合

37、设备（电阻分压器VD，CT）耦合到二次设备上很多串补系统投产运行后，存在如下问题：在线路跳闸时，多次出现永久闭锁不能自动重投的问题：有因保护直流电源受干扰导致保护误动作将串补永久旁路的；有因光纤衰耗大、透光性弱导致串补永久闭锁的，因出现电阻分压器二次回路存在干扰情况，经分析为其二次电缆虽有屏蔽管，但在强电场中易受干扰，将其电缆更换为光缆。针对平台保护误动情况，经分析为平台CT靠近火花间隙，在火花间隙触发导通时易受干扰，将平台CT进行移位，使其远离火花间隙，此后未发生过平台保护误动。针对MOV不平衡保护情况，经分析为支路CT安装于MOV的正下方，因为要保持该CT与平台的绝缘，其二次电缆的屏蔽管不

38、能装到CT处，约有30cm左右的电缆没有屏蔽管，这样在MOV动作时易受干扰。后将其支路CT的光电转换器移到总CT附近，缩短二次电缆的长度并且全部有装有屏蔽管，从而减少受干扰的概率。串补系统在经过这些改造后，并进行了一系列的跟踪测试分析，其运行状况的稳定度得到了很大的提高。第 3 章 串补电容对线路保护的影响分析3.1 对距离保护的影响对距离保护而言，其原理是测量保护安装处(TV 安装位置)至故障点的阻抗，并与整定阻抗进行比较，从而决定保护是否动作。要距离保护正确判断故障，需保证保护安装处至故障点间阻抗为感性阻抗。如图3.1所示系统，在串补线路区内F 点故障时，N母线电压可表示为： (1)线路侧

39、N 点电压可表示为： Un=En(2)当Xc值大于Xl2且小于(Xl2+Xn1+Xn2)时，N母线至故障点间总阻抗将呈容性，N母线电压将出现反相。对串补线路N 侧距离保护而言，若采用N 母线电压，距离保护将判别故障在区外而拒动，而对于采用N 点线路电压(TV 安装于串补电容的线路侧)的距离保护将不受串补电容的影响。对N侧相邻线路保护，由于电压反相的范围与故障点位置有关，极端情况下当串补电容出口故障时，将在N 侧系统一定范围内出现电压反相，而对于采用此范围内的电压作为保护输入电压的距离保护，均可能出现误判方向而误动。在N 侧背后F：点系统故障当Xc值大于Xn1时，N 点电压将出现夏相。对串补本线

40、路保护，此时对于采用N 母线电压的距离保护将不受串补电容的影响，对于采用线路电压的距离保护将判别为区内故障而误动。对相邻线路保护此时不受串补电容的影响。 图3.1 系统示意图 串补电容的引入，对距离保护的保护范围也带来影响，使得按正常保护范围整定的距离保护出现超越，或者说串补电容的引入，缩短了距离保护的保护范围。3.2 对方向元件的影响对方向元件(突变量方向、负序方向、零序方向)而言，其动作是否正确取决予保护安装处(TV安装位置)至故障点反方向系统等值中性点问阻抗的性质。以零序功率方向为例，图3.2、图3.3所示分别为图3.1所示系统在 点故障和F 点故障时的零序电压分布。零序功率方向元件的动

41、作判据为判别保护安装处的零序功率方向，即比较保护安装处的零序电压与零序电流问的角度决定是否动作，而这一角度只取决于保护安装处(TV安装位置)至故障点反方向系统等值中性点间的阻抗角。当阻抗为感性时，方向继电器可正确动作；若阻抗为容性。则方向继电器误动或拒动。 图3.2 故障点为F1时零序电压分布图 图3.3 故障点为F2时的零序电压分布图仍以图1所示系统为例如串补线路 侧保护取用N 母线电压则正方向故障时，保护安装处至故障点反方向系统等值中性点间阻抗必为感性(Xn1+Xn2)。因此。方向元件均可正确动作；反方向故障时，由于串补电容容抗必小于其所在线路感抗，因此，保护安装处至故障点反方向系统等值中

42、性点间阻抗也必为感性，方向元件可正确动作。如串补线路 侧保护取用 点线路电压，则正方向故障时，若Xc值大于(Xn1+Xn2)，则保护安装处至故障点反方向系统等值中性点间阻抗为容性方向元件将拒动；而反方向故障时保护安装处至故障点反方向系统等值中性点间阻抗仍为感性，方向元件可正确动作。3.3 对分相电流差动保护的影响对于分相电流差动保护而言其原理是计算线路两侧的分卞目差电流来作为保护的动作判据，其动作正确与否只受线路两侧电流影响，而不受电压反相的影响。在不考虑电流反相的前提下串补电容的接入对分相电流差动保护而肓只是增大了线路两侧阻抗角的差距。从而增大了线路内部故障时两侧电流的相角差，使差动保护的灵

43、敏度有所降低，但不至于出现拒动或误动。因此，分相电流差动保护应为串补线路的首选保护类型。3.4 电流反相对保护的影响仍以图1所示系统为例，当Xc值大于(Xn1+Xn2 )时此时若串补电容出口故障，N侧系统电源所供短路电流将呈容性，出现电流反相。事实上，此时系统短路电流非常大，电容器两端承受的电压将远高于其额定电压，同时，系统也将出现过电压等一系列问题。此时，并联在串补电容两端的MOV乃至MOV 的大电流保护将会迅速动作(12 ms)经放电间隙将串补电容旁路(此时若不旁路，将造成一次设备的严重损坏)。因此，电流反相对保护的影响可不予考虑。此外，串补电容的接入，使系统故障电流中除包含高次谐波分量及

44、非周期分量外，还包含低频分量，而目前保护装置的滤波环节主要针对高频分量设置，对低频分量无法有效滤除。低频分量的存在将引起距离保护一段的暂态超越。3.5 减少串补电容影响所采取的措施为减少串补电容对系统保护的影响，应首先从保护配置上采取措施。从以上分析可见，分相电流差动保护是适用于串补线路的首选保护类型。分相电流差动保护以线路两侧差动电流大小作为保护动作判据从原理上决定其受串补电容的影响很小。因此，对串补线路及其相邻一定范围内的线路保护，为减少串补电容的影响应首先考虑选用分相电流差动保护作为线路的主保护。对距离保护而言，因其主要受电压反相影响，采用极化电压记忆功能可有效减少电压反相对其造成的影响

45、。对方向元件(突变量方向、负序方向、零序方向)，可采用接用母线电压。以尽量避免串补电容对其带来的影响。结论本文主要探讨了高压输电线路（500KV）串联补偿装置与系统中一些参数与保护的相互影响关系，分析了串补装置对潜供电流及线路过电压、线路保护等各方面的联系。总体来看，串联电容补偿能够通过控制潮流提高电力系统的输送能力，改善电力系统的稳定性和电压质量以及无功功率的平衡，减少系统的线路损耗，是一种行之有效的提高输电系统经济性和可靠性的手段。但在实际运行中间串补装置可能还存在这样或者那样的问题，通过对串补相关的各种问题的分析与实验及在实践中的不断应用，运行管理水平和科学技术水平的不断提高，这些问题都

46、可以通过工程前期的精心计算与设计以及一些有效的技术手段加以解决。目前我国已经研发出了如TCSC、GTO等一些先进的串联电容补偿动态控制技术，可以预见，随着西电东送力度的不断加大，全国联网工程的计划实施，串联电容补偿在我国电力系统中将拥有越来越广阔的前景，发挥越来越重要的作用。参考文献1 电力系统运行操作和计算 东北电业管理局调度通信中心，辽宁科学技术出版社，1995.2 李长益,500kV三堡站的串联电容补偿装置 ，徐州电力科技，2000.3 崔家佩等,全国电力系统继电保护与安全自动装置整定计算 ，水利电力出版社，1990.4何尔文，吴蓉等，串联的抗电磁干扰措施.继电器，2008.5 钟胜，与

47、超高压输电线路加装串补装置有关的系统问题及其解决方案，电网技术，2000.6 徐政等， 500 kV交流线路采用串补装置的分析研究，华东电力，1998.7 郭建波，”超高压输电线路串联补偿技术”，内蒙古电力技术，1995.8 马乃兵，“串联补偿技术在我国的戍用”，电力电容器，1998，第四期.内部资料，请勿外传！9JWKffwvG#tYM*Jg&6a*CZ7H$dq8KqqfHVZFedswSyXTy#&QA9wkxFyeQ!djs#XuyUP2kNXpRWXmA&UE9aQGn8xp$R#͑GxGjqv$UE9wEwZ#QcUE%&qYpEh5pDx2zVkum&gTXRm6X4NG

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