500kv固定串联补偿装置技术特点分析_secret

1、500kV固定串联补偿装置技术特点分析摘 要：分析了500kV固定串联补偿装置的技术特点。就串联电容器的结构、MOV能量吸收能力的确定和放电间隙的配置提出了改进意见。关键字：500kV 串联补偿 技术特点 分析1前言 高压输电系统使用串联补偿装置能够有效地降低输电系统间的电抗值，提高输电能力和系统运行的稳定性，降低输电系统工程造价。自1950年第一套 220kV串联补偿装置在瑞典投入运行以来，高压串联补偿装置在全世界得到了广泛的应用。据不完全统计，目前全世界运行的高压串联补偿装置总容量已达到 80Gvar，电压等级从220kV发展到750kV。我国分别在1966年和1972年投入使用了第一套2

2、20kV和第一套330kV串联补偿装置，其 中330kV串联补偿装置的技术水平当时在世界上还有一定的先进之处。后来随着电网网架结构的加强和电网运行方式的改变，这些串联补偿装置相继退出运行， 此后在长达20多年的时间里，高压串联补偿装置在我国出现了空白。2000年，借助于阳城淮安500kV输电系统的建设，国内首次在徐州500kV三堡 开关站使用了二套500kV固定串联补偿装置，这二套500kV串联补偿装置已于2000年11月30日投入试运行。本文就这二套500kV固定串联补偿 装置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坐落在山西阳城境内，一期工程安装6台350MW

3、火力发电机组，总发电装机容量2100MW，由美国AES公司和江苏、山西有关单位共同投资建设。电厂所发电量通过500kV输电线路全部输送至江苏使用。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开关站以分割线路（500kV任庄变电站在此之前已经建成 投运），整个500kV输电系统采用323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。根据潮流及稳定计算结果得知：如

4、果在N1条 件下要保证阳城电厂不降低发电出力，就必须全线架设三回500kV线路。为降低工程造价，因此决定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串联补偿装置。 3三堡500kV串联补偿装置简介 目前世界上运行的串联补偿装置分为固定串补（FSC）和可控串补（TCSC或CSC）两种，其中可控串补真正投入运行的只有两家（美国的230kV Kayenta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年的丰富运行定串补。通过国际招标，由西 门子公司中标成套供货，其中旁路断路器及隔离开关、控制保护装置由西门子公司自己制

5、造，旁路间隙和阻尼装置由诺基亚公司制造，串联电容器由Cooper公 司制造。串补装置电气接线图见图2。 串补装置技术参数见表1（两套串补装置参数完全相同，只列出一套的参数）：4串补装置技术特点分析 三堡开关站500kV串补装置主要由串联电容器组、非线性电阻（MOV）、放电间隙、阻尼装置、旁路断路器、继电保护装置六大部分组成，装置采用分相布置，除旁路断路器和隔离开关设备以外，其它设备均分别安装在三个绝缘平台上。现分别分析各组成部分的技术特点。41串联电容器组 串联电容器采用Cooper公司产品，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，

6、电气上 接成H型接线方式（见图2）。每个接线臂上有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，安装工作非常简便。金属框架内的单元串联电容器分成两列并排布置，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绝缘子。单元串联电容器技术参数见表2。 串联电容器的熔丝配置方式有内熔丝和外熔丝两种。外熔丝方式的优点是不存在保护死区，熔丝熔断后运行人员能方便的发现故障电容器：缺点是单元串联电容器 内部元件损坏会造成整台单元串联电容器退出运行，安装尺寸较大

7、。内熔丝方式的优点是结构紧凑，安装尺寸较小，少量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；缺点是存在保护死区，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，此时内熔丝又无法动作。此外，不平衡 保护动作后查寻故障电容器的工作量很大，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，不平衡保护无法正确动作，只有通过每年测 试每台单元串联电容器的电容量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最好采用双套管结构，熔丝配置方式由制造商推荐（技 术要求中对两种熔丝安装方式均提出了详细要求）。运行单位提出采用双套管加外熔

8、丝结构，但不知何故此意见未被采纳。制造商作出的解释是：根据经验数据串联 电容器元件30年（设计寿命）的总故障概率为2，每相电容器组30年损坏的元件数量为3328个（2320413），平均分配到单元串联电容 器上，每个单元串联电容器只会有104个元件损坏。计及故障元件的随机分布，因此不会发生单元串联电容器整台故障的问题。这一解释也被部分国内人员所接 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最大问题是：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，在串补装置满负荷运行（2360A）情况下，通过故障单元串联电容器的负荷电流达到134

9、9A，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量至少应大于18kJ。如外壳耐爆容量不能满足要求，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，烧毁临近的设备。这种情况在我国引进的SVC装置中已经发生过好几起（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装置中的电容器结构均为欧洲制造的内熔丝加单套管产品。事故发生后采取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，至今运行情况良好， 这一点非常值得借鉴。42非线性电阻（MOV） MOV是为保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

10、在23pu（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入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（考虑线 路两端保护故障下均拒动，由后备保护切除故障）。西门子公司根据中方提供的系统参数和故障类型及持续时间，采用EMTDC电磁暂态计算程序进行了大量计 算，确定MOV吸收能量值为495MJ，据此配置MOV参数见表3。 17个MOV瓷套的总能量吸收能力为56MJ，计及MOV电流分配的不平衡性以后，MOV的总能量吸收能力仍有一定的裕度。 由于MOV的总能量吸收能力很大，因此其投资在串补装置总造价中

11、占较大的比例。造成MOV的总能量吸收能力很大的原因是中方提供的故障持续时间过长，考虑 了两套线路主保护全部拒动和断路器拒动等多种因素。实际上500kV线路从保护到电源均采取双重化配置，断路器的分闸线圈也采取双重化配置，各种拒动因素 同时出现的概率非常之小，如果只考虑断路器拒动的因素则故障持续时间可缩短为350ms，MOV的总能量吸收能力可以显著降低从而降低设备造价。西门子公 司在投标文件中建议将故障持续时间确定为250ms（考虑两套主保护拒动），则MOV的总能量吸收能力可以降低到30MJ，节省投资325万元。安全固然 重要，但必须与投资进行综合考虑。43旁路间隙 为防止MOV在内部故障期间因吸

12、收能量过大而损坏，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、精密间隙、触发变压器和触发点火间隙，电气接线见图3。 1-主间隙 2-阻尼电阻 3-精密间隙4-触发变压器 5-触发点火间隙6-C1-C4电容分压器 旁路间隙动作过程如下： 保护系统检测到MOV运行异常后发出高压点火脉冲，触发点火间隙击穿燃弧；电容分压器中的电容器C1通过阻尼电阻R放电，放电电流通过触发变压器的一次线圈造成精密间隙击穿燃弧；同样，电容分压器中的电容器C2通过阻尼电阻R放电，C1和C2放电后，由

13、于C3和C4所分担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通过主间隙放电，进一步造成C1和C2上分担电压升高造成下部主间隙击穿燃弧，至此整个旁路间隙连接起来。44阻尼装置 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安全运行威胁很大，必须配置阻尼装置抑制 放电电流，使放电电流的第二个幅值降低到第一个幅值的50以下。阻尼装置由阻尼电抗器、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04mH。为降低阻尼电阻的热容量，采用石墨火花间隙与阻尼电阻串联连接。串联电容器组放电时石墨火

14、花间隙击穿将阻尼电阻投入运 行；放电结束后，石墨火花间隙熄弧将阻尼电阻退出运行，线路故障电流只通过阻尼电抗器。阻尼电阻由5个并联连接的电阻元件组成，采用非磁性不锈钢带制做， 电阻值为3，最大热容量为7MJ，最大放电电流635kA。45旁路断路器 旁路断路器用于投切串联电容器组和保护MOV及旁路间隙。由于它不开断故障电流而且安装在对地绝缘的支柱上，因此技术要求不高。采用了西门子公司的3AQ2EI型产品，额定电压为245kV，合闸时间为523ms。46继电保护 为保护串补装置安全运行，采用双重化配置方案共配置了6套继电保护装置（按动作原理划分实际为3套）。对于这些继电保护装置本文不作过多分析，仅重

15、点介绍分析其互感器和信号传输部分。461电流互感器 每相串补装置配置8台电流互感器，布置情况见图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，按照其用途不同，参数配置也不相同，详见表4。 从上表中可以看出：电容器不平衡保护所采用的电流互感器一次侧额定电流很小。这是因为正常及个别电容器元件损坏的情况下，通过电流互感器一次侧的电流很 小，根据计算结果，某一单元电容器内有6个元件损坏时通过电流互感器一次侧的电流只有131A，而此时与故障元件并联的正常元件承受的过电压系数已经达 到154，要求保护动作跳闸。

16、所以该电流互感器一次侧额定电流只能很小以保证保护装置正确动作。当发生单元电容器极间故障时通过电流互感器一次侧的电流 很大，远远超过其额定电流，此时电流互感器极易损坏造成保护拒动，因此必须在其二次侧配置保护装置如空气间隙、非线性电阻等。电容器不平衡保护所采用的电 流互感器通过故障电流时发生爆炸损坏的事故已发生过几起，对此问题必须引起足够的重视。462信号传输 串补装置配置的电流互感器与常规电流互感器的不同之处在于：由于其安装在对地绝缘的平台上，因此其二次侧电流信号不能直接传输给安装在地面上的控制保护装 置。所以串补装置配置的电流互感器其二次侧均有并联电阻器，将电流信号转换为电压信号，再通过光电传

17、感器将电压信号转换为光信号（波长为850nm）通过 光柱输送到地面上的光接收器，接收器收到的光信号后采用数字信号处理技术（DSP）将光信号转换为电信号输送给保护控制装置。平台上的光电传感器工作所需 要的能量由地面上的激光发生器通过光柱输送。并联电阻器和光电传感器安装在平台上的光柱端子箱内，在光电传感器两侧配置了非线性电阻器用以保护光电传感器 免受过电压损坏。5串补装置存在的问题 西门子公司提供的两组500kV串补装置，其一次设备质量较好，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01）， 12台MOV的硅橡胶裙由于运输原因存在不同程度的破损。但其保护与控制装置存在

18、问题较多，主要有：间隙触发装置的触发盒监视不正常，造成一次误合串补装 置旁路开关，后来在现场处理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大，电容器未运行而显示器上已经有近50A的电容电 流。串补装置投入运行时要求控制系统先送电源，保护系统后送电源，否则保护装置发生误动等，这些问题均已找到原因并得到处理。6结语 国内第一套500kV固定串联补偿装置采用了内熔丝加单套管结构的串联电容器、大容量MOV、快速触发的放电间隙、光电信号传输系统等设备，设备及技术上均有一定的先进之处。从整套串联补偿装置总体上考虑，有如下几点值得进一步研究。61 内熔丝加单套管结构的电容器为欧洲国家所广泛采用（美国、日本采用外熔丝），但此类产品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，考虑到其正常工作场强较低但系统故障情况下工作场强达到170MVm，因此有待于通过长时间运行验证其