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高壓并聯電容器范文1

關鍵詞：電容器；事故分析；處理建議

1 500kV某變電容器組故障及處理情況簡述

我公司[簡稱NW]接到某超高壓通知：某站其中一組電容器組成套裝置發生不平衡電壓保護動作。NW人員在接到通知后立即趕到現場配合進行了檢查、試驗，確定了更換的方案，其中更換了15臺，經判斷15臺中有5臺電容器容量變化超標（1臺容量變為0，另4臺容量變化在5%～8%），有10臺電容器容量變化經估算在1只元件左右，更換返廠的目的是為了能對5臺容量變化超標產品的判斷分析更具代表性。

2 變電站電容器裝置的基本情況

3 電容器結構情況的說明

電容器型號為BAM6r12/2-334-1W，單瓷套，臥放方式。電容器串并聯為12并4串，箱殼尺寸為440*180*760，露箔式結構，介質結構為15+15μm，帶內熔絲結構，場強為50kV/mm。

4 試驗、解剖情況

發現電容器編號198號單臺電容器出現開路現象，電容器有鼓肚、絕緣油發黑現象。其中：第一串的第1、4、9、12個元件損壞，其中第1、4個元件是擊穿的，第9、12個元件主要是熔絲熔斷燒壞的。第二串的第1、2、12個元件損壞，主要是熔絲熔斷燒壞的。第三串的第1、2、5、9、11個元件損壞，主要是熔絲熔斷燒壞的。第四串的第1、9、11、12個元件損壞，主要是熔絲熔斷燒壞的。

通過現場了解和電容器的解剖，發現以下情況：在故障現場發現，變電站有一臺電容器電容量為0（即開路）。根據現場檢測發現，此變電站發生容量變化的電容器絕大部分分布在框架的上層。解剖的故障電容器中元件的擊穿點在元件的大面位置。此變的198#容量變化為0的電容器，解剖中發現部分元件內熔絲襯墊上有明顯的燒灼痕跡，有些嚴重的已在元件的表面外包薄膜上留下了受熱的印痕，另外有部分內熔絲未充分氣化，變成很多的小段留在紙板上。

5 故障情況分析

5.1 關于電容器組不平衡電流保護動作的計算復核

繼電保護動作的主要原因應該是由于其中的一臺電容器電容量變化為零引起的。通過相應理論計算所得的保護動作電壓與實際保護動作電壓非常接近。

計算一下根據實際測量結果應產生的保護出口電壓。

單臺電容器的額定電壓為12/2kV，4串。由于沒有獲得當時電容器運行電壓，我們先假設故障前裝置的線電壓為U0=38kV，考慮串聯電抗器的分壓之后電容器組承擔的電壓為22/（1-0.12）=25kV。

當PT的變比為120：1時，如果差電壓保護的定值設為3伏的話，則這時允許切除的故障元件數為9只，完好元件上將承受2.3倍的過電壓（超出GB11024.4-2001中4.2及5.3.1條關于內熔絲隔離和試驗條款的要求），故障串聯段完好的電容器也將在大于1.05倍的過電壓下運行，因此從電容器組穩定運行角度來說不甚合理，一旦等到繼電保護動作時，可能會發現由于一臺電容器的損壞而發展到多臺受損的情況。

5.2 關于電容器容量變化的分析

分析認為：此變電站的繼電保護動作是由于電容器內部元件擊穿，一臺電容器容量變零引起的。引起電容器元件擊穿的可能原因大致有以下幾點：

現場及元件擊穿點位置情況：

大部分容量變化大的電容器基本上發生在裝置的上層，同時解剖過程中擊穿點位置在瓷套側元件部分占總的擊穿元件的75%。通過以上數據，我們可以發現，電容器的擊穿點在電容器的溫度較高部分，可見溫度在促使電容器絕緣介質劣化上發揮了一定的影響。

分析意見：

裝置上層受陽光照射后相對溫度較高，在夏季時周圍環境溫度也很高，就會出現上層比下層更容易發生元件損壞現象，出現更高的淘汰率，這是由于工作于溫度類別上限或高于上限值時，絕緣材料的熱劣化現象造成的。不排除個別電容器及內部元件的損壞也有可能是材料存在的個別偶然的弱點，經過運行后出現的自然淘汰現象。

變電站的電容器元件在熔絲連接片處擊穿，由于損壞比較嚴重，鋁箔和側面銅帶相連接造成了整個串聯段短路，所以此單臺電容器出現熔絲群爆而第三個串聯段短路的現象。短路點電流很大、溫度很高，造成絕緣油快速汽化，導致箱殼鼓肚。同時由于上述的一些原因而使其他幾臺電容器也受到影響，出現少量的不同程度的容量變化。

此變電站繼電保護動作時的出口電壓值與模擬計算值基本一致，保護動作正確的切除了故障電容器組，判斷事故的直接原因是上層的個別電容器內部元件絕緣受到熱的作用劣化，耐電性能下降發生擊穿，在保護定值內發展到一個串聯段的內熔絲全部熔斷并影響其他串聯段，最終由一臺容量變零導致了差電壓不平衡保護動作。

6 建議

個別電容器及內部元件可能受環境溫度、陽光照射的影響，使絕緣材料出現熱劣化現象，考慮電容器能夠安全穩定運行，建議是否可以采取在夏天遮陽的措施來解決。按現行的繼電保護整定原則，電容器組電壓差動保護定值存在略偏大的情況，建議對電容器組重新進行保護整定值核算，對內熔絲電容器宜按完好串聯段電容器元件允許過電壓值進行整定，提高保護靈敏度，以及時地切除故障電容器組，避免損壞面由于個別電容器偶然的損壞而擴大。以上分析、建議如有不妥之處還望諒解并給我們多提寶貴意見，謝謝！

參考文獻

[1]周存和.并聯電容器補償裝置技術問答[M].廣西科學技術出版社，2012.

高壓并聯電容器范文2

二、國外、國內高壓金屬化薄膜電容器的發展狀況及市場狀況 近幾年來，國外一些廠家開發、研制出的該類型電容器已形成批量生產和投放市場使用。而我國雖然有眾多的電容器生產廠家，但該類型的電容器在生產方面還剛剛起步，其品質也無法與國外一些廠家生產的產品進行比較，其品質差別和市場占有率主要如下； 1．國外該類型電容器的發展及市場狀況：現在國外具有先進水平的生產廠家有abb、ge、metar等公司，這些公司生產的電容器主要特點是在恒定容量和恒定電壓下，其尺寸和重量均為國產的一半，其使用壽命確保在20年以上。現metar公司已開發、研制出50萬伏高壓并聯電容器并投入使用，現占領國內100%市場。 2．國內該類型電容器的發展及市場狀況：現在國內的生產家生產的同類型電容器產品其尺寸和重量均比國外的產品要大得多和重得多，其使用壽命在5年到XX年之間。30到50萬伏的高壓并聯電容器還在研制中，未能進行批量生產并投入使用。

三、投產電容器的目的及項目： 1．投產目的：為了滿足國外、國內市場對具有高電壓、大電流負載承受能力、高安全性的金屬化薄膜高電壓電容器越來越大的市場需求，對該類型的電容器的開發、研制和對現有電容器生產設備及工藝技術的改造也勢在必行。針對此現像，公司經研究自身在國際上的銷售網

絡優勢，決定出資引進國外先進設備，以滿足國外、國內市場對該類型電容器越來越大的需求，填補國內空白、不足之處。

2．電容器項目及其用途如下： 2.1 高電壓并聯電容器：該電容器是為30到50萬伏輸壓、變壓線路使用的高壓開關柜專門配套的高壓電力電容，全世界需求量非常大。我國在此方面尚屬空白。如：中國的三峽工程、平頂山，沈陽和西安高壓開關廠為50萬伏輸壓、變壓線路項目配套的開關柜采用電容全部從國外進口。 2.2 小型化高頻脈沖電容器及直流高壓電容器：可用于電磁加速器、核聚變脈沖激光電源等性能試驗裝置及沖擊電壓、電流發生裝置。

四、高壓金屬化薄膜電容器投產后市場預測：

高壓并聯電容器范文3

1、變電站無功補償提高10KV配網線路電壓質量

在變電站，為了保證電網系統無功平衡，在設計上要配置一定容量的無功補償裝置。補償裝置包括并聯電容器、同步調相機、靜止補償器等。在35KV降壓變電站中主要采用無功補償裝置為并聯電容器。并聯電容器一般連接在變電站10KV母線上。主要目的是接近向配電線路前端（靠近變電站的線路）輸送無功，提高配電網的功率因數，同時實現調壓的目的。并聯電容器的容量按變電站主變壓器容量的15%-30%原則配置。

變電站無功補償的原理：利用并聯電容器的投、退改變無功功率在電抗上產生的電壓降的縱向分量的大小，達到調壓目的。

圖1

假定高壓母線為無窮大系統，按照母線電壓U1不變。則

如上圖所示：

1）電容器沒有投入時，變壓器低壓側母線電壓U2如下式所示：

U2=（1）

電容器投入時，假定負荷不變，變壓器低壓側母線電壓U2′如下式所示：

U2′=（2）

分析以上兩種情況可以看到:

U2<U2′

即在變電站內部投切并聯電容器，提高10KV配網線路電壓質量有一定的積極作用。

在實際運行中往往采用分組是電容器，在設備銘牌上單組電容器型號如：BAMH11/-600-1×3W,分組式電容器如BAMH11/-600+600-1×3W。

按照公式（2）分析很容易得出結論：分組式電容器在變電站內無功補償和調壓方面更加靈活。

另外，《渭南電力系統調度規程》明確規定了：變電站電容器投、停的原則為保證變電站10KV母線電壓在10-10.7KV范圍內，投入容量應就地補償無功不向系統到送無功為原則。分組電容器在本站負荷較小時投入一組，負荷較大時全部投入。可見，分組式電容器更適合無功補償、電網電壓調整和電網經濟運行的要求。

2、調整變電站主變器分接頭的方式提高10KV配網網線路電壓的方式

變壓器調壓分為：順調壓、逆調壓和常調壓三種方式。其中：

逆調壓是在高峰負荷時升高電壓，低谷負荷時降低的調壓方式。順調壓是在供電線路不長，負荷變動不大的情況下，高峰負荷時降低電壓，低谷負荷時升高電壓的調壓方式。常調壓是保持電壓為一基本不變的數值的調壓方式。

由于10KV配電線路廣泛采用大樹干、多分支單向輻射性供電方式。高峰負荷時，線路電壓偏低，低谷負荷時線路電壓偏高。所以，對于35KV/10KV降壓變電站大多采用逆調壓的調壓方式，即在高峰負荷時升高電壓，低谷負荷時降低電壓。

變壓器調壓的原理；

設變壓器一次側電壓為U1,二次側電壓為U2，變壓器變比為K。因為：

K=

高峰負荷時，U2降低，要提高電壓，就需要減少變壓器變比K，即減少變壓器一次側線圈匝數，同理，低谷負荷時，U2升高，要降低電壓，就需要增大變壓器變比K，即增加變壓器一次側線圈匝數。

現場運行人員在實際工作中，要按照《變電站現場運行規程》規定，將電容器的投切和變壓器檔位的調整要相互配合，來達到提高10KV配電網線路首端即變電站10KV母線電壓在規定的范圍內，

3、10KV配電線路上裝設高壓并聯電容器

10KV配網線路的特點是：負荷率低，負荷季節性波動大，配電變壓器的平均負荷率低，供電半徑長，無功消耗多，功率因數低，線路損耗大，末端電壓質量差。所以，在10KV配電線路上宜采用分散補償的方式，來提高線路的運行性能，降低電能損耗，提高網絡的電壓質量。

配電線路分散補償，是指把一定容量的高壓并聯電容器安裝在供電距離遠，負荷重、功率因數低的10KV架空線路上。如下圖所示：

圖2

10KV配電線路上利用并聯電容器無功補償來提高電壓質量的原理：

圖3

假定圖3中AB段線路的阻抗為R+jX

（1）線路電容器不投入時，線路末端電壓U2如下式所示：

U2=（3）

（2）線路并聯電容器投入時，線路末端電壓U2′如下式所示：

U2′=（2）

可見并聯電容器后，10KV配網線路的電壓質量有一定程度的提高。

4、10KV配電線路無功補償安裝位置的確定和裝設容量原則

（1）就近補償適應于線路主干線長度超過10KM，超過經濟電流密度運行的中負荷吸納路，電壓質量差的線路；

（2）防止輕載時想電網到送無功，容量選擇以補償局部電網中配電變壓器的空載損耗總值為度。

（3）合理選擇安裝位置。和補償容量

無功補償裝置安裝位置選擇應符合無功就地平衡的原則，盡可能減少主干線上無功電流為目標。補償容量以每個補償點不超過100-150kvar為依據。補償位置遵循2n/(2n+1)規則，每條線路上安裝一處為宜，最多不超過兩處。

在實際運行中，在設備選型方面，要盡可能選擇具有根據電壓質量和負荷變化情況自動投切功能的高壓線路并聯電容器。

高壓并聯電容器范文4

關鍵詞：不平衡保護；初始值；安全性

1 概述

文獻［1］對保護的可靠性做出了明確的界定：“指保護裝置該動作時應動作，不該動作時不誤動作。前者為信賴性，后者為安全性。”

傳統的不平衡保護(以下簡稱保護)主要用于無內熔絲高壓并聯電容器組內部元件故障，常和單臺并聯電容器保護用熔斷器共同組成并聯電容器組內部故障的主保護。隨著內熔絲技術的發展，大量的并聯電容器裝置，尤其是集合式并聯電容器裝置單元內部采用了內熔絲結構。傳統的保護整定原則已經不能適應，而且要求檢測的故障范圍及響應的信號越來越小，與保護信號初始值有可能重疊。不受保護初始值影響的繼電器整定值下限是多少？哪些一次串并聯接線方式不能采用開口三角電壓保護?是并聯補償工程技術人員應當關注的問題。

為了確定保護的安全性，必須首先對保護信號初始值大小進行估算、分析。本文以開口三角電壓保護為例進行分析，其余不平衡保護的分析類同。

2 保護分析的約定條件

本文所討論的保護是基于如下假設：

a)中性點不接地高壓并聯電容器組；

b)中性點不直接接地系統；

c)電磁式繼電保護；

d)內熔絲并聯電容器；

3 哪些干擾影響最大?

關于影響開口三角電壓保護的因素，文獻［3］認為“電壓不平衡的影響是這種保護的缺點”，文獻［2］認為“這種保護方式的優點是不受系統接地故障和系統電壓不平衡的影響，也不受三次諧波的影響”。究竟有多少因數影響著保護初始值，哪些因數的影響不可忽略從下面列出的保護初始值估算式可清晰地看出(推導詳見附錄A)。

開口三角電壓：

上述各式均可認為由兩部分組成：前一部分為系統影響因數KS，它由三項因數組成：第一項為系統電壓偏差的影響；第二項為系統諧波電壓含量的影響；第三項為系統電壓不平衡的影響；后一部分是電容器三相阻抗偏差及測量單元誤差的影響因數。

4 干擾信號有多大?

為了便于對保護最大初始值UΔbp進行估算，式(1)可以變形為：

式(5)中U1為基波電壓；UH／U1為諧波電壓總畸變率，GB/T-14549-1993規定10kV系統不超過4%；UA2／UA1為電壓不平衡度，GB/T-15543-1995規定：電力系統公共連接點正常電壓不平衡度允許值為2=%，短時不得超過4%；假設測量單元精度δ=1，并有ΔUb=-ΔUa=-δ，ΔUab=2δ；假設并聯電容器相間電容偏差按2%控制，近似ΔZab*=2；按U1選取測量單元一次額定電壓Un，則：

從上面的結果可看到正常諧波電壓總畸變率和電壓不平衡度對UΔbp的影響不大(異常狀態下仍可能產生較大影響)，影響UΔbp的主要因素取決于并聯電容器相間阻抗偏差和測量單元精度及測量單元精度間的差值。為了使初始不平衡值控制在盡可能小的范圍，既要要求并聯電容器相間阻抗偏差盡可能小，也要要求提高測量單元精度(例如到0.5級)并保證三相測量單元的誤差特性曲線相近。理論上，滿足了這些要求就可以使初始不平衡值趨于零。其實，由于產品制造的分散性以及產品運行狀態的不同，這些要求又很難同時滿足。

5 筑起抵御干擾的“防火墻”

為了保證保護的安全性，即在“不該動作時不誤動作”，通常要對開口電壓保護繼電器整定值進行初始不平衡校驗。

文獻［3］曾指出：正常情況下，初始不平衡不應超過繼電器整定值的10%。根據式(6)的結果，保護最小整定值應在40V以上取值，這對大多數的并聯電容器組內部故障保護都是難以接受的。

按國內保護整定的一般作法，對于保護繼電器整定值Udz.J，通常

Udz.J≥KKUΔbp(7)

其中KK是計及不可預見因數而引進的可靠系數，可按1.3～1.5考慮。

根據式(6)的結果，令KK＝1.5則有：

Udz.J＝6.28V

如果測量單元精度選擇0.5級，并令KK＝1.3則有：

Udz.J＝4.07V

6 結束語

6.1 電容器組初始的三相阻抗不平衡、三相測量單元間的偏差以及系統電壓不對稱是影響不平衡保護初始值的主要因素。系統諧波的影響相對較小。

6.2 提高測量單元精度(例如到0.5級)并保證三相測量單元的誤差特性曲線相近是降低保護初始值、提高保護安全性的有效措施之一。

6.3 開口三角電壓保護繼電器整定值低于4V，并聯電容器裝置有可能誤動作。

參考文獻

［1］GB50062-1992 電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范［S］

［2］GB50227-1995 并聯電容器裝置設計規范［S］

［3］IEC TC33-149 并聯電容器及并聯電容器組保護導則 (征求意見稿)［S］

［4］ 林海雪. 電力系統的三相不平衡［M］， 北京：中國電力出版社，1998

附錄A：并聯電容器組繼電保護初始不平衡測量值估算式的推導

1 基本條件

考慮一般情況，系統不對稱電壓為UA、UB、UC 。

對于中性點不接地的不平衡電容器組(假設不串電抗器)，電容器組每相阻抗為Za、Zb、Zc，并且Zb =Zc，每相電容為Ca 、Cb、Cc，并且Cb=Cc，各相不對稱電壓為：

將A(2)代入A(1)式可得電容器組相電壓序分量表示為：

2 開口三角電壓

設測量單元的偏差百分數分別為ΔUa、ΔUb、ΔUc；測量單元的變比可以表示為na=Un/(100+ΔUa)，nb =nc=Un/(100+ΔUb )。

開口三角電壓測量值為：

3 中性線電流不平衡

設M0為(電容偏差較大)一臂并聯支路(或臺數)，M為兩臂總并聯支路(或臺數)；單元額定電流為In；電流互感器變比為nl=Iln／(5+ΔI0)，其中Iln為電流互感器一次額定電流、ΔI0為電流互感器的偏差百分數，中性線電流不平衡測量值為：

高壓并聯電容器范文5

關鍵詞：電力 電容器 電氣試驗 絕緣電阻 交流耐壓試驗

隨著國民經濟的快速發展，電力用戶對電力供應的可靠性和電壓質量的要求越來越高，為提高系統供電電壓，降低設備、線路損耗，各種形式的無功補償裝置在電力系統中得到了廣泛的應用。因此，對電力電容器進行正確的試驗，是保證電容器的正常安全運行的關鍵所在。

1. 電力電容器的試驗項目

1.1. 到貨后的驗收試驗

到貨后的驗收試驗主要包括電容器的外觀檢查、密封性檢查、電容量測量、工頻耐壓試驗（通常為出廠試驗的75%）、tanδ測量并聯電容器、集合電容器不做）、絕緣油試驗（集合電容器）等項目。用戶也可以根據需要與生產廠家簽訂合同增加型式試驗或出廠試驗中的某些項目（比如沖擊試驗、局部放電測量等）。

1.2.安裝后的驗收（交接）試驗

安裝后的驗收（交接）試驗的主要內容包括：測量絕緣電阻；測量耦合電容器、斷路器電容器的tanδ及電容值；500kV耦合電容器的局部放電試驗（對絕緣有懷疑時）；并聯電容器交流耐壓試驗；沖擊合閘試驗。

1.3. 預防性試驗

預防性試驗的主要內容包括：極對外殼絕緣電阻測量（集合電容器增加相間）；電容量測量；外觀及滲漏油檢查；紅外測溫；測量tanδ（并聯電容器及集合電容器不做）；低壓端對地絕緣電阻（耦合電容器）；交流耐壓和局部放電試驗（耦合電容器，必要時）；絕緣油試驗（集合電容器）。

2.電力電容器的外觀檢查與密封性檢查

外觀檢查主要是觀察電容器是否存在變形、銹蝕、滲油、過熱變色、鼓脹等問題；用戶進行密封性檢查通常只能采用加熱的方法，在不通電的情況下將試品加熱到最高允許溫度加20℃的溫度，并維持一段時間（2小時以上），在容易產生滲油的地方用吸油材料（如白石粉、餐巾紙等）進行檢查。

3. 絕緣電阻的測量

3.1.基本概念

在夾層絕緣體上施加直流電壓后，會產生三種電流，如圖1所示。

電導電流iR，與絕緣電阻有關；電容電流iC，與電容量有關；吸收電流i1，由絕緣介質的極化過程引起。一般認為電容電流衰減很快，吸收電流的衰減時間較長，對絕緣電阻的測量影響較大，這種分析只是在電容量C比較小的情況下才成立。當電容量較大、而兆歐表又不能提供較大的充電電流時，電容電流反而會成為影響測量結果的主要因素。試品電容量越大，對兆歐表的短路輸出電流要求越高。

3.2. 測量方法

測量部位：并聯電容器只測量兩極對外殼的絕緣電阻；分壓電容器以及均壓電容器測量極間絕緣電阻；耦合電容器測量極間及低壓電極對地的絕緣電阻；

測量接線：兆歐表的L端子接被試設備的高壓端，E端子接設備的低壓端或地，當需要屏蔽其它非被試設備時，兆歐表的屏蔽端G與其它非被試設備連接。

3.3.測量步驟

測量前應將電容器兩極對地短接充分放電5分鐘以上；兆歐表建立電壓后分別短接L、E端子和分開L、E端子，兆歐表應顯示零或無窮大；兆歐表的高壓端子L與被試品的連接或分開均應在兆歐表建立電壓的情況下進行；測量吸收比時記錄15秒和60秒時的絕緣電阻；測量極化指數時記錄1分鐘和10分鐘的絕緣電阻值；測量后應將電容器兩極對地短接放電5分鐘以上。

4.交流耐壓試驗

4.1.常規交流耐壓試驗

交流耐壓試驗交接時只對并聯電容器進行。試驗電壓加在電極引線與外殼之間，主要檢查外包油紙絕緣、油面下降、瓷套污染等缺陷；對耦合電容器必要時進行交流耐壓試驗。（按出廠試驗值的75%考慮）；為了減小試驗設備容量，通常都采用串聯或并聯諧振法進行；測量高壓的電壓表或分壓器應直接接在被試品的高壓端上，并應讀取試驗電壓的峰值，試驗電壓值以峰值 / 為準，大部分峰值電壓表已按峰值 / 顯示試驗電壓。

4.2.串聯諧振交流耐壓試驗

串聯諧振耐壓中一旦試品擊穿，回路電流就會下降為Q份之一，不存在過電流的問題，所以試驗比較安全。串聯諧振耐壓的優點：減小升壓器輸出電壓為試驗電壓的Q份之一，從而減小試驗設備容量；試品擊穿后電流下降為原來的Q份之一，比較安全；不需要串接限流電阻。

4.3.并聯諧振交流耐壓試驗

并聯諧振耐壓試驗特點：試驗電流為試品電流的Q份之一，從而減小試驗設備容量；試品擊穿時試驗電流可能會增加，過流保護應可靠；需要串接限流電阻。

參考文獻：

[1]倪學鋒，吳伯華，王勇.現場電容組試驗的問題與改進[J].高電壓技術.2006.

[2]劉兵.電力電容器技術現狀及發展趨勢[J].電力設備.2007.06.

[3]張濱秋.淺談外界因素對電容器絕緣電阻測量值的影響[J].信息技術.2001.02.

[4]左強林，毛承雄，李維波.串聯電容器型式試驗問題研究[J].電力電容器.2004.03.

高壓并聯電容器范文6

關鍵詞：串聯電容補償；過電壓；潛供電流；次同步諧振（SSR）；暫態恢復電壓（TRV）；電力系統

1、引言

采用串聯電容補償技術可提高超高壓遠距離輸電線路的輸電能力和系統穩定性，且對輸電通道上的潮流分布具有一定的調節作用。采用可控串補還可抑制系統低頻功率振蕩及優化系統潮流分布；

但在系統中增加的串聯電容補償設備改變了系統之間原有的電氣距離，尤其是串補度較高時，可能引起一系列系統問題，因此在串補工程前期研究階段應對這種可能性進行認真研究，并提出解決問題的相應方案及措施。我國南方電網是以貴州、云南和天生橋電網為送端、通過天生橋至廣東的三回500kV交流輸電線路及一回500kV直流輸電線路與受端廣東電網相聯的跨省（區）電網，2003年6月貴州—廣東的雙回500kV交流輸電線路建成投運，南方電網形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三個西電東送大通道。隨著南方電網西電東送規模的進一步擴大，為提高這些輸電通道的輸送能力和全網的安全穩定水平及抑制系統低頻振蕩，經研究決定分別在平果與河池變電所裝設可控串補（TCSC）及固定串補裝置（FSC）。通過對南方電網平果可控串補工程及河池固定串補工程進行的系統研究工作，作者對超高壓遠距離輸電系統中，采用串聯電容補償技術可能引起的系統問題獲得了比較全面的了解，并總結了解決這些問題的措施及方案。

研究結果表明，超高壓輸電線路加裝串補后所引發的系統問題主要有過電壓、潛供電流、斷路器暫態恢復電壓（TRV）及次同步諧振（SSR）等問題。

2、串補裝置結構及其原理

目前在電力系統中應用的串聯電容補償裝置按其過電壓保護方式可分為單間隙保護、雙間隙保護、金屬氧化物限壓器（MOV）保護和帶并聯間隙的MOV保護四種串補裝置。帶并聯間隙的MOV保護方式的串補裝置具有串補再次接入時間快、減少MOV容量及提供后備保護等優勢，相對而言更有利于提高系統暫態穩定水平，因此目前在電力系統的串補工程中得到了比較廣泛的應用。

（1）MOV是串聯補償電容器的主保護。串補所在線路上出現較大故障電流時，串聯補償電容器上將出現較高的過電壓，MOV可利用其自身電壓–電流的強非線性特性將電容器電壓限制在設計值以下，從而確保電容器的安全運行。

（2）火花間隙是MOV和串聯補償電容器的后備保護，當MOV分擔的電流超過其啟動電流整定值或MOV吸收的能量超過其啟動能耗時，控制系統會觸發間隙，旁路掉MOV及串聯補償電容器。

（3）旁路斷路器是系統檢修和調度的必要裝置，串補站控制系統在觸發火花間隙的同時命令旁路斷路器合閘，為間隙滅弧及去游離提供必要條件。

摘要：文章結合我國南方電網河池固定串補及平果可控串補工程，對超高壓輸電線路裝設串聯電容補償裝置后的系統狀況進行了比較深入的研究，指出一些系統問題，如過電壓水平升高、潛供電流增大和可能發生的次同步諧振均源于串聯電容補償裝置的固有特性，通過研究認為當串補所在輸電線路發生內部故障時，采取強制觸發旁路間隙等保護措施，是避免出現系統恢復電壓水平超標和潛供電流增大等問題的有效途徑。此外，還建議在串補站內裝設抑制或監視次同步諧振的二次裝置以抑制和避免系統發生次同步諧振。

關鍵詞：串聯電容補償；過電壓；潛供電流；次同步諧振（SSR）；暫態恢復電壓（TRV）；電力系統

1、引言

采用串聯電容補償技術可提高超高壓遠距離輸電線路的輸電能力和系統穩定性，且對輸電通道上的潮流分布具有一定的調節作用。采用可控串補還可抑制系統低頻功率振蕩及優化系統潮流分布；

但在系統中增加的串聯電容補償設備改變了系統之間原有的電氣距離，尤其是串補度較高時，可能引起一系列系統問題，因此在串補工程前期研究階段應對這種可能性進行認真研究，并提出解決問題的相應方案及措施。我國南方電網是以貴州、云南和天生橋電網為送端、通過天生橋至廣東的三回500kV交流輸電線路及一回500kV直流輸電線路與受端廣東電網相聯的跨省（區）電網，2003年6月貴州—廣東的雙回500kV交流輸電線路建成投運，南方電網形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三個西電東送大通道。隨著南方電網西電東送規模的進一步擴大，為提高這些輸電通道的輸送能力和全網的安全穩定水平及抑制系統低頻振蕩，經研究決定分別在平果與河池變電所裝設可控串補（TCSC）及固定串補裝置（FSC）。通過對南方電網平果可控串補工程及河池固定串補工程進行的系統研究工作，作者對超高壓遠距離輸電系統中，采用串聯電容補償技術可能引起的系統問題獲得了比較全面的了解，并總結了解決這些問題的措施及方案。

研究結果表明，超高壓輸電線路加裝串補后所引發的系統問題主要有過電壓、潛供電流、斷路器暫態恢復電壓（TRV）及次同步諧振（SSR）等問題。

2、串補裝置結構及其原理

目前在電力系統中應用的串聯電容補償裝置按其過電壓保護方式可分為單間隙保護、雙間隙保護、金屬氧化物限壓器（MOV）保護和帶并聯間隙的MOV保護四種串補裝置。帶并聯間隙的MOV保護方式的串補裝置具有串補再次接入時間快、減少MOV容量及提供后備保護等優勢，相對而言更有利于提高系統暫態穩定水平，因此目前在電力系統的串補工程中得到了比較廣泛的應用。

（1）MOV是串聯補償電容器的主保護。串補所在線路上出現較大故障電流時，串聯補償電容器上將出現較高的過電壓，MOV可利用其自身電壓–電流的強非線性特性將電容器電壓限制在設計值以下，從而確保電容器的安全運行。

（2）火花間隙是MOV和串聯補償電容器的后備保護，當MOV分擔的電流超過其啟動電流整定值或MOV吸收的能量超過其啟動能耗時，控制系統會觸發間隙，旁路掉MOV及串聯補償電容器。

（3）旁路斷路器是系統檢修和調度的必要裝置，串補站控制系統在觸發火花間隙的同時命令旁路斷路器合閘，為間隙滅弧及去游離提供必要條件。

（4）阻尼裝置可限制電容器放電電流，防止串聯補償電容器、間隙、旁路斷路器在放電過程中被損壞。3串補裝置引起的過電壓問題串補裝置雖可提高線路的輸送能力，但也影響了系統及裝設串補裝置的輸電線路沿線的電壓特性。如線路電流的無功分量為感性，該電流將在線路電感上產生一定的電壓降，而在電容器上產生一定的電壓升；如線路電流的無功分量為容性，該電流將在線路電感上產生一定的電壓升，而在電容器上產生一定的電壓降。電容器在一般情況下可以改善系統的電壓分布特性；但串補度較高、線路負荷較重時，可能使沿線電壓超過額定的允許值。河池及平果串補工程的線路高抗與串補的相對位置不同時，輸電線路某些地點的運行電壓可能超過運行要求。

例如，惠河線或天平線一回線故障時，如將高抗安裝在串補的線路側，則串補線路側電壓可達到561kV或560kV以上[2]，均超過高抗允許的長期運行電壓，因此在兩工程中均建議將線路高抗安裝在串補的母線側以避免系統運行電壓超標的問題。在輸電線路裝設了串聯電容補償裝置后，線路斷路器出現非全相操作時，帶電相電壓將通過相間電容耦合到斷開相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠（水）—河（池）及天（生橋）—平（果）線路上均已裝設并聯電抗器，如新增加的電容器容抗與已安裝的高壓并聯電抗器的感抗之間參數配合不當，則可能引發電氣諧振，從而在斷開相上出現較高的工頻諧振過電壓[3].因此在這兩個工程的系統研究工作中對串聯電容器參數進行了多方案比選以避免工頻諧振過電壓的產生。對這兩個串補工程進行的過電壓研究表明，由于惠河線及天平線兩側均接有大系統，無論惠河線或天平線有無串補，在線路發生甩負荷故障時，河池及平果母線側工頻過電壓基本相同；僅在發生單相接地甩負荷故障時，串聯電容補償的加入使得單相接地系數增大，從而使線路側工頻過電壓略有提高，但均未超過規程的允許值，不會影響電網的安全穩定運行。

4、串補裝置對潛供電流的影響

線路發生單相接地故障時，線路兩端故障相的斷路器相繼跳開后，由于健全相的靜電耦合和電磁耦合，弧道中仍將流過一定的感應電流（即潛供電流）[4]，該電流如過大，將難以自熄，從而影響斷路器的自動重合閘。在超高壓輸電線路上裝設串聯電容補償裝置后，單相接地故障過程中，如串補裝置中的旁路斷路器和火花間隙均未動作，電容器上的殘余電荷可能通過短路點及高抗組成的回路放電，從而在穩態的潛供電流上疊加一個相當大的暫態分量。該暫態分量衰減較慢，可能影響潛供電流自滅，對單相重合閘不利；單相瞬時故障消失后，恢復電壓上也將疊加電容器的殘壓，恢復電壓有所升高，影響單相重合閘的成功。根據對河池串補工程進行的研究：惠河線的惠水側單相接地時，潛供電流波形是一個低頻（f≈7Hz）、衰減的放電電流，電流幅值高達250-390A[5]（見圖2）。斷路器分閘0.5s后，該電流幅值仍可達200-300A，它將導致潛供電弧難以熄滅；如單相接地后旁路開關動作短接串聯電容，潛供電流中將無此低頻放電暫態分量[5]