摘要：本文根据串联补偿电容器及电力系统内部过电压的理论，研究了有串联补偿电容器的输电系统的不同运行方式及外部故障时的过电压现象，并提出了相应的防护措施。
关键词：超高压;常规固定串联电容器;可控串联补偿;过电压
作者简介：韦宛余（1979-），女，广西柳江人，广西柳江县供电总公司助理工程师。
1 引言
500kV电网是随着我国长距离、大容量输电而出现和逐步形成的。输电距离长、供电范围大是我国500kV电网发展过程中的主要特点，500kV主干输电线的输送能力主要取决于线路的稳定极限。80年代我国每回500kV输电线的输电能力大多在60～90万千瓦，随着电网建设的加强目前已达80～100万千瓦左右。
目前，我国500kV线路的输电能力与国外先进水平相比尚存在一定差距，原因主要是我国500kV电网线路的输电能力受稳定水平及其负载水平的限制，这也是电网发展过程中存在的问题。
串补和可控串补技术是提高500kV线路输送能力的主要实用化技术之一。对于长距离输电线，其输电能力主要取决于线路的稳定极限，采用串补、可控串补可使系统稳定极限大幅度提高从而提高线路的输电能力，但是超高压输电线路加装串补后会引发过电压等一系列的系统问题。
2 串联补偿基本原理
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图1 功角特性曲线
如图1是我们熟悉的功角特性曲线，这个功角曲线幅值的高度和线路两端的电压成正比，和两个节点之间的阻抗成反比。串联补偿把这一段线路的阻抗补偿掉一部分，线路的实际阻抗就小了，输送功率就提高了，通过串联补偿提高末端电压，即减小了首末两端电势的相位差，也就是减小了功角δ，那么输送相同的功率，曲线就会左移，实际上即稳定系数提高了。或者说，在相同的功角下，曲线达到的高度增大，就相当于输送能力增加。这就是串补技术的基本原理和它被应用的主要原因。
配有串联补偿的输电线路的传输功率可由下式表示
式中U1、U2电压的幅值，XL为输电线路感抗，XC为串联电容的容抗，δ表示送受端电压相角差。从式中可以明显地看出增加串联电容器（容抗值XC）后，可以提高线路的传输容量。
3 用串联补偿后出现的过电压现象
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。
本文将通过对实际系统的仿真来说明采用串联补偿后过电压的情况。
（1）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，内部过电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具有决定意义的因素。输电线路采用串联补偿后，由于串补系统特有的暂态过程，会在系统中造成很大的故障电流和电压，对系统中的设备造成恶劣的工作条件。采取合理、妥善的措施加以防止或限制串补系统的过电压，能在很大程度上提高供电和电气设备运行的可靠性，这对我国现有的和大量兴建的高压和超高压电网乃是十分必要的。
（2）电力系统的大部分组成元件呈感性，因此采用串联补偿技术可提高超高压远距离输电线路的输电能力和系统稳定性，且对输电通道上的潮流分布具有一定的调节作用。加装串补后所引发的系统问题主要有过电压、潜供电流、断路器暂态恢复电压(TRV)及次同步谐振(SSR)等问题，而且在故障和重合闸动作时可能会在系统中引起很大的过电压，一方面，对系统中的设备极其绝缘造成威胁，另一方面，运行电压升高对串补电容器本身也会带来不利的影响，比如使温度升高，导致热不平衡；使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。
（3）由于线路本身的对地电容效应，加上串联补偿后发生故障时会使电容效应增强，引起工频过电压，但是线路重合闸动作时的电压升高更为严重。故有串联补偿的超高压电网中重合闸动作引起的过电压是典型的操作过电压。因此，将操作过电压作为决定电力系统绝缘水平的主要依据之一。
4 绝缘配合的原则和方法
绝缘配合应根据电网中出现的各种电压（工作电压和过电压）和保护装置的特性来确定设备的绝缘水平，此时必须全面考虑设备造价、维护费用和事故损失三个方面，力求达到安全、经济和高质量供电的目的。工频耐压值代表了绝缘对操作、雷电过电压总的耐受水平。凡是能通过工频耐压实验，就可认为设备在运行中能保证一定的可靠性。我们已知操作过电压是在运行电压的基础上产生的，随着运行电压的提高，操作过电压幅值将随之增大，所以在超高压电网的绝缘配合中，操作过电压起主导作用。
在确定实验电压值时，以该电压等级装置中的内部过电压计算值Upacy，ө H作为基础，
Upacy，ө H = kpUHau6，paө
式中 kp——内部过电压计算倍数；
UHau6，paө ——电气设备的最高工作电压。
目前，我国有关规程规定选择绝缘时计算用操作过电压值如下：
（1）相对地绝缘
35～60 kV 及以下（电网中性点经消弧线圈接地或不接地） 4.0Uxg
110～220 kV（电网中性点直接接地） 3.0Uxg
500 kV（电网中性点直接接地） 2.0Uxg
其中，Uxg为最大运行相电压，500 kV的最大运行相电压为525 kV。
（2）相间绝缘
35～220 kV的相间操作过电压可取对地操作过电压的1.3～1.4倍；330 kV可取1.4～1.45倍；500 kV的相间操作过电压可取对地操作过电压的1.5倍。
根据上述规程计算的500KV相对地绝缘的耐压水平为1050 kV，相间绝缘的耐压水平为1575 kV。
5 过电压的防护措施
目前，我国500kV网络一般要求母线的暂态工频电压升高值不超过工频电压的1.3倍，线路不超过1.4倍。在大多数情况下，串补系统的暂态工频电压升高在这个范围内，但个别情况下短时电压升高会超出这个范围，应引起注意。由于并联电抗器的电感能补偿线路上的对地电容，减小流经线路的电容电流，削弱了电容效应，所以在双回输电线路上，可以采用并联电抗器限制工频过电压。
断路器的操作是大部分操作过电压的起因。提高断路器的灭弧能力和动作的同期性、加装并联电阻是限制操作过电压的有效措施。另外，也可以采用性能良好的避雷器限制操作过电压的后备保护。需要注意的是，按规程规定，电容器的储能小于氧化锌避雷器的允许通过能力时，才能用氧化锌避雷器限制过电压。
6 电力系统暂时过电压的总体评价
装设了串联补偿的超高压输电线路在暂态时会出现较大的过电压，根据国家标准，超高压输电系统的各种电器设备在出厂前均经过了工频耐压和操作冲击耐压实验，二者的最高值为1837.5kV，比实际的测量值要高；再则，电气设备内绝缘的实验方式是施加实验电压1min，而故障-重合过程出现的过电压是个瞬时值，尚不至于造成绝缘的击穿。据此，我们认为加入串联补偿的超高压输电系统出现的暂态过电压现象对于整个系统绝缘的安全不会造成太大影响。
7 结论
超高压串联补偿输电系统在线路上发生外部故障及重合闸动作时会出现暂态过电压。过电压的程度与故障发生的地点以及重合闸动作时串联电容器上的残压有关。具体来说：
（1）装设可控串补的线路上发生的各种外部故障中，以两相短路接地引起的暂态过电压最为严重，仿真系统测得两相短路接地故障-重合过程中出现的瞬间最大相电压峰值高达1100KV，过电压倍数可达2.5U0左右。故障点越靠近TCSC，TCSC上的残压越高，暂态过电压越高。此外，过电压的高低与线路的运行方式（投不投入TCSC、单回线还是双回线运行）也有关系，但是后者对前者影响的大小不能一概而论。
（2）单条线上发生故障时，电压升高主要出现在故障线路上，对另一条线路电压的影响不大，整个暂态过程系统中的其他线路上的电压虽然有所波动，但是过电压的现象不明显。
（3）串联补偿线路在故障时虽然会出现暂时过电压，但是暂时过电压的最大值在系统绝缘的工频实验电压范围内，且过电压作用于线路的时间很短暂，不至于使系统中设备的绝缘发生击穿，对系统的安全运行不会造成太大威胁。
参考文献
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