1 000 kV特高压泉城站低压无功补偿分析

潘玉美，曲文韬，王宏伟，扈 健，刘国伟

（国网山东省电力公司检修公司，济南 250118）

1 000 kV特高压泉城站低压无功补偿分析

潘玉美，曲文韬，王宏伟，扈 健，刘国伟

（国网山东省电力公司检修公司，济南 250118）

1 000 kV特高压泉城站为锡盟—山东特高压工程的受端，1 000 kV线路的充电功率相比500 kV线路大很多，因此特高压工作的无功补偿系统尤为重要。介绍特高压泉城站低压无功补偿装置的配置情况，分析特高压低压无功补偿装置的技术特点和与超高压无功补偿装置的区别，最后结合其他特高压站的运行实际经验，探讨低压无功补偿装置的常见故障和运维技术。

特高压；电容器；双桥差；不平衡电流保护；电抗器；运行维护

0 引言

我国能源分布极不均匀，煤炭等化石能源主要分布在内蒙古、山西等西北省份，河流等水电资源主要分布在云南、贵州等西南省份，而重工业及人口主要分布在东南沿海各省。采用特高压输电方式可将西北的火电、西南的水电输送到负荷密集区，缓解我国能源与负荷分布不均的情况。然而1 000 kV特高压输电线路的容性无功充电功率约为500 kV线路的容性无功充电功率的5倍，在1 000 kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程中我国创造性地提出了以大容量高抗补偿为主，并联低抗和低容为辅的无功配置方案和控制策略，攻克了特高压系统无功电压控制难题［1］。主要对特高压系统中低压无功补偿装置的技术特点、常见故障及运维技术进行分析。

1 泉城站110 kV无功补偿装置

1.1 无功补偿装置配置原则

高压并联电抗器可以在线路轻载的情况下吸收线路对地分布电容发出的无功功率，减少过剩的无功功率，限制工频过电压。但是在线路上安装固定的高压并联电抗器后，在输电线路重载情况下，线路电抗吸收的感性无功功率将大于电容发出的感性无功功率，此时线路电抗还需要从送端、受端吸收大量的感性无功功率。为保证电压稳定性和正常的功率输送，通常还需在线路两侧安装低压无功补偿装置。低压无功补偿设备安装在特高压变压器的第三侧绕组，分为容性无功补偿设备和感性无功补偿设备，在线路轻载时，降低容性无功补偿设备容量，还不能满足要求时需投入低压电抗；在线路重载时，增加容性无功补偿设备容量。实现正常及事故时，电网电压保持规定限额内；电网实现经济性运行，保证线损小；电力系统安全稳定运行。

1.2 泉城站110 kV无功补偿装置配置

特高压变电站110 kV敞开式母线发生故障的概率极小，因此特高压变电站110 kV系统均采用单母线接线方式，该接线方式具有接线简单明了、易于扩建等优点。

泉城站一期工程两组特高压变压器低压侧共配置4条分支母线，每条分支母线各配置1组低压电抗器和低压电容器。

泉城站110 kV并联电容器成套装置采用单星型双桥差接线，不平衡电流保护方式，三相额定容量为240 Mvar。串抗率为12%电容器组的额定电压为136.4 kV，额定电容为41.1 μF，串抗率为5%电容器组的额定电压为126.3 kV，额定电容为47.9 μF。

每相电容器组采用两个塔架（又称双塔）结构，单相连接为12串12并，由144台电容器单元组成；每个塔架接线6串12并，共6层，每层12台电容器，采用侧卧布置方式，如图1所示。两塔连成H型接线。每塔由3个绝缘平台组成，每两层电容器框架直接连接构成一个绝缘平台，绝缘平台间用40.5 kV支柱绝缘子支撑。自上而下第1与第2层、第3与第4层、第5与第6层构架直接连接，构成3个绝缘平台；第2与第3层间、第4与第5层间用40.5 kV支柱绝缘子支撑。每个塔架最底层对地用145 kV绝缘子支撑。每两个串联段1／2电位点接台架。电容器装置在左塔和右塔第3、4串间位置的两臂之间接两个CT，构成单星形双桥差不平衡电流保护，如图2所示。

图1 电容器双塔结构

图2 电容器单星形双桥差电气接线原理

低压电抗器是干式空心电抗器，型号为BKK-80000／110，三相额定容量为240 Mvar，采用单星形中性点不接地接线方式。由于其容量较大，每相采用两个40 Mvar的线圈串联运行，现场采用品字形布置，如图3所示。

图3 电抗器品形布置

2 泉城站无功补偿装置技术特点

2.1 电容器技术特点

单组电容器容量大，约为500 kV变电站的4倍。单相电容器台数多（144台），电容器元件数更多（9 072个），因此单个电容器元件损坏产生的不平衡电流小，保护检查难度大，不平衡电流保护可靠性降低。中性点不接地运行方式电压等级高。

特高压电容器组一次接线双桥差设计、两段式不平衡保护及内熔丝保护技术来解决因电容器元件数增大导致不平衡电流保护可靠性降低的难题［1］。

2.1.1 一次接线双桥差设计

电容器装置在左塔和右塔第3、4串间位置的两臂之间接两个TA，构成如图2所示的单星形双桥差不平衡电流保护［1］。

这种接线方式可以将保护区一分为二，将保护区内的电容器元件数减少一半，单个电容器元件损坏时，不平衡电流增大，保护装置监测难度降低。弥补了特大型电容器组保护可整定空间不足的问题，提高了保护的可靠性。采用此种接线方式时桥差TA的变比为2∶1，可提高桥差TA一次额定值，降低桥差TA制造难度，提高采样准确度。

2.1.2 采用两段式不平衡电流保护

第一段为报警段，泉城站电容器组内熔丝动作4根时，不平衡电流保护发出告警信号；第二段为跳闸段，电容器内熔丝动作6根时，不平衡电流保护动作跳闸断开断路器。

内熔丝动作后，产生的不平衡电流［2-3］

式中：I0为不平衡电流；k为内熔丝动作数目；M、N分别为电容器组台数的串并联数；m、n分别为单台电容器内部元件的串、并联数；Iex为电容器的额定相电流。

泉城站电容器组M=12；N=12；m=21；n=3；Iex= 1 097.13 A （串抗率 5%）；Iex=1 015.89 A （串抗率12%）；TA变比2∶1。经计算串抗率为5%的电容器组，内熔丝动作4根时，二次不平衡电流达到568mA，电容器保护发出告警，内熔丝动作6根时，二次不平衡电流达到934 mA，电容器保护动作跳闸；串抗率为12%的电容器组，内熔丝动作4根时，二次不平衡电流达到520 mA，电容器保护发出告警，内熔丝动作6根时，二次不平衡电流达到856 mA，电容器保护动作跳闸。

采用两段式不平衡电流保护可尽快发现电容器组的安全隐患，提高电容器组的可靠性。

2.1.3 内部元件采用内熔丝保护

内部装设了熔丝的单台电容器称为内熔丝电容器。内熔丝是有选择性的限流熔丝，设置方法是每个元件串联一个熔丝，故也称为元件熔丝，如图4所示，r代表与电容元件串联的内熔丝。与击穿元件相串联的内熔丝的熔断主要靠与击穿元件相并联的其他完好元件组上的电荷（或能量）对熔丝放电来实现的［4］。

图4 电容器单元内部结构

2.2 电抗器技术特点

单相采用两台电抗器串联布置。特高压变电站低压电抗器单相额定容量达到80 Mvar，如果和传统的电抗器一样采用1台电抗器，高度达到5 m，无疑增加了制造和运输难度［5］。所以将单相80 Mvar的电抗器设计为两台40 Mvar的电抗器串联，很好地解决了制造和运输难题。

这种设计方式还降低了电抗器的绝缘设计难度，电抗器线圈纵绝缘距离主要根据接线端子间的电压和冲击电压选择，纵绝缘距离太低电抗器会存在安全隐患，纵绝缘距离过大会增加电抗器的制造和运输难度［5］。根据技术协议，电抗器的表面梯度不得大于13 kV／m，采用两台电抗器串联的电抗器运行端电压约为30.3 kV，这样就要求电抗器表面干弧距离大于2.4 m。对于端子间遭遇雷电冲击时，技术协议要求电抗器表面电位梯度应不大于470 kV／m，此时电抗器的干弧距离应大于1.8 m，泉城站电抗器端子间的绝缘距离设计为3.28 m，比较大的干弧距离2.4 m大1.37倍，保证了电抗器的安全运行。

3 无功补偿装置异常故障及注意事项

3.1 电容器异常故障分析及注意事项

渗漏油。管母线电动力拉扯或外力致单台电容器出线小套管断裂，出现渗漏油，验收阶段要注意绝缘子支撑金具与管母连接不易过紧，检修时主要不要碰撞绝缘子。

接头发热。电容器接头发热是电容器的另一常见故障，大部分接头发热由于接头结构不合理、螺丝松动所致。

检修注意事项。电容器的投切间隔应大于 10 min，保证电容器组的放电时间。电容器检修时必须停电大于等于10 min，当前端断路器切除装置，停电大于10 min，并合上接地用隔离开关后方可进入护栏内。在人接触电容器前，即使有放电器件，仍须用绝缘接地棒将电容器短路接地放电，任何时候均不应将两手直接接触两个套管的接线头，对已损坏退出运行的电容器尤其如此。

3.2 电抗器异常故障分析及注意事项

绝缘材料表面性能劣化。固化不好的环氧树脂材料在光、水或者其他物质的作用下出现绝缘表面皴裂、粉化，表面性能下降；或在高温作用下流淌和重新固化现象。由于在固化前伴随树脂流淌而使绝缘内部形成空泡，极易造成匝间绝缘的破坏［6］。出现上述情况后，应加强监视，尽快申请停电处理。

温升过高。电抗器温度升高，匝间短路，起火。改善电抗器通风条件和运行的环境温度可降低这种情况发生的概率［7］。

沿面树枝放电和匝间短路。通常材料耐漏电起痕水平低、污秽、受潮会引起这种异常。这种情况下，在污秽程度较严重的地区，应增加清理电抗器表面和绝缘子表面频次，涂刷憎水性涂料，提高电抗器表面在受潮条件下的电阻率［8］。

特高压变电站低压并联电抗器通常采用干式空心电抗器，漏磁较为严重，运行人员平时应注意远离投运电抗器。

4 结语

通过对1 000 kV特高压泉城变电站无功补偿装置的配置、技术特点和常见异常情况分析进行介绍，增加对特高压变电站无功补偿装置的认识，同时为泉城站投运后无功补偿装置运行维护工作和保证系统电压稳定运行提供有力保障。

［1］许鹏，李忠全，秦艳伟.1 000 kV特高压长治站110 kV并联电容器组技术创新及运行分析［J］.电力电容器与无功补偿，2009，30（3）：9-13.

［2］盛国钊，严飞，姜胜宝，等.大容量电容器组桥差不平衡电流保护近似计算［J］.电力电容器与无功补偿，2009，30（2）：1-6.

［3］许鹏，李忠全.1 000 kV特高压长治站低压侧无功补偿装置配置与运行分析［C］∥2009年电力电容器无功补偿技术学术会议论文集：72-75，81.

［4］李晓杰，时伟光.特高压长治站并联电容器组桥式差电流保护分析［J］.电力电容器与无功补偿，2010，31（6）：1-3.

［5］张月华，孙国华，王红雨，等.特高压交流输变电工程110 kV干式空心并联电抗器研制［J］.电工电气，2015（7）：58-59.

［6］阮传淦，王诚.干式空心电抗器接地引下线异常发热的原因分析及处理［C］∥第四届全国电力系统无功电压技术交流研讨会论文集，2010.

［7］兰基升，刘忠顺，王海滨.10 kV干式空芯电抗器绕组烧毁原因分析及防范措施［J］.河北电力技术，2012，31（1）：18-19.

［8］杨百雄.干式空心并联电抗器故障分析及改进建议［J］.华北电力技术，1995（11）：33.

Analysis of the Low Voltage Reactive Power Compensation Device of Quancheng 1 000 kV UHV Station

PAN Yumei，QU Wentao，WANG Hongwei，HU Jian，LIU Guowei
（State Grid Shandong Electric Power Maintenance Company，Jinan 250118，China）

The Quancheng 1 000 kV UHV station is the receiving end of Ximeng-Shandong UHV project.The charging power of the 1 000 kV transmission line is much higher than that of the 500 kV transmission line.So the reactive compensation system of the UHV is very important.In this paper， the configuration of low voltage reactive power compensation device of the Quancheng 1 000 kV UHV Station is introduced.The technology characteristics of the low voltage reactive power compensation device of the UHV station and its difference from that of EHV are presented.Finally，combining with the actual operation experience of the other UHV station，the common faults and the operation and maintenance technology of the low voltage reactive power compensation device is introduced.

UHV；capacitor；double bridge difference；unbalance current protection；reactor；operation and maintenance

TM761.1

A

1007－9904（2017）02－0033－04

2016-09-30

潘玉美（1989），女，工程师，主要从事特高压运检方面的工作；

曲文韬（1982），男，工程师，主要从事超、特高压运检方面的工作；

王宏伟（1978），女，高级工程师，从事特高压运检工作；

扈 健（1985），男，工程师，从事特高压运检工作；

刘国伟（1986），男，工程师，主要从事特高压运检方面的工作。