1 000 kV特高壓泉城站低壓無功補償分析

潘玉美，曲文韜，王宏偉，扈 健，劉國偉

（國網山東省電力公司檢修公司，濟南 250118）

1 000 kV特高壓泉城站低壓無功補償分析

潘玉美，曲文韜，王宏偉，扈 健，劉國偉

（國網山東省電力公司檢修公司，濟南 250118）

1 000 kV特高壓泉城站為錫盟—山東特高壓工程的受端，1 000 kV線路的充電功率相比500 kV線路大很多，因此特高壓工作的無功補償系統尤為重要。介紹特高壓泉城站低壓無功補償裝置的配置情況，分析特高壓低壓無功補償裝置的技術特點和與超高壓無功補償裝置的區別，最后結合其他特高壓站的運行實際經驗，探討低壓無功補償裝置的常見故障和運維技術。

特高壓；電容器；雙橋差；不平衡電流保護；電抗器；運行維護

0 引言

我國能源分布極不均勻，煤炭等化石能源主要分布在內蒙古、山西等西北省份，河流等水電資源主要分布在云南、貴州等西南省份，而重工業及人口主要分布在東南沿海各省。采用特高壓輸電方式可將西北的火電、西南的水電輸送到負荷密集區，緩解我國能源與負荷分布不均的情況。然而1 000 kV特高壓輸電線路的容性無功充電功率約為500 kV線路的容性無功充電功率的5倍，在1 000 kV晉東南—南陽—荊門特高壓交流試驗示范工程中我國創造性地提出了以大容量高抗補償為主，并聯低抗和低容為輔的無功配置方案和控制策略，攻克了特高壓系統無功電壓控制難題［1］。主要對特高壓系統中低壓無功補償裝置的技術特點、常見故障及運維技術進行分析。

1 泉城站110 kV無功補償裝置

1.1 無功補償裝置配置原則

高壓并聯電抗器可以在線路輕載的情況下吸收線路對地分布電容發出的無功功率，減少過剩的無功功率，限制工頻過電壓。但是在線路上安裝固定的高壓并聯電抗器后，在輸電線路重載情況下，線路電抗吸收的感性無功功率將大于電容發出的感性無功功率，此時線路電抗還需要從送端、受端吸收大量的感性無功功率。為保證電壓穩定性和正常的功率輸送，通常還需在線路兩側安裝低壓無功補償裝置。低壓無功補償設備安裝在特高壓變壓器的第三側繞組，分為容性無功補償設備和感性無功補償設備，在線路輕載時，降低容性無功補償設備容量，還不能滿足要求時需投入低壓電抗；在線路重載時，增加容性無功補償設備容量。實現正常及事故時，電網電壓保持規定限額內；電網實現經濟性運行，保證線損??；電力系統安全穩定運行。

1.2 泉城站110 kV無功補償裝置配置

特高壓變電站110 kV敞開式母線發生故障的概率極小，因此特高壓變電站110 kV系統均采用單母線接線方式，該接線方式具有接線簡單明了、易于擴建等優點。

泉城站一期工程兩組特高壓變壓器低壓側共配置4條分支母線，每條分支母線各配置1組低壓電抗器和低壓電容器。

泉城站110 kV并聯電容器成套裝置采用單星型雙橋差接線，不平衡電流保護方式，三相額定容量為240 Mvar。串抗率為12%電容器組的額定電壓為136.4 kV，額定電容為41.1 μF，串抗率為5%電容器組的額定電壓為126.3 kV，額定電容為47.9 μF。

每相電容器組采用兩個塔架（又稱雙塔）結構，單相連接為12串12并，由144臺電容器單元組成；每個塔架接線6串12并，共6層，每層12臺電容器，采用側臥布置方式，如圖1所示。兩塔連成H型接線。每塔由3個絕緣平臺組成，每兩層電容器框架直接連接構成一個絕緣平臺，絕緣平臺間用40.5 kV支柱絕緣子支撐。自上而下第1與第2層、第3與第4層、第5與第6層構架直接連接，構成3個絕緣平臺；第2與第3層間、第4與第5層間用40.5 kV支柱絕緣子支撐。每個塔架最底層對地用145 kV絕緣子支撐。每兩個串聯段1／2電位點接臺架。電容器裝置在左塔和右塔第3、4串間位置的兩臂之間接兩個CT，構成單星形雙橋差不平衡電流保護，如圖2所示。

圖1 電容器雙塔結構

圖2 電容器單星形雙橋差電氣接線原理

低壓電抗器是干式空心電抗器，型號為BKK-80000／110，三相額定容量為240 Mvar，采用單星形中性點不接地接線方式。由于其容量較大，每相采用兩個40 Mvar的線圈串聯運行，現場采用品字形布置，如圖3所示。

圖3 電抗器品形布置

2 泉城站無功補償裝置技術特點

2.1 電容器技術特點

單組電容器容量大，約為500 kV變電站的4倍。單相電容器臺數多（144臺），電容器元件數更多（9 072個），因此單個電容器元件損壞產生的不平衡電流小，保護檢查難度大，不平衡電流保護可靠性降低。中性點不接地運行方式電壓等級高。

特高壓電容器組一次接線雙橋差設計、兩段式不平衡保護及內熔絲保護技術來解決因電容器元件數增大導致不平衡電流保護可靠性降低的難題［1］。

2.1.1 一次接線雙橋差設計

電容器裝置在左塔和右塔第3、4串間位置的兩臂之間接兩個TA，構成如圖2所示的單星形雙橋差不平衡電流保護［1］。

這種接線方式可以將保護區一分為二，將保護區內的電容器元件數減少一半，單個電容器元件損壞時，不平衡電流增大，保護裝置監測難度降低。彌補了特大型電容器組保護可整定空間不足的問題，提高了保護的可靠性。采用此種接線方式時橋差TA的變比為2∶1，可提高橋差TA一次額定值，降低橋差TA制造難度，提高采樣準確度。

2.1.2 采用兩段式不平衡電流保護

第一段為報警段，泉城站電容器組內熔絲動作4根時，不平衡電流保護發出告警信號；第二段為跳閘段，電容器內熔絲動作6根時，不平衡電流保護動作跳閘斷開斷路器。

內熔絲動作后，產生的不平衡電流［2-3］

式中：I0為不平衡電流；k為內熔絲動作數目；M、N分別為電容器組臺數的串并聯數；m、n分別為單臺電容器內部元件的串、并聯數；Iex為電容器的額定相電流。

泉城站電容器組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變比2∶1。經計算串抗率為5%的電容器組，內熔絲動作4根時，二次不平衡電流達到568mA，電容器保護發出告警，內熔絲動作6根時，二次不平衡電流達到934 mA，電容器保護動作跳閘；串抗率為12%的電容器組，內熔絲動作4根時，二次不平衡電流達到520 mA，電容器保護發出告警，內熔絲動作6根時，二次不平衡電流達到856 mA，電容器保護動作跳閘。

采用兩段式不平衡電流保護可盡快發現電容器組的安全隱患，提高電容器組的可靠性。

2.1.3 內部元件采用內熔絲保護

內部裝設了熔絲的單臺電容器稱為內熔絲電容器。內熔絲是有選擇性的限流熔絲，設置方法是每個元件串聯一個熔絲，故也稱為元件熔絲，如圖4所示，r代表與電容元件串聯的內熔絲。與擊穿元件相串聯的內熔絲的熔斷主要靠與擊穿元件相并聯的其他完好元件組上的電荷（或能量）對熔絲放電來實現的［4］。

圖4 電容器單元內部結構

2.2 電抗器技術特點

單相采用兩臺電抗器串聯布置。特高壓變電站低壓電抗器單相額定容量達到80 Mvar，如果和傳統的電抗器一樣采用1臺電抗器，高度達到5 m，無疑增加了制造和運輸難度［5］。所以將單相80 Mvar的電抗器設計為兩臺40 Mvar的電抗器串聯，很好地解決了制造和運輸難題。

這種設計方式還降低了電抗器的絕緣設計難度，電抗器線圈縱絕緣距離主要根據接線端子間的電壓和沖擊電壓選擇，縱絕緣距離太低電抗器會存在安全隱患，縱絕緣距離過大會增加電抗器的制造和運輸難度［5］。根據技術協議，電抗器的表面梯度不得大于13 kV／m，采用兩臺電抗器串聯的電抗器運行端電壓約為30.3 kV，這樣就要求電抗器表面干弧距離大于2.4 m。對于端子間遭遇雷電沖擊時，技術協議要求電抗器表面電位梯度應不大于470 kV／m，此時電抗器的干弧距離應大于1.8 m，泉城站電抗器端子間的絕緣距離設計為3.28 m，比較大的干弧距離2.4 m大1.37倍，保證了電抗器的安全運行。

3 無功補償裝置異常故障及注意事項

3.1 電容器異常故障分析及注意事項

滲漏油。管母線電動力拉扯或外力致單臺電容器出線小套管斷裂，出現滲漏油，驗收階段要注意絕緣子支撐金具與管母連接不易過緊，檢修時主要不要碰撞絕緣子。

接頭發熱。電容器接頭發熱是電容器的另一常見故障，大部分接頭發熱由于接頭結構不合理、螺絲松動所致。

檢修注意事項。電容器的投切間隔應大于 10 min，保證電容器組的放電時間。電容器檢修時必須停電大于等于10 min，當前端斷路器切除裝置，停電大于10 min，并合上接地用隔離開關后方可進入護欄內。在人接觸電容器前，即使有放電器件，仍須用絕緣接地棒將電容器短路接地放電，任何時候均不應將兩手直接接觸兩個套管的接線頭，對已損壞退出運行的電容器尤其如此。

3.2 電抗器異常故障分析及注意事項

絕緣材料表面性能劣化。固化不好的環氧樹脂材料在光、水或者其他物質的作用下出現絕緣表面皴裂、粉化，表面性能下降；或在高溫作用下流淌和重新固化現象。由于在固化前伴隨樹脂流淌而使絕緣內部形成空泡，極易造成匝間絕緣的破壞［6］。出現上述情況后，應加強監視，盡快申請停電處理。

溫升過高。電抗器溫度升高，匝間短路，起火。改善電抗器通風條件和運行的環境溫度可降低這種情況發生的概率［7］。

沿面樹枝放電和匝間短路。通常材料耐漏電起痕水平低、污穢、受潮會引起這種異常。這種情況下，在污穢程度較嚴重的地區，應增加清理電抗器表面和絕緣子表面頻次，涂刷憎水性涂料，提高電抗器表面在受潮條件下的電阻率［8］。

特高壓變電站低壓并聯電抗器通常采用干式空心電抗器，漏磁較為嚴重，運行人員平時應注意遠離投運電抗器。

4 結語

通過對1 000 kV特高壓泉城變電站無功補償裝置的配置、技術特點和常見異常情況分析進行介紹，增加對特高壓變電站無功補償裝置的認識，同時為泉城站投運后無功補償裝置運行維護工作和保證系統電壓穩定運行提供有力保障。

［1］許鵬，李忠全，秦艷偉.1 000 kV特高壓長治站110 kV并聯電容器組技術創新及運行分析［J］.電力電容器與無功補償，2009，30（3）：9-13.

［2］盛國釗，嚴飛，姜勝寶，等.大容量電容器組橋差不平衡電流保護近似計算［J］.電力電容器與無功補償，2009，30（2）：1-6.

［3］許鵬，李忠全.1 000 kV特高壓長治站低壓側無功補償裝置配置與運行分析［C］∥2009年電力電容器無功補償技術學術會議論文集：72-75，81.

［4］李曉杰，時偉光.特高壓長治站并聯電容器組橋式差電流保護分析［J］.電力電容器與無功補償，2010，31（6）：1-3.

［5］張月華，孫國華，王紅雨，等.特高壓交流輸變電工程110 kV干式空心并聯電抗器研制［J］.電工電氣，2015（7）：58-59.

［6］阮傳淦，王誠.干式空心電抗器接地引下線異常發熱的原因分析及處理［C］∥第四屆全國電力系統無功電壓技術交流研討會論文集，2010.

［7］蘭基升，劉忠順，王海濱.10 kV干式空芯電抗器繞組燒毀原因分析及防范措施［J］.河北電力技術，2012，31（1）：18-19.

［8］楊百雄.干式空心并聯電抗器故障分析及改進建議［J］.華北電力技術，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，工程師，主要從事特高壓運檢方面的工作；

曲文韜（1982），男，工程師，主要從事超、特高壓運檢方面的工作；

王宏偉（1978），女，高級工程師，從事特高壓運檢工作；

扈 ?。?985），男，工程師，從事特高壓運檢工作；

劉國偉（1986），男，工程師，主要從事特高壓運檢方面的工作。