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華北電網首次在國內電網輸電線路中采用串聯補償技術，設置串聯補償設備。詳細介紹了大房500kV串聯補償站整個系統的控制和保護系統的配置，以及相應的組成和控制關系。投運以來，運行基本良好，有力地保證了電網的安全穩定運行，為其他電網實施串聯補償技術提供了經驗。

0引言

電力系統超高壓輸電網采用串聯補償設備，在國外是相當成熟的技術，但在國內還不太普遍。

經計算，在東北—華北聯網后，遷綏500kV線“0”潮流時，大房500kV線穩定極限由1579MVA降為1442MVA，與華中聯網后，大房線穩定極限下降7％；為了克服由于聯網對華北電網穩定水平的不利影響，大房線路裝設串聯補償電容器。中國華北電力集團公司一方面派出人員調研國外電網中串聯補償的系統規劃、建設、運行情況，以及各制造商的設備制造和運行業績情況；另一方面布置研究固定串補和可調串補技術（包括TCSC），在建設大房500kV線路初期，就已規劃了設置串補的可能性，在托克托電廠送出工程中，提前安排設計單位和有關科研部門做好大量技術準備，經多次專家論證和會議審查，認為在線路中間設置串聯電容器是zui成熟、可靠、簡單的技術，可充分滿足電網穩定運行要求。另外，本工程建設工期短，要求與華北和東北電網實現聯網時同步投產，建議采用成熟和可靠的技術和設備，以保證工期建設進度。經論證，采用固定串補技術。

國內第1個串聯補償項目是在陽城發電廠送出工程中，在三堡變電所中，設置串聯補償設備，采用西門子公司的設備。第2個就是大房500kV串聯補償項目，華北電網首次采用，在500kV線路中加設串聯補償設備是國內首次采用。經全球招、評標，整套設備選用ABB公司的產品。

1大房500kV串聯補償站的串聯設備

大房500kV串聯補償站位于張家口市蔚縣，距大同電廠127km，距房山變161km，每回線路設置一組串聯補償裝置、串聯補償裝置額定電流為2100A，每相額定阻抗為28.4n，每組三相額定容量為375.7Mvar，線路補償度約35％，串聯補償裝置過電壓保護水平為2．3（標幺值）。

串聯補償站為無人值班、有人值守站，由華北電網網調調度，由張家口供電公司調度所遠方控制，在南張莊110kV變電所設置監視站，由張家口供電公司運行和維護。

串聯補償系統由旁路隔離開關、串聯隔離開關、電容器組、阻尼回路、間隙、氧化鋅避雷器、旁路開關、光纜一次設備和計算機控制系統、遠傳設備、通信系統、監測系統、遠方控制系統等組成。如圖1所示。

2串聯補償站的保護設備

串聯補償站各部分配置兩套完全相同的保護設備，冗余設置，即A套保護系統（MACH2（A））和B套保護系統（MACH2（B））。所有的保護功能由MACH2完成。保護系統的采集由串補平臺上的光電流互感器（簡稱TA）和光系統來完成。每個TA分別有兩個獨立測量通道分別向保護系統A和保護系統B傳送信息。每套系統含如下保護設備。

2．1電容器不平衡保護（U1）

電容器不平衡保護是通過電容器橋接線的電流測量值的變化來監控電容器組的運行狀況。同時，電容器熔絲熔斷及電容器套管閃絡引起的不平衡電流對電容器組的影響也被監測。保護有三段定值和三段時限：報警、低定值旁路、高定值旁路。報警和低定值旁路與不平衡電流和電容器電流（線路電流）有關。高定值旁路只與不平衡電流有關。報警和低定值旁路在線路低電流時自動閉鎖。在低定值旁路及高定值旁路動作時分別給出*閉鎖。

2．2避霄器故障保護（ZL）

如果避雷器單元損壞，線路電流將流過避雷器。避雷器故障保護就是監視流過避雷器的電流。避雷器故障保護動作時，*閉鎖。

2．3避霄器過流保護（ZC）

如果電容器電壓達到保護水平，電流將流過避雷器。較高的能量通過避雷器組將使其溫度升高至接近危險水平。啟動放電間隙可以將由通過能量引起的避雷器模塊熱量水平降低。設置了高溫保護、短時能量保護和高電流保護。

2．4電容器過流保護（OL）

電容器過流保護在設計時已經考慮雙回線中一回線退出運行等狀況下造成的短時間過負荷而不損壞。在持續過負荷中偶然出現的峰值負荷有可能造成串聯電容器單元的老化，因此電容器回路設置過負荷反時限保護。

2．5平臺閃絡保護（PF）

平臺閃絡保護監測平臺及安裝在平臺上主設備之間的電流。正常系統運行無故障，沒有電流：當任何主設備對平臺發生閃絡時，就會產生電流，通過平臺上的TA，經一段延時后旁路電容器，保護動作，*閉鎖。

2．6同步諧振保護（SR）

電網中的電容器在一定情況下會影響電力系統，并引起有害的共振．共振頻率通常低于50Hz，歸為次同步諧振（SSR）。SSR保護判別系統發生次同步諧振后監視線路電流，并對旁路斷路器發出合閘。

2．7電容器放電保護（CD）

當電網中發生線路故障時，線路由線路保護動作跳開斷路器，這將使串聯電容器中有殘留的直流電壓。殘壓有可能造成以下影響：①故障點第2次熄弧延遲，②串聯電容器與阻尼回路發生振蕩：③線路斷路器暫態恢復過電壓（TRV）升高。通過放電間隙對電容器進行放電操作可以解決這些問題。

2．8線路電流監視（LC）

當電容器組由帶重投功能的保護旁路之后，經過一段預設時間就會進行重投。如線路電流過大，重投會造成避雷器吸收能量過高或電容器過負荷，則重投閉鎖。

2．9間隙保護（SI）

放電間隙電流是被連續測量，保護監視著放電間隙的任何擊穿。如電容器電壓過高，由氧化鋅避雷器來保護電容器；如氧化鋅避雷器吸收能量過高，放電間隙將被強制擊穿，以保護氧化鋅避雷器。放電間隙保護的用途是監視任何非正常的間隙擊穿。

2．10放電觸發回路監視（TC）

串聯電容器包含一個強制觸發的放電間隙，需要放電間隙回路強制觸發設備例如觸發回路。觸發電路由3個主要設備組成：觸發電容器、觸發變壓器及半導體開關。正常情況下有一部分線路電流流經觸發電容器。當線路故障時，隨著線路電流的增長，觸發電容器的電壓升高，如氧化鋅避雷器的注入能量超過了氧化鋅避雷器過負荷保護旁路水平，則保護發出擊穿放電間隙命令。半導體開關點火，而且能量電容器通過變壓器放電，這樣就完成了放電間隙操作。

2．11三相位置不一致保護（PD）

三相位置不一致時保護是連續監測旁路各相極柱位置的不一致性。與旁路斷路器失靈保護相反，該保護在手動操作旁路斷路器時也在運行。發生三相位置不一致，保護將發出旁路斷路器合閘命令，并啟動斷路器失靈保護。同時，該保護也連續監視旁路隔離開關和接地開關各相極柱位置的不一致性。如果設備三相位置不一致，則只發出告警信號。

2．12旁路斷路器失靈保護（BF）

旁路斷路器失靈保護的任務是監測MACH2中各保護的旁路及跳閘信號。如果旁路斷路器合閘失敗，保護將經一段延時后，線路跳閘。旁路斷路器失靈保護也監測旁路斷路器的SF6密度、操作機構故障、合閘線圈。

2．13光纖或保護系統故障

在正常操作的工作過程中，MACH2（A）和MACH2（B）都有一個故障監視系統來監視信號傳輸系統的TA、光纖、光接口模板（OIM）、控制網絡（CAN）總線、計算機板卡等所有部分。系統中被發現出錯時，都會提示，是連續監視運行的。如果保護系統A及保護系統B在同一個通道發生故障，則串補將旁路。連續發出“光纖通道故障”信號。任何一個系統發出旁路命令，串補都將會被旁路。

3串聯補償站的控制系統

串聯補償站的控制系統即人機界面（HMl）有5個主要的功能部分：①操作員和工程師站，②工作站與MACH2之間以及MACH2與事故記錄器之間的通信界面；③事故記錄；④時間分配和同步；⑤遙控。按冗余配置，設置2個操作員工作站（1,2），2個調制解調器（1,2），1個時鐘設備，1套事故記錄服務器（SER），2個網關站CLAN），2個遠傳接口（GWS）。如圖2所示。

操作員工作站（OWS）是HMI的一個關鍵部分，它可實現用戶與系統的其他部分在圖形上互聯，實現操作、設置定值、觀看及打印各種清單、報警、觀察趨勢等功能。通信界面包括嵌入MACH2的幾個部分，負責工作站與MACH2（NetDDE）之間、與事件記錄器的通信。事件記錄器是在專用的SQl服務器上實現的，可以靈活管理和表示大量數據（事件）。MACH2發生的事件連續存儲在服務器上，并可由操作員通過工作站在任何時間讀取。MACH2的典型時間標記的分辨率是1ms，準確度在2ms以內。為保證時間分配，通過以太網用NTP協議和分布在系統中的一個同步脈沖實現。HMI完成操作員功能、數據處理、數據存儲、數據采集。串補站為無人值班站，遠傳接口（GWS）分別接人站內RTU設備，然后分別送往華北網調、張家口區調和南張莊監視站。張家口區調可以遠方控制操作串補站旁路斷路器和隔離開關，華北網調調度串補站，南張莊監視串補站運行情況。綜合暫態故障錄波文件（TRF），以COMTRADE格式存在OWS的硬盤上，經調制解調器可傳至張家口區調和華北網調，-以用做分析，如圖3所示。

系統的軟、硬件配置如下。

a．硬件

服務器（SER）配置如下：DellPoweredge2400ServerPC；CPU為PⅢ700MHz，256MBRAM，9GB硬盤；SCSIUltra2，DellRaid控制器，3．25英寸軟驅，CD-ROM驅動器，1個串行接口，1個并行接口，雙LAN適配器InPro100+，AC110V／220V電源。

操作員工作站（OWS）和遠傳接口（GWS）配置如下：CPU為PⅢ700MHz，OWS為128MBRAM，GWS為265MBRAM，9GBIDE盤，48XCD-ROM，3．25英寸軟驅，1個串行接口，1個并行接口，雙LAN適配器InPro100+，56kbit／sV90調制解調器，AC110V／220V電源。

監視器為15.1英寸專業TFT。

b．軟件

SER服務器／操作員工作站，WindowsNT4．0（SP5），Intouch7.1（SP2），SQL服務器，SQL服務器企業管理器，Reval（ABB自動化產品），HIDRAW32。

c．網絡：以太網IEEE802．3。

d．時間系統：NMC-100GPS同步網絡主時鐘。

4系統調試和試驗

大房500kV串聯補償項目是華北電網首次采用。為了保證系統安全和可靠運行，投運前，進行了系統調試和試驗。系統調試和試驗流程如下：

a．平臺零起升壓試驗；

b.大房I回線路參數測試；

c．大房I回線串補平臺帶電試驗；

d．大房I回線串聯補償電容器組的帶電試驗（輕載）；

e．大房I回線帶串聯補償電容器組投切線路試驗，房山側測保護相量；

f．大房I回線串聯補償電容器組的帶電試驗（正常負載），串補站I回線測保護相量；

g．大房Ⅱ回線串聯補償電容器組的帶電試驗（輕載）；

h．大房Ⅱ回線串補平臺帶電試驗，大二側測保護相量；

i.大房Ⅱ回線串聯補償電容器組的帶電試驗（輕載）；

j.大房Ⅱ回線帶串聯補償電容器組投切線路試驗，房山側測保護相量；

k．大房Ⅱ回線串聯補償電容器組的帶電試驗（正常負載），串補站I回線測保護相量；

l．大房Ⅱ回線單相人工接地試驗。

串補站經1個月調試，I回線于2001年6月8日20時41分正式投入電網運行，Ⅱ回線于6月18日0時41分和2時48分完成A相瞬時和*性短路接地試驗，具備投入運行；6月23日11時20分大房I，Ⅱ回串聯補償設備投入電網運行。

5結語

ABB公司的串補系統設計合理、可靠，控制和保護系統考慮統一設計，有ABB公司自己開發的工控機，完成13種保護功能，整個系統冗余設計和配置，可靠性高。該系統在國外有相當豐富的工程經驗，工程調試方便，傳送信息和控制都正確。大房500kV串聯補償站串聯設備投入6個多月以來，運行基本良好，有力地保證了電網的安全穩定運行。串聯技術是一項很成熟的技術，它的投資不多，但效益很好，建議在國內大電網中，特別是在“西電東送”工程中積極采用。華北電網還將在今后的幾個工程中采用串補技術。

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