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高压并联电容器范文1
关键词：电容器；事故分析；处理建议
1 500kV某变电容器组故障及处理情况简述
我公司[简称NW]接到某超高压通知：某站其中一组电容器组成套装置发生不平衡电压保护动作。NW人员在接到通知后立即赶到现场配合进行了检查、试验，确定了更换的方案，其中更换了15台，经判断15台中有5台电容器容量变化超标（1台容量变为0，另4台容量变化在5%～8%），有10台电容器容量变化经估算在1只元件左右，更换返厂的目的是为了能对5台容量变化超标产品的判断分析更具代表性。
2 变电站电容器装置的基本情况
3 电容器结构情况的说明
电容器型号为BAM6r12/2-334-1W，单瓷套，卧放方式。电容器串并联为12并4串，箱壳尺寸为440*180*760，露箔式结构，介质结构为15+15μm，带内熔丝结构，场强为50kV/mm。
4 试验、解剖情况
发现电容器编号198号单台电容器出现开路现象，电容器有鼓肚、绝缘油发黑现象。其中：第一串的第1、4、9、12个元件损坏，其中第1、4个元件是击穿的，第9、12个元件主要是熔丝熔断烧坏的。第二串的第1、2、12个元件损坏，主要是熔丝熔断烧坏的。第三串的第1、2、5、9、11个元件损坏，主要是熔丝熔断烧坏的。第四串的第1、9、11、12个元件损坏，主要是熔丝熔断烧坏的。
通过现场了解和电容器的解剖，发现以下情况：在故障现场发现，变电站有一台电容器电容量为0（即开路）。根据现场检测发现，此变电站发生容量变化的电容器绝大部分分布在框架的上层。解剖的故障电容器中元件的击穿点在元件的大面位置。此变的198#容量变化为0的电容器，解剖中发现部分元件内熔丝衬垫上有明显的烧灼痕迹，有些严重的已在元件的表面外包薄膜上留下了受热的印痕，另外有部分内熔丝未充分气化，变成很多的小段留在纸板上。
5 故障情况分析
5.1 关于电容器组不平衡电流保护动作的计算复核
继电保护动作的主要原因应该是由于其中的一台电容器电容量变化为零引起的。通过相应理论计算所得的保护动作电压与实际保护动作电压非常接近。
计算一下根据实际测量结果应产生的保护出口电压。
单台电容器的额定电压为12/2kV，4串。由于没有获得当时电容器运行电压，我们先假设故障前装置的线电压为U0=38kV，考虑串联电抗器的分压之后电容器组承担的电压为22/（1-0.12）=25kV。
当PT的变比为120：1时，如果差电压保护的定值设为3伏的话，则这时允许切除的故障元件数为9只，完好元件上将承受2.3倍的过电压（超出GB11024.4-2001中4.2及5.3.1条关于内熔丝隔离和试验条款的要求），故障串联段完好的电容器也将在大于1.05倍的过电压下运行，因此从电容器组稳定运行角度来说不甚合理，一旦等到继电保护动作时，可能会发现由于一台电容器的损坏而发展到多台受损的情况。
5.2 关于电容器容量变化的分析
分析认为：此变电站的继电保护动作是由于电容器内部元件击穿，一台电容器容量变零引起的。引起电容器元件击穿的可能原因大致有以下几点：
现场及元件击穿点位置情况：
大部分容量变化大的电容器基本上发生在装置的上层，同时解剖过程中击穿点位置在瓷套侧元件部分占总的击穿元件的75%。通过以上数据，我们可以发现，电容器的击穿点在电容器的温度较高部分，可见温度在促使电容器绝缘介质劣化上发挥了一定的影响。
分析意见：
装置上层受阳光照射后相对温度较高，在夏季时周围环境温度也很高，就会出现上层比下层更容易发生元件损坏现象，出现更高的淘汰率，这是由于工作于温度类别上限或高于上限值时，绝缘材料的热劣化现象造成的。不排除个别电容器及内部元件的损坏也有可能是材料存在的个别偶然的弱点，经过运行后出现的自然淘汰现象。
变电站的电容器元件在熔丝连接片处击穿，由于损坏比较严重，铝箔和侧面铜带相连接造成了整个串联段短路，所以此单台电容器出现熔丝群爆而第三个串联段短路的现象。短路点电流很大、温度很高，造成绝缘油快速汽化，导致箱壳鼓肚。同时由于上述的一些原因而使其他几台电容器也受到影响，出现少量的不同程度的容量变化。
此变电站继电保护动作时的出口电压值与模拟计算值基本一致，保护动作正确的切除了故障电容器组，判断事故的直接原因是上层的个别电容器内部元件绝缘受到热的作用劣化，耐电性能下降发生击穿，在保护定值内发展到一个串联段的内熔丝全部熔断并影响其他串联段，最终由一台容量变零导致了差电压不平衡保护动作。
6 建议
个别电容器及内部元件可能受环境温度、阳光照射的影响，使绝缘材料出现热劣化现象，考虑电容器能够安全稳定运行，建议是否可以采取在夏天遮阳的措施来解决。按现行的继电保护整定原则，电容器组电压差动保护定值存在略偏大的情况，建议对电容器组重新进行保护整定值核算，对内熔丝电容器宜按完好串联段电容器元件允许过电压值进行整定，提高保护灵敏度，以及时地切除故障电容器组，避免损坏面由于个别电容器偶然的损坏而扩大。以上分析、建议如有不妥之处还望谅解并给我们多提宝贵意见，谢谢！
参考文献
[1]周存和.并联电容器补偿装置技术问答[M].广西科学技术出版社，2012.
高压并联电容器范文2
二、国外、国内高压金属化薄膜电容器的发展状况及市场状况 近几年来，国外一些厂家开发、研制出的该类型电容器已形成批量生产和投放市场使用。而我国虽然有众多的电容器生产厂家，但该类型的电容器在生产方面还刚刚起步，其品质也无法与国外一些厂家生产的产品进行比较，其品质差别和市场占有率主要如下； 1．国外该类型电容器的发展及市场状况：现在国外具有先进水平的生产厂家有abb、ge、metar等公司，这些公司生产的电容器主要特点是在恒定容量和恒定电压下，其尺寸和重量均为国产的一半，其使用寿命确保在20年以上。现metar公司已开发、研制出50万伏高压并联电容器并投入使用，现占领国内100%市场。 2．国内该类型电容器的发展及市场状况：现在国内的生产家生产的同类型电容器产品其尺寸和重量均比国外的产品要大得多和重得多，其使用寿命在5年到XX年之间。30到50万伏的高压并联电容器还在研制中，未能进行批量生产并投入使用。
三、投产电容器的目的及项目： 1．投产目的：为了满足国外、国内市场对具有高电压、大电流负载承受能力、高安全性的金属化薄膜高电压电容器越来越大的市场需求，对该类型的电容器的开发、研制和对现有电容器生产设备及工艺技术的改造也势在必行。针对此现像，公司经研究自身在国际上的销售网
络优势，决定出资引进国外先进设备，以满足国外、国内市场对该类型电容器越来越大的需求，填补国内空白、不足之处。
2．电容器项目及其用途如下： 2.1 高电压并联电容器：该电容器是为30到50万伏输压、变压线路使用的高压开关柜专门配套的高压电力电容，全世界需求量非常大。我国在此方面尚属空白。如：中国的三峡工程、平顶山，沈阳和西安高压开关厂为50万伏输压、变压线路项目配套的开关柜采用电容全部从国外进口。 2.2 小型化高频脉冲电容器及直流高压电容器：可用于电磁加速器、核聚变脉冲激光电源等性能试验装置及冲击电压、电流发生装置。
四、高压金属化薄膜电容器投产后市场预测：
高压并联电容器范文3
1、变电站无功补偿提高10KV配网线路电压质量
在变电站，为了保证电网系统无功平衡，在设计上要配置一定容量的无功补偿装置。补偿装置包括并联电容器、同步调相机、静止补偿器等。在35KV降压变电站中主要采用无功补偿装置为并联电容器。并联电容器一般连接在变电站10KV母线上。主要目的是接近向配电线路前端（靠近变电站的线路）输送无功，提高配电网的功率因数，同时实现调压的目的。并联电容器的容量按变电站主变压器容量的15%-30%原则配置。
变电站无功补偿的原理：利用并联电容器的投、退改变无功功率在电抗上产生的电压降的纵向分量的大小，达到调压目的。
图1
假定高压母线为无穷大系统，按照母线电压U1不变。则
如上图所示：
1）电容器没有投入时，变压器低压侧母线电压U2如下式所示：
U2=（1）
电容器投入时，假定负荷不变，变压器低压侧母线电压U2′如下式所示：
U2′=（2）
分析以上两种情况可以看到:
U2<U2′
即在变电站内部投切并联电容器，提高10KV配网线路电压质量有一定的积极作用。
在实际运行中往往采用分组是电容器，在设备铭牌上单组电容器型号如：BAMH11/-600-1×3W,分组式电容器如BAMH11/-600+600-1×3W。
按照公式（2）分析很容易得出结论：分组式电容器在变电站内无功补偿和调压方面更加灵活。
另外，《渭南电力系统调度规程》明确规定了：变电站电容器投、停的原则为保证变电站10KV母线电压在10-10.7KV范围内，投入容量应就地补偿无功不向系统到送无功为原则。分组电容器在本站负荷较小时投入一组，负荷较大时全部投入。可见，分组式电容器更适合无功补偿、电网电压调整和电网经济运行的要求。
2、调整变电站主变器分接头的方式提高10KV配网网线路电压的方式
变压器调压分为：顺调压、逆调压和常调压三种方式。其中：
逆调压是在高峰负荷时升高电压，低谷负荷时降低的调压方式。顺调压是在供电线路不长，负荷变动不大的情况下，高峰负荷时降低电压，低谷负荷时升高电压的调压方式。常调压是保持电压为一基本不变的数值的调压方式。
由于10KV配电线路广泛采用大树干、多分支单向辐射性供电方式。高峰负荷时，线路电压偏低，低谷负荷时线路电压偏高。所以，对于35KV/10KV降压变电站大多采用逆调压的调压方式，即在高峰负荷时升高电压，低谷负荷时降低电压。
变压器调压的原理；
设变压器一次侧电压为U1,二次侧电压为U2，变压器变比为K。因为：
K=
高峰负荷时，U2降低，要提高电压，就需要减少变压器变比K，即减少变压器一次侧线圈匝数，同理，低谷负荷时，U2升高，要降低电压，就需要增大变压器变比K，即增加变压器一次侧线圈匝数。
现场运行人员在实际工作中，要按照《变电站现场运行规程》规定，将电容器的投切和变压器档位的调整要相互配合，来达到提高10KV配电网线路首端即变电站10KV母线电压在规定的范围内，
3、10KV配电线路上装设高压并联电容器
10KV配网线路的特点是：负荷率低，负荷季节性波动大，配电变压器的平均负荷率低，供电半径长，无功消耗多，功率因数低，线路损耗大，末端电压质量差。所以，在10KV配电线路上宜采用分散补偿的方式，来提高线路的运行性能，降低电能损耗，提高网络的电压质量。
配电线路分散补偿，是指把一定容量的高压并联电容器安装在供电距离远，负荷重、功率因数低的10KV架空线路上。如下图所示：
图2
10KV配电线路上利用并联电容器无功补偿来提高电压质量的原理：
图3
假定图3中AB段线路的阻抗为R+jX
（1）线路电容器不投入时，线路末端电压U2如下式所示：
U2=（3）
（2）线路并联电容器投入时，线路末端电压U2′如下式所示：
U2′=（2）
可见并联电容器后，10KV配网线路的电压质量有一定程度的提高。
4、10KV配电线路无功补偿安装位置的确定和装设容量原则
（1）就近补偿适应于线路主干线长度超过10KM，超过经济电流密度运行的中负荷吸纳路，电压质量差的线路；
（2）防止轻载时想电网到送无功，容量选择以补偿局部电网中配电变压器的空载损耗总值为度。
（3）合理选择安装位置。和补偿容量
无功补偿装置安装位置选择应符合无功就地平衡的原则，尽可能减少主干线上无功电流为目标。补偿容量以每个补偿点不超过100-150kvar为依据。补偿位置遵循2n/(2n+1)规则，每条线路上安装一处为宜，最多不超过两处。
在实际运行中，在设备选型方面，要尽可能选择具有根据电压质量和负荷变化情况自动投切功能的高压线路并联电容器。
高压并联电容器范文4
关键词：不平衡保护；初始值；安全性
1 概述
文献［1］对保护的可靠性做出了明确的界定：“指保护装置该动作时应动作，不该动作时不误动作。前者为信赖性，后者为安全性。”
传统的不平衡保护(以下简称保护)主要用于无内熔丝高压并联电容器组内部元件故障，常和单台并联电容器保护用熔断器共同组成并联电容器组内部故障的主保护。随着内熔丝技术的发展，大量的并联电容器装置，尤其是集合式并联电容器装置单元内部采用了内熔丝结构。传统的保护整定原则已经不能适应，而且要求检测的故障范围及响应的信号越来越小，与保护信号初始值有可能重叠。不受保护初始值影响的继电器整定值下限是多少？哪些一次串并联接线方式不能采用开口三角电压保护?是并联补偿工程技术人员应当关注的问题。
为了确定保护的安全性，必须首先对保护信号初始值大小进行估算、分析。本文以开口三角电压保护为例进行分析，其余不平衡保护的分析类同。
2 保护分析的约定条件
本文所讨论的保护是基于如下假设：
a)中性点不接地高压并联电容器组；
b)中性点不直接接地系统；
c)电磁式继电保护；
d)内熔丝并联电容器；
3 哪些干扰影响最大?
关于影响开口三角电压保护的因素，文献［3］认为“电压不平衡的影响是这种保护的缺点”，文献［2］认为“这种保护方式的优点是不受系统接地故障和系统电压不平衡的影响，也不受三次谐波的影响”。究竟有多少因数影响着保护初始值，哪些因数的影响不可忽略从下面列出的保护初始值估算式可清晰地看出(推导详见附录A)。
开口三角电压：
上述各式均可认为由两部分组成：前一部分为系统影响因数KS，它由三项因数组成：第一项为系统电压偏差的影响；第二项为系统谐波电压含量的影响；第三项为系统电压不平衡的影响；后一部分是电容器三相阻抗偏差及测量单元误差的影响因数。
4 干扰信号有多大?
为了便于对保护最大初始值UΔbp进行估算，式(1)可以变形为：
式(5)中U1为基波电压；UH／U1为谐波电压总畸变率，GB/T-14549-1993规定10kV系统不超过4%；UA2／UA1为电压不平衡度，GB/T-15543-1995规定：电力系统公共连接点正常电压不平衡度允许值为2=%，短时不得超过4%；假设测量单元精度δ=1，并有ΔUb=-ΔUa=-δ，ΔUab=2δ；假设并联电容器相间电容偏差按2%控制，近似ΔZab*=2；按U1选取测量单元一次额定电压Un，则：
从上面的结果可看到正常谐波电压总畸变率和电压不平衡度对UΔbp的影响不大(异常状态下仍可能产生较大影响)，影响UΔbp的主要因素取决于并联电容器相间阻抗偏差和测量单元精度及测量单元精度间的差值。为了使初始不平衡值控制在尽可能小的范围，既要要求并联电容器相间阻抗偏差尽可能小，也要要求提高测量单元精度(例如到0.5级)并保证三相测量单元的误差特性曲线相近。理论上，满足了这些要求就可以使初始不平衡值趋于零。其实，由于产品制造的分散性以及产品运行状态的不同，这些要求又很难同时满足。
5 筑起抵御干扰的“防火墙”
为了保证保护的安全性，即在“不该动作时不误动作”，通常要对开口电压保护继电器整定值进行初始不平衡校验。
文献［3］曾指出：正常情况下，初始不平衡不应超过继电器整定值的10%。根据式(6)的结果，保护最小整定值应在40V以上取值，这对大多数的并联电容器组内部故障保护都是难以接受的。
按国内保护整定的一般作法，对于保护继电器整定值Udz.J，通常
Udz.J≥KKUΔbp(7)
其中KK是计及不可预见因数而引进的可靠系数，可按1.3～1.5考虑。
根据式(6)的结果，令KK＝1.5则有：
Udz.J＝6.28V
如果测量单元精度选择0.5级，并令KK＝1.3则有：
Udz.J＝4.07V
6 结束语
6.1 电容器组初始的三相阻抗不平衡、三相测量单元间的偏差以及系统电压不对称是影响不平衡保护初始值的主要因素。系统谐波的影响相对较小。
6.2 提高测量单元精度(例如到0.5级)并保证三相测量单元的误差特性曲线相近是降低保护初始值、提高保护安全性的有效措施之一。
6.3 开口三角电压保护继电器整定值低于4V，并联电容器装置有可能误动作。
参考文献
［1］GB50062-1992 电力装置的继电保护和自动装置设计规范［S］
［2］GB50227-1995 并联电容器装置设计规范［S］
［3］IEC TC33-149 并联电容器及并联电容器组保护导则 (征求意见稿)［S］
［4］ 林海雪. 电力系统的三相不平衡［M］， 北京：中国电力出版社，1998
附录A：并联电容器组继电保护初始不平衡测量值估算式的推导
1 基本条件
考虑一般情况，系统不对称电压为UA、UB、UC 。
对于中性点不接地的不平衡电容器组(假设不串电抗器)，电容器组每相阻抗为Za、Zb、Zc，并且Zb =Zc，每相电容为Ca 、Cb、Cc，并且Cb=Cc，各相不对称电压为：
将A(2)代入A(1)式可得电容器组相电压序分量表示为：
2 开口三角电压
设测量单元的偏差百分数分别为ΔUa、ΔUb、ΔUc；测量单元的变比可以表示为na=Un/(100+ΔUa)，nb =nc=Un/(100+ΔUb )。
开口三角电压测量值为：
3 中性线电流不平衡
设M0为(电容偏差较大)一臂并联支路(或台数)，M为两臂总并联支路(或台数)；单元额定电流为In；电流互感器变比为nl=Iln／(5+ΔI0)，其中Iln为电流互感器一次额定电流、ΔI0为电流互感器的偏差百分数，中性线电流不平衡测量值为：
高压并联电容器范文5
关键词：电力 电容器 电气试验 绝缘电阻 交流耐压试验
随着国民经济的快速发展，电力用户对电力供应的可靠性和电压质量的要求越来越高，为提高系统供电电压，降低设备、线路损耗，各种形式的无功补偿装置在电力系统中得到了广泛的应用。因此，对电力电容器进行正确的试验，是保证电容器的正常安全运行的关键所在。
1. 电力电容器的试验项目
1.1. 到货后的验收试验
到货后的验收试验主要包括电容器的外观检查、密封性检查、电容量测量、工频耐压试验（通常为出厂试验的75%）、tanδ测量并联电容器、集合电容器不做）、绝缘油试验（集合电容器）等项目。用户也可以根据需要与生产厂家签订合同增加型式试验或出厂试验中的某些项目（比如冲击试验、局部放电测量等）。
1.2.安装后的验收（交接）试验
安装后的验收（交接）试验的主要内容包括：测量绝缘电阻；测量耦合电容器、断路器电容器的tanδ及电容值；500kV耦合电容器的局部放电试验（对绝缘有怀疑时）；并联电容器交流耐压试验；冲击合闸试验。
1.3. 预防性试验
预防性试验的主要内容包括：极对外壳绝缘电阻测量（集合电容器增加相间）；电容量测量；外观及渗漏油检查；红外测温；测量tanδ（并联电容器及集合电容器不做）；低压端对地绝缘电阻（耦合电容器）；交流耐压和局部放电试验（耦合电容器，必要时）；绝缘油试验（集合电容器）。
2.电力电容器的外观检查与密封性检查
外观检查主要是观察电容器是否存在变形、锈蚀、渗油、过热变色、鼓胀等问题；用户进行密封性检查通常只能采用加热的方法，在不通电的情况下将试品加热到最高允许温度加20℃的温度，并维持一段时间（2小时以上），在容易产生渗油的地方用吸油材料（如白石粉、餐巾纸等）进行检查。
3. 绝缘电阻的测量
3.1.基本概念
在夹层绝缘体上施加直流电压后，会产生三种电流，如图1所示。
电导电流iR，与绝缘电阻有关；电容电流iC，与电容量有关；吸收电流i1，由绝缘介质的极化过程引起。一般认为电容电流衰减很快，吸收电流的衰减时间较长，对绝缘电阻的测量影响较大，这种分析只是在电容量C比较小的情况下才成立。当电容量较大、而兆欧表又不能提供较大的充电电流时，电容电流反而会成为影响测量结果的主要因素。试品电容量越大，对兆欧表的短路输出电流要求越高。
3.2. 测量方法
测量部位：并联电容器只测量两极对外壳的绝缘电阻；分压电容器以及均压电容器测量极间绝缘电阻；耦合电容器测量极间及低压电极对地的绝缘电阻；
测量接线：兆欧表的L端子接被试设备的高压端，E端子接设备的低压端或地，当需要屏蔽其它非被试设备时，兆欧表的屏蔽端G与其它非被试设备连接。
3.3.测量步骤
测量前应将电容器两极对地短接充分放电5分钟以上；兆欧表建立电压后分别短接L、E端子和分开L、E端子，兆欧表应显示零或无穷大；兆欧表的高压端子L与被试品的连接或分开均应在兆欧表建立电压的情况下进行；测量吸收比时记录15秒和60秒时的绝缘电阻；测量极化指数时记录1分钟和10分钟的绝缘电阻值；测量后应将电容器两极对地短接放电5分钟以上。
4.交流耐压试验
4.1.常规交流耐压试验
交流耐压试验交接时只对并联电容器进行。试验电压加在电极引线与外壳之间，主要检查外包油纸绝缘、油面下降、瓷套污染等缺陷；对耦合电容器必要时进行交流耐压试验。（按出厂试验值的75%考虑）；为了减小试验设备容量，通常都采用串联或并联谐振法进行；测量高压的电压表或分压器应直接接在被试品的高压端上，并应读取试验电压的峰值，试验电压值以峰值 / 为准，大部分峰值电压表已按峰值 / 显示试验电压。
4.2.串联谐振交流耐压试验
串联谐振耐压中一旦试品击穿，回路电流就会下降为Q份之一，不存在过电流的问题，所以试验比较安全。串联谐振耐压的优点：减小升压器输出电压为试验电压的Q份之一，从而减小试验设备容量；试品击穿后电流下降为原来的Q份之一，比较安全；不需要串接限流电阻。
4.3.并联谐振交流耐压试验
并联谐振耐压试验特点：试验电流为试品电流的Q份之一，从而减小试验设备容量；试品击穿时试验电流可能会增加，过流保护应可靠；需要串接限流电阻。
参考文献：
[1]倪学锋，吴伯华，王勇.现场电容组试验的问题与改进[J].高电压技术.2006.
[2]刘兵.电力电容器技术现状及发展趋势[J].电力设备.2007.06.
[3]张滨秋.浅谈外界因素对电容器绝缘电阻测量值的影响[J].信息技术.2001.02.
[4]左强林，毛承雄，李维波.串联电容器型式试验问题研究[J].电力电容器.2004.03.
高压并联电容器范文6
关键词：串联电容补偿；过电压；潜供电流；次同步谐振（SSR）；暂态恢复电压（TRV）；电力系统
1、引言
采用串联电容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。采用可控串补还可抑制系统低频功率振荡及优化系统潮流分布；
但在系统中增加的串联电容补偿设备改变了系统之间原有的电气距离，尤其是串补度较高时，可能引起一系列系统问题，因此在串补工程前期研究阶段应对这种可能性进行认真研究，并提出解决问题的相应方案及措施。我国南方电网是以贵州、云南和天生桥电网为送端、通过天生桥至广东的三回500kV交流输电线路及一回500kV直流输电线路与受端广东电网相联的跨省（区）电网，2003年6月贵州—广东的双回500kV交流输电线路建成投运，南方电网形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三个西电东送大通道。随着南方电网西电东送规模的进一步扩大，为提高这些输电通道的输送能力和全网的安全稳定水平及抑制系统低频振荡，经研究决定分别在平果与河池变电所装设可控串补（TCSC）及固定串补装置（FSC）。通过对南方电网平果可控串补工程及河池固定串补工程进行的系统研究工作，作者对超高压远距离输电系统中，采用串联电容补偿技术可能引起的系统问题获得了比较全面的了解，并总结了解决这些问题的措施及方案。
研究结果表明，超高压输电线路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。
2、串补装置结构及其原理
目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器（MOV）保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。带并联间隙的MOV保护方式的串补装置具有串补再次接入时间快、减少MOV容量及提供后备保护等优势，相对而言更有利于提高系统暂态稳定水平，因此目前在电力系统的串补工程中得到了比较广泛的应用。
（1）MOV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时，串联补偿电容器上将出现较高的过电压，MOV可利用其自身电压–电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下，从而确保电容器的安全运行。
（2）火花间隙是MOV和串联补偿电容器的后备保护，当MOV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时，控制系统会触发间隙，旁路掉MOV及串联补偿电容器。
（3）旁路断路器是系统检修和调度的必要装置，串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸，为间隙灭弧及去游离提供必要条件。
摘要：文章结合我国南方电网河池固定串补及平果可控串补工程，对超高压输电线路装设串联电容补偿装置后的系统状况进行了比较深入的研究，指出一些系统问题，如过电压水平升高、潜供电流增大和可能发生的次同步谐振均源于串联电容补偿装置的固有特性，通过研究认为当串补所在输电线路发生内部故障时，采取强制触发旁路间隙等保护措施，是避免出现系统恢复电压水平超标和潜供电流增大等问题的有效途径。此外，还建议在串补站内装设抑制或监视次同步谐振的二次装置以抑制和避免系统发生次同步谐振。
关键词：串联电容补偿；过电压；潜供电流；次同步谐振（SSR）；暂态恢复电压（TRV）；电力系统
1、引言
采用串联电容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。采用可控串补还可抑制系统低频功率振荡及优化系统潮流分布；
但在系统中增加的串联电容补偿设备改变了系统之间原有的电气距离，尤其是串补度较高时，可能引起一系列系统问题，因此在串补工程前期研究阶段应对这种可能性进行认真研究，并提出解决问题的相应方案及措施。我国南方电网是以贵州、云南和天生桥电网为送端、通过天生桥至广东的三回500kV交流输电线路及一回500kV直流输电线路与受端广东电网相联的跨省（区）电网，2003年6月贵州—广东的双回500kV交流输电线路建成投运，南方电网形成了送端“五交一直”、受端“四交一直”的北、中、南三个西电东送大通道。随着南方电网西电东送规模的进一步扩大，为提高这些输电通道的输送能力和全网的安全稳定水平及抑制系统低频振荡，经研究决定分别在平果与河池变电所装设可控串补（TCSC）及固定串补装置（FSC）。通过对南方电网平果可控串补工程及河池固定串补工程进行的系统研究工作，作者对超高压远距离输电系统中，采用串联电容补偿技术可能引起的系统问题获得了比较全面的了解，并总结了解决这些问题的措施及方案。
研究结果表明，超高压输电线路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。
2、串补装置结构及其原理
目前在电力系统中应用的串联电容补偿装置按其过电压保护方式可分为单间隙保护、双间隙保护、金属氧化物限压器（MOV）保护和带并联间隙的MOV保护四种串补装置。带并联间隙的MOV保护方式的串补装置具有串补再次接入时间快、减少MOV容量及提供后备保护等优势，相对而言更有利于提高系统暂态稳定水平，因此目前在电力系统的串补工程中得到了比较广泛的应用。
（1）MOV是串联补偿电容器的主保护。串补所在线路上出现较大故障电流时，串联补偿电容器上将出现较高的过电压，MOV可利用其自身电压–电流的强非线性特性将电容器电压限制在设计值以下，从而确保电容器的安全运行。
（2）火花间隙是MOV和串联补偿电容器的后备保护，当MOV分担的电流超过其启动电流整定值或MOV吸收的能量超过其启动能耗时，控制系统会触发间隙，旁路掉MOV及串联补偿电容器。
（3）旁路断路器是系统检修和调度的必要装置，串补站控制系统在触发火花间隙的同时命令旁路断路器合闸，为间隙灭弧及去游离提供必要条件。
（4）阻尼装置可限制电容器放电电流，防止串联补偿电容器、间隙、旁路断路器在放电过程中被损坏。3串补装置引起的过电压问题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。河池及平果串补工程的线路高抗与串补的相对位置不同时，输电线路某些地点的运行电压可能超过运行要求。
例如，惠河线或天平线一回线故障时，如将高抗安装在串补的线路侧，则串补线路侧电压可达到561kV或560kV以上[2]，均超过高抗允许的长期运行电压，因此在两工程中均建议将线路高抗安装在串补的母线侧以避免系统运行电压超标的问题。在输电线路装设了串联电容补偿装置后，线路断路器出现非全相操作时，带电相电压将通过相间电容耦合到断开相。河池FSC及平果TCSC工程中的惠（水）—河（池）及天（生桥）—平（果）线路上均已装设并联电抗器，如新增加的电容器容抗与已安装的高压并联电抗器的感抗之间参数配合不当，则可能引发电气谐振，从而在断开相上出现较高的工频谐振过电压[3].因此在这两个工程的系统研究工作中对串联电容器参数进行了多方案比选以避免工频谐振过电压的产生。对这两个串补工程进行的过电压研究表明，由于惠河线及天平线两侧均接有大系统，无论惠河线或天平线有无串补，在线路发生甩负荷故障时，河池及平果母线侧工频过电压基本相同；仅在发生单相接地甩负荷故障时，串联电容补偿的加入使得单相接地系数增大，从而使线路侧工频过电压略有提高，但均未超过规程的允许值，不会影响电网的安全稳定运行。
4、串补装置对潜供电流的影响
线路发生单相接地故障时，线路两端故障相的断路器相继跳开后，由于健全相的静电耦合和电磁耦合，弧道中仍将流过一定的感应电流（即潜供电流）[4]，该电流如过大，将难以自熄，从而影响断路器的自动重合闸。在超高压输电线路上装设串联电容补偿装置后，单相接地故障过程中，如串补装置中的旁路断路器和火花间隙均未动作，电容器上的残余电荷可能通过短路点及高抗组成的回路放电，从而在稳态的潜供电流上叠加一个相当大的暂态分量。该暂态分量衰减较慢，可能影响潜供电流自灭，对单相重合闸不利；单相瞬时故障消失后，恢复电压上也将叠加电容器的残压，恢复电压有所升高，影响单相重合闸的成功。根据对河池串补工程进行的研究：惠河线的惠水侧单相接地时，潜供电流波形是一个低频（f≈7Hz）、衰减的放电电流，电流幅值高达250-390A[5]（见图2）。断路器分闸0.5s后，该电流幅值仍可达200-300A，它将导致潜供电弧难以熄灭；如单相接地后旁路开关动作短接串联电容，潜供电流中将无此低频放电暂态分量[5]
