摘要：大房500kV串聯(lián)補(bǔ)償站控制與保護(hù)資訊由優(yōu)秀的流量計(jì)、流量?jī)x生產(chǎn)報(bào)價(jià)廠家為您提供。摘要：華北電網(wǎng)首次在國(guó)內(nèi)電網(wǎng)輸電線路中采用串聯(lián)補(bǔ)償技術(shù)，設(shè)置串聯(lián)補(bǔ)償設(shè)備。詳細(xì)介紹了大房500kV串聯(lián)補(bǔ)償站整個(gè)系統(tǒng)的控制和保護(hù)系統(tǒng)的配置，以及相應(yīng)的組成和控制關(guān)系。投。更多的流量計(jì)廠家選型號(hào)價(jià)格報(bào)價(jià)歡迎您來(lái)電咨詢，下面是大房500kV串聯(lián)補(bǔ)償站控制與保護(hù)文章詳情。

華北電網(wǎng)首次在國(guó)內(nèi)電網(wǎng)輸電線路中采用串聯(lián)補(bǔ)償技術(shù)，設(shè)置串聯(lián)補(bǔ)償設(shè)備。詳細(xì)介紹了大房500kV串聯(lián)補(bǔ)償站整個(gè)系統(tǒng)的控制和保護(hù)系統(tǒng)的配置，以及相應(yīng)的組成和控制關(guān)系。投運(yùn)以來(lái)，運(yùn)行基本良好，有力地保證了電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，為其他電網(wǎng)實(shí)施串聯(lián)補(bǔ)償技術(shù)提供了經(jīng)驗(yàn)。

0引言

電力系統(tǒng)超高壓輸電網(wǎng)采用串聯(lián)補(bǔ)償設(shè)備，在國(guó)外是相當(dāng)成熟的技術(shù)，但在國(guó)內(nèi)還不太普遍。

經(jīng)計(jì)算，在東北—華北聯(lián)網(wǎng)后，遷綏500kV線“0”潮流時(shí)，大房500kV線穩(wěn)定極限由1579MVA降為1442MVA，與華中聯(lián)網(wǎng)后，大房線穩(wěn)定極限下降7％；為了克服由于聯(lián)網(wǎng)對(duì)華北電網(wǎng)穩(wěn)定水平的不利影響，大房線路裝設(shè)串聯(lián)補(bǔ)償電容器。中國(guó)華北電力集團(tuán)公司一方面派出人員調(diào)研國(guó)外電網(wǎng)中串聯(lián)補(bǔ)償?shù)南到y(tǒng)規(guī)劃、建設(shè)、運(yùn)行情況，以及各制造商的設(shè)備制造和運(yùn)行業(yè)績(jī)情況；另一方面布置研究固定串補(bǔ)和可調(diào)串補(bǔ)技術(shù)（包括TCSC），在建設(shè)大房500kV線路初期，就已規(guī)劃了設(shè)置串補(bǔ)的可能性，在托克托電廠送出工程中，提前安排設(shè)計(jì)單位和有關(guān)科研部門(mén)做好大量技術(shù)準(zhǔn)備，經(jīng)多次專家論證和會(huì)議審查，認(rèn)為在線路中間設(shè)置串聯(lián)電容器是zui成熟、可靠、簡(jiǎn)單的技術(shù)，可充分滿足電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行要求。另外，本工程建設(shè)工期短，要求與華北和東北電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)時(shí)同步投產(chǎn)，建議采用成熟和可靠的技術(shù)和設(shè)備，以保證工期建設(shè)進(jìn)度。經(jīng)論證，采用固定串補(bǔ)技術(shù)。

國(guó)內(nèi)第1個(gè)串聯(lián)補(bǔ)償項(xiàng)目是在陽(yáng)城發(fā)電廠送出工程中，在三堡變電所中，設(shè)置串聯(lián)補(bǔ)償設(shè)備，采用西門(mén)子公司的設(shè)備。第2個(gè)就是大房500kV串聯(lián)補(bǔ)償項(xiàng)目，華北電網(wǎng)首次采用，在500kV線路中加設(shè)串聯(lián)補(bǔ)償設(shè)備是國(guó)內(nèi)首次采用。經(jīng)全球招、評(píng)標(biāo)，整套設(shè)備選用ABB公司的產(chǎn)品。

1大房500kV串聯(lián)補(bǔ)償站的串聯(lián)設(shè)備

大房500kV串聯(lián)補(bǔ)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(shè)置一組串聯(lián)補(bǔ)償裝置、串聯(lián)補(bǔ)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(bǔ)償度約35％，串聯(lián)補(bǔ)償裝置過(guò)電壓保護(hù)水平為2．3（標(biāo)幺值）。

串聯(lián)補(bǔ)償站為無(wú)人值班、有人值守站，由華北電網(wǎng)網(wǎng)調(diào)調(diào)度，由張家口供電公司調(diào)度所遠(yuǎn)方控制，在南張莊110kV變電所設(shè)置監(jiān)視站，由張家口供電公司運(yùn)行和維護(hù)。

串聯(lián)補(bǔ)償系統(tǒng)由旁路隔離開(kāi)關(guān)、串聯(lián)隔離開(kāi)關(guān)、電容器組、阻尼回路、間隙、氧化鋅避雷器、旁路開(kāi)關(guān)、光纜一次設(shè)備和計(jì)算機(jī)控制系統(tǒng)、遠(yuǎn)傳設(shè)備、通信系統(tǒng)、監(jiān)測(cè)系統(tǒng)、遠(yuǎn)方控制系統(tǒng)等組成。如圖1所示。

2串聯(lián)補(bǔ)償站的保護(hù)設(shè)備

串聯(lián)補(bǔ)償站各部分配置兩套完全相同的保護(hù)設(shè)備，冗余設(shè)置，即A套保護(hù)系統(tǒng)（MACH2（A））和B套保護(hù)系統(tǒng)（MACH2（B））。所有的保護(hù)功能由MACH2完成。保護(hù)系統(tǒng)的采集由串補(bǔ)平臺(tái)上的光電流互感器（簡(jiǎn)稱TA）和光系統(tǒng)來(lái)完成。每個(gè)TA分別有兩個(gè)獨(dú)立測(cè)量通道分別向保護(hù)系統(tǒng)A和保護(hù)系統(tǒng)B傳送信息。每套系統(tǒng)含如下保護(hù)設(shè)備。

2．1電容器不平衡保護(hù)（U1）

電容器不平衡保護(hù)是通過(guò)電容器橋接線的電流測(cè)量值的變化來(lái)監(jiān)控電容器組的運(yùn)行狀況。同時(shí)，電容器熔絲熔斷及電容器套管閃絡(luò)引起的不平衡電流對(duì)電容器組的影響也被監(jiān)測(cè)。保護(hù)有三段定值和三段時(shí)限：報(bào)警、低定值旁路、高定值旁路。報(bào)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(guān)。高定值旁路只與不平衡電流有關(guān)。報(bào)警和低定值旁路在線路低電流時(shí)自動(dòng)閉鎖。在低定值旁路及高定值旁路動(dòng)作時(shí)分別給出*閉鎖。

2．2避霄器故障保護(hù)（ZL）

如果避雷器單元損壞，線路電流將流過(guò)避雷器。避雷器故障保護(hù)就是監(jiān)視流過(guò)避雷器的電流。避雷器故障保護(hù)動(dòng)作時(shí)，*閉鎖。

2．3避霄器過(guò)流保護(hù)（ZC）

如果電容器電壓達(dá)到保護(hù)水平，電流將流過(guò)避雷器。較高的能量通過(guò)避雷器組將使其溫度升高至接近危險(xiǎn)水平。啟動(dòng)放電間隙可以將由通過(guò)能量引起的避雷器模塊熱量水平降低。設(shè)置了高溫保護(hù)、短時(shí)能量保護(hù)和高電流保護(hù)。

2．4電容器過(guò)流保護(hù)（OL）

電容器過(guò)流保護(hù)在設(shè)計(jì)時(shí)已經(jīng)考慮雙回線中一回線退出運(yùn)行等狀況下造成的短時(shí)間過(guò)負(fù)荷而不損壞。在持續(xù)過(guò)負(fù)荷中偶然出現(xiàn)的峰值負(fù)荷有可能造成串聯(lián)電容器單元的老化，因此電容器回路設(shè)置過(guò)負(fù)荷反時(shí)限保護(hù)。

2．5平臺(tái)閃絡(luò)保護(hù)（PF）

平臺(tái)閃絡(luò)保護(hù)監(jiān)測(cè)平臺(tái)及安裝在平臺(tái)上主設(shè)備之間的電流。正常系統(tǒng)運(yùn)行無(wú)故障，沒(méi)有電流：當(dāng)任何主設(shè)備對(duì)平臺(tái)發(fā)生閃絡(luò)時(shí)，就會(huì)產(chǎn)生電流，通過(guò)平臺(tái)上的TA，經(jīng)一段延時(shí)后旁路電容器，保護(hù)動(dòng)作，*閉鎖。

2．6同步諧振保護(hù)（SR）

電網(wǎng)中的電容器在一定情況下會(huì)影響電力系統(tǒng)，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(hù)判別系統(tǒng)發(fā)生次同步諧振后監(jiān)視線路電流，并對(duì)旁路斷路器發(fā)出合閘。

2．7電容器放電保護(hù)（CD）

當(dāng)電網(wǎng)中發(fā)生線路故障時(shí)，線路由線路保護(hù)動(dòng)作跳開(kāi)斷路器，這將使串聯(lián)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(diǎn)第2次熄弧延遲，②串聯(lián)電容器與阻尼回路發(fā)生振蕩：③線路斷路器暫態(tài)恢復(fù)過(guò)電壓（TRV）升高。通過(guò)放電間隙對(duì)電容器進(jìn)行放電操作可以解決這些問(wèn)題。

2．8線路電流監(jiān)視（LC）

當(dāng)電容器組由帶重投功能的保護(hù)旁路之后，經(jīng)過(guò)一段預(yù)設(shè)時(shí)間就會(huì)進(jìn)行重投。如線路電流過(guò)大，重投會(huì)造成避雷器吸收能量過(guò)高或電容器過(guò)負(fù)荷，則重投閉鎖。

2．9間隙保護(hù)（SI）

放電間隙電流是被連續(xù)測(cè)量，保護(hù)監(jiān)視著放電間隙的任何擊穿。如電容器電壓過(guò)高，由氧化鋅避雷器來(lái)保護(hù)電容器；如氧化鋅避雷器吸收能量過(guò)高，放電間隙將被強(qiáng)制擊穿，以保護(hù)氧化鋅避雷器。放電間隙保護(hù)的用途是監(jiān)視任何非正常的間隙擊穿。

2．10放電觸發(fā)回路監(jiān)視（TC）

串聯(lián)電容器包含一個(gè)強(qiáng)制觸發(fā)的放電間隙，需要放電間隙回路強(qiáng)制觸發(fā)設(shè)備例如觸發(fā)回路。觸發(fā)電路由3個(gè)主要設(shè)備組成：觸發(fā)電容器、觸發(fā)變壓器及半導(dǎo)體開(kāi)關(guān)。正常情況下有一部分線路電流流經(jīng)觸發(fā)電容器。當(dāng)線路故障時(shí)，隨著線路電流的增長(zhǎng)，觸發(fā)電容器的電壓升高，如氧化鋅避雷器的注入能量超過(guò)了氧化鋅避雷器過(guò)負(fù)荷保護(hù)旁路水平，則保護(hù)發(fā)出擊穿放電間隙命令。半導(dǎo)體開(kāi)關(guān)點(diǎn)火，而且能量電容器通過(guò)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(hù)（PD）

三相位置不一致時(shí)保護(hù)是連續(xù)監(jiān)測(cè)旁路各相極柱位置的不一致性。與旁路斷路器失靈保護(hù)相反，該保護(hù)在手動(dòng)操作旁路斷路器時(shí)也在運(yùn)行。發(fā)生三相位置不一致，保護(hù)將發(fā)出旁路斷路器合閘命令，并啟動(dòng)斷路器失靈保護(hù)。同時(shí)，該保護(hù)也連續(xù)監(jiān)視旁路隔離開(kāi)關(guān)和接地開(kāi)關(guān)各相極柱位置的不一致性。如果設(shè)備三相位置不一致，則只發(fā)出告警信號(hào)。

2．12旁路斷路器失靈保護(hù)（BF）

旁路斷路器失靈保護(hù)的任務(wù)是監(jiān)測(cè)MACH2中各保護(hù)的旁路及跳閘信號(hào)。如果旁路斷路器合閘失敗，保護(hù)將經(jīng)一段延時(shí)后，線路跳閘。旁路斷路器失靈保護(hù)也監(jiān)測(cè)旁路斷路器的SF6密度、操作機(jī)構(gòu)故障、合閘線圈。

2．13光纖或保護(hù)系統(tǒng)故障

在正常操作的工作過(guò)程中，MACH2（A）和MACH2（B）都有一個(gè)故障監(jiān)視系統(tǒng)來(lái)監(jiān)視信號(hào)傳輸系統(tǒng)的TA、光纖、光接口模板（OIM）、控制網(wǎng)絡(luò)（CAN）總線、計(jì)算機(jī)板卡等所有部分。系統(tǒng)中被發(fā)現(xiàn)出錯(cuò)時(shí)，都會(huì)提示，是連續(xù)監(jiān)視運(yùn)行的。如果保護(hù)系統(tǒng)A及保護(hù)系統(tǒng)B在同一個(gè)通道發(fā)生故障，則串補(bǔ)將旁路。連續(xù)發(fā)出“光纖通道故障”信號(hào)。任何一個(gè)系統(tǒng)發(fā)出旁路命令，串補(bǔ)都將會(huì)被旁路。

3串聯(lián)補(bǔ)償站的控制系統(tǒng)

串聯(lián)補(bǔ)償站的控制系統(tǒng)即人機(jī)界面（HMl）有5個(gè)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(shí)間分配和同步；⑤遙控。按冗余配置，設(shè)置2個(gè)操作員工作站（1,2），2個(gè)調(diào)制解調(diào)器（1,2），1個(gè)時(shí)鐘設(shè)備，1套事故記錄服務(wù)器（SER），2個(gè)網(wǎng)關(guān)站CLAN），2個(gè)遠(yuǎn)傳接口（GWS）。如圖2所示。

操作員工作站（OWS）是HMI的一個(gè)關(guān)鍵部分，它可實(shí)現(xiàn)用戶與系統(tǒng)的其他部分在圖形上互聯(lián)，實(shí)現(xiàn)操作、設(shè)置定值、觀看及打印各種清單、報(bào)警、觀察趨勢(shì)等功能。通信界面包括嵌入MACH2的幾個(gè)部分，負(fù)責(zé)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(wù)器上實(shí)現(xiàn)的，可以靈活管理和表示大量數(shù)據(jù)（事件）。MACH2發(fā)生的事件連續(xù)存儲(chǔ)在服務(wù)器上，并可由操作員通過(guò)工作站在任何時(shí)間讀取。MACH2的典型時(shí)間標(biāo)記的分辨率是1ms，準(zhǔn)確度在2ms以內(nèi)。為保證時(shí)間分配，通過(guò)以太網(wǎng)用NTP協(xié)議和分布在系統(tǒng)中的一個(gè)同步脈沖實(shí)現(xiàn)。HMI完成操作員功能、數(shù)據(jù)處理、數(shù)據(jù)存儲(chǔ)、數(shù)據(jù)采集。串補(bǔ)站為無(wú)人值班站，遠(yuǎn)傳接口（GWS）分別接人站內(nèi)RTU設(shè)備，然后分別送往華北網(wǎng)調(diào)、張家口區(qū)調(diào)和南張莊監(jiān)視站。張家口區(qū)調(diào)可以遠(yuǎn)方控制操作串補(bǔ)站旁路斷路器和隔離開(kāi)關(guān)，華北網(wǎng)調(diào)調(diào)度串補(bǔ)站，南張莊監(jiān)視串補(bǔ)站運(yùn)行情況。綜合暫態(tài)故障錄波文件（TRF），以COMTRADE格式存在OWS的硬盤(pán)上，經(jīng)調(diào)制解調(diào)器可傳至張家口區(qū)調(diào)和華北網(wǎng)調(diào)，-以用做分析，如圖3所示。

系統(tǒng)的軟、硬件配置如下。

a．硬件

服務(wù)器（SER）配置如下：DellPoweredge2400ServerPC；CPU為PⅢ700MHz，256MBRAM，9GB硬盤(pán)；SCSIUltra2，DellRaid控制器，3．25英寸軟驅(qū)，CD-ROM驅(qū)動(dòng)器，1個(gè)串行接口，1個(gè)并行接口，雙LAN適配器InPro100+，AC110V／220V電源。

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

監(jiān)視器為15.1英寸專業(yè)TFT。

b．軟件

SER服務(wù)器／操作員工作站，WindowsNT4．0（SP5），Intouch7.1（SP2），SQL服務(wù)器，SQL服務(wù)器企業(yè)管理器，Reval（ABB自動(dòng)化產(chǎn)品），HIDRAW32。

c．網(wǎng)絡(luò)：以太網(wǎng)IEEE802．3。

d．時(shí)間系統(tǒng)：NMC-100GPS同步網(wǎng)絡(luò)主時(shí)鐘。

4系統(tǒng)調(diào)試和試驗(yàn)

大房500kV串聯(lián)補(bǔ)償項(xiàng)目是華北電網(wǎng)首次采用。為了保證系統(tǒng)安全和可靠運(yùn)行，投運(yùn)前，進(jìn)行了系統(tǒng)調(diào)試和試驗(yàn)。系統(tǒng)調(diào)試和試驗(yàn)流程如下：

a．平臺(tái)零起升壓試驗(yàn)；

b.大房I回線路參數(shù)測(cè)試；

c．大房I回線串補(bǔ)平臺(tái)帶電試驗(yàn)；

d．大房I回線串聯(lián)補(bǔ)償電容器組的帶電試驗(yàn)（輕載）；

e．大房I回線帶串聯(lián)補(bǔ)償電容器組投切線路試驗(yàn)，房山側(cè)測(cè)保護(hù)相量；

f．大房I回線串聯(lián)補(bǔ)償電容器組的帶電試驗(yàn)（正常負(fù)載），串補(bǔ)站I回線測(cè)保護(hù)相量；

g．大房Ⅱ回線串聯(lián)補(bǔ)償電容器組的帶電試驗(yàn)（輕載）；

h．大房Ⅱ回線串補(bǔ)平臺(tái)帶電試驗(yàn)，大二側(cè)測(cè)保護(hù)相量；

i.大房Ⅱ回線串聯(lián)補(bǔ)償電容器組的帶電試驗(yàn)（輕載）；

j.大房Ⅱ回線帶串聯(lián)補(bǔ)償電容器組投切線路試驗(yàn)，房山側(cè)測(cè)保護(hù)相量；

k．大房Ⅱ回線串聯(lián)補(bǔ)償電容器組的帶電試驗(yàn)（正常負(fù)載），串補(bǔ)站I回線測(cè)保護(hù)相量；

l．大房Ⅱ回線單相人工接地試驗(yàn)。

串補(bǔ)站經(jīng)1個(gè)月調(diào)試，I回線于2001年6月8日20時(shí)41分正式投入電網(wǎng)運(yùn)行，Ⅱ回線于6月18日0時(shí)41分和2時(shí)48分完成A相瞬時(shí)和*性短路接地試驗(yàn)，具備投入運(yùn)行；6月23日11時(shí)20分大房I，Ⅱ回串聯(lián)補(bǔ)償設(shè)備投入電網(wǎng)運(yùn)行。

5結(jié)語(yǔ)

ABB公司的串補(bǔ)系統(tǒng)設(shè)計(jì)合理、可靠，控制和保護(hù)系統(tǒng)考慮統(tǒng)一設(shè)計(jì)，有ABB公司自己開(kāi)發(fā)的工控機(jī)，完成13種保護(hù)功能，整個(gè)系統(tǒng)冗余設(shè)計(jì)和配置，可靠性高。該系統(tǒng)在國(guó)外有相當(dāng)豐富的工程經(jīng)驗(yàn)，工程調(diào)試方便，傳送信息和控制都正確。大房500kV串聯(lián)補(bǔ)償站串聯(lián)設(shè)備投入6個(gè)多月以來(lái)，運(yùn)行基本良好，有力地保證了電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。串聯(lián)技術(shù)是一項(xiàng)很成熟的技術(shù)，它的投資不多，但效益很好，建議在國(guó)內(nèi)大電網(wǎng)中，特別是在“西電東送”工程中積極采用。華北電網(wǎng)還將在今后的幾個(gè)工程中采用串補(bǔ)技術(shù)。

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