摘要：华北电网在国内电网输电线路中采用串联补偿技术，设置串联补偿设备。详细介绍了大房500kv串联补偿站整个系统的控制和保护系统的配置，以及相应的组成和控制关系。投运以来，运行基本良好，有力地保证了电网的安全稳定运行，为其他电网实施串联补偿技术提供了经验。
0引言
电力系统超高压输电网采用串联补偿设备，在国外是相当成熟的技术，但在国内还不太普遍。
经计算，在东北—华北联网后，迁绥500kv线“0”潮流时，大房500kv线稳定极限由1579mva降为1442mva，与华中联网后，大房线稳定极限下降7％；为了克服由于联网对华北电网稳定水平的不利影响，大房线路装设串联补偿电容器。中国华北电力集团公司一方面派出人员调研国外电网中串联补偿的系统规划、建设、运行情况，以及各制造商的设备制造和运行业绩情况；另一方面布置研究固定串补和可调串补技术（包括tcsc），在建设大房500kv线路初期，就已规划了设置串补的可能性，在托克托电厂送出工程中，提前安排设计单位和有关科研部门做好大量技术准备，经多次专家论证和会议审查，认为在线路中间设置串联电容器是zui成熟、可靠、简单的技术，可充分满足电网稳定运行要求。另外，本工程建设工期短，要求与华北和东北电网实现联网时同步投产，建议采用成熟和可靠的技术和设备，以保证工期建设进度。经论证，采用固定串补技术。
国内第1个串联补偿项目是在阳城发电厂送出工程中，在三堡变电所中，设置串联补偿设备，采用西门子公司的设备。第2个就是大房500kv串联补偿项目，华北电网采用，在500kv线路中加设串联补偿设备是国内采用。经招、评标，整套设备选用abb公司的产品。
1大房500kv串联补偿站的串联设备
大房500kv串联补偿站位于张家口市蔚县，距大同电厂127km，距房山变161km，每回线路设置一组串联补偿装置、串联补偿装置额定电流为2100a，每相额定阻抗为28.4n，每组三相额定容量为375.7mvar，线路补偿度约35％，串联补偿装置过电压保护水平为2．3（标幺值）。
串联补偿站为无人值班、有人值守站，由华北电网网调调度，由张家口供电公司调度所远方控制，在南张庄110kv变电所设置监视站，由张家口供电公司运行和维护。
串联补偿系统由旁路隔离开关、串联隔离开关、电容器组、阻尼回路、间隙、氧化锌避雷器、旁路开关、光缆一次设备和计算机控制系统、远传设备、通信系统、监测系统、远方控制系统等组成。如图1所示。
2串联补偿站的保护设备
串联补偿站各部分配置两套*相同的保护设备，冗余设置，即a套保护系统（mach2（a））和b套保护系统（mach2（b））。所有的保护功能由mach2完成。保护系统的采集由串补平台上的光电流互感器（简称ta）和光系统来完成。每个ta分别有两个独立测量通道分别向保护系统a和保护系统b传送信息。每套系统含如下保护设备。
2．1电容器不平衡保护（u1）
电容器不平衡保护是通过电容器桥接线的电流测量值的变化来监控电容器组的运行状况。同时，电容器熔丝熔断及电容器套管闪络引起的不平衡电流对电容器组的影响也被监测。保护有三段定值和三段时限：报警、低定值旁路、高定值旁路。报警和低定值旁路与不平衡电流和电容器电流（线路电流）有关。高定值旁路只与不平衡电流有关。报警和低定值旁路在线路低电流时自动闭锁。在低定值旁路及高定值旁路动作时分别给出*闭锁。
2．2避霄器故障保护（zl）
如果避雷器单元损坏，线路电流将流过避雷器。避雷器故障保护就是监视流过避雷器的电流。避雷器故障保护动作时，*闭锁。
2．3避霄器过流保护（zc）
如果电容器电压达到保护水平，电流将流过避雷器。较高的能量通过避雷器组将使其温度升高至接近危险水平。启动放电间隙可以将由通过能量引起的避雷器模块热量水平降低。设置了高温保护、短时能量保护和高电流保护。
2．4电容器过流保护（ol）
电容器过流保护在设计时已经考虑双回线中一回线退出运行等状况下造成的短时间过负荷而不损坏。在持续过负荷中偶然出现的峰值负荷有可能造成串联电容器单元的老化，因此电容器回路设置过负荷反时限保护。
2．5平台闪络保护（pf）
平台闪络保护监测平台及安装在平台上主设备之间的电流。正常系统运行*，没有电流：当任何主设备对平台发生闪络时，就会产生电流，通过平台上的ta，经一段延时后旁路电容器，保护动作，*闭锁。
2．6同步谐振保护（sr）
电网中的电容器在一定情况下会影响电力系统，并引起有害的共振．共振频率通常低于50hz，归为次同步谐振（ssr）。ssr保护判别系统发生次同步谐振后监视线路电流，并对旁路断路器发出合闸。
2．7电容器放电保护（cd）
当电网中发生线路故障时，线路由线路保护动作跳开断路器，这将使串联电容器中有残留的直流电压。残压有可能造成以下影响：①故障点第2次熄弧延迟，②串联电容器与阻尼回路发生振荡：③线路断路器暂态恢复过电压（trv）升高。通过放电间隙对电容器进行放电操作可以解决这些问题。
2．8线路电流监视（lc）
当电容器组由带重投功能的保护旁路之后，经过一段预设时间就会进行重投。如线路电流过大，重投会造成避雷器吸收能量过高或电容器过负荷，则重投闭锁。
2．9间隙保护（si）
放电间隙电流是被连续测量，保护监视着放电间隙的任何击穿。如电容器电压过高，由氧化锌避雷器来保护电容器；如氧化锌避雷器吸收能量过高，放电间隙将被强制击穿，以保护氧化锌避雷器。放电间隙保护的用途是监视任何非正常的间隙击穿。
2．10放电触发回路监视（tc）
串联电容器包含一个强制触发的放电间隙，需要放电间隙回路强制触发设备例如触发回路。触发电路由3个主要设备组成：触发电容器、触发变压器及半导体开关。正常情况下有一部分线路电流流经触发电容器。当线路故障时，随着线路电流的增长，触发电容器的电压升高，如氧化锌避雷器的注入能量超过了氧化锌避雷器过负荷保护旁路水平，则保护发出击穿放电间隙命令。半导体开关点火，而且能量电容器通过变压器放电，这样就完成了放电间隙操作。
2．11三相位置不一致保护（pd）
三相位置不一致时保护是连续监测旁路各相极柱位置的不一致性。与旁路断路器失灵保护相反，该保护在手动操作旁路断路器时也在运行。发生三相位置不一致，保护将发出旁路断路器合闸命令，并启动断路器失灵保护。同时，该保护也连续监视旁路隔离开关和接地开关各相极柱位置的不一致性。如果设备三相位置不一致，则只发出告警信号。
2．12旁路断路器失灵保护（bf）
旁路断路器失灵保护的任务是监测mach2中各保护的旁路及跳闸信号。如果旁路断路器合闸失败，保护将经一段延时后，线路跳闸。旁路断路器失灵保护也监测旁路断路器的sf6密度、操作机构故障、合闸线圈。
2．13光纤或保护系统故障
在正常操作的工作过程中，mach2（a）和mach2（b）都有一个故障监视系统来监视信号传输系统的ta、光纤、光接口模板（oim）、控制网络（can）总线、计算机板卡等所有部分。系统中被发现出错时，都会提示，是连续监视运行的。如果保护系统a及保护系统b在同一个通道发生故障，则串补将旁路。连续发出“光纤通道故障”信号。任何一个系统发出旁路命令，串补都将会被旁路。
3串联补偿站的控制系统
串联补偿站的控制系统即人机界面（hml）有5个主要的功能部分：①操作员和工程师站，②工作站与mach2之间以及mach2与事故记录器之间的通信界面；③事故记录；④时间分配和同步；⑤遥控。按冗余配置，设置2个操作员工作站（1,2），2个调制解调器（1,2），1个时钟设备，1套事故记录服务器（ser），2个网关站clan），2个远传接口（gws）。如图2所示。
操作员工作站（ows）是hmi的一个关键部分，它可实现用户与系统的其他部分在图形上互联，实现操作、设置定值、观看及打印各种清单、报警、观察趋势等功能。通信界面包括嵌入mach2的几个部分，负责工作站与mach2（netdde）之间、与事件记录器的通信。事件记录器是在的sql服务器上实现的，可以灵活管理和表示大量数据（事件）。mach2发生的事件连续存储在服务器上，并可由操作员通过工作站在任何时间读取。mach2的典型时间标记的分辨率是1ms，准确度在2ms以内。为保证时间分配，通过以太网用ntp协议和分布在系统中的一个同步脉冲实现。hmi完成操作员功能、数据处理、数据存储、数据采集。串补站为无人值班站，远传接口（gws）分别接人站内rtu设备，然后分别送往华北网调、张家口区调和南张庄监视站。张家口区调可以远方控制操作串补站旁路断路器和隔离开关，华北网调调度串补站，南张庄监视串补站运行情况。综合暂态故障录波文件（trf），以comtrade格式存在ows的硬盘上，经调制解调器可传至张家口区调和华北网调，-以用做分析，如图3所示。
系统的软、硬件配置如下。
a．硬件
服务器（ser）配置如下：dellpoweredge2400serverpc；cpu为pⅲ700mhz，256mbram，9gb硬盘；scsiultra2，dellraid控制器，3．25英寸软驱，cd-rom驱动器，1个串行接口，1个并行接口，双lan适配器inpro100+，ac110v／220v电源。
操作员工作站（ows）和远传接口（gws）配置如下：cpu为pⅲ700mhz，ows为128mbram，gws为265mbram，9gbide盘，48xcd-rom，3．25英寸软驱，1个串行接口，1个并行接口，双lan适配器inpro100+，56kbit／sv90调制解调器，ac110v／220v电源。
监视器为15.1英寸专业tft。
b．软件
ser服务器／操作员工作站，windowsnt4．0（sp5），intouch7.1（sp2），sql服务器，sql服务器企业管理器，reval（abb自动化产品），hidraw32。
c．网络：以太网ieee802．3。
d．时间系统：nmc-100gps同步网络主时钟。
4系统调试和试验
大房500kv串联补偿项目是华北电网采用。为了保证系统安全和可靠运行，投运前，进行了系统调试和试验。系统调试和试验流程如下：
a．平台零起升压试验；
b.大房i回线路参数测试；
c．大房i回线串补平台带电试验；
d．大房i回线串联补偿电容器组的带电试验（轻载）；
e．大房i回线带串联补偿电容器组投切线路试验，房山侧测保护相量；
f．大房i回线串联补偿电容器组的带电试验（正常负载），串补站i回线测保护相量；
g．大房ⅱ回线串联补偿电容器组的带电试验（轻载）；
h．大房ⅱ回线串补平台带电试验，大二侧测保护相量；
i.大房ⅱ回线串联补偿电容器组的带电试验（轻载）；
j.大房ⅱ回线带串联补偿电容器组投切线路试验，房山侧测保护相量；
k．大房ⅱ回线串联补偿电容器组的带电试验（正常负载），串补站i回线测保护相量；
l．大房ⅱ回线单相人工接地试验。
串补站经1个月调试，i回线于2001年6月8日20时41分正式投入电网运行，ⅱ回线于6月18日0时41分和2时48分完成a相瞬时和*性短路接地试验，具备投入运行；6月23日11时20分大房i，ⅱ回串联补偿设备投入电网运行。
5结语
abb公司的串补系统设计合理、可靠，控制和保护系统考虑统一设计，有abb公司自己开发的工控机，完成13种保护功能，整个系统冗余设计和配置，可靠性高。该系统在国外有相当丰富的工程经验，工程调试方便，传送信息和控制都正确。大房500kv串联补偿站串联设备投入6个多月以来，运行基本良好，有力地保证了电网的安全稳定运行。串联技术是一项很成熟的技术，它的投资不多，但效益很好，建议在国内大电网中，特别是在“西电东送”工程中积极采用。华北电网还将在今后的几个工程中采用串补技术。