4.6 特高压工频过电压的限制措施
4.6.1 固定高抗
加装并联高抗补偿线路电容可有效限制工频过电压。在苏联和中国已建成特高压输电线路上，均采用固定高抗对工频过电压进行限制。
高抗补偿的研究主要包括补偿度和补偿方式的确定。高抗补偿度越高，对工频过电压的限制效果越好。特高压输电线路充电功率大，尤其是长距离特高压线路，需加装较高补偿度的高抗进行补偿。但是，为避免给正常运行时的无功平衡和电压控制造成困难、防止发生非全相运行谐振过电压，高抗补偿度不宜过高。在特高压电网建设初期，一般考虑将高抗的补偿度控制在80%～90%[1]，在电网比较坚强的地区或者比较短的特高压线路，补偿度可以适当降低。
在补偿度一定的情况下，补偿方式对特高压工频过电压有较大影响。根据补偿点数量不同，可分为单端补偿、两端补偿以及分段多点补偿[14]。下面分别对三种补偿方式的工频过电压限制效果进行研究。
4.6.1.1 单端补偿
对于任意一条线路，通过功率流向可以将线路两端区分为送端和受端。故单端补偿一般就有两种情况，即高抗分别加装在线路送端或受端。
1）送端补偿
送端补偿线路如图4-29所示，图中功率从P端送至Q端。对长度为100km至300km、送端补偿方式的线路进行研究，考虑一般电源情况（两端电源阻抗特性相同），计算各补偿度下单相接地后送受端甩负荷的工频过电压，结果如图4-30所示。
图4-29 送端补偿线路示意图
图4-30 送端补偿线路单相接地甩负荷工频过电压
从图4-30中可以看出：
（1）送端补偿对单相接地时送端甩负荷过电压的限制效果较好，且补偿度增加时，线路越长，过电压水平下降越快。对于长度为300km的特高压线路，补偿度从0增至100%时，其过电压下降幅度将达到0.35p.u.。
（2）送端补偿对单相接地时受端甩负荷过电压的限制效果不明显，过电压随补偿度的增加降低较小。对于图中所示的几种长度的线路，补偿度从0增至100%，过电压下降幅度均不超过0.03p.u.。
2）受端补偿
受端补偿线路如图4-31所示。与送端补偿线路类似，计算长度为100km至300km、各补偿度下送端补偿线路单相接地甩负荷工频过电压，结果如图4-32所示。
图4-31 受端补偿线路示意图
图4-32 受端补偿线路接地甩负荷工频过电压
从计算结果可以看出：
（1）受端补偿对单相接地时送端甩负荷过电压的限制效果不明显，过电压随补偿度的增加降低较小。对于图中所示的几种长度的线路，补偿度从0增至100%，过电压下降幅度很小，均不超过0.03p.u.。
（2）受端补偿对单相接地时受端甩负荷过电压的限制效果较好，且补偿度增加时，线路越长，过电压水平下降越快。对于长度为300km的特高压线路，补偿度从0增至100%时，其过电压下降幅度超过0.35p.u.。
综合送端、受端补偿线路计算结果，可看出：无论是送端补偿还是受端补偿，均对高抗所在端甩负荷过电压限制效果明显，对未装高抗端甩负荷过电压的限制作用很小。
鉴于单端补偿只能对线路一端甩负荷过电压的限制效果明显，在采用单端补偿方式时应合理选择加装高抗的位置。假设某线路两端分别为以A、B命名，由于线路两端电源特性存在差异，使线路在加装高抗前A端甩负荷的工频过电压明显高于B端甩负荷，此时采用单端补偿则应主要考虑限制A端甩负荷过电压，从而将高抗加装A端。
4.6.1.2 两端补偿
两端补偿系统如图4-33所示。与单端补偿的方式相比，两端补偿的优势在于，线路两端无论哪端甩负荷，均有部分高抗位于甩负荷端，从而能够很好地限制工频过电压最大值。对不同长度、两端补偿的特高压线路进行仿真，结果见图4-34。
图4-33 两端补偿线路示意图
图4-34 两端补偿线路工频过电压
从图中可以看出，两端补偿的高抗对工频过电压的限制效果非常明显。且线路越长，过电压水平随补偿度的增加降低得越快。在较高补偿度下，不同长度线路的工频过电压均能被限制在较低水平。
4.6.1.3 分段多点补偿
对于长距离特高压线路（长度＞600km），即使高抗容量达到上限，采用两端补偿方式时工频过电压仍可能超出规程要求范围。此时，若要继续降低工频过电压最大值，需在线路中间增加补偿点，将高抗容量更均匀地分布到线路上，即采用分段多点补偿方式。图4-35所示的为两段三点补偿方式，每一段线路两端高抗容量相同。
图4-35 两段三点补偿线路示意图
以长度为800km的点对点特高压线路为例进行计算，分别将线路分成1、2、3、4、8段补偿，总补偿度均为85%，计算结果见图4-36。
图4-36 不同补偿方式工频过电压
注：横坐标表示分段数，每段两端高抗容量相等
从图4-36可以看出：①补偿点越多，工频过电压越低。当分段数从1段增加到8段时，工频过电压下降幅度近0.15p.u.; ②分段数增加到一定程度、相邻补偿点间距小到一定程度后，继续增加分段数、降低相邻补偿点间距已不能显著降低工频过电压水平，例如分段数从3增加到8时，过电压最大值下降幅度仅为0.01p.u.。
4.6.1.4 高抗补偿方式的选择
从限制工频过电压角度考虑，补偿点数量越多，限制效果越好。随着线路长度的增加，或电源网架较薄弱，单端补偿、两端补偿和分段多点补偿将被依次考虑用于限制工频过电压。但从经济角度考虑，补偿点数量越少，经济性越好。所以，在实际工程中，应兼顾工频过电压限制效果和经济性，合理选择补偿方式和分段数，在满足工频过电压限制要求的前提下，尽量减少补偿点数量以降低高抗补偿费用。
4.6.2 可控高抗
特高压线路最大优点是适宜于长距离大容量输电，但目前为了限制工频过电压，长距离特高压线路上一般会加装大容量高抗，这会大大降低了线路的输送能力，而可控高抗则可很好解决这一问题。本节将从无功设备功能开始，论述固定高抗的不足，详细阐述可控高抗的必要性，并对可控高抗的原理和发展历程进行介绍。
4.6.2.1 可控高抗的必要性
电网无功设备均需具有两大功能：①限制工频过电压；②使系统正常运行时达到无功平衡[1]。
1）限制工频过电压
作为无功设备的一种，高压电抗器对工频过电压具有很好的限制效果，对于长距离线路，一般均需加装高抗将工频过电压限制在规程要求范围以内。
高抗容量通过工频过电压的限制来确定。由于特高压线路长、输送容量大、充电功率大，导致其工频过电压幅值较大，为将工频过电压限制在要求范围内，其容量可达线路充电功率的80%～90%。
2）无功平衡
为保证系统电压运行在合理范围，并减少线路无功传输、降低网损，无功设备所提供的无功应与系统消耗的无功达到平衡。无功平衡的原则是分层、分区、就地平衡，故特高压无功设备主要用于平衡特高压系统消耗的无功。
特高压系统中消耗无功的设备主要包括特高压变压器和特高压线路，两者消耗的无功均与传输功率密切相关。
（1）变压器
传输功率越大，流过变压器的电流越大，变压器阻抗消耗的无功也越大。
（2）线路
图4-37为线路分布参数模型示意图，从中可以看出线路无功主要包括两方面：单位长度线路电感L0消耗的无功QL和单位长度线路电容C0提供的无功QC。若线路运行额定电压和线路流过电流有效值分别为UN和I，则：
, QL=jωL0I2。可以看出，线路电容产生的无功QC仅与线路电压有关，与输送功率基本无关，正常运行的线路上，电压波动一般较小，故可认为QC不变。而输电线路电抗的无功损耗QL与线路电流I成平方关系，即与输送功率的平方成正比关系。
图4-37 线路分布参数模型示意图
输送不同潮流时，系统所需无功不同。
在线路输送功率较小时，例如对于极端情况下的特高压空载线路，线路上电流为零（I=0），线路电抗不消耗无功，即QL=0，而线路电容上产生大量多余的无功，
，这样就需要在线路两端加上高抗来产生感性无功以平衡空载线路上大量富余的容性无功。对于高抗补偿度为100%的完全补偿的情形，即有
，其中L为线路高抗值，C为整条线路的对地电容。
在线路输送功率较大时，例如对于输送功率为自然功率的特高压线路，此时线路电抗上消耗的无功恰好等于线路电容产生的无功（QL=QC），线路上的无功自身即可达到平衡，故不需要在线路两端加装高抗以补偿容性无功，此时需要切除高抗。当线路输送功率小于自然功率时，此时需要切除与该输送功率相对应的部分高抗，故要使系统无功在不同输送功率时均达到平衡，高抗容量应随输送功率变化而变化。因此，随着线路输送功率的变化，加在线路两端的高抗值最好能够相应变化，这就是超特高压输电中所需要的可控制的高抗设备，它通常加装在线路两端。
在可控高抗设备出现之前，特高压线路上使用的方法是同时加装固定高抗和低压无功设备（如图4-38），两者配合使用，以满足无功平衡和工频过电压对无功设备的要求。固定高抗的主要任务是抑制工频过电压，容量较大，其补偿度可达80%～90%，因为在高压侧容量较难调节，一般也不能随意投切。低压无功设备的主要任务是保持无功平衡，加装在特高压变压器的第三绕组，包括低压电容器和低压电抗器，由于电压等级较低，可有计划地投切。由上可知，高压侧无功补偿设备容量通常较难调节，低压侧的无功补偿设备容量通常相对容易调节，通过两者的配合调节来达到无功补偿可控的目的。
图4-38 特高压系统图
然而，由于受到特高压变压器低压绕组容量的限制，低压无功设备调节范围有限，若线路输送容量较大，则低压无功设备的调节作用无法抵消大容量高抗的作用使线路达到无功平衡，即难以协调无功平衡与抑制工频过电压之间的矛盾。此时，往往只能降低线路输送功率，从而使特高压线路输送能力未能完全得到发挥。因此，采用该种无功补偿方式还是不能很好地解决无功可控调节的问题。
为解决上述问题，可控电抗器的概念被提了出来。首先，可控电抗器能在发生工频过电压时迅速将补偿度提高，降低过电压幅值；其次，可控高抗可根据系统运行方式调节其无功容量，满足不同运行方式下无功平衡。可以看出可控高抗具有两大优势：①可在限制工频过电压的前提下充分发挥了输送能力；②可免去低压无功设备费用。
4.6.2.2 可控电抗器发展历程
1）火花间隙投切电抗器
可控电抗器的雏形最早出现在苏联，它实际上是一种由火花间隙投切的固定容量电抗器。其主要目的是用来协调无功平衡与抑制工频过电压之间的矛盾。线路重载时，为维持线路电压，用断路器使并联电抗器退出运行。当线路甩负荷出现工频过电压超过火花间隙放电电压时，火花间隙击穿，快速投入并联电抗器限制过电压。带火花间隙投切的并联电抗器并非真正意义上的可控高抗器。
带火花间隙投切的并联电抗器在苏联500kV、750kV系统中均有应用。由于带火花间隙投入并联电抗器结构复杂，火花间隙的放电电压分散性较大，可靠性不高，在特高压系统中使用有困难，因此苏联在特高压系统中仍使用固定式并联高压电抗器。由于苏联特高压线路在建成之后，输送潮流一直较低，无功平衡与限制工频过电压之间的矛盾并不是特别严重。
2）可控高抗
考虑到特高压输电的需要，以俄罗斯为代表的苏联国家从20世纪70年代即开始可控并联电抗器的研究，并将其应用在较低电压等级的工程，为特高压应用积累工程经验。
目前可用于超、特高压系统的可控高抗主要有两种，磁阀式（MCSR）和变压器式（TCSR）。两者均可迅速地连续或分级调节电抗器容量，它们的出现使解决无功平衡与限制工频过电压之间的矛盾、实现特高压系统无功可控成为可能。
（1）磁阀式可控并联电抗器[15]
磁阀式（又称磁控式）可控并联电抗器的接线如图4-39所示。其结构主要由电抗器主体和控制系统两部分组成。主体部分的工作绕组为星形连接，中性点经小电抗接地。控制绕组可采用三角形连接，以减小输出电流中3次及3倍频谐波含量。电抗器每相有两个铁心，每个铁心上分别绕有一个工作绕组和一个控制绕组。每个铁心柱的某一段截面积特别小，小磁通时不发生饱和、磁阻小，大磁通时则饱和、磁阻大。线路正常运行时，根据传输容量的变化实时改变晶闸管触发角，调节直流助磁电流以控制铁心磁饱和程度，从而达到连续调节工作绕组容量的效果。直流助磁电流大，则饱和程度高，工作绕组励磁电流大，电抗器产生的无功容量大；反之，则电抗器容量小。当线路发生故障后，通过旁路断路器B1 a、B2 a、B1 b、B2 b、B1 c和B2 c将控制绕组短接，此时可控电抗器相当于一个副边短路的变压器，副边电流迅速提高使铁心饱和，使电抗器容量迅速增至最大，达到限制工频过电压的目的。
图4-39 磁阀式可控并联电抗器接线图
磁阀式可控电抗器有以下几方面的特点：
①由于采用调节触发角的方式控制电抗器容量，故其容量可实现连续调节。
②由于磁阀式可控电抗器晶闸管两端只施加低电压，通过的只是较小的直流电流而非电抗器主电流，故对其耐压和容量要求较低，控制和维护相对方便。
③铁心的磁饱和现象和相应的漏磁会增大边缘心柱和磁轭的涡流损耗，故需面对抑制温升和振动等难点问题。
④磁饱和现象会在绕组中产生谐波电流，但适当的参数设计可将其抑制到较低的水平。
⑤响应速度相对较慢。由于整流需要，控制回路的时间常数较大，故控制电流大小的转变所需要的时间较大，导致此类可控电抗器容量调整较慢。同时，由于其稳态响应和暂态响应时控制回路响应方式不同，分别为控制晶闸管触发角和机械开关，故其响应时间也不同。
（2）阻抗式可控并联电抗器
阻抗式可控电抗器又称变压器式可控电抗器，其结构如图4-40所示。其实质为副边阻抗可控的组式降压变压器，通过调节副边阻抗来控制其容量。副边阻抗大，则无功容量小；反之，则容量大。
图4-40 阻抗式可控并联电抗器接线图
阻抗式可控电抗器有以下几方面的特点：
①由于阻抗式可控电抗器通过改变副边工作电抗的方式控制电抗器容量，故其无功容量为分级调节。
②阻抗式可控电抗器工作时铁心一般未饱和，故谐波问题不严重。
③降压后的工作电流按变比增大并全部通过晶闸管，使得晶闸管产生热量较大，必须像直流换流站那样设置相应的散热控制装置，占地和运行维护工作量大。
④部分漏磁通会穿过侧部铁壳，或从垂直方向穿入上下铁轭而构成回路，从而使局部发热较严重，并产生较大的振动。
⑤由于副边控制回路电感相对较小，电流改变快，故响应速度快。
4.6.2.3 使用现状
中国在可控电抗器研究方面发展迅速。2006年9月，世界首套500kV分级投切阻抗式可控高抗装置在山西忻州市500kV开关站内投入运行，装置兼具母线可控电抗器和线路可控电抗器功能，设计容量150Mvar。2007年9月，世界首套500kV磁控式可控电抗器在湖北荆州500kV换流变电站投运，运行效果良好。
2011年6月，中国西电集团公司成功研制世界首台750kV、100Mvar交流有级可控并联高抗器，并在750kV敦煌变电站得到应用。2011年8月，中国西电集团又成功研制世界首台1000kV、200Mvar交流有级可控并联电抗器，产品一次性通过全部试验，技术性能达到国际领先水平。这台产品将在“锡盟—南京”特高压输变电工程徐州变电站得到应用。此次研制成功的1000kV、200Mvar交流有级可控并联电抗器具有结构合理、无局部过热、损耗低、噪音小、振动小、局部放电量小、绝缘安全可靠的技术特点。
4.6.3 继电保护限制方案
日本使用高性能金属氧化物避雷器配合继电保护的方案，来限制短时高幅值工频过电压。金属氧化物避雷器性能的提高使此方法成为可能。
以日本特高压线路为例，其已建成的线路单段长度（不经过开关站或变电站）均不超过150km。而且线路未换位，线路三相参数不完全对称。采用电抗器限制工频过电压的效果并不明显，且工频过电压也不如长线严重，故未采用高压电抗器，而是提出了用避雷器配合继电保护的工频过电压限制方案。采用该方案时，由于MOA的作用，过电压波形不再是正弦波，严格讲应称为暂时过电压，也可以称工频暂时过电压（TOV）。
为了使避雷器不因吸收TOV的能量导致热崩溃，一般情况下以TOV作为选择避雷器额定电压的依据。避雷器吸收能量与过电压幅值和持续时间紧密相关，如果不限制工频过电压的幅值而去限制TOV持续时间，也能减小避雷器的热负荷，保证避雷器的安全运行。
日本采用继电保护方案来限制工频过电压持续时间，其原理见图4-41。考虑双回特高压线路同时甩负荷（左侧开关开断），分闸侧的线路端部（左侧）出现较高TOV（由于未装高抗，线路由甩负荷效应及空载电容效应产生的工频过电压较高，幅值可达1.5p.u.）。此时避雷器接地引线上流过电流的幅值和持续时间均超过整定值，避雷器电流信号和断路器开断信号同时送至主继电器，判断为甩负荷引起高幅值TOV，向对侧的故障保护继电器发出让对侧断路器跳闸的命令，使对侧断路器快速跳闸切除故障，将高幅值的工频过电压最大持续时间限制在0.2 s以内。在工频过电压的持续时间内，主要依靠MOA对其进行限制（日本特高压线路MOA额定电压选为826 kV，相当于1.3 p.u.）。
图4-41 工频过电压的继电保护限制方案
此方案的思想是限制工频过电压持续时间，使流过MOA的能量降下来。故对MOA的最大流通能量有较高要求，同时也使其继电保护系统更加复杂。对于长线路，由于其工频过电压较高，即使持续时间很短，也有可能对避雷器构成威胁，故此方案仅适用于线路较短、工频过电压问题不严重的线路上，应用范围较小。
4.6.4 限制措施的选择
对于不同特高压线路，应采用不同的措施对工频过电压加以合理的限制。在已建成的特高压线路中，苏联和中国主要采用并联高抗来限制工频过电压，而日本短距离特高压线则采用继电器配合MOA对其进行限制。结合各特高压线路的特点，可以看出，决定工频过电压限制措施的主要因素是线路长度以及线路是否换位。
对于较短的特高压线路，采用高抗限制工频过电压的效果不明显；同时由于线路不进行换位，使用高抗可能会导致谐振过电压，不宜使用高抗。而由于短线路工频过电压幅值相对较低，用继电器配合MOA的措施对其进行防护时，MOA吸收的能量不会超过其最大可承受值，故继电器配合MOA的措施限制工频过电压较为合适。长距离特高压线路工频过电压幅值较高，即使持续时间很短，也有可能对MOA构成威胁，用MOA对其进行限制不合理。长距离线路使用高抗限制工频过电压效果明显，同时由于受到三相不平衡度要求的限制，长距离线路一般都会通过换位以降低三相不平衡度，从而使线路加装高抗之后也不易发生谐振，故长线路采用高抗限制工频过电压更为合适。
工程实际中，除了上述几种常用的专门限制工频过电压的措施外，采用良导体地线以及合理的运行方式也有利于降低工频过电压水平。良导体地线可以在一定程度上降低线路的零正序阻抗比，从而降低与不对称接地相关的工频过电压；在特高压线路建成初期，选择小方式运行使线路传输功率较低，可有效降低甩负荷过电压。