毛繼兵，喻勁松，王艷，魏孟剛，柴斌，高源

(1. 國家電網(wǎng)有限公司特高壓建設(shè)分公司，北京市100052；2. 南瑞集團(tuán)中電普瑞科技有限公司，北京市 102200；3. 北京送變電有限公司，北京市 102401)

0 引 言

在特高壓電網(wǎng)中，其交流線路單位充電功率大，是500 kV線路的4～5倍。為了限制過電壓，需要裝設(shè)高補償度的并聯(lián)電抗器。另一方面特高壓線路中潮流變化很大，線路空載或輕載時并聯(lián)電抗器能起到補償線路容性無功的作用，但傳輸自然功率時線路本身產(chǎn)生的無功基本能抵消消耗的無功，如果仍然接入并聯(lián)電抗器，線路電壓將會大大降低，并造成額外的功率損耗，影響系統(tǒng)穩(wěn)定運行[1-2]。所以當(dāng)傳輸功率較大時應(yīng)切除線路上的并聯(lián)電抗器，但線路故障時如果沒有并聯(lián)電抗器，線路電壓將會超過安全穩(wěn)定的要求。可控并聯(lián)電抗器(controllable shunt reactor，CSR)則是解決上述矛盾的有效手段，它既能對電網(wǎng)無功進(jìn)行動態(tài)補償，同時在故障情況下又能快速響應(yīng)，抑制工頻和操作過電壓。按工作原理的不同，CSR可分為分級式(高阻抗變壓器型)和磁控型兩種。分級式可控并聯(lián)電抗器原理簡單、響應(yīng)快速、可靠性高。特高壓分級式CSR(簡稱特高壓CSR)工程應(yīng)用前已完成了結(jié)構(gòu)、原理研究，論證了CSR將是特高壓輸電線路無功補償?shù)闹饕x擇之一。通過構(gòu)建電磁暫態(tài)仿真模型，結(jié)合特高壓電網(wǎng)輸電系統(tǒng)特性解析了CSR的工作方式，以及在抑制工頻過電壓和潛供電流方面的效果。結(jié)合不同地區(qū)網(wǎng)架數(shù)據(jù)提出了與之相適應(yīng)的補償方式和調(diào)節(jié)控制策略，以及完成了CSR在特高壓電網(wǎng)的應(yīng)用規(guī)劃等一系列研究。其最終結(jié)論為：在特高壓電網(wǎng)中，初期可選擇CSR，宜采用三級或四級容量調(diào)節(jié)，示范應(yīng)用可結(jié)合工程選點盡快開展[3-5]。

2020年8月張北—雄安特高壓交流輸變電工程中世界首套特高壓CSR成功投運。在實現(xiàn)首套特高壓CSR示范工程應(yīng)用過程中，工程選點、集成設(shè)計、設(shè)備研制、系統(tǒng)調(diào)試等工程技術(shù)方面取得了一系列創(chuàng)新性成果。張北特高壓CSR投運時豐富的系統(tǒng)試驗數(shù)據(jù)，以及一年多以來設(shè)備的實際運行情況也為特高壓CSR關(guān)鍵設(shè)備性能優(yōu)化指明了方向，為其在特高壓電網(wǎng)中的推廣應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。

1 特高壓CSR工程選點

1.1 特高壓CSR

特高壓CSR電氣單線圖如圖1所示。高抗本體一次側(cè)繞組直接與電網(wǎng)母線連接，高抗本體二次側(cè)繞組和輔助電抗器組合應(yīng)用，采用旁路開關(guān)并聯(lián)晶閘管閥的方式進(jìn)行切換。通過改變接入二次側(cè)繞組的輔助電抗器的大小，實現(xiàn)特高壓CSR容量的分級調(diào)節(jié)。同時充分利用了變壓器的降壓作用，使晶閘管閥能工作在較低電壓下，大幅度降低了設(shè)備的研制難度和成本[6]。

圖1 分級式可控并聯(lián)電抗器單線圖

特高壓CSR對線路輸出無功功率的計算公式如式(1)所示。

(1)

式中：QL為可控并聯(lián)電抗器的投切容量；US為低壓側(cè)電壓；XCSR為等效阻抗，其計算公式如式(2)所示。

XCSR=X′d+Xb

(2)

式中：X′d為可控并聯(lián)電抗器的變壓器漏抗；Xb為可控并聯(lián)電抗器低壓側(cè)接入電抗值[7-8]。

1.2 工程選點

張北—雄安(北京西)特高壓工程，主要解決張北地區(qū)大規(guī)模新能源送出問題。由于新能源間歇性、波動性、隨機性的特點，會導(dǎo)致輸電通道上電壓波動頻繁且幅度較大，從而引起無功損耗和系統(tǒng)電壓的變化，系統(tǒng)無功電壓控制難度增大，對新能源送出帶來一定影響。若采用固定高抗，將需要頻繁投切低壓無功裝置來保證電壓在合理范圍內(nèi)。采用可控并聯(lián)電抗器，可根據(jù)無功損耗的變化靈活分級自動調(diào)節(jié)可控高抗的投切容量，避免頻繁投切低壓無功裝置，也可縮小電壓波動范圍，提高新能源并網(wǎng)送出可靠性，提高系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。同時，低壓無功補償設(shè)備的投切次數(shù)和投切頻率有一定限制，且響應(yīng)速度較慢，頻繁投切還可能會增加低壓無功補償設(shè)備故障率和縮短產(chǎn)品壽命，增加運行維護(hù)的負(fù)擔(dān)[9]。

張北特高壓站匯集5 000 MW電力均為新能源。從新能源出力的不確定性角度來看，張北—北京西線路潮流將在0～5 000 MW之間變化。當(dāng)該線路潮流為0時，其單回線路的充電功率為1 750 MV·A，在張北和北京西側(cè)分別裝設(shè)600 MV·A和840 MV·A固定高抗，線路補償度可達(dá)82.27%，需少量低壓電抗器。當(dāng)張北—北京西雙回線路潮流達(dá)到5 000 MW時，其單回線路無功損耗可達(dá)418 MV·A，線路感性無功補償需求約為1 332 MV·A。若考慮張北側(cè)和北京西側(cè)分別投入600 MV·A和840 MV·A固定高抗，線路存在少量感性過補償。而此時采用可控并聯(lián)電抗器，調(diào)至400 MV·A，可滿足補償需求，無需投入低壓無功補償裝置?？紤]張北—北京西一回線路故障檢修方式下，其單回線潮流達(dá)到5 000 MW時，該回線路無功損耗可達(dá)1 692 MV·A，與充電功率相當(dāng)。若考慮張北側(cè)和北京西側(cè)分別投入600 MV·A和840 MV·A固定高抗，則需在特高壓站補償大量低壓電容器來平衡感性無功過補償，造成無功資源浪費。而此時采用可控并聯(lián)電抗器，調(diào)至200 MV·A，能有效降低可控并聯(lián)電抗器補償度，減少低壓電容器的投入[10-11]。

因此，針對張北—北京西特高壓線路潮流輸送容量的不確定性，選擇在1 000 kV張北站采用特高壓CSR。這樣既可以通過調(diào)節(jié)CSR級別，滿足進(jìn)行大容量無功補償調(diào)節(jié)和電壓控制的需求，也無需頻繁投切低壓無功設(shè)備，提高系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性。

2 特高壓CSR集成設(shè)計

根據(jù)1 000 kV張北站無功配置和前述分析情況可知，應(yīng)采用1組3級調(diào)節(jié)600 MV·A的特高壓CSR，所配置的3級容量分別為33%級、67%級和100%級。其基本結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1 特高壓CSR成套裝置參數(shù)

線路的容性無功QC計算公式：

(3)

式中：UN為線路額定電壓；ω為角頻率；Cl為線路等效容抗。代入以上線路數(shù)據(jù)即可求出線路的容性無功，進(jìn)而通過公式(4)可算出可控并聯(lián)電抗器投入額定容量時的補償度η。

(4)

CSR采用的高阻抗變壓器的短路阻抗為US%，單相額定容量為SN，低壓側(cè)電壓為US，則可控并聯(lián)電抗器歸算到低壓側(cè)的電感有名值L可按公式(5)計算[12]。

(5)

張北特高壓CSR關(guān)鍵設(shè)備技術(shù)參數(shù)如表2所示。

表2 張北特高壓CSR關(guān)鍵設(shè)備技術(shù)參數(shù)

張北特高壓CSR網(wǎng)側(cè)一次側(cè)繞組應(yīng)采用星型接線，中性點經(jīng)小電抗器接地，二次側(cè)中性點直接接地。由于CSR設(shè)備本體較為龐大，若再將輔助電抗器置于本體油箱之內(nèi)，勢必會使其油箱尺寸進(jìn)一步增大，造成生產(chǎn)和運輸上的困難。因此，需將輔助電抗器與本體分離，即在每相本體外單獨設(shè)置2個輔助電抗器，其型式采用干式空芯電抗器[13-14]。兩組晶閘管閥是采用全壓接式5英寸大功率雙面冷卻晶閘管研制的特高壓CSR臥式、自冷型、免維護(hù)快速旁路晶閘管閥，分別對應(yīng)100%、67%兩級容量。在旁路開關(guān)閉合時，為了給晶閘管閥提供取能和開通電壓，在旁路開關(guān)回路串聯(lián)了取能電抗器，其型式也是干式空芯電抗器。受工程占地面積限制故將旁路開關(guān)和隔離開關(guān)集成于氣體絕緣全封閉組合電器(gas insulated switchgera，GIS)間隔中，2個旁路開關(guān)和2級晶閘管閥并聯(lián)，承擔(dān)100%、67%兩級容量時的長期工作電流。

隔離開關(guān)用于各級晶閘管閥或旁路開關(guān)的檢修。避雷器則用于保護(hù)晶閘管閥和電抗器。

為解決旁路開關(guān)投切不利于頻繁動作的問題，采用旁路開關(guān)串聯(lián)取能電抗器+晶閘管閥組成復(fù)合開關(guān)的集成設(shè)計方案，由晶閘管閥輔助旁路開關(guān)來開斷電流。由于旁路開關(guān)上串聯(lián)取能電抗器，即使在其旁路狀態(tài)下，仍可保證晶閘管閥滿足取能工作條件，可以導(dǎo)通。當(dāng)從大容量向小容量調(diào)節(jié)時，拉開旁路開關(guān)前，由于小電抗的存在，對應(yīng)晶閘管閥的端間具有一定電壓，具備導(dǎo)通條件，讓晶閘管閥先導(dǎo)通。該支路起到分流作用，晶閘管閥導(dǎo)通后拉開旁路開關(guān)，再關(guān)斷晶閘管閥。旁路開關(guān)基本不承擔(dān)開斷電流，只需承擔(dān)長期工作電流，有效地改善旁路開關(guān)的工作條件，極大地延長其使用壽命。

3 特高壓CSR關(guān)鍵設(shè)備研制

3.1 晶閘管閥電氣應(yīng)力仿真分析與研制

可控高抗晶閘管閥與旁路開關(guān)配合，可實現(xiàn)根據(jù)系統(tǒng)需求快速、穩(wěn)定調(diào)節(jié)高抗容量，動態(tài)補償輸電線路容性無功功率，從而有效抑制特高壓輸電線路的容升效應(yīng)以及操作過電壓、潛供電流等問題。通過搭建特高壓可控高抗晶閘管閥電氣應(yīng)力仿真分析模型，以及對不同工作模式下不同運行工況算例的仿真計算，可以掌握晶閘管閥內(nèi)晶閘管、阻尼電阻、電容等元器件的電氣應(yīng)力，為設(shè)備選型提供依據(jù)，并確定晶閘管閥的電氣接線，如圖2所示。

圖2 晶閘管閥電氣接線示意圖

圖2中，1～n代表閥層數(shù)編號；SCR為高壓大功率晶閘管，每個閥層有2只晶閘管采用正反逆并聯(lián)接線方式；Rs為阻尼電阻器電阻；Cs為阻尼電容器電容；Rdc為直流分量均壓電阻器電阻；TE1+、TE2+、TEn+，TE1-、TE2-、TEn-為晶閘管高電位觸發(fā)監(jiān)測板卡。

通過對不同運行方式下的仿真計算，可以掌握晶閘管閥電壓、電流、發(fā)熱量和結(jié)溫情況，校核電氣裕度，證明自然散熱的可行性，簡化散熱方案和結(jié)構(gòu)設(shè)計。環(huán)境處于最高溫度37 ℃且過載情況下，圖1中晶閘管閥V1的晶閘管通流500 ms時對應(yīng)的電流仿真波形如圖3所示，相應(yīng)的晶閘管結(jié)溫仿真波形如圖4所示。晶閘管閥V2的波形基本類似。從圖4的仿真結(jié)果可以看出，工作時晶閘管結(jié)溫較低(不超過50 ℃)，有利于長期、穩(wěn)定運行，也可以連續(xù)多次動作。

圖3 晶閘管閥V1晶閘管工作電流波形示意圖

圖4 晶閘管閥V1晶閘管結(jié)溫變化示意圖

在此基礎(chǔ)上研制的首套特高壓可控高抗緊湊臥式、自冷型、免維護(hù)快速旁路晶閘管閥(如圖1中的V1和V2所示)，采用多層縱向疊放結(jié)構(gòu)解決了大容量晶閘管閥在有限空間內(nèi)，高壓絕緣配合、電磁兼容、動態(tài)均壓等工程應(yīng)用的難題。閥體框架采用角鋁焊接，既保證結(jié)構(gòu)強度、剛度，又減輕質(zhì)量。閥組件設(shè)有碟簧壓緊機構(gòu)，確保晶閘管適宜的壓緊力。閥內(nèi)元器件按級配線，電位均勻分布，電連接回路清晰，不同電位的高壓線不交叉[15]。特高壓CSR晶閘管閥體實物如圖5所示。

圖5 特高壓CSR晶閘管閥體實物圖

3.2 高電位晶閘管電子板卡研制

特高壓CSR晶閘管閥的觸發(fā)回路、監(jiān)測回路均集成于高電位晶閘管電子(thyristor electronic，TE)板卡上。晶閘管閥采用全開通和關(guān)斷兩種運行狀態(tài)的控制方式，即在需要觸發(fā)時晶閘管閥的觸發(fā)角為90°，處于全導(dǎo)通狀態(tài)，在閉鎖狀態(tài)下晶閘管閥處于關(guān)斷狀態(tài)。根據(jù)可控高抗的容量調(diào)節(jié)策略，每級容量基本動作順序為：分/合閘時，先開通晶閘管閥，后分/合旁路開關(guān)。與之配合，TE板首次采用了基于雙電抗并聯(lián)閥串聯(lián)取能電流互感器(current transformer，CT)，即輔助電抗器+取能電抗+取能CT拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)的“電壓+電流”的混合取能模式。

高電位電壓電流混合取能的關(guān)鍵在于：電壓取能在閥閉鎖時提供TE板初始工作能量，閥導(dǎo)通后，轉(zhuǎn)由電流取能提供能量。根據(jù)容量控制策略，必須在斷路器支路串入一小電抗，才能保證在旁路斷路器閉合狀態(tài)時TE板能取到工作所需能量。小電抗感抗值的選取需要兼顧晶閘管閥串最小交流取能電壓和降低系統(tǒng)損耗的要求，以及盡量減小該電抗在特征工況下對系統(tǒng)調(diào)節(jié)性能的影響[16]。

取能CT套接在主回路中，使晶閘管閥串電流流經(jīng)取能CT。這樣的結(jié)構(gòu)就能保證當(dāng)閥導(dǎo)通時， CT通過主回路電流仍可以給取能電路提供足夠的能量。每個取能CT的二次側(cè)依據(jù)在閥串中的位置不同有2個或4個線圈，其中每個線圈給一塊TE板供電。

以圖1中V1為例，GIS1內(nèi)的旁路開關(guān)分?jǐn)嗲襐1關(guān)斷時，V1高電位板卡可通過輔助電抗器Xb1+Xb2實現(xiàn)電壓取能。GIS1內(nèi)的旁路開關(guān)分?jǐn)嗲襐1全導(dǎo)通時，V1監(jiān)控回路可通過取能CT實現(xiàn)電流取能。GIS1內(nèi)的旁路開關(guān)閉合且V1關(guān)斷時，V1監(jiān)控回路可通過取能電抗器Xb11實現(xiàn)電壓取能。

圖6為電壓單獨取能時閥端電壓和TE板取能電壓的實測波形。圖7為電壓電流聯(lián)合取能時閥端電壓和取能電壓的實測波形。其中波形A為TE板取能電壓，波形B為閥端電壓，采用電壓電流聯(lián)合取能時，TE板取能電壓(上方鋸齒波曲線)波動明顯小于電壓單獨取能。

圖6 電壓單獨取能時TE板取能電壓的實測波形

圖7 電壓取能+電流取能時TE板取能電壓的實測波形

3.3 控制保護(hù)系統(tǒng)控制策略

張北特高壓CSR控制保護(hù)系統(tǒng)(簡稱控保系統(tǒng))研制的關(guān)鍵在于實現(xiàn)新能源出力同系統(tǒng)無功需求的量化關(guān)系的控制策略。提出基于無功需求、兼顧無功穿越的特高壓CSR無功平衡控制策略，實現(xiàn)系統(tǒng)無功平衡并降低無功穿越，解決大規(guī)模新能源功率變化產(chǎn)生的母線電壓波動問題。

其中適應(yīng)新能源動態(tài)特征和CSR動作特性的電磁暫態(tài)控制、電壓邊界控制和無功平衡控制相協(xié)調(diào)的可控高抗三層控制策略，可有效抑制線路過電壓和潛供電流，提升特高壓新能源輸電通道的安全穩(wěn)定水平。

外層電磁暫態(tài)控制接受線路保護(hù)出口信號和斷路器輔助觸點信號，當(dāng)線路區(qū)內(nèi)故障跳閘時，迅速將可控高抗調(diào)至最大容量，抑制操作過電壓和潛供電流，滿足電磁暫態(tài)控制要求，保障設(shè)備安全，提高單相重合閘成功率。次外層電壓邊界緊急控制主要基于母線電壓量測，當(dāng)母線電壓超出預(yù)先規(guī)定的電壓運行范圍時，緊急調(diào)整可控高抗投入級數(shù)，進(jìn)行動態(tài)無功緊急支撐，保障變電站設(shè)備安全。內(nèi)層無功平衡控制基于母線電壓和支路電量量測以及特高壓主變低壓側(cè)無功補償裝置狀態(tài)信息。實時計算由特高壓變電站和一半長度的特高壓出線組成的局部系統(tǒng)的無功需求，并兼顧高壓、中壓端口的穿越無功需求，控制可控高抗投入級數(shù)，盡可能保證局部系統(tǒng)無功功率平衡并降低局部系統(tǒng)的無功穿越[17]。

4 特高壓CSR工程應(yīng)用

4.1 特高壓CSR系統(tǒng)試驗

2020年8月初張北—雄安1 000 kV特高壓交流輸變電工程啟動系統(tǒng)調(diào)試。其中張北特高壓CSR相關(guān)試驗項目包括：帶電投切試驗；控制系統(tǒng)試驗；旁路開關(guān)帶電投切試驗；手動容量調(diào)節(jié)試驗；控制策略驗證試驗；低電壓響應(yīng)特性試驗；自動容量調(diào)節(jié)試驗；線路單相跳閘、重合試驗等。8月29日工程順利通過72 h試運行，正式投入商業(yè)運營。張北特高壓CSR自動容量調(diào)節(jié)試驗主要是驗證CSR控制系統(tǒng)及閥基電子系統(tǒng)對CSR分級感性無功功率的控制功能和響應(yīng)特性。其試驗方法如下：

1)控保系統(tǒng)控制模式設(shè)置自動模式，在此模式下調(diào)節(jié)可控并聯(lián)電抗器容量，容量調(diào)節(jié)的順序按照100%—67%—33%—67%—100%的步驟執(zhí)行。

2)控保系統(tǒng)晶閘管觸發(fā)持續(xù)時間為0～200 ms可設(shè)置。

結(jié)合系統(tǒng)試驗的錄波圖可全面復(fù)現(xiàn)出每項試驗的暫態(tài)過程。此處以自動容量調(diào)節(jié)試驗中100%—67%—33%部分的典型錄波圖為例對其暫態(tài)過程分析如下：

1)圖8為容量從100%調(diào)節(jié)到67%時的錄波圖，由于三相波形圖是一致的，故此處僅以A相為例分析。100%容量時圖1中GIS1內(nèi)的旁路開關(guān)處于閉合狀態(tài)，GIS2內(nèi)的旁路開關(guān)處于閉合狀態(tài)，晶閘管閥V1和V2處于關(guān)斷及閉鎖狀態(tài)。此時可控電抗器低壓側(cè)電流等于流過GIS1內(nèi)的旁路開關(guān)的電流。T1時刻調(diào)節(jié)(可控電抗器低壓側(cè)電流過零點)觸發(fā)V1，確保在勵磁涌流最小狀態(tài)下將電流從GIS1內(nèi)的旁路開關(guān)轉(zhuǎn)移到V1。T2時刻GIS1內(nèi)的旁路開關(guān)分?jǐn)?，V1觸發(fā)100 ms后關(guān)斷，可控電抗器低壓側(cè)電流經(jīng)輔助電抗器Xb1轉(zhuǎn)入GIS2內(nèi)的旁路開關(guān)回路。至此完成容量從100%調(diào)節(jié)到67%。

圖8 容量從100%自動調(diào)節(jié)到67%的錄波圖

2) 圖9為容量從67%調(diào)節(jié)到33%時的錄波圖，由于三相波形圖是一致的，故此處僅以A相為例分析。67%容量時圖1中GIS1內(nèi)的旁路開關(guān)處于分?jǐn)酄顟B(tài)，GIS2內(nèi)的旁路開關(guān)處于閉合狀態(tài)，晶閘管閥V1和V2處于閉鎖狀態(tài)。此時可控電抗器低壓側(cè)電流等于流過GIS2內(nèi)的旁路開關(guān)的電流。T1時刻調(diào)節(jié)(可控電抗器低壓側(cè)電流過零點)觸發(fā)V2，確保在勵磁涌流最小狀態(tài)下將電流從GIS2內(nèi)的旁路開關(guān)轉(zhuǎn)移到V2。T2時刻GIS2內(nèi)的旁路開關(guān)分?jǐn)?，V2觸發(fā)120 ms后關(guān)斷，可控電抗器低壓側(cè)電流經(jīng)輔助電抗器Xb1和Xb2。至此完成容量從67%調(diào)節(jié)到33%。

圖9 容量從67%自動調(diào)節(jié)到33%的錄波圖

33%—67%—100%部分的容量調(diào)節(jié)情況，除容量控制是從小到大調(diào)節(jié)外，其暫態(tài)過程基本類似，此處不再逐一分析說明。

試驗證明：張北特高壓CSR晶閘管閥、旁路斷路器操作正常，高、低壓側(cè)電流中諧波滿足要求。CSR容量調(diào)節(jié)狀態(tài)與控制策略一致。線路保護(hù)聯(lián)動CSR保護(hù)正常，線路過電壓和CSR中性點小電抗電壓、電流在規(guī)定值以下。

4.2 特高壓CSR運行檢修情況

截至2022年2月，張北特高壓CSR投運一年多以來，設(shè)備整體情況良好，未出現(xiàn)過設(shè)備異常和保護(hù)動作。2021年4月份進(jìn)行了設(shè)備首檢，主要針對CSR本體、晶閘管閥、旁路開關(guān)、控制保護(hù)系統(tǒng)的電氣性能進(jìn)行了檢查，各設(shè)備性能狀態(tài)基本良好。在檢修過程中共處理2個問題：1)CSR本體油冷卻系統(tǒng)的管路存在滲油問題；2)旁路開關(guān)接線板存在接觸不良導(dǎo)致發(fā)熱問題。

5 結(jié) 論

張家口地區(qū)風(fēng)能、太陽能資源豐富，2030年將達(dá)到5 000萬kW，需要大規(guī)模送出消納。作為華北區(qū)域特高壓電網(wǎng)的重要組成部分，張北—雄安1 000 kV特高壓交流輸電線路工程將張家口地區(qū)富足清潔電能輸送至雄安新區(qū)負(fù)荷中心。避免加重北京5 00 kV環(huán)網(wǎng)“北電南送”潮流穿越，為雄安新區(qū)清潔能源供應(yīng)奠定了基礎(chǔ)。

在工程中首次設(shè)計應(yīng)用了特高壓分級式可控并聯(lián)電抗器成套裝置，該裝置不僅有效應(yīng)對了新能源送出技術(shù)挑戰(zhàn)，即針對新能源波動情況，根據(jù)無功電壓水平自動分級調(diào)節(jié)電抗值，提高特高壓交流系統(tǒng)的電壓控制能力。而且對于系統(tǒng)在各種擾動下出現(xiàn)的電壓振蕩或功率振蕩，也能起到一定的抑制作用，提高系統(tǒng)的動態(tài)穩(wěn)定性。

從設(shè)備一年多的運行情況和檢修情況來看，特高壓CSR的工程應(yīng)用技術(shù)已經(jīng)完全成熟，如果在設(shè)備制造工藝和工程現(xiàn)場施工工藝上進(jìn)一步嚴(yán)格控制，其在特高壓電網(wǎng)中的推廣應(yīng)用必將取得更優(yōu)的效果。