采用断路器首端投切方式治理35 kV并联电抗器操作过电压

金佳敏，郑一鸣，陈宜斌，万 晓

（1.国网浙江省电力公司温州供电公司，浙江 温州 325000；2.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014）

采用断路器首端投切方式治理35 kV并联电抗器操作过电压

金佳敏1，郑一鸣2，陈宜斌1，万 晓1

（1.国网浙江省电力公司温州供电公司，浙江 温州 325000；2.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014）

断路器在开断35 kV并联电抗器过程中，会产生严重的操作过电压问题，严重威胁35 kV系统设备绝缘。研究表明，通过在并抗中性点末端加装断路器进行投切能有效治理开断过电压问题，但是中性点不具备分相引出条件的并抗不具备改造条件。针对以上治理困难，提出了在并抗首端安装110 kV电压等级SF6断路器的治理措施，通过现场试验验证结果表明，采用首端110 kV断路器投切并抗能有效治理过电压问题。

并联电抗器；操作过电压；空母线；首端投切；过电压治理

0 引言

随着城市电网供电规模日益增长，220 kV变电站35 kV并联电抗器（以下简称并抗）安装数量也快速增长。截至2017年，浙江电网在运35 kV并抗共93组，由此带来的开断35 kV并抗产生的操作过电压问题非常严重。特别是35 kV母线无出线情况下，真空断路器开断并抗，母线侧存在严重过电压风险，造成设备绝缘故障频发，主要以35 kV侧所用变压器烧毁、相间绝缘击穿等故障为主。现有35 kV系统设备的绝缘配置、以及传统避雷器的过电压保护，完全无法满足并抗开断过电压要求。

文献[1]对35 kV并抗开断过电压故障案例进行了汇总，对产生过电压的机理进行研究，提出在并抗中性点末端加装断路器进行投切是最佳治理措施。但是在实施过程中，中性点末端不具备分相引出条件的并抗无法按照以上措施进行治理。以下根据并抗开断过电压的机理[1-3]，提出在首端安装110 kV电压等级SF6断路器的治理措施，通过现场试验验证表明治理效果良好，对治理35 kV并抗开断过电压具有现实意义。

1 35 kV并抗操作过电压机理

35 kV系统真空断路器在开断并抗时，断路器两侧存在明显的自由振荡，引起真空断路器首开相断口恢复电压快速上升，其速度远大于灭弧室绝缘恢复速度，造成断路器首开相连续复燃；首开相复燃有明显的电压级升效应，造成复燃连续发生并不断增强，引起暂态电流耦合到后两相上，引起后两相断路器电流出现高频暂态过零点被熄弧开断，引发更加强烈的截流过电压。

根据有关研究表明，当系统为空母线时，由于母线侧对地电容接近甚至小于并抗侧对地电容，三相断开口的连续击穿对母线侧产生强烈冲击，母线侧相对地、相间过电压强度将分别达到约100 kV和200 kV[2]。现有35 kV系统设备的绝缘配置以及传统避雷器的过电压保护，完全无法满足并抗开断过电压防治的要求，迫切需要采取措施进行治理。

2 常规治理手段

采用35 kV电压等级SF6断路器同样存在开断过电压问题，文献[2]在实际投切测试中，发现采用SF6断路器同样存在类似的操作过电压问题。因此，采用35 kV真空断路器或SF6断路器开断35 kV并抗时，均会产生过电压情况。前期研究的治理措施主要有两类[1-3]：

（1）并抗侧安装匝间避雷器、安装相间避雷器、母线侧安装阻容吸收器、增加母线线路出线等措施。这类措施属于被动的防治措施，即在过电压产生后通过电压保护器或增加母线侧电容进行防护，无法从根本上治理开断过电压情况。

（2）在电抗器中性点侧加装避雷器和断路器，通过电抗器中性点末端断路器进行投切，如图1所示。利用并抗对系统自由振荡、高频电流的阻塞作用，能够遏制首开相复燃、以及后续高频电流过零熄弧的发生。这种治理措施非常有效，已在浙江省推广应用。

图1 中性点侧断路器投切示意

但是变电站现场存在大量油浸式并抗，其中性点不具备分相引出条件，因此也就不具备中性点投切改造条件，给现场实施带来非常大的困难。

3 首端110 kV断路器投切模式

针对油浸式并抗中性点不具备分相引出条件、无法在末端加装断路器进行治理的困难，提出在35 kV并抗首端和连接电缆的末端安装110 kV SF6断路器的治理措施，其系统如图2所示。改造后的投切功能如下：

（1）原断路器功能不变，具备保护跳闸、遥控功能。

（2）新安装电抗器首端110 kV断路器，具备遥控功能，用于日常投切。

（3）电抗器首端开关前后，各安装1组避雷器，用于断路器分闸状态的过电压保护。

图2 首端110 kV断路器投切示意

其主要机理是：充分利用高电压等级SF6断路器断口开距大、灭弧能力强、不易复燃和重燃的特性，避免了因首开相恢复电压过高而产生复燃、重燃现象，从源头上规避了过电压情况的发生。目前普通国产额定电压为126 kV的SF6断路器，其隔离断口额定短时工频耐受电压达到300 kV[15]，完成能够满足以上要求。经PSCAD仿真表明，当采用首端110 kV SF6断路器开断并抗时，断路器首开相没有复燃情况，母线侧电压正常，仿真波形见图3。

图3 首端110 kV SF6断路器开断并抗母线电压仿真波形

但是，110 kV SF6断路器截流离散性更高，可能会产生过高的截流过电压值，需要在实际投切测试中进一步验证。

4 现场验证测试

为检验首端投切治理模式的过电压效果，进行了现场试验验证。分别采用首端110 kV断路器开断和原真空断路器开断2种模式，对比2种不同投切方式下，35 kV母线侧电压情况。测试仪器采用采样频率为100 MHz的宽频电压记录器。

4.1 首端110 kV断路器开断测试

在10次分闸过程中，记录到第2次、第4次分闸时的35 kV母线电压波形。其余8次切电抗器，由于母线电压突变未达到电压监测装置电压突变启动值，因此未启动记录。以第2次开断时35 kV母线电压为例，其波形如图4所示。单相最高电压峰值约为35 kV，为正常电压峰值的1.2倍。

图4 首端110 kV断路器投切测试35 kV母线侧电压波形

从试验过程和母线电压波形上分析，可以判断在首端110 kV断路器在投切35 kV电抗器过程中，首端110 kV断路器正常开断，未发生复燃、重燃以及由此带来的电压级升效应，35 kV母线未检测到明显过电压。仅检测到2次断路器首开相开断截流电压干扰，考虑由于110 kV SF6断路器截流离散性较高，这一特征符合110 kV SF6断路器开断的特性。根据突变电压峰值、持续时间判断对35 kV母线绝缘威胁可以忽略不计。

4.2 原真空断路器开断测试

采用原真空断路器共投切电抗器2次，均检测到35 kV母线存在过电压现象，主要表现为35 kV系统母线电压发生自由振荡情况。以第2次开断时35 kV母线电压为例，其波形如图5所示，最高单相电压峰值70 kV，为正常电压峰值的2.46倍，最高相间电压峰值约110 kV。

图5 原真空断路器投切测试35 kV母线侧电压波形

从试验过程和母线电压上波形分析，均检测到35 kV母线存在过电压现象，主要表现为：35 kV系统母线电压发生自由振荡情况，振荡呈阻尼特征，自由振荡频率约1 kHz，持续时间约5 ms。可以判断在原真空断路器开断电抗器过程中，断路器首开相发生了疑似复燃的现象，并由此带来了电压级升效应，35 kV母线发生过电压情况。由于现场35 kV母线压变为4TV接线方式，其阻尼特性明显好于3TV接线方式，振荡持续时间更短。

5 结论

通过对首端110 kV SF6断路器开断35 kV电抗器研究和实测，可以得出如下结论：

（1）35 kV空母线上真空断路器开断35 kV并抗时，35 kV母线侧过电压情况及其严重，特别容易引起35 kV设备绝缘故障，必须采取措施进行治理。

（2）采用首端110 kV SF6断路器开断并抗时，断路器电流开断特性十分良好，没有发生复燃、重燃现象，可以从根本上避免并抗开断过电压情况的发生；也没有发生因110 kV SF6断路器截流离散性较高，而产生过高的截流电压值，仅检测到2次截流电压干扰，其过电压特征是“一过性”的，未造成系统自由振荡，对35 kV系统危害可以忽略不计。

（3）对于中性点不具备分相引出条件的35 kV油浸式并抗的过电压治理改造，推荐采用首端110 kV电压等级SF6断路器投切治理模式；而具备分相引出条件的35 kV油浸式并抗的过电压治理改造，仍然建议采用中性点末端投切的方式。

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[2]金百荣.35 kV并抗操作过电压故障实例分析[J].电力电容器与无功补偿，2016（5）.

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[5]陈梁金.35 kV空母线系统中真空断路器投切电抗器相关问题分析[J]．高压电器，2010，46（9）∶103-106．

[6]杜宁.40.5 kV真空断路器开断并联电抗器的现场试验[J].清华大学学报，2010（4）∶517-520.

[7]陈西庚.断路器切合并联电抗器爆炸原因分析[J].电力建设，2003（5）∶10-11.

[8]王永勇.关于干式空心并联电抗器烧损问题的研究[J].黑龙江电力，2003（6）∶423-428.

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[13]王季梅.真空开关技术及应用[M]．北京：机械工业出版社，2008.

[14]GB 311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合[S].北京：中国标准出版社，2015.

[15]DL/T 402-2007高压交流断路器订货技术条件[S].北京：中国电力出版社，2016.

参考文献的作用及要求

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编辑部摘编

2017-07-26

金佳敏（1981），男，高级工程师，从事变电设备检修、运维技术管理工作。

（本文编辑：徐 晗）

Switching Overvoltage Control of 35 kV Shunt Reactor by Head End Switching of Breaker

JIN Jiamin1， ZHENGYiming2， CHEN Yibin1， WAN Xiao1
（1.State Grid Wenzhou Power Supply Company， Wenzhou Zhejiang 315000， China；2.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute， Hangzhou 310014， China）

In the process of 35 kV shunt reactor breaking，serious switching overvoltage is generated that threatens equipment insulation of 35 kV system.It can effectively handle switching overvoltage to install a breaker at the end of shunt neutral point.However，neutral points without leadouts can not be transformed.Therefore，the paper suggests installing 110 kV SF6circuit breaker at the head end of shunt reactor.The field test shows that head end switching of 110 kV breaker can effectively control overvoltage.

shunt reactor； switching overvoltage； no-load busbar； head end switching； overvoltage control

10.19585/j.zjdl.201710011

1007-1881（2017）10-0055-04

TM732

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