電容器組開關選相分合閘裝置運行分析及控制策略改進

向真，伍國興，張欣，王鎧

（深圳供電局有限公司， 廣東 深圳 518001）

0 引言

電容器組及電抗器等無功補償設備對于提高供電效率、改善電能質量具有重要作用，經常需要根據電網負載情況進行頻繁投切。現有無功設備大部分是三相同時投切的，也就是不區分投切的相位角，斷路器分合閘時容易產生涌流和過電壓，損害無功設備及斷路器，影響電能質量［1-8］。近年來，某電網公司500 kV變電站曾多次發生35 kV電容器組串聯電抗器匝間絕緣損壞故障，此外，35 kV電容器組斷路器也面臨投切次數達注意值、主回路電阻超過出廠值的120%等問題。

相控開關技術又稱同步開關技術、開關選相分合閘技術或開關受控分合閘技術，其實質是根據不同負載的特性控制斷路器在電壓或電流的特定相位角度完成合閘或分閘，實現無沖擊的平滑過渡，削弱操作暫態效應的影響［9-17］。相控技術在特高壓換流站交流濾波器斷路器中已有廣泛應用，近年來，相控技術被試點應用至變電站電容器組投切［18-25］。

2014年以來，某電網公司開展相控技術研究及應用，應用于電容器組、主變壓器、輸電電纜的投切操作中，其中電容器組開關選相分合閘裝置應用情況如表1所示。相控裝置均選用深圳某公司產品，其中110 kV A站、B站為GLSI-211型，用于適配該公司產永磁機構斷路器；500 kV C站為SID-3YL型通用微機涌流抑制器，可適用各類主變、電容器組開關的選相控制。兩種型號相控裝置的控制精度相同。

表1 電容器組開關相控裝置應用情況Tab.1 Application of controlled switching device for capacitor banks

本文將從選相控制精度、合閘涌流、操作過電壓等方面分析電容器組相控裝置運行數據，對比相控分合閘與隨機分合閘的區別，分析選相控制效果及存在問題。最后，總結電容器組相控裝置運行情況，并提出改進選相控制精度及控制策略的建議。

1 相控裝置運行情況

2021年7 月，提取A站、B站、C站相控裝置最新運行數據，相控裝置直接采集電容器組開關電流互感器的電流值，電壓值則來自于單獨裝設于開關與電容器組之間的電壓互感器。分析合閘涌流、分閘過電壓及分合閘時間如下。

1.1 A站相控裝置運行情況

2020年12月3 日至2021年5月24日，A站2C2開關柜相控裝置共投切150次。2C2電容器組部分日期的合閘涌流見圖1所示。

圖1 A站2C2電容器組合閘涌流峰值Fig.1 Maximum inrush currents of capacitor bank 2C2 at station A

三相暫態電流峰值最大值分別為1.86 p.u.、2.23 p.u.、1.67 p.u.（1 p.u.為電流穩態峰值）。相控開關柜投運初期，采用相控斷路器關合時，三相電流峰值分別為1.62 p.u.、1.80 p.u.、1.38 p.u.；采用常規斷路器關合時，三相電流峰值分別為4.51 p.u.、4.45 p.u.、4.42 p.u.。對比可見，相控裝置投運6 a后，選相合閘涌流相比投運初期略有升高，但仍遠低于隨機合閘涌流。

2C2電容器組部分日期的分閘過電壓如圖2所示。

圖2 A站2C2電容器組分閘過電壓峰值Fig.2 Maximum overvoltage of capacitor bank 2C2 at station A

A相暫態電壓峰值最大值為1.38 p.u.（1 p.u.為電壓穩態峰值）。相控開關柜投運初期，采用相控斷路器開斷時，三相電壓峰值分別為1.36 p.u.、1.33 p.u.、1.00 p.u.；采用常規斷路器開斷時，三相電壓峰值分別為1.35 p.u.、1.34 p.u.、1.34 p.u.。對比可見，選相分閘過電壓與隨機分閘過電壓基本相當。

2C2開關選相合閘時間與整定時間的偏差如表2所示。

表2 A站2C2電容器組選相合閘時間偏差Tab.2 Time deviation of controlled closing of capacitor bank 2C2 at station A ms

由于合閘時C相為首合相，此時回路未接通，時間僅做參考，因此合閘時僅分析A、B兩相。可見，合閘時最大時間偏差為0.64 ms。

2C2開關選相分閘時間與整定時間的偏差如表3所示，其中取斷路器燃弧時間為7 ms。可見，分閘時最大時間偏差為0.57 ms。

表3 A站2C2電容器組選相分閘時間偏差Tab.3 Time deviation of controlled opening of capacitor bank 2C2 at station A ms

1.2 B站相控裝置運行情況

2020年11月27 日至2021年6月23日，B站1C2開關柜相控裝置共投切119次。1C2電容器組部分日期的合閘涌流如圖3所示。

圖3 B站1C2電容器組合閘涌流峰值Fig.3 Maximum inrush currents of capacitor bank 1C2 at station B

三相暫態電流峰值最大值分別為1.66 p.u.、1.80 p.u.、1.36 p.u.（1 p.u.為電流穩態峰值）。相控開關柜投運初期，采用相控斷路器關合時，三相電流峰值分別為2.24 p.u.、2.62 p.u.、1.70 p.u.。對比可見，相控裝置投運近3年后，選相合閘涌流比投運初期更低。

1C2開關選相合閘時間與整定時間的偏差如表4所示。同樣僅分析A、B兩相，可見，合閘時最大時間偏差為0.69 ms。

表4 B站1C2電容器組選相合閘時間偏差Tab.4 Time deviation of controlled closing of capacitor bank 1C2 at station B ms

1C2開關選相分閘時間與整定時間的偏差如表5所示，其中取斷路器燃弧時間為6.6 ms。可見分閘時最大時間偏差為1.3 ms。

表5 B站1C2電容器組選相分閘時間偏差Tab.5 Time deviation of controlled opening of capacitor bank 1C2 at station B ms

1.3 C站相控裝置運行情況

2021年5月21 日至2021年7月28日，C站44DR電容器組344斷路器相控裝置共投切12次。44DR電容器組部分日期的合閘涌流如圖4所示。

圖4 C站44DR電容器組合閘涌流峰值Fig.4 Peak value of closing inrush currents of capacitor bank 44DR at station C

三相暫態電流峰值最大值分別為2.17 p.u.、1.90 p.u.、1.92 p.u.（1 p.u.為電流穩態峰值）。相控開關柜投運初期，采用相控斷路器關合時，三相電流峰值分別為1.90 p.u.、2.13 p.u.、1.57 p.u.；采用常規斷路器關合時，三相電流峰值分別為3.74 p.u.、3.50 p.u.、3.59 p.u.。對比可見，相控裝置投運2年后，選相合閘涌流與投運初期大致相當，但仍遠低于隨機合閘涌流。

44DR電容器組部分日期分閘過電壓如圖5所示，A相暫態電壓峰值最大值為1.36 p.u.（1 p.u.為電壓穩態峰值）。相控開關柜投運初期，采用相控斷路器開斷時，三相電壓峰值分別為1.36 p.u.、1.01 p.u.、0.99 p.u.；采用常規斷路器開斷時，三相電壓峰值分別為1.36 p.u.、1.37 p.u.、1.35 p.u.。對比可見，選相分閘過電壓與隨機分閘過電壓基本相當。

圖5 C站44DR電容器組分閘過電壓峰值Fig.5 Maximum overvoltage of capacitor bank 44DR at station C

344開關選相合閘時間與整定時間的偏差如表6所示。同樣僅分析A、B兩相，可見，合閘時最大時間偏差為1.9 ms。344開關選相分閘時間與整定時間的偏差如表7所示，其中取斷路器燃弧時間為6 ms。可見，分閘時最大時間偏差為0.3 ms。

表6 C站44DR電容器組選相合閘時間偏差Tab.6 Time deviation of controlled closing of capacitor bank 44DR at station C ms

表7 C站44DR電容器組選相分閘時間偏差Tab.7 Time deviation of controlled opening of capacitor bank 44DR at station C ms

2 分析與討論

相控開關技術抑制涌流和過電壓的效果依賴于斷路器開合相位的準確度，而這主要受斷路器機械特性、介質絕緣特性以及控制系統精度的影響。理論分析與現場數據均表明選相投切負載要想取得理想效果，斷路器分合閘時間的分散性應限制在1 ms以內。

選相合閘時間偏差方面，A站、B站均在1 ms以內，C站介于0.5～1.9 ms，反映出斷路器預擊穿特性的影響。對于10 kV真空斷路器，從預擊穿的固有特性和概率統計，在合閘過程中的預擊穿機會接近等于0，因此相控操作可以不考慮其預擊穿的影響。對于35 kV及以上電壓等級斷路器，則需考慮預擊穿特性的影響，在斷路器機構相對比較穩定時，機械合閘時間離散性不大，將電氣合閘點設定到過零點后較短時間，可以解決過零點前預擊穿問題；隨著斷路器機械特性的變化，若機械關合時間離散性增大，可保守一些，將預擊穿延時設置得稍微大一些（1 ms），仍可減小發生電壓過零點前擊穿的概率。

選相分閘時間偏差方面，A站和C站均在1 ms以內，控制精度較好；而B站最大偏差為1.3 ms，但偏差超過1 ms的情形僅出現一次，因此可以排除斷路器特性發生較大變化所致，判斷主要是由于選相控制系統受外界干擾所致。

合閘涌流方面，3站選相合閘涌流與投運初期大致相當。相比隨機合閘，A站最大涌流由4.51 p.u.降至1.8 p.u.，降幅為60%；B站由2.62 p.u.降至1.8 p.u.，降幅為31%；C站由3.74 p.u.降至2.17 p.u.，降幅為42%；可見選相合閘涌流遠低于隨機合閘涌流。

分析選相分合閘對操作過電壓的影響，由于B站電容器組未加裝電壓互感器，未取電壓數據，因此僅分析A站和C站數據。合閘過電壓方面，從投運初期現場試驗來看，采用選相裝置后，合閘過電壓相比隨機合閘顯著降低；其中，A站由1.51 p.u.降至1.19 p.u.，降幅21%；C站由1.80 p.u.降低至1.40 p.u，降幅22%。開關分閘時，A站和C站電容器組選相分閘過電壓與隨機分閘過電壓基本相當，過電壓數值均在安全范圍以內，斷路器未發生重擊穿現象；相比隨機分閘，相控分閘時能夠影響斷路器燃弧時間，確保電弧過零點時刻斷路器主觸頭的開距足夠大，從而徹底消除重燃現象。

3 結論

本文分析了變電站10 kV和35 kV電容器組相控裝置運行情況并對運行策略進行了改進。主要結論如下。

1） 3座變電站電容器組開關選相分合閘裝置總體運行情況良好，能夠較好地抑制暫態效應對開關及無功設備造成的沖擊。相控斷路器動作時間穩定，目標角度控制精準穩定，10 kV開關選相分合閘時間偏差基本在1 ms以內，35 kV開關選相分閘時間偏差在1 ms以內。開關合閘時，選相合閘涌流及過電壓均遠低于隨機合閘，有助于減少開關觸頭燒蝕及無功設備絕緣損壞的累積效應。開關分閘時，選相分閘過電壓與隨機分閘基本相當，選相分閘時有利于徹底消除重燃，減少暫態效應對開關及無功設備的影響。

2） 針對相控分合閘時間偏差，并結合相控裝置當前的控制策略，建議對裝置預設的動作時間進行微調，能夠在一定程度上提升控制效果，進一步降低電容器組投切時對系統及設備的沖擊。如將預擊穿延時設置得稍微大一些（1 ms），或定期測試開關機械特性，結合分合閘時間變化來設置裝置動作時間。

3） 35 kV及以上電壓等級電容器組選相合閘時應充分考慮開關預擊穿特性的影響，可結合斷路器機械特性離散性，將電氣合閘點設定到過零點后較短時間或增大預擊穿延時，降低電壓過零點前擊穿的概率。

4） 對于現場電容器組未單獨設置電壓互感器的情形，可研究根據電容器放電曲線計算電容器殘壓，再選擇合適的時刻合閘，無須等待電容器充分放電后才操作，以進一步提升電容器組選相投切精度。