电容器组开关选相分合闸装置运行分析及控制策略改进

向真，伍国兴，张欣，王铠

（深圳供电局有限公司， 广东 深圳 518001）

0 引言

电容器组及电抗器等无功补偿设备对于提高供电效率、改善电能质量具有重要作用，经常需要根据电网负载情况进行频繁投切。现有无功设备大部分是三相同时投切的，也就是不区分投切的相位角，断路器分合闸时容易产生涌流和过电压，损害无功设备及断路器，影响电能质量［1-8］。近年来，某电网公司500 kV变电站曾多次发生35 kV电容器组串联电抗器匝间绝缘损坏故障，此外，35 kV电容器组断路器也面临投切次数达注意值、主回路电阻超过出厂值的120%等问题。

相控开关技术又称同步开关技术、开关选相分合闸技术或开关受控分合闸技术，其实质是根据不同负载的特性控制断路器在电压或电流的特定相位角度完成合闸或分闸，实现无冲击的平滑过渡，削弱操作暂态效应的影响［9-17］。相控技术在特高压换流站交流滤波器断路器中已有广泛应用，近年来，相控技术被试点应用至变电站电容器组投切［18-25］。

2014年以来，某电网公司开展相控技术研究及应用，应用于电容器组、主变压器、输电电缆的投切操作中，其中电容器组开关选相分合闸装置应用情况如表1所示。相控装置均选用深圳某公司产品，其中110 kV A站、B站为GLSI-211型，用于适配该公司产永磁机构断路器；500 kV C站为SID-3YL型通用微机涌流抑制器，可适用各类主变、电容器组开关的选相控制。两种型号相控装置的控制精度相同。

表1 电容器组开关相控装置应用情况Tab.1 Application of controlled switching device for capacitor banks

本文将从选相控制精度、合闸涌流、操作过电压等方面分析电容器组相控装置运行数据，对比相控分合闸与随机分合闸的区别，分析选相控制效果及存在问题。最后，总结电容器组相控装置运行情况，并提出改进选相控制精度及控制策略的建议。

1 相控装置运行情况

2021年7 月，提取A站、B站、C站相控装置最新运行数据，相控装置直接采集电容器组开关电流互感器的电流值，电压值则来自于单独装设于开关与电容器组之间的电压互感器。分析合闸涌流、分闸过电压及分合闸时间如下。

1.1 A站相控装置运行情况

2020年12月3 日至2021年5月24日，A站2C2开关柜相控装置共投切150次。2C2电容器组部分日期的合闸涌流见图1所示。

图1 A站2C2电容器组合闸涌流峰值Fig.1 Maximum inrush currents of capacitor bank 2C2 at station A

三相暂态电流峰值最大值分别为1.86 p.u.、2.23 p.u.、1.67 p.u.（1 p.u.为电流稳态峰值）。相控开关柜投运初期，采用相控断路器关合时，三相电流峰值分别为1.62 p.u.、1.80 p.u.、1.38 p.u.；采用常规断路器关合时，三相电流峰值分别为4.51 p.u.、4.45 p.u.、4.42 p.u.。对比可见，相控装置投运6 a后，选相合闸涌流相比投运初期略有升高，但仍远低于随机合闸涌流。

2C2电容器组部分日期的分闸过电压如图2所示。

图2 A站2C2电容器组分闸过电压峰值Fig.2 Maximum overvoltage of capacitor bank 2C2 at station A

A相暂态电压峰值最大值为1.38 p.u.（1 p.u.为电压稳态峰值）。相控开关柜投运初期，采用相控断路器开断时，三相电压峰值分别为1.36 p.u.、1.33 p.u.、1.00 p.u.；采用常规断路器开断时，三相电压峰值分别为1.35 p.u.、1.34 p.u.、1.34 p.u.。对比可见，选相分闸过电压与随机分闸过电压基本相当。

2C2开关选相合闸时间与整定时间的偏差如表2所示。

表2 A站2C2电容器组选相合闸时间偏差Tab.2 Time deviation of controlled closing of capacitor bank 2C2 at station A ms

由于合闸时C相为首合相，此时回路未接通，时间仅做参考，因此合闸时仅分析A、B两相。可见，合闸时最大时间偏差为0.64 ms。

2C2开关选相分闸时间与整定时间的偏差如表3所示，其中取断路器燃弧时间为7 ms。可见，分闸时最大时间偏差为0.57 ms。

表3 A站2C2电容器组选相分闸时间偏差Tab.3 Time deviation of controlled opening of capacitor bank 2C2 at station A ms

1.2 B站相控装置运行情况

2020年11月27 日至2021年6月23日，B站1C2开关柜相控装置共投切119次。1C2电容器组部分日期的合闸涌流如图3所示。

图3 B站1C2电容器组合闸涌流峰值Fig.3 Maximum inrush currents of capacitor bank 1C2 at station B

三相暂态电流峰值最大值分别为1.66 p.u.、1.80 p.u.、1.36 p.u.（1 p.u.为电流稳态峰值）。相控开关柜投运初期，采用相控断路器关合时，三相电流峰值分别为2.24 p.u.、2.62 p.u.、1.70 p.u.。对比可见，相控装置投运近3年后，选相合闸涌流比投运初期更低。

1C2开关选相合闸时间与整定时间的偏差如表4所示。同样仅分析A、B两相，可见，合闸时最大时间偏差为0.69 ms。

表4 B站1C2电容器组选相合闸时间偏差Tab.4 Time deviation of controlled closing of capacitor bank 1C2 at station B ms

1C2开关选相分闸时间与整定时间的偏差如表5所示，其中取断路器燃弧时间为6.6 ms。可见分闸时最大时间偏差为1.3 ms。

表5 B站1C2电容器组选相分闸时间偏差Tab.5 Time deviation of controlled opening of capacitor bank 1C2 at station B ms

1.3 C站相控装置运行情况

2021年5月21 日至2021年7月28日，C站44DR电容器组344断路器相控装置共投切12次。44DR电容器组部分日期的合闸涌流如图4所示。

图4 C站44DR电容器组合闸涌流峰值Fig.4 Peak value of closing inrush currents of capacitor bank 44DR at station C

三相暂态电流峰值最大值分别为2.17 p.u.、1.90 p.u.、1.92 p.u.（1 p.u.为电流稳态峰值）。相控开关柜投运初期，采用相控断路器关合时，三相电流峰值分别为1.90 p.u.、2.13 p.u.、1.57 p.u.；采用常规断路器关合时，三相电流峰值分别为3.74 p.u.、3.50 p.u.、3.59 p.u.。对比可见，相控装置投运2年后，选相合闸涌流与投运初期大致相当，但仍远低于随机合闸涌流。

44DR电容器组部分日期分闸过电压如图5所示，A相暂态电压峰值最大值为1.36 p.u.（1 p.u.为电压稳态峰值）。相控开关柜投运初期，采用相控断路器开断时，三相电压峰值分别为1.36 p.u.、1.01 p.u.、0.99 p.u.；采用常规断路器开断时，三相电压峰值分别为1.36 p.u.、1.37 p.u.、1.35 p.u.。对比可见，选相分闸过电压与随机分闸过电压基本相当。

图5 C站44DR电容器组分闸过电压峰值Fig.5 Maximum overvoltage of capacitor bank 44DR at station C

344开关选相合闸时间与整定时间的偏差如表6所示。同样仅分析A、B两相，可见，合闸时最大时间偏差为1.9 ms。344开关选相分闸时间与整定时间的偏差如表7所示，其中取断路器燃弧时间为6 ms。可见，分闸时最大时间偏差为0.3 ms。

表6 C站44DR电容器组选相合闸时间偏差Tab.6 Time deviation of controlled closing of capacitor bank 44DR at station C ms

表7 C站44DR电容器组选相分闸时间偏差Tab.7 Time deviation of controlled opening of capacitor bank 44DR at station C ms

2 分析与讨论

相控开关技术抑制涌流和过电压的效果依赖于断路器开合相位的准确度，而这主要受断路器机械特性、介质绝缘特性以及控制系统精度的影响。理论分析与现场数据均表明选相投切负载要想取得理想效果，断路器分合闸时间的分散性应限制在1 ms以内。

选相合闸时间偏差方面，A站、B站均在1 ms以内，C站介于0.5～1.9 ms，反映出断路器预击穿特性的影响。对于10 kV真空断路器，从预击穿的固有特性和概率统计，在合闸过程中的预击穿机会接近等于0，因此相控操作可以不考虑其预击穿的影响。对于35 kV及以上电压等级断路器，则需考虑预击穿特性的影响，在断路器机构相对比较稳定时，机械合闸时间离散性不大，将电气合闸点设定到过零点后较短时间，可以解决过零点前预击穿问题；随着断路器机械特性的变化，若机械关合时间离散性增大，可保守一些，将预击穿延时设置得稍微大一些（1 ms），仍可减小发生电压过零点前击穿的概率。

选相分闸时间偏差方面，A站和C站均在1 ms以内，控制精度较好；而B站最大偏差为1.3 ms，但偏差超过1 ms的情形仅出现一次，因此可以排除断路器特性发生较大变化所致，判断主要是由于选相控制系统受外界干扰所致。

合闸涌流方面，3站选相合闸涌流与投运初期大致相当。相比随机合闸，A站最大涌流由4.51 p.u.降至1.8 p.u.，降幅为60%；B站由2.62 p.u.降至1.8 p.u.，降幅为31%；C站由3.74 p.u.降至2.17 p.u.，降幅为42%；可见选相合闸涌流远低于随机合闸涌流。

分析选相分合闸对操作过电压的影响，由于B站电容器组未加装电压互感器，未取电压数据，因此仅分析A站和C站数据。合闸过电压方面，从投运初期现场试验来看，采用选相装置后，合闸过电压相比随机合闸显著降低；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%。开关分闸时，A站和C站电容器组选相分闸过电压与随机分闸过电压基本相当，过电压数值均在安全范围以内，断路器未发生重击穿现象；相比随机分闸，相控分闸时能够影响断路器燃弧时间，确保电弧过零点时刻断路器主触头的开距足够大，从而彻底消除重燃现象。

3 结论

本文分析了变电站10 kV和35 kV电容器组相控装置运行情况并对运行策略进行了改进。主要结论如下。

1） 3座变电站电容器组开关选相分合闸装置总体运行情况良好，能够较好地抑制暂态效应对开关及无功设备造成的冲击。相控断路器动作时间稳定，目标角度控制精准稳定，10 kV开关选相分合闸时间偏差基本在1 ms以内，35 kV开关选相分闸时间偏差在1 ms以内。开关合闸时，选相合闸涌流及过电压均远低于随机合闸，有助于减少开关触头烧蚀及无功设备绝缘损坏的累积效应。开关分闸时，选相分闸过电压与随机分闸基本相当，选相分闸时有利于彻底消除重燃，减少暂态效应对开关及无功设备的影响。

2） 针对相控分合闸时间偏差，并结合相控装置当前的控制策略，建议对装置预设的动作时间进行微调，能够在一定程度上提升控制效果，进一步降低电容器组投切时对系统及设备的冲击。如将预击穿延时设置得稍微大一些（1 ms），或定期测试开关机械特性，结合分合闸时间变化来设置装置动作时间。

3） 35 kV及以上电压等级电容器组选相合闸时应充分考虑开关预击穿特性的影响，可结合断路器机械特性离散性，将电气合闸点设定到过零点后较短时间或增大预击穿延时，降低电压过零点前击穿的概率。

4） 对于现场电容器组未单独设置电压互感器的情形，可研究根据电容器放电曲线计算电容器残压，再选择合适的时刻合闸，无须等待电容器充分放电后才操作，以进一步提升电容器组选相投切精度。