1. 概述

某变电站有两组10kV电抗器，型号为BKGKL-3334/10.5，投运送电期间两组电抗器分别冲击4次，操作未发现异常。

投运后11天内共计投切24次，其中10kV并联电抗器Ⅰ组投切17次、10kV并联电抗器Ⅱ组投切7次。在此期间10kV广场线621馈线共发生非正常跳闸3次，全都为手动断开电抗器开关时发生，同时伴随主控室部分办公照明空气开关跳开的现象。

为此，对电抗器投切时出现的10kV广场线621馈线跳闸问题进行调查分析，并进行了电抗器的现场投切试验和电抗器开关的分、合闸时间特性的测试。

2. 投切试验情况

（1）电抗器组的投切试验

试验人员首先对两组10kV电抗器组均进行了投切操作，在其TA二次用钳形传感器获取电流信号并测录其暂态波形。由于馈线开关柜仅安装了A、C相电流互感器，现场试验只能记录到A、C两相的电流波形。

对电抗器Ⅰ组共进行6个循环的投切操作。发现在第4次切电抗器组操作时，发生了电流复燃现象，电抗器侧的避雷器A相动作了一次，同时伴随站用变低压侧空气开关跳闸，波形如图2、3所示。其余5次切除电抗器组时的电流波形未发现异常，波形如图1所示（图中所示为第一次切电抗器组时的电流暂态波形）。

图1 第1次切电抗器Ⅰ组（6K1）时暂态电流波形图（波形正常）

图2 第4次切电抗器Ⅰ组（6K1）时暂态电流波形图

图3 第4次切电抗器Ⅰ组6K1时暂态电流波形图（局部放大）

对电抗器Ⅱ组也进行了3次投切操作，在第3次切电抗器组操作时，同样发生了复燃现象，如图4、5所示。但电抗器侧避雷器未动作。

图4 第3次切电抗器Ⅱ组6K2时暂态电流波形图

图5 第3次切电抗器Ⅱ组6K2时暂态电流波形图（局部放大）

（2）电抗器组开关分合闸时间特性测试

在电抗器Ⅰ、Ⅱ组开关转为检修状态下，分别测试了2台开关的分合闸时间特性。测试结果如表1、表2所示。

表 1 电抗器Ⅰ组6K1开关分合闸时间特性测试

表 2 电抗器Ⅱ组6K1开关分合闸时间特性测试

从试验结果上看，该两组电抗器开关的分合闸时间、相间分合闸不同期等参数均满足规程要求。

3. 电抗器操作引发设备异常故障分析

2009年4月期间，在切除10kV电抗器组时，共诱发了3次广场线621馈线的跳闸故障。3次跳闸时的保护动作报告如下：

第一次：2009.4.19，07:43:41:780，C 相 100.83 A，过流Ⅰ段动作。

第二次：2009.4.27，07:27:33:423，A 相 90.75 A， 过流Ⅰ段动作。

第三次：2009.4.29，08:00:49:816，A 相 110.89 A，过流Ⅰ段动作。

由此可知，621馈线的3次跳闸都是线路发生了短路故障所致，调阅了上述3次的广场线开关保护录波图及对应的主变故障录波图，从录波图可知，在3次故障中，有2次是A、B相间故障，1次是B、C相间故障。从3次线路故障的录波图分析，故障所产生的现象基本是类似的，每次都是线路发生相间故障，且都有B相。说明B相是引发线路相间故障的重要因素。

虽然电抗器的投切试验并未重现故障时的各项特征现象，但证实了切除电抗器组时开关确实存在复燃现象，且复燃都是出现在首相开断的熄弧过程中（过零点附近），且以高频瞬态的形式重复出现多次。由此可知，该型断路器的灭弧能力难以满足要求。

从上述3次线路故障的分析，在切除10kV电抗器组时，真空开关存在一定比例（16%～30%）的复燃现象，所产生的高频过电压导致广场线相间绝缘击穿并形成相间短路，是引起线路跳闸的主要原因。但电网也可能存在一些绝缘薄弱点，在复燃过电压作用下几次发生绝缘击穿，也是广场线频发跳闸故障的一个重要原因。

4. 防范措施

（1）考虑到该断路器开断性能问题，建议考虑将电抗器开关更换为其它型号的断路器，如SF6型或高一个电压等级的产品。或选用其它性能更好的真空断路器。

（2）在电抗器侧加装阻容吸收装置，以降低首相开断过程中恢复电压上升速度，避免复燃发生也是一项较为有效的抑制复燃过电压措施。