SF6断路器重合闸后开断瞬态恢复电压的研究

刘 洋，林 莘

（辽宁省电网安全运行与监测重点实验室（沈阳工业大学），辽宁 沈阳 110870）

专论

SF6断路器重合闸后开断瞬态恢复电压的研究

刘 洋，林 莘

（辽宁省电网安全运行与监测重点实验室（沈阳工业大学），辽宁 沈阳 110870）

针对高压断路器重合闸于故障状态后的开断过程，依托特高压交流输电系统，对断路器重合闸后二次开断瞬态恢复电压（TRV）进行了研究。首先对重合闸前后两次开断暂态过程进行理论分析，再根据流注理论气体临界击穿判据及不同开距下的断路器电场分布，建立合闸预击穿电弧模型，并利用电磁暂态仿真程序ATP／EMTP，计算了故障后第一次开断及重合闸后二次开断TRV，同时研究了重合闸相角和故障类型及位置对TRV的影响。研究结果表明，重合闸后二次开断TRV峰值及上升陡度（RRRV）均高于第一次开断，开断难度增大；对于近区单相接地故障，重合闸相角为60°时，RRRV达到2.81 kV／μs（标准3 kV／μs）；需要加以限制。

SF6；重合闸；电弧模型；瞬态恢复电压

在超、特高压输电线路当中，断路器是极为重要也是制造难度大的设备之一［1-3］。其瞬态特性的确定，对其制造及输电系统的安全运行具有重大意义。断路器的瞬态特性主要包括断路器开断之后的瞬态恢复电压以及开断短路电流过程中短路电流过零点漂移问题［4-6］。目前，国内外学者对断路器开断瞬态特性进行了大量的研究。文献［7］研究了特高压断路器开断短路电流及失步情况下的瞬态恢复电压问题。文献［8］对近区故障开断特性进行了机理分析及仿真分析，并与断路器端部故障开断特性进行了比较。文献［9］对加入串联补偿装置后的开断瞬态恢复电压特性进行了研究，并结合国内多个特高压串补工程对各种TRV的抑制措施进行了比较分析。以上研究都针对断路器单次开断TRV特性的分析，但对于断路器重合闸后二次开断的TRV特性研究较少。在超特高压线路中，单相接地故障率高达90%以上，单相自动重合闸的应用可以有效提高系统的稳定性及供电的可靠性，但若重合于永久性故障，断路器合闸过程会出现预击穿的情况，增加了二次开断的难度，应予以重视。

本文对断路器重合闸前后开断暂态过程进行了理论分析，并根据流注理论气体临界击穿判据以及断路器不同开距下的电场分布，得到故障状态下合闸过程中的预击穿位置，提出重合闸预击穿电弧模型，同时结合特高压交流输电系统，计算了断路器在重合闸预击穿条件下开断的TRV，分析了合闸相角和故障点位置对TRV的影响。

1 断路器重合闸后开断瞬态过程分析

瞬态恢复电压是断路器开断电弧熄灭后，出现在触头两端具有瞬态特性的电压，本文结合故障中断路器动作过程，对重合闸前后两次开断的瞬态过程进行分析，图1为接地故障等效示意图。图中，Rs、Ls、Cs为断路器电源测的电阻、电感与对地电容；R1、L1、C1为线路侧电阻、电感与对地电容。若线路每km的电阻、电感及对地电容分别为r1、l1、c1，则离断路器S（km）处发生短路时，R1＝r1S，L1＝l1S，C1＝c1S。

图1 接地故障等效示意图

断路器第一次开断过程如图2所示，当断路器电流过零前，电弧未熄灭，设电弧电压很低，断器端口A、B的对地电压相同，即UA＝UB＝UAm。断路器中电流过零电弧熄灭之后，UA和UB分别按照电源侧回路及线路侧回路所规定的暂态规律变化。

图2 断路器第一次开断等效电路图

对于电源测回路，电源电压u＝Umsin（ωt＋φ），uA为电容Cs上的电压，可得下列微分方程：

对微分方程（2）求解，解得：

式中：K1＝［1-e-δt（a1cosωst＋a2sinωst）］。

电弧熄灭时的起始条件为t＝0，uc＝UAm，ic＝0。代入式（3）中可求出a1、a2，得到uA：

若电路中δ≪ω0，则ωs≈ω0，式（4）还可简化为：

线路侧回路同理，uB为电容C1上的电压，iC1

式（6）是以uB为未知量的RLC串联电路放电过程的二阶齐次微分方程，解得：

当断路器重合预击穿后，Cs与电源对线路侧振荡放电。重合闸暂态过程如图3所示。

Cs对线路侧进行放电作用，求得电源侧的电压为

图3 断路器重合闸等效电路图

二次开断暂态过程如图4所示。断路器第二次打开时，电源测、线路侧和断口间电压分别为

图4 断路器第二次开断等效电路图

由式（9）、（13）可知，断路器断口间的瞬态恢复电压由电源侧和线路侧恢复电压决定。二次开断加入重合闸暂态过程后，电源测和线路侧恢复电压u″A、u″B高于一次开断电压uA、uB，故二次开断断口间瞬态恢复电压u″tr要高于一次开断utr。另外，线路侧恢复电压还与线路参数有关，故障点位置距断路器越远，线路侧电压衰减越慢，断口间瞬态恢复电压也越小。

2 断路器合闸预击穿过程

2.1 SF6断路器临界击穿场强计算

为了判断断路器合闸过程预击穿位置，建立断路器合闸预击穿过程，首先需要计算出断路器的临界击穿场强。对于断路器灭弧室这样非均匀电场，SF6气体的击穿过程可以根据流注理论来解释。Pedersen给出了临界击穿判据：

式中：α为电离系数；β为电子吸附系数；K＝18，积分沿场线贯穿整个区域。γ＝α-β称为有效电离系数，它与电场强度E和粒子密度N的（E／N）成近似直线关系，对应于γ＝0的（E／N）称为临界（E／N）∗，对于SF6气体来说，（E／N）∗＝3.56× 10-15，根据试验击穿判据对（E／N）∗进行修正，即式（18）所表示的击穿判据可简化为

按照流注理论，整个弧隙的介质强度按照介质

式中：k＝0.795 5，RSF6为SF6气体的分子量，即146.07 g／mol；R0为阿伏加德罗常数，即6.02× 1023／mol；将式（17）带入式（16）中可得电场的击穿判据为最薄弱的一点（E／ρ最大的一点）计算，气体击穿判据为

式中：ρ为气体介质密度，即：

当触头间电场强度E＞1.167 ρ kV／mm时，有效电离系数γ＞0，弧隙可能被击穿。由于断路器合闸动作没有吹弧过程，故假设合闸过程断路器内SF6气体密度不变，SF6额定气体压力0.6 MPa下，根据理想气体状态方程，取气体密度32.2 kg／mm3，得到临界击穿场强为37.58 kV／mm。

2.2 电场计算

为了建立断路器重合闸预击穿过程，计算出断路器不同开距下的电场分布，根据临界击穿场强判断断路器预击穿的位置。本文针对1 100 kV SF6断路器研究了其在不同开距下的电场分布，灭弧室结构如图5所示，主要技术参数如表1所示。

图5 灭弧室结构示意图1——动弧触头；2——喷口；3——静弧触头；4——动主触头；5——SF6气体；6——静主触头

表1 断路器主要技术参数

电场计算以有限元法为基础，采用轴对称建模方式，智能网格剖分方法。假设灭弧室内不存在金属蒸汽且静弧触头光滑，喷口材料聚四氟乙烯的介电常数ε1＝2.1，SF6气体介电常数ε2＝1.002 4。动弧触头和动主触头边界的一类边界条件为：φ1＝1 000 kV；静主触头、静弧触头边界的一类边界条件为φ2＝0 kV。开距为16 mm时灭弧室内电场分布如图6所示。不同开距下电场分布如图7所示。

图6 开距16 mm下电场分布

图7 不同开距下电场分布

经过计算，电场强度的最大值出现在动弧触头及静弧触头表面且电场变化梯度较大，易发生绝缘击穿。在开距为16 mm时，动弧触头与静弧触头间场强达到了临界击穿场强值37.58 kV／mm，说明已经达到击穿条件。进而对16.1～16.5 mm开距下的场强进行计算，从图7可以看出，在开距为16.1 mm时，动弧触头与静弧触头间的场强刚好达到击穿场强值，故认为断路器在开距为16.1 mm时发生合闸预击穿。断路器的全开距为167 mm，断路器合闸时间取50 ms，因此合闸预击穿为45.2 ms。

2.3 断路器合闸电弧模型

以往对断路器的开断特性研究时，仅考虑故障发生后单次开断的TRV特性，由于单相自动重合闸的应用，会出现断路器重合于故障状态，需要二次开断的情况。而二次开断不应简单地模拟一次开断，还应考虑断路器重合故障电流发生预击穿的情况对二次开断TRV特性的影响。参照隔离开关合闸的燃弧过程，将电弧等效为一个时变电阻的形式［10］，即电弧电阻用指数函数近似为下式：

结合断路器在合闸45.2 ms发生燃弧的结果，式中时间常数τ＝1 ms，静态燃弧电阻r0＝0.5 Ω，断路器在起弧前的电阻R0＝1015Ω。本文用该模型来等效开关合闸时，动静触头的预击穿过程中电弧电阻阻值随合闸动作发生变化，断路器完成合闸操作后，电弧电阻为0，故电弧电阻变化曲线图如图8所示。

图8曲线表示了整个合闸过程的电弧电阻的变化，包括两个阶段，即预击穿阶段（AB段）、电弧稳态阶段（BC段），C点代表完成合闸动作。

图8 电弧电阻变化曲线

3 特高压交流系统计算条件

本文针对特高压交流输电系统对断路器切除短路电流后出现的瞬态恢复电压以及断路器重合闸后二次开断的瞬态恢复电压进行研究，图9为特高压系统故障示意图。

图9 特高压系统故障示意图

发电机机端母线电压为1 078 kV，输电线路长2 300 km，每100 km的充电功率为315.5 Mvar，输电容量为3 000 MVA。线路左侧部分为GIS变电站，变电站断路器母线侧的参数对TRV的峰值和上升率有很大的影响。母线侧的参数主要包括与母线直接相连的特高压系统、母线上各元件的对地电容、变压器的入口电容和高中压绕组之间的电容等构成。考虑到杂散电容对系统参数的影响，表2给出了杂散电容值。

表2 变电站设备杂散电容值

4 重合闸开断的仿真计算与分析

4.1 重合闸开断TRV特性分析

针对特高压线路，利用电磁暂态仿真软件ATP／EMTP，建立仿真模型，来研究发电厂侧断路器CB1两次开断TRV特性。在所建立的模型中设：输电线路首端在0.01 s发生单相接地故障，0.058 5 s断路器CB1断开，0.06 s断路器CB2断开，在0.069 s电压相角为60°时CB1重合闸，加入动态预击穿电弧模型，0.098 6 s进行二次开断。母线侧电容总和为19 400 pF，线路侧电容总和为11 570 pF。图10给出了故障后断路器CB1二次开断TRV波形，图11给出了二次开断电流波形。图12、图13分别给出了CB1一、二次开断TRV波形。

图10 单相接地故障断路器两次开断TRV波形图

图11 单相接地故障断路器两次开断电流波形图

图12 单相接地故障断路器首次开断TRV波形图

图13 单相接地故障断路器重合闸二次开断TRV波形图

由图10、图11可以看出，重合闸前后两次开断单相接地故障的暂态过程，瞬态恢复电压有所不同。从图12、图13可知，考虑断路器重合闸预击穿过程后，二次开断电源侧和线路侧瞬态恢复电压峰值分别为1 157kV和175.8 kV，明显大于第一次开断峰值1 046.6 kV和104.8 kV，故二次开断断口间恢复电压峰值1 239.3 kV也高于第一次的峰值1095.6kV，计算结果与理论分析相符；而二次开断与首次开断到达第一个峰值所用的时间分别为262 μs和287 μs，虽然二次开断的第一个电压峰值为736.7 kV略低于第一次开断的751.6 kV，但重合闸后上升率2.81 kV／μs仍高于首次开断的2.62 kV／μs，开断难度更大。

4.2 不同重合闸相位对重合闸开断TRV的影响

研究表明，断路器重合闸的预击穿过程对断路器的开断TRV特性有一定的影响，而重合闸的相位直接影响预击穿过程，进而影响断路器的开断TRV特性。表3给出了线路首端故障时开断瞬态恢复电压与重合闸电压相角的关系。

从表3可以看出，重合闸电压相角在0°～90°之间变化时，瞬态恢复电压的幅值及上升率也随之改变。在合闸相角为60°时，瞬态恢复电压的幅值和上升率均达到最大值，此时断路器的开断难度也最大。

4.3 不同故障点对重合闸开断TRV的影响

由于瞬态恢复电压的波形与线路阻尼值（电感、电容、电阻、波阻抗）及它们的分布情况有关，本文对单相接地故障、两相接地故障、三相接地故障重合闸开断进行了研究。表4给出了瞬态恢复电压与不同故障类型不同故障点的关系。

表3 TRV随重合闸电压相角的变化

表4 TRV随故障类型故障点的变化

由表4可知，几种故障中，故障点在线路近区时，瞬态恢复电压的幅值较高，且幅值随着故障距离的增大而减小。发生两相接地短路和三相接地故障时，断路器TRV的峰值Uc以及第一个电压峰值U1明显大于发生单相接地故障，但由于发生两相接地短路和三相接地故障达到第一个峰值时间t1和电压峰值时间t2比单相接地故障达到峰值所用的时间长，因此两相接地短路和三相接地故障RRRV要低于单相接地故障RRRV。计算表明，单相接地短路、两相接地短路以及三相接地短路故障时，短路电流分别为37.58 kA、39.24 kA、41.66 kA，对应断路器标准中的T60工况［11］。几种接地故障中，TRV的最大值出现在线路首端三相接地短路中，大小为1 556.3 kV，低于标准值1 751 kV；对于单相和两相接地故障，电压峰值时间t2的值虽小于标准值1 752 μs，但电压峰值及RRRV都低于标准时，仍能正常开断；RRRV最大值为2.81 kV／μs，出现在线路单相故障中，虽然低于标准值3 kV／μs，但余度较小，为保证断路器正常开断，应加以限制。

5 结论

a.与故障后第一次开断相比，考虑了合闸过程的二次开断，断路器两侧及断口间TRV峰值及上升陡度更大，故开断难度更大。

b.故障点位置和重合闸相角对断路器的瞬态恢复电压有一定影响，故障发生在断路器首端且合闸相角达到60°时，瞬态恢复电压的幅值及上升率最大，开断难度也最大。

c.由表3可以得出，发生三相接地故障时，瞬态恢复电压峰值为1 556.3 kV，低于标准值1 751 kV；发生单相接地故障时，重合闸二次开断的上升陡度最大，达到2.81 kV／μs，低于标准值3 kV／μs，但余度较小，为保证断路器正常开断，需要加以限制。

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［11］ IEC62271-100，高压交流断路器［S］.

Research of SF6Circuit Breaker Transient Recovery Voltage after Reclosing

LIU Yang，LIN Xin
（Liaoning Province Key Lab of Power Grid Safe Operation and Monitoring（Shenyang University of Technology），Shenyang，Liaoning 110870，China）

According to the circuit breaker breaking process after reclosing in fault state，this paper investigates transient recovery volt⁃age of the second break after reclosing based on the UHV.According to the gas breakdown criterion and the circuit breaker electric field distribution，a pre⁃breakdown arc model is established.With ATP／EMTP program，transient recovery voltage in the first break and the second break are calculated.The result shows that the magnitude and the rise rate of the recovery voltage in the second break are higher.The maximum RRRV in single phase grounding fault can reach 2.81 kV／μs（standard 3 kV／μs）with a 60°reclosing an⁃gle，which needs to be restricted.

SF6；Reclose；Arc model；TRV

TM561.3

A

1004-7913（2015）03-0001-06

刘 洋（1989—），女，硕士，从事电力系统及高电压相关仿真研究。

2014-12-22）