1. 概述
某變電站有兩組10kV電抗器，型號為CKSGO-10kV，投運送電期間兩組電抗器分別沖擊4次，操作未發現異常。
投運后11天內共計投切24次，其中10kV并聯電抗器Ⅰ組投切17次、10kV并聯電抗器Ⅱ組投切7次。在此期間10kV廣場線621饋線共發生非正常跳閘3次，全都為手動斷開電抗器開關時發生，同時伴隨主控室部分辦公照明空氣開關跳開的現象。
為此，對電抗器投切時出現的10kV廣場線621饋線跳閘問題進行調查分析，并進行了電抗器的現場投切試驗和電抗器開關的分、合閘時間特性的測試。
2. 投切試驗情況
（1）電抗器組的投切試驗
試驗人員首先對兩組10kV電抗器組均進行了投切操作，在其TA二次用鉗形傳感器獲取電流信號并測錄其暫態波形。由于饋線開關柜僅安裝了A、C相電流互感器，現場試驗只能記錄到A、C兩相的電流波形。
對電抗器Ⅰ組共進行6個循環的投切操作。發現在第4次切電抗器組操作時，發生了電流復燃現象，電抗器側的避雷器A相動作了一次，同時伴隨站用變低壓側空氣開關跳閘，波形如圖2、3所示。其余5次切除電抗器組時的電流波形未發現異常，波形如圖1所示（圖中所示為第一次切電抗器組時的電流暫態波形）。
對電抗器Ⅱ組也進行了3次投切操作，在第3次切電抗器組操作時，同樣發生了復燃現象，如圖4、5所示。但電抗器側避雷器未動作。
（2）電抗器組開關分合閘時間特性測試
在電抗器Ⅰ、Ⅱ組開關轉為檢修狀態下，分別測試了2臺開關的分合閘時間特性。測試結果如表1、表2所示。
從試驗結果上看，該兩組電抗器開關的分合閘時間、相間分合閘不同期等參數均滿足規程要求。
3. 電抗器操作引發設備異常故障分析
2009年4月期間，在切除10kV電抗器組時，共誘發了3次廣場線621饋線的跳閘故障。3次跳閘時的保護動作報告如下：
第一次：2009.4.19，07:43:41:780，C 相 100.83 A，過流Ⅰ段動作。
第二次：2009.4.27，07:27:33:423，A 相 90.75 A， 過流Ⅰ段動作。
第三次：2009.4.29，08:00:49:816，A 相 110.89 A，過流Ⅰ段動作。
由此可知，621饋線的3次跳閘都是線路發生了短路故障所致，調閱了上述3次的廣場線開關保護錄波圖及對應的主變故障錄波圖，從錄波圖可知，在3次故障中，有2次是A、B相間故障，1次是B、C相間故障。從3次線路故障的錄波圖分析，故障所產生的現象基本是類似的，每次都是線路發生相間故障，且都有B相。說明B相是引發線路相間故障的重要因素。
雖然電抗器的投切試驗并未重現故障時的各項特征現象，但證實了切除電抗器組時開關確實存在復燃現象，且復燃都是出現在首相開斷的熄弧過程中（過零點附近），且以高頻瞬態的形式重復出現多次。由此可知，該型斷路器的滅弧能力難以滿足要求。
從上述3次線路故障的分析，在切除10kV電抗器組時，真空開關存在一定比例（16%～30%）的復燃現象，所產生的高頻過電壓導致廣場線相間絕緣擊穿并形成相間短路，是引起線路跳閘的主要原因。但電網也可能存在一些絕緣薄弱點，在復燃過電壓作用下幾次發生絕緣擊穿，也是廣場線頻發跳閘故障的一個重要原因。
4. 防范措施
（1）考慮到該斷路器開斷性能問題，建議考慮將電抗器開關更換為其它型號的斷路器，如SF6型或高一個電壓等級的產品。或選用其它性能更好的真空斷路器。
（2）在電抗器側加裝阻容吸收裝置，以降低首相開斷過程中恢復電壓上升速度，避免復燃發生也是一項較為有效的抑制復燃過電壓措施。
