500kV變電站主變電容器限流電抗器短路故障分析

李偉琦 周剛 殷軍 韓書培 胡陳壯 單福州

關鍵詞：變電站;限流電抗器;設備老化;匝間絕緣

500 kV 變電站多為樞紐變電站，作為大、中型發電廠接入最高一級電壓電力網的連接點對電力系統的能源輸配起著重要的作用。550 kV 變電站所構成了我國大部分地區的主要網架結構，是區域電網供電的重要保障和支撐[1]。

在電力系統中，變電站中的電容器組多會串聯電抗器，來解決電容提供無功時，帶來的合閘涌流和放大高次諧波等問題[2]。串聯電抗器能夠降低電容器組在合閘過程中產生的浪涌對電容器的影響，限制操作過電壓抑制諧波減少電網電壓的波形畸變。

結合主變低壓側總開關布置情況，限流電抗器常用的布置方式大致可以分為4 種：第一種是主變低壓側有總開關，限流電抗器在開關與電容器之間;第二種是主變低壓側無總開關，限流電抗器在開關與電容器之間;第三種是主變低壓側有總開關，限流電抗器在閘刀與開關之間;最后一種是主變低壓側無總開關，限流電抗器在閘刀與開關之間。這幾種變電站主變電容器上限流電抗器的運行方式各有優缺點。目前該地區的變電站的中限流電抗器的布置方式主要是以第四種布置方式為主。

1 概況

2020 年1 月份，變電站4 號主變開關和4 號主變1號電容器開關跳閘。現場發現4 號主變1 號電容器B 相限流電抗器異常冒煙，立即聯系消防隊進行快速處置，并第一時間進行現場處理，取得較好的效果。

跳閘發生前該站4 號主變低壓側運行方式圖，如下圖1 所示，異常發生前該變電站4 號主變開關和4 號主變1 號電容器運行狀態，4 號主變2 號低抗、4 號主變3 號電容器熱備用狀態，站內其余設備均正常運行。

事件發生時，7 時23 分D5000 系統頻繁報“4 號主變35 kV IV 母線接地告警”、“4 號主變第一套保護裝置異?！薄ⅰ? 號主變第二套保護裝置異?！薄ⅰ? 號主變1 號電容器保護裝置異?！?、“4 號主變3 號電容器保護裝置異?！薄?/p>

兩分鐘后，該變電站4 號主變開關跳閘，370 毫秒后4 號主變1 號電容器開關跳閘。運維人員現場檢查4號主變1 號電容器限流電抗器異常冒煙。九分鐘后檢修公司第一批應急人員抵達現場，立即組織開展應急處置。8 時04 分，開始對4 號主變1 號電容器限流電抗器B相進行滅火。

8 時15 分， 明火被撲滅。10 時55 分， 涌潮變4號主變2 號低抗、4 號主變3 號電容器改冷備用，4 號主變1 號電容器、4 號主變35 kV IV 母線改檢修，進行4 號主變1 號電容器閘刀與35 kV IV 母線間引線的拆除隔離。11 時44 分，完成4 號主變1 號電容器閘刀與35 kV IV 母線間引線的拆除隔離。14 時07 分，涌潮變4 號主變2 號低抗、4 號主變3 號電容器、4 號主變35 kV IV 母線復役

2 設備情況及布置方式

2.1 設備情況

該550 kV 變電站4 號主變1 號電容器限流電抗器為某電力電容器有限責任公司生產，出廠時間2012 年2 月3 日，投運時間2013 年1 月23 日，上次檢修時間2019 年4 月12 日，檢修及例行試驗數據均未見異常。

2.2 設備布置方式

上述引言中提到了限流電抗器常用的布置方式的4種方式。目前檢修公司在運電容器限流電抗器共計178組，涉及116 組主變，間隔內限流電抗器布置于閘刀與開關之間以及開關與電容器之間的接線方式均存在。其中采取第三種和第四種方式的布置方式，具有較大的風險。

目前，國網公司多采用了第四種布置方式，如下圖2 所示原理圖。該方式對電容器開關的故障切除能力要求較低，成本較低。該方式缺點也很明顯，其主變低壓側總開關切除故障速度慢，主變承受短路電流時間長且主變被切除。

針對第四種布置方式的缺點，可以采取以下三種的改進措施。首先可以增加低壓側總開關，再者改變限流電抗器的位置，將限流電抗器移至開關與電容器之間。最后可以啟用短時限主變低壓側復壓過流保護，來縮短故障切除時間。

3 檢查分析情況

3.1 一次設備檢查情況

為分析事故原因，工作人員現場對一、二設備受損情況進行檢查，并結合系統數據分析事故原因[3]。

現場對一次設備進行檢查，發現4 號主變1 號電容器限流電抗器B 相異常冒煙燒損，防雨帽已毀。4 號主變1 號電容器3411 閘刀C 相導電觸頭及接地閘刀主連桿均有燒蝕情況。

3.2 二次設備情況分析

（1）保護動作情況

7 時25 分55 秒309 毫秒，4 號主變兩套主變保護啟動，606 毫秒后低壓側繞組過流保護動作（1 時限）。

低壓繞組最大二次故障電流有效值6.007 A（一次值24.082 kA）。

7 時25 分55 秒479 毫秒，4 號主變1 號電容器保護啟動，804 毫秒后低電壓保護動作，最大電壓0.27 V。

該變電站4 號主變1 號電容器限流電抗器布置于閘刀與開關之間，不在電容器過流保護范圍內，因此過流保護未動作。

（2）故障錄波器檢查情況

故障錄波波形如圖3 所示。

綜合上述故障錄波波形和保護動作情況，故障發展過程分析如下：

1 月18 日8 時28 分54 秒973 毫秒（0 ms 時刻），4 號主變1 號電容器B 相限流電抗器發生接地故障;320 ms，發展為BC 相間短路;510 ms，發展為ABC 三相短路故障，低壓繞組最大二次故障電流有效值6.007A（一次值24.082 kA）;920 ms（經0.6s 延時），4 號主變第一、二套主變保護低壓側過流動作;1 020 ms，4號主變開關分閘，故障電流消失，故障隔離;1 250 ms（經0.8 s 延時），4 號主變1 號電容器保護低電壓動作;1 320 ms，4 號主變1 號電容器開關分閘，保護動作行為正確。

3.3 設備歷史巡視檢查情況

（1）巡視情況

該550 kV 變電站最近一次例行巡視時間為1 月17日，電容器未投運。查閱之前的巡視記錄，未發現4 號主變1 號電容器間隔設備存在明顯異常。

（2）紅外測溫情況

此550 kV變電站4 號主變3 號電容器改造工作影響，故障前該區域的紅外測溫為人工測溫方式。查閱最近一次1 月17 日的紅外測溫記錄，4 號主變1 號電容器限流電抗器未見明顯異常。

4 跳閘原因分析

結合前期該類型設備發生類似異常的原因，初步分析本次限流電抗器故障原因可能為制造過程中存在匝間絕緣薄弱點，長期運行過程導致設備老化，使該點絕緣進一步下降并發生匝間絕緣擊穿，引起限流電抗器匝間短路故障。此外還有因為采取第四種布置方式造成的主變低壓側總開關切除故障速度慢，主變承受短路電流時間長的限流電抗器布置方式本身所帶來的缺陷也使得事故發生后造成設備燃燒損壞且主變被切除的情況。

5 小結

本次500 kV 變電站的主變電容器限流電抗器短路故障，具體原因為制造過程中存在匝間絕緣薄弱點，長期運行過程導致設備老化[4]。為了保證變電站的安全穩定運行，經過此次事件經驗反思，總結出以下幾點應對措施：

1. 一次設備整改建議。針對第四種布置方式，當限流電抗器發生故障，為減少故障切除范圍和主變承受短路電流時間，建議主變低壓側無總開關的增加總開關或將限流電抗器位置由開關與閘刀之間改為開關與電容器之間;對與第四中布置方式，應盡快完成限流電抗器位置變更。

2. 保護配置優化建議。針對第四種布置方式，為減少主變承受短路電流時間，可優化整定方式：在主變保護中啟用低壓側復壓過流保護，作為35 kV 母線及限流電抗器的主保護，縮短限流電抗器故障切除時間（從0.6 s縮短至0.4 s）。

3. 對高風險限流電抗器開展全包封噴涂施工。目前在運的同廠家同型號限流電抗器共3 組，對這3 組限流電抗器已列入年度計劃進行全包封RTV 噴涂繼續與廠家協商對三組設備進行更換。對于有些廠家生產的電抗率為12% 的限流電抗器運行可靠性不佳，后續優先進行全包封RTV 噴涂，在開展全包封噴涂之前，要求現場加強設備特巡和測溫。

4. 加快推進科技項目研究及應用。深入開展基于負序諧波諧振的電抗器匝間故障智能多元識別方法的研究，并盡快將該原理的保護設備掛網試運行。該原理保護能在設備發生匝間故障初期進行準確識別與故障相位確定，具有識別清晰，判別準確、快速的特點，能夠及時進行告警及切斷電源，阻止匝間故障持續發展及著火燃燒。

5. 優化AVC系統控制策略。降低無功設備投切頻次，減小對間隔設備（包括開關、限流電抗器等）的沖擊，提升無功設備運行可靠性。

6 結論

變電站主變上電容器的限流電抗器，是保證電氣設備安全運行，限制系統短路容量和短路電流的重要限流措施。此次因為設備運行老化以及布置方式選取的問題導致了事故發生并造成一定的損失。此次因設備匝間絕緣老化導致的匝間短路事故，為今后的設備質量把控，布置方式的優化提出了更高的要求。

在今后的設備運行控制中，除了對限流電抗器出廠質量進行系統性檢測之外，還要優化布置方式來縮短限流電抗器故障切除時間并對高風險限流電抗器開展全包封噴涂來進一步確保設備本身后期運行的可靠性。同時，在今后的設備檢測中要做好相關事故記錄總結，防止設備發生家屬性事故。運檢人員要加強日常故障巡檢工作，設備管理人員要做好事故及設備故障分析對存在家屬性故障的設備廠商嚴格把好質量關。