500 kV 變電站多為樞紐變電站，作為大、中型發(fā)電廠接入最高一級電壓電力網(wǎng)的連接點對電力系統(tǒng)的能源輸配起著重要的作用。550 kV 變電站所構(gòu)成了我國大部分地區(qū)的主要網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，是區(qū)域電網(wǎng)供電的重要保障和支撐^[1]。

在電力系統(tǒng)中，變電站中的電容器組多會串聯(lián)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(lián)電抗器能夠降低電容器組在合閘過程中產(chǎn)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(wǎng)電壓的波形畸變。

結(jié)合主變低壓側(cè)總開關(guān)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(cè)有總開關(guān)，限流電抗器在開關(guān)與電容器之間；第二種是主變低壓側(cè)無總開關(guān)，限流電抗器在開關(guān)與電容器之間；第三種是主變低壓側(cè)有總開關(guān)，限流電抗器在閘刀與開關(guān)之間；最后一種是主變低壓側(cè)無總開關(guān)，限流電抗器在閘刀與開關(guān)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(yōu)缺點。目前該地區(qū)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(guān)和4 號主變1號電容器開關(guān)跳閘?，F(xiàn)場發(fā)現(xiàn)4 號主變1 號電容器B 相限流電抗器異常冒煙，立即聯(lián)系消防隊進(jìn)行快速處置，并第一時間進(jìn)行現(xiàn)場處理，取得較好的效果。

跳閘發(fā)生前該站4 號主變低壓側(cè)運行方式圖，如下圖1 所示，異常發(fā)生前該變電站4 號主變開關(guān)和4 號主變1 號電容器運行狀態(tài)，4 號主變2 號低抗、4 號主變3 號電容器熱備用狀態(tài)，站內(nèi)其余設(shè)備均正常運行。

事件發(fā)生時，7 時23 分D5000 系統(tǒng)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(hù)裝置異?！薄ⅰ? 號主變第二套保護(hù)裝置異?！薄ⅰ? 號主變1 號電容器保護(hù)裝置異?！?、“4 號主變3 號電容器保護(hù)裝置異?！?。

圖1 變電站4號主變低壓側(cè)運行方式圖

兩分鐘后，該變電站4 號主變開關(guān)跳閘，370 毫秒后4 號主變1 號電容器開關(guān)跳閘。運維人員現(xiàn)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(yīng)急人員抵達(dá)現(xiàn)場，立即組織開展應(yīng)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(jìn)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(jìn)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(fù)役

2   設(shè)備情況及布置方式

2.1 設(shè)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(zé)任公司生產(chǎn)，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(shù)據(jù)均未見異常。

2.2 設(shè)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(nèi)限流電抗器布置于閘刀與開關(guān)之間以及開關(guān)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(fēng)險。

目前，國網(wǎng)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(guān)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(cè)總開關(guān)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(jìn)措施。首先可以增加低壓側(cè)總開關(guān)，再者改變限流電抗器的位置，將限流電抗器移至開關(guān)與電容器之間。最后可以啟用短時限主變低壓側(cè)復(fù)壓過流保護(hù)，來縮短故障切除時間。

圖2 限流電抗器的第四種布置方式

3   檢查分析情況

3.1 一次設(shè)備檢查情況

為分析事故原因，工作人員現(xiàn)場對一、二設(shè)備受損情況進(jìn)行檢查，并結(jié)合系統(tǒng)數(shù)據(jù)分析事故原因^[3]。

現(xiàn)場對一次設(shè)備進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)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(dǎo)電觸頭及接地閘刀主連桿均有燒蝕情況。

3.2 二次設(shè)備情況分析

（1）保護(hù)動作情況

7 時25 分55 秒309 毫秒，4 號主變兩套主變保護(hù)啟動，606 毫秒后低壓側(cè)繞組過流保護(hù)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(hù)啟動，804 毫秒后低電壓保護(hù)動作，最大電壓0.27V。

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(guān)之間，不在電容器過流保護(hù)范圍內(nèi)，因此過流保護(hù)未動作。

（2）故障錄波器檢查情況

故障錄波波形如圖3 所示。

圖3 故障錄波波形

綜合上述故障錄波波形和保護(hù)動作情況，故障發(fā)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(fā)生接地故障；320 ms，發(fā)展為BC 相間短路；510 ms，發(fā)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(jīng)0.6s 延時），4 號主變第一、二套主變保護(hù)低壓側(cè)過流動作；1 020 ms，4號主變開關(guān)分閘，故障電流消失，故障隔離；1 250 ms（經(jīng)0.8 s 延時），4 號主變1 號電容器保護(hù)低電壓動作；1 320 ms，4 號主變1 號電容器開關(guān)分閘，保護(hù)動作行為正確。

3.3 設(shè)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(fā)現(xiàn)4 號主變1 號電容器間隔設(shè)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(qū)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(jié)合前期該類型設(shè)備發(fā)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(dǎo)致設(shè)備老化，使該點絕緣進(jìn)一步下降并發(fā)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(cè)總開關(guān)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(fā)生后造成設(shè)備燃燒損壞且主變被切除的情況。

5   小結(jié)

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(dǎo)致設(shè)備老化^[4]。為了保證變電站的安全穩(wěn)定運行，經(jīng)過此次事件經(jīng)驗反思，總結(jié)出以下幾點應(yīng)對措施：

1. 一次設(shè)備整改建議。針對第四種布置方式，當(dāng)限流電抗器發(fā)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(cè)無總開關(guān)的增加總開關(guān)或?qū)⑾蘖麟娍蛊魑恢糜砷_關(guān)與閘刀之間改為開關(guān)與電容器之間；對與第四中布置方式，應(yīng)盡快完成限流電抗器位置變更。

2. 保護(hù)配置優(yōu)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(yōu)化整定方式：在主變保護(hù)中啟用低壓側(cè)復(fù)壓過流保護(hù)，作為35 kV 母線及限流電抗器的主保護(hù)，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(fēng)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(jìn)行全包封RTV 噴涂繼續(xù)與廠家協(xié)商對三組設(shè)備進(jìn)行更換。對于有些廠家生產(chǎn)的電抗率為12% 的限流電抗器運行可靠性不佳，后續(xù)優(yōu)先進(jìn)行全包封RTV 噴涂，在開展全包封噴涂之前，要求現(xiàn)場加強(qiáng)設(shè)備特巡和測溫。

4. 加快推進(jìn)科技項目研究及應(yīng)用。深入開展基于負(fù)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(hù)設(shè)備掛網(wǎng)試運行。該原理保護(hù)能在設(shè)備發(fā)生匝間故障初期進(jìn)行準(zhǔn)確識別與故障相位確定，具有識別清晰，判別準(zhǔn)確、快速的特點，能夠及時進(jìn)行告警及切斷電源，阻止匝間故障持續(xù)發(fā)展及著火燃燒。

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

6   結(jié)論

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

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

參考文獻(xiàn)：

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（本文來源于《電子產(chǎn)品世界》雜志2022年5月期）