变电站无功补偿装置故障分析及其改进措施

乔向阳　刘　赟　陶蓓蓓　王嗣常　方　亮

（国网安徽省电力公司芜湖供电公司，安徽 芜湖　241000）

随着国民经济的发展和现代化技术的进步，电力网负荷急剧增大，对电网感性无功要求也与日俱增，为保证电力系统的稳定运行，其安全性、可靠性、经济性以及输送电能的质量是最根本的问题[1-3]。无功功率补偿是降低功率损耗、保障电网安全运行必不可少的措施，具有重要的意义[4-6]。然而受设计不当、系统谐波因素、操作过电压影响，无功补偿装置损坏事故时有发生，严重影响了电网运行安全[7-8]。如果处理不当，事故范围将进一步扩大。分析无功补偿装置故障的原因，保证无功补偿装置的可靠运行，改进无功补偿装置，对于保证电网的安全稳定运行具有重要意义[9-16]。

1　无功补偿装置故障原因分析

近年来，芜湖地区发生多起无功补偿装置损坏事故，严重影响了本地区电网运行的安全。经过研究分析，我们发现系统谐波因素、操作过电压影响以及本地使用的无功补偿装置保护定值设计不当是导致装置损坏事故的原因。以芜湖地区 220kV YQ变电站 35kV无功补偿系统典型故障为例，本文详细分析系统谐波因素、操作过电压影响以及保护定值设计不当对无功补偿装置的影响。

1.1　系统谐波的影响

220kV YQ变电站地处芜湖经济开发区，为多家汽车厂、造船厂、空调厂企业供电，非线性负载比较多。厂家启动大型整流器和电弧炉等“谐波源”时，电力系统中将含有较大的高次谐波，对电流的影响很大。这种谐波电流非常容易引起电容器击穿，引发相间短路及内部击穿。

经过现场测试发现该地区电力系统中存在3、5、7次谐波，谐波电流统计报表见表1。

表1　谐波电流统计报表

从表1中可以看出，3、5、7次谐波严重超标。谐波电流引起的附加绝缘介质损耗将加快电力电容器绝缘的老化速度。

此外，经统计分析发现芜湖地区 FN变等三座变电站无功补偿装置损坏故障时均出现了 3、5、7次谐波严重超标现象。

1.2　操作过电压的影响

220kV YQ变电站无功补偿装置故障，断路器分闸后电弧重燃产生了操作过电压，导致电容器组整体受损，内部单元击穿，现场主变低压侧故障录波图如图1所示。

图1　故障录波图

电容器组断路器在AVC控制下合闸成功，其合闸故障滤波图如图2所示。

图2　合闸故障录波图

从图2中可以看出，电容器组整体受损，内部单元击穿后无法承受正常额定电压，致使A相4只电容器直接击穿，C相3只电容器套管断裂，引起大面积渗油。

断路器在断开并联电容器组时引起的操作过电压幅值与电力系统的参数，特别是断路器特性以及关合的相角有很大关系。在某些情况下会概率引起很大的操作过电压，严重时容易造成电容器组整体受损，内部单元击穿。此外，当多组电容器并联运行时，如果其中某个电容器发生击穿，其余电容器就会通过这个电容器放电，该电容器在短时间内将产生巨大的热能使得电容器内的油分解并产生大量气体，造成壳体损坏甚至爆炸。

1.3　保护定值的影响

经现场检测，220kV YQ变电站电容器差压保护定值的整定值为6V，未按照最新版电容器差压保护定值计算方法进行核算，保护装置没有可靠动作，导致事故范围扩大。

2　无功补偿装置的改进措施

通过对芜湖地区220kV YQ变电站35kV无功补偿系统典型故障进行分析后，对其进行了相应的无功补偿装置改进措施，并取得了良好的效果。

2.1　串联电抗器

经过分析计算后，发现采用基波感抗为容抗的12%的电抗器串联时，可有效抑制 3次谐波电流。采用基波感抗为容抗的4.5%～6%的电抗器串联时，可有效抑制5次以上的谐波电流。当3次以上谐波含量较大时，选择 12%与 4.5%～6%的混合电抗器串联可有效抑制高次谐波电流。

经过研究分析，220kV YQ变更换无功补偿装置时，将损坏的电容器组电抗器由原来的5%电抗率更换为12%电抗率，取得了良好的效果，有效地抑制了3次谐波电流。

2.2　降低断路器开断重燃率

质量较好的断路器可以避免断路器出现触头抖动或分闸电弧重燃现象，可以有效地降低投退电容器组时产生的操作过电压。

目前，无论是国产品牌，还是进口施耐德、ABB等品牌真空断路器，都会出现分闸重燃的现象。因此，解决该问题最好的办法，是选用灭弧效果更好、重燃率极低的SF6断路器。

2.3　整定保护定值

根据电容器组的设备参数，对差压保护定值进行重新计算整定，过程如下所示。

1）系统参数

接线方式：单星形。

保护方式：内熔丝保护。

单元中并联元件数：m =19。

单元中串联元件数：n =3。

一相中并联单元数：M =2。

一相中串联单元数：N =4。

一段中切除元件数：K。

完好单元允许过电压倍数：KV=1.3。

电容器组额定相电压：UEX=22×1000V。

2）计算过程

式中，K1=5.443，K=ceil(K1-1)，K=5（K取整数）。

一次不平衡电压为

二次不平衡电压为

取保护灵敏度KLm=1.1，保护定值为

一次初始不平衡电压：α =1.002（串段间最大与最小电容值之比）

二次初始不平衡电压为

当取安全系数 KK=3时，UBPKK=0.599V，小于UDZ=2.53V，差压定值2.53V。

经过整定计算，差压保护定值整定为2.5V，动作延时调整为0.1s。

2.4　其他措施

1）确保并联电容器组的质量。投入运行前，对电容器组进行严格的检测试验，及时发现缺陷并进行处理，严防劣质电容器组投入运行。

2）采用可调串联电抗器，限制无功补偿电容器组的合闸涌流和短路电流，降低操作过电压并有效抑制高次谐波。

3）采用定值合适的电容器护装置及其他保护措施，有效限制电容器组的过电压和过电流。

3　结论

受系统谐波因素、操作过电压以及本地使用的无功补偿装置保护定值设计不当的影响，装置损坏事故时有发生。本文针对芜湖地区无功补偿装置损坏故障，以220kV YQ变电站35kV无功补偿系统典型故障为例，进行了深入研究，提出了对应改进措施并取得了良好的效果。

1）当变电站所在地区 3次以上谐波含量较大时，选择 12%与 4.5%～6%的混合电抗器串联可有效抑制高次谐波电流。

2）选择SF6断路器可以有效地降低断路器开断重燃率。

3）为了避免保护装置误动作或者不动作，导致事故范围扩大，一定要按照最新版电容器差压保护进行定值核算。

[1] 张辉亮, 宋戈, 李晓明. 静止无功补偿装置在某钢铁厂中的应用[J]. 电气技术, 2016, 17(4): 110-114.

[2] 张之昊, 武建文, 李平, 等. 应用于农村配电网的测量点与补偿点分离式无功补偿设备及其优化配置[J].电工技术学报, 2015, 30(3): 205-213.

[3] 邵霞, 周有庆, 彭红海. 一种改进的直测电容电流型电子式电压互感器[J]. 电工技术学报, 2013, 28(4):240-247.

[4] 邵宗岐. 10kV线路柱上式无功补偿装置故障分析与改进措施[J]. 电力电容器与无功补偿, 2012, 33(3):10-15.

[5] 崔正湃, 王皓靖, 马锁明, 等. 大规模风电汇集系统动态无功补偿装置运行现状及提升措施[J]. 电网技术, 2015, 39(7): 1873-1878.

[6] 王伟, 徐殿国, 王琦, 等. 大规模并网风电场的无功电压紧急控制策略[J]. 电力系统自动化, 2013,22(22): 8-14.

[7] 徐晓静, 孙明灿, 陈庆春. 同步关合技术在无功补偿中的应用[J]. 高压电器, 2007, 43(5): 333-335, 339.[8] 金立军, 安世超, 廖黎明, 等. 国内外无功补偿研发现状与发展趋势[J]. 电气传动自动化, 2008, 30(6):1-3, 14.

[9] 迟永宁, 关宏亮, 王伟胜, 等. SVC与桨距角控制改善异步机风电场暂态电压稳定性[J]. 电力系统自动化, 2007, 31(3): 95-100, 104.

[10] 项真, 解大, 龚锦霞, 等. 用于风电场无功补偿的STATCOM动态特性分析[J]. 电力系统自动化, 2008,32(9): 92-95.

[11] 田桂珍, 王生铁, 刘广忱, 等. 采用 STATCOM改善笼型机风电场性能的机理分析与实验研究[J]. 电网技术, 2013, 37(7): 1971-1977.

[12] 任普春, 石文辉, 许晓艳, 等. 应用 SVC提高风电场接入电网的电压稳定性[J]. 中国电力, 2007,40(11): 97-101.

[13] 吴林林, 李海青, 王皓靖, 等. 动态无功补偿装置抑制风电汇集地区高电压问题的可行性研究[J]. 华北电力技术, 2014(10): 61-66.

[14] 朱凌志, 陈宁, 韩华玲. 风电消纳关键问题及应对措施分析[J]. 电力系统自动化, 2011, 35(22): 29-34.

[15] 张志丰, 肖立业, 邱清泉, 等. 一种改进串联谐振型限流器[J]. 电工技术学报, 2015, 30(6): 169-177.

[16] 周鑫, 李胜男, 覃日升, 等. 配电网串补设备的应用以及优化改进[J]. 电气技术, 2017, 18(9): 98-101.