一起35 kV电容器串联电抗器着火原因分析及预防措施

刘玉海 苗长青 丁振华 张子豪

摘 要：针对一起500 kV变电站内35 kV电容器串联电抗器着火事故，分析了设备着火的原因，阐述了事故现场应对方法，并提出了事故的纠正和预防措施。

关键词：电容器串联电抗器;着火;开关跳闸

0 引言

在电力系统中，无功功率不足会导致系统电压和功率因数降低，使电力设备应用效率降低，电能损耗增加，电能质量下降，情况严重时会造成电压崩溃、系统瓦解，进而引起大范围停电，严重影响电网的安全运行和用户的正常供电。为满足电力输送端和负荷端电压平衡以及电网安全、经济运行的需求，通常会在输送端和负荷端装设无功补偿装置。并联电容器作为一种无源补偿装置，其结构、工作原理简单，可以产生无功功率，减小电压损失，调节电压使其保持在正常范围内。因此，并联电容器的平稳运行对于电力系统来说具有重要的作用。

1 事故概述

1.1    设备基本情况

500 kV沂蒙变电站位于山东省临沂市兰山区北部，变电站内着火的电容器串联电抗器于2014年10月投入运行，设备型号为CKDCKL-35-2400/2880-12W，生产厂家为桂林电力电容器有限公司，其中电容器单元型号为BAM12/2-500-1W，干式空心串联电抗器型号为CKDGKL-35-2400/2880-12W，串联电抗器为前置，带2.5 m高玻璃钢支柱。电容器组开关型号为3AP1FG-72.5/4000-40，断路器灭弧介质为六氟化硫。

此次发生着火事故的电容器位于#2主变35 kV#2母线323间隔，现场一次接线图如图1所示。

1.2    事故经过及处理措施

2018年7月25日，天气晴，07：45，自动电压无功控制系统（AVC）投入35 kV#2B电容器组;08：05，#2B电容器组323开关跳闸，监控后台发出以下信号：“35 kV#2B电容器CSC221B323开关事故跳闸”“35 kV#2B电容器保护动作”“35 kV#2B电容器事故中”光字牌亮，运维人员对现场设备进行检查，发现#2B电容器组B相串联电抗器着火，立即向省调监控值班员及生产指挥中心汇报，并组织灭火;08：06，运维人员联系就近消防队;08：25，#2B电容器组转检修;08：27，消防人员到站;08：40，明火被扑灭。

#2B电容器串联电抗器着火前，#2主变负荷为211 MW;#2B电容器组电流为874.72 A，电压为37.36 kV，均为正常数值。

2018年7月26日，厂家人员对故障情况进行勘察，此次烧毁的电抗器为B相，起火位置位于进线端左后侧，第1、2包封之间，第1个包封基本烧毁，该相电抗器进线烧断，出线处正下端有一块黄色熔化物，此物体不是电抗器燃毁后该有的产物，怀疑是落在气道内的不明异物。B、C相底座绝缘子有闪络击穿痕迹，C相电抗器有短路电流通过的现象，产品包封引线大部分拉直。

2 事故原因分析

2.1    一次设备检查分析

试验人员对#2B电容器串联电抗器电阻及323开关特性进行了检测，#2B电容器串联电抗器试验数据如表1所示。

根据试验规程规定：1 600 kVar以上电抗器各相绕组电阻相互间差别不应大于三相平均值的2%。由表1可以看出，B相串联电抗器直阻已不满足上述要求，其他两相试验数据合格。

经核查，所用材料检验记录和试验记录都合格，说明产品制造满足标准要求。串联电抗器运行已近4年，说明设备出厂性能、质量符合使用要求。检查电容器组避雷器放电计数与上次检查数据一致，无放电记录，原因是避雷器装在电抗器后侧，存在出现操作过电压损坏电抗器而避雷器不动作的可能性。

2.2    二次设备检查分析

检查监控后台电容器近7个月的投运情况，共投运55次，无异常现象。检查保护动作情况，在B相接线板烧断下降的过程中，造成B、C相间短路故障，过流I段保护动作（定值为12.5 A，故障电流14.08 A），跳开323开关，保护动作正确。

电容器保护装置配置有：相电流过流Ⅰ、Ⅱ段保护，零序过流Ⅰ、Ⅱ段保护，不平衡电流保护，低电压保护，过电压告警装置。在串联电抗器故障着火过程中，由于没有故障电流，保护未动作。目前，电容器保护装置中，没有配置串联电抗器故障着火的相关保护。

查询监控后台得到电容器组运行数据，经计算A相系统谐波含量比较大，推断B相系统谐波含量也比较大（谐波电流过大，运行时产品损耗大幅增加，产品运行温度提高，长久运行后会加速产品导线绝缘老化），但因B相没有电流检测设备，该相没有电流记录。

2.3    事故原因确认

进一步对设备进行检查分析，发现B相电抗器气道内存在不明异物，导致该气道附近因散热不好而局部温度过高，长久使用后，使该片导线绝缘出现老化损坏。

根据已知情况的分析，判断本次事故的原因是：B相系统内谐波含量较大或气道有异物，在电容器串联电抗器投运（投运时产品两端电压很高，系统电压全部作用在电抗器上）时因投运过电压使该片某处导线绝缘被击穿，使相连的两匝导线连通，造成匝间短路，最终导致产品起火烧坏。

3 故障暴露出的问题及整改措施

3.1    暴露出的问题

（1）电容器串联电抗器着火后欠缺灭火手段，由于B相串抗着火点较高，现场运维人员用站内灭火器无法达到顶部，无法及时灭火。受外围线圈影响，日常巡视及红外测温无法发现缺陷，难以捕捉初期缺陷。

（2）对于匝间绝缘的缺陷缺少有效的检测手段。电抗器线圈层间间隙较小，日常维护检修中难以进行相关工作，需进一步探索开展层间检修维护的方法及工器具。

3.2    事故防范措施

（1）运行巡视时留意电抗器线包（含内部线包）温升发热、气道阻塞情况;留意电抗器线包外绝缘污秽及破坏情况;检修时及时清扫污秽，补刷绝缘漆;注意观察电容器组的避雷器动作记录，并对比历史记录。

（2）设备停电检修时，重点检查电抗器最外层和最内层包封表面及接线头的情况;加强无功被偿设备的红外测温工作，无功补偿设备投切后，及时检查相关设备潮流及系统电压是否正常，与之连接的避雷器是否动作等;高温、负荷较大时增加测温次数，测试结果与历史温升、相间温升比较，发现问题及时处理。

4 結语

总之，随着电容器投入运行年限的增长，运维管理单位应加强设备巡视和红外线测温、跟踪、分析，以便及时发现低抗设备接头和本体发热情况。一旦发现低抗着火，要沉着冷静按照事故预案处理，尽量缩小事故范围，及时消除事故，确保人身、电网和设备的安全。

[参考文献]

[1] 万千云.电力系统运行实用技术问答[M].北京：中国电力出版社，2003.

[2] 鲁非，孟毅，胡丹晖.500 kV变电站低压侧无功补偿装置运行分析[J].中国电力，2013（5）：51-55.

[3] 张全元.变电运行现场技术问答[M].北京：中国电力出版社，2009.

收稿日期：2020-01-08

作者简介：刘玉海（1982—），男，山东临沂人，电气工程师，从事变电设备检修工作。