500kV变电站主变电容器限流电抗器短路故障分析

李伟琦 周刚 殷军 韩书培 胡陈壮 单福州

关键词：变电站;限流电抗器;设备老化;匝间绝缘

500 kV 变电站多为枢纽变电站，作为大、中型发电厂接入最高一级电压电力网的连接点对电力系统的能源输配起着重要的作用。550 kV 变电站所构成了我国大部分地区的主要网架结构，是区域电网供电的重要保障和支撑[1]。

在电力系统中，变电站中的电容器组多会串联电抗器，来解决电容提供无功时，带来的合闸涌流和放大高次谐波等问题[2]。串联电抗器能够降低电容器组在合闸过程中产生的浪涌对电容器的影响，限制操作过电压抑制谐波减少电网电压的波形畸变。

结合主变低压侧总开关布置情况，限流电抗器常用的布置方式大致可以分为4 种：第一种是主变低压侧有总开关，限流电抗器在开关与电容器之间;第二种是主变低压侧无总开关，限流电抗器在开关与电容器之间;第三种是主变低压侧有总开关，限流电抗器在闸刀與开关之间;最后一种是主变低压侧无总开关，限流电抗器在闸刀与开关之间。这几种变电站主变电容器上限流电抗器的运行方式各有优缺点。目前该地区的变电站的中限流电抗器的布置方式主要是以第四种布置方式为主。

1 概况

2020 年1 月份，变电站4 号主变开关和4 号主变1号电容器开关跳闸。现场发现4 号主变1 号电容器B 相限流电抗器异常冒烟，立即联系消防队进行快速处置，并第一时间进行现场处理，取得较好的效果。

跳闸发生前该站4 号主变低压侧运行方式图，如下图1 所示，异常发生前该变电站4 号主变开关和4 号主变1 号电容器运行状态，4 号主变2 号低抗、4 号主变3 号电容器热备用状态，站内其余设备均正常运行。

事件发生时，7 时23 分D5000 系统频繁报“4 号主变35 kV IV 母线接地告警”、“4 号主变第一套保护装置异常”、“4 号主变第二套保护装置异常”、“4 号主变1 号电容器保护装置异常”、“4 号主变3 号电容器保护装置异常”。

两分钟后，该变电站4 号主变开关跳闸，370 毫秒后4 号主变1 号电容器开关跳闸。运维人员现场检查4号主变1 号电容器限流电抗器异常冒烟。九分钟后检修公司第一批应急人员抵达现场，立即组织开展应急处置。8 时04 分，开始对4 号主变1 号电容器限流电抗器B相进行灭火。

8 时15 分， 明火被扑灭。10 时55 分， 涌潮变4号主变2 号低抗、4 号主变3 号电容器改冷备用，4 号主变1 号电容器、4 号主变35 kV IV 母线改检修，进行4 号主变1 号电容器闸刀与35 kV IV 母线间引线的拆除隔离。11 时44 分，完成4 号主变1 号电容器闸刀与35 kV IV 母线间引线的拆除隔离。14 时07 分，涌潮变4 号主变2 号低抗、4 号主变3 号电容器、4 号主变35 kV IV 母线复役

2 设备情况及布置方式

2.1 设备情况

该550 kV 变电站4 号主变1 号电容器限流电抗器为某电力电容器有限责任公司生产，出厂时间2012 年2 月3 日，投运时间2013 年1 月23 日，上次检修时间2019 年4 月12 日，检修及例行试验数据均未见异常。

2.2 设备布置方式

上述引言中提到了限流电抗器常用的布置方式的4种方式。目前检修公司在运电容器限流电抗器共计178组，涉及116 组主变，间隔内限流电抗器布置于闸刀与开关之间以及开关与电容器之间的接线方式均存在。其中采取第三种和第四种方式的布置方式，具有较大的风险。

目前，国网公司多采用了第四种布置方式，如下图2 所示原理图。该方式对电容器开关的故障切除能力要求较低，成本较低。该方式缺点也很明显，其主变低压侧总开关切除故障速度慢，主变承受短路电流时间长且主变被切除。

针对第四种布置方式的缺点，可以采取以下三种的改进措施。首先可以增加低压侧总开关，再者改变限流电抗器的位置，将限流电抗器移至开关与电容器之间。最后可以启用短时限主变低压侧复压过流保护，来缩短故障切除时间。

3 检查分析情况

3.1 一次设备检查情况

为分析事故原因，工作人员现场对一、二设备受损情况进行检查，并结合系统数据分析事故原因[3]。

现场对一次设备进行检查，发现4 号主变1 号电容器限流电抗器B 相异常冒烟烧损，防雨帽已毁。4 号主变1 号电容器3411 闸刀C 相导电触头及接地闸刀主连杆均有烧蚀情况。

3.2 二次设备情况分析

（1）保护动作情况

7 时25 分55 秒309 毫秒，4 号主变两套主变保护启动，606 毫秒后低压侧绕组过流保护动作（1 时限）。

低压绕组最大二次故障电流有效值6.007 A（一次值24.082 kA）。

7 时25 分55 秒479 毫秒，4 号主变1 号电容器保护启动，804 毫秒后低电压保护动作，最大电压0.27 V。

该变电站4 号主变1 号电容器限流电抗器布置于闸刀与开关之间，不在电容器过流保护范围内，因此过流保护未动作。

（2）故障录波器检查情况

故障录波波形如图3 所示。

综合上述故障录波波形和保护动作情况，故障发展过程分析如下：

1 月18 日8 时28 分54 秒973 毫秒（0 ms 时刻），4 号主变1 号电容器B 相限流电抗器发生接地故障;320 ms，发展为BC 相间短路;510 ms，发展为ABC 三相短路故障，低压绕组最大二次故障电流有效值6.007A（一次值24.082 kA）;920 ms（经0.6s 延时），4 号主变第一、二套主变保护低压侧过流动作;1 020 ms，4号主变开关分闸，故障电流消失，故障隔离;1 250 ms（经0.8 s 延时），4 号主变1 号电容器保护低电压动作;1 320 ms，4 号主变1 号电容器开关分闸，保护动作行为正确。

3.3 设备历史巡视检查情况

（1）巡视情况

该550 kV 变电站最近一次例行巡视时间为1 月17日，电容器未投运。查阅之前的巡视记录，未发现4 号主变1 号电容器间隔设备存在明显异常。

（2）红外测温情况

此550 kV变电站4 号主变3 号电容器改造工作影响，故障前该区域的红外测温为人工测温方式。查阅最近一次1 月17 日的红外测温记录，4 号主变1 号电容器限流电抗器未见明显异常。

4 跳閘原因分析

结合前期该类型设备发生类似异常的原因，初步分析本次限流电抗器故障原因可能为制造过程中存在匝间绝缘薄弱点，长期运行过程导致设备老化，使该点绝缘进一步下降并发生匝间绝缘击穿，引起限流电抗器匝间短路故障。此外还有因为采取第四种布置方式造成的主变低压侧总开关切除故障速度慢，主变承受短路电流时间长的限流电抗器布置方式本身所带来的缺陷也使得事故发生后造成设备燃烧损坏且主变被切除的情况。

5 小结

本次500 kV 变电站的主变电容器限流电抗器短路故障，具体原因为制造过程中存在匝间绝缘薄弱点，长期运行过程导致设备老化[4]。为了保证变电站的安全稳定运行，经过此次事件经验反思，总结出以下几点应对措施：

1. 一次设备整改建议。针对第四种布置方式，当限流电抗器发生故障，为减少故障切除范围和主变承受短路电流时间，建议主变低压侧无总开关的增加总开关或将限流电抗器位置由开关与闸刀之间改为开关与电容器之间;对与第四中布置方式，应尽快完成限流电抗器位置变更。

2. 保护配置优化建议。针对第四种布置方式，为减少主变承受短路电流时间，可优化整定方式：在主变保护中启用低压侧复压过流保护，作为35 kV 母线及限流电抗器的主保护，缩短限流电抗器故障切除时间（从0.6 s缩短至0.4 s）。

3. 对高风险限流电抗器开展全包封喷涂施工。目前在运的同厂家同型号限流电抗器共3 组，对这3 组限流电抗器已列入年度计划进行全包封RTV 喷涂继续与厂家协商对三组设备进行更换。对于有些厂家生产的电抗率为12% 的限流电抗器运行可靠性不佳，后续优先进行全包封RTV 喷涂，在开展全包封喷涂之前，要求现场加强设备特巡和测温。

4. 加快推进科技项目研究及应用。深入开展基于负序谐波谐振的电抗器匝间故障智能多元识别方法的研究，并尽快将该原理的保护设备挂网试运行。该原理保护能在设备发生匝间故障初期进行准确识别与故障相位确定，具有识别清晰，判别准确、快速的特点，能够及时进行告警及切断电源，阻止匝间故障持续发展及着火燃烧。

5. 优化AVC系统控制策略。降低无功设备投切频次，减小对间隔设备（包括开关、限流电抗器等）的冲击，提升无功设备运行可靠性。

6 结论

变电站主变上电容器的限流电抗器，是保证电气设备安全运行，限制系统短路容量和短路电流的重要限流措施。此次因为设备运行老化以及布置方式选取的问题导致了事故发生并造成一定的损失。此次因设备匝间绝缘老化导致的匝间短路事故，为今后的设备质量把控，布置方式的优化提出了更高的要求。

在今后的设备运行控制中，除了对限流电抗器出厂质量进行系统性检测之外，还要优化布置方式来缩短限流电抗器故障切除时间并对高风险限流电抗器开展全包封喷涂来进一步确保设备本身后期运行的可靠性。同时，在今后的设备检测中要做好相关事故记录总结，防止设备发生家属性事故。运检人员要加强日常故障巡检工作，设备管理人员要做好事故及设备故障分析对存在家属性故障的设备厂商严格把好质量关。