500kV變電站主變電容器限流電抗器短路故障分析

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(jí)電壓電力網(wǎng)的連接點(diǎn)對(duì)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(guó)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(huì)串聯(lián)電抗器，來解決電容提供無功時(shí)，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(duì)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(yùn)行方式各有優(yōu)缺點(diǎn)。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(hào)主變開關(guān)和4 號(hào)主變1號(hào)電容器開關(guān)跳閘?，F(xiàn)場(chǎng)發(fā)現(xiàn)4 號(hào)主變1 號(hào)電容器B 相限流電抗器異常冒煙，立即聯(lián)系消防隊(duì)進(jìn)行快速處置，并第一時(shí)間進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)處理，取得較好的效果。

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

事件發(fā)生時(shí)，7 時(shí)23 分D5000 系統(tǒng)頻繁報(bào)“4 號(hào)主變35 kV IV 母線接地告警”、“4 號(hào)主變第一套保護(hù)裝置異?！薄ⅰ? 號(hào)主變第二套保護(hù)裝置異?！?、“4 號(hào)主變1 號(hào)電容器保護(hù)裝置異常”、“4 號(hào)主變3 號(hào)電容器保護(hù)裝置異常”。

圖1 變電站4號(hào)主變低壓側(cè)運(yùn)行方式圖

兩分鐘后，該變電站4 號(hào)主變開關(guān)跳閘，370 毫秒后4 號(hào)主變1 號(hào)電容器開關(guān)跳閘。運(yùn)維人員現(xiàn)場(chǎng)檢查4號(hào)主變1 號(hào)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(chǎng)，立即組織開展應(yīng)急處置。8 時(shí)04 分，開始對(duì)4 號(hào)主變1 號(hào)電容器限流電抗器B相進(jìn)行滅火。

8 時(shí)15 分， 明火被撲滅。10 時(shí)55 分， 涌潮變4號(hào)主變2 號(hào)低抗、4 號(hào)主變3 號(hào)電容器改冷備用，4 號(hào)主變1 號(hào)電容器、4 號(hào)主變35 kV IV 母線改檢修，進(jìn)行4 號(hào)主變1 號(hào)電容器閘刀與35 kV IV 母線間引線的拆除隔離。11 時(shí)44 分，完成4 號(hào)主變1 號(hào)電容器閘刀與35 kV IV 母線間引線的拆除隔離。14 時(shí)07 分，涌潮變4 號(hào)主變2 號(hào)低抗、4 號(hào)主變3 號(hào)電容器、4 號(hào)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(hào)主變1 號(hào)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(shí)間2012 年2 月3 日，投運(yùn)時(shí)間2013 年1 月23 日，上次檢修時(shí)間2019 年4 月12 日，檢修及例行試驗(yàn)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(yùn)電容器限流電抗器共計(jì)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(xiǎn)。

目前，國(guó)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(duì)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(diǎn)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(shí)間長(zhǎng)且主變被切除。

針對(duì)第四種布置方式的缺點(diǎn)，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(shí)限主變低壓側(cè)復(fù)壓過流保護(hù)，來縮短故障切除時(shí)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(chǎng)對(duì)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(chǎng)對(duì)一次設(shè)備進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)4 號(hào)主變1 號(hào)電容器限流電抗器B 相異常冒煙燒損，防雨帽已毀。4 號(hào)主變1 號(hào)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(dòng)作情況

7 時(shí)25 分55 秒309 毫秒，4 號(hào)主變兩套主變保護(hù)啟動(dòng)，606 毫秒后低壓側(cè)繞組過流保護(hù)動(dòng)作（1 時(shí)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(shí)25分55秒479毫秒，4號(hào)主變1號(hào)電容器保護(hù)啟動(dòng)，804 毫秒后低電壓保護(hù)動(dòng)作，最大電壓0.27V。

該變電站4號(hào)主變1 號(hào)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(dòng)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(dòng)作情況，故障發(fā)展過程分析如下：

1 月18 日8 時(shí)28 分54 秒973 毫秒（0 ms 時(shí)刻），4 號(hào)主變1 號(hào)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(shí)），4 號(hào)主變第一、二套主變保護(hù)低壓側(cè)過流動(dòng)作；1 020 ms，4號(hào)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(shí)），4 號(hào)主變1 號(hào)電容器保護(hù)低電壓動(dòng)作；1 320 ms，4 號(hào)主變1 號(hào)電容器開關(guān)分閘，保護(hù)動(dòng)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(shí)間為1 月17日，電容器未投運(yùn)。查閱之前的巡視記錄，未發(fā)現(xiàn)4 號(hào)主變1 號(hào)電容器間隔設(shè)備存在明顯異常。

（2）紅外測(cè)溫情況

此550 kV變電站4 號(hào)主變3 號(hào)電容器改造工作影響，故障前該區(qū)域的紅外測(cè)溫為人工測(cè)溫方式。查閱最近一次1 月17 日的紅外測(cè)溫記錄，4 號(hào)主變1 號(hào)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(diǎn)，長(zhǎng)期運(yùn)行過程導(dǎo)致設(shè)備老化，使該點(diǎn)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?yàn)椴扇〉谒姆N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(shí)間長(zhǎng)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?yàn)橹圃爝^程中存在匝間絕緣薄弱點(diǎn)，長(zhǎng)期運(yùn)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(yùn)行，經(jīng)過此次事件經(jīng)驗(yàn)反思，總結(jié)出以下幾點(diǎn)應(yīng)對(duì)措施：

1. 一次設(shè)備整改建議。針對(duì)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(shí)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(duì)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(duì)第四種布置方式，為減少主變承受短路電流時(shí)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(shí)間（從0.6 s縮短至0.4 s）。

3. 對(duì)高風(fēng)險(xiǎn)限流電抗器開展全包封噴涂施工。目前在運(yùn)的同廠家同型號(hào)限流電抗器共3 組，對(duì)這3 組限流電抗器已列入年度計(jì)劃進(jìn)行全包封RTV 噴涂繼續(xù)與廠家協(xié)商對(duì)三組設(shè)備進(jìn)行更換。對(duì)于有些廠家生產(chǎn)的電抗率為12% 的限流電抗器運(yùn)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(chǎng)加強(qiáng)設(shè)備特巡和測(cè)溫。

4. 加快推進(jìn)科技項(xiàng)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(shí)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(yùn)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(shí)別與故障相位確定，具有識(shí)別清晰，判別準(zhǔn)確、快速的特點(diǎn)，能夠及時(shí)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(duì)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(yùn)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(yùn)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?yàn)樵O(shè)備運(yùn)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(yùn)行控制中，除了對(duì)限流電抗器出廠質(zhì)量進(jìn)行系統(tǒng)性檢測(cè)之外，還要優(yōu)化布置方式來縮短限流電抗器故障切除時(shí)間并對(duì)高風(fēng)險(xiǎn)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(yùn)行的可靠性。同時(shí)，在今后的設(shè)備檢測(cè)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(yùn)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(duì)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）