500 kV主變低壓側電抗器保護配置方式的探討

張偉耀

（紹興電力局，浙江 紹興 312000）

為了方便對系統電壓進行調節，500 kV主變低壓側通常安裝了大量干式電抗器，在一部分500 kV變電站設計時，干式電抗器往往采用開關及電流互感器位于中性點側的接線方式，見圖1。但這種接線方式在節約投資的同時也給電抗器保護的配置帶來一些問題。

由于尚未制訂關于500 kV主變低壓側干式電抗器保護配置的標準和規程，所以有不同的保護配置方式。比較典型的有：只配低電流保護；只配過電流保護；低電流加過電流保護。保護出口均跳主變低壓開關，如果沒有安裝低壓開關的，則跳主變高中壓側開關。為使電抗器故障時保護能可靠動作，有必要對保護配置方式加以探討。

1 電抗器故障的分析

1.1 干式電抗器一相完全短路

圖1 500 kV主變及電抗器接線

由圖2可見，當電抗器一相完全短路時，故障相電流增加為原額定相電流的3倍，非故障相電流增加為原額定相電流的倍，各線電壓仍保持不變。

圖2 電抗器單相短路相量圖

在實際運行中，當電抗器發生單相匝間短路時，根據短路程度不同，故障后三相電流都較完全短路時有所降低，但最終各相電流表現的是過電流，而不是低電流。并且，這與匝間短路時是否發生接地及電流互感器與電抗器的接線位置無關。根據以上分析，應配置過電流保護快速正確地切除此類故障。

1.2 兩相及以上短路或接地故障

電抗器二相間短路或單相接地短路故障示意見圖3，由圖3可知，在電抗器之前發生兩相及以上短路或接地故障時，所有故障電流均在電流互感器之前形成環流Id1或接地電流Id2，流入電流互感器的電流Id3為零。此時，只要閉鎖措施可靠，動作電流整定合適，欠電流保護動作時間可以設置得很短，使故障能以最快的速度切除。當同類故障發生在主變低壓引線之后至電流互感器之前時，根據短路時的阻抗不同，Id1或Id2與之前相比會有所下降，但仍占大部分，流入電流互感器的電流Id3，只占一小部分，表現為低電流。低電流保護同樣能可靠快速地切除故障，保證系統的安全。

圖3 電抗器兩相短路或接地時的故障電流

主變低壓側雖然安裝有低壓側過流保護，作為低壓側兩相及以上短路或接地故障的后備，動作時間整定為2 s。但是該保護的靈敏度范圍只考慮到低壓母線，對低壓母線之后的兩相及以上短路接地故障不一定能夠可靠動作，而且動作時間過長，影響系統的穩定運行。

為能可靠而快速地切除主變低壓側的兩相及以上短路或接地故障，應配置欠電流保護。

2 干式空心電抗器故障實例

從近20年的干式空心電抗器運行情況分析，干式電抗器在運行中主要暴露出以下兩個方面的問題：

（1）內部絕緣擊穿起火燒毀。這是由于干式電抗器運行過程中的高溫環境，導致內部絕緣缺陷逐漸暴露，最終導致匝間絕緣損壞而在運行中起火燒毀。另外，操作過電壓也可能引起匝間絕緣擊穿而導致電抗器起火燒毀。

（2）表面樹枝狀放電。戶外使用的干式空心電抗器在運行3～5年后，線圈外表面出現了大面積樹枝狀放電且發展迅速，損壞導線絕緣引起電抗器的燒毀。

從以上分析可知，干式空心電抗器故障率最高的就是單相匝間短路故障引起燃燒。

如某500 kV變電站于2009年11月27日06∶24，2號主變1號電抗器B相發生絕緣擊穿故障，跳開2號主變開關。

當時接線方式見圖1。2號主變1號電抗器運行。系統電壓正常。電抗器負荷電流為992.9 A。2005年投運至今設備運行、試驗情況均正常，且2009年10月14日電抗器檢查試驗數據合格，同年10月及11月紅外測溫情況正常。

事后觀察，2號主變1號電抗器B相底部西南端支持瓷瓶上方有明顯短路擊穿痕跡（見圖4）。

圖4 2號主變1號電抗器B相故障點

保護投入及動作情況：只投入過電流保護Ⅰ，Ⅱ段。過電流Ⅰ段整定3.1 A，0 s；Ⅱ段整定0.93 A，0.6 s，保護出口跳主變低壓開關。06∶24 2號主變1號電抗器保護過流Ⅱ段動作，二次動作電流 Ib：1.76 A， 一次電流為 IB：2816 A。

3 結語

從以上分析可知，當500 kV主變低壓側干式電抗器采用開關及電流互感器接于中性點側接線方式時，為可靠切除電抗器故障率最高的單相匝間短路引起燃燒的故障，必須安裝過電流保護。而為了能在主變低壓引線之后至電流互感器之前發生兩相及以上短路或接地故障時，電抗器能正確動作切除故障，電抗器保護還應配置低電流保護。所以，500 kV主變低壓側干式電抗器的最佳配置方式為過電流加低電流保護。只配置低電流或過電流保護存在一定的安全隱患。當設備發生故障時，保護裝置均有可能拒動，擴大事故范圍，造成更大的損失。

[1]錢之銀，楊凌輝，朱峰，等.并聯干式電抗器故障原因分析.華東電力，2000，28（4）∶10-13.