江西電網干式電抗器運行情況分析及故障防范措施研究

萬 華，鄧 鷹，王承飛，徐碧川，黃治華，張 競

0 前言

電抗器屬感性器件，可用作無功補償、限流、平波、濾波、阻尼、移相等裝置，已大量用于電力系統中。電抗器按照冷卻方式劃分，可分為油浸鐵心電抗器、干式空心電抗器、干式鐵心電抗器。其中，干式空心電抗器（以下簡稱“干式電抗器”）具有重量輕，安裝簡單，維護量小，成本低等優勢，發展十分迅速[1-3]。目前，江西電網中的各類電抗器以干式電抗器為主。

然而，近年來江西電網干式電抗器故障頻發，以35 kV干式并聯電抗器尤為突出。過高的故障率，不僅造成重大直接經濟損失，故障時還引發主變跳閘等故障，嚴重影響電網穩定運行。針對上述問題，本文首先對江西電網干式電抗器運行情況進行分析，然后針對干式電抗器故障案例，歸納出江西電網干式電抗器的主要故障原因并提出相應的故障防范措施。

1 江西電網干式電抗器運行情況

1.1 江西電網干式電抗器裝用情況

截至2016年12月，江西電網共有35 kV干式電抗器92組。從運行年限看，江西電網35 kV干式電抗器運行年限較短，大部分在10年以內。其中，3年以內的25組，3-5年的15組，5-10年的43組，10年以上的9組，如圖1。

圖1 江西電網35 kV干式電抗器分類情況

截至2016年12月，江西電網共有10 kV干式電抗器2320組。從運行年限看，目前江西電網10 kV干式電抗器運行年限較短，大部分在10年以內。其中，運行年限不足3年的547組，3-5年的401組，5-10年的808組，10年以上的564組，如圖2。

圖2 江西電網10 kV干式電抗器分類情況

1.2 江西電網干式電抗器故障情況

近年來，江西電網干式電抗器故障屢次發生，其中以35 kV干式并聯電抗器燒損故障尤為突出。干式電抗器故障不僅造成直接經濟損失，還有可能引發500 kV主變跳閘等故障，影響電網穩定運行。

截至目前，江西公司35 kV干式電抗器共發生故障12臺次，累計故障率高達4.35%。12臺次的35 kV干式電抗器故障簡況如下：

1）2004年7月12日，南昌變35kV 1-1L電抗器C相起火燃燒，部分支持瓷瓶擊穿炸裂。故障前天氣為陰天。故障設備為西安中揚產品，距離投運時間4年，故障后更換為新干式電抗器。

2）2005年4月26日，紅外測溫時發現南昌變35 kV 1-2L電抗器B相內側線圈下部1/5處整圈溫度達到142℃（其它兩相相同部位為62℃）。故障設備為西安中揚產品，距離投運時間5年，35 kV 1-1L、1-2L電抗器全部返廠大修。

3）2007年2月26日，南昌變35 kV 1-2L電抗器發生著火，A相靠中性點處支持瓷瓶有燒黑現象，其附近四個支持瓷瓶也有不同程度的煙熏痕跡。故障前天氣為晴天。故障設備為西安中揚產品，距離上次返廠大修時間2年，故障后返廠進行了大修。

4）2007年05月03日，樂平變35 kV 2-2L電抗器發生著火，B相明顯燒黑。故障前天氣為晴天。故障設備為北京電力設備總廠產品，距離投運時間1年，故障后更換新干式電抗器。

5）2009年3月1日，南昌變35 kV 1-2L電抗器C相發生著火，C相下部線圈靠近中性點引線位置有燃燒痕跡，其與中性點引線的連接板裂開。故障前天氣為晴天。故障設備為西安中揚產品，距離上次返廠大修時間2年，故障后返廠進行了大修。

6）2009年04月28日，南昌變35 kV 1-1L電抗器C相發生著火，濃煙導致1號主變的220 kV引線A相接地，保護動作。故障前天氣為晴天。故障設備為西安中揚產品，距離投運時間5年，故障后更換為新干式電抗器。

7）2012年10月4日，南昌變35 kV 1-2L電抗器A相發生著火，A相下部線圈靠近中性點引線位置有燃燒痕跡。故障前天氣為晴天。故障設備為西安中揚產品，距離投運時間3年，故障后更換為油浸式電抗器。

8）2015年9月3日，南昌變35 kV 2-1L電抗器A相發生著火，故障前天氣為陣雨。故障設備為廣東順特產品，距離投運時間8年，故障后更換為油浸式電抗器。

9）2016年03月07日，紅都變35 kV 1-2L電抗器A相發生著火，故障前天氣為晴天。故障設備為許繼電氣產品，距離投運時間不足1年，故障后更換為新干式電抗器。

10）2016年4月19日，羅坊變35 kV 1-1L電抗器跳閘，A、C相下方草坪有過火，故障時為陰雨天。故障設備為廣東順特產品，距離投運時間12年，故障后該設備暫未處理。

11）2016年5月11日，值班員匯報羅坊變35 kV 2-1L電抗器存在異響，經檢修人員檢查電抗器A相本體存在斷線，直流電阻偏大，不能投運。故障設備為西安中揚產品，距離投運時間8年，故障后該設備暫未處理。

12）2016年6月28日，羅坊變35 kV 1-2L電抗器A相發生起火。故障發生時現場天氣為大雨。故障設備為廣東順特產品，距離投運時間12年，故障后該設備暫未處理。

從35 kV干式電抗器故障時運行年限看，江西電網35 kV干式電抗器故障時運行年限較短，故障時平均運行年限約為5.25年，其中故障時運行年限不足5年的8臺次，故障時運行年限最長為12年，詳見圖3。

圖3 江西電網35 kV干式電抗器故障時運行年限統計

江西電網10 kV干式電抗器也發生多起故障，主要故障類型有起火燃燒以及外部相間短路等，部分故障簡況如下：

1）2010年3月南昌公司某220 kV變電站2號電容器組投入運行后10 min，運行人員發現2號并聯電容器組的串聯電抗器冒煙起火，隨后立即切斷電源。現場檢查發現B相電抗器的1、2、3層包封的上半部分已燒損，起火點存在明顯的鼓包現象。

2）2010年10月南昌公司某220 kV變電站1號電容器組在投入運行后不久發現串聯電抗器冒煙起火，現場檢查發現與3月份2號電容器組情況類似，包封上半部分燒損，同時存在鼓包現象。

3）2008年10月23日贛西220 kV清江變1號主變10 kV限流電抗器因貓攀爬導致相間短路，主變遭受沖擊。

就目前掌握的3起10 kV電抗器故障情況看，匝間絕緣劣化導致電抗器整體燒毀是10 kV干式電抗器的主要故障類型。

2 干式電抗器故障原因分析

根據我省電抗器故障現象及原因分析結果，結合國內其他省份的干式電抗器故障有關文獻報道[4-5]，綜合認為干式電抗器的故障原因主要有以下3個：

1）匝間絕緣耐熱等級不滿足運行要求?！秶W公司10～66 kV干式電抗器技術標準》中的相關規定：并聯電抗器導線股間、匝間和包封的絕緣耐熱等級不低于F級（絕緣耐熱155℃）。而早期部分干式電抗器采用B級絕緣材料，其最高運行溫度為130℃，最高溫升為80℃。實際運行過程中，干式電抗器的局部熱點溫度可能超出B級絕緣材料的耐受溫度，致使電抗器匝間絕緣加速老化。

2）電抗器包封進水。戶外干式電抗器在運行過程中，在外部輻射、熱等應力長期作用下，包封絕緣材料會發生劣化，產生裂紋，導致包封的密封性遭受破壞，水分則不斷滲入包封，使得包封內絕緣逐漸劣化。另外，有研究表明，即使包封的密封性沒有遭到破壞，包封所采用的玻璃纖維/環氧復合絕緣體系也具有一定的吸水性。所吸水分是通過擴散效應進入包封，飽和吸水率高達7%。我省屬潮濕多雨區域，戶外使用的干式電抗器如果長期熱備用或退出運行時，水分將極有可能擴散進入包封。

3）調匝環在設計（安裝位置）、制造工藝以及材料選用等方面存問題。部分故障電抗器的調匝環位于包封頂部，是電抗器進線的前幾匝，當投切過電壓等過電壓侵入時，調匝線圈上的電位梯度要遠高于包封中其他線圈，十分不利于調匝環的匝間絕緣。而且，為避免包封絕緣二次固化受損，調匝環固化需在常溫下進行，即調匝環所選用的環氧膠可在常溫下固化。顯然，所選用的環氧膠的耐高溫能力要遠低于高溫固化的環氧膠。

3 干式電抗器故障防范措施

匝間絕緣劣化是導致干式電抗器故障的主要原因，針對干式電抗器的故障原因，本文建議切實做好以下工作：

3.1 設計制造階段

1）應合理設計電抗器電流密度及溫升裕度，干式電抗器鋁導線的電流密度不得大于1.2 A/mm2，絕緣材料耐熱等級不低于F級。

2）盡量不使用帶調匝環的電抗器，如果必須使用，取后置方式，不得前置。

3）戶外并聯電抗器應配置防雨裝置，同時應改善電抗器上部引線與線圈的密封環境。

3.2 交接驗收階段

1）安裝前應對電抗器外表面進行認真查看，檢查電抗器在吊裝時繞組引出線是否被碰傷，電抗器外表面是否有撞傷。

2）嚴格按照制造廠的安裝圖紙對電抗器進行現場安裝，同時避免在干式電抗器磁場范圍內形成金屬閉環回路，防止渦流產生。

3）新安裝干式電抗器時，不應采用疊裝結構，避免單相故障發展為相間故障。

4）安裝完成后，檢查通風道是否有雜物遺留，引線、接頭、接線端子等連接牢固完整。

5）干式電抗器出廠時應進行匝間耐壓試驗，當設備交接時，具備條件時應進行匝間耐壓試驗。建議采用GB/T 1094.6—2011《電力變壓器第6部分:電抗器》推薦的干式電抗器匝間過電壓試驗進行電抗器匝間耐壓試驗。

3.3 運維檢修階段

1）加強干式電抗器的運行巡視和紅外測溫工作。現場巡視時注意檢查電抗器包封撐條是否脫落，外絕緣有無放電現象，干式電抗器噪聲、振動有無異常。紅外測溫時注意與歷史溫升、相間溫升比較，及時發現電抗器是否異常。

2）運行人員投切干式電抗器后，應檢查表計（如電流表、無功功率表）指示正常，有人值守變電站應到現場檢查干式電抗器和斷路器等設備情況，無人值守變電站應通過監控檢查干式電抗器有無冒煙、起火現象。

3）停電期間，加強干式電抗器的維護工作，按照“逢停必掃”原則對電抗器包封及瓷瓶表面進行清理。檢查電抗器表面涂層有無龜裂脫落、變色，觀察包封表面憎水性能是否劣化，必要時進行噴涂處理。

4）戶外干式電抗器表面應定期清洗，5～6年重新噴涂憎水絕緣材料。噴涂RTV涂料，應噴涂3遍，噴涂第1遍后，相隔2 h以上再噴涂第2遍，噴涂第2遍后，相隔3 h以上再噴涂第3遍。涂料噴涂應均勻，無流痕、垂珠現象。

5）各組并聯電抗器應輪換投退，延長使用壽命。

4 總結

1）干式電抗器故障主要是由匝間絕緣缺陷引起的，造成干式電抗器匝間絕緣劣化的原因主要有：絕緣材料耐熱等級不夠，導致絕緣材料加速老化；電抗器包封進水，導致電抗器絕緣材料受潮劣化；調匝環設計及工藝存在問題，導致干式電抗器調匝環部位匝間絕緣存在薄弱點。

2）應加強干式電抗器在設計制造、交接驗收及運維檢修階段的技術監督管理。針對省內干式電抗器典型故障原因，參照標準規范要求采取對應的防范措施，防止干式電抗器匝間絕緣發生劣化。

[1]廖敏夫，程顯，翟云飛.干式空心電抗器脈沖振蕩匝間絕緣檢測系統的仿真和試驗[J].高電壓技術，2011，37（6）∶1343-1348.

[2]李德超.干式空心電抗器故障原因分析及處理措施[J].電力電容器與無功補償，2014，35（6）∶86-90.

[3]梁景明.10 kV干式空心串聯電抗器燒毀故障原因及解決方案[J].技術與市場，2016，23（9）∶53-54.

[4]苗俊杰，姜慶禮.500 kV變電站35 kV干式電抗器故障分析[J].電力電容器與無功補償，2012，33（2）∶65-69.

[5]錢之銀，楊凌輝，朱峰，程真何.并聯干式電抗器故障原因分析[J].華東電力，2000，12（1）∶10-13.