變電站無功補償裝置故障分析及其改進措施

喬向陽　劉　赟　陶蓓蓓　王嗣常　方　亮

（國網安徽省電力公司蕪湖供電公司，安徽 蕪湖　241000）

隨著國民經濟的發展和現代化技術的進步，電力網負荷急劇增大，對電網感性無功要求也與日俱增，為保證電力系統的穩定運行，其安全性、可靠性、經濟性以及輸送電能的質量是最根本的問題[1-3]。無功功率補償是降低功率損耗、保障電網安全運行必不可少的措施，具有重要的意義[4-6]。然而受設計不當、系統諧波因素、操作過電壓影響，無功補償裝置損壞事故時有發生，嚴重影響了電網運行安全[7-8]。如果處理不當，事故范圍將進一步擴大。分析無功補償裝置故障的原因，保證無功補償裝置的可靠運行，改進無功補償裝置，對于保證電網的安全穩定運行具有重要意義[9-16]。

1　無功補償裝置故障原因分析

近年來，蕪湖地區發生多起無功補償裝置損壞事故，嚴重影響了本地區電網運行的安全。經過研究分析，我們發現系統諧波因素、操作過電壓影響以及本地使用的無功補償裝置保護定值設計不當是導致裝置損壞事故的原因。以蕪湖地區 220kV YQ變電站 35kV無功補償系統典型故障為例，本文詳細分析系統諧波因素、操作過電壓影響以及保護定值設計不當對無功補償裝置的影響。

1.1　系統諧波的影響

220kV YQ變電站地處蕪湖經濟開發區，為多家汽車廠、造船廠、空調廠企業供電，非線性負載比較多。廠家啟動大型整流器和電弧爐等“諧波源”時，電力系統中將含有較大的高次諧波，對電流的影響很大。這種諧波電流非常容易引起電容器擊穿，引發相間短路及內部擊穿。

經過現場測試發現該地區電力系統中存在3、5、7次諧波，諧波電流統計報表見表1。

表1　諧波電流統計報表

從表1中可以看出，3、5、7次諧波嚴重超標。諧波電流引起的附加絕緣介質損耗將加快電力電容器絕緣的老化速度。

此外，經統計分析發現蕪湖地區 FN變等三座變電站無功補償裝置損壞故障時均出現了 3、5、7次諧波嚴重超標現象。

1.2　操作過電壓的影響

220kV YQ變電站無功補償裝置故障，斷路器分閘后電弧重燃產生了操作過電壓，導致電容器組整體受損，內部單元擊穿，現場主變低壓側故障錄波圖如圖1所示。

圖1　故障錄波圖

電容器組斷路器在AVC控制下合閘成功，其合閘故障濾波圖如圖2所示。

圖2　合閘故障錄波圖

從圖2中可以看出，電容器組整體受損，內部單元擊穿后無法承受正常額定電壓，致使A相4只電容器直接擊穿，C相3只電容器套管斷裂，引起大面積滲油。

斷路器在斷開并聯電容器組時引起的操作過電壓幅值與電力系統的參數，特別是斷路器特性以及關合的相角有很大關系。在某些情況下會概率引起很大的操作過電壓，嚴重時容易造成電容器組整體受損，內部單元擊穿。此外，當多組電容器并聯運行時，如果其中某個電容器發生擊穿，其余電容器就會通過這個電容器放電，該電容器在短時間內將產生巨大的熱能使得電容器內的油分解并產生大量氣體，造成殼體損壞甚至爆炸。

1.3　保護定值的影響

經現場檢測，220kV YQ變電站電容器差壓保護定值的整定值為6V，未按照最新版電容器差壓保護定值計算方法進行核算，保護裝置沒有可靠動作，導致事故范圍擴大。

2　無功補償裝置的改進措施

通過對蕪湖地區220kV YQ變電站35kV無功補償系統典型故障進行分析后，對其進行了相應的無功補償裝置改進措施，并取得了良好的效果。

2.1　串聯電抗器

經過分析計算后，發現采用基波感抗為容抗的12%的電抗器串聯時，可有效抑制 3次諧波電流。采用基波感抗為容抗的4.5%～6%的電抗器串聯時，可有效抑制5次以上的諧波電流。當3次以上諧波含量較大時，選擇 12%與 4.5%～6%的混合電抗器串聯可有效抑制高次諧波電流。

經過研究分析，220kV YQ變更換無功補償裝置時，將損壞的電容器組電抗器由原來的5%電抗率更換為12%電抗率，取得了良好的效果，有效地抑制了3次諧波電流。

2.2　降低斷路器開斷重燃率

質量較好的斷路器可以避免斷路器出現觸頭抖動或分閘電弧重燃現象，可以有效地降低投退電容器組時產生的操作過電壓。

目前，無論是國產品牌，還是進口施耐德、ABB等品牌真空斷路器，都會出現分閘重燃的現象。因此，解決該問題最好的辦法，是選用滅弧效果更好、重燃率極低的SF6斷路器。

2.3　整定保護定值

根據電容器組的設備參數，對差壓保護定值進行重新計算整定，過程如下所示。

1）系統參數

接線方式：單星形。

保護方式：內熔絲保護。

單元中并聯元件數：m =19。

單元中串聯元件數：n =3。

一相中并聯單元數：M =2。

一相中串聯單元數：N =4。

一段中切除元件數：K。

完好單元允許過電壓倍數：KV=1.3。

電容器組額定相電壓：UEX=22×1000V。

2）計算過程

式中，K1=5.443，K=ceil(K1-1)，K=5（K取整數）。

一次不平衡電壓為

二次不平衡電壓為

取保護靈敏度KLm=1.1，保護定值為

一次初始不平衡電壓：α =1.002（串段間最大與最小電容值之比）

二次初始不平衡電壓為

當取安全系數 KK=3時，UBPKK=0.599V，小于UDZ=2.53V，差壓定值2.53V。

經過整定計算，差壓保護定值整定為2.5V，動作延時調整為0.1s。

2.4　其他措施

1）確保并聯電容器組的質量。投入運行前，對電容器組進行嚴格的檢測試驗，及時發現缺陷并進行處理，嚴防劣質電容器組投入運行。

2）采用可調串聯電抗器，限制無功補償電容器組的合閘涌流和短路電流，降低操作過電壓并有效抑制高次諧波。

3）采用定值合適的電容器護裝置及其他保護措施，有效限制電容器組的過電壓和過電流。

3　結論

受系統諧波因素、操作過電壓以及本地使用的無功補償裝置保護定值設計不當的影響，裝置損壞事故時有發生。本文針對蕪湖地區無功補償裝置損壞故障，以220kV YQ變電站35kV無功補償系統典型故障為例，進行了深入研究，提出了對應改進措施并取得了良好的效果。

1）當變電站所在地區 3次以上諧波含量較大時，選擇 12%與 4.5%～6%的混合電抗器串聯可有效抑制高次諧波電流。

2）選擇SF6斷路器可以有效地降低斷路器開斷重燃率。

3）為了避免保護裝置誤動作或者不動作，導致事故范圍擴大，一定要按照最新版電容器差壓保護進行定值核算。

[1] 張輝亮, 宋戈, 李曉明. 靜止無功補償裝置在某鋼鐵廠中的應用[J]. 電氣技術, 2016, 17(4): 110-114.

[2] 張之昊, 武建文, 李平, 等. 應用于農村配電網的測量點與補償點分離式無功補償設備及其優化配置[J].電工技術學報, 2015, 30(3): 205-213.

[3] 邵霞, 周有慶, 彭紅海. 一種改進的直測電容電流型電子式電壓互感器[J]. 電工技術學報, 2013, 28(4):240-247.

[4] 邵宗岐. 10kV線路柱上式無功補償裝置故障分析與改進措施[J]. 電力電容器與無功補償, 2012, 33(3):10-15.

[5] 崔正湃, 王皓靖, 馬鎖明, 等. 大規模風電匯集系統動態無功補償裝置運行現狀及提升措施[J]. 電網技術, 2015, 39(7): 1873-1878.

[6] 王偉, 徐殿國, 王琦, 等. 大規模并網風電場的無功電壓緊急控制策略[J]. 電力系統自動化, 2013,22(22): 8-14.

[7] 徐曉靜, 孫明燦, 陳慶春. 同步關合技術在無功補償中的應用[J]. 高壓電器, 2007, 43(5): 333-335, 339.[8] 金立軍, 安世超, 廖黎明, 等. 國內外無功補償研發現狀與發展趨勢[J]. 電氣傳動自動化, 2008, 30(6):1-3, 14.

[9] 遲永寧, 關宏亮, 王偉勝, 等. SVC與槳距角控制改善異步機風電場暫態電壓穩定性[J]. 電力系統自動化, 2007, 31(3): 95-100, 104.

[10] 項真, 解大, 龔錦霞, 等. 用于風電場無功補償的STATCOM動態特性分析[J]. 電力系統自動化, 2008,32(9): 92-95.

[11] 田桂珍, 王生鐵, 劉廣忱, 等. 采用 STATCOM改善籠型機風電場性能的機理分析與實驗研究[J]. 電網技術, 2013, 37(7): 1971-1977.

[12] 任普春, 石文輝, 許曉艷, 等. 應用 SVC提高風電場接入電網的電壓穩定性[J]. 中國電力, 2007,40(11): 97-101.

[13] 吳林林, 李海青, 王皓靖, 等. 動態無功補償裝置抑制風電匯集地區高電壓問題的可行性研究[J]. 華北電力技術, 2014(10): 61-66.

[14] 朱凌志, 陳寧, 韓華玲. 風電消納關鍵問題及應對措施分析[J]. 電力系統自動化, 2011, 35(22): 29-34.

[15] 張志豐, 肖立業, 邱清泉, 等. 一種改進串聯諧振型限流器[J]. 電工技術學報, 2015, 30(6): 169-177.

[16] 周鑫, 李勝男, 覃日升, 等. 配電網串補設備的應用以及優化改進[J]. 電氣技術, 2017, 18(9): 98-101.