劉玉海 苗長青 丁振華 張子豪

摘 要：針對一起500 kV變電站內35 kV電容器串聯(lián)電抗器著火事故，分析了設備著火的原因，闡述了事故現(xiàn)場應對方法，并提出了事故的糾正和預防措施。

關鍵詞：電容器串聯(lián)電抗器;著火;開關跳閘

0 引言

在電力系統(tǒng)中，無功功率不足會導致系統(tǒng)電壓和功率因數(shù)降低，使電力設備應用效率降低，電能損耗增加，電能質量下降，情況嚴重時會造成電壓崩潰、系統(tǒng)瓦解，進而引起大范圍停電，嚴重影響電網的安全運行和用戶的正常供電。為滿足電力輸送端和負荷端電壓平衡以及電網安全、經濟運行的需求，通常會在輸送端和負荷端裝設無功補償裝置。并聯(lián)電容器作為一種無源補償裝置，其結構、工作原理簡單，可以產生無功功率，減小電壓損失，調節(jié)電壓使其保持在正常范圍內。因此，并聯(lián)電容器的平穩(wěn)運行對于電力系統(tǒng)來說具有重要的作用。

1 事故概述

1.1? ? 設備基本情況

500 kV沂蒙變電站位于山東省臨沂市蘭山區(qū)北部，變電站內著火的電容器串聯(lián)電抗器于2014年10月投入運行，設備型號為CKDCKL-35-2400/2880-12W，生產廠家為桂林電力電容器有限公司，其中電容器單元型號為BAM12/2-500-1W，干式空心串聯(lián)電抗器型號為CKDGKL-35-2400/2880-12W，串聯(lián)電抗器為前置，帶2.5 m高玻璃鋼支柱。電容器組開關型號為3AP1FG-72.5/4000-40，斷路器滅弧介質為六氟化硫。

此次發(fā)生著火事故的電容器位于#2主變35 kV#2母線323間隔，現(xiàn)場一次接線圖如圖1所示。

1.2? ? 事故經過及處理措施

2018年7月25日，天氣晴，07：45，自動電壓無功控制系統(tǒng)（AVC）投入35 kV#2B電容器組;08：05，#2B電容器組323開關跳閘，監(jiān)控后臺發(fā)出以下信號：“35 kV#2B電容器CSC221B323開關事故跳閘”“35 kV#2B電容器保護動作”“35 kV#2B電容器事故中”光字牌亮，運維人員對現(xiàn)場設備進行檢查，發(fā)現(xiàn)#2B電容器組B相串聯(lián)電抗器著火，立即向省調監(jiān)控值班員及生產指揮中心匯報，并組織滅火;08：06，運維人員聯(lián)系就近消防隊;08：25，#2B電容器組轉檢修;08：27，消防人員到站;08：40，明火被撲滅。

#2B電容器串聯(lián)電抗器著火前，#2主變負荷為211 MW;#2B電容器組電流為874.72 A，電壓為37.36 kV，均為正常數(shù)值。

2018年7月26日，廠家人員對故障情況進行勘察，此次燒毀的電抗器為B相，起火位置位于進線端左后側，第1、2包封之間，第1個包封基本燒毀，該相電抗器進線燒斷，出線處正下端有一塊黃色熔化物，此物體不是電抗器燃毀后該有的產物，懷疑是落在氣道內的不明異物。B、C相底座絕緣子有閃絡擊穿痕跡，C相電抗器有短路電流通過的現(xiàn)象，產品包封引線大部分拉直。

2 事故原因分析

2.1? ? 一次設備檢查分析

試驗人員對#2B電容器串聯(lián)電抗器電阻及323開關特性進行了檢測，#2B電容器串聯(lián)電抗器試驗數(shù)據(jù)如表1所示。

根據(jù)試驗規(guī)程規(guī)定：1 600 kVar以上電抗器各相繞組電阻相互間差別不應大于三相平均值的2%。由表1可以看出，B相串聯(lián)電抗器直阻已不滿足上述要求，其他兩相試驗數(shù)據(jù)合格。

經核查，所用材料檢驗記錄和試驗記錄都合格，說明產品制造滿足標準要求。串聯(lián)電抗器運行已近4年，說明設備出廠性能、質量符合使用要求。檢查電容器組避雷器放電計數(shù)與上次檢查數(shù)據(jù)一致，無放電記錄，原因是避雷器裝在電抗器后側，存在出現(xiàn)操作過電壓損壞電抗器而避雷器不動作的可能性。

2.2? ? 二次設備檢查分析

檢查監(jiān)控后臺電容器近7個月的投運情況，共投運55次，無異常現(xiàn)象。檢查保護動作情況，在B相接線板燒斷下降的過程中，造成B、C相間短路故障，過流I段保護動作（定值為12.5 A，故障電流14.08 A），跳開323開關，保護動作正確。

電容器保護裝置配置有：相電流過流Ⅰ、Ⅱ段保護，零序過流Ⅰ、Ⅱ段保護，不平衡電流保護，低電壓保護，過電壓告警裝置。在串聯(lián)電抗器故障著火過程中，由于沒有故障電流，保護未動作。目前，電容器保護裝置中，沒有配置串聯(lián)電抗器故障著火的相關保護。

查詢監(jiān)控后臺得到電容器組運行數(shù)據(jù)，經計算A相系統(tǒng)諧波含量比較大，推斷B相系統(tǒng)諧波含量也比較大（諧波電流過大，運行時產品損耗大幅增加，產品運行溫度提高，長久運行后會加速產品導線絕緣老化），但因B相沒有電流檢測設備，該相沒有電流記錄。

2.3? ? 事故原因確認

進一步對設備進行檢查分析，發(fā)現(xiàn)B相電抗器氣道內存在不明異物，導致該氣道附近因散熱不好而局部溫度過高，長久使用后，使該片導線絕緣出現(xiàn)老化損壞。

根據(jù)已知情況的分析，判斷本次事故的原因是：B相系統(tǒng)內諧波含量較大或氣道有異物，在電容器串聯(lián)電抗器投運（投運時產品兩端電壓很高，系統(tǒng)電壓全部作用在電抗器上）時因投運過電壓使該片某處導線絕緣被擊穿，使相連的兩匝導線連通，造成匝間短路，最終導致產品起火燒壞。

3 故障暴露出的問題及整改措施

3.1? ? 暴露出的問題

（1）電容器串聯(lián)電抗器著火后欠缺滅火手段，由于B相串抗著火點較高，現(xiàn)場運維人員用站內滅火器無法達到頂部，無法及時滅火。受外圍線圈影響，日常巡視及紅外測溫無法發(fā)現(xiàn)缺陷，難以捕捉初期缺陷。

（2）對于匝間絕緣的缺陷缺少有效的檢測手段。電抗器線圈層間間隙較小，日常維護檢修中難以進行相關工作，需進一步探索開展層間檢修維護的方法及工器具。

3.2? ? 事故防范措施

（1）運行巡視時留意電抗器線包（含內部線包）溫升發(fā)熱、氣道阻塞情況;留意電抗器線包外絕緣污穢及破壞情況;檢修時及時清掃污穢，補刷絕緣漆;注意觀察電容器組的避雷器動作記錄，并對比歷史記錄。

（2）設備停電檢修時，重點檢查電抗器最外層和最內層包封表面及接線頭的情況;加強無功被償設備的紅外測溫工作，無功補償設備投切后，及時檢查相關設備潮流及系統(tǒng)電壓是否正常，與之連接的避雷器是否動作等;高溫、負荷較大時增加測溫次數(shù)，測試結果與歷史溫升、相間溫升比較，發(fā)現(xiàn)問題及時處理。

4 結語

總之，隨著電容器投入運行年限的增長，運維管理單位應加強設備巡視和紅外線測溫、跟蹤、分析，以便及時發(fā)現(xiàn)低抗設備接頭和本體發(fā)熱情況。一旦發(fā)現(xiàn)低抗著火，要沉著冷靜按照事故預案處理，盡量縮小事故范圍，及時消除事故，確保人身、電網和設備的安全。

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收稿日期：2020-01-08

作者簡介：劉玉海（1982—），男，山東臨沂人，電氣工程師，從事變電設備檢修工作。