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500kV变电站低压侧无功补偿装置运行分析武鹏飞

发表时间：2020/5/7 来源：《电力设备》2020年第2期作者：武鹏飞

[导读] 摘要：近年来，我国各大电网500kV变电站低压侧无功补偿装置存在一些如：无功补偿装置在设计参数选择、设备结构设计、设备材料及制造、安装等方面的诸多问题。

        （内蒙古超高压供电局内蒙古呼和浩特市 010000）
        摘要：近年来，我国各大电网500kV变电站低压侧无功补偿装置存在一些如：无功补偿装置在设计参数选择、设备结构设计、设备材料及制造、安装等方面的诸多问题。从提高设备安全运行水平和可靠性的角度出发，对500kV变电站低压侧无功补偿装置的运行进行研究，对设备出现的缺陷及故障进行统计分析，制定有针对性的预防措施，以此提高低压无功补偿装置的安全运行水平为电网安全生产服务。
        关键词：电网：变电站；无功补偿装置；运行分析；故障
        一、设计选型标准不统一
        1.感性无功补偿装置额定电流选择混乱。在变电站无功补偿装置选择规划中.并联电抗器装置参数的设置多样化.造成设备额定电流选择混乱导致绝缘裕度偏低等问题。
        2.并联电容器装置容量档次过多。在变电站无功补偿设计规划中.并联电容器成套装置参数的选择标准不一.存在设备额定电流选择混乱导致绝缘裕度偏低等问题。目前，电网500kV变电站并联电容器装置存在40.08MVar、60MVar、60.12MVar、60.14MVar、66MVar、72MVar、75MVar、76.15MVar、12MVar等多种容量档。存在这种情况的原因是设计环节存在问题.如电容器容量是指电容器装置净提供的无功容量还是电容器装置加串联电抗器共同提供的无功容量，这一界定不清晰。设电容器装置额定相电压为Un，额定容量为Qn，当电抗率为A时，系统母线相电压为U时.整组电容器支路提供的无功为(U/Un)2×Qn／(1—A)。
        3.单台电容器额定电压选择问题。目前，电网500 kV变电站35 kV电压等级电容器装置单台电容器额定电压选取有11 kV／2、11.5 kv／2、12 kV／2、12.5 kV／2 4种。在电容器装置总电容值一定条件下.串联电抗器的存在增加了电容器组的无功出力。当电抗率为A时.有电抗器时电容器组的无功出力为无电抗器时的1／(1一A)倍。因此.从限制合闸涌流和充分利用电容器设备的容量而论.在电容器回路中加高电抗率的电抗器效果更好：同时也必须注意到.有电抗器是电容器组的运行电压为无电抗器时的1／(1—A)倍，限制合闸涌流和充分利用设备容量是通过抬高电容器实际运行电压而得到的.电容器的工作电压裕度会因此而降低。无功补偿支路电容器配置方式中，额定电压12kV／2可以配置较高电抗率的串联电抗：11kV×2这种配置方式适用于电抗率较低的串联电抗。调查发现，变电站12％电抗率的电容器装置单台额定电压选取11.5kV／2.此种情况下绝缘裕度相比其他较小。
        4.串联电抗器串抗率设计混乱。通过对各变电站无功补偿线路进行电磁暂态仿真计算，发现设计人员在对无功补偿线路串抗率的选取上存在误区：①《35 kv电容器装置设计规范》认为，当串联电抗器仅用于限制合闸涌流时。电抗率宜取0.1％～1.0％；②大多数设计人员在选择串抗率时.不考虑线路实际的谐波含量，想当然的选用6％和12％串抗率。串联电抗器有显著的限制合闸过电流作用。增大电抗率能有效地降低电容器的合闸电流。但是，当串抗用于限制合闸涌流时，仅取0.1％～1.0％的电抗率。这个取值范围是否偏小，有待在仿真中进行分析。当无功补偿线路未采用可控硅断路器时.线路中3次谐波含量很低.主要考虑5次及以上谐波的放大作用：当无功补偿线路采用可控硅断路器且存在远方供电变压器时.线路中3次谐波含量较高，应根据线路实际测量的谐波含量，选择合适的串抗率。
        二、无功补偿装置设计安装缺陷
        1.感性无功补偿装置调匝线圈安装位置分析。调匝线圈是电抗器的重要组成部分，主要用于调节电抗器线圈匝数.从而调节电抗器的电抗值，进改变并联电抗器容量。

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由于干式电抗器绕组上下端部星形出线臂既是电抗器安装定位的承力底座，又是电抗器的进出线端子、汇流架，因此生产厂家将调匝线圈安装在电抗器绕组的上层或下层.方便调匝线圈接头与星形出线臂连接。500 kV变电站1台35 kV电抗器烧毁.故障首先在调匝线圈发生。当时，由于强降雨过程损伤了安装在电抗器上层的调匝线圈.在电抗器投运时.损伤进一步扩大而发展为匝间短路，这时调匝线圈流过巨大的匝间短路电流.而使绝缘材料着火.发生电抗器烧毁故障。因此.有必要在规程中明确规定调匝线圈的安装位置。在调匝线圈安装位置的选择上，有的厂家将调匝线圈安装在电抗器绕组的上层.有的厂家将调匝线圈安装在电抗器绕组的下层。
        2.电容器绝缘不良。目前电网绝大部分绝缘不良的电容器是介质损失角过大所致.这可以通过预防性试验发现。长期运行的电容器介质损失角会略有增加，但是成倍增长却是不正常现象。由于只有发生局部放电和局部过热才会发生介质损失角过大的问题，因此对这些产品只能进行更换。电极对油箱的绝缘强度一般是比较高的，但由于工艺上产生的缺陷.例如在焊接过程中烧伤了元件与油箱间的绝缘纸板，引线没包绝缘材料，油量不足，采用短尾套管绝缘距离不够，瓷套质量不良等.在试验过程中都可能发生放电和套管炸裂故障。
        三、无功补偿装置运行及质量问题
        1.发热。温度过高是无功补偿装置常见缺陷.主要原因是接头连接不紧、接触面锈蚀，产品不良等。
        2.鼓肚现象。在所有电容器的故障中，鼓肚是占比例最大的。一般油箱随温度变化发生膨胀和收缩是正常现象，但当内部发生局部放电，绝缘油产生大量气体.就会使箱壁变形.形成明显鼓肚现象，鼓肚的电容器不能修复，只能拆下更换新电容器。造成鼓肚的原因主要是产品质量问题.如绝缘纸和铅箔质量差.浸渍液不是吸气性的电容器油.又没有合格的净化处理条件.加之在设计上追求攀比特性指标.工作场强选择较高.这些低质量的产品在高电场下运行.极易造成鼓肚和元件击穿熔丝动作故障。实际运行表明：电容元件击穿的部位多在电极边缘、拐角和引线与极板接触处.以及元件出现褶迭部位。这些地方电场强度和电流密度都较高.容易发生局部放电或过热烧伤绝缘：此外.运行电压过高或开关重燃引起的操作过电压.也将产生局部放电现象。
        3.渗漏油现象。渗漏油现象主要是密封不严或不牢同造成的.电容器是全密封装置.如密封不严.空气和水分以及杂质都可能进入油箱内部.造成绝缘受损，危害极大.因此电容器是不允许渗漏油的。实际中渗漏部位主要在油箱焊缝和套管处.说明是焊接工艺不良.厂家对密封实验没有严格要求.不是逐台试漏。由典型故障可以看到.套管渗油的部位主要是根部法兰、帽盖和螺栓等焊口.因此渗漏的原因有加工工艺问题.还有结构设计和人为的原因。螺栓和帽盖所采用的焊接机械强度差.螺丝紧力稍大就会脱焊：有的变电站用硬母线连接螺杆.使螺栓受力.温度变化时也受应力.很容易将螺杆焊口拉开：另外搬运时直接提套管，以及运输过程的搬运不慎也会使焊缝开裂。
        4.异响。无功补偿装置在运行时，出现异常响声.如变电站4-1L电抗器.电站1-1C、1-2C电容器出现异响.有的还有发热现象。主要原因是接头连接部件不紧，在电动力作用下振动。
        结语：通过对我国电网近年来无功补偿装置的运行情况分析，总结了当前无功补偿装置的常见问题和故障。电网无功补偿装置的容量、额定电流和额定电压存在不同的标准，该无功补偿装置在管理和运行中存在易发热、胀形、漏油等缺陷。总之加强对无功补偿装置运行维护，积极开展设备红外测温等工作，加强相关人员对设备结构、参数、易发缺陷故障等知识的培训。
        参考文献：
        [1]李强.低压无功补偿设备运行管理探析.2018.
        [2]王艳红.浅谈500kV变电站低压侧无功补偿装置运行分析.2018.