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(tǒng)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(yōu)勢，發(fā)展十分迅速[1-3]。目前，江西電網(wǎng)中的各類電抗器以干式電抗器為主。

然而，近年來江西電網(wǎng)干式電抗器故障頻發(fā)，以35 kV干式并聯(lián)電抗器尤為突出。過高的故障率，不僅造成重大直接經(jīng)濟損失，故障時還引發(fā)主變跳閘等故障，嚴重影響電網(wǎng)穩(wěn)定運行。針對上述問題，本文首先對江西電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)干式電抗器運行情況

1.1 江西電網(wǎng)干式電抗器裝用情況

截至2016年12月，江西電網(wǎng)共有35 kV干式電抗器92組。從運行年限看，江西電網(wǎng)35 kV干式電抗器運行年限較短，大部分在10年以內(nèi)。其中，3年以內(nèi)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(wǎng)35 kV干式電抗器分類情況

截至2016年12月，江西電網(wǎng)共有10 kV干式電抗器2320組。從運行年限看，目前江西電網(wǎng)10 kV干式電抗器運行年限較短，大部分在10年以內(nèi)。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(wǎng)10 kV干式電抗器分類情況

1.2 江西電網(wǎng)干式電抗器故障情況

近年來，江西電網(wǎng)干式電抗器故障屢次發(fā)生，其中以35 kV干式并聯(lián)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(jīng)濟損失，還有可能引發(fā)500 kV主變跳閘等故障，影響電網(wǎng)穩(wěn)定運行。

截至目前，江西公司35 kV干式電抗器共發(fā)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(chǎn)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(fā)現(xiàn)南昌變35 kV 1-2L電抗器B相內(nèi)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(chǎn)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(fā)生著火，A相靠中性點處支持瓷瓶有燒黑現(xiàn)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(chǎn)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(fā)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(chǎn)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(fā)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(chǎn)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(fā)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(chǎn)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(fā)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(chǎn)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(fā)生著火，故障前天氣為陣雨。故障設備為廣東順特產(chǎn)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(fā)生著火，故障前天氣為晴天。故障設備為許繼電氣產(chǎn)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(chǎn)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(jīng)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(chǎn)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(fā)生起火。故障發(fā)生時現(xiàn)場天氣為大雨。故障設備為廣東順特產(chǎn)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(wǎng)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(wǎng)35 kV干式電抗器故障時運行年限統(tǒng)計

江西電網(wǎng)10 kV干式電抗器也發(fā)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(fā)現(xiàn)2號并聯(lián)電容器組的串聯(lián)電抗器冒煙起火，隨后立即切斷電源?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)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(xiàn)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(fā)現(xiàn)串聯(lián)電抗器冒煙起火，現(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)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(xiàn)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(jù)我省電抗器故障現(xiàn)象及原因分析結果，結合國內(nèi)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(wǎng)公司10～66 kV干式電抗器技術標準》中的相關規(guī)定：并聯(lián)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(fā)生劣化，產(chǎn)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(nèi)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(huán)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(qū)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(huán)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(huán)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(huán)的匝間絕緣。而且，為避免包封絕緣二次固化受損，調匝環(huán)固化需在常溫下進行，即調匝環(huán)所選用的環(huán)氧膠可在常溫下固化。顯然，所選用的環(huán)氧膠的耐高溫能力要遠低于高溫固化的環(huán)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(huán)的電抗器，如果必須使用，取后置方式，不得前置。

3）戶外并聯(lián)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(huán)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(xiàn)場安裝，同時避免在干式電抗器磁場范圍內(nèi)形成金屬閉環(huán)回路，防止渦流產(chǎn)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(fā)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?，F(xiàn)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(xiàn)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(fā)現(xiàn)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(xiàn)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(jiān)控檢查干式電抗器有無冒煙、起火現(xiàn)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(xiàn)象。

5）各組并聯(lián)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(huán)設計及工藝存在問題，導致干式電抗器調匝環(huán)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(jiān)督管理。針對省內(nèi)干式電抗器典型故障原因，參照標準規(guī)范要求采取對應的防范措施，防止干式電抗器匝間絕緣發(fā)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(tǒng)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(lián)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(lián)干式電抗器故障原因分析[J].華東電力，2000，12（1）∶10-13.