饶海花
（广东电网有限责任公司东莞供电局 广东省东莞市 523000）
摘要：如今，随着人民对电量的需求日趋增加，电网的规模也在不断的扩大，对电力设备质量的要求也越来越高。设备质量关系着电网运行的安全可靠及人民的生活安定。本人主要是围绕一起10kV电容器组串联电抗器的故障问题，分析其发生的原因并给出处理措施。
关键词：电容器组；质量；故障；处理
电容器，顾名思义，是“装电的电容器”，是一种容纳电荷的器件。对于电容器装置而言，运行时间越长，设备出故障的概率也越高。另外，供应商提供的设备本身质量好坏也是设备出故障的重要原因之一。通过对实际发生的一起10kV电容器组串联电抗器产生故障的分析，进一步说明加强设备质量管控的重要性和紧迫性。
一、事件简况
1.设备故障前状态
故障前全站所有母线、主变、线路均正常运行，10kV部分：#1主变10kV侧501开关、#2主变10kV侧502甲、502乙开关、#3主变10kV侧503开关运行。516、517、526、527、536、537电容器组在可用状态。
2.设备缺陷（故障）发生经过
2017年9月13日14时10分，110kV新厅站10kV #3电容器组526开关连续出现过流跳闸信号，526开关重合不成功，运行人员向监控班申请将10kV #3电容器组转检修，经现场检查发现新厅站10kV #3电容器组串联电抗器C相已烧坏。
3.设备缺陷（故障）发生后造成的影响：受影响停运的设备、负荷损失情况。
故障造成10kV #3电容器组停运，没有负荷损失。
4.缺陷（故障）设备的信息：
5.设备最近几次运维（运维管控级别，巡视情况）、试验、检修、动作和缺陷情况。
10kV设备属于Ⅳ级运维管控级别，2017年1月10日电力维护人员对该设备进行专业巡视，并无发现异常情况。此设备发生缺陷前并无上报其它缺陷。
二、处理过程
1.保护动作情况分析
2017年9月13日14时10分，110kV新厅站10kV #3电容器组526开关连续出现过流跳闸信号，526开关重合不成功。
2.一次设备检查情况
现场检查情况。2017年9月18日，对110新厅站10kV #3电容器组串联电抗器进行检查，发现电抗器C相已烧毁变黑，绕组烧熔形成铜水滴至下鉄軛，热缩管烧坏松脱，铝排膨松变形。
526开关没有转检修状态，检修人员并没有对此设备进行故障检查，试验所对#3电容器组进行相关试验，并无发现电容器组异常情况，串联电抗器故障前运行人员对该设备进行巡视测温并无发现异常情况。
三、原因分析
9 月 18 日与设备供应商到达现场检查原因，现场检查发现电抗器 C 相线圈烧毁严重，线圈表面烧毁较轻，线圈气道内 部烧焦发黑，线圈绝缘因过热已经炭化，着火点是从线圈气道内部开始，由于此台产品燃烧位置在线圈内部，无法直观的检查，需要返厂进行解体检查，目前只能对产品烧毁的原因进行初步分析如下：
1.线圈气道内部烧黑，绝缘炭化，初步怀疑是线圈内部发生臣间短路，造成温度升高，引起电抗器燃烧；
2.电抗器在实际使用中起到对电容器组的保护作用，每次启动电抗器都会产生过电压和过电流，初步怀疑是长期频繁投切时的冲击过电压和过电 流使线圈绝缘受损，引起短路，使线圈燃烧；
3.有可能是电抗器线圈气道内部存在异物，导致线圈层间放电，引发短路使线圈烧毁；
4.线路中谐波电流含量的增加，也会导致电抗器负担加重，引起损耗增大和温度的升高，从而加速绝缘老化，最终导致线圈短路。
四、同类型设备运行情况
此变电站电抗器至今6台同厂同期的电抗器均发生过故障，且无法修复需更换的，#1电容器组电抗器于2011年发生故障并更换，#2、#6电容器组电抗器于2013年发生故障并拆除，#4、#5电容器组电抗器于2014年进行过更换，即全站原电容器组电抗器均发生过故障。
五、结语及处理措施
110kV新厅站于2009年12月投产，10kV电容器组使用的铁芯电抗器为西安西变干式变压器有限责任公司生产的CKSC-480/10-6型产品。投运后各电抗器普遍存在运行异响和铁芯温度过高等普遍性缺陷，此次故障暴露的主要问题应是设备本身质量问题，内部绝缘耐受能力低等。
1.由于此台产品燃烧位置在线圈内部，无法直观的检查，需要返厂进行解体检查，建议安排第三方单位对故障电抗器进行进一步分析和型式试验，进一步确认故障原因；
2.对同类设备进行检查，为避免再次发生类似故障，影响系统安全运行，对存在异响和铁芯温度过高的电抗器进行更换；
3.要求厂家提升设备的绝缘水平，减少由于绝缘水平低引起匝间短路的故障；
4.要求对厂家的工艺流程进行监造，把控产品质量的每道工序。
论文作者:饶海花
论文发表刊物:《河南电力》2018年6期
论文发表时间:2018/9/10
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