张伟耀

（绍兴电力局，浙江 绍兴 312000）

为了方便对系统电压进行调节，500 kV主变低压侧通常安装了大量干式电抗器，在一部分500 kV变电站设计时，干式电抗器往往采用开关及电流互感器位于中性点侧的接线方式，见图1。但这种接线方式在节约投资的同时也给电抗器保护的配置带来一些问题。

由于尚未制订关于500 kV主变低压侧干式电抗器保护配置的标准和规程，所以有不同的保护配置方式。比较典型的有：只配低电流保护；只配过电流保护；低电流加过电流保护。保护出口均跳主变低压开关，如果没有安装低压开关的，则跳主变高中压侧开关。为使电抗器故障时保护能可靠动作，有必要对保护配置方式加以探讨。

1 电抗器故障的分析

1.1 干式电抗器一相完全短路

图1 500 kV主变及电抗器接线

由图2可见，当电抗器一相完全短路时，故障相电流增加为原额定相电流的3倍，非故障相电流增加为原额定相电流的倍，各线电压仍保持不变。

图2 电抗器单相短路相量图

在实际运行中，当电抗器发生单相匝间短路时，根据短路程度不同，故障后三相电流都较完全短路时有所降低，但最终各相电流表现的是过电流，而不是低电流。并且，这与匝间短路时是否发生接地及电流互感器与电抗器的接线位置无关。根据以上分析，应配置过电流保护快速正确地切除此类故障。

1.2 两相及以上短路或接地故障

电抗器二相间短路或单相接地短路故障示意见图3，由图3可知，在电抗器之前发生两相及以上短路或接地故障时，所有故障电流均在电流互感器之前形成环流Id1或接地电流Id2，流入电流互感器的电流Id3为零。此时，只要闭锁措施可靠，动作电流整定合适，欠电流保护动作时间可以设置得很短，使故障能以最快的速度切除。当同类故障发生在主变低压引线之后至电流互感器之前时，根据短路时的阻抗不同，Id1或Id2与之前相比会有所下降，但仍占大部分，流入电流互感器的电流Id3，只占一小部分，表现为低电流。低电流保护同样能可靠快速地切除故障，保证系统的安全。

图3 电抗器两相短路或接地时的故障电流

主变低压侧虽然安装有低压侧过流保护，作为低压侧两相及以上短路或接地故障的后备，动作时间整定为2 s。但是该保护的灵敏度范围只考虑到低压母线，对低压母线之后的两相及以上短路接地故障不一定能够可靠动作，而且动作时间过长，影响系统的稳定运行。

为能可靠而快速地切除主变低压侧的两相及以上短路或接地故障，应配置欠电流保护。

2 干式空心电抗器故障实例

从近20年的干式空心电抗器运行情况分析，干式电抗器在运行中主要暴露出以下两个方面的问题：

（1）内部绝缘击穿起火烧毁。这是由于干式电抗器运行过程中的高温环境，导致内部绝缘缺陷逐渐暴露，最终导致匝间绝缘损坏而在运行中起火烧毁。另外，操作过电压也可能引起匝间绝缘击穿而导致电抗器起火烧毁。

（2）表面树枝状放电。户外使用的干式空心电抗器在运行3～5年后，线圈外表面出现了大面积树枝状放电且发展迅速，损坏导线绝缘引起电抗器的烧毁。

从以上分析可知，干式空心电抗器故障率最高的就是单相匝间短路故障引起燃烧。

如某500 kV变电站于2009年11月27日06∶24，2号主变1号电抗器B相发生绝缘击穿故障，跳开2号主变开关。

当时接线方式见图1。2号主变1号电抗器运行。系统电压正常。电抗器负荷电流为992.9 A。2005年投运至今设备运行、试验情况均正常，且2009年10月14日电抗器检查试验数据合格，同年10月及11月红外测温情况正常。

事后观察，2号主变1号电抗器B相底部西南端支持瓷瓶上方有明显短路击穿痕迹（见图4）。

图4 2号主变1号电抗器B相故障点

保护投入及动作情况：只投入过电流保护Ⅰ，Ⅱ段。过电流Ⅰ段整定3.1 A，0 s；Ⅱ段整定0.93 A，0.6 s，保护出口跳主变低压开关。06∶24 2号主变1号电抗器保护过流Ⅱ段动作，二次动作电流 Ib：1.76 A， 一次电流为 IB：2816 A。

3 结语

从以上分析可知，当500 kV主变低压侧干式电抗器采用开关及电流互感器接于中性点侧接线方式时，为可靠切除电抗器故障率最高的单相匝间短路引起燃烧的故障，必须安装过电流保护。而为了能在主变低压引线之后至电流互感器之前发生两相及以上短路或接地故障时，电抗器能正确动作切除故障，电抗器保护还应配置低电流保护。所以，500 kV主变低压侧干式电抗器的最佳配置方式为过电流加低电流保护。只配置低电流或过电流保护存在一定的安全隐患。当设备发生故障时，保护装置均有可能拒动，扩大事故范围，造成更大的损失。

[1]钱之银，杨凌辉，朱峰，等.并联干式电抗器故障原因分析.华东电力，2000，28（4）∶10-13.