杨 婧，黄智刚

（广东电网有限责任公司东莞供电局，广东 东莞 523000）

0 引 言

随着近几年电力飞速发展，电力系统的电能质量越来越受到广泛重视。电抗器是变电站常用的电力系统元件，也是重要的基础元件。电力系统中所采取的电抗器常见的有串联电抗器和并联电抗器。串联电抗器主要作用是限制短路电流，还可以在滤波器中与电容器一起使用，用串联或者并联方式限制电网中的高次谐波。

笔者作为设备管理者，负责一起220 kV 某变电站主变串联电抗器发热问题分析，通过对串联电抗器运行情况进行研究，查找串联电抗器运行温度过高的可能原因。这对于运行变电站电抗器温升过高问题的研究与分析有很好参考意义，同时提出了防止温升过高的相关的建议及措施，大大提高了电抗器运行安全稳定性。

1 设备故障状况

2018 年6 月27 日，运行人员对设备进行红外测温时发现#2 主变10 kV 侧电抗器严重发热，发热位置是电抗器本体与母排连接处，#2 主变10 kV 侧B 相电抗器温度133 ℃，A 相电抗器温度148 ℃，当时负荷电流为2 622 A（电抗器额定电流是4 000 A)，环境温度 30 ℃；当负荷电流在3 120 A 时，#2 主变10 kV 侧电抗器本体的连接排接近150 ℃；后续经过负荷调整，设备温度有所下降，具体测温图片及结果如图1 和表1 所示。

图1 #2 变低电抗器测温图片（负荷电流2 622 A）

综合分析可知，#2 主变串联电抗器发热严重，并且有不断恶化趋势。根据规程标准DL/T 664—2008《带电设备红外诊断应用规范》[1]（见表2）中的“电器设备与金属部件的连接”热点温度＞110 ℃或δ ≥95%，#2 主变串联电抗器发热判断为紧急缺陷。

经现场检查，#2 主变串联电抗器是干式空心串联电抗器，依据网公司技术标准，电抗器不满足日常运行技术要求。根据南方电网设备标准技术规范书 《10 kV 干式空心串联电抗器》规定[2]，空心串联电抗 器运行温升要求：平均温升为95 K；热点温升为100 K。

2 原因分析

现场检查，目前电抗器发热位置是电抗器本体与母排连接处，此位置2016 年、2017 年均有对其搭接面进行拆卸维护，按照测温图片显示，处理效果不佳。依据现场测温图片分析，三相电抗器本体温度更亮更刺眼（见图2），电抗器本体也严重发热，三相电抗器共用一个室，室内温度在30 ℃，依据热传递原理，电抗器本体散热不佳时，会释放大量热分子，导致整个电抗器器室高温。综合这些检查情况，电抗器发热问题主要集中在电抗器本体和接线掌。

表1 负荷电流调整后测温结果

表2 DL/T 664—2008 带电设备红外诊断应用规范

图2 电抗器本体发热

电抗器是干式空心串联电抗器，主要是绕组、金属结构件及支柱绝缘子组成一个整体。绕组是采用聚酯薄膜绝缘的许多并联小截面铝导线绕制而成，在绕组外部用浸渍环氧树脂的玻璃纤维缠绕严密包封，并经高温固化，在绕组内部没有电气接头，所有接头全部焊接到特殊的星形铝接线板上[3]；现场采用是机械强度高的铝质星形接线架金属构件；现场安装方式三相垂直，一字形排布三相，采用支柱绝缘子固定；空心电抗器的整个内外表面上都涂有抗紫外线防老化的特殊防护层，其附着力强（见图3）。

图3 电抗器表面防护漆

根据电抗器结构特点和运行状况分析，电抗器严重发热与负荷、散热、涡流及维护等因素密不可分。本文将对每个因素进行详细分析，查找故障主要原因、次要原因。

2.1 电抗器过负荷

该站地处东莞市长安镇中心，附近工业发达，主变变低运行负荷大，易导致电抗器过负荷运载。当负荷电流逼近其额定值时，会引起设备过流薄弱处严重发热，发热处的材料会发生变劣化、氧化等物理或化学反应。经过检查，电抗器负荷来源于主变10 kV 输出负荷，统计2018 年迎峰度夏期间主变负荷变化情况，主变串联电抗器并没有大于额定电流3 000 A，所以电抗器过负荷不是主要原因，如表3 所示。

表3 该站电抗器负载表

2.2 电抗器散热不佳

该电抗器为全室内设计，电抗器在一个空间很狭窄的小室里，空气对流不畅，影响电抗器的散热性能。检查绕组表面有大量灰尘和颗粒物，绕组散热气道明显堵塞。经过检查可知，电抗器散热不佳和室内环境、绕组散热通道堵塞有密切关系，导致电抗器不能及时散热，造成其温升过高，这是一个主要原因。

2.3 电抗器涡流和环流作用

电抗器星臂和连接环在线圈周围空间存在较强的交变磁场，星臂和连接环处于强磁场中，会产生较大的涡流，从而使得星臂和连接环温度会升高；星臂中心是汇流排连接环，除涡流损耗外，还有环流损耗。当电抗器散热不佳时，电抗器涡流和环流损耗会释放大量热量，加速其温升过高，这也是一个主要原因。

2.4 停电维护不到位

查阅过往的电抗器维护记录发现，2016 年、2017年均有对其搭接面进行拆卸维护，对电抗器本体其他没有维护。从现场检查可知，电抗器绕组表面有大量灰尘和颗粒物，日常维护工作不到位，造成电抗器表面散热气道堵塞，这也是一个主要原因。

2.5 长期高温条件下，设备绝缘性能恶化

现场检查电抗器特殊防护层已经明显劣化，绕组有明显的防护漆脱落。这台电抗器运行20 多年，始终处于高温状态运行。经过2018 年6-8 月份观察，电抗器平均温度100 ℃左右。因为电抗器主要材料是金属材料和绝缘材料，在高温条件下，金属材料影响不大，而绝缘材料的机械性能和绝缘性能下降很快，在不断恶性循环下，绝缘材料使用寿命有很大影响，所以高温对电抗器使用寿命有很大影响，这也是其发热一个主要原因。综合分析可知，电抗器发热原因主要有如下4 点。（1）电抗器散热不佳，电抗器室内设计不合理，以及电抗器气道堵塞。

（2）电抗器本体涡流发热和环流发热，电抗器在设计和工艺上存在问题

（3）电抗器运行停电维护不到位，散热通道存在堵塞物没有及时清除。

（4）电抗器运行年限长，长期在高温条件下绝缘性能恶化。

3 处理和措施

3.1 加快老化设备技术改造更新

此类电抗器设备运行年限长，绝缘性能退化严重。而在保有量设备检修维护方面，相应厂家不少面临经技术支持不足、备件供应困难等局面，造成检修效果欠佳。因此，从根本上应加快该类设备的更新改造，提高设备使用寿命。

3.2 在电抗器室采取一些必要的降温措施

为改善电抗器室的运行环境，在电抗器室内配置空调、风机等。现场运行人员加强设备巡视和测温，一旦出现异常情况温升或温度过高，采取此类降温措施，可以大大降低室内温升，保护设备绝缘性能。

在现有条件下，更换电抗器柜体板门结构为网状结构，加强通风，使电抗器室内空气对流。

3.3 电抗器本体停电维护到位

空心电抗器停电检修维护时，应加强电抗器散热通道灰尘清洁处理，清除异物，特别是采用多层绕组并联筒形结构各包封之间通风气道清洁干净，以确保电抗器气道通畅，气体对流，减少电抗器发热风险。

3.4 处理电抗器涡流发热和环流发热措施

电抗器本体连接环断口，连接环断开后能避免形成环流，从而降低环流损耗，进而降低温升，具体处理措施如下。

首先，将切割位置周围铺一层塑料膜，防止铝粉溅落到电抗器本体上。

其次，用钢锯将连接环从上到下做一切口，缺口宽度2 ～3 mm，具体如图4 所示，使连接环由之前闭环改为开环，从而有效降低连接环运行的温度。

图4 连接环开口

再次，切割完成后使用砂纸对切口位置进行打磨清洁，去除毛刺，使得切口表面光滑。

从次，在切口处填充浸胶的环氧板，胶液固化后和连接环形成一个整体。

最后，缝隙处饱满填充绝缘钢化环氧腻子和层压板，外侧包覆玻璃钢层，填充和包料屈服强度不小于120 MPa，和臂环铝合金材料屈服强度一致，处理后的开槽覆材臂环产品和未理后的臂环产品结构强度一致，然后表面喷涂与本体颜色一致油漆。

将硅钢片叠片安装在连接环附近的星臂上，每星臂两侧各有一个，将穿过连接环磁场导出，对连接环形成屏蔽（见图5），从而降低涡流损耗，进而降低电抗器温升，具体处理措施如下。

图5 加装硅钢片磁场分部

首先，硅钢片（厚度15 mm）叠片先经过环氧树脂绕注，叠片整体在包裹玻璃纤维带以形成统一的 整体。

其次，采用绝缘栓将星臂的两侧的绕注的硅钢片叠片固定在星臂上，上下端部分别用绝缘栓紧固，增加可靠性，可保证长期安全运行（见图6）。

图6 硅钢片屏蔽装置

采用美国进口绝缘螺栓，玻璃钢材质，拉伸强 度≥14.5 kN，图7 是几种螺栓对比图。

图7 绝缘螺栓

采用美国进口绝缘螺栓强度完全符合要求，在其他站已有运用，紧固良好，现场应定期对绝缘螺栓进行排查，防止出现松动。

4 试验测量

（1）对电抗器连接环断口，加装硅钢片屏蔽装置前后进行电感值测量，前后数据有明显变化，如表4所示。

表4 电抗器加装硅钢片前后电感值表

加装导磁装置后，由于磁场分布产生了变化，因此电抗器电感值略微增加1.3%，较额定值的偏差为3.6%，满足电抗器标准和规范要求。

（2）加装改进的屏蔽装置后，按照试验方法进行试验，施加电流4 000 A，环境温度34 ℃，电抗器试验结果如表5 所示。

表5 电抗器试验结果

综合分析温升情况，电抗器连接环断开后，以及加装硅钢片屏蔽层，电抗器本体温升明显降低，2 600 A 时连接环温升46K，4 000 A 时连接环最终温升86K，效果明显，满足技术规范要求。对电抗器试验结果数据汇总可知，电抗器本体温度随着电流递增，电流和温度成对应关系，形成良好曲线图，没有明显突变，试验效果良好，如图8 所示。

图8 电抗器本体温度随电流变化

5 结 论

鉴于本次改造实例，以后设备运行维护和新建变电站可以重点考虑这几方面因素，把故障隐患控制在萌芽状态，提高电网运行稳定性。本文为今后新建变电站选择主变串联电抗器提供了明确指导方向。