一起断路器弹跳过电压引起电抗器故障的分析

2014-09-19,

电气开关 2014年4期

(广东电网公司东莞供电局，广东东莞 523000)

1 引言

串联电抗器与并联电容器串联在无功补偿回路中，通过真空断路器投入，可以抑制谐波电压放大，减少系统电压波形畸变，避免电容器受损，同时限制并联电容器的合闸涌流以满足电容器标准的要求。树脂浇注干式铁芯串联电抗器因其损耗低、体积小、便于安装、使用寿命长等特点在我局范围内得到广泛的使用。随着运行时间的增加，真空断路器多次合闸产生的过电压不断对电抗器造成不同程度的冲击，由于缺乏对电抗器可行的检测手段，无法发现电抗器潜在的缺陷隐患。本文从110kV某电站10kV电容器组串联电抗器着火故障着手，通过检修、继保和试验专业的故障分析来阐述真空断路器合闸弹跳产生的过电压是造成电抗器出现故障的主要原因，并提出相应的防范措施和运维策略。

2 设备故障情况

2013年08月28日值班员远控110kV某变电站10kV 2#电容器517开关由热备用转运行17min后，于19时11分，集控中心后台监控机报2#电容器517开关位置由合位变为分位、2#电容器启动元件动作、2#电容器事故总信号。运行人员现场检查发现2#电容器串联电抗器着火焚烧，立刻启动消防系统进行灭火并汇报分部，各专业相关技术人员很快到达现场进行检查处理。现场检查发现电抗器A相上部烧毁严重，并有放电痕迹，B相也存在不同程度的烧伤痕迹。该电抗器产品于2003年11月投入系统运行，至今运行达10年，故障前10kV 2#电容器组517开关挂10kV 1M正常运行，10kV系统经消弧接地，并正常投入运行。

3 现场检查情况

(1)检修专业检查情况

①测温。检修人员到达现场立刻对故障电抗器进行红外成像测温，详见图1。测温结果显示故障电抗器A相上部硅钢片铁芯处温度达117℃，环氧树脂浇注部分达80多摄氏度。

②整体外观检查。故障电抗器外观烧损情况如图2所示，在高温燃烧下，串联电抗器A相上部已严重烧毁，环氧树脂浇注的上部也呈烧焦状，绝缘夹件燃烧至脱落，同时，由于设备着火，引起电抗器的上部绝缘瓷瓶高温烧伤。

图1 测温图谱

图2 故障电抗器A相损毁情况

③串联电抗器绕组及铁芯检查。如图3所示，对2#电容器组串联电抗器A相的上部烧毁部分进行仔细检查，可以看见其绕组间绝缘已严重击穿，引起匝间短路故障，在高温下从里到外严重烧毁及融化。

图3 故障电抗器绕组匝间短路及烧毁情况

④对地放电点检查。由于2#电容器组电抗器故障时经消弧选线装置选线跳开517开关，针对保护动作情况，现场检查串联电抗器是否存在对地放电点，因此对2#电容器组串联电抗器各部位进行检查，发现A、C相只有轻微的对地放电痕迹，说明该串联电抗器未发生完全接地情况。

⑤故障电抗器B、C相受损情况检查。如图4所示，由于该串联电抗器发生高温燃烧的故障，导致电抗器B相靠近A相侧也存在明显的烧伤痕迹，C相虽无明显烧伤状，但外表也受到浓烟熏黑的情况。

图4 故障电抗器受损情况

3 继保专业检查情况

(1)保护动作情况检查。现场检查消弧选线装置动作正确，2#电容器517开关保护只有启动，加入模拟量对不平衡电压功能进行检查，保护动作、传动开关均正确。

(2)保护定值、相关开入量、压板投退情况检查。2#电容器保护定值按“07-500-00”定值单执行；过流I段：2.2/1320A，时间0.2s，过流II段：0.8/480A，时间0.5s；投不平衡电压保护，定值13.5V，时间0.2s。

(3)后台监控后台报文检查。2013年8月28日 18时54分37秒，2#电容器517开关由热备用转运行，2#电容器正常投入使用。2013年8月28日 19时11分23秒，2#电容器投入17min后，监控后台机报2#电容器517开关位置由合位变为分位(517开关跳闸)、2#电容器启动元件动作、2#电容器事故总信号，后台报文信息与开关实际投退情况一致。

4 试验专业现场检查情况

针对设备发生的故障，试验专业人员对2#电容器组进行全面的试验检查，包括对电抗器、放电线圈、避雷器、电缆及真空断路器进行绝缘测试、耐压测试等各种专业试验，结果显示故障电抗器A相绕组及铁芯对地绝缘为0，A相绕组直阻不及格，另外2#电容器组517开关经多台仪器反复测试，回路电阻测试和机械特性测试均不及格，详细试验数据如下表所示。

表1 电抗器试验

表2 断路器回路电阻测试

表3 断路器机械特性测试

从上表的试验数据可以看出，电抗器A相绕组直阻为215.2μΩ，较正常直阻增大约30倍。2#电容器组517开关A相回路电阻为117μΩ，远大于设备厂家不大于40μΩ的标准。断路器机械特性测试结果A相合闸出现弹跳，为105ms，分闸不同期为5ms，均超出厂家断路器合闸弹跳不大于2ms，分闸不同期不大于2ms的规定。

5 原因分析

现场检查人员在进行2#电容器组串联电抗器故障现场检查时，没有发现异物或易燃物品，设备在投入运行17min后保护跳闸动作，并在跳闸前已引发着火故障，初步判断设备的故障原因是2#电容器组517开关合闸发生弹跳引起的过电压使串联电抗器A相绕组发生绝缘击穿，造成匝间短路，短路绕组严重发热继而引起设备着火。真空断路器合闸弹跳是指断路器的动触头与静触头接触后被反作用力推开，然后再接触又被推开的现象。这个过程中触头分开的距离不大，断口的电弧发生重燃、截流现象，回路中产生高频的电磁振荡，产生过电压。

检修人员对2#电容器组517开关外观进行仔细检查，发现开关A相拐臂与真空泡导电夹上端传动杆的连接销钉已经脱落，如图所示。

随着断路器动作次数的增加，拐臂与传动杆多次运动，分合闸期间触头碰撞引起的震动使连接销钉与销孔之间出现松动，最终导致连接销钉的脱落。

断路器正常状态下，断路器合闸后，机构的输出杆压紧触头压力弹簧，产生弹性势能再经拐臂和提升杆将其转变为压力传递到真空断路器的动触头，使合闸后的真空断路器动静触头之间存在一定的接触压力，以保证触头紧密可靠的接触。分闸时通过销钉与导电夹上端传动杆的卡死而带动断路器进行分闸，不再仅依靠拐臂顶起提升杆的凸起部位带动断路器进行分闸，触头压力弹簧形成弹性势能起到良好作用。

1-开距调整垫片；2-触头压力弹簧；3-弹簧座；4-接触行程调整螺栓；5-拐臂；6-导向板；7-导电夹紧固螺栓；8-动支架；9-螺栓；10-真空灭弧室；11-真空灭弧室固定螺栓；12-绝缘子；13-绝缘子固定螺栓；14-静支架；15-输出杆

图5 机构结构图

开关拐臂与真空泡导电夹传动杆处缺少连接销钉，在分、合闸后拐臂不能与导电夹上端提升杆卡死。合闸后导电夹上端提升杆处的可活动位移较多，并且缺少了压力弹簧的作用力，触头接触时不能利用弹簧力缓冲，导致断路器合闸出现弹跳现象。根据2#电容器组517开关机械特性测试结果，A相合闸弹跳时间为105.4ms，且多达10次，大大超出了厂家合闸弹跳不大于2 ms的规定；在分闸过程中，由于仅依靠拐臂顶起提升杆的凸起部位带动断路器进行分闸，在分闸过程中也存在着发生弹跳的可能，因此分闸弹跳为0.6ms(1次)。多次的弹跳过程中，断路器断口不断发生电弧重燃、截流现象，产生的过电压多次冲击串联电抗器，最终导致故障的发生。

拐臂情况拐臂情况

6 缺陷处理情况

(1)电抗器处理：故障串联电抗器已严重烧毁，不能修复，必须更换新的电抗器。新电抗器应选取质量好、可靠性高的厂家和型号，对新设备的验收需严格把关，按试验规程做好绝缘、直阻、耐压等试验。

(2)真空断路器处理：复装A相拐臂与真空泡导电夹上端传动杆的连接销钉，如图8所示。复装后对断路器进行手动和远控分合闸，进行开距、接触行程测量，机械特性测试和回路电阻测试。测试结果如表所示。

图8 A相连接销钉复装

表4 复装后开距及接触行程测量

测量项目ABC标准开距(mm)8.407.908.408±1接触行程(mm)3.63.94.204±1

表5 复装后机械特性测试

表6 复装后回路电阻测试

从试验数据可以看出，连接销钉复装后，断路器开距、接触行程均符合标准，合闸弹跳时间和分合闸同期均少于2ms，且弹跳次数为0。回路电阻测试数据均小于40μΩ，符合厂家规定标准。

7 防范措施

(1)变电站新建工程应选择可靠性高、质量好、口碑好的生产厂家，在设备出厂监造和验收方面应严格把关，杜绝质量不过关的设备进入系统。结合厂家探讨增强电抗器匝间绝缘的方法,同时加强对电抗器匝间绝缘的检测和试验。

(2)由于10kV树脂浇注铁芯串联电抗器普遍性存在发热的安全隐患，导致线圈绝缘性能下降，针对存在问题对10kV树脂浇注铁芯串联电抗器运行状况进行统计分析，特别是设备的运行年限、设备的缺陷及设备的维护情况，并制定专项工作计划，对设备进行停电检查维护，重点对设备进行清洁检查，检查铁芯夹件、树脂浇注部位等是否有裂纹或对地放电痕迹等安全隐患，确保设备能安全可靠运行。

(3)运行人员加强对设备的巡视。每年迎峰度夏期间，在电容器组第一次投入运行后60～120min对设备进行一次红外测温，检查设备的运行健康状况是否良好。并且每年对串联电抗器进行一次清洁维护，保证设备不因器身积灰脏污而降低其绝缘水平，同时保

证电容器室的通风散热条件完好，为设备营造良好的散热条件。

(4)对10kV真空断路器开展专项检查。结合停电计划对电容器组真空断路器进行维护和消缺，保证设备处于良好的运行状态。重视真空断路器的机械特性测试和回路电阻测试，对测试不及格的设备及时汇报，并组织检修人员进行处理。针对断路器的连接销钉进行专项检查，防止由于销钉的缺失，使断路器在合闸时发生弹跳而产生过电压，造成设备故障。