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电力电容器与无功补偿
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１０
ｋＶ干式空心串联电抗器故障原因分析
李阳林，万军彪，黄瑛
（江西省电力科学研究院，江西南昌３３００９６）
摘要：通过对江西省连续发生的２起干式空心串联电抗器故障原因的分析，发现铝材料的不均匀、绝缘材料的耐热等级偏低以及并联电容器组的频繁操作导致了这２起故障的发生。由此，向运行维护部门提出了故障防范措施。关键词：电抗器；局部过热；耐热等级
中图分类号：ＴＭ４７文献标识码：Ｂ文章编号：１６７４—１７５７（２０１１）０３－００５８－０４
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Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｒｅａｃｔｏｒ；ｐａｒｔｉａｌｏｖｅｒｈｅａｔｉｎｇ；ｔｈｅｒｍａｌｉｎｓｕｌａｔｉｏｎｇｒａｄｅ
０引言
切断电源，将２。并联电容器组退出运行。经现场检查发现，该电抗器组Ｂ相电抗器的第ｌ、２、３层干式空心电抗器由于维护工作量小、有利于包封（由内往外数）的上半部分已烧损，第１层包环保和不易发生相间短路故障等优点，近年来广封烧损最为严重，起火点存在明显的鼓包现象。
泛应用于３５—２２０ｋＶ城、农网改造中。它相比于２０１０年１０月该变电站在投入１４并联电容器
并联干式电抗器，串联干式电抗器出现的问题较组约１０ｒａｉｎ后，运行人员发现１４并联电容器组的
少。但是，近年来，由于产品材质的问题干式空心串联电抗器冒烟起火，随后立即切断电源，将１。串联电抗器的故障也是时有发生¨剖，应当引起相并联电容器组退出运行。经现场检查发现，该电关运行维护部门的重视。２０１０年江西省某２２０抗器组ｃ相电抗器的第ｌ、２、３层包封的上半部分ｋＶ变电站连续发生了２起同一型号批次的１０ｋＶ
已烧损，第１层包封烧损最为严重，起火点也存在干式空心串联电抗器烧损的事故。
明显的鼓包现象。
１故障情况
烧损的干式空心串联电抗器的型号均为ＣＫ．ＧＫＬ一１５０／１０—６，线圈材质为铝，额定容量
２０１０年３月江西省某２２０ｋＶ变电站，在投１５０
ｋｖａｒ，电抗率６％，额定电感３．０８２ｍＨ，额定
入２’并联电容器组约１０ｒａｉｎ后，运行人员发现２’电流３９３．６Ａ，三相叠装，出厂日期为２００５年６并联电容器组的串联电抗器冒烟起火，随后立即
月，投运日期为２００６年５月。从烧损的情况来
收稿日期：２０１０－０２－０５
作者简介：李阳林（１９８３一），男，工程师，主要从事高电压与绝缘技术方面的研究工作。
第３期・运行维护与故障分析・李阳林，等ｌＯｋＶ干式空心串联电抗器故障原因分析
・５９・
看，２组烧损的电抗器存在诸多共同点：故障均发生在投入电抗器后不久；烧损的部位均为内部第１—３层包封的上半部分；烧损的地方均有一定程度的鼓包现象。
该型号批次的电抗器在江西省的其他地方仍有多台在运行，因此，必须搞清楚这２起故障的原因，并予以改正，避免事故的再次发生。
往采用６％的电抗率来抑制五次及以上谐波分量对电容器的影响。但随着电力电子技术的飞速发展，各种非线性负荷设备越来越多的应用在电网中，高次谐波对电网的影响也越来越大，变电站
１０
ｋＶ母线侧也频繁出现了多次３次谐波污染的
事故Ｍ‘１１｜。因此，如果系统中３次谐波含量超标，就要选用１２％的电抗率。由此可知，应对该变电
站１０ｋＶ母线的谐波进行测试，以判断电抗率选取的正确性。
２故障原因分析
２．１谐波分析
该变电站１０ｋＶ并联电容器用的串联电抗器
该变电站１０ｋＶ两段母线分别接４台并联电容器组，没有带其他负荷，故障段母线谐波测试的结果表见１。从表中可知，１０ｋＶ故障段母线各次谐波电压均在国标限值内，不存在谐波污染的问题，电抗率的选取符合要求。
选用的是６％的电抗率，从理论上来说３次谐波是零序分量，通过变压器低压侧三角绕组接线能将其封闭，使系统不受其影响。因此，在设计中往
表１
谐波次数
２
３１．９７８３．２
１０ｋＶ故障段母线谐波测试结果
５
７
９
１Ｉ０．１８０３．２
１３０．１７０３．２
１５０．０７２３．２
ＴＨＤ２．０２３４．０
：！：璺坠：！坚璺翌竺旦堡丝壁！堕坐坚垡！Ｑ坚！垒坚垒些塑坐！型塑竺！堕竺
实测值／％０．１６０国标限值／％是否超标
２．２
１．６
０．１６６３．２
０．２８０‘０．１５０３．２
３．２
否否否否否否否否否
电抗器运行情况分析
该型号的电抗器的额定电流为３９３．６Ａ，２次故障时的电流分别为４３２．６６Ａ和４１６．７２Ａ。根
据ＧＢ５０２２７－－２００８并联电容器设计规范：串联电
纠一孺１＿ｏ．３３
合闸涌流的倍数为
（１）
抗器允许过电流的倍数为１．３５，即实际允许运行
电流可达１．３５×３９３．６＝５３１．３６Ａ，因此，２次故
ｌｙ。２去（１一卢万＇ｑｏ）＋１＝４・６３
可得，该次故障的合闸涌流倍数约为４．４１。
（２）
障时的电流均在正常范围之内。串联电抗器的正常运行电压较低，只有运行电压的６％，而根据运行记录来看，２次故障时的电压均在正常范围以内，不存在过电压的问题，电击穿的可能性很小。
２．３合闸涌流分析
第２次故障时，ｌｏｋＶ故障段母线侧４。电容器组处于运行状态，追加投入１。电容器组，同理
由此可见，在合闸的瞬间，第１次故障的电流
达到４．６３×４３２．６６＝２００３．２Ａ，第２次故障的电流达到４．４１×４１６．７２＝１８３７．７Ａ。同时，据变电
由于２次故障都是在投人并联电容器组之后随即发生的，因此，有必要对其合闸涌流的大小进行计算。
采用ＧＢ５０２２７－－２００８并联电容器设计规范
站值班人员反映，由于该变电站带有电铁、钢厂等负荷，无功变化比较大，相比于其他变电站，电容器组的投切非常频繁，每个电容器组平均每２天就要进行１次投切操作，操作相当频繁。
２．４电抗器的结构分析
中推荐的公式，对２次故障中的合闸涌流进行计算，其中，该变电站１０ｋＶ侧故障段母线的短路容
量Ｓ。＝４１４．８５Ｍｖａｒ，故障段母线带有４组并联
该型号电抗器由６个包封并联组成，其中，第１至第５个包封有３层，第６个包封有４层，每层用２根铝导线并绕，具体参数见表２。由此，可计算出２次故障时铝导线的平均通流密度分别为：
１．４４
电容器组，总容量为３０Ｍｖａｒ。第１次故障时，
１０
ｋＶ故障段母线侧３。、４４电容器组处于运行状
电源影响系数为
态，追加投入２。电容器组。
Ａ／ｍｍ２和１．３８Ａ／ｍｍ２，铝导线的通流密度
・６０・
电力电容器与无功补偿
第３２卷
偏大。此外，由于铝材料是在铝锭溶化后进行连续浇铸而成，因此，在此过程中，熔渣、飘起的氧化铝极易被浇铸到铝盘中去，直接导致铝材质中含有杂质，而含有杂质部分的电阻率较高，造成电抗器各线圈电流分布不均匀，正常运行时，易存在局部过热的缺陷。通过变电站的红外测温情况，也反映出了该缺陷的存在。
表２电抗器的结构参数
包封／个层数并绕根数铝导线线径／ｍｍ铝导线面积／ｍｍ２
堡垒：三璺！翌！！坚型巳璺翌堡！！！竖垡！生！！墼ｔ旦！一一一
２．５绝缘材质分析
该型号的电抗器铝导线采用聚脂薄膜缠绕绝缘，各包封之间采用玻璃丝固化绝缘，包封外表面喷有一层防紫外线和臭氧的油漆涂层。该型号批次的电抗器采用的绝缘材料等级为Ｂ级，其绝缘耐热只有１３０℃。而根据国网公司２００５年３月发布的《输变电设备技术规范汇编：１０～６６ｋＶ干式电抗器技术标准》中的相关规定：串联电抗器绕组导线股间、匝问、包封的绝缘材料耐热等级应不低于Ｆ级（绝缘耐热１５５ｏＣ）绝缘材料，该型号电抗器所采用的绝缘材料不符合要求。电抗器绕组绝缘耐压等级、温升见表３。而根据该型号电抗器的设计参数可知，该型号电抗器在短路２ｓ
后，包封的最高温度就能达到１３９．２４
ｏＣ【１２。１４｜。
表３
电抗器绕组绝缘耐热等级、温升
Ｔａｂ．３Ｔｈｅｒｍａｌｉｎｓｕｌａｔｉｏｎｇｒａｄｅ１１翌堕ｉ翌墅——
ａｎｄｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｒｉｓｅ
垡翌璺！１２１
绝孳曩料绝翟彬孽毒翕黪流下ｏＣ等级
℃
平均温度／
温肌
４“…
３
结论
３．１故障原因
１）该型号批次电抗器的工艺质量管理存在问题，铝导体制造过程中夹杂了杂质，导致各包封
铝导线电流分布不均匀，在运行过程中出现了局
部过热的缺陷，加上铝导线通流密度偏大、使用的绝缘材料耐热等级偏低，在长期的热效应累积下，造成局部过热鼓包，绝缘损坏的现象。在合闸涌流的冲击下，引起薄弱点（鼓包处）匝间短路，该点短路及其发展，使得电抗器绕组电流进一步增大，进一步带来绝缘相对薄弱处发生匝间短路，最终形成贯穿性放电，直至将其绝缘层加热至燃点起火。
２）并联电容器组的频繁操作也是造成这次故障的原因之一。电抗器频繁遭受合闸涌流的冲击，加快了绝缘介质的老化、劣化。
３）由于干式电抗器的散热方式为自然风冷，因此正常运行条件下，内层上半部分的温度最高，因此，２次故障的起燃点均在电抗器内层的上半
部分。
３．２建议采取的措施
１）在电抗器选型时，应注意其绝缘材料是否有足够的耐热等级，以避免电抗器绝缘过早出现热老化现象。
２）加强对电抗器的运行维护工作，如定期查看其表面是否有鼓包、龟裂现象，积极开展红外测温工作以监视其发热情况及发热部位，特别是电抗器的内层包封的上半部分。
３）干式空心电抗器特点之一是由多个包封组成，由于设计和工艺上的问题，往往会造成包封电流密度不同，从而使局部温度较高。因此，设计、制造部门应提高自身的工艺水平，有效控制导体内电流的不均匀性。
４）优化电网运行方式，避免并联电容器组的
频繁投切。
５）电抗器外表面的涂层具有防紫外线等功能，对表面涂层剥落比较严重的电抗器加涂ＲＴＶ，以延缓绝缘材料的老化。
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10kV干式空心串联电抗器故障原因分析
作者：作者单位：刊名：英文刊名：年，卷(期)：被引用次数：
李阳林， 万军彪， 黄瑛， LI Yang-lin， WAN Jun-biao， HUANG Ying江西省电力科学研究院,江西南昌,330096
电力电容器与无功补偿
POWER CAPACITOR $ REACTIVE POWER COMPENSATION2011,32(3)5次
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本文链接：http://d.wanfangdata.com.cn/Periodical_dldrq201103013.aspx
，。第３２卷．第３期
电力电容器与无功补偿
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Ｊｕｎ．２０１１
１０
ｋＶ干式空心串联电抗器故障原因分析
李阳林，万军彪，黄瑛
（江西省电力科学研究院，江西南昌３３００９６）
摘要：通过对江西省连续发生的２起干式空心串联电抗器故障原因的分析，发现铝材料的不均匀、绝缘材料的耐热等级偏低以及并联电容器组的频繁操作导致了这２起故障的发生。由此，向运行维护部门提出了故障防范措施。关键词：电抗器；局部过热；耐热等级
中图分类号：ＴＭ４７文献标识码：Ｂ文章编号：１６７４—１７５７（２０１１）０３－００５８－０４
Ｆａｕｌｔ
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ｕｎｅｖｅｎｎｅｓｓ
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ｐｒｏｐｏｓｅｄｆｏｒｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｎｄｍａｉｎｔｅｎａｎｃｅｄｅｐａｒｔｍｅｎｔ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｒｅａｃｔｏｒ；ｐａｒｔｉａｌｏｖｅｒｈｅａｔｉｎｇ；ｔｈｅｒｍａｌｉｎｓｕｌａｔｉｏｎｇｒａｄｅ
０引言
切断电源，将２。并联电容器组退出运行。经现场检查发现，该电抗器组Ｂ相电抗器的第ｌ、２、３层干式空心电抗器由于维护工作量小、有利于包封（由内往外数）的上半部分已烧损，第１层包环保和不易发生相间短路故障等优点，近年来广封烧损最为严重，起火点存在明显的鼓包现象。
泛应用于３５—２２０ｋＶ城、农网改造中。它相比于２０１０年１０月该变电站在投入１４并联电容器
并联干式电抗器，串联干式电抗器出现的问题较组约１０ｒａｉｎ后，运行人员发现１４并联电容器组的
少。但是，近年来，由于产品材质的问题干式空心串联电抗器冒烟起火，随后立即切断电源，将１。串联电抗器的故障也是时有发生¨剖，应当引起相并联电容器组退出运行。经现场检查发现，该电关运行维护部门的重视。２０１０年江西省某２２０抗器组ｃ相电抗器的第ｌ、２、３层包封的上半部分ｋＶ变电站连续发生了２起同一型号批次的１０ｋＶ
已烧损，第１层包封烧损最为严重，起火点也存在干式空心串联电抗器烧损的事故。
明显的鼓包现象。
１故障情况
烧损的干式空心串联电抗器的型号均为ＣＫ．ＧＫＬ一１５０／１０—６，线圈材质为铝，额定容量
２０１０年３月江西省某２２０ｋＶ变电站，在投１５０
ｋｖａｒ，电抗率６％，额定电感３．０８２ｍＨ，额定
入２’并联电容器组约１０ｒａｉｎ后，运行人员发现２’电流３９３．６Ａ，三相叠装，出厂日期为２００５年６并联电容器组的串联电抗器冒烟起火，随后立即
月，投运日期为２００６年５月。从烧损的情况来
收稿日期：２０１０－０２－０５
作者简介：李阳林（１９８３一），男，工程师，主要从事高电压与绝缘技术方面的研究工作。
第３期・运行维护与故障分析・李阳林，等ｌＯｋＶ干式空心串联电抗器故障原因分析
・５９・
看，２组烧损的电抗器存在诸多共同点：故障均发生在投入电抗器后不久；烧损的部位均为内部第１—３层包封的上半部分；烧损的地方均有一定程度的鼓包现象。
该型号批次的电抗器在江西省的其他地方仍有多台在运行，因此，必须搞清楚这２起故障的原因，并予以改正，避免事故的再次发生。
往采用６％的电抗率来抑制五次及以上谐波分量对电容器的影响。但随着电力电子技术的飞速发展，各种非线性负荷设备越来越多的应用在电网中，高次谐波对电网的影响也越来越大，变电站
１０
ｋＶ母线侧也频繁出现了多次３次谐波污染的
事故Ｍ‘１１｜。因此，如果系统中３次谐波含量超标，就要选用１２％的电抗率。由此可知，应对该变电
站１０ｋＶ母线的谐波进行测试，以判断电抗率选取的正确性。
２故障原因分析
２．１谐波分析
该变电站１０ｋＶ并联电容器用的串联电抗器
该变电站１０ｋＶ两段母线分别接４台并联电容器组，没有带其他负荷，故障段母线谐波测试的结果表见１。从表中可知，１０ｋＶ故障段母线各次谐波电压均在国标限值内，不存在谐波污染的问题，电抗率的选取符合要求。
选用的是６％的电抗率，从理论上来说３次谐波是零序分量，通过变压器低压侧三角绕组接线能将其封闭，使系统不受其影响。因此，在设计中往
表１
谐波次数
２
３１．９７８３．２
１０ｋＶ故障段母线谐波测试结果
５
７
９
１Ｉ０．１８０３．２
１３０．１７０３．２
１５０．０７２３．２
ＴＨＤ２．０２３４．０
：！：璺坠：！坚璺翌竺旦堡丝壁！堕坐坚垡！Ｑ坚！垒坚垒些塑坐！型塑竺！堕竺
实测值／％０．１６０国标限值／％是否超标
２．２
１．６
０．１６６３．２
０．２８０‘０．１５０３．２
３．２
否否否否否否否否否
电抗器运行情况分析
该型号的电抗器的额定电流为３９３．６Ａ，２次故障时的电流分别为４３２．６６Ａ和４１６．７２Ａ。根
据ＧＢ５０２２７－－２００８并联电容器设计规范：串联电
纠一孺１＿ｏ．３３
合闸涌流的倍数为
（１）
抗器允许过电流的倍数为１．３５，即实际允许运行
电流可达１．３５×３９３．６＝５３１．３６Ａ，因此，２次故
ｌｙ。２去（１一卢万＇ｑｏ）＋１＝４・６３
可得，该次故障的合闸涌流倍数约为４．４１。
（２）
障时的电流均在正常范围之内。串联电抗器的正常运行电压较低，只有运行电压的６％，而根据运行记录来看，２次故障时的电压均在正常范围以内，不存在过电压的问题，电击穿的可能性很小。
２．３合闸涌流分析
第２次故障时，ｌｏｋＶ故障段母线侧４。电容器组处于运行状态，追加投入１。电容器组，同理
由此可见，在合闸的瞬间，第１次故障的电流
达到４．６３×４３２．６６＝２００３．２Ａ，第２次故障的电流达到４．４１×４１６．７２＝１８３７．７Ａ。同时，据变电
由于２次故障都是在投人并联电容器组之后随即发生的，因此，有必要对其合闸涌流的大小进行计算。
采用ＧＢ５０２２７－－２００８并联电容器设计规范
站值班人员反映，由于该变电站带有电铁、钢厂等负荷，无功变化比较大，相比于其他变电站，电容器组的投切非常频繁，每个电容器组平均每２天就要进行１次投切操作，操作相当频繁。
２．４电抗器的结构分析
中推荐的公式，对２次故障中的合闸涌流进行计算，其中，该变电站１０ｋＶ侧故障段母线的短路容
量Ｓ。＝４１４．８５Ｍｖａｒ，故障段母线带有４组并联
该型号电抗器由６个包封并联组成，其中，第１至第５个包封有３层，第６个包封有４层，每层用２根铝导线并绕，具体参数见表２。由此，可计算出２次故障时铝导线的平均通流密度分别为：
１．４４
电容器组，总容量为３０Ｍｖａｒ。第１次故障时，
１０
ｋＶ故障段母线侧３。、４４电容器组处于运行状
电源影响系数为
态，追加投入２。电容器组。
Ａ／ｍｍ２和１．３８Ａ／ｍｍ２，铝导线的通流密度
・６０・
电力电容器与无功补偿
第３２卷
偏大。此外，由于铝材料是在铝锭溶化后进行连续浇铸而成，因此，在此过程中，熔渣、飘起的氧化铝极易被浇铸到铝盘中去，直接导致铝材质中含有杂质，而含有杂质部分的电阻率较高，造成电抗器各线圈电流分布不均匀，正常运行时，易存在局部过热的缺陷。通过变电站的红外测温情况，也反映出了该缺陷的存在。
表２电抗器的结构参数
包封／个层数并绕根数铝导线线径／ｍｍ铝导线面积／ｍｍ２
堡垒：三璺！翌！！坚型巳璺翌堡！！！竖垡！生！！墼ｔ旦！一一一
２．５绝缘材质分析
该型号的电抗器铝导线采用聚脂薄膜缠绕绝缘，各包封之间采用玻璃丝固化绝缘，包封外表面喷有一层防紫外线和臭氧的油漆涂层。该型号批次的电抗器采用的绝缘材料等级为Ｂ级，其绝缘耐热只有１３０℃。而根据国网公司２００５年３月发布的《输变电设备技术规范汇编：１０～６６ｋＶ干式电抗器技术标准》中的相关规定：串联电抗器绕组导线股间、匝问、包封的绝缘材料耐热等级应不低于Ｆ级（绝缘耐热１５５ｏＣ）绝缘材料，该型号电抗器所采用的绝缘材料不符合要求。电抗器绕组绝缘耐压等级、温升见表３。而根据该型号电抗器的设计参数可知，该型号电抗器在短路２ｓ
后，包封的最高温度就能达到１３９．２４
ｏＣ【１２。１４｜。
表３
电抗器绕组绝缘耐热等级、温升
Ｔａｂ．３Ｔｈｅｒｍａｌｉｎｓｕｌａｔｉｏｎｇｒａｄｅ１１翌堕ｉ翌墅——
ａｎｄｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｒｉｓｅ
垡翌璺！１２１
绝孳曩料绝翟彬孽毒翕黪流下ｏＣ等级
℃
平均温度／
温肌
４“…
３
结论
３．１故障原因
１）该型号批次电抗器的工艺质量管理存在问题，铝导体制造过程中夹杂了杂质，导致各包封
铝导线电流分布不均匀，在运行过程中出现了局
部过热的缺陷，加上铝导线通流密度偏大、使用的绝缘材料耐热等级偏低，在长期的热效应累积下，造成局部过热鼓包，绝缘损坏的现象。在合闸涌流的冲击下，引起薄弱点（鼓包处）匝间短路，该点短路及其发展，使得电抗器绕组电流进一步增大，进一步带来绝缘相对薄弱处发生匝间短路，最终形成贯穿性放电，直至将其绝缘层加热至燃点起火。
２）并联电容器组的频繁操作也是造成这次故障的原因之一。电抗器频繁遭受合闸涌流的冲击，加快了绝缘介质的老化、劣化。
３）由于干式电抗器的散热方式为自然风冷，因此正常运行条件下，内层上半部分的温度最高，因此，２次故障的起燃点均在电抗器内层的上半
部分。
３．２建议采取的措施
１）在电抗器选型时，应注意其绝缘材料是否有足够的耐热等级，以避免电抗器绝缘过早出现热老化现象。
２）加强对电抗器的运行维护工作，如定期查看其表面是否有鼓包、龟裂现象，积极开展红外测温工作以监视其发热情况及发热部位，特别是电抗器的内层包封的上半部分。
３）干式空心电抗器特点之一是由多个包封组成，由于设计和工艺上的问题，往往会造成包封电流密度不同，从而使局部温度较高。因此，设计、制造部门应提高自身的工艺水平，有效控制导体内电流的不均匀性。
４）优化电网运行方式，避免并联电容器组的
频繁投切。
５）电抗器外表面的涂层具有防紫外线等功能，对表面涂层剥落比较严重的电抗器加涂ＲＴＶ，以延缓绝缘材料的老化。
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10kV干式空心串联电抗器故障原因分析
作者：作者单位：刊名：英文刊名：年，卷(期)：被引用次数：
李阳林， 万军彪， 黄瑛， LI Yang-lin， WAN Jun-biao， HUANG Ying江西省电力科学研究院,江西南昌,330096
电力电容器与无功补偿
POWER CAPACITOR $ REACTIVE POWER COMPENSATION2011,32(3)5次
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引证文献(5条)
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4. 汲广. 谢超. 石延辉 云南—广东特高压直流滤波器电抗器故障分析[期刊论文]-电力电容器与无功补偿 2013(1)5. 杨建立. 常会军. 武成章 干式空心电抗器的安全运行及检修[期刊论文]-电力电容器与无功补偿 2013(1)
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