一起电抗器发热问题的分析及对策*

李国欣，娄赵伟，李浩

（中国矿业大学信息与电气工程学院，江苏徐州221000）

0 引 言

近几年，电力系统的电能质量越来越受到广泛的重视，为了最大限度地消除电网中电压与电流的高次谐波所引起的电容器故障，在电容器的回路中串联接入电抗器，可以影响回路的参数，继而改变系统的相关参数［1］，此方法已被普遍采用，并具有很好的效果。目前电网中，常见的电抗器接入系统的方式分为两种，既并联和串联。串联电抗器通常起到限流作用，并联电抗器则经常用于无功补偿［2］。在220 kV，110 kV，35 kV及10 kV的电力系统中电抗器是用来吸收电缆线路的充电容性无功的。

笔者参与了一起110 kV某变电站的3号电容器组串联电抗器的发热问题分析，通过对变电站的电抗器运行情况的实地调研，提出了三点可能原因，结合电能质量测试评估方法，进行有关电容器的理论分析，并参考相关技术标准，找出了电抗器运行过程中温度过高的原因。此工程案例所提出的方法具有一般适用性，相对于从理论上对电抗器发热问题做出的分析应对，该方法从实地勘查、理论分析与现场实际检测分析三个角度排查电抗器温度过高的事故原因，较为全面仔细。此法对于变电站中日常运行的电抗器温升过高问题的研究与分析有很好的借鉴意义。同时，笔者提出了该110 kV变电站电抗器日常运行时防止出现温升过高的相关建议及对策，确保电抗器安全稳定地运行。

1 发热事故概况

变电站10 kV II段母线上接有3号电容器，电抗率为 5%，串联电抗器额定电流 315 A，感抗值1.031。在III段母线上的4号电容器，电抗率为5%，串联电抗器额定电流157.5 A，感抗值2.062。

该变电站的运行人员，巡视中发现投运的3号电容器的串联电抗器出现温度过高的现象。现场运行人员对3号电容器进行红外测温，当时装置环境温度为10℃左右，电抗器表面温度为80℃左右，4号电容器表面温度为68℃，3号电容器串联电抗器温度明显高于4号电容器的串联电抗器的温度。在“0901-苏电生〔2009〕108号【关于印发《提高变电站并联电容器装置运行可靠性的指导意见》的通知】”中指出：串联电抗器温升超过60 K时，或与相邻相对比温差明显异常时，应及时处理。

分析认为造成电抗器发热的可能原因有如下几点：

（1）电抗器的质量不过关，存在设计和工艺生产上不过关；

（2）变电站的电能质量特别是谐波引起的电抗器发热；

（3）正常投运时，外来异物堵塞电抗器的气道，导致电抗器不能及时散热，造成其温升过高；

笔者在现场仔细观察后，电抗器在装设前经过严格的检查与测试，不存在电抗器的设计生产上的质量不过关。鉴于此，进一步怀疑电抗器温升过高应该是由于变电站的电能质量特别是谐波引起的。

2 电容器组谐波放大原理

当时，现场实际运行有2组既3号和4号电容器，其中3号电容器组串联电抗器铭牌感抗值1.031 Ω，容抗值为20.62Ω；4号电容器组串联电抗器铭牌感抗值2.114Ω，容抗值42.28Ω。以上容抗值均是按电抗率k＝5%计算得到的。

在该变电站中，系统和现场投运的电容器组构成的示意图如图1所示。In：谐波源电流；T：系统变压器；C：电容器组；L：串联电抗器；R：负荷支路。

同系统负荷阻抗值相比，系统短路阻抗值很小，所以对于负荷支路，可以忽略不计；又由于系统电抗远大于系统电阻（即XS≫RS），所以系统电阻也可忽略不计。因此，运行的两台电容器组和系统的阻抗可以等效电路如图2所示。

图1 系统运行示意图Fig.1 Schematic diagram of system operation

图2 等效电路图Fig.2 Equivalent circuit diagram

图2中Ic3n为流入3号电容器组支路的n次谐波电流；Ic4n为流入4号电容器组支路的n次谐波电流；Isn为流入系统的n次谐波电流；In为n次谐波源电流；n XL3为3号电容器组n次谐波串联电抗；n XL4为4号电容器组n次谐波串联电抗；n Xs为系统n次谐波短路感抗；Xc3/n为3号电容器组 n次谐波容抗；Xc4/n为4号电容器组n次谐波容抗。

根据图2，可以计算电容器组各个支路谐波电流放大系数，如式（1）和式（2）：

式中 X′3＝nXs//（nXL4－Xc4/n）。

式中 X′4＝nXs//（nXL3－Xc3/n）。

系统谐波电流的放大系数的计算如式（3）所示：

式中 X′＝（nXL3－Xc3/n）//（nXL4－Xc4/n）。

由于3、4号电容器的电抗率K3＝K4＝5%，能够消除5次及以上谐波。2台电容器组的对外等值支路也可用一个等值感抗和等值容抗来表示［3］，经计算等值感抗XL＝0.683Ω，等值容抗值XC＝13.76 Ω，等值电抗率K＝5%。

计及谐振对电容器组的影响，经计算，分列运行时二号主变10 kV侧大方式和小方式的短路阻抗值分别为0.337 255Ω、

0.557 424Ω。当2台主变并列运行时10 kV侧大方式和小方式情况下短路阻抗值分别为0.167 322 Ω、0.272 715Ω。

根据系统短路阻抗和电容器组阻抗，计算得出：2台主变并列运行时，大方式下谐振次数为4.01，小方式下谐振次数为3.79；2＃主变单独运行时，大方式下谐振次数为3.67，小方式下为3.33。

综合考虑谐振影响，得到不同谐振源及不同运行方式下的3、4、5次谐波放大系数计算结果如表1所示。

表1 不同运行方式及不同谐振源下的谐波放大系数计算结果Tab.1 Calculation results of amplification factors under different operation modes and different resonance sources

根据理论计算，在变压器并列大方式运行情况下会造成4次谐波放大。由于一般4次谐波较少，因此按5%电抗率进行配置正常情况下可不考虑谐振问题。

3 电能质量测试与分析

该变电站10 kV母线上线路较多，在实际运行过程中存在谐波的影响可能性大，会对系统内无功补偿设备造成影响。为探究电抗器发热原因，决定对电容器所在的相关线路及支路进行电能质量测试分析，关注的重点是谐波的变化。

笔者采用专业测试仪器在现场对相关线路及支路进行测试。在测试时间内，3号电容器基波电流最大值依次为A相334.17 A、B相334.28 A和C相333.99 A，均已超过额定电流（315 A）运行。根据JB/T 5346-1998《串联电抗器》规定：电抗器应能在工频电流为1.35倍额定电流的最大工作电流下连续运行［4］；说明此电抗器运行在允许电流范围内。

另外，根据JB/T 5346-1998《串联电抗器》规定：电抗器应能在三次和五次谐波电流含量均不大于35%，总电流方均根值不大于1.2倍额定电流的情况下连续运行［4］。由计算得到，A、B、C三相 3、5次谐波电流含量分别为11.64%、11.20%和13.26%，均在35%的范围内，且三相电流方均根值分别为337.71 A、336.87 A和337.18 A，都低于1.2倍额定电流值，是允许连续运行的。

为直观判断电容器组运行对谐波的影响，对3号电容器和4号电容器进行了切除操作，图3为3号电容器切除时的102开关谐波含量趋势图。

从图中可以看出，在3号电容器切除时刻的前后十分钟内，各次谐波含量中，5次谐波含量变化较大，其余各次并没有明显的变化［5］，说明实际运行的电容器对5次谐波起到了较明显滤除作用，谐波并没有被放大［6］。4号电容器切除时103开关谐波含量趋势与图3类似，因此不再赘述。

图3 10 kV 102开关2-7次谐波趋势图Fig.3 Trend diagram of 10 kV 102 switch 2-7 sub harmonic

4 建议与对策

现场用同样的方法对4号电容器进行电能质量检测，在测试时间内，3号电容器和4号电容器运行环境相同，负载率和谐波比例基本一致，但4号电容器串联电抗器温升正常，无过热现象，而3号所串电抗器温升过高。排出了变电站的电能质量特别是谐波引起的电抗器发热的事故原因。

通过上述过程的排查与检测，最终得出结论：由于电抗器长时间投入使用，缺少必要的维护与清理，外来异物堵塞电抗器的气道，导致其无法正常散热，最终造成电抗器温升过高，致使电抗器发热［7］。针对现场运行的3号电容器串联电抗器的温升超标问题，笔者提出以下建议与对策：

（1）3号电容器串联电抗器发热明显，存在运行安全隐患，建议对其进行更换或请制造厂家进行改造，如：降低铁芯的Bm值，或者换高牌号的硅钢片，使其温升符合供电公司要求；

（2）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，可以在气温较高的情况下，增加一定数量的风扇。以降低柜内环境温度；

（3）定期对3号电容器所在线路及变电站相关线路进行电能质量检测分析，防止因电能质量问题，特别是谐波引起电抗器的异常发热；

（4）现场运行人员加强3号电容器的巡视和测温，一旦出现异常温升或温度过高，应立即停运检查。

5 结束语

电抗器是变电站应用较多的电力系统元件，也是其重要的基础元件。鉴于本次工程实例，今后，在变电站为新建电容器组选择串联电抗器时，需考虑装置接入处的谐波背景［8］，校核接入系统的电容器组是否会发生有害的并联谐振、串联谐振和谐波放大［9］，将设备投运后，发生的发热或烧毁事故的概率，降到最低。电抗器的使用应该严格按照国家和地方标准进行采购安装，否则容易导致温升超标进而影响电抗器工作效率。严格执行电抗器的相关运行技术要求，保证电力网安全有效地运行［10］。