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【摘 要】介绍了黑龙江地区串联干式电抗器运行中出现的故障以及典型案例，提出故障的原理和分析方法。对可能实施的技术手段进行探讨，例如采取超声超高频等非接触检测方法对故障点进行定性定位分析。
【关键词】干式电抗器；非接触；局放；故障检测
0.引言
电抗器是重要的电力设备，在电力系统中起补偿杂散容性电流、限制合闸涌流、限制短路电流、滤波、平波、启动、防雷、阻波等作用。根据电抗器的结构型式可分为空心电抗器、铁心电抗器与半心电抗器。
户外空心干式电抗器是20世纪80年代出现的新一代电抗器产品，它是利用环氧绕包技术将绕组完全密封，导线相互粘接大大的增加了绕组的机械强度。同时利用新的耐候材料喷吐于包封的表面，使得产品能够满足在户外的苛刻条件下运行。
1.故障案例
1.1故障状况
从2011年10月份起2年时间左右，东北某省检修公司所管辖变电站中干式电抗器就已经烧损7台，干式电抗器的外绝缘问题已经影响了设备安全稳定运行。
经过对烧损的5台干式电抗器进行解体后发现，放电路径均属于表面树枝状放电，属于污湿放电。这是由表明容性泄漏电流引起的漏电痕迹。由于外侧包封周长较大，同样材质最外侧包封受力较大，包封出现裂缝，导致绝缘表面出现许多肉眼不可见的微小爬电路径。出现裂缝原因基本为电抗器的昼夜温差以及应力释放，使得绝缘表面产生了较多的裂缝。处于电抗器绝缘撑条附近的裂缝，其场强更是在撑条的影响下严重畸变。在雨雪、潮气、鸟粪等的侵蚀下，严重的裂缝处出现放电并发展成爬痕，在包封层表面形成短路通道，致使设备匝间绝缘降低，造成局部放电，局部放电继续发展，导致局部过热，又造成其他绝缘薄弱点发生放电，最终导致贯穿性放电，电抗器损坏。
故根据现场情况判断，干式电抗器烧损主要是由于绝缘材料裂化所致。
1.2常规故障检测手段
目前为止，常规的干式电抗器检测手段主要有：直流电阻测试、电抗器值测试、绝缘电阻测试、有功损耗测试、耐压测试等。其中直阻、电抗器值、绝缘电阻测试都不能有效检测干式电抗器的绝缘问题。
由于目前干式电抗器组一般安装在主变三次测，现场电、磁场干扰大，而有功损耗测试仪容量小，对其测试结果有一定影响，每次测试数据变化非常大，干扰过强时还会烧损测试仪器，测试效果不理想，不能作为判断依据。
由于耐压测试设备没有便携式，不能运输到现场，而且在耐压测试过程中，施加的电压高于运行电压6-7倍，对设备良好绝缘也有影响，所以也不能作为绝缘测试的判断依据。
就常规检测手段来讲，目前没有能准确对干式电抗器绝缘进行测试的非接触式检测手段。
1.3非接触式检测
1.3.1局放基本原理及检测技术简介
局部放电是指设备绝缘系统中部分被击穿的电气放电，这种放电可以发生在导体（电极）附近，也可发生在其它位置。
局部放电的种类：
（1）绝缘材料内部放电（固体-空穴；液体-气泡）。
（2）表面放电。
（3）高压电极尖端放电。
局部放电的产生：设备绝缘内部存在弱点或生产过程中造成的缺陷，在高压电场作用下发生重复击穿和熄灭现象-局部放电。
局部放电可产生光学现象（光信号）、压力波（声音信号）、放电作用/介质损耗/高频波信号、化学产物、发热现象等。
1.3.2干式电抗器故障非接触式检测
对干式电抗器进行非接触式故障测量主要参考超声波（AE）局放和超高频（UHF）局放信号。
通过对东北某地区11个500kV变电站，总共93相干抗器进行测量：测量结果以四个等级来区分，分别是合格或良好（绿色）、监测或观察（蓝色）、边缘或不正常状态（黄色）和危险状态（红色）。经统计，这93相干抗器中，超声波检测结果标为黄色的有26相，占比28%；标为蓝色的有11相，占比12%；标为绿色的有56相，占比60%。超高频检测方面经统计，检测结果标为黄色的有1相，占比1%；标为蓝色的有64相，占比69%；标为绿色的有28相，占比30%。如果在测量时发现明显的超声波信号，那么此台电抗器附近的超高频信号也会超过基准值。然而测量点超高频信号明显的干抗器，不一定存在明显的超声波信号。因此判断，对干式电抗器的测量不能单独通过一种检测技术来判断干抗器的运行状态，需要通过综合手段对来进行判断。
由于干式电抗器没有屏蔽层，所以超高频信号较容易传播到空中。但是，由于变电站内电磁环境非常复杂，被测点测得信号实际上是各信号源所发出的放点信号的叠加结果。这就导致难以对故障信号点进行判断，故需要辅助超声波手段进行测量。
由于局部放电产生的超声信号会在衰减前通过干抗器包封夹层之间的孔隙传播一段距离，所以通过移动传感器的位置，可以根据信号的强度来判断局部放电源的位置。常规的检修工作需要对干抗器的标准测试点的局放信号进行记录。通过对被测点进行数据管理，可以实现对检测数据进行连续的跟踪管理。
1.3.3干抗器检测干扰信号的判断与排除
在实际测量中，发现在某些站中出现干抗器被测点信号低于站外基线信号的情况。在这种情况下，这需要对变电站内其他设备的相对位置和放电信号进行综合考虑也验证。在充分考虑周边干扰信号影响因素前，不能完全以干抗器被测点的绝对信号值为准。
在某500kV站测试的两组干抗器均无明显超声放电信号，但超高频信号非常明显，随后对附近的放电源进行了排查。结果发现3号电抗器A相旁边地面的超声波信号非常明显。经过与运维人员确认，地下敷设高压电缆并有地网通过。虽然此类放电信号不一定会立即出现事故，但是对干式电抗器的超高频信号检测的干扰是非常明显的。故需要综合使用其他手段拍排除干扰，提高检测的准确性。
1.3.4干抗器故障预防与状态检修
干式电抗器在东北电网中的应用十分广泛，但是近年来频繁的故障给电网的安全可靠运行带来了极大的安全隐患。据不完全统计，东北某地区500kV变电站的串联干式电抗器故障率接近5%。这在国网公司日益强调电网安全可靠运行，减少停电时间的背景下显得非常突出。
为了避免发生这类故障，检修公司和生产厂家采取了各种方法来解决此类问题。例如加装防雨帽，线圈表面喷涂憎水性PRTV涂层等防雨措施，还主张线圈外侧装上防雨的玻璃钢保护层，还有通过增加线圈高度，加大表面爬电距离来避免此类故障。
通过试验研究和运行经验证明，雨水对户外的绝缘子有自然清洗的作用。户内和有棚盖的设备绝缘表面更为污秽，特别是线圈的夹层更容易藏垢积污。其次，防雨帽不能防范浓雾和斜风细雨，这些因素比雨水更具危险性。此外将线圈外侧包起来是否有效和影响其散热也必须考虑。憎水性涂层的有效期需要注意，因为定期喷涂，除线圈内外层还必须喷涂夹层。这将给运行带来麻烦。增加高度加大线圈爬电距离如能证明有效，将会是一项较好的措施。现在西安扬子公司35kV电抗器高度已由加拿大的1.6m提高到2.1m。如果能在不戴帽和不喷刷涂料的条件下正常运行，这将受到运行人员的欢迎。目前加拿大产的66kV电抗器高度已达3.34m，加上支座和绝缘子已超过5m，继续增加高度将带来许多不便。此外，建议以降低电流密度来解决温升过高的问题，避免出现温度很高的设备。
2.结束语
干式电抗器的故障检测和状态检修技术刚处于起步阶段，需要大量的理论研究实践经验来积累数据，建立数据库与模型库。通过大量的数据积累来对干抗器放电信号与运行状态建立关联。再通过理论研究形成导则文件，为北方地区存在干抗器故障隐患的地区提供有效的检测指导和理论支撑。及时发现设备异常，及时消除设备隐患，以保证设备和电网的安全稳定运行。 [科]
【参考文献】
[1]DL/T474.1～DL/T474.5，现场绝缘试验实施导则，中华人民共和国国家发展与改革委员会，2006.
[2]高压电气设备试验方法，中国电力出版社，2004.
【关键词】干式电抗器；非接触；局放；故障检测
0.引言
电抗器是重要的电力设备，在电力系统中起补偿杂散容性电流、限制合闸涌流、限制短路电流、滤波、平波、启动、防雷、阻波等作用。根据电抗器的结构型式可分为空心电抗器、铁心电抗器与半心电抗器。
户外空心干式电抗器是20世纪80年代出现的新一代电抗器产品，它是利用环氧绕包技术将绕组完全密封，导线相互粘接大大的增加了绕组的机械强度。同时利用新的耐候材料喷吐于包封的表面，使得产品能够满足在户外的苛刻条件下运行。
1.故障案例
1.1故障状况
从2011年10月份起2年时间左右，东北某省检修公司所管辖变电站中干式电抗器就已经烧损7台，干式电抗器的外绝缘问题已经影响了设备安全稳定运行。
经过对烧损的5台干式电抗器进行解体后发现，放电路径均属于表面树枝状放电，属于污湿放电。这是由表明容性泄漏电流引起的漏电痕迹。由于外侧包封周长较大，同样材质最外侧包封受力较大，包封出现裂缝，导致绝缘表面出现许多肉眼不可见的微小爬电路径。出现裂缝原因基本为电抗器的昼夜温差以及应力释放，使得绝缘表面产生了较多的裂缝。处于电抗器绝缘撑条附近的裂缝，其场强更是在撑条的影响下严重畸变。在雨雪、潮气、鸟粪等的侵蚀下，严重的裂缝处出现放电并发展成爬痕，在包封层表面形成短路通道，致使设备匝间绝缘降低，造成局部放电，局部放电继续发展，导致局部过热，又造成其他绝缘薄弱点发生放电，最终导致贯穿性放电，电抗器损坏。
故根据现场情况判断，干式电抗器烧损主要是由于绝缘材料裂化所致。
1.2常规故障检测手段
目前为止，常规的干式电抗器检测手段主要有：直流电阻测试、电抗器值测试、绝缘电阻测试、有功损耗测试、耐压测试等。其中直阻、电抗器值、绝缘电阻测试都不能有效检测干式电抗器的绝缘问题。
由于目前干式电抗器组一般安装在主变三次测，现场电、磁场干扰大，而有功损耗测试仪容量小，对其测试结果有一定影响，每次测试数据变化非常大，干扰过强时还会烧损测试仪器，测试效果不理想，不能作为判断依据。
由于耐压测试设备没有便携式，不能运输到现场，而且在耐压测试过程中，施加的电压高于运行电压6-7倍，对设备良好绝缘也有影响，所以也不能作为绝缘测试的判断依据。
就常规检测手段来讲，目前没有能准确对干式电抗器绝缘进行测试的非接触式检测手段。
1.3非接触式检测
1.3.1局放基本原理及检测技术简介
局部放电是指设备绝缘系统中部分被击穿的电气放电，这种放电可以发生在导体（电极）附近，也可发生在其它位置。
局部放电的种类：
（1）绝缘材料内部放电（固体-空穴；液体-气泡）。
（2）表面放电。
（3）高压电极尖端放电。
局部放电的产生：设备绝缘内部存在弱点或生产过程中造成的缺陷，在高压电场作用下发生重复击穿和熄灭现象-局部放电。
局部放电可产生光学现象（光信号）、压力波（声音信号）、放电作用/介质损耗/高频波信号、化学产物、发热现象等。
1.3.2干式电抗器故障非接触式检测
对干式电抗器进行非接触式故障测量主要参考超声波（AE）局放和超高频（UHF）局放信号。
通过对东北某地区11个500kV变电站，总共93相干抗器进行测量：测量结果以四个等级来区分，分别是合格或良好（绿色）、监测或观察（蓝色）、边缘或不正常状态（黄色）和危险状态（红色）。经统计，这93相干抗器中，超声波检测结果标为黄色的有26相，占比28%；标为蓝色的有11相，占比12%；标为绿色的有56相，占比60%。超高频检测方面经统计，检测结果标为黄色的有1相，占比1%；标为蓝色的有64相，占比69%；标为绿色的有28相，占比30%。如果在测量时发现明显的超声波信号，那么此台电抗器附近的超高频信号也会超过基准值。然而测量点超高频信号明显的干抗器，不一定存在明显的超声波信号。因此判断，对干式电抗器的测量不能单独通过一种检测技术来判断干抗器的运行状态，需要通过综合手段对来进行判断。
由于干式电抗器没有屏蔽层，所以超高频信号较容易传播到空中。但是，由于变电站内电磁环境非常复杂，被测点测得信号实际上是各信号源所发出的放点信号的叠加结果。这就导致难以对故障信号点进行判断，故需要辅助超声波手段进行测量。
由于局部放电产生的超声信号会在衰减前通过干抗器包封夹层之间的孔隙传播一段距离，所以通过移动传感器的位置，可以根据信号的强度来判断局部放电源的位置。常规的检修工作需要对干抗器的标准测试点的局放信号进行记录。通过对被测点进行数据管理，可以实现对检测数据进行连续的跟踪管理。
1.3.3干抗器检测干扰信号的判断与排除
在实际测量中，发现在某些站中出现干抗器被测点信号低于站外基线信号的情况。在这种情况下，这需要对变电站内其他设备的相对位置和放电信号进行综合考虑也验证。在充分考虑周边干扰信号影响因素前，不能完全以干抗器被测点的绝对信号值为准。
在某500kV站测试的两组干抗器均无明显超声放电信号，但超高频信号非常明显，随后对附近的放电源进行了排查。结果发现3号电抗器A相旁边地面的超声波信号非常明显。经过与运维人员确认，地下敷设高压电缆并有地网通过。虽然此类放电信号不一定会立即出现事故，但是对干式电抗器的超高频信号检测的干扰是非常明显的。故需要综合使用其他手段拍排除干扰，提高检测的准确性。
1.3.4干抗器故障预防与状态检修
干式电抗器在东北电网中的应用十分广泛，但是近年来频繁的故障给电网的安全可靠运行带来了极大的安全隐患。据不完全统计，东北某地区500kV变电站的串联干式电抗器故障率接近5%。这在国网公司日益强调电网安全可靠运行，减少停电时间的背景下显得非常突出。
为了避免发生这类故障，检修公司和生产厂家采取了各种方法来解决此类问题。例如加装防雨帽，线圈表面喷涂憎水性PRTV涂层等防雨措施，还主张线圈外侧装上防雨的玻璃钢保护层，还有通过增加线圈高度，加大表面爬电距离来避免此类故障。
通过试验研究和运行经验证明，雨水对户外的绝缘子有自然清洗的作用。户内和有棚盖的设备绝缘表面更为污秽，特别是线圈的夹层更容易藏垢积污。其次，防雨帽不能防范浓雾和斜风细雨，这些因素比雨水更具危险性。此外将线圈外侧包起来是否有效和影响其散热也必须考虑。憎水性涂层的有效期需要注意，因为定期喷涂，除线圈内外层还必须喷涂夹层。这将给运行带来麻烦。增加高度加大线圈爬电距离如能证明有效，将会是一项较好的措施。现在西安扬子公司35kV电抗器高度已由加拿大的1.6m提高到2.1m。如果能在不戴帽和不喷刷涂料的条件下正常运行，这将受到运行人员的欢迎。目前加拿大产的66kV电抗器高度已达3.34m，加上支座和绝缘子已超过5m，继续增加高度将带来许多不便。此外，建议以降低电流密度来解决温升过高的问题，避免出现温度很高的设备。
2.结束语
干式电抗器的故障检测和状态检修技术刚处于起步阶段，需要大量的理论研究实践经验来积累数据，建立数据库与模型库。通过大量的数据积累来对干抗器放电信号与运行状态建立关联。再通过理论研究形成导则文件，为北方地区存在干抗器故障隐患的地区提供有效的检测指导和理论支撑。及时发现设备异常，及时消除设备隐患，以保证设备和电网的安全稳定运行。 [科]
【参考文献】
[1]DL/T474.1～DL/T474.5，现场绝缘试验实施导则，中华人民共和国国家发展与改革委员会，2006.
[2]高压电气设备试验方法，中国电力出版社，2004.