陳 聰，何建營，陳起超，梅志剛，胡 磊

（1.中電華創(chuàng)電力技術(shù)研究有限公司，上海 200086；2.中電華創(chuàng)（蘇州）電力技術(shù)研究有限公司，江蘇 蘇州 215123；3.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力科學(xué)研究院，遼寧 沈陽 110006；4.哈爾濱理工大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，黑龍江 哈爾濱 150080）

0 引言

箱式變電站是將高壓配電裝置、電力變壓器、低壓配電裝置和電能計量裝置等組合放置在一個或幾個箱體內(nèi)構(gòu)成的緊湊型成套配電設(shè)備［1］，是目前光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電場的重要變電設(shè)備，其穩(wěn)定可靠運行對電站的安全運行有著重要意義。近年來，新能源電站內(nèi)的箱式變電站運行故障時有發(fā)生［2］，而現(xiàn)有的研究方法多針對箱式變電站的單個案例進行剖析，缺乏對箱式變電站共性問題的研究，為有效減少箱式變電站故障發(fā)生，以某發(fā)電集團系統(tǒng)內(nèi)所有風(fēng)電場及光伏電站的箱式變電站為例，對發(fā)生的缺陷進行統(tǒng)計分析，總結(jié)箱式變電站主要缺陷類型及原因，并有針對性地提出技術(shù)監(jiān)督措施和建議，為新能源電站設(shè)備管理優(yōu)化提供參考。

1 異常及故障概況

箱式變電站共統(tǒng)計排查2 622 臺，其中按絕緣方式分類，干式箱式變電站共計203 臺，占7.7%；油浸式箱式變電站共計2 419 臺，占92.3%，如圖1 所示。在油浸式箱式變電站中，高壓負荷開關(guān)與變壓器共用油室的共計898 臺，占37.1%。

按運行年限分類，2 622 臺箱式變電站中運行10年以上箱式變電站數(shù)量占比為14.3%，如圖2 所示。運行10 年以上的箱式變電站中，有86 臺曾經(jīng)存在缺陷或發(fā)生故障。

圖1 按絕緣方式分類箱式變電站占比

圖2 按運行年限分類箱式變電站占比

根據(jù)本次排查數(shù)據(jù)，203 臺干式箱式變電站中，共有14 臺曾發(fā)生故障或異常。主要故障類型及臺數(shù)統(tǒng)計如表1 所示，其中2 臺同時具有兩類故障。

表1 干式箱式變電站異常數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2 419 臺油浸箱式變電站中，共有419 臺發(fā)生故障或異常。主要故障類型和發(fā)生故障的變壓器臺數(shù)統(tǒng)計如表2 所示。

表2 油浸式箱式變電站異常臺數(shù)統(tǒng)計

2 異常及故障情況

2.1 變壓器油色譜異常

箱式變電站油色譜異常統(tǒng)計數(shù)據(jù)如表3 所示。油色譜異常數(shù)據(jù)中，X 坡光伏站故障原因多為乙炔超標(biāo)，其他電站故障原因多為氫氣及總烴超標(biāo)或含少量乙炔。

表3 變壓器油色譜異常數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2.2 箱式變電站高壓側(cè)電纜頭擊穿

根據(jù)各單位報送的數(shù)據(jù)，共發(fā)生9 次箱式變電站高壓側(cè)電纜頭擊穿事故，如表4 所示。

表4 電纜頭擊穿數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2.3 油溫報警不符合要求

未設(shè)置變壓器溫度計超溫報警，或溫控器通信未接入后臺監(jiān)控的箱式變電站，包括干式箱式變電站和油浸箱式變電站，共計208 臺，如表5 所示。

表5 油溫報警缺陷數(shù)據(jù)統(tǒng)計

2.4 干式箱式變電站軸流風(fēng)機故障

干式箱式變電站中，X 泥灘光伏電站有2 臺箱式變電站存在軸流冷卻風(fēng)扇聲音異常故障。調(diào)查得知，其余電站的部分箱式變電站也曾出現(xiàn)過冷卻風(fēng)扇軸承故障，此類問題可導(dǎo)致干式變散熱不良，溫度異常升高，甚至過熱燒毀。

2.5 箱式變電站存在內(nèi)部故障

共計3 臺箱式變電站存在內(nèi)部故障，均為內(nèi)部繞組過熱，最終導(dǎo)致熱擊穿，典型案例如圖3 所示。

圖3 箱式變電站的內(nèi)部故障

2.6 箱式變電站存在凝露

各電站報送的數(shù)據(jù)如表6 所示，其中3 座電站的箱式變電站全部存在凝露現(xiàn)象，共計133 臺，均為油浸式箱式變電站。

表6 凝露缺陷數(shù)據(jù)統(tǒng)計

3 異常及故障原因分析

3.1 油中溶解氣體含量超標(biāo)原因

本次統(tǒng)計的新能源電站，采用美式箱式變電站共898 臺，占37.1%。美式箱式變電站高壓負荷開關(guān)、熔斷器、變壓器鐵芯、繞組位于一個油箱體內(nèi)，變壓器繞組的油室不獨立。當(dāng)高壓負荷開關(guān)及熔斷器動作時，電弧導(dǎo)致的高溫使絕緣油分解，由此導(dǎo)致油中溶解氣體含量超標(biāo)。此外，負荷開關(guān)接觸電阻過大導(dǎo)致的低溫過熱，也會造成絕緣油中溶解氣體含量超標(biāo)［3-4］。

交接試驗時油色譜異常共計8 臺，占3.98%。變壓器外殼的防腐工藝不良造成銹蝕，銹渣可能引起局部低溫過熱，導(dǎo)致絕緣油中溶解氣體含量超標(biāo)；焊接工藝不良也可產(chǎn)生類似問題；絕緣油本身存在缺陷，注油前油中氣體含量不符合規(guī)范要求，甚至存在采用未處理二次油注入箱體的情況。

設(shè)備絕緣老化、箱式變電站密封不良、油中含有水分等原因引起氫氣及總烴含量超標(biāo)。

箱式變電站內(nèi)部故障，由于絕緣缺陷造成的電弧放電及其他高溫過熱缺陷導(dǎo)致絕緣油中乙炔含量超標(biāo)，此類情況占1.5%。

3.2 導(dǎo)致箱式變電站高壓側(cè)電纜頭擊穿原因

3.2.1 原因分析

電力電纜中間接頭及終端擊穿事故在光伏電站及風(fēng)電場中較為常見，故障不僅發(fā)生在箱式變電站高壓側(cè)內(nèi)，架空電纜及開關(guān)柜內(nèi)均有發(fā)生。此類問題應(yīng)從電站基建期質(zhì)量管控、電力電纜安裝工藝、電纜頭的制作工藝及電氣裝置交接試驗方面分析。經(jīng)初步調(diào)查，本次統(tǒng)計包含的某區(qū)域公司下屬光伏電站箱式變電站及開關(guān)柜的電纜在基建期的交接試驗近80%采用直流耐壓試驗，這是后期電纜頭頻繁擊穿的主要原因。分析本次數(shù)據(jù)排查結(jié)果，此區(qū)域公司箱式變電站內(nèi)電纜頭擊穿事故占系統(tǒng)內(nèi)同類型事故55%，處于開關(guān)柜內(nèi)及架空線的電纜頭擊穿亦時有發(fā)生。

3.2.2 直流耐壓試驗

直流耐壓試驗對電纜頭的累積損傷效應(yīng)是業(yè)內(nèi)的共識。IEC 62067／CD 規(guī)定，對于220 kV 電壓等級以上的交流電纜不允許進行直流耐壓試驗。國內(nèi)外有關(guān)部門推薦用交流耐壓試驗取代傳統(tǒng)的直流耐壓試驗。直流耐壓試驗對絕緣的影響主要表現(xiàn)在4 個方面［5］。

電纜絕緣，包括電纜頭絕緣內(nèi)部的空隙在直流電場作用下游離產(chǎn)生電荷積累，導(dǎo)致恒定電場削弱了外施直流電場，降低局部電場強度，導(dǎo)致這些局部絕緣缺陷難以被直流耐壓試驗發(fā)現(xiàn)。

直流耐壓試驗電壓超出額定電壓較多，高電壓使原本良好的絕緣產(chǎn)生缺陷，定期的預(yù)防性試驗反復(fù)作用將使其對絕緣的損傷產(chǎn)生累積效應(yīng)。

直流耐壓試驗時，電纜頭附近的電壓分布是按體積電阻分布的，與運行工況下電壓按電容分布不同，因此直流電壓對電纜頭的作用不能準(zhǔn)確反映運行時的絕緣狀況。

交聯(lián)電纜絕緣層在經(jīng)過多年運行之后易產(chǎn)生電樹枝和水樹枝，此類樹枝狀放電通道易在電纜頭附近產(chǎn)生。樹枝放電在直流電壓下加速延伸，從而導(dǎo)致絕緣老化速度加快，使電纜頭故障加速。

3.2.3 安裝及制作工藝不良

在線纜彎曲部分的剛性固定以及電纜固定夾具如圖4 所示。

圖4 兩半組合式電纜夾具

正確地設(shè)計和使用電纜夾具是高壓電纜敷設(shè)安裝的重要環(huán)節(jié)。固定不到位使原來的圓形截面受力變成橢圓形截面，一定程度上使對地絕緣厚度下降，降低了絕緣強度，從而引起絕緣擊穿，如圖5 所示。

圖5 X 城光伏電纜固定不到位引起擊穿

對兩起電纜頭擊穿事故的解剖發(fā)現(xiàn)，冷縮電纜終端接頭在制作過程中并沒有統(tǒng)一的安裝標(biāo)準(zhǔn)。冷縮電纜終端接頭在運行中放電損壞，故障原因是應(yīng)力錐與銅屏蔽層、半導(dǎo)電層、主絕緣層三部分壓接不良，使其中的電場分布不均勻，從而導(dǎo)致局部放電的產(chǎn)生。發(fā)生電纜頭擊穿事故后應(yīng)存留事故電纜頭，以便進一步采用解剖的方式查找具體原因［6-7］。

3.3 導(dǎo)致箱式變電站內(nèi)部凝露原因

箱式變電站內(nèi)部凝露容易引起帶電設(shè)備閃絡(luò)放電。凝露的產(chǎn)生與空氣的相對濕度、箱式變電站內(nèi)外溫差、箱體內(nèi)部氣壓等因素直接相關(guān)，與負荷狀況和加熱器的工作狀態(tài)間接相關(guān)［8］。

當(dāng)室外氣溫變化速度較慢時，戶外箱式變電站內(nèi)外溫差一般相對恒定。當(dāng)空氣濕度相對較大，且室外氣溫變化較為劇烈甚至產(chǎn)生驟變時，溫度相對較高的室內(nèi)水汽會在箱式變電站外殼頂部遇冷凝結(jié)形成凝露。當(dāng)變壓器負荷較高，或者加熱器投入時，凝露現(xiàn)象由于內(nèi)外溫差加大而更易產(chǎn)生。

箱式變電站底部的加熱器使箱式變電站內(nèi)部上下產(chǎn)生溫差，底部溫度較高的水汽上升遇到溫度較低的頂部外殼產(chǎn)生凝露。

在電纜溝通風(fēng)狀況不好時，溝內(nèi)溫度相對較高的空氣進入箱式變電站內(nèi)部，其中的水汽遇冷凝露。

箱式變電站未設(shè)計通風(fēng)孔和防凝露裝置。

3.4 密切監(jiān)測絕緣油溫度重要性分析

溫升是變壓器絕緣壽命和功率傳輸?shù)年P(guān)鍵制約因素。長期高溫運行會使絕緣壽命急劇下降［9］。根據(jù)絕緣壽命與溫度的關(guān)系，運行溫度每上升10 ℃，絕緣壽命約會下降一半。這充分表明對變壓器運行溫度進行監(jiān)測的重要性。DL／T 572—2010《電力變壓器運行規(guī)程》中4.1.3 規(guī)定了額定運行條件下頂層油溫的限值，如表7 所示。

表7 頂層油溫在額定電壓下的限值 ℃

DL／T 572—2010 中5.3.5 規(guī)定，變壓器溫度監(jiān)測應(yīng)有兩級溫度報警（低值和高值）動作于信號。根據(jù)各單位報送的數(shù)據(jù)，部分電站超溫報警接近甚至超過規(guī)程規(guī)定的溫度限值，而且所有電站都設(shè)置了超溫跳閘值。

4 應(yīng)對措施及建議

對負荷開關(guān)與變壓器繞組共用油室的美式箱式變電站，油色譜數(shù)據(jù)不可作為絕緣狀況的判斷依據(jù)；應(yīng)結(jié)合油樣的耐壓值、含水量和介損值等來綜合分析其絕緣性能是否下降。

對具有獨立油箱的變壓器，當(dāng)色譜數(shù)據(jù)超出規(guī)程要求時，應(yīng)縮短取樣周期，結(jié)合三比值法分析可能的原因。

定期檢查風(fēng)機軸承，在運行中檢查風(fēng)扇是否存在異響。核對冷卻裝置啟動/停止溫度設(shè)定值，避免風(fēng)扇頻繁啟停。風(fēng)機啟動控制系統(tǒng)應(yīng)同時接入變壓器繞組溫度、變壓器室環(huán)境溫度和低壓進線電流，在負荷較高或環(huán)境溫度較高時，及時啟動風(fēng)機。

風(fēng)電／光伏電站基建期對箱式變電站的技術(shù)監(jiān)督，應(yīng)重點關(guān)注：對電纜敷設(shè)及電纜頭制作的監(jiān)督，防止箱式變電站高壓側(cè)電纜頭受力變形，交聯(lián)聚乙烯電纜交接時應(yīng)進行交流耐壓試驗，不得用直流耐壓試驗代替；交接時應(yīng)進行油色譜試驗，杜絕不符合規(guī)程要求的油注入變壓器，尤其要防范出現(xiàn)二次用油現(xiàn)象；對溫度計進行校驗，并仔細核對超溫報警設(shè)定值；電站在基建期應(yīng)注意設(shè)備選型，所選箱式變電站應(yīng)符合現(xiàn)場的特殊環(huán)境要求。

風(fēng)電／光伏電站在正常運行過程中多次出現(xiàn)低壓側(cè)斷路器跳閘時，應(yīng)及時檢查箱體內(nèi)部是否的凝露或結(jié)冰現(xiàn)象（凝露或結(jié)冰融化后的水滴滴落至低壓側(cè)母排，導(dǎo)致相間短路跳閘）。存在凝露問題的電站可采取的措施包括：在箱式變電站高、低壓側(cè)頂部安裝吸濕導(dǎo)流層，及時收集凝結(jié)或融冰產(chǎn)生的水滴，使之沿排水管流出箱式變電站；監(jiān)測箱式變電站內(nèi)部濕度，并在側(cè)面靠上的位置安裝排風(fēng)扇，在濕度較大時啟動風(fēng)扇內(nèi)外通風(fēng)，對于個別環(huán)境惡劣的箱式變電站，可考慮安裝吸濕裝置，降低空氣濕度；采用保溫棉加強高壓室電纜溝蓋板密封性，減少從電纜溝內(nèi)部流動至箱式變電站高壓室的潮氣；加強定期巡視，發(fā)現(xiàn)箱式變電站高低壓側(cè)凝露時及時擦拭處理。

5 結(jié)語

利用箱式變電站大量的運行數(shù)據(jù)以及歷史故障信息，對箱式變電站進行了主要故障原因分析，針對故障提出了應(yīng)對措施，對新能源電站的運行及基建期的技術(shù)監(jiān)督有著一定指導(dǎo)意義。分析可知，基建期安裝調(diào)試階段的監(jiān)管不嚴(yán)是造成日后箱式變電站運維問題的主要原因，今后在提高箱式變電站運維管理的同時還應(yīng)重視新能源電站基建期的技術(shù)監(jiān)督。