風電／光伏箱式變電站的運行狀態分析

陳 聰，何建營，陳起超，梅志剛，胡 磊

（1.中電華創電力技術研究有限公司，上海 200086；2.中電華創（蘇州）電力技術研究有限公司，江蘇 蘇州 215123；3.國網遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006；4.哈爾濱理工大學 電氣與電子工程學院，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構成的緊湊型成套配電設備［1］，是目前光伏發電和風力發電場的重要變電設備，其穩定可靠運行對電站的安全運行有著重要意義。近年來，新能源電站內的箱式變電站運行故障時有發生［2］，而現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生，以某發電集團系統內所有風電場及光伏電站的箱式變電站為例，對發生的缺陷進行統計分析，總結箱式變電站主要缺陷類型及原因，并有針對性地提出技術監督措施和建議，為新能源電站設備管理優化提供參考。

1 異常及故障概況

箱式變電站共統計排查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 臺曾經存在缺陷或發生故障。

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

根據本次排查數據，203 臺干式箱式變電站中，共有14 臺曾發生故障或異常。主要故障類型及臺數統計如表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據統計

2 419 臺油浸箱式變電站中，共有419 臺發生故障或異常。主要故障類型和發生故障的變壓器臺數統計如表2 所示。

表2 油浸式箱式變電站異常臺數統計

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計數據如表3 所示。油色譜異常數據中，X 坡光伏站故障原因多為乙炔超標，其他電站故障原因多為氫氣及總烴超標或含少量乙炔。

表3 變壓器油色譜異常數據統計

2.2 箱式變電站高壓側電纜頭擊穿

根據各單位報送的數據，共發生9 次箱式變電站高壓側電纜頭擊穿事故，如表4 所示。

表4 電纜頭擊穿數據統計

2.3 油溫報警不符合要求

未設置變壓器溫度計超溫報警，或溫控器通信未接入后臺監控的箱式變電站，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 油溫報警缺陷數據統計

2.4 干式箱式變電站軸流風機故障

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扇聲音異常故障。調查得知，其余電站的部分箱式變電站也曾出現過冷卻風扇軸承故障，此類問題可導致干式變散熱不良，溫度異常升高，甚至過熱燒毀。

2.5 箱式變電站存在內部故障

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

圖3 箱式變電站的內部故障

2.6 箱式變電站存在凝露

各電站報送的數據如表6 所示，其中3 座電站的箱式變電站全部存在凝露現象，共計133 臺，均為油浸式箱式變電站。

表6 凝露缺陷數據統計

3 異常及故障原因分析

3.1 油中溶解氣體含量超標原因

本次統計的新能源電站，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、熔斷器、變壓器鐵芯、繞組位于一個油箱體內，變壓器繞組的油室不獨立。當高壓負荷開關及熔斷器動作時，電弧導致的高溫使絕緣油分解，由此導致油中溶解氣體含量超標。此外，負荷開關接觸電阻過大導致的低溫過熱，也會造成絕緣油中溶解氣體含量超標［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，導致絕緣油中溶解氣體含量超標；焊接工藝不良也可產生類似問題；絕緣油本身存在缺陷，注油前油中氣體含量不符合規范要求，甚至存在采用未處理二次油注入箱體的情況。

設備絕緣老化、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。

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

3.2 導致箱式變電站高壓側電纜頭擊穿原因

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電場中較為常見，故障不僅發生在箱式變電站高壓側內，架空電纜及開關柜內均有發生。此類問題應從電站基建期質量管控、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。經初步調查，本次統計包含的某區域公司下屬光伏電站箱式變電站及開關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。分析本次數據排查結果，此區域公司箱式變電站內電纜頭擊穿事故占系統內同類型事故55%，處于開關柜內及架空線的電纜頭擊穿亦時有發生。

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是業內的共識。IEC 62067／CD 規定，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。國內外有關部門推薦用交流耐壓試驗取代傳統的直流耐壓試驗。直流耐壓試驗對絕緣的影響主要表現在4 個方面［5］。

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

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生缺陷，定期的預防性試驗反復作用將使其對絕緣的損傷產生累積效應。

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確反映運行時的絕緣狀況。

交聯電纜絕緣層在經過多年運行之后易產生電樹枝和水樹枝，此類樹枝狀放電通道易在電纜頭附近產生。樹枝放電在直流電壓下加速延伸，從而導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

正確地設計和使用電纜夾具是高壓電纜敷設安裝的重要環節。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現，冷縮電纜終端接頭在制作過程中并沒有統一的安裝標準。冷縮電纜終端接頭在運行中放電損壞，故障原因是應力錐與銅屏蔽層、半導電層、主絕緣層三部分壓接不良，使其中的電場分布不均勻，從而導致局部放電的產生。發生電纜頭擊穿事故后應存留事故電纜頭，以便進一步采用解剖的方式查找具體原因［6-7］。

3.3 導致箱式變電站內部凝露原因

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

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

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

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

箱式變電站未設計通風孔和防凝露裝置。

3.4 密切監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的關鍵制約因素。長期高溫運行會使絕緣壽命急劇下降［9］。根據絕緣壽命與溫度的關系，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測的重要性。DL／T 572—2010《電力變壓器運行規程》中4.1.3 規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 規定，變壓器溫度監測應有兩級溫度報警（低值和高值）動作于信號。根據各單位報送的數據，部分電站超溫報警接近甚至超過規程規定的溫度限值，而且所有電站都設置了超溫跳閘值。

4 應對措施及建議

對負荷開關與變壓器繞組共用油室的美式箱式變電站，油色譜數據不可作為絕緣狀況的判斷依據；應結合油樣的耐壓值、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，當色譜數據超出規程要求時，應縮短取樣周期，結合三比值法分析可能的原因。

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

風電／光伏電站基建期對箱式變電站的技術監督，應重點關注：對電纜敷設及電纜頭制作的監督，防止箱式變電站高壓側電纜頭受力變形，交聯聚乙烯電纜交接時應進行交流耐壓試驗，不得用直流耐壓試驗代替；交接時應進行油色譜試驗，杜絕不符合規程要求的油注入變壓器，尤其要防范出現二次用油現象；對溫度計進行校驗，并仔細核對超溫報警設定值；電站在基建期應注意設備選型，所選箱式變電站應符合現場的特殊環境要求。

風電／光伏電站在正常運行過程中多次出現低壓側斷路器跳閘時，應及時檢查箱體內部是否的凝露或結冰現象（凝露或結冰融化后的水滴滴落至低壓側母排，導致相間短路跳閘）。存在凝露問題的電站可采取的措施包括：在箱式變電站高、低壓側頂部安裝吸濕導流層，及時收集凝結或融冰產生的水滴，使之沿排水管流出箱式變電站；監測箱式變電站內部濕度，并在側面靠上的位置安裝排風扇，在濕度較大時啟動風扇內外通風，對于個別環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，減少從電纜溝內部流動至箱式變電站高壓室的潮氣；加強定期巡視，發現箱式變電站高低壓側凝露時及時擦拭處理。

5 結語

利用箱式變電站大量的運行數據以及歷史故障信息，對箱式變電站進行了主要故障原因分析，針對故障提出了應對措施，對新能源電站的運行及基建期的技術監督有著一定指導意義。分析可知，基建期安裝調試階段的監管不嚴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重視新能源電站基建期的技術監督。