风电／光伏箱式变电站的运行状态分析

陈 聪，何建营，陈起超，梅志刚，胡 磊

（1.中电华创电力技术研究有限公司，上海 200086；2.中电华创（苏州）电力技术研究有限公司，江苏 苏州 215123；3.国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006；4.哈尔滨理工大学 电气与电子工程学院，黑龙江 哈尔滨 150080）

0 引言

箱式变电站是将高压配电装置、电力变压器、低压配电装置和电能计量装置等组合放置在一个或几个箱体内构成的紧凑型成套配电设备［1］，是目前光伏发电和风力发电场的重要变电设备，其稳定可靠运行对电站的安全运行有着重要意义。近年来，新能源电站内的箱式变电站运行故障时有发生［2］，而现有的研究方法多针对箱式变电站的单个案例进行剖析，缺乏对箱式变电站共性问题的研究，为有效减少箱式变电站故障发生，以某发电集团系统内所有风电场及光伏电站的箱式变电站为例，对发生的缺陷进行统计分析，总结箱式变电站主要缺陷类型及原因，并有针对性地提出技术监督措施和建议，为新能源电站设备管理优化提供参考。

1 异常及故障概况

箱式变电站共统计排查2 622 台，其中按绝缘方式分类，干式箱式变电站共计203 台，占7.7%；油浸式箱式变电站共计2 419 台，占92.3%，如图1 所示。在油浸式箱式变电站中，高压负荷开关与变压器共用油室的共计898 台，占37.1%。

按运行年限分类，2 622 台箱式变电站中运行10年以上箱式变电站数量占比为14.3%，如图2 所示。运行10 年以上的箱式变电站中，有86 台曾经存在缺陷或发生故障。

图1 按绝缘方式分类箱式变电站占比

图2 按运行年限分类箱式变电站占比

根据本次排查数据，203 台干式箱式变电站中，共有14 台曾发生故障或异常。主要故障类型及台数统计如表1 所示，其中2 台同时具有两类故障。

表1 干式箱式变电站异常数据统计

2 419 台油浸箱式变电站中，共有419 台发生故障或异常。主要故障类型和发生故障的变压器台数统计如表2 所示。

表2 油浸式箱式变电站异常台数统计

2 异常及故障情况

2.1 变压器油色谱异常

箱式变电站油色谱异常统计数据如表3 所示。油色谱异常数据中，X 坡光伏站故障原因多为乙炔超标，其他电站故障原因多为氢气及总烃超标或含少量乙炔。

表3 变压器油色谱异常数据统计

2.2 箱式变电站高压侧电缆头击穿

根据各单位报送的数据，共发生9 次箱式变电站高压侧电缆头击穿事故，如表4 所示。

表4 电缆头击穿数据统计

2.3 油温报警不符合要求

未设置变压器温度计超温报警，或温控器通信未接入后台监控的箱式变电站，包括干式箱式变电站和油浸箱式变电站，共计208 台，如表5 所示。

表5 油温报警缺陷数据统计

2.4 干式箱式变电站轴流风机故障

干式箱式变电站中，X 泥滩光伏电站有2 台箱式变电站存在轴流冷却风扇声音异常故障。调查得知，其余电站的部分箱式变电站也曾出现过冷却风扇轴承故障，此类问题可导致干式变散热不良，温度异常升高，甚至过热烧毁。

2.5 箱式变电站存在内部故障

共计3 台箱式变电站存在内部故障，均为内部绕组过热，最终导致热击穿，典型案例如图3 所示。

图3 箱式变电站的内部故障

2.6 箱式变电站存在凝露

各电站报送的数据如表6 所示，其中3 座电站的箱式变电站全部存在凝露现象，共计133 台，均为油浸式箱式变电站。

表6 凝露缺陷数据统计

3 异常及故障原因分析

3.1 油中溶解气体含量超标原因

本次统计的新能源电站，采用美式箱式变电站共898 台，占37.1%。美式箱式变电站高压负荷开关、熔断器、变压器铁芯、绕组位于一个油箱体内，变压器绕组的油室不独立。当高压负荷开关及熔断器动作时，电弧导致的高温使绝缘油分解，由此导致油中溶解气体含量超标。此外，负荷开关接触电阻过大导致的低温过热，也会造成绝缘油中溶解气体含量超标［3-4］。

交接试验时油色谱异常共计8 台，占3.98%。变压器外壳的防腐工艺不良造成锈蚀，锈渣可能引起局部低温过热，导致绝缘油中溶解气体含量超标；焊接工艺不良也可产生类似问题；绝缘油本身存在缺陷，注油前油中气体含量不符合规范要求，甚至存在采用未处理二次油注入箱体的情况。

设备绝缘老化、箱式变电站密封不良、油中含有水分等原因引起氢气及总烃含量超标。

箱式变电站内部故障，由于绝缘缺陷造成的电弧放电及其他高温过热缺陷导致绝缘油中乙炔含量超标，此类情况占1.5%。

3.2 导致箱式变电站高压侧电缆头击穿原因

3.2.1 原因分析

电力电缆中间接头及终端击穿事故在光伏电站及风电场中较为常见，故障不仅发生在箱式变电站高压侧内，架空电缆及开关柜内均有发生。此类问题应从电站基建期质量管控、电力电缆安装工艺、电缆头的制作工艺及电气装置交接试验方面分析。经初步调查，本次统计包含的某区域公司下属光伏电站箱式变电站及开关柜的电缆在基建期的交接试验近80%采用直流耐压试验，这是后期电缆头频繁击穿的主要原因。分析本次数据排查结果，此区域公司箱式变电站内电缆头击穿事故占系统内同类型事故55%，处于开关柜内及架空线的电缆头击穿亦时有发生。

3.2.2 直流耐压试验

直流耐压试验对电缆头的累积损伤效应是业内的共识。IEC 62067／CD 规定，对于220 kV 电压等级以上的交流电缆不允许进行直流耐压试验。国内外有关部门推荐用交流耐压试验取代传统的直流耐压试验。直流耐压试验对绝缘的影响主要表现在4 个方面［5］。

电缆绝缘，包括电缆头绝缘内部的空隙在直流电场作用下游离产生电荷积累，导致恒定电场削弱了外施直流电场，降低局部电场强度，导致这些局部绝缘缺陷难以被直流耐压试验发现。

直流耐压试验电压超出额定电压较多，高电压使原本良好的绝缘产生缺陷，定期的预防性试验反复作用将使其对绝缘的损伤产生累积效应。

直流耐压试验时，电缆头附近的电压分布是按体积电阻分布的，与运行工况下电压按电容分布不同，因此直流电压对电缆头的作用不能准确反映运行时的绝缘状况。

交联电缆绝缘层在经过多年运行之后易产生电树枝和水树枝，此类树枝状放电通道易在电缆头附近产生。树枝放电在直流电压下加速延伸，从而导致绝缘老化速度加快，使电缆头故障加速。

3.2.3 安装及制作工艺不良

在线缆弯曲部分的刚性固定以及电缆固定夹具如图4 所示。

图4 两半组合式电缆夹具

正确地设计和使用电缆夹具是高压电缆敷设安装的重要环节。固定不到位使原来的圆形截面受力变成椭圆形截面，一定程度上使对地绝缘厚度下降，降低了绝缘强度，从而引起绝缘击穿，如图5 所示。

图5 X 城光伏电缆固定不到位引起击穿

对两起电缆头击穿事故的解剖发现，冷缩电缆终端接头在制作过程中并没有统一的安装标准。冷缩电缆终端接头在运行中放电损坏，故障原因是应力锥与铜屏蔽层、半导电层、主绝缘层三部分压接不良，使其中的电场分布不均匀，从而导致局部放电的产生。发生电缆头击穿事故后应存留事故电缆头，以便进一步采用解剖的方式查找具体原因［6-7］。

3.3 导致箱式变电站内部凝露原因

箱式变电站内部凝露容易引起带电设备闪络放电。凝露的产生与空气的相对湿度、箱式变电站内外温差、箱体内部气压等因素直接相关，与负荷状况和加热器的工作状态间接相关［8］。

当室外气温变化速度较慢时，户外箱式变电站内外温差一般相对恒定。当空气湿度相对较大，且室外气温变化较为剧烈甚至产生骤变时，温度相对较高的室内水汽会在箱式变电站外壳顶部遇冷凝结形成凝露。当变压器负荷较高，或者加热器投入时，凝露现象由于内外温差加大而更易产生。

箱式变电站底部的加热器使箱式变电站内部上下产生温差，底部温度较高的水汽上升遇到温度较低的顶部外壳产生凝露。

在电缆沟通风状况不好时，沟内温度相对较高的空气进入箱式变电站内部，其中的水汽遇冷凝露。

箱式变电站未设计通风孔和防凝露装置。

3.4 密切监测绝缘油温度重要性分析

温升是变压器绝缘寿命和功率传输的关键制约因素。长期高温运行会使绝缘寿命急剧下降［9］。根据绝缘寿命与温度的关系，运行温度每上升10 ℃，绝缘寿命约会下降一半。这充分表明对变压器运行温度进行监测的重要性。DL／T 572—2010《电力变压器运行规程》中4.1.3 规定了额定运行条件下顶层油温的限值，如表7 所示。

表7 顶层油温在额定电压下的限值 ℃

DL／T 572—2010 中5.3.5 规定，变压器温度监测应有两级温度报警（低值和高值）动作于信号。根据各单位报送的数据，部分电站超温报警接近甚至超过规程规定的温度限值，而且所有电站都设置了超温跳闸值。

4 应对措施及建议

对负荷开关与变压器绕组共用油室的美式箱式变电站，油色谱数据不可作为绝缘状况的判断依据；应结合油样的耐压值、含水量和介损值等来综合分析其绝缘性能是否下降。

对具有独立油箱的变压器，当色谱数据超出规程要求时，应缩短取样周期，结合三比值法分析可能的原因。

定期检查风机轴承，在运行中检查风扇是否存在异响。核对冷却装置启动/停止温度设定值，避免风扇频繁启停。风机启动控制系统应同时接入变压器绕组温度、变压器室环境温度和低压进线电流，在负荷较高或环境温度较高时，及时启动风机。

风电／光伏电站基建期对箱式变电站的技术监督，应重点关注：对电缆敷设及电缆头制作的监督，防止箱式变电站高压侧电缆头受力变形，交联聚乙烯电缆交接时应进行交流耐压试验，不得用直流耐压试验代替；交接时应进行油色谱试验，杜绝不符合规程要求的油注入变压器，尤其要防范出现二次用油现象；对温度计进行校验，并仔细核对超温报警设定值；电站在基建期应注意设备选型，所选箱式变电站应符合现场的特殊环境要求。

风电／光伏电站在正常运行过程中多次出现低压侧断路器跳闸时，应及时检查箱体内部是否的凝露或结冰现象（凝露或结冰融化后的水滴滴落至低压侧母排，导致相间短路跳闸）。存在凝露问题的电站可采取的措施包括：在箱式变电站高、低压侧顶部安装吸湿导流层，及时收集凝结或融冰产生的水滴，使之沿排水管流出箱式变电站；监测箱式变电站内部湿度，并在侧面靠上的位置安装排风扇，在湿度较大时启动风扇内外通风，对于个别环境恶劣的箱式变电站，可考虑安装吸湿装置，降低空气湿度；采用保温棉加强高压室电缆沟盖板密封性，减少从电缆沟内部流动至箱式变电站高压室的潮气；加强定期巡视，发现箱式变电站高低压侧凝露时及时擦拭处理。

5 结语

利用箱式变电站大量的运行数据以及历史故障信息，对箱式变电站进行了主要故障原因分析，针对故障提出了应对措施，对新能源电站的运行及基建期的技术监督有着一定指导意义。分析可知，基建期安装调试阶段的监管不严是造成日后箱式变电站运维问题的主要原因，今后在提高箱式变电站运维管理的同时还应重视新能源电站基建期的技术监督。