基于东南亚热带季风气候下光伏箱变的故障处理

2023-11-27刘瑞，杨玲

科学技术创新 2023年27期

关键词：箱变铜排绕组

刘瑞，杨玲

（中国电建集团海外投资有限公司，北京）

引言

光伏并网电站建设有别于火电厂、水电厂，对电气设备要求也很高，从传统意义上虽然脱离了人工值守维护，降低了生产成本，但同时在热带季风气候下对光伏箱式变电站的需求和质量要求也提升到了全新高度[1]。

箱式变压器（以下简称“箱变”）是整个光伏电站中的重要设备，其可靠稳定运行直接关系到光伏电站的安全生产和经济效益。在箱变带缺陷、超温运行及冷却不合格等情况下，变压器油温、绝缘等都会出现异常，影响设备安全运行。

1 项目设备情况

2022 年6 月，业主与箱变生产厂家签订关于东南亚某光伏项目共7 台欧式箱变的供货合同，箱变选用油浸式自然冷却组合式变压器，于2022 年10 月份7 台箱变运输到项目现场进行安装调试工作，其中含5 712 kVA 箱变3 台，3 264 kVA 箱变4 台。

2 发生的典型故障及处理

2.1 项目所在地因终年处于高温环境，箱变的运行环境相对恶劣和复杂。自项目并网以来，容量3 264 kVA 箱变共计发生11 次箱变超温跳闸。

标准DL/T 572-2021《电力变压器运行规程》中5.3.1 条规定“自然循环冷却的变压器的顶层油温一般不宜经常超过85 ℃”。箱变事故后油样送电力部实验室检测报告，CO2数据异常（约为正常值10 倍），其他烃类数值亦偏高。绝缘油的散热和绝缘性能严重下降，进一步导致H2，C2H2及总烃等特征气体超标。随即增加取样频率，发现特征气体持续增长，其中H4箱变绝缘油在最近一次的化验结果为：C2H2含量226.82 μL/L，H2含量768.56 μL/L，总烃含量11 559.11 μL/L，远远超过规程所要求的注意值，此箱变已无法继续运行。如果长期高温运行会对变压器固体绝缘造成不可逆的损伤，形成恶性循环，最后发展为局部放电、电弧放电、电火花放电等引起绝缘损坏，引发安全生产事故[2]。技术人员对出厂试验报告直流电阻值及最近一次预防性试验报告直流电阻值进行了对比，见表1。

表1 整改前箱站运行情况

2.1.1 原因分析

DL/T 596-2021《电力设备预防性试验规程》规定油浸式电力变压器的绕组直流电阻：1 600 kVA 以上容量的变压器，各相绕组电阻相间的差别不应大于三相平均值的2 %，无中性点引出的绕组线间差别不应大于三相平均值的1 %；与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2 %。对比箱变出厂试验报告，箱变绕组直流电阻基本一致，三相平衡率满足规程要求，可认为箱变内部无绕组的匝间短路。

3 264 kVA 箱站高温跳闸主要原因系结构设计部分不合理，未考虑通风散热，变压器室内未形成有效风道，变压器本身无问题。此项目变压器设计温升为46～48 k,考虑到制作工艺等误差，实际温升按50 k计算。现场使用时，设置跳闸值为85 ℃，按照温升推算，变压器室温度不能超过35 ℃。在中午时段满发的时间段，现场室外环境温度达35 ℃左右，由于变压器室未形成有效风道，内部热量无法排除，变压器室温度可达44 ℃，已超出变压器正常运行温度范围，发生超温跳闸。

2.1.2 处理措施

总体思路：现对箱变通风方案进行调整，在箱变基础上开通风孔，加大变压器室上部风机功率，同时在变压器片散及箱站侧面增加散热风扇，对所有风机增加报警回路，进而解决变压器超温跳闸问题。

（1）在箱站基础上开通风窗并增加通风格栅。通风栅位于基础侧面靠上位置（避免雨水进入），通风窗尺寸为200*400 共12 个，位置见图1。

图1 箱变基础通风格栅施工图

（2）将箱变外壳变压器室中部2 只百叶窗及风机进行更换。更换后的百叶窗规格738*565*35 mm；风机型号为400FZY2-D。

（3）箱变外壳变压器室两边4 只风机进行更换，并添加防雨罩。更换后的新的风机安装板尺寸：680*509*20 mm，风机型号为TG28080HA2B-C。

（4）变压器片散下部增加风机。每侧增加3 个风机，共计6 个。风机型号为TG28080HA2B-C。

（5）散热风机的电气回路接线及报警回路接线。按照图纸，对变压器室风机进行接线；将低压柜内的风机散热电气回路进行整改，增加过欠流继电器，汇总变压器室风机电源（接触器只取其中两相电，电源取相时需避开UPS 电源所使用的那一相），将过欠流继电器的报警信号接到端子排上预留的测控开入回路端子，并对过欠流继电器的保护值调整，见表2。

表2 增加风机的位置和容量

2.1.3 3 264 kVA 箱站已经整改，整改后的箱变油温降温效果明显，整改效果见图2、图3 和表3。

图2 变压器片散下部加装风机

图3 变压器室上部更换大排量量风机

表3 整改后箱站运行情况

2.2 箱变低压框架断路器发生跳闸

（1）外观检查：现场人员巡视发现某箱变的低压柜外门处于开启状态，且伴有明显放电声响，经检查，低压侧烧毁，低压框架断路器接地保护动作，高压开关柜过流一段跳闸：箱变低压侧三相铜排端部有放电痕迹，箱变外壳内壁及塑壳断路器壳体有碳黑现象，塑壳断路器上口分支铜排有金属斑点。

（2）直阻测试：现场对变压器直流电阻进行了2次测试，相间差均未超过2%，直阻测试结果正常。

（3）带电净距：经现场测量，除塑壳断路器上口进线分支铜排的相间距外，汇流铜排间、汇流铜排端部和外壳、汇流铜排和低压柜内钢构件的最小距离均满足经海拔修正后的最小电气安全净距要求。

具体测算为：根据GB 50053-2013《20 kV 及以下变电所设计规范》，该项目站址1 kV 及以下裸带电部分至接地部分和不同的裸带电部分间最小电气安全净距A 值不应大于：

A≤20×［1+1%×（1 400-1 000）］=20.8 mm

现场测量箱变低压柜内3 处带电距离：

（a）主干铜排A 相螺栓和B 相相间最小距离：

41 mm；

（b）主干铜排C 相端部和外壳间最小距离：

80 mm；

（c）主干铜排C 相端部和低压柜内钢构件斜向最小距离：60 mm。

2.2.1 原因分析

经过箱变侧、升压站侧基础数据的监测和故障滤波器记录的数据进行判断，根据升压站故障录波记录仪记录的电流峰值，经电流互感器变比折算，反算至箱变低压侧后，该电流超过了框架断路器短路瞬时保护整定电流值，并在框架断路器额定开断电流能力之内，因此箱变低压框架断路器发生跳闸。

经检查，箱站低压侧一路逆变器误接线（超过150 A 的逆变器电流接到预留63 A 的通讯载波回路处），导致塑壳开关上口导线长时过载时间在一个月以上，引起导线绝缘老化，产生对地短路后演变为相间短路，最终导致开关跳闸。同时发现，低压柜体在厂内的设计明显不合理，未考虑安全距离包括电气间隙（空间距离）、爬电距离（沿面距离）、飞弧距离，绝缘部分不合格，铜排未做倒角处理。

2.2.2 处理措施

（1）对变压器进行试验检测，测试项目包括：绝缘电阻、电压比及联结组别（变比）、直流电阻、工频耐压、空载测量、油试验。

（2）故障箱站的碳渍清理，铜排进行修复，导线更换，与主母排直接连接的800 V 及以上电压端子选择满足安全距离和额定电压的端子，做耐压试验。

（3）对取电塑壳上口曾过载过的导线进行更换，防止因导线漏电再次产生故障。

（4）低压主母排尖端处最容易放电，对所有低压母排尖角进行人工打磨，进行铜排倒角工艺处理，避免出现尖端放电现象，同时在母线桥、低压柜主排和分支铜排搭接处加装热缩盒。

（5）母线夹与安装梁之间需增加绝缘板，在铜排位置，绝缘板比安装梁大15 mm，以加强此处绝缘，避免母线对安装梁放电击穿。

2.2.3 整改效果

变压器已完成试验，试验结果合格，其中：变压器绕组匝数比正常，内部无短匝、少匝现象；变压器直流电阻正常，内部无断线、短接现象；变压器空载送电电流正常，内部无短路点；变压器绝缘电阻正常，绕组间及地无短接点，未出现绕组及引线对铁心、外壳间的移位接触；变压器油外观、介损正常，绝缘油性能未见漂浮颗粒、碳化物、污染劣化，本体内部绕组未见绝缘受损碳化现象；工频耐压试验正常，绕组绝缘系统工作正常，未见绝缘受损导致耐电强度下降现象。

2.3 其他的典型问题及处理

（1）问题：容量为5 712 kVA 箱变门为网门，网眼过大，不能防止蛇鼠进入；变压器室地板非全封闭设计雨水流进地基后无法排出，存在安全隐患问题。

处理措施：在箱站增加防蚊虫铁丝网。并使用压条进行丝网固定。变压器室底板增加挡水条，使得雨水从网门处流出。同时考虑到增加防蚊虫铁丝网会对变压器室通风产生阻隔，在变压器室内增加一台侧吹风机加强变压器室散热能力。

（2）问题：原设计方案中只有A C 两相电流互感器，无法满足B 相电流采集。

处理措施：为保证现场计量准确性，在框架断路器上口连接变压器部位增加B 相互感器及相关接线。

2.4 问题总结

这批箱变在安装、调试和运行过程中出现了很多问题，其中影响光伏项目安全稳定运行的典型问题主要有：项目在时间短、任务重的情况下出现设计不合规范、受限现场实际条件的问题[3]，结构设计部分不合理，未考虑通风散热；低压柜体设计不合理，未考虑安全距离、爬电距离、飞弧距离；绝缘部分不合格；一次设计不合理，铜排未做倒角处理；部分元器件选型不合格；内部制造工艺较粗糙。