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摘要：本文对国内某风电场箱式变压器运行过程中产生的故障问题进行研究，分析查找设备问题原因，针对设备故障问题制定整改措施，并进行长周期运行验证，验证结果表明设备整改措施有效，保证设备运行稳定，满足风电场正常发电需求。
关键词：箱式变压器；高压线圈结构；油温；积气；瓦斯保护动作
引言
箱式变压器是将变压器、高压受电部分的负荷开关及保护装置、低压配电装置、低压计量系统和无功补偿装置组合在一起的成套变配电设备。箱式变压器并不只是变压器，它相当于一个小型变电站，属于配电站，直接向用户提供电源。
变压器运行过程中，油温升高通常因为变压器过负荷，冷却设备运行不正常，油位过低，变压器内部故障等，根据不同情况对变压器进行相应检修处理措施，如检查温度计是否正常，判断温度是否真实升高；检查各组冷却器工作是否正常；检查变压器的负荷情况和环境温度，并与以往同等温度情况比较；检查冷却器各部位阀门开、闭是否正常确；当判明温度升高原因后，立即采取措施降低温度或申请减负荷运行，如查明变压器内部故障，立即汇报，退出变压器运行，进行检查分析，制定有效整改措施。
1、案例情况
某风电场箱式变压器为华氏箱变，型号为ZGS11-2800，冷却方式为油浸自冷。2018年投入运行，,自2019年5月，多台箱变产生积气现象，伴随箱变油温偏高，满负荷运行时箱变最高油温达到90℃-95℃，压力释放阀喷油，个别箱变有高压侧熔断器熔断，重瓦斯保护动作，低压侧开关跳闸等设备故障。
2、故障处理过程
起初分析判定为箱变安装胶囊没有充气，变压器投入空载运行后，变压器温度升高，内部压力增加，胶囊起不到调整作用，压力增加到压力释放阀开启，产生漏油。经复位压力释放阀，给储油柜胶囊充气，对变压器进行补油调整好油位表后，运行一段时间，再次出现瓦斯继电器积气现象。 首次整改未见明显效果，故对箱变故障采取吊芯检查分析。吊芯发现器身定位钉、器身紧固螺杆对夹件等部位存在多处放电现象，此次分析箱变问题原因为器身接地设计简单，器身夹紧件等部位未可靠接地，设备在运输过程中因夹件压板螺栓松动，造成与油箱接触不良，在设备运行过程中内部因悬浮电位及工频和高次谐波漏磁通产生的电势造成多点对油箱环流放电，导致压力释放阀溢油、瓦斯继电器积气。针对上述问题制定整改措施：
（1）产品放油吊芯，加固处理器身底腿、铁芯旁夹紧螺杆、器身拉紧螺杆及夹件，避免因运输再次出现螺母松动，每个螺杆端增加一个备母加强紧固。
（2） 器身底腿与油箱接触面增加3mm厚纸板绝缘隔离，垫脚定位钉套入绝缘套管，绝缘套管与纸板在落箱前绑扎固定在垫脚上，保证纸板及绝缘套管落箱后不脱落，确保绝缘措施可靠。
（3） 在器身夹件与固定板四点接触面全部增加绝缘垫片，使器身金属件与油箱全部绝缘。
（4） 高、低压侧中间四个拉紧螺杆用绝缘管绝缘，使上下夹件不能通过四个中间螺杆形成回路。
（5） 铁芯加紧适当调节，避免铁芯片有波浪、拱起现象，拆除铁芯接地片，测量并确认铁芯接地电阻合格后在重新接好铁芯接地片。
（6） 整理器身、引线，所有引线绝缘为绑扎或绑扎不牢处需按工艺重新绑扎。
（7）绝缘油进行试验：色谱、微水、绝缘耐压，变压器进行高压试验。
经过此次对变压器处理，箱变恢复运行3个月后，仍然有箱变产生积气现象，并伴随箱变油温持续偏高。说明第二次整改仍未从根本上解决设备问题。
鉴于前两次整改后，反复产生积气和油温偏高现象，针对设备问题分析重点偏向于变压器本体结构等问题。选取一台箱变返厂进行变压器本体解体检查，同时对箱变进行直流电阻、变比、绝缘特性、局部放电试验、交流耐压、油色谱级油耐压试验。其中，试验电压下局部放电量明显超标，表明变压器内部存在局部放电，油色谱数据显示氢气和总烃含量超标，故障类型为低温过热故障，其他试验项目结果无明显异常。经吊芯检查分析验证箱变产品高、低压绕组材质：
高压：漆包扁铜线纸包扁线QQB.0.12-1.8*3.35
低压：0.8*730铜箔
经与图纸核对，绕组材质规格符合要求。
器身吊出后外观完整，无明显故障点，如图1。器身吊离油箱后，观察油箱内部，箱底器身垫脚处有轻微放电痕迹，如图2。分析认为是接地不良造成的悬浮电位导致的器身底脚对箱底放电。
图2 箱变吊芯检查油箱底部放电痕迹
结合试验数据及产品结构分析，导致变压器积气、油温高的根本原因是：箱变最大相邻层间电压达到8.69kV，层间电压过高引起层间发生低能量的油纸绝缘局部放电，放电产生气体，由于散热片上部管路高于变压器本体，产生的气体聚集于管路中，导致散热管路内有循环不畅，影响散热效果，引起变压器内部温度异常升高，内部过热进一步加剧气体产生。因此认为积气是低能量局部放电与导线过热共同作用的结果。
箱变最终整改措施：
（1）更改高压线圈结构。原来结构在普通电力变压器设计中较为常见，结构简单，成本低，安匝平衡好，缺点是层间绝缘电压较高，导致层间发生低能量局部放电，稳定性较差。将原来多层圆筒结构（如图3右侧深棕色高压线圈结构）更改为分段多层圆筒结构（如图3左侧白色高压线圈结构）。此类型绕组层间最高电压一般在3kV以下，相对于原来的结构改变的地方是增加了绕组层数，总层数由原来的9层改变为现在的15*2=30层（上下分段，每段15层），每层匝数由原来的8.69kV/层间降为2.60kV/层间，更改后的产品层间电气稳定性能良好。
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图3 变压器本体结构优化对比
产品改为分段多层圆筒式结构后，高压绕组的整体尺寸必然发生变化，导致产品阻抗参数变化，为尽量减少这种改变对变压器阻抗参数的影响，并根据更改后新绕组的散热特点等对导线尺寸、油道尺寸作出适当调整：因层数增加，导致高压绕组整体幅向尺寸变大，为维持阻抗不变，只能减小导线的厚度尺寸有1.8mm改为1.4mm，为保证导线规格在合理范围内，导线的宽度尺寸由3.35mm改为4.8mm，同时油道数量有原来的5个减少为2个，因线圈改为分段结构，每段单独发热量降为原来的一半，且上下分段间增加的端圈间隙可作为散热通道，故绕组的整体散热效果不会减弱。
（2）器身接地整改
加强铁芯夹件与各紧固件之间的静电连接，对夹件各处穿有金属紧固件的固定孔周边进行打磨，将周边漆膜去除，保证金属件之间充分良好接触。在铁芯垫脚与箱底之间加装3.0mm厚绝缘纸板，在定位钉外侧增加绝缘角环进行防护，在器身固定连板与箱壁4处固定板之间增加3.0mm厚绝缘纸板，在固定螺栓的外侧加装绝缘纸管，增加静电连接引线一根，一段接在铁芯夹件的节点螺栓孔处，另一端固定在箱壁上加焊的接地螺母处，保证铁芯及夹件有且仅有一点可靠接地。
（3）针对箱变高压侧保险熔断的分析和整改措施：根据吊芯及解体检查结果来看，未发现明显的绕组之间、绕组对铁芯或夹件、绕对箱壁的放电情况。
因此基本排除绕组对地或绕组相间的短路情况，另外查看现场运行记录熔断器熔断曲线，没有发现该分支集电线路出现过流情况，故认为熔断器熔断很大可能性是由其本身质量引起，后期采购熔断器加强设备质量控制管理，采购优质高压熔断器予以更换。
3、结论
在箱变出现问题后，对箱变问题进行分析研究，最终确定整改方案更改高压线圈结构，由原来多层圆筒结构更改为分段多层圆筒结构，箱变连续投入运行至今未发现异常情况，另收集统计箱变运行数据进行佐证。
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图4 整改后箱变运行状态油样化验结果
依据国家相关变压器规范标准要求，严格监控整改后箱变运行中进行各项数据指标并对变压器油进行提取油样进行化验。通过监测对比箱变瓦斯继电器积气量、油样色谱化验结果、油温值、温升值等。经统计分析得出结果，整改结构后箱变运行油温正常，温升、积气量符合标准范围内，各项运行参数均满足国家相关规范标准，箱变长周期运行状态正常稳定，未发生异常，满足风电场正常发电工况要求。
综上所述，箱变变压器高压线圈结构问题是设备故障的主要原因所在，变压器高压线圈结构优化方案实施效果良好，改后设备未发生超温、喷油、积气等设备缺陷，设备故障问题得到有效解决。为今后处理箱变故障问题提供有效依据和宝贵经验。
参考文献
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[5]谢毓城，电力变压器手册[M].北京：机械工业出版社，2003.
作者简介
马骏（1985-），男，河北张家口人，工程师。