光伏電站箱式變壓器典型故障分析及處理

孫 星， 李亞星， 竇永強

（1.中廣核新能源控股有限公司內蒙古分公司，內蒙古 呼和浩特 010040；2.內蒙古興邦聯(lián)合光伏新能源有限公司，內蒙古 呼和浩特 010020）

0 引言

發(fā)生箱變故障的電站總裝機容量50 MWp，光伏組件采用EG-255P60-C 組件，逆變器為集中式逆變器，單機額定容量500 kW，箱式變壓器為ZGS11-Z.T-1000/38.5 型雙二次繞組變壓器，額定容量1 000 kVA，聯(lián)結組別為D-y11，y11。1 臺箱式變壓器帶2 臺集中式逆變器（見圖1），全站共50 臺箱式變壓器，以5 回35 kV 線路通過地埋電纜接入光伏電站35 kV 母線側。

變壓器內部采用三相三柱式鐵芯，鐵芯柱和鐵軛由鋼片疊加而成，采用斜接縫搭接，接縫形式為五步搭接，此種搭接形式可以有效降低鐵芯柱和鐵軛接縫之間產生的損耗。變壓器低壓側為雙繞組，2 個低壓繞組依次緊貼鐵芯按雙層螺旋排布進行纏繞，繞組之間由絕緣紙進行絕緣，2個低壓繞組的出頭母排分別布置在變壓器的上下兩端。高壓繞組纏繞在空心的絕緣紙筒上，最后整體套在低壓繞組上。變壓器整體結構分為3 部分：高壓室、低壓室、油箱本體及散熱片，具體參數見表1。

1 低壓側繞組接地故障

1.1 故障情況

2018 年10 月29 日，電站運維人員對全站箱變進行預防性試驗，在對1 號箱變停電做絕緣檢測試驗時，發(fā)現1 號箱變1 號低壓側a1、b1、c1三相對地絕緣電阻為0，1 號箱變低壓側斷路器進線母排連接螺栓有燒黑痕跡，螺栓松動。停電之前，該發(fā)電單元正常發(fā)電，隨后運維人員對該臺箱變進行了直流電阻測試，未發(fā)現異常。初步判斷1 號箱變1 號低壓側內部存在故障需開蓋檢查。2018 年11 月2 日返廠，開蓋吊出鐵芯后發(fā)現1號低壓側a1 相繞組出線銅排與支撐夾塊間的絕緣紙放電擊穿，導致a1 相母排與鐵芯支架的固定螺栓緊貼，形成接地點。

圖1 箱式變壓器發(fā)電單元簡圖

表1 變壓器參數

1.2 故障分析及處理

因箱變的聯(lián)結組別為D-y11，y11,低壓側采用中性點不接地方式，當發(fā)生單相接地故障時，根據光伏發(fā)電特性，從兩個方面對故障情況進行分析。

一是當逆變器工作于離網狀態(tài)時，即夜晚或輻照度不足時，逆變器工作于待機狀態(tài)。此時，箱變工作于配電狀態(tài)，逆變器作為用電負荷由電網通過箱變供給維持逆變器待機狀態(tài)的電能。1號低壓側a1 相銅排與鐵芯支架固定螺栓間絕緣損壞形成接地點，但系統(tǒng)三相線電壓保持不變，可以正常給逆變器供電。這種狀態(tài)不及時發(fā)現，持續(xù)運行可能導致低壓側兩點或多點接地。

二是當逆變器工作于并網狀態(tài)時，因逆變器拓撲結構為無中性線引出的三相三線不接地逆變系統(tǒng)，逆變器控制系統(tǒng)只能測量或控制并網點的線電壓，且零序電流為0。根據逆變器三相穩(wěn)態(tài)模型分析，三相三線不接地系統(tǒng)發(fā)生單相接地后，無法形成電氣閉合回路，因此不產生接地電流，等效位在中性點產生接地阻抗。對于三相逆變器輸出回路來說相當于在每一相的輸出回路中串入了阻抗，不破壞系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)模型。逆變器可以工作于并網狀態(tài)，但是輸出效率降低。

2 高壓側斷線故障

2.1 故障情況

2019 年4 月4 日16 時24 分，光伏電站36 區(qū)逆變器故障跳閘，故障報文為低電壓穿越和電網欠壓告警故障，逆變器復位無效，機組故障停機。后臺監(jiān)控顯示箱變1 號、2 號低壓側三相交流電壓分別為：ac 相280 V AC、bc 相250 V AC、ab相46 V AC?，F場檢查發(fā)現變壓器內部有輕微放電聲音，變壓器周圍空氣有明顯臭雞蛋氣味。運維人員立刻對箱變所在集電線路停電后進行故障排查，測量箱變高壓熔斷器保險正常，測量箱變高、低壓側相對地絕緣正常，在測量箱變高壓側相間絕緣時發(fā)現A 相繞組與其他兩相繞組的絕緣電阻為無窮大，初步判斷箱變高壓側A 相存在斷線情況。進一步對箱變高壓側繞組進行直流電阻測試，BC 相直流電阻正常，AC 相和AB 相直流電阻為無窮大，確定箱變高壓側A 相斷線。2019 年4 月6 日返廠開蓋后，發(fā)現A 相高壓負荷開關與高壓保險之間的連接線燒斷，連接線從絕緣損壞到燒斷的過程中箱變內部存在放電打火現象，造成變壓器油嚴重污染。

2.2 故障分析及處理

箱變高壓側斷線一般分為高壓引線斷線和高壓繞組斷線。本文故障變壓器高壓側繞組采用三角形接線，在故障測量時，AC 相和AB 相直流電阻為無窮大，BC 相直流電阻偏小，符合一相高壓引線斷線的故障特征。高壓繞組斷線后，以一相高壓繞組斷線為例，斷線相與相鄰繞組的直流電阻將增加2 倍，其余兩相直流電阻不變。圖2 為高壓A 相斷線示意圖及向量變化情況。

圖2 高壓A 相斷線示意圖及向量變化情況

在電氣量變化方面，高壓側無斷線相線電壓保持不變，斷線相的兩個線電壓大小變?yōu)樵€電壓的一半。低壓側有兩相線電壓相等且略小于原線電壓，一相線電壓理論上降低為0，但實際測量時因感應電壓的存在，測量值在幾十伏左右。

3 高低壓側短路故障

3.1 故障情況

2019 年5 月14 日14 時5 分，10 號箱變低壓側斷路器跳閘，電站運維人員立即前往事故地點查看故障情況，到達現場后發(fā)現變壓器聲音異常，現場噴出大量變壓器油。此時，故障箱變所在的35 kV 集電II 線353 開關過流一段動作，353 斷路器跳閘。線路跳閘后，運維人員立即將35 kV 集電II 線353 開關由運行轉至檢修狀態(tài)，將故障箱變從線路中解列，進行故障查看。查看保護裝置動作情況，353 開關保護裝置報三相過電流、相間過電壓?，F場檢查發(fā)現箱變低壓側繞組三相對地短路，高壓側保險熔斷，壓力釋放閥動作，現場噴出大量發(fā)黑的變壓器油，確定箱變內部發(fā)生嚴重故障，需返廠開蓋檢查維修。2019 年5 月17 日返廠開蓋后，發(fā)現低壓側b1、b2 兩相繞組燒毀，高壓側B 相繞組燒毀，B 相立柱鐵芯崩壞，鐵芯下軛鐵的部分鐵芯崩壞。低壓側a1、a2 兩相繞組損壞，高壓側A 相立柱鐵芯局部崩壞。

3.2 故障分析及處理

查看故障錄波（圖略），故障瞬間，35 kV 母線A 相、B 相電壓跌落，導致35 kV C 相電壓突變升高，隨后2 號光伏進線A 相、B 相過電流產生，過流值超過系統(tǒng)定值后，保護啟動，2 號光伏線353 斷路器跳閘。從故障濾波還可以發(fā)現，故障發(fā)生初始階段A、B 相短路接地，C 相絕緣未損壞，C 相故障電流滯后于A 相、B 相，當高壓故障進入穩(wěn)態(tài)后，因箱變高壓側三相接線組別為角接，表現為高壓三相短路接地，此時C 相才產生故障電流。

從變壓器解體后內部故障情況來看，低壓側b1、b2 兩相繞組短路為故障起因，短路放電后導致低壓繞組和高壓繞組之間的絕緣擊穿，使故障擴大導致高低壓繞組短路，高低壓短路后釋放巨大的電弧引發(fā)鐵芯機械性損傷，同時變壓器油承受高溫發(fā)熱沖開壓力釋放閥。箱變解體后查看高低壓繞組發(fā)現，B 相低壓繞組存在局部燒毀嚴重的情況，可以初步判定B 相低壓繞組間存在絕緣薄弱點。

考慮到變壓器發(fā)生高低壓短路故障后，變壓器內部承受較大的短路沖擊，從解體情況看，變壓器內部鐵芯和鐵軛都存在不同程度的變形，B相繞組全部燒毀，A 相繞組也存在變形和輕微損壞，對變壓器進行了報廢處理。

4 防范措施

1） 低壓側采用星形接線且無中性點引出線的箱式變壓器，當發(fā)生單相接地故障后，因無零序電流產生，且三相線電壓未發(fā)生變化，逆變器仍可以工作于發(fā)電狀態(tài)，一方面不利于故障排查，另一方面會導致故障的擴大，存在較大的安全隱患。結合現場實際情況，在逆變器交流輸出端增加了絕緣監(jiān)測裝置，系統(tǒng)并網前加入了絕緣合格的啟動條件，如果絕緣檢測不合格，系統(tǒng)報絕緣故障，不能并網發(fā)電。對于新建光伏電站，建議設備選型時選擇三相四線逆變器，箱式變壓器匹配D-yn11,yn11 接線組別變壓器。

2） 電站日常運維應重視變壓器的絕緣監(jiān)測，定期進行絕緣檢測工作。特別是采用星形接線且無中性點引出線的箱式變壓器的電站，應增加絕緣檢測的頻率，建議1 個月進行一次箱變低壓側絕緣檢測工作。

3） 預防箱變內部絕緣故障，應重視油樣化驗工作。從本文發(fā)生的兩起高壓故障來看，產生斷線和繞組短路都是因為存在內部絕緣薄弱點。內部絕緣故障前期要經歷一個絕緣惡化的過程，在這個過程當中會發(fā)生局部的過熱，定期進行油樣化驗，可以及時發(fā)現絕緣惡化的過程，進行故障提前干預，降低故障損失。對于日常運行中油溫明顯偏高的變壓器，尤其要加強日常巡視并增加油樣化驗的頻率。

4） 應重視電站投建時的技術選型工作，在進行箱式變壓器選型時要結合整體電氣設計、當地電網運行特點、現場自然環(huán)境等因素，特別關注鐵芯材料、繞組規(guī)格、絕緣材料的使用，增加與生產廠家的技術溝通，確保所選用產品的合格性和合理性。