一起220 kV 光伏電站光伏箱變故障分析和處理

黃鵬程 王 瑛

1.上海電力設計院有限公司

2.上海交通大學

0 引言

隨著光伏產業的不斷發展及對電力資源需求量的不斷上升，國家對光伏箱式變電站的需求和質量要求也提升到了全新高度［1］，但同時，為搶電價趕超“6.30”和“12.31”的時間節點，導致許多項目在時間短、任務重的情況下出現設計不合規范、受限現場實際條件的問題［2］，造成光伏組件利用率降低、光資源浪費、無相應收益的情況［3］。本文就實際一起220 kV 光伏電站光伏箱變故障跳閘事件進行了分析，并提供改進措施以予以未來光伏電站警示和幫助。

1 項目概況

某光伏電站安裝容量為70 MWp，經過4 回35 kV 集電線路接入新建220 kV 升壓變電站（以下簡稱“升壓站”）。升壓站內配置1臺130 MVA主變壓器，35 kV側和220 kV側采用單母線接線方式，經一回220 kV 線路接至電網。每回35 kV 集電線路分別配置70 臺196～225 kW 的組串式逆變器及5臺3 150 kVA箱式油浸式變壓器。

光伏場內每臺箱變高壓側配置1組100 A熔斷器，低壓側配置1臺3 200 A總框架斷路器，額定短路分斷能力50 kA，此外還配置了15 臺250 A 分支塑殼斷路器，額定短路分斷能力30 kA，含熱磁配電保護脫扣單元。每臺組串式逆變器通過1 回ZC-YJLHY23-1.8/3.0 kV-3×120 mm2鋁合金電纜接入箱變。

2 事故分析

該項目站址海拔1 400 m，箱變故障前幾日天氣多云、多云轉小雨，溫度13～27 ℃，相對濕度48%～49%。

2021 年7 月某天，運維人員發現現場4 號箱變低壓柜外門處于開啟狀態，且伴有明顯放電聲響，隨即上報調度申請停電。經檢查發現位于同一光伏方陣內的4號箱變和9號逆變器故障。

2.1 箱變故障情況

發現事故后，運營人員立即進行了外觀檢查，并通知設計單位與制造廠家到現場，檢查工作如下：

1）外觀檢查

箱變高壓側A 相避雷器放電計數器顯示動作1 次，但無法判斷動作時間是否早于箱變故障時間；箱變高壓側A 相與B 相熔斷器熔斷，變壓器本體壓力釋放動作，低壓側1臺3 200 A框架斷路器跳閘，低壓側3 臺250 A 塑殼斷路器跳閘；箱變低壓側三相銅排端部有放電痕跡，箱變外殼內壁及塑殼斷路器殼體有碳黑現象，塑殼斷路器上口分支銅排有金屬斑點，箱變排油開蓋檢查發現變壓器A 相繞組有位移現象，如圖1所示。

圖1 塑殼斷路器上口

2）直阻測試

現場對變壓器直流電阻進行了2 次測試，結果見表1，相間差均未超過2%，直阻測試結果正常。

表1 現場直阻測試結果

3）帶電凈距

經現場測量，除塑殼斷路器上口進線分支銅排的相間距外，匯流銅排間、匯流銅排端部和外殼、匯流銅排和低壓柜內鋼構件的最小距離均滿足經海拔修正后的最小電氣安全凈距要求。

具體測算為：根據GB 50053-2013《20 kV 及以下變電所設計規范》［4］，該項目站址1 kV 及以下裸帶電部分至接地部分和不同的裸帶電部分間最小電氣安全凈距A值不應大于：

A≤20×［1+1%×（1 400-1 000）］=20.8 mm

現場測量箱變低壓柜內3處帶電距離：

（a）主干銅排A 相螺栓和B 相相間最小距離：41 mm；

（b）主干銅排C 相端部和外殼間最小距離：80 mm；

（c）主干銅排C相端部和低壓柜內鋼構件斜向最小距離：60 mm。

4）返廠檢查

變壓器返廠開蓋吊出鐵芯，發現變壓器線圈有崩塌現象。

2.2 逆變器故障情況

現場通過手持藍牙查詢，逆變器上報電網掉電及故障停機信號。通過外觀檢查，逆變器外殼及內部繼電器殼體有局部形變現象。

3 故障分析

3.1 故障時間鎖定

通過逆變器報文上送、升壓站綜自系統SOE告警記錄、升壓站35 kV 故障錄波啟動及箱變附近攝像頭視頻記錄時間，判斷故障發生時間為2021年7月7日上午11 h 20 min。

3.2 故障類型明確

根據箱變附近攝像頭視頻回放，排除人為破壞的可能性。

1）基本數據

該項目2號集電線路負責輸送15.75 MW光伏所發電力，35 kV光伏進線開關柜CT保護次級變比為800/1 A，開關柜內配置1 套線路保護測控裝置，保護定值為：過流 I 段 3.0 A，時間 0 s；過流 II 段0.37 A，時間0.9 s。

2）升壓站側

根據2 號集電線路故障錄波的記錄，故障箱變所處回路35 kV處電壓波形畸變明顯但幅值不大，A相與B相有2次明顯大電流沖擊，如圖2所示。

圖2 光伏35 kV進線開關柜故障錄波電壓電流曲線

2021 年 7 月 7 日 11 h 20 min 2 號集電線路 A相與B相電流Ia上限觸發故障錄波。

25 ms 開始A 相與B 相電壓波形出現毛刺，波形產生明顯畸變。25 ms 時2 號集電線路A 相與B相電流分別突變至2.789 A和2.883 A，未達到開關柜過流I段保護定值。

45 ms 時 2 號集電線路 A 相與 B 相電流有所下降，分別為1.375 A、1.641 A。

60 ms 時 2 號集電線路 A 相與 B 相電流值跌落至0.1 A左右，過電流持續時間未達到開關柜過流II段保護定值，因此2 號集電線路35 kV 光伏進線開關柜未跳閘。

在此期間，其它3回集電線路電流值均在0.227～0.281 A范圍內，未超過額定電流Ie=15.75×1 000/1.732/37/800=0.307 A，處于正常水平。

3）箱變側

根據箱變低壓框架斷路器故障指示燈顯示，框架斷路器跳閘系短路瞬時保護動作。根據保護整定值，該框架斷路器額定電流In=3 200 A，額定短路分斷能力50 kA：

過載長延時保護整定電流Ir=0.9×In=2 880 A，時間60 s；

短路短延時保護整定電流Isd=3×In=9 600 A，時間0.4 s；

短路瞬時保護整定電流Ii=5×In=16 000 A，時間0 s。

根據升壓站故障錄波記錄儀記錄的電流峰值，經電流互感器變比折算，反算至箱變低壓側后，該電流超過了框架斷路器短路瞬時保護整定電流值，并在框架斷路器額定開斷電流能力之內，因此箱變低壓框架斷路器發生跳閘。

4）結論

綜上分析及結合升壓站故障錄波零序電流幅值，可以排除兩相接地短路的可能性，確定為A相、B相的相間短路。

3.3 故障點分析

根據現場受損最嚴重部位的外觀檢查、故障錄波儀電流沖擊波形、變壓器返廠拆解情況，初步判斷故障點為箱變低壓柜和箱變變壓器本體2處。

1）箱變低壓柜

根據上面分析可知，故障類型為相間短路。

短路電流流經故障逆變器接入的箱變低壓側塑殼斷路器后，斷路器跳閘脫扣，但在開斷短路電流時由于電流較大，有部分電弧向外溢出，發生飛弧噴弧現象，并伴有高溫噴射氣體，將故障范圍擴大至靠近塑殼斷路器上口最近的A 相和B 相母排。

溢出的電弧噴射到主匯流排，A 相B 相母排在弧光的作用下短路，當短路電流達到箱變低壓側框架斷路器動作設定值時，框架斷路器跳閘。

2）箱變變壓器本體

外溢弧光造成箱變低壓側母線相間短路，變壓器線圈受短路電流沖擊，線圈崩塌匝間燒毀，最終壓力釋放跳箱變低壓側框架斷路器，同時箱變高壓側A 相B 相熔斷器熔斷，徹底切斷系統側的短路電流。

4 事故溯源

通常的認知認為受損最嚴重的地方即是最初事故的故障點［5］，此處即為塑殼斷路器上口滅弧罩飛弧處，但事實并非總是如此。

飛弧是由于斷路器跳閘發生的，而斷路器跳閘是因為相間短路。假如最初的短路點發生在箱變內框架斷路器與塑殼斷路器之間，根據單臺逆變器能夠提供的最大短路電流和塑殼斷路器熱磁脫扣經海拔高度降容、工作環境溫度降容后的瞬時動作整定值來看，塑殼斷路器不應跳閘，但該結論和現場實際情況不符。

經排查發現，逆變器至箱變低壓塑殼斷路器之間采用鋁合金電纜，銅鋁過渡電纜頭和斷路器連接牢固，電纜絕緣未見老化或破損，箱變低壓柜內未見異物，低壓柜底部防火封堵材料雖有漏洞但未見掉落異物，為此判斷最初的短路點可能發生在箱變外部，即逆變器側。

2021年8月，故障逆變器返廠拆機檢查并進行電氣試驗，發現內部PCB電路板燒毀嚴重（見圖3），再結合電流電壓故障錄波曲線（見圖4），可以判斷逆變器母線發生了短路。

圖3 故障逆變器PCB電路板

圖4 逆變器故障錄波電壓電流曲線

由此可見，最初的故障點在逆變器內，隨后箱變低壓柜內與該臺逆變器對應的塑殼斷路器分斷并發生飛弧，造成箱變低壓側銅排相間短路。在箱變低壓側框架斷路器跳閘前，變壓器本體出現故障，壓力釋放跳箱變低壓側框架斷路器，最后箱變高壓側熔斷器熔斷切除故障，避免了事故范圍擴大至升壓站。

5 事故總結

1)斷路器

該項目塑殼斷路器額定絕緣電壓為AC800 V，脫扣器額定電流250 A，本次事故雖開斷了短路電流，但未能防止電弧外溢，800 V塑殼斷路器的技術和質量有待市場和時間的進一步檢驗。

根據該工程收口版接入系統設計報告，按照系統電網側220 kV三相短路電流50 kA計算，在投產年正常運行情況下，光伏升壓站220 kV側最大三相短路電流為10.3 kA。當箱變低壓0.8 kV側AB兩相短路時，流過0.8 kV側的短路電流為25.84 kA，流過35 kV開關柜的短路電流為558.68 A，折算到開關柜電流互感器二次側電流為0.7 A，見圖5。

圖5 短路計算阻抗圖

該項目塑殼斷路器額定短路分斷能力30 kA，高于短路電流計算值25.84 kA，因此設計選型無問題。

2)變壓器

該項目箱變集高低壓配電、變壓器、二次測量通信裝置于一體，當箱變低壓柜框架斷路器在固有分閘及繼電器動作的30 ms內開斷故障電流時，變壓器線圈受短路電流沖擊造成線圈崩塌匝間燒毀，最終通過高壓熔斷器熔斷切斷故障電流，由此可見，變壓器本體可靠性有待進一步提升，否則框架斷路器形同虛設。

3)逆變器

該項目組串式逆變器最大輸入電壓DC1 500 V，故障機外觀有輕微變形，且發出了故障停機信號。返廠檢查后發現逆變器內部受損較嚴重，說明設備存在缺陷。該項目共采用組串式逆變器300 臺，故障率0.3%。

6 改進措施

除故障箱變返廠檢修、更換外，其余未故障箱變計劃采取如下措施以避免類似事故的再次發生：

1)避免電弧外溢

更換塑殼斷路器上口滅弧罩，且滅弧罩內部增設隔弧柵片，以控制電弧外溢造成弧光短路。

2)加強帶電母線間的絕緣

在箱變低壓母線銅排上增加絕緣套，以更加可靠地隔離帶電部位，在相間即使出現電弧時也不會造成弧光短路。

7 總結與建議

此次事故還注意到，如果箱變制造中調整低壓柜布局，將母排后移避開塑殼斷路器噴弧方向，可有效減小高溫氣體噴射影響，此點為今后箱變設計提供借鑒。此外，800 V、1 000 V 的塑殼斷路器需提高技術性能，在分斷短路電流時盡量做到零飛弧。

電站運維方面應加強箱變高壓側避雷器動作次數的巡檢，以及時發現故障。設計人員需注意箱變低壓側框架斷路器和塑殼斷路器的極差配合，設備選型階段應優先選用開斷能力強的斷路器，以確保電力系統的安全穩定運行。