光伏电站箱式变压器典型故障分析及处理

孙 星， 李亚星， 窦永强

（1.中广核新能源控股有限公司内蒙古分公司，内蒙古 呼和浩特 010040；2.内蒙古兴邦联合光伏新能源有限公司，内蒙古 呼和浩特 010020）

0 引言

发生箱变故障的电站总装机容量50 MWp，光伏组件采用EG-255P60-C 组件，逆变器为集中式逆变器，单机额定容量500 kW，箱式变压器为ZGS11-Z.T-1000/38.5 型双二次绕组变压器，额定容量1 000 kVA，联结组别为D-y11，y11。1 台箱式变压器带2 台集中式逆变器（见图1），全站共50 台箱式变压器，以5 回35 kV 线路通过地埋电缆接入光伏电站35 kV 母线侧。

变压器内部采用三相三柱式铁芯，铁芯柱和铁轭由钢片叠加而成，采用斜接缝搭接，接缝形式为五步搭接，此种搭接形式可以有效降低铁芯柱和铁轭接缝之间产生的损耗。变压器低压侧为双绕组，2 个低压绕组依次紧贴铁芯按双层螺旋排布进行缠绕，绕组之间由绝缘纸进行绝缘，2个低压绕组的出头母排分别布置在变压器的上下两端。高压绕组缠绕在空心的绝缘纸筒上，最后整体套在低压绕组上。变压器整体结构分为3 部分：高压室、低压室、油箱本体及散热片，具体参数见表1。

1 低压侧绕组接地故障

1.1 故障情况

2018 年10 月29 日，电站运维人员对全站箱变进行预防性试验，在对1 号箱变停电做绝缘检测试验时，发现1 号箱变1 号低压侧a1、b1、c1三相对地绝缘电阻为0，1 号箱变低压侧断路器进线母排连接螺栓有烧黑痕迹，螺栓松动。停电之前，该发电单元正常发电，随后运维人员对该台箱变进行了直流电阻测试，未发现异常。初步判断1 号箱变1 号低压侧内部存在故障需开盖检查。2018 年11 月2 日返厂，开盖吊出铁芯后发现1号低压侧a1 相绕组出线铜排与支撑夹块间的绝缘纸放电击穿，导致a1 相母排与铁芯支架的固定螺栓紧贴，形成接地点。

图1 箱式变压器发电单元简图

表1 变压器参数

1.2 故障分析及处理

因箱变的联结组别为D-y11，y11,低压侧采用中性点不接地方式，当发生单相接地故障时，根据光伏发电特性，从两个方面对故障情况进行分析。

一是当逆变器工作于离网状态时，即夜晚或辐照度不足时，逆变器工作于待机状态。此时，箱变工作于配电状态，逆变器作为用电负荷由电网通过箱变供给维持逆变器待机状态的电能。1号低压侧a1 相铜排与铁芯支架固定螺栓间绝缘损坏形成接地点，但系统三相线电压保持不变，可以正常给逆变器供电。这种状态不及时发现，持续运行可能导致低压侧两点或多点接地。

二是当逆变器工作于并网状态时，因逆变器拓扑结构为无中性线引出的三相三线不接地逆变系统，逆变器控制系统只能测量或控制并网点的线电压，且零序电流为0。根据逆变器三相稳态模型分析，三相三线不接地系统发生单相接地后，无法形成电气闭合回路，因此不产生接地电流，等效位在中性点产生接地阻抗。对于三相逆变器输出回路来说相当于在每一相的输出回路中串入了阻抗，不破坏系统稳态模型。逆变器可以工作于并网状态，但是输出效率降低。

2 高压侧断线故障

2.1 故障情况

2019 年4 月4 日16 时24 分，光伏电站36 区逆变器故障跳闸，故障报文为低电压穿越和电网欠压告警故障，逆变器复位无效，机组故障停机。后台监控显示箱变1 号、2 号低压侧三相交流电压分别为：ac 相280 V AC、bc 相250 V AC、ab相46 V AC。现场检查发现变压器内部有轻微放电声音，变压器周围空气有明显臭鸡蛋气味。运维人员立刻对箱变所在集电线路停电后进行故障排查，测量箱变高压熔断器保险正常，测量箱变高、低压侧相对地绝缘正常，在测量箱变高压侧相间绝缘时发现A 相绕组与其他两相绕组的绝缘电阻为无穷大，初步判断箱变高压侧A 相存在断线情况。进一步对箱变高压侧绕组进行直流电阻测试，BC 相直流电阻正常，AC 相和AB 相直流电阻为无穷大，确定箱变高压侧A 相断线。2019 年4 月6 日返厂开盖后，发现A 相高压负荷开关与高压保险之间的连接线烧断，连接线从绝缘损坏到烧断的过程中箱变内部存在放电打火现象，造成变压器油严重污染。

2.2 故障分析及处理

箱变高压侧断线一般分为高压引线断线和高压绕组断线。本文故障变压器高压侧绕组采用三角形接线，在故障测量时，AC 相和AB 相直流电阻为无穷大，BC 相直流电阻偏小，符合一相高压引线断线的故障特征。高压绕组断线后，以一相高压绕组断线为例，断线相与相邻绕组的直流电阻将增加2 倍，其余两相直流电阻不变。图2 为高压A 相断线示意图及向量变化情况。

图2 高压A 相断线示意图及向量变化情况

在电气量变化方面，高压侧无断线相线电压保持不变，断线相的两个线电压大小变为原线电压的一半。低压侧有两相线电压相等且略小于原线电压，一相线电压理论上降低为0，但实际测量时因感应电压的存在，测量值在几十伏左右。

3 高低压侧短路故障

3.1 故障情况

2019 年5 月14 日14 时5 分，10 号箱变低压侧断路器跳闸，电站运维人员立即前往事故地点查看故障情况，到达现场后发现变压器声音异常，现场喷出大量变压器油。此时，故障箱变所在的35 kV 集电II 线353 开关过流一段动作，353 断路器跳闸。线路跳闸后，运维人员立即将35 kV 集电II 线353 开关由运行转至检修状态，将故障箱变从线路中解列，进行故障查看。查看保护装置动作情况，353 开关保护装置报三相过电流、相间过电压。现场检查发现箱变低压侧绕组三相对地短路，高压侧保险熔断，压力释放阀动作，现场喷出大量发黑的变压器油，确定箱变内部发生严重故障，需返厂开盖检查维修。2019 年5 月17 日返厂开盖后，发现低压侧b1、b2 两相绕组烧毁，高压侧B 相绕组烧毁，B 相立柱铁芯崩坏，铁芯下轭铁的部分铁芯崩坏。低压侧a1、a2 两相绕组损坏，高压侧A 相立柱铁芯局部崩坏。

3.2 故障分析及处理

查看故障录波（图略），故障瞬间，35 kV 母线A 相、B 相电压跌落，导致35 kV C 相电压突变升高，随后2 号光伏进线A 相、B 相过电流产生，过流值超过系统定值后，保护启动，2 号光伏线353 断路器跳闸。从故障滤波还可以发现，故障发生初始阶段A、B 相短路接地，C 相绝缘未损坏，C 相故障电流滞后于A 相、B 相，当高压故障进入稳态后，因箱变高压侧三相接线组别为角接，表现为高压三相短路接地，此时C 相才产生故障电流。

从变压器解体后内部故障情况来看，低压侧b1、b2 两相绕组短路为故障起因，短路放电后导致低压绕组和高压绕组之间的绝缘击穿，使故障扩大导致高低压绕组短路，高低压短路后释放巨大的电弧引发铁芯机械性损伤，同时变压器油承受高温发热冲开压力释放阀。箱变解体后查看高低压绕组发现，B 相低压绕组存在局部烧毁严重的情况，可以初步判定B 相低压绕组间存在绝缘薄弱点。

考虑到变压器发生高低压短路故障后，变压器内部承受较大的短路冲击，从解体情况看，变压器内部铁芯和铁轭都存在不同程度的变形，B相绕组全部烧毁，A 相绕组也存在变形和轻微损坏，对变压器进行了报废处理。

4 防范措施

1） 低压侧采用星形接线且无中性点引出线的箱式变压器，当发生单相接地故障后，因无零序电流产生，且三相线电压未发生变化，逆变器仍可以工作于发电状态，一方面不利于故障排查，另一方面会导致故障的扩大，存在较大的安全隐患。结合现场实际情况，在逆变器交流输出端增加了绝缘监测装置，系统并网前加入了绝缘合格的启动条件，如果绝缘检测不合格，系统报绝缘故障，不能并网发电。对于新建光伏电站，建议设备选型时选择三相四线逆变器，箱式变压器匹配D-yn11,yn11 接线组别变压器。

2） 电站日常运维应重视变压器的绝缘监测，定期进行绝缘检测工作。特别是采用星形接线且无中性点引出线的箱式变压器的电站，应增加绝缘检测的频率，建议1 个月进行一次箱变低压侧绝缘检测工作。

3） 预防箱变内部绝缘故障，应重视油样化验工作。从本文发生的两起高压故障来看，产生断线和绕组短路都是因为存在内部绝缘薄弱点。内部绝缘故障前期要经历一个绝缘恶化的过程，在这个过程当中会发生局部的过热，定期进行油样化验，可以及时发现绝缘恶化的过程，进行故障提前干预，降低故障损失。对于日常运行中油温明显偏高的变压器，尤其要加强日常巡视并增加油样化验的频率。

4） 应重视电站投建时的技术选型工作，在进行箱式变压器选型时要结合整体电气设计、当地电网运行特点、现场自然环境等因素，特别关注铁芯材料、绕组规格、绝缘材料的使用，增加与生产厂家的技术沟通，确保所选用产品的合格性和合理性。