黃鵬程 王 瑛

1.上海電力設(shè)計(jì)院有限公司

2.上海交通大學(xué)

0 引言

隨著光伏產(chǎn)業(yè)的不斷發(fā)展及對(duì)電力資源需求量的不斷上升，國(guó)家對(duì)光伏箱式變電站的需求和質(zhì)量要求也提升到了全新高度［1］，但同時(shí)，為搶電價(jià)趕超“6.30”和“12.31”的時(shí)間節(jié)點(diǎn)，導(dǎo)致許多項(xiàng)目在時(shí)間短、任務(wù)重的情況下出現(xiàn)設(shè)計(jì)不合規(guī)范、受限現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際條件的問(wèn)題［2］，造成光伏組件利用率降低、光資源浪費(fèi)、無(wú)相應(yīng)收益的情況［3］。本文就實(shí)際一起220 kV 光伏電站光伏箱變故障跳閘事件進(jìn)行了分析，并提供改進(jìn)措施以予以未來(lái)光伏電站警示和幫助。

1 項(xiàng)目概況

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

光伏場(chǎng)內(nèi)每臺(tái)箱變高壓側(cè)配置1組100 A熔斷器，低壓側(cè)配置1臺(tái)3 200 A總框架斷路器，額定短路分?jǐn)嗄芰?0 kA，此外還配置了15 臺(tái)250 A 分支塑殼斷路器，額定短路分?jǐn)嗄芰?0 kA，含熱磁配電保護(hù)脫扣單元。每臺(tái)組串式逆變器通過(guò)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(xiàng)目站址海拔1 400 m，箱變故障前幾日天氣多云、多云轉(zhuǎn)小雨，溫度13～27 ℃，相對(duì)濕度48%～49%。

2021 年7 月某天，運(yùn)維人員發(fā)現(xiàn)現(xiàn)場(chǎng)4 號(hào)箱變低壓柜外門處于開啟狀態(tài)，且伴有明顯放電聲響，隨即上報(bào)調(diào)度申請(qǐng)停電。經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)位于同一光伏方陣內(nèi)的4號(hào)箱變和9號(hào)逆變器故障。

2.1 箱變故障情況

發(fā)現(xiàn)事故后，運(yùn)營(yíng)人員立即進(jìn)行了外觀檢查，并通知設(shè)計(jì)單位與制造廠家到現(xiàn)場(chǎng)，檢查工作如下：

1）外觀檢查

箱變高壓側(cè)A 相避雷器放電計(jì)數(shù)器顯示動(dòng)作1 次，但無(wú)法判斷動(dòng)作時(shí)間是否早于箱變故障時(shí)間；箱變高壓側(cè)A 相與B 相熔斷器熔斷，變壓器本體壓力釋放動(dòng)作，低壓側(cè)1臺(tái)3 200 A框架斷路器跳閘，低壓側(cè)3 臺(tái)250 A 塑殼斷路器跳閘；箱變低壓側(cè)三相銅排端部有放電痕跡，箱變外殼內(nèi)壁及塑殼斷路器殼體有碳黑現(xiàn)象，塑殼斷路器上口分支銅排有金屬斑點(diǎn)，箱變排油開蓋檢查發(fā)現(xiàn)變壓器A 相繞組有位移現(xiàn)象，如圖1所示。

圖1 塑殼斷路器上口

2）直阻測(cè)試

現(xiàn)場(chǎng)對(duì)變壓器直流電阻進(jìn)行了2 次測(cè)試，結(jié)果見表1，相間差均未超過(guò)2%，直阻測(cè)試結(jié)果正常。

表1 現(xiàn)場(chǎng)直阻測(cè)試結(jié)果

3）帶電凈距

經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量，除塑殼斷路器上口進(jìn)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(nèi)鋼構(gòu)件的最小距離均滿足經(jīng)海拔修正后的最小電氣安全凈距要求。

具體測(cè)算為：根據(jù)GB 50053-2013《20 kV 及以下變電所設(shè)計(jì)規(guī)范》［4］，該項(xiàng)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(yīng)大于：

A≤20×［1+1%×（1 400-1 000）］=20.8 mm

現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量箱變低壓柜內(nèi)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(nèi)鋼構(gòu)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(fā)現(xiàn)變壓器線圈有崩塌現(xiàn)象。

2.2 逆變器故障情況

現(xiàn)場(chǎng)通過(guò)手持藍(lán)牙查詢，逆變器上報(bào)電網(wǎng)掉電及故障停機(jī)信號(hào)。通過(guò)外觀檢查，逆變器外殼及內(nèi)部繼電器殼體有局部形變現(xiàn)象。

3 故障分析

3.1 故障時(shí)間鎖定

通過(guò)逆變器報(bào)文上送、升壓站綜自系統(tǒng)SOE告警記錄、升壓站35 kV 故障錄波啟動(dòng)及箱變附近攝像頭視頻記錄時(shí)間，判斷故障發(fā)生時(shí)間為2021年7月7日上午11 h 20 min。

3.2 故障類型明確

根據(jù)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(shù)據(jù)

該項(xiàng)目2號(hào)集電線路負(fù)責(zé)輸送15.75 MW光伏所發(fā)電力，35 kV光伏進(jìn)線開關(guān)柜CT保護(hù)次級(jí)變比為800/1 A，開關(guān)柜內(nèi)配置1 套線路保護(hù)測(cè)控裝置，保護(hù)定值為：過(guò)流 I 段 3.0 A，時(shí)間 0 s；過(guò)流 II 段0.37 A，時(shí)間0.9 s。

2）升壓站側(cè)

根據(jù)2 號(hào)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(jìn)線開關(guān)柜故障錄波電壓電流曲線

2021 年 7 月 7 日 11 h 20 min 2 號(hào)集電線路 A相與B相電流Ia上限觸發(fā)故障錄波。

25 ms 開始A 相與B 相電壓波形出現(xiàn)毛刺，波形產(chǎn)生明顯畸變。25 ms 時(shí)2 號(hào)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(dá)到開關(guān)柜過(guò)流I段保護(hù)定值。

45 ms 時(shí) 2 號(hào)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(shí) 2 號(hào)集電線路 A 相與 B 相電流值跌落至0.1 A左右，過(guò)電流持續(xù)時(shí)間未達(dá)到開關(guān)柜過(guò)流II段保護(hù)定值，因此2 號(hào)集電線路35 kV 光伏進(jìn)線開關(guān)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(nèi)，未超過(guò)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(cè)

根據(jù)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(shí)保護(hù)動(dòng)作。根據(jù)保護(hù)整定值，該框架斷路器額定電流In=3 200 A，額定短路分?jǐn)嗄芰?0 kA：

過(guò)載長(zhǎng)延時(shí)保護(hù)整定電流Ir=0.9×In=2 880 A，時(shí)間60 s；

短路短延時(shí)保護(hù)整定電流Isd=3×In=9 600 A，時(shí)間0.4 s；

短路瞬時(shí)保護(hù)整定電流Ii=5×In=16 000 A，時(shí)間0 s。

根據(jù)升壓站故障錄波記錄儀記錄的電流峰值，經(jīng)電流互感器變比折算，反算至箱變低壓側(cè)后，該電流超過(guò)了框架斷路器短路瞬時(shí)保護(hù)整定電流值，并在框架斷路器額定開斷電流能力之內(nèi)，因此箱變低壓框架斷路器發(fā)生跳閘。

4）結(jié)論

綜上分析及結(jié)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(diǎn)分析

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)受損最嚴(yán)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(diǎn)為箱變低壓柜和箱變變壓器本體2處。

1）箱變低壓柜

根據(jù)上面分析可知，故障類型為相間短路。

短路電流流經(jīng)故障逆變器接入的箱變低壓側(cè)塑殼斷路器后，斷路器跳閘脫扣，但在開斷短路電流時(shí)由于電流較大，有部分電弧向外溢出，發(fā)生飛弧噴弧現(xiàn)象，并伴有高溫噴射氣體，將故障范圍擴(kuò)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(dāng)短路電流達(dá)到箱變低壓側(cè)框架斷路器動(dòng)作設(shè)定值時(shí)，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(cè)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(cè)框架斷路器，同時(shí)箱變高壓側(cè)A 相B 相熔斷器熔斷，徹底切斷系統(tǒng)側(cè)的短路電流。

4 事故溯源

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

飛弧是由于斷路器跳閘發(fā)生的，而斷路器跳閘是因?yàn)橄嚅g短路。假如最初的短路點(diǎn)發(fā)生在箱變內(nèi)框架斷路器與塑殼斷路器之間，根據(jù)單臺(tái)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(jīng)海拔高度降容、工作環(huán)境溫度降容后的瞬時(shí)動(dòng)作整定值來(lái)看，塑殼斷路器不應(yīng)跳閘，但該結(jié)論和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況不符。

經(jīng)排查發(fā)現(xiàn)，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(guò)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(nèi)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(diǎn)可能發(fā)生在箱變外部，即逆變器側(cè)。

2021年8月，故障逆變器返廠拆機(jī)檢查并進(jìn)行電氣試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)內(nèi)部PCB電路板燒毀嚴(yán)重（見圖3），再結(jié)合電流電壓故障錄波曲線（見圖4），可以判斷逆變器母線發(fā)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(diǎn)在逆變器內(nèi)，隨后箱變低壓柜內(nèi)與該臺(tái)逆變器對(duì)應(yīng)的塑殼斷路器分?jǐn)嗖l(fā)生飛弧，造成箱變低壓側(cè)銅排相間短路。在箱變低壓側(cè)框架斷路器跳閘前，變壓器本體出現(xiàn)故障，壓力釋放跳箱變低壓側(cè)框架斷路器，最后箱變高壓側(cè)熔斷器熔斷切除故障，避免了事故范圍擴(kuò)大至升壓站。

5 事故總結(jié)

1)斷路器

該項(xiàng)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(shù)和質(zhì)量有待市場(chǎng)和時(shí)間的進(jìn)一步檢驗(yàn)。

根據(jù)該工程收口版接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)報(bào)告，按照系統(tǒng)電網(wǎng)側(cè)220 kV三相短路電流50 kA計(jì)算，在投產(chǎn)年正常運(yùn)行情況下，光伏升壓站220 kV側(cè)最大三相短路電流為10.3 kA。當(dāng)箱變低壓0.8 kV側(cè)AB兩相短路時(shí)，流過(guò)0.8 kV側(cè)的短路電流為25.84 kA，流過(guò)35 kV開關(guān)柜的短路電流為558.68 A，折算到開關(guān)柜電流互感器二次側(cè)電流為0.7 A，見圖5。

圖5 短路計(jì)算阻抗圖

該項(xiàng)目塑殼斷路器額定短路分?jǐn)嗄芰?0 kA，高于短路電流計(jì)算值25.84 kA，因此設(shè)計(jì)選型無(wú)問(wèn)題。

2)變壓器

該項(xiàng)目箱變集高低壓配電、變壓器、二次測(cè)量通信裝置于一體，當(dāng)箱變低壓柜框架斷路器在固有分閘及繼電器動(dòng)作的30 ms內(nèi)開斷故障電流時(shí)，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(guò)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(jìn)一步提升，否則框架斷路器形同虛設(shè)。

3)逆變器

該項(xiàng)目組串式逆變器最大輸入電壓DC1 500 V，故障機(jī)外觀有輕微變形，且發(fā)出了故障停機(jī)信號(hào)。返廠檢查后發(fā)現(xiàn)逆變器內(nèi)部受損較嚴(yán)重，說(shuō)明設(shè)備存在缺陷。該項(xiàng)目共采用組串式逆變器300 臺(tái)，故障率0.3%。

6 改進(jìn)措施

除故障箱變返廠檢修、更換外，其余未故障箱變計(jì)劃采取如下措施以避免類似事故的再次發(fā)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(nèi)部增設(shè)隔弧柵片，以控制電弧外溢造成弧光短路。

2)加強(qiáng)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(xiàn)電弧時(shí)也不會(huì)造成弧光短路。

7 總結(jié)與建議

此次事故還注意到，如果箱變制造中調(diào)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(diǎn)為今后箱變?cè)O(shè)計(jì)提供借鑒。此外，800 V、1 000 V 的塑殼斷路器需提高技術(shù)性能，在分?jǐn)喽搪冯娏鲿r(shí)盡量做到零飛弧。

電站運(yùn)維方面應(yīng)加強(qiáng)箱變高壓側(cè)避雷器動(dòng)作次數(shù)的巡檢，以及時(shí)發(fā)現(xiàn)故障。設(shè)計(jì)人員需注意箱變低壓側(cè)框架斷路器和塑殼斷路器的極差配合，設(shè)備選型階段應(yīng)優(yōu)先選用開斷能力強(qiáng)的斷路器，以確保電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。