风机箱变低压侧短路故障原因分析

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1、风机箱变低压侧短路故障原因分析[摘要]通过对某风电场箱变进行的一系列试验，发现严重的合闸弹跳过电压是造成箱变690V侧主断路器电源侧短路的根本原因，从而提出加装过电压保护装置的改进方案，经现场验证效果显著。关键词箱变低压侧短路分析1故障情况某风电场一期工程的S10—1600kVA／36．75kV箱变自2010年2月投运以来，共发生4台次690V侧短路故障，其中1次导致箱变本体损坏，累计损失电量150万kW•h。故障点主要表现在：低压框架断路器上接线排和抽屉座间有击穿、电弧烧损现象；抽屉座桥型触头间有击穿、动静触头烧蚀现象；690V侧二次线进线侧，包括二次侧塑壳开关

2、进线端子、二次端子排及二次线均烧蚀。2原因分析引起箱变690V侧主断路器击穿放电的原因如下：(1)风沙雨雪通过箱变门进入箱变690V侧或690V侧主断路器绝缘不好，导致绝缘击穿。(2)箱变690V侧框架式断路器动静触头咬合不到位，发生位移产生间隙放电，导致绝缘击穿。(3)操作过电压引起绝缘击穿。为此检查了故障箱变运行记录，发现690V侧主断路器投运前绝缘良好，短路均发生在合闸操作瞬间。对故障箱变690V侧主断路器及其回路进行耐压试验，空气间隙距离及耐压水平均满足相关标准和规程，故障后690V侧耐压水平高于5kV／1-min，690V侧主断路器及其回路绝缘水平优于国

3、标要求，符合规定。现场查看故障的4台箱变时，发现1：台箱变690v侧框架式断路器动静触头咬合不到位，发生位移产生问隙放电，但不是很严重，其它3台均正常，因此可排除第(2)种原因。通过上述分析可初步断定是操作过电压引起的绝缘击穿。为判明故障原因并提出有效的解决、改进方案，分别对发生故障的原8号箱变、更换后的8号箱变和一直运行正常的18号箱变进行了现场投切操作过电压、合闸涌流测试。(1)绝缘电阻、接地电阻、直流电阻、组别、变比、介质损耗测试。经测试，更换后的8号和18号箱变的绝缘电阻、直流电阻、组别、变比及介损正常；接地电阻实测结果分别为1．14、3．45Ω，均小于规

4、程规定的4Ω，满足要求。因此可排除箱变接地不良造成故障的可能性。在对发生故障的原8号箱变进行测试时，发现各分接BC相变比误差达4．17％～5．25％，超过规程要求，且低压绕组绝缘电阻低，不满足规程要求，其它试验数据正常。因此初步判断原8号箱变低压绕组存在匝间短路现象。(2)过电压测试。分别对更换后的的8号箱变和一直运行正常的18号箱变进行过电压实测，每台箱变各测试10次(合闸5次，分闸5次，取平均值)，测试统计数据见表1。2011-1-1116:23上传下载附件(16.98KB)由表1可知，分闸过电压在规范允许范围内，合闸过电压超出了规范要求的4～5倍。(3)负荷

5、开关杼陛测试。经现场实测可知，18号箱变合闸过电压非常严重，因此对18号箱变35kV侧负荷开关进行了开关特性试验，发现在合负荷开关过程中存在明显的弹跳现象，录波仪显示弹跳时间为3．55～4．31ms。(4)合闸涌流测试。对18号箱变进行了3次合闸涌流测试，其最大合闸涌流峰值为159A，在设备允许范围内。在箱变故障发生前，该风电场所有箱变35kv侧负荷开关负荷侧及690V侧主断路器电源侧均未安装过电压保护装置，变压器本体未采取过电压保护措施。在未安装过电压保护装置的情况下，实测18号箱变690V侧最大合闸过电压峰值达7950V(11．5倍)，特别是相间最大合闸过电压

6、值达12900V(18．7倍)，超过了箱变690V侧主断路器的绝缘水平(额定冲击耐受电压为12kV)。8号箱变的实测结果也反映出类似情况。由此可以得出结论：箱变35kV侧负荷开关存在严重的合闸弹跳，负荷开关在弹跳瞬间将截断很大的合闸涌流，从而产生严重过电压。实测最大过电压峰值为7950V，合闸最大过电压倍数为11．5倍，而规程及技术协议要求低压断路器额定耐受冲击电压为12kV，1分钟耐受工频电压为3．5kV。考虑海拔高度对设备绝缘水平的影响及开关在箱变内的降容，箱变7950V的合闸过电压已接近或超过低压开关的绝缘水平，超过了低压断路器耐受冲击过电压的能力，从而造成

7、箱变690V侧主断路器电源侧绝缘击穿短路，箱变在过电压和短路电流的双重作用下发生线圈匝问短路烧损。3箱变过电压产生机理分析开断空载变压器的原理图如图1所示，由于断路器的截流效应及分布电容的存在，在开断空载变压器等电感性负载过程中，变压器侧将产生操作过电压，即：2011-1-1116:23上传下载附件(3.95KB)负荷开关截断电流后，电感中的电流以电容为回路继续流通，从而对电容进行充电，将电感中的磁能转化为电容中的电能。如果截流发生在某一瞬时值І0时，电容上的电压为U0(波形图如图2所示)，此时变压器的总储能W为：2011-1-1116:23上传下载附件(76.4

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