ELECTRIC, WITH AN EDGE
La plupart des nouvelles centrales énergétiques, qu’il s’agisse de parcs éoliens ou de centrales solaires, utilisent la méthode d’élévation locale pour augmenter la tension à 10/35 kV, puis collectent les lignes électriques jusqu’au jeu de barres de la station élévatrice et se connectent au réseau. après le passage secondaire. Les centrales solaires causent certaines pertes économiques, il est donc nécessaire de découvrir les raisons de la destruction du transformateur solaire à la fin de la ligne de collecte des transformateurs élévateurs pour fournir une base pour résoudre ces problèmes.
Les informations recueillies à plusieurs reprises lors de pannes de transformateurs solaires dans des centrales photovoltaïques, dans l’espoir que des points décisifs pourraient être trouvés à partir de ces informations pour soutenir la recherche de la cause des dommages aux transformateurs solaires, sont les suivantes.
Vue d’ensemble du système : A Vue d’ensemble du système des centrales solaires : capacité installée 20 MW, connectée au niveau de tension du réseau de 35 kV, Capacité des transformateurs élévateurs 1 MVA, Transformateur solaire sec à double division, Transformateurs élévateurs, côté haute tension, courant nominal 15 A , groupe de connexion Dy11y11, chaque ligne de collecteur avec 5 à 7 transformateurs d’énergie solaire élévateurs, méthode de mise à la terre du système 35 kV pour la méthode de mise à la terre de la bobine d’extinction d’arc.
Défaut 1 : 05h34, clair, pas de charge, courant de phase de la ligne BC réglé brutalement à environ 27 A, différence de phase de 180 °, durée d’environ 200 ms après le déclenchement, la cause du défaut est la fin du court-circuit entre spires des enroulements de phase B des transformateurs élévateurs.
Défaut 2 : 20h20, clair, pas de charge, montée brutale du courant phase AC à 25 A, déphasage 180°, déclenchement après une durée d’env. 100 ms, défaut dû à un court-circuit entre spires dans l’enroulement de la phase C des transformateurs élévateurs à l’extrémité du collecteur.
Défaut 3 : 20h27, clair, pas de charge, augmentation brutale du courant dans la phase AB du fil collecteur à environ 32 A, déphasage 180°, durée environ 2 s après déclenchement, la cause du défaut est un court-circuit entre les spires de l’enroulement de la phase A des transformateurs élévateurs à l’extrémité du fil collecteur et un défaut dans le claquage de l’isolement de l’enroulement de la phase B à la terre.
Grâce à l’analyse de plusieurs phénomènes de défaut et à la comparaison des rapports après le démontage du transformateur solaire à l’usine, il a été déterminé que la cause de plusieurs déclenchements de défaut était un court-circuit entre les spires du transformateur solaire, de sorte que l’enquête suivante a été fait pour identifier les causes possibles du court-circuit entre les spires du transformateur solaire.
Le fonctionnement du transformateur solaire sous surtension entraînera une saturation du noyau du transformateur solaire, provoquant une surchauffe locale du transformateur solaire. La température élevée réduira la durée de vie du matériau d’isolation, le rendant cassant et fissuré, accélérant le vieillissement de l’isolation et entraînant éventuellement des accidents de rupture d’isolation.
En comparant plusieurs incidents, les transformateurs solaires endommagés se trouvaient tous au bout des lignes de collecteur, principalement la nuit lorsqu’il n’y avait pas de charge, tandis que les centrales solaires utilisent principalement des lignes de câbles à courants capacitifs élevés.
En regardant la courbe d’historique de surveillance, la tension la plus élevée du bus 35 kV de la station PV est d’environ 38,8 kV vers midi, lorsque le courant de charge est proche de la pleine charge, le bloc transformateur solaire fonctionnant à la position 37 kV, tandis que la nuit lorsque la ligne est vide, la tension du bus 35 kV est d’environ 37 kV, la tension de l’onduleur en bout de ligne de collecteur est supérieure à 7 % environ Cela se traduit par une tension d’environ 39,3 kV côté haute tension, ce qui ne dépasse pas la tension maximale de l’appareil de 40,5 kV.
La température à la surface du transformateur monté sur socle augmente de bas en haut, sans qu’aucune différence de température évidente ne soit trouvée. 117 °C est la température maximale à midi et 99 °C la nuit. 10-15 °C est la différence de température entre la partie supérieure et la partie inférieure du transformateur monté sur socle.
Le système de mise à la terre est un système de mise à la terre pour la bobine d’extinction d’arc, le fonctionnement de la bobine d’extinction d’arc dans l’état sous-compensé, il peut y avoir une surtension résonnante, de sorte que la bobine d’extinction d’arc a été vérifiée, l’inspection a révélé que la bobine d’extinction d’arc fonctionnait dans la vitesse la plus élevée 15 et dans l’état sous-compensé, afin de déterminer le courant de capacité du système actuel de 35 kV spécifique à la taille, le courant de capacité du système de 35 kV a été mesuré, les résultats montrent que le système réel Afin de connaître le courant capacitif actuel du système 35 kV, la mesure réelle du courant capacitif du système 35 kV a été effectuée, le résultat a montré que le courant réel du système était de 16,4 A, ce qui n’a pas atteint la valeur de courant nominal de 27 A du bobine d’extinction d’arc.
Après avoir vérifié la forme d’onde de tension d’enregistrement de défaut, aucune augmentation de tension significative n’a été observée pendant le fonctionnement normal, ni le phénomène de saturation PT conduisant à une distorsion de la forme d’onde de tension, il a donc été considéré comme peu probable qu’une surtension résonnante cause des dommages au transformateur solaire.
Les harmoniques provoqueront non seulement des transformateurs de tension, une saturation du noyau du transformateur solaire entraînant la génération de surtensions harmoniques, mais également une surchauffe locale du transformateur solaire, accéléreront l’isolation du vieillissement de l’équipement électrique, réduiront la durée de vie, sources d’harmoniques des centrales photovoltaïques provenant principalement de l’onduleur, unité photovoltaïque Étape – Cette méthode de câblage fournit une voie pour que la troisième harmonique du côté basse tension circule du côté haute tension.
Par conséquent, la qualité de l’alimentation du courant et de la tension de sortie de l’onduleur est surveillée et il s’avère que le contenu actuel de 5e harmonique est plus élevé lorsque la charge est inférieure à 30 %.
Le contenu harmonique de la tension du côté basse tension du transformateur monté sur socle s’est avéré conforme aux exigences. Une vérification des enregistrements de défaut a révélé que le contenu de 5e harmonique du courant du collecteur était élevé à de faibles charges en ligne avec le côté basse tension du transformateur monté sur socle.
La tension du bus de 35 kV a ensuite été testée pour la qualité de l’alimentation et aucune anomalie n’a été trouvée. Des tests supplémentaires ont révélé que le circuit de tension d’enregistrement des défauts était mal câblé et que la ligne N était connectée par erreur au circuit homopolaire d’enregistrement des défauts, ce qui entraînait un contenu élevé de troisième harmonique.
Il est donc considéré comme peu probable que le contenu harmonique élevé ait provoqué une surchauffe locale du transformateur solaire entraînant des dommages aux transformateurs élévateurs.
Les centrales solaires ont été inondées à l’été 2016 et l’inondation a atteint le bas des enroulements des transformateurs élévateurs montés sur socle, entraînant une panne de courant pouvant aller jusqu’à six mois.
Tous les transformateurs élévateurs de la station ont ensuite été testés, et ceux qui ont réussi le test ont été remis en service, tandis que ceux qui ont échoué ont été remplacés. Plusieurs autres transformateurs solaires ici ont été remplacés après avoir échoué aux tests effectués après l’inondation, il est donc plus probable que ce transformateur solaire ait été endommagé à la suite de l’inondation.
Au fur et à mesure que la charge change jour et nuit, plus d’humidité envahira la salle du transformateur solaire la nuit, ce qui fera vieillir et fissurer le matériau d’isolation du transformateur solaire sec et finira par entraîner la rupture de l’isolation entre les spires, entraînant des accidents. .
En raison du côté haute tension du transformateur solaire sec à double séparation des deux groupes de bobines divisées placées de haut en bas, en raison de l’influence de la convection d’air de haut en bas, la température de la bobine d’enroulement inférieure est nettement inférieure à la supérieure d’environ 15 k, fabricants dans la fabrication de matériaux d’isolation sinon pour renforcer le niveau de résistance à la chaleur, chaleur inégale pendant une longue période, facile à conduire à des dommages d’isolation de la bobine d’isolation causés par un défaut de court-circuit inter-tours.
De plus, le transformateur solaire est câblé avec Dy11, ce qui augmente la tension de la connexion à angle latéral haute tension d’un facteur de √3 par rapport à la connexion en étoile, augmentant le gradient de tension entre les spires à l’intérieur de l’enroulement du transformateur solaire, ce qui rend le transformateur solaire avec Dy11 plus sensible aux décharges partielles que le transformateur solaire avec Yd11. La possibilité de décharge partielle est plus grande.
Grâce à l’inspection ci-dessus, on pense que le fonctionnement à vide des centrales solaires de la ligne de collecteur la nuit, en raison de l’effet de l’augmentation de capacité, fera la fin de la ligne de collecteur il y a le phénomène d’augmentation de tension, la fin de la surtension de la ligne de collecteur conduira à la fin Surchauffe locale du transformateur solaire, plus Transformateur solaire pour des raisons de convection d’air enroulement Il y a une différence de température d’environ 15°C entre les enroulements du transformateur solaire et l’enroulement.
Si le fabricant ne renforce pas la classe thermique du matériau d’isolation du transformateur solaire en réponse aux caractéristiques des changements de charge de jour et de nuit dans les centrales photovoltaïques, la surchauffe du transformateur solaire agrandira le point faible de l’isolation inter-tours du transformateur solaire, conduisant à la rupture de l’isolation et à l’origine d’accidents.
De nombreuses centrales solaires ont le phénomène de défauts de transformateur solaire à la fin des lignes de collecteur, et les causes des défauts peuvent varier. Afin de permettre une détection précoce, une prévention précoce, une préparation précoce et une élimination planifiée des défauts d’équipement, les recommandations suivantes sont faites.
(1) Installez des dispositifs de détection en ligne de décharge partielle pour détecter la présence de décharge partielle dans le transformateur solaire en temps réel.
(2) Renforcer les travaux de maintenance quotidiens de la bobine d’extinction d’arc pour éviter un fonctionnement sous-compensé de la bobine.
(3) Lors de la sélection de l’équipement, il est recommandé de câbler les transformateurs élévateurs PV en mode de connexion Yd11 pour améliorer le gradient de tension entre les spires de la bobine.
Il est recommandé aux fabricants de renforcer le niveau de résistance à la chaleur du matériau isolant des transformateurs élévateurs des centrales solaires.
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