廣東電網有限責任公司東莞供電局的研究人員劉耀雲，在2022年第4期《電氣技術》上撰文，對一起110kV變壓器保護異常跳閘事件進行分析，給出事件的檢查處理過程，在分析變壓器保護非正常動作原因的基礎上，提出繼電保護設備運行維護中應注意的事項及應采取的措施，為變電站運維人員的繼電保護裝置檢查與處理工作提供參考。

金屬輸電線路與電力網絡的組成部分電力設備的系統輸電電流與電站的變壓器Metal

電力變壓器是電力系統中的重要設備，變壓器發生故障将對供電的可靠性和系統的正常運行産生嚴重影響。随着電網容量與社會用電負荷的增加，變壓器保護在保障電力系統安全穩定運行中的作用愈加重要。變壓器保護裝置的誤動作會嚴重影響系統運行的可靠性，這對繼電保護專業人員的運維工作質量與方法提出了嚴格的要求。

關于變壓器保護裝置誤動作的原因，已有學者對相關案例中的變壓器保護裝置誤動作的原因及排查方法進行過分析與叙述，在不同運行工況下，事故原因也各不相同。

某110kV變電站，主變容量為63MV•A，型号為SZ11—63000/110，高壓額定電流為330.7A，低壓額定電流為3 464.5A，高壓側電流互感器的電流比為800/1，低壓側電流互感器的電流比為5000/1。

事故發生前，該變電站正常運行，1号主變帶10kV 1M母線，2号主變帶2甲M、2乙M母線，3号主變帶10kV 3M母線運行，10kV母聯500斷路器、550斷路器分閘位置。

事故發生後，3号主變差動保護動作跳開103斷路器和503斷路器，10kV備自投動作及均分負荷成功。1号主變帶10kV 1M、2甲M母線，2号主變帶2乙M、3M母線運行。10kV母聯500斷路器、550斷路器合位，103斷路器、503斷路器、502甲斷路器分閘。事故發生前、後變電站内運行方式分别如圖1和圖2所示。

2.1 一次部分檢查情況

對3号主變本體外觀檢查無明顯異常，主變本體油位及變高套管油位均符合要求，無滲漏油現象。壓力釋放閥、主變本體及有載調壓斷路器氣體繼電器及防爆閥均無動作痕迹，本體油溫表及繞組溫度表指示正常，套管電流互感器二次接線盒内布線整齊，二次接線無鏽蝕粘合現象。

圖1 事故發生前變電站内運行方式

圖2 事故發生後變電站内運行方式

3号主變110kV側103斷路器外觀良好無異常，各SF6氣室壓力正常，機構箱内幹燥清潔無污物，GIS外觀良好無異常。3号主變10kV側503斷路器外觀無異常，瓷瓶等絕緣部件外觀良好，無放電痕迹。斷路器機構各部件正常，機構無卡澀，現場斷路器機械特性測試數據符合要求。

3号主變變低進線櫃内部無異常，母排絕緣包裹良好，無放電燒灼痕迹。3号主變變低電流互感器外觀無異常，二次接線牢固無松動。經測試，主變絕緣電阻、套管的電容量及介損、繞組直流電阻各項試驗數據均符合要求；主變絕緣油色譜分析組分含量值均在合格範圍内，3号主變本體無異常。

綜合上述檢查結果，一次設備狀态正常。

2.2 二次部分檢查情況

1）定值檢查

現場對3号主變差動保護裝置定值進行檢查，檢查結果是該裝置定值執行正确。

2）采樣檢查

現場在3号主變保護屏後的端子排處，利用繼保試驗儀對差動電流回路進行加量試驗，退出相關出口壓闆，對變低電流回路加三相電流2A，對變高電流回路加三相電流1A，持續時間6min，觀察裝置電流采樣正常，無電流缺相的情況，未發現其他異常情況。

3）電流二次回路外觀檢查

現場對3号主變差動保護低壓側電流二次回路進行外觀檢查，未發現放電痕迹，并對其接線進行檢查，檢查結果是端子緊固未發現虛接情況。

4）電流二次回路絕緣檢查

在10kV高壓室3号主變變低斷路器櫃的端子排處對差動電流回路進行回路絕緣測試，測試結果顯示差動電流回路對地絕緣阻值在120MΩ左右，未發現電流回路絕緣性能降低的現象，3号主變差動電流回路絕緣正常。

5）一次升流試驗

在10kV高壓室3号主變變低斷路器櫃處進行一次升流試驗，對C相電流互感器加載一次電流300A，檢查3号主變差動保護裝置和低後備保護裝置的采樣值，均顯示為0.06A，變低電流互感器電流比為5000/1，因此一次升流試驗結果正确。同時與電流互感器廠家聯系，通過分析确認本次電流采樣異常不是因為電流互感器本體傳變引起的。

6）保護裝置動作分析

複式比率差動保護動作，動作電流Idc0=0.37A（複式比率差動保護差流門檻值為0.36A），跳開103、503斷路器，複式比率差動保護返回。550備自投動作進行均分負荷，合上550斷路器、斷開502甲斷路器。由于502甲斷路器斷開，滿足500備自投的動作條件，500備自投動作合上500斷路器，500、550備自投均正确動作，系統負荷未損失。

7）故障錄波分析

本站保護裝置錄波如圖3所示。在保護動作前，根據電流錄波可以看出，3号主變差動保護電流回路變高A、B、C三相電流正常，無突變等異常情況，二次電流幅值為0.09A；異常時，變低A、B兩相電流波形正常，C相電流突然消失為零，C相出現0.37A差流（Idc=Ihca Iic，Iic消失後，Idc=Ihca=0.214×1.732A=0.37A，其為負荷電流計算差流），達到複式比率差動保護差流門檻值Idc0，複式比率差動保護動作。

該110kV變電站3号主變由另220kV變電站二110kV線路供電，提取該110kV變電站3号主變對側線路故障錄波如圖4所示，分析波形發現該時刻電流波形穩定，幅值正常無突變，說明該時刻未發生系統故障，未出現故障電流。由于該110kV變電站3号主變對側線路T接110kV變電站1号主變，所以該110kV變電站3号主變跳閘後，該110kV變電站3号主變對側線路電流幅值相應變小。

圖3 本站保護裝置錄波

圖4 3号主變對側線路故障錄波

2.3 綜合分析

根據現場裝置記錄及錄波波形，動作時低壓側C相電流為零，理論分析某一側電流為零時有兩種情況，即外部電流回路斷線造成該相沒有采樣值和裝置内部回路異常導緻電流采樣值為零。

根據現場排查，排除外部交流電流回路斷線。對于裝置内部回路異常，交流小電流互感器回路開路、CPU闆AD采樣回路異常等情況均可能導緻電流采樣值為零。因保護裝置采用雙CPU結構，兩塊闆都未采集到低壓側C相電流，初步判斷為交流小電流互感器回路開路。

根據以上分析情況，對交流闆進行測試以确認問題原因。

1）整機測試

将現場闆件裝入同型号裝置整機進行采樣及功能測試，采樣正常，功能測試正常。

2）回路阻抗測試

對交流插件低壓側C相電流小電流互感器二次回路進行阻抗測試，測試結果正常，與功能測試結果相符。進一步對該回路進行檢查，發現低壓側C相電流互感器引腳存在虛焊。通過顯微鏡檢查，發現焊點存留焊錫量較少，且焊錫未與引腳融合，存在明顯的分界面。

3）老化測試

根據上述分析的結果，将交流闆件放入溫箱，施加1A交流量（電流互感器電流比為1/0.46），并使用示波器實時監測交流插件輸出值，進行-40℃～70℃循環試驗。在5天的高低溫循環試驗中，發現低壓側C相電流輸出出現多次不穩定、一次為零的現象，分别如圖5、圖6所示。

圖5 低壓側C相電流輸出不穩定

圖6 低壓側C相電流輸出為零

圖5中，左側方框内為低壓側C相電流輸出正常的波形，右側方框内為低壓側C相電流輸出不穩定的波形。圖6中，低壓側C相電流輸出為零。

2.4 原因總結

本次事故發生的原因是差動保護裝置内交流插件低壓側C相小電流互感器零件虛焊，焊錫接觸不良造成信号不穩定，導緻裝置在正常負荷的情況下産生差流，引起保護裝置誤動。

該主變差動保護裝置于2003年投運，2014年因3号主變更換過一次電流互感器，因此需要更換交流插件，電流互感器額定電流值由5A改為1A。由于是早期的交流插件，廠内已無該規格的插件，需臨時生産；交流闆所使用的小電流互感器已停産多年，隻能使用庫存物料，因庫存物料使用引腳鍍錫工藝容易氧化，導緻加工時容易出現焊錫接觸不良的情況。

針對此次由于繼電保護裝置質量問題引起的保護誤動事件，提出以下防範措施：

1）對變電站内采用同一批次插件的保護裝置，采取插件更換等技術改造措施，盡早消除同批次工藝插件的缺陷隐患。

2）對廠家插件的制作工藝提出改進需求，均應為機器全自動加工，批量生産工藝流程需嚴格規範，保證引腳焊接可靠，質量檢測時需提高對焊接工藝的檢測，及時發現缺陷，如焊盤空洞、連錫不良等。

3）提高備品備件的管理能力，及時補充備品備件的庫存數量，對不同廠家、不同型号、不同批次的備件做好數據庫的管理與更新。

差動保護裝置内交流插件低壓側C相小電流互感器零件虛焊，接觸不良，導緻裝置在正常負荷的情況下産生差流，引起保護裝置誤動是本次事件的主要原因，變電站繼電保護專業的人員與部門應将保護裝置的加工工藝納入設備管理範疇内，需要制定科學的設備選型制度，做好設備數據庫的管理與更新，杜絕因廠家加工工藝導緻的設備質量問題頻發而無評價機制與數據的情況，從根源上确保設備的安全穩定運行。

本文編自2022年第4期《電氣技術》，論文标題為“一起110kV變壓器保護異常跳閘事件的原因分析及防範措施”，作者為劉耀雲。

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