一起110kV变压器保护异常跳闸事件的原因分析及防范措施

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广东电网有限责任公司东莞供电局的研究人员刘耀云，在2022年第4期《电气技术》上撰文，对一起110kV变压器保护异常跳闸事件进行分析，给出事件的检查处理过程，在分析变压器保护非正常动作原因的基础上，提出继电保护设备运行维护中应注意的事项及应采取的措施，为变电站运维人员的继电保护装置检查与处理工作提供参考。

电力变压器是电力系统中的重要设备，变压器发生故障将对供电的可靠性和系统的正常运行产生严重影响。随着电网容量与社会用电负荷的增加，变压器保护在保障电力系统安全稳定运行中的作用愈加重要。变压器保护装置的误动作会严重影响系统运行的可靠性，这对继电保护专业人员的运维工作质量与方法提出了严格的要求。关于变压器保护装置误动作的原因，已有学者对相关案例中的变压器保护装置误动作的原因及排查方法进行过分析与叙述，在不同运行工况下，事故原因也各不相同。

1  故障概述

某110kV变电站，主变容量为63MV•A，型号为SZ11—63000/110，高压额定电流为330.7A，低压额定电流为3 464.5A，高压侧电流互感器的电流比为800/1，低压侧电流互感器的电流比为5 000/1。

事故发生前，该变电站正常运行，1号主变带10kV 1M母线，2号主变带2甲M、2乙M母线，3号主变带10kV 3M母线运行，10kV母联500断路器、550断路器分闸位置。

事故发生后，3号主变差动保护动作跳开103断路器和503断路器，10kV备自投动作及均分负荷成功。1号主变带10kV 1M、2甲M母线，2号主变带2乙M、3M母线运行。10kV母联500断路器、550断路器合位，103断路器、503断路器、502甲断路器分闸。事故发生前、后变电站内运行方式分别如图1和图2所示。

2  故障排查与原因分析

2.1  一次部分检查情况

对3号主变本体外观检查无明显异常，主变本体油位及变高套管油位均符合要求，无渗漏油现象。压力释放阀、主变本体及有载调压断路器气体继电器及防爆阀均无动作痕迹，本体油温表及绕组温度表指示正常，套管电流互感器二次接线盒内布线整齐，二次接线无锈蚀粘合现象。

图1  事故发生前变电站内运行方式

图2  事故发生后变电站内运行方式

3号主变110kV侧103断路器外观良好无异常，各SF6气室压力正常，机构箱内干燥清洁无污物，GIS外观良好无异常。3号主变10kV侧503断路器外观无异常，瓷瓶等绝缘部件外观良好，无放电痕迹。断路器机构各部件正常，机构无卡涩，现场断路器机械特性测试数据符合要求。

3号主变变低进线柜内部无异常，母排绝缘包裹良好，无放电烧灼痕迹。3号主变变低电流互感器外观无异常，二次接线牢固无松动。经测试，主变绝缘电阻、套管的电容量及介损、绕组直流电阻各项试验数据均符合要求；主变绝缘油色谱分析组分含量值均在合格范围内，3号主变本体无异常。

综合上述检查结果，一次设备状态正常。

2.2  二次部分检查情况

1）定值检查

现场对3号主变差动保护装置定值进行检查，检查结果是该装置定值执行正确。

2）采样检查

现场在3号主变保护屏后的端子排处，利用继保试验仪对差动电流回路进行加量试验，退出相关出口压板，对变低电流回路加三相电流2A，对变高电流回路加三相电流1A，持续时间6min，观察装置电流采样正常，无电流缺相的情况，未发现其他异常情况。

3）电流二次回路外观检查

现场对3号主变差动保护低压侧电流二次回路进行外观检查，未发现放电痕迹，并对其接线进行检查，检查结果是端子紧固未发现虚接情况。

4）电流二次回路绝缘检查

在10kV高压室3号主变变低断路器柜的端子排处对差动电流回路进行回路绝缘测试，测试结果显示差动电流回路对地绝缘阻值在120MΩ左右，未发现电流回路绝缘性能降低的现象，3号主变差动电流回路绝缘正常。

5）一次升流试验

在10kV高压室3号主变变低断路器柜处进行一次升流试验，对C相电流互感器加载一次电流300A，检查3号主变差动保护装置和低后备保护装置的采样值，均显示为0.06A，变低电流互感器电流比为5000/1，因此一次升流试验结果正确。同时与电流互感器厂家联系，通过分析确认本次电流采样异常不是因为电流互感器本体传变引起的。

6）保护装置动作分析

复式比率差动保护动作，动作电流Idc0=0.37A（复式比率差动保护差流门槛值为0.36A），跳开103、503断路器，复式比率差动保护返回。550备自投动作进行均分负荷，合上550断路器、断开502甲断路器。由于502甲断路器断开，满足500备自投的动作条件，500备自投动作合上500断路器，500、550备自投均正确动作，系统负荷未损失。

7）故障录波分析

本站保护装置录波如图3所示。在保护动作前，根据电流录波可以看出，3号主变差动保护电流回路变高A、B、C三相电流正常，无突变等异常情况，二次电流幅值为0.09A；异常时，变低A、B两相电流波形正常，C相电流突然消失为零，C相出现0.37A差流（Idc=Ihca+Iic，Iic消失后，Idc=Ihca=0.214×1.732A

=0.37A，其为负荷电流计算差流），达到复式比率差动保护差流门槛值Idc0，复式比率差动保护动作。

该110kV变电站3号主变由另220kV变电站二110kV线路供电，提取该110kV变电站3号主变对侧线路故障录波如图4所示，分析波形发现该时刻电流波形稳定，幅值正常无突变，说明该时刻未发生系统故障，未出现故障电流。由于该110kV变电站3号主变对侧线路T接110kV变电站1号主变，所以该110kV变电站3号主变跳闸后，该110kV变电站3号主变对侧线路电流幅值相应变小。

图3  本站保护装置录波 

图4  3号主变对侧线路故障录波

2.3  综合分析

根据现场装置记录及录波波形，动作时低压侧C相电流为零，理论分析某一侧电流为零时有两种情况，即外部电流回路断线造成该相没有采样值和装置内部回路异常导致电流采样值为零。

根据现场排查，排除外部交流电流回路断线。对于装置内部回路异常，交流小电流互感器回路开路、CPU板AD采样回路异常等情况均可能导致电流采样值为零。因保护装置采用双CPU结构，两块板都未采集到低压侧C相电流，初步判断为交流小电流互感器回路开路。

根据以上分析情况，对交流板进行测试以确认问题原因。

1）整机测试

将现场板件装入同型号装置整机进行采样及功能测试，采样正常，功能测试正常。

2）回路阻抗测试

对交流插件低压侧C相电流小电流互感器二次回路进行阻抗测试，测试结果正常，与功能测试结果相符。进一步对该回路进行检查，发现低压侧C相电流互感器引脚存在虚焊。通过显微镜检查，发现焊点存留焊锡量较少，且焊锡未与引脚融合，存在明显的分界面。

3）老化测试

根据上述分析的结果，将交流板件放入温箱，施加1A交流量（电流互感器电流比为1/0.46），并使用示波器实时监测交流插件输出值，进行-40℃～70℃循环试验。在5天的高低温循环试验中，发现低压侧C相电流输出出现多次不稳定、一次为零的现象，分别如图5、图6所示。

图5  低压侧C相电流输出不稳定

图6  低压侧C相电流输出为零

图5中，左侧方框内为低压侧C相电流输出正常的波形，右侧方框内为低压侧C相电流输出不稳定的波形。图6中，低压侧C相电流输出为零。

2.4  原因总结

本次事故发生的原因是差动保护装置内交流插件低压侧C相小电流互感器零件虚焊，焊锡接触不良造成信号不稳定，导致装置在正常负荷的情况下产生差流，引起保护装置误动。

该主变差动保护装置于2003年投运，2014年因3号主变更换过一次电流互感器，因此需要更换交流插件，电流互感器额定电流值由5A改为1A。由于是早期的交流插件，厂内已无该规格的插件，需临时生产；交流板所使用的小电流互感器已停产多年，只能使用库存物料，因库存物料使用引脚镀锡工艺容易氧化，导致加工时容易出现焊锡接触不良的情况。

3  防范措施

针对此次由于继电保护装置质量问题引起的保护误动事件，提出以下防范措施：

1）对变电站内采用同一批次插件的保护装置，采取插件更换等技术改造措施，尽早消除同批次工艺插件的缺陷隐患。

2）对厂家插件的制作工艺提出改进需求，均应为机器全自动加工，批量生产工艺流程需严格规范，保证引脚焊接可靠，质量检测时需提高对焊接工艺的检测，及时发现缺陷，如焊盘空洞、连锡不良等。

3）提高备品备件的管理能力，及时补充备品备件的库存数量，对不同厂家、不同型号、不同批次的备件做好数据库的管理与更新。

4  结论

差动保护装置内交流插件低压侧C相小电流互感器零件虚焊，接触不良，导致装置在正常负荷的情况下产生差流，引起保护装置误动是本次事件的主要原因，变电站继电保护专业的人员与部门应将保护装置的加工工艺纳入设备管理范畴内，需要制定科学的设备选型制度，做好设备数据库的管理与更新，杜绝因厂家加工工艺导致的设备质量问题频发而无评价机制与数据的情况，从根源上确保设备的安全稳定运行。

本文编自2022年第4期《电气技术》，论文标题为“一起110kV变压器保护异常跳闸事件的原因分析及防范措施”，作者为刘耀云。

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