关于对110kV风电场主变压器绕组温度高故障引起的保护跳闸事件分析及预防措施

关于对110kV风电场主变压器绕组温度高故障引起的保护跳闸事件分析及预防措施

方磊

方磊

（水电十四局大理聚能投资有限公司云南大理671000）

摘要：本文通过对某风电场110kV主变压器绕组温度高故障导致主变压器高、低压侧断路器跳闸、全场失电事件进行系统分析，为电厂及变电站设计、运维、设备生产厂家等单位人员提供了一定的经验教训，避免因设计及生产缺陷造成不必要的人身伤亡及设备损坏，从而增强设备运行的安全性与可靠性。

关键词：变压器；温控器；非电量；跳闸；预防；

一、事件简称

110kV某风电场#1主变高压侧131断路器跳闸事件

二、事件概况

2015年02月07日15时11分14秒，110kV某风电场综自后台报#1主变压器非电量保护绕绕组温度高报警，110kV巨海线131断路器跳闸，35kV#1主变进线柜301断路器跳闸，110kV某风电场全场失压，风力发电机组脱网，由站用电系统进行供电。事件发生后，我们及时组织人员对保护装置、故障录波装置、#1主变压器及其它设备进行了巡视检查。现地检查发现110kV#1GIS组合电器131断路器跳闸、35kV#1主变低压侧301断路器跳闸、#1主变绕组温控器温度指示为132度，其它设备未发现异常。

三、现场检查分析及试验情况

1、为进一步查明及分析故障原因，我们组织对#1主变压器跳闸前后的运行状态进行了详细的检查和分析，具体有以下几点：

（1）跳闸时#1主变所带负荷为58.14MW，其中主变为SFZ11-120000型有载调压变压器，额定容量为120MVA，跳闸时主变本体温控器上层油温为32℃，绕组温度为132℃（见图1），综自后台监控15:00时显示油温为31.37℃，绕组温度为114℃，油温与绕温实际偏差超过80℃。

（2）检查110kV、35kV侧保护装置动作及告警情况，110kV线路保护装置保护启动、#1主变后备保护装置报低压侧复压动作、#1主变非电量04-MR04(绕组温度高)变位（由0变为1），其它升压站内保护装置均无告警及保护启动。

（3）因检查发现#1主变油温与绕温偏差值较大，超过80度，一般铜油温差在20k左右。同时，通过观察绕组温度、#1主变负荷对应表（见表1），当主变负荷大于30MW时，绕组温度在半小时内上升值超过20度，而当时变压器负荷无明显变化，初步判定故障可能为绕组温控器自身异常。

（3）为进一步分析及判定故障，我们对#1主变进行了电气预防性试验，主要进行了绝缘电阻试验、耐压试验、直流电阻试验、变比试验、绕组泄露电流试验、套管电流互感器特性试验、绝缘油色谱分析试验、绕组温控器现场等试验项目，除绕组温控器试验存在异常外，其它主变各项电气试验结果均满足规范要求。通过各项试验结果表明，可判读变压器内部无故障。

（4）随后，我们对#1主变相关的继电保护投入情况、保护动作（告警）逻辑及保护二次回路进行了全面核查，在完成检查后未发现异常，继电保护二次接线正确；对照定值单与#1主变、110kV巨海线继电保护定值进行了核对，现场保护装置定值严格按照调度下发定值进行了整定。

（5）跳闸情况分析

风电场#1主变绕组温度跳闸定值设定为130度，当#1主变压器绕组温度达到130℃时，#1主变非电量保护装置继电器（绕组温度高）动作，且绕组温度高跳闸压板在投入状态，绕组温度高动作于断路器出口跳闸，其动作逻辑正确。

四、跳闸原因分析

通过对本次风电场#1主变跳闸进行综合分析，110kV131断路器跳闸事件分析直接原因为：#1主变非电量保护绕组温控器测量温度132℃高于跳闸设定值130℃，引起110kV131断路器跳闸。

进一步分析原因为在进行#1主变绕组温控器试验时发现#1主变绕组温控器复合变送器异常，跳闸前#1主变绕组温控器复合变送器输入电流为1.219A（#1主变实时负荷58.14MW、电压114.73kV、电流292.6A，套管CT变比1200/5）,对应输出的绕组温度应为59℃(本体油温32℃加上1.219A输入电流对应的温升27℃)，而实际绕组显示温度却为132℃，超出了设定保护定值130℃，绕组温控器温度过高，温控器接点输出信号，从而引起保护装置动作，110kV131断路器跳闸。因此，可判断引起本次#1主变跳闸事件的原因为绕组温控器复合变送器异常引起。#1主变绕组温控器、复合变送器及对应温升曲线见图1：

五、事件暴漏的问题

1、目前，国内市场上主变压器使用的温控器分为国内产品和国外产品两种，温控器运行总体上性能已成熟、稳定，国外产品相对更为可靠。本次所使用的温控器复合变送器的不可靠、不稳定是导致风电场#1主变跳闸的主要原因。

2、设计单位在设计时未充分研读电网公司对变压器非电量保护投入的相关规定，云南电网公司下发的《关于印发<云南电网变压器（高压电抗器）非电量保护管理规定（修编）>的通知》（云电生〔2008〕89号）要求，一般情况下，变压器（高压电抗器）的温度保护不要求投入跳闸位置，变压器线圈温度和顶层油温温度计的动作接点应接入信号回路。本次对#1主变非电量保护的设计绕组温度高温控器动作接点接入了断路器跳闸回路。3、在设计单位进行了主变绕组温控器动作接点接入跳闸回路设计后，风电场未及时将绕组温度高出口压板予以退出。暴漏了风电场对继电保护运行管理不到位，人员对继电保护运行方式熟悉程度不足。

六、整改措施及经验教训

1、整改措施

风电场更换了存在异常的变压器绕组温控器及复合变送器，在安装前由试验单位进行了绕组温控器的温升试验，试验合格。风电场联合设计单位进行了电网继电保护相关规定、文件的全面学习，不断促使风电场运维人员及管理人员熟悉继电保护要求。运行人员加强对电厂重要参数的监控及记录，及时掌握设备运行情况，以便异常时做出应急处置。

2、经验教训

（1）本次变压器绕组温控器复合变送器异常可进一步扩展出电厂、变电站建设阶段在进行设备选型时应重点对产品的厂家业绩、以往运行情况进行详细掌握，选取业绩优、产品运行可靠的厂家。

（2）对电厂、变电站继电保护的设计及运行要求国家各区域、各省电网均有所不同，与国家标准及行业标准可能存在差异，各电厂、变电站在设计阶段应重点结合本区域电网的要求进行设计，同时严格设计审查，及早发现问题。

（3）各电厂现场运维人员应重点加强对本厂重要设备、线路重要运行参数的分时段记录并分析，通过记录能够发现设备、线路运行的异常，提前做出应急处置，确保电厂人员及设备安全，减少经济损失。

参考文献

[1]《云南电网变压器（高压电抗器）非电量保护管理规定》（QG/YW-SJ-20-2008）.

[2]《变压器用绕组温控器》（JB/T8450）.