某地区变电系统主变温度异常分析处理及功能拓展

某地区变电系统主变温度异常分析处理及功能拓展

陈军 卢毅

中核四 0四有限公司第五分公司 甘肃省 兰州市

摘要：本文对某地区变电系统主变温度在保证该地区变电系统安全稳定运行方面起到的重要作用进行了阐述，介绍了变电系统主变温度采集、传输的过程及温度异常的分析方法。以A站一起主变温度异常事件为实例，从变电系统主变过负荷、内部故障及温度采集、传输系统故障等三个方面对主变温度异常故障分析方法进行了验证，确定引起A站主变温度异常的原因是由温度传输系统故障造成。通过更换温度变换器，并在电力监控后台对新更换的温度变换器进行重新组态编辑，设置通讯口，更新数据源等，最终完成了温度信号在A站、集控站、电力调度监控后台的正确传输及显示。为该地区变电系统分析与解决同类故障提供了方向与方法。同时，增设了温度越限告警功能，使主变温度传输系统更加完善，大大提升了该地区变电系统的供电可靠性与安全性。

关键字：变电系统；温度异常；过负荷；调度

1.变电系统主变温度采集、传输现状

1.1 温度信号在主变运行过程中的重要作用

某地区变电系统各主变均为油浸式变压器，本文所说的主变温度即指变压器油温。变压器运行时，其铁损、铜损引起的铁心、绕组发热均由变压器油吸收并循环自冷。变压器过负荷、内部故障、环境温度升高等都将引起油温的升高，而变压器长期高温运行会导致变压器油绝缘降低、绕组绝缘老化等现象，影响变压器使用寿命。因此，正确掌握变压器的油温是判断变压器是否过负荷及自身是否出现故障的重要依据，也是保证变压器健康运行的主要辅助途径之一。

1.2 主变温度采集、传输系统

某地区变电系统各主变油温的采集均由安装在变压器本体的温度控制器完成。温度的采集、传输均由两套独立的系统完成，第一套系统：主变温度变化时，感温部件内的感温介质体积发生变化并通过传感导管传递到表盘，驱动机构行程从而带动表盘指针指示温度值，方便现场巡视人员就地读取；机构行程的改变驱动两个微动开关的分合，作为“温度升高”、“温度过高”的开关信号，此信号送至变压器主保护装置的开关量输入回路，当装置接收到“温度升高”或“温度过高”的开关信号时，启动告警或跳闸回路，并发送告警信号，警示值班员变压器油温异常，应采取相应的应对措施。第二套系统：将PT100铂热电阻信号送入温度变换器转变为0-5V电压信号后，再送至主保护装置，经装置转换成温度信号后送至后台监控机，方便值班人员随时掌控温度实时信息，详见图1。

图1 某地区变电系统主变温度采集、传输示意图

2.主变温度异常故障分析方法

主变温度异常故障分析方法主要有以下五种：一是环境温度过高；二是主变内部或外部大的短路；三是变电站长期过负荷；四是变压器内部存在轻微故障：如绕组直流电阻过大、绕组匝间短路；五是油温采集、传输系统故障，导致温度信号异常；

3.A站主变温度异常故障分析与解决方案

3.1故障分析

3.1.1故障现象

A站为无人值守变电站,2017年建成并投运，2018年12月11日，值班员在后台监控主机上对各受控站的数据进行查看，发现A站1#主变温度值显示为98.45℃，而集控站并没有接收到主变“温度升高”或“温度过高”的报警信号，也未接收到主变保护跳闸及其它告警信号。

3.1.2故障分析

（1）环境温度过高

12月11日环境温度在0℃以下，此项可排除。

（2）主变内部或外部大的短路故障分析

故障发生后，A站进线开关、母联、出线开关的二次保护系统及主变差动保护、非电量保护、后备保护的二次保护系统均未启动，BZT装置也未启动，说明主变内外部无大的短路故障。

（3）主变过负荷故障分析

地区变电系统各主变按照规范要求，对实际负荷进行测试，多年均在安全经济运行范围（60%左右）内。所以，不存在负荷过大引起主变温度升高。

（4）主变内部故障分析

主变匝间短路、绕组直流电阻过大都将引起温度升高。A站1#主变一直运行在三档位，2018年12月6日，检修车间对1#主变进行大修，并在投运前对其进行了预防性试验，各项试验数据合格。故障发生后，再次查阅试验原始记录，并重点关注三档位的试验数据及结果，详见表1、表2。

表1 1#主变Ⅲ档位直流电阻测量表

变压器绕组的直流电阻值要求与以往测试数据相比无大的变化，每年对变压器绕组直流电阻的测试均在不同的环境温度下进行，必须将测量结果换算到同一环境温度进行比较，换算公式如式1-1：

（1-1）

R₁-----温度为t₁时的电阻值

R₂-----温度为t₂时的电阻值

T-----计算常数，铜导线取235，铝导线取225

根据式1-1，将2018年主变绕组直流电阻值换算到与2017年相同的36.6℃时的电阻值，并与2017年实测的电阻值进行比较，直流电阻值无明显变化，如表2。根据表2、表3，绕组直流电阻最大相间或线间差均低于电力行业规定的4%或2%，各项绕组变比误差也低于标准值±0.5%，说明变压器绕组无匝间短路现象。查阅交流耐压、绝缘电阻等试验数据均在合格范围以内，说明变压器工作正常，内部无故障。

表2 1#主变变比测量表

（5）温度采集、传输系统故障分析

变压器内外部无大的短路故障，主变本体无缺陷，变电站也不存在过负荷现象，因此本次1#主变温度异常现象应该属于数据误传。为了印证这一分析结果，故障的查找重点放在温度的采集与传输系统上。A站主变温度的采集、传输如前文所说由安装在主变本体的温度控制器完成，温度信号通过三个途径传输：一是温度信号显示在安装于本体的温度控制器上，可以直接读数；二是将“温度升高”、“温度过高”的开关量信息送入主保护装置；三是将铂热电阻信号通过温度变换器、主保护装置变换成温度信号后送入后台工控机，供值班员实时监控。

A站主变温度控制器上设置的“温度升高”定值为60℃，“温度过高”定值为85℃，即当主变温度达到60℃时，控制器向主保护装置发“温度升高”的开关量信息，装置收到此信息后向后台发告警信号；当主变温度达到85℃时，控制器向装置发“温度过高”的开关量信息，装置收到此信息后启动跳闸回路，断开主变高低侧开关并向后台发跳闸告警信号。

故障发生时，后台显示1#主变温度值为98.45℃，远远高于设定于控制器的“温度过高”（85℃）的定值，本应该启动主变保护跳闸回路并发告警信号，但保护装置及后台并未接收到关于温度异常的任何跳闸信号及告警信息。至A站主变安装现场，读取温度控制器上指示的温度值为17℃，此值与故障发生前后台记录的16.58℃数值相当，说明现场显示的数据正确，温度控制器也没有误发开关量信息，由此证明温度控制器工作正常，开关量输出回路工作正常，由此判断故障出现在温度信号传入后台的过程之中。

送入后台的温度信号是通过温度控制器上PT100铂热电阻转换成电阻信号后输入至温度变换器，温度变换器将电阻信号转换成0-5V的电压信号后送人主保护装置的4-25、4-26端，由装置将电压信号再变换成温度信号后与其它信号一同传入后台，供值班员监控。

温度信号在采集与传输过程中究竟是哪个环节出现故障， 经逐一检测后得出结论：1#主变温度异常是由温度变换器损坏导致温度传输系统异常造成。

3.2解决方案

3.2.1更换温度变换器

拆除损坏的1#主变温度变换器（以下简称旧模块），在原位置上安装新的温度变换器（以下简称新模块），但新旧模块在功能上有较大的差别。旧模块输出的是电压信号，需要保护装置变换成温度信号后通过装置的通讯接口送入后台，而新模块是直接将铂热电阻信号转换成温度信号，由RS485通讯口输出。主保护装置对主变温度的识别只能是4-25、4-26端口接收到的0-5V的电压信号，而识别不了新模块输出的通讯信号，更换新模块后，温度信号不再送入主变保护装置，而是通过RS485通讯口直接送入后台工控机。考虑到两台主变温度传输途径的匹配，将两台主变的温度变换器统一更换为新模块，并接两新模块RS485的A、B口，将1#主变新模块IP地址设置为“1”,2#主变新模块IP地址设置为“2”，通过RS485通讯口送入工控机备机8串口MOX卡的第2端口（工控主机无备用端口）。

3.2.2组态

主变主保护装置作为工控机的一个通讯单元，其输出的电流信号、电压信号、开关量信号及主变温度信号通过通讯端口、通讯协议送入工控机，后台软件通过读取不同的数据源将数据分配、显示。更换新模块后，温度信号直接送入工控机，新模块作为工控机的一个通讯单元，需要进行组态编制、设置单元通讯口，工控机才能识别温度信号。

A站后台监控系统由深圳新世纪电气有限公司组建，新模块的组态必须在该公司开发的PD编辑器及提供的主站规约基础上完成组态编制、通讯口设置等工作。

（1）组建单元

在现场电力监控机桌面上打开PD编辑器，由于新模块的通讯数据是通过现场监控备机上传至电力监控后台的，因此需要在组态编辑中选择备机。选择Modbus主站规约，建立单元，新建单元名称分别定义为“1#主变压器温度”、“2#主变压器温度”。对新建单元进行模拟量组态编辑，保存后，单元建立完成

（2）通讯端口设置

在现场电力监控机运行程序下，打开通讯端口管理界面，选择备机。在备机中建立通讯端口并进行编辑。通讯规约选择标准Modbus主站规约，由于新模块通讯数据是通过工控机备机8串口MOX卡的第2口输入的，因此选择端口号“4”（工控机自带的两个通讯口为端口1、 端口2， MOX卡的1-8口即为端口3至端口10）

对新建单元的通讯端口进行设置，输入单元通讯地址（前文已对新模块的IP地址进行了设置），选择新建立的通讯端口作为新建单元的通讯端口，编辑完成后应用保存。

在PD编辑器中打开A站电气潮流图，对1#、2#主变温度的数据源进行修改，原温度信号的数据源来自主变保护装置单元，现修改为“1#主变压器温度单元”、“2#主变压器温度单元”，编辑完成后，打开运行程序进行画面更新，A站后台监视画面上显示的温度数据即是新模块传送的温度信号。

在组态编辑软件中，完成上传电力调度数据更新。在调度101规约内将1#、2#主变温度数据源修改为“1#主变压器温度”、“2#主变压器温度”，保存更新后，1#、2#号主变温度数据即可传输至集控站及调度应急指挥中心电力调度监控后台。

4.功能拓展

通过更换温度变换器，在电力监控后台重新组态编辑，实现了温度信号的正确传输，本次故障得到较好解决。

通过对主变温度传输系统的分析发现，主变温度第二套传输系统（前文1.2中提到的“第二套系统”）仅仅是将主变温度信号送入电力监控后台显示，温度数据异常无任何报警提示，导致值班人员不能在第一时间发现此故障，故对主变温度第二套传输系统进行深入分析，传输硬件设备上不具备温度异常报警功能，而通过后台组态编辑软件可以实现温度数据异常报警。

在PD编辑器中对新建的“1#主变压器温度”、“2#主变压器温度”单元进行模拟量编辑，设置温度越限的判定条件，温度越上限、越上上限的定值，以及越限时的处理。通过设置温度越线报警信息，当电力监控后台采集到某台主变温度越限时，后台报语音信号“1#（或2#）主变压器温度越上限（或越上上限）”，便更加直观的警示值班人员作出相应的应对措施。

温度越限报警功能的实现，直观的体现了主变温度两套传输系统在主变温度异常状态下的相互提醒功能，将二次保护系统与后台监控系统更好的结合在一起。

5.结束语

本文首先提出了某地区变电系统主变温度异常分析的五种方法；其次，以A站主变温度异常故障为实例，验证了五种分析方法了有效性，并最终确定A站主变温度异常是由于温度传输系统故障引起，通过更换温度转换器及后台组态编辑，解决了A站主变温度异常故障；再次，集控站对改造后的效果进行了一个月的跟踪监查，利用每周一次的现场巡视，现场读取主变温度数据，并与集控站后台读取的温度数据进行比较，两者数据相当，说明主变温度传输系统改造后温度数据传输、显示无误，改造成功，对改地区变电系统分析与解决同类故障提供了方向与方法；最后，通过功能拓展，使主变两套温度传输系统具备相互提醒功能，也更加完善可靠，大大提升了改地区变配电系统运行的稳定性与安全性。

参考文献

[1]许维宗，变压器运行维护与故障分析处理，北京，中国电力出版社，2008年

[2]DL/T 596-1996，电力设备预防性试验规程

[3]AM-T-RTD/U5全隔离信号调整模块使用说明书

[4]KBM-50PUG温度信号隔离变送器使用说明

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