变压器异常及事故出来范文

变压器异常及事故出来范文第1篇

35kV变电站断路器跳闸异常分析与处理

[内容摘要]35kV宁清变电站2号主变35kV侧3502断路器跳闸，运行人员试送不成功，检修人员对一次、二次设备进行检查后送电，送电过程中初步判断为1号升压变故障，遂退出一号升压变。3502断路器再次跳闸后，经过仔细检查研究发现为直流蓄电池故障，导致控母、合母电压异常，在导闸操作过程中造成装置异常，产生误动。 [关键词]升压变;蓄电池;控母 1 前言

35kV石清线带35kV宁清变，35kV宁清变35kV2号主变运行，35kV2号主变10kV侧1002断路器连接在10kV宁清水电站10kV母线上，10kV清牧线、10kV清团线、10kV清塔线在10kV宁清水电站10kV母线上运行，10kV清团线连接团结水电站，10kV宁清水电站1号、2号发电机组通过400V变10kV升压变压器连接于10kV宁清水电站10kV母线上，厂用电和35kV宁清变站用电源连接在宁清水电站升压变压器400V侧。 2 设备基本概况

35kV宁清变电站于1982年投入运行。35kV2号主变3502断路器保护装置型号为华电生产的WKT-F2型线路微机保护装置，投运日期为2003年12月。2009年2月9日配电工区曾与生技部协调，35kV 2号主变后备保护更改为3502断路器保护装置，CT变比为75/5，1002断路器无保护运行。 3 发现故障及原因分析

2009年9月19日接到局生技部通知，9月19日12：41分35kV宁清变35kV 2号主变3502断路器跳闸。配电工区保护班于9月19日17：402012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

到达35kV宁清变电站进行停电检查。

3.2 初步检查情况

1、35kV宁清变电站于1982年投入运行。35kV 2号主变3502断路器保护装置，型号为华电生产的WKT-F2型线路微机保护装置，投运日期为2003年12月。保护装置动作信号灯点亮，且装置报文如下：

装置时间 10：27：40.641 10：28：56.521 11：38：12.269 11：40：45.337

装置报文 过流跳闸 开关分闸 过流跳闸 开关分闸

(保护装置动作时间确认：根据9月19日保护班工作人员在35kV宁清变所做试验时记录的报文时间和实际时间(保护报文时间为05：15，实际时间为13：19)推测，报文时间滞后实际时间9小时)。

其他保护装置并无任何报文，初步判断为3502断路器后备保护装置动作跳闸。

2、根据运行值班人员所述，35kV 2号主变跳闸，汇报调度后重新试投依然不成功，将2号主变及10kV线路转换为冷备状态。

3、此次事故为35kV2号主变跳闸，办理事故抢修单后保护班对2号主变低压侧、高压侧二次回路及高压侧保护装置进行初步检查，试验班对一次设备进行了直阻、及绝缘测试，检修班对二侧断路器机构进行了检查。

4、检查继电保护调试记录，2月9日配电工区曾与生技部协调，35kV 2号主变后备保护更改为3502断路器保护装置,CT变比为75/5，1002断路器无保护运行,主变本体铭牌为高压侧最大短路电流为30A，低压侧为109.9A，35kV2号主变后备保护装置定值为：速断：32A，时间0S;过流：3.3A，时间0.3S，判断2号主变高压侧断路器跳闸，低压侧不跳为正确动2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

作。

5、10kV清塔线CT变比50/5，定值为54A;10kV清团线CT变比200/5，定值为140A; 10kV清牧线CT变比200/5，定值为170A。

6、用钳型电流表测量3502断路器保护装置电流，A相为0.02A，C相为0.03A，B相电流回路在断路器机构箱处被短接;初步检查电流回路二次接线正确。

7、3502断路器机构箱密封严实，跳合闸回路二次电位正确，外观检查良好。

8、3502断路器保护装置过流脱扣保护于2008年9月进行过定检，向运行人员协调要对断路器进行传动试验，运行人员汇报调度不同意因此并未对断路器进行传动试验。

9、对35kV2号主变3502断路器保护装置进行校验，从端子排处A421通入1A电流，保护装置显示A相保护电流为1A，测量电流显示为15A;从端子排处C421通入1A电流，保护装置显示C相二次电流为1A，测量电流显示为15A;验证了保护装置采样正确。

10、按35kV 2号主变保护定值单：(昌电继字第2-2006471号)进行保护装置定值核对并验证装置试验：

速断：Idz=32A/0S 由于试验仪器通入电流较大，因此将速断值更改为11A后装置实际动作值为11.2 A/0S 过流：Idz=3.3A/0S

装置实际动作值为3.5A 重合闸退出

CT变比75/5 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

11、因35kV 2号主变施工图纸并未移交于配电工区，因此保护班人员在对保护装置二次回路检查时只能与保护装置背板进行核对检查，经检查判断二次回路正确无误。

12、对保护装置进行定值试验、二次回路、及一次设备检查无误后由运行人员向调度汇报要求再次送电，在送电过程中，根据调度要求将2号主变低压侧10021隔离开关断开对2号主变送电，9月19日12：35分2号主变送电正常，后调度要求将1002断路器拉开，合上10021隔离开关，最后合上1002断路器，12：57分送电正常。

13、运行人员汇报调度后要求将10kV1号升压变并网，在运行人员对10kV1号升压变送电至高压侧时，35kV 2号主变再次跳闸，保护班人员在检查保护装置报文时发现2号主变后备保护装置不能显示，复位装置后现象依然存在，将保护装置电源拉开后给上正常。

14、初步判断为1号升压变故障，在重新办理事故抢修单并做好安全措施后由试验班对1号升压变本体及电缆进行绝缘测试，检查均正常。

15、与生技部协调后并告知调度要求运行人员不投入10kV1号升压变，运行人员根据调度命令再次投入35kV 2号主变后正常。

16、2009年9月20日35kV宁清变电站35kV 2#主变再次跳闸，其原因为：1)13：45分宁清变电站站内切割机电源为低压厂用电源(直接从所变低压侧接取，未经过空开)，切割机电源有短路情况，值班员在查找故障时因拉开低压厂用屏、断开3502断路器二次保护电源时造成3502跳闸;2)14：14分，第一次对35kV 2号主变试送：宁清变电站2#主变3502断路器在合位，值班人员在合第二条10kV清牧线时(第一条出线10kV清塔线已2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

合好)，使35kV 2号主变3502断路器再次跳闸;3)15：15分，第二次试送：宁清变电站35kV 2号主变3502断路器在合位时，合1002断路器正常后，合10kV电压互感器时，35kV 2号主变3502断路器又一次跳闸。

17、配电工区于18：58分到达35kV宁清变电站，由于35kV2号主变已投入运行，协调调度与生技部不能将2号主变退出。询问运行人员告知为：2号主变主保护中保护动作灯点亮，保护报文为重瓦斯动作，运行人员根据调度命令断开主保护装置电源，退出35kV2号主变保护分闸压板。

18、保护班人员检查报文时发现3502断路器保护装置测量电流A相为40.6A，C相没有电流，确认装置采样不正确。

19、配电工区对1号升压变及10kV电压互感器进行绝缘、直阻、耐压测试，试验数据正常，于2009年9月21日凌晨12：47分结束工作。

20、接配电工区领导电话于2009年9月21日早晨11：08分再次到达35kV宁清变电站对变电站内二次回路进行检查。

21、检查35kV 2号主变3502断路器机构箱、主变本体端子箱、1002断路器端子箱、保护屏二次回路、压板二次接线，回路正确。

22、对站内直流系统进行检查时发现：蓄电池型号为NP65-12 12V

65Ah 蓄电池屏有17节电池，电池有鼓肚及漏液现象，测量控制电源：271V，合闸电源：302V，正对地：+166V，负对地：-134V，测量单节电池电压：

(1)13.6V

2)13.7V

3)13.6V

4)13.7V

5)13.7V

6)13.6V

7)13.68V

8)80.0V

9)12.3V

10)13.6V

11)13.6V

12)13.7V

13)13.7V

14)13.6V 15)13.6V

16)13.5V

17)13.6V 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

第八节电池已坏，由此也可判断蓄电池电压过高，造成控制电源过高，在装置上对断路器进行操作时控制电源对装置冲击，长期运行使得保护装置运行不稳定，造成保护装置采样不准确，保护装置有误动的可能性。

23、与生技部协调后，退出35kV2号主变保护压板(软压板、硬压板)运行，再将10kV1号升压变并网运行。

24、在将1号升压变投入运行前操作厂用变低压侧励磁开关时，发现3502断路器保护装置报文显示为“开关分闸”，保护装置未发保护出口信号。

3.2 缺陷及处理

(1)根据保护装置的报文判断，9月19日3502断路器跳闸是因为故障造成的;保护装置正确动作。

(2)由于该变电站直流系统与保护装置长时间无人维护，蓄电池投运至今从未进行过蓄电池电压测试，造成直流系统的崩溃。电池电压过高(控制274V)造成保护装置采样不准确，CPU板损坏，值班员在倒闸操作时系统有一点波动就造成保护装置出口。

(3)35kV宁清变10kV三条线路保护均为过流脱扣保护，而主变3502断路器有保护装置，动作灵敏度远远大于过流脱扣保护的动作灵敏度。9月19日保护装置过流动作值3.3A换算为一次值是49.5A(CT变比75/5)，已经远大于10kV线路保护的定值。判断为10kV线路故障越级造成3502断路器保护装置动作跳开了3502断路器，过流脱扣时间和动作值无法准确验证。

(4)而运行人员在操作10kV1#升压变时1001断路器没有跳开原因是2009年3月份将原1001断路器被换下,而现在的1001断路器保护是否为过2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

流脱扣,而实际变比是多少并不知道,而此次并没有先动作,可判断此断路器定值、时间均大于线路及3502断路器保护装置定值。

(5)35kV 3502断路器保护装置为线路保护装置且严重老化不满足主变保护装置要求，对3条10kV线路保护均为过流脱扣，无法与3502断路器进行时限配合。

(6)系统电池损坏造成电压长期运行过高，保护装置运行不可靠,有误动的可能性。

(7)站和升压站一次系统接线不规范，容易造成低压简单故障越级，扩大事故范围。 4 防范措施

(1)对该站直流系统与3502断路器保护装置进行更换。

(2)对保护装置二次线进行整理，并进行标记，严防产生寄生回路。 (3)配合10月11号停电对3502断路器进行传动试验并进行小修。 (4)对1002断路器加装保护装置，以实现和10kV三条线路的保护配合。

(5)尽快协调进一步完善对35kV宁清变电站和35kV宁清发电站的运维职责划分。

(6)对值班员进行保护装置的基础培训;加大水电管理和设备巡视、维护力度。

(7)通过技改、大修项目上报，全面整治35kV宁清变一次、二次设备，提高运行可靠性。 5 结束语 2012年新疆电力行业专业技术监督工作会议论文

变压器异常及事故出来范文第2篇

1.变压器设备

1.1变压器在运行中，发生下列故障之一时，应立即将变压器停运，事后报告当值调度员和主管领导：

(1)变压器声响明显增大，很不正常，内部有爆炸声; (2)严重漏油或喷油，使油面下降到低于油位计指示限度; (3)套管有严重的破损和放电现象; (4)变压器冒烟着火;

(5)当发生危及人身和设备安全的故障，而变压器的有关保护拒动时; (6)当变压器附近的设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。

1.2当变压器发生下列情况之一时，允许先报告当值调度员和上级领导联系有关部门后，将变压器停运：

(1)变压器声音异常;

(2)变压器油箱严重变形且漏油; (3)绝缘油严重变色;

(4)套管有裂纹且有放电现象; (5)轻瓦斯动作，气体可燃并不断发展。

1.3变压器油温的升高超过报警值时，应按以下步骤检查处理： (1)检查变压器的负荷和冷却介质的温度，并与在同一负荷和冷却介质温度下正常的温度核对;

(2)核对温度表;

(3)检查变压器强迫冷却装置;

附录C 1 (4)若温度升高的原因是由于冷却系统故障，且在运行中无法修复者，应将变压器停运修理;若不需停运修理时，则值班人员应申请调整变压器的负荷至允许运行温度下的相应容量。

(5)变压器在各种超额定电流方式下运行，若油温超过85℃，应立即申请降低负荷。

1.4 变压器自动跳闸处理：主变压器无论何种原因引起跳闸，一方面应尽快转移负载，改变运行方式。另一方面查明何种保护动作。应立即停止潜油泵，检查保护动作有无不正常现象，跳闸时变压器有无过载，输馈线路有无同时跳闸，除确认是误动作可以立即合闸外，应测量绝缘电阻并根据以下情况进行判断处理：

(1)因过负载引起跳闸，在减少负载后将主变投入;

(2)因输、馈电线路及其它设备故障影响越级跳闸时，若变压器绝缘电阻及外部一切正常，瓦斯继电器又无气体，可切除故障线路(设备)后恢复变压器运行;

(3)保护未掉牌并无动作过的迹象，系统又无短路，检查各方面正常，此时应检查继电器保护二次回路及开关机构是否误动作，如果误动作，在消除缺陷后，可以恢复变压器运行。如果查不出原因，应测量变压器绝缘电阻和直流电阻，并取变压器油作色谱分析，再根据分析确定是否可以恢复运行。如果发现变压器有任何一种不正常现象时，均禁止将变压器投入运行。

1.5 变压器过负荷的处理方法

(1)检查变压器的负荷电流是否超过整定值;

(2)确认为过负荷后，立即联系调度，减少负荷到额定值以下，并按允许过负荷规定时间执行;

(3)按过流、过压特巡项目巡视设备。 1.6 变压器油温异常升高的处理方法

(1)检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对;

(2)核对测温装置动作是否正确;

(3)检查变压器冷却装置，若温度升高的原因是由于冷却系统的故障，且在

附录C

2 运行中无法修理时，应报告当值调度员，将变压器停运并报告领导;

(4)在正常负载和冷却条件下，变压器温度不正常并不断上升，且经检查确认温度指示正确，则认为变压器已发生内部故障，应立即联系当值调度员将变压器停运;

(5)变压器在各种超额定电流方式下运行时，若顶层油温超过105℃应立即降低负荷。

1.7 变压器轻瓦斯动作的处理方法

(1)检查轻瓦斯继电器内有无气体，记录气量、取气样，并检查气体颜色及是否可燃。取油样进行分析，并报告有关领导;

(2)如瓦斯继电器内无气体，应检查二次回路有无问题; (3)如气体为无色，不可燃，应加强监视，可以继续运行;

(4)如气体可燃，油色谱分析异常则应立即报告调度，将变压器停电检查。 1.8 重瓦斯保护动作跳闸的事故处理 (1)记录跳闸后的电流、电压变动情况;

(2)检查压力释放装置释放动作有无喷油、冒烟等现象。油色和油位有无显著变化;

(3)检查瓦斯继电器有无气体，收集气样，检查是否可燃，观察颜色; (4)检查变压器本体及有载分接开关油位情况。 (5)检查二次回路是否有误动的可能;

(6)变压器跳闸后，应立即停油泵，并进行油色谱分析。 (7)应立即将情况向调度及有关部门汇报。 (8)应根据调度指令进行有关操作。

(9)现场有着火等特殊情况时，应进行紧急处理。 1.9 冷却系统故障的处理方法

(1)全部冷却器故障，在设法恢复冷却器的同时必须记录冷却器全停的时间，监视和记录顶层油温，如油温未达到75℃则允许带额定负载运行30分钟，若30分钟后仍未恢复冷却器运行但顶层油温尚未达到75℃时，则允许上升到75℃，但这种状态下运行的最长时间不得超过1小时，到规定的时间和温度时应

附录C

3 立即将变压器停止运行。

(2)个别冷却器故障，应把故障元件停运，并检查备用冷却器是否按规定自动投入然后再处理故障冷却器。

(3)冷却器故障，当短时不能排除故障，应使完好的部分冷却器恢复运行后，再处理故障。

(4)记录故障起始时间，如超过冷却系统故障情况下负载能力规定的运行时间，应请示当值调度员减负载或停止主变运行。

(5)注意顶层油温和线圈温度的变化。 1.10 有载分接开关故障的处理方法

(1)操作中发生连动或指示盘出现第二个分接位置时，应立即切断控制电源，用手动操作到适当的分接位置;

(2)在电动切换过程中，开关未到位而失去操作电源，或在手动切换过程中，开关未到位而发现切换错误时，应按原切换方向手动操作到位，方可进行下一次切换操作。不准在开关未到位情况下进行反方向切换;

(3)用远方电动操作时，计数器及分接位置指示正常，而电压表和电流表又无相应变化，应立即切断操作电源，终止操作;

(4)当出现分接开关发生拒动、误动;电压表及电流表变化异常;电动机构或传动机构故障;分接位置指示不一致;内部切换有异声;过压力的保护装置动作;看不见油位或大量喷油危及分接开关和变压器安全运行的其它异常情况时，应禁止或中断操作;

(5)运行中分接开关的油流控制继电器或气体继电器应具有校验合格有效的测试报告。若使用气体继电器替代油流控制继电器，运行中多次分接变换后动作发信应及时放气。若油流控制继电器或气体继电器动作跳闸，在未查明原因消除故障前不得将变压器及分接开关投入运行;

(6)当分接开关油位异常升高或降低，且变压器本体绝缘油的色谱分析数据出现异常(主要是乙炔和氢的含量超标)，应及时汇报当值调度员，暂停分接开关切换操作，进行追踪分析，查明原因，消除故障;

(7)运行中分接开关油室内绝缘油的击穿电压低于30kV时，应停止自动电

附录C

4 压控制器的使用。低于25kV时，应停止分接变换操作并及时处理。

1.11 差动保护动作跳闸的处理：

(1)检查变压器油位、油色有无显著变化。压力释放器有无动作和喷油、冒烟现象，油箱有无变形，套管有无闪烙，周围有无异味;

(2)对差动保护范围内的所有一次设备进行检查，即变压器各侧设备、引线、电流互感器、穿墙套管、避雷器等有无故障;

(3)检查差动变流器的二次回路有无断线、短路现象; (4)应立即将情况向调度及有关部门汇报。 (5)应根据调度指令进行有关操作。

(6)当怀疑变压器内部故障时，取油样做色谱分析。 1.12 变压器着火的处理

变压器着火时，应立即向当值调度员报告，并立即将变压器停运,同时关停风扇和潜油泵等相关设备电源，启动水喷淋系统灭火、或使用干式灭火器灭火;若油溢在变压器顶上而着火时，则应打开下部油门放油到适当油位;若是变压器内部故障着火时，则不能放油，以防止变压器爆炸，在灭火时应遵守《电气设备典型消防规程》的有关规定。当火势蔓延迅速，用现场消防设施难以控制时，应打火警电话“119”报警，请求消防队协助灭火。 2. 互感器设备

2.1当发生下列情况之一时，应立即将互感器停用(注意保护的投切)： (1)电压互感器高压熔断器连续熔断2-3次;

(2)高压套管有严重裂纹、破损，互感器有严重放电，已威胁安全运行时; (3)互感器内部有严重异音、异味、冒烟或着火;

(4)SF6气体绝缘互感器严重漏气、压力表指示为零;电容式电压互感器分压电容器出现漏油时;

(5)互感器本体或引线端子有严重过热时; (6)膨胀器永久性变形或漏油; (7)压力释放装置(防爆片)已冲破;

附录C 5 (8)电流互感器末屏开路、二次开路;电压互感器接地端子N(X)开路、二次短路，不能消除时;

(9)树脂浇注互感器出现表面严重裂纹、放电; 2.2电压互感器常见的异常判断与处理

2.2.1三相电压指示不平衡：一相降低(可为零)，另两相正常，线电压不正常，或伴有声、光信号，可能是互感器高压或低压熔断器熔断;

2.2.2中性点非有效接地系统，三相电压指示不平衡：一相降低(可为零)，另两相升高(可达线电压)，或指针摆动，可能是单相接地故障或基频谐振;如三相电压同时升高，并超过线电压(指针可摆到头)，则可能是分频或高频谐振;

2.2.3高压熔断器多次熔断，可能内部绝缘严重损坏，如绕组层间或匝间短路故障;

2.2.4中性点有效接地系统，母线倒闸操作时，出现相电压升高并以低频摆动，一般为串联谐振现象;若无任何操作，突然出现相电压异常升高或降低，则可能是互感器内部绝缘损坏，如绝缘支架、绕组层间或匝间短路故障;

2.2.5中性点有效接地系统，电压互感器投运时出现电压表指示不稳定，可能是高压绕组N(X)端接地接触不良;

2.3电压互感器回路断线处理：

(1)根据继电保护和自动装置有关规定，退出有关保护，防止误动作; (2)检查高、低压熔断器及自动开关是否正常，如熔断器熔熔断，应查明原因立即更换，当再次熔断时则应慎重处理;

(3)检查电压回路所有接头有无松动、断头现象，切换回路有无接触不良现象。

2.4电容式电压互感器常见的异常判断：

2.4.1二次电压波动：二次连接松动，分压器低压端子未接地或未接载波线圈;

2.4.2二次电压低：二次连接不良，电磁单元故障或电容单元C2损坏; 2.4.3电磁单元油位过高，下节电容单元漏油或电磁单元进水; 2.4.4二次电压高：电容单元C1损坏，分压电容接地端未接地;

附录C

6 2.4.5投运时有异音，电磁单元中电抗器或中压变压器螺栓松 2.5电流互感器常见的异常判断及处理：

2.5.1电流互感器过热，可能是内、外接头松动，一次过负荷或二次开路; 2.5.2互感器产生异音，可能是铁芯或零部件松动，电场屏蔽不当，二次开路或电位悬浮，末屏开路及绝缘损坏放电;

2.5.3绝缘油溶解气体色谱分析异常，应按DL/T722-2000进行故障判断并追踪分析，若仅氢气含量超标，且无明显增加趋势，其他组份正常，可判断正常;

2.6电流互感器二次回路开路处理：

(1)立即报告集控值班员，按继电保护和自动装置有关规定退出有关保护; (2)查明故障点，在保证安全前提下，设法在开路处附近端子上将其短路，短路时不得使用熔丝，如不能消除开路，应考虑停电处理;

(3)互感器着火时，应立即切断电源，用灭火器材灭火;

(4)发生不明原因的保护动作，除核查保护定值选用是否正确外，还应设法将有关电流、电压互感器退出运行，进行电流复合误差、电压误差试验和二次回路压降测量。

3.阻波器、干式电抗器、消弧线圈

在下列情况下应立即申请停电处理： (1)瓷瓶严重破损，放电闪络; (2)内部声音异常或放电闪络;

(3)引线接头发热烧红或断股脱落，金具变形 (4)悬挂或支持瓷瓶断裂，金具脱落;

(5)阻波器结合滤波器引线松脱，引起电容式电压互感器保护间隙放电时; (6)接头、接点发热，温升超过70℃应立即申请当值调度员减负载，或将设备退出运行。

变压器异常及事故出来范文第3篇

1 温度遥测量采集的原理

采集变压器油温的元件主要是由一个放在变压器油箱顶层油孔内的一个温控器来完成。温控器测温主要由弹性元件、毛细管、感温头及填充介质这四部分组成密闭系统。温控器应用“热胀冷缩”原理, 在密封的系统内充满了感温介质。当感温头放入被测物质中, 而物质的温度发生变化时, 由于填充介质的热胀冷缩, 感温头内部的填充介质发生了体积变化, 这体积变化通过毛细血管传递至表头内部的弹性元件, 使之发生了相应位移, 该位移量经放大机构放大后, 便可直接指示被测物质的温度。同时, 位移量传递给触杆, 可以触发微动开关, 使微动开关改变状态, 输出信号, 来驱动冷却系统, 从而达到控制变压器油温温升的目的。

为了实现对温度的遥测采集, 温控器在原有的感温头上嵌入了热电阻, 热电阻利用导体的电阻随温度变化而变化的特性测量温度, 我们常用的就是铂电阻Pt100。其阻值与温度关系可通过分度号表查询, 非常方便和直观。

Pt100热电阻所采集到的电阻值信号可以从变压器传输到控制室内的温控仪上显示出来, 同时温控仪 (温度变送器) 将Pt100热电阻信号转变成自动化智能装置所能识别的直流标准信号 (0～5V或4mA～20mA) 。这些智能测控装置再将信号经过A/D转换变成计算机所能识别的数字信号, 装有监控后台和主站系统的计算机通过特定的标度系数转换再得出相应的温度。现在很多测控装置也可以通过智能板件直接采集电阻值进行计算得出温度值。还有一种采集方式是利用主变的互感器上的采集来的电动势串入Pt100电阻从而直接得出直流电流供装置采集, 这种方式使用得稍微少一些。

2 故障案例分析

里口变是2008年进行综合自动化改造的一个站, 主变测控装置是国电南自系列PSR660测控装置, 改测控装置的TDC板可以直接采集Pt100所上送的电阻值来计算成温度。在2010年3月12日, 监控发现#1主变温度值为75℃, 对于天气还没有处于炎热状态, 虽然里口是工业相对发达的地区, 这个温度也是不符合实际。

首先我们到变压器上观看主变温度计指示, 发现是45℃, 温度计指示没有问题。主变实际温度与遥测显示值相差刚好30℃。而TDC板采集PT100的RTD来测量“-30～120℃”, 而温度计是从0℃开始, 这样按照150的满度温度来算后台系数就需要加上一个-30℃的基准值, 如果没有加上这个基准值的话正好就是现在的错误温度。可以查看测控装置的零点漂移设置, 发现PSR660的测控装置已经把基准值在测控内部计算过后再发送码值到数据总线, 所以并不存在基准错误的问题, 并且我们到主变测控装置上查看装置直接采集到的温度也是75℃, 这个和遥测显示值是一致的, 所以不是基准值的偏差有误, 而是要从测控装置采集到的铂电阻着手研究。

我们可以从主变测控装置的端子牌上找到输入电阻。测控T D C板接入的是三线制RTD传感器三线制RTD输入接线端子占三个, 从上到下分别为RTD1, RTD2, RTD3。

首先到主变温度计接线端子上断开测控回路, 测量RTD1与RTD2, RTD1与RTD3之间的电阻都为121Ω, 根据上面“PT100工业铂电阻分度值表”查得温度基本与温度计指针一致, 看来温度计的电阻输出是正确的。此时顺便记下RTD1, RTD2, RTD3的接线芯号, 到测控接线端子上核对接线和测量电阻发现和温度计上测量的一致。输入的电路和阻值都正常。通过排查证明测控装置的电阻采集有问题。接下来我们可以着手研究直流测温插件。

利用标准电阻箱, 我们可以尝试调整直温板的零漂和刻度。采用Pt100测温时, 温度变送器输入电阻为100Ω, 对应0℃。将光标移动到调整零漂, 按SET键, 装置自动进行零漂调整, 完成后显示:操作成功。此时, 对应调整零漂的通道有效值应该为0。接下来我们可以调整直温板的满度值, 采用Pt100测温时, 温度变送器输入电阻为138.5Ω, 对应100℃, 此时直温板配置为0～100℃。将光标移动到调整刻度, 按SET键, 装置自动进行刻度调整, 完成后显示:操作成功。若直温板配置为0～150℃, 则需在温度变送器输入电阻为157.3Ω, 对应150℃时, 调整刻度。此时, 对应调整刻度的通道有效值应该为调整刻度时输入的值。

通过调整零漂和刻度, 测控装置面板显示温度已正常, 后台机和调度端遥测显示值也恢复正常。

3 结语

造成变压器温度遥测异常的主要原因有以下几点。

(1) 温度计电阻输出不对或电阻输出与指针指示偏差较大。

(2) 温度控制器或温度变送器坏。

(3) 测控装置温度采集模块故障。

(4) 输入RTD的接线错误。

(5) 遥测系数的基准值或满度值错误。

变压器温度遥测异常是自动化维护过程中经常会面对的一个问题。每个变电站的通信方式和遥测采集方式都有不同, 但是故障排查的方法原理基本上是一样的。通过上述方法, 我们已处理了多起主变温度遥测故障。今后我们要加强设备检修和维护, 积极致力于技术改进, 确保电网调度自动化系统的安全稳定运行。

摘要：综合自动化变电站主变温度的测温系统主要是通过温控器、温度变送器及测控装置来实现的, 是主变压器的重要量测部分。主变温度遥测是否准确直接影响变压器的正常运行。本文从变压器温度遥测量采集的原理出发, 分析了在设备运行中可能会出现的故障点, 通过案例进行故障分析, 从而让工作人员借鉴处理经验, 以便今后出现类似故障提出可行性的处理方法。

关键词：变电站综合自动化,温度遥测,故障分析

参考文献

[1] 黄益庄.变电站综合自动化技术[M].北京:中国电力出版社, 2000.