水电站变压器差动保护动作分析与处理

梁晓东

（中国水利水电第八工程局有限公司，湖南长沙 410000）

0 引言

基于电力系统运行分析可知，无论是发电、输电，还是最终配电环节，均离不开变压器的可靠运行。根据相关理论与实践经验分析可知，为保证变压器安全运行，差动保护不可或缺，其可最大限度减少各类故障对变压器运行的影响，及早发现故障，恢复系统运行。对此，本文主要围绕水电站变压器差动保护展开分析。

1 水电站变压器差动保护概述

近年，随着我国电力事业、新能源产业的稳步发展，水电站的修建规模持续扩大。据统计，2019年底我国水电站装机容量已经达到3.56亿千瓦时，近年我国水电装机容量发展情况如图1所示。这意味着不少大容量变压器投入使用，如何保证其运行稳定性是一个关键问题。

图1 2014—2019 年中国水电装机容量情况

在水电站运行中，变压器是重要的电气设备，其主要基于电磁感应原理承担不同电压等级互联作用，属于一次设备。为保证电力系统可靠运行，减少故障影响范围，必须针对各种故障情况设计保护装置，电力变压器保护类型如图2所示，其分为主保护和后备保护两大类。本文主要围绕主保护中的差动保护展开分析，其对变压器运行安全具有重要意义。

变压器差动保护主要反映的故障见表1，结合变压器差动保护实际运行情况分析可知，其较难反映变压器内部短路故障，必须配合瓦斯保护等有效解决保护死区问题。

图2 电力变压器保护类型

2 水电站变压器差动保护动作原理及其影响因素

2.1 差动保护动作原理

差动保护是基于基尔霍夫电流定律实现故障检测，可灵敏检测保护区内故障。根据变压器实际运行情况分析可知，变压器差动保护具有带制动特性，变压器外部短路电流越大，制动电流越大，保护不会误动。然而实际运行中也会遇到一些特殊情况，出现误动问题。必须准确分析变压器差动保护动作原因，查明是否存在误动，明确故障原因和位置，制定处理措施，切实保证变压器可靠运行。

表1 变压器差动保护主要反映的故障

2.2 差动保护动作影响因素

基于变压器差动保护运行可靠性要求，必须要分析容易造成误动问题的主要影响因素，保证差动保护的灵敏性与可靠性，具体分析如下：

（1）不平衡电流方面。变压器运行中，不平衡电流的存在直接影响差动保护动作正确性，归纳导致不平衡电流的原因：①计算变比与实际变比不一致；②变压器挡位变化影响；③CT传变误差；④励磁电流影响。

（2）电流互感器局部暂态饱和方面。电流互感器剩磁电流较大、负荷电流较小，则二次电流数值、相位偏差较大，引发差动保护误动。

（3）励磁涌流方面。变压器空载合闸时会出现较大的空载电流，即励磁涌流。励磁涌流属于正常情况下产生的电流，不应引起差动保护动作，但是其又属于差电流，这也是导致变压器差动保护误动的重要原因。

（4）接线错误方面。接线错误引发的变压器差动保护误动问题，主要有2种：①变压器一次、二次接线极性接反；②差动保护元件极性接反。根据某水电站主变差动保护误动情况统计，10年间共发生18次误动，其中，接线错误、电流互感器二次端子接触不良与断线各发生2次。由此不难发现，变压器差动误动中，人为因素影响不容小觑，必须规范进行相关安装作业，落实日常检查与管理工作，保证系统运行安全性。

（5）电流互感器二次端子接触不良方面。电流互感器二次侧端子往往年限较长，很可能出现CT接线松动的情况，一旦出现机械振动等问题，极易引发断开问题，或是二次侧连接导线由于过度磨损出现断线问题。水电站变压器实际运行中，一旦产生接触不良、短线问题，差动电流将转变为正常运行单相电流值，这也就导致差动电流高出整定值，引发误动。同时，若是变压器内部故障，差动电流为零，无法准确判断故障，引发拒动问题。

2.3 提高差动保护动作可靠性的措施

（1）通过减小不平衡电流可有效降低变压器差动保护误动率，主要方法有：①差动保护设计前采取补偿措施；②统一电流互感器的厂家、型号等，保证两侧电流互感器磁化曲线基本一致；③优化电流互感器接线方法。

（2）减少励磁涌流引起的误动，主要方法：①设速饱和中间变流器；②二次谐波制动；③间断角检测，及时闭锁差动保护。

（3）水电站运行、检修人员必须落实日常检修管理等工作，快速识别接线错误、二次端子接触不良等故障，迅速解决问题，稳定系统运行。

3 水电站变压器差动保护动作及其处理方法实例

水电站运行中，一旦出现变压器差动保护动作，必须立刻落实相关运行检查工作，判断是否存在故障，并对故障情况进行分析，合理制定处理方案，及时恢复水电站正常运行。

3.1 项目背景

以某水电站厂高变差动保护动作为例，展开分析。该水电站采用200 MW水轮发电机组、三绕组厂高变，为保证变压器可靠运行，配置WFB-800型微机保护装置，机组带152 MW负荷正常运行时，厂高变差动保护动作，机组全停。

3.2 运行检查情况

本次差动保护动作发生后，第一时间组织落实相关检查工作，具体检查情况如下。

（1）发变组保护动作情况根据本次初步检查结果显示，发变组保护动作情况：①无信号，发变组保护A屏、非电量保护C屏；②有信号，B屏WFB-803保护装置“启动”“信号”“跳闸”信号亮起。本次具体动作报告见表2，其中，K是电流平衡系数，以高压侧电流为基准。

（2）差动保护动作行为分析。本项目中，厂高变差动保护采用比率差动原理，具体为：IOP＞IOP.0，Ires≤Ires.0，IOP＞IOP.0+S（Ires-Ires.0），Ires＞Ires.0。其中，IOP是差动电流，Ires是制动电流，IOP.0是差动最小动作电流，Ires.0是制动电流整定值，S是比率制动特性斜率。由此可得，IOP=｜I1+I2+…+In｜，Ires=max{｜I1｜，｜I2｜，…，｜In｜}。

表2 13：36：55：312厂高变差流越限动作时采样数据

根据表2数据分析可得，A相三侧电流幅值、相位正常，差动保护无动作。

厂高变B相比率差动动作时的采样数据见表3，其中，K是电流平衡系数，以高压侧电流为基准。

表3 13：36：59：946厂高变B相比率差动动作时的采样数据

根据表3数据情况，具体分析：IopB=｜IHB+KILa.B+KILb.B｜=｜2.51∠351°+1.38∠126°+1.23∠124°｜=2.0 A，IresB=max {｜IHB｜，｜KILa.B｜，｜KILb.B｜}=2.51 A，IopB＞IOP.0=1.15 A，IresB＜Ires.0=3.82 A。据此分析，可得B相比率差动动作。

同时，对表3中的C相进行分析：IopC=0.5 A＜Iop.0=1.15 A。据此分析，可得C相比率差动不动作。

此外，还可对IopB、IopC进行计算，所得数值分别为0.65 A、0.67 A，超过差流越限定值（0.6 A），产生“厂高变差流越限动作”报警。综上分析，本次保护动作情况：①B、C相差流越限动作；②4624 ms后，B相比率差动保护动作，机组全停。

3.3 故障判断情况

结合检查结果与相关分析，针对本次差动保护动作情况，初步排除电气一次设备区内故障，主要分析如下：

（1）高压侧B、C相故障电流幅值下降，相位变化大，低压侧无变化，三相正序对称。

（2）发变组差动保护未动作，表明高压侧未故障。

（3）引发B相比率差动动作的故障电流不具有区内故障特征，具体：①任一侧负序电压＞5 V；②启动后任一侧、任一相电流增加；③启动后最大相电流＞（1.2×额定电流），结合表3分析显示，未超过额定电流（3.82 A）；④与启动前相比，三路电流减少。综合上述分析情况，初步判断厂高压侧B、C相电流二次回路出现问题。

3.4 二次回路检查分析

结合上述分析结果，进一步开展二次回路检查工作，厂高变就地端子箱检查结果如下：

（1）端子箱密封圈老化。

（2）电流接线端子质量较差。

（3）连接三相电流互感器二次绕组尾的连线烧断。

CT二次电流接线如图3所示，根据实际检查情况发现，端子a点存在烧黑迹象，N581线完好、B/C相尾与端子a点相连的线烧断。检查中区下烧断导线，发现导线绝缘层膨胀且分布有大量铜绿。对比烧断的导线与N581线发现，线径相差较大，分别为1.5 mm2、2.5 mm2。综合上述分析结果判断，端子a未松动，但是由于烧断的导线线径较小，端子处接触不良。端子箱密封不良，容易加剧氧化。线路运行的是相电流，接触不良后导线发热，最终被烧断。此外，由于N581线运行正常，因此故障前后A相电流未发生改变，这也验证了上次检查结果。

图3 CT 二次电流接线

3.5 处理方法

根据本次检查与分析结果显示，厂高变差动保护动作产生的主要原因在于二次回路问题，为尽快恢复机组正常运行，采取以下措施。

（1）更换现场端子箱密封胶圈，切实保证端子箱严密，防止导线等过快氧化，引发事故。

（2）将普通端子更换为电流专用端子，及时检查不同线径，处理好各种隐患。

（3）调整差流越限定值，取0.382 A，延时整定3 s，保证差动保护灵敏性。

（4）落实二次回路巡查工作，定期进行红外测温，并利用微机保护实时监测功能，做好相关数值分析比较，为状态检修提供可靠依据。

通过实施上述措施，切实保证二次回路正常运行，提高差动保护可靠性，实现机组稳定运行。

4 结语

为保证电力系统运行稳定，必须重视变压器的差动保护问题，其运行情况相对较为复杂，在保证差动保护对内部故障灵敏度的同时，需加强对各种容易引发差动保护误动因素的认知与分析，保证差动保护可靠性。根据实践经验分析，水电站变压器运行中一旦出现差动保护动作，必须及时做好相关检查工作，判断故障原因、位置等，及时处理故障问题，确保变压器安全运行。