主变瓦斯保护动作故障分析与处理

马雁，王非，郭琳

（1. 郑州电力高等专科学校 电力工程系，河南郑州 450000；2. 中电投河南电力有限公司技术信息中心，河南 郑州 450001；3. 郑州电力高等专科学校 电力工程系，河南 郑州 450000）

1 故障概况

某火电厂2号主变采用上海某公司生产的户外三台单相变压器DFP-240000/500，额定容量3×240 MV·A，额定电压比550-2×2.5%/22 kV，单相、双线圈铜绕组、无载调压、油浸式、强迫油循环风冷，2009年11月投运。故障发生前，2号机组有功功率312 MW，无功功率13.31 MV·A，主变A相高压侧电流731 A，设备运行正常。2014年6月28日2时16分，2号主变A相故障跳闸，出现“主变轻瓦斯、重瓦斯”动作，检查主变外观无异常，检查瓦斯继电器中存在气体。

2 气体继电器保护原理

气体继电器也叫瓦斯继电器，是变压器的保护元件。电力变压器运行规程规定“800 kV·A及以上油浸式变压器必须装设瓦斯保护”。瓦斯继电器安装在变压器油枕与油箱之间的管道内，如果油浸式变压器内部发生放电故障，放电所产生的电弧会使变压器油进行分解，产生诸如甲烷（CH4）、乙炔（C2H2）、氢气（H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）、乙烯（C2H4）、乙烷（C2H6）等多种特征气体，并且故障现象越严重，所产生的气体量也越大。产生的气体由变压器内部向上部油枕运动过程中，必需要经过瓦斯继电器。若气体含量较少，气体在瓦斯继电器内聚积，使浮子下降，继电器一组常开触点闭合，轻瓦斯动作发信号；若气体含量较大，热油流与热气流通过瓦斯继电器快速冲出，推动继电器内挡扳动作，另一组常开触点闭合，重瓦斯动作断路器跳闸，切除故障变压器。

3 主变故障原因分析

在现场，能够引起气体继电器保护动作的原因有很多，比如，变压器内部发热产生气体；变压器内部发生短路或放电现象；温度变化引起的油面降低现象；漏油引起的油面降低现象等[1-3]。

根据文献[4]规定，现场如遇到气体继电器轻瓦斯保护动作发出信号时，应立即检查变压器，查明动作原因是否为积聚空气、油位降低、二次回路或变压器内部故障。如遇到气体继电器重瓦斯保护动作跳闸时，应查明是否呼吸不畅或排气未尽，外观是否有反映故障性质的异常现象，气体继电器中积聚气体的数量及是否可燃，气体继电器中气体和油中溶解气体的色谱分析结果等。

本次故障发生时，根据“2号主变A相故障跳闸，出现主变轻瓦斯、重瓦斯动作”这一现象，首先应对主变外观进行检查，在保证主变外观无异常现象时，再对变压器油及瓦斯继电器内气体分别进行色谱分析。

经查，主变A相外观无明显异常现象，取2号主变A相气体继电器内气体和本体油样回实验室进行色谱分析，以便查明变压器内部发生了何种故障致使瓦斯保护动作导致2号主变A相跳闸。

3.1 色谱分析

色谱分析是指将收集到的气体用色谱仪对所含H2、O2、CO、CO2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等气体进行定性和定量分析，根据所含组分名称和含量准确判断故障性质、发展局势、严重程度。

利用气相色谱法分析油中溶解气体，是检测变压器等设备内部故障的一种有效的预防性试验方法。对于运行的变压器，溶解气体含量的注意值如表1所示。

表1 变压器中溶解气体含量的注意值Tab. 1 The value of the dissolved gas content in the transformer μL/L

根据文献[5]中对乙炔和总烃产生的故障判断如表2所示。

3.2 色谱分析结果

2号主变A相本体油样的色谱分析数据及2号主变A相瓦斯继电器内气体的色谱分析数据如表3所示。而2号变压器在正常运行时，主变本体油样的色谱分析数据如表4所示。

对比表3、表4数据可知，油中含有故障特征气体，C2H2含量已远超表1中所规定的注意值。根据表2分析可知，当变压器油中出现C2H2这种故障特征气体时，通常是由于变压器内部发生电弧或放电现象。如果其他组分没有超出注意值，仅乙炔超出注意值很多并且增长较快，则可能是设备内部存在高能量的放电故障[6-8]。据表2—表4中C2H2、H2和总烃的数据分析，可初步判断为变压器内部存在放电故障，故对变压器立即解备转抢修。

表2 C2H2和总烃产生的故障分析Tab. 2 Fault analysis of acetylene and total hydrocarbon

表3 故障时油色谱分析数据Tab. 3 Oil chromatographic analysis data for the abnormal operation μL/L

表4 正常运行时油色谱分析数据Tab. 4 Oil chromatographic analysis data for the normal operation μL/L

3.3 故障检查

对变压器内部进行全面检查，结果发现：

1）2号主变A相的高压套管底部接线端子与固定端子之间有0.5～1.0 mm间距，两部位接触不良，有烧蚀现象，如图1所示。这是本次变压器高压侧A相套管内部故障导致变压器本体重瓦斯保护动作断路器跳闸的主要原因。

2）2号主变A相高压侧分接开关支撑法兰有裂纹，如图2所示。

检查变压器其余各部件均正常，未发现异常现象。

3.4 故障原因分析

将2号主变A相的高压侧套管拆下后发现，底部接线端子与固定端子之间有0.5～1.0 mm间距，拉杆装配尺寸低于标准要求10 mm。分析本次故障原因为套管在组装时装配不到位，紧固力不够，装配存在缺陷，造成套管底部接线端子接触不良，进而发展到套管多处出现电流烧蚀，最终在底部接触面发生严重烧蚀，产生气体，致使变压器瓦斯动作跳闸。

图1 主变高压侧套管底部接线端子与固定端子之间放电烧蚀现象（A相）Fig. 1 Discharge ablation phenomenon of the main transformer high voltage side casing bottom terminals and fixed terminals（A-phase）

图2 分接开关固定板支撑法兰有裂纹（A相）Fig. 2 Cracks on the tap switch fixing plate supporting flange（A-phase）

对2号主变A相的分接开关进行了解体检查，各分接位置动静触头接触面良好无异常，但分接开关上下支撑法兰有裂纹。经分析确认，分接开关上下支撑法兰的裂纹是受外力作用而引起，主要原因是由于分接开关装配不良，受应力过大[9-10]。

4 主变故障处理

针对3.4节故障原因，对变压器进行故障处理：

1）更换A相变压器高压侧套管，并按照高压套管厂家装配要求，安装套管拉杆等部件。

2）更换A相变压器分接开关上下支撑法兰。安装时按工艺要求施工，确保分接开关安装质量。

3）检查B、C相高压套管装配尺寸，确认装配数据符合要求。

4）B、C两相变压器分接开关在档位切换活动正常和直流电阻测量值符合规定的情况下，此次不安排检查，如遇机组长期停运，应安排对分接开关进行检查。

5）2号主变抢修后期各项工作，所有人员要责任到位，各项操作中要坚持安全第一的原则，尽快尽早并保质保量的完成2号主变抢修任务。

5 结语

2号主变A相的高压侧套管更换完毕，分接开关支撑法兰更换完毕，变压器滤油至油质合格，变压器抽真空达到标准后，进油开始热油循环。至此，2号主变A相故障跳闸事故处理完毕。此例表明，瓦斯保护作为变压器的主保护对电力变压器的安全运行起到了至关重要的作用，瓦斯保护动作后，运行人员应对变压器进行认真检查，必要时要根据气体含量进行色谱分析，并根据电力变压器运行规程及溶解气体分析判断导则来判断变压器的故障性质，以采取合理措施。

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