电厂主变压器瓦斯报警原因排查及分析

尤子峰

(安徽省合肥联合发电有限公司，安徽 合肥 231607)

0 引言

瓦斯保护是变压器内部一个非常重要的非电气量保护，对变压器匝间和层间短路、铁心故障、套管内部故障、绕组内部断线、绝缘劣化、油面下降等故障均能灵敏动作。当油浸式变压器的内部发生故障时，电弧使变压器油分解并产生大量的气体，其强烈程度随故障严重程度有所不同。电厂瓦斯保护正是利用反应气体状态的瓦斯继电器来实现变压器内部故障时保护变压器的目的。

1 变压器瓦斯保护原理

在瓦斯保护继电器内部，上部是一个密封的浮筒，下部是一块金属档板，两者均装有密封的水银接点；浮筒和档板可以围绕各自的轴旋转，其结构如图1所示。

图1 瓦斯部继电器内部结构

(1) 在正常运行时，继电器内充满油，浮筒浸在油内，处于上浮位置，水银接点断开；档板则由于本身重量而下垂，其水银接点也是断开的。

(2) 当变压器内部发生轻微故障时，气体产生的速度较缓慢，气体上升至储油柜途中首先积存于瓦斯继电器的上部空间，使油面下降，浮筒随之下降而使水银接点闭合，接通延时信号，这就是所谓的“轻瓦斯”。

(3) 当变压器内部发生严重故障时，则产生强烈的瓦斯气体，油箱内压力瞬时突增，产生很大的油流向油枕方向冲击，因油流冲击档板，档板克服弹簧的阻力，带动磁铁向干簧触点方向移动，使水银触点闭合，接通跳闸回路，使断路器跳闸，这就是所谓的“重瓦斯”。

2 主变瓦斯继电器布置

某电厂2台主变分别配置有6只瓦斯继电器，用于不同位置的测量保护，分别在低压侧升高座、高压侧A相升高座、高压侧B相升高座、高压侧C相升高座、无载调压开关以及主变油枕与本体连接管处(即主瓦斯)。

在主变底部西面分别为每个瓦斯继电器配备了一只放气阀，分别对应主瓦斯、高压侧A相升高座瓦斯、高压侧B相升高座瓦斯、高压侧C相升高座瓦斯、低压侧升高座瓦斯及无载调压开关瓦斯。

该厂集控DCS系统画面中设置有2处瓦斯报警，一处为主变低压侧升高座处瓦斯继电器轻瓦斯报警(BUCHLZ LV)，另一处为上述其余5只瓦斯继电器轻瓦斯的综合报警(BUCHLZ HV)。

3 2号主变轻瓦斯报警

2020-04-08 以来，2号主变低压侧升高座处瓦斯继电器频发轻瓦斯报警信号。截至4月18日，累计发出轻瓦斯报警110次。

4月11日，该厂仪控专业修改了2号主变瓦斯报警信号配置方式，将其中BUCHLZ LV报警信号由原来的低压侧升高座处瓦斯继电器，修改为油枕和本体连接管处的瓦斯继电器专用，作为主瓦斯报警信号；BUCHLZ HV报警信号修改为其余5处瓦斯继电器(包括低压侧升高座、高压侧A 相升高座、高压侧B相升高座、高压侧C相升高座及无载调压开关)公用。从4月11日调整主变瓦斯报警配置方式以后，BUCHLZ LV信号再未报警，报警集中为BUCHLZ HV信号。同时，分析报警的间隔时长，每日小夜班、大夜班主变轻瓦斯报警间隔时间明显小于白班报警的间隔时间。

在报警发生之后，该厂化学专业对变压器内部气体进行分析，发现2号主变低压侧升高座的瓦斯继电器内气样的CO和CO2含量在4月13日出现明显异常，测得CO和CO2含量分别达到84862 μL/L，537437 μL/L，CO是其他几次检测数据的数倍，CO2含量是其他几次检测数据的数十倍，同时还检测出了O2和N2。

4 原因分析

在4月11日改变瓦斯报警配置方式之后，BUCHLZ LV信号报警次数明显变少，最后一次报警与上一次报警之间的时间间隔也有两天多。相反，另一个BUCHLZ HV信号的报警次数明显增多，这种现象证明发生报警的瓦斯继电器来自于低压侧升高座处。

从时间上看，轻瓦斯报警可能出现在每天的任意一个时段，其报警均匀地分布于一天之中，唯一可以发现明显不同的一点是两次报警之间的间隔时间。通过分析每次报警的发生时间，可以发现在一天当中，白班期间的报警间隔时间普遍大于小夜班和大夜班，同时对于机组负荷来说，在高负荷时的报警间隔明显小于低负荷时；此外，2号机组在4月11～18日的白班经常会进入深度调峰，而小夜班和大夜班期间经常会带满负荷。由此可以得出一个初步推论为机组高负荷时，2号主变轻瓦斯报警更加频繁。

从气样分析结果来看，在4月13日的检测报告中，2号主变低压侧瓦斯继电器气样里的CO和CO2含量较其他部位不同，变压器油中CO产气量是受变压器内在及外在因素较为敏感的一种气体，当机组负荷升高时，将会导致主变内部线圈温度升高，而变压器绝缘寿命损失是随着温度升高呈指数关系增长的，故高负荷时变压器中的绝缘热损将高于低负荷时；又因为变压器的绝缘材料劣化分解参考指标主要表现在CO和CO2含量上，当故障涉及固体绝缘材料时，一般CO2/CO小于3，最好使用CO2和CO的增量进行计算；当固体材料绝缘老化时，一般CO2/CO大于7。

通过气样分析结果还发现，最近一段时间2号主变瓦斯继电器内气样检测出O2和N2，这是由空气渗入所致。主变本体辅助设备众多，各设备之间存在装配缝隙，与外部环境密封部分难免会存在不严密之处。当变压器外部环境温度发生变化时，变压器内部气体体积也会发生变化；当温度由高降低之后，变压器内部气体体积收缩。这些都有可能导致空气渗入，逐渐在瓦斯继电器顶部汇聚，造成轻瓦斯报警。

该厂电气检修人员在每次主瓦斯继电器报警后均对主变本体进行检查，均发现集气盒内有积气，同时该厂化学专业取油样进行色谱、微水、耐压(60 kV以上)、酸值、糠醛(0.032 mg/L)、T501含量(0.24 %)、旋转氧弹值(257 min)、油高温介损(0.01987)等测试无明显异常；取气样进行色谱等测试也未见明显异常。

在该厂2号机5月后进行的停机检修期间，电气专业检修人员对主变本体进行了查漏消缺工作。经检修检查，确认第5组冷却器潜油泵进口处DN200蝶阀损坏，阀瓣与阀杆固定螺栓切断，阀门未处于完全打开状态，阀芯密封圈也存在一定程度的老化。此外，2号主变呼吸器油杯加油油位较高，油压大于油枕内部气压，导致不能连续呼吸。

结合修前跟踪以及检修过程中所处理问题进行综合分析，得出2号主变进气以及本次主变瓦斯频繁报警的原因，是由于该主变第5组冷却器潜油泵进口DN200蝶阀运行中实际未开足导致油泵进口节流、局部负压增大，加上进口蝶阀阀芯渗漏，故导致空气从密封不严处进入。

5 处理措施

(1) 取出第5组冷却器潜油泵进口DN200蝶阀两侧断丝重新上螺栓，并经开关试验正常，同时更换了备品潜油泵。

(2) 更换5组潜油泵进出口密封圈3只，其中进口1只、出口2只，规格型号：内径×厚度 为134.3 mm×5.70 mm；更 换 潜 油 泵 进 口蝶阀密封圈2只，规格型号：内径×厚度为124.3 mm×5.72 mm。

(3) 更换5组潜油泵进口下部快阀密封圈。

(4) 检查5组潜油泵进口蝶阀阀芯渗漏情况，发现第2组正常，故对各组进行了如下处理。

① 第1组更换阀芯O型圈。

② 第2组更换第1组潜油泵油流继电器上阀。

③ 第3组更换备品蝶阀。

④ 第4组更换第1组潜油泵油流继电器下阀。

检修结束再鉴定时，维修人员对2号主变打热油循环72 h；放油后真空注油，再次热油循环24 h；静置48 h后，含气量均在3 %以内。静置期间对6处瓦斯继电器进行了3次排气；机组并网后检查6处瓦斯积气情况，均无积气，故基本确定本次故障已经消除。

6 结束语

检修班组在今后的检修工作中，要严格按照规程进行操作，避免出现以下问题。

(1) 检修班组对主变渗油缺陷重视程度不够，对强迫油循环循环风冷变压器负压区的存在认识不足，班组应对充油设备的渗漏引起重视，特别是主变的渗漏油情况要高度重视，如负压区存在渗漏应及时停运该组冷却器，其他部位出现渗漏应持续跟踪并尽快处理。先前2号机组两次调停，2号主变停运后第5组潜油泵进口蝶阀就存在渗漏油情况，班组均未能分析其危害，仅简单处理了事，对负压区认识存在盲区从而任由该泵继续运行。

(2) 检修时，主变DN200蝶阀开、关不得野蛮操作，切勿擅自使用加长杆；开、关主变内部阀门应双手操作，如需外委单位操作，必须监护到位。

(3) 对主变修前呼吸器长期不能正常呼吸认识不够，分析不到位；今后对主变、高厂变呼吸器运行情况须加强观察，如遇异常情况应及时分析处理。

(4) 主变易损备品准备不足，导致出现问题后备品不能及时供应，应予以针对性改进。