变压器气体保护动作原因分析宋海鹰

变压器气体保护动作原因分析宋海鹰

宋海鹰

特变电工股份有限公司新疆变压器厂新疆昌吉831100

摘要：变压器气体保护是变压器内部故障的主保护，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、绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。下面介绍一起变压器因缺油油面下降引起的气体保护动作案例，给出缺油原因，提出防范措施，供参考。

关键词：变压器差动保护；原因分析

引言

某变电站2号主变压器比率差动维护动作，导致三侧断路器跳闸，经过毛病录波剖析、变压比实验、短路阻抗实验、频响测试数据剖析、绝缘油色谱剖析以及三比值法剖析，并对设备进行崩溃查看，找出事端原由于分接开关中极性选择开关切换过程中放电，然后引起调压绕组损坏。对此提出了相应的防范措施，以避免同类事端再次发生，保证电网安全稳定运转。

1变压器气体继电器的结构和动作原理

1.1气体继电器的结构

气体继电器有浮筒式、挡板式、开口杯式等结构，以前大多采用FJ1－80型继电器，其结构如图1所示。

图1FJ1－80型气体继电器的结构

1.2气体继电器的动作原理

变压器正常运行时，气体继电器充满油，如图2（a）所示。当变压器油箱内部发生轻微故障时，油分解出的少量气体慢慢升入气体继电器，气压使油面下降，继电器的开口杯随油面落下，轻瓦斯触点接通发出信号，如图2（b）所示。当变压器发生严重内部故障时，产生的强烈气体推动油流冲击挡板，使下油杯下降触点接通而跳闸，如图2（c）所示。如果变压器油箱漏油，使得气体继电器内的油慢慢流尽，先是气体继电器上油杯下降，上触点接通，发出轻瓦斯报警信号；接着，下油杯下降，下触点接通发出跳闸信号，如图2（d）所示。

图2气体继电器动作示意图

2案例分析

2．1现场情况

变压器型号：SFSZ9－180000/220，储油柜为全密封结构，配装的胶囊型号为STP5000－1300。变压器于2006年11月出厂，2009年6月投运。2016年1月的一个凌晨，天气晴，气温0℃，寒冷。变压器气体保护动作前电网运行正常，无操作。04：43，一变压器本体轻瓦斯动作发信，05：27，变压器本体重瓦斯动作跳闸。

2．2检查分析

2．2．1分析变压器保护动作行为

变压器故障后，现场检查非电量保护逻辑及回路正确。调取故障录波图分析，重瓦斯动作前，录波二次采样及保护差流正常，判断变压器保护动作由气体继电器动作引起，保护动作行为正确。

2．2．2变压器电气试验

进行变压器本体电气、油气试验，数据正常。

2．2．3检查变压器渗漏油、阀门情况

变压器本体、气体继电器、压力释放阀、排油注氮机构箱、事故油池及有载开关均未发现渗漏油。储油柜与本体间的阀门指标均在开启状态，排油注氮的断流阀在开启状态，储油柜与呼吸器间畅通。

2．2．4检查变压器气体继电器

现场检查变压器本体气体继电器内油位在最低位置，如图3所示。打开集气盒放气阀时，气体继电器内气体无法排出，只能用针筒气管直接从取气口抽气。气体色谱检测分析，未发现异常气体成分。

图3变压器气体继电器情况

2．2．5检查变压器储油柜

变压器本体储油柜油位计指示在4格位置，本体油温16℃，如图4所示。

图4变压器本体储油柜油位计指示情况

用U形管分别对储油柜、油箱的油位高度进行检测，储油柜油位在最底部的死油区位置，本体油箱油位在本体气体继电器下方25cm处。对储油柜胶囊充氮后，胶囊能保持压力，但油位指示仍在4格（油位指示卡死）。打开储油柜人孔，储油柜内没有变压器油。综合以上检查，判断变压器保护动作行为正确，排除变压器内部故障及渗漏油因素。本次变压器气体保护动作的原因为储油柜缺油引起气体继电器动作。

2．3现场处置

现场当天连夜组织备品油，过滤后重新补注油，恢复送电，一切正常。

2．4变压器缺油原因

该变压器2007年建设、安装。2008年，变压器局部放电试验不合格，现场处理后再次试验，合格。2015年，进行变压器本体例检，对油位计、气体继电器加装防雨罩，排油注氮例检合格。核查投运后历史缺陷记录，未发现足以导致油位明显减少的渗漏油缺陷。经排查分析，确认变压器气体保护动作跳闸原因是变压器基建安装时原储油柜内部缺油，且油位表指示不正确，存在假油位现象（油位计下限卡死在4格）。受此次低气温因素影响，变压器油位下降，储油柜、气体继电器内的变压器油回流至变压器本体，导致本体气体继电器缺油保护动作跳闸。未能及时发现变压器缺油问题的原因如下。

2．4．1基建安装

基建安装施工工艺不规范，关键工序未严格把控是造成变压器储油柜缺油的直接原因。

2．4．2竣工验收

基建工程竣工验收存在死角，未能及时发现变压器储油柜缺油。

2．4．3运维检修

设备运维巡视未能及时发现油位指示不正确，无法与温度曲线相对应。设备例检时未能发现储油柜油位异常、假油位。经核查，例检时，对变压器本体储油柜油位计只进行外观检查，记录“油位指示1/2，合格”，未采取有效措施落实变压器检修导则中油位计“应无假油位现象”及作业卡“油位指示应与温度值对应，油位计动作正常，无假油位”工艺要求。原作业卡内容不够细化，未明确如何判断无假油位，可操作性不够。

2．5变压器缺油的防范措施

（1）督促建设单位、监理单位严格按基建工程安装规范、工艺施工，做好关键工序的监理。同时，业主要参与关键工序的见证、检查，从源头防范施工工艺疏忽造成变压器缺油。（2）严格规范基建工程竣工验收工作，督促落实，验收卡逐项核实、签名，做好验收把控工作。（3）严格规范设备巡视要求，巡视时要核对油位指示与温度曲线是否一致，存在偏差及时排除。为防患于未然，宜安排变压器本体最高油温、最低油温及与油位曲线对应情况的排查，如有异常，及时消除隐患。（4）严格规范设备检修要求，进一步细化作业卡工序步骤和内容，方便现场作业。同时，检修作业人员要加强检修导则、作业卡内容的学习，保证现场作业时检修导则、作业卡的工序要求得到有效落实，保证检修后设备正常可靠。

（5）加强入网设备选型作业，严把设备质量关，对有规划缺点的设备不允许入网运转。（6）对110kV电力变压器，若选用V形真空开关，要求制作厂家出具康复电压核算报告，康复电压需小于真空开关极性转换选择器触头耐受电压，并留有必定裕度。在运变压器需进行风险评价，加强开关日常挡位调节情况监督，盯梢氢气和乙炔含量。

结语

本次变压器故障跳闸，偶然之中存在必然因素，由于变压器安装调试、运行巡视、维护检修等各环节的疏忽，最终导致变压器缺油，气体保护动作。因此，必须坚持开展设备全过程规范管理，严格执行建设安装、运维检修工艺，防止设备故障的发生。

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