電廠主變壓器瓦斯報警原因排查及分析

尤子峰

(安徽省合肥聯合發電有限公司，安徽 合肥 231607)

0 引言

瓦斯保護是變壓器內部一個非常重要的非電氣量保護，對變壓器匝間和層間短路、鐵心故障、套管內部故障、繞組內部斷線、絕緣劣化、油面下降等故障均能靈敏動作。當油浸式變壓器的內部發生故障時，電弧使變壓器油分解并產生大量的氣體，其強烈程度隨故障嚴重程度有所不同。電廠瓦斯保護正是利用反應氣體狀態的瓦斯繼電器來實現變壓器內部故障時保護變壓器的目的。

1 變壓器瓦斯保護原理

在瓦斯保護繼電器內部，上部是一個密封的浮筒，下部是一塊金屬檔板，兩者均裝有密封的水銀接點；浮筒和檔板可以圍繞各自的軸旋轉，其結構如圖1所示。

圖1 瓦斯部繼電器內部結構

(1) 在正常運行時，繼電器內充滿油，浮筒浸在油內，處于上浮位置，水銀接點斷開；檔板則由于本身重量而下垂，其水銀接點也是斷開的。

(2) 當變壓器內部發生輕微故障時，氣體產生的速度較緩慢，氣體上升至儲油柜途中首先積存于瓦斯繼電器的上部空間，使油面下降，浮筒隨之下降而使水銀接點閉合，接通延時信號，這就是所謂的“輕瓦斯”。

(3) 當變壓器內部發生嚴重故障時，則產生強烈的瓦斯氣體，油箱內壓力瞬時突增，產生很大的油流向油枕方向沖擊，因油流沖擊檔板，檔板克服彈簧的阻力，帶動磁鐵向干簧觸點方向移動，使水銀觸點閉合，接通跳閘回路，使斷路器跳閘，這就是所謂的“重瓦斯”。

2 主變瓦斯繼電器布置

某電廠2臺主變分別配置有6只瓦斯繼電器，用于不同位置的測量保護，分別在低壓側升高座、高壓側A相升高座、高壓側B相升高座、高壓側C相升高座、無載調壓開關以及主變油枕與本體連接管處(即主瓦斯)。

在主變底部西面分別為每個瓦斯繼電器配備了一只放氣閥，分別對應主瓦斯、高壓側A相升高座瓦斯、高壓側B相升高座瓦斯、高壓側C相升高座瓦斯、低壓側升高座瓦斯及無載調壓開關瓦斯。

該廠集控DCS系統畫面中設置有2處瓦斯報警，一處為主變低壓側升高座處瓦斯繼電器輕瓦斯報警(BUCHLZ LV)，另一處為上述其余5只瓦斯繼電器輕瓦斯的綜合報警(BUCHLZ HV)。

3 2號主變輕瓦斯報警

2020-04-08 以來，2號主變低壓側升高座處瓦斯繼電器頻發輕瓦斯報警信號。截至4月18日，累計發出輕瓦斯報警110次。

4月11日，該廠儀控專業修改了2號主變瓦斯報警信號配置方式，將其中BUCHLZ LV報警信號由原來的低壓側升高座處瓦斯繼電器，修改為油枕和本體連接管處的瓦斯繼電器專用，作為主瓦斯報警信號；BUCHLZ HV報警信號修改為其余5處瓦斯繼電器(包括低壓側升高座、高壓側A 相升高座、高壓側B相升高座、高壓側C相升高座及無載調壓開關)公用。從4月11日調整主變瓦斯報警配置方式以后，BUCHLZ LV信號再未報警，報警集中為BUCHLZ HV信號。同時，分析報警的間隔時長，每日小夜班、大夜班主變輕瓦斯報警間隔時間明顯小于白班報警的間隔時間。

在報警發生之后，該廠化學專業對變壓器內部氣體進行分析，發現2號主變低壓側升高座的瓦斯繼電器內氣樣的CO和CO2含量在4月13日出現明顯異常，測得CO和CO2含量分別達到84862 μL/L，537437 μL/L，CO是其他幾次檢測數據的數倍，CO2含量是其他幾次檢測數據的數十倍，同時還檢測出了O2和N2。

4 原因分析

在4月11日改變瓦斯報警配置方式之后，BUCHLZ LV信號報警次數明顯變少，最后一次報警與上一次報警之間的時間間隔也有兩天多。相反，另一個BUCHLZ HV信號的報警次數明顯增多，這種現象證明發生報警的瓦斯繼電器來自于低壓側升高座處。

從時間上看，輕瓦斯報警可能出現在每天的任意一個時段，其報警均勻地分布于一天之中，唯一可以發現明顯不同的一點是兩次報警之間的間隔時間。通過分析每次報警的發生時間，可以發現在一天當中，白班期間的報警間隔時間普遍大于小夜班和大夜班，同時對于機組負荷來說，在高負荷時的報警間隔明顯小于低負荷時；此外，2號機組在4月11～18日的白班經常會進入深度調峰，而小夜班和大夜班期間經常會帶滿負荷。由此可以得出一個初步推論為機組高負荷時，2號主變輕瓦斯報警更加頻繁。

從氣樣分析結果來看，在4月13日的檢測報告中，2號主變低壓側瓦斯繼電器氣樣里的CO和CO2含量較其他部位不同，變壓器油中CO產氣量是受變壓器內在及外在因素較為敏感的一種氣體，當機組負荷升高時，將會導致主變內部線圈溫度升高，而變壓器絕緣壽命損失是隨著溫度升高呈指數關系增長的，故高負荷時變壓器中的絕緣熱損將高于低負荷時；又因為變壓器的絕緣材料劣化分解參考指標主要表現在CO和CO2含量上，當故障涉及固體絕緣材料時，一般CO2/CO小于3，最好使用CO2和CO的增量進行計算；當固體材料絕緣老化時，一般CO2/CO大于7。

通過氣樣分析結果還發現，最近一段時間2號主變瓦斯繼電器內氣樣檢測出O2和N2，這是由空氣滲入所致。主變本體輔助設備眾多，各設備之間存在裝配縫隙，與外部環境密封部分難免會存在不嚴密之處。當變壓器外部環境溫度發生變化時，變壓器內部氣體體積也會發生變化；當溫度由高降低之后，變壓器內部氣體體積收縮。這些都有可能導致空氣滲入，逐漸在瓦斯繼電器頂部匯聚，造成輕瓦斯報警。

該廠電氣檢修人員在每次主瓦斯繼電器報警后均對主變本體進行檢查，均發現集氣盒內有積氣，同時該廠化學專業取油樣進行色譜、微水、耐壓(60 kV以上)、酸值、糠醛(0.032 mg/L)、T501含量(0.24 %)、旋轉氧彈值(257 min)、油高溫介損(0.01987)等測試無明顯異常；取氣樣進行色譜等測試也未見明顯異常。

在該廠2號機5月后進行的停機檢修期間，電氣專業檢修人員對主變本體進行了查漏消缺工作。經檢修檢查，確認第5組冷卻器潛油泵進口處DN200蝶閥損壞，閥瓣與閥桿固定螺栓切斷，閥門未處于完全打開狀態，閥芯密封圈也存在一定程度的老化。此外，2號主變呼吸器油杯加油油位較高，油壓大于油枕內部氣壓，導致不能連續呼吸。

結合修前跟蹤以及檢修過程中所處理問題進行綜合分析，得出2號主變進氣以及本次主變瓦斯頻繁報警的原因，是由于該主變第5組冷卻器潛油泵進口DN200蝶閥運行中實際未開足導致油泵進口節流、局部負壓增大，加上進口蝶閥閥芯滲漏，故導致空氣從密封不嚴處進入。

5 處理措施

(1) 取出第5組冷卻器潛油泵進口DN200蝶閥兩側斷絲重新上螺栓，并經開關試驗正常，同時更換了備品潛油泵。

(2) 更換5組潛油泵進出口密封圈3只，其中進口1只、出口2只，規格型號：內徑×厚度 為134.3 mm×5.70 mm；更 換 潛 油 泵 進 口蝶閥密封圈2只，規格型號：內徑×厚度為124.3 mm×5.72 mm。

(3) 更換5組潛油泵進口下部快閥密封圈。

(4) 檢查5組潛油泵進口蝶閥閥芯滲漏情況，發現第2組正常，故對各組進行了如下處理。

① 第1組更換閥芯O型圈。

② 第2組更換第1組潛油泵油流繼電器上閥。

③ 第3組更換備品蝶閥。

④ 第4組更換第1組潛油泵油流繼電器下閥。

檢修結束再鑒定時，維修人員對2號主變打熱油循環72 h；放油后真空注油，再次熱油循環24 h；靜置48 h后，含氣量均在3 %以內。靜置期間對6處瓦斯繼電器進行了3次排氣；機組并網后檢查6處瓦斯積氣情況，均無積氣，故基本確定本次故障已經消除。

6 結束語

檢修班組在今后的檢修工作中，要嚴格按照規程進行操作，避免出現以下問題。

(1) 檢修班組對主變滲油缺陷重視程度不夠，對強迫油循環循環風冷變壓器負壓區的存在認識不足，班組應對充油設備的滲漏引起重視，特別是主變的滲漏油情況要高度重視，如負壓區存在滲漏應及時停運該組冷卻器，其他部位出現滲漏應持續跟蹤并盡快處理。先前2號機組兩次調停，2號主變停運后第5組潛油泵進口蝶閥就存在滲漏油情況，班組均未能分析其危害，僅簡單處理了事，對負壓區認識存在盲區從而任由該泵繼續運行。

(2) 檢修時，主變DN200蝶閥開、關不得野蠻操作，切勿擅自使用加長桿；開、關主變內部閥門應雙手操作，如需外委單位操作，必須監護到位。

(3) 對主變修前呼吸器長期不能正常呼吸認識不夠，分析不到位；今后對主變、高廠變呼吸器運行情況須加強觀察，如遇異常情況應及時分析處理。

(4) 主變易損備品準備不足，導致出現問題后備品不能及時供應，應予以針對性改進。