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电气论文:变压器瓦斯保护动作成因及处理对策

时间:2023-05-15 点击:24次

变压器瓦斯保护动作成因及处理对策

[摘要] 本文以首钢热电站1#主变两次轻瓦斯保护动作为引子,阐述了引起变压器瓦斯保护动作的各种原因,并提出处理对策。

[关键词] 变压器 瓦斯故障 成因 处理对策

1、引言

瓦斯保护是油浸式变压器内部故障的一种基本保护,轻、重瓦斯保护动作也是变压器运行中的常见故障。2005年9月2日和2006年2月1日,首钢热电站1#主变(型号:SFS7-63000/110)轻瓦斯保护各动作一次,且有少量气体逸出,引起专业人员的注意。瓦斯保护动作预示着变压器内部可能发生故障,因此,了解瓦斯故障的成因,对于提高职工的综合判断能力以及掌握处理方法,从而保证电气设备的安全运行有着极其重要的意义。

2、两次变压器瓦斯保护动作经过:

2.1、2005年9月2日8:32,热电1#主变轻瓦斯故障报警,值班工到现场放气后信号复归正常,但放气时发现有少量无色无味气体逸出,汇报专业人员后于2005年9月5日采集油样送检。色谱分析显示一氧化碳(CO)含量超标。

2.2、2006年2月1日,9:28,热电1#主变轻瓦斯故障报警,值班工检查变压器无异常后进行放气时发现有少量无色无味气体逸出,但放气后信号复归正常。17:20,1#主变轻瓦斯保护又动作一次,处理方法同上。汇报专业人员后于2月5日采集油样送检。色谱分析显示总烃超标。2月7日,为确保1#主变的安全,厂决定将1#主变所带负荷减轻180A。(441开关由1#35kV母线倒至6#35kV母线运行)。

3、瓦斯保护动作原因

笔者结合多年实践将瓦斯保护动作原因归类如下:

3.1、变压器内部故障

当变压器内部出现匝间短路、绝缘损坏、接触不良、铁芯多点接地等故障时,都将产生大量的热能,使油分解出可燃性气体,向油枕(储油柜)方向流动。当流速超过气体继电器的动作值时,气体继电器的档板受到冲击,使断路器跳闸,从而避免事故扩大,这种情况通常称之为重瓦斯保护动作。当气体沿油面上升,聚集在气体继电器内超过30ml时,也可以使气体继电器的信号接点接通,发出警报,通常称之为轻瓦斯保护动作。瓦斯保护动作后,应及时采集油样进行色谱分析。

根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(GB/T 7252-2001)中关于故障辨析方法见表二:

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表二:色谱分析中油中气体成分与所对应故障

3.1.1、色谱分析中各种气体分析

《导则》中还规定:如果色谱分析显示其中的一项或多项气体浓度超过注意值,还应注意气体的增长情况可燃气体探测器跳闸,即产气速率。产气速率有两种:绝对产气速率和相对产气速率,对于相对产气速率,在气体浓度很小时易误判断,不宜采用。

(1)、绝对产生速率为:

0.25ml/h(开放式), 0.50ml/h(隔膜式) 。

(2)、相对产气速率为:10%/月 。

(3)、氢的产气率难以确定,是因为氢的溶解度小,受外界因素影响大,加之目前使用的不少色谱仪对氢的分析条件也不好,因此导致测试结果的分散性大。

(4)、乙炔的含量及注意值:

乙炔是放电性故障的特征气体,正常运行的变压器,油中不应产生乙炔,因此普遍认为,当发现乙炔从无(仪器检测不到)到有时,就应引起重视,进行跟踪和查找原因。至于在乙炔更小或没有的情况下就发生了事故的事也有实例,色谱监视对此也就无能为力了。

对于乙炔的产气速率注意值《导则》中没有,也很难确定,虽然在总烃的产气速率中包括乙炔,但一般说来在故障的发展阶段,无论是放电还是过热性故障,乙炔的增长对总烃值的影响很小,其数值远达不到总烃产气率的注意值,所以得出”观察产气速率主要是对过热性故障有用”的看法。确定乙炔产气速率的困难在于不确定性:有时乙炔值很小,并未发现明显增长,但突然发生了击穿事故;而有些故障可以观察到乙炔的增长过程,产气速率也很大,由于其放电部位和性质不致造成变压器的突发事故,经反复试验及检查后得到了处理,乙炔增长情况也随之消失。由此看出,对判断故障的严重性和处理的紧迫性而言,并不完全取决于含量的大小,特别是对于高电压大容量变压器,在刚出现乙炔时,更应加倍重视。计算乙炔的产气速率,是在于了解放电能量的大小及变化,便于掌握故障发展速度和分析可能产生放电的部位。

油中故障气体是造成油浸式大型变压器故障之主要因素。高溫运转会加速变压器的老化,促使一氧化碳及二氧化碳的产生。老化过程中所产生的一氧化碳反映出內部绝缘材质老化的速率和变压器寿命缩减的程度。

发热的金属会产生各种不同的故障,如导体中的电流密度过高, 或因漏磁现象使变压器产生感应电流;这些因素会产生CH4, H2, C2H4 及 C2H6等故障气体。部分放电会产生H2以及少量的CH4和C2H2。电弧现象则会产生H2和C2H2; 这时C2H2会大量增加。《导则》中色谱分析中异常气体的类型与事故实例见表三:

表三:色谱分析中异常气体的类型与事故实例

3.1.2、热电1#主变轻瓦斯故障原因

通过对热电1#主变两次油样色谱分析可以判断:1#主变第一次瓦斯故障是因为过负荷造成(色谱分析显示一氧化碳(CO)含量超标);第二次瓦斯故障是因为分接开关接触不良造成局部放电。1#主变两次油样色谱分析报告见表四。

表四:热电1#主变两次油样色谱分析报告

造成放电性故障的原因有:处于电场集中处的局部放电,某些该接地而未接地的金属部件上的悬浮电位放电;变压器受潮等原因引起围屏或撑条上正在发展中的树枝状放电,以及油流静电放电等。

3.2、变压器附属设备异常

3.2.1、呼吸系统不畅通

变压器的呼吸系统包括气囊呼吸器,防爆筒呼吸器等。有关资料表明,呼吸系统不畅或堵塞会造成轻、重瓦斯保护动作,并大多伴有喷油或跑油现象。例如,供电车间某站所的110kV、50MVA变压器,投运半年后,轻、重瓦斯保护动作,且压力阀喷油。但色谱分析正常,经检查,轻、重瓦斯保护动作的原因为变压器气囊呼吸堵塞。又如供电车间某总降110kV、31.5MVA主变压器,在气温为33~35℃下运行,上层油温为75~80℃。在系统无任何冲击的情况下,突然重瓦斯保护动作跳闸,经试验和检查,证明是呼吸器堵塞。由于它在高温下突然造成油流冲击,导致重瓦斯保护动作。

3.2.2、冷却系统漏气

当冷却系统密封不严进入了空气,或新投入运行的变压器未经真空脱气时,都会引起气体继电器的动作。

3.2.3、冷却器入口阀门关闭

冷却器入口阀门关闭造成堵塞也会引起气体继电器频繁动作。例如,供电车间某110kV、63MVA变压器大修后,投运一段时间,气体继电器突然动作,但色谱分析正常,经检查发现冷却器入口阀门堵塞,相当于潜油泵向变压器注入空气,造成气体继电器频繁动作。

3.2.4、散热器上部进油阀门关闭

散热器上部进油阀门关闭,也会引起气体继电器的频繁动作。例如,供电车间某110kV、63MVA变压器投产冲击送电时,冷却系统投入则发生重瓦斯保护动作引起跳闸。其原因是因为变压器第4号散热器上部进油蝶阀被误关闭,而下部出油蝶阀处于正常打开位置,当装于该处的潜油泵通电后,迅速将散热器内的油排入本体,散热器内呈真空状态,本体油量增加时,油便以很快的速度经气体继电器及管路流向油枕,在高速油流冲击下,气体继电器动作导致跳闸。

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3.2.5、潜油泵有缺陷

潜油泵缺陷对油中气体有很大影响,其一是潜油泵本身烧损,使本体油热分解,产生大量可燃性气体。例如供电车间某110kV、63MVA变压器,由于潜油泵严重磨损,在一周内使油中总烃由增到。其二是当窥视玻璃破裂时,由于轴尖处油流急速而造成负压,可以带入大量空气。即使玻璃未破裂,也有由于滤网堵塞形成负压空间使油脱出气泡,其结果是使气体继电器动作可燃气体探测器跳闸,这种情况比较常见。

3.2.6、变压器进气

运行经验表明,轻瓦斯保护动作绝大多数是由于变压器进入空气所致。造成进气的原因较多,主要有:密封垫老化和破损、法兰结合面变形、油循环系统进气、潜油泵滤网堵塞、焊接处砂眼进气等。例如2002年1-3月份,供电某台主变(110kV、63MVA)轻瓦斯保护频繁动作,气样表明,油中溶解气体的理论值与实测值近似相等,且故障气体各组分含量较小,故该变压器内部没有故障。经过反复检查,最后确定轻瓦斯保护动作是由于油循环系统密封不良进气造成的。

3.2.7、变压器内出现负压区

变压器在运行中有的部位的阀门可能被误关闭,如:①油枕下部与油箱连通管上的蝶阀或气体继电器与油枕连通管之间的蝶阀;②安装时,油枕上盖关得很紧而吸湿器下端的密封圈又未取下等。由于上述阀门被误关闭,当气温下降时,变压器本体内油的体积缩小,进而缺油又不能及时补充过来,致使油箱顶部或气体继电器内出现负压区,有时在气体继电器中还会形成油气上下浮动。油中逸出的气体向负压区流动,最终导致气体继电器动作。例如,2003年4月,白庙220kV站的1#主变,由于在短路事故后关闭了油枕下部与油箱连通管上的阀门,投运后又未打开,使变压器主体内”缺油集气”,造成轻瓦斯保护频繁动作。又如2002年供电车间某总降的35kV、31.5kVA主变压器在两次大雨中均发生重瓦斯保护动作,就是因为夜间突降大雨,使变压器急剧冷却,内部油位也随之下降,由于蝶阀关闭,油枕内的油不能随油位一同下降,在气体继电器内形成了一个无油的负压区,使溶解在油中的气体逸出并充满了气体继电器,造成气体继电器的下浮桶下沉,引起重瓦斯保护动作。

3.2.8、油枕油室中有气体

大型变压器通常装有胶囊隔膜式油枕,胶囊将油枕分为气室和油室两部分。若油室中有气体,当运行时油面升高就会产生假油面,严重时会从呼吸器喷油或防爆膜破裂。此时变压器油箱内的压力经呼吸器法兰突然释放,在气体继电器管路产生油流,同时套管升高座等死区的气体被压缩而积累的能量也突然释放,使油流的速度加快,导致瓦斯保护动作。

3.2.9、净油器的气体进入变压器

在检修后安装净油器时,由于排气不彻底,净油器入口胶垫密封不好等原因,使空气进入变压器,导致轻瓦斯保护动作。

另外,停用净油器时也可能引起轻瓦斯保护动作。例如,供电某110kV、31.5MVA的主变压器,因其净油器渗漏而停用时,由于净油器上下蝶阀没有关死,如图1所示,变压器本体的油仍可以渗到净油器中,并迫使净油器中的空气进入本体。集中在气体继电器中造成主变压器发生轻瓦斯保护动作。

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图1:净油器示意图

3.2.10、气温骤降

对开放式的变压器,其油中总气量约为10%左右,大多数分解气体在油中的溶解度是随温度的升高而降低的。但空气却不同,当温度升高时,它在油中的溶解度是增加的。因此,对于空气饱和的油,如果温度降低,将会有空气释放出来。即使油未饱和,但当负荷或环境温度骤然降低时,油的体积收缩,油面压力来不及通过呼吸器与大气平衡而降低,油中溶解的空气也会释放出来。所以,运行正常的变压器,压力和温度下降时,有时空气过饱和而逸出,严重时甚至引起瓦斯保护动作。例如,供电某35kV、31.5kVA的变压器,在气体继电器与油枕连通管之间蝶阀关闭的情况下,就发生过两次因气温骤降,引起重瓦斯保护动作的现象。

3.2.11、忽视气体继电器防雨

气体继电器的接线端子有的采用圆柱型瓷套管绝缘。固定在继电器顶盖上的接线盒里,避免下雨将油枕上的雨水滴进接线盒内。该接线盒盖子盖好后还应当用外罩罩住。例如:2002年4月15日,热电原2#主变(SFS7-63000/110)的气体继电器既无接线盒的盖子又无防雨罩(实际是丢在地面上),当下大雨时,气体继电器的触点被接线端子和地之间的雨水漏电阻短接,使跳闸回路接通。当出口继电器两端电压达到其动作电压时,导致变压器跳闸。显然,在上述条件下,若出口继电器的动作电压过低,就更容易引起跳闸。

3.3、放气操作不当

当气温很高、变压器负荷又大时,或虽然气温不很高,负荷突然增大时,运行值班员应加强巡视,发现油位异常升高(压力表指示数增大)时,应及时进行放气。放气时,必须是缓慢地打开放气阀,而不要快速打开阀门,以防止因油枕内空气压力骤然降低,油箱的油迅速涌向油枕,而导致重瓦斯保护动作,引起跳闸。

3.4、器身排气不充分

有的变压器在大修后投入运行不久就发生重瓦斯保护动作引起跳闸的现象。这可能是检修后器身排气不充分造成的。当变压器投运后,温度升高时,器身内的气体团突然经气体继电器进入储油柜,随之产生较大的油流冲击造成重瓦斯保护动作。动作后,气体继电器内均有气体,经化验确为空气。这足以说明有的空气由变压器器身流向储油柜。

3.5、安装不当

新装的变压器,轻瓦斯保护动作有的是因安装存在问题。例如,某部分出现真空、没有进行真空注油、气体继电器安装不当等,都可能使瓦斯保护动作。例如,某台63MVA、110kV的变压器。其轻瓦斯保护总是动作,经取气和取油分析均无问题,没有可燃性气体,经多次查找动作规律才知道,每当5号潜油泵启动1个月后,轻瓦斯保护就动作,检查5号潜油泵发现,其上面油路放气阀被堵死,因而在上面真空形成负压区。处理后,放气阀畅通,故障排除。

3.6、变压器二次回路有故障

检查变压器无任何异常,瓦斯继电器内充满油无气体,说明属于误动作。可能是二次回路问题,也可能是瓦斯继电器本身问题,还可能是受振动过大或外部有穿越性短路。这时应检查瓦斯继电器内部及接点位置、直流系统绝缘情况及瓦斯信号掉牌是否能复归。如果检查瓦斯继电器接点在打开位置,瓦斯信号掉牌不能复归,是直流系统绝缘不良,可能属于直流多点接地造成的误动;瓦斯继电器接点在打开位置,瓦斯信号掉牌不能复归,直流系统绝缘正常,可能属二次回路短路引起的误动,应查明短路点并排除;瓦斯继电器接点在打开位置,瓦斯信号掉牌能复归,检查直流系统绝缘良好,可能属振动过大等而引起的轻瓦斯误动,查明故障点原因并排除。如果检查瓦斯继电器在闭合位置,瓦斯信号掉牌不能复归,检查直流系统绝缘又良好,可能属瓦斯继电器本身问题(如浮子进油等故障),这种情况,应停电处理。

4、处理对策

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变压器瓦斯保护动作后首先判断是由变压器内部故障还是附属设备故障引起的,以便对不同的故障采取不同的方法。对变压器内部故障及其他原因的处理方法在此不再赘述。对于附属设备故障可分情况按以下几种情况处理。

4.1、严格密封防止进气。严格密封可以避免由于进气引起的瓦斯保护动作。为检查变压器密封不良,在检修后应对变压器进行检漏试验。变压器投入运行前,要注意排除内部空气,如套管法兰、高压套管升高座、油管路中死区、冷却器顶部等处的残留空气。投入运行前应尽早启动油泵,借助油循环将残留空气排出。注油就采用真空注油方法。油泵大修时,重点检查后端窥视孔、引线盒的密封,油管路中各排气孔及负压区的密封是否完好。

4.2、避免误关阀门并保证呼吸系统畅通,防止堵塞。如上所述,堵塞主要有两种情况,一是误关闭阀门。对此,只要运行人员重视,投运前,对每个阀门进行认真检查,就容易解决;二是呼吸系统堵塞。解决方法是检修后注油一定要将储油柜充满,充油过程中,打开储油柜顶部排气孔和手孔,边排气边按动胶囊,让胶囊完全展开,排除储油柜中的全部空气。变压器经各部排气后,储油柜的油面还会下降,必须再进行补充注油,直到把储油柜充满,确认变压器内无气体后,方可把油排到正常油位。

应当指出,为保证呼吸通畅,吸湿器硅胶颗粒不宜太细,其粒度必须保证在5~7mm以上,当硅胶浸油后,应即刻更换或进行干燥处理。另外,油封碗内着装油,则应确实保证油封碗内油面不超过2~3mm,其呼吸力不大于0.05MPa。

4.3、加强技术管理和维护,克服重大轻小、重主轻辅的倾向,充分认识附属(辅助)设备与主变压器的可靠运行息息相关。避免诸如端子箱和气体继电器端子因漏雨或清洗不当造成的接点短路,导致瓦斯保护动作,引起跳闸。

5、结束语

热电1#主变经色谱分析判断为变压器内部故障,且运行时间超过20年,电力厂在2006年5-6月份的1#机增容改造中将1#主变更换为-75000/110(西变)新品变压器。

上述可见,引起变压器瓦斯保护动作的原因很多,但笔者十多年的经验表明:油中含有空气的情况是最为常见的。处理变压器瓦斯信号故障,除了判定确属误动作的情况外,只要检查瓦斯继电器内有气体,不论可否点燃,都要取气并取油样化验分析(由专业人员进行)。经色谱分析得出的结论才是准确的。如果化验无问题,则需要对变压器附属设备、二次回路进行仔细的检查,不断总结,方能找到瓦斯动作的真正原因。

参考文献:

1、《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(GB/T 7252-2001),中华人民共和国水利电力部

2、李巍、卢玉东:《变压器轻瓦斯保护动作后的处理》,中国电力出版社,2003.5

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