110kV油浸式电力变压器轻瓦斯频繁动作原因排查

安 愿

（贵州北源电力股份有限公司正安牛都分公司，贵州遵义 556431）

0 引言

变压器是电力系统的重要组成部分，也是发电厂和变电所的主要设备之一，所以变压器的安全可靠运行显得十分重要。一旦变压器发生故障，将会对发电厂及电力系统造成不同程度的影响，而变压器瓦斯保护则是反映变压器故障的重要特征。

1 轻瓦斯动作现象

某电厂变压器由保定天威集团特变电气有限公司生产，其主要参数如表1 所示。

在冬天的一次骤然降温中，主变（主变压器）发轻瓦斯报动作信号，运行人员现场检查确认轻瓦斯动作，并采取排气措施，排气后仍有气体产生。轻瓦斯继续动作，记录显示，最多一天的动作次数为29 次，同时发现主变高压侧套管气室SF6气体压力降低。在发电机开机发电和不开机发电的情况下，观察油温和瓦斯报警关系，发现油温在35 ℃以上时不产生轻瓦斯气体，排气后报警消除；在35 ℃以下时轻瓦斯动作，排气后会连续产生瓦斯气体，轻瓦斯报警频繁动作。

表1 某主变设备的主要参数

2 轻瓦斯动作原因排查

（1）轻瓦斯动作后，取油样送当地电科院检验，结果显示油耐压、水分、介质损耗检测合格，油中溶解气体测试合格，排除主变内部故障的因素。具体数据为：油中溶解气体测试CH4：4.3 μL/L；C2H6：1.2 μL/L；C2H4：0 μL/L；C2H4：0 μL/L；总烃：5.7 μL/L；H2：4.5 μL/L；CO：150.9 μL/L；CO2：1260.4 μL/L；水分：12.1 mg/L；击穿电压：85.3 kV；介质损耗因数（90 ℃）：0.001 31。

（2）对主变进行常规的电气试验，结果未发现异常，排除主变不存在绝缘受潮和绕组连接缺陷。具体数据如下：

①油面温度为10 ℃时，绝缘电阻测试，高对低地：R15″为24.9 GΩ，R60″为29.1 GΩ，吸收比1.18；低对高地：R15″为15.6 GΩ，R60″为17.6 GΩ，吸收比1.21；铁芯对地为2.56 GΩ。

②油面温度为10 ℃时，高压线圈，RAO为870.9 mΩ，RBO为874.7 mΩ，RCO为875.7 mΩ，平衡度为0.55%；低压线圈，Rab为11.47 Ω，Rbc为11.46 Ω，Rca为11.53 Ω，平衡度为0.61%。

③油面温度为10 ℃时，介质损耗测试，反接法，高对低地，加压10 kV，介质损角0.302tgδ%，电容7857 pF；反接法，低对高地，加压10 kV，介质损角0.264tgδ%，电容11 250 pF。

（3）对1#主变的所有阀门进行检查，发现主变排油阀、加油阀、抽真空阀、呼吸器检修阀、抽真空检修阀、散热器油循环阀等均在正常工作状态，不存在错误开启或关闭情况。

（4）检查呼吸器油位检查正常，拆开油枕胶囊与管道连接口，用手电筒查看胶囊里面干燥清洁。胶囊张开与油面接触良好，未发现胶囊有破损、造成油面和空气接触情况。

（5）对主变器身及套管进行红外测温成像检查，温度显示正常，观察主变绕温及油温正常，不存有整体或局部过热现象。

（6）打开主变的所有排气孔进行排气检查，在排C 相套管时有气体溢出，体量和压力较大，油枕油位指针在7 左右，不存在少油问题。主变已投运4 年多，也不可能有窝倒气存在，也未发现有进气的地方，排除了外部进气的可能。

（7）结合1#主变高压侧油气套管结构，发现在主变轻瓦斯动作时主变高压套管气室压力减少，分析可能套管存在内渗，带压的SF6气体进入主变向瓦斯继电器移动，导致轻瓦斯动作。用SF6气体检漏仪对瓦斯继电器排出的气体进行检测，显示最大值达186×10-6，证实瓦斯气体为SF6气体。

3 采取的措施

经多方面排查，确定主变瓦斯气体为SF6气体，来自主变高压套管气室。原因为主变高压侧C 相油气套管内渗，当主变压力和套管SF6压力不平衡时，套管气侧向油侧灌气造成。找到原因后，为保证变压器的安全可靠运行，采取措施如下：

（1）因主变高压侧套管气室SF6气体在温度低时向主变灌气，造成气室压力降低，电站备足SF6气体，要求运行人员加强监视套管压力，在压力降低到0.45 MPa 后及时通知维护人员补气。

（2）经过记录负荷、温度、套管气室压力、天气、轻瓦斯动作频繁情况等综合分析，找出主变油温度和气室SF6压力的平衡点为油温在35 ℃以上，套管气室不向主变进气。采取尽量每天开单机运行措施，让主变油温保持在35 ℃以上运行。

（3）轻瓦斯动作后，安排运行人员及时排气，防止气体聚集过多，气体量和压力达到一定值时，造成重瓦斯保护误动作。

（4）积极和厂家联系沟通，并对出现的轻瓦斯动作排查情况及可能存在的C 相套管内渗进行分析，确定是套管缺陷造成SF6气体进入瓦斯继电器，导致轻瓦斯保护动作。制定出更换套管处理方案，在合适的时间申请停电更换处理。

4 处理过程

（1）SF6气体回收：用SF6气体回收装置对主变高压侧母线筒A、B、C 三相气室进行回收至零压，对其相邻1111 隔离开关气室进行回收至0.2 MPa。

（2）变压器油回收：用变压器滤油机对油枕进行回收至高压套管油端手控盖以下。

（3）更换高压套管：①拆除主变高压侧C 相母线筒、拆除导体并清理、更换吸附剂和密封圈，清理密封连接部位；②打开变压器油端C 相手控盖，打开油端电缆连接部位，拆除高压套管；③连接油端电缆，安装C 相导体与母线筒。

（4）高压套管气端充SF6气体：①对主变高压侧母线筒A、B、C 三相气室进行抽真空，真空度达到45 Pa；②对主变高压侧母线筒A、B、C 三相气室充SF6气体至额定压力0.52 MPa，对其相邻的1111 隔离开关气室进行充SF6气体至额定压力0.52 MPa。

（5）高压套管油端滤油：①用滤油机导入到储油罐后，用高真空滤油机进行变压器油过滤，采用油箱自循环，做好油箱密封。滤油机的出口温度不应低于50 ℃。滤油机出口油温最低50 ℃，最高不宜超过70 ℃，实际温度在66 ℃；②变压器滤油30 h，真空度达到-0.08 MPa；③静止24 h，油温正常后进行补油至额定值。

（6）SF6气体系统检漏：SF6气体充放气阀及接口；主变高压侧C 相母线筒连接部位及高压套管气端连接部位；母线筒端面及吸附剂盖板；密封良好，未发现有漏气现象。

（7）微量水分监测：主变高压侧母线气室96.63 μL/L，1111隔离气室99.01 μL/L，均小于规程标准150 μL/L。

（8）送油样检查，色谱、水分、耐压、介损等试验结果正常。

（9）通过电气预防性试验，绝缘、介损、直流电阻、泄漏电流测量符合规程标准。

（10）静止24 h 后主变投入运行正常。

5 解体油气套管后发现的缺陷情况

对主变C 套管进行解体，并结合油气套管结构分析，油侧和气侧经法兰连接，两法兰中间是末屏，套管由环氧树脂浇筑，漏气点只能在两法兰油气隔离之间。经详细检查发现，油气隔离两法兰和环氧浇筑粘连处有微小裂纹（图1）。

6 思考及建议

（1）注意收集图纸、试验报告等相关出厂资料交保资料室存档保管，保证设备资料的完整性，为以后查找设备故障及备件制作提供依据。

（2）加强现场设备安装监督管理，提高施工人员的责任心，确保设备的安装质量。

（3）加强设备监造工作，有条件对设备制造的过程及工艺、试验、出产检验等进行全程跟踪，发现不合格的设备、配件及时协调处理，保证出厂设备的质量。

图1 两法兰和环氧浇筑粘连处有微小裂纹

（4）加强设备运行分析工作，对出现的现象做好记录，多维度分析，精准找到故障点并及时协调处理，避免发生设备事故。

7 结束语

通过近一年的运行，经过了冬天气温骤降和油面温度低于35 ℃的考验，未发现主变套管气室SF6气体压力降低和轻瓦斯动作情况，主变轻瓦斯动作原因得到了彻底查清和解决，保证了设备安全可靠运行。经咨询厂家及电力系统部分专家，油气套管内渗造成轻瓦斯频繁动作的案例并未出现过。本案例的所有排查及处理方法，可以为发生类似设备故障的单位提供参考。