110kV油浸式電力變壓器輕瓦斯頻繁動作原因排查

安 愿

（貴州北源電力股份有限公司正安牛都分公司，貴州遵義 556431）

0 引言

變壓器是電力系統的重要組成部分，也是發電廠和變電所的主要設備之一，所以變壓器的安全可靠運行顯得十分重要。一旦變壓器發生故障，將會對發電廠及電力系統造成不同程度的影響，而變壓器瓦斯保護則是反映變壓器故障的重要特征。

1 輕瓦斯動作現象

某電廠變壓器由保定天威集團特變電氣有限公司生產，其主要參數如表1 所示。

在冬天的一次驟然降溫中，主變（主變壓器）發輕瓦斯報動作信號，運行人員現場檢查確認輕瓦斯動作，并采取排氣措施，排氣后仍有氣體產生。輕瓦斯繼續動作，記錄顯示，最多一天的動作次數為29 次，同時發現主變高壓側套管氣室SF6氣體壓力降低。在發電機開機發電和不開機發電的情況下，觀察油溫和瓦斯報警關系，發現油溫在35 ℃以上時不產生輕瓦斯氣體，排氣后報警消除；在35 ℃以下時輕瓦斯動作，排氣后會連續產生瓦斯氣體，輕瓦斯報警頻繁動作。

表1 某主變設備的主要參數

2 輕瓦斯動作原因排查

（1）輕瓦斯動作后，取油樣送當地電科院檢驗，結果顯示油耐壓、水分、介質損耗檢測合格，油中溶解氣體測試合格，排除主變內部故障的因素。具體數據為：油中溶解氣體測試CH4：4.3 μL/L；C2H6：1.2 μL/L；C2H4：0 μL/L；C2H4：0 μL/L；總烴：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；擊穿電壓：85.3 kV；介質損耗因數（90 ℃）：0.001 31。

（2）對主變進行常規的電氣試驗，結果未發現異常，排除主變不存在絕緣受潮和繞組連接缺陷。具體數據如下：

①油面溫度為10 ℃時，絕緣電阻測試，高對低地：R15″為24.9 GΩ，R60″為29.1 GΩ，吸收比1.18；低對高地：R15″為15.6 GΩ，R60″為17.6 GΩ，吸收比1.21；鐵芯對地為2.56 GΩ。

②油面溫度為10 ℃時，高壓線圈，RAO為870.9 mΩ，RBO為874.7 mΩ，RCO為875.7 mΩ，平衡度為0.55%；低壓線圈，Rab為11.47 Ω，Rbc為11.46 Ω，Rca為11.53 Ω，平衡度為0.61%。

③油面溫度為10 ℃時，介質損耗測試，反接法，高對低地，加壓10 kV，介質損角0.302tgδ%，電容7857 pF；反接法，低對高地，加壓10 kV，介質損角0.264tgδ%，電容11 250 pF。

（3）對1#主變的所有閥門進行檢查，發現主變排油閥、加油閥、抽真空閥、呼吸器檢修閥、抽真空檢修閥、散熱器油循環閥等均在正常工作狀態，不存在錯誤開啟或關閉情況。

（4）檢查呼吸器油位檢查正常，拆開油枕膠囊與管道連接口，用手電筒查看膠囊里面干燥清潔。膠囊張開與油面接觸良好，未發現膠囊有破損、造成油面和空氣接觸情況。

（5）對主變器身及套管進行紅外測溫成像檢查，溫度顯示正常，觀察主變繞溫及油溫正常，不存有整體或局部過熱現象。

（6）打開主變的所有排氣孔進行排氣檢查，在排C 相套管時有氣體溢出，體量和壓力較大，油枕油位指針在7 左右，不存在少油問題。主變已投運4 年多，也不可能有窩倒氣存在，也未發現有進氣的地方，排除了外部進氣的可能。

（7）結合1#主變高壓側油氣套管結構，發現在主變輕瓦斯動作時主變高壓套管氣室壓力減少，分析可能套管存在內滲，帶壓的SF6氣體進入主變向瓦斯繼電器移動，導致輕瓦斯動作。用SF6氣體檢漏儀對瓦斯繼電器排出的氣體進行檢測，顯示最大值達186×10-6，證實瓦斯氣體為SF6氣體。

3 采取的措施

經多方面排查，確定主變瓦斯氣體為SF6氣體，來自主變高壓套管氣室。原因為主變高壓側C 相油氣套管內滲，當主變壓力和套管SF6壓力不平衡時，套管氣側向油側灌氣造成。找到原因后，為保證變壓器的安全可靠運行，采取措施如下：

（1）因主變高壓側套管氣室SF6氣體在溫度低時向主變灌氣，造成氣室壓力降低，電站備足SF6氣體，要求運行人員加強監視套管壓力，在壓力降低到0.45 MPa 后及時通知維護人員補氣。

（2）經過記錄負荷、溫度、套管氣室壓力、天氣、輕瓦斯動作頻繁情況等綜合分析，找出主變油溫度和氣室SF6壓力的平衡點為油溫在35 ℃以上，套管氣室不向主變進氣。采取盡量每天開單機運行措施，讓主變油溫保持在35 ℃以上運行。

（3）輕瓦斯動作后，安排運行人員及時排氣，防止氣體聚集過多，氣體量和壓力達到一定值時，造成重瓦斯保護誤動作。

（4）積極和廠家聯系溝通，并對出現的輕瓦斯動作排查情況及可能存在的C 相套管內滲進行分析，確定是套管缺陷造成SF6氣體進入瓦斯繼電器，導致輕瓦斯保護動作。制定出更換套管處理方案，在合適的時間申請停電更換處理。

4 處理過程

（1）SF6氣體回收：用SF6氣體回收裝置對主變高壓側母線筒A、B、C 三相氣室進行回收至零壓，對其相鄰1111 隔離開關氣室進行回收至0.2 MPa。

（2）變壓器油回收：用變壓器濾油機對油枕進行回收至高壓套管油端手控蓋以下。

（3）更換高壓套管：①拆除主變高壓側C 相母線筒、拆除導體并清理、更換吸附劑和密封圈，清理密封連接部位；②打開變壓器油端C 相手控蓋，打開油端電纜連接部位，拆除高壓套管；③連接油端電纜，安裝C 相導體與母線筒。

（4）高壓套管氣端充SF6氣體：①對主變高壓側母線筒A、B、C 三相氣室進行抽真空，真空度達到45 Pa；②對主變高壓側母線筒A、B、C 三相氣室充SF6氣體至額定壓力0.52 MPa，對其相鄰的1111 隔離開關氣室進行充SF6氣體至額定壓力0.52 MPa。

（5）高壓套管油端濾油：①用濾油機導入到儲油罐后，用高真空濾油機進行變壓器油過濾，采用油箱自循環，做好油箱密封。濾油機的出口溫度不應低于50 ℃。濾油機出口油溫最低50 ℃，最高不宜超過70 ℃，實際溫度在66 ℃；②變壓器濾油30 h，真空度達到-0.08 MPa；③靜止24 h，油溫正常后進行補油至額定值。

（6）SF6氣體系統檢漏：SF6氣體充放氣閥及接口；主變高壓側C 相母線筒連接部位及高壓套管氣端連接部位；母線筒端面及吸附劑蓋板；密封良好，未發現有漏氣現象。

（7）微量水分監測：主變高壓側母線氣室96.63 μL/L，1111隔離氣室99.01 μL/L，均小于規程標準150 μL/L。

（8）送油樣檢查，色譜、水分、耐壓、介損等試驗結果正常。

（9）通過電氣預防性試驗，絕緣、介損、直流電阻、泄漏電流測量符合規程標準。

（10）靜止24 h 后主變投入運行正常。

5 解體油氣套管后發現的缺陷情況

對主變C 套管進行解體，并結合油氣套管結構分析，油側和氣側經法蘭連接，兩法蘭中間是末屏，套管由環氧樹脂澆筑，漏氣點只能在兩法蘭油氣隔離之間。經詳細檢查發現，油氣隔離兩法蘭和環氧澆筑粘連處有微小裂紋（圖1）。

6 思考及建議

（1）注意收集圖紙、試驗報告等相關出廠資料交保資料室存檔保管，保證設備資料的完整性，為以后查找設備故障及備件制作提供依據。

（2）加強現場設備安裝監督管理，提高施工人員的責任心，確保設備的安裝質量。

（3）加強設備監造工作，有條件對設備制造的過程及工藝、試驗、出產檢驗等進行全程跟蹤，發現不合格的設備、配件及時協調處理，保證出廠設備的質量。

圖1 兩法蘭和環氧澆筑粘連處有微小裂紋

（4）加強設備運行分析工作，對出現的現象做好記錄，多維度分析，精準找到故障點并及時協調處理，避免發生設備事故。

7 結束語

通過近一年的運行，經過了冬天氣溫驟降和油面溫度低于35 ℃的考驗，未發現主變套管氣室SF6氣體壓力降低和輕瓦斯動作情況，主變輕瓦斯動作原因得到了徹底查清和解決，保證了設備安全可靠運行。經咨詢廠家及電力系統部分專家，油氣套管內滲造成輕瓦斯頻繁動作的案例并未出現過。本案例的所有排查及處理方法，可以為發生類似設備故障的單位提供參考。