陈 浩，康激扬，王 汀，王 楠

(国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

220 kV变电站主变有载分接开关重瓦斯继电器跳闸故障原因分析

陈 浩，康激扬，王 汀，王 楠

(国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院，辽宁 沈阳 110006)

针对近期一起典型东北电力系统发生的变电站主变有载分接开关重瓦斯跳闸故障进行分析，提出呼吸器受潮冷冻后回温重新呼吸及变压器内油温上升造成油流涌动是引起该类故障的原因，并进行了相应的模拟试验。

有载分接开关;重瓦斯继电器;多次跳闸;呼吸器受潮

2014年12月27日，辽宁某220 kV变电站1号主变有载分接开关重瓦斯继电器动作，发出7次跳闸信号，且分别跳开1号主变二次主开关、一次主开关，66 kV母联备自投装置动作，合上66 kV母联开关，由2号主变带全部负荷。

当时天气良好，晴，西南风3～4级，气温-6℃，当日变电站无操作。

针对上述情况进行模拟故障发生过程，分析有载分接开关重瓦斯继电器跳闸多次动作原因。

1 故障原因查找

1.1 一次设备检查

a. 现场查看主变本体油位、有载分接开关油枕油位正常;主变本体无渗漏油，压力释放阀未动作;分接开关机构档位与本体档位一致，均为5档;分接开关防爆膜无异常，顶部无渗漏油;有载瓦斯继电器 (如图1所示)中无气体，流速启动值设定为1 m/s。

b. 在1号主变有载油流继电器排气阀处取油样1瓶，有载开关本体取油样4瓶，主变本体上、中、下各取油样2瓶。对全部油样进行色谱分析试验:本体乙炔含量为0，有载开关油中乙炔含量为0.12 μL/L，分析内部无放电情况。另对有载开关油样进行油耐压试验，击穿电压为46.5 kV，满足运行油击穿电压值》35 kV的绝缘要求，油质无异常［1］。

c. 由主变高低压侧对各分接位置分别进行直流电阻测试，结果高压侧线间最大不平衡率为0.209%，低压侧相间最大不平衡率为0.059%，符合规程要求。

d. 对主变高压—低压及地，低压—高压及地，高压、低压—地分别进行绝缘电阻测试，绝缘电阻值、吸收比、极化指数均满足规程要求［2］。

e. 对主变有载分接开关1～17档分别进行切换时间、过渡电阻试验，试验结果均符合规程要求。

f. 将主变有载油流继电器拆下解体检查，内部无异物，挡板活动良好，两对动作接点均能可靠动作。

g. 将1号主变有载分接开关吊出检查，未见异常 (如图2所示)。

图2 现场有载分接开关检查

1.2 二次设备及回路检查

a. 将1号主变第2套保护屏端子排5FD-3(01)、5FD-6(05)线拆下，用1 000 V摇表进行绝缘测试，5FD-3(01)对地绝缘电阻为无穷大，5FD-6(05)对地绝缘电阻为2.5 MΩ，5FD-3(01)/5FD-6(05)之间绝缘电阻为无穷大;将有载油流继电器01、05线拆下，5FD-3(01)对地、5FD-6(05)对地、5FD-3(01)/5FD-6(05)之间绝缘电阻均为无穷大。

b. 用1 000 V摇表对拆下的有载油流继电器触点进行绝缘测试，结果为无穷大。对油流继电器启动值进行校验，结果为0.944 m/s。

c. 将5FD-3(01)、5FD-6(05)电缆拆下，在端子排5FD-3、5FD-6处用短路线进行短接3 s，装置发1次“调压重瓦斯”信号。

d. 在1号主变保护屏端子排处通过连接滑动电阻模拟升压试验，在加压至132 V时，装置非电量出口中间继电器动作，此时电流值为50 mA，可得启动功率为6.6 W，满足＞5 W要求。132/220=0.6，满足启动电压为额定电压55% ～65%要求。

1.3 现场有载分接开关呼吸器检查

以上检查测试结果均未见异常，现场发现有载分接开关呼吸器内硅胶受潮严重并有冰冻结晶，呼吸器瓶内有明显水汽，故障现场3天内最冷气温为-10℃，发生故障报警时气温为5℃，温度由-10℃升至5℃，由克拉贝克方程:PV=mRT，变压器故障前:P1=mRT1/V，且P1等于1个大气压;变压器故障时:P2=mRT2/V，则P2/P1=T2/T1。已知故障前外界最低温度-10℃，则T1=273.15-10=263.15;故障时外界温度5℃，则T2=273.15+5=278.15;P2=P1T2/T1=278.15/263.15=1.057 kPa［3-4］。

初步判断因变压器有载分接开关呼吸器硅胶进水受潮冷冻后停止呼吸，随着气温的上升解冻过程中重新呼吸，有载分接开关油箱内的油温上升，压力骤变导致油流涌动并使有载分接开关重瓦斯继电器动作。

2 模拟故障现场情况

为验证上述判断的正确性，现采用模拟还原现场故障的试验方法。模拟内容:自然空气环境使呼吸器硅胶受潮，冷冻受潮后呼吸器直至其无法通气。调整注油量，使变压器有载分接开关的油箱内压力保持约为1.05倍标准大气压。缓慢加热解冻呼吸器，观察有载分接开关重瓦斯继电器的动作情况。

2.1 试验过程

a. 取下有载分接开关呼吸器，人为使呼吸器硅胶受潮并将其冷冻，用压力表检测呼吸器完全密闭，冷冻后的呼吸器如图3所示。

图3 冷冻后完全密闭的呼吸器

b. 将试验用变压器 (sz11-20000/35)有载分接开关 (其油枕内径为410 mm、厚度为210 mm、容量为27.7 dm3)瓦斯继电器跳闸信号接入示波器，通过示波器变化反映瓦斯继电器动作情况(见图4)。

c. 有载分接开关油枕油位指示初始值为0，向其注油至17 dm3位置，此时油箱内气压为1.05倍标准大气压。

d. 将冷冻的呼吸器硅胶加热使其解冻，观察示波器波形变化情况并记录。

e. 将上述试验用同样方式反复3次。

图4 试验现场接线图

2.2 试验结果

图5、图6、图7分别为有载分接开关油箱内压力为1.05倍标准大气压的3次试验情况，示波器波形的变化情况即瓦斯继电器的动作次数情况。

3次试验中有1次示波器图形出现1次波动(图5)，表明瓦斯继电器动作1次;有2次试验示波器图形出现2次波动，表明瓦斯继电器动作2次(如图6、图7所示)。

图5 示波器变化情况1

图6 示波器变化情况2

图7 示波器变化情况3

由试验可以看出，当变压器有载分接开关呼吸器硅胶受潮冷冻后，在其解冻过程中，若有载分接开关油箱内的压力骤变到一定程度，则会产生油流涌动，并使有载分接开关重瓦斯继电器动作，由瓦斯继电器结构可知，若油流涌动速度处于瓦斯继电器内挡板动作速度临界值时，瓦斯继电器内挡板往复波动将导致瓦斯继电器多次动作［5］。

3 试验结果与故障现场对比

现场220 kV变压器油枕内径为600 mm、厚度300 mm、容积84.8 dm3，试验用变压器油枕内径为410 mm、厚度为210 mm、容积为27.7 dm3，现场与试验用变压器油枕油量差距较大，导致试验时通过瓦斯继电器内涌动的油量小于现场实际涌动的油量，导致故障现场瓦斯继电器跳闸次数与试验不同。

4 结束语

东北地区冬季气温较低，若变压器有载分接开关呼吸器密闭不严，硅胶受潮冷冻后停止呼吸，当气温回升时，硅胶解冻过程中若有载分接开关油箱内油温变化，压力骤变到一定程度则将产生油流涌动，使有载分接开关重瓦斯继电器动作，因此，应加强现场巡视，当呼吸器硅胶变色严重时，应及时检查更换，避免类似故障发生。

［1］ 赵旺初.关于有载调压变压器的几个问题［J］.东北电力技术，1995，16(11):29-31.

［2］ 江庆霞，韩凤玲，刘 兵.变压器瓦斯继电器动作原因分析［J］.内蒙古电力技术，1995，25(6):44-46.

［3］ 陈化钢，李天元.大型电力变压器瓦斯保护分析［J］.东北电力技术，1994，15(9):22-26.

［4］ 张献斌，王丽娟.电力变压器瓦斯保护分析［J］.甘肃科技纵横，2010，39(2):68-69.

［5］ 曾 贤.主变压器重瓦斯保护动作原因分析及处理 ［J］.电力安全技术，2007，9(6):23-25.

Fault Analysis on On-load Tap Switch Heavy Gas Relay Tripping for 220 kV Main Transformer

CHEN Hao，KANG Ji-yang，WANG Ting，WANG Nan
(Electric Power Research Institute of State Grid Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China)

According to heavy gas relay tripping fault of on-load tap switch for main transformer of northeast electric system，its fault causes are analyzed.This paper proposes that breather can reuse after frozen when it becomes damp，the cause of failure is that oil surging caused by oil temperature rise in the transformer，simulation test is carried out.

On-load tap switch;Heavy gas relay;Multiple tripping;Breather damp

TM63;TM407

A

1004-7913(2015)08-0017-03

陈 浩 (1987—)，男，硕士，工程师，主要从事变压器技术管理和科研工作。

2015-05-08)