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摘 要 电力变压器是电力系统中最关键的设备之一，它承担着电压变换，电能分配和传输，并提供电力服务。因此，变压器的正常运行是对电力系统安全、可靠、优质、经济运行的重要保证，必须最大限度地防止和减少变压器故障和事故的发生。但由于变压器长期运行，故障和事故总不可能完全避免，且引发故障和事故又出于众多方面的原因。针对由于运行、维护不当等多种原因造成变压器本体瓦斯保护误动而导致的变压器跳闸问题，进行了全面、深入的分析，从安装、投运、检修、运行、检验等方面提出了治理措施。
关键词 变压器；瓦斯；继电器；色谱
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2011)112-0186-02
近年来各电力企业时常发生由于变压器本体瓦斯保护动作而引起变压器跳闸的故障，使电力系统和变压器可靠性运行水平和电力用户供电可靠性都受到影响；同时鉴于两种保护装置对反映变压器各种短路或内部绝缘故障的高度灵敏性和重要作用，一旦动作必须彻底查清动作原因，变压器本体无故障后方可投运，从而增加了大量现场工作，因此必须采取措施杜绝变压器主保护的误动。
1 事故案例
XX变电站1号变二侧开关跳闸，变电站后台机发“主变重瓦斯保护动作”信号。该主变型号为OSFSZ-120000/220，为油浸风冷变压器，事故发生后，运行人员立即对变压器本体进行了全面的检查，在外观方面未发现异常。对保护装置的动作报告进行了查询，发现该保护装置的有载调压重瓦斯保护并未动作，只是本体重瓦斯保护动作，从而排除了有载调压装置的异常。值得注意的是：在故障发生前1号变保护曾经发出轻瓦斯信号，但是很快消失，此后再没有发生过。运行人员汇报后检修部门没有引起足够的重视，认为可能是极少量的空气进入了瓦斯继电器。
2 故障理论分析
检修人员到达现场后，先采取了油样，在化验结果没有出来前，检修人员会同运行人员对瓦斯继电器各部位元器件进行了全面检查，也没有发现问题。该变压器在保护动作之前的运行过程中，运行人员的多次巡视都没有发现有放电和过热的迹象。接下来只有等待采样油分析的结果了，所谓采样油的分析即是油中气体色谱检测，油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括：氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多种气体）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油的表面，并进入气体继电器。经验证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。因此在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效。
根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时，应包括以下几点。
1）分析气体产生的原因及变化。
2）判定有无故障及故障的类型。如：过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。
3）判断故障的状况。如：热点温度、故障回路严重程度以及发展趋势等。
4）提出相应的处理措施。如：能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段或是否需要吊芯检修等。若需加强监视，则应缩短下次试验的周期。
3 特征气体产生的原因
在一般情况下，变压器油中是含有溶解气体的，新油含有的气体最大值约为CO-100 uL/L，CO2-35 uL/L，H2-15 uL/L，CH4-2.5 uL/L。运行油中有少量的CO和烃类气体。但是，当变压器有内部故障时油中溶解气体的含量就大不相同了。变压器内部故障时产生的气体及其产生的原因如表1所示。
油中各種气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析仪分析得出。根据这些气体的含量、特征、成分比值（如三比值）和产气速率等方法判断变压器内部故障。
现在将该主变跳闸前曾做的试验分析数据和这次保护动作后所采油样分析的数据进行对比，结果如表2所示。
将数据进行分析和进行对比计算：
1）总烃相对产气速率为：
γr=（Ct2-Ct1）/Ct1×（1/Δt）×100%
其中：γr—相对产气速率，%/月；
Ct2—第二次取样总烃含量，uL/L；
Ct1—第一次取样总烃含量，uL/L；
Δt—两次取样的时间间隔，月。
以后两次的数据进行计算：
γr=（Ct2-Ct1）/Ct1×（1/Δt）×100%
=（98.1-43.1）/43.1×（1/3）×100%=42%/月
而部颁标准为10%/月，可见已超标。
2）特征气体：H2、C2H6、C2H2、C2H4、总烃、CO、CO2有明显的增长，而C2H2和总烃则已远远超出标准。
3）按照GB7252-87《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐的三比值法：C2H2/C2H4=10.2/7.9=1.42；编码为1；CH4/H2=22.1/130=0.17；编码为0；C2H4/C2H6=7.9/3.2=2.46；编码为1。组合编码为1，0，1，对应的故障性质为主变压器内部有绝缘过热或低能放电现象。
4）H2含量高，接近标准值150说明内部进水受潮。色谱分析后决定对变压器进行放油吊芯检查。 检查中发现：本体油枕处的密封圈由于长时间受力膨胀造成断裂，有可能在下雨时间有雨水进入本体内部，因而造成变压器绝缘受潮。中压侧油箱上的磁屏蔽板绝缘多块脱落，B相分接开关操作杆与分接开关连接处有许多炭黑。
4 氢气、乙炔含量高的可能原因
1）主绝缘慢性受潮。主绝缘受潮后，绝缘材料含有气泡，在高电压强电场作用下将引起电晕而发生局部放电，从而产生H2；在高电场强度作用下，水和铁的化学反应也能产生大量的H2，使在在总烃含量中所占比重大。主绝缘受潮后，不但电导损耗增大，同时还会产生夹层极化，因而介质损耗大大增加。
2）中压侧B相分接开关与操动杆接触不良，可能会产生悬浮电位放电.变压器运行时出现内部故障的原因往往不是单一的，在存在热点的同时，有可能还存在着局部放电，而且热点故障在不断地发展成局部放电，由此又加剧了高温过热，形成恶性循环。
5 故障后防范和改进措施
1）从上述故障可以看出，当设备内部存在潜伏性故障时，热分解产生的气体以分子的形态扩散到油中，分析油中的气体可以判断故障。但是如果故障存在时间过长，油中的气体已经达到饱和程度，就会释放出自由气体，引起轻瓦斯报警，所以当轻瓦斯报警信号发出后，虽然很快消失，但必须引起足够的重视，如果这时能通过采集瓦斯继电器的气体进行分析，可能就会找到故障点，也就有可能杜绝变压器重瓦斯保护动作的严重设备故障。
2）在变压器正常运行时，对变压器的采油样分析的结果和以前的数据做对比，如果发现数据有不正常变化，虽然没有超标，也应引起足够的重视。因为重大设备故障往往是由小发展而来的。
3）通过这次分析，今后应更加注意设备制造工艺的问题。同时，缺陷处理后的复试非常重要，可以防止因存在多处缺陷而造成的漏检，避免重复大修，保证设备安全可靠运行。
4）在检修人员例行检查时多注意各部位的密封情况，防止密封不严造成绝缘受潮。运行人员在平时的工作中加强巡视，多注意变压器的各方面外观检查及油温，油位的变化。提高责任心。
6 致谢
本论文的写作和收集资料及理论基础得到了公司变电运行人员和技术专职人员、检修人员、设备厂家工作人员的大力支持，在此一并表示感谢。
参考文献
[1]变压器油中溶解气体分析和判断导则.
[2]江苏省电力公司500 kV变电所通用运行规程.
[3]变压器油及相关故障诊断处理技术.
作者简介
刘永军，男，1994.4-2011.5工作于江苏省涟水县供电公司，2011.6至今工作于江苏省电力公司检修分公司盐城分部淮安工区，一直从事变电运行
工作。
关键词 变压器；瓦斯；继电器；色谱
中图分类号 TM 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2011)112-0186-02
近年来各电力企业时常发生由于变压器本体瓦斯保护动作而引起变压器跳闸的故障，使电力系统和变压器可靠性运行水平和电力用户供电可靠性都受到影响；同时鉴于两种保护装置对反映变压器各种短路或内部绝缘故障的高度灵敏性和重要作用，一旦动作必须彻底查清动作原因，变压器本体无故障后方可投运，从而增加了大量现场工作，因此必须采取措施杜绝变压器主保护的误动。
1 事故案例
XX变电站1号变二侧开关跳闸，变电站后台机发“主变重瓦斯保护动作”信号。该主变型号为OSFSZ-120000/220，为油浸风冷变压器，事故发生后，运行人员立即对变压器本体进行了全面的检查，在外观方面未发现异常。对保护装置的动作报告进行了查询，发现该保护装置的有载调压重瓦斯保护并未动作，只是本体重瓦斯保护动作，从而排除了有载调压装置的异常。值得注意的是：在故障发生前1号变保护曾经发出轻瓦斯信号，但是很快消失，此后再没有发生过。运行人员汇报后检修部门没有引起足够的重视，认为可能是极少量的空气进入了瓦斯继电器。
2 故障理论分析
检修人员到达现场后，先采取了油样，在化验结果没有出来前，检修人员会同运行人员对瓦斯继电器各部位元器件进行了全面检查，也没有发现问题。该变压器在保护动作之前的运行过程中，运行人员的多次巡视都没有发现有放电和过热的迹象。接下来只有等待采样油分析的结果了，所谓采样油的分析即是油中气体色谱检测，油色谱分析的原理是基于任何一种特定的烃类气体的产生速率随温度而变化，在特定温度下，往往有某一种气体的产气率会出现最大值；随着温度升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。这也证明在故障温度与溶解气体含量之间存在着对应的关系。而局部过热、电晕和电弧是导致油浸纸绝缘中产生故障特征气体的主要原因。变压器在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，并分解出极少量的气体（主要包括：氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等多种气体）。当变压器内部发生过热性故障、放电性故障或内部绝缘受潮时，这些气体的含量会迅速增加。这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升至绝缘油的表面，并进入气体继电器。经验证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。因此在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体成分和含量，对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义和现实的成效。
根据色谱分析数据进行变压器内部故障诊断时，应包括以下几点。
1）分析气体产生的原因及变化。
2）判定有无故障及故障的类型。如：过热、电弧放电、火花放电和局部放电等。
3）判断故障的状况。如：热点温度、故障回路严重程度以及发展趋势等。
4）提出相应的处理措施。如：能否继续运行，以及运行期间的技术安全措施和监视手段或是否需要吊芯检修等。若需加强监视，则应缩短下次试验的周期。
3 特征气体产生的原因
在一般情况下，变压器油中是含有溶解气体的，新油含有的气体最大值约为CO-100 uL/L，CO2-35 uL/L，H2-15 uL/L，CH4-2.5 uL/L。运行油中有少量的CO和烃类气体。但是，当变压器有内部故障时油中溶解气体的含量就大不相同了。变压器内部故障时产生的气体及其产生的原因如表1所示。
油中各種气体成分可以从变压器中取油样经脱气后用气相色谱分析仪分析得出。根据这些气体的含量、特征、成分比值（如三比值）和产气速率等方法判断变压器内部故障。
现在将该主变跳闸前曾做的试验分析数据和这次保护动作后所采油样分析的数据进行对比，结果如表2所示。
将数据进行分析和进行对比计算：
1）总烃相对产气速率为：
γr=（Ct2-Ct1）/Ct1×（1/Δt）×100%
其中：γr—相对产气速率，%/月；
Ct2—第二次取样总烃含量，uL/L；
Ct1—第一次取样总烃含量，uL/L；
Δt—两次取样的时间间隔，月。
以后两次的数据进行计算：
γr=（Ct2-Ct1）/Ct1×（1/Δt）×100%
=（98.1-43.1）/43.1×（1/3）×100%=42%/月
而部颁标准为10%/月，可见已超标。
2）特征气体：H2、C2H6、C2H2、C2H4、总烃、CO、CO2有明显的增长，而C2H2和总烃则已远远超出标准。
3）按照GB7252-87《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐的三比值法：C2H2/C2H4=10.2/7.9=1.42；编码为1；CH4/H2=22.1/130=0.17；编码为0；C2H4/C2H6=7.9/3.2=2.46；编码为1。组合编码为1，0，1，对应的故障性质为主变压器内部有绝缘过热或低能放电现象。
4）H2含量高，接近标准值150说明内部进水受潮。色谱分析后决定对变压器进行放油吊芯检查。 检查中发现：本体油枕处的密封圈由于长时间受力膨胀造成断裂，有可能在下雨时间有雨水进入本体内部，因而造成变压器绝缘受潮。中压侧油箱上的磁屏蔽板绝缘多块脱落，B相分接开关操作杆与分接开关连接处有许多炭黑。
4 氢气、乙炔含量高的可能原因
1）主绝缘慢性受潮。主绝缘受潮后，绝缘材料含有气泡，在高电压强电场作用下将引起电晕而发生局部放电，从而产生H2；在高电场强度作用下，水和铁的化学反应也能产生大量的H2，使在在总烃含量中所占比重大。主绝缘受潮后，不但电导损耗增大，同时还会产生夹层极化，因而介质损耗大大增加。
2）中压侧B相分接开关与操动杆接触不良，可能会产生悬浮电位放电.变压器运行时出现内部故障的原因往往不是单一的，在存在热点的同时，有可能还存在着局部放电，而且热点故障在不断地发展成局部放电，由此又加剧了高温过热，形成恶性循环。
5 故障后防范和改进措施
1）从上述故障可以看出，当设备内部存在潜伏性故障时，热分解产生的气体以分子的形态扩散到油中，分析油中的气体可以判断故障。但是如果故障存在时间过长，油中的气体已经达到饱和程度，就会释放出自由气体，引起轻瓦斯报警，所以当轻瓦斯报警信号发出后，虽然很快消失，但必须引起足够的重视，如果这时能通过采集瓦斯继电器的气体进行分析，可能就会找到故障点，也就有可能杜绝变压器重瓦斯保护动作的严重设备故障。
2）在变压器正常运行时，对变压器的采油样分析的结果和以前的数据做对比，如果发现数据有不正常变化，虽然没有超标，也应引起足够的重视。因为重大设备故障往往是由小发展而来的。
3）通过这次分析，今后应更加注意设备制造工艺的问题。同时，缺陷处理后的复试非常重要，可以防止因存在多处缺陷而造成的漏检，避免重复大修，保证设备安全可靠运行。
4）在检修人员例行检查时多注意各部位的密封情况，防止密封不严造成绝缘受潮。运行人员在平时的工作中加强巡视，多注意变压器的各方面外观检查及油温，油位的变化。提高责任心。
6 致谢
本论文的写作和收集资料及理论基础得到了公司变电运行人员和技术专职人员、检修人员、设备厂家工作人员的大力支持，在此一并表示感谢。
参考文献
[1]变压器油中溶解气体分析和判断导则.
[2]江苏省电力公司500 kV变电所通用运行规程.
[3]变压器油及相关故障诊断处理技术.
作者简介
刘永军，男，1994.4-2011.5工作于江苏省涟水县供电公司，2011.6至今工作于江苏省电力公司检修分公司盐城分部淮安工区，一直从事变电运行
工作。