一起主变有载分接开关重瓦斯跳闸原因分析.doc

图1 主变分接开关 一起主变有载分接开关重瓦斯跳闸原因分析 樊晓红,王洪斌 吴忠供电局,宁夏吴忠751100 1概况 某变电站1号主变型号为SSZ9-40000/110GY , 2000年8月1日出厂,2000年9月安装,于2000年9月30日投入运行。 2007年12月14日14时37分,1号主变有载 分接开关重瓦斯动作,1号主变三侧开关跳闸。保护信号为1号主变有载分接开关重瓦斯动作、并有直流接地信号。 2原因分析 2007年3月7日按月度计划安排对1号主变 进行小修。按照主变小修及分接开关检修要求,在对有载分接开关吊芯检查时发现分接开关上部机械部位严重生锈如图1所示。对分接开关密封垫及相关管路进行检查发现吸湿器硅胶完全变色,油箱、管路及分接开关顶盖密封良好没有渗漏。通过分析,初步判断是由于地区温差较大凝露积水所致。当时对 其分接开关内部机械部位生锈进行处理,然后投入运行。 12007年12月14日对1号主变二次设备排查过程。 ①检查有载分接开关重瓦斯继电器内部无气 体,有载分接开关重瓦斯继电器动作。 ②分别打开主变本体端子箱至有载瓦斯直流电 源正01A/1B-296、负K4/1B-296接线柱后,直流接地信号仍然存在。 ③现场测重瓦斯电压为30V 01A/1B-296与K4/1B-296之间电压。 ④测试电缆芯绝缘电阻端子箱处,两线芯间绝 缘电阻为2.8k Ω。 ⑤将瓦斯处接线打开,测瓦斯接点电阻为2.8k Ω,瓦斯接点对地绝缘电阻为∞。 ⑥测试电缆线芯绝缘电阻为∞,各线芯对地绝缘电阻为∞。 22007年12月15日对1号主变一次设备排查过程。 ①将分接开关打开后发现齿轮机构支撑板表面 锈蚀,并附着大量水珠见图2,吊芯后清除锈迹。V 型分接开关芯体未见异常见图3。 ②拆除气体继电器时从继电器内部倒出很多含有水珠的变压器油见图4。 ③将分接开关储油柜拆下,并对储油柜内部充 满变压器油后发现上部向外流出变压器油,打开后 发现密封垫没有安装到位见图5和图6。 的跟踪及检修均浪费了大量的人力和物力。通过对故障情况进行分析研究,得出以下启示 1变压器生产厂家要加强对铁心接地处理的重视程度,从根本上避免此类故障的发生。 2变压器油中气体色谱分析是监测变压器内部故障的有效措施,定期对变压器进行油中气体分析是确保变压器安全运行的重要手段。 参考文献 [1]钱旭耀.变压器油及相关故障诊断处理技术[M].北京中国电力出版社,2006.[2]姚志松,姚 磊.变压器油的选择、使用和处理[M].北京 机械工业出版社,2007. [3] DL/T722-2000,变压器油中溶解气体分析和判断导则[S]. 第46卷第9期2009年9月 TRANSER Vol.46 September No.92009 樊晓红、王洪斌一起主变有载分接开关重瓦斯跳闸原因分析 第9期通过对1号主变一次设备检查时发现,造成分接开关重瓦斯动作的主要原因是分接开关储油柜的密封垫顶部安装不到位,使雨水由分接开关储油柜顶部进入,并通过管路流入气体继电器和分接开关内部。气体继电器长期积水致使气体继电器接线柱受潮,绝缘电阻降低,造成直流接地,致使瓦斯保护装置动作。 3对1号主变有载分接开关储油柜处理方法 1更换其分接开关储油柜密封垫圈。 2将原MR 气体继电器RS2001更换为QJ4- 25型气体继电器。 3将各连管用合格变压器油冲洗后恢复。 4暴露问题 1现场负责人技术指导分析不够全面,对现场检修质量管理不力,未能及时发现设备这一安全隐患。 2现场负责人安全质量思想麻痹。没有对工作给予足够的重视,忽视了环境因素给设备带来的安全隐患。 3现场负责人对设备检修质量把关不严,没有按照规程要求做到“因修必修,修必修好”。 4工作人员安全质量培训不力,对工作不够仔细认真。 5整改措施 1对主变分接开关储油柜进行改造。 2增加对主变气体继电器的绝缘测试工作。3对主变气体继电器增加二次绝缘电阻测试工作。 4加强对主变储油柜、气体继电器、各管路及附件检修维护工作。 5针对此次事故认真组织分析讨论,吸取教训。 6查找薄弱环节和安全隐患,制定出整改措施。参考文献 [1]董其国.电力变压器故障与诊断[M].北京中国电力出版社,2001. [2] 操敦奎.变压器油中气体分析诊断与故障检查.北京中国电力出版社, 2005. 图2 齿轮机构支撑板 图3 V 型分接开关芯体 图4气体继电器内部含有水珠的 变压器油 图5 分接开关储油柜上部密封垫 图6分接开关储油柜下部有水锈 73