一起主变有载分接开关重瓦斯跳闸原因分析

1、 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7511001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

2、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。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。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。现场测重瓦斯电压为30V (01A/1B-296与K4/1B-296之间电压。测试电缆芯绝缘电阻(端子箱处,两线芯间绝缘电阻为2.8k 。将瓦斯处接线打开,测瓦斯接点电阻为2.8k ,瓦斯接点对

3、地绝缘电阻为。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。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。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。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

4、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,2007.3DL/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TRANSFORMERVol.46September 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

5、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.