瓦斯保护故障

2024-12-02

瓦斯保护故障（精选8篇）

瓦斯保护故障篇1

运行中变压器内部发生各种故障后, 油中故障气体的产气速率与故障能量密切相关。对于能量较低、气体释放缓慢的故障, 生成气体基本上都溶解于油中并处于平衡状态;对于能量较高的故障, 大量气体迅速生成, 所形成的气泡快速上升, 部分故障气体来不及溶解于油中就进入瓦斯继电器。对于前一种情况, 变压器内不同部位油中的故障气体浓度差别不大, 按平时定期试验方法取油样进行色谱分析即可。对于后一种情况, 通常应按导则中的方法同时取油样和瓦斯气样进行分析并利用平衡判据进行判断, 即利用各组分的分配系数, 把瓦斯气体中各组分的浓度换算成平衡状况下油中溶解气体浓度理论值, 然后将理论值与油样的实测值进行比较, 据此对故障情况作出判断。实践表明, 油和瓦斯气体中故障气体组分浓度与故障点位置、故障性质、故障持续时间等因素有关, 若不考虑这些因素将可能会影响分析与判断结果, 下面结合实例进行分析。

1 轻瓦斯保护动作

1.1 实例简介

例1:某变压器运行中发出轻瓦斯动作信号, 当天安排取油、气样分析, 结果见表1。后经吊罩检查, 发现该变压器B相高压套管均压球与导管接触不良, 造成均压球与导管之间产生悬浮电位放电。

例2:某非电力企业变压器投运不久就出现轻瓦斯保护动作, 这一情况一直持续数年, 因轻瓦斯动作太过频繁, 才取油样和瓦斯气体送电力部门分析, 分析结果见表2。之后对该变压器进行检查, 发现其中一相分接头因接触不良导致过热, 在长期运行中故障持续发展, 造成分接头严重烧伤。

1.2 实例分析

对于能量较大、产气速度较快的某些高温过热或火花放电等故障, 当产气速率大于气体溶解于油中的速率时, 就会形成气泡。在气泡上升过程中, 一部分气体溶解于油中并与油中原来的溶解气体进行交换, 改变了所生成气体的成分和浓度;未溶解的气体和油中被置换出来的气体一起最终进入瓦斯继电器而积累下来, 当气体积累到一定程度后继电器将动作发出信号 (即轻瓦斯动作) 。

例1是一起火花放电故障, 产生的故障气体主要是氢和乙炔, 其次是甲烷和乙烯。从表1中可知, 瓦斯气中的故障气体换算到油中的理论值低于油中实测值。其原因是故障持续时间不长, 产气速度不是很高, 油中气体未达到饱和, 故障气体在进入瓦斯继电器的行程中, 与油中的非故障气体发生互换而改变了瓦斯气中的故障气体浓度。

例2是一起高温过热故障, 故障气体主要是乙烯和甲烷, 其次是乙烷、乙炔和氢。从表2中可知, 故障气体含量很高, 而且瓦斯气换算到油中的理论值高于油中实测值。这一点与例1相反, 其原因是该变压器故障持续时间已有数年, 溶解于油中的气体早已饱和, 由于故障越来越严重, 故障气体成分发生了变化 (如乙炔比例增加) , 故障气体的产气速率增快, 新产生的故障气体形成气泡后在进入继电器过程中与油中溶解气体几乎无交换。

如上所述, 根据故障气体含量的大小、及瓦斯气中的故障气体换算到油中的理论值与油中实测值的比较, 可以判断出故障的发展程度。

2 重瓦斯保护动作

2.1 实例简介

例3:某主变在运行中发生本体重瓦斯保护动作, 主变三侧开关跳闸。开关跳闸后约1 h从主变底部取油样进行分析 (未取瓦斯气体) , 发现氢和乙炔等气体比半年前有较大幅度增长;次日再次取油样分析 (变压器在停运中) , 结果故障气体含量比前日又大幅增加, 故障前后的油中溶解气体含量测定值见表3。后经吊罩检查, 查明故障是由于该变压器A相调压绕组的绝缘受潮, 导致调压绕组不同部分的匝间、层间发生电弧放电。

例4:某变压器在运行中发生重瓦斯保护动作, 主变跳闸。故障前后主变本体油样及瓦斯继电器中气样的分析结果见表4。吊罩后发现B相线圈上压环与上夹件之间的连接片烧断, B相上压环与上夹件制位钉之间的绝缘穿透, 并有严重放电痕迹。

2.2 实例分析

对于高能量的电弧放电故障, 大量气体迅速生成, 所形成的气泡快速上升并聚集在继电器里;同时油箱内压力瞬时突增, 形成油流通过瓦斯继电器向油枕方向冲击, 引起重瓦斯保护动作使开关跳闸。

电弧放电产生的故障气体主要是氢和乙炔, 含量常高达数千μL/L, 其次是甲烷、乙烯及乙烷。由于故障时产气剧烈, 生成的气体很难与油中溶解气体进行交换就进入瓦斯继电器, 因此故障气体在油中以及在气、液两相间远不能达到溶解平衡。而且这类故障持续时间很短, 当变压器跳闸后, 变压器油将停止流动循环, 故障点附近油中高浓度故障气体向四周扩散速度就变得很慢。有人曾做过试验, 在油自然循环的变压器中, 满载时注入乙烯作为被测气体, 空载时注入甲烷作为被测气体;结果表明, 满载时约需5 h、空载时约需30 h, 气体在油中才大致混合均匀。可见, 当故障点距离取油样部位较远时, 在所取的油样中故障气体浓度与取样时间有很大关系。另一方面, 如果变压器停运后气体长时间留在继电器中, 故障气体组分, 特别是油中溶解度大的组分很容易回溶于油中, 从而改变故障气体组分在瓦斯气体中浓度和在油中浓度。由此可见, 变压器停运后, 若油样采集点与故障点距离较远, 则取样与跳闸间隔时间越短, 油样中故障气体浓度就越低, 瓦斯气中的故障气体浓度则越高, 反之亦然。

在例3中, 跳闸后1 h取油样分析, 乙炔含量为66μL/L, 氢含量也不很高, 这与电弧放电故障特征不是很相像;但在第二天再次取油样分析, 结果故障气体含量大幅增加, 完全反映出了电弧放电故障的特征。如果在取油样的同时也取瓦斯气进行分析 (继电器中有气体时) , 就能避免像例3那样因取油样时间距跳闸时间近而使得分析结果不能反映出设备的真实状况。此外, 如果变压器有多个取样口, 变压器跳闸后应在上、中、下各处多取几个油样, 以反映故障气体在油中是否溶解平衡及故障点的大致位置。如在例4中, 从变压器上部取的油样, 故障气体含量比底部取的油样要高得多, 表明故障部位应在变压器上部;而且, 瓦斯气中的故障气体换算到油中的理论值高于油中实测值, 表明故障性质属产气速率非常高的高能量放电故障。

瓦斯保护动作后, 有时还要考虑到保护装置误动、油中空气进入瓦斯继电器等因素。如果继电器中有气体时, 在取油样的同时一定要取气样进行分析, 这对故障的正确判断非常重要。重瓦斯保护动作后, 要注意油样的取样部位和取样时间等因素对试验结果的影响。

瓦斯保护故障篇2

关键词：变压器；重瓦斯；保护动作；处理方法

中图分类号：TM772 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）24-0125-02

变压器保护中，内部油、气变化等瓦斯保护，在运行过程中对操作人员专业化水平提出了更高的要求，即在1000kVA等户外变压器操控过程中应注重配置瓦斯保护，同时在瓦斯保护装置安装过程中设置中间继电器、瓦斯继电器等配件，且保持变压器坡度为1%左右，由此实现对变压器运行中重瓦斯保护动作跳闸等故障的调节，达到最佳的变压器运行状态。以下就是对变压器重瓦斯保护动作原因及处理方法的详细阐述。

1 变压器重瓦斯保护原理

变压器瓦斯构成及动作过程，如图1所示。

从图中即可看出，在变压器瓦斯配置运行过程中，瓦斯继电器KG上下触电为重瓦斯保护，经信号继电器KS与XE连接，后经过中间继电器KOM，分别断开QF1、QF2。同时，从重瓦斯保护动作角度来看，变压器重瓦斯保护动作判断过程中为了达到精准化判断目的，要求相关技术人员应将差动保护作为电气障量信息的反馈，而瓦斯保护反映电气故障，同时当变压器差动保护等出现同时动作时，即表示变压器内有故障[1]。为此，在变压器重瓦斯保护动作故障问题处理过程中，应提高对此问题的重视程度，打造良好的变压器运行空间。此外，由于变压器重瓦斯保护动作关系着整体供电效果，为此，电力部门在管理工作实施过程中应注重制定重瓦斯保护动作处理方案，继而从根本上规避故障问题的凸显，且结合外部检查结果，对故障问题进行判断，达到最佳的事故问题处理状态，满足变压器运行要求。

2 变压器重瓦斯保护动作常见原因

就当前的现状来看，变压器重瓦斯保护动作常见原因主要体现在以下几个方面。

2.1 变压器内部严重故障

即部分变压器在长时间运行环境下逐渐凸显出短路、绝缘损坏、接触不良等故障问题，从而致使油流速超过整定值，且基于充击因素影响下动作于断路器跳闸，同时当气体油面上升至25～30 mL时，发出报警信号。例如，某35 kV变电站在实际运行过程中，色谱分析结果显示为金属过热，继而经故障判断结果了解到，吊芯错位2/3，从而诱发重瓦斯保护动作频繁现象；

2.2 辅助设备异常

即在变压器操控过程中，呼吸系统、冷却系统、冷却器入口阀门等辅助设备起着至关重要的影响作用，因而当辅助设备出现异常现象时，将发生重瓦斯保护动作。例如，某110 kV电站主变压器在运行过程中呈现出重瓦斯保护动作频繁问题，后经分析判断发现，第7号风冷器存在漏气现象，继而针对频繁动作现象展开了有效处理[2]；

2.3 瓦斯动作试验按钮未复归

例如，某变电站在变压器停电检修工作开展过程中，工作人员依据停电检修要求，对变压器本体顶部瓦斯保护试验按钮进行了调节，但工作完毕后未对按钮进行复归，从而在送电作业过程中呈现出重瓦斯动作现象。为此，当代变电站在对变压器进行实践操控过程中应提高对此问题的重视程度，规避重瓦斯动作问题的凸显。

3 变压器重瓦斯保护动作后处理方法

3.1 分析判断保护动作

瓦斯动作原理接线图，如图2所示。

从图中即可看出，当变压器内部发生轻微故障时，油位降低，而KG由此接上KG1动作，并由1KS发出信号。同时当变压器发生重瓦斯动作时，KG将与KG2连接，且由2KS及中间继电器KM发出信号，并凸显出跳闸现象。为此，为了实现对变压器重瓦斯保护动作问题的有效处理，要求值班人员在实际工作开展过程中应针对变压器油温、油位、本体等进行分析判断，同时在分析判断过程中，完成气体分析，例如，彩色气体无臭、不燃等性质的分析、判断、测试，最终认定重瓦斯动作原因，从而对故障问题进行有效处理[3]。

3.2 完善外部检查工序

在重瓦斯动作问题处理过程中，为了实现对故障问题的有效控制，要求值班人员基于变压器发出油色、声音、油位等异常信号时，应注重针对轻瓦斯故障现象关闭进气冷却器，同时查明进气部位，且监视气体继电器误动跳闸状况，复归掉牌信号，处理故障问题。同时，在重瓦斯外部检查工作开展过程中，为了营造良好的变压器运行环境，亦应针对误动跳闸问题做好隔离工作，即将故障线路与正常线路进行隔离处理，且基于其他线路有保护动作信号掉牌的基础上，判定重瓦斯动作原因为震动过大，继而及时将瓦斯配置投入到运行环境中，满足用户供电需求。

此外，在重瓦斯动作外部检查工作实施过程中，为了提升整体故障控制效果，亦应基于其他线路无保护动作信号掉牌的基础上，针对直流系统地绝缘、直流接地信号等状况进行勘察，从而判定直流多点接地误动作跳闸现象，并核查继电器接线盒是否进水，最终复归掉牌信号，且针对油腐蚀现象进行有效处理，达到最佳的重瓦斯动作处理效果。

3.3 加强动作跳闸处置

在变压器重瓦斯保护动作处理过程中，加强跳闸事故的处理是非常必要的，为此，应注重从以下几个层面入手：

第一，在重瓦斯动作跳闸事故处理过程中应首先对事故原因进行判定。例如，某变电站在事故问题处理过程中发现，动作跳闸事故发生过程中曾发出声音报警，而主变压器位置无电压，从而就此判定此次事故發生的原因主要归咎于内部严重故障，即变压器安装中存有垃圾，继而造成重瓦斯动作堵塞现象，为此，相关工作人员在事故处理过程中首先编程事故，随之恢复电源，且针对内部工作部件进行了全方位检查，满足了动作跳闸事故处理需求；

第二，在动作跳闸事故处理过程中，为了防止事故扩大问题的凸显，要求相关工作人员在保护动作发生时，应将光、声、温度、变压器油位等作为参照标准，寻求事故迹象，同时综合事故异常，制定变压器治疗方案，最终实现对变压器重瓦斯保护动作的有效处理；

第三，在动作跳闸问题处理过程中，亦应注重通过油样测试方式，对故障迹象进行判定，从而达到最佳的重瓦斯保护动作处理状态，规避误动现象的凸显影响到变压器的稳定运行。

4 结语

综上可知，部分变电站主变压器在运行过程中存在着重瓦斯保护动作过于频繁的问题，影响到了供电质量。因而在此基础上，为了迎合社会发展中用电需求，要求相关工作人员在对变压器进行操控过程中应注重设置瓦斯配置，同时在重瓦斯保护动作问题处理过程中应从加强动作跳闸处置、完善外部检查工序、分析判断保护动作等层面入手，应对变压器误动现象，同时实现对故障扩大问题的操纵，保护变电器运行效率，满足系统运行条件。

参考文献：

[1] 姜世华，燕飞东，吕斌.一起变压器轻瓦斯报警事故分析及处理措施 [J].科技资讯，2014，32（28）：78.

[2] 孙开.浅谈变压器重瓦斯保护动作跳闸的处理办法[J].科技展望，

2014，12（08）：64.

[3] 吴崇华.瓦斯保护动作原因及处理方法浅析[J].科技创新导报，

瓦斯保护故障篇3

1 矿井概况

贵州黔西石桥煤业有限公司(以下简称石桥煤矿)位于贵州省黔西县,井田面积1.797 2 hm2,储量1 925万t,开采4#和9#煤层,煤质属低硫、低灰、高热值无烟煤。矿井3个井筒,采用斜井开拓、中央并列式通风,矿井生产能力30万t/a。石桥煤矿属高瓦斯矿井,每年瓦斯排放纯量在400万m3以上,瓦斯发电利用在300万m3以上,利用率超过75%,相当于节省原煤3 500 t。

2 低浓度瓦斯发电原理

目前,瓦斯发电多采用火花塞发火方式使瓦斯在缸内燃烧,以高温高压的燃气膨胀做功推动活塞往复直线运动,并通过活塞—连杆—曲柄机构将往复直线运动转变为曲轴的圆周运动,从而带动发电机转子旋转,发出电能。其发电系统如图1所示。

3 故障分类

(1)气源故障。

主要包括瓦斯浓度、流量过低,或瓦斯输送管道上气液分离器、干式阻火器堵塞造成气体流通不畅,输送管道漏气等原因引起的机组供气不足的现象。

(2)机组故障。

主要包括机组零部件(润滑系统漏油,进、排气阀)损坏。

(3)电气故障。

主要包括点火系统不点火、电压低、二次连线接触不良、开关损坏等故障。

2011年,贵州部分煤矿低浓度瓦斯发电站故障率统计分布如图2所示。

4 常见故障原因及处理方法

4.1 气源故障

(1)发电机组开机前必要的准备工作:①检查管道是否有漏气现象,如果发现,及时处理;②确保满足瓦斯浓度不低于8%、纯流量不低于3 m3/台的要求。否则,可能发生机组无法启动的现象。

(2)如果机组正常启动并网后功率不足(额定600 kW或500 kW的只能提高到400 kW或300 kW以下),首先要确认机组排温是否正常:如果排温较高,可能是空气滤清器堵塞,空气量不足引起,应及时清理空气滤清器;若机组排温正常,机组功率不足可能是由气源不足引起的,此时,可通过安装在气液分离器和干式阻火器两侧的压力表,判断气液分离器或干式阻火器是否堵塞并及时处理。

4.2 机组故障

(1)机组无法启动。

若排除了气源故障后机组仍无法启动,则需分析以下原因。①启动系统中启动电磁阀和空气分配器工作状态是否正常。启动电磁阀内接线空间较小,接线时容易造成导线断线,或者运行一段时间后导线及端子氧化等造成接触不良,电磁阀无法启动;压缩空气压力不正常,空气屏内有积水和杂质、脏物均可造成主启动阀堵塞无法开启。由于机组运行时振动较大,油质较脏,空气分配器内滑块边缘易磨损,密封不严,也会导致机组因压力不足无法启动。②进气系统中电控混合器状况。因机组运行振动大,固定电控混合器螺母极易松动,造成混合器内活塞移动引起堵塞、活动不良现象;控制接线是否正确无误。③检查气门的气阀间隙是否合适。检查方法:打开机组箱盖,用塞尺测量顶杆滚轮与凸轮的基圆部分间的间隙,若不在(1±0.05)mm范围内应予以调整处理。④检查点火系统是否工作正常,包括点火系统DC 24 V电压是否正常,点火模块是否正常工作,信号灯指示和点火方式是否正确;霍尔传感器与磁电盘“X”处边缘是否成一直线,保证霍尔传感器端部与磁电盘外圆间隙在(1±0.25)mm;火花塞是否良好。具体方法:可以将火花塞随机取出几根,吹车检查火花塞是否点火,或者将火花塞取出后接好,松开磁电盘(松开前必须将与霍尔传感器中心线对齐的磁电盘部位做好标记),按磁电盘上箭头指示旋转磁电盘,并按上述内容逐项查找问题,及时处理。因机组振动原因,霍尔传感器上部固定螺丝易松动,造成与磁电盘间隙过大或过小,均会造成机组无法启动。若运行中出现松动,有可能导致机组因点火不均匀而发生“放炮”现象。⑤空燃比是否合适。空燃比与进气量是影响机组启动的重要因素。瓦斯浓度在9.5%时爆炸威力最大,此时气体刚好完全反应。如果空燃比调得过大,气体浓度大,造成不完全反应,有可能会发生“放炮”现象;空燃比过低时,混合气浓度低,爆炸时需要更高的点火温度。浓度太低时,达不到爆炸条件,机组无法启动。⑥开机时相互配合和进气球阀开启速度。发电机组多为手动启动,需2人进行配合,1人调液压调速器,1人开进气球阀。球阀开启速度过快或开度过大均会引起无法开机。

(2)运行过程中水温、油温过高。

①循环水中因某种原因进入或产生气体;②冷却管路或换热器结垢严重,造成冷却水流通不畅,水量减少。此时,应及时对水质进行检查,看软化水是否达标;另外,清理换热器及冷却水管道内污垢。

(3)排温过高。

排温过高多由空燃比调节不当或进气量太大、功率过高引起。发现排温告警时,应及时对空燃比及进气量进行调整。在调节过程中不能只调空燃比,要注意空燃比、进气量、调速器负荷限制的配合,将机组调节到最佳状态。

4.3 电气故障

电气故障出现较少,主要为电磁阀卡滞,动作不灵活,要及时更换。另外,由于启动电磁阀内空间较小,接线较困难,要注意保证启动电磁阀回路正常。根据无间隙供电的要求,把机组点火系统电源改至GPS不间断电源,这样,当地方电源停电时,也可保证机组正常运行。

4.4 失磁和并网故障

(1)气源的不稳定性经常造成逆功率现象。

逆功率即是发电机组无功率输出,反而吸收大网电能的一种现象。此时发电机成了电动机,发电机铁芯将会严重发热,破坏铁芯中原有磁序,使机组失磁。失磁后机组将无法提供励磁电源起励,需将另一台正常机组的励磁电压回路并入失磁机组励磁回路,对失磁机组进行补磁,补磁后应及时将并联回路断开,即可实现正常并网发电。

(2)机组运行过程中,要采取相应方法处理并网故障。

瓦斯保护故障篇4

1 变压器轻瓦斯保护的动作原因分析

轻瓦斯保护动作报出信号可能不是由于内在的故障所致。因此, 在处理时应该事先作好判断, 如果处理不恰当, 误把内部断层为进入空气处理, 往往造成变压器损坏程度加重, 造成二次损坏, 一般轻瓦斯保护动作原因有:1) 变压器内部有较轻微故障, 产生气体。2) 变压器内部进入空气。例如, 在变压器加油、滤油, 更换净器内的硅胶, 检修散热器或潜油泵等工作以后, 都可能导入空气。3) 外部受损后出现穿透性短路故障。4) 当油位减少到一个严重的气体继电器以下, 使浮标型继电器动作。5) 当气体继电器接线盒进水, 电线长时间受渗出的变压器油的腐蚀、绝缘老化等, 造成多点接地及二次回路短路发生。6) 气体继电器本身问题, 当轻瓦斯浮子进油、继电器误动、干簧管触点引出线因油垢长时间侵蚀, 绝缘降低。

2 变压器轻瓦斯保护动作的处理

2.1 外部检查

1) 检查变压器负荷情况, 直流系统绝缘情况, 变压器有无其他保护动作信号, 其他设备有无保护动作信号。如果同时有变压器压力释放保护动作, 那么, 属于内部问题的可能性就非常大。2) 检查变压器的油量、颜色是否正常。如颜色是不同寻常的, 可能是内部的问题。当发现油面低于警示线, 气体继电器内缺油时, 导致油层低于气体继电器而造成误动。冬季, 在负荷小且严寒天气下, 油位可能会更低, 可能会低于气体继电器。3) 检查变压器声音有无异常。变压器如果有噪声, 属于内部故障。在没有较大的异响时, 可通过“听诊”的方法, 以木棒一端靠在油箱上, 另一头贴近耳边听, 如果内部有不均匀的噪音, 或“叮当”等不同的声音, 则显示有内部问题。4) 通过用手触摸油箱感知是否油温异常。5) 检查压力释放器、油道管、油枕是否出现喷油、冒油, 盘根和塞垫有无凸出变形。6) 通过对气体继电器的气体分析可判断其故障的性质。当发觉气体继电器的油满载且无出现气泡上冒, 同时变压器其他方面无任何异常, 则属于误动作。

2.2 对继电器进行取气分析

变压器内部故障时析出的气体或进入的空气, 积聚在气体继电器内。从气体继电器内取气分析, 气体如果有色、有味、可燃, 说明变压器内部有故障。分析判断如下:1) 检查变压器无任何异常情况, 当进行常规检修时会不可避免渗入空气而导致轻瓦斯警报, 气体分析为:无色、无味、非过可燃、纯净气体。2) 若在油化验时产生一氧化碳含量增大 (大于1%～2%) 时会产生固体绝缘过热损坏而分解的黄色不易燃气体以致产生误动。3) 纸绝缘、麻绝缘损坏后会释放出白色、淡灰色, 有强烈气味的可燃气体。4) 一旦油过热或闪络分解时出现的气体灰黑色、褐色、有焦油味的易燃气体。

2.3 处理的方法

1) 如果通过外部检查发现故障现象和明显异常, 气体继电器有气体, 如杂音、油体颜色不正常, 油温异常, 或压力释放器有有冒油现象, 很明显的故障状态。应立即断开变压器或备用电源, 然后进一步对气体进行分析。在未经检查和测试变压器合格的后, 严禁进行使用运行。2) 如果变压器经外部检查无明显故障和异常现象;取气检查, 发现气体可燃、有色、有味, 或变压器有压力释放保护动作信号, 内部故障的发生。应该报告调度开启备用电源, 故障变压器报检查, 只有通过测试, 才允许投入使用。3) 如果变压器外部检查, 没有发现任何异常和故障现象。取气检查, 发现气体为无色、无味、不可燃, 气体很纯净, 说明变压器进入空气。将气体放出后, 检查散热器、潜油泵、各接口阀门等部位是否不密封造成进入空气, 进而的确属于进入空气。4) 如果经过检查, 变压器未发现任何异常及故障现象, 以瓦斯检查, 发现气体是非可燃的, 无味, 颜色很淡, 不能确定是空气, 气体的性质在这一领域能不清楚的, 应报告调度和有关上级将密切监控或对电力变压器进一步故障检查。5) 检查没有任何异常和故障变压器现象, 无发现不良气体存在时, 此故障可判断为误动作。这种情况可能是二次回路的问题, 也可能是气体继电器本身有问题, 也可能是外部振动太大导致穿透性短路故障的发生。

判断属于误动的方法和根据:检查气体继电器的上触点的位置;检查直流系统绝缘情况;检查轻瓦斯信号能否复位。通常存在以下四种情况:1) 轻瓦斯保护信号不能复位, 而气体继电器上触点处于闭合状态, 直流系统绝缘并无坏损异常。可以确定是属于气体继电器自身问题, 可能是浮子进油、机构失灵等。要及时处理。2) 轻瓦斯信号能复位, 而气体继电器上触点处于开启状态, 直流系统绝缘并无坏损异常。可确定由于较大振动或外部有穿越性短路, 造成误动作, 可进行排除。3) 轻瓦斯信号不能复位, 气体继电器上触点处于开启状态, 直流系统对地绝缘并无异常。可以确定是二次回路短路导致误动发生的。可对接线盒进行防潮、进水检查、端子是否松动误碰, 进一步对继电器的输出电线进行老化、受腐检查, 基本上可以排除这样的短路现象的。4) 轻瓦斯信号不能复位, 气体继电器上触点处于开启状态下, 直流系统对地绝缘出现异常情况。可能是直流系统多点接地造成误动作。要对各对地触点并及时排除。

处理变压器报出轻瓦斯信号事故, 除了能够判定确实属于误动作的情况以外, 只要检查发现气体继电器中有气体, 不论气体可否点燃, 都要取气并取油样作化验分析。因为变压器内部故障很轻微时, 气体中的可燃成分较少, 不一定能点燃。在夜间, 灯光下很难辨别清楚气体的颜色 (气体颜色较淡时) 。经专业人员对气体和油使用仪器化验, 得出的结论才是最准确的。在日常检修过程中, 处理变压器报出轻瓦斯信号故障, 除了确定真正属于误动作外, 重要的是检查发现在气体继电器内的气体, 不论是否可燃气, 尽量采集样本到实验室进行分析。因为变压器内部故障微略时产生的可燃气体成分少, 不一定能点燃。而当周围光线不能很好分辨清楚气体的颜色时。只有经专业人员对气体和油使用仪器化验, 得出的结论才是最准确的, 不能主观臆断行事, 从而避免发生二次故障或者事故。

3 结语

变压器瓦斯信号动作后, 首先, 工作人员第一时间进行检查, 并按照分析诊断程序查明动作的产生的原因, 综合判断是否需停运。然后, 时向上级调度和生产保护专业人员、主管领导汇报检查处理, 并加强对继电器气样、油样和本体油样的检查试验, 分别作色谱分析。

摘要：本文简述了电力变压器 (轻瓦斯) 保护装置的光气体基本工作原理, 故障产生的原因及基本处理方法。

关键词：变压器,轻瓦斯,分析,处理

参考文献

瓦斯保护故障篇5

保护层开采后采场应力将会重新分布以寻求达到新的平衡点, 就在此时其被保护层瓦斯参数随着煤岩的变形将会发生巨大变化, 因而考察其变化情况, 有着重要的意义。通过对保护层开采后被保护层瓦斯参数变化的研究, 可以更好地指导矿井生产计划及安全生产。

2 保护层工作面概况

2130煤矿二采区保护层开采方式主要以上保护层开采为主。作为突出煤层5号煤层的上保护层4号煤层的24221工作面, 煤层倾角为42°~55°, 平均46°, 属于急倾斜煤层。工作面上部以 (+2120) 水平14221小煤柱为界, 下部以 (+2047) 水平24222小煤柱为界, 东部以 (+2120) 水平石门及 (+2047) 水平石门为界, 西部以15号勘探线及14号冲沟为界。工作面走向长1000m, 倾向长度108m, 煤层平均厚度2.8m, 与5号煤层的平均间距33.73m属近距离保护层。

3 被保护层工作面概况

二采区被保护煤层5号煤层的25221工作面, 煤层倾角为42°~53°, 平均45°, 属于急倾斜煤层。工作面上部以 (+2120) 水平15221小煤柱为界, 下部以 (+2047) 水平25222小煤柱为界, 东部以 (+2120) 水平石门及 (+2047) 水平石门为界, 西部以16号勘探线为界。工作面走向长1000m, 倾向长度108m, 煤层平均厚度5.85m。

4 考察内容及考察技术方案

4.1 考察内容

(1) 24221工作面回采后25221工作面瓦斯压力的变化情况。

(2) 24221工作面回采后25221工作面煤层透气性系数的变化情况。

(3) 24221工作面回采后25221工作面瓦斯抽放量的变化情况。

(4) 24221工作面回采后25221工作面煤层变形情况。

(5) 24221工作面回采后25221工作面瓦斯含量的变化情况。

4.2 考察技术方案

要对4号煤层开采后5号煤层内发生的变化进行考察, 必须向5号煤层打孔, 布置相应的仪器和设备, 定期进行观测。这些工作不能与考察期间的生产相冲突。根据二采区目前的巷道布置情况, 将考察钻孔布置在6号煤层中的26221运输巷中。这种布置的优点是4号煤层开采引起的扰动对该巷道影响较小, 同时4号煤层开采引起的岩体破裂是先影响5号煤层, 在影响钻孔, 有利于完整记录5号煤层内发生的变化。

5 考察参数的测定

5.1 瓦斯压力考察

瓦斯压力共考察4个孔, 1号钻孔距保护层工作面100m, 其余各钻孔间距为50m, 此次测压采用胶囊-密封粘液主动测压法, 原始瓦斯压力最大统计1.36MPa。在测压钻孔封孔工作结束后接好压力表开始瓦斯压力测定, 钻孔内瓦斯压力逐渐升高, 待压力稳定后测定的值即为煤层瓦斯原始压力。随着保护层工作面的不断推进, 瓦斯压力将会出现不同程度的变化。

通过工作面回采情况, 保护层工作面回采超过被保护层测压点时, 孔内的瓦斯压力急剧下降, 当保护层工作面推过被保护层测压点5-10m时, 瓦斯压力降至0.23-0MPa。

5.2 煤层通气性系数考察

保护层先行开采后, 开采层及邻近层周围的煤岩层会向采空区方向移动、变形, 采空区将形成冒落带、裂隙带及弯曲下沉带, 因此, 在煤岩层中不仅会产生新的裂隙, 而且裂隙也将扩大, 此时瓦斯通道将大大增大, 煤层透气性比之前增大数十倍乃至数百倍。此次煤层透气性系数测试原始数据记录如表1。

经计算, 保护层4号煤层24221工作面回采后, 25221工作面2号钻孔的透气性系数2.56 (m2/MPa2·d) , 3号钻孔的透气性系数3.584 (m2/MPa2·d) , 是原始煤层透气性系数0.128的20倍和28倍。

5.3 瓦斯抽放量考察

瓦斯抽放量测定采用孔板流量计和CJZ4瓦斯综合参数测定仪, 相结合的方法进行测定。瓦斯抽放系统孔板流量计和CJZ4瓦斯综合参数测定仪, 安装在钻孔和钻场瓦斯管末端。用以测定各钻孔和钻场的瓦斯抽放量。

保护层开采后, 通过抽采系统数据统计分析, 被保护层瓦斯抽放量有了明显的增大, 尤其以工作面推过测定瓦斯流量钻孔的测点后, 瓦斯流量比抽放常压带增大至3-5倍。由此可以将瓦斯抽放划分为四带, 保护层工作面前方至工作面后方2m为正常压力带, 保护层工作面后方2-12m为抽放起伏带, 保护层工作面后方12-35m为抽放活跃带, 保护层工作面后方35以远为抽放衰减带。

5.4 煤层顶底板变形量考察

被保护层5号煤层的顶底板变形量采用深部基点法进行考察, 考察孔共布置3个钻孔, 通过变形量的考察, 保护层4号煤层24221工作面回采后, 被保护层5号煤层发生不同程度的变形, 其被保护层5号煤层的被保护范围内, 煤层膨胀变形量为15.4-21.5‰。

5.5 瓦斯含量的考察

瓦斯含量主要采用井下直接测定法进行考察, 在井下采取新鲜煤样后进行井下瓦斯解析, 然后送往实验室进行地面瓦斯解析, 最后计算出煤层瓦斯含量。被保护层瓦斯含量测定结果见表2。

测定结果表明, 25221工作面卸压保护区最大瓦斯含量为3.58m3/t。未卸圧前5号煤层在标高+2047至+2120水平, 瓦斯含量达到9.97m3/t, 煤层瓦斯含量超过了突出危险临界值8m3/t。对比可知, 开采保护层前后瓦斯含量变化明显, 表明保护层开采后受采动影响区域内煤层瓦斯赋存环境改变, 形成“卸圧增流效应”, 使得瓦斯含量急剧下降。

6 结论

保护层4号煤层24221工作面开采后, 被保护煤层瓦斯参数的规律性变化, 说明被保护层5号煤层25221工作面的卸压区域内, 煤岩体卸压发生膨胀变形, 增加了煤岩的透气性, 促进了煤层瓦斯解析和自然排放, 并为瓦斯抽采提供了良好的条件, 从而降低煤层内的瓦斯含量与压力, 使煤层的瓦斯潜能减少, 煤层坚固性系数增强, 降低了5煤层25221工作面的突出危险性。

摘要：通过对保护层开采后被保护层瓦斯参数变化的考察和分析, 确定被保护层的保护范围及保护层开采的意义, 用以指导矿井瓦斯治理及采掘接续, 确保矿井安全生产。

关键词：保护层,考察,瓦斯参数

参考文献

[1]于不凡.保护层理论探讨[D].重庆:煤炭科学研究半路出家重庆分院.

[2]张天思.防治煤与瓦斯突出基础知识[M].北京:煤炭工业出版社, 1990.

谈变压器瓦斯继电保护器篇6

关键词：变压器保护,瓦斯继电器

沙沱水电站位于贵州省沿河县城上游约7km, 是乌江干流开发选定方案中的第九级, 属“西电东送”第二批开工项目之一。电站总装机容量为1137MW, 布置有4台单机容量为284.3MW的立轴混流式水轮机, 发电机电压为15.75k V, 发电机与主变压器采用单元接线, 在发电机和变压器之间装设SF6发电机断路器;4台主变压器容量为330MVA, 均为油浸式;220k V侧接线为双母线接线, 其中4回主变进线、5回出线;以220k V一级电压接入系统。电站建成后将成为电网骨干支撑电源, 承担电网调峰、调频和事故负荷备用等, 是铜仁、黔东南州东部地区及周边地区的骨干支撑电源点。

1 瓦斯继电器的种类和结构

瓦斯继电器有浮筒式、挡板式、开口杯挡板式等不同型号, 目前国际规定的气体继电器按连接管径不同分为QJ-25、50、80型气体继电器 (1) 其构造如图1所示。轻瓦斯保护的气体继电器由开口杯、干簧触点等组成, 作用于信号;重瓦斯保护的气体继电器由挡板、弹簧、干簧触点等组成, 作用于跳闸。

2 瓦斯继电器的工作原理

气体继电器安装在变压器到储油柜的连接管路上。如图1所示继电器芯子上部由开口杯、重锤、磁铁和干簧触点构成动作于信号的容积装置, 其下部有挡板、与弹簧联接的调节杆、磁铁和干簧触点构成于跳闸的流速装置。

变压器在正常运行时, 继电器内充满油。当变压器内部发生轻微故障时, 气体 (因油分解而产生) 产生的速度较缓慢, 气体上升至储油柜途中首先积存于瓦斯继电器的上部空间, 迫使油面下降, 开口杯随之下降到某一限定位置, 其上的磁铁和干簧触点吸合并动作于接通延时信号, 这就是所谓的“轻瓦斯”;当变压器内部发生严重故障时, 则产生强烈的瓦斯气体, 油箱内压力瞬时突增, 产生很大的油流向油枕方向冲击, 因油流冲击档板, 档板克服弹簧的阻力, 带动磁铁向干簧触点方向移动, 当挡板动作到某一限定位置时, 继电器上的磁铁7使干簧触点吸合接通跳闸回路信号, 使断路器跳闸, 这就是所谓的“重瓦斯”。重瓦斯动作, 立即切断与变压器连接的所有电源, 从而避免事故扩大, 起到保护变压器的作用。沙沱电站四台主变均采用的单浮子瓦斯继电器是有EMB公司生产, 该继电器挡板采用磁性控制, 即挡板在其位置由恒磁固定, 只有当绝缘液的流速超过预先给定的数值时, 它才会启动, 并发出信号, 对于冲击和震动瓦斯继电器是借助磁性固定挡板的。

3 瓦斯继电器的安装

1) 安装前, 将气体继电器管道上的碟阀关严。如碟阀关不严或有其他情况, 必要时可放掉油枕中的油, 以防在工作中大量的油溢出, 即密封试验和触点动作试验, 确认继电器合格。

2) 新气体继电器安装前, 应检查有无检验合格证明, 口径、流速是否正确, 内外部件有无损坏, 内部如有临时绑扎要拆开, 最后检查浮筒、档板、信号和跳闸接点的动作是否可靠, 并关好放气阀门。

3) 瓦斯继电器应水平安装, 其观测孔应装在便于监视的一侧, 其顶盖上标注的箭头应指向油枕。

4) 瓦斯继电器两端的连接油管, 应以变压器顶盖为准, 保持2%~4%升高坡度, 并不得有急剧的弯曲和相反的斜度;油管上的油门应装到油枕与瓦斯继电器之间。

5) 瓦斯继电器的轻瓦斯和重瓦斯触点, 在导杆上的安装位置应正确, 触点所用的导杆 (浮筒) 动作时应无卡阻现象。

6) 打开碟阀向气体继电器充油, 充满油后从放气阀门放气。如油枕带有胶囊, 应注意充油放气的方法, 尽量减少和避免气体进入油枕。

7) 瓦斯继电器的连接导线 (或电缆) 应耐绝缘油的侵蚀 (至少应将连接端约0.5m长度作耐油处理) , 进行保护接线时, 应防止接错和短路, 避免带电操作。

8) 强迫油循环冷却式变压器, 在投入运行前, 应按制造厂的规定对冷却油的流速进行调整。

9) 投入运行前, 应进行绝缘摇测及传动试验。

4 瓦斯继电器保护范围

瓦斯保护是变压器的主要保护, 它可以反映油箱内的一切故障。包括:油箱内的多相短路、绕组匝间短路、绕组与铁芯或与外壳间的短路、铁芯故障、油面下降或漏油、分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠而且结构简单, 但是它不能反映油箱外部电路 (如引出线上) 的故障, 所以不能作为保护变压器内部故障的唯一保护装置。另外, 瓦斯保护也易在一些外界因素 (如地震) 的干扰下误动作, 对此必须采取相应的措施。

5 瓦斯继电器试验项目

气体继电器在安装使用前应作如下一些检验项目和试验项目:

1.一般性检验项目:

玻璃窗、放气阀、控针处和引出线端子等完整不渗油, 浮筒、开口杯、玻璃窗等完整无裂纹。

2.试验项目

a、密封试验:整体加油压 (压力为20m Pa, 持续时间为1h) 试漏, 应无渗透漏;

b、端子绝缘强度试验:出线端子及出线端子间耐受工频电压2000V, 持续1min, 也可用2500V兆欧表绝缘电阻, 摇测1min代替工频耐压, 绝缘电阻应在300mΩ以上;

c、轻瓦斯动作容积试验:当壳内聚积250∽300cm3空气时, 轻瓦斯应可靠动作;

d、重瓦斯动作流速试验。

6 瓦斯继电器日常巡视项目

电力变压器运行规程 (2) DL/T572-95 (以下简称“规程”) 规定在变压器的日常巡视项目中首先应检查气体继电器内有无气体, 对气体的巡视应注意以下几点:

1) 气体继电器连接管上的阀门应在打开位置;

2) 变压器的呼吸器应在正常工作状态;

3) 瓦斯保护连接片投入应正确;

4) 油枕的油位应在合适位置, 继电器内充满油;

5) 气体继电器防水罩一定要牢固;

6) 继电器接线端子处不应渗油, 且应能防止水、灰尘的侵入, 电源及其二次回路要有防水、防油的措施, 并要在雨季进行防水、防油检查。

7 瓦斯继电器的运行

变压器在正常运行时, 瓦斯继电器工作无任何异常。关于瓦斯继电器的运行状态, 规程中对其有如下规定:

1) 变压器运行时瓦斯保护应接于信号和跳闸, 有载分接开关的瓦斯保护接于跳闸。

2) 变压器在运行中进行如下工作时应将重瓦斯保护改接信号:

(1) 用一台断路器控制两台变压器时, 当其中一台转入备用, 则应将备用变压器重瓦斯改接信号;

(2) 滤油、补油、换潜油泵或更换净油器的吸附剂和开闭瓦斯继电器连接管上的阀门时;

(3) 在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时;

(4) 除采油样和在瓦斯继电器上部的放气阀放气处, 在其他所有地方打开放气、放油和进油阀门时;

(5) 当油位计的油面异常升高或吸吸系统有异常现象, 需要打开放气或放油阀门时。

3) 在地震预报期间, 应根据变压器的具体情况和气体继电器的抗震性能确定重瓦斯保护的运行方式。地震引起重瓦斯保护动作停运的变压器, 在投运前应对变压器及瓦斯保护进行检查试验, 确认无异常后, 方可投入。

8 瓦斯保护信号动作的主要原因

8.1轻瓦斯动作的原因

1) 因滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器;

2) 因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯动作信号结点以下;

3) 变压器故障产生少量气体;

4) 变压器发生穿越性短路故障。在穿越性故障电流作用下, 油隙间的油流速度加快, 当油隙内和绕组外侧产生的压力差变化大时, 气体继电器就可能误动作;穿越性故障电流使绕组动作发热, 当故障电流倍数很大时, 绕组温度上升很快, 使油的体积膨胀, 造成气体继电器误动作;

5) 气体继电器或二次回路故障。

以上所述因素均可能引起瓦斯保护信号动作。

9 瓦斯保护装置动作的处理

变压器瓦斯保护装置动作后, 应马上对其进行认真检查、仔细分析、正确判断, 立即采取处理措施。

1) 瓦斯保护信号动作时, 立即对变压器进行检查, 查明动作原因, 是否因积聚空气、油面降低、二次回路故障或上变压器内部邦联造成的。如气体继电器内有气体, 则应记录气体量, 观察气体的颜色及试验是否可燃, 并取气样及油样做色谱分析, 可根据有关规程和导则判断变压器的故障性质。色谱分析是指对收集到的气体用色谱仪对其所含的氢气、氧气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体进行定性和定量分析, 根据所含组分名称和含量准确判断邦联性质、发展趋势和严重程度。

若气体继电器内的气体无色、无臭且不可燃, 色谱分析判断为空气, 则变压器可继续运行, 并及时消除进气缺陷。

若气体继电器内的气体可燃且油中溶解气体色谱分析结果异常, 则应综合判断确定变压器是否停运。

2) 瓦斯继电器动作跳闸时, 在未查明原因消除故障前不得将变压器投入运行。为查明原因应重点考虑以下因素, 作出综合判断:

(1) 是否呼吸不畅或排气未尽;

(2) 保护及直流等二次回路是否正常;

(3) 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象;

(4) 气体继电器中积聚的气体是否可燃;

(5) 气体继电器中的气体和油中溶解的气体的色谱分析结果;

(6) 必要的电气试验结果;

(7) 变压器其它继电保护装置的动作情况。

1 0 瓦斯保护的反事故措施

瓦斯保护动作, 轻者发出保护动作信号, 提醒维修人员马上对变压器进行处理;重者跳开变压器开关, 导致变压器马上停止运行, 不能保证供电的可靠性, 对此提出了瓦斯保护的反事故措施:

1) 将瓦斯继电器的下浮筒改为档板式, 触点改为立式, 以提高重瓦斯动作的可靠性。

2) 为防止瓦斯继电器因漏水而短路, 应在其端子和电缆引线端子箱上采取防雨措施。

3) 瓦斯继电器引出线应采用防油线。

4) 瓦斯继电器的引出线和电缆应分别连接在电缆引线端子箱内的端子上。

结论:当瓦斯保护动作后, 上报相关部门, 根据有关导则及现场分析结论采取相应的对策, 避免事故的发生, 以保证变压器的安全经济运行。

参考文献

[1]DL/T504-94QJ25/50/80型气体继电器校验规程[S].

[2]DL/T572-1995电力变压器运行规程[S].

[3]程正武浅谈瓦斯继电器对油浸式变压器的保护作用及事故处理[J].人民珠江, 2010 (5) .

[4]SGBZ-0611电力变压器安装施工工艺标准[S].

[8]GY211-1998电力变压器安装工艺标准[S].

朔黄铁路牵引变压器瓦斯保护篇7

1 瓦斯保护的工作原理

瓦斯保护是变压器内部故障的主要保护元件, 对变压器匝间短路、铁芯故障、套管内部故障、绕组内部断线及绝缘劣化和油面下降等故障均能灵敏动作。当油浸式变压器的内部发生故障时, 由于电弧将使绝缘材料分解并产生大量的气体, 其强烈程度随故障的严重程度不同而不同。瓦斯保护就是利用反应气体状态的瓦斯继电器 (又称气体继电器) 保护变压器内部故障 (见图1) 。

变压器发生轻微故障时, 油箱内产生的气体较少且速度慢。由于油枕处在油箱上方, 气体沿管道上升, 使气体继电器内的油面下降, 当下降到动作整定值时, 轻瓦斯动作, 发出警告信号。

变压器发生严重故障时, 故障点周围的温度剧增而迅速产生大量气体, 变压器内部压力升高, 迫使变压器油从油箱经过管道向油枕上部冲去。油速达到气体继电器动作整定值时, 重瓦斯动作, 瞬时接通跳闸回路, 切除变压器, 以防事故扩大。

2 瓦斯保护的范围

瓦斯保护是变压器的主要保护, 它可以反映油箱内的一切故障。包括:油箱内的多相短路、绕组匝间短路、绕组与铁芯或与外壳间的短路、铁芯故障、油面下降或漏油、分接开关接触不良或导线焊接不良等。瓦斯保护动作迅速、灵敏可靠而且结构简单。但是它不能反映油箱外部电路 (如引出线上) 的故障, 所以不能作为保护变压器内部故障的唯一保护装置。另外, 瓦斯保护也易在一些外界因素 (如地震) 的干扰下误动作, 对此必须采取相应的措施。

3 瓦斯继电器的结构及原理

瓦斯保护的主要元件是瓦斯继电器, 安装在油箱和油枕之间的连接管道上。目前朔黄铁路变压器采用QJ-80型继电器 (见图2) 。

变压器正常工作时, 继电器内一般充满变压器油。如果变压器内部出现故障, 则因油分解产生的气体聚集在容器上部迫使油面下降, 浮子6降到某一限定位置时, 磁铁5使干簧接点12闭合, 延时接通信号回路, 发出信号, 若变压器内漏油使油面降低, 同样发出信号, 即为轻瓦斯保护动作;如果变压器内发生严重故障, 将会出现油的浪涌, 则在连接管内产生油流, 冲动挡板2, 当挡板2运动到某一限定位置时, 磁铁1使干簧接点15闭合, 接通跳闸回路, 即为重瓦斯保护动作, 跳开变压器两侧断路器, 从而起到保护变压器的作用。

4 瓦斯保护的整定

当油箱内故障产生轻微气体或油面下降时, 瓦斯保护应瞬时动作于信号;当产生大量气体时, 应瞬时动作于断开变压器两侧断路器。

(1) 轻瓦斯保护的整定:轻瓦斯动作值的大小用气体容量大小表示。一般轻瓦斯保护的气体容积范围为250~300 ml;改变重锤的位置, 可在250~300 ml范围内调节信号接点动作的气体容积。

(2) 重瓦斯保护的整定:重瓦斯保护动作值的大小用油流速度大小来表示。对油流的一般要求:自冷式变压器为0.8~1.0 m/s, 强油循环变压器为1.0~1.2 m/s, 120 MVA以上的变压器为1.2~1.3 m/s。

一般来说, 对于自冷或风冷的变压器, 重瓦斯的流速一般整定在0.7~1.0 m/s, 对于强迫油循环的变压器整定为1.0~1.4 m/s。流速的整定与变压器的容量、连接气体继电器的导管直径、变压器冷却方式、气体继电器的型号等有关。

5 瓦斯保护动作的原因

5.1 轻瓦斯动作的原因

(1) 因滤油、加油或冷却系统不严密导致空气进入变压器; (2) 因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下; (3) 变压器轻微故障产生少量气体; (4) 发生穿越性短路; (5) 气体继电器轻瓦斯接点或二次回路故障。

5.2 重瓦斯动作的原因

(1) 变压器内部严重故; (2) 气体继电器重瓦斯接点或二次回路故障; (3) 呼吸器堵塞问题; (4) 外部出现穿越性短路故障, 浮筒式气体继电器出现误动; (5) 变压器附近发生强烈的振动。

6 瓦斯保护判别故障过程的分析

当变压器内部出现故障, 通常是从比较轻微, 逐步发展为严重故障。一般是先发出轻瓦斯保护信号, 再发展为重瓦斯保护跳闸。轻瓦斯保护发出信号, 不全是变压器内部故障。处理时的重点, 是要查找原因。变压器重瓦斯保护跳闸后, 要先投入备用变压器, 恢复对接触网的供电, 同时要检查处理故障变压器问题。对于变压器重瓦斯保护动作必须查清原因, 按照规定的程序进行处理, 先进行设备试验, 然后进行综合分析判断, 最后采取有效处理方法。

正常运行时, 充油电气设备内部的绝缘油和有机绝缘材料, 在热和电的作用下, 会逐渐老化和分解, 产生少量的各种低分子烃类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体。在热和电故障的情况下, 也会产生这些气体。这两种来源的气体在技术上不能分离, 在数值上也没有严格的界限, 而且与负荷、温度、油中的含水量、油的保护系统和循环系统, 以及取样和测试的许多可变因素有关。

瓦斯保护信号动作时, 立即对变压器进行检查, 查明动作原因, 是否因积聚空气、油面降低、二次回路故障或是变压器内部故障造成的。如气体继电器内有气休, 则应记录气体量, 观察气体的颜色及试验上否可燃, 并取气样及油样做色谱分析, 可根据的关规程判断变压器的故障性质。色谱分析是指对对收集到的气体用色谱仪对其所含的氢气、氧气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体进行定性和定量分析, 根据所含成分名称和含量准确判定故障性质和严重程度。变压器内部不同故障产生的气体成分见表1。

7 瓦斯保护的预防性试验

为了发现瓦斯保护在运行中的隐患, 应定期对瓦斯继电器、连接回路及二次回路进行的检查和试验, 还包括取油样试验。朔黄铁路公司检修规程规定瓦斯继电器、连接回路及二次回路的检查和试验一年进行一次, 取油样试验一季度一次。

7.1 瓦斯继电器、连接回路及二次回路的检查和试验

7.1.1 外观检察

观察瓦斯继电器外观及其连接部分无掉漆、锈蚀现象;继电器玻璃观察窗的清洁度便于运行检修人员的巡视检查;继电器的顶部密封良好, 无渗漏水现象。

7.1.2 内部设备观察

打开继电器顶部盖子, 观察内部设备无积尘现象;轻瓦斯和重瓦斯两对端子的接线牢固, 无锈蚀和短路现象。

7.1.3 保护试验

(1) 短接轻瓦斯接点, 查看中央信号盘上“轻瓦斯”保护光字牌是否亮, 用以校验轻瓦斯保护回路的完整性; (2) 触动重瓦斯接点, 接通重瓦斯保护的跳闸及信号号回路, 查看变压器两侧断路器是否跳闸, 查看中央信号盘上“重瓦斯”保护光字牌是否亮, 用以校验重瓦斯保护回路的完整性。

7.2 油样试验

修试工队负责每个季度对所辖区段内变电所的变压器油进行取样, 然后进行气相色谱分析、电气强度试验、闪点测试、微量水分测试、机械杂物和游离碳测试, 得出一个综合分析报告 (见表2、表3) 。

运行时间较长的变压器中, 绝缘油随着运行时间的延长, 都会产生一定量的氯氢类气体, 这些气体的含量均应小于表4的数值。

8 瓦斯保护的反事故措施

瓦斯保护动作, 轻者发出警示保护信号, 提醒维修人员马上对变压器进行处理;重者变压器跳闸, 变压器退出运行, 不能保证供电的可靠性, 为了更进一步提高保护的灵敏度和可靠性, 限制人为因素事故发生, 应制定以下反事故措施: (1) 将瓦斯继电器的下浮筒改为档板式, 触点改为立式, 以提高重瓦斯动的可靠性; (2) 为防止瓦斯继电器因漏水而短路, 应在其端子和电缆引线端子箱上采取防雨措施; (3) 瓦斯继电器引出线应采用防油线; (4) 瓦斯继电器的引出线和电缆应分别连接在电缆引线端子箱内的端子。

瓦斯继电器动作跳闸时, 在查明原因消除故障前不得将变压器投入运行, 为查明原因应重点考虑以下因素, 作出综合判断: (1) 是否呼吸不畅或排气未尽; (2) 保护及直流等二次回路是否正常; (3) 变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象; (4) 气体继电器中积聚的气体是否可燃; (5) 气体继电器中的气体和油中溶解的气体的色谱分析结果; (6) 必要的电气试验结果; (7) 变压器其他继电保护装置的动作情况。

运行中的变压器瓦斯保护, 当现场进行如下工作时, 重瓦斯保护应由“跳闸”位置改为“信号”位置运行: (1) 进行带电注油和滤油时; (2) 进行呼吸器畅通工作或更换硅胶时; (3) 除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气外, 在其他所有地方打开放气、放油和进油阀门时; (4) 开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门时; (5) 在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时; (6) 对于充氮变压器, 当油枕抽真空或补充氮气时, 变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时, 在上述工作完毕后, 经1 h试运行后, 方可将重瓦斯投入跳闸。

9 瓦斯保护的优缺点

瓦斯保护的缺点是不能反应变压器油箱外套管及联接引线上的故障, 因此, 不能作为防御变压器内部事故的唯一保护。由于构造问题, 在运行中正确动作率还不高。挡板式瓦斯继电器也存在当变压器油面严重下降, 需要跳闸时, 动作不快的缺点。

瓦斯保护的优点灵敏度高、结构简单, 并能反应变压器油面内部各种类型的故障。特别是当绕组短路匝数很少时, 故障点的循环电流虽然很大, 可能造成严重的过热, 但反应在外部电流的变化却很小, 各种反应电流量的保护都难以动作, 因此瓦斯保护对保护这种故障有特殊的优越性。

10 结束语

变压器瓦斯信号动作后, 值班人员必须对变压器进行检查, 查明动作的原因, 并立即向供电调度和专业主管汇报, 专业主管应立即派人去现场提取继电器气样、油样和本体油样, 分别作气相色谱分析、电气强度试验、闪点测试、微量水分测试、机械杂物和游离碳测试。根据有关规程及现场分析结论采取相应的对策, 避免事故的发生, 以保证变压器的安全可靠运行。

参考文献

[1]贺加李, 宋从炬.电力系统继电保护原理[M].3版.北京:电力出版社, 1994

[2]潘启敬.牵引供电系统继电保护[M].2版.北京:中国铁道出版社, 1996

[3]沈阳市银海电器有限公司.QJ系列气体继电器使用说明书[S]

小规模低浓度瓦斯发电站继电保护篇8

本文将以占市场份额达到90%以上的胜动集团低浓度瓦斯发电机组作为分析和计算依据, 详细阐述低浓度瓦斯发电站继电整定计算。

1 概述

1.1 低浓度瓦斯发电站的概述

低浓度瓦斯电站作为煤矿的一个补充电源, 电压升至6/10kV就近接入煤矿变电所。当市电正常运行时, 由市电和低浓度瓦斯电站同时输送电能至煤矿变电所;当市电停电时, 低浓度瓦斯电站停止发电, 煤矿变电所切换至安保电源。

1.2 发电机组概述

目前市场低浓度瓦斯发电机组的功率为500kW或者600kW, 出口电压为400V。

1.3 保护配置

发电机组保护配置由发电机组厂家配套提供;升压变压器设速断保护、过流保护、零序电流、瓦斯、温度保护等;线路保护设置速断、过流保护。配电装置采用金属氧化锌避雷器, 以防止外部雷电过电压入侵和内部操作过电压。

1.4 计算方法和实例

本文计算方法采用标幺值计算, 保护计算以7台500kW发电机组 (出口电压为400V) , 电压升压至10kV低浓度瓦斯发电站作为计算实例, 具体详见短路电流计算图。

2 继电保护计算依据

本短路电流计算根据以下条件进行计算:

(1) 由Ssmax*=48MVA和Ssmin*=32.6MVA, 得Ismax*=2.6394kA和Ismin*=1.7926kA;

(2) Sj=100MVA;

(3) 发电机Xd″=11.4%, Sd=0.625MVA;

(4) 1#变压器:Uz%=5.5%, Sb=2.0MVA;

2#变压器:Uz%=5.5%, Sb=3.15MVA;

(5) 由Uj=10.5kV, 得Igj=Sj/ (1.732×10.5) =5.4987kA;Idj=Sj/ (1.732×0.4) =144.3418kA。

3 整定计算

3.1 各电阻抗值计算

(1) Xsmax*=Igj/Ismax*=2.0833, Xsmin*=Igj/Ismin*=3.0675;

(2) Xl=0.07×L=0.35, Xl*=Sj×Xl/Uj2=0.3175;

(3) 1#变压器:XB*=Uz%/Sb=5.5/2.0=2.75;

2#变压器:XB*=Uz%/Sb=5.5/3.15=1.7460;

(4) 单台发电机电抗XG*= (Xd″×Sj) /Sd=18.24。则3台机组并联电值为X1/G*=18.24/3=6.08, 4台机组并联电值为X2/G*=18.24/4=4.56;

3.2 短路电流计算

选取图中d1点、d2点及d3点进行短路计算。

(1) d1点短路:

短路电流分为2部分, 并网变电所10kV系统提供给的短路电流及2个机组单元提供的短路电流。

系统电抗:Xmax*=Xsmax*+Xl*=2.2073;Xmin*=Xsmin*+Xl*=3.0998。最大运行方式:Ic"=Igj/2.2073=2.4914kA, Ic∞=Ic", ich=2.55 Ic"=6.3530kA;最小运行方式:Ic"=Igj/3.0998=1.7339k A, Ic∞=Ic", ich=2.55 Ic"=4.5235kA。

所有机组全开时, Ⅰ段发电机组群至d1点电抗=X1/G*+XB*=8.83, 计算电抗Xjs= (8.83*0.625*3) /100=0.166, 查发电机计算曲线得I*0=6.5, I*∞=2.5, 则Ⅰ段发电机组群至d1点次暂态短路电流I"FZ=5.4987/8.83=0.6227kA, IF∞= (2.5*0.9021*3*0.4) /10.5=0.2578kA, ich=2.55I"FZ=1.5880kA;同理可得I"FZ=0.8720k A, IF∞=0.3437kA, ich=2.2235kA。

综合以上计算, d1短路计算结果如下:

最大运行方式:Id1"=3.9861kA, Id1∞=3.0928kA, ich=10.1645kA。

最小运行方式:Id1"=1.7739kA, Id1∞=1.7739kA, ich=4.5235kA。

(2) d2、d3点短路

同理, d2短路计算结果如下:

最大运行方式:Id2"=56.6584kA, Id2∞=40.17111kA, ich=104.2515kA。

最小运行方式:Id2"=20.0432kA, Id2∞=20.0432kA, ich=36.8795kA。

d3短路计算结果如下:

最大运行方式:Id3"=72.7561kA, Id3∞=48.6703kA, ich=133.8712kA。

最小运行方式:Id3"=26.4424kA, Id3∞=26.4424kA, ich=48.6539kA。

3.3 保护整定

3.3.1 电流速断保护