变压器瓦斯保护及其二次回路技术Word格式.docx
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当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号;
当产生大量瓦斯时，应动作于断开变压器各侧断路器。
带负荷调压的油浸式变压器的调压装置，亦应装设瓦斯保护作为主保护。
瓦斯保护分轻瓦斯保护和重瓦斯保护，一般装于一个瓦斯继电器内。
瓦斯继电器有浮筒式、档板式、开口杯式等不同型号。
目前电力系统大多采用QJ-25、QJ-50、QJ-80型气体继电器，其信号回路接上开口杯，瓦斯保护信号动作，即指因各种原因造成继电器内上开口杯的信号回路接点闭合，光字牌灯亮。
跳闸回路接下档板，重瓦斯保护信号动作，即指因各种原因造成继电器内上开口杯的信号回路接点闭合，光字牌灯亮。
瓦斯继电器的外形图如下:
QJ-25型气体继电器:
主要用于有载调压开关。
QJ-50型气体继电器:
主要用于容量在7.5MVA以下油浸式变压器。
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QJ-80型气体继电器:
主要用于容量在7.5MVA以上油浸式变压器。
变压器瓦斯保护具有动作快、灵敏度高、结构简单，能反映变压器油箱内部各种类型的故障，特别是当绕组短路匝数很少时，故障循环电流很大，可能造成严重过热，但外部电流变化很小，各种反映电流的保护难以动作，瓦斯保护对这种故障具有特殊优越性。
二、结构原理及原理接线
瓦斯保护是变压器内部故障的主要保护元件，对变压器匝间和层间短路、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）来保护变压器内部故障的。
2.1在变压器瓦斯保护继电器内，上部是一个密封的浮筒，下部是一块金属档板,两者都装有密封的水银接点。
浮筒和档板可以围绕各自的轴旋转。
在正常运行时，继电器内充满油，浮筒浸在油内，处于上浮位置，水银接点断开;
档板则由于本身重量而下垂，其水银接点也是断开的。
当变压器内部发生轻微故障时，气体产生的速度较缓慢，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，使油面下降，浮筒随之下降而使水银接点闭合，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，使水银
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触点闭合，接通跳闸回路，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。
变压器瓦斯保护原理接线图如下图所示:
2.2在变压器高压绕组上设有抽头，通过改变变压器的变比来调整二次侧电压的大小。
调压变压器分为有载调压和无载调压变压器两种。
下面为有载调压变压器。
有载调压变压器可根据系统运行情况，在带负荷的条件下随时切换分接头开关，保证电压质量，而且分接头数目多、调节范围比较大，如SFPZ7—90000/220型有载调压变压器，额定电压比为220?
8×
1.5%/38.5，其调压范围为?
1.5%。
采用有
载调压变压器时，可以根据最大负荷和最小负荷时分接头电压来分别选择各自合适的分接头。
这样就能缩小二次（侧）电压的变化幅度，甚至改变电压变化的趋势。
为了防止可动触头在切换过程中产生电弧使变压器绝缘油劣化，甚至烧毁分接头开关，调压绕组通过并联触头
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Q1、Q2与高压主绕组串联。
可在带负荷的情况下进行分接头的切换。
在可动触头Q1、Q2回路接入接触器KM1、KM2的工作触头并放在单独的油箱里。
在调节分接头时，先断开接触器KM1，将可动触头Q1切换到另一分接头上，然后接通KM1。
另一可动触头Q2也采用同样的步骤，移到这个相邻的分接头上，这样进行移动，直到Q1和Q2都接到所选定的分接头位置为止。
当切换过程中Q1、Q2分别接在相邻的两个分接头位置时，电抗器L限制了回路中流过的环流大小。
110kV及以上电压等级变压器的调压绕组放在中性点侧，使调节装置处于较低电位。
1、分接开关运行一年或切换2000,4000次后，应取切换开关油箱中的抽样进行工频耐压（不低于30KV）试验，试验应合格，否则更换合格变压器绝缘油。
2、新投入的分接开关，在切换5000次后，应将切换开关吊出检查，以后可按实际情况确定检查周期。
3、运行中的分接开关动作5000次后或绝缘油的击穿电压低于25kV时，应更换切换开关油箱的绝缘油。
4、为了防止分接开关在严重过负荷或系统短路时进行切换，宜在有载分接开关控制回路中加装电流闭锁装置，其整定值不超过变压器额定电流的1.5倍。
5、电动操作机构应经常保持良好状态，有载分接开关配备的瓦斯保护及防爆装置均应运行正常。
当保护装置动作时应查明原因。
6、分接开关的切换开关箱应严格密封，不得渗漏。
如发现其油位升高异常或满油位，说明变压器与有载分接开关切换箱窜油。
应保持变压器油位高于分接开关的油位，防止开关箱体油渗入变压器本体，影响其绝缘油质，并及时安排停电处理。
在变压器有载分接开关操作过程中，应遵守如下规定:
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1、应逐级调压，同时监视分接位置及电压电流变化（每次调压一档后应间隔lmin以上，才能进行下一档调节）。
2、单相变压器组和三相变压器分相安装的有载分接开关，应三相同步电动操作，一般不允许分相操作。
3、两台有载调压变压器并联运行时，其调压操作应轮流逐级进行;
4、有载调压变压器与无载调压变压器并联运行时，有载调压变压器的分接应尽量靠近无载调压变压器的分接位置。
有载分接开关切换时产生火花，主要是分接开关在严重过负荷或系统短路时进行切换时触头调整中接触不良;
绝缘油绝缘强度降低;
操作等原因。
应按照规程要求，进行检修和试验，尤其是在调整分接头过程中，一旦遇到不正常情况时，务必要核查清楚后才能继续开展分接头调压的工作。
三、瓦斯保护范围
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、区外电气设备长期过负荷等异常工作）的干扰下误动作，对此必须采取相应的防范措施。
四、安装规定
瓦斯继电器安装在变压器到储油柜的连接管路上，安装时应注
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意:
4.1首先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。
4.2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。
4.3气体继电器应水平安装，顶盖上标示的箭头方向指向油枕，工程中允许继电器的管路轴线方向往油枕方向的一端稍高，要求变压器顶盖沿气体继电器方向与水平面具有1,,1.5,的升高坡度，但与水平面倾斜不应超过4%。
变压器本体至油枕的油管沿瓦斯继电器方向应有2-4,的升高坡度。
但瓦斯继电器应保持水平位置。
变压器的防爆管应与油枕连通。
瓦斯继电器两侧油管应为同一内径的管子，与油管用法兰连接处，若使用耐油橡皮衬垫时，其孔径应比油管内径略大，以免妨碍油的流速。
瓦斯继电器通向油枕的阀门应开通，且阀门直采用平板式，不宜用球形阀门。
瓦斯继电器的安装位置应保证便于观察油面及取气样的电气安全距离。
4.4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。
4.5进行保护接线时，应防止接错和短路，避免带电操作，同时要防止使导电杆转动和小瓷头漏油，二次控制电缆必须选用具有防油和阻燃功能，经过中间端子盒再联至电缆，中间端子盒应有密封良好的防
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雨措施，电缆应为铠装，埋入地下部分应有铁管保护。
做好二次接线头的包扎和密封工作。
4.6投入运行前，应进行绝缘摇测及轻、重瓦斯保护的现场故障模拟传动接点的测试试验。
4.7试验完毕后，必须加装瓦斯继电器防护罩及封堵措施，达到防雨、防潮、防暴、防尘等防护措施。
五、定期试验项目
气体继电器在安装使用前应依据《DL/T540—94气体继电器检验规程》作如下一些检验项目和试验项目:
5.1一般性检验项目:
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。
浮筒无裂纹及凹凸处、玻璃窗应完整清晰明亮无裂纹线。
水银接点的水银面应清洁光亮，摇动分、合时水银流动灵活，不应挂在玻璃壁和电极上，电极和极尖应光亮呈银白色。
水银接点柱焊接牢固，根部套软塑料管加固;
接点引线长短应合适，能任意弯曲，无断股现象;
瓷珠应完整光滑无毛刺。
水银接点应固定牢固，接点距离正常时，有一极浸入水银中的长度应不小于4mm。
其它类型继电器的接点正常时，两极应断开。
接点引钱的极性，为经常浸入水银中的接点接正极。
若未经常浸入水银中接点接正极时，由于水银蒸气是导体的原故，长期运行，接点可能损坏，甚至可能使瓦斯保护动作。
可动部分应灵活，动作可靠，返回无卡住现象。
上电后现场二次控制回路无直流系统绝缘下降的现象，变压器非电量保护无报警。
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5.2试验项目
5.2.1密封试验:
单体试验时用瓦斯继电器校验仪对其内部充满油后关上阀门，整体加油压（压力为0.25MPa，持续时间为1h）放平实验台试漏，检查继电器表面的桩头跟部应无渗透漏。
5.2.2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兆欧表摇测绝缘电阻，摇测1min代替工频耐压，绝缘电阻应在300MΩ以上。
5.2.3轻瓦斯动作容积试验:
将瓦斯继电器放在实验台上固定，（继电器上标注箭头指向油枕），打开实验台上部阀门，从实验台下面气孔打气至继电器内部完全充满油后关闭阀门，放平实验台，打开阀门，当壳内聚积250?
300ml空气时，观察油面降低到何处刻度线时轻瓦斯触点导通，轻瓦斯应可靠动作。
若轻瓦斯不满足要求，可以调节开口杯背后的重锤改变开口杯的平衡来满足需求。
5.2.4重瓦斯动作流速试验:
从实验台气孔打入气体至继电器内部完全充满油后关上阀门，放平实验台，打开实验台表计电源，选择表计上的瓦斯孔径档位，测量方式选在“流速”，再继续打入气体，观察表计显示的流速值为整定值止，快速打开阀门，此时油流应能推动档板将重瓦斯触点导通。
重瓦斯定值一般为1.0—1.2m/s，若重瓦斯不满足要求，可以通过调节指针弹簧改变档板的强度来满足需求。
测试结果应在20,误差范围内可靠动作。
5.2.5按照《继电保护及电网安全自动装置检验条例》1.5条第4款
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变压器瓦斯保护装置定期检验的种类及期限规定:
每年进行一次部分检验，每3,5年进行一次全部检验（可以用替换继电器的方法进行）。
第7款回路绝缘试验规定:
每年进行一次绝缘测定，每5年进行一次绝缘耐压试验。
实际工作中瓦斯保护全部检验将结合变压器大修进行。
根据设备运行情况每年要进行1-2次局部检查、绝缘检验及整组检验。
每2,3年对运行变压器的瓦斯继电器进行内部和机械部分的检验。
六、日常维护巡点检项目
按照《电力变压器运行规程DL/T572-95》规定在变压器的日常巡视项目中必要时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:
6.1气体继电器连接管上的阀门应在打开位置。
6.2变压器的呼吸器应在正常工作状态。
6.3瓦斯保护连接片投入应正确投入。
6.4油枕的油位应在合适位置，继电器内充满变压器油。
6.5气体继电器防护罩一定要牢固。
6.6继电器接线端子处不应渗油，且应能防止雨、雪、灰尘等侵入，电源及其二次回路要有防水、防油和防冻的措施，并要在春秋二季进行防水、防油和防暴检查。
6.7非电量保护屏无不正常保护动作报警。
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6.8机组110V直流系统无绝缘下降现象。
七、运行时保护投退状态规定
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:
7.1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。
7.2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:
7.2.1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。
7.2.2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。
7.2.3在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时。
7.2.4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。
7.2.5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。
7.3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。
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八、瓦斯保护信号动作的主要原因分析
8.1瓦斯保护动作的原因:
8.1.1因滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器。
8.1.2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。
8.1.3变压器故障产生少量气体。
8.1.4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，造成气体继电器重瓦斯保护误动作。
8.1.5气体继电器、二次回路短路故障或二次回路直流接地故障等。
以上所述因素均可能引起轻重瓦斯保护动作。
九、瓦斯保护动作后的紧急处理程序
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。
9.1瓦斯气体分析诊断的基本原则与处理对策:
瓦斯信号动作后，继电器内是否有气体聚集，是区别信号动作原因中油位降低、二次回路故障和空气进入变压器、变压器内部发生故障的最基本原则。
因二次回路故障，油位降低引起瓦斯信号动作不可能产生气体，所以当继电器内无气体聚集时，应逐步判断。
首先巡视检查变压器是否有严重漏油点，若是，应立即向上级调度和主管领导汇报，采取堵漏措施;
若
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不是，则应判断是否因环境温度骤然下降引起油位降低。
必须观察变压器油枕油位指示位置是否正常，油道是否阻塞。
若不正常，应采取相应措施。
若不是上述原因引起，则二次信号回路故障的可能性较大，须检查消除二次回路缺陷。
初步鉴别继电器内聚集的气体是空气还是可燃性气体。
若继电器内的气体是空气，则应依次判断:
是否因换油或滤油时空气进入变压器本体后没有排净:
是否因更换变压器热虹吸器吸附剂时净置时间短空气未彻底排净，若是，则采取从继电器放气嘴排气，变压器监督运行;
是否因空气从潜油泵进入本体引起信号动作，若是，要用逐台停运试验的方法，判断是从那台泵处空气进入，申请停泵检修;
若继电器内的气体是可燃性气体，则变压器内部存在过热、可能是放电性故障，或过热兼放电性故障。
此时应从继电器处同时取气样和油样（从本体下部取油样）做色谱分析，根据变压器油中溶解气体分析和判断导则判断故障的性质、发展趋势、严重程度，根据分析结论采取继续监督运行或停运吊检处理。
鉴定继电器内的气体是空气，还是可燃性气体的方法是收集这些气体，并做点燃试验和色谱分析。
9.2继电器中气体的鉴别瓦斯气的点燃与色谱分析。
《DL,T572—1995电力变压器运行规程》规定:
如继电器内有气体，则应记录气量，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。
点燃试验，是将用注射器收集到的气体，用火柴从放气嘴点火，若气体本身能自燃，火焰呈浅蓝色，则是可燃性气体，说明变压器内部有故障。
若不能自燃，则是空气，说明信号动作属空气进入造成。
色谱分析是
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指对收集到的气体用色谱仪对所含氢气、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故障性质、发展趋势和严重程度。
点燃试验与色谱分析是判断变压器内部有无故障的两种不同方法，目的一致。
点燃试验是在没有采用色谱分析对所含电力建设专项气体进行定性定量分析之前规定的一种方法，较简易、粗略。
它判断的准确性与试验人员的素质与经验有关，但不能判断故障的性质。
自采用色谱法后变压器运行规程中没有取消该方法，其本意应该说是想在现场快速的判断变压器有无故障，但受现场人员能否正确收集气体、能否正确点燃、准确判断等因素的限制，收不到养兵干日用兵一时的预期效果。
做点燃试验还是做色谱分析，因瓦斯继电器信号动作容积整定值是250—300ml，从理论上讲，只要信号动作，就能收集到大约250—300ml的气体。
用100ml注射器可收集到两管，此时可用一管在现场做点燃试验，另一管做色谱分析。
变压器内部故障有时发展很快，产生的气体还未在油中达到饱和便上升聚集到继电器内。
若信号动作后没有及时收集，时间太长则部分气体将向油中回溶和逸散损失，所收集气体可能不足100ml，若用一只100ml注射器收集，就不应做点燃试验，应迅速做色谱分析。
这与变压器运行规程的规定发生冲突，解决此矛盾的办法是用两只小容量的注射器收集气体（每管不少于10m1）。
若变压器与色谱试验室距离较近，则无须做点燃试验。
若现场运行人员经过培训，具有收集和做点燃试验的能力，应由运行人员负责此项工作。
若不具备此能力，应交有关检修维护专业人员负责此项工作。
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9.3瓦斯保护信号动作时，立即对变压器相关电气量进行检查，查明真正的动作原因，故障发展趋势和严重程度。
9.4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，以便做出综合判断。
a.是否呼吸不畅或排气未尽;
b.保护及直流等二次回路是否正常;
c.变压器外观有无明显反映故障性质的异常现象;
d.气体继电器中积聚的气体是否可燃;
e.气体继电器中的气体和油中溶解的气体的色谱分析结果;
f.必要的电气试验结果;
g.变压器其它继电保护装置的动作情况。
以上工作必须按照现场实际发生的情况，严格按照公司《保护联锁安全装置投退管理制度》，区别对待，严格遵守有关事故紧急处理管理流程，得到领导许可后才能采取相应的退出措施，进行紧急处理。
十、瓦斯保护整定计算要求
按照《DL/T684-1999大型发电机变压器继电保护整定计算导则》5.4款关于变压器瓦斯保护动作于跳闸的重瓦斯部分，通常按通过气体继电器的油流流速整定。
流速的整定与变压器的容量、接气体继电器的导管直径、变压器冷却方式、气体继电器的型式等有关。
重瓦斯
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保护油流流速整定表见下表:
连接导管内动作流速整定值变压器容量KVA气体继电器型式冷却方式
径mmm/s1000及以下QJ-50,50自冷或风冷0.7,0.87000,7500QJ-50,50自冷或风冷0.8,1.07500,10000QJ-80,80自冷或风冷0.7,0.810000以上QJ-80,80自冷或风冷0.8,1.0200000以下QJ-80,80强迫油循环1.0,1.2200000及以上QJ-80,80强迫油循环1.2,1.3500KV变压器QJ-80,80强迫油循环1.3,1.4有载调压开关QJ-25,251.0
变压器瓦斯保护动作于信号的轻瓦斯部分，通常按产生气体的容积整定。
对于容量10MVA以上的变压器，整定容积为250,300ml。
十一、瓦斯保护反事故措施
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，依据《广东省电力系统继电保护反事故措施》（2007版）有关条款提出了瓦斯保护的反事故措施:
10.1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。
10.2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。
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10.3瓦斯继电器引出线应采用防油线。
10.4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。
10.5主变压器非电量保护应设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且必须与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位置也应相对独立。
10.6变压器的瓦斯保护应防水、防油渗漏、密封性好。
气体继电器由中间端子箱的引出电缆应直接接入保护柜。
非电量保护的重动继电器宜采用启动功率不小于5W、动作电压介于55--65%Ue、动作时间不小于10ms的中间继电器。
10.7为防止冷却器油泵启动时（引起油压突然变化）导致重瓦斯保护误动作。
应进行单台及多台油泵启停试验，检查重瓦斯保护动作情况，若出现误动，应采取针对性措施。
十二、结束语
变压器瓦斯信号动作后，运行人员必须对变压器进行检查，查明动作的原因，并立即向上级调度和主管领导汇报，上级主管领导应立即派人去现场提取继电器气样、油样和本体油样，分别作色谱分析。
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。
参考资料,
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曾贤.主变压器重瓦斯保护动作原因分析及处理.电力安全技术～2007
李天元～陈化钢.大型电力变压器瓦斯保护分析.东北电力技术～1994
黄纯华～刘维仲.工厂供电.天津大学出版社～1988.199，200,朱声石.高压电网继电保护原理与技术.中国电力出版社～2005,王维俭.电气主设备继电保护原理与应用.中国电力出版社～2002,贺家李～宋从矩.电力系统继电保护原理.水利电力出版社～1985,吕
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