水暖之家讯：气体继电器保护（也称瓦斯保护）是油浸式电力变压器内部故障的一种基本保护。近几年来，由于多种原因导致气体继电器频繁动作，引起运行、检修、试验人员广泛重视，共同关心气体继电器的动作原因、判断和处理方法，以避免误判断造成的设备损坏或人力、物力浪费。
一、动作原因
（一）变压器内部故障
当变压器内部出现匝间短路，绝缘损坏、接触不良、铁芯多点接地等故障时，都将产生大量的热能，使油分解出可燃性气体，向油枕（储油柜）方向流动。当流速超过气体继电器的签定值时，气体继电器的档板受到冲击，使断路器跳闸，从而避免事故扩大，这种情况通常称之为重瓦斯保护动作。当气体沿油面上升，聚集在气体继电器内超过30ml时，也可以使气体继电器的信号接点接通，发出警报，通常称之为轻瓦斯保护动作。例如：
（l）某台220kV、120MVA主变压器瓦斯保护动作，经试验和吊芯检查判断为35kV侧B相统组上部匝间绝缘损坏，形成层或匝间短路造成的。
（2）某台220kV、60MVA的主变压器轻、重瓦斯保护动作，经综合分析和放油检查确定为63kV侧B相套管均压球对升高座放电造成的，与推断吻合，避免了吊芯检查。
（3）某台35kV、4．2MVA的主变压器，轻瓦斯保护一天连续动作两次，色谱分析为裸金属过热，经测直流电阻力分接开关故障，吊芯检查发现分接开关的动静触点错位2／3，这是引起气体继电器动作的根本原因。
（二）附属设备异常
1．呼吸系统不畅通
变压器的呼吸系统包括气囊呼吸器，防爆筒呼吸器（有的产品两者合一）等。分析表明，呼吸系统不畅或堵塞会造成轻、重瓦斯保护动作，并大多伴有喷油或跑油现象。例如，某台110kV、63MVA主变压器，投运半年后，轻、重瓦斯保护动作，且压力阀喷油。但色谱分析正常，经检查，轻、重瓦斯保护动作的原因为变压器气囊呼吸堵塞。又如某台220kV、120MVA主变压器，在气温为33～35℃下运行，上层油温为75～80℃。在系统无任何冲击的情况下，突然重瓦斯保护动作跳闸，经试验和检查，证明是呼吸器堵塞。由于它在高温下突通造成油流冲击，导致重瓦斯保护动作。
2．冷却系统漏气
当冷却系统密封不严进入了空气，或新投入运行的变压器未经真空脱气时，都会引起气体继电器的动作。例如某台主变压器气体继电器频繁动作，经分析是空气进人冷却系统引起的，最后查出第7号风冷器漏气。
3．冷却器入口阀门关闭
冷却器入口阀门关闭造成堵塞也会引起气体继电器频繁动作。例如，某电厂厂用变压器大修后，投运一段时间，气体继电器突然动作，但色谱分析正常，经检查发现冷却器入口阀门造成堵塞，相当于潜油泵向变压器注入空气，造成气体继电器频繁动作。
4．散热器上部进油阀门关闭
散热器上部进油阀门关闭，也会引起气体继电器的频繁动作。例如，某220kV、120MVA主变压器冲击送电时，冷却系统投入则发生重瓦斯保护动作引起跳闸。其原因是因为变压器第7号散热器上部进油蝶阀被误关闭，而下部出油蝶阀处于正常打开位置，当装于该处的潜油泵通电后，迅速将散热器内的油排入本体，散热器内呈真空状态，本体油量增加时，油便以很快的速度经气体继电器及管路流向油枕，在高速油流冲击下，气体继电器动作导致跳闸。
5．潜油泵有缺陷
潜油泵缺陷对油中气体有很大影响，其一是潜油泵本身烧损，使本体油热分解，产生大量可燃性气体。例如某110kV、75MVA的主变压器，由于潜油泵严重磨损，在一周内使油中总烃由786ppm增到1491ppm。其二是当窥视玻璃破裂时，由于轴尖处油流急速而造成负压，可以带入大量空气。即使玻璃未破裂，也有由于滤网堵塞形成负压空间使油脱出气泡，其结果是使气体继电器动作，这种情况比较常见。例如，某220kV、120MVA强油导向风冷变压器的气体继电器频繁动作，其原因之一就是潜油泵内分流冷却回路底部的滤网堵塞而造成的。又如，某220kV、120MVA主变压器轻瓦斯保护动作，是由于潜油泵负压区漏气造成的。
6．变压器进气
运行经验表明，轻瓦斯保护动作绝大多数是由于变压器进入空气所致。造成进气的原因较多，主要有：密封垫老化和破损、法兰结合面变形、油循环系统进气、潜油泵滤网堵塞、焊接处砂眼进气等。例如某台220kV、120MVA的主变压器，轻瓦斯保护频繁动作，用平衡判据分析油样和气样表明，油中溶解气体的理论值与实测值近似相等，且故障气体各组分含量较小，故该变压器内部没有故障。经过反复检查，最后确定轻瓦斯保护动作是由于油循环系统密封不良进气造成的。
7．变压器内出现负压区
变压器在运行中有的部位的阀门可能被误关闭，如。①油税下部与油箱连通管上的蝶阀或气体继电器与油枕连通管之间的蝶阀；②安装时，油枕上盖关得很紧而吸湿器下端的密圈又未取下等。由于上述阀门被误关闭，当气温下降时，变压器主体内油的体积缩小，进而缺油又不能及时补充过来，致使油箱顶部或气体继电器内出现负压区，有时在气体继电器中还会形成油气上下浮动。油中逸出的气体向负压区流动，最终导致气体继电器动作。例如，某220kV的主变压器，由于在短路事故后关闭了油枕下部与油箱连通管上的阀门，投运后又未打开，使变压器主体内“缺油集气”，造成轻瓦斯保护频繁动作。又如某35kV、56Q0kVA主变压器在两次大雨中均发生重瓦斯保护动作，就是因为夜间突降大雨，使变压器急剧冷却，内部油位也随之下降，由于蝶阀关闭，油枕内的油不能随油位一同下降，在气体继电器内形成了一个无油的负压区，使溶解在油中的气体逸出并充满了气体继电器，造成气体继电器的下浮桶下沉，引起重瓦斯保护动作。
8．油枕油室中有气体
大型变压器通常装有胶囊隔膜式油枕，胶囊将油枕分为气室和油室两部分。若油室中有气体，当运行时油面升高就会产生假油面，严重时会从呼吸器喷油或防爆膜破裂。此时变压器油箱内的压力经呼吸器法兰突然释班，在气体继电器管路产生油流，同时套管升高座等死区的气体被压缩而积累的能量也突然释放，使油流的速度加快，导致瓦斯保护动作。例如某电厂2号主变压器就是因油枕抽空中有气体受热时对油室产生附加压力所致。
9．净油器的气体进入变压器
在检修后安装净油器时，由于排气不彻底，净油器人口胶垫密封不好等原因，使空气进入变压器，导致轻瓦斯保护动作。
另外，停用净油器时也可能引起轻瓦斯保护动作。例如，某110kV、31．SMVA的主变压器，因其净油器渗漏而停用时，由于净油器上下蝶阀没有关死，如图1－48所示，变压器本体的油仍可以渗到净油器中，并迫使净油器中的空气进入本体。集中在气体继电器中造成主变压器发生轻瓦斯保护动作。
图1-48净油器示意图
10．气温骤降
对开放式的变压器，其油中总气量约为10％左右，大多数分解气体在油中的溶解度是随温度的升高而降低的。但空气却不同，当温度升有时，它在油中的溶解度是增加的。因此，对于空气饱和的油，如果温度降低，将会有空气释放出来。即使油未饱和，但当负荷或环境温度骤然降低时，油的体积收缩，油面压力来不及通过呼吸器与大气平衡而降低，油中溶解的空气也会释放出来。所以，运行正常的变压器，压力和温度下降时，有时空气过饱和而逸出，严重时甚至引起瓦斯保护动作。例如，某35kV、5600kVA的变压器，在气体继电器与油枕连通管之间蝶阀关闭的情况下，就发生过两次因气温骤降，引起重瓦斯保护动作的现象。
11．忽视气体继电器防雨
气体继电器的接线端子有的采用圆柱型瓷套管绝缘。固定在继电器顶盖上的接线盒里，避免下雨对油枕上的雨水滴进接线盒内。该接线盒盖子盖好后还应当用外罩罩住。某110kV、10MVA的主变压器的气体继电器既无接线盒的盖子又无防雨罩（实际是丢在地面上），似至于下大雨时，气体继电器的触点被接线端子和地之间的雨水漏电阻短接，使跳闸回路接通。当出口继电器两端电压达到其动作电压时，导致变压器两侧的断路器跳闸。显然，在上述条件下，若出口继电器的动作电压过低，就更容易引起跳闸。
（三）放气操作不当
当气温很高、变压器负荷又大时，或虽然气温不很高，负荷突然增大时，运行值班员应加强巡视，发现泊位计油位异常升高（压力表指示数增大）时，应及时进行放气。放气时，必须是缓慢地打开放气阀，而不要快速大开阀门，以防止因油枕空间压力骤然降低，油箱的油迅速涌向油枕，而导致重瓦斯保护动作，引起跳闸。
（四）器身排气不充分
有的变压器在大修后投入运行不久就发生重瓦斯保护动作，引起跳闸的现象。这可能是检修后器身排气不充分造成的。当变压器投运后，温度升高时，器身内的气体团突然经气体继电器进入储油柜，随之产生较大的油流冲击造成重瓦斯保护动作。动作后，气体继电器内均有气体，经化验确为空气。这足以说明有的空气由变压器器身流向储油柜。
（五）安装不当
新装的变压器，轻瓦斯保护动作80％是安装存在问题。例如，某部分出现真空、没有进行真空注油、气体继电器安装不当等，都可能使瓦斯保护动作。例如，某台63MVA、220kV的变压器。其轻瓦斯保护总是动作，经取气和取油分析均无问题，没有可燃性气体，经多次查找动作规律才知道，每当5号潜油泵启动1个月后，轻瓦斯保护就动作，检查5号潜油系发现，其上面油路放气阀被堵死，因而在上面真空形成负压区。处理后，放气阀畅通，故障排除。
（六）气体继电器部件设计不合理
例如，某局两个变电所的35／10kV主变压器的重瓦斯保护相继动作、引起跳闸。经现场调查、测试、分析，变压器的主绝缘、油质、电气试验结果均正常，两台主变压器所供10kV配电系统无异常，负荷电流很小（分别在凌晨4时左右动作）。通过分析，最后找出主变压器重瓦斯保护动作跳闸的原因是气体继电器（QJI）的探针部件设计不合理。图1－49和图1－50分别给出气体继电器内部结构位置示意图和深外部件示意图。
图1-49气体继电器内部结构位置示意图
1.瓦斯放气阀；2_探针罩帽；3_法兰；4_轻瓦斯部件；
5_探针棒；6_重瓦斯档板；7_支架
图1-50探针部件示意图（mm）
1_探针金属软客；2_探针棒；3_重瓦斯挡板；4_探针塑料罩帽
根据探针部件尺寸所示，探针塑料罩帽内脏长度应大于37mm，而实际只E有35mm；探针棒从气体继电器法兰内平面量得尺寸长为65mm，而从内平面至重瓦斯挡板空间净距为64mm。因此，若将塑料罩帽按常规拧紧，势必造成探针棒已紧紧压住重瓦斯挡板，使重瓦斯挡板位移一个角度（实物检查该挡板在探计棒顶住处三明显变形），装在挡板上的磁性件接近重瓦斯接点。运行中变压器，受环境温度变化而影响变压器油温变化，一个微小的变压器油容积变化，造成重瓦斯接点闭合。
为改变不合理设计，避免重瓦斯保护动作，应采取的处理方法是：
（1）探针棒适当截短1～2mm（运行中难处理）。
（2）探针塑料罩帽内脏长度加长至38mm以上。
对于目前已投入运行的有关厂生产的气体继电器，只好将其探针塑料罩帽取掉或仅作为遮帽用（不得拧上），然后换用制造厂提供的内腔加长后的探针塑料罩帽。
二、判断方法
气体继电器动作后，一方面要调查运行、检修情况；另一方面应立即取油样进行色谱分析，利用平衡判据进行综合分析判断，确定变压器是内部故障还是附属设备故障，进而确定故障的性质、部位或部件，以便及时进行检修处理。
判断变压器是否有内部故障的方法是：首先分析油中溶解气体和气体继电器中的自由气体的浓度；然后将两者进行比较：
（1）当自由气体含量约等于实测值，且故障气体各组分含量很少时，则说明变压器是正常的，一般认为溶解在油中的气体是在平衡状态下释放出来的。
（2）当自由气体含量大于实测值时，则说明变压器确实存在早期潜伏性故障。如果自由气体含量明显超过油中溶解气体含量时，则说明释放气体较多，故障发展很快。这时可以通过特征气体法、产气率以及三比值法来判断故障性质和发展速度。
3）当自由气体小于油中溶解气体时，则说明变压器内部不存在潜伏性故障，是主变压器附属设备有异常。
（4）当自由气体中氢、氧含量较高，而总烃含量较低，说明存在漏气点，有空气进入。因为油中有气泡时，在电场作用下发生火花放电产生的主要气体就是氢。
图1-51给出了气体继电器动作综合分析判断程序。表1-16列出了气体继电器动作原因和故障推断。可以供实践检查分析时使用。
表1-15自由气体分析结果
气体氢甲烷乙烷乙烯乙炔总烃coCO2
含量646．623．11．456．934．535．4647．066345．28
表1-16气体继电器动作的部分原因和故障推断表
动作类别油中气体自由气体动作原因故障推断
气体继电器动作气体成分CO、
CO2和H2较高有自由气体，有少
量H2和CO铁芯强烈振动，导体短时过热过励磁时（如系统振荡时）
气体继电器动作，放气后立即动作，越来越频繁总气量增高，氧含量高，H2略增，有时可见油中有气泡、有大量自由气体，有时H2咯高附件泄漏，引人大量气体（严重故障）变压器外壳、管道、
气体继电器、油泵等漏气
投运初期动作次
数较多，逐渐减少，有时持续达半年之久总气量很高，氧含量很高，有时H2略增有自由气体，有少
许H2油中气体他和，温度和压力变化，释放气体安装工艺不周，油未脱气和未真空住油
气体继电器动作含氧正常无自由气体负压下油流冲击
或油门过低（多发生在温度和负荷降低或深夜时）隔膜不能活动自如，充氮管路堵塞不畅，氮气袋严重缺氛，油位太低
气体继电器前作，几小时动作一次总气量高，含氧量低，总烃高，C2H2和CO不高有自由气体，无
C2H2，CO少，H2和CH4高油热分解（300℃以上）产气，溶解达到饱和过热性（慢性）故障，存在时间较长
图1一51综合分析判断程序
三、处理对策
首先判断瓦斯保护动作是由变压器内部故障还是附属设备故障引起的，以便对不同的故障采取不同的方法。对变压器内部故障可以参考前面章节的论述。对于附属设备故障可分情况按以下几种情况处理。
（1）严格密封防止进气。严格密封可以避免由于进气引起的瓦斯保护动作。为检查变压器密封不良，在检修后应对变压器进行检漏试验。变压器投入运行前，要注意排除内部空气，如套管法兰、高压套管升高座、油管路中死区、冷却器顶部等处的残留空气。投入运行前应尽早启动油泵，借助油循环将残留空气排出。注油就采用真空注油方法。油泵大修时，重点检查后端窥视孔、引线盒的密封，油管路中各排气孔及负压区的密封是否完好。
（2）避免误关阀门并保证呼吸系统畅通，防止堵塞。由上所述，堵塞主要有两种情况，一是误关闭阀门。对此，只要运行人员重视，投运前，对每个阀门进行认真检查，就容易解决；二是呼吸系统堵塞。目前现场的解决方法是：
1）正确注油。检修后注油一定要将储油柜充满，充油过程中，打开储油柜顶部排气孔和手孔，边排气边按动胶囊，让胶囊完全展开，排除储油柜中的全部空气。变压器经各部排气后，储油柜的油面还会下降，必须再进行补充注油，直到把储油柜充满，确认变压器内无气体后，方可把油排到正常油位。
2）改进呼吸系统。图1－52为储油相结构及放气塞（管）简图。由图1－52（a）可见，现行的带有胶囊的变压器储油柜，仅是将胶囊嘴子接入原呼吸系统中，与老结构储油柜相比无大的变动，这给呼吸系统带来了新问题。通常，胶囊外与储油柜内壁之间总会残存少量空气，这是因为储油柜上部放气塞往往装在气体继电器坡度较低的一侧，致使气体排放不净而残存下来。当呼吸系统不畅时，由于胶囊嘴子低于假油位，油可进入胶囊，使胶囊升浮困难，从而发生恶性循环。为此，可将呼吸系统作如下改进，如图1－52（b）所示。①胶囊嘴子与呼吸系统脱离，单独接一只吸湿器，其下部油封碗内可不装油。②将储油柜放气塞用管子引下，装一只真空压力表，两侧装阀门，经常监视储油柜内压力情况。当压力表指针指示正压时，可接一只小真空泵抽真空，也可在全天变压器温度最高时，将压力排掉再闭紧阀门。
（a）改进前（b）改进后
图1-52储油相结构及放气塞（管）安装简图
经上述改进后的呼吸系统，通过实际考验，完全可以避免胶囊进油。只要再监视好储油柜压力，就可避免假油位及吸湿器跑油，从而防止了瓦斯保护动作。
应当指出，为保证呼吸通畅，吸湿器硅胶颗粒不宜太细，其粒度必须保证在5～7mm以上，当硅胶浸油后，应即刻更换或进行干燥处理。另外，油封碗内着装油，则应确实保证油封碗内油面不超过2～3mm，其呼吸力不大于0．05MPa。
目前有的制造厂，已将呼吸系统做成图1－52（b）的形式。
（3）加强技术管理和维护，克服重大轻小、重主轻辅的倾向，充分认识附属（辅助）设备与主变压器的可靠运行息息相关。避免诸如端子箱和气体继电器端子金因漏雨或清洗造成的接点短路，导致瓦斯保护动作，引起跳闸。
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