瓦斯继电器是油浸式高压并电抗器主要的非电量保护装置之一，瓦斯继电器动作后，根据其中收集的气体成分分析便可初步判断电抗器故障类型。对于一些已出现气体成分异常但由于停电计划等原因安排加强监视、关注油色谱数据变化的电抗器，在发生瓦斯继电器轻瓦斯动作后，如果不及时准确的分析判断出故障原因，轻则给运行、检修、试验等部门带来麻烦，重则造成主变跳闸，用户停电。

为了防范此类故障的再发生，本文对冀北电网一起监视运行状态的500kV电抗器轻瓦斯动作故障进行分析，分别从油浸式高压并电抗器维护过程和油气分离盒结构上找出了导致此次故障发生的原因，由此提出了相应的改进措施并取得较好效果。

1 事件经过

2018年5月5日11:07，冀北电网某500kV线路并联电抗器发轻瓦斯报警信号。现场检查该电抗器瓦斯继电器内有无色气体，气量约350mL，电抗器无异声、呼吸器呼吸正常，油温正常为47℃。

对本体电抗器油进行色谱分析，数据见表1；对瓦斯继电器取气，并进行气体成分分析，数据见表2；从数据对比来看，油色谱数据较以往无明显增长。进一步查找产气原因，首先对电抗器套管升高座、散热器等部位进行放气，无气体。检查储油柜底部油气分离盒，能够放出气体。

表1 故障相电抗器油色谱分析数据

表2 故障相电抗器气体成分分析数据

2 原因分析

故障相电抗器于2018年3月例行检修试验时发现C2H2气体含量异常：C2H2气体含量由上次的0.5μL/L增加到1.9μL/L，从历史数据来看，该电抗器C相自投运以来长期存在0.3～0.5μL/L的C2H2，数据比较稳定。发现异常后对电抗器开展超声局部放电检测和复测。

测试过程中A、B相基本无超声信号，C相油枕下方工频超声信号最大，油枕对侧信号最小。就测试结果分析认为该相电抗器主绝缘不存在放电现象，故决定对该电抗器加强监视，关注油色谱数据变化情况。

电抗器轻瓦斯保护动作于信号，其动作值按气体容积整定，整定值为250～300mL。正常情况下，瓦斯继电器内是充满变压器油的，轻瓦斯接点断开。变压器内部发生缺陷产生气体时，这些气体聚集在瓦斯继电器内而导致浮球随油面下降。达到定值后接点闭合，发出轻瓦斯报警信号。

故障相电抗器储油柜剖面图如图1所示。经现场检查，故障相电抗器储油柜底部设计有油气分离盒，油气分离盒是为了电抗器安装时，防止气体进入储油柜内部而设置的，电抗器安装时，当变压器油进入盒内时，盒的上部聚集一定量的气体，安装完成后，需要向外排气，该相电抗器的油气分离盒无观察窗，安装时无法观察内部是否有气体。油气分离盒结构如图2所示。

图1 储油柜剖面图

随着气体体积的膨胀，在油面低于图2中管路①的下口前，油面将一直下降；当油面低于管路①的下口时，储油柜内的绝缘油进入油气分离盒，但油面不会高于管路①的下口。在油面低于管路②的上边缘前，瓦斯保护不动作；当油面低于管路②的上边缘后，瓦斯及其管路内的绝缘油将随油气分离盒内的油面共同下降，气体进入瓦斯继电器，导致瓦斯继电器轻瓦斯动作报警。油气分离盒现场实物如图3所示。

图2 油气分离盒结构图

图3 油气分离盒现场实物图

3 防范措施及改进

发生此次轻瓦斯动作故障后，立即对该线路A、B相电抗器和该变电站其他电抗器的储油柜进行检查，储油柜下部均无油气分离盒，其储油柜下部结构如图4所示。对于此类故障的防范，应先对运维的变压器及电抗器进行全面排查，对同结构的储油柜建立详细台账。

同时，对标准化作业指导书进行修编，结合检修对同类型储油柜进行排气，避免投运后因排气不彻底发生轻瓦斯动作。继续加强对该电抗器的油色谱数据跟踪，将跟踪周期缩短为两天一次，出现数据异常增长时及时上报。

图4 该变电站其他电抗器的储油柜下部实物图

在新建工程的设备选型和可研初设时，应特别注意储油柜与瓦斯继电器连接结构。建议新建变电站在变压器（电抗器）选型设计时不使用油气分离盒设计，若因厂家设计等原因储油柜下方有油气分离盒时，出厂时必须加装观察窗，同时对观察窗材质的防冻抗裂指标提出要求。

结论

这是一起典型的运维检修过程中由于对变压器结构了解不全面，导致变压器油路排气不彻底导致的轻瓦斯告警的事件。

通过对故障过程分析可以看出，对于带有油气分离盒的储油柜，当发生轻瓦斯报警时，应采取以下措施：

• ①确认瓦斯继电器及储油柜内的油面，防止因假油位未及时发现，确保变压器具有充足的绝缘油；
• ②检查呼吸器的呼吸是否正常，以防呼吸不畅引起的较大负压；
• ③若油气分离盒无观察窗，应立即取气分析，确定气体成分，判断缺陷原因，制定检修策略；
• ④若油气分离盒有观察窗时，应特别注意瓦斯继电器和观察窗油面高低，当瓦斯继电器内油面较低时，应先确认储油柜油位正常且呼吸通畅后，再考虑通过放气管放出油气分离盒内气体。