一起110kV变电站主变本体压力释放阀误动作分析与处理(图文)

蒙小胖，高瞻，黄瑄域，齐安新

（陕西省地方电力集团有限公司宝鸡供电分公司，陕西宝鸡721000)

　　摘要：针对一起变压器压力释放阀误动作事件，分析了其误动作的原因，说明可能引起压力释放阀动作的多种情况，并介绍了暴露出的问题及预防措施。

　　关键词：变压器；非电量保护；误动作；压力释放阀

　　中图分类号：TM41

　　电力变压器的安全运行是确保供电可靠性和连续性的重要条件。压力释放阀是变压器的主要非电气保护装置之一，压力释放阀的误动作将导致变压器故障。当变压器内部发生电气故障时，变压器油会在高温下分解大量可燃气体，并且油箱的内部压力会突然升高。由于变压器绝缘油的不可压缩性，如果无法及时释放巨大的内部压力，则可能导致变压器油箱破裂并引起火灾。在这种情况下，泄压阀可以迅速动作以排出故障产生的高压气体和绝缘油，从而降低油箱上的压力并确保变压器的安全。当燃料箱的内部压力下降到正常值时，可以可靠地关闭压力释放阀。如果使用不当和维护不当，将发生故障，还可能导致大规模停电事故并影响用户的正常供电。压力释放阀对于变压器的正常运行起着重要作用，因此要加强对压力释放阀的关注与维护，防止其产生故障。

　　变压器压力泄压阀安装在罐顶盖的上部，110 kV主变压器一般配有一个压力释放阀。当燃油箱的内部压力达到危险值时，压力释放阀可以在2 ms内动作以释放燃油箱的内部压力。但如果压力释放阀本体的故障导致其压力作用值较低或主变压器在重负载下运行，并且油位过高，则在有故障的情况下可能导致泄压阀异常工作。

　　本文中针对一起110 kV变电站#2 主变压力释放阀误动作进行分析，介绍了缺陷情况、消缺处理过程，分析了其误动作的原因，介绍了暴露出的问题并且提出了预防措施。

　　1 故障发生前电网运行情况

　　2020 年6 月10 日，110 kV 某变电站110 kV 进出线4 回，双母接线。1 号主变50 MVA，2 号主变50 MVA，1 号、2 号主变并列运行。10 kV 母线为单母分段接线，10 kV 出线20 回，191 线、189 线、187 线、185 线、179 线、177 线、175 线、173 线、171 线运行，其余11 条线路备用。所带负荷平均值为6443 kW。

　　2 故障经过

　　2020 年6 月10 日8:12，某变电站运维值班人员接到市调控中心调度值班人员电话通知：“110 kV某变电站2 号主变压力释放动作，运维人员尽快到达站内进行检查。”运维值班人员接到市调控中心通知后，及时赶到变电站处理压力释放阀泄压故障。运维人员到达变电站，经过检查后才发现，变电站后台监控系统有报警信号，2 号主变保护定值整定正确；2 号主变保护屏非电量保护压力释放功能压板在投入状态、压力释放保护跳闸压板在退出状态；2 号主变非电量保护装置屏幕上只有泄压阀报警信号，轻瓦斯、重瓦斯保护都没有告警信号。运维值班人员去设备区检查2 号主变冷却器运行正常。油枕，油位指示正常，油位显示达到上限值。听变压器运行的声音，无噪音与异响，其运行的声音为正常。呼吸系统运行顺畅、正常，无堵塞情况发生。因此判断变压器未发生内部故障。现场初步分析认为是后台系统发出告警信号，然而压力释放阀门并未跳起，初步判断为后台系统误告警或压力释放阀误动作。

　　3 现场检查及处理情况

　　故障发生后，经检修人员检查发现：

　　油箱油位没有明显变化；主变压器的轻瓦斯，重瓦斯保护都未工作，差动保护未工作；变压器油色谱试验数据正常，油中气体含量不超标；综合的现场检查和在线油色谱监测结果可以判断出主变压器，有载开关体以及次级电路是否正常，没有内部故障。

　　变压器的呼吸系统正常运行，并且呼吸器可以正常排气，从而消除了阻塞呼吸系统的可能性。

　　变压器油系统的每个放油阀均处于正常工作位置，油路畅通无阻，可消除油循环异常的可能性。油位过多确实会影响油循环。该变压器已投入运行多年，并且在高温气候条件下也承受相同的负载。但是，以前从未有过高油位警报，并且现场没有发现喷油和压力。根据这些数据，压力释放阀动作现象可以确定变压器内部没有放电故障。

　　现场检查保护装置屏，外观检查未发现异常。

　　经核对，变电站后台监控系统与非电量保护装置屏上告警信号时间一致，则可排除保护遥信接点故障。

　　通过设备区摄像头拍摄，压力释放阀有明显损坏，随即向市调申请停电检修。经检查发现压力释放阀有明显松动，随即检查继电器防雨措施，外观未发现明显进水痕迹。但打开接线盒后发现盖板表面有明显水渍，接线端子处有明显湿气。

　　压力释放保护二次回路检查。检查发现压力释放阀的二次接线盒进水严重，用绝缘摇表对二次回路进行绝缘测试为0（500 V试验电压，）事故后压力释放保护一直处于动作状态。

　　值班人员与设备制造商电话联系，技术人员及时将压力释放阀的备品运抵变电站，检修人员解下2 号主变压力释放阀全部二次接线端子，用干净抹布清洁压力释放阀插头，并用电热风枪对其进行干燥处理，重新紧固二次接线端子后进行绝缘试验，绝缘电阻大于100 MΩ，故障解除，压力释放保护的二次回路绝缘恢复正常，压力释放保护继电器接点复归，如图1～图3 所示。检修人员经过详细的分析和研究，详细分析了泄压阀误动作的原因及改进措施。

图1 维修前的压力释放阀

图2 压力释放阀动作继电器

图3 为维修后的压力释放阀

　　4 分析结论

　　4.1 直接原因

　　通过总结分析得出，引起这起事故的主要原因是压力释放阀前期安装不规范到位和压力释放阀进水非电量信号线缆受潮导致，导致运行中压力释放保护继电器接点接通误告警。

　　4.2 间接原因

　　该110 kV 变电站2 号主变本体压力释放保护功能实际是投入并启动跳闸。根据DL/572—2010《电力变压器运行规程》5.3.3 变压器的压力释放阀接点宜作用于信号的要求，该变压器压力释放投信号。2号主变长期在户外日晒雨淋的工况下运行，未安装防雨罩，近年来天气高温多雨时有交替，密封胶垫的热胀冷缩变化频繁，加剧了胶垫的老化程度，导致压力释放阀内部有进水现象，使内部元件（继电器接线盒内部）损坏，造成压力释放阀误动作，并且影响了变压器的安全运行。

　　4.3 管理原因

　　本次压力释放阀误动作的原因也是由于其安装工艺问题，验收人员对二次接线盒密封性能关注度不足，未能在验收时提出加装防雨罩的需求，加上当地连续的强降雨天气，从而导致积水进入继电器，接线盒内部受潮导致绝缘降低从而引发了误告警。这种类型的非电气保护装置会意外地引发误操作故障，但是要从根本上消除故障隐患，必须制定严格的施工工艺，以规范变压器附件的安装。

　　5 暴露出的问题

　　维护人员对技术规范不熟悉，在2 号主变新建验收期间没有很好第理解相关规程规范关于压力释放阀保护功能投退的要求，存在对规程规范执行不到位的问题。

　　验收人员对二次端子接线盒密封关注度不足。2号主变压力释放阀露天安装且无防雨罩，其二次接线盒渗水严重。由于近几年来未有这方面的问题发生且接线盒安装位置比较隐蔽，维护人员在主变投产验收时对此没有足够的预见性，未提出加装压力释放阀防雨罩的要求。

　　6 预防措施

　　按相关规范要求全面检查并整改各变电站主变压力释放保护投退情况，防止压力释放保护误投跳闸。

　　加强变电工程验收管理，加强继电保护专业对一次设备出厂验收的关注度，对一次设备附属继电器及二次端子盒密封措施等进行严格验收把关，形成出厂验收表单和技术规范书。

　　在全公司范围内，利用停电机会，检查一次设备二次回路接线盒的密封性，进行防雨罩加装及密封处理工作。安装压力释放阀防雨罩，防止雨水进入，避免因继电器进水内部受潮绝缘降低导致压力释放阀误动作。

　　将一次设备二次回路接线盒密封性能检查纳入相关作业表单。对于带电信号的压力释放阀，信号线应用绝缘胶布缠绕，对接线盒进行封堵，防止进水受潮。

　　紧固压力释放阀螺母时按对角线拧紧，以防安装孔崩裂。

　　建议厂家探讨二次接线盒的密封面设计，提高二次接线盒的密封性能。

　　做好雨雪等灾害天气特巡工作，运维人员增加特殊天气下的巡视次数，利用站内安防监控、WEB系统及变电站智能辅助系统等技术措施，提前发现设备异常运行信息，并及时处理。

　　在日常工作中，应加强对主变压器压力释放阀的注意。在以后的检查和维护中，应加强对变压器主体原始零件（例如压力释放阀）的检查和消除缺陷。

　　7 结束语

　　考虑到压力释放阀的常见安全隐患，需要从日常检查工作和安装过程标准两个方面采取措施，从两个方面消除此类隐患。另外，随着电力系统的不断发展和完善，对电源可靠性的更高要求使得变压器的安全性和可靠性越来越高。

　　通过对该起压力释放阀误动作而引起误告警事件，提出了相应的预防措施，从而降低了变压器发生故障的概率，为主变压器及电网的安全运行提供了保障。

　　参考文献

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　　[4] 张建业. 电力设备选型手册[M]. 北京:中国水利水电出版社, 2006.

　　作者简介

　　蒙小胖,（1973—），男，研究方向为电网继电保护。

　　高瞻,（1988—），男，从事变电运行与检修管理工作。

　　黄瑄域,（1998—），男，从事变电运行工作。

　　齐安新,（1979—），男，从事继电保护及直流电源检修。

来源：《农村电气化》2021年第4期总第407期