主变压器出现痕量乙炔的原因分析及维护策略

周玉龙

（南方电网调峰调频发电有限公司检修试验分公司，广东 广州 510006）

0 引言

抽水蓄能主变压器承担着抽水蓄能电站电压转换和电能传输的重要任务，是抽水蓄能电站最核心的设备之一。其安全可靠运行直接关乎能否及时对电网进行调节，与国民生产、生活息息相关。目前，大型油浸式抽水蓄能变压器绝缘以油纸绝缘为主，一旦变压器内部出现运行异常或故障时，温度上升将导致油纸分解产生烃类气体，不同的碳氢化合物因其结构不同，裂化分解的温度也不同，随着故障温度的不同将产生烷烃、烯烃及炔烃。变压器内部故障产生的电弧、热都将引起碳氢化合物分解产生不同的烃类气体[1]。

研究表明，当变压器绝缘油达到1000℃以上时，变压器油将分解产生乙炔。一旦变压器内部出现乙炔气体必须引起重视，应及时分析处理[2]。该抽水蓄能电站2号主变压器于2017年12月投入运行，投运后色谱数据正常。2018年3月首次测量乙炔含量3.110 μL/L，一年多来，乙炔含量最高升至9.126 μL/L，后续逐渐回落至注意值（5 μL/L）[3]以后趋于稳定。本文结合2号主变压器运行状况及相关排查分析，结合运行状态进行维护策略研究。

1 绝缘油数据分析

1.1 故障类型分析

该抽水蓄能2号变压器自2018年3月至今乙炔由3.110 μL/L最高增长至9.126 μL/L（2018年5月），而后逐渐下降回落至注意值（注意值为5 μL/L）并趋于平稳。其主变油色谱数据见表1所示。

根据DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（以下简称导则）[4]气体增长率计算方法，对3月29日至5月21日期间乙炔组分的绝对产气速率及相对产气速率分别进行计算，结果见表2所示。

从计算结果来看，乙炔气体的相对产气速率、总烃的绝对产气速率均超过导则规定的注意值。且乙炔含量最高达9.126 μL/L，超过规程要求注意值5 μL/L。因此可以推断变压器内部存在异常。为进一步明确故障类型，运用特征气体法和三比值法分别对2018年3月至5月2号主变压器油色谱数据进行分析。

由表1可以看出，增长较快的气体组分为氢气、乙炔，总烃含量不高。根据导则特征气体法初步判断故障类型为油中火花放电，特征气体判断法详见表3。三比值法分析数据见表4。

表1 2号主变油色谱数据

表2 产气速率分析

表3 不同故障类型产生的气体

表4 2号主变油三比值法分析结果

由表4可以看出，三比值编码为2,1,1或2,1,2，判断故障类型为低能放电，可能的故障类型有：引线对电位未固定的部件之间连续火花放电；分接抽头引线和油隙闪络；不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电。

综合上述分析，可以基本确定2号主变压器内部存在故障，故障类型为间歇性低能量火花放电。

1.2 乙炔含量下降并趋于稳定原因分析

对于密封式变压器，当内部存在潜伏性故障时，产气速率较慢，则各组分气体以分子形态溶解于油中，当油中溶解气体达到饱和后，随着温度或者压力变化，会释放出游离气体，进入集气盒内。如果变压器内部是严重故障，产气速率较快，则会触动瓦斯保护，通过压力释放阀释放气体。

2号主变压器为密闭式变压器，由色谱数据可以看出油中溶解气体远没有达到饱和，且集气盒内部无聚集气体，压力释放阀未动作，故障产生的气体还留存在本体内。通过表1可以看到2号主变油中乙炔气体自2018年5月21日达到峰值后，持续下降，目前稳定在注意值5 μL/L以下。其原因是放电部位得到改善，间歇性放电频率降低，产气速率减缓或不产气，变压器内部固体绝缘材料吸附作用导致油中乙炔浓度下降。变压器带负荷时，绕组发热，油温上升，固体绝缘材料吸附的乙炔气体重新释放到油中，随着温度变化，油纸间乙炔气体交替吸附、扩散，最终达到动态平衡。

2 故障位置排查及分析

油浸式变压器绝缘油中产生乙炔通常由于变压器内部产生过热、放电等原因造成，其来源可分为变压器内部故障产生放电引起绝缘油产生、冷却系统内部放电产生而带入变压器绝缘油、油中气泡（或杂质颗粒）引起放电产生乙炔。此外，变压器油裂解、有载分接开关切换开关灭弧等也会产生乙炔。由于该变压器刚投运不久且为无载分接开关，故因油裂解及开关切换产生乙炔的可能性较小。为进一步确认乙炔来源及故障具体原因，对变压器进行了冷却系统排查、局部放电测量、主变噪声及振动测量等一系列排查。

2.1 主变冷却系统排查

2号主变压器冷却方式为强迫油循环水冷，共4台冷却器油泵，4台冷却器。为排查冷却器油泵放电引起油中出现乙炔，进行了以下排查工作：

（1）检查油泵电机运行状态，运行时声音有无异常，接线盒接触是否良好，是否存在渗漏油等异常情况。

（2）分别测量2号主变压器4台冷却器油泵电机直流电阻、对地绝缘电阻以判断电机是否存在放电故障，试验数据见表5。

（3）检查冷却器运行过程中，其内部是否存在异响。

（4）将2号主变压器1～4号冷却器油泵依次备用，另外三台冷却器运行，主变压器带负荷运行，跟踪变压器在线监测数据乙炔含量变化情况。

表5 2号主变冷却器油泵电机试验数据

通过以上排查：油泵电机及冷却器运行过程中无异响声音，运行状态正常，接线盒连接正常。同时冷却器油泵电机直流电阻及绝缘电阻试验数据正常。将1～4号冷却器依次备用，另外三台冷却器运行，主变带负荷运行，跟踪变压器在线监测数据乙炔含量变化情况未见明显变化。因此可以基本排除因油泵故障将乙炔气体带入主变本体内的可能性。

2.2 主变局部放电测量

主变局部放电测量采用超声波局放仪XD52与OMICRON局放测试系统MPD600对2号主变压器运行电压下局部放电进行测量，利用高频CT传感器在主变压器铁心夹件上检测局放信号，观察波形并记录其幅值。测试结果见表6。由表6可以看出：2号主变在运行电压下，局部放电测试未发现明显局放的信号，结果无异常。

表6 2号主变局部放电测量结果

2.3 主变噪声及振动测量

主变噪声及振动测量采用美国艾默生过程控制有限公司机械状态监测系统CSI2600进行，传感器型号见表7。

表7 传感器型号

测量结果显示：①空载工况下，振动最大点位于变压器高压侧B相升高座下部，测量值为2.031 mm/s。其他测点为0～2 mm/s。②抽水工况下，振动最大点位于变压器低压侧C相与中性点套管之间上部，测量值为16.3 mm/s。另外还有5个测点振动有效值超过10 mm/s，分别为D6、D14、D18、D27和B2，其中前4个测点均位于低压侧，B2点位于B相高压侧升高座底部。结合绝缘油色谱数据分析，故障可能的位置位于变压器低压侧C相与中性点套管间的变压器地电位结构件。

图1 主变低压侧传感器布点（右侧为中性点套管）

根据上述分析及相关排查，目前可以排除冷却系统内部放电产生乙炔而带入变压器绝缘油的情况。综上2号主变压器出现乙炔的原因为：

（1）变压器内部存在因地电位结构件紧固不良而带来的间歇性低能放电，位置可能位于低压侧C相与中性点套管间的变压器地电位结构件（比如磁屏蔽等）；

（2）变压器绝缘油中存在气泡（或杂质颗粒）引起变压器内部的间歇性低能放电。

3 2号主变压器维护策略建议

目前，2号主变乙炔含量已下降至注意值以下并保持基本平稳，通过上述对绝缘油数据分析可知：变压器放电部位得到改善，间歇性放电频率降低，产气速率减缓或不产气。固体绝缘材料的吸附作用使乙炔含量降低并达到动态平衡。可以得出变压器故障点未有扩散或进一步扩大趋势。同时，根据2号主变定检、预试及专项排查结果可知：定期检查结果无异常、预试结果无异常、局放测量无异常，冷却器系统排查未见异常。由此可以判定：冷却器油泵放电导致产生乙炔的原因可以排除；按照目前的跟踪方法，该变压器绝缘油出现乙炔的故障暂不影响变压器正常运行。为确保2号主变安全稳定运行，根据2号主变乙炔痕量原因分析，2号主变在执行原有规程要求的定期工作外，维护策略建议如下：

（1）跟踪2号主变含气量及颗粒度情况，周期为1个月。由于目前规程对220 kV电压等级含气量没有相关规定，建议对含气量跟踪12个月。若含气量出现增长趋势，应考虑对变压器油进行滤油脱气处理。

（2）调整2号主变油色谱跟踪时间为1个月。控制乙炔值为：①乙炔累积总量≤9.0 μL/L；②正常运行情况下乙炔日增长量：以连续两次测量值均较前次测量值平均日增量≤2.5 μL/L；当变压器油色谱分析乙炔达到上述控制值，应考虑对变压器非计划停运检修。

4 结语

主变压器作为抽水蓄能电站核心设备之一，应密切关注其运行状态。本文结合某抽水蓄能电站2号主变压器出现痕量乙炔的情况进行分析，并结合一系列排查及主变压器运行状态给出了变压器维护策略建议。为以后出现类似情况进行故障查找提供了经验。同时，本文从经济性的角度给出了保证主变压器安全运行的维护策略，为同类问题的解决提供了借鉴。