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全国火电 300mwe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 电气 500 500kv 变压器乙炔含量超标处理 付世涛 1 黄 勇2 胡 林3 （1 2 大唐河南电力检修有限责任公司筹备组；3 大唐洛阳热电厂） 【摘 要】某发电公司 2 号主变压器运行中气体在线监测系统发“#2 主变内部气体浓度含量高”告警信号， 就地检查主变b相气体浓度显示为100ppm， 取样化验乙炔气体含量为41.24l/l， 再次取样乙炔气体含量为50.75 l/l，确认油质化验分析报告准确、气体在线监测系统告警正确无误后立即做出停机处理决定。变压器放油检查发现 在高压套管下部引线一固定夹持件和引线间有比较明显的放电痕迹，由于停机及时，避免了重大设备事故的发生。 【关键词】变压器 乙炔 引线 绝缘夹件 1 概述 2009 年 12 月 13 日 05:06， “2 主变内部气体浓度含量高、主变 idd 装置告警任一故障存在” 报警，就地检查气体浓度显示为 100ppm，09:10 取样化验乙炔气体含量为 41.24l/l，13：30 再次 取样乙炔气体含量为 50.75l/l（具体数据见表二） ，确认油质化验分析报告准确、气体在线监测 系统告警正确无误。根据电力设备预防性试验规程标准：500kv 变压器正常运行中乙炔含量不 超过 1ppm、日增量不超过 0.2ppm；结合变压器油中溶解气体分析和判断导则 ，综合判断变压器 内部已经发生了连续的放电现象。为避免变压器内部放电随时间推移进一步加剧，导致主变压器损 坏，公司立即做出停机处理决定。申请省网公司同意后，20:55#2 发电机与系统解列，22:35 #2 主 变转为检修状态。变压器放油检查发现在高压套管下部引线一固定夹持件和引线间有比较明显的放 电痕迹，由于停机及时，避免了重大设备事故的发生。 2 设备信息 某发电公司#2 主变采用常州东芝变压器有限公司生产的三相分体变压器，型号为 dfp9-240000/500，2005 年 8 月生产、2006 年 9 月 15 日投入运行，主变本体安装有 ge 公司的内部 气体在线监测设备。主变投入运行后各项参数和每三月一次的油质分析均无异常。2 主变 b 相油 样色谱分析历史数据见表一。 表一 2 主变 b 相油样色谱分析历史数据 气体成分含量（ul/l) 分析 日期 甲烷 乙烯 乙烷 乙炔氢 一氧化碳二氧化碳 总烃 分析 意见 20060419 0.65 0.00 0.00 0.00 3.21 7.70 254.00 0.65 正常 20060821 0.40 0.00 0.08 0.00 14.10 43.00 228.00 0.48 正常 20060825 0.38 0.11 0.00 0.00 13.90 41.00 226.00 0.49 正常 全国火电 300mwe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 电气 501 气体成分含量（ul/l) 分析 日期 甲烷 乙烯 乙烷 乙炔氢 一氧化碳二氧化碳 总烃 分析 意见 20060919 0.42 0.01 0.00 0.00 12.00 30.00 130.00 0.43 正常 20061101 0.00 0.05 0.00 0.00 29.00 61.00 327.00 0.05 正常 20070307 1.36 0.27 0.28 0.00 20.39 79.00 400.00 1.91 正常 20070426 1.98 0.36 0.53 0.00 29.46 126.00 534.00 2.87 正常 20070821 3.15 0.72 0.60 0.00 30.14 214.00 1215.00 4.47 正常 20071130 3.93 1.03 1.21 0.00 23.28 216.42 1483.93 6.17 正常 20080229 5.32 0.98 0.86 0.00 30.73 294.96 1661.45 7.16 正常 20080605 2.97 0.64 0.82 0.00 23.00 190.00 1469.00 4.43 正常 20081013 4.28 0.00 0.00 0.00 17.16 188.28 3078.34 4.28 正常 20090305 报告未取回,电话询问正常 20090611 4.85 0.93 1.06 0.05 13.84 239.20 2188.87 6.89 正常 20090707 5.86 1.00 1.09 0.00 15.17 1895.65 2548.58 7.95 正常 20091022 6.14 0.89 0.98 0.00 16.08 314.93 2388.95 8.01 正常 3 检查处理过程 2009 年 12 月 13 日早上 5：06 分2 机组 dcs 发“2 主变内部气体浓度含量高、主变 idd 装 置告警任一故障存在”报警，就地气体在线监测装置显示主变 b 相气体浓度显示为 100ppm。为确认 此报警的真实性，安排化验班员工在上午 9：10 分和下午 13：30 分两次对主变 b 相取油样进行色谱 化验分析，结果如表二： 表二 主变 b 相取油样色谱分析结果 气体成分含量（l/l) 分析日期 甲烷 乙烯 乙烷 乙炔氢 一氧化碳二氧化碳总烃 分析意见 20091213 9：10 19.81 18.32 6.40 41.24 108.72 305.79 2289.76 85.77 非正常，属电弧放 电类型故障 20091213 13：30 23.09 22.06 6.30 50.75 127.59 322.69 2397.83 102.00 非正常，属电弧放 电类故障 由此判断，#2 主变的内部气体在线监测设备告警信号正确，现场取油样色谱分析数据准确，乙 炔含量及总烃有升高趋势。 全国火电 300mwe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 电气 502 3.1 油色谱分析 根据电力设备预防性试验规程标准：500kv 变压器正常运行中乙炔含量不超过 1ppm、日增 量不超过 0.2ppm，判定#2 主变压器 b 相油色谱分析存在异常。 3.1.1 故障类型分析 由于总烃含量低,故不宜采用相对产气率进行判断。根据 iec 三比值法(以 2009/12/13 9:10 油 样计算)： c2h2c2h442.2418.322.25， 比值编码为 1； ch4h219.81108.720.182， 比 值编码为 0；c2h4c2h618.326.492.86，比值编码为 1， （第二次比值编码为 2） ；从表三编 码规则判定为故障编码是 101 或者 102,根据故障类型判定方法( 见变压器油中溶解气体分析和判 断导则)，初步判断为电弧放电。 表三 编码规则 3.1.2 故障点温度估算 根据#2 主变异常气体色谱试验数据（见表二） ，用日本月冈等人推导的经验公式估算故障点的 发热温度为 t3221g（c2h4c2h6）525，两次取样温度计算如下：2009/12/13 9:10 时 1102 度，2009/12/13 13:30 时 1104 度。 从上述分析可得出以下结论：2 主变乙炔的产气过快，故障温度约 11oo，证实存在故障源， 故障类型应为电弧放电且温度持续增高。为避免变压器内部放电随时间推移进一步加剧，导致主变 压器损坏，公司立即做出停机处理决定。 3.2 检查处理过程 事件发生后，发电公司高度重视，立即成立了由发电公司助理总经理为组长的抢修小组，并联 系常州东芝变压器有限公司和河南电科院高试组派出专家赶赴现场共同协助分析。 3.2.1 12 月 13 日夜间首先对一些可能存在的原因进行了检查和判断：通过对变压器冷却器的运 行切换情况分析，确认潜油泵没有发生过热或者烧损。变压器铁芯接地装置完好，铁芯接地电流 正常，确认变压器不存在铁芯两点接地现象。变压器红外成像检测，没有发现明显过热点。变 压器没有过负荷和受到雷电冲击记录。可以判定，故障点在变压器内部，需要通过进一步的试验来 进行判断。 3.2.2 12 月 14 日联系某供电公司试验班做变压器常规试验：变压器高、低压侧绕组直流电阻，变 压器变比，变压器铁芯绝缘电阻，变压器高、低压侧绕组绝缘电阻等正常。因此，只有对变压器放 油进行内部详细检查才能确定故障点。 3.2.3 12 月 14 日夜，常州东芝变压器有限公司第二批技术人员赶到现场，立即召开第二次会议， 比值范围的编码 气体比值范围 c2h2/c2h4 ch4/h2 c2h4/c2h6 0.1 0 1 0 0.11 1 0 0 0.13 1 2 1 3 2 2 2 全国火电 300mwe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 电气 503 确定了#2 主变排油方案 。根据第二次会议精神，确定了具体工期和工作方案和步骤，计划 2009 年 12 月 25 日晚变压器工作结束，26 日早高峰 6：002 机组与系统并列。 3.2.4 变压器内部检查处理情况 12 月 15 日夜，组织人员现场连接设备，清理油罐，02：15 开始变压器排油。12 月 16 日 06:00 变压器退油完毕，12:0017：00 常州东芝变压器有限公司技术人员依次打开变压器低压侧及高压 侧人孔门，进入变压器内部检查，发现高压套管均压球下部引线固定夹持件和引线间有比较明显的 放电痕迹，需要更换，其余能够检查到的部分未见异常。故障图片如下： 拆除引线固定夹持件和副绝缘层后，发现高压引线最外层包扎皱纹纸有放电痕迹且并未深入， 而是逐渐消失，内部绝缘纸完好。故障图片如下： 高压引线辅助绝 缘板放电痕迹 树枝状放电痕迹 全国火电 300mwe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 电气 504 综合判断本次问题由于高压引线用的绝缘夹持件存在缺陷。拆除故障绝缘夹板及引线外层皱纹 绝缘夹 件固定 处 均压球加绝缘 故障部位 缠绕高压引线 的绝缘纸的烧 痕 全国火电 300mwe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 电气 505 纸后，随即封闭变压器人孔，防止变压器绕组绝缘受潮。 常州东芝变压器有限公司重新制作了引线夹持件（已干燥）并安排专车运送到发电公司，12 月 18 日 10:30，空气湿度合格，再次打开人孔，安装新的绝缘夹件，对变压器内部再次全面检查，重 点用内窥镜检查了分接开关情况，没有发现异常，12:00 工作结束，清点工具，人孔封装，变压器 开始抽真空、真空注油、热油循环、油密封试验、静放、变压器试验和变压器高低压侧引线安装恢 复等工作。 3.2.5 #2 主变投运 根据电力设备预防性试验规程 ，#2 主变压器投运前需要进行以下电气试验项目：绕组直流 电阻试验；绕组绝缘电阻和极化指数试验；绕组介损试验；铁芯绝缘试验；绕组直流泄漏试验；局 部放电试验；变比试验；变压器油分析常规分析，色谱分析（局放试验前后各一次，投运后第 1、 4、10、30 天进行，以后每个月一次，3 个月后延长至 3 个月一次）。12 月 25 日试验合格后安排 变压器接线和受电。 3.3 检修过程中的注意事项 3.3.1 防异物 进入变压器器内部工作人员必须经过授权，严禁无关人员进入变压器本体；进入变压器器内部 工作人员必须穿专用的检修工作服和鞋，并戴清洁手套，进入前必须将鞋底擦拭干净，严禁携带与 检修工作无关的物品进入变压器内部；进入变压器内部的工具、物品必须用白布带绑好系在手腕上， 防止脱落；进入变压器的工具、物品应由专人保管并应编号登记，出来时必须进行核对，防止遗留 在变压器内部。 3.3.2 防止绝缘受潮 新绝缘夹件安装 全国火电 300mwe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 电气 506 变压器排油过程中严格执行#2 主变排油方案 ，排油时应通过油枕球阀处吹入干燥空气，变 压器内压力范围保持在 0.010.015mpa，变压器排油结束关闭相关阀门，压力保持在 0.01 0.015mpa 左右，以防潮气侵入。 器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温 度高于环境温度 5以上。 由于天气寒冷，进入变压器内部工作人员还应戴口罩。 器身暴露在空气中的时间应不超过厂家规定。或执行电力变压器检修导则的规定：空气相 对湿度65%为 16h；空气相对湿度75%为 12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或 注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。 检修结束应对变压器本体进行油密封试验。 3.3.3 防止跑油 连接好放油管路、阀门、表计和真空滤油机设备，要检查设备完好、管路正常，无泄露无松动； 在放油、滤油、注油过程中必须有专人在现场监护，发现异常及时处理，避免大面积跑油。 3.3.4 防止变压器油变质 安排专人检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。 变压器本体油与油灌内的存油进行混油试验合格后方可进行放油；补充用油必须与变压器本体 油混油试验合格后才能使用。 在滤油过程中要控制好加热器温度，防止超温引起油质劣化和火警。 真空注油应遵守制造厂规定，注油速度控制在 35t/h。 变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁从下部油门注入，注油时应使油流 缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止 72h。 3.3.5 防止变压器有着火 电缆容量满足真空滤油机、真空泵、干燥空气发生器等要求；现场 24 小时必须有专人巡视、操 作、维护真空滤油机、真空泵、干燥空气发生器，防止电气故障引起火灾；检修期间现场要准备足 够的消防器材。 3.3.6 防止人员伤害 进入变压器油箱内检修时，需考虑通风，防止工作人员窒息；变压器内部照明应采用低压行灯； 变压器外部应有专人进行监护。 4 原因分析 通过上述检查、试验、处理过程可以看出，造成某发电公司 500kv 变压器中乙炔含量超标的原 因是：变压器内部高压引线绝缘夹持件存在缺陷导致绝缘夹件在强电场条件下引起放电的。 从变压器高压引线结构可以看出，以高压引线为中心，从引线到周围变压器箱体之间形成了一 个放射状电势递减的电势分布区域，离高压引线越远，电势也越低。所以，离高压引线距离不同的 各点间存在着电势差（电压） 。作用在绝缘夹件上的电压等于两点间的电势差。由于高压引线外的绝 缘皱纹纸，仅有最外层皱纹纸有放电痕迹且并未深入，而是逐渐消失，内部绝缘纸完好；沿绝缘夹 全国火电 300mwe 级机组能效对标及竞赛第三十九届年会论文集 电气 507 持件到变压器箱体部位的距离远大于高压引线到到变压器箱体部位的直线距离，在绝缘夹件性能良 好的情况下，即使发生高压引线对地放电，也应该是高压引线与箱体之间最小距离的部位放电，而 不是仅在绝缘夹持件上放电，并且仅有高压引线最外层绝缘皱纹纸有烧痕。从变压器油质定期分析 数据看，变压器油质是合格，所以，只有绝缘夹件存在缺陷才会导致放电现象的发生。 上海复旦大学国家微电子材料与元器件微分析中心对高压引线绝缘夹持件成份分析报告结论： 从绝缘支撑件上检测出有 fe、mg、ca、al、k、zn、ti、na 等多种金属元素，尤其是 fe 含量较高， 所以推测本次击穿可能是由于纸板内金属异物导致。 证实变压器内部高压引线绝缘夹持件存在缺陷。 从检查结果看，放电点的爬距较长，坚持运行，很可能造成绝缘击穿，形成强电弧放电，由于 停机及时，避免了重大设备事故的发生。 5 防范措施 5.1 利用检修机会，对#2 主变的 a