变压器油中乙炔产生的原因分析及处理
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摘 要： 利用气相色谱法分析油中溶解气体来检测变压器内部故障是保证其正常、安全运行的重要手段，油中溶解气体组分乙炔的出现，通常被认为是放电故障引起的特征气体，但是并不是所有的情况都一概而论，变压器产生故障的原因是多方面的，故障的判断必须以色谱分析数据结合现场实际，设备运行状况及相关设备的情况，进行详细分析、判断。
关键词：变压器 变压器油 乙炔 常见故障
中图分类号：TM621.8 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2015）10-0260-01
引言
2号主变型号为SFP7-395000/500，容量为395000KVA电压为550/18KV，油沈阳变压器厂生产，1996年9月投入运行以来，变压器未发生过重大故障，因此仅安排必要的定期检验项目，且未检测到气体指标超标（无乙炔含量）。
2001年1月10日#2主变油气相色谱乙炔值为0.4ppm，2月7日已增长为1.0ppm.。2月8日由华北电科院进行了超声波测局放，未发现问题。2月10日停机后，高压试验班于14日测试了高、低压侧直阻，三相直阻平衡。15日，电气车间、设备部、沈变共同协商，决定放油内检。。内检发现了磁屏蔽绝缘不良问题，经过我厂设备部、电气车间与沈变分析，认为是产生乙炔的原因。
#2主变大修后于2001年5月19日正式投运。5月28日无乙炔。6月29日发现油中乙炔值为2.2ppm。之后几乎以每天0.5ppm递增，至7月14日已增至9.8ppm。其间冷却器全部投入运行。7月16日-26日，变压器进行了内检。内检进行了全面详细地检查。发现C相低压侧套管与线圈引出线之间的并联接线片两片之间有虚搭现象。之后用皱纹纸、白布带在虚搭部位进行包扎处理，将两片分离。还发现高压侧油箱内壁有三片磁屏蔽板打开接地点后，对地绝缘不良。之后垫入绝缘纸板，进行了处理。内检结果经沈变、华北电科院、张电专家技术人员讨论研究后达成共识，不再吊罩。于7月30日投运。第四组冷却器未投入运行。8月13日无乙炔。8月21日发现乙炔值为1.1ppm。第四组冷却器已投入运行。8月23日，乙炔值增长为1.3ppm。这时怀疑第四组冷却器有问题，将其停运。8月24日乙炔值为1.0ppm，25日为0.9ppm，之后一直维持在0.5-0.9ppm之间，最近一次试验数据是11月13日0.8ppm。还需继续进行色谱跟踪分析。
2002年2月#2主变在运行中有乙炔，曾怀疑是第四组冷却器潜油泵损坏所至。本次小修更换了这台潜油泵，并仔细检查了潜油泵及电机，未发现明显损坏部位。乙炔增长是否与这台潜油泵有关系，还需在运行中进一步观察。
2003年2月#2主变在运行中有乙炔，乙炔值维持稳定，在停机前是1.34ppm。为了验证主变在运行中是否还产生乙炔气体，本次小修用真空滤油机对主变油进行脱气。经过36小时的脱气处理，乙炔值为零。运行中是否产生乙炔，还需在运行中进一步监测。
2004年8月18日 仍存在乙炔并稳定在0.5-0.9ppm之间。从#2主变产生乙炔以来的气相色谱分析，乙烷乙烯为零，有少量甲烷、氢气但没有增长，只是乙炔增长，可以认为是裸金属火花放电，不危及固体绝缘。内检、第四组冷却器更换后后又产生乙炔，说明内检发现的问题并非产生乙炔的原因。
2005年-2007年2号主变色谱分析，数据如下：
单位：μL/L
2007年11月2号主变进行了增容大修，新增一组冷却器。通过大修对变压器进行吊罩解体检修，对52吨变压器油进行了更换。做全项目试验，试验合格。
2008年1月投运到2011年9月2号主变色谱分析均未发现乙炔含量，2011年10月25日，进行常规油试验发现油中乙炔含量为0.11μL/L，通过连续跟踪采样，乙炔含量值维持在01.0-0.11μL/L之间，并没有上升趋势。采取加强巡检，缩短油样试验周期。大修4年后，有重新出现乙炔，虽未超过主变乙炔含量注意值5PPM，但为设备安全运行埋下隐患。通过细致检查，发现第6组（新增）冷却器，出油管油流不饱满，有“吱啦-吱啦”声，易产生油流静电，放电产生的气体主要是氢和乙炔，放电量与油的流速的2-4次方成正比，且在20-60度油温之间出现最大值。长时间运行，是产生微量乙炔的原因之一。对潜油泵进行更换，油泵无故障，但消除了油流异音。通过利用红外测温，对主变进行全方位测温，发现主变低压侧A相套管与冷却器联管油管法兰螺栓温度高为98.05℃（变压器上层油温为50℃），此部分存在漏磁场，虽达不到高温（700-1200℃）产生乙炔要求，但长期运行，油的物理性质受到破坏，易加速油质老化，也是产生微量乙炔的原因之二。利用机组停备，增加接地引线，更换消磁螺丝，进行处理。处理后，通过红外测温监视，冷却器联管油管法兰螺栓温度为48.82℃（变压器上层油温为40℃）。 2012年3月结合2号机组小修，对主变进行滤油、脱气工作，运行至今未产生乙炔。通过对非故障变压器乙炔的产生分析及处理，其难度更大，需要长期细致的工作，才能发现问题，消除隐患。
改造前2号主变低压侧A相温度 改造后2号主变低压侧A相温度
二、油泵故障产生乙炔分析
3号主变为保变生产500KV变压器2011年3月进行增容大修，新更换三组冷却器，2011年12月7日，新更换第5组冷却器运行中发生故障，冷却器跳闸。与变压器油泵厂家联系备件，对故障油泵进行更换，恢复运行。拆卸故障油泵后，检查油泵叶片、轴承未发现磨损，手盘叶片转动灵活无异音，排除电机机械故障。由于变压器油泵为盘式电机，现场解体有一定难度，又怕损伤故障点，对进一步分析产生疑点，决定返厂解体。同时对变压器油进行色谱化验，器身油样，试验结果，乙炔含量为8.86μl/l，初步判断为油泵绕组接地短路产生火花，在灭弧过程中油中产生乙炔。将定子底板与定子解体分开，定子下部漆包线已经烧毁。与保变厂家会商，变压器进行运行在线局部放电测量，验证变压器局部放电数据变化状况，对变压器安全运行进行评估，经过试验，变压器内部无放电迹象。确定变压器产生乙炔的原因系潜油泵电机短路，产生电弧、高温所致。
三、结论
从以上已处理的故障看出，引起故障原因多种多样，乙炔产生途径也不尽相同，因此在平时监督时应注意积累数据，观察其发展趋势，当根据色谱分析数据怀疑有故障时，应结合其他的检查性试验综合进行判断，将试验结果的几项重要指标（总烃、甲烷、乙炔、氢气）与油中溶解气体含量注意值相比较，同时注意产气速率，也与产气速率的注意值相比较，但其增长速率低于注意值，也可以认为是正常设备，可监督运行。
参考文献
[1]电力变压器检修导则.国家能源局（2010-10-01）
[2]绝缘油溶解气体组分含量的气相色谱测定法.国家质量技术监督局