来源： 电联智造
推荐单位：桑河二级水电有限公司
本文作者：徐中俊、昝亚锋
摘 要：介绍了境外桑河二级水电站新投产230kV 1号油浸式变压器在做完冲击合闸试验后投入运行第3天开展色谱分析实验时发现发现乙炔、氢气含量严重超标的原因，乙炔含量达到134.86uL/L，氢气含量达到260.26uL/L（标准规定运行中变压器油的乙炔（C2H2）含量注意值为5uL/L，氢气（H2）含量注意值为150uL/L）；分析了乙炔含量突然升高的处理方法及下一步预控措施。
关键词：油浸式变压器；色谱分析；乙炔超标；故障处理
引言
桑河二级水电有限公司由华能澜沧江水电股份有限公司全资子公司云南澜沧江国际能源有限公司、柬埔寨皇家集团（RGC）和越南电力国际股份公司共同出资成立。以BOT（建设-运营-移交）方式进行投资开发和经营桑河二级水电站，位于柬埔寨王国上丁省（Stung Treng）西山区境内的桑河（Se San）干流上，距离上丁省省会48公里。电站大坝坝长6.5km，为亚洲第一长坝，安装单机50MW的灯泡贯流式机组8台，总装机容量400MW，是柬埔寨境内最大的水电站，约占全国总装机容量的五分之一，多年平均年发电量19.70亿kW×h，目前已投运5年。
1 变压器部件简介
桑河二级水电站采用的是山东达驰电气有限公司生产的SSP-63000/242型油浸式变压器，额定容量为63MVA，高压侧电压230kV，低压侧电10kV，接线组别为YNd11，冷却方式为强迫油循环水冷，中性点接地方式为经中性点接地刀闸接地或不接地，除1号主变投产时发生乙炔超标事件外，其它变压器运行至今未发生任何异常，满负荷工况下，绕组长期运行平均温度为65℃，上层油温平均温度为45℃。
2 故障发生的经过
2017年11月17日完成1号主变整体安装，对主变进行真空注油、静置48小时后，对1号主变进行第1次取油样化验，各项实验结果均合格，随后按标准要求开展工频耐压、局部放电测量等各项预防性试验，试验结果均合格；2017年12月1日对该变压器进行冲击合闸试验后正式投入运行，按规范要求于12月3日再次对该变压器取油样化验，化验结果显示油中乙炔、氢气含量严重超标，乙炔含量达到134.86uL/L，氢气含量达到260.26uL/L，标准规定运行中变压器油的乙炔（
）含量注意值为5uL/L，氢气（
）含量注意值为150uL/L，随后组织技术人员对变压器运行状态进行评估，综合考虑变压器绕组温度、油温、泄漏电流、声响及特征气体无增大趋势，未做停电处理，专业人员每天持续对绝缘油进行色谱分析，跟踪油中特征气体变化趋势，乙炔、氢气含量在保持1个月的稳定趋势后逐步开始下降，截止2018年4月份，氢气（
）含量稳定在130.0uL/L，乙炔（
）含量稳定在70.0uL/L，于2018年4月21日进行首次油处理后色谱分析，各项指标均恢复正常；在2018年4月至2019年4月期间乙炔含量少量回升超标之后稳定在5uL/L，随后再次进行油处理，运行至今未发现异常，详细数据见下表一。
表一：1号主变绝缘油色谱分析数据
3 故障原因分析
综合考虑1号主变
含量在首次油处理前后均存在超标的情况，在此分为两个阶段进行分析，第一阶段为冲击试验之后投运至第一次油处理过程；第二阶段为首次油处理至第二次油处理过程。
3.1第一阶段故障原因分析
（1）根据DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》10.1特征气体法（下表二），判断故障原因可能为油中火花放电、油中电弧放电或者两者放电现场皆有。
表二：不同故障类型产生的气体
（2）根据《电力变压器油色谱分析及故障诊断技术》中故障类型诊断分析：a、油中火花放电会导致
和
含量突出，而总烃含量不高，
占总烃含量的30%~70%，但
一般不高于100μL/L；b、电弧放电会导致
和
含量突出，总烃含量较高，
占总烃含量的10%～50%之间，一般不高于30%，也有个别高的，像这种情况最终导致设备损坏的是电弧，而在此之前，应有一个较强的持续火花放电的过程，才导致
占总烃比例相对较高，而电弧放电时，
的绝对量要比火花放电时高很多。
结合我厂实验数据，
含量高于100μL/L且占比达到84%，总烃含量也非常高，因此故障原因可初步判断为短时电弧放电并伴有持续的火花放电。
（3）根据DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》采用“三比值法”分析1号主变历史色谱数据，其故障代码为“212”（见表三），根据“三比值法”故障类型判断为低能放电故障（见表四）。该故障常易发生在不同电位之间的火花放电、引线与穿缆套管之间的环流。
表三：三比值法编码规则
表四：故障类型判断方法
（4）变压器外壳焊接的结构缝中残存部分
和
，在变压器充油之后缓慢释放至油中，并最终达到稳定的状态。全厂8台变压器为同一厂商供货，均采用相同的生产工艺，从后续几台变压器的投产情况来看，未发生过H2、
气体存在增长趋势，从而间接判断焊接产生氢气、乙炔气体的可能性较低。
综合分析，1号主变
、
含量突然升高，主要是由于长时间油中火花低能放电导致，并伴有短时高能电弧放电造成
绝对量大幅上升。
3.2第二阶段故障原因分析
2018年4月21日1号主变经过油处理后，
气体含气量从0开始逐步增大，最高时增大至7.88uL/L左右，最后又逐渐稳定到5.0uL/L左右，超过了《变压器油中溶解气体分析和判断导则》里要求的注意值5.0uL/L，根据DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》9.3.3条规定：气体含量注意值不是划分设备内部有无故障的唯一判断依据，当气体含量超过注意值时，应缩短检测周期，结合产气速率进行判断。若气体含量超过注意值但长期稳定，可在超过注意值的情况下运行；另外，气体含量虽低于注意值，但产气速率超过注意值，也应按本标准缩短检测周期。大修后刚投运的设备，尽管已对油作了脱气处理，若处理前总烃或其他组分绝对含量很高，投运后可能短期（1～3个月）会出现特征组分继续增长，有可能是由于固体材料吸附后的解析，其最大解析量一般在10%～30%之间。如果变压器各组分浓度扣除解析量和处理后残量仍继续增长，则很可能存在故障。以下从“绝对产气率”和“气体析出”综合进行分析。
3.2.1 绝对产气速率：平均每个运行日所产出的某特征组分的毫升数。
(绝对产气速率，mL/d)
(上次分析油中组分浓度，μL/L)
(本次分析油中组分浓度，μL/L)
（两次取样间隔实际运行天数）
（油的密度，t/m3）
（设备总油量，t）
将
取1号主变2018年6月30日C2H2的色谱分析数据9.4μL/L，
取1号主变2018年4月21日试验数据0.73μL/L，分别带入上式计算出1号主变的绝对产气率约4.25mL/d，超过了GBT 7252-2001 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》里规定的注意值0.2mL/d，但自2018年6月30日之后乙炔含量长期处于下降趋势，并最终稳定在5.0μL/L，可初步判断内部不存在持续放电的故障。
3.2.2 气体析出判断
油中烃类气体含量很高的变压器，即使在对油进行真空脱气处理后，固体绝缘材料所吸附的特征组分由于解析需要一定的时间和过程，真空滤油很难将其处理掉，当设备重新投运后，油温升高使其固相吸附指数降低，从而由高浓度的固体材料向低浓度的油中进行扩散分配，逐渐达到平衡。其最大回溶量一般不超过其原来最大值的10%～30%，解析重新达到平衡的时间一般为1～3个月，且和油温高低有关，油温高时解析快，油温低时解析慢。
其计算式为：设某组分i处理前的最大浓度为
，处理后的残存浓度为
＇,那么运行后无故障时允许的i组分最高含量要小于[
＇+（10%～30%）
]。桑河1号主变C2H2最大含气量为2017年12月05日试验数据为137.12μL/L，处理后的残存浓度为0.73μL/L，2018年6月30日的
含量为9.4μL/L，该值9.4μL/L＜（0.73+10%×137.12）μL/L，符合
含量小于计算式的要求。
综上所述，第二阶段1号主变经过滤油处理后，
含量较处理前大幅减少，在之后运行的12个月内
含量趋于稳定。结合多次色谱试验数据分析，现存于变压器油内的乙炔气体为原大量溶解气体在主变运行油温增加后的从固体绝缘材料中解析所至。
3.3 故障处理
（1）在不具备停电条件时持续跟踪1号主变绝缘油中特征气体变化趋势，每天开展一次色谱分析，检查一次瓦斯继电器集气盒中是否有气体析出，综合考虑变压器绕组温度、油温、泄漏电流、声响等运行状态参数，一旦发现存在异常变化趋势，立即申请停电处理；
（2）利用变压器检修期间对变压器本体进行排油，并通知专业人员进行内检，此次对高低压套管引线连接处、分接开关、变压器绕组及引线、铁厄等部位进行检查，未发现异常，在器身底部发现少许黑色残渣，初步怀疑为杂质在电极裸露部分击穿后残留底部，用白布和面团进行全面清理；
高压套管连接引线检查
变压器分接开关检查
变压器绕组及引线检查
变压器底部杂质清理
（3）检查结束后对变压器本体进行抽真空，抽真空时间不低于12h；对本体进行真空注油，注油结束后进行72小时热油循环并静置48小时，油质化验无异常后投入运行，并按照大修后检测频次跟踪分析，如存在特征气体少量增加，无其它异常的情况下，通过色谱在线监测装置做好继续跟踪即可，若在3个月后依然存在继续增长的趋势，则需组织技术人员进行分析，提高离线检测频次，并做好停电检修的准备工作；设备投运后如未再发生异常情况，则按正常运行设备状态开展巡检及定期检测工作。
4 结论和建议
经分析，桑河二级水电站230kV 1号主变
、
超标的主要原因为投产之前变压器内部未清理干净，绝缘油中混入絮状杂质，导致运行过程中油中裸露电极部位发生火花放电夹杂电弧放电，絮状杂质击穿之后烧毁、碳化混入油中及部分沉积变压器底部，放电过程未对绕组、铁芯、夹件、绝缘材料等主体设备造成损伤，现结合桑河二级水电站1号主变
超标故障分析及处理情况建议如下：
（1）变压器充油之前安排专人对设备内部进行全面检查，做好人员出入物品登记，避免物品遗留在变压器内部；
（2）变压器注油结束后进行72小时热油循环并静置48小时，根据DL/T596-2021《电力设备预防性试验规程》要求开展油化验，并增加颗粒度化验项目，化验指标要求可参照500kV电压等级变压器执行；
（3）根据DL/T596-2021《电力设备预防性试验规程》要求开展变压器交接试验项目，与出厂试验数据比对无异常，做好原始数据收集，便于与定期试验数据进行比对分析；
（4）按规范要求开展变压器定期巡检工作，利用上位机跟踪电气量变化是否存在异常，做好设备运行状态分析，通过横向、纵向数据对比分析综合判断设备运行状态；
（5）密切跟踪变压器油色谱在线监测数据变化趋势，适时开展主变离线色谱分析，增加瓦斯继电器集气盒检查频次，发现异常，及时汇报；
（6）发现色谱数据异常时首先做好持续跟踪，组织技术人员分析具体故障原因，利用设备检修机会开展内检，发现故障点及时处理；如未发现明显故障原因可重新投入运行，做好色谱跟踪分析，3个月内未发现特征气体存在明显增长趋势可按正常设备开展定期巡检。
参考文献
[1]《电力变压器油色谱分析及故障诊断技术》/李德志等编著. 北京：中国电力出版社，2013。
[2]DLT 722-2014 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》。
[3]DL/T596-2021《电力设备预防性试验规程》
