付世涛1黄 勇2胡 林3
（12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41.24μL/L，再次取样乙炔气体含量为50.75 μL/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41.24μL/L，13：30再次取样乙炔气体含量为50.75μL/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0.2p pm；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相油样谱分析历史数据见表一。
表一 ＃2主变B相油样谱分析历史数据
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
500
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相取油样进行谱化验分析，结果如表二：
表二 主变B相取油样谱分析结果
气体成分含量（μL/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，现场取油样谱分析数据准确，乙炔含量及总烃有升高趋势。
501
502 3.1 油谱分析
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)：C2H2／C2H4＝42.24／18.32＝2.25，比值编码为1；CH4／H2＝19.81／108.72＝0.182， 比值编码为0；C2H4／C2H6＝18.32／6.49＝2.86，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T＝322×1g（C2H4／C2H6）＋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。变压器油罐
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：①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。②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。③变压器红外成像检测，没有发现明显过热点。④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
C 2H 2/C 2H 4 CH 4/H 2 C 2H 4/C 2H 6 <0.1 0 1 0 ≥0.1～<1
1 0 0 ≥0.1～<3 1
2 1
≥3 2 2 2
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6：00＃2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，12:00～17：00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：
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
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