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中廣核工程有限公司、中國水利水電第十六工程局有限公司、上海發電設備成套設計研究院、保定天威保變電氣股份有限公司的研究人員俞紀維、陳劍青、沈志華、董綱，在2016年第3期《電氣技術》雜志上撰文，結合某電廠變壓器油中乙炔含量不同及變化的若幹案例，對大型油浸式電力變壓器乙炔含量做些探讨，闡述了油中溶解氣體色譜分析（DGA）的應用問題并探讨其優化，對真空濾油這一處理措施提出若幹建議。

電力變壓器是發電廠和變電所的主要設備之一，而大型電廠的主變和高壓廠變通常采用油浸式電力變壓器，由于其處于電能輸送關鍵路線上，其運行可靠與否也就密切關系到電廠運行的經濟性。

乙炔是判斷變壓器内部某些放電性故障最具價值的特征氣體，其在變壓器油中的含量事關變壓器的安全運行，而乙炔氣體一旦産生，分析其産生原因和處理故障的周期較長、困難較大。

近幾年來，已發生多起由于變壓器油中含乙炔導緻的重大質量事件，對電廠及電網均造成重大影響。本文結合某電廠變壓器油中乙炔含量不同及變化的若幹案例，對大型油浸式電力變壓器乙炔含量做些探讨，闡述了油中溶解氣體色譜分析（DGA）的應用問題并探讨其優化，對真空濾油這一處理措施提出若幹建議。

1 油中乙炔

乙炔是判斷變壓器内部某些放電性故障最具價值的特征氣體。這是因為，變壓器絕緣油在正常情況下很少會分解産生乙炔氣體，絕緣油發生高溫（800℃～1000℃）熱解才産出乙炔，當溫度降低時，熱解反應迅速被抑制，低于800℃時，隻産生少量乙炔；

而過熱通常由于變壓器内局部放電造成，高能量放電（如短路造成的閃絡、沿面放電或電弧）産生較多乙炔，低能量放電（如火花放電或電弧）産生少量乙炔。

1.1 油中乙炔對變壓器運行的影響

油中乙炔，在一般情況下，不會影響變壓器的安全運行。乙炔氣體與其他特征氣體對變壓器安全運行的影響與空氣相同，主要表現為油中含氣量過高時對油的電氣性能會有一定影響。

但無論是由何種原因引起，一旦變壓器油中出現了乙炔或氣體濃度超标時，還是需要特别注意，應提前将其作為一種缺陷看待，開始分析查找乙炔産生的原因。

1.2 油中乙炔含量要求與注意值

DL/T722-2000《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導則》（以下簡稱《導則》）給出了相應的含量要求與注意值标準。在變壓器投運前，要求乙炔含量為0μL/L；運行中變壓器乙炔含量注意值分别為1μL/L（330kV及以上）和5μL/L（220kV及以下）。

不過，大量事實證明，大多數變壓器的油中乙炔含量超過注意值後仍可繼續運行，可以等待直到有停電窗口時再進行處理；而少數變壓器的油中乙炔含量在遠小于注意值時卻必須盡快停電排除故障。

也正因為如此，對運行中變壓器油中乙炔含量，不應在達到《導則》規定注意值時才追蹤分析，而應當于發現氣體濃度高于出廠和投運前的限值時就給予重視并查明原因。

2 DGA與三比值法

變壓器油中溶解氣體色譜分析（以下簡稱DGA），是診斷油浸式變壓器内部故障的較為有效方法之一。

DGA檢測的對象是特征氣體氫氣（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）和二氧化碳（CO2），其中4種烴類氣體（CH4、C2H6、C2H4、C2H2）含量的總和稱為總烴。

這些特征氣體的組成和含量與變壓器内部故障的類型及故障嚴重程度密切相關，取油樣進行色譜分析時不需要停電。

一旦油色譜分析異常，可正确利用特征氣體組分來判斷故障，而三比值法是判斷故障類型的主要方法，可參考下圖1展開故障分析判斷和設備檢查。

圖1 油色譜分析異常

但利用三比值法，隻有當根據氣體各組分含量的注意值或氣體增長率的注意值有理由判斷設備可能存在故障時，氣體比值才是有效的，并應予計算。而若氣體含量正常，且無增長趨勢的設備，比值則沒有意義。現就具體案例進行介紹闡述。

3 案例描述

國内某電廠共4台百萬千瓦機組，每台機組配1台主變和2台高壓廠變，且為大型油浸式電力變壓器。其中，主變容量3*400MVA，由3台（主變A、主變B、主變C）型号為DFP-400000/500TH的單相變壓器組成。

廠變容量68MVA，型号為SFFZ-68000/20TH，2台高壓廠變（廠變A、廠變B）并聯運行，接于主變低壓側。

該電廠1号主變C（出廠序号：20107S03）、1号廠變A（出廠序号：20106S01）、4号廠變B（出廠序号：H201310S33）、4号主變A（出廠序号：H201310S07）的變壓器油中都曾檢測出過乙炔，具體情況描述如下：

1）2012年2月16日，該電廠1号主變C（出廠序号：20107S03）在調試運行期間油樣檢測出0.5～0.7μL/L的乙炔，其他氣體組分無異常，後經濾油合格及對主變C重新進行局部放電試驗，未發現變壓器内部存在局部放電故障。

3月28日1号主變五次沖擊合閘試驗完成，并于4月14日進入連續運行階段。5月1日1号機主變7次油樣結果顯示，主變C相乙炔含量由0.1μL/L逐漸變化至0.5μL/L，并随投運時間增長呈逐漸上升趨勢。

6月14日1号主變C相乙炔含量高達0.9μL/L，盡管未超注意值标準（1μL/L），其他氣體組分也無異常，其持續增長的乙炔量還是引起特别關注，經過綜合分析判斷，該相主變内部存在放電現象。通過現場超聲波定位，放電位置确定在高壓出線地側靜電環處（如下圖2、3所示），

圖2 靜電環#2螺杆存放電痕迹

圖3 靜電環#5螺杆存放電痕迹

現場随後安排完成高壓靜電環更換。2012年7月13日，更換試驗合格後1号主變重新投入運行。但直到2012年8月15日（即經過一個月的運行），1号主變C相運行還是産生0.45μL/L的乙炔（其内部放電現象已消除），且乙炔含量存在增長趨勢。為保證安全運行，現場将1号主變C相與主變備用相（出廠序号：20107S04）進行替換。

2）2013年2月11日，該電廠定期取油樣分析，發現1号廠變A（出廠序号：20106S01）油樣中含有0.24ppm的乙炔。2月15日、2月20日再次對廠變A取樣時，都未檢出乙炔。

3月7日1号機組功率升至100%Sn後（廠變功率沒多大變化），取油樣分析又發現廠變A含0.25ppm的乙炔。3月8日對廠變A再次取油樣化驗，又未見乙炔。

現場無法查證乙炔産生的原因，而其他特征氣體沒有明顯變化。現場根據制造廠意見，采取繼續監測方式予以跟蹤。

3）2014年9月26日，該電廠4号廠變B（出廠序号：H201310S33）進行過耐壓試驗。2014年12月10日，電廠取油樣分别送外部電科院、内部實驗室進行化驗，結果檢測出含0.15μL/L的乙炔，根據制造廠意見，2014年12月20日，4号廠變B再次進行耐壓試驗，靜置24小時後取油樣再分别送外部電科院、内部實驗室進行化驗，結果無變化（含0.15μL/L的乙炔）。

現場采取重複濾油方式處理及耐壓前後油色譜分析對比，處理後的廠變B變壓器油未再檢出乙炔。

4）2014年12月9日，該電廠4号主變A（出廠序号：H201310S07）局放試驗後，取油樣分别送外部電科院、内部實驗室化驗。2014年12月11日，電科院檢驗乙炔含量為0，2014年12月12日，實驗室檢驗乙炔為0.08μL/L，2014年12月13日，實驗室檢驗乙炔為0.06μL/L。

根據制造廠答複意見，再次取油樣送電科院進行化驗，2014年12月17日，化驗結果乙炔為0μL/L，實驗室檢測仍含微量乙炔。現場重複一次濾油後，電廠實驗室也再未檢測出乙炔。

4 原因分析

4.1 變壓器（内部）非故障情況

變壓器在（内部）非故障情況下油中出現乙炔可能有以下原因：

1）變壓器安裝或檢修期間注油工藝控制不到位，或運行中變壓器的嚴密性欠佳。變壓器油中留下少量氣泡，變壓器運行後，氣泡在電場作用下發生了放電，産生微量的乙炔。

2）現場油處理設備異常。如濾油機加熱元件故障，或油泵停運而加熱元件仍工作，引起加熱器中的油過熱分解。

3）受含乙炔的油污染。濾油機、注油用管路及油罐中的殘油中若含有乙炔，使用前又未處理幹淨，将導緻變壓器所注絕緣油被污染；另變壓器的有載調壓開關滅弧室與變壓器主油箱之間如不能達到完全隔絕，也會造成有載調壓開關滅弧室中含有乙炔的油對主油箱進行滲漏污染。

4）補焊。安裝或檢修過程中對已帶油變壓器的器身附件進行補焊，焊區的高溫會使（内部）附近的油發生熱解而産生乙炔。

4.2 變壓器（内部）故障情況

變壓器内部如出現故障導緻油中出現乙炔，可從絕緣油和有機絕緣材料發生熱和電故障方面尋找具體原因。《導則》提供了一些故障實例作為參考，但故障性質及部位的判斷，還需根據色譜分析、其他檢查性試驗（如繞組直阻測量、空載特性試驗、絕緣試驗、局放試驗和微水測量等）結果，并結合變壓器的結構、運行工況、檢修情況等進行綜合分析判斷。

4.3 案例分析

1）通過對1号主變C（出廠序号：20107S03）采取包括排油内檢、疑似故障（高壓出線地側靜電環更換）處理、現場高壓電氣試驗及正常帶電運行的油色譜在線監測，仍持續産生乙炔（其他氣體組分無異常，由于乙炔量極小，總烴未超标，三比值法不适用），可以判定變壓器内部還存在其它故障，現場最終采用備用相（出廠序号：20107S04）更換處理。

替換下來的變壓器相（出廠序号：20107S03）返回制造廠吊罩檢查，除發現鐵心上鐵轭存在多處矽鋼片折彎、彎曲、損傷、色差、黑色痕迹等現象外（如圖4所示），未現其他異常；結合其他

圖4 吊罩檢查鐵心異常

檢查和試驗結果分析，基本排除了有載調壓開關、油和紙及油流帶電故障的可能，分析判斷繞組故障的可能性也極低，最終認定為由于鐵心疊片過程中未做好防護、防異物等原因導緻鐵心局部異常（故障）。

2）1号廠變A（出廠序号：20106S01）通過持續觀察運行後未發現乙炔（未采取停電檢查處理），分析此前偶發性乙炔可能為樣品污染或（電廠實驗室）測量誤差造成。

3）4号廠變B（出廠序号：H201310S33）經過濾油處理後正常，緻使乙炔産生原因可能為注油工藝控制不到位，對其進行過補焊也是其可能原因之一。

4）4号主變A（出廠序号：H201310S07）濾油後，電廠實驗室也未檢出乙炔，二者檢測結果差異主要為檢測設備精度有别所緻（一般色譜儀對C2H2的最小檢知濃度要求為≤0.1uL/L），所測出微量乙炔，可能來源于附着在紙闆等固體絕緣材料中的乙炔經過一段時間後析出，而真空熱油循環能有效處理油中殘留乙炔。

5 解決對策與處理措施

5.1 絕緣油試驗

為确保變壓器安全可靠地運行，就必須保證變壓器絕緣油的質量，同時也要對帶油變壓器進行各種試驗，比較試驗前後油品狀況。

大型變壓器真空注油後靜置排氣很重要，這是因為大型變壓器真空注油後仍有存在氣泡的可能，電氣試驗前必須保證足夠的靜置時間并進行排氣，可很大程度保證相關電氣試驗正常。同時，應加強現場真空濾油過程管理，防止因操作不當導緻油色譜異常。

作為診斷變壓器潛伏性故障的一種有效手段，油中溶解氣體色譜分析（DGA）通過分析C2H2含量最大限值、産氣速率、三比值法，可在很大程度上判斷出變壓器的故障類型，為分析油中出現C2H2的原因起較大支持作用，因此DGA也就成為監督變壓器能夠正常運行的重要試驗項目。

5.2 DGA的不足與優化

1）不足之處

DGA雖可較為靈敏地診斷出變壓器内部早期故障，但對故障的準确部位無法确定，對涉及具有相同氣體特征的不同故障類型也易發生誤判。因此，有必要對DGA進行優化，最可行的辦法就是加強不同階段的取油樣色譜分析頻度，通過更多數據積累助力分析和判斷。

2）優化措施

建議于下述各階段取油樣色譜分析：（1）試驗開始前；（2）沖擊試驗後；（3）長時感應耐壓試驗後；（4）長時間空載試驗前、中、後（試驗12小時後取樣1次）；（5）溫升（或過流）試驗開始前和完成後；（6）工廠試驗全部完成後；（7）發運前對殘油取樣。

另增加對變壓器油中顆粒度的要求：油中5um以上顆粒少于2000個/100ml。

當然，DGA隻是一種診斷手段，一旦檢測出油中乙炔，為進一步确認故障或排除疑似故障，還需通過真空熱油循環進行脫氣處理。

5.3 真空熱油循環脫氣處理

油中出現乙炔，為辨别變壓器（内部）是否存在故障，最常用方法是采用真空熱油循環脫氣處理，再輔以相關高壓電氣試驗，比較試驗前後色譜結果變化情況。

但采用真空濾油脫氣方法來一次性徹底去除油中乙炔是比較困難的，因為乙炔會附着在紙闆等固體絕緣材料中，通過一、兩次濾油，油中的乙炔消失了，但附着的乙炔卻無法根除，一段時間後，附着的乙炔又會重新擴散至油中。

6 結論

通過上述油中乙炔含量不同及變化案例介紹，乙炔産生原因分析查找，及油中乙炔解決對策與處理措施的研究探讨，總結如下：

1）對其它氣體組分無異常情況下的油中乙炔含量同樣需引起格外重視。運行中變壓器油中乙炔含量，不應在達到《導則》規定注意值時才追蹤分析，而應當發現氣體濃度高于出廠和投運前的限值時就給予重視并查明原因。

2）油中溶解氣體色譜分析（DGA）已成為診斷大型油浸式電力變壓器内部故障的有效方法之一。在判斷故障時，除了要考慮某一氣體（如乙炔）的含量大小外，還應結合變壓器的結構、運行工況、檢修情況及電氣試驗等，進行綜合的分析與判斷。

3）需重視DGA分析的準确性。除了要提高分析數據（特别是乙炔含量及其産氣速率）本身的準确性外，還要排除可能引起誤判的外來氣源和其它幹擾。

4）需注重預防及加強過程控制。加強于變壓器各重要階段、試驗前後取油樣色譜分析比對；加強對變壓器注油工藝及真空熱油循環的過程控制，保證變壓器絕緣油質量；加強變壓器制造階段的成品（半成品）防護和保護。

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