某電廠主變中性點電抗器油中氫氣含量超標(biāo)的分析及處理

胡 媛，馮新南，甘澤榮

（中國長江電力股份有限公司向家壩電廠，四川 宜賓 644612）

0 前言

絕緣油是由許多不同分子量的碳?xì)浠衔锓肿咏M成的混合物，分子中含有由C-C鍵鍵合在一起的化學(xué)基團(tuán)，電故障和熱故障會導(dǎo)致某些C-H鍵和C-C鍵的斷裂，生成氫原子和碳?xì)浠衔锏淖杂苫@些氫原子和自由基通過重新化合形成氫氣和烴類氣體，伴隨著這些故障氣體的產(chǎn)生，逐漸暴露出設(shè)備運行時的絕緣缺陷和安裝問題等。

通過故障氣體分析可以看出所有的故障類型都包含了氫氣，可見氫氣在絕緣油色譜分析中占有著非常重要的監(jiān)督地位。依據(jù)DL/T 596-1996《電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》、GB/T 7595-2008《運行中變壓器油的質(zhì)量》，結(jié)合水電廠設(shè)備運行特點，對絕緣油開展周期試驗，從而對氫氣含量起到有效的監(jiān)督，及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備運行時的潛伏性故障，對有故障或出現(xiàn)異常情況的設(shè)備，針對具體情況進(jìn)行追蹤分析和處理，及時將缺陷消除在萌芽狀態(tài)，保證變壓器、電抗器等電氣設(shè)備安全、經(jīng)濟(jì)、穩(wěn)定運行。

1 某電廠電抗器技術(shù)參數(shù)及運行工況

某電廠右岸8B主變中性點電抗器型號為JKDK-702/72.5，額定容量為702 kvar，額定電壓為72.5 kV，額定電流為200 A，頻率為50 Hz，是自然冷卻方式戶外使用型電抗器（實際使用狀態(tài)在戶內(nèi)），制造時間為2011年10月，于2012年11月投入運行。

右岸8B中性點電抗器在安裝期間即發(fā)現(xiàn)絕緣油中氫氣含量超標(biāo)，檢測出氫氣含量為104.65 μL/L，超過投運前注意值30 μL/L，經(jīng)施工單位脫氣處理后投入運行（見表1）。自投運以來油中氫氣含量逐步增加，試驗周期由每月一次縮短至半月一次，至2013年11月27日已上升到191.44 μL/L，超過運行中注意值150 μL/L，并仍有上升趨勢，處理前氫氣含量增長情況見圖1，色譜分析數(shù)據(jù)見表1。

2013年11月29日對其進(jìn)行了脫氣處理，處理之后氫氣含量下降至3.30 μL/L，后期追蹤復(fù)查發(fā)現(xiàn)氫氣含量再次開始增長，脫氣處理后氫氣增長情況見圖2，色譜分析數(shù)據(jù)見表1。

2 電抗器油中氫氣含量超標(biāo)原因分析

2.1 產(chǎn)生氫氣的途徑

正常運行下，電抗器內(nèi)部的絕緣油和固體絕緣件，在熱和電的作用下會逐漸老化和分解，產(chǎn)生少量的氫氣、低分子烴類氣體及一氧化碳、二氧化碳等，在熱故障和電故障的情況下也會產(chǎn)生這些氣體。因此熱和電的存在是產(chǎn)生氫氣的主要因素，但是產(chǎn)生氫氣的途徑十分多樣且復(fù)雜，要根據(jù)設(shè)備運行狀況、結(jié)構(gòu)特點、投運前的生產(chǎn)運輸安裝流程以及外部環(huán)境等因素來綜合判斷。

圖1 8B電抗器脫氣前氫氣含量趨勢

圖2 8B電抗器脫氣后氫氣含量趨勢

表1 8B電抗器色譜分析數(shù)據(jù)

（1）水的分解：油中若存在水，水分子會在電場的作用下電解產(chǎn)生H2和O2；或與鐵發(fā)生化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生H2，化學(xué)式為3H2O+2Fe=Fe2O3+3H2。

（2）烷烴的裂化：絕緣油主要由烴類化合物組成，主要含有烷烴、環(huán)烷烴、芳香烴等，烷烴的熱穩(wěn)定性差，易發(fā)生脫氫反應(yīng)，在高溫下裂化成小分子烷烴（CH4、C2H6等）或不飽和烴（C2H2、C2H4等），裂化過程中會產(chǎn)生氫氣。

（3）絕緣油的脫氫：環(huán)烷烴是石油的主要成分之一，在煉制過程中，由于工藝條件的限制，會產(chǎn)生少量的環(huán)烷烴成份，例如環(huán)己烷，環(huán)己烷在催化劑或合適的溫度下吸收熱量生成氫氣和芳香烴，造成氫氣濃度上升。

（4）其他問題：由于生產(chǎn)工藝、運輸密封、安裝流程等由外界非正常帶入而導(dǎo)致投運后油中氫氣的上升。

2.2 原因分析

結(jié)合該電廠的實際情況，新絕緣油投運前的各項性能指標(biāo)均為合格，因此排除新油生產(chǎn)工藝導(dǎo)致的問題。投運后，微水和耐壓試驗也全部合格且無明顯變化，說明絕緣油含水量及絕緣強度正常。

其次，結(jié)合絕緣油色譜試驗的追蹤調(diào)查，從表1的試驗數(shù)據(jù)中可以看出，與H2相伴的特征氣體都無明顯變化，通過特征氣體故障分析法可以判斷出：

（1）CO、CO2無明顯變化，排除設(shè)備內(nèi)部絕緣材料老化或故障現(xiàn)象；

（2）C2H2都為0，排除電弧或火花放電現(xiàn)象；

（3）CH4、C2H4、C2H6、CO、CO2無明顯變化且烴類氣體含量不高，說明油溫不高，排除整體或局部過熱；

（4）CH4無明顯變化（隨著溫度的上升，會相繼產(chǎn)生C2H6、C2H4），排除局部放電。

該電廠在檢修期間，對電抗器進(jìn)行了絕緣電阻和介損耐壓等電氣試驗，試驗結(jié)果均為合格，排除投運后固體絕緣件受潮、絕緣強度下降的問題。

經(jīng)上述分析，通過一系列的油化和電氣試驗，可以判斷出電抗器內(nèi)部沒有受潮、過熱和放電性故障。該設(shè)備投運時間短，油中微生物感染的概率也很小。結(jié)合8B中性點電抗器的安裝過程，初步判斷氫氣來自于電抗器投運后，某些元素從材料中析出，與絕緣油發(fā)生脫氫反應(yīng)，這些元素在電抗器的生產(chǎn)過程中就存在于材料之中，極有可能來自于電抗器的外殼。

3 處理措施及效果

為了確保主變中性點電抗器的正常運行，遏制油中氫氣的生長，防止油品繼續(xù)劣化，決定在2015～2016年歲修期間對8B中性點電抗器進(jìn)行絕緣油脫氣處理，徹底的消除安全隱患。具體措施如下（見圖3）。

圖3 油過濾管路連接示意圖

（1）準(zhǔn)備好工器具及材料（備用絕緣油、干燥空氣等）；利用壓差式濾油機將需要的備用絕緣油打入油罐進(jìn)行循環(huán)處理直至油試驗合格；然后對電抗器本體及附件進(jìn)行清掃和檢查，同時斷開電抗器的引線。

（2）將管路連接到本體上進(jìn)行熱油循環(huán)，并保持V7呼吸器球閥打開狀態(tài)及V8連通球閥關(guān)閉狀態(tài)，保持儲油柜V6球閥、V9球閥關(guān)閉狀態(tài)。開啟濾油機真空泵，打開濾油機側(cè)閥門對油循環(huán)管路抽真空，然后打開電抗器側(cè)閥門。啟動油泵，逐步調(diào)整流速至6 000 L/h，待油流穩(wěn)定后逐臺投入加熱器，溫度整定為60±5 ℃；待本體油溫達(dá)到60±5 ℃后熱油循環(huán)時間不得少于12 h。

（3）熱油循環(huán)完畢，濾油機內(nèi)的絕緣油注入電抗器后，調(diào)整油枕油位與“油溫-油位曲線”對應(yīng)。

（4）打開儲油柜排氣塞并拆除呼吸器，保持儲油柜與膠囊之間的連通閥V8關(guān)閉狀態(tài)，通過呼吸器法蘭，利用自制充氣裝置向膠囊內(nèi)充干燥空氣，當(dāng)排氣塞溢油無氣后將其關(guān)閉，并停止充氣；同時對氣體繼電器及其他排氣塞進(jìn)行排氣（膠囊內(nèi)壓力≤10 kPa）。排氣后，拆除自制充氣裝置（含壓力表），解除儲油柜正壓。關(guān)閉油箱頂部Φ80碟閥和底部Φ80碟閥，拆除熱油循環(huán)管路，封上堵板并回裝呼吸器。

脫氣處理后，對8B中性點電抗器取樣進(jìn)行色譜分析，氫氣含量從處理前的114.51 μL/L下降至處理后的2.25 μL/L，從表2可以看出，氫氣含量沒有了持續(xù)增長的趨勢，逐漸穩(wěn)定在50 μL/L左右。

表2 8B電抗器第二次脫氣后色譜分析數(shù)據(jù)

4 結(jié)束語

電抗器在制造過程中，電抗器器身某些部位存在毛刺、尖角，在出廠耐壓試驗過程中承受高電場引起了放電，電解產(chǎn)生的氣體吸附在電抗器器身的材料上，在現(xiàn)場安裝工作結(jié)束后，進(jìn)行真空注油，經(jīng)過長時間的靜置，材料內(nèi)吸附的元素緩慢釋放到變壓器油中，產(chǎn)生了氫氣。這個釋放過程逐漸地消耗掉了材料內(nèi)吸附的元素。由于整個釋放的過程十分緩慢，因此，電抗器在投入運行后，再次出現(xiàn)了故障氣體氫氣的增長，經(jīng)過兩次脫氣處理后，最終穩(wěn)定了下來，徹底的消除了缺陷。本次氫氣的產(chǎn)生并非電抗器內(nèi)部故障所致，而是受產(chǎn)品質(zhì)量、安裝和檢修工藝、運行工況等因素的影響，因此在分析氫氣產(chǎn)生的途徑時一定要多角度多方位考慮，避免引起誤判斷。