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[摘 要]通过对6号主变油中氢气含量变化情况的介绍，分析了异常，并提出了详细的处理办法及注意的问题。
[关键词]概况;氢气含量变化;原因分析;措施
[中图分类号]TM407 [文献标志码]A [文章编号]2095–6487（21）04–0–02
Analysis and Supervision of Single Hydrogen Abnormality in No. 6 Main
Transformer and Pre-Treatment Measures
Zeng Wei
[Abstract]Through the introduction of the change of the hydrogen content in the No. 6 main transformer oil， the abnormality is analyzed， and detailed treatment methods and attention issues are put forward.
[Keywords]general situation; hydrogen content change; cause analysis; measures
1 设备情况概述
（1）从2016年8月起通过绝缘油定期色谱分析发现6号主变油中氢气含量呈缓慢上升趋势，截至2017年4月22日油中氢气含量130 μL/L，接近规程注意值（≯150 μL/L）。利用2017年6号机组B修，对6号主变常规检查，发现变压器铁芯存在接地故障，联系厂家技术人员到厂对铁芯接地故障进行处理，铁芯绝缘恢复，处理后其他常规实验数据正常。并对变压器绝缘油进行脱气处理，油中氢气含量恢复正常。为观察处理效果，特制定了6号主变的安全监督运行技术措施。
（2）2017年6月投入运行至2018年8月油中氢气含量正常。9月开始定期检测至今，油中氢气含量缓慢上升，现阶段维持120～130 μL/L，其他特征气体无异常。
（3）在2018年6号机A修期间，主变年度预防性实验，进行变压器油微水含量分析实验、变压器绕组绝缘电阻、吸收比实验、绕组tgδ测试、泄漏电流测试等，上述实验数据均正常。自9月氢气开始缓慢增长，利用机组停备机会对变压器铁芯绝缘进行复测，铁芯绝缘正常。针对上述情况通过与上级技术监督科研院所、变压器厂家相关专家交流沟通，并在公司内部组织相关专业召开专题会进行讨论、分析，结合专家意见，6号主变可以投入运行，继续观察运行。
2 油中氢气含量变化情况
（1）变压器自铁芯接地故障及绝缘油脱气处理后，按要求定期取油样色谱分析实验，数据见表1。
截至目前为止，油色谱分析检测，油中氢气含量正常，其他特征气体无异常。
（2）通过定期油色谱分析检测，油中氢气跳变至122 μL/L，至最近一次色谱检测氢气含量一直在120～130 μL/L，无明显变化，其他特征气体无明显变化。期间多次送样其他具备检测资质的单位进行送样比对，实验数据正确。后期取样检测周期改为每周一次数据见表2。
3 初步原因分析及结论
3.1 分析
（1）6号主变投入运行至今已11a，特征气体含量（除乙炔C2H2外）有一定的变化属正常现象，因为在电场、热作用下，油中水分解、绝缘材料热分解和绝缘自然老化会引起气体含量一些变化，当然这些变化量应在规定的范围内，并趋于稳定。如果特征气体含量超过规定要求，H2含量大于150 μL/L、总烃含量大于150 μL/L、C2H2含量大于1 μL/L时，均须引起注意。
（2）在《电力设备预防性实验规程》DL/T596—1996和《变压器油中溶解气体分析和判断导则》DL/T722—2014中对CO、CO2气体含量没有具体意见，只说明对运行设备，随着油和固体绝缘材料老化，CO、CO2会呈有规律增长，当这一增长趋势发生突变时，应与其他气体变化情况综合分析，以判断故障是否涉及到固体绝缘，经数据比对6号主变不存在这一现象。
（3）电弧、火花放电、局部放电、油和固体绝缘热分解、水分解等因素均可引起H2含量升高。特征气体C2H2含量稳定无变化，可排除电弧、火花放电的可能。
（4）油和固体绝缘热分解可引起特征气体H2、CH4、C2H4、C2H6、CO、CO2变化，实际上烃类气体含量变化不大，变压器油温一般在45～65℃，故变压器无整体过热现象。
（5）局部放电要产生H2和CH4，随着温度升高，相继产生C2H6、C2H4，从烃类气体含量的变化看应无局部长期放电现象。
（6）设备中不锈钢与油的催化反应产生氢气，但变压器已运行11a，之前运行中油中氢气含量一直正常，此类原因可排除。
（7）变压器油循环系统中，潜油泵存在隐患或缺陷运行，造成绝缘油裂解产生氢气，通过潜油泵检查及绝缘实验，潜油泵各项检测和实验数据正常，运行声音、温度均正常，排除此类原因。
（8）通过变压器油色谱中其他特征气体含量变化及变压器绕组绝缘电阻、吸收比实验、绕组tgδ测试、泄漏电流测试等，上述实验数据均正常。
3.2 结论
（1）初步判断6号主变油中特征气体H2含量缓慢上升的主要原因应是变压器内部受潮引起。查阅有关研究资料，变压器本体总水量中，有99%存在于固体绝缘纤维中，只有1%以下的水分存于变压器油中，这主要是因为绝缘材料中的纤维素对水具有强大的亲和力。固体绝缘中的水分只有在温度大于80 ℃时，才会从绝缘层表面逸出溶入油中，當温度下降后，又会吸附上绝缘层，因变压器油一直运行在70 ℃以下，故油中水含量几乎无变化，变压器油微水测试含量分析实验反映不出受潮现象。 （2）不排除由于前期变压器铁芯外引接地铜辫绝缘处理效果不好（由于内部构造和故障点部位空间狭小），造成铁芯铜辫包裹绝缘运行中受油流影响，铜辫有裸露现象，运行中自身悬浮电位对变压器外罩发生轻微的间歇性放电，或裸露部分短时性接地，形成铁芯多点接地，在铁芯局部形成涡流引起发热，裂解绝缘油产生少量氢气。
4 处置措施
通过以上分析变压器监督继续运行，为保证变压器安全运行，由于原因分析误判，是变压器其他故障引起单氢异常或伴随其他特征气体异常，防止故障进一步恶化以致造成变压器损坏，制定以下处置措施：
4.1 处置措施一
（1）现阶段继续加强6号主变监督运行，编制变压器监督运行技术防范措施。如定期绝缘油色谱分析，油中氢气含量不再增长或缓慢增长虽然超过注意值（150 μL/L），但稳定在200～250 μL/L，油中其他特征气体无明显变化，后期利用机组检修或停备机会，对变压器进行脱气除潮处理，并加装油色谱在线检测装置。
（2）变压器本体及绝缘油现场脱气除潮处理，应联系厂家技术人员来厂现场进行技术指导，并做好现场处理前相关设备、材料、工器具的准备和处理过程中的配合工作，以及检修作业指导书和三措两案的编制。结合变压器脱气处理，同时进行油色谱在线检测装置安装工作。
（3）如果主变监督运行中，定期油样检测氢含量发生较大变化时，应同时送样其他具备资质的科研院所进行复测确认。
（4）运行中加强对主变运行中的相关运行参数进行监视统计，如发现异常应及时通报和逐级上报。
4.2 处置措施二
6号主变监督运行中，绝缘油单氢含量继续缓慢增长，无稳定迹象或伴随其他特征气体较前期变化明显，及时与上级技术监督科研院所、变压器厂家相关专家交流沟通，确定是否需要主变退出运行检查处理。
（1）如建议主变继续观察运行，并给出具体建议，暂时按专家建议执行。取样周期缩短为1d或3d一次，并及时将检测数据进行通报。及时邀请相关专家到厂，在现场进行分析、诊断，制定更严谨的技术措施。
（2）如建议主变退出运行检查处理（变压器退运应及时联系上级技术监督科研院所、变压器厂家技术人员到厂，会同我方相关专业人员和相关领导共同商讨决策）。主变退运后对变压器进行特种高压实验或其他实验，以确定造成变压器油中特种气体异常的故障类型，待实验结果分析后，确定下一步处理方案。
4.3 处置措施三
（1）6號主变监督运行中，如定期绝缘油色谱分析单氢含量在原监测数据的基础上呈倍数增长，氢气产气速率过快成几何倍数增长时，无稳定迹象，特别是油中出现乙炔气体并呈增长趋势，同时其他特征气体也伴随增长较快，建议应立即向调度申请，变压器退出运行。
（2）变压器退出运行后，及时向上级技术监督科研院所、变压器厂家通报情况并邀请上述单位及时到厂，讨论、分析制定检查和处理方案，确定下一步工作计划。
5 结束语
电力系统内由于变压器单氢增长发生的设备事故，原因不尽相同，反应的现象和产生的结果也不尽相同。为防止变压器异常进一步劣化，要实时监控，避免造成更严重的后果。
参考文献
[1] 赵靖.一起110kV主变单氢超标原因分析及措施处理[J].电子乐园，2019（15）：225.
[关键词]概况;氢气含量变化;原因分析;措施
[中图分类号]TM407 [文献标志码]A [文章编号]2095–6487（21）04–0–02
Analysis and Supervision of Single Hydrogen Abnormality in No. 6 Main
Transformer and Pre-Treatment Measures
Zeng Wei
[Abstract]Through the introduction of the change of the hydrogen content in the No. 6 main transformer oil， the abnormality is analyzed， and detailed treatment methods and attention issues are put forward.
[Keywords]general situation; hydrogen content change; cause analysis; measures
1 设备情况概述
（1）从2016年8月起通过绝缘油定期色谱分析发现6号主变油中氢气含量呈缓慢上升趋势，截至2017年4月22日油中氢气含量130 μL/L，接近规程注意值（≯150 μL/L）。利用2017年6号机组B修，对6号主变常规检查，发现变压器铁芯存在接地故障，联系厂家技术人员到厂对铁芯接地故障进行处理，铁芯绝缘恢复，处理后其他常规实验数据正常。并对变压器绝缘油进行脱气处理，油中氢气含量恢复正常。为观察处理效果，特制定了6号主变的安全监督运行技术措施。
（2）2017年6月投入运行至2018年8月油中氢气含量正常。9月开始定期检测至今，油中氢气含量缓慢上升，现阶段维持120～130 μL/L，其他特征气体无异常。
（3）在2018年6号机A修期间，主变年度预防性实验，进行变压器油微水含量分析实验、变压器绕组绝缘电阻、吸收比实验、绕组tgδ测试、泄漏电流测试等，上述实验数据均正常。自9月氢气开始缓慢增长，利用机组停备机会对变压器铁芯绝缘进行复测，铁芯绝缘正常。针对上述情况通过与上级技术监督科研院所、变压器厂家相关专家交流沟通，并在公司内部组织相关专业召开专题会进行讨论、分析，结合专家意见，6号主变可以投入运行，继续观察运行。
2 油中氢气含量变化情况
（1）变压器自铁芯接地故障及绝缘油脱气处理后，按要求定期取油样色谱分析实验，数据见表1。
截至目前为止，油色谱分析检测，油中氢气含量正常，其他特征气体无异常。
（2）通过定期油色谱分析检测，油中氢气跳变至122 μL/L，至最近一次色谱检测氢气含量一直在120～130 μL/L，无明显变化，其他特征气体无明显变化。期间多次送样其他具备检测资质的单位进行送样比对，实验数据正确。后期取样检测周期改为每周一次数据见表2。
3 初步原因分析及结论
3.1 分析
（1）6号主变投入运行至今已11a，特征气体含量（除乙炔C2H2外）有一定的变化属正常现象，因为在电场、热作用下，油中水分解、绝缘材料热分解和绝缘自然老化会引起气体含量一些变化，当然这些变化量应在规定的范围内，并趋于稳定。如果特征气体含量超过规定要求，H2含量大于150 μL/L、总烃含量大于150 μL/L、C2H2含量大于1 μL/L时，均须引起注意。
（2）在《电力设备预防性实验规程》DL/T596—1996和《变压器油中溶解气体分析和判断导则》DL/T722—2014中对CO、CO2气体含量没有具体意见，只说明对运行设备，随着油和固体绝缘材料老化，CO、CO2会呈有规律增长，当这一增长趋势发生突变时，应与其他气体变化情况综合分析，以判断故障是否涉及到固体绝缘，经数据比对6号主变不存在这一现象。
（3）电弧、火花放电、局部放电、油和固体绝缘热分解、水分解等因素均可引起H2含量升高。特征气体C2H2含量稳定无变化，可排除电弧、火花放电的可能。
（4）油和固体绝缘热分解可引起特征气体H2、CH4、C2H4、C2H6、CO、CO2变化，实际上烃类气体含量变化不大，变压器油温一般在45～65℃，故变压器无整体过热现象。
（5）局部放电要产生H2和CH4，随着温度升高，相继产生C2H6、C2H4，从烃类气体含量的变化看应无局部长期放电现象。
（6）设备中不锈钢与油的催化反应产生氢气，但变压器已运行11a，之前运行中油中氢气含量一直正常，此类原因可排除。
（7）变压器油循环系统中，潜油泵存在隐患或缺陷运行，造成绝缘油裂解产生氢气，通过潜油泵检查及绝缘实验，潜油泵各项检测和实验数据正常，运行声音、温度均正常，排除此类原因。
（8）通过变压器油色谱中其他特征气体含量变化及变压器绕组绝缘电阻、吸收比实验、绕组tgδ测试、泄漏电流测试等，上述实验数据均正常。
3.2 结论
（1）初步判断6号主变油中特征气体H2含量缓慢上升的主要原因应是变压器内部受潮引起。查阅有关研究资料，变压器本体总水量中，有99%存在于固体绝缘纤维中，只有1%以下的水分存于变压器油中，这主要是因为绝缘材料中的纤维素对水具有强大的亲和力。固体绝缘中的水分只有在温度大于80 ℃时，才会从绝缘层表面逸出溶入油中，當温度下降后，又会吸附上绝缘层，因变压器油一直运行在70 ℃以下，故油中水含量几乎无变化，变压器油微水测试含量分析实验反映不出受潮现象。 （2）不排除由于前期变压器铁芯外引接地铜辫绝缘处理效果不好（由于内部构造和故障点部位空间狭小），造成铁芯铜辫包裹绝缘运行中受油流影响，铜辫有裸露现象，运行中自身悬浮电位对变压器外罩发生轻微的间歇性放电，或裸露部分短时性接地，形成铁芯多点接地，在铁芯局部形成涡流引起发热，裂解绝缘油产生少量氢气。
4 处置措施
通过以上分析变压器监督继续运行，为保证变压器安全运行，由于原因分析误判，是变压器其他故障引起单氢异常或伴随其他特征气体异常，防止故障进一步恶化以致造成变压器损坏，制定以下处置措施：
4.1 处置措施一
（1）现阶段继续加强6号主变监督运行，编制变压器监督运行技术防范措施。如定期绝缘油色谱分析，油中氢气含量不再增长或缓慢增长虽然超过注意值（150 μL/L），但稳定在200～250 μL/L，油中其他特征气体无明显变化，后期利用机组检修或停备机会，对变压器进行脱气除潮处理，并加装油色谱在线检测装置。
（2）变压器本体及绝缘油现场脱气除潮处理，应联系厂家技术人员来厂现场进行技术指导，并做好现场处理前相关设备、材料、工器具的准备和处理过程中的配合工作，以及检修作业指导书和三措两案的编制。结合变压器脱气处理，同时进行油色谱在线检测装置安装工作。
（3）如果主变监督运行中，定期油样检测氢含量发生较大变化时，应同时送样其他具备资质的科研院所进行复测确认。
（4）运行中加强对主变运行中的相关运行参数进行监视统计，如发现异常应及时通报和逐级上报。
4.2 处置措施二
6号主变监督运行中，绝缘油单氢含量继续缓慢增长，无稳定迹象或伴随其他特征气体较前期变化明显，及时与上级技术监督科研院所、变压器厂家相关专家交流沟通，确定是否需要主变退出运行检查处理。
（1）如建议主变继续观察运行，并给出具体建议，暂时按专家建议执行。取样周期缩短为1d或3d一次，并及时将检测数据进行通报。及时邀请相关专家到厂，在现场进行分析、诊断，制定更严谨的技术措施。
（2）如建议主变退出运行检查处理（变压器退运应及时联系上级技术监督科研院所、变压器厂家技术人员到厂，会同我方相关专业人员和相关领导共同商讨决策）。主变退运后对变压器进行特种高压实验或其他实验，以确定造成变压器油中特种气体异常的故障类型，待实验结果分析后，确定下一步处理方案。
4.3 处置措施三
（1）6號主变监督运行中，如定期绝缘油色谱分析单氢含量在原监测数据的基础上呈倍数增长，氢气产气速率过快成几何倍数增长时，无稳定迹象，特别是油中出现乙炔气体并呈增长趋势，同时其他特征气体也伴随增长较快，建议应立即向调度申请，变压器退出运行。
（2）变压器退出运行后，及时向上级技术监督科研院所、变压器厂家通报情况并邀请上述单位及时到厂，讨论、分析制定检查和处理方案，确定下一步工作计划。
5 结束语
电力系统内由于变压器单氢增长发生的设备事故，原因不尽相同，反应的现象和产生的结果也不尽相同。为防止变压器异常进一步劣化，要实时监控，避免造成更严重的后果。
参考文献
[1] 赵靖.一起110kV主变单氢超标原因分析及措施处理[J].电子乐园，2019（15）：225.