黄山油浸式变压器油中产生H_2的一种特殊途径

　　一般认为，黄山油浸式变压器油运行中出现H2的途径为：①内部故障点的高温使油裂化反应生成H2且常伴生一些其他故障气体；②油中的水与铁等金属化学反应生成H2；③互感器金属膨胀器材料中的镍在电场催化下使油中的烃脱氢反应生成H2.近来多次出现一些设备油色谱分析突然出现高9经数次取样复试却证明油中9（H2）并无异常。分析这些案例有益于提高油气体分析判断技术。

　　1案例样分析发现9（*）异常（达1780X 10+6，其他特征气体均正常），遂又于04-12复试一次，04-16再先后复试二次，所得结果大幅下降（依次为579X 1.235kV主黄山油浸式变压器金华用管所对所辖多台35kV主变油色谱例行试验时，9（H2）突然比前次试验大幅度增加，而其他特征气体均正常。调查发现此前恰好都给这些主变改装过取样阀，故再次复试（在取样前特意先多放掉阀门内的油），结果9（*）大幅度下降，其中部分主变的两次试验结果见表1. 1.3110kV主黄山油浸式变压器金华局站前变电所两台新主变投运后首次油色很小或为零），当天再取样复试却又降至600X1（T6.此后不长一段时间内的10多次跟踪试验测得9（H2）在（400~3000）X10一6范围无规律地变化。

　　经查，两台主变的底部取样阀系加工改装，阀体也较大。为查找原因，每台主变同时取3个油样：在底部取样阀事先未放掉油时取得A样；接着继续放掉一部分油后再取B样；从主变中部另一未改装过的取样阀取得C样（该阀内无“死”油，故油样C完全来自主变内部）。试验结果是：1和2主变A、B、C油样的9（Hi）值分别为8395、73、17和2364、59、9（单位106），故排除内部存在故障的可能。

　　表1 35kV变油样前后连续二次测试9（H2）变化HT6设备名称苏孟变1汤溪变=2罗埠变=1罗埠变=2 9（心）前/后2油样中H2来源的分析所有案例有以下特点：①短期内连续取样试验，油样中9（H2）会快速下降；②先多放掉取样阀内的差悬殊；③除H2外油样其他特征气体均无异常。

　　确认仪器及试验操作正确后判定上述现象的原因是阀内油中9（H2）非常高，即H2产气点就在取样阀内。若两次取样间隔时间较短，新生H2就来不及使阀内新油的9（*）升到原有水平，故测值低得多，因其他低分子烃都无明显变化，可知阀内油有脱氢反应。一般脱氢反应均需高温、高压条件，然而，油中这些烃在电场和催化剂（如Nt、Pt、Pd、Co等）共同作用时常温、常压下也有脱氢反应。前述站前变电所1主变底部取样阀光谱定量分析测得阀体金属中w（Ni）=100X 10*6，w（Co）=20X10*6，故H2不断地产生于阀体与油的接触面上。站前变2台主变运行数年原取样阀一直未换，阀内产生的高9（H2）现象自今仍在。

　　得C2H2的绝对产气率ra（C2H2）和相对产气率rr（C2H2）见表3，可知前期故障稳定而后期故障有持续增长趋势。

　　表3 1主变2002年C2H2监测数据日期2.2局放测试局放试验未发现明显放电点。

　　2.3综合判断综合油色谱分析数据和局放试验结果认为张主变故障为偶发性单纯低能量放电故障，研究决定该主变继续运行并加强监督，但7月后其放电程度（次数）加强。

　　3确定故障部位一般单纯放电原因有气泡放电、尖端放电和悬浮电位放电，依该主变实际运行情况可排除前两种，故该故障为黄山油浸式变压器内部存在悬浮电位放电现象。黄山油浸式变压器内并无悬浮状态金属，但因黄山油浸式变压器内部运行时产生震动或其它原因，在强交变电场作用下悬浮状态的金属物可能产生相当高的悬浮电位，因而可引发低能量放电。

　　吊罩检查发现该主变A相绕组侧的铁轭处有一手电筒，为运行前吊芯检查时遗留，手电筒外表有放电痕迹，故判断此处为故障所在。排除遗留物投运后持续监测色谱正常，证明该判断正确。

　　4结论油色谱分析是监测充油电力设备安全运行的最有效措施之一，对黄山油浸式变压器进行油色谱分析，可较早发现并有效监测黄山油浸式变压器内部故障，并可判断故障性质与严重程度。

　　判断故障与提出运行意见时，应综合考虑各种情况，既不盲目停运又要确保设备安全运行。