核电站用的燃料是铀。铀是一种很重的金属。用铀制成的 核燃料在一种叫“反应堆”的设备内发生裂变而产生大量 热能，再用处于高压力下的水把热能带出，在蒸汽发生器 内产生蒸汽，蒸汽推动气轮机带着发电机一起旋转，电就 源源不断地产生出来，并通过电网送到四面八方。这就是 最普通的压水反应堆核电站的工作原理

秦山核电三期1号主变压器存在若干问题的探讨
The Probe into Several Problems with No.1 Main Transformer of Qinshan Phase III Project
钱旭耀 王锦寿 张马林（浙江省火电建设公司，浙江杭州 310016） 吴国忠（浙江大学电气工程学院，浙江杭州 310000） 　　
摘 要： 对秦山核电三期工程1号主变压器由于油保护系统设计上存在缺陷导致油中含气量偏高、局放试验后色谱分析发现油中含有痕量乙炔、变压器在线监测与状态检修问题进行了分析和探讨，提出了解决问题的途径和方法。 　　
关键词： 主变压器 绝缘油 含气量 痕量乙炔 在线监测 秦山三期 　　
Abstract： There exist some problems such as higher gas content in oil due to design flaw with oil protection system of No.1 main transformer, trace concentration of acetylene found in oil through chromatography after local discharge test. This paper makes a deep analysis of those problems, as well as on-line monitoring and status inspection of transformer, then puts forward the ways and methods for solving these problems. 　　
Key words： Main transformer Insulation oil Gas content Trace concentration acetylene On-line monitoring Qinshan Phase III Project 　　
秦山核电三期工程主变压器系GEC－ALSTHOM公司制造，浙江省火电建设公司（ZTPC）负责安装和调试工作，1号机主变（MOT）安装工作结束后，2002年2月8日ZTPC委托浙江电力试验研究所做1号MOT局部放电试验，试验结果MOT的局部放电量均很小，其中A相局放电量为50 pc，B、C相局放电量均为60 pc（GB1094-85规定的500 kV变压器局部放电量一般不大于500 pc），且局放试验波形图很稳定。ZTPC调试组在中试所局放试验之后，于3月1日取油样送中试所做MOT绝缘油色谱分析（DGA），两次DGA分析均发现A相MOT绝缘油中含有痕量乙炔（C2H2），其中3月1日为0.8 ul/l，3月21日为0.9 ul/l，同时发现A、B、C三相主变油中含气量均超标，分别为：A相2.2%，B相2.8%，C相2.2%。（注：MOT安装工作结束，热油循环48 h，静置72 h后取油样做三相MOT油中含气量试验结果为：A相0.79%，B相1.9%，C相1.29%。均在ALSTOM要求的2%之内。）
1　 油中含气量问题
1.1 油中含气量指标监督的必要性 　　
气体在油中一般是以溶解状态存在的。气体的悬浮只有在温度较低和有一定压力下才有可能，油中含气量是指以分子状态溶解在油中的所有气体占油体积的百分含量。油中溶解气体不是一个常数，具有饱和临界值，取决于气体组分、油温、油面压力、芳香烃的含量以及精致程度。由于氢、烃类气体只是在变压器试验时以及变压器运行过程中，由变压器油裂解而生成，一氧化碳和二氧化碳是固体绝缘劣化遭到破坏时被释放到油中，一般说油中溶解的气体主要是氮气和氧气。 　　
一般情况下，气体溶于油中不妨碍变压器运行，但气体达到饱和状态时，在温度变化和油面气压改变（降低）时，会使气体以气泡形式析出。气泡析出后，在电场力的作用下气泡被拉成狭长体，特别在超高压变压器中，可能在气泡中产生局部放电，甚至导致绝缘闪络。另外气体的溶解可以改变油的物理性能、化学性能和电气性能，油中溶解的氧气是变压器油氧化老化的直接因素，同时还加速固体绝缘材料的老化。综合上述两方面因素，一般超高压大容量变压器希望油中含气量有较严格的控制标准，1976年国际大电网工作组（CIGRE）提出500 kV级变压器油中含气量指标应小于0.5%，瑞典（ASEA）要求应小于0.2%，加拿大（B、C省水电局）要求小于0.1%，法国（ALSTOM）要求小于0.3%，日本（HITACHI）要求应小于0.5%，我国原机械部标准JB/T56011-92《油浸式电力变压器产品质量分等》规定，500 kV级电力设备用油含气量不大于0.5%，新修订的《电力设备预防性试验规程》（DL/T596-1996）规定新设备投入运行前油中含气量不大于1%，运行中油定为不大于3%。
1.2 储油柜密封结构与油中含气量指标的关系 　　
从当前国内所使用的二级真空净油设备来看，投入运行前油中含气量控制在1%以内是比较容易做到的，而运行中含气量取决于变压器的密封装置。目前国内外大型变压器一般都采用隔膜或胶囊密封结构，上述两种结构就是利用橡胶薄膜（薄膜材料是两层耐油的丁腈橡胶夹两层机械强度高的尼龙布，中间夹一层气密性好的氯丁橡胶，其厚度为（0.6~1.0 mm），将油与空气隔绝，同时油随着油温的变化而自由呼吸，不保留任何油与空气接触的空间。 　　
秦山三期工程主变储油柜采用开启式结构，同时采用半导体致冷干燥器，半导体致冷干燥器核心部分是一个半导体低温电热元件组，其放在带有翼片的导热金属外壳里，半导体致冷干燥器竖直安装在储油柜侧面。 　
　半导体致冷干燥器的基本工作原理是别利奇耶（Пельчье）效应，改变通过半导体低温电热元件组的电流方向，可使其在加热或冷凝状态之间切换，在热虹吸作用（由于吸湿器和储油柜中的空气密度产生差异，形成空气自然循环）下，在一个闭式回路中不断循环流动过程中来达到干燥空气的目的，当干燥空气由空气循环器进入储油柜时，很快地将绝缘油析出的水份吸收之后经过电热元件组（此时电热元件组处于冷凝状态）再脱除潮气，待温度升高后又回到储油柜。这种半导体致冷干燥器即能防止外界水份的浸入又可使储油柜里的空气得到干燥，除去储油柜内部油面上空气中的水份。但是此密封结构储油柜内部绝缘油还是同空气直接接触、绝缘油暴露于空气中，在常压下，在隔绝水份及其他杂质、尘埃时，经脱气处理的绝缘油暴露在空气中的时间越长，其吸收并溶解的空气量就越大，经过一定的时间，到达饱和状态（如图1所示）。另外MOT变压器油保护系统结构不能有效防止绝缘油劣化，油产生劣化的原因很多，其中最主要是空气的影响，空气中氧气是变压器油被氧化时氧的主要来源之一。油被氧化生成烃的各种氧化物和过氧化物，此外还有醇、醛、酮、醚、丙脂及深度氧化的聚合物，这些氧化物具有酸性特征，习惯上通称为有机酸类。油中有了水份和有机酸后，进一步使油的理化性能变劣，电气性能变坏，在油中的铜、铁等金属的催化作用下，使油产生大量沉淀。试验表明氧化后的油更容量吸潮，而受潮后油劣化速度更快。显然秦山核电三期工程主变由于采用上述油保护系统结构，油同大气不能有效隔离，一方面油中含气量问题不可能得到根本解决，另一方面不能有效防止绝缘油氧化劣化。
2 　MOT A相油中存在乙炔含量的分析
2.1 变压器油中故障气体的来源和气相色谱分析 　　
油浸式电力变压器油中故障气体的来源，一方面由于变压器中出现局部过热、放电故障（放电又可分为局部放电故障、火花放电故障和电弧放电故障），故障产生的能量会引起变压器内的绝缘油和固体绝缘裂解，产生各种低分子的烃类（CH4、C2H2、C2H4、C2H6等）和CO、CO2等气体。另一方面是来自变压器的维修或变压器内部结构或材料，如补焊、分接开关、绝缘材料吸收的气体、过度精致的绝缘油、油流带电、变压器内部活性金属材料等。 　　
故障气体的组成特征与故障的类型、故障能量及其涉及的绝缘材料有密切关系，表1列出了各种故障产生的主要气体成份。 　　
目前普通利用气相色谱法定量、定性分析绝缘油中溶解气体成份及其体积分数的方法（DGA）来检测变压器潜伏性故障和故障的发展趋势。CIGRE（国际大电网工作组）于1996年发表了《油浸变压器中呋喃化合物及溶解气体的新导则》；IEEE标准委员会于1991年颁布了《油浸变压器油产生气体的解释指南》（IEEE Stel C57.104-1991），IEC也于1999年正式颁布了IEC 60599-1999《Mineral oil-impregnated electrical epuipment in service-Guide to the interpretation of dissolved and free gases anaysis》，2001年1月1日国内颁布了《变压器油中溶解气体分析导则》（DL/T 722-2000）取代原水利电力部颁布的《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（SD-187-86）。
2.2 油中产生C2H2原因分析 　
一般认为，故障部位的温度代表故障的程度，C2H2产生的起始温度较高为750℃左右，C2H2是由于放电引起放电点周围绝缘油分解的特征气体，C2H2的含量是区分过热和放电两种故障的主要指标。A相主变绝缘试验和局放试验后取油样做气相色谱分析，发现有0.8 ul/l C2H2含量，虽然500 kV变压器C2H2含量的注意值为1 ul/l，但考虑到注入A相主变的绝缘油为新油，原先C2H2含量为零，所以即使C2H2发现痕量，给予足够重视，一定要查明原因并连续进行色谱跟踪观测。 　　
导致A相主变绝缘油中含有痕量的原因有以下几种可能，分接开关触头不到位，造成过热、放电，压紧装置故障，滤油机加热管损坏对油放电，绕组及绝缘中残留吸收的气体。 　　
关于分接开关触头不到位，造成过热、放电这一因素，MOT调压装置采用德国MR公司生产的1000-123-12 05 OD型无载分接开关，在局放试验之前，ZTPC已对所有分接位置下绕组的直流电阻进行了测试，其中1号MOT A相高压侧绕组的直流电阻值如表2所示。 表1 各种故障下油和绝缘材料产生的主要成分 气体成分 绝缘油 绝缘油和绝缘材料 强烈过热 电弧放电 局部放电 强烈过热 电弧放电 局部放电 氢气 H2 ☆ ☆ ☆ ☆ ☆ ☆ 甲烷 CH4 ☆ △ ☆ ☆ △ ☆ 乙烷 C2H6 △ △ 乙烯 C2H4 ☆ △ ☆ △ 乙炔 C2H2 ☆ ☆ 丙烷 C3H8 △ △ 丙烯 C3H6 ☆ ☆ 一氧化碳 CO ☆ ☆ △ 二氧化碳 CO2 ☆ △ △ 注："☆"表示产生的主要气体，"△"表示产生的次要气体 表2 1号MOT A相高压侧绕组的直流电阻值 档位 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ R（mΩ） 141.4 135.3 129.2 123.1 117.0 　　
可以看出，各档阻值符合设计要求，在各分接位置下，分接开关动、静触头接触良好且与绕组连接可靠，说明分接开关切换到位后，整个回路不存在开路现象，而在局放试验加压过程中，不可能进行档位切换，可以排除回路档位切换造成开路的可能，所以可以判定局放试验时因切换开关开路造成放电的可能性是不存在的。 　　
关于滤油机加热器损坏对油放电这一因素，此次1号机主变绝缘油处理ZTPC使用的滤油设备为日本KATO KLVC-5C2ACT二级真空滤油机和ABB MICAFIL VH060RS二级真空滤油机，事后ZTPC对KLVC-5C2ACT滤油机加热器进行了检查，加热器完好，金属管无脱层现象；VH060RS滤油机加热系统采用了独特的设计工艺，油的加热是通过护管内的加热管完成的，加热管的表面负荷很低，同时加热管外面的金属板确保油流高速、均匀流过加热管，加热均匀。另外在油处理过程中油温始终设置在55℃。滤油机加热管损坏对油放电的可能性不存在。 　　
关于压紧装置故障，导致发生悬浮放电的可能性，从安装环节看，ZTPC在MOT的安装过程中严格按照厂家服务手册和国家变压器安装工艺规范标准进行作业，安装过程中涉及MOT本体内部的部位有三处，即高压套管、低压套管，中性点套管同内部引线的连接，我们在三处引线同套管连接作业过程中，所有连接螺栓均用力矩扳手紧固至规定力矩值。同时ZTPC涉及变压器本体内部的工作均在TQNPC、CMT QS、ZTPC QC相关人员鉴证之下完成。从而从工艺上杜绝了由于连接螺栓紧固力矩不够导致套管同引线压紧部位存在悬浮电位引起火花发电的可能性。此外变压器在运输过程中由于振动导致压紧装置松动使压钉压紧力不足，导致压钉与压钉碗之间发生悬浮放电，从现场局放试验的数据和波形来看，这种存在的可能性比较小。 　　
绕组及绝缘中残留吸收的气体在真空注油后，缓慢释放到油中的可能性比较大，由于制造厂制造工艺不良，器身某些部位存在毛刺、尖角，在出厂试验的过程中由于承受的电场过高而引起放电，放电产生的气体吸附在器身的绝缘纤维材料上（纤维材料系多孔材料），变压器运抵安装现场真空注后，绝缘纤维材料所吸附的气体缓慢释放扩散到油中。
2.3 目前对油中C2H2含量的处理 　　
变压器投入运行时，在非故障情况下，绝缘油中发现痕量C2H2的情况常有发生，为避免色谱分析发生误判断，在征得TQNPC同意的情况下ZTPC对1号A相主变绝

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