大型变压器油中含气量异常处理方法及原因分析

文/杨联联

500kV变压器按照《电力设备预防性试验规程》相关规定的要求，运行中变压器油每年应进行油中含气量、水分、击穿电压、介损等进行相关试验，试验时发现变压器油中含水量大于3，超过规程要求值，绝缘油色谱、微水、绝缘强度及介损数值等均正常。针对此现象，结合现场实际，开展一系列检查及判断试验，为含气量超标的分析判断和处理方法提供指导意见。

1 经过

某电厂500kV变压器2013年投入运行，投运后两年内变压器油中含气量均在0.9以内，2017年6月份油中含气量达到6.3，调取同时期的油中溶解气体色谱分析数据、油中水分数据、油击穿电压数据、介损数据，并缩短试验周期，对以上数据多次测量，发现油中总烃含量、乙烯C2H4、甲烷CH4、油中水分、击穿电压、介损等均在规程规定值范围内，未发现异常。

考虑到试验仪器和试验人员可能对数据产生一定影响，同月重新取样将油试品分别送至安徽某电力研究院和浙江某电力研究院，数据反馈仍大于规程要求值：一般不大于3。

同时将试验数据，与变压器装配的油在线监测装置进行对比，各项数据含量比较接近，在线监测装置中显示含氧量较大，说明油在线监测装置的数据比较准确可信。

2 原因分析

2.1 含气量排查

（1）变压器在安装前已对油进行检测，油中含气量在正常范围，运行3年期间试验正常，可以确定非油本身原因造成。

（2）充油电气设备如果发生电气故障，油中氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳的含量会变化及结合产气速率可进行有效判断，氧气和氮气可作为辅助判断指标。对以往及缩短试验周期的数据进行分析发现，油中总烃含量、甲烷CH4、乙烯C2H4、油中水分、击穿电压、介损等均在规程规定值范围内，通过取样比较，CO2/CO的比值小于7大于3，CO2绝对产气速率尚未超过注意值200ml/d，CO2增长不涉及变压器固体绝缘，CO2单一增长原因，可能为变压器油从空气中吸收的CO2。可以确定并非变压器内部故障原因造成。

（3）结合线监测装置中显示含氧量较大。

2.2 分析结果

通过以上分析，基本可以判断绝缘油中含气量高的原因为变压器本体存在漏点，造成空气渗入。

3 检查及处理方法

3.1 导致变压器箱体进入空气的可能部位有

（1）变压器存在渗漏点，外壳漏点进入空气。

（2）变压器油枕顶部的排气阀、法兰盘、胶囊与储油柜连通阀等可能存在阀门内漏、密封不好或阀位不正确等。

（3）油枕胶囊破裂。

3.2 变压器停电检查情况

（1）变压器本体检查，发现500kV侧B相升高座处附有油灰，通过近距离观察发现升高座法兰面上下有轻微渗油现象。

发现密封垫3个压接螺栓有松动，随即对螺栓进行紧固处理。

（2）对油枕胶囊充气进行检查，关闭瓦斯继电器两侧蝶阀，排空变压器油枕内的油，将胶囊取出，对胶囊充氮气保压，未发现漏点。

（3）对变压器油枕顶部的阀门进行检查，发现油枕旁通阀阀芯不正，用变压器油加至一侧进行试验，该阀门另一侧确实渗油，且该阀芯无法校正，随即对阀门进行更换。

（4）对变压器油在线装置进行检查，主要检查装置与本体连接的铜阀密封情况，以及连接的两根进出油的回路管道的密封情况，均未发现异常。

检查无异常后，对变压器绝缘油进行热油循环，在油中溶解气体色谱分析、含水量、介损、击穿电压以及含气量合格后停止滤油，静置72小时并多次排气。滤油后变压器油送至电科院进行检测，含气量为0.7%,运行后变压器油再次送至电科院含气量小于1%。

检修后定期检测含气量，含气量仍然在升高，2018年7月油样送至安徽某电科院含气量2.9%，2018年8月油样送至安徽某电科院含气量3.03%；10月送至浙江某研究院含气量为3.09%，说明油中含气量仍然超标。同时致电变压器厂家进行协助分析，厂家回复：需对变压器密封进一步检查，在变压器有机会停电时，对变压器进行热油循环，同时对高压B相的渗油进行处理，在未处理前，判断此变压器可以继续运行，需关注油中含气量的增长情况。

4 防范措施

结合厂家建议，制定相关防范措施，具体如下：

（1）加强巡视，特别是变压器本体的渗漏等情况；

（2）油中含气量、油中水分及色谱分析测量周期缩短为每半月1次。

（3）每天对线监测装置的数据统计和分析。

（4）在跟踪变压器含气量的同时，对油色谱及油中水分变化情况进行跟踪分析，变压器油色谱分析正常，油中水分没有明显变化，变压器应可以继续运行。

（5）运行变压器油含气量控制在7%以内。