单相平衡变压器油色谱分析气体超标原因分析及检查恢复方案

国能新朔铁路有限责任公司供电分公司 刘玉贞

新朔铁路外西沟变电所D-9000/27.5型001#变压器2021年9月8日进行油样化验时发现油中溶解的氢气、乙炔和总烃超注意值。10月7日我公司技术人员赴现场对变压器进行初步检查，重新对001#变压器取油样，同时也对002#变压器取油样，送有资质的试验单位进行检测。因001#变压器油样复检和初检存在较大差异，10月13日技术人员再次赴现场对变压器取油样，送去检测（表1）。

表1 油样检测结果（μL/L）

根据001#变压器三次检测数据对比，内蒙电科院、株洲电机检测数据较为接近，润琪康得森检测数据偏差较大，后续分析将以内蒙电科院和株洲电机检测数据为参考。新朔铁路大准线外西沟变电所平衡供电系统两台变压器均为D-9000/27.5型变压器。001#变压器接在β 供电臂，用于变流器逆变侧供电；002#变压器接在α 供电臂，用于变流器整流侧供电。

该变压器绕组网侧、低压基本参数分别为：容量(kVA)9000/6×1500、电压(V)27500±5%/6×1000、电流(A)328/6×1500、阻抗电压(%)/高压-单个低压37%(-10～10%)、频率(Hz)50、工作类别为断续、结构型式为单相心式、变压器油45#、油浸自冷（ONAN）、地面立式安装。该变压器设置有压力释放阀、温度计、油位表、气体继电器等保护装置，对变压器的油压、油温、油位和气体进行监控。

1 变压器运行情况

现场安装情况：001#、002#变压器均为2020年5月交付；运行负荷曲线及顶层油温曲线：变压器投入运行后，根据2021年5月26日10:30至14:11的负荷数据，变压器的最大负载约为5000kVA，负荷情况如图2，未过负荷。按照图2所示的负荷曲线运行，最高顶层油温度约为53℃；前期噪音整治：2020年8月，现场反馈001#变压器运行噪音偏大，为两台变压器增加了隔音屏。

图1 2021年5月26日10:30至14:11负荷曲线

图2 2021年5月26日10:30至14:11温度曲线

调高油面温度计限值：2021年7月现场反馈两台变压器油温超温报警。查001#变压器出厂前进行的型式试验报告，温升试验结果为：高压绕组平均温升55.5K，6个低压绕组的平均温升在34.8～48.2K之间，符合标准规定的≤65K。变压器出厂时油面温度器设定油温报警限值为65℃，跳闸限值为80℃。D-9000/27.5型变压器绝缘耐热等级为A 级，油温超温报警后考虑顶层油温升控制≤53K、最高环境温度40℃、油浸自冷变压器绕组最热点温度与平均温度相差13K 等因素，将油温报警限值由65℃调整为95℃，跳闸限值由80℃调整为105℃（A 级绝缘材料允许120℃短时运行）。温度限值调整后系统未再出现超温报警。

2 油中溶解气体超注意值原因分析

2.1 油中溶解气体超注意值后现场调查

001#变压器检查情况：变压器油箱本体、散热器、储油柜及蝶阀等外部配件无异常；所有外部接线端子连接处连接紧固，轻碰电缆线无晃动，无异常；气体继电器未发现气体集聚。002#变压器检查情况：变压器油箱本体、散热器、储油柜以及蝶阀等外部配件无异常；所有外部接线端子连接处连接紧固，轻碰电缆线无晃动，无异常；气体继电器未发现气体集聚。

2.2 原因分析

2.2.1 原因判断

根据DL/T 722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，变压器内部不同的过热性故障会产生不同的特征气体。根据三比值法分析，001#变压器三比值编码为202，对应故障类型为低能放电；002#变压器三比值编码为022，对应故障类型为高温过热（高于700℃）。

001#、002#变压器油中溶解气体组成和三比值编码不同的原因为：001#变压器在安装调试时发现油中水分达62mg/L，超过标准值要求的≤35mg/L（原因为变压器联调后散热器拆除且未可靠密封，导致内部受潮）。当时采用滤油的方法滤除油中水分，水分检测合格后投运。但因散热器内的变压器油难以参与油循环，导致变压器运行一段时间后散热器内油中水分又释放出来，在电场作用下水分子发生极化而形成偶极子，并按电场方向转动而形成泄漏电流较大的水桥，进而引起水分子汽化而生成气泡。在电场作用下气泡又形成气体小桥，由于气泡的介电常数小于油的电常数，气泡承受的电场强度更高，引起电晕放电。

结合外西沟变电所两台变压器同时出现油中溶解气体超注意值的情况，我司初步判断此次外西沟变电所两台变压器油中溶解气体超注意值的主要原因为：001#变压器与其油中水分和内部局部高温过热有关；002#变压器则与其内部局部高温过热有关。

2.2.2 内部局部高温过热的可能原因

D-9000/27.5型变压器为自冷散热结构，正常运行时变压器绕组产生热量，变压器底部的油（冷油）在A 点进入绕组并被加热后向上流动，在B 点从绕组流出，从B 点到C 点，箱盖和油箱壁轻微冷却，从C 点进入到散热器中，从C 点到D 点，油被冷却下降，从D 点流出散热器，再从A 点进入绕组底部，如此循环（图3）。

图3 变压器冷却示意图

加隔音屏后，变压器的三面被墙包围，变压器安装空间内的空气流通严重受阻，散热器的冷却效果下降。从自冷变压器的冷却过程可知，因空气流通受阻散热器冷却效果变差，散热器上部（C 点）、下部（D点）间的温差变小，冷却器中油的流动将变慢，致使线圈、油箱中油流动随之变慢，并可造成局部过热。

2.3 初步结论

根据油样检测报告，001#、002#变压器油的介质损耗因数（90℃）、酸值均正常，变压器油无老化迹象，可初步判断变压器本体无问题，建议现场对变压器进一步检查后，滤除油中气体，进行复电申请后进行对比观察。同时我公司委外测量油中糠醛含量，进一步分析变压器绝缘老化情况（上海一专业机构，预计10月28日左右出结果）。

3 现场后续检查及恢复措施

外观检查：检查气体继电器内部有无气体和气体的具体刻度。用万用表测量气体继电器配线是否为常开，对气体继电器放气，再次测量以上端子间是否为常开；检查端子箱内有无进水、接线松动等异常；检查高压套管、低压套管外部电缆连接；拆除所有外部电缆连接，检查外部接线的电缆接线头压接情况；检查变压器顶部高低压侧电缆连接铜排。

变压器试验：为检查变压器分接开关接触是否良好、内部线圈、引线是否状态完好，使用直流电阻测试仪测量变压器高压绕组、低压绕组的直流电阻；为检查变压器内部绝缘受潮情况，使用绝缘电阻测试仪2500V档位测量高压绕组对地及其他绕组、各低压绕组对地及其他绕组绝缘电阻和吸收比。

001#变压器检查：拆除两套高压套管。使用内窥镜从高压套管升高座伸入油箱内部检查内部有无异常。更换所有密封件、紧固件后重新安装高压套管。拆除变压器油箱下部封板。将油箱底部继续将余油抽干净。使用内窥镜从窗口伸入油箱内部检查有无异常。更换密封件后重新安装油箱下部封板。变压器放油后至变压器恢复安装、密封，总时间越短越好，最长不得超过8h。

变压器油过滤及注油：打开变压器储油柜顶部的排气塞；开启滤油机加热、真空过滤功能将储油罐内的变压器油注入变压器内，静放20min；将滤油机进出油管对调，开启滤油机加热、真空过滤功能将变压器内的变压器油抽入储油罐内；继续重复打开排气塞后工步多次；开启滤油机加热、真空过滤功能将储油罐内的变压器油注入变压器内；注油至储油柜有油后，调小滤油机出油阀门。注油至储油柜高度至排气塞出油后停止滤油机注油，拧紧排气塞；对变压器箱盖放气塞、高压套管放气塞、气体继电器、散热器排气塞排气。

变压器热油循环：将滤油机出油管连接到变压器顶部的50蝶阀上，进油管连接到变压器50活门上。开启滤油机加热、真空过滤功能对变压器进行热油循环6h。取油样，现场进行油击穿电压检测；001#变压器密封试验：变压器注油完成后静放12h 以上。对变压器箱盖放气塞、高压套管放气塞、气体继电器、散热器排气塞排气。拆除变压器吸湿器，对变压器充气施压0.03MPa，维持24h 以上，检查确认无渗漏。

变压器精整、试验：调整变压器油位，使油位计刻度和变压器油温对应；对变压器箱盖放气塞、高压套管放气塞、气体继电器、散热器排气塞再次排气；使用绝缘电阻测试仪2500V 档位测量高压绕组对地及其他绕组、各低压绕组对地及其他绕组绝缘电阻和吸收比；对变压器取油样，进行外观、击穿电压、水分、介质损耗因数（90℃）、体积电阻率、油中溶解气体分析、闪点（闭口）、运动黏度（40℃）、酸值（以KOH 计）、倾点、水溶性酸（pH 值）检测。

观察运行及后续措施：重新安装变压器外部接线。临时拆除隔音屏。复电运行，每7天检测1次油样，观察产气速率1个月。确认变压器运行正常后，兼顾噪音及温升，优化隔音屏结构并加装风机，保证可靠运行。

综上，对运行中的变压器进行定期的色谱分析和其他预防性试验是保障可靠运行的有效措施之一，通过运行经验和技术数据进行科学分析，可减少变压器故障发生，提高了供电的可靠性。