500kV大型油浸式变压器含气量高原因分析与处理

台山核电合营有限公司 张 峰 孙兆文

变压器在电力系统中承担非常重要的作用，特别是500kV大型油浸式变压器更是作为电站或线路中的关键敏感设备，需保证安全可靠的运行。为监视变压器的运行状态、及时发现设备缺陷，油样化验是常见检测手段之一。除了常见的H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7种特征气体检测外，含气量也是变压器油品的重要指标。500kV大型油浸式变压器在投运前，要求油中含气量（体积分数）不超过1%，投运后应不大于3%。这是因为随着投运时间增加，变压器油在高电压、高场强下逐步分解、溶解，导致含气量缓慢增长。变压器在运行过程中，如发生含气量超标或快速变化要格外引起注意，需快速定位含气量异常的原因并处理。

某电厂500kV主变压器（简称主变）由三台单相变压器组成，2017年10月投运，为特变电工沈阳变压器有限责任公司制造，型号为DFP-700000/500TH，冷却方式ODAF。2019年1月对主变进行例行油化验试验中发现C相油中含气量为3.15%，大于国标中规定的运行中的变压器油中含气量不大于3%的规定。A、B两相化验结果正常（A相含气量为0.45%、B相为1.25%）。

1 变压器油中含气量超标问题的原因分析及危害

各种气体在变压器油中拥有不同的溶解临界数值，溶解在油中各种气体的总含量（体积百分比）称作含气量。在正常条件下，变压器变压器油中溶解气体主要来自三个方面：外部的气体侵入。一般为密封不严造成的空气进入，主要表现为N2和O2大量增加，其他无异常；变压器油中水分解。变压器在制造、安装、存储过程中，变压油中难以避免会有残留的少量水分，水分分解导致油中含气量增加；变压器内部故障。如过热或放电等，主要表现在 H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7种特征气体含量升高，特别是H2、CO、CO2更为明显。

溶解于变压器油中的气体含量较高时会对变压器的运行造成危害，主要体现在：绝缘强度下降。含气量较高，意味着变压器中溶解的气体会在一定的条件下更容易析出、聚集成气泡，在变压器内部高电压、高场强的环境下产生气泡放电，导致绝缘强度下降；造成瓦斯继电器动作。瓦斯继电器安装在变压器本体与储油柜之间的管道上，当含气量超标时气体容易快速析出，冲击瓦斯继电器挡板，使相应触点动作，导致报警或变压器非计划停运；加快变压器油老化。当变压器油与空气直接接触时导致老化加快，分解产生水、酸、油泥等[1]。上述产物导致变压器油的冷却作用下降，使变压器运行温升增加，进一步加速变压器油等老化。因此变压器运维过程中需要加强对含气量监视，分析并处理，避免发生事故。

2 变压器油含气量超标问题分析及现场检查与处理

首先对变压器油色谱数据进行分析：结合主变C相2018年6月至2019年1月的变压器油样数据集及1月22日油色谱数据分析，三比值编码为000，判断为无故障。进一步分析H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7种特征气体含量稳定且无明显变化，可排除内部放电、过热等故障情况。结合如下油样数据，可以看到主要是N2和O2明显升高，特别是主变C相N2含量由13311μL/L上升至27138μL/L，二者比值与空气接近且增加明显，其他两相N2含量均小于9300μL/L。因此判断引起含气量升高的主要原因，应为外部空气进入所致。2019年1月下旬主变进行了停电检查处理。

表1 主变三相N2及O2含量变化

根据电力行业变压器运行处理经验，造成变压器含气量升高的原因有以下方面：

变压器本体密封不严：大型电力变压器由于其设计复杂、体积巨大、部件繁多，大量使用阀门及接头等，如密封不严就会有油渗出，在地面形成明显的油迹。由于上述检查比较直观且容易落实，现场检查变压器本体、附件、主厂变本体、管道阀门无渗漏油痕迹，因此可能性排除；变压器负压区吸入空气：油泵作为变压器冷却装置的重要组成部分，特别是在强油导向风冷（ODAF）运行模式下，在油泵区域附近易产生负压区，易导致空气进入。现场对主变油泵负压区附近进行全面检查：校验法兰螺栓紧固力矩、检查表面密封情况，未见异常，因此上述可能性排除。

变压器在线监测装置密封不严[2]：近年来油色谱在线装置在大型变压器中得到广泛使用，特别是加装的油色谱管线与变压器本体直接相连，如果管线密封不严、空气进入导致含气量上升。由于该主变前期尚未安装在线监测装置，因此可以排除其可能性。

变压器胶囊破裂或固定螺栓松动：该主变为全密封胶囊式储油柜结构，胶囊通过连接螺栓与油枕顶部相连。如胶囊本身破裂导致油枕内部变压器油与空气直接接触，若胶囊破损严重，油位计浮球无法浮动、导致油位计卡住不动。结合巡检数据，该变压器未发现此情况。由于胶囊固定在油枕顶部，如连接螺栓松动也会导致胶囊与油枕联通、含气量上涨的情形[3]。历史反馈，主变B相在安装阶段曾发现油位计长期不动，经过现场排油检查，发现胶囊顶部连接螺栓存在松动的情况，胶囊与油枕连通，空气进入油枕，导致含气量明显上涨。

为进一步验证油枕及胶囊的密封性，拆下呼吸器，提前准备符合要求的氮气，使用充气气管与储油柜顶部呼吸口处法兰相连接。关闭瓦斯继电器变压器侧阀门，打开氮气瓶开关，通过储油柜呼吸器向胶囊内充入干燥、清洁的氮气，打开储油柜顶部排气孔，观察排气孔正常溢出变压器油，证明胶囊密封良好。关闭储油柜顶部排气孔，将胶囊氮气压力充至0.02MPa并维持8小时进行正压查漏，持续监视，压力未下降，未发现漏气、渗漏油现象，再次验证主变本体及油枕的密封性能良好。

油枕顶部排气塞、平衡阀密封不严：变压器经真空注油、热油循环、静置排气，油枕内部呈现负压状态。如油枕顶部排气塞老化等原因导致密封不良，空气会经排气塞大量进入变压器内部。图1中：1放气塞、2胶囊、3抽真空联管、4真空阀、5人孔、6抽真空及接湿器联管、7指针式油位表、8抽真空法兰、9集器盒、10放气管、11注、放油管、12φ80蝶阀、13安全杆、14柜脚、15接污盒、16视察窗。此外，胶囊通过呼吸器与大气相通，平衡阀实现胶囊与油枕的隔断，如果平衡阀密封不严，也将使油枕与空气直接接触，造成空气进入。

检查油枕顶部排气塞无松动且能听到吸气声，未见异常；但检查平衡阀门状态时发现平衡阀门盘根松动，当前状态继续旋转3/4圈方可关紧。查阅安装记录，该阀门前期存在盘根松动的情况，属于重发，因此判断该处位置是故障点之一。随即对该阀门进行了更换处理。

综合以上检查分析，主变C相含气量超标是因为油枕顶部平衡阀缺陷，使油枕与空气直接接触，造成大量空气进入。上述检查处理结束后，按照标准工艺流程对变压器进行热油循环处理。油样化验合格后，变压器正常投运，对油中溶解气体检持续检测，含气量等各项参数正常。

表2 主变三相油样分析报表

3 结语

大型油浸式变压器的安全稳定运行状态直接关乎电力安全，因此变压器油含气量超标需认真对待，避免缺陷恶化进而导致设备停运。因此，对于大型油浸式变压器应采取以下措施，及时跟踪运行状态。

加强变压器的日常维护：大型油浸式变压器在安装投入运行前，需要严格把关包括含气量在内的各项参数，确保油品合格。投运后做好日常巡检，特别关注渗漏油及温升状态。考虑含气量会随运行时间逐渐增长，需要持续监测变压器油中含气量等各项参数，做好趋势跟踪，监视设备运行状态。

增加在线监测装置：近年来，变压器油色谱在线监测装置越发重视并得到大面积推广，通过加装变压器在线监测装置，实现对变压器油中特征气体的实时监测，了解和掌握大型变压器的运行状态。随着在线油色谱在线装置的技术升级，化验数据的准确性、可靠性已经有了明显提升；在日常运维过程中，也要注意做好油色谱在线设备的维护，保证设备正常运行。

含气量超标的应对方案[4]：当离线或在线油样化验结果中，发现变压器油中含气量超标时，应首先对油样结果进行复测，如更换测量位置、化验仪器等，并且应该缩短取样周期，持续跟踪趋势。当确认含气量指标异常时，应综合变压器巡检数据，如温升、振动、带载情况等数据进行分析。如确认是变压器密封不严导致含气量超标时，应该首先对变压器进行密封检查，如检查变压器本体、管道、阀门等位置有无渗油，如含气量持续增加超过3%则加强巡视，及时安排停运进行真空脱气滤油处理。

结合电力行业变压器运维处理经验，需要关注：大型油浸式变压器的密封检查涉及范围广、工作量大，停运期间需要对所有可能的渗漏点如胶囊、油泵负压区、排气塞、平衡阀等逐一排查确认，避免重新投运后油样结果反复；滤油机作为变压器真空脱气滤油处理的专用工具，近期来滤油机本身故障导致变压器油品超标的事件屡见不鲜，因此各运维单位需要对滤油机开展定期维护保养，检查设备状态；并在滤油机使用前进行取样化验、试运行等，确保各项参数正常后，方可对变压器进行滤油操作。

综上，为了保证设备的安全可靠运行，需要加强对变压器油的监测分析，做好趋势跟踪，及时掌握设备状态。通过日常巡检以及油样化验等措施，关注变压器运行参数及油中各种特征气体的变化趋势。此外，在进行变压器油品处理时，可以考虑提高热油循环时的油温和真空度，保证设备的长期稳定运行。