变压器油氢气超标原因

1新投运120MVA变压器油中氢气含量超标原因分析与处理袁章福程振伟(浙江华电乌溪江水力发电厂邮编：324000)摘要新投运变压器，出现油中特征气体H2含量异常超标现象，本文对这一故障原因进行了阐述与分析，介绍了相应处理措施与实施效果，对相关专业人员有一定的借鉴作用。关健词新变压器油中氢气单值升高原因分析处理结果0前言变压器是电力系统的重要设备，确保它的安全运行具有极其重要意义。浙江华电乌溪江水力发电厂湖南镇电站二号主变压器于2005年2月进行了技术更新，新变压器型号为SFS9-120000/220，由济南西门子变压器有限公司制造，具有免维修、噪声低、低损耗、吊芯式结构、外型美观等特点，于2005年3月18日投入运行。变压器投运后运行正常，可在5月份的油样色谱分析试验中，发现油中H2含量异常升高，超过了规程中规定的不大于150uL／L的要求，在随后的油色谱跟踪试验中，显示随着时间推移，H2含量持续增长，与其它特征气体相比，有明显的单值升高特征。为此进行了分析与处理。1变压器技术参数及运行工况变压器型号：SFS9-120000/220、名称：三相三绕组无载调压油浸风冷升压变压器相数：三相冷却方式：ONAN（70%）/ONAF（100%）使用条件：户外额定容量：120/60/120MVA额定电压：242±2×2.5%/121/10.5kV额定电流：286.3/286.3/6598.3A额定频率：50Hz连接组号：YNyno,d11、空载损耗：68.5kW空载电流：0.065%器身重：108T油重：45.2T总重：187T厂家：济南西门子变压器有限公司出厂日期：2004年12月变压器投运前各项试验合格，油色谱试验数据如下：气体含量单位:μL/L试验日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO22005.03.181.780.960.090.200.049.84163.77湖南镇电站一至四号发电机组的主接线方式为“两机一变式”，三、四号机组接二号主变，机组额定容量为55.56MVA，因机组运行多年，自身存在缺陷，正计划改造，规定其运行出力不大于42.5MW，故变压器投运后均未达到满负荷状态。22变压器油中H2含量超标情况及原因分析2.1油中H2含量超标情况变压器投运后，按要求定期取油样色谱分析试验，数据如下：气体含量单位:μL/L（下表同）试验日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO22005.03.2910.860.620.080.120.0413.23202.782005.04.20913.660.110.50.0570.92246.242005.05.19252.468.280.191.230.05189.63411.295月19日的油色谱试验数据显示，特征气体H2含量超过了标准规定，CH4、C2H4等烃类气体含量在规定范围内，经送油样至浙江省电力中试所油色谱分析试验比对，试验数据正确,变压器油微水含量分析试验数据正常，要求进一步加强油色谱分析试验，测得相关数据如下：试验日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO22005.06.15339.8111.610.282.170.05260.09537.902005.07.18477.7616.950.302.720.06361.02652.662005.08.18620.7922.790.373.810.06430.88762.422005.09.7717.5924.850.374.030.06437.83759.21六月份起取油样周期改为每周一次（表中数据未全部列出），期间进行了变压器油微水含量分析试验、变压器绕组绝缘电阻、吸收比试验、绕组tgδ测试、泄漏电流测试等，上述试验数据均正常。2.2原因分析对于新投运的变压器来说，特征气体含量(除C2H2外)有一定的变化当属正常现象，因为在电场、热作用下，油中水分解、绝缘材料热分解会引起气体含量一些变化，当然这些变化量应在规定的范围内，并趋于稳定。如果特征气体含量超过规定要求，H2含量大于150μL/L、总烃含量大于150μL/L、C2H2含量大于5μL/L时，均需引起注意，数据显示H2含量已远大于规定的150μL/L要求。在《电力设备预防性试验规程》DL／T596—1996中对CO、CO2的含量没有作出具体要求。《变压器油中溶解气体分析和判断导则》DL／T722—2000中对CO含量正常值提出了参考意见，认为密封室变压器其正常值约800uL／L。如总烃含量大于150μL/L，CO、CO2气体含量显著变化则反映了设备内部绝缘材料老化或故障现象，显然这一现象不存在。电弧、火花放电、局部放电、油和固体绝缘热分解、水分解等因素均可引起H2含量升高。特征气体C2H2含量稳定无变化，可排除电弧、火花放电的可能。油和固体绝缘热分解可引起特征气体H2、CH4、C2H4、C2H6、CO、CO2变化，实际上烃类气体含量变化不大，变压器油温一般在45～60℃间，故变压器无整体及局部过热现象。局部放电要产生H2和CH4，随着温度升高，相继产生C2H6、C2H4，从烃类气体含量的变化看应无局部长期放电现象。特征气体H2含量超标，而其他烃类气体成分含量变化不大，客观上可大致判断为设备受潮或进水。回顾变压器运输、安装过程，正值春初多雨之时，安装前变压器本体充氮保护，安装当日上午晴空无风、相对湿度低于75%，满足安装条件，然而下午天气忽转阴雨，安装工作不得不马上中止，虽及时将变压器本体密封并抽真空、充氮保护,这一过程中难免有潮气浸入；第二次安装时，因进度原因，本体再次抽真空、充氮保护；另外，相关附件如连接管道、套3管等，其端部接触面均有受潮现象，安装时仅清扫干净未采取进一步的处理。故变压器本体内部受潮的可能性非常大。此外，变压器内的不锈钢材料可能在加工过程中或焊接时吸附氢而运行后又缓慢释放。综上分析，变压器油中特征气体H2含量大幅上升的主要原因应是变压器内部受潮引起。据有关研究资料，变压器本体总水量中，有99％存在于固体绝缘纤维中，只有1％以下的水分存在于变压器油中，这主要是因为纤维素对水具有强大的亲和力。固体绝缘中的水份只有在温度大于80℃时，才会从绝缘层表面逸出溶入油中，当温度下降后，又会吸附上绝缘层，因变压器油一直运行在70℃下，故油中水含量几无变化，变压器油微水含量分析试验反应不出受潮现象。变压器绕组绝缘电阻、吸收比试验、绕组tgδ测试、泄漏电流试验正常，说明变压器绝缘仅表面受潮。3处理措施与效果经与制造厂家联系，于9月初将变压器改检修，进行缺陷处理，针对变压器绝缘表面受潮、H2含量超标这一现象，采取二个处理措施，一是对变压器油进行脱气处理；二是抽真空去除变压器内绝缘层表面潮气。将变压器油全部排入油桶,，现场用ZLJ-200二级真空滤油机进行循环加热脱气处理，油温加至60℃，经三天不间断的过滤，油色谱分析试验数据合格，如下：试验日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO22005.9.1319.331.930.450.250.0942.28247.39同时用真空泵对变压器本体进行抽真空工作，如图示将真空泵与滑阀（6）连接，吸湿142025134252471282316216131591.储油柜（密封）2.手孔盖板3.气囊4.排气塞5.吸湿器管6.临时滑阀7.真空表8.滑阀9.油箱滑阀12.排油阀13.真空泵滑阀或逆流止回阀14.油表15.真空泵16.变压器吸湿器20.滑阀21.闷板23.气体继电器24.排气管25.油表26.排油阀26变压器抽真空连接示意图器（16）先拆下，端口用闷板密封，真空表接于排油阀（12）上，变压器各排气塞均关闭，滑阀（8）与（20）打开，各组散热器与油箱的连接阀也应打开（散热器一起抽真空），经查无误后，打开滑阀（6）和真空泵逆流止回阀（13），启动真空泵进行抽真空。要求真空度（残压）≤1mbar(1Pa=0.01mbar)，在必要真空达到后，最低抽真空时间≥24h，实际上在变压器4油脱气期间，一直对本体抽真空至开始加注变压器油时为止。当油位加至离油箱顶还有10cm距离时，暂时停止注油过程，又继续抽真空24小时。然后加满油。相关试验合格后，于9月13日，二号主变压器投入运行，运行后的油色谱跟踪分析试验数据如下，油中H2含量趋于稳定，符合规程要求。试验日期H2CH4C2H4C2H6C2H2COCO22005.10.1321.711.960.490.260.0946.01267.42005.11.1035.132.890.650.300.1065.32327.442006.05.0531.582.920.630.390.09105.14398.672006.06.0531.493.030.630.410.08117.97488.85经抽真空及脱气处理后，变压器内绝缘表面受潮故障得到有效消除，油中特征气体含量稳定，二号主变压器可靠运行。4结论变压器的安装工作及为关健，其工艺好坏直接影响变压器的安全运行，除了应认真遵循设备安装说明及相关检修标准外，我们还应考虑作业环境、气候变化、附件存放等因素，要有应对措施，把好每一环节，从而确保变压器可靠、安全运行。参考文献1变压器安装说明/西门子变压器有限公司2电力变压器检修导则DL/T573-953变压器故障诊断与修理/赵家礼、张庆达等编著—北京：机械工业出版社，1998.94电力设备预防性试验规程DL/T596-19965变压器油中溶解气体分析和判断导则DL／T722—2000作者简介袁章福男1969.2工程师从事水电厂电气一次设备点检工作电话：[phone]，E-mail：[e-mail]程振伟男1968.10工程师从事水电厂电气设备高压试验工作电话：[phone]