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缘由分析与处理袁章福 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，消灭油中特征气体H2含量特别超标现象，本文对这一故障缘由进行了阐述与分析，介绍了相应处理措施与实施效果，对相关专业人员有肯定的借鉴作用。关健词 新变压器 油中氢气 单值上升 缘由分析 处理结果0 前 言 变压器是电力系统的重要设备，确保它的平安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，具有免修理、噪声低、低损耗、吊芯式结构、外

2、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，发觉油中H2含量特别上升，超过了规程中规定的不大于150 uLL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，有明显的单值上升特征。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

3、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：45.2 T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:L/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，正方案改造，规定

4、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。2 变压器油中H2含量超标状况及缘由分析2.1 油中H2含量超标状况变压器投运后，按要求定期取油样色谱分析试验，数据如下：气体含量单位:L/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

5、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

6、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、吸取比试验、绕组tg测试、泄漏电流测试等，上述试验数据均正常。2.2 缘由分析对于新投运的变压器来说，特征气体含量(除C2H2外)有肯定的变化当属正常现象，由于在电场、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。假如特征气体含量超过规定要求，H2含量大于150L/L、总烃含量大于150L/L、C2H2含量大于5L/L时，均需引起留意，数据显示H2含量已远大于规定的150L/L要求。在电力设备预防性试验规程DLT5961996中对CO、CO2的含量没

7、有作出具体要求。变压器油中溶解气体分析和推断导则DLT7222000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800 uLL。如总烃含量大于150L/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，明显这一现象不存在。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含量上升。特征气体C2H2含量稳定无变化，可排解电弧、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4560间，故变压器无整体及局部过热现象。局部放电要产生H2和CH

8、4，随着温度上升，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，客观上可大致推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爱护，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，虽准时将变压器本体密封并抽真空、充氮爱护,这一过程中难免有潮气浸入；其次次安装时，因进度缘由，本体再次抽真空、充氮爱护；另外，相关附件如连接管道、套管等，其端部接触面均有受潮现象，安装时仅清扫洁净未实行进一步的处理。故变压器本体内部受潮的可能性格外大

9、。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缘由应是变压器内部受潮引起。据有关争辩资料，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，这主要是由于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，因变压器油始终运行在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、吸取比试验、绕组tg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

10、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，实行二个处理措施，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，吸湿变压器抽真空连接示意图器（16）先拆下，端口用闷板密封，真

11、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，实际上在变压器油脱气期间，始终对本体抽真空至开头加注变压器油时为止。当油位加至离油箱顶还有10cm距离时，临时停止注油过程，又连续抽真空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H2CH

12、4C2H4C2H6C2H2COCO22005.10.1321.711.960.490.260.0946.01267.42005.11.1035.132.890.650.300.1065.32327.442006.05.0531.582.920.630.390.09105.14398.672006.06.0531.493.030.630.410.08117.97488.85 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退，油中特征气体含量稳定，二号主变压器牢靠运行。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平安运行，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，从而确保变压器牢靠、平安运行。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/T 573-953 变压器故障诊断与修理/赵