王 方，杜 偉

（1.中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電公司檢修試驗中心，廣東 廣州 511400；2.中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電公司惠州蓄能水電廠，廣東 惠州 516100）

500 kV變壓器含氣量超標(biāo)分析及處理

王 方1，杜 偉2

（1.中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電公司檢修試驗中心，廣東 廣州 511400；2.中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電公司惠州蓄能水電廠，廣東 惠州 516100）

變壓器絕緣油含氣量指標(biāo)對大型變壓器正常運行起著至關(guān)重要的評價作用。通過對廣東某水電廠500 kV

變壓器含氣量超標(biāo)的分析及處理過程介紹，提出在主變油回路消缺或檢修工作中應(yīng)注意的問題和相應(yīng)的建議。

變壓器；絕緣油；含氣量；超標(biāo)

對于大型變壓器，若絕緣油含氣量過高，會引起絕緣油局部放電，并加速變壓器的絕緣老化進程。廣東某水電廠共有4臺500 kV主變，在專業(yè)巡維工作中，發(fā)現(xiàn)1號變壓器的在線監(jiān)測儀顯示絕緣油中氣體含量偏高，近半年來含氣量趨勢變化比較快，將油樣送至廣東中試所檢驗，圖1為該變壓器2013～2015年的主變油色譜分析氣體組成成分濃度趨勢圖。最近一次的氣體色譜分析報告見表1，測試含氣量結(jié)果為3.72%，依據(jù)Q/CSG 114002-2011《南網(wǎng)2011版電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》，該含氣量值超標(biāo)。

圖1 1號變壓器色譜分析氣體組成成分濃度趨勢圖

表1 1號變壓器絕緣油色譜試驗氣體組分濃度表

1 原因分析

根據(jù)GB/T 7252-2001《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》，故障氣體的組成和含量與故障的類型及其嚴(yán)重程度有密切關(guān)系。不同故障類型產(chǎn)生的

主要特征氣體和次要特征氣體可歸納為表2所示。

表2 不同故障類型產(chǎn)生的氣體

由表2知，該變壓器油中CO、CO2含量較高的原因可能為：變壓器發(fā)生內(nèi)部油和紙過熱、油紙絕緣中局部放電或油和紙中電弧時，引起主變內(nèi)部固體絕緣熱分解，導(dǎo)致CO、CO2含量明顯增高；另也可能不是設(shè)備故障造成的，空氣通過各種途徑滲到變壓器本體油中，導(dǎo)致設(shè)備內(nèi)部固體絕緣材料的老化過程加快，CO、CO2含量增高。

（1）當(dāng)設(shè)備內(nèi)部發(fā)生放電、電弧、過熱性故障時，由于局部溫度較高，可導(dǎo)致熱點附近的絕緣物發(fā)生熱分解而析出氣體，這些故障產(chǎn)生的特征氣體主要是甲烷、乙烯、乙炔，同時會產(chǎn)生較多的CO、CO2。

《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》中對CO含量正常值提出了參考意見。具體內(nèi)容是：開放式變壓器CO含量的正常值一般應(yīng)在300μL/L以下，若總烴含量超過150μL/L，CO含量超過300μL/L，則設(shè)備有可能存在固體絕緣過熱性故障；若CO含量雖超過300μL/L，但總烴含量在正常范圍，可認(rèn)為正常；但對于密封式變壓器，溶于油中的CO含量一般均高于開放式變壓器，其正常值約800μL/L。由表1及圖1知，該變壓器油中CO含量在正常值范圍內(nèi)，且總烴含量及變化趨勢正常，因此排除主變發(fā)生內(nèi)部故障的可能性。

（2）正常運行中的設(shè)備內(nèi)部絕緣油和固體絕緣材料由于受到電場、熱度、濕度及氧的作用，隨運行時間而發(fā)生速度緩慢的老化現(xiàn)象，除產(chǎn)生一些氣態(tài)的劣化產(chǎn)物外，還會產(chǎn)生少量的氧、低分子烴類氣體和碳的氧化物等，其中碳的氧化物CO、CO2含量最高（這主要是由于從空氣中吸收的CO2、固體絕緣老化及油的長期氧化形成CO和CO2的基值過高造成的）。由圖1知，變壓器正常運行下產(chǎn)生的CO、CO2含量隨設(shè)備的運行年限的增加而上升，說明變壓器內(nèi)固體絕緣材料逐漸老化。

油中CO、CO2含量與設(shè)備運行年限有關(guān)，CO2含量變化的規(guī)律性不強，對于CO的產(chǎn)氣速率，國外有人提出與運行年限之間關(guān)系的經(jīng)驗公式為：

CO μL/L（ ）=374 1g（4Y）

式中Y表示運行年限，單位為年，該式適用于一般密封式變壓器。該水電廠4臺主變至今已運行8年，計算得CO的產(chǎn)氣速率約為562.93 μL/L。由表1知，1號變壓器最近的油色譜分析中CO濃度為602.63 μL/L，該值高很多。說明由于某種原因?qū)е?號變壓器內(nèi)部固體絕緣材料的老化過程突然加快，CO、CO2含量增高。

翻查1號變壓器歷史定檢、臨檢及消缺報告，發(fā)現(xiàn)該變壓器在2015年5月曾經(jīng)更換過冷卻器密封，當(dāng)時的工作是關(guān)閉冷卻器系統(tǒng)與主變本體相連的閥門，將冷卻器系統(tǒng)單獨隔離出來進行排油、更換密封、注油、循環(huán)濾油及回裝冷卻器工作。因冷卻器個別閥門從設(shè)計上不具備抽真空的條件，當(dāng)時注放油過程中可能有部分溶解在油中的氧氣未抽盡，導(dǎo)致變壓器帶電后短期內(nèi)老化速度加快，產(chǎn)生較多CO、CO2。由圖1知，該變壓器在2015年5月后，CO、CO2含量增速很快。針對此種情況，處理方法是將變壓器本體及冷卻器進行循環(huán)濾油脫氣直到油化驗結(jié)果合格。

但也不能排除變壓器有滲漏點造成空氣滲入變壓器油中，必須停電對變壓器可能存在的滲漏點進行檢查，如果排查無滲漏油現(xiàn)象，就可對主變進行循環(huán)濾油脫氣處理。

2 故障排查及處理

停電后對變壓器本體進行了如下檢查：

（1）檢查變壓器本體法蘭、閥門、箱沿、油管等密封連接處螺栓均緊固，無滲漏油痕跡；

（2）檢查主變高壓套管升高座、油箱等焊接部位無漏油跡象；

（3）檢查冷卻器閥門、油管無滲漏油跡象；

（4）檢查儲油柜相關(guān)閥門和法蘭密封面均無滲漏油跡象。

經(jīng)過檢查，發(fā)現(xiàn)變壓器本體無滲漏油點，對主變進行循環(huán)濾油脫氣處理，后續(xù)觀察含氣量變化。

該變壓器內(nèi)部已充滿變壓器油，無法對器身進行抽真空處理，因此采用專用濾油機對變壓器油采取循環(huán)真空過濾的方式進行脫氣處理。在濾油過程中，為防止瓦斯繼電器隨油壓變化頻繁動作而損壞，在瓦斯繼電器試驗按鈕處加裝一臨時支撐桿，以保持瓦斯繼電器內(nèi)干簧管保持打開狀態(tài)。脫氣過程質(zhì)量監(jiān)督依據(jù)Q/CSG 114002-2011《南網(wǎng)2011版電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》，濾油結(jié)束后靜置3 d，取油化驗檢油質(zhì)合格，脫氣處理前后變壓器油試驗數(shù)據(jù)如表3所示。

表3 脫氣處理前后變壓器油試驗數(shù)據(jù)表

3 結(jié)論

絕緣油含氣量指標(biāo)對500 kV變壓器的安全運行至關(guān)重要，對含氣量超標(biāo)的變壓器應(yīng)盡量停電查找漏點并進行真空脫氣處理。今后對主變本體或者冷卻器進行油回路的消缺或檢修工作時，若有排油注油工作，不能單獨個體油回路進行抽真空，應(yīng)當(dāng)對主變及冷卻器整體進行循環(huán)濾油抽真空，確保變壓器絕緣油油質(zhì)合格。

［1］Q/CSG 114002-2011南網(wǎng)2011版電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程［S］.

［2］GB/T 7252-2001變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則［S］.

［3］錢旭耀.變壓器油及相關(guān)故障診斷處理技術(shù)［M］.北京：中國電力出版社，2006.

［4］余國剛，丁國成，陳慶濤，等.一起500 kV主變壓器油色譜異常原因分析與處理［J］.變壓器，2011，48（1）：63-66.

［5］溫念珠.電力用油實用技術(shù)［M］.北京：中國水利水電出版社，1998.

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1672-5387（2016）07-0063-02

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.07.021

2016-04-21

王 方（1984-），女，工程師，從事水電廠電氣主設(shè)備檢修工作。