500kV大型油浸式變壓器含氣量高原因分析與處理

臺山核電合營有限公司 張 峰 孫兆文

變壓器在電力系統中承擔非常重要的作用，特別是500kV大型油浸式變壓器更是作為電站或線路中的關鍵敏感設備，需保證安全可靠的運行。為監視變壓器的運行狀態、及時發現設備缺陷，油樣化驗是常見檢測手段之一。除了常見的H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7種特征氣體檢測外，含氣量也是變壓器油品的重要指標。500kV大型油浸式變壓器在投運前，要求油中含氣量（體積分數）不超過1%，投運后應不大于3%。這是因為隨著投運時間增加，變壓器油在高電壓、高場強下逐步分解、溶解，導致含氣量緩慢增長。變壓器在運行過程中，如發生含氣量超標或快速變化要格外引起注意，需快速定位含氣量異常的原因并處理。

某電廠500kV主變壓器（簡稱主變）由三臺單相變壓器組成，2017年10月投運，為特變電工沈陽變壓器有限責任公司制造，型號為DFP-700000/500TH，冷卻方式ODAF。2019年1月對主變進行例行油化驗試驗中發現C相油中含氣量為3.15%，大于國標中規定的運行中的變壓器油中含氣量不大于3%的規定。A、B兩相化驗結果正常（A相含氣量為0.45%、B相為1.25%）。

1 變壓器油中含氣量超標問題的原因分析及危害

各種氣體在變壓器油中擁有不同的溶解臨界數值，溶解在油中各種氣體的總含量（體積百分比）稱作含氣量。在正常條件下，變壓器變壓器油中溶解氣體主要來自三個方面：外部的氣體侵入。一般為密封不嚴造成的空氣進入，主要表現為N2和O2大量增加，其他無異常；變壓器油中水分解。變壓器在制造、安裝、存儲過程中，變壓油中難以避免會有殘留的少量水分，水分分解導致油中含氣量增加；變壓器內部故障。如過熱或放電等，主要表現在 H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7種特征氣體含量升高，特別是H2、CO、CO2更為明顯。

溶解于變壓器油中的氣體含量較高時會對變壓器的運行造成危害，主要體現在：絕緣強度下降。含氣量較高，意味著變壓器中溶解的氣體會在一定的條件下更容易析出、聚集成氣泡，在變壓器內部高電壓、高場強的環境下產生氣泡放電，導致絕緣強度下降；造成瓦斯繼電器動作。瓦斯繼電器安裝在變壓器本體與儲油柜之間的管道上，當含氣量超標時氣體容易快速析出，沖擊瓦斯繼電器擋板，使相應觸點動作，導致報警或變壓器非計劃停運；加快變壓器油老化。當變壓器油與空氣直接接觸時導致老化加快，分解產生水、酸、油泥等[1]。上述產物導致變壓器油的冷卻作用下降，使變壓器運行溫升增加，進一步加速變壓器油等老化。因此變壓器運維過程中需要加強對含氣量監視，分析并處理，避免發生事故。

2 變壓器油含氣量超標問題分析及現場檢查與處理

首先對變壓器油色譜數據進行分析：結合主變C相2018年6月至2019年1月的變壓器油樣數據集及1月22日油色譜數據分析，三比值編碼為000，判斷為無故障。進一步分析H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7種特征氣體含量穩定且無明顯變化，可排除內部放電、過熱等故障情況。結合如下油樣數據，可以看到主要是N2和O2明顯升高，特別是主變C相N2含量由13311μL/L上升至27138μL/L，二者比值與空氣接近且增加明顯，其他兩相N2含量均小于9300μL/L。因此判斷引起含氣量升高的主要原因，應為外部空氣進入所致。2019年1月下旬主變進行了停電檢查處理。

表1 主變三相N2及O2含量變化

根據電力行業變壓器運行處理經驗，造成變壓器含氣量升高的原因有以下方面：

變壓器本體密封不嚴：大型電力變壓器由于其設計復雜、體積巨大、部件繁多，大量使用閥門及接頭等，如密封不嚴就會有油滲出，在地面形成明顯的油跡。由于上述檢查比較直觀且容易落實，現場檢查變壓器本體、附件、主廠變本體、管道閥門無滲漏油痕跡，因此可能性排除；變壓器負壓區吸入空氣：油泵作為變壓器冷卻裝置的重要組成部分，特別是在強油導向風冷（ODAF）運行模式下，在油泵區域附近易產生負壓區，易導致空氣進入。現場對主變油泵負壓區附近進行全面檢查：校驗法蘭螺栓緊固力矩、檢查表面密封情況，未見異常，因此上述可能性排除。

變壓器在線監測裝置密封不嚴[2]：近年來油色譜在線裝置在大型變壓器中得到廣泛使用，特別是加裝的油色譜管線與變壓器本體直接相連，如果管線密封不嚴、空氣進入導致含氣量上升。由于該主變前期尚未安裝在線監測裝置，因此可以排除其可能性。

變壓器膠囊破裂或固定螺栓松動：該主變為全密封膠囊式儲油柜結構，膠囊通過連接螺栓與油枕頂部相連。如膠囊本身破裂導致油枕內部變壓器油與空氣直接接觸，若膠囊破損嚴重，油位計浮球無法浮動、導致油位計卡住不動。結合巡檢數據，該變壓器未發現此情況。由于膠囊固定在油枕頂部，如連接螺栓松動也會導致膠囊與油枕聯通、含氣量上漲的情形[3]。歷史反饋，主變B相在安裝階段曾發現油位計長期不動，經過現場排油檢查，發現膠囊頂部連接螺栓存在松動的情況，膠囊與油枕連通，空氣進入油枕，導致含氣量明顯上漲。

為進一步驗證油枕及膠囊的密封性，拆下呼吸器，提前準備符合要求的氮氣，使用充氣氣管與儲油柜頂部呼吸口處法蘭相連接。關閉瓦斯繼電器變壓器側閥門，打開氮氣瓶開關，通過儲油柜呼吸器向膠囊內充入干燥、清潔的氮氣，打開儲油柜頂部排氣孔，觀察排氣孔正常溢出變壓器油，證明膠囊密封良好。關閉儲油柜頂部排氣孔，將膠囊氮氣壓力充至0.02MPa并維持8小時進行正壓查漏，持續監視，壓力未下降，未發現漏氣、滲漏油現象，再次驗證主變本體及油枕的密封性能良好。

油枕頂部排氣塞、平衡閥密封不嚴：變壓器經真空注油、熱油循環、靜置排氣，油枕內部呈現負壓狀態。如油枕頂部排氣塞老化等原因導致密封不良，空氣會經排氣塞大量進入變壓器內部。圖1中：1放氣塞、2膠囊、3抽真空聯管、4真空閥、5人孔、6抽真空及接濕器聯管、7指針式油位表、8抽真空法蘭、9集器盒、10放氣管、11注、放油管、12φ80蝶閥、13安全桿、14柜腳、15接污盒、16視察窗。此外，膠囊通過呼吸器與大氣相通，平衡閥實現膠囊與油枕的隔斷，如果平衡閥密封不嚴，也將使油枕與空氣直接接觸，造成空氣進入。

檢查油枕頂部排氣塞無松動且能聽到吸氣聲，未見異常；但檢查平衡閥門狀態時發現平衡閥門盤根松動，當前狀態繼續旋轉3/4圈方可關緊。查閱安裝記錄，該閥門前期存在盤根松動的情況，屬于重發，因此判斷該處位置是故障點之一。隨即對該閥門進行了更換處理。

綜合以上檢查分析，主變C相含氣量超標是因為油枕頂部平衡閥缺陷，使油枕與空氣直接接觸，造成大量空氣進入。上述檢查處理結束后，按照標準工藝流程對變壓器進行熱油循環處理。油樣化驗合格后，變壓器正常投運，對油中溶解氣體檢持續檢測，含氣量等各項參數正常。

表2 主變三相油樣分析報表

3 結語

大型油浸式變壓器的安全穩定運行狀態直接關乎電力安全，因此變壓器油含氣量超標需認真對待，避免缺陷惡化進而導致設備停運。因此，對于大型油浸式變壓器應采取以下措施，及時跟蹤運行狀態。

加強變壓器的日常維護：大型油浸式變壓器在安裝投入運行前，需要嚴格把關包括含氣量在內的各項參數，確保油品合格。投運后做好日常巡檢，特別關注滲漏油及溫升狀態。考慮含氣量會隨運行時間逐漸增長，需要持續監測變壓器油中含氣量等各項參數，做好趨勢跟蹤，監視設備運行狀態。

增加在線監測裝置：近年來，變壓器油色譜在線監測裝置越發重視并得到大面積推廣，通過加裝變壓器在線監測裝置，實現對變壓器油中特征氣體的實時監測，了解和掌握大型變壓器的運行狀態。隨著在線油色譜在線裝置的技術升級，化驗數據的準確性、可靠性已經有了明顯提升；在日常運維過程中，也要注意做好油色譜在線設備的維護，保證設備正常運行。

含氣量超標的應對方案[4]：當離線或在線油樣化驗結果中，發現變壓器油中含氣量超標時，應首先對油樣結果進行復測，如更換測量位置、化驗儀器等，并且應該縮短取樣周期，持續跟蹤趨勢。當確認含氣量指標異常時，應綜合變壓器巡檢數據，如溫升、振動、帶載情況等數據進行分析。如確認是變壓器密封不嚴導致含氣量超標時，應該首先對變壓器進行密封檢查，如檢查變壓器本體、管道、閥門等位置有無滲油，如含氣量持續增加超過3%則加強巡視，及時安排停運進行真空脫氣濾油處理。

結合電力行業變壓器運維處理經驗，需要關注：大型油浸式變壓器的密封檢查涉及范圍廣、工作量大，停運期間需要對所有可能的滲漏點如膠囊、油泵負壓區、排氣塞、平衡閥等逐一排查確認，避免重新投運后油樣結果反復；濾油機作為變壓器真空脫氣濾油處理的專用工具，近期來濾油機本身故障導致變壓器油品超標的事件屢見不鮮，因此各運維單位需要對濾油機開展定期維護保養，檢查設備狀態；并在濾油機使用前進行取樣化驗、試運行等，確保各項參數正常后，方可對變壓器進行濾油操作。

綜上，為了保證設備的安全可靠運行，需要加強對變壓器油的監測分析，做好趨勢跟蹤，及時掌握設備狀態。通過日常巡檢以及油樣化驗等措施，關注變壓器運行參數及油中各種特征氣體的變化趨勢。此外，在進行變壓器油品處理時，可以考慮提高熱油循環時的油溫和真空度，保證設備的長期穩定運行。