500kV变压器油含气量检测及异常分析

500kV主变绝缘油含气量超标的分析与处理摘要：大容量变压器是发电厂的重要设备，其运行时会产生巨大热量，故一般采用强迫油循环散热方式，保证变压器正常运行。

绝缘油在电场和热的作用下可产生气体，油中含气量的高低对变压器绝缘有较大影响，若绝缘油气体含量超标，会形成气泡，降低绝缘性能，聚集在绝缘纸层内或表面时容易产生局部放电，并加速油品和绝缘材料的老化，若油中的含气量高，一旦温度和压力变化，将使气体逸出，导致气体继电器动作报警，甚至引起断路器跳闸。

严重时导致主绝缘击穿，影响设备安全运行。

关键词：含气量；气泡;局部放电1 设备概况某电站电站共5台机组，主变为500kV单相变压器，每3台变压器构成一组三相组合式变压器，冷却方式ODWF。

该主变于2015年12月投入运行，2016年12月送检发现3号主变B相含气量超标，后期增长趋势较为明显，随后A相也超标。

2017年11月对3号主变进行了密封性检查热油循环处理，但运行后，含气量再次增长。

2018年4月，3号主变油样送检发现B相含气量超标（4.77%）。

且三相含气量均增长比较明显。

2018年8月送检数据中，A相含气量也出现超标（3.09%）。

《运行中变压器油质量标准》(GB/T7595)规定500kV变压器运行中绝缘油含气量不大于3%。

2018年11月3号主变B相绝缘油送检结果检出微量乙炔（含量为0.1μL /L，注意值为1μL /L）。

3 原因分析油中含气量是指以分子状态溶解在油中的气体所占油体积的百分含量。

主要指油中溶解的7种特征气体（H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2）以及O2、N2等总的气体含量。

变压器绝缘油中溶解气体主要来自两个方面:一是由于变压器内部过热或火花放电故障所产生的气体，二是来自于外部的气体侵入。

由于变压器油中紧含气量增长，其余指标未超出标准，排除变压器有内部过热或火花放电故障可能。

因此判断其含气量超标主要原因是油中混入了空气。

变压器油中气体含量超标分析报告针对我公司近期发现的产品中油气体含量超标问题，3月13日到4月28日期间对我公司生产的油变/美变产品进行了油的气体含量测试，共计抽检39台次（见附表），统计结果归纳如下：1.变压器油进货检验，从油车中共抽取6次，气体测试全部合格；2.对油罐内的油抽检4次，有1次不合格，乙炔超标；3.滤油机滤油后抽检6次，有2次不合格，1台乙炔和氢气超标，1台氢气超标；4.对8台产品成品试验合格后抽检，有2台不合格，1台为美变氢气超标，1台为有载调压油变氢气超标；5.对4台产品成品试验耐压击穿后抽检，4台均不合格，乙炔超标；6.对3台产品进行负荷开关操作（操作前气体含量合格）后抽检，有2台不合格，均是氢气超标；7.对8台出厂返修产品抽检，有7台不合格，均为乙炔超标。

从以上统计结果可以发现：第2、3项的气体含量超标，说明在油罐、滤油机、管道中有残留气体存在。

经查实我公司现在的注油管道和回收油管道是同一个管道，在回收含有气体的油的同时会残留一部分在管道(管道长约30米)内，又和新油一起注入产品中；第4、6项的气体含量超标，说明在负荷开关的操作过程中由于电弧导致变压器油产生氢气，有载分接开关的操作也会使变压器油产生气体；第5项的气体含量超标，说明耐压击穿后会产生乙炔；第7项的气体含量超标，先看看下表：注：（1）.纯油中不含CO，只是在绝缘中产生的；由此判断如油中含有CO，则肯定为回收油；（2）. H2在任何温度下都可能产生，因氢气的来源非常广泛。

但如果氢气附加甲烷产生，一般认为有局部过热；如果氢气附加乙炔产生，一般认为有局部放电。

另外还有两方面原因可能会有乙炔、氢产生，一是在油箱内循环滤油,其由静电可能产生乙炔；二是真空滤油机加热器漏油（加热管开裂）、轴承套磨损、真空泵有微小的漏洞，在高真空状态下，有气体被吸入真空罐，高速气流产生的高温可能达到700℃以上，从上表可以看到，这也可能会产生乙炔。

Power Electronics •电力电子Electronic Technology & Software Engineering 电子技术与软件工程• 237【关键词】变压器 含气量 色谱500kV 变压器按照《电力设备预防性试验规程》相关规定的要求，运行中变压器油每年应进行油中含气量、水分、击穿电压、介损等进行相关试验，试验时发现变压器油中含水量大于3，超过规程要求值，绝缘油色谱、微水、绝缘强度及介损数值等均正常。

针对此现象，结合现场实际，开展一系列检查及判断试验，为含气量超标的分析判断和处理方法提供指导意见。

1 经过某电厂500kV 变压器2013年投入运行，投运后两年内变压器油中含气量均在0.9以内，2017年6月份油中含气量达到6.3，调取同时期的油中溶解气体色谱分析数据、油中水分数据、油击穿电压数据、介损数据，并缩短试验周期，对以上数据多次测量，发现油中总烃含量、乙烯C 2H 4、甲烷CH 4、油中水分、击穿电压、介损等均在规程规定值范围内，未发现异常。

考虑到试验仪器和试验人员可能对数据产生一定影响，同月重新取样将油试品分别送至安徽某电力研究院和浙江某电力研究院，数据反馈仍大于规程要求值：一般不大于3。

同时将试验数据，与变压器装配的油在线监测装置进行对比，各项数据含量比较接近，在线监测装置中显示含氧量较大，说明油在线监测装置的数据比较准确可信。

2 原因分析2.1 含气量排查（1）变压器在安装前已对油进行检测，油中含气量在正常范围，运行3年期间试验正常，可以确定非油本身原因造成。

（2）充油电气设备如果发生电气故障，油中氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳的含量会变化及结合产气速率可大型变压器油中含气量异常处理方法及原因分析文/杨联联进行有效判断，氧气和氮气可作为辅助判断指标。

对以往及缩短试验周期的数据进行分析发现，油中总烃含量、甲烷CH 4、乙烯C 2H 4、油中水分、击穿电压、介损等均在规程规定值范围内，通过取样比较，CO 2/CO 的比值小于7大于3，CO 2绝对产气速率尚未超过注意值200ml/d ，CO 2增长不涉及变压器固体绝缘，CO 2单一增长原因，可能为变压器油从空气中吸收的CO 2。

500kV变压器绝缘油含气量超标分析与处理2云南红河泸西供电局，云南红河 652499摘要：对500 kV变压器的绝缘油进行测试，发现造成绝缘油含量超标的原因，并进行相应的处理，为今后500 kV变压器的正常使用提供了有益参考。

本文根据电站工程实例，结合工程实例对其理论及规范进行分析，并将此方法与现场实际相结合，对其他变压器故障的查找与处理有一定的参考价值，值得电力公司大力推广。

关键词：500kV变压器；绝缘油含气量；超标处理一、变压器绝缘油含气量超标的原因2018年和2019年，对主变绝缘油进行了2次层析测试，发现H2、CO、CO2及有关气体的含量都是正常的。

通常绝缘油中的空气含量是由两个方面引起的：一是由于内部的原因，例如火花放电或高温等引起的气体；二是外来的气体也会进入。

由此可以断定，该工厂的含气量超标是由于密封不好造成的空气混入而造成。

根据现场实际，对有问题的变压器进行了如下的系统检修。

(1)对容器进行泄漏检测。

本体的各种密封接头，外壳的焊接，以及支架的底座都要仔细检查，以保证不会有渗漏。

分析了罐体与反应器之间的连接，并在罐子和罐子尾部涂上泡沫，并对其进行了加压。

(2)油管、法兰和排气阀门的密封。

检查螺栓，排气塞，外观，油垫和气缸连接的阀门是否牢固。

对箱体及垫圈的固定螺栓进行了检验，发现其表面平整，无变形、无扭曲现象。

(3)在停止使用容器密封的检验装置后，拆卸吸湿器，关闭阀门，向衬垫中注入高纯度的氮气，使压力逐渐下降至0.025 MPa。

经过仔细地储罐、冷却器、气体及相关管线的检查，确认无任何渗漏或从储罐中流出。

这时在操作中产生负压的装置，例如管线和潜油泵，都要进行检测。

通过对第一、五组油泵进口凸缘的分析，发现油泵与管路凸缘之间的接触表面并不紧密，由于温度过低，油封部位会发生收缩，从而造成泄漏。

在潜水泵正式使用过程中，由于内腔的负压，油管法兰很容易吸入空气，而一旦进入变压器就会和绝缘油产生化学反应。

500kV大型变压器油中含气量超标原因分析及处理方法浅析温成明摘要：本文以糯扎渡电站500kV 6号主变B相绝缘油中含气量超标事件为例，介绍了500kV大型变压器油中含气量检测的方法与含气量超标后对变压器的危害，提出了处理方案，根据处理方案完成对500kV 6号主变B相油中含气量超标的处理，收到了良好的效果，为正确排查及处理类似问题提供了一些借鉴与参考。

关键词：变压器；绝缘油；含气量；超标1原理描述1.1电站概况糯扎渡电厂发电机与主变压器采用单元接线方式，主变压器采用单相变压器组型式，中性点直接接地运行。

全厂安装有27台500kV主变，主变型号DSP-241000/500，型式单相强迫油循环水冷无载调压升压变压器，高压侧额定电压 ,低压侧额定电压18kV，连接组别为三相YNd11，变压器油标号为25号。

1.2变压器油中含气量超标的危害随着变压器运行时间的推移，变压器绝缘油中含气量会出现缓慢增加。

对于500kV大型变压器，当油中含气量超过3%时，会加快绝缘油老化过程，使其绝缘性能明显下降，严重危害变压器的安全稳定运行。

变压器油中含气量是指溶解在绝缘油中的气体含量，包括氧气、氮气、烃类气体、一氧化碳和二氧化碳等。

在常温、常压下气体在油中的溶解度约为10%，其主要成分为空气中的氧气与氮气，在一定条件下油中气体会超出饱和量而析出气泡。

对于大型变压器，当温度和压力骤然下降时，气泡在电场力的作用下会被拉成狭长体，引起绝缘局部放电，甚至发生闪络，加速变压器绝缘老化进程。

1.3运行油中含气量超标的主要原因分析导致变压器运行油中含气量超标的主要原因如下所示：1）变压器本体及油管路密封不良，导致密封处存在渗漏，空气通过渗漏部分融入变压器油中；2）储油柜密封破坏，导致空气通过密封点与变压器油接触。

如胶囊密封式储油柜的胶囊破损、连管阀门关不严等；3）变压器内部油流形成负压区，容易造成空气进入。

如潜油泵法兰连接处螺栓松动导致的空气进入；4）变压器内部过热或火花放电故障所产生的气体。

500 kV变压器油中气体组分异常的诊断方法作者：马雯君来源：《硅谷》2014年第23期摘要若大型变压器存在内部故障对电力系统的可靠性造成很大的威胁。

采用色谱分析法来监控变压器油中气体组分的含量，是确保变压器安全可靠的重要方法之一。

本文论述了基于油中溶解气体色谱分析法在变压器在线监测中的应用，分析了异常气体组分，为判断变压器故障提供指导。

关键词变压器油；气体；绝缘；色谱分析；在线监测中图分类号：TM406 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）23-0101-01在变压器内部，若出现过热以及放电等故障时，可能使故障点的物质分解成气体，生成的气体将溶入油中。

对于一般变压器，由于其场强相对较低，但若是在500 kV的变压器中，由于变压器内部场强非常大，溶入油中的气体容易被电离出来形成气泡。

若气泡足够大，被极化后极有可能导致变压器的绝缘遭受破坏，引发电力设备的事故。

根据质量标准，对于运行的500 kV变压器中，其变压器油中气体总含量不应超过3%。

及时测量变压器油中溶解气体的组成及其含量能够体现出变压器内部的绝缘状况，在市局运行中通常采用油色谱分析法。

这种方法对诊断电压器的局部潜在性的故障十分有效。

随着技术的发展，在线监测变压器油中气体逐渐推广开，能够实时监测到变压器出现的故障，本文阐述了其应用说明。

1 气体组分的分析根据不同的故障类型以及故障发展的程度，变压器油中的气体组分不同。

若变压器油中的气体含量出现异常，通常是出于两种因素。

其一是由于变压器内部出现放电故障或过热，其二是由于变压器箱体的密闭性不良导致外部空气进入变压器的内部，致使变压器油中气体含量异常。

当导线过电流或铁芯局部温度过高，导致绝缘材料局部过热时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。

若是绝缘油局部过热，则可能释放甲烷、乙烷、乙烯以及氢气，若温度过高，则会出现乙炔。

若变压器绕组匝间或相间绝缘击穿，主要产生氢气以及乙炔。

若绕组短路或绝缘大面积被击穿等严重故障，此时放电电流很大，产生的大量气体来不及溶入变压器油中，主要成分为氢气以及乙炔。

500kV变压器油中含气量数据异常分析与处理摘要：本文从某500kV变电站主变压器油中含气量数据异常出发，结合变压器密封性试验检查，确认胶囊和储油柜之间的密封垫老化问题、胶囊泄漏隐患，并及时更换密封垫、胶囊。

通过胶囊返厂气密性试验，验证了试验和分析的结论。

关键词：油中含气量；胶囊；密封性试验0 引言随着变压器不断向着高电压、大容量的方向发展，气体在变压器中对油纸绝缘的潜在危害已越来越被人们认识和重视。

正常情况下，变压器油中溶解的气体主要是氮气和氧气，当气体中的含氧量高时，将会加速绝缘油的老化和使油氧化，进而腐蚀固体绝缘，加速变压器的绝缘老化进程，缩短变压器的使用寿命。

除氧气的影响外，油中总含气量的大小对变压器的安全运行也有不可忽视的影响，含气量过高超过绝缘油的溶解能力（一般为 10%），绝缘油中溶解的气体将以气泡的形式析出，某些部位的气泡将发生低强度起始放电，使油分解产生更多气体，这些气泡在上升过程中会聚积在绕组表面和长垫块等高电场区域，随着变压器运行时间的延长，气体会越来越多，放电将越来越强烈，最终严重影响变压器绝缘而导致设备损坏。

1 历年数据试验检测及跟踪（1）某500kV变电站主变压器采用分相结构，其型号为ODFS-250MVA/525kV分，于 2006 年 12 月投运，变压器采用隔膜密封形式，所用胶囊属于第一代产品，胶囊与储油柜直接用螺栓连接，胶囊本体没有连接气嘴，其变压器油中含气量检测方法采用真空压差法。

（2）截至2017年5月变压器含气量检测跟踪情况如表1所示，截至2012年6月变压器A、B、C相油中含气量均超规程规定值3%。

2012年7月对变压器本体及附件检查未发现浸油现象，对三相绝缘油进行真空滤油处理，截至2015年3月变压器A、B、C相油中含气量均又超规程规定值3%。

表1 变压器历年油中含气量检测结果（3）变压器每季度进行一次油中溶解气体色谱检测分析，通过色谱数据分析，色谱检测数据较为稳定，色谱各项数据均在注意值范围内，且无明显增长趋势，故可以判断变压器内部不存在过热和放电故障。