一起变压器总烃超标原因分析与处理

变压器油中总烃含量超标分析与处理发布时间：2021-12-31T08:00:15.280Z 来源：《电力设备》2021年第11期作者：周景艺[导读] 采用两机一变的出线形式，两台发电机组于2010年5月正式并网发电。

（国家能源集团贵州电力有限公司红枫水力发电厂贵州清镇 551400）摘要：该文主要针对变压器油中总烃含量超标这一现象，对造成该现象的原因进行了阐述与分析，通过采取相应的处理措施，对比处理后取得的效果，供今后类似故障处理参考。

关键词：主变压器、总烃、超注意值、主变大修、分析处理1.概述岩寨水电站位于贵州省台江县境内清水江一级支流巴拉河上，电站装机容量为25MW，共装有两台12.5MW混流式机组，设计多年平均发电量为1.0亿kW.h，采用两机一变的出线形式，两台发电机组于2010年5月正式并网发电。

岩寨电站主变压器型号为S10-31500/110为110kV三相双绕组铜芯油浸式无励磁调压升压变压器，额定容量31.5MV A，额定电压（121±2×2.5%）/10.5kV，变压器为户外使用高压侧经油套管与110kV母线连接，低压侧经油套管通过10.5kV母线接至发电机。

2.故障情况主变压器自2010年投运以来已经连续运行9年，该台主变于2014年经油色谱测试发现总烃值达到216.51uL/L，至2019年4月总烃值已达到408.65 uL/L，早已超GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》所规定的总烃含量150uL/L的注意值。

3.变压器油中总烃含量超标情况原因分析岩寨电站主变2014-2019年，选取每年两次同一时间段取样结果分析，油中溶解气体检验数据如下（判断标准GB/T 7252-2001）。

气体含量单位:μL/L（表1）通过数据观察，2014年9月，主变绝缘油色谱数据显示，总烃含量216μL/L，已超过规程规定的注意值150μL/L，且至2019年逐年呈上升趋势，根据此情况展开分析。

35千伏所用变氢气、总烃严重超标诊断分析与处理摘要：针对新改扩建工程采购的35千伏所用变压器，投产不久后发生多起氢气、总烃升高的事故，通过解体油色谱异常的所用变，从结构、设计及制造工艺等方面分析运行中的35千伏所用变出现氢气、总烃升高的原因。

并提出相关处理措施。

关键词：所用变、取油试验、氢气、总烃、绝缘引言35千伏所用变是电力系统中重要设备，主要提供变电站内的生活、生产用电。

所用变的可靠运行，给设备运维单位提出更高的工作要求。

xx供电公司2018年-2019年实施的基建工程、技改工程投产的所用变在运行过程中氢气、总烃严重超标的问题异常突出。

所用变的供应商经多次尝试整改，最终找出35千伏所用变氢气、总烃超标的根本原因，保证了设备供电可靠性。

一、所用变第一次取油检测2018年12月25日，对35kVxxx变电站1号所用变取油试验分析中发现：本体氢气、总烃含量超标（H2含量2381.263μL/L，总烃含量173.025μL/L）。

初步原因分析：高压线圈首头端绝缘部位有局部放电造成变压器油裂解产生氢气。

处理措施：重新生产1台所用变，主要将高压线圈首头端绝缘加强，增加端部绝缘垫块与绝缘纸板，提升首头、分接引线绝缘强度。

（根本问题未解决）二、第二次更换所用变取油检测2019年01月31日，跟检氢气含量无明显变化，但总烃含量明显增加（H2含量2350μL/L、总烃含量346.422μL/L）。

两次试验氢气、总烃严重超标，并且数据已成倍增长。

（数据见下表）初步原因分析：现场气温（白天与夜晚）温差较大，所用变储油柜内的空气结露，导致所用变油中水分增加进而产生氢气。

处理措施：改变所用变储油柜结构，将原来敞开式储油柜改为储油柜胶囊。

减小所用变油与空气接触及所用变油中水分。

（根本问题未解决）三、第三次更换所用变取油检测2019年4月10日更换同厂家另一台所用变后，4月25日取油样分析氢气含量仍然超标（H2：884.781μL/L，乙炔：0.139μL/L）。

变压器总烃超标故障分析和处理作者：吴梦可来源：《硅谷》2014年第22期摘要变压器绝缘油中各类气体的含量能反映充油变压器的工况。

定期对变压器油进行色谱分析，是提早发现变压器运行隐患的重要检测手段。

本文描述了浙江浙能镇海发电有限责任公司220kV#3主变油样色谱总烃超标故障分析、检查和处理的全过程。

该故障的分析处理对同类故障判断有指导意义。

关键词变压器;总烃超标;三比值法;色谱分析中图分类号：TM855 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0125-02浙江浙能镇海发电有限责任公司220 kV#3主变为户外三相五柱双绕组强迫导向油循环风冷无载调压变压器，型号为SFPB-240000/220，额定电压为242/15.75 kV，额定容量为260MVA，由保定天威变压器厂于1985年3月出厂，12月投产，2003年配合机组进行增容改造。

2011年3月进行变压器油定期色谱分析时发现总烃超过注意值，随即增加油色谱分析频率收集数据进行追踪分析，采用三比值法初步判断变压器内部故障性质和类型，同时采取相应的措施进一步确认故障点。

1 事件经过#3主变2011年3月28日例行油色谱试验数据异常，总烃值达792.7 uL/L，总烃严重超标。

由于系统用电负荷缺口较大，且总烃值日产气速率未剧烈增加，故先在运行中进行故障分析和查找。

1）初步检查。

为了更好地分析变压器的故障原因，缩小故障原因的范围，决定先收集总烃含量与主变运行情况的相关数据，包括变压器温度和变压器负荷等。

①对变压器本体、高压侧套管，高压侧升高座及潜油泵等处进行红外成像检测，未发现明显异常过热点。

②调节机组无功功率，观察变压器负荷其对总烃影响，未发现明显关联。

③切换各组主变冷却风扇，观察潜油泵对总烃影响，未发现明显关联。

④用钳形电流表测量主变铁芯接地电流，未发现异常增大。

从上面相关检查可以看出，总烃与变压器运行情况无明显关联。

故决定进一步缩短变压器油色谱跟踪周期，排除取样和试验影响因素，若发现乙炔存在增长趋势，立刻停机检查。

变压器色谱超标缺陷的分析查找及处理毛猛(秦皇岛发电有限责任公司，河北秦皇岛066003)应用科技睛要】变压器色谱试验发现故障非常灵敏，但不能确定故障部位。

本文针对秦皇岛发电有限责任公司≠≠4主变压器色谱数值超标的缺陷，对如何确定变压器缺陷部位的试验方法及缺陷部位的处理方法进行了阐溉’饫键阗】变压器；龟谱；缺陷；分析处理1问题的提出增长较侠。

变压器是发电厂的主要设备，如果发生事故，损失将非常巨大，直接和间接的经济损失无法估量。

为了保证变压器能够安全稳定运行，对变压器应采取有效的手段进行运行中的在线跟踪检查是必不可：》的。

运行中对变压器的监测手段有如下几种：红外测温：油色谱化验：铁心电流监测。

其中：红外测温比较容易发现外部缺陷，而油色谱分析对发现内部故障非常灵敏。

该公司长年坚持上述各种监测手段，时刻监视着变压器的安全。

以该公司4号主变为例，2005年历次色谱分析数据如表1：表l4号主变2005年色谱数据日期6月“日9月30日12月8日氢(1乇)9．311．19．8一氧化碳(∞)337．6385．74l O．2甲脘(c H‘)14．1i9．221．3二氧化碳(c0：)鞠∞．23152．92436．4乙烯fc．且)7．814，81下．1乙炷f c：R)3．60．35．7乙墩(c岛)O O O总烃(c1+c2)25．53T．444．O散水m g／L8．37．82．O报告表明变压器运行正常。

下面是2006年3月31日一季度色谱分析数据，见表2表24号主变2006年3月31日色谱数据日期2006年3月31日氯(}l：)38．4一氧化碳(co)560．1甲烷(rI t‘)59．1二氧化谬(c0；)26鹎．8乙烯fc：l I．)72．6乙烷(c：l I‘)14．1乙炔(c：№)O总烃(c1+c2)145．7微水-z／L5．7色谱分析发现油中总烃上升明显，达145．7u U L(注意值为150u L／L)，已接近饺压器油中溶解气体分析和判断导贝哆(以下简称导则)注施由于油中总烃含量明显上升，于是缩短了检测周期，由原来的每季度一次缩短为每天一次。

变压器油烃值超标分析及处理方法探索【摘要】变压器中油的烃值是反映变器运行是否正常的一个重要指标，本文对运行中变压器油的气体异常现象，根据有关技术导则并针对实际运行维修状况进行综合分析处理，较好的解决了这一设备异常现象。

【关键词】变压器油；色普分析；三比值法；总烃；产气率电力变压器是电力系统中极其重要的电气设备之一，它在电力网络中担负着变配电的重要角色。

变压器一旦出现故障将对整个电力网络的正常供电造成巨大的影响。

特别是向煤矿供电的矿区供电网络这类安全要求很高的一级用户，将会造成极大的危害，不仅会造成巨大的经济损失，还有可能引发重大的人身、设备事故。

尽管目前电力变压器是一种相对运行稳定性和可靠性比较高的设备，但它在电力系统中所占的故障比例还是可观的。

因此搞好电力变压器的维护、检测和预防性试验就显的尤为重要。

下面就我厂#1主变压器发现气相色普异常，共同探讨利用三比值法分析判断变压器内部异常原因的运用。

达竹煤电（集团）公司渡选煤发电厂有两台SF7─8000/35变压器，为重庆变压器厂1996年6月生产制造。

按照《电气设备预防性试验规程》规定，对变压器油的色普检测周期为每年一次。

2008年2月25日达州电业局出据的油气分析报告为：1#主变总烃1828.66μL（汽）/L（油），色普检测报告参数见表一，较《规程》规定的150μL标准超出12.19倍，这反映出变压器内可能存在局部高温发热的严重隐患。

对如此严重的隐患不得不引起我们的高度重视，为了弄清原因防止误判，于2008年3月7日再次取油样进行色普检测，同样总烃值高得惊人，达到1799.34。

二、采用试验手段检测分析1、直流耐压及泄漏试验2、线圈各档下直流电阻根据以上电气参数检测未发现有异常现象，当然仅通过这些检测方法难以作出全面的判断。

若要检查内部线圈状况，必须要进行吊大盖抽芯检查，该变压器为钟罩式结构，吊大盖必须把变压器油箱内的油全部放完。

这样做将对发电生产造成一定的影响，更重要的是对矿区电网的安全运行带来严重威胁。

妈湾电厂#4主变油中总烃含量严重超标分析报告一、引言妈湾电厂#4主变油中总烃含量是衡量变压器运行状态的关键指标之一。

总烃含量的异常超标可能导致设备损坏、安全隐患等严重问题。

本报告对妈湾电厂#4主变油中总烃含量严重超标的原因进行分析，并提出相应的解决方案。

二、现状分析1. 总烃含量异常超标的表现通过对妈湾电厂#4主变油的抽样检测发现，总烃含量严重超标，达到正常含量的两倍以上。

这种超标情况存在一定的危险性，可能导致变压器设备的损坏。

2. 可能的原因分析（1）操作不当：变压器设备在运行过程中，操作人员未能按照规定的标准进行操作，导致油中污染物超标。

（2）设备老化：变压器设备长时间运行，设备老化导致油中总烃含量超标。

（3）油质问题：变压器油质量不合格或者油质老化，导致总烃含量异常超标。

三、解决方案1. 规范操作：对操作人员进行规范的操作培训，严格按照规定的操作标准进行操作，避免因为操作不当导致总烃含量超标。

2. 设备维护：对变压器设备进行定期维护和检查，及时排除设备老化的问题，保证设备的正常运行。

3. 油质管理：对变压器油进行严格的质量管理，确保油质量符合标准要求，及时更换老化的油品。

四、效果评估通过以上解决方案的实施，妈湾电厂#4主变油中总烃含量得到了有效控制，达到了符合标准的水平。

经过一段时间的持续跟踪和监测，总烃含量的超标情况得到了有效的改善，变压器设备的安全运行得到了保障。

五、结论总烃含量异常超标对变压器设备的安全运行造成了一定的影响，但通过规范操作、设备维护和油质管理等措施的实施，成功解决了这一问题，保证了设备的正常运行。

我们将继续采取有效的措施，保障妈湾电厂#4主变的安全运行。

500kV主变总烃超标故障分析及处理王金宝（上电江苏阚山发电有限公司，江苏徐州 221134）摘要：利用变压器油色谱分析，可以及早发现变压器及其它充油电气设备的内部潜伏性故障，是绝缘监督的一种重要手段。

这一检测技术可以在设备不停电的情况下进行，而且不受外界因素的影响，可定期对运行设备内部绝缘状况进行监测，通过色谱数据可判断出设备的可靠性及数据异常时所采取的检修策略，从而避免电网事故的发生。

关键词：总烃、气相色谱、高温过热、烧结短路0引言:江苏某电厂＃2主变型号：SFP-720MVA/500kV，强迫油循环非导向冷却，三相共体发电机升压变压器，额定电压：525+-2x2.5%/20kV，由重庆ABB公司生产制造，2007年10月投运。

2012年8月21日，对#2主变油进行色谱分析，发现总烃、已炔含量呈上升趋势，但在合格范围内。

该厂对油色谱进行跟踪分析，发现总烃、已炔变化速率超标，到8月28日总烃含量突变达到422ul/l、已炔大于1 ul/l，通过色谱分析的异常数据判断此变压器是高温过热（高于700℃），内部存在故障，需立即停运进行大修，经吊罩检查发现C相高压线圈上部第6段到第7段S型换位处的组合导线内一根小线焊接处熔断，并与相邻绝缘的另一根小线烧结短路。

该故障判断与处理对电力同行变压器预防性维护具有较高的指导意义。

1变压器油色谱异常分析1.1气相色谱判断故障的方法1.1.1按油中溶解特征气体含量与注意值比较进行初步判断。

特征气体主要包括总烃(C1+C2)、H2等。

由于变压器油在不同故障下产生的气体有不同的特征，因此，可以根据气相色谱检测结果和特征气体的注意值等对变压器故障性质做出初步判断。

变压器内部裸金属过热引起油裂解的特性气体主要是甲烷、乙烯，其次是乙炔。

正常的变压器油中很少或没有这种低烃类气体，如果油中这类气体含量大增，可能是属于裸金属过热，如分接开关接触不良，引线焊接不良等。

变压器内部放电性故障的特征气体是乙炔，正常的变压器油中不含这种气体，若在分析中发现这种气体，应密切监视发展情况，若增长很快，说明变压器内存在放电性故障。