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主变压器油含气量超标原因分析及处理针对内蒙古京泰发电有限责任公司二号主变压器在检测中多次出现含气量超标的问题，简述含气量超标危害，对二号主变压器进行全面检查，分析含气量超标原因，查找故障点，并通过渗漏点焊接、调整平衡蝶阀、真空滤油等检修技术措施，降低并消除油中气体含量，恢复变压器正常运行。
标签：变压器；含气量；超标；处理变压器是电力系统中输变电能的重要设备，它担负着电压、电流的转换任务，它的安全性能直接影响系统的经济运行，变压器的安全、可靠是通过其内部的绕组及变压器油的绝缘油性能来保证的。
1 设备概况内蒙古京泰发电有限责任公司二号主变为特变电工衡阳变压器有限责任公司制造，型号为：SFP-370000/500，额定容量为370000kV A，额定电压为500kV。
二号主变于2010年3月投运至今，共进行过3次C级检修。
在2012年11月份之前进行的油中含气量检测中，油中含气量最大值为2.39%，在2012年11月份年度例行油化验试验中发现油中含气量为8%（标准为≤3%），随后对变压器油多次取样，送内蒙古电科院对变压器油中含气量进行复测。
2 变压器油中含气量超标危害2.1 降低绝缘强度气体在油中的溶解度具有饱和临界值，在25℃和一个大气压下，可溶解10.8%（体积）的空气。
当小气泡附着在绕组表面逐渐形成大气泡而突然向上浮动时，经高电场区域，可能引起局部放电，并且含气的油在发生局部放电时还会产生二次气泡，进一步危害绝缘，甚至发生闪络。
2.2 加速绝缘老化绝缘油在温度的作用下，如果在接触空气中的氧气，会发生热（氧）老化。
老化的结果除产生水之外，还生成酸和油泥等。
油泥沉积在绕组和铁芯等的表面，会影响冷却效果、也会降低绝缘强度。
2.3 导致气体继电器动作若油中的含气量高，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。
3 含气量超标原因分析检查判断3.1 含气量超标原因分析通过对每次含气量检查结果数据分析，考虑到季节气温变化因素，认为含气量存在逐步上升趋势，并且上升率较快，初步分析存在油气接触现象。
主变油中氢气超标排查及处理范文随着电力系统的发展，主变油是电力系统中不可或缺的组成部分，起着绝缘、冷却、润滑等作用。
然而，由于各种原因，有时主变油中的氢气会超标，对设备的正常运行产生影响甚至威胁设备的安全稳定运行。
本文将介绍主变油中氢气超标的排查和处理方法，希望能为读者提供参考。
发现主变油中氢气超标后，首先需要进行详细的分析，找出可能导致氢气超标的原因。
一般来说，氢气超标的原因可以分为两类：一是设备内部因素，如主变油槽密封不严、油泵、阀门等设备漏气；二是外部因素，如设备运行不正常、系统水分过高等。
在分析原因时，需要综合考虑设备运行状况、历史记录以及实际情况，准确找出氢气超标的原因。
针对设备内部因素，可以通过以下方法进行排查。
首先，检查主变油槽密封情况，确认槽体是否有漏油迹象。
如果存在漏油情况，需要及时修理或更换密封件。
其次，检查油泵、阀门等设备是否正常工作，有无泄漏现象。
如果发现异常情况，需要及时修理或更换相关设备。
最后，检查油泵、阀门等设备的安装是否合理，是否存在松动或漏气现象。
通过以上排查，可以有效排除设备内部因素导致的氢气超标问题。
针对外部因素，可以通过以下方法进行排查。
首先，检查设备运行状况，包括温度、负载情况等。
如果设备运行温度过高或超负荷运行，会导致主变油中的氢气超标。
此时，需要对设备进行适当的调整或停机检修，以降低运行温度和负载。
其次，检查系统中的水分情况，包括空气中的湿度、油中的湿度等。
如果系统中的水分过高，会促使主变油中的氢气产生增多。
此时，需要采取合适的措施，如增加干燥器的容量、增加干燥器的使用频率等。
最后，还需检查系统的冷却装置是否正常工作，有无堵塞或泄漏现象。
有效的冷却装置可以降低主变油的温度，减少氢气的产生。
排查出氢气超标的原因后，需要采取相应的处理措施。
首先，针对设备内部因素导致的氢气超标问题，需要及时进行修复或更换相关设备，确保设备的正常运行。
其次，针对外部因素导致的氢气超标问题，需要采取相应的改进措施，如调整设备运行参数、增加干燥器的容量等，以预防氢气超标问题的发生。
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。
主变油中氢气超标排查及处理范文随着电力系统的发展，主变油是电力系统中不可或缺的组成部分，起着绝缘、冷却、润滑等作用。
然而，由于各种原因，有时主变油中的氢气会超标，对设备的正常运行产生影响甚至威胁设备的安全稳定运行。
本文将介绍主变油中氢气超标的排查和处理方法，希望能为读者提供参考。
发现主变油中氢气超标后，首先需要进行详细的分析，找出可能导致氢气超标的原因。
一般来说，氢气超标的原因可以分为两类：一是设备内部因素，如主变油槽密封不严、油泵、阀门等设备漏气；二是外部因素，如设备运行不正常、系统水分过高等。
在分析原因时，需要综合考虑设备运行状况、历史记录以及实际情况，准确找出氢气超标的原因。
针对设备内部因素，可以通过以下方法进行排查。
首先，检查主变油槽密封情况，确认槽体是否有漏油迹象。
如果存在漏油情况，需要及时修理或更换密封件。
其次，检查油泵、阀门等设备是否正常工作，有无泄漏现象。
如果发现异常情况，需要及时修理或更换相关设备。
最后，检查油泵、阀门等设备的安装是否合理，是否存在松动或漏气现象。
通过以上排查，可以有效排除设备内部因素导致的氢气超标问题。
针对外部因素，可以通过以下方法进行排查。
首先，检查设备运行状况，包括温度、负载情况等。
如果设备运行温度过高或超负荷运行，会导致主变油中的氢气超标。
此时，需要对设备进行适当的调整或停机检修，以降低运行温度和负载。
其次，检查系统中的水分情况，包括空气中的湿度、油中的湿度等。
如果系统中的水分过高，会促使主变油中的氢气产生增多。
此时，需要采取合适的措施，如增加干燥器的容量、增加干燥器的使用频率等。
最后，还需检查系统的冷却装置是否正常工作，有无堵塞或泄漏现象。
有效的冷却装置可以降低主变油的温度，减少氢气的产生。
排查出氢气超标的原因后，需要采取相应的处理措施。
首先，针对设备内部因素导致的氢气超标问题，需要及时进行修复或更换相关设备，确保设备的正常运行。
其次，针对外部因素导致的氢气超标问题，需要采取相应的改进措施，如调整设备运行参数、增加干燥器的容量等，以预防氢气超标问题的发生。
非故障设备中变压器油单氢含量异常增长的原因分析与处理摘要：在变压器等电气设备的预防性试验中，变压器油色谱分析氢含量超标问题较为常见。
根据近几年的绝缘油运行监测数据分析，单氢超标不一定引发设备故障，在单氢超标、且其他电气试验无异常情况下，设备仍可继续正常运行。
关键词：变压器油单氢超标分析处理本文主要探究非故障设备中变压器油单氢含量异常增长的原因及排查处理。
通过对韶关电网单氢超标的12台500kV高压电抗器、以及84台电流互感器的变压器油进行色谱追踪分析，结合红外热成像、绝缘耐压等试验，综合判断设备均无热性故障，初步判断单氢超标原因是出厂前脱气不彻底和微水电解产生。
新变压器绝缘材料中、新绝缘油中均可能含有少量水分、氢气，在电场持续作用下，容易析出氢气，这也是新投运变压器绝缘油在一段时间内氢含量持续增长的原因。
因此，投运前必须采用真空过滤法进行脱气和脱水，可将油中溶解度很小的水分及氢气脱离。
尽管如此，我们对上述设备采取缩短试验周期或加装油色谱在线监测装置措施，均正常运行至今。
有效节省了设备大修或更换成本。
1 非故障设备中变压器油中氢组分的来源2018年12，我部按检修试验规程要求对500kV某站500kV电抗器A相进行大修后投运1,4,10，30天绝缘油色谱追踪试验。
第30天时，试验发现该电抗器油中氢含量41.501μL/L，与上次采样试验值氢含量0μL/L相比，大幅度增长。
虽然远未达到规程规定的氢含量150μL/L注意值，按规定可恢复绝缘油色谱正常试验周期（每3个月一次）。
但该微小细节仍引起我部的重视，通过追踪试验发现该电抗器油中氢含量逐渐增长至181.843μL/L，属重大缺陷。
油色谱追踪情况如表1：表1：油色谱追踪情况(μL/L)备大大大大追追追氢（H2）相对产气速率：据DL/T722-2014变压器油中溶解气体分析和判断导则计算相对产气速率γ，％/月。
γ=2019年1月23日至2019年3月13日氢的相对产气速率γ1=67.54％/月；2019年3月27日计算，氢的相对产气速率γ2=33.55％/月，呈明显下降趋势。
关于 750kV 油浸式变压器油色谱氢气超标简要分析摘要：简要分析某750kV变压器从发现氢气超标、分析原因及最终处理的过程。
关键词：油浸式变压器；氢气异常；色谱分析引言随着科技的不断发展，人们对电的需求也提高了很多，电力行业不仅要提供足够的电能，而要可靠的提供电能。
变压器是输力系统中是十分重要的设备，对油浸式变压器油进行气相色谱分析已经变成判断油浸式变压器有无缺陷和故障的重要手段，可以判断故障类型以便于制定相应的处理措施。
1气相色谱法在充油电力设备中的应用气相色谱法是色谱法的一种，是以载气为流动相，利用色谱柱对混合气体进行物理分离的一种色谱法。
气相色谱法具有灵敏度高、定量精度高、高选择性、样品用量小、分析快速、定性重复性好、设备简单以及应用范围广泛等优点。
在充油电力设备中广泛应用该方法对变压器油中溶解气体的组分和含量进行检测，以便于分析设备的故障以及潜在的故障。
在实际生产中证明这种检测方法的开发和应用使充油电气设备内部存在故障的检测方法取得了里程碑的进步，尤其是这种检测方法可以在设备部停电的时候进行，因此可以点定期的对运行的充油设备进行内部故障诊断，以确保设备安全稳定的运行。
2实际案例分析某变电站750kV主变压器型号为型号ODFPS-500000/750，2019年06月制造，2020年03月完成安装，在保管期于2020年4月23日3号主变油进行色谱分析，发现油中氢气含量超出标准值，具体数据见下表：根据GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定:新装变压器油中总烃含量不应超过20μL/L ，氢气含量不应10μL/L 。
3事故分析现场选取主变C 相在作为产氢原因的排查从2020年4月26日~5月19日，选取主变C 相（产品编号1190028003）进行整体（冷却器）滤油，直至油中氢气含量低于2ppm 时停止滤油，滤油后关闭所有冷却器与储油柜之间的阀门，验证本体、冷却器、储油柜在单独密封条件下，是否有单氢增长的进行验证排查，各阶段色谱测试数据如下表从数据结果可以看出：（1）、5组冷却器内油中氢气增长较快（氢气含量在312-840ppm 之间）。
主变油中氢气超标排查及处理主变油中氢气超标可能是由于主变内部出现故障导致的，这种超标情况对主变正常运行存在风险，需要及时排查和处理。
下面是关于主变油中氢气超标排查及处理的详细内容：一、超标原因分析1. 油泵故障：主变正常工作时，油轴承会产生磨损和摩擦，氢气是由于这些磨损和摩擦产生的。
如果主变的油泵失效或存在问题，会导致油液循环不畅，进而引起氢气超标。
2. 局部过热：主变内部某些部位可能会发生过热，例如油泵、绕组等。
过热会导致油液分解，产生氢气。
局部过热的原因可能是由于负载过重、绕组内部故障等因素引起。
3. 油质降解：主变油长时间使用后，会逐渐降解，形成氧化产品。
这些氧化产品会与水分反应产生氢气。
如果主变油长时间未更换或未进行保养，可能会导致氢气超标。
二、超标排查措施1. 检查油泵：检查主变的油泵是否正常工作，是否存在堵塞等故障。
可以进行油泵维修或更换，以确保油液循环畅通。
2. 检查绕组：使用红外热像仪等设备检查主变绕组是否存在过热现象，以确定是否需要进行绕组维修或更换。
3. 检测油质：取样分析主变油的油质，了解油质的降解情况。
可以通过对比分析，判断是否需要更换主变油。
4. 检查主变运行状态：检查主变运行时的电流负载、温度等参数，了解主变的运行状态。
对于负载过重、温度异常等情况，需要进一步排查故障原因。
三、超标处理方法1. 更换主变油：如果主变油质降解严重导致氢气超标，可以通过更换主变油来解决问题。
更换主变油需要选择合适的油品，同时进行油箱清洗，确保更换后的主变油质量符合要求。
2. 维修或更换故障部件：如果发现油泵、绕组等部件存在故障，需要及时进行维修或更换。
修复或更换故障部件能够恢复主变的正常运行，防止氢气超标。
3. 加强主变维护：加强主变的日常维护工作，定期对主变进行检查、检测，确保油质的正常状态。
包括定期更换主变油、清洗油箱等。
4. 加大运行监测力度：加强对主变运行状态的监测和记录，及时发现异常情况并及时处理。
主变油中氢气超标排查及处理范本主变油中氢气超标是一种常见的问题，需要及时排查和处理。
下面是一个关于主变油中氢气超标排查及处理的范本，仅供参考：一、排查主变油中氢气超标的原因1. 检查主变油的来源和使用情况，确保油质符合要求。
2. 检查主变油系统的密封情况，查找可能的泄漏点。
3. 检查主变油冷却系统的运行情况，确保冷却效果良好。
4. 检查主变油系统的油温控制装置，确认其正常运行。
5. 检查主变油系统的油泵和过滤器，确保其工作正常。
6. 检查主变油系统的可燃气体监测装置，确认其灵敏度和准确性。
7. 检查主变油系统的通风装置，确保室内外气压平衡。
8. 检查主变油系统的操作规程和保养记录，查找可能存在的问题。
二、处理主变油中氢气超标的方法1. 针对发现的泄漏点，及时修理或更换密封件，确保主变油系统的密封性。
2. 对主变油进行定期监测和分析，及时发现氢气超标的情况。
3. 如果主变油中氢气超标，应立即停止运行主变，并进行冷却降温处理。
4. 对主变油进行补充，确保油位和质量符合要求。
5. 对主变油系统进行彻底清洗，并更换过滤器。
6. 检查主变油冷却系统的运行情况，确保其正常工作。
7. 对主变油系统进行全面检修，修复或更换损坏的部件。
8. 对主变油系统进行维护保养，定期更换主变油，清洗油箱和管道。
9. 安装并定期检查主变油系统的可燃气体监测装置，及时发现氢气超标的情况。
10. 做好主变油系统的通风工作，确保室内外气压平衡。
三、预防主变油中氢气超标的措施1. 做好主变油质量的管理，确保其符合要求。
2. 定期检查主变油系统的密封情况，及时维修或更换损坏的部件。
3. 定期检查主变油冷却系统的运行情况，确保其正常工作。
4. 检查主变油系统的油泵和过滤器，确保其工作正常。
5. 制定并执行主变油系统的操作规程和保养计划。
6. 做好主变油系统的通风工作，确保室内外气压平衡。
7. 定期对主变油进行检测和分析，及时发现氢气超标的情况。
电工电气 (202 No.2)朱娟，丁玉柱，李文志，张寒，袁丹(国网湖南省电力有限公司检修公司，湖南 长沙 410004)500kV变压器油中含气量超标的原因分析及预控措施0 引言变压器油中含气量指的是溶解在绝缘油中的气体总量，包括：N 2、O 2、CO、CO 2、H 2及烃类气体，用体积百分数表示。
含气量超标将会降低油耐压，加速油老化，严重时可能导致气泡放电，甚至绝缘击穿。
因此，它是变压器油是否合格的重要参数之一，必须严格限制变压器油中的气体含量。
此外，含气量也被广泛用于检修质量、设备密封性、内部故障的判断。
通常情况下，变压器在安装或检修过程中工艺控制得当，内部一般不会有空气残留，运行中的变压器含气量超标原因通常为密封不良或内部存在发热、放电等潜伏性故障。
某500kV 变压器在例行油化试验中发现绝缘油中含气量超标，本文对其故障原因进行了详细分析，并提出了相应的预控措施。
对变压器类似故障的分析处理具有重要的参考价值。
1 故障概述2020年6月27日，油务人员检测发现某投运未满三年的500kV 变压器A 相本体油中含气量高达4.8%，超出GB/T 7595—2017《运行中变压器油质量标准》的注意值3%，且较2019年2月26日检测的含气量1.5%有大幅增长，具体数据如表1所示。
现场检查发现变压器本体油位偏低，但无渗漏油迹象。
该台变压器自2017年8月投运以来，油中溶解气体含量均满足Q/GDW 1168—2013《输变电设备状态检修试验规程》的相关要求，具体油化数据如表2所示。
2 故障分析2.1 常见原因分析2.1.1 安装或检修过程内部残留空气变压器在安装或检修过程中，如抽真空、真空注油、热油循环和静置排气等环节工艺控制不到位，可能导致变压器内部残留少量空气。
在变压器运行过程中，残留空气不断溶解到油中，致使油中含气量超标。
该台变压器自投运以来未开展涉及注排油的检修工作，且由表1可知，在较长一段时间内油中含气量一直处于较低水平。
油浸变压器氢气含量超标原因分析及解决方法研究摘要】公司整体升级搬迁改造，新建一座110kV变电站，新投运的彩1#主变运行11个月后，出现油中氢气含量异常超标并持持增长,本文对这一故障原因进行阐述与分析，介绍了油中氢气产生原因及解决方案，对相关类型故障排除有一定的帮助。
【关键词】油浸变压器氢气持持增长分析处理前言油浸变压器是供配电系统的重要设备 ,保障它的安全、稳定运行对冶炼化工行业意义重大深远。
公司110kV彩虹站彩1#主变于2014年12月开始投运。
2015年9月，集控室值班后台Hydra M2气体微水在线检测装置报警，发现气体含量每天逐步增加，超过报警值250ppm。
随后联系三门峡供电公司，对变压器油进行取样，做色谱分析,发现油中H2含量超标, 并超过了Q/CDT107001—2005《电力设备交接和预防性试验规程》中的规定。
在油色谱跟踪试验中,发现H2含量随时间增长,稳步升高，总烃无明显变化。
我们联系西安西变厂家对该台变压器的故障现象进行了联合讨论,并停电采取相关措施进行缺陷消除。
1油浸变压器油中H2含量持续升高原因分析1.1 变压器投运前各项试验指标合格1.1.1 变压器投运前各项试验合格, 数据如下：CH4-0.47,C2H4-0,C2H6-0,C2H2-0,H2-2.18, CO-10.9, CO2-122.66, 总烃-0.47 ( 单位:μL /L)1.1.2 变压器运行半年后, 按规程要求定期对变压器油进行色谱分析并与出厂数据对比,实验数据如下：CH4-6.69,C2H4-0.11,C2H6-0.5,C2H2-0,H2-91,CO-133.23,CO2-502.78, 总烃-0.47 ( 单位:μL /L), 2015年6月17日CH4-17.15,C2H4-0.67,C2H6-2.59,C2H2-0,H2-356.5,CO-618.55,CO2-1453.86, 总烃-20.41 ( 单位:μL /L), 2015年12月30日从以上数据可以看出, H2在2015年12月30日的试验中已经超过了注意值（150μL/L），与后台M2在线检测基本一致，说明实验数据正确。
对变压器油中氢气含量异常分析的探讨摘要新投入运行的变压器在电场、热的作用下，由于油中水分解和绝缘材料热分解等原因引起H2升高，变压器内部绝缘材料老化引起H2升高，电弧放电、火花放电、油和固体绝缘过热、局部放电等也会引起H2增长，变压器在安装运输吊芯检查时会造成变压器受潮，使H2升高。
关健词变压器；变压器油；氢气含量0引言根据国内外大量变压器运行历史资料统计，投入运行后的变压器故障率与运行时间呈现宏观规律，变压器的故障率与运行时间关系分为三个阶段，即第一阶段运行初期阶段故障率，由于各部件磨合不善一些制造、安装和调试过程中遗留的问题逐步暴露，变压器出现故障的可能性较高。
第二阶段运行稳定期阶段故障率，变压器经过长一些时间运行，随着对暴露问题的处理及运行人员对设备性能的逐步熟悉和掌握，设备故障率逐渐降低，变压器故障率进入稳定期。
第三阶段运行劣化期阶段故障率，变压器处于年久运行的服役后期，由于某些部件出现磨损、侵蚀、松动、功能下降，绝缘老化明显、泄漏电流增加、绝缘电阻下降、油中溶解气体组分变化、局部放电增加等原因影响，故障率会明显增加，使变压器再次出现故障的高发期（>20年）。
因此在新投运变压器运行后的初期，要特别注意加强设备运行监视，严格按有关规程（导则）要求对变压器进行色谱监测和分析，缩短监测周期，严密关注数据变化，避免事故发生。
而近几年，在加强设备运行监视过程中，发现新投变压器H2增长较快，为此，本文以石洞站2#变压器为例进行分析。
1 变压器技术参数及运行情况石洞站2号主变压器为SSZ10 -50000/ 110 ，2007年12月出厂。
2008年l 月投入运行。
2008年1月30日，变压器投运前对该主变油进行色谱分析，测试结果正常。
2 变压器油中H2含量超标原因分析2.1色谱试验数据分析及氢气含量超标情况变压器投运后，按要求定期对该主变进行例行油取样色谱分析时发现：与1月色谱跟踪测试结果相比，H2含量增长迅速。
变压器油中含气量超标原因分析及对策 武洁良 摘要：大容量超高压变压器是现代电力变送系统的重要装备，其运行时会产生巨大热量，故需采用强制油冷散热方式。如果冷却介质油中的气体含量超标，就会形成气泡，降低绝缘性能，并加速油品和绝缘材料的老化，严重时导致击穿，影响设备安全运行。由于大容量超高压变压器采用强制冷却循环而流速较高，局部流道产生负压会导致气体析出，所以应严格控制含气量。在新注入的变压器油品质量得到控制后，还要考虑变压器油含气量会随运行时间逐渐增大，增大速率取决于变压器的密封性能，故需要随时监测，并及时处理，以保障设备正常运行。 关键词：变压器油；含气量；超标原因；对策 1含气量超标原因简要分析 绝大多数变压器油中含气量超标原因是外部空气进入还是变压器内部产气，只需对变压器油色谱进行分析即可。若历次色谱分析结果无明显变化，则可以判断变压器油中含气量超标进气原因为空气进入。梨园水电站已出现的5台变压器（电抗器）油中含气量超标均为空气进入引起。空气的进入有2种途径：外部进入，即油箱存在漏气的地方，如焊缝渗漏、胶囊漏气、阀门密封不严等；变压器在安装和滤油过程中内部有空气残留，在变压器抽真空、注油和热油循环及排气等环节，内部空气未被排净，导致含气量超标。通常来讲，只要在变压器安装过程中工艺控制得当，新安装的变压器中基本不会有空气残留，运行中的变压器含气量超标原因通常为外部进气所致，最主要的是变压器呼吸器和油枕联通阀缺陷、油枕内胶囊破损等导致空气进入。 2超标原因 2.1维护不足 自运行以来从未进行过真空脱气处理，导致累积含气量超标。有些电厂从未进行过变压器油中含气量监督检测。变压器在长期运行过程中，油中其他指标合格，不需要进行滤油处理，而空气长时间微量漏入并溶解到变压器油中也可能导致油中含气量超标。如某水电厂4号机组C相、5号机组B相主变压器油从投运至今运行约9年，从没有进行过脱气滤油处理，导致油中含气量超标。在机组停机检修时，变压器油经过真空过滤脱气处理后，油中含气量合格。 2.2油枕顶部排气塞、胶囊与油枕联通蝶阀密封不严，进入空气。油枕顶部一般设有两个排气塞，若排气塞密封不良，将造成油枕与空气直接接触，造成大量空气进入变压器内部。变压器胶囊与空气联通，通过蝶阀与油枕隔断，若此蝶阀密封不严，也将使油枕与空气直接接触，造成大量空气进入。经检查，油枕顶部排气塞并无松动和密封破坏情况，胶囊与油枕联通蝶阀安装螺栓也无松动，阀芯关闭到位，内部阀芯是否存在漏气情况，尚无法确认。油枕与将囊联通管路的安装法兰个别螺栓存在松动，由于胶囊本身就与空气联通，及此处因螺栓松动造成漏气，对主变含气量的上升也无影响。 3处理措施 降低变压器油中含气量可以保证变压器绝缘性能，同时减少油中泡沫的形成，降低氧气含量，减少变压器绝缘油的氧化老化，进而延长变压器绝缘材料的使用寿命。对特高压设备来说，更应重视油中含气量，该指标越低越好。对于油中含气量超标的变压器，应采取以下步骤及时处理。 3.1样品控制 当发现变压器油中含气量不合格时，应首先确定样品是否具有代表性、取样方法是否正确、选择的测试方法是否合适、分析测试过程中是否存在问题，以排除人为取样检测原因带来的误判。对样品复检，若是检测分析的问题，则及时改正。 3.2真空滤油机 当确定变压器油中含气量不合格时，应结合特征气体进行分析，确定是由于空气漏入导致的含气量超标时，①应根据机组检修计划，安排进行漏气原因查找分析，加强监督，缩短检测周期至每季度分析一次，并分析含气量增加速率，计划进行真空脱气。若变压器油中含气量超过5%，应安排真空脱气滤油处理。②若经过处理后，油中含气量出现反复超标的现象或变压器油中含气量超标严重且增长速度较快，可能是存在设备漏气缺陷。对此，应在机组停运，变压器设备停电时进行全面查漏，待缺陷处理后，进行热油循环真空滤油脱气处理，直到油质化验合格，并跟踪监督油中含气量情况。若普通真空滤油机脱气效果不佳，可采用大功率的真空滤油机进行处理。 3.3其他项目检查 拆除油枕上部呼吸器管路端盖，检查胶囊与油枕的连接螺栓是否紧固，胶囊密封垫是否受力均匀，如果螺栓是紧固的，密封面是平整的，则可以判断该处密封良好。拆除油枕联通阀，对联通阀进行密封性试验：关闭阀门，分别从阀门端施加0．05MPa气压，将阀门浸入油中，检查是否有气泡析出，确定是否有渗漏。 4变压器油热油循环及注意事项 按照上述检查步骤，找到变压器含气量超标的真正原因，进行相应的处理之后，最后还需对变压器抽真空和进行热油循环。热油循环前，对变压器油枕内的排气方法主要有充胶囊排气法和抽真空排气法，本文推荐采用抽真空排气法，因为根据梨园电站首次处理电抗器含气量超标的经验，充胶囊排气法并不能完全排除油枕内的空气，采用抽真空的方法，可以较好地排净油枕及管路中的空气。热油循环前，对变压器进行抽真空：连接滤油机与变压器呼吸器接口，打开油枕上部联通阀，关闭排气塞，开启滤油机真空泵和罗茨泵，真空度达到133Pa后，将联通阀关闭严密，拆除抽真空的连管。注意拆管过程中一定要缓慢，因为抽真空时，油枕内胶囊也同时被抽真空，拆除呼吸器上的管子时，外部空气将进入胶囊内，如果拆管速度过快，外部空气猛然涌入胶囊，有可能将胶囊损坏。热油循环处理变压器油。将真空滤油机进油管连接至变压器下部注放油阀，真空滤油机出油管连接变压器油箱上部热油循环专用阀门。打开滤油机与主体连接的阀门，启动滤油机进、排油泵，控制滤油流量6000～8000L/h，待进出油稳定后，投入加热器。热油循环时设置油温在60～63℃左右。 结论 变压器油中含气超过注意值，氧气含量较高，但油中其它气体含量及电气试验都正常时，应考虑检查变压器的密封情况。在不停电检查无果的情况下，应及时安排停电检查。 参考文献： [1]王瑞珍，胡然.变压器油中含气量超标原因及风险分析[J].湖北电力，2017（10）：39-41. [2]张微，王锴.空气为标准对油中含气量气相色谱测定的研究[J].四川电力技术，2017（6）：50-52. [3]李逊.对现行超高压油浸式变压器进行油含气量测试方法的几点看法[J].高压电器，2017（6）：68-70.
变压器绝缘油含气量超标处理分析1. 引言1.1 背景介绍变压器绝缘油是变压器中一种重要的绝缘介质，其在保证变压器正常运行和延长设备寿命方面扮演着至关重要的角色。
随着变压器运行时间的增长，绝缘油中的气体含量可能会超过标准限值，导致绝缘性能下降，加速设备老化，甚至引起故障，严重影响设备的安全性和稳定性。
变压器绝缘油含气量超标是一个比较常见的问题，其主要原因可能包括油箱密封不严、进风口污染、油泡现象等。
在现实生产中，一旦发现绝缘油含气量超标，必须及时采取有效措施进行处理，以保证设备的正常运行，确保电网运行的安全稳定。
本文将就变压器绝缘油含气量超标的处理方法进行分析和探讨，从进一步检测、油质处理、更换绝缘油和设备维护保养等方面，为相关工程技术人员提供参考和借鉴，帮助他们更好地解决这一常见问题，保障电力设备运行的可靠性和安全性。
1.2 问题提出问题提出：变压器绝缘油含气量超标可能会导致设备性能下降甚至引发设备故障，严重影响设备的安全运行和稳定性，给生产和生活带来不利影响。
如何有效处理变压器绝缘油含气量超标的问题，保证设备的正常运行和提高设备的可靠性成为当前亟待解决的技术难题。
在这种背景下，本文将对变压器绝缘油含气量超标的处理方法进行深入分析和探讨，以期为解决这一问题提供可行性方案和技术支持。
2. 正文2.1 超标原因分析变压器绝缘油含气量超标是指变压器绝缘油中气体含量过高，超过了规定的标准。
导致这种情况发生的原因有很多，主要包括以下几点：1. 油质老化：变压器绝缘油在长时间使用过程中，会受到高温、氧化、潮气等多种因素的影响，导致油质老化。
老化的绝缘油会逐渐产生气体，使含气量超标。
2. 水分侵入：如果变压器绝缘油没有得到很好的密封保护，就容易受到外部水分的侵入。
水分在绝缘油中蒸发时会产生气体，使含气量超标。
3. 油箱密封不良：变压器油箱的密封性能直接影响绝缘油的气体含量。
如果油箱密封不良，外界空气中的气体会进入绝缘油中，导致含气量超标。
变压器油总氢过高的原因变压器油总氢过高，哎呀，这可是个让人头疼的事儿！你说，这油里氢气过多，就像吃了太多的气球糖一样，感觉上飘飘然的，不太稳当。
变压器油是用来绝缘和冷却的，它的好坏直接关系到变压器的安全运行。
要是油里氢气一高，那可就麻烦了，可能会导致短路、发热、甚至引发火灾，真是让人心慌慌。
氢气到底是怎么来的呢？氢气的产生跟变压器的工作环境、油的品质都有关系。
老旧的变压器就像是个年迈的老人，年纪越大，毛病越多。
长时间工作后，绝缘材料可能会老化，导致油中的水分增加。
水分一多，油里的分子活动就会增加，分解反应就容易发生，氢气于是悄咪咪地冒出来。
这可真是无声无息中，潜伏的危险。
再说了，温度也大有关系。
变压器的工作温度就像是我们生活中的高温天，过高的温度可就让一切都变得不太妙。
高温会加速油的氧化反应，导致更多的氢气生成。
这就像是让油“热锅上的蚂蚁”，烦得不行。
再加上运行负荷过重，变压器就像是个背负重担的驴子，喘不过气来，自然也会释放出多余的氢气。
还有个小细节，变压器油的质量也至关重要。
劣质油就像是吃了变质的食物，没准还会产生更多的氢气。
油里如果杂质太多，尤其是金属杂质，能引起电化学反应，进一步生成氢气。
听起来是不是有点可怕？所以，选择好油就显得尤为重要，就像选择朋友一样，靠谱的朋友能帮你渡过难关。
说到这里，不得不提维护和监测。
就像我们平时要定期体检一样，变压器也需要定期检查。
通过监测油中氢气含量，可以及时发现问题，避免更大的损失。
假如忽视了这些，问题就像是火山一样，随时可能喷发，让人措手不及。
别忘了，还有外部因素影响。
变压器所处的环境就像是人的生活环境，潮湿、脏乱差的环境会让它更容易出问题。
特别是靠近水源的地方，潮湿容易渗透，油中水分增加，自然就有更多氢气冒出来。
这就像是生活中总有一些小问题，若不及时处理，最后可就成了大麻烦。
咱们也得学会怎么应对这些问题。
控制负荷、降低温度、定期更换油品，这些措施就像是打好一场保卫战，能有效降低氢气生成的风险。
27一起750kV 变压器油中含气量超标原因分析与处理王瑞英1酒凤敏2（1、国网新疆电力有限公司电力科学研究院 新疆 乌鲁木齐 8300112、国网吐鲁番供电公司 新疆 吐鲁番 838000）摘 要：本文通过对一起750kV 变压器油中含气量超标案例的分析，介绍了变压器油中含气量超标的危害、原因和相应的处理措施，供同行在处理类似问题时参考。
关键词：变压器油 含气量超标 原因分析1、前言由于能源需求的快速增加，电网正朝着大容量、远距离、超高压的方向发展，变压器的作用与重要性也愈发突出。
绝缘油中含气量的高低对变压器的绝缘有很大影响，因此，严格控制变压器油中含气量，对确保设备的安装质量和安全运行十分重要。
2、故障实例某750kVXX 变电站1号主变型号为ODFPS-500000，额定容量为50000kVA，生产日期为2014年6月，由西安西电变压器厂制造。
该主变安装完成后，在局放试验前、后分别对主变三相油中含气量进行检测，数据均在合格范围内，检测数据如表1所示：当该主变准备投入运行前，再次进行油中溶解气体分析及油中含气量检测，发现C 相含气量超过标准值，油中溶解气体分析合格。
检测数据如表2、表3所示：变压器油中含气量是指溶解在绝缘油中的氢气、氧气、氮气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烯、乙烷和乙炔9种气体总量。
从上述表中可以看出，油中溶解气体7种组分含量合格，但是油中含气量检测C 相数据超标（依据GB/T 7595-2017《变压器油维护管理导则》,投运前含气量≤1%）。
鉴于油中溶解气体7种组分含量合格，排除设备内部表1 750kV XX 变电站1号主变局放前后油中含气量检测表2 750kV XX 变电站1号主变投运前油中含气量检测表3 750kV XX 变电站1号主变投运前油中溶解气体分析28过热及放电故障。
因此，初步判断变压器油中混入了空气组分的氧气和氮气。
3、油中含气量异常的危害变压器油含气量异常的危害有以下几种：3.1 降低绝缘强度气体在油中的溶解度具有饱和临界值，在25℃和一个大气压下，可溶解10.8%（体积）的空气。
110kV变压器油中含氢气量超标分析及处理摘要：通过110kV变压器年度预试定检，发现运行中的变压器油含氢气量超标，对变压器油中氢气含量超标及氢气产生的原因进行分析，对变压器停电进行热油循环滤油处理，以满足变压器安全运行要求。
1、110kV变压器简介本项目安装两台110kV主变，型号为SZ11-16000/110，厂家为国内知名品牌，主变压器是变电站的重要变电设备，变压器的稳定安全运行为变电站电力供应提供有利保障。
2、变压器油的作用变压器油是一种绝缘性能良好的液体介质。
其主要作用有以下三方面：使变压器心子与外壳及铁芯有良好的绝缘作用，加强了变压器绕组的层间和匝间的绝缘强度。
使变压器运行中加速冷却。
变压器油可以将变压心子的温度，通过对流循环作用经变压器的散热器与外界低温介质（空气）间接接触，起到了加速冷却变压器的作用。
加速变压器外壳内的灭弧作用。
由于变压器油是经常运动的，当变压器内有某种故障而引起电弧时，能够加速电弧的熄灭。
3、变压器油含氢气量超标分析在变压器油常规色谱检测试验中，发现2#主变压器油箱本体变压器油的气体含量，氢气量为341.16μL/L（见下表）。
2# 主变主油箱油色谱分析测试结果（μL/L）根据《电力设备预防性试验规程》及《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，此变压器油色谱分析氢气超注意值（150μL/L），它气体相比未有大变化，根据变压器油三比值初步判断为011（见下表编码规则），本次取样分别取了中下位置，对其过程跟踪监测。
为了核实变压器油检测的准确性，连续5个月对变压器油进行多部位取样分析（见下表），经检测氢气含量的全部数据均为已超出安全值。
2#主变主油箱油样分析跟踪表经过变压器油色谱分析中采用三比值初步判断均为011。
按照代码查找变压器故障类型，判断变压器内部无故障。
采用三比值法：根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从四种特征气体中选取两种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值，以不同的编码表示。
变压器油氢气超标原因 Coca-cola standardization office【ZZ5AB-ZZSYT-ZZ2C-ZZ682T-ZZT18】
新投运120MVA变压器油中氢气含量超标原因分析与处理
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，出现油中特征气体H
2
含量异常超标现象，本文对这一故
障原因进行了阐述与分析，介绍了相应处理措施与实施效果，对相关专业人员有一定的借鉴作用。
关健词新变压器油中氢气单值升高原因分析处理结果
0 前言
变压器是电力系统的重要设备，确保它的安全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，具有免维修、噪声低、低损耗、吊芯式结构、外型美观等特点，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，发现油中H
2含量异常升高，超过了规程中规定的不大于150 uL／L的要求，在随后的油色
谱跟踪试验中，显示随着时间推移， H
2
含量持续增长，与其它特征气体相比，有明显的单值升高特征。
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×%/121/
额定电流：6598.3A
额定频率：50Hz
连接组号：Y
N y
no
,d11、
空载损耗：
空载电流：%
器身重：108T
油重： 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
机组接二号主变，机组额定容量为，因机组运行多年，自身存在缺陷，正计划改造，规定其运行出力不大于，故变压器投运后均未达到满负荷状态。
2 变压器油中H2含量超标情况及原因分析
油中H
2
含量超标情况
变压器投运后，按要求定期取油样色谱分析试验，数据如下：
24
C 2H
4
等烃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：
变压器油微水含量分析试验、变压器绕组绝缘电阻、吸收比试验、绕组tgδ测试、泄漏电流测试等，上述试验数据均正常。
原因分析
对于新投运的变压器来说，特征气体含量(除C
2H
2
外)有一定的变化当属正常
现象，因为在电场、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。
如果特征气体含
量超过规定要求，H
2含量大于150μL/L、总烃含量大于150μL/L、C
2
H
2
含量大于
5μL/L时，均需引起注意，数据显示H
2
含量已远大于规定的150μL/L要求。
在《电力设备预防性试验规程》DL／T596—1996中对CO、CO2的含量没有作出具体要求。
《变压器油中溶解气体分析和判断导则》DL／T722—2000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 uL／L。
如总烃含量大于150μL/L，CO、CO2气体含量显着变化则反映了设备内部绝缘材料老化或故障现象，显然这一现象不存在。
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H
2
含量升高。
特征气体C
2H
2
含量稳定无变化，可排除电弧、火花放电的可能。
油和固体绝缘热分解可引起特征气体H
2、CH
4
、C
2
H
4
、 C
2
H
6
、 CO、 CO
2
变
化，实际上烃类气体含量变化不大，变压器油温一般在45～60℃间，故变压器无整体及局部过热现象。
局部放电要产生H
2和CH
4
，随着温度升高，相继产生C
2
H
6
、C
2
H
4
，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H
含量超标，而其他烃类气体成分含量变化不大，客观上可大致判
2
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保护，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，虽及时将变压器本体密封并抽真空、充氮保护,这一过程中难免有潮气浸入；第二次安装时，因进度原因，本体再次抽真空、充氮保护；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，安装时仅清扫干净未采取进一步的处理。
故变压器本体内部受潮的可能性非常大。
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H
含量大幅上升的主要原因应是变压器内部
2
受潮引起。
据有关研究资料，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，这主要是因为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，因变压器油一直运行在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、吸收比试验、绕组tgδ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
含量超标这一现象，采取二个处理措施，一是对变压器油器绝缘表面受潮、H
2
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：
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=，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，一直对本体抽真空至开始加注变压器油时为止。
当油位加至离油箱顶还有10cm距离时，暂时停止注油过程，又继续抽真空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。
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除，油中特征气体含量稳定，二号主变压器可靠运行。
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安全运行，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，从而确保变压器可靠、安全运行。
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 573-95
3 变压器故障诊断与修理/赵家礼、张庆达等编着—北京：机械工业出版社，
4 电力设备预防性试验规程DL/T 596-1996
5 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL／T722—2000
作者简介
袁章福男工程师从事水电厂电气一次设备点检工作
电话：， E-mail：
程振伟男工程师从事水电厂电气设备高压试验工作
电话：。
