变压器绝缘油气体超标的原因及解决方案.pdf

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。

主变油中氢气超标排查及处理范文主变油中氢气超标是变压器运行中常见的问题之一，如果不及时排查和处理，可能会导致变压器的故障甚至爆炸。

因此，对主变油中氢气超标的排查和处理非常重要。

本文将详细介绍主变油中氢气超标的排查和处理方法。

一、主变油中氢气超标的原因分析主变油中氢气超标的原因主要有以下几点：1. 油中水分超标：变压器在运行过程中，由于温度变化和湿度等环境因素的影响，可能会导致油中水分超标。

而过多的水分会在油中产生氢气。

2. 油中气体生成反应：主变油中含有有机物质和氧，当油温过高时，油中的有机物质可能会发生分解反应，生成氢气。

3. 油中酸性物质的存在：在变压器运行过程中，由于绝缘材料的老化或者其他外界因素的影响，酸性物质可能会出现在油中。

而酸性物质会加速油中有机物质的分解，产生氢气。

4. 变压器内部存在故障：变压器内部的线圈、绝缘材料等可能存在故障，导致主变油中氢气超标。

二、主变油中氢气超标的排查方法在排查主变油中氢气超标时，可以采用以下方法进行：1. 进行氢气检测：将变压器的主变油取样送到实验室，进行氢气含量的检测。

一般来说，主变油中氢气含量超过0.5%时，就可以判断为氢气超标。

2. 观察油中的气泡：通过观察主变油中是否有气泡的产生，可以初步判断是否存在氢气超标的问题。

如果油中有大量气泡产生，那么很可能存在氢气超标的情况。

3. 仔细检查变压器：通过仔细检查变压器内部的线圈、绝缘材料等部件，判断是否存在故障，进而判断是否存在氢气超标的问题。

三、主变油中氢气超标的处理方法在发现主变油中氢气超标的情况下，需要及时采取措施进行处理。

以下是几种常见的处理方法：1. 降低油中水分含量：如果主变油中的氢气含量超标是因为水分过多导致的，可以通过对油进行加热、真空干燥等方法，将油中的水分含量降低到正常范围内。

2. 添加抗氧剂和抗酸剂：如果主变油中的氢气含量超标是由于油中的有机物质过多分解产生的，可以通过添加抗氧剂和抗酸剂的方法，减少有机物质的分解反应，从而减少氢气的生成。

一起 500kV主变油中乙炔含量超标原因分析摘要：变压器的油样检查发现变压器油内的乙炔含量持续升高,说明其内部存在放电,这些放电点的存在可能最终导致绝缘的损坏,但是只要变压器油中的乙炔含量不明显增长或处于允许范围内的波动状态，一般对变压器正常运行是没有威胁的。

本文结合油化验、色谱分析和油中产气原因分析等综合判断，对某电厂#5主变乙炔含量超标原因进行分析，提出了防范措施。

关键词：主变；乙炔含量；油色谱；分析0、引言某电厂#5主变由德国西门子变压器厂1998年生产,产品型号为TRUM 8657,额定容量为435MVA，额定电压为550/21kV，额定电流600A，油重63吨。

该变压器于2001年投入运行，2018年04月份主变检修时曾进行油处理，06月26日色谱定检发现主变油中乙炔含量1.735μL/L，氢气和总烃含量基本不变，而简化分析各项指标均正常。

1、问题简述#5主变2001年投入运行至2017年4月之间其主变油中乙炔含量一直为0ppm，在2017年4月28日油色谱试验时发现乙炔含量在0.5ppm左右，其他气体含量每次测量数据变化不大，都在合格范围内。

2018年4月24日#5主变进行停电检修滤油后，试验数据乙炔含量为0ppm，其他气体含量数据也均下降。

5月30日主变投入运行，6月26日定期试验时，试验数据乙炔含量为1.74ppm，其他气体含量数据与滤油后变化不大，7月03日测量的试验数据乙炔含量为1.65ppm，为排除气相色谱仪器的误差，7月10日送电科院进行检测，测量的试验数据乙炔含量为1.68ppm，二氧化碳比本厂的大（本厂的667ppm，电科院的915ppm），总烃比本厂的稍大，其他的测量数据相差不大。

滤油前后多次油介损和油耐压均合格。

2、原因分析2.1变压器油故障运行时产生甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体。

油在热分解产气顺序是先是烷烃类气体，接着是烯烃类气体，最后是炔烃类气体。

在放电分解时产气顺序是低能放电产生气体氢气H2、甲烷CH4及乙烯C2H4，氢气和甲烷300-500℃产生，乙烯虽然在较低的温度时也有少量生成，但主要是在高于甲烷和乙烷的温度即大约为500℃下生成。

浅谈 220kV变压器油样检测乙炔超标的分析与处理【摘要】：变压器在电力系统中承载着电能传输和配送的重要作用，变压器内部低能放电导致绝缘油析出乙炔等气体，影响变压器的正常运行，对电网构成威胁。

本文详细分析了变压器乙炔超标的原因，同时提出了发现乙炔超标后变压器运行中的注意事项及处理方法，从而保障变压器的安全稳定运行。

【关键词】变压器、乙炔、气体色谱分析、局部放电一、引言某风电场采用型号SZ11-100000/220kV有载调压变压器，变压器联接方式YN,d11，冷却方式为自然冷却。

针对该变压器短时运行后，通过油色谱分析发现乙炔含量超出标准要求，乙炔产生的速率明显提高，通过研究分析初步判断为变压器操作过电压产生低能放电析出乙炔等气体，造成变压器绝缘油逐渐恶化，通过变压器热油循环等方式解决以上问题。

二、故障情况概况某风场于2020年12月12日对1#220kV变压器进行倒送电，变压器经过5次冲击试验后运行正常，未发现声音、外观等明显异常。

根据规程规定12月13日对变压器进取油样行送检分析，发现油色谱异常，乙炔含量为5.8μL/L，超过了DL/T722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》要求的乙炔注意值5μL/L，依据标准要求“若气体含量超过注意值但长期稳定，可在超过注意值的情况下运行”。

随后对变压器油进行间隔取样及安装在线局放监测仪对主变在线监测，12月14日至18日持续对变压器油样进行油色谱试验分析。

三、油色谱分析及乙炔超标原因分析（一）油色谱分析表1气相色谱取样送检数据表（单位μL/L）数据说明：以上变压器油样为投运前、投运后分别对油样进行送检，为保证数据的准确性，委托不同的检测单位进行对比分析。

表2：油色谱在线监测数据（单位μL/L）数据说明：截至目前，在线油色谱装置共采集数据16次，12月18日至12月21日乙炔含量范围为9.8-10.71μL/L，数值在误差范围内，基本稳定。

综上数据分析，按照《DLT 722-2014 变压器油中溶解气体分析和判断导则》中的“三比值法”进行计算编码为201或212，初步判断数据特征符合电火花放电故障特征。

站用变压器油中氢气含量超标原因分析摘要：站用变压器作为电力系统中的重要设备，对其运行状态的监督是非常重要的，而绝缘油的色谱分析法作为一种灵敏有效的分析手段，能及时发现变压器中存在的潜伏故障。

本文通过两个工作的案例来分析站用变压器油中氢气含量超标的原因。

关键词：站用变压器；油色谱；氢气；故障前言：站用变压器是电力系统中的重要设备，当发生故障时，对电网的安全运行会造成极大的影响。

因此对变压器状态的监督，特别是对变压器潜在故障隐患的排查就显得格外重要。

对变压器内部绝缘油的色谱分析法，是灵敏有效的分析手段，它不仅可以作为判断故障已发生的依据，还可以预测变压器潜伏故障，以便对症下药。

1、变压器的原理及绝缘结构变压器是借助电磁感应，以相同的频率在两个或更多的绕组之间变换交流电压和电流，从而传输交流电能的一种静止电器。

变压器绕组绝缘性能取决于绝缘纸和绝缘油的性能，而检测绝缘油的品质即可了解到变压器的绝缘性能是否良好。

因为色谱法检测的是油中气体含量，所以很敏感地反映出一些潜伏性故障。

2、利用油中溶解气体分析变压器故障油中溶解气体分析作为诊断变压器故障的有效手段，其原理主要是由于在运行过程中，变压器内部的油纸复合绝缘受电场和磁场的作用及铜、铁等材料催化作用的影响，逐渐发生老化和分解。

当内部发生潜伏性故障时，变压器油中含有不同化学键结构的碳氢化合物不同的热稳定性，油纸受热分解产生烃类气体。

随着故障点的温度升高，绝缘油依次裂解产生烷烃、烯烃和炔烃，还会由于发热逸散出氢气。

随着油纸绝缘的进一步老化或者潜在故障的发展。

还会产生其他气体。

一般通过检测甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙炔（C2H2）、乙烯（C2H4）以及氢气（H2）、氧气（O2）、氮气（N2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）等气体。

将这些特征气体从变压器油中分离出来并经过色谱分析，确定其存在及相应含量大小，便可反映出产生这些可燃气体的故障类型。

3、案例分析3.1 案例一某330kV变电站35kV 2号站用变压器，由江苏上能新特变压器厂生产，于2015年4月投入运行。

变压器油中总烃超标的原因和分析昌吉电业局检修工区李杰[摘要]本文主要阐述了变压器油中总烃超标的原因，故障实例及故障分析方法和处理措施，我们通过采集变压器箱体内的少量油样，可以分析出油中气体的组分及其含量，来判断变压器是否存在故障、故障性质以及故障的大致部位。

[关键词]故障实例故障分析原因故障诊断处理措施前言变压器是变电站的重要设备，变压器的运行状况直接影响电能的正常输送。

因此，各发电及供电单位都非常注重变压器的绝缘监督、运行维护及消缺工作，色谱分析是通过对油中溶解气体的分析检测充油电气设备存在潜伏性故障的一个重要方法，是监督、保障设备安全运行的一个重要手段，通过对特征气体的分析及三比值法，能及时掌握变压器运行情况，及早发现设备故障、故障性质及故障发展变化的情况，查出问题，消除缺陷，保证变压器安全稳定运行。

本文主要介绍了昌吉变电站的2号主变，色谱分析发现主变存在的故障过程，故障性质诊断方法，查出的问题及处理措施。

1故障实例昌吉变电站2号主变，型号为SFSZ7-31500/110，生产厂家为沈阳变压器厂三分厂制造，此台变压器自投运开始，各组分含量均为正常，2009年10月13日主变取样分析时发现，C2H2含量为5.40μL/L、总烃含量为1373.08μL/L，乙炔、总烃超标。

表1 昌吉2号主变色谱分析异常数据2故障分析方法三比值法原理是：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，从五种特征气体中选用二种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三结比值，以不同的编码表示；根据表2的编码规则和表3故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。

这种方法消除了油的体积效应影响，是判断充油电气设备故障类型的主要方法。

表2编码规则表3故障类型判断方法3总烃超标原因分析利用三比值法对昌变2号主变进行分析判断，列表如下：通过分析发现CO、CO2有明显增长，主要原因是变压器长期过负荷铁芯过热或裸金属体过热而使临近的固体绝缘材料局部过热，根据变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T722—2000，故障性质为高温过热。

变压器氢气含量超标的原因分析与处理作者：曹军来源：《科学导报·科学工程与电力》2019年第26期【摘要】大板发电公司四台变压器油中氢气含量超过注意值，通过分析检查处理，发现是金属波纹储油柜不锈钢材质引起氢气含量超标，并对这一问题进行了分析处理。

使变压器氢气含量超标的问题得以消除。

本文对电力同行变压器氢气含量超标判断有指导意义。

同时还对此类问题提出了预防措施。

【关键词】电力变压器;色谱分析;油中氢气;储油柜;三比值法一、引言正常运行的变压器油中溶解气体的组成主要是氧气和氮气但由于内部绝缘油和固体绝缘材料受温度、电场、氧气及水分和铜、铁等材料的催化作用，随运行时间延伸发生速度缓慢的老化和分解，将生成少量的氢气和烃类气体。

如果变压器氢气含量出现超标现象，可能是设备进水或有气泡存在，引起水和铁的化学反应;或在较高的电场作用下，水或气体分子分解;以及由电晕作用产生;绝缘材料受潮、金属材料脱氢反应等。

这里介绍由金属波纹储油柜不锈钢材质脱氢反应引起氢气含量超标的现象，并通过数据分析和现场经验得以根本解决。

二、事故经过及采取措施（一）事故经过大板发电公司一、二号机组共有两台高压厂用变压器（型号：SFF10-70000/20，额定电压：20±2×2.5%/10.5-1.5kV）和两台公用脱硫变压器（型号：SF9-35000/20，额定电压：20±2×2.5%/10.5kV）于2010年现场安装完毕，2013年1月13日投入运行。

至从变压器投运后，经连续油色谱分析发现四台变压器氢气含量持续升高，均超过行业标准DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定的150μL/L注意值（见附件1）。

（二）采取措施三比值法气体分析能根据各组分的含量、比值、产气速率判断变压器的故障原因及性质，在解决各类变压器故障中发挥重要作用。

通过三比值法进行故障诊断代码为“011”判断故障表现为中温过热，由于只有氢气含量超标，而其它烃类气体并没有明显增长趋势，因此利用三比值法进行故障诊断没有指导意义，只有油中气体各组分含量足够高或超过注意值，并且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法判断故障性质。

一起220kV主变压器绝缘油化验结果异常原因分析及处理摘要：某电厂220kV#1主变在2015年03月16日定期绝缘油色谱化验后，发现绝缘油中总烃超标，且有C2H2产生。

经过近8个月检查、油色谱化验数据分析及跟踪，确认是由于变压器内部接触不良，导致过热，致使绝缘油劣化分解产生烃类气体。

经过对变压器吊罩全面检查，发现变压器高压侧B相无载分接开关动、静触头间存在接触不良情况。

文章通过综合分析，阐述了该异常检查、分析、综合处理过程，结合检查处理效果，总结相关经验，为解决同类问题提供借鉴，同时也防止高负荷或“保电”期间机组“非停”事故发生。

关键词：无载分接开关动静触头；接触不良；总烃超标；原因分析1、引言某燃煤电厂220kV#1主变在2015年03月16日（机组进入迎峰度夏“保电”期）定期绝缘油色谱化验结果不合格（总烃超标，且含有C2H2），连续多天取油样化验总烃军超标，C2H2等烃类气体含量无大变化。

通过红外测量、油泵运行状态跟踪、化验数据分析等，判断油化验异常是由于变压器内部无载分接开关动静触头接触不良导致过热分解劣化绝缘油造成。

在电力系统中变压器出现绝缘油异常问题情况很多，文章通过检查跟踪、数据分析判断、故障处理，对同类异常情况提供分析、判断的经验，能有效避免由于误判断造成重要时段变压器停运产生的经济损失乃至停电事故。

2、设备概述某燃煤电厂220kV#1主变型号：SFP10-420000/220，2009年06月30日投运。

该变压器从投运至2015年03月16日，定期检修、电气预防性试验及绝缘油化验结果均符合“DL-T 596-1996 电力设备预防性试验规程”要求。

3、绝缘油化验结果异常2015年03月16日，#1主变定期进行绝缘油取样化验（第1取样口取样），结果不合格，总烃含量873.55uL/L（规程[1]要求≯150 uL/L），C2H2含0.91（此前该数值为0）。

当天于#1主变第2取样口取样化验，化验结果与第一次无大差异。

浅析变压器绝缘油出现乙炔的原因[摘要]利用故障诊断的方法对变压器绝缘油色谱数据进行分析，能快速发现变压器内部存在的潜伏性故障，本文通过工作中的两个案例，分析变压器在投入运行后绝缘油中出现了乙块，并分析变压器油中乙炔值超标原因。

[关键词]：油色谱、乙块、判断处理变压器是电力系统中的重要电气设备，当系统内设备有故障发生时，会对电网安全运行造成很大影响。

因此，对变压器运行状态监视，尤其是对变压器潜在隐患的排查显得特别重要，对变压器内部绝缘油进行色谱分析，是比较有效的分析手段，它不仅能作为判断故障发生依据，还能预测变压器等充油设备内部的潜伏性故障。

一、变压器原理和绝缘结构变压器是电磁感应原理，变压器绝缘好坏取决于变压器绝缘油和绝缘纸性能，通过检测变压器绝缘油的品质可判断变压器绝缘性能是否良好，它能够敏感地反映出变压器内部存在的潜伏性故障。

二、利用油中气体组分含量分析变压器内部故障绝缘油中溶解气体含量分析作为诊断变压器内部故障最为有效的手段，它的原理主要是变压器内部的油纸复合绝缘受铁、铜等材料催化及磁场和电场作用逐渐老化分解。

当内部有潜伏性故障时，油纸受热后分解产生烃类气体，同时逸散出氢气。

一般通过检测一氧化碳、甲烷、二氧化碳、乙烯、乙烷、乙炔、氢气、氮气、氧气等气体含量，就可判断出产生这些气体的故障类型。

三、油中乙炔对变压器运行影响变压器油中乙炔通常是由电弧故障或放电产生，标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定油中乙炔含量的注意值是指乙炔超过该值时应注意设备内部可能存在故障，当充油设备内部有故障时，各特征气体的产气速率会随着故障的发展而含量增大，但并不是说乙炔一定会影响设备的正常运行。

案例1巨宝庄变电站66kV 2号站用变压器于于2023年10月13日更换新站用变压器，型号为SZ11-2000/66，生产厂家为重庆变压器有限责任公司，此台变压器耐压后、投运前油色谱、击穿电压、微水数据均为正常，2023年10月13日投运后检测出有微量乙炔，之后乙炔含量却又无增长趋势，且其它组分含量均无异常。