浅析某站1000kV主变油中含气量及建议

国网福建检修公司 李朝辉

浅析某站1000kV主变油中含气量及建议

国网福建检修公司 李朝辉

1000kV变压器由于额定电压较高，对变压器油品质的要求也非常高，在运行中，要求1000kV变压器油中的含气量一半不得大于2%。而由于油中含气量检测的离散性，正常运行过程中离线检测的值很可能超过标准，那么对于油中含气量的正确分析及判断就很重要。本文对某站两台1000kV主变油中含气量跟踪分析，并判断提出处理建议。

1000kV主变；含气量；涡流

1.影响含气量的几个因素

油中溶解气体是指变压器内部以分子状态溶解在油中的气体。油中含气量为油中所有溶解气体的总和，用体积百分率表示。影响油中气体溶解度的主要因素是压力和温度：压力增大时，气体溶解度增大，反之，则减少；温度改变时，对不同气体的溶解度产生不同的影响，如空气和氧气随温度的升高对气体的溶解度增大。

在变压器运行中，对流或者油暴露在空气中都会使含气量因油中气体的逸散而减少。但含气量数值的准确性关键在于检测的规范性。油中溶解气体分析的试验过程包括从变压器中取出油样，从油样中脱出溶解气体，利用色谱仪分析气体和数据处理四个环节。由于变压器运行环境的复杂性，试验方式的随机性，因采样部位、方法、脱气方式、作业人员和使用仪器等的不同，试验过程中气体的逸散，导致溶解气体的分析结果有一定的分散性。由于气体的极易扩散性，使得油中溶解气体分析的试验要比其他油质试验偏差大，并且油中组分含量越小，相对偏差就越大。因此规程对两次平行试验的重复性作出如下规定：“油中溶解气体浓度大于10uL/L时，两次测定值之差应小于平均值的10%；油中溶解气体浓度不大于10uL/L时，两次测定值之差应小于平均值的15%加2倍该组分气体最小检测浓度之和”。该规定反映了气相色谱发存在很大的试验偏差。

2.主变含气量跟踪分析

该站运行有两台1000kV主变，型号为ODFPS-1000000/1000，出厂日期为2014年6月1日，投运日期为2014年12月12日。从2015年底持续跟踪这两台主变的油中含气量，以下分别进行分析。

2.1 3号主变数据分析

表1 3号主变含气量跟踪表

表1中日期前有“电”字为电科院测试数据，其余为自测超标数据，斜体字表示该值超标。B相主体变在2016年5月份测试数据较大，高达7.9，几次较高数据均为自测取样数据，电科院所测数据均在合格水平，且高于4的仅为5月份的两次，其余全部小于3，可判断B相含气量受试验技术水平影响较大，实际合格；C相同理，也可判断在合格水平；A相则由于数据离散性较大，无法判断含气量增长的规律。

图1 3号主变A相含气量电科院测试数据趋势图

从图1所示可知3号主变A相含气量总体上呈下降趋势，在2016年3月份以后呈离散性分布在3%左右。

图2 3号主变A相含气量电科院测试数据趋势图

从图2所示可知，电科院测试数据在2015年12月至2016年2月从7.8逐步下降至5.4，从2016年3月开始则稳定在2以下，由于含气量测试跟踪是从2015年12月开始，之前数据无法考证，可以假设该主变在投运后内部及存在较多的气体，随着时间推移，从气温、压力、油流等变化，内部气体不断逸散，至2016年3月趋于稳定。

图3 3号主变A相含气量自测数据趋势图

图4 #2主变含气量跟踪图

从图3所示可以看出，自测数据离散性较大，2016年2月17日初测数据较高达6.3，但2月19日复测则为合格1.38，往后则稳定在3左右，7月份至9月份呈微小增长趋势，而后又继续下降，该趋势与电科院测试数据的最后4次较吻合，分析应为2016年6月份3号主变停电首检及缺陷处理，停电区间有检查密封及排气等工作，空气会在相关部位打开微量进入，在运行后则会逸散直至稳定。从以上整体分析，3号主变主体变含气量处于正常水平。

2.2 2号主变数据分析

2015年12月16日，检测发现2号主变C相含气量为2.44%，数据偏高。通过加强对2号主变含气量跟踪，跟踪数据的曲线图如图4所示。

从2015年12月跟踪开始，判断2号主变的含气量曾增长趋势，并安排在2016年5月份对该主变含气量检查处理，主要检查了油枕、旁通阀等密封情况，发现2号主变C相油枕旁通阀关闭不严，由于受到该站前期高抗检查胶囊尺寸不对应的影响，对三相油枕均全部打开检查，但受到工期天气等因素影响，并未对本体进行油脱气处理。检查处理后，从2016年7月至2016年12月测试数据，#2主变三相含气量呈离散性分布。并从10月开始逐月下降，最近一次12月21日检测A、B相含气量合格，C相为2.9%，较前期4%有显著下降。从含气量走势图可以判定以下结论：

（1）A、B相在2016年6月份前含气量稳定在2%以下的合格范围内，可表明变压器本体密封良好，不存在进气的条件或进气量微小；2016年5月份处理之后A、B相检查后，由于处理过程部分空气进入变压器本体，导致含气量增高，在4%以下呈离散分布，进入10月后随榕城着运行气温降低，油中溶解空气能力降低，空气析出随自由呼吸逸出本体，整体含气量降低，已降低至2%合格水平以下。从以上结论，随着后面气温的不断降低，油中含气量会不断逸出，直至稳定状态，在气温上升后，含气量可能会缓慢增长，但由于密封良好，基本可判断将保持在2%以下合格水平。

（2）C相在2015年12月份开始即含气量稍微超标，在3%左右呈离散分布；2016年5月处理发现旁通阀关闭不严，将旁通阀关紧后，含气量也在4%左右呈离散分布，进入10月后随榕城变运行气温降低，12月含气量降至2.9%，含气量下降程度较A、B相不明显。可对C相做如下分析：存在旁通阀关闭不严导致的进气，目前处理有一定的效果，但也可能存在涡流负压区，由于检查并未发现变压器本体表面存在渗油情况，因此密封不严导致的含气量增加并不严重，与数据表现出来的稳定在4%以下符合，旁通阀关闭后，随着运行时间及环境温度的变化，部分的气体会逸出，可能含气量会逐渐稳定，不存在大幅提高的风险。

（3）变压器油中空气饱和含气量在10%，2号主变三相含气量离饱和量还存在较大差距，也基本趋于稳定，不存在气体在一定条件下超过饱和溶解量而析出气泡，从而降低绝缘的局部耐电性能的可能。

3.处理建议

3号主变主体变的含气量在可不处理，属于合格水平。对于2号主变从以上分析，建议：①A、B相含气量逐渐降低，在合格范围内，可不对其进行处理，注意继续跟踪含气量发展趋势，如在夏天气温升高时数据趋于稳定，则可判定运行正常；②C相可能还存在其余密封不严情况，由于未有明显渗油表象，检查处理较为困难，所需工期也较长。对其的发展可作两种预测，一是进行脱气处理，含气量短期将恢复正常水平，但由于密封性无法根治，含气量将继续增长到目前的稳定状态；二是不进行处理，含气量目前也趋于稳定，随着冬季运行气温降低，气体将逸出并达到合格水平，随着夏天气温升高、潜油泵的运转，含气量又将升高，如此在一定的区段不断反复。但总体来说，含气量相对较低且稳定。

4.小结

一般说油中溶解的气体主要是空气，只要油中不存在占有一定几何位置的气泡，油中含气量的大小不影响油的击穿电压。限制油中含气量，主要为避免油中气体在一定条件下超过饱和溶解量而析出气泡，从而降低绝缘的局部耐电性能。减少油中的含气量，可同时减少了氧气对绝缘的氧化作用，对防止绝缘老化有力。在变压器的制造设计时，因保证电焊工艺，尽量避免联通管道、冷却器、潜油泵、闸阀等油流部位存在油流不顺畅导致涡流的形成，最终因存在负压区，外界大气通过密封不严部位、在油流的冲击下气体形成气泡进入变压器本体；在新安装和检修后脱气和排气也应彻底，尽量避免本体中油与大气直接接触导致空气进入油中导致含气量增高；运行中应加强跟踪，必要时及时处理。

[1]钱旭耀.变压器油及相关故障诊断处理技术[M].中国电力出版社,2006.