一起换流变压器绝缘油氢气异常分析

谭华安，刘春涛，黄学民，齐向东，罗 新

(中国南方电网超高压输电公司广州局，广东 广州 510663)

0 引 言

油浸式变压器内部绝缘通常采用油和纸作为绝缘材料，这些材料无论是热故障还是电故障的情况下，最终都将导致绝缘介质发生氧化、裂解与碳化等反应，产生氢气、甲烷、乙烯、乙炔、乙烷等各种特征气体，溶解在绝缘油中。由于碳氢键之间的极性比碳碳键强，更容易断裂，在绝缘油的裂解过程中一般总是先生成氢气，因此氢气是各种故障特征气体的主要成分之一[1]。油中溶解气体分析(dissolved gas analysis，DGA)技术可在设备不停电的情况下开展分析判断油浸式电气设备内部是否有隐患以及故障类别、变化趋势、故障点定位、严重程度等，能早期和实时地诊断识别设备内部潜伏性故障，已经成为最有效、应用最为广泛的油浸式电器设备状态诊断与评价的方法之一[2]。

1 主要缺陷情况

某换流站一台500 kV Y/Y A相换流变压器，型号为西门子公司EFPH8557，额定容量282 MVA，冷却方式ODAF，绝缘油油重92 t。在一次年度检修期间更换了油枕胶囊和补充了约900 kg处理后的新油，没有对换流变压器本体进行任何检修。投运后油色谱跟踪分析结果表明氢气组分增长较快，而油中溶解气体中总烃值很小(具体数值见表1)。色谱特征气体单组分增长基本上可以排除变压器内部的缺陷，初步怀疑与更换胶囊有关。咨询厂家，厂家认为不排除胶囊安装时带有水分，在运行过程中受电场和热的作用分解产生氢气。对该台换流变压器进行了微水、含气量跟踪分析，含气量在3.0%、微水在8.0 mg/L附近波动，无异常。

通过查阅该台设备的绝缘油色谱分析谱图，发现该设备绝缘油分析谱图的氢气的保留时间与标准气体分析中氢气的保留时间存在不是很明显的差异。怀疑是其他保留时间与氢气比较接近且浓度比氢气大很多的气体，导致色谱仪工作站误将该峰识别为氢气峰。通过综合分析，怀疑是S公司在线油色谱装置的载气氦气进入了变压器本体绝缘油中。

表1 换流站极2 Y/YA相油色谱分析结果 单位：μL/L

2 气体分析确认

为确定该气体是否是氦气，在气相色谱仪同一工作工况下，进行了以下试验工作：

1)标准气体试验

用标准气体进行试验，得到的谱图如图1所示。正常情况下，氢气只有一个波峰，且从图中可以看出氢气的保留时间为0.29 min左右。

图1 标准气体中氢气出峰谱图

2)纯氦气试验

用纯氦气作为样品气体进行了色谱试验，得到的分析谱图如图2所示。可以看出流出的基线从0.16 min开始出峰，到0.44 min出峰结束，纯氦气的保留时间为0.23 min左右。

3)氦气与氢气1∶1混合气体试验

对氦气与氢气按体积比1∶1混合的气体作为样品气体进行色谱试验分析，得到的分析谱图如图3所示。流出的基线从0.16 min开始出峰，到0.44 min出峰结束，混合气体的保留时间为0.23 min左右，出峰情况与单一纯氦气基本无差异。

图2 纯氦气的谱图

图3 实验室氦气和氢气混合后的谱图

4)氩气稀释氦氢混合气体试验

用气相色谱仪所用载气氩气稀释氦氢混合气体约10倍后进行试验，得到的分析谱图如图4所示，氢气和氦气出峰可分离，两峰分离时间大约在0.26 min。

从前面4组对照试验可以得出：在浓度高的情况下，氢气和氦气的色谱峰无法有效分离，应该与两种气体的热导率有关。从表2中可以看出氦气和氢气的热导率相差不大，同属于常用气体里面热导率极高的气体。在低浓度的情况下，氢气和氦气可以分离，氢气和氦气的浓度比影响两者分离效果，氢气的保留时间为0.29 min左右，氦气的保留时间为0.23 min左右。

图4 氦气和氢气混合气体氩气稀释后的谱图

表2 常用气体的热导率[3](48.9℃)

3 气体来源分析

如在线油色谱油路(图5)和在线油色谱装置工作原理(图6)所示，S公司的在线油色谱装置通过供油口A和回油B与变压器油箱相连，变压器油在进入在线油色谱装置前经过油过滤器过滤，泵入脱气装置进行油中溶解气体分离提取，脱气装置采用半透膜脱气的方法。该半透膜是外包多层特氟纶材料、中空的结构，利用其透气选择性，即半透膜只允许油中溶解的某些特征气体渗透到集气室而阻止其他物质透过[5]。集气室中的气体通过控制旋转阀，利用载气吹扫定量的样品气体到色谱柱进行分离后再进入热导检测器检测浓度。脱气室的变压器油则未经处理经过回油口B再回流到变压器本体内部。

分析在线色谱装置的整个油路工作流程，变压器油与载气氦气有接触可能性的地方只有脱气装置。理论上半透分离膜应具备良好的单向透气性，脱气时使用的载气不应透过半透分离膜进入到变压器油中。但实际在设备运行过程中，由于膜老化、皱裂或维护不当等原因，载气通过半透膜溶入到脱气室的绝缘油中[4]，而这部分绝缘油并没有经过脱气处理直接回流到本体，造成氦气在设备内逐渐累积。

S公司生产的油色谱在线监测装置用氦气作为载气，采用半透膜的脱气方式，但在设计上没有考虑防止载气进入一次设备本体的措施。而安装在换流变压器附近的在线油色谱装置由于运行环境较为恶劣，半透膜更容易老化和损坏。S公司的油色谱在线监测装置允许少量氦气进入约5 μL/(L·年)。目前，已分析了37台安装有该公司在线监测装置的变压器的离线油色谱图谱，发现其中12台变压器油中存在氦气，氦气含量均超过20 μL/L，其中氦气含量最高值达到300 μL/L，远高于厂家允许值。

图5 在线油色谱油路

图6 在线油色谱装置工作原理

4 结 语

1)装有S公司在线油色谱装置的换流变压器氢气较高，现场通过对谱图出峰的时间分析，其原因是在线油色谱装置所用载气氦气引起的。在离线色谱仪的同一工况下，氢气的保留时间为0.29 min左右，氦气的保留时间为0.23 min左右。

2)当油中氦气浓度远大于氢气浓度时，色谱装置会把氦气的色谱峰误认为氢气的色谱峰，从而造成误判氢气浓度较高现象。

3)建议在线油色谱监测装置加装绝缘油脱气后回流变压器本体前的脱气模块，防止载气等气体带入换流变压器本体内，影响设备状态评价。

4)氦气进入换流变压器本体绝缘油中，对换流变压器的安全运行是否存在危害，需要进一步研究。