箱式变压器绝缘油气体含量超标原因分析及处理方法

（1）变压器油绝缘强度降低，气体在油中的溶解度具有饱和界值，在25℃和一个大气压下，可溶解10.8％的空气，所以变压器油中的气体在一定条件下会超出饱和溶解度而析出气泡。由于高电场区存在气泡，可使油的绝缘强度降低。当小气泡附着在绕组表面，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，井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）变压器绝缘加速老化，绝缘油在高温的作用下，如果接触空气中的氧气，会发生热氧老化，老化的结果除产生水之外，还会生成酸和油泥等。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。

（3）致气体继电器动作跳闻，造成变压器停电。若变压器油中含气量高，一旦温度和压力变化，气体就会出，使变压器瓦斯电器动作。

以梅桥风电场2019年-2021年#10箱式变压器油样检测报告为例，变压器型号为华式S11-2400\35kV，绝缘油型号为#25号油，取样环境符合要求。箱变自2019年观察有轻瓦斯产气现象，取油样进行色谱分析，发现总烃、氢气超标，并跟踪观察，数据如下：

表1 #10箱变2019年-2020年油色谱分析数据

表中可以看出，氢气、总烃趋势虽未呈上升趋势，但一直处于超标状态， 根据 DL/T 722-2014 变压器油中溶解气体分析和判断导则中气体三比值法进行故障类型分析判断，#10箱变故障类型判断为低温过热（低于150℃），经过与厂家共同商议，将#10箱变进行滤油脱气处理，滤油脱气后，取油样进行色谱分析，数据如下：

表2 #10箱变滤油脱气后油色谱分析数据

表中可以看出，刚开始进行滤油脱气后，氢气和总烃总体呈下降趋势，且总烃已经在合格范围内，氢气仍然超标，但运行一段时间，总烃、氢气含量反弹，超过合格值，判断变压器内部故障，可能存在局部放电情况，经与厂家商议，对#10箱变进行返厂检修，检查变压器本体有无异常，检查过程中发现器身 C 相引线紧贴 A 相线圈；箱壁上部定位件处有黑色印记；铁芯结构件（夹件、垫脚）紧固处及箱底定位钉处有黑色印记，检查结果如下：

图 1（箱底定位钉处及垫脚定位钉孔处）

图 2（箱壁上部定位件）

图 3（C 相引线紧贴 A 相线圈）

图 4（夹件拉螺杆紧固处）

根据油中气体含量三比值法（编码为“010”）判断，故障类型为局部放电，典型故障为高湿、气隙、毛刺、漆瘤、杂质等所引起的低能量密度的放电，产生局部放电主要原因为铁芯结构件（包括夹件、定位件、垫脚等）接地不可靠，悬浮电位造成放电；C相引线与A相线圈绝缘距离过小，导致局部场强过高并放电。通过对铁芯结构件（包括夹件、定位件、垫脚等）紧固处进行磨漆处理，保证可靠接触和加大 C 相引线与 A 相线圈之间的绝缘间隔。完成返厂检修后，再次测量油中色谱数据，结果如下：

表3 #10箱变返厂检修后油色谱分析数据

表中可看出，通过返厂检修后，总烃和氢气已经在合格范围内。

根据箱变多年来的运行经验和相关厂家技术资料综合现场情况，可以得出箱式变压器产气来源有以下4个方面：

2.2.1自然老化气体
      由于变压器长期运行，其中的绝缘材料发生不可避免的缓慢化学反应，产生一定量的气体主要成分为一氧化碳和二氧化碳。这部分气体可以由变压器顶部呼吸器排出。

2.2.2外来气源

1、在某些有些气体可能情况下，不是设备故障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氢气过热的铁心层间油可膜裂解也生成氢。新的不锈部件中也可能在钢加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。特别是在温度较高，油中溶解有氧时，设备中某些油漆（醇酸树脂），在某些不锈钢的催化下，甚至可能生成大量的氢。某些改型的聚酰亚胺型的绝缘材料也可生成某些气体而溶解于油中。油在阳光照射下也可以生成某些气体。设备检修时暴露在空气中的油可吸收空气中的 CO2 等。这时，如果不真空注油，油中 CO2 的含量则与周围环境的空气有关。另外，某些操作也可生成故障气体，例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗漏，或极性开关在某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中，或留在经油浸渍的固体绝缘中；设备油箱带油补焊；原注入的油就含有某些气体等。这些气体的存在一般不影响设备的正常运行。但当利用气体分析结果确定设备内部是否存在故障及其严重程度时，要注意加以区分。 

2、风电场箱式变压器运输、安装、调试过程中，正值春末夏初多雨季节，安装前虽然箱式变压器本体充氮保护，但风电场，环境恶劣，相对湿度较高，安装环境达不到相关标准，虽及时将箱式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，如在补充气体时不小心带入了水分或绝缘材料中渗入水分，在电场的作用下就会产生H2超标的情况。加之风电场集电线路采用的是电力电缆输送电能，电缆连接及其其他附件连接时接触面均有受潮的可能，安装后仅清扫干净未采取进一步的处理措施。故箱式变压器本体内部及附件受潮的可能性非常大。

2.2.3局部放电所产生的气体
        根据相关规定变压器的气体含量均要符合《电力设备预防性试验规程》以及《变压器油中溶解气体分析和判断导则》的标准。箱式变压器在投入使用后，由于高原风电场各种恶劣因素的影响，其变压器的特征气体的含量难免会有一定的变化。经过多次论证，在电场、局部放电或者电弧放电以及热作用下，油中CH4、C2H2、C2H6 等烃类及H2、CO、CO2 等其它气体水分解、绝缘材料热分解会使得变压器的整体气体含量发生相应的变化。在频繁停送电过程中必然会有局部放电或者电弧放电。对于变压器，定期进行局部放电试验尤为重要，因其绝缘结构多，由于制造工艺和水平限制不可避免的在各绝缘部分之中存在间隙和绝缘薄弱的部分。如在浇筑电木筒时材料中夹杂的微型气泡；油漆处理时与板材间形成的气泡，在干燥过程中由于金属和油漆热胀量不同产生的空腔；绝缘纸板和纸层间形成的空腔等等。众所周知绝缘油、纸等的介电系数大于空腔内气体的介电系数，造成材料空腔上所承受的电场强度远远大于绝缘材料上的电场强度高。当变压器运行一段时间后，绝缘材料老化，整体绝缘性能下降，这些材料上的空腔首先发生局部放电。而导电部分因金属加工原因和装配原因造成的尖角、毛刺部分也是局部放电的高发位置，还会损坏匝间绝缘，造成匝间绝缘短路。

1、安装前，应对变压器本体油和补充油进行色谱分析外，同时还应对附件内的残油进行抽查或对附件进行必要的冲洗。

2、变压器附件油补充完毕后，需静置一段时间后才能进行取样;另外，在耐压试验或局放试验后应再安排一次油色谱分析。

3、在变压器安装过程中，非必要时，严禁在本体和附件上进行焊接作业。

4、针对试运行后的变压器和运行中的变压器则要及时和定期进行监测，并注意分析气体増长和比例变化情况，尽早发现故障，避免发生严重事故

真空滤油能够有效去除油中含水量和含气量，利用油和水的沸点不同，它由真空加热罐精滤器、冷凝器、初滤器、水箱、真空泵、排油泵以及电气柜组成的。真空泵将真空罐内的空气抽出形成真空，外界油液在大气压的作用下，经过有入口管道进入初滤器，清除较大的颗粒，然后进入加热罐内，经过加热等40-75℃的油通过自动油漂阀，此阀是自动控制进入真空罐内的油量进出平衡。经过加热后的油液通过喷翼飞快旋转将油分离成半雾状，油中的水份急速蒸发成水蒸气并连续被真空泵吸入冷凝器内。进入冷凝器的水蒸气经冷却后再返原成水放出，在真空加热罐内的油液，被排油泵排入精滤器通过滤油纸或滤芯将微粒杂质过滤出来，从而完成真空滤油机迅速除去油中杂质、水份、气体的全过程，使洁净的油从出油处排出机外。还可用于对轻度变质的变压器油进行再生净化，使其性能达到合格油标准。

1、分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接等导致变压器油过热，通过对这些部位的检查和检修，能够有效解决过热故障；

2、引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的火花放电线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引线对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等；通过以上检查，能有效解决低能放电故障和电弧放电故障。