淺析某站1000kV主變油中含氣量及建議

國網(wǎng)福建檢修公司 李朝輝

淺析某站1000kV主變油中含氣量及建議

國網(wǎng)福建檢修公司 李朝輝

1000kV變壓器由于額定電壓較高，對變壓器油品質(zhì)的要求也非常高，在運行中，要求1000kV變壓器油中的含氣量一半不得大于2%。而由于油中含氣量檢測的離散性，正常運行過程中離線檢測的值很可能超過標準，那么對于油中含氣量的正確分析及判斷就很重要。本文對某站兩臺1000kV主變油中含氣量跟蹤分析，并判斷提出處理建議。

1000kV主變；含氣量；渦流

1.影響含氣量的幾個因素

油中溶解氣體是指變壓器內(nèi)部以分子狀態(tài)溶解在油中的氣體。油中含氣量為油中所有溶解氣體的總和，用體積百分率表示。影響油中氣體溶解度的主要因素是壓力和溫度：壓力增大時，氣體溶解度增大，反之，則減少；溫度改變時，對不同氣體的溶解度產(chǎn)生不同的影響，如空氣和氧氣隨溫度的升高對氣體的溶解度增大。

在變壓器運行中，對流或者油暴露在空氣中都會使含氣量因油中氣體的逸散而減少。但含氣量數(shù)值的準確性關(guān)鍵在于檢測的規(guī)范性。油中溶解氣體分析的試驗過程包括從變壓器中取出油樣，從油樣中脫出溶解氣體，利用色譜儀分析氣體和數(shù)據(jù)處理四個環(huán)節(jié)。由于變壓器運行環(huán)境的復(fù)雜性，試驗方式的隨機性，因采樣部位、方法、脫氣方式、作業(yè)人員和使用儀器等的不同，試驗過程中氣體的逸散，導(dǎo)致溶解氣體的分析結(jié)果有一定的分散性。由于氣體的極易擴散性，使得油中溶解氣體分析的試驗要比其他油質(zhì)試驗偏差大，并且油中組分含量越小，相對偏差就越大。因此規(guī)程對兩次平行試驗的重復(fù)性作出如下規(guī)定：“油中溶解氣體濃度大于10uL/L時，兩次測定值之差應(yīng)小于平均值的10%；油中溶解氣體濃度不大于10uL/L時，兩次測定值之差應(yīng)小于平均值的15%加2倍該組分氣體最小檢測濃度之和”。該規(guī)定反映了氣相色譜發(fā)存在很大的試驗偏差。

2.主變含氣量跟蹤分析

該站運行有兩臺1000kV主變，型號為ODFPS-1000000/1000，出廠日期為2014年6月1日，投運日期為2014年12月12日。從2015年底持續(xù)跟蹤這兩臺主變的油中含氣量，以下分別進行分析。

2.1 3號主變數(shù)據(jù)分析

表1 3號主變含氣量跟蹤表

表1中日期前有“電”字為電科院測試數(shù)據(jù)，其余為自測超標數(shù)據(jù)，斜體字表示該值超標。B相主體變在2016年5月份測試數(shù)據(jù)較大，高達7.9，幾次較高數(shù)據(jù)均為自測取樣數(shù)據(jù)，電科院所測數(shù)據(jù)均在合格水平，且高于4的僅為5月份的兩次，其余全部小于3，可判斷B相含氣量受試驗技術(shù)水平影響較大，實際合格；C相同理，也可判斷在合格水平；A相則由于數(shù)據(jù)離散性較大，無法判斷含氣量增長的規(guī)律。

圖1 3號主變A相含氣量電科院測試數(shù)據(jù)趨勢圖

從圖1所示可知3號主變A相含氣量總體上呈下降趨勢，在2016年3月份以后呈離散性分布在3%左右。

圖2 3號主變A相含氣量電科院測試數(shù)據(jù)趨勢圖

從圖2所示可知，電科院測試數(shù)據(jù)在2015年12月至2016年2月從7.8逐步下降至5.4，從2016年3月開始則穩(wěn)定在2以下，由于含氣量測試跟蹤是從2015年12月開始，之前數(shù)據(jù)無法考證，可以假設(shè)該主變在投運后內(nèi)部及存在較多的氣體，隨著時間推移，從氣溫、壓力、油流等變化，內(nèi)部氣體不斷逸散，至2016年3月趨于穩(wěn)定。

圖3 3號主變A相含氣量自測數(shù)據(jù)趨勢圖

圖4 #2主變含氣量跟蹤圖

從圖3所示可以看出，自測數(shù)據(jù)離散性較大，2016年2月17日初測數(shù)據(jù)較高達6.3，但2月19日復(fù)測則為合格1.38，往后則穩(wěn)定在3左右，7月份至9月份呈微小增長趨勢，而后又繼續(xù)下降，該趨勢與電科院測試數(shù)據(jù)的最后4次較吻合，分析應(yīng)為2016年6月份3號主變停電首檢及缺陷處理，停電區(qū)間有檢查密封及排氣等工作，空氣會在相關(guān)部位打開微量進入，在運行后則會逸散直至穩(wěn)定。從以上整體分析，3號主變主體變含氣量處于正常水平。

2.2 2號主變數(shù)據(jù)分析

2015年12月16日，檢測發(fā)現(xiàn)2號主變C相含氣量為2.44%，數(shù)據(jù)偏高。通過加強對2號主變含氣量跟蹤，跟蹤數(shù)據(jù)的曲線圖如圖4所示。

從2015年12月跟蹤開始，判斷2號主變的含氣量曾增長趨勢，并安排在2016年5月份對該主變含氣量檢查處理，主要檢查了油枕、旁通閥等密封情況，發(fā)現(xiàn)2號主變C相油枕旁通閥關(guān)閉不嚴，由于受到該站前期高抗檢查膠囊尺寸不對應(yīng)的影響，對三相油枕均全部打開檢查，但受到工期天氣等因素影響，并未對本體進行油脫氣處理。檢查處理后，從2016年7月至2016年12月測試數(shù)據(jù)，#2主變?nèi)嗪瑲饬砍孰x散性分布。并從10月開始逐月下降，最近一次12月21日檢測A、B相含氣量合格，C相為2.9%，較前期4%有顯著下降。從含氣量走勢圖可以判定以下結(jié)論：

（1）A、B相在2016年6月份前含氣量穩(wěn)定在2%以下的合格范圍內(nèi)，可表明變壓器本體密封良好，不存在進氣的條件或進氣量微?。?016年5月份處理之后A、B相檢查后，由于處理過程部分空氣進入變壓器本體，導(dǎo)致含氣量增高，在4%以下呈離散分布，進入10月后隨榕城著運行氣溫降低，油中溶解空氣能力降低，空氣析出隨自由呼吸逸出本體，整體含氣量降低，已降低至2%合格水平以下。從以上結(jié)論，隨著后面氣溫的不斷降低，油中含氣量會不斷逸出，直至穩(wěn)定狀態(tài)，在氣溫上升后，含氣量可能會緩慢增長，但由于密封良好，基本可判斷將保持在2%以下合格水平。

（2）C相在2015年12月份開始即含氣量稍微超標，在3%左右呈離散分布；2016年5月處理發(fā)現(xiàn)旁通閥關(guān)閉不嚴，將旁通閥關(guān)緊后，含氣量也在4%左右呈離散分布，進入10月后隨榕城變運行氣溫降低，12月含氣量降至2.9%，含氣量下降程度較A、B相不明顯?？蓪相做如下分析：存在旁通閥關(guān)閉不嚴導(dǎo)致的進氣，目前處理有一定的效果，但也可能存在渦流負壓區(qū)，由于檢查并未發(fā)現(xiàn)變壓器本體表面存在滲油情況，因此密封不嚴導(dǎo)致的含氣量增加并不嚴重，與數(shù)據(jù)表現(xiàn)出來的穩(wěn)定在4%以下符合，旁通閥關(guān)閉后，隨著運行時間及環(huán)境溫度的變化，部分的氣體會逸出，可能含氣量會逐漸穩(wěn)定，不存在大幅提高的風(fēng)險。

（3）變壓器油中空氣飽和含氣量在10%，2號主變?nèi)嗪瑲饬侩x飽和量還存在較大差距，也基本趨于穩(wěn)定，不存在氣體在一定條件下超過飽和溶解量而析出氣泡，從而降低絕緣的局部耐電性能的可能。

3.處理建議

3號主變主體變的含氣量在可不處理，屬于合格水平。對于2號主變從以上分析，建議：①A、B相含氣量逐漸降低，在合格范圍內(nèi)，可不對其進行處理，注意繼續(xù)跟蹤含氣量發(fā)展趨勢，如在夏天氣溫升高時數(shù)據(jù)趨于穩(wěn)定，則可判定運行正常；②C相可能還存在其余密封不嚴情況，由于未有明顯滲油表象，檢查處理較為困難，所需工期也較長。對其的發(fā)展可作兩種預(yù)測，一是進行脫氣處理，含氣量短期將恢復(fù)正常水平，但由于密封性無法根治，含氣量將繼續(xù)增長到目前的穩(wěn)定狀態(tài)；二是不進行處理，含氣量目前也趨于穩(wěn)定，隨著冬季運行氣溫降低，氣體將逸出并達到合格水平，隨著夏天氣溫升高、潛油泵的運轉(zhuǎn)，含氣量又將升高，如此在一定的區(qū)段不斷反復(fù)。但總體來說，含氣量相對較低且穩(wěn)定。

4.小結(jié)

一般說油中溶解的氣體主要是空氣，只要油中不存在占有一定幾何位置的氣泡，油中含氣量的大小不影響油的擊穿電壓。限制油中含氣量，主要為避免油中氣體在一定條件下超過飽和溶解量而析出氣泡，從而降低絕緣的局部耐電性能。減少油中的含氣量，可同時減少了氧氣對絕緣的氧化作用，對防止絕緣老化有力。在變壓器的制造設(shè)計時，因保證電焊工藝，盡量避免聯(lián)通管道、冷卻器、潛油泵、閘閥等油流部位存在油流不順暢導(dǎo)致渦流的形成，最終因存在負壓區(qū)，外界大氣通過密封不嚴部位、在油流的沖擊下氣體形成氣泡進入變壓器本體；在新安裝和檢修后脫氣和排氣也應(yīng)徹底，盡量避免本體中油與大氣直接接觸導(dǎo)致空氣進入油中導(dǎo)致含氣量增高；運行中應(yīng)加強跟蹤，必要時及時處理。

[1]錢旭耀.變壓器油及相關(guān)故障診斷處理技術(shù)[M].中國電力出版社,2006.