实际应用中变压器氢超标的解决方案

　　XX水电站于2016年8月启动轻瓦斯保护动作，2017年2月开始跟踪主变油试验异常情况，对主变绝缘油进行过滤并进行预防性试验。同时，GIS主变高压侧自2016年8月起出现燃气泄漏，2019年燃气泄漏现象有所增加。结合主变轻气作用、主变绝缘油色谱分析、气作用油样品检测(气体含量、耐压、水分、介质损耗)、变压器厂家现场调查、根据运行数据和SF6气体检漏仪(zui大值为186ppm)检查气体继电器排出的气体。

　　XX水电站两台发电机组共用一台三相双绕组主变压器，冷却方式为油浸风冷(ONAF)，带片式散热器和底吹冷却风机。变压器高压侧通过油/SF6套管与110千伏绝缘金属封闭开关设备(以下简称GIS)的SF6套管连接，低压侧通过油/空气套管通过连接铜排与10.5千伏公共母线连接。自2014年5月至2020年已投入运营9年。2016年8月，经油色谱分析发现氢气超标。2019年1月，确定变压器C相套管向变压器油侧有气体泄漏，确定为油气套管泄漏。更换了油气套管，消除了这一现象。

　　1原因分析

　　2016年8月轻气作用发生后，油色谱分析发现氢气浓度为261μL/L，超过标准值150μL/L/L，对气体继电器排出的气体采取临时措施排气，每月进行试油跟踪。2016年11月氢气浓度为486.55μL/L/L，根据进水情况及氢气浓度逐渐升高的情况，2016年12月申请为0，检查时对变压器油进行油循环过滤，变压器内阀位检查，更换密封件。试油后各项数值合格，预防性试验数据合格，与今年相比无明显变化。同月变压器恢复运行，采取的临时措施是每月继续试油跟踪，轻气动作后排出气体继电器排出的气体。2017年2月，红外热像仪测试变压器，满负荷情况下各部位温度正常。对主变压器铁心接地进行环流试验，环流为0。历年预防性试验数据对比见表1。

　　2019年1月，变压器高压侧GIS室套管侧气体泄漏增多，气体继电器动作频繁。分析原因是当主变油温过低时，主变高压侧套管变压器侧压力下降，胶囊收缩，导致GIS侧SF6气体充满主变油侧(一两台机器启动一段时间后，主变油温高于40度，且主变油位达到“7”后主变轻气停止)变压器高压侧GIS厂家对变压器高压侧C相套管现场检查，确认高压侧C相套管密封损坏。2019年6月更换该套管后，变压器至2020年8月未发生轻气作用。

　　2处理情况

　　2019年，燃气泄漏现象增多。根据运行数据和SF6气体检漏仪，检查气体继电器排出的气体(zui大值为186ppm)。分析原因是:当主变高压侧机壳油温过低时，变压器侧压力下降，胶囊收缩，导致GIS侧SF6气体充满主变油侧(一两台机器启动一段时间后，主变油温高于40度)

　　停电后抽出绝缘油，回收SF6气，取出原套管更换套管，调整套管波纹管。法兰连接面外露连接处的SF6密封胶涂带宽度应一致、均匀、连续。现场注胶后，多余的密封胶将被清除。在内导管组装和密封之前，将检查油箱内部是否干净，是否有异物残留(扳手头、导体的临时支撑等)。).木制品导体的临时支撑bixu用无锯屑的绷带包扎。将SF6气体充入气室至额定压力后，静置24小时以测量水分含量。环境相对湿度一般不超过85个点，实测值(修正至20℃的值)符合要求。充气前后，检查确认阀门启闭位置符合技术要求，并进行耐压试验。灭弧室试验150PPm非灭弧室250PPm。进行变压器注油和耐压试验，数据合格后投入变压器运行。

　　经过处理，解决了2016年8月至2019年1月两年多的主变轻气动作，节约了油色谱月成本。更换C相套管以来，无变压器氢超标，变压器油色谱分析正常。

　　3变压器氢气超标的预防措施

　　在变电实际运行中，应按《电力设备预防性试验规程》进行预防性试验，并将试验数据与往年数据进行对比分析，发现问题及时分析处理；定期进行变压器红外检测、温度检测、油位检查、外观和声音、风机运行和外部循环油等。，每3个月进行一次铁芯接地检查，根据负荷情况分析当前设备是否正常；定期按变压器容量进行油色谱分析，分析数据是否在正常范围内；检查变压器部阀门是否正常开启；定期检查变压器散热器、硅胶、分接开关等辅助设备是否满足变压器电流运行方式的要求。

　　XX水电站用两年多的时间解决了氢气超标引起的轻气作用现象。当变压器高压侧SF6套管接GIS的油浸式水电厂和变电站出现同样现象时，实际应用中的解决方案值得推广使用。