变压器油,工业白油,抗磨液压油专业厂家—淄博勤润

0 引言
变压器是电力系统中不可或缺的电能转换设备，为减少远距离传输过程中的线路损耗，需通过变压器将发电机出口电压升高后注入电网。因此，对偏远的水电站来说，变压器的重要性尤为突出。近年来，变压器在运行过程中氢气含量超标的问题频繁发生，由于氢气指标往往是电气设备潜伏性故障的反映，所以对氢气含量的监督也显得尤为重要。氢气产生的因素较多，包括放电、油的热分解、新油、金属、受潮、防腐等。
蓝晓丹等 [1] 的研究表明，间隙放电会导致氢气含量升高，同时也会有少量乙炔的生成。韩金华等 [2] 发现油中杂质引起的局部放电也会导致氢气产生，同时有甲烷产生，氢气、甲烷增量比值约为 24。杨桃 [3] 通过跟踪一起长达 4 年的案例，最终确定氢气异常是由于变压器油在高温、高电场的作用下脱氢所致。环烷基的变压器油在生产过程中采用全氢法的加氢气技术提高其氧化安定性 [4], 此过程中若处理不当，会导致新油中氢气含量过高。丁凤波 [5] 通过排查得出变压器渗漏致使绝缘材料受潮和不锈钢析氢是运行状态下变压器油中氢气含量异常的原因。吕新东等 [6] 也发现存放不当而受潮的变压器冷却器金属组件是其新投运的变压器产氢的主要原因。朱建红等 [7] 的材料相容性试验表明，变压器内绝缘漆不合格的施工工艺也可能是油单独产生氢气的原因。
以上研究多是在新投运和运行中出现的问题，检修后出现问题的分析较少，且检修项目有所差异，针对某水电站 1 号主变在检修后出现氢气含量异常的情况，从设备自身故障和检修过程带入两个方面入手，采取油中溶解气体分析、模拟试验等对氢气异常原因进行分析验证，并提出预防措施。
1 异常情况
1.1 设备概况
某水电站 1 号主变是 SFP9-H-150000/220 三相分体式变压器，器身内装有 41.4 t 的 25 号变压器油，2004 年投运至今，经历多次检修，2024 年 4 月以来的油色谱数据见图 1。
1.2 设备异常
2025 年 5 月至 6 月对 1 号主变本体进行检修，并进行了补油和滤油等操作，6 月 16 日完成检修恢复带电运行后，由图 1 可知，油中氢气含量增长明显，投运 10 天后含量即达到 183.4μL/L, 绝对产气速率达到 314.7 mL/d, 均高于标准规定的注意值，且呈现较快增长趋势，其余气体组分含量均较低并处于稳定增长状态。
2 故障原因排查
2.1 设备自身故障
从图 1 的数据可知，2025 年 5 月 28 日检修前，1 号主变油中 C₂H₂未检出，H₂、总烃等含量较低，各气体增长速率也在正常范围内，表明本次检修前 1 号主变无明显故障。
检修后，1 号主变在满油状态下进行了 72 h 热油循环，热油循环后油色谱数据正常 (见图 1 中 6 月 13 日数据), 静置 48 h 后，先后进行了局部放电试验和感应耐压试验，试验结果未见异常，又静置 24 h 后，取样检测油色谱数据显示氢气含量增加了约 40μL/L。根据 6 月至 8 月的检测结果可知，仅 H₂含量持续较快增长，C₂H₂始终未检出，与间隙放电会同时产生 H₂和 C₂H₂的情况不一致 [1], 烃类等气体含量无显著增长，H₂、CH₄增量比值最高超过 257, 与局部放电导致 H₂和 CH₄会同时增加的现象不符 [2]。因此可判断 1 号主变检修前后设备自身不存在故障，与本次油中氢气含量的异常无直接关系。
2.2 检修过程带入
查询现场检修记录台账，整理出可能引起 1 号主变氢气含量异常的相关检修项目，按时间顺序依次为事故排油管防腐、油枕油位计更换、压力释放阀和 AB 相波纹连管密封圈更换、补油滤油 (热油循环) 和压力释放阀密封圈再次更换、局部放电和感应耐压试验。
2.2.1 事故排油管防腐
本次检修对 1、2 号主变的事故排油管同时进行了防腐处理，底漆为环氧富锌底漆 (80μm), 面漆为聚氨酯面漆 (80μm)。
对本次使用的防腐材料和防腐工艺是否导致变压器油单独产生氢气的问题进行了模拟试验研究。
试验分别采用不同漆膜厚度配合相同干燥时间、相同漆膜厚度配合不同的干燥时间对与事故排油管相同材质的碳钢管进行防腐，而后注入从变压器油中取出的变压器油在烘箱 (105±1)℃恒温环境下浸泡，分别检测浸泡前、浸泡 1 天、4 天、10 天后的变压器油色谱及水分指标。
从检测结果可知，采用了不同的漆膜厚度防腐工艺对变压器油中的氢气和水分影响甚微，较短的干燥时间防腐工艺对变压器油中的氢气增加确有一定的影响，但不属于主要贡献者，氢气的增加主要是变压器油在较高温度下正常裂解产生，表明防腐材料与变压器油相容性良好，未对油中氢气含量产生显著影响。
通过 1、2 号主变横向对比可知，2 号主变采用了与 1 号主变相同材质的事故排油管和相同材料、工艺的防腐，投运后油中氢气含量一直维持在 10μL/L 以下，未见异常，表明 1 号主变油中氢气含量异常原因并非来自事故排油管的防腐。
2.2.2 主变配件更换
油枕油位计更换前，罐体与瓦斯继电器等所有连接的管路、阀门均被关闭，将油枕与其他部位进行物理隔离。单独对油枕使用高纯氮气进行加压排油。因压力释放阀、AB 相波纹连管处存在轻微渗油的情况，采取更换密封圈的方式进行处理。部件更换完成后，随即进行注油滤油操作，确保进入器身的潮气被除去。
2.2.3 补油滤油
检修时向变压器中补入约 0.7 t 与运行油牌号相同的新油，并进行了开口杯老化试验，老化后的测定结果符合标准要求，同时滤油前后对混合油进行了简化试验和油色谱检测，试验数据均合格。表明运行油质未发生劣化，补油、滤油后的油中氢气 (4.2μL/L) 和水分含量 (5.5 mg/L) 均较低，可排除新变压器油带来的影响。
2.2.4 压力释放阀密封圈二次更换
6 月 14 日晚，在变压器充油滤油结束后，发现 AB 相处压力释放阀处仍有渗油情况，临时增加再次更换 1 号主变两个压力释放阀密封圈的检修工作，因压力释放阀在母线箱顶部，在更换前将变压器油本体内油位降至压力释放阀升高座以下 5 cm 左右，总体油位下降高度超过 50 cm, 放油量近 5 t, 放油施工未采取防潮措施，大量空气被吸入与变压器内变压器油和固体绝缘材料直接接触超过 5 h, 且水电站地处河谷内，夜间湿度大，加重变压器潮气侵入。更换完成后，未采用真空注油和滤油操作，使得变压器受潮，6 月 16 日 1 号主变恢复带电运行。对变压器油中在不同空气湿度下放置 5 h 后的水分进行研究，结果如图 2 所示。由图 2 可知，随着空气湿度的增加，变压器油中水分呈现显著增加，因此，确定此操作导致了本次油中氢气含量超标问题的发生。
3 故障原因分析与处理
3.1 原因分析
综上所述，此次变压器油中单一氢气含量异常问题的原因如下：一是压力释放阀密封圈二次更换过程保护不当，二是未按规定进行排油注油，导致空气中潮气侵入设备，干燥的器身尤其是绝缘纸和纸板等固体绝缘材料对空气中潮气有极强的吸附性 [8], 当变压器带电后，进入变压器内部大量水分在电场的作用下，水分子发生极化，形成偶极子，并按电场方向形成泄漏电流较大的水桥，从而引起水分子汽化，生成气泡，气泡又形成气体小桥引起电晕放电，发生分解反应 (见式 (1)) 产生氢气 [9-10], 氢气溶解再进入变压器油中。
$$2 H₂O → 2 H₂+O₂ (1)$$
因进入变压器内部的水分是有限的，随着化学反应的消耗，水分会达到一个较低的平衡值，油中氢气含量最终达到一个较为稳定的状态 [9], 根据 6 月 14 日至 8 月 28 日的油色谱检测结果绘制的氢气含量发展趋势图 (如图 3 所示),7 月 31 日油中氢气含量达到峰值 (302.9 μL/L), 随后缓慢降低，稳定在 296 μL/L 左右，符合这一特征。
因压力释放阀密封圈的二次更换时间是在热油循环之后、感应耐压试验之前，此时潮气已经进入变压器中，在感应耐压试验过程中的强电场作用下，大量水分短时间内发生式 (1) 的化学反应，因此出现了感应耐压试验后油中氢气含量突增 (45.7μL/L) 的现象，从侧面印证了压力释放阀密封圈二次更换过程的潮气侵入是本次单一氢气含量异常问题产生的原因。
3.2 处理措施
8 月 29 日，电厂利用停电机会对 1 号主变再次进行了热油循环、脱水脱气处理，经过 1 天、4 天、10 天、30 天的连续油色谱检测，设备运行正常，油中各溶解气体组分均恢复至较低的稳定水平，氢气含量维持在 7μL/L 左右，表明器身受潮导致的 1 号主变氢气异常升高的问题已被有效解决。
4 结论
变压器受潮是导致变压器油中单一氢气含量超标的常见因素，但检修后影响因素较多，回溯查找原因较为困难，针对这一问题，从设备历史运行情况、变压器油补油、防腐材料和工艺、油位计更换、阀门密封圈更换等方面进行分析，同时开展防腐和吸潮等模拟试验。
分析与试验结果表明，变压器受潮的原因为主变在压力释放阀密封圈二次更换过程中潮气随空气侵入器身所致。后续在检修过程中应规范检修操作，尤其在变压器器身内与空气长期接触后应进行滤油等保护措施，做好过程监督管控，从根本上杜绝类似问题的发生。