XX水電站于2016年8月啟動輕瓦斯保護動作，2017年2月開始跟蹤主變油試驗異常情況，對主變絕緣油進行過濾并進行預防性試驗。同時，GIS主變高壓側自2016年8月起出現燃氣泄漏，2019年燃氣泄漏現象有所增加。結合主變輕氣作用、主變絕緣油色譜分析、氣作用油樣品檢測(氣體含量、耐壓、水分、介質損耗)、變壓器廠家現場調查、根據運行數據和SF6氣體檢漏儀(zui大值為186ppm)檢查氣體繼電器排出的氣體。

　　XX水電站兩臺發電機組共用一臺三相雙繞組主變壓器，冷卻方式為油浸風冷(ONAF)，帶片式散熱器和底吹冷卻風機。變壓器高壓側通過油/SF6套管與110千伏絕緣金屬封閉開關設備(以下簡稱GIS)的SF6套管連接，低壓側通過油/空氣套管通過連接銅排與10.5千伏公共母線連接。自2014年5月至2020年已投入運營9年。2016年8月，經油色譜分析發現氫氣超標。2019年1月，確定變壓器C相套管向變壓器油側有氣體泄漏，確定為油氣套管泄漏。更換了油氣套管，消除了這一現象。

　　1原因分析

　　2016年8月輕氣作用發生后，油色譜分析發現氫氣濃度為261μL/L，超過標準值150μL/L/L，對氣體繼電器排出的氣體采取臨時措施排氣，每月進行試油跟蹤。2016年11月氫氣濃度為486.55μL/L/L，根據進水情況及氫氣濃度逐漸升高的情況，2016年12月申請為0，檢查時對變壓器油進行油循環過濾，變壓器內閥位檢查，更換密封件。試油后各項數值合格，預防性試驗數據合格，與今年相比無明顯變化。同月變壓器恢復運行，采取的臨時措施是每月繼續試油跟蹤，輕氣動作后排出氣體繼電器排出的氣體。2017年2月，紅外熱像儀測試變壓器，滿負荷情況下各部位溫度正常。對主變壓器鐵心接地進行環流試驗，環流為0。歷年預防性試驗數據對比見表1。

　　2019年1月，變壓器高壓側GIS室套管側氣體泄漏增多，氣體繼電器動作頻繁。分析原因是當主變油溫過低時，主變高壓側套管變壓器側壓力下降，膠囊收縮，導致GIS側SF6氣體充滿主變油側(一兩臺機器啟動一段時間后，主變油溫高于40度，且主變油位達到“7”后主變輕氣停止)變壓器高壓側GIS廠家對變壓器高壓側C相套管現場檢查，確認高壓側C相套管密封損壞。2019年6月更換該套管后，變壓器至2020年8月未發生輕氣作用。

　　2處理情況

　　2019年，燃氣泄漏現象增多。根據運行數據和SF6氣體檢漏儀，檢查氣體繼電器排出的氣體(zui大值為186ppm)。分析原因是:當主變高壓側機殼油溫過低時，變壓器側壓力下降，膠囊收縮，導致GIS側SF6氣體充滿主變油側(一兩臺機器啟動一段時間后，主變油溫高于40度)

　　停電后抽出絕緣油，回收SF6氣，取出原套管更換套管，調整套管波紋管。法蘭連接面外露連接處的SF6密封膠涂帶寬度應一致、均勻、連續?，F場注膠后，多余的密封膠將被清除。在內導管組裝和密封之前，將檢查油箱內部是否干凈，是否有異物殘留(扳手頭、導體的臨時支撐等)。).木制品導體的臨時支撐bixu用無鋸屑的繃帶包扎。將SF6氣體充入氣室至額定壓力后，靜置24小時以測量水分含量。環境相對濕度一般不超過85個點，實測值(修正至20℃的值)符合要求。充氣前后，檢查確認閥門啟閉位置符合技術要求，并進行耐壓試驗。滅弧室試驗150PPm非滅弧室250PPm。進行變壓器注油和耐壓試驗，數據合格后投入變壓器運行。

　　經過處理，解決了2016年8月至2019年1月兩年多的主變輕氣動作，節約了油色譜月成本。更換C相套管以來，無變壓器氫超標，變壓器油色譜分析正常。

　　3變壓器氫氣超標的預防措施

　　在變電實際運行中，應按《電力設備預防性試驗規程》進行預防性試驗，并將試驗數據與往年數據進行對比分析，發現問題及時分析處理；定期進行變壓器紅外檢測、溫度檢測、油位檢查、外觀和聲音、風機運行和外部循環油等。，每3個月進行一次鐵芯接地檢查，根據負荷情況分析當前設備是否正常；定期按變壓器容量進行油色譜分析，分析數據是否在正常范圍內；檢查變壓器部閥門是否正常開啟；定期檢查變壓器散熱器、硅膠、分接開關等輔助設備是否滿足變壓器電流運行方式的要求。

　　XX水電站用兩年多的時間解決了氫氣超標引起的輕氣作用現象。當變壓器高壓側SF6套管接GIS的油浸式水電廠和變電站出現同樣現象時，實際應用中的解決方案值得推廣使用。