關于變壓器油中水分、氣體和雜質的在線處理

 

一，關于變壓器中的水分

   變壓器絕緣系統是由絕緣紙和絕緣油所組成的，二者是不可分離的，水分對絕緣油的危害是十分嚴重的，油中水分會加速油的劣化，使其電氣性能惡化，降低電氣強度。含水量高的油可能降低甚至喪失延緩絕緣紙受潮的功能。當油紙水分平衡紊亂時，甚至可導致絕緣擊穿。此外，油中水分還會使油的局部放電起始電壓降低，局部放電強度增高。

 

  1． 油的含水量高會喪失延緩固體絕緣受潮的功能

  不僅絕緣紙是強吸濕性材料，絕緣油本身也是具有吸濕性的。有關絕緣油在不同空氣濕度和溫度下的吸濕情況以及絕緣油在溫度為25℃的不同相對濕度下的吸濕特性。

   正是因為絕緣油自身也吸濕，因此它不能防止絕緣紙受潮，只能延緩絕緣紙受潮。根據油紙水分平衡特性，當油中含水量很高時，其延緩絕緣紙受潮的功能也將完全喪失。也就是說，在變壓器密封系統中，若油中含水量高，即使阻斷了潮濕入侵的來源，也會因溫度的降低，使油中遷移出部分水分而被絕緣紙吸收，使絕緣紙的含水量增加。變壓器絕緣系統中，纖維絕緣的水危害遠遠大于油中水分的危害，因此，人們限制油中水分的實質是為了控制纖維絕緣材料受潮。

 

  2． 水分對絕緣油電氣特性的影響

油的含水量大于15uL/L后，其擊穿電壓隨著含水量的增加下降極為迅速，這與油中含有固體雜質是有關的。因為工程油總會含有一定量的固體雜質，如果油未受潮，即使存在固體雜質，因為它的介電系數于油的介電系數相比大不了多少，難以形成小橋，故對油的擊穿電壓影響不大。當雜質有水分影響時，則擊穿電壓會明顯降低。油的擊穿電不僅隨含水量和含雜質量的增加而降低，而且與所含固體雜質的性質有關。當水分和纖維雜質同時存在于油中時，對油紙絕緣系統的威脅是最大的。

 

  3． 油紙水分平衡紊亂的危害

  由于油紙水分平衡需在某一穩定的溫度下，經較長時間才能實現，然而變壓器運行溫度大多是周期性變化的，因此往往很難達到真正的平衡狀態。例如，當溫度升高，水分從絕緣紙中遷出時，由于受到熱動力和強油循環的影響，易于均勻分布在油中，導致紙中水分布呈內濕外干的狀態；反之溫度降低時，油中析出水分很難均勻進入紙的內層，從而使紙形成外濕內干的狀態。如果這種狀態發生在最不利的高電應力的區域內，則將是十分危險的。

  水分在油和紙的動態平衡過程中，由于某些未被紙吸收的水分或因溫度降低至接近油的濁點時，可能會形成懸浮狀態的水滴附著于固體絕緣表面或油箱壁。由于水分的介電常數為81，遠遠高于油或紙的介電常數；因此，在油紙絕緣系統中，水分總是傾向在最危險的高電場區域聚集，特別是懸浮水更易于向高電場區域移動。顯然在動態平衡過程中，若出現懸浮水滴，則將是十分有害的。

  必須指出，即使達到平衡狀態時，水分在油和紙中的分布一般也不可能是完全均勻的。在穩定的低溫區的絕緣紙中含水量可能較高，如果這個低溫區域恰在一個高電應力處，則可造成更大的危害。

  綜上分析，當油紙水分平衡紊亂時，不僅會導致絕緣的電氣強度降低，嚴重的時候甚至會有絕緣擊穿的危險。

  此外，絕緣油含水量對油本身的劣化也起者加速作用。而且油中水分會使油的局部放電起始電壓降低，局部放電強度增加。

  由于現代絕緣油的管理水平和油凈化處理技術的提高，人們完全可以使油中含水量降到很低的水平，例如達到10uL/L以下。因此，變壓器維護中應盡可能降低油中水分，并加強油中含水量的監控和測量。

 

4．變壓器中油紙間達到水分分配平衡

 變壓器在經過一定時間的穩定運行溫度的狀態下，油紙達到水分分配平衡時，可以通過油中含水量的測定值，利用油紙水分平衡特征曲線來評估絕緣紙中的含水量。這是一種間接評估固體絕緣含水量的方法，其優點是不需設備停電，也不增加任何試驗操作即可進行評估，但其準備性主要決定于平衡狀態的確定。

  應用平衡特性曲線時應該慎重，首先必須了解影響油紙水分平衡的諸多因素。

（1） 變壓器運行溫度的影響。這是影響油紙水分平衡的關鍵，即使每天晝夜環境溫度和周期性的負荷漲落也都可能造成影響，因此維持變壓器運行溫度的穩定對建立油紙水分平衡是十分重要的。

（2） 達到平衡需要很長的時間，有的甚至需要數月。但是，隨著時間的延長，油紙水分的相對變化越來越小。

（3） 變壓器密封狀況和固體絕緣老化生成水分的影響。實際上沒有絕對不受潮氣入侵的密封設備，潮氣入侵對平衡的影響是不言而喻的。從老化角度來分析，變壓器一開始運行就會因為老化而生成水分，只不過在不同運行時間段分解生成水的速度不同而已。

（4） 變壓器運行中比停止運行時達到平衡狀態快些，因為運行時熱動力和強迫油循環可以加速平衡，而停運時溫度較低，建立油紙水分平衡更為困難。

（5） 新安裝變壓器的油紙水分易于建立平衡，因為新設備油紙均處于較干燥的狀態。發電變壓器比輸電變壓器油中含水量隨季節變化的規律明顯些，容易達到平衡狀態，因為發電變壓器負荷和溫度較為穩定。

  另外，在應用平衡特征曲線時還應注意：

（1） 取油樣分析油中含水量時，必須記錄取樣時變壓器的運行溫度，并應力求在這一溫度下及時進行油中含水量分析，否則應用平衡曲線會引起較大的誤差。

（2） 在變壓器處于低溫（低于30℃）時，應用平衡特征曲線誤差較大。這是因為溫度太低時，油紙水分不易達到真正的平衡所致。因此，一般應在變壓器油溫度較高時取油樣分析油中含水量。

（3） 油紙水分平衡有一個較長的過程，溫度變化時，紙中含水量不可能立即變化。因此，不能根據油中含水量實測值簡單地應用平衡曲線獲得紙中含水量。這里舉出一個錯誤應用的例子：某變壓器油重40t，紙重約5.8t，在80℃實測油中含水量為40uL/L時，按平衡曲線查得紙中水分為1.5%，而當溫度降低至20℃時，油中含水量降至10uL/L，則油中釋出30uL/L的水分，即使這些水分全部被紙吸收，紙的含水量也只增加0.021%，即20℃時，紙中水分最多只有1.521%。但按平衡曲線查得，在20℃油中水分為10uL/L時，紙中水分應為4%，顯然這是不能的。其原因是無論在80℃或溫度降至20℃時，兩次應用曲線都是在油紙水分均尚未達到平衡所致。

   當沒有把握確認是否真正達到平衡狀態時，可以利用油紙水分平衡特征曲線來估計變壓器運行溫度變化時，油中含水量變化的可能范圍，然后利用固體絕緣的含水量。例如，30℃時實際油中含水量為7uL/L，假定油紙水分已處于平衡狀態，則由平衡特征曲線得到紙中水分應為2.5%。當溫度升至60℃時，紙中應析出水分而降至2.5%以下，即使紙中含水量還未來得及析出而仍為2.5%，則油中最大含水量應為30uL/L。所以紙中水分為2.5%時，在30—60℃的溫度之間，油中水分應在7—30uL/L之間變化。因此，在不同溫度下，反復測出油中的含水量的變化區間，可以估計紙中含水量，然后還可以推斷在某一溫度下，符合這一紙中含水量的油中水分的正常值，以利監視變壓器運行中油是否受到潮氣的污染。

   平衡特征曲線的另一重要應用是預測變壓器退出運行時油中形成懸浮水的可能性。例如70℃時油中含水量為10uL/L，若達到平衡時，紙中水分應達1%。變壓器在20℃環境溫度下停止運行，這時紙中水分還不會立即變化，仍在1%的水平保持相當時間。理論上達到平衡時，在20℃油中水分含量要變化1uL/L，但也不會立即變化，10uL/L的水分可能也在油中停留一段時間。由于油在20℃的溶解度極限為50uL/L，因此不存在過飽和的危險。但是，如果在70℃時油中含水量為25uL/L，變壓器在冬天0℃時停止運行。因為0℃時油的溶解度極限是20UL/L，若多余的水分沒進入紙中，則可能形成過飽和而出現懸浮水。水是強極性物質，變壓器重新運行后，懸浮水珠就會向高場強區域運動，造成潛在的危險。

 

二．關于變壓器中的氣體

變壓器油中溶解氣體的來源

變壓器油中溶解氣體是指變壓器內以分子狀態溶解在油中的氣體，油中含氣量（總含氣量）為油中所有溶解氣體含氣量的總和，用體積百分率表示。

變壓器油中溶解氣體組分主要有N2、O2、H2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6、C3H6、C3H8、CO、CO2等氣體。上述氣體來源主要由下面幾個途徑產生：

1．空氣溶解

變壓器油在其煉制、運輸和貯藏等過程中會與大氣接觸，可吸收空氣。對于強油循環的變壓器，因油泵的空穴作用和管路密封不嚴等會便于空氣混入。在101.3kPa、25°C時，空氣在油中溶解的飽和時約為10%（體積比），但其組成與空氣不一樣?？諝庵蠳2占79%，O2占20%，其他氣體占1%；而油中溶解的空氣N2占71%，O2占28%，其他氣體占1%。其原因是O2在變壓器油中的溶解度比N2大?？諝庠谧儔浩饔椭械娜芙饬颗c變壓器的密封有極大的關系，即設備密封良好，運行中油的含氣量可控制在標準數值范圍之內，否則，油中含氣量會隨著時間的推移而增長，甚至達到飽和狀態，即油中含氣量可達10%左右。一般地說，變壓器油中溶解氣體的主要成分是O2和N2，都來源于空氣。

2．正常運行中產生的氣體

如上所述，正常運行的變壓器油中溶解氣體的組成主要是氧氣和氮氣。由于存在以下某些原因，即使是正常運行的變壓器，變壓器油中也含有一定量的故障特征氣體。這是因為：

（1）變壓器在正常運行中，內部的絕緣油和固體絕緣材料由于受溫度、電場、氧氣及水分和銅、鐵等材料的催化作用，隨運行時間延伸發生速度緩慢的老化和分解，除生成一定量的酸、脂、油泥等劣化物外還產生少量的氫，低分子烴類氣體CH4、C2H2、C2H4、C2H6、C3H6、C3H8和碳的氧化物CO、CO2等。

（2）油在精煉過程中可能形成少量氣體，在脫氣時末完全除去。

（3）在制造廠干燥、浸漬及電氣試驗過程中，絕緣材料受熱和電應力的作用產生的氣體被多孔性纖維材料吸附，殘留于線圈和紙板內，其后在運行時溶解于油中。此外，金屬材料如奧氏體不銹鋼、碳素鋼等還可能吸藏一定量的氫氣，而且，不銹鋼吸藏的氫氣在真空處理時也不一定能除去。

（4）安裝時，熱油循環處理過程中也會產生一定量的二氧化碳氣體，有時甚至產生少量甲烷。

（5）即使油已經脫氣處理但以前發生故障所產生的氣體仍有少量被纖維材料吸附并漸漸釋放到油中。

（6）在變壓器本體油箱或輔助設備上焊接時，即使不帶油，但油箱殘油受熱亦會分解產氣。

3．變壓器故障運行中產生的氣體

當變壓器內部存在某種故障時，故障點附近的油和固體絕緣材料在熱性(電流效應)或電性故障（電壓效應）應力作用下裂（分）解產生氣體，故障點是、產生氣體的組成和含量取決于故障類型、故障能量級別以及所涉及的固體絕緣材料。油和固體絕緣材料在熱性或電性故障的作用下分解產生的各種中，對變壓器故障診斷有價值的氣體有氫氣，甲烷，乙烷，乙炔，乙烯，一氧化碳和二氧化碳。

 

變壓器內部故障診斷

變壓器油中溶解氣體分析（DGA）技術，包括從變壓器中取出油樣，再從油中分離出溶解氣體，用氣相色譜分析該氣體的成分，對分析結果進行數據處理，并依據所獲得的各組分氣體的含量，判定設備有無內部故障,診斷其故障類型,并推定故障點的溫度、故障能量等。經過近30年的研究和實踐，我國在這項檢測技術方面，已積累了很多豐富的經驗。早在20世紀末，我國就先后發布了GB/T17623-1998標準和DL/T722-2000導則。前者對油中溶解氣體分析方法作了明確規定，后者不僅對分析方法，而且對分析數據的解釋都提供了具體的指導性的經驗。中國電力出版社出版的《變壓器油中氣體分析診斷與故障檢查》一書根據DL/T700-2000的要求，系統地介紹了油中溶解氣體分析方法，即分析周期、取樣、脫氣，適用色譜儀器和流程，具體操作和注意事項以及分析數據處理等全過程，并較全面地分析介紹了設備內部故障診斷的程序和方法。

 

油中溶解氣體與變壓器內部故障的關系

為了確保變壓器安全可靠運行，及時發現運行中變壓器內部早期故障是極為重要的。國內外的長期實踐證明，利用油中溶解氣體分析（DGA）技術，檢測變壓器內部潛伏性早期故障是十分有效的。

眾所周知，在熱應力和電應力的作用下，變壓器運行中油/紙絕緣材料會逐漸老化裂解，其產物中有CO2、CO及少量的各種低分子烴類氣體。若設備存在早期過熱或放電性故障時，各種氣體特別是烴類氣體的生成量將會顯著增大，且大部溶于油中。隨著故障的發展，產氣量大于溶解量時，便會有一部分氣體以游離氣體的形態釋放出來。

變壓器內部不同類型的故障，由于能量的不同，分解產氣組分及其量是有區別的：

（1） 局部過熱故障。一般熱點溫度300-700K，最高達1100-1200K。溫度低端主要是絕緣油氧化產物——CO2，其次為少許H2；溫度高端是油裂解，700K時主要產生CH4和C2H4等，在1100K時，C2H4幾乎是獨有產物，熱點溫度進一步升高時，還會產生少量D2H2。

（2） 電弧放電故障。電弧放電會產生高達1300-1600K的溫度，在溫度低端，故障能量主要消耗在電極材料上，轉移到油中的能量甚少。但是在溫度高端，油中占據大量的能量，隨著電弧強度的增加，油分子斷裂，且一般系端部斷裂，產生大量C2H2和H2。

（3） 局部放電故障。局部放電產生熱量很小，主要是電子轟擊，其數量甚至不足leV,主要分解產物是H2和少量的CH4.

由于上述不同故障所產生的特征氣體不同,因此利用氣相色譜法對油中溶解氣體進行分析,即可以判斷設備內部是否存在故障及故障類型.在變壓器維護實踐中,人們主要分析9種氣體,從而可以診斷變壓器的內部狀況,這9種氣體與變壓器內部狀態的關系如表1所示.

 

  表1              設備內部狀況與油中氣體組分的關系

被測氣體	設備內部狀況
N2與5%或更少的氧氣（O2）	密封變壓器處于正常運行狀態
N2與大于5%的氧氣（O2）	檢查變壓器密封情況
N2和H2	變壓器過負荷或過熱，引起絕緣紙裂解，檢查運行條件電暈放電，水電解或鐵銹
N2、H2、CO和CO2	電暈放電涉及到絕緣紙或變壓器嚴重過負荷
N2、H2、CH4和少量的C2H4、C2H6	火花放電或別的不嚴重的故障，在油中引起放電
N2、H2、CH4、CO、CO2及少量的其他烴類氣體，通常不存在C2H2	火花放電或別的不嚴重的故障，涉及到固體絕緣
N2、大量的H2及其他烴類氣體，包括C2H2	內部存在高能量的電弧放電，引起油快速劣化
N2、大量的H2、CH4、C2H4及少量的C2H2	局部高溫過熱，通常由于接觸不良或鐵蕊多點接地引起，故障未涉及到固體絕緣
N2、大量的H2、CH4、C2H4、及少量的C2H2，另外還有CO、CO2存在	局部高溫過熱，通常由于接觸不良引起，故障已涉及到固體絕緣

 

 

國外典型的油中溶解氣體在線分析儀

（1）日本三菱公司的變壓器油中氣體自動分析裝置。該裝置采用機械活塞泵自動脫出油中溶解氣體，并自動進行在線氣體相色譜分析H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2六組分。這實質上是將一套全自動的油中溶解氣體色譜分析系統直接裝在變壓器上使用，其價格較為昂貴。

（2）加拿大C201-6在線色譜監測儀。加拿大加創公司推出的C201-6在線色譜儀可以檢測H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等故障特征氣體。該儀器采用高分子滲透膜技術對油氣體進行分離，氣體分離采用復合色譜柱，以氣敏傳感器予以檢測，對H2和C2H2的靈敏度分別為1uL/L和0。5uL/L。

（3）法國TGA型在線監測儀。法國Micromonitor公司的TGA型在線監測儀可以監測H2、CO2、C2H2、CO等氣體，該儀器采用極小的半導體傳感器裝入一堅固的探棒內，可直接插入變壓器油中。

（4）美國TM8在線氣體分析儀。美國Serveron公司的TM8氣體分析儀，可監測H2、CO、CO2、O2、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等八組分氣體。該儀器采用氣體萃取連續萃取油中溶解氣體，經4h達到平衡后，以超純氮載氣送入色譜柱予以分離，然后由熱導池鑒定器進行定性定量分析。該分析儀對C2H2的精確度為正負1uL/L，對其他組分的精確度為正負5%。其采樣周期為24h。

國內在線色譜分析裝置開發概括

（1） TRAN-B型在線監測儀。該儀器系北京某高校研制的產品，可以檢測油中H2、   CO、C2H2、C2H4等組分，且一臺監測儀可以同時監視10臺變壓器。

（2） 河南某公司3000型色譜在線監測系統。該系統可監測油中H2、CO、CO2、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等七組分。該監測裝置采用吹掃—捕集脫氣技術進行油七分離，油中氣體組合經反復萃取，15min即可完成自動進油、脫氣，并將樣品迅速吹掃到色譜柱中進行色譜分析的全過程。

（3） TAM-VI型色譜在線監測系統。該監測系統是上海某公司在加拿大一傳統色譜分析技術基礎上研制的。系統采用納米材料滲透膜進行油氣分離，采用單一色譜柱分離H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等組分，以氣敏傳感器進行檢測，其C2H2的靈敏度可達0.3uL/L。

（4） 上海交大研制的色譜在線監測系統。該系統采用具微孔的聚四氟乙烯薄膜進行油氣分離，以雙柱分別分離H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2組分，其檢測元件采用熱線型傳感器，載氣系采用干燥并脫氧的空氣。經某變電站500kv變壓器在線運行證明。其監測數據與實驗室DGA檢測結果誤差不大于5%。

（5） CPJC在線色譜監測儀。該系統是重慶大學的研究成果，系采用特制高分子滲透膜實現油氣自動分離，滲透平衡時間為2~3天。檢測單元為高分辨率的多傳感氣敏元件，可檢測油中H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等六組分。C2H2的最小檢知濃度為1uL/L。其他組分的最小檢知濃度為10uL/L。

（6） BSZ系列大型變壓器色譜在線監測裝置。該裝置是東北電科院研制的，也是國內開發和應用最早的色譜在線監測裝置。BSZ系列裝置可以任意選擇檢測周期，并自動檢測CH4、C2H6、C2H4、C2H2等故障特征氣體，各組分最小檢知濃度為1uL/L，檢測數據的變異系數小于5%。自1994年以來，該裝置已有十多臺投入現場應用，其中BSZ-3型裝置可同時監測兩臺變壓器。

 

關于油中溶解氣體在線監測技術應用問題的討論

           對于油中氣體在線監測裝置的推廣應用，人們存在著一些不同看法。一種看法是H2在線監測只檢測H2，雖然有的裝置還可同時監測CO，但不能測定特征氣體全組分，不是真正意義上的DGA技術，不能代替實驗室的色譜分析。因為后者已在國內廣泛使用，即使收到了H2在線監測的報警，最終還只有依靠實驗室的DGA檢測結果，才能得出可以指導設備維護管理采用相應措施的診斷結論。另一種意見則認為，H2在線監測連續檢出H2或CO異常，反映著設備內部油或固體絕緣中可能出現故障的先兆，可以超前報警，以便減少事故損失。第三種意見認為，因為實驗室DGA技術不能連續監測，而僅測H2和CO的在線監測裝置在診斷故障方面又有局限性，因此，開發應用多組分甚至全組分在線監測裝置才是最使用的。

但是，這里有兩點是值得注意的：

（1） 我國運行的變壓器數量巨大，實驗室DGA技術已很普及，因此，只有在重要變壓器上安裝在線監測裝置，才是最經濟的；

（2） 色譜在線監測裝置即使檢出氣體組分較多，對故障診斷有利，但是這種裝置的成本是否滿足可靠、簡單、壽命長、免維護等要求也是必須考慮的。

      因此，在開發油中氣體在線監測的同時，研制開發便攜式油中氣體檢測裝置，實現短周期的巡回檢測才是符合我國實際情況的。國外已有不少這類儀器，例如，SYPROTEC公司的H103B便攜式油中氣體檢測儀只需3ml油樣，即可在現場檢測H2和CO的含量。日本日立公司的便攜式油中氣體分析儀由氣體分離器、測量器和診斷器組成。該儀器使用安裝在變壓器放油閥上的氣體分離器內的氟聚合物（PFA）作滲透膜析出油中溶解氣體，測量器以空氣做載體，以色譜柱分離分析H2、CO和CH4，然后診斷器 H2、CO和CH4的濃度以及CH4/H2、CO/CH4的比值作出診斷，其結果顯示在數據打印機上。

     清華大學亦研制出便攜式油中溶解氣體色譜分析裝置。其油氣分離是基于機械振蕩法，將定量的空氣經微型氣泵循環送入油中，使之達到氣液兩相動態平衡的原理，在溫度為50℃時，脫氣約需2min。載氣采用干燥、凈化的空氣，色譜柱采用單柱，可以分離H2、CO=CH4、C2H6、C2H4和C2H2等六組分。檢測單元采用從數十種半導體氣敏傳感器中篩選出的兩種傳感器。其中傳感器A檢測CO、C2H4、C2H2，傳感器B檢測H2、CH4、C2H6。這種便攜式色譜分析裝置體積小，質量輕，使用簡便，易于維護，作為現場巡回檢測的儀器，具有成本低、可任意選擇追蹤分析周期等優點，是值得推廣應用的。

 

三、關于變壓器中的雜質

變壓器油中機械雜質的來源及分布

通常，新變壓器油在注入變壓器之前要經過嚴格的工藝處理，雖然在過濾過程中大部分大顆粒的機械雜質被除去，但是依過濾器孔徑的不同，仍有或多或少的小顆粒殘留在油中，這部分顆粒一般稱為油中固有機械雜質。

新變壓器在制造和裝配過程中，可能留有金屬碎屑和纖維材料碎末，以及受到空氣中灰塵或機械加工過程中的氧化表皮、焊渣等機械雜質的污染。

變壓器在運行過程中，由于油泵磨損、機械振動引起的磨擦可能產生金屬各非金屬的碎屑和顆粒；變壓器油運行中氧化老化，產生膠質物、油泥、金屬腐蝕產物，以及固體絕緣材料的老化產物等都會使絕緣油受到污染。在變壓器異常運行狀態下，由于局部放電可能引起油中游離炭顆粒的大量產生。

變壓器油受機械雜質污染的程度，目前較廣泛引用的是美國國家航空及宇航標準NAS1638和國際標準化組織標準ISO 4406-1999。前者根據顆粒尺寸分布狀態及每100mL油樣中顆粒物的數量，將污染度分為若干等級（見表2）；后者是按每100mL油樣中的顆粒數，將清潔度分為若干等級。

近些年來，由于我國500KV大型變壓器的相繼大量投入運行，促進了對運行變壓器油中顆粒物的分布狀態及其影響的檢測和試驗研究工作，并取得了一定的成果。1994年保定和華北電力學院研究生院曾對國內500KV和200KV運行變壓器和制造廠尚未出廠的500KV變壓器油樣的顆粒污染度進行調研，其顆粒尺寸分布范圍大致如表3所示，部分測量數據如表4所示?？梢钥闯?，顆粒直徑越小，數目越多；在總的顆粒數中，5-10um顆粒約占60%-90%以上。廣東電力試驗研究院曾對廣東省33臺500KV運行變壓器絕緣油的顆粒污染善進行普查，結果表明，大部分油的顆粒分布進行檢測，所得結果如表5和表7所示。此外，保定變壓器廠和沈陽變壓器廠還分別對廠內儲油罐等油樣檢查了顆粒污染情況，結果如表8所示。

表2           NAS1638污染度分級（每100mL油樣中顆粒數）

顆粒尺寸 范疇（um）	等級
	00	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
5—15	125	250	500	1000	2000	4000	8000	16000	32000	64000	128000	256000	512000	1024000
15—25	22	44	89	178	358	712	1425	2850	5700	11400	22800	45600	91200	182400
25—50	4	8	16	32	63	128	253	506	1012	2025	4050	8400	16200	32400
5—100	1	2	3	6	11	22	45	90	180	360	720	1440	2880	5670
>100	0	0	1	1	2	4	8	16	32	64	128	256	512	1024

 

表3                       顆粒尺寸分布范圍

尺寸（um）	>5	>15	>25	>50（可見顆粒）
顆粒數（個/10mL）	10—600	3—150	1—70	1—10

 

 

表4               500KV變壓器油中顆粒度分布狀況

油樣 編號	生產 廠家	容量/電壓 (Kva/kV)	投運 時間	顆粒度(um,個/10mL)						擊穿電壓 (kV)	NAS 等級	顆?？倲?/p> (個/10mL)
				5-10	10-15	15-25	25-35	35-50	>50
1	保定	360/500	—	37	8	1	0	0	0	84.5	1	46
2	保定	370/500	—	116	6	4	0	0	0	72.9	3	126
3	保定	360/500	1989	24	5	2	2	0	0	97.9	1	33
4	沈陽	240/500	1986	65	10	5	0	1	1	85.2	2	102
5	Akstgon	360/500	1980	26	4	3	2	2	0	77.7	2	35

 

 

表5               廣東部分500kV運行變壓器油顆粒度分布

油樣		油中顆粒數（個/100mL）					NAS 等級	油中顆?？倲?個/100mL)
		5-10um	10-25um	25-50um	50-100um	>100um		>5um	>50um
增城1號 主變壓器	A相	1123	160	90	6	0	4	1373	0
	B相	3580	987	273	7	0	6	4847	7
	C相	3787	590	203	10	0	5	4590	10
江門1號 主變壓器	A相	1297	197	33	3	0	3	1530	3
	B相	10563	340	0	3	0	6	10987	3
	C相	1447	137	13	3	0	3	1597	3

 

 

表6                220kV變壓器油顆粒尺寸分布范圍

顆粒尺寸（um）	>5um	>15um	>25um	>50um	>100um
顆粒數（個/100mL）	120-48000	20-46000	0-1767	0-190	0-33

 

 

表7                    220kV變壓器油樣顆粒數統計

>5um顆粒個數（個/100mL）	占油樣的比例(%)	>50um顆粒個數（個/100mL）	占油樣的比例(%)
<500	68.9	<50	82.2
<1000	82.2	<100	93.3
<2000	95.6	<200	100
<2000	4.4	>200	0

 

 

 

表8                          儲油罐等油樣的顆粒分布

油樣		顆粒數（個/100mL）
		5-15um	15-25um	25-50um	50-100um	>100um
保定變壓器廠	儲油罐	970	110	8	0	0
	儲油罐	1070	150	9	1	0
沈陽變壓器廠	進廠油	7285	595	100	10	6
	合格油	3970	355	45	5	0
	濾油機出口油	2570	280	95	10	0
	產品內油	3365	485	100	10	0

 

以上的測量結果基本上代表了我國目前變壓器油的顆粒污染水平，可以看出：

（1） 油中顆粒尺寸小于50um的占絕大部分.

（2） 變壓器油在運行中受污染,是顆粒物的主要來源,因此要加強運行中的維護管理.

（3） 由表8-33可看出,在新變壓器注油前,采用一般板框濾油機尚不能滿足除去微小顆粒的要求,還需輔以微孔濾油器將油過濾.同時,變壓器在注油前必須先將內部的污物清理干凈,否則將使油中顆粒物增多.

（4） 根據國內500KV變壓器的調研結果來看,油中顆粒雜質的污染 水平總體上說還是不高的,說明在制造、安裝和運行中控制得比較好。

在此尚應指出，顆粒物在變壓器油中的沉降速度是比較快的。有文獻指出，大于50um的顆粒在1h之內就會完全沉積下來，較小的顆?？赡苄栎^長的時間，油樣經一天靜置后由于顆粒物的沉降而使其擊穿電壓由47.6kV提高到56kV.因此,在測量顆粒和顆粒分布狀況及油中金屬含量和油的介電強度之前,預先將油樣均勻化是絕對必要的.在IEC SC10A-1985中提出了一種利用超聲波使油樣均勻化的方法.

 

變壓器油中機械雜質的危害

變壓器油中的機械雜質對油絕緣性能和變壓器的安全可靠運行有很大的影響。在電場作用下，機械雜質一般向場強高的部位運動，從而使變壓器油中機械雜質分布不均勻。在變壓器運行中，機械雜質顆粒通常分布在高低繞組附近，并吸附在油浸紙表面，從而在匝間、線餅間及繞組和屏障間形成導電橋。在油的流動中，雖然可將一部分雜質沖走，但是在某些油流緩慢的部位，導電橋仍可能存在。沿橋路流動的電流產生熱量，造成變壓器內某些部位局部過熱，加快變壓器固體絕緣材料的老化。油中機械雜質也可能沉積在繞組表面，降低其散熱性能。

變壓器油中的機械雜質引起油擊穿的機理，通常認為是：

（1） 當變壓器油中存在金屬顆粒，并在電極間施加電壓時，就在靜電力作用在這些金屬顆粒上。當靜電力超過顆粒重量時，顆粒開始漂浮，并垂直地立在電極表面上。這使得顆粒端部的電場強化，從而降低了間隙的擊穿電壓。有計算表明，顆粒表面的場強比外施場強增大三倍，足以導致絕緣液體的擊穿。

（2） 當運動著的帶電顆粒與電極接近時，兩者之間局部場強增大，導致局部微放電，同時伴有氣泡產生，使局部放電進一步增強，并導致油擊穿強度進一步降低。微小雜質顆粒（〈150um）在電場作用下，放電量很小，而油中導電大顆粒對變壓器油局部放電的影響較大。相同條件下，顆粒直徑越大，導致 的局部 放電量越大，局部放電和微放電的起始電壓越低，并使絕緣強度急劇下降。

（3） 分散的金屬顆粒和潮濕的固體雜質，特別是纖維對油的擊穿有影響。當這些雜質在油中的濃度高時，顆粒即受到極化，它們之間的相互作用即變得明顯。在電場力的作用下，顆粒將向極間場強最大的區域移動，使用權局部顆粒濃度增加，最終形成顆粒鏈。油中的非金屬雜質在極間受到定向極化，按電力線排成雜質鏈橋。若這些顆粒鏈成為雜質鏈橋貫穿于極間，則絕緣會很快被擊穿。

應當指出，由機械雜質所引起的變壓器油的電擊穿是一個相當復雜的過程，試驗中的影響因素很多，要想將試驗條件嚴格地控制在同等條件和完全真實地模擬實際變壓器的運行條件，目前還是不可能的。國外研究表明，油中不同種類的機械雜質對油擊穿電壓 的影響不同，如表9所示。纖維對變壓器油擊穿電壓影響較大，尤其是當油中含水量增大時，可使擊穿電壓顯著降低。另有觀點認為，雜質顆粒群在直流電壓作用下更容易產生定向運動，從而形成的橋路電壓要低于交流電壓值，因而直流下擊穿電壓理應低于交流電壓下的擊穿電壓，即變壓器油中顆粒對直流高電壓產品的絕緣強度會在更大的影響。

 

表9             不同種類機械雜質對變壓器擊穿電壓的影響

含不同雜質的變壓器油	擊穿電壓(kV)
	60Hz交流電壓	直流電壓
清潔油	32．5	40．0
含有小砂粒的油	24．6	30．0
含有1-7um鐵顆粒的油	18．0	16．0
含有10-60um銅顆粒的油	6．3	7．9
含有小炭粒的油	21．0-25．5	20．5-30．0
含有50um以上炭粒的油	19．0	14．8
含有20-90um干燥纖維的油	24．4	28．6

 

此外，油中顆粒物的影響還依變壓器絕緣結構的不同而在程度上有所差異。例如，變壓器屬于小油隙多層絕緣結構，而高壓套管屏蔽處和高壓引線處則屬于大油隙無絕緣覆蓋。油中顆粒對前一種絕緣結構的影響要比對后者的影響小。油中顆粒含量與油的介質損耗因數、體積電阻率等電氣參數之間尚未發現存在定量關系。

 

關于運行變壓器油中金屬的控制標準

目前國內外對運行變壓器油中金屬含量尚無統一標準。國外有資料報道，對于出廠變壓器和現場變壓器油中鐵不大于10ug/kg、銅不大于201ug/kg可認為是正常的，當超過這一含量時即在進一步研究的必要。

國內有資料提出，銅不大于30ug/kg和鐵不大于50ug/kg是正常的。另有資料提出，銅20ug/kg和鐵20-40ug/kg是正常的。

為應對我國第一條50KV輸電系統對變壓器油金屬含量的控制，結合當時尚無國產精密濾油的實際情況，在研究試驗單位曾提出油中總金屬為0.3-0.5ug/kg的控制范圍,并沿用至今而未發現問題.但是鑒于對超高壓變壓器油監督日趨嚴格和我國精密過濾器的研發和生產已有長足的進步，這一控制范圍應向更嚴格方面做適當修正。

除油中金屬含量的絕對值外，尚應關注金屬含量的變化。當發現在短時間內變化較大時，必須增加取樣次數，跟蹤檢測，并結合其他項目（例如顆粒計數、油中氣體分析和變壓器其他電氣試驗項目等）進行綜合分析判斷。

 

以上的測量結果基本上代表了我國目前變壓器油的顆粒污染水平，可以看出：

（1） 油中顆粒尺寸小于50um的占絕大部分。

（2） 變壓器油在運行中污染，是顆粒物的主要來源，因此要加強運行中的維護管理。

（3） 由表可以看出，在新變壓器注油前，采用一般板框濾油機尚不能滿足除去微小顆粒的要求，還需輔以微孔濾油器將油過濾。同時，變壓器在注油前必須先將內部的污物清理干凈，否則將使油中顆粒物增多。

（4） 根據國內500kv變壓器的調研結果來看，油中顆粒雜質的污染水平總體上說還是不高的，說明在制造、安裝和運行中控制得還比較好。

 

變壓器油中雜質顆粒含量的推薦標準

   變壓器油中雜質顆粒含量至今尚未擬定出統一的國際或國內標準，但是國內外已提出若干推薦值，如下表10所示。

                         

表10             變壓器油雜質顆粒含量控制標準推薦值

序號	推薦標準值	推薦者	參考文獻
1	>15um顆粒8500個/100mL	IEC	IEC296
2	>5um顆粒20000個/100mL >50um顆粒200個/10mL	西安熱工研究所（1991）	《變壓器安全運行的研究》能源部  西安熱工研究所
3	>5um顆粒606個/10mL（投用前）        1500個/10mL（運行中）	王淑娟等	《華北電力學院報》V.22，NO3，1995
4	5~150um顆粒8000個/100mL	池明浩等	華北電力學院北京研究生部碩士論文
5	>5um顆粒1500個/10mL	王文昌等	《絕緣材料通訊》1999第四期
6	>5um顆?？倲?000個/100mL              2000個/100mL	日本日立 一些歐洲國家	《變壓器》V.37，NO.12，2000
7	3~150um顆粒數3000個/10mL 50~150um顆粒數20個/10mL	T．V．Oommen E．M．Petrie	《IEEE Trans.on PAS》V.PAS-102，NO.5，May 1983

 

此外有文獻（《變壓器》V.26，NO.7，1989）報道，法國Alsthon公司按油中顆粒含量對變壓器油區分出三種類型（油品），如圖所示。圖中的兩條曲線劃分出A、B、C三個區：A區表示油沒有經過充分過濾；B區表示油經過很好的過濾；C區表示油經過精細過濾。按Alsthon公司的規定。依變壓器不同的要求，在油經過處理送交絕緣試驗以前，其顆粒含量應分別相當于C區或B區含量。在某些情況下，例如用于直流系統換流變壓器時，對油中顆粒含量也有類似要求。其中過濾油所選用的過濾器，要求能濾掉大于5um的顆粒。

                           

關于運行變壓器油中金屬含量的控制標準

   目前國內外對運行變壓器油中金屬含量尚無統一標準。國外有資料報道，對于出廠變壓器和現場變壓器油中鐵不大于10ug/kg、銅不大于20ug/kg可認為是正常的，當超過這一含量時即有進一步研究的必要。

   國內有資料提示，銅不大于30ug/kg和鐵不大于50ug/kg是正常的。另有資料提出，銅20ug/kg和鐵20~40ug/kg是正常的。

   為應對我國第一條500kv輸電系統對變壓器油金屬含量的控制，結合當時尚無國產精密濾油的實際情況，有研究試驗單位曾提出油中總金屬含量為0.3~0.5ug/g的控制范圍，并沿用至今而未發現問題。但是鑒于對超高壓變壓器油的監督日趨嚴格和我國精密過濾器的研發和生產已有長足進步，這一控制范圍理應向更嚴格要求方面做適當修正。

   除油中金屬含量的絕對值外，尚應關注金屬含量的變化。當發現在短時間內變化較大時，必須增加取樣次數，跟蹤檢測，并結合其他項目（例如顆粒計數、油中氣體分析和變壓器其他電氣試驗項目等）進行綜合分析判斷。

 

微生物污染的來源

  新變壓器油在儲存、運輸和注入過程中都會接觸空氣，尤其是在儲油罐內儲存時，受晝夜溫差的影響，油面升降造成“呼吸”，則空氣中的水汽、微生物、塵埃和其他雜質被不斷帶入油罐內。油在儲存過程還可能與空氣中的氧起作用，發生劣化。最終油的一部分劣化產物和外來雜質及微生物都可能隨不斷積聚的水分沉入油罐底部，并形成沉積層。該沉積的污染層在有適當溫度條件下，可能是微生物生長的溫床。

  在變壓器制造、安裝、檢修和油處理過程中，不可避免地與空氣接觸而帶入微生物。此外，工作人員和使用的工具及安裝或更換的零部件，都有可能成為帶菌的來源。

 

微生物對變壓器油性能的影響

  研究表明，變壓器油在正常的生產、儲存和運行條件下，雖然可能含有少量微生物，但是一般對其理化和電氣性能沒有明顯影響。例如，對已運行了10年的一臺變壓器從底部放油閥取油樣進行分析發現，油的顏色微深、透明，無明顯雜質，菌量約為20個/ml，而包括tan-、擊穿電壓和其他理化性能在內的各項指標都是合格的。在含菌量增多的情況下，首先表現出對變壓器油的介損有影響，如下表11所示?？梢钥闯?，介損高的油含菌量為100000~1000000個/ml，比正常變壓器油的含菌量約大兩個數量級。我國研究人員進行的相關試驗表明，只在變壓器油的含菌量達到很大數量（例如1000000個/ml）時，才對油的介損產生明顯的影響，而且隨著含菌量的增多，對油的介損的影響增大。微生物對變壓器油介損的影響還與微生物的種類有關，例如放線菌的影響遠大于球菌和桿菌的影響。由于微生物在油中分布不均勻，所以往往引起介損的不規則的變化。

   微生物對變壓器油介損的影響，通常歸因于微生物的膠體性質和表面上存在電荷。絕緣油的微生物含量及種類的分析和鑒別，為研究變壓器油在運行中介損的異常變化提供了一種可能的方法。

 

表11                      變壓器油介損和含菌量的關系

樣品編號	1	2	3	4	5	6
Tan-（%）	0.2	4.1	4.2	5.8	7.4	5.5
含菌量（個/mL）X100000	0.012	10	20	50	50	13

 

 

四、帶電處理變壓器油需采取的技術措施

當變壓器油需要凈化處理時，通常要退出運行。如果沒有備用變壓器投入，該變壓器所帶的點負荷將中斷。在目前電力供應緊張的形勢下，對帶電變壓器進行在線濾油無疑成為一種理想的選擇。采用在線濾油裝置帶電處理變壓器油工作在我國起步較晚，積累的經驗相對較少，在技術上還不成熟，特別在大容量變壓器是否帶電濾油需慎重考慮。近幾年國內在運用在線濾油裝置進行變壓器絕緣受潮在線干燥處理方面進行了一些有益的嘗試，如浙江省電力試驗研究所采用HTP在線濾油機對潮州長超變電站1號主變壓器內部絕緣下降的處理，并取得了預期的效果。

使用在線濾油裝置帶電處理變壓器油時，必須采取嚴格的技術措施，確保處理過程中變壓器的安全運行。采取的安全保障措施有：

（1）在線濾油裝置必須有可靠的流量控制裝置，避免油局部流速過大而產生摩擦靜電等不安全因素

（2）濾油機出口應配置有出油閥或逆止閥，以防臨時緊急停機因虹吸作用發生跑油，影響儲油柜的正常油位。

（3）濾油機出油管應連接至儲油柜處閥門，不應連接至箱體處閥門，以防氣泡一旦進入變壓器后，在通過變壓器內部高電場區域時產生局部放電，同時避免帶氣泡油流進入氣體繼電器，發出不必要的信號；將氣體繼電器由“跳閘”改投至信號位置，以防帶電過濾時產生氣體引起誤動。開始凈化時，如發現輕瓦斯保護動作信號，可改掉氣體繼電器內的氣體，不停止循環凈化。

（4）變壓器油的真空脫氣處理比較徹底，而油液有較強的吸氣性能，導致儲油柜內油液吸氣量較平時正常運行大得多，為此，應臨時更換較大的呼吸器，以滿足變壓器帶電濾油時儲油柜吸氣量增加的需要。

（5）濾油機啟停操作時，要根據變壓器儲油柜油位正確控制回油閥和進油閥，確保儲油柜、濾油機真空脫氣灌油位在正常運行位置。

 

五、變壓器絕緣受潮在線干燥處理裝置

變壓器油-紙絕緣結構內聚的水分會導致絕緣電阻降低，介質損耗因數增加，局放電壓和擊穿電壓也隨絕緣系統含水量增加而急劇下降，對變壓器安全運行構成一定威脅，嚴重時還會釀成放電擊穿事故。水分還將直接參與油、紙纖維素等高分子介質材料的化學降解反應，促使這些材料老化降解，從而加速變壓器油-紙絕緣介電強度的降低和各項性能的劣化。這是一個隨運行時間延長而逐漸發展的不可逆過程。因此，降低變壓器油-紙絕緣結構的含水量（防止變壓器內水分增加）已引起各方面包括變壓器運行維護部門的高度重視。通常辦法是在變壓器內絕緣紙中水分積聚到一定程度后加以干燥。而變壓器在線干燥系統則是以預先控制為原則進行在線干燥處理，從而有效的延長變壓器的壽命期限。

   在線濾油機的原理

     變壓器內的水分約99%存在于固體絕緣中，只要約1%的水分溶解在油中。但是，變壓器內部整個油-紙絕緣結構中各自的水分含量并非一成不變，絕緣材料中水分和油中水量之間始終存在一個動態平衡過程，當油紙接觸溫度降低時，油中水分將被絕緣材料吸收，使絕緣材料中的水分將向油中遷移，再進行油的脫水處理降低油中的水分含量，如此循環達到降低絕緣材料和變壓器油中水分含量的目的。

 

六、參考文獻

（1）、摘自“變壓器運行維護與故障分析處理” 操敦奎 許維忠 阮國方 編2008

（2）、摘自“變壓器油及相關故障診斷處理技術” 錢旭耀 編著2006