变压器油中水分气体和杂质的在线处理分析.docx

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变压器油中水分气体和杂质的在线处理分析

关于变压器油中水分、气体和杂质的在线处理

一，关于变压器中的水分

变压器绝缘系统是由绝缘纸和绝缘油所组成的，二者是不可分离的，水分对绝缘油的危害是十分严重的，油中水分会加速油的劣化，使其电气性能恶化，降低电气强度。

含水量高的油可能降低甚至丧失延缓绝缘纸受潮的功能。

当油纸水分平衡紊乱时，甚至可导致绝缘击穿。

此外，油中水分还会使油的局部放电起始电压降低，局部放电强度增高。

1．油的含水量高会丧失延缓固体绝缘受潮的功能

不仅绝缘纸是强吸湿性材料，绝缘油本身也是具有吸湿性的。

有关绝缘油在不同空气湿度和温度下的吸湿情况以及绝缘油在温度为25℃的不同相对湿度下的吸湿特性。

正是因为绝缘油自身也吸湿，因此它不能防止绝缘纸受潮，只能延缓绝缘纸受潮。

根据油纸水分平衡特性，当油中含水量很高时，其延缓绝缘纸受潮的功能也将完全丧失。

也就是说，在变压器密封系统中，若油中含水量高，即使阻断了潮湿入侵的来源，也会因温度的降低，使油中迁移出部分水分而被绝缘纸吸收，使绝缘纸的含水量增加。

变压器绝缘系统中，纤维绝缘的水危害远远大于油中水分的危害，因此，人们限制油中水分的实质是为了控制纤维绝缘材料受潮。

2．水分对绝缘油电气特性的影响

油的含水量大于15uL/L后，其击穿电压随着含水量的增加下降极为迅速，这和油中含有固体杂质是有关的。

因为工程油总会含有一定量的固体杂质，如果油未受潮，即使存在固体杂质，因为它的介电系数于油的介电系数相比大不了多少，难以形成小桥，故对油的击穿电压影响不大。

当杂质有水分影响时，则击穿电压会明显降低。

油的击穿电不仅随含水量和含杂质量的增加而降低，而且和所含固体杂质的性质有关。

当水分和纤维杂质同时存在于油中时，对油纸绝缘系统的威胁是最大的。

3．油纸水分平衡紊乱的危害

由于油纸水分平衡需在某一稳定的温度下，经较长时间才能实现，然而变压器运行温度大多是周期性变化的，因此往往很难达到真正的平衡状态。

例如，当温度升高，水分从绝缘纸中迁出时，由于受到热动力和强油循环的影响，易于均匀分布在油中，导致纸中水分布呈内湿外干的状态；反之温度降低时，油中析出水分很难均匀进入纸的内层，从而使纸形成外湿内干的状态。

如果这种状态发生在最不利的高电应力的区域内，则将是十分危险的。

水分在油和纸的动态平衡过程中，由于某些未被纸吸收的水分或因温度降低至接近油的浊点时，可能会形成悬浮状态的水滴附着于固体绝缘表面或油箱壁。

由于水分的介电常数为81，远远高于油或纸的介电常数；因此，在油纸绝缘系统中，水分总是倾向在最危险的高电场区域聚集，特别是悬浮水更易于向高电场区域移动。

显然在动态平衡过程中，若出现悬浮水滴，则将是十分有害的。

必须指出，即使达到平衡状态时，水分在油和纸中的分布一般也不可能是完全均匀的。

在稳定的低温区的绝缘纸中含水量可能较高，如果这个低温区域恰在一个高电应力处，则可造成更大的危害。

综上分析，当油纸水分平衡紊乱时，不仅会导致绝缘的电气强度降低，严重的时候甚至会有绝缘击穿的危险。

此外，绝缘油含水量对油本身的劣化也起者加速作用。

而且油中水分会使油的局部放电起始电压降低，局部放电强度增加。

由于现代绝缘油的管理水平和油净化处理技术的提高，人们完全可以使油中含水量降到很低的水平，例如达到10uL/L以下。

因此，变压器维护中应尽可能降低油中水分，并加强油中含水量的监控和测量。

4．变压器中油纸间达到水分分配平衡

变压器在经过一定时间的稳定运行温度的状态下，油纸达到水分分配平衡时，可以通过油中含水量的测定值，利用油纸水分平衡特征曲线来评估绝缘纸中的含水量。

这是一种间接评估固体绝缘含水量的方法，其优点是不需设备停电，也不增加任何试验操作即可进行评估，但其准备性主要决定于平衡状态的确定。

使用平衡特性曲线时应该慎重，首先必须了解影响油纸水分平衡的诸多因素。

（1）变压器运行温度的影响。

这是影响油纸水分平衡的关键，即使每天昼夜环境温度和周期性的负荷涨落也都可能造成影响，因此维持变压器运行温度的稳定对建立油纸水分平衡是十分重要的。

（2）达到平衡需要很长的时间，有的甚至需要数月。

但是，随着时间的延长，油纸水分的相对变化越来越小。

（3）变压器密封状况和固体绝缘老化生成水分的影响。

实际上没有绝对不受潮气入侵的密封设备，潮气入侵对平衡的影响是不言而喻的。

从老化角度来分析，变压器一开始运行就会因为老化而生成水分，只不过在不同运行时间段分解生成水的速度不同而已。

（4）变压器运行中比停止运行时达到平衡状态快些，因为运行时热动力和强迫油循环可以加速平衡，而停运时温度较低，建立油纸水分平衡更为困难。

（5）新安装变压器的油纸水分易于建立平衡，因为新设备油纸均处于较干燥的状态。

发电变压器比输电变压器油中含水量随季节变化的规律明显些，容易达到平衡状态，因为发电变压器负荷和温度较为稳定。

另外，在使用平衡特征曲线时还应注意：

（1）取油样分析油中含水量时，必须记录取样时变压器的运行温度，并应力求在这一温度下及时进行油中含水量分析，否则使用平衡曲线会引起较大的误差。

（2）在变压器处于低温（低于30℃）时，使用平衡特征曲线误差较大。

这是因为温度太低时，油纸水分不易达到真正的平衡所致。

因此，一般应在变压器油温度较高时取油样分析油中含水量。

（3）油纸水分平衡有一个较长的过程，温度变化时，纸中含水量不可能立即变化。

因此，不能根据油中含水量实测值简单地使用平衡曲线获得纸中含水量。

这里举出一个错误使用的例子：

某变压器油重40t，纸重约5.8t，在80℃实测油中含水量为40uL/L时，按平衡曲线查得纸中水分为1.5%，而当温度降低至20℃时，油中含水量降至10uL/L，则油中释出30uL/L的水分，即使这些水分全部被纸吸收，纸的含水量也只增加0.021%，即20℃时，纸中水分最多只有1.521%。

但按平衡曲线查得，在20℃油中水分为10uL/L时，纸中水分应为4%，显然这是不能的。

其原因是无论在80℃或温度降至20℃时，两次使用曲线都是在油纸水分均尚未达到平衡所致。

当没有把握确认是否真正达到平衡状态时，可以利用油纸水分平衡特征曲线来估计变压器运行温度变化时，油中含水量变化的可能范围，然后利用固体绝缘的含水量。

例如，30℃时实际油中含水量为7uL/L，假定油纸水分已处于平衡状态，则由平衡特征曲线得到纸中水分应为2.5%。

当温度升至60℃时，纸中应析出水分而降至2.5%以下，即使纸中含水量还未来得及析出而仍为2.5%，则油中最大含水量应为30uL/L。

所以纸中水分为2.5%时，在30—60℃的温度之间，油中水分应在7—30uL/L之间变化。

因此，在不同温度下，反复测出油中的含水量的变化区间，可以估计纸中含水量，然后还可以推断在某一温度下，符合这一纸中含水量的油中水分的正常值，以利监视变压器运行中油是否受到潮气的污染。

平衡特征曲线的另一重要使用是预测变压器退出运行时油中形成悬浮水的可能性。

例如70℃时油中含水量为10uL/L，若达到平衡时，纸中水分应达1%。

变压器在20℃环境温度下停止运行，这时纸中水分还不会立即变化，仍在1%的水平保持相当时间。

理论上达到平衡时，在20℃油中水分含量要变化1uL/L，但也不会立即变化，10uL/L的水分可能也在油中停留一段时间。

由于油在20℃的溶解度极限为50uL/L，因此不存在过饱和的危险。

但是，如果在70℃时油中含水量为25uL/L，变压器在冬天0℃时停止运行。

因为0℃时油的溶解度极限是20UL/L，若多余的水分没进入纸中，则可能形成过饱和而出现悬浮水。

水是强极性物质，变压器重新运行后，悬浮水珠就会向高场强区域运动，造成潜在的危险。

二．关于变压器中的气体

变压器油中溶解气体的来源

变压器油中溶解气体是指变压器内以分子状态溶解在油中的气体，油中含气量（总含气量）为油中所有溶解气体含气量的总和，用体积百分率表示。

变压器油中溶解气体组分主要有N2、O2、H2、CH4、C2H2、C2H4、C2H6、C3H6、C3H8、CO、CO2等气体。

上述气体来源主要由下面几个途径产生：

1．空气溶解

变压器油在其炼制、运输和贮藏等过程中会和大气接触，可吸收空气。

对于强油循环的变压器，因油泵的空穴作用和管路密封不严等会便于空气混入。

在101.3kPa、25°C时，空气在油中溶解的饱和时约为10%（体积比），但其组成和空气不一样。

空气中N2占79%，O2占20%，其他气体占1%；而油中溶解的空气N2占71%，O2占28%，其他气体占1%。

其原因是O2在变压器油中的溶解度比N2大。

空气在变压器油中的溶解量和变压器的密封有极大的关系，即设备密封良好，运行中油的含气量可控制在标准数值范围之内，否则，油中含气量会随着时间的推移而增长，甚至达到饱和状态，即油中含气量可达10%左右。

一般地说，变压器油中溶解气体的主要成分是O2和N2，都来源于空气。

2．正常运行中产生的气体

如上所述，正常运行的变压器油中溶解气体的组成主要是氧气和氮气。

由于存在以下某些原因，即使是正常运行的变压器，变压器油中也含有一定量的故障特征气体。

这是因为：

（1）变压器在正常运行中，内部的绝缘油和固体绝缘材料由于受温度、电场、氧气及水分和铜、铁等材料的催化作用，随运行时间延伸发生速度缓慢的老化和分解，除生成一定量的酸、脂、油泥等劣化物外还产生少量的氢，低分子烃类气体CH4、C2H2、C2H4、C2H6、C3H6、C3H8和碳的氧化物CO、CO2等。

（2）油在精炼过程中可能形成少量气体，在脱气时末完全除去。

（3）在制造厂干燥、浸渍及电气试验过程中，绝缘材料受热和电应力的作用产生的气体被多孔性纤维材料吸附，残留于线圈和纸板内，其后在运行时溶解于油中。

此外，金属材料如奥氏体不锈钢、碳素钢等还可能吸藏一定量的氢气，而且，不锈钢吸藏的氢气在真空处理时也不一定能除去。

（4）安装时，热油循环处理过程中也会产生一定量的二氧化碳气体，有时甚至产生少量甲烷。

（5）即使油已经脱气处理但以前发生故障所产生的气体仍有少量被纤维材料吸附并渐渐释放到油中。

（6）在变压器本体油箱或辅助设备上焊接时，即使不带油，但油箱残油受热亦会分解产气。

3．变压器故障运行中产生的气体

当变压器内部存在某种故障时，故障点附近的油和固体绝缘材料在热性（电流效应）或电性故障（电压效应）应力作用下裂（分）解产生气体，故障点是、产生气体的组成和含量取决于故障类型、故障能量级别以及所涉及的固体绝缘材料。

油和固体绝缘材料在热性或电性故障的作用下分解产生的各种中，对变压器故障诊断有价值的气体有氢气，甲烷，乙烷，乙炔，乙烯，一氧化碳和二氧化碳。

变压器内部故障诊断

变压器油中溶解气体分析（DGA）技术，包括从变压器中取出油样，再从油中分离出溶解气体，用气相色谱分析该气体的成分，对分析结果进行数据处理，并依据所获得的各组分气体的含量，判定设备有无内部故障,诊断其故障类型,并推定故障点的温度、故障能量等。

经过近30年的研究和实践，我国在这项检测技术方面，已积累了很多丰富的经验。

早在20世纪末，我国就先后发布了GB/T17623-1998标准和DL/T722-2000导则。

前者对油中溶解气体分析方法作了明确规定，后者不仅对分析方法，而且对分析数据的解释都提供了具体的指导性的经验。

中国电力出版社出版的《变压器油中气体分析诊断和故障检查》一书根据DL/T700-2000的要求，系统地介绍了油中溶解气体分析方法，即分析周期、取样、脱气，适用色谱仪器和流程，具体操作和注意事项以及分析数据处理等全过程，并较全面地分析介绍了设备内部故障诊断的程序和方法。

油中溶解气体和变压器内部故障的关系

为了确保变压器安全可靠运行，及时发现运行中变压器内部早期故障是极为重要的。

国内外的长期实践证明，利用油中溶解气体分析（DGA）技术，检测变压器内部潜伏性早期故障是十分有效的。

众所周知，在热应力和电应力