关于变压器油中水分气体和杂质的在线处理.docx
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关于变压器油中水分气体和杂质的在线处理
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，这与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，而且与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。
应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，在应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，否则应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，应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应用平衡曲线获得纸中含水量。
这里举出一个错误应用的例子：
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，两次应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应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与大气接触，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），但其组成与空气不一样。
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与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与故障检查》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。
油中溶解气体与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，在热应力和电应力的作用下，变压器运行中油/纸绝缘材料会逐渐老化裂解，其产物中有CO2、CO及少量的各种低分子烃类气体。
若设备存在早期过热或放电性故障时，各种气体特别是烃类气体的生成量将会显著增大，且大部溶于油中。
随着故障的发展，产气量大于溶解量时，便会有一部分气体以游离气体的形态释放出来。
变压器内部不同类型的故障，由于能量的不同，分解产气组分及其量是有区别的：
（1）局部过热故障。
一般热点温度300-700K，最高达1100-1200K。
温度低端主要是绝缘油氧化产物——CO2，其次为少许H2；温度高端是油裂解，700K时主要产生CH4和C2H4等，在1100K时，C2H4几乎是独有产物，热点温度进一步升高时，还会产生少量D2H2。
（2）电弧放电故障。
电弧放电会产生高达1300-1600K的温度，在温度低端，故障能量主要消耗在电极材料上，转移到油中的能量甚少。
但是在温度高端，油中占据大量的能量，随着电弧强度的增加，油分子断裂，且一般系端部断裂，产生大量C2H2和H2。
（3）局部放电故障。
局部放电产生热量很小，主要是电子轰击，其数量甚至不足leV,主要分解产物是H2和少量的CH4.
由于上述不同故障所产生的特征气体不同,因此利用气相色谱法对油中溶解气体进行分析,即可以判断设备内部是否存在故障及故障类型.在变压器维护实践中,人们主要分析9种气体,从而可以诊断变压器的内部状况,这9种气体与变压器内部状态的关系如表1所示.
表1设备内部状况与油中气体组分的关系
被测气体
设备内部状况
N2与5%或更少的氧气（O2）
密封变压器处于正常运行状态
N2与大于5%的氧气（O2）
检查变压器密封情况
N2和H2
变压器过负荷或过热，引起绝缘纸裂解，检查运行条件电晕放电，水电解或铁锈
N2、H2、CO和CO2
电晕放电涉及到绝缘纸或变压器严重过负荷
N2、H2、CH4和少量的C2H4、C2H6
火花放电或别的不严重的故障，在油中引起放电
N2、H2、CH4、CO、CO2及少量的其他烃类气体，通常不存在C2H2
火花放电或别的不严重的故障，涉及到固体绝缘
N2、大量的H2及其他烃类气体，包括C2H2
内部存在高能量的电弧放电，引起油快速劣化
N2、大量的H2、CH4、C2H4及少量的C2H2
局部高温过热，通常由于接触不良或铁蕊多点接地引起，故障未涉及到固体绝缘
N2、大量的H2、CH4、C2H4、及少量的C2H2，另外还有CO、CO2存在
局部高温过热，通常由于接触不良引起，故障已涉及到固体绝缘
国外典型的油中溶解气体在线分析仪
（1）日本三菱公司的变压器油中气体自动分析装置。
该装置采用机械活塞泵自动脱出油中溶解气体，并自动进行在线气体相色谱分析H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2六组分。
这实质上是将一套全自动的油中溶解气体色谱分析系统直接装在变压器上使用，其价格较为昂贵。
（2）加拿大C201-6在线色谱监测仪。
加拿大加创公司推出的C201-6在线色谱仪可以检测H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2等故障特征气体。
该仪器采用高分子渗透膜技术对油气体进行分离，气体分离采用复合色谱柱，以气敏传感器予以检测，对H2和C2H2的灵敏度分别为1uL/L和0。
5uL/L。
（3）法国TGA型在线监测仪。
法国Micromonitor公司的TGA型在线监测仪可以监测H2、CO2、C2H2、CO等气体，该仪器采用极小的半导体传感器装入一坚固的探棒内，可直接插入变压器油中。
（4）美国TM8在线气体分析仪。
美国Serveron公司的TM8气体分析仪，可监测H2、CO、CO2、O2、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等八组分气体。
该仪器采用气体萃取连续萃取油中溶解气体，经4h达到平衡后，以超纯氮载气送入色谱柱予以分离，然后由热导池鉴定器进行定性定量分析。
该分析仪对C2H2的精确度为正负1uL/L，对其他组分的精确度为正负5%。
其采样周期为24h。
国内在线色谱分析装置开发概括
（1）TRAN-B型在线监测仪。
该仪器系北京某高校研制的产品，可以检测油中H2、CO、C2H2、C2H4等组分，且一台监测仪可以同时监视10台变压器。
（2）河南某公司3000型色谱在线监测系统。
该系统可监测油中H2、CO、CO2、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等七组分。
该监测装置采用吹扫—捕集脱气技术进行油七分离，油中气体组合经反复萃取，15min即可完成自动进油、脱气，并将样品迅速吹扫到色谱柱中进行色谱分析的全过程。
（3）TAM-VI型色谱在线监测系统。
该监测系统是上海某公司在加拿大一传统色谱分析技术基础上研制的。
系统采用纳米材料渗透膜进行油气分离，采用单一色谱柱分离H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等组分，以气敏传感器进行检测，其C2H2的灵敏度可达0.3uL/L。
（4）上海交大研制的色谱在线监测系统。
该系统采用具微孔的聚四氟乙烯薄膜进行油气分离，以双柱分别分离H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2组分，其检测元件采用热线型传感器，载气系采用干燥并脱氧的空气。
经某变电站500kv变压器在线运行证明。
其监测数据与实验室DGA检测结果误差不大于5%。
（5）CPJC在线色谱监测仪。
该系统是重庆大学的研究成果，系采用特制高分子渗透膜实现油气自动分离，渗透平衡时间为2~3天。
检测单元为高分辨率的多传感气敏元件，可检测油中H2、CO、CH4、C2H6、C2H4和C2H2等六组分。
C2H2的最小检知浓度为1uL/L。
其他组分的最小检知浓度为10uL/L。
（6）BSZ系列大型变压器色谱在线监测装置。
该装置是东北电科院研制的，也是国内开发和应用最早的色谱在线监测装置。
BSZ系列装置可以任意选择检测周期，并自动检测CH4、C2H6、C2H4、C2H2等故障特征气体，各组分最小检知浓度为1uL/L，检测数据的变异系数小于5%。
自1994年以来，该装置已有十多台投入现场应用，其中BSZ-3型装置可同时监测两台变压器。
关于油中溶解气体在线监测技术应用问题的讨论
对于油中气体在线监测装置的推广应用，人们存在着一些不同看法。
一种看法是H2在线监测只检测H2，虽然有的装置还可同时监测CO，但不能测定特征气体全组分，不是真正意义上的DGA技术，不能代替实验室的色谱分析。
因为后者已在国内广泛使用，即使收到了H2在线监测的报警，最终还只有依靠实验室的DGA检测结果，才能得出可以指导设备维护管理采用相应措施的诊断结论。
另一种意见则认为，H2在线监测连续检出H2或CO异常，反映着设备内部油或固体绝缘中可能出现故障的先兆，可以超前报警，以便减少事故损失。
第三种意见认为，因为实验室DGA技术不能连续监测，而仅测H2和CO的在线监测装置在诊断故障方面又有局限性，因此，开发应用多组分甚至全组分在线监测装置才是最使用的。
但是，这里有两点是值得注意的：
（1）我国运行的变压器数量巨大，实验室DGA技术已很普及，因此，只有在重要变压器上安装在线监测装置，才是最经济的；
（2）色谱在线监测装置即使检出气体组分较多，对故障诊断有利，但是这种装置的成本是否满足可靠、简单、寿命长、免维护等要求也是必须考虑的。
因此，在开发油中气体在线监测的同时，研制开发便携式油中气体检测装置，实现短周期的巡回检测才是符合我国实际情况的。
国外已有不少这类仪器，例如，SYPROTEC公司的H103B便携式油中气体检测仪只需3ml油样，即可在现场检测H2和CO的含量。
日本日立公司的便携式油中气体分析仪由气体分离器、测量器和诊断器组成。
该仪器使用安装在变压器放油阀上的气体分离器内的氟聚合物（PFA）作渗透膜析出油中溶解气体，测量器以空气做载体，以色谱柱分离分析H2、CO和CH4，然后诊断器H2、CO和CH4的浓度以及CH4/H2、CO/CH4的比值作出诊断，其结果显示在数据打印机上。
清华大学亦研制出便携式油中溶解气体色谱分析装置。
其油气分离是基于机械振荡法，将定量的空气经微型气泵循环送入油中，使之达到气液两相动态平衡的原理，在温度为50℃时，脱气约需2min。
载气采用干燥、净化的空气，色谱柱采用单柱，可以分离H2、CO=CH4、C2H6、C2H4和C2H2等六组分。
检测单元采用从数十种半导体气敏传感器中筛选出的两种传感器。
其中传感器A检测CO、C2H4、C2H2，传感器B检测H2、CH4、C2H6。
这种便携式色谱分析装置体积小，质量轻，使用简便，易于维护，作为现场巡回检测的仪器，具有成本低、可任意选择追踪分析周期等优点，是值得推广应用的。
三、关于变压器中的杂质
变压器油中机械杂质的来源及分布
通常，新变压器油在注入变压器之前要经过严格的工艺处理，虽然在过滤过程中大部分大颗粒的机械杂质被除去，但是依过滤器孔径的不同，仍有或多或少的小颗粒残留在油中，这部分颗粒一般称为油中固有机械杂质。
新变压器在制造和装配过程中，可能留有金属碎屑和纤维材料碎末，以及受到空气中灰尘或机械加工过程中的氧化表皮、焊渣等机械杂质的污染。
变压器在运行过程中，由于油泵磨损、机械振动引起的磨擦可能产生金属各非金属的碎屑和颗粒；变压器油运行中氧化老化，产生胶质物、油泥、金属腐蚀产物，以及固体绝缘材料的老化产物等都会使绝缘油受到污染。
在变压器异常运行状态下，由于局部放电可能引起油中游离炭颗粒的大量产生。
变压器油受机械杂质污染的程度，目前较广泛引用的是美国国家航空及宇航标准NAS1638和国际标准化组织标准ISO4406-1999。
前者根据颗粒尺寸分布状态及每100mL油样中颗粒物的数量，将污染度分为若干等级（见表2）；后者是按每100mL油样中的颗粒数，将清洁度分为若干等级。
近些年来，由于我国500KV大型变压器的相继大量投入运行，促进了对运行变压器油中颗粒物的分布状态及其影响的检测和试验研究工作，并取得了一定的成果。
1994年保定和华北电力学院研究生院曾对国内500KV和200KV运行变压器和制造厂尚未出厂的500KV变压器油样的颗粒污染度进行调研，其颗粒尺寸分布范围大致如表3所示，部分测量数据如表4所示。
可以看出，颗粒直径越小，数目越多；在总的颗粒数中，5-10um颗粒约占60%-90%以上。
广东电力试验研究院曾对广东省33台500KV运行变压器绝缘油的颗粒污染善进行普查，结果表明，大部分油的颗粒分布进行检测，所得结果如表5和表7所示。
此外，保定变压器厂和沈阳变压器厂还分别对厂内储油罐等油样检查了颗粒污染情况，结果如表8所示。
表2NAS1638污染度分级（每100mL油样中颗粒数）
颗粒尺寸
范畴（um）
等级
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颗粒尺寸分布范围
尺寸（um）
>5
>15
>25
>50（可见颗粒）
颗粒数（个/10mL）
10—600
升级会员 