变压器油

变压器油（精选12篇）

变压器油 篇1

0 引言

变压器油作为变压器绝缘和冷却的重要介质,其质地的好坏直接关系到变压器能否安全稳定地运行。随着油质分析技术的提高,变压器油受到污染致使介损升高已成为人们关心的问题。但在主变压器油受污染后,完全更换变压器芯部所浸渍油几乎是不可能,所以在基建施工中,变压器到现场后,经油化检测发现油介损偏高,需要现场换油。本文就变压器现场换油成功经验作简单介绍。

1 变压器的现场验收及常规处理

变压器及补充油运抵现场后,应尽快检测变压器油样,按规程简化检查项目如下:油外观、闪点、耐压、水溶性酸(pH值)、酸值、徽水、色谱、油中含气量、介质损耗角(90°C)。这些指标中,对于新安装的变压器油的不合格项目常有:(1)油微水超标,严重时引起油耐压达不到要求;(2)油色谱化验结果:含有C2H2微量或总的(某种)油中含气量偏高;(3)油介损超标准(大于0.7%)

在现场安装施工中,油徽水超标可以采用真空滤油机加热循环,再辅以板式滤油机过滤使油脱水和过滤杂质,经过二次循环后,可以达标。油中含有微量C2H2或含气量偏高,可采用1台或2台串联真空滤油机加热过滤循环,使项目在较短的时间达标。而油介质值超标,就很难用常规方式来处理。在主变本体试验中,油介损超标有时还会出现线圈绝缘电阻偏低,直流泄漏值增大,线圈对地的介质损耗偏大;或者因油介损的偏高而使主变整体绝缘变坏。为了彻底处理主变的绝缘油介损偏高,保证设备的安全运行,施工单位和生产运行部门均采用更换变压器油。

2 变压器换油流程

2.1 变压器换油前的准备工作

(1)变压器换油前应制订换油过程的工艺流程,

(2)准备排注油工作的设备,如真空滤油机、压力式滤油机、油罐、真空泵、小油泵及相应表计;

(3)联系高纯Nz (99.99%),11OkV主变压器需3～5瓶,220kV变压器需6～8瓶,并事先倒置24h,排净N2瓶内的凝露水:

(4)变压器钟罩起吊的机械设备、工器具,做好防水、防火措施。

2.2 排油、冲洗

若油介质小于2%,本体排油;油介损大于0.7%,按国标或厂方规定抽真空,充干燥N2 (0.02～0.03MPa),抽真空排氮,破真空,本体底部残油化验油介损值,跟踪抽真空注油,破真空补油及扫尾工作,清理底部残油;油介损小于0.7%,油数据合格,清理本体残油冲洗主变,在现场采取直接排油。如果油介损过高,则应事先考虑用吸附等方式降低油介损,再排油、换油。

排油及冲洗的整个工序对天气要求较高,按规程,铁心暴露在空气中的时间不应超过下列规定:(1)空气相对湿度不超过65%时为16h;(2)空气相对湿度65%～75%时为12h;(3)空气相对湿度大于75%时,不宜进行。一般情况下,为了减少重复工作量,将现场吊主变压器钟罩及本体芯部检查结合一起进行。

本体油排干净后,如需吊罩检查芯部,则在吊罩后冲洗。如无需吊罩检查,则尽量打开所有安装孔、人孔闷板再冲洗。冲洗和清理的部位主要是:铁心、油道、线圈、绝缘件、油箱壁以及一些死角。冲洗的顺序应从上到下进行,以使油能充分浸透芯部的绝缘件,并带出铁心、油道、线圈、绝缘件等的表面附着油,该工序应进行2～3次,间隔宜30min以上,同时对底部的放油管、残油进行清理,尽量吸干残油。冲洗应用真空或压力式滤油机,再配合小油泵进行。对于线圈外侧加有围屏的应尽可能拆除围屏再冲洗线圈。

冲洗工作完成后,应擦干箱壁及本体底部残油,并放尽冲洗用油。

2.3 抽真空充氮、静滴及检测

冲洗结束和钟罩回装后,应在规定时间内抽真空。抽真空工艺示意图如图1所示。

干燥筒内应装上干燥的硅胶,以吸附N2的水份,容积以N2瓶一半为宜。N2瓶应采用倒置放净凝结水的干燥气体,事先可采用氧气皮管,用Nz吹扫管子,以使管内流畅无杂物。

抽真空时,关上②阀,开启③阀和①阀,先将油箱抽到0.02MPa,然后再按每小时均匀地增高0.0067MPa至110kV等级16000kVA容量以下0.051MPa,16000kVA以上增至0.98Mpa,220kV等级增至0.101MPa。如果厂家标准高于国标,则按厂方要求执行。

充氮时,关闭①阀、③阀,停用真空装置。开启④阀、②阀,对主变本体进行充氮。充氮速度不宜过快,以使N2充分气化,并吸附水份,干燥N2。当以压力充至0.02～0.03MPa后,即停止充氮,并关闭②阀、④阀。对本体内的N2应定时检查,如压力偏低则应及时补充。

保持正常N2压力,保证芯部不受.潮情况下,让浸演在线圈内、附件内的油能充分随冲洗用油滴干。为保证换油质量,一般静滴时间维持在48h以上。

取变压器底部残油(冲洗油和原油混合)进行油介损测试,如果残油介损与冲洗油介质相比,变化不大,则说明冲洗效果良好。如残油介损与冲洗前的油介损较接近,则说明本体内仍存有较多的受污染油,应继续抽真空排氨→破真空→冲洗→排油程序。一般残油介损宜控制在0.7%以下。

2.4 破氮、抽真空本体注油

破氮的方式应采用真空泵抽出油箱内N2(真空度无需太高),再破真空,进行本体底部的残油处理。确认已干净后,封回所有闷板以及安装会影响下一工序的附件(如套管、套管TA等)再进行抽真空,抽真空的真空度及时间要求同前抽真空工艺。

本体注油应在真空度达到要求后进行,变压器油应从本体底部放油阀注油,油温高于变压器芯部温度,注油速度控制在100L/min以下,当油位离变压器箱顶部约100～150mm时停止注油。注油过程中应始终维持着要求的真空度,停止注油后要继续抽真空110kV主变2h,220kV主变4h,待天气良好时破真空。

2.5 破真空、补油及化验

保持真空度时间达到要求后,可直接破真空,安装小附件(如散热器、油枕等),并对油枕注油。对油枕和散热器注油不可抽真空,宜采用真空滤油机注油。排净油枕和散热器气体,补油到位稍偏高,静放24h以上取油样,做油化全套试验(简化、色谱、介损、微水),并定期跟踪有无变化。

3 结束语

主变压器油受污染后,完全更换变压器芯部所浸渍油几乎是不可能,但通过油处理工艺后,油介损超标均得以处理而且效果明显,且无继续升高的趋势。试验结果完全符合运行油不大于4%的标准。

变压器油 篇2

2、散热作用：变压器油的比热大，常用作冷却剂。变压器运行时产生的热量使靠近铁芯和绕组的油受热膨胀上升，透过油的上下对流，热量透过散热器散出，保证变压器正常运行。

3、消弧作用：在油断路器和变压器的有载调压开关上，触头切换时会产生电弧。由于变压器油导热性能好，且在电弧的高温作用下能分触了超多气体，产生较大压力，从而提高了介质的灭弧性能，使电弧很快熄灭。

变压器油 篇3

关键词：变压器；油色谱分析；故障判断；故障类型；电力输送 文献标识码：A

中图分类号：TM855 文章编号：1009-2374（2015）14-0153-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.14.076

变压器在电力输送过程中扮演着非常重要的角色，起到了非常重要的作用，所以变压器的安全问题与电网的安全息息相关，因此保证电压器正常工作是电力工人工作的重中之重，对电压器的故障判断也必须准确。油色谱分析方法能够通过对变压器油的分析，准确地判斷出变压器内部的部位和原因。

1 变压器油色谱分析的原理

变压器油本身是一种矿物质油，它是通过对石油进行分离而得来的。变压器油里含有一些有机绝缘材料和矿物绝缘油，是一种绝缘性油，在变压器的运行中起着重要作用。在变压器正常运行的过程中，绝缘油和固体绝缘的老化现象其实属于正常的消耗问题，这属于正常现象。但是在使用过程中，随着油和固体绝缘体的磨损、逐渐老化、变质，会分解出少量的气体，这些气体主要由H2（氢气）、CO（一氧化碳）、CO2（二氧化碳）CH4（甲烷）、C2H6（乙烷）、C2H4（乙烯）、C2H2（乙炔）这七种组成。在变压器正常运行的时候，由于正常磨损、老化问题，逐渐的会产生少量的这些气体，但是如果当变压器内部出现问题，有故障时产生的这些气体就会增多。不同的气体如果增多的量不同的话，那么变压器故障的原因就会不同，因此我们就可以对变压器油进行色谱分析，再根据产生的气体的组成，还有所占的成分比例来判断变压器的故障原因和程度或者变压器绝缘老化的程度。

油色谱分析法除了在变压器出现故障后，对变压器进行故障判断外，油色谱分析法还可以对变压器进行故障预防。电力运行部门可以通过定期对变压器油检查其产生气体的成分和含量来对预防变压器内部潜伏性故障的出现，判断是否会危及变压器的正常运行，如果发现故障，也可以及时解决，做到早发现、早解决，防患于未然。

2 变压器内部故障的主要类型

2.1 变压器过热性故障

变压器过热性故障又分为固体绝缘过热和裸金属过热两类。过热性故障的根本原因是由于设备绝缘性能变坏，变压器油或者其他的绝缘性材料因设备过热而裂变分解。当变压器发生过热性故障时，一般会产生甲烷和乙稀气体，这两种气体的含量所占比例非常大，占到总烃含量的80%以上，是产生的气体的主要组分。当变压器内部温度继续升高时，产生的气体中乙烯的成分将会增加。然而判断过热性故障到底是由固体绝缘过热引起的还是由裸金属过热引起的故障，还须根据气体中一氧化碳和二氧化碳的含量比例来判断。固体绝缘过热时，这两种气体的含量较高，而由裸金属过热导致故障时，这两种气体的含量较低。

2.2 变压器放电性故障

变压器放电性故障一般是由于设备内部产生放电现象而导致的设备绝缘性恶化。产生放电现象的原因也有很多种，例如电弧放电、火花放电和互感器和套管上的局部放电等。这三种放电性故障，由于故障发生的原因不同，所产生的气体成分和含量也会有所不同。电弧放电时，所产生的气体中，含量较多的主要是乙炔和氢气，还有少量的甲烷和乙烯气体产生；火花放电时，产生的气体中一般总烃的含量不会很高，也是以乙炔和氢气为主，其次是甲烷和乙烯气体；局部放电产生气体的特征，其主要成分是氢气，其次是甲烷。通常氢气占氢和烃总量的90%以上，甲烷与烃总量之比大于90%。

2.3 变压器绝缘受潮故障

变压器绝缘受潮故障发生的原因一般是因为环境潮湿或者变压器中进水，从而导致变压器内部设备潮湿、受潮。在这种情况下，产生的气体特征是，其主要成分是氢气，其他气体则都没有明显的增多变化。

3 变压器油的色谱分析与故障判断

变压器油的色谱分析的原理就是根据变压器发生的故障不同时所产生的特征气体成分和含量的不同，利用色谱分析对变压器的故障进行判断。表1是几种根据特征气体判断变压器故障类型的情况：

绝缘油和绝缘纸是变压器的主要绝缘材料，由表1可知，变压器的故障类型主要是由变压绝缘油或者绝缘纸在不同情况下分解产生的气体不同，还有变压器设备本身受潮而导致的故障。下面我们就来分析一下不同故障类型的判断方法：

3.1 过热性故障

由表1可知，当绝缘油过热时，产生的特征气体主要是甲烷，次要气体是乙烯；绝缘油和绝缘纸严重过热时，产生的特征气体主要有甲烷、乙烯、一氧化碳和二氧化碳，还有氢气和乙烷这两种次要气体。

3.2 放电性故障

由表1可知，当变压器油中出现火花放电故障时，产生的气体主要有氢气、甲烷和乙炔气体；当绝缘油中电弧放电时，产生的气体主要是氢气、乙炔和甲烷，次要气体组分为乙烯和乙烷；当绝缘油和绝缘纸中都电弧放电时，产生的特征气体主要是氢气、乙炔、一氧化碳和二氧化碳，除此之外，还有少量的甲烷、乙烷和乙烯等次要气体产生；当油纸绝缘局部放电时，会放电分解出大量的氢气和甲烷气体，还有少量的乙炔、一氧化碳和乙烯气体。另外，无论是哪一种放电性故障只要有固体绝缘加入时，都会有一氧化碳和二氧化碳气体产生。

3.3 受潮故障

当变压器设备进水受潮或者油里有气泡时，根据表1数据可知，这两种情况下都会产生大量的氢气。设备内部进水受潮时，除了油中的水分和固体绝缘中存在的气隙而发生局部放电，从而产生氢气外，水分子也会在电场作用下发生电解反应生成氢气，还有水分与铁发生的化学反应，也会产生大量的氢气。因此，变压器内部进水受潮时，氢气的含量会比较高。

4 结语

总而言之，变压器油色谱分析法是一种高效的、方便的对变压器进行故障判断的方法。通过对变压器油气体进行色谱分析，不仅可以有效地预防并且提早发现变压器内部潜伏性的故障，还可以根据所产生的气体组分和含量不同对故障类型进行准确的判断。不过在判断变压器故障类型时，还要根据现实的具体情况分析，使用合适的检测方法，从而更加准确、灵敏地对设备进行故障判断和检修，提高变压器的运行可靠性。

参考文献

[1] 王维霞，卢国华，孟群辉，等.浅析气相色谱分析技术在充油电气设备故障判断中的应用[J].广东化工，2012，39（17）.

[2] 廖瑞金，陈伟根，等.变压器中气体色谱的微机在线监测[J].高电压技术，2011，（3）.

[3] 时景丽.500kV电力变压器中杂质颗粒对油气性态影响研究[D].华北电力大学，2012.

浅谈变压器强迫油循环风冷装置 篇4

主变压器是变电站内的最为关键电气设备。变压器在运行中由于铜损、铁损的存在而发热, 它的温升直接影响到变压器绝缘材料的寿命、机械强度、负荷能力及使用年限。为了降低温升, 提高功率, 保证变压器安全经济地运行, 变压器必须进行冷却。

高压变压器最常用的冷却方式一般有三种:油浸自冷式、油浸风冷式、强迫油循环风冷。深圳地区110 k V等级及以上变电站主变压器均属于大型变压器。其中, 110 k V站主要采用油浸式自冷, 少部分采用油浸式风冷。油浸自冷式就是以油的自然对流作用将热量带到油箱壁和散热管, 然后依靠空气的对流传导将热量散发。而油浸风冷式是在油浸自冷式之外, 在油箱壁或散热管上加装风扇, 利用风扇帮助冷却。加装风扇后可使变压器的容量大幅增加。

深圳地区220 k V及以上变电站主要采用强迫油循环 (OFAF) 的冷却方式。当油温低的时候, 主变的冷却方式为油浸自冷式。当温度达到一定的时候, 启动风机, 则此时为油浸风冷式。如此时温度继续升高达到一定值的时候, 则启动强迫油循环风冷。

2 强迫油循环风冷却系统

2.1 强迫油循环风冷冷却器

冷却系统主要由热交换器、循环油泵、冷却风扇, 及产生控制信号的负荷电流互感器、油温度计、线圈温度计、油流继电器和继电逻辑控制装置等组成[1]。

装置主要是用潜油泵推动油不断循环, 使得油与冷却介质空气进行热交换的冷却系统。它由冷却器本体、潜油泵、风扇电动机、导风筒、流速继电器、冷却器支架 (或拉杆) 、联管、活门及塞子、分控箱等组成。

冷却器为带有螺旋肋片的金属管, 两端分别有一个集油室, 金属管的端部在集油室的多孔板上。由于冷却器本体具有多个回路;在集油室内焊接有隔板, 以形成多个回路的油循环回路。潜油泵安装在本体下方, 导风筒安装在本体外侧, 风扇电动机安装在风筒内, 流速继电器安装在潜油泵出油端的联管上, 假如油的流速低于定值, 流速继电器可输出报警信号。一般来说, 每台变压器有一个总控制箱, 每组变压器上的冷却器可以装分控制箱, 可以控制油泵和风扇的自动投入或切除。

2.2 强迫油循环风冷系统的控制原理

强迫油循环风冷却系统的控制装置由安装在每个冷却器下方, 内部主要由包含接触器、热继电器的分控制箱和包含主接触器、控制开关、继电器等的总控制箱两部分组成。风冷却器控系统各部分的工作情况简要介绍如下:

2.2.1 电源自动控制

为了防止冷却器系统在电源故障时停止运转, 一般要求应有两路独立的交流电源, 通过转换开关或把手控制其中一个电源为工作电源, 另一个电源为备用电源。例如“I电源工作、II电源备用”, 这时系统接通I电源, 断开II电源。当I电源因故障或其他原因消失或断相时, 装置自动将I电源与系统母线断开, 经延时确认后接通II电源。“II电源工作、I电源备用”类似。

2.2.2 冷却器控制

变压器运行时, 各个冷却器可用控制开关来选择自身的工作状态:“工作”、“辅助”或“备用”。潜油泵投入运行后, 当油流速度达到设定的定值时, 油流继电器的动合触点闭合, 动断触点打开, 信号灯点亮, 代表冷却器投入正常运行;当油流速度低于规定值时, 油流继电器动合触点打开, 动断触点闭合, 信号灯熄灭, 表示冷却器内部管路发生故障, 同时自动启动备用冷却器 (在“备用”位置的冷却器) ;当潜油泵或风扇的电动机发生故障时, 热偶继电器动作, 使得触点打开从而停止电动机运转, 经过延时后自动启动备用冷却器, 并发出故障信号。正常情况下, 备用冷却器是不投入运行的。在负载较低时, 辅助冷却器 (在“辅助”位置的冷却器) 是不投入运行的, 变压器绕组温度 (如70℃) 或顶层油温 (如55℃) 达到规定值时, 温度控制器触点闭合:或负载电流达到额定值的75%时, 使线圈励磁, 从而使辅助冷却器投入运行。

2.2.3 故障回路

故障回路是指总控制箱内能够发出故障信号的回路, 主要由4种情况:当两路交流电源都消失, 使得所有冷却器停运时, 发出冷却器全停信号, 并经延时后使得断路器跳闸, 从而将变压器从电力系统上切除;当某一路电源发生故障时发出故障信号;当工作、辅助冷却器发生故障, 备用冷却器投入时, 发出故障信号;当备用冷却器投入运行后产生故障时发出故障信号。

3 可编程逻辑控制器 (PLC) 在冷却器控制系统中的应用

3.1 PLC系统概述

常规变压器的冷却一般采用强迫油循环风冷却方式。该冷却系统主要由热交换器、循环油泵、风扇, 及产生控制信号的负荷电流互感器、油温度计、线圈温度计、油流信号器和继电逻辑控制装置等组成。一直以来, 冷却器的控制回路基本由继电式的布线回路产生控制逻辑来实现。冷却器的转换一般只能手动切换, 就地及远方控制和监视信号靠二次电缆来传输。工程量大, 自动化程度低。为此, 对主变压器冷却器的控制系统进行改造, 例如深圳某220 k V变电站站就已经采用PLC作为主控制器进行冷却器组的控制。

可编程逻辑控制器称为PLC (Program Logic Controller) , 是一种数字运算操作的电子系统, 它采用可编程序存储器, 用来在其内部存储执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作指令, 并通过数字式, 模拟式的输入和输出控制各种类型的机械或生产过程。PLC装置的信息采集功能强大, 采集的信息主要有各个冷却器工作状态, 油流状态, 变压器油面温度、绕组温度等等;而且能根据冷却器工作情况和油流状态判断出油泵运行是否正常, 将各种信息通过以太网络传送至中控室计算机显示屏显示及故障报警[2]。

3.2 引入PLC前后冷却器控制系统对比分析

3.2.1 控制系统的性能及可靠性

传统的变压器冷却控制系统使用了大量的继电器, 由于二次触点接触不良容易从而产生的故障频发, 控制冷却器工作电路的交流接触器长期在励磁与失磁之间转换, 触点容易烧毁。PLC用程序来替代大量的中间继电器和时间继电器, 仅剩下少量硬件元件, 因触点不良造成的故障大为减少, 与功能相同的继电器相比, 性能价格比很高。PLC与其他智能控制设备一起, 可以实现集中管理, 分散控制。

3.2.2 控制系统的安装、调试工作量

传统的冷却控制系统中大量继电器的安装、接线工作量非常大, 配线时由于二次回路多容易出错, 调试时必须使用交流380 V电源。PLC的安装、接线很方便, 用接线端子连接外部接线, 减少安装、配线的时间;PLC的程序调试, 输入信号用小开关来模拟, 通过PLC的发光二极管观察输出信号的状态, 发现问题通过修改程序就可以解决, 系统的调试时间少了很多。

3.2.3 控制箱的体积及费用

PLC在大型变压器冷却控制系统的应用, 可以减少大量的中间继电器和时间继电器, 一般来说, PLC的体积仅相当于几个继电器的大小, 因此可以将控制箱的体积缩小到原来的1/2~1/10。PLC二次配线少, 可以节省大量的配线和附件, 从而省下不小的费用。

4 总结

强迫油循环风冷 (OFAF) 冷却方式, 常用于我局220 k V及以上变电站的变压器冷却, 此冷却方式可以很好地对主变产生的热量进行散热。现此种冷却方式的冷却系统通过改造, 采用PLC作为主控制器进行冷却器组的控制, 为实现无人值守变电站提供了可能, 推动了变电所综合自动化系统的建设。

摘要：主变压器是变电站内的最为关键电气设备。深圳地区电压等级高的变电站一般采用强迫油风冷循环 (OFAF) 的冷却方式。过去使用的继电式控制方式存在着很多缺点:比如说控制回路复杂、功能可靠性比较差、设备故障率较高、运行维护工作量大等等;基于PLC设计的变压器冷却控制系统具有可靠性高、抗干扰能力强、功能强大、智能化等优点。

关键词：冷却方式,强迫油循环风冷,PLC

参考文献

[1]陈家斌.变压器[M].北京:中国电力出版社, 2002.

变压器油的维护措施（范文模版） 篇5

1.防止变压器油位过低

变压器正常运行时油位的上升或下降，是由温度变化造成的，油位变化不会太大。当油位下降显著，甚至从油位计中看不见油位，则可能是因为变压器出现了漏油、渗油现象，这往往是因为变压器油箱损坏、放油阀门没有拧紧、变压器顶盖没有盖严、油位计损坏等原因造成的。油位太低会加速变压器油的老化，变压器绝缘情况恶化，所以要多巡视，多维护，及时添油。

2.观察变压器是否漏油

发现变压器漏油要及时处理，如渗漏油严重，应及时将变压器停止运行并进行检修。检查时首先寻找漏油点，漏油故障比较容易发现，渗油故障则不易发现，一般尘土聚集且潮湿的地方渗油。若变压器油从上端盖上渗出时，应紧固上端一圈螺丝;若变压器油从挡位处渗出时，就应打开挡位盖，拧紧里边的压紧螺丝;若绝缘垫老化时，就应及时更换绝缘油垫。

3.一闻两看辨别变压器油质量

变压器油在使用1～3年时应做一次耐压试验。如果变压器油达不到技术要求，应尽早更换或过滤。由于对变压器油的质量要求很高，不经过耐压试验和简化试验很难说明变压器油是否合格，但经过长期的实践来看，变压器油的合格与否可通过一闻、两看来鉴别。一闻：就是通过闻气味来鉴别变压器油质量，合格的变压器油应没有气味，或略带一点煤油气味。若有别的气味，说明油质变坏。

两看：一看变压器油的颜色。新的变压器油一般是浅黄色，氧化后颜色会变暗。二看变压器油的透明度。新的变压器油装在玻璃瓶中是透明的，并带有蓝紫色的荧光，如果失去了荧光或不再透明，说明变压器油内已有游离碳和机械杂质。

4.及时添加变压器油

冬季由于天气寒冷，变压器的油位一般会下降，油标无显示时应及时将油添加到油位线。给运行中的变压器补油时应注意，35千伏及以上变压器应补入相同牌号的油，并且作耐压试验;10千伏及以下变压器可补入不同牌号的油，但应作混油耐压试验。补油后要检查瓦斯继电器，及时放出气体，可重新将瓦斯继电器接入掉闸回路。

5.避免变压器油受光直射

变压器油在紫外线的作用下氧化速度会加快。因此，变压器油不允许受光线的直射。为避免变压器油受光线照射，必须装在不透明的容器中。

6.检查箱顶油面温度计温度

尽量控制变压器上层油温不超过85摄氏度，即要求与室温之差低于55摄氏度。如果变压器在运行时，油温突然升高，则是变压器内部过热的表现。外部原因是变压器严重过负荷;内部原因有铁芯着火、绕组匝间短路、内部螺丝松动、冷却装置故障等。

7.及时处理变质的变压器油

变压器油如果经常过热运行或进水、吸收潮气，将使油质变坏。使用达不到标准值的油，很容易在绕组与外壳之间发生击穿放电，造成严重事故。因此，须对绝缘油进行过滤和再生处理。若发现变压器油受潮，应进行干燥;若发现老化，应进行净化和再生。

变压器油的在线监测与故障诊断 篇6

关键词：变压器油；在线监测；故障诊断；色谱分析 文献标识码：A

中图分类号：TM406 文章编号：1009-2374（2015）21-0154-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.21.077

1 概述

设备维修的概念起源于20世纪50年代，当时电网电压等级较低，容量也不大，电气设备出现问题时造成的影响和损失也较小，事故后再维修成为当时电力设备的普遍选择，但由于传统的离线监测与定期停运实验等方式属于间断性评估，难以将故障遏制在初期阶段，增加了设备运行的风险。近年来，随着传感器和光纤等相关技术的发展和应用，出现了一种能够动态监测被测设备相关数据的在线监测方法，反映变压器当前的运行状态，结合以往的运行经验与相关标准进行全面分析，明显提高了成功发现变压器缺陷的效率与准确性，并能够及时地进行报警，让运行及班组人员采取相应措施，缩短故障存在的时间，限制故障的进一步发展，以确保电网的安全稳定运行。

变压器在运行过程中，由于发热老化或者放电故障等原因，油中会含有一定量的反映故障特征的气体如一氧化碳、二氧化碳、氢气、乙炔、乙烯等多种气体或其中几种的混合气体。而根据故障类型、严重程度不同，变压器油中产生的气体的种类、含量多少也各不相同。而对这些气体进行监测分析，根据气体种类和容量，推断当前变压器中是否存在潜伏性故障，以及故障的严重程度。目前主要采用变压器油中溶解气体分析法（DGA）也称为气相色谱分析法，已成为电力系统判断变压器内部故障性质的常用方式。

2 变压器油色谱分析的原理和优点

气相色谱分析技术是采用由气体传感器和色谱检测相结合的现场的监控系统进行监测的方法，它的原理分为定性分离和定量检测两个步骤，其原理图如图1所示，第一步是利用不同气体对应色谱柱的长度不一样，将气体通过色谱柱时则可以实现分离，确定是哪种气体；第二步則将不同种类气体通过检测器，确定各种气体的多少，实现定量检测。根据这两步的检测结果，分析变压器油的状态，判断变压器设备内部情况，是否发生故障。经过实践，总结出气相色谱分析法有着明显的优点，主要有以下三点：（1）花费时间短，色谱分析对含有多个成分的样品进行分析，平均每个成分只需1分钟左右，成分增多时，平均时间还会进一步下降。（2）分离能力强，即使混合物的成分复杂，化学物理性质相差不大，也能进行很好的分离。（3）采样量少，完成一个分析只需要几毫升甚至更少的样品。

3 变压器内部的常见故障及原因

变压器内部故障一般分为三类：即放电短路故障和过热故障及设备进入外部空气和水分的潜伏性故障。

3.1 变压器放电故障产生的原因

变压器放电分为火花放电、弧光放电及局部放电。（1）火花放电，放电能量较低，多由接触不良所造成的，如电流互感器内部引线对外壳放电和铁芯接地片接触不良造成的悬浮电位放电。（2）弧光放电，又称为高能量放电，原因通常是线卷匝、层间绝缘击穿，过电压引起的内部闪络。（3）局部放电，在变压器引线、端部绝缘结构及突出的金属电极表面，如油箱内壁的焊缝及附在其上的焊渣；造成了绝缘结构中电场分布不均匀，极易产生局放。

3.2 变压器过热故障产生的原因

变压器过热故障可以分为高温过热、中温过热、低温过热。主要原因是：（1）铁心两点或多点接地；（2）引线连接不良；（3）分接开关接触不良；（4）铁芯间短路或被异物短路；（5）部分绕组短路或不同电压比并列运行，引起的循环电流发热。

各种不同故障会产生不同的故障特征气体，我们以此作为判据来确定故障类型，故障特征气体见表1：

4 气相色谱数据的综合判断

三比值法是目前我国主要采用的方法，经过经验总结，该方法采用五种特征气体相比构成五个比值，然后依据经验确定了比值的范围与大小对应的意义，从而对其进行编码，实现不同类型故障的诊断。该方法已被国际电工委员会（IEC）组织推荐使用，得到广泛认可。三比值法编码表见表2：

4.1 气体产气速率的注意值

气体产气速率是除气体容量和种类之外分析变压器内部故障的又一参考指标，产气速率分为相对产气速率和绝对产气速率两种，而相对产气速率有一个参考基准，当基准本身浓度较小时，误差较大，故相对产气速率可靠性不太高，使用较少。绝对产气速率使用较多，多在气体浓度接近设定标准值或者超过时，进行密切

关注。

4.2 对二氧化碳及一氧化碳的判断

正常情况下，对于开放式变压器而言，由于变压器油与空气接触，油中会溶解一定量的空气，但其饱和度不超过10%，所以设备内CO2含量不超过300μL/L，但当变压器固体和绝缘老化或者油长期氧化时，可能会造成CO2及CO含量的明显增长。当检测计算发现（CO2/CO）>7时，要关注固体绝缘材料是否老化。当（CO2/CO）<3，则可能是故障高于200℃涉及到固体绝缘材料时，更精确的做法是，应将最后两次检测的数据相减，计算差值，然后计算差值比值重新计算（CO2变/CO变）<3，来判断故障是否与固体绝缘有关。

4.3 乙炔含量分析及注意值

乙炔是我们日常监控中最重要的一个指标，变压器无故障时，油内不会出现乙炔，乙炔是变压器内部出现放电的特征气体，当总烃内乙炔含量较小时，通常意味着故障还在形成阶段，但乙炔出现明显增长时，则很有可能是因为发生了击穿事故，而乙炔含量的多少与故障缺陷的严重程度与紧迫程度没有必然的联系，反而与产气的速度有较大的关系，方便用来判断故障位置。

5 变压器油气相色谱分析的注意事项

对于变压器特别是准备投运的，油中检测到的气体含量越小越好，一旦发现H2、C2H2和（CH4+C2H2）中某值较高时，应重点关注以下情况：（1）瓦斯保护是否动作，瓦斯继电气内是否有气体，变压器内部注入的油有无进行过滤脱气处理，呼吸器硅胶变色是否超过2/3。（2）变压器外壳焊接处密封是否良好，有无漏油。（3）绕组或者铁芯接地是否良好。（4）是否负荷较高，冷却器油泵长时间转动，测试是否对油质造成影响。

6 结论

（1）在线监测通过数据分析可以及早发现潜在性故障。（2）采用三比值法对获得的数据进行分析可以明确设备故障的类型，做出相应应对措施。（3）在线监测发现数据异常时，要明确重点关注的注意事项。

参考文献

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作者简介：赖绍奇（1982-），男，广东东莞人，供职于广东电网东莞供电局，研究方向：电力系统运行与分析。

浅谈变压器油色谱在线监测系统 篇7

油中的溶解气体进行在线或者离线的气体含量分析, 根据油中气体的组分和含量, 可以判断设备内部的隐藏缺陷。目前, 油色谱在国内已经有许多成功的应用经验, 技术方面也趋于成熟, 根据油气分离和检测的原理不同, 目前在线监测装置按照原理分为:气相色谱法、燃料电池法、光声光谱法以及红外光谱法。

气相色谱法可以分析多组分气体, 是目前比较成熟、应用比较广泛的一种技术。

一、必要性和意义

1. 我国电力行业正在向大机组、大容量、高电压等级电网发展, 对电力安全、经济运行提出了更高要求电力高压设备是电网稳定可靠运行的关键, 对保障社会正常生产和企业正常运行具有重要意义。高电压、大容量的电力变压器是输变电系统中最关键的设备, 在实际运行中会受到电、热、机械、环境等各种因素的影响, 绝缘性能可能发生劣化, 安全性能下降, 甚至导致发生故障, 从而引起局部乃至大面积停电等重大电力事故, 造成巨大的直接或间接经济损失和社会影响。因此, 对电力高压设备进行必要的监测, 保证其稳定运行, 对电力系统运行的可靠性、安全性具有重要意义。

2.随着现代科技的快速发展以及微处理器的引入, 在线检测仪器的发展速度正在稳步提高。在线检测仪器的功能不断改善而价格在逐步下降, 使智能化在线检测仪器的广泛应用成为可能。由于通讯技术的发展使得在线检测的结果能够快速传递到远距的分析和控制中心, 在出现故障时不但能及时自动报警并可从多气体比值判断故障性质及类型, 采取必要措施, 更显示出了他的重要作用。

3. 鉴于此, 电力行业必须尽快改变陈旧的检修模式, 由传统的计划检修模式向根据设备运行状态确定检修的状态检修模式转变。状态检修是在在线监测技术实时把握设备运行状态的基础上得以实现的。因此状态检修可以克服定期检修的局限性, 及时发现潜伏性故障, 降低事故率;通过提高检修的针对性, 减少停机时间和开停机次数, 延长设备使用寿命;实时掌握变压器的内部状态, 预防变压器内部早期故障, 把握变压器状态发展趋势, 从而可及时组织人员进行维修, 最大程度的减少企业损失, 避免重大恶性事故的发生, 提高电网的安全运行;

4. 变压器油色谱在线监测系统是直接在变压器现场实现油色谱的定时在线智能化监测与故障诊断。这样, 不仅可以及时掌握变压器的运行状况, 发现和跟踪存在的潜伏性故障, 并且可以及时根据专家系统对故障自动进行诊断, 以便运行人员迅速作出处理;

4.1同时, 可以降低常规油色谱分析法的误差, 提高故障诊断的可靠性;可以在主控室对变电站每台主变的油色谱分析进行巡回在线监测;根据需要, 还可以实现反映变压器电气异常的多特征量的在线智能化监测和对故障综合评判诊断, 以及与变电站其它在线监测与诊断装置联机, 实现整个变电站运行工况的在线智能化监测与诊断;

4.2采用在线监测装置在技术经济上都有显著的优势, 既提高了变电站运行的管理水平, 又可为从预防性检修体系过渡到预知性检修体系奠定基础。因此, 变压器油色谱在线监测系统项目的实施对我们变电站维护、运行部门具有重要的实用价值。

二、油色谱在线监测的理论和实践依据

1. 广谱型气相色谱技术是变压器油中溶解的故障特性气体检测的传统成熟技术, 在已开发应用的在线监测系统中得到了广泛应用;2.高灵敏度传感器、微电子等技术的日益发展成熟为新一代变压器油色谱在线监测系统的开发应用提供了技术保证;3.通过现场应用的深入, 变压器油色谱在线监测技术已被普遍认同, 并成为实验室油色谱分析的有效补充, 是确保变压器日常安全运行的主要依据;

4. 变压器如存在局部过热或局部放电, 故障部位的绝缘油或固体绝缘物将会分解出小分子烃类气体 (如CH4、C2H6、C2H4、C2H2等) 和其他气体 (如H2、CO、CO2等) 。

4.1上述每种气体在绝缘油中的浓度和油中可燃气体的总浓度 (TCG) 均可作为变压器设备内部故障诊断的指标。变压器油色谱在线监测系统采用广谱型气相色谱技术实现变压器油的在线监测。

4.2系统将溶解于变压器油中的故障特性气体经脱气装置脱气后, 在载气的推动下通过色谱柱, 色谱柱对不同的气体具备不同的亲和作用将故障特性气体逐依分离, 气敏传感器对故障气体 (H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2) 按出峰顺序分别进行检测, 并将气体的浓度特性转换成电信号。

4.3数据处理器对电信号进行处理转化成数字信号, 并存储在数据处理器内嵌的存储器上, 并确保测量数据真实可靠;能连续监测油中溶解的故障特征气体, 能充分保证在线检测的适时性要求。

4.4主控计算机经RS485模块, 通过现场通讯总线获取日常监测数据, 分析软件对数据进行分析处理, 分别计算出故障气体各组份和总烃的含量。通过智能谱峰识别和基线自动跟踪等先进技术, 应用网络化远程监测以及故障诊断专家系统程序对变压器油色谱数据进行综合分析诊断, 判断特征气体的浓度及变化趋势, 实现变压器故障的在线监测分析。可根据设备运行状况、故障类型、故障可能部位等数据向运行、检修人员提供分析结果并给出检修建议。

三、变压器油中溶解气体在线监测系统的设计

1. 变压器油色谱在线监测系统的原理及软件实现

1.1.通讯性能。变压器油色谱在线监测系统满足用户的主变安装油色谱在线监测系统的通讯要求, 系统主机安装在变电站的被监测主变附近, 实现在线色谱分析, 检测结果通过RS-485工业总线传输到安装在变电站主控室的上位工控机上, 各个变电站的工控机均分配有固定IP, 通过电力办公网络与安装在公司中心机房的监控主站联机组网。一台主站管理市内所有的油色谱在线监测系统, 所有分析数据均上传到主站上。并且监控主站可以查询油色谱在线监测系统的状态、设定分析周期等。监控中心和监控主站均具备WEB数据发布功能, 具备查询权限的管理人员可以通过WEB浏览、查询数据。监控中心和监控主站还配备客户端管理软件, 安装客户端的管理人员可以进行专家诊断、高级管理等功能。

1.2.后台工作站

变压器油色谱在线监测系统可按用户要求每台油色谱在线监测装置配置一台后台工作站, 后台工作站应为专用工业控制计算机。后台工作站应具备收集和存储数据的功能, 应分别建立历史数据库和实时数据库, 历史数据库存储量超过二十年, 实时数据库存放最近的实测数据。所收集的数据应能方便地进行查询、打印和导出。

后台工作站具备故障诊断和报警功能, 可为每个组分或产气速率设定注意值, 数据超过注意值时能够实时报警。后台工作站配备有标准输出接口, 可方便实现局域网连接和远端监视。变压器油色谱在线监测系统配置安装有完整的安全的可靠的操作系统、常用软件和数据库软件。

配置运行必须的常用软件, 包括系统通信软件﹑监视软件﹑工具软件﹑组态软件、分析软件等。工具软件能对数据库系统﹑用软件系统﹑操作系统以及网络和通信软件进行管理和维护。组态软件能根据生产运行需要及变电站设备变更的实际状况, 对监测系统进行重新配置和修改。具有专门软硬件设备, 对操作系统﹑数据库系统﹑用软件系统及其它软件和数据进行备份和故障恢复。

系统构成。系统由就地部分和主控部分组成, 就地现场部分有主机、气瓶、油管组成;主控部分由主控计算机、系统控制分析软件构成。

2. 功能实现

2.1.油气分离。变压器油色谱在线监测系统的色谱分析仪利用内部的油气自动分离装置, 将取来的油样完成油气分离过程。油、气分离采用了世界上最先进的真空完全脱气方式, 脱气效率>95%, 实现分析油样中油、气的完全分离, 为下一步的气体测量工作奠定了坚实的基础, 有效地保证了测量重复性, 在测量的源头上将不完全脱气带来的测量重复性误差消除, 避免了靠软件修正消除由于不完全脱气形成的重复性误差所带来的不确定性。

2.2.混合气体分离。变压器油色谱在线监测系统的色谱分析仪通过内部的气相色谱柱, 可以将混合气体分离成单组份的气体。分析油样经过油、气分离装置后, 油、气被完全分离开来, 分离后的混合气体在载气的推动下进入气相色谱分离系统, 混合气体经过与实验室相同分离原理的气相色谱系统, 气体被分离成单组分的气体。

2.3.气体检测。经过分离的气体浓度在分析仪器内部经过气体检测传感器, 气体浓度信号被转变成电压并被换算成数字量值, 通过RS485通讯电缆传输到工作站, 由监测软件完成分析并转换为相应油中的浓度。

2.4.系统自诊断。对系统内部出现概率最大的故障点进行检测报警及自动处理报警功能, 对不可恢复性故障将采取掉电记忆报警锁定的方式保护系统直到人为干预消除报警。

2.5.数据传输。现场的分析仪器通过RS485锴装通讯线缆实现和工作站的数据通讯功能。

2.6.数据掉电保持。分析仪器在工作站计算机故障时仍能自动按照预先设定的值工作, 测量数据具有掉电保持功能, 数据保存时间一年。

2.7.智能数据分析。分析仪器测量的数据进入工作站后经过内部软件的智能分析计算出当前气体的浓度, 据此形成变压器工作状态的分析结果。

2.8.数据共享。分析结果存入开放式数据库, 可以实现和电力系统内部其他监视系统的数据共享以及与其他监测管理系统的集成。

2.9.管理功能。对工作站内的分析仪器统一管理, 同时可以设定不同层次具备不同的管理权限。

2.10.报表功能。历史数据以数据报表、图形报表方式输出, 具备方便的图谱数据查询功能, 其中图形可以jpg图像方式输出, 以适应用户不同需要。

2.11.远程控制。工作站内部的数据和工作状态可以通过互联网被远程计算机浏览, 同时具备强大的系统远程诊断功能。

2.12.过油保护。当脱出的气体中含有油的成份时系统将停止当前的工作, 进行油、气重新分离工作, 保护后续工作的顺利进行, 增强设备的工作可靠性直到脱出符合要求的气体。

3. 结构和外观

分析仪器结构采用抗腐蚀美观的不锈钢材料制成, 结构采用模块化设计, 其设计合理可靠, 外观安全、美观、抗腐蚀不生锈。

结束语。在线监测系统给输变电设备维护带来以下几方面优点:A、相对于传统的大部分预防性试验停电试验, 在线监测是对设备在运行工况下进行检测, 而且测试的周期可以缩短, 测量结果能够更加反映设备的实际情况, 因此更加准确和有效, 由此有助于减少突发性事故、提高设备可靠性;B、由于在线监测在设备不停电时进行, 有利于优化检修周期, 减少不必要的停电, 因此可以大大减少停电时间, 提高设备的可用率;C、在线监测可实现自动检测, 检修试验人员的介入减少;另外, 在实现在线监测的基础上对停电检修的项目和周期都可作优化调整, 因此大大减少了试验检修工作量;D、在线监测通过减少不必要的检修, 减少了因检修工作质量带来的设备故障缺陷风险, 提高了设备的可靠性;E、在线监测是设备实施状态检修的重要条件, 对提高设备的安全性、延长设备寿命有重大意义。

我国电力企业普遍存在电力变压器长期满负荷运作, 设备使用年限较长等现象, 运作率基本保持在90%以上, 随着使用年限的增加, 出现设备故障的几率会成倍增长。高压电力变压器恶劣的运行环境对有效把握设备运行状态提出了更高的要求, 只有合理有效的运用在线监测技术手段, 才能保证变压器的正常运行, 保证企业生产的正常运作, 确保并延长设备使用寿命;否则一旦出现变压器事故, 损失的不仅仅是变压器本身的产品价值, 更大程度的是因为停电导致企业停产后所造成的无法估计的经济以及信誉损失。

摘要：对于油浸式电力设备, 尤其是变压器, 油中溶解气体进行在线或者离线的气体含量分析技术是一种可靠有效的诊断设备潜伏性故障的检测技术, 可以判断设备内部的隐藏缺陷, 目前它在变压器的预防性监测中其重要性列于首位。变压器油中溶解气体在线监测装置的出现弥补了常规油色谱分析的不足, 实现了在线智能化监测与故障诊断, 可以及时掌握变压器的运行状况, 发现和跟踪潜伏性故障。本文就变压器油色谱在线监测的应用必要性、意义、理论及实际依据、设计进行简单分析。

关键词：在线监测,油色谱,状态检修

参考文献

[1]黄新波, 程荣贵, 蔡伟, 宋栓军, 景军锋, 李俊峰.变电设备在线监测与故障诊断[M].北京:中国电力出版社.2010.

浅析变压器油的运行与维护 篇8

按照我国变压器使用的规定，无论是新的变压器油还是正在运行的变压器油都需要作试验，一般是每年都要做，通常并不是作全部的试验，只做简化的常规的试验，简化试验主要包括以下几项：

1.1 闪光点

闪光点就是变压器油被加热成蒸汽，并且和空气混合之后，发生闪燃的时候那个油温值。

1.2 机械混合物

在变压器油中有许多的固体的绝缘物质和一些纤维物，还有一些不饱和的烃类分解出来的一些物质，这些就是机械混合物。

1.3 电气绝缘强度

指的是变压器油试验器的两极，在击穿油层的时候，出现的最低电压。

1.4 游离碳

游离碳应该是没有的，如果有了少量的游离碳在变压器油中，就可能是变压器油过热了。

1.5 酸价

酸价就是变压器油中所含的有机酸的数量，这种有机酸是在变压器油中存在的烃类化合物氧化的产物。

1.6 酸碱度

由绝缘油的氧化和皂化造成，酸碱度是绝缘油的重要性质。

1.7 水分

有一部分的水分是从外界浸入到变压器内部的，还有一部分是设备内部的有机物质分解出来的。

经过对变压器油进行实验，如果在以上的项目中，不符合相关的标准，就会认定为不合格，并且会进行相应的处理。

2 变压器油质量的简易判断

在日常的运行中，对变压器油的质量有比较高的要求，通常情况下，如果不经过简单的试验是很难断定变压器油的质量的，不过，有些不合格的变压器油我们从外观上也可以看出来。

2.1 油的颜色

从颜色上观察，新的变压器油应该是浅黄色，而在被氧化后颜色应该变深。如果是深暗色的新油就肯定是不合格的油，在运行过程中，变压器油如果颜色变化很快，油浅黄色很快就变暗，这说明油的质量并不好。

2.2 透明度

优质的变压器油在玻璃瓶中应该是透明的，并且要带一些紫色的荧光。而如果变压器油内含有了机械混合物和游离碳，那么变压器油就会透明度降低并没有荧光。

2.3 气味

新油的气味应该是有一点煤油味，如果存在了其他的气味，那么可能油质已经受到了损坏。例如，如果变压器油有微弱的烧焦味说明油可能过热了，如果油的气味有酸味，那么可能是油已经严重的老化等等。

3 变压器油的运行要求

变压器油在运行的过程中，一旦和空气接触了，就会导致受潮，这样就不利于变压器油的使用寿命，而且会造成对金属设备的侵蚀进一步加强，并在变压器油中产生沉淀物。已经劣化的油要比新油更容易受到潮气影响，而且比新油的老化速度也快很多。

在变压器油的运行过程中，会受到来自外界的影响，例如空气，温度等等因素，这种来自外界的影响会加速变压器油老化的进程，所以我们要采取一定的措施，保证变压器油的运行品质，并帮助其延长使用的时间。主要的措施有以下几点：

一充氮保护

氮气是惰性气体，可以利用氮气对变压器油进行保护，具有是将变压器储油柜上面的空间内充满氮气，这样就会让变压器油和氮气接触，从而与外界空气隔绝，避免了外界空气对油的影响，防止变压器油的老化。

二投用净油器

净油器的工作原理是，内部充满了吸附剂的一个金属容器，当变压器油经过净油器的时候，内部的吸附剂就会把油里掺杂的水分，游离碳等杂质吸收，对变压器油起到了净化并循环使用的作用，因此延长了变压器油的使用时间。

三油中添加抗氧化剂

氧化剂的使用可以有效的控制变压器油的劣化速度。现在的日常的应用中，最常见的是2.6一二叔丁基对甲基酚，这种氧化剂对控制变压器油的劣化速度的作用效果明显。

当然，对于氧化剂的用量也有很严格的要求，一般是变压器油总质量的0.3%～0.5%，加入氧化剂的具体时间应该是当油体处在初期氧化的时期加入氧化剂，这时候的效果是最明显的，如果晚于这个时期，那么效果就会大打折扣。所以，现在的变压器油在出厂的时候就已经加入了氧化剂。

变压器油中的氧化剂含量随着运行时间会逐渐的消耗，抗氧化剂的含量会逐渐的降低，其发挥的作用也会不断的减弱，当在抗氧化剂的含量低于0.3%的时候，就不会起到抗氧化的效果了，因此，在日常的工作中，应当定期的对变压器油中的油质进行检测，测定油内的抗氧化剂的含量是否能够达到要求。发现油内的抗氧化剂含量过低的时候，就需要立即添加，以保证变压器油的油质。

4 变压器油的运行维护

4.1 运行中设备的取样

常规分析试验取样。对变压器，油开关以及其它的充油电气设备内进行取样的时候，应当从下部阀门的地方进行取样，在取样之前要保证油阀门的洁净，应先用棉布擦拭，再放油冲洗阀门和管路，然后取样。

对于有些项目有特殊的试验需要，就需要按照特殊规定进行取样工作。

4.2 变压器油劣化的因素

4.2.1 设备条件

变压器设备设计制造的时候才用小间隔，在运行的过程中会出现热点，这种热点的存在很容易造成绝缘材料的老化，同时也导致变压器油老化。也就是说温度就是控制油反应的一个因素，而油和氧的化学反应的速度主要就取决于变压器运行时的温度，也就是油温。油温越高，氧化速度越快。另外，水分也是一种重要的因素，由于设备严密性不好，空气中的湿气从设备的缝隙中侵入到设备内部，这些水分会促进油的氧化速度。另外，绝缘材料的选择也很重要，如果选择不当，也会促进油的老化。

4.2.2 运行条件

变压器、电流器等充油电气设备如在正常规定条件下运行，一般油品都应具有一定的氧化安定性，但当设备超负荷运行或出现局部过热、油温增高时，油的老化则相应加速。当环境温度较高时，若不能及时调整通风和降温措施，将影响设备固、液体绝缘，缩短设备的使用寿命。

4.3 运行中变压器油的评定

运行中变压器油的维护，首先应对设备中的油质情况有一基本的评估，并根据评估制定对变压器油的维护措施。

4.4 变压器油的维护

4.4.1 油的相溶性(混油)

(1)在电气设备的油量不足的时候，要及时的补充油，补加的时候最好是加与之前内部的油相同牌号的，并且要保证加的新油要比设备内部的油品质要好。补充的新油如果量不大的话，一般不会对设备的运行有影响，但如果新油补加的量比较大的时候，就可能给设备的运行代理啊影响，尤其是将新油加入到已经被严重劣化的老油里，就会导致油的散热和绝缘的性能严重的下降。因此，补加新油之前要先做好混油试验，如果没有问题，再进行补加，防止由于新油补加引起的设备运行问题。

(2)关于变压器油的使用，在原则上是不同牌号的油是不能够混合使用的，如必须混用也必须经过混油试验，确认通过后，再进行混合使用。这样做的主要是因为两种不同牌号的油其实性能上是有一些区别的，适用的范围可能也不会相同，如果盲目的混用了，就很可能造成严重的后果。有些油内添加着一些添加剂，如果和其他油混用，就很可能会发生化学反应，这种化学反应肯定会制造出一些杂质，从而影响设备的正常运行。

(3)来自不同厂家的变压器油，在使用的时候，如果需要混用，也必须经过混油试验，方可混用。

4.4.2 运行油防劣化措施

(1)添加抗氧化剂防止油质老化。最常用的抗氧化剂是T501，这种抗氧化剂具有很高的抗氧化性能，在油内添加这种抗氧化剂后，能够有效的延缓油的氧化，并改善油的氧化稳定性降低油氧化而产生的酸性产物，控制油的劣化进程。

(2)油保护装置的使用。

安装油保护装置（包括呼吸器与密封式储油柜），以防止水分、氧气和其它杂质侵入，使变压器油不受潮和延缓油氧化的早期发生，延长绝缓材料的使用寿命。

(3)安装油连续再生装置即净油器，既能有效防止外界水分侵入，又能清除油中存在的水分，游离碳和其它老化产物。

防止变压器油劣化，是一个需要重视的问题，应该注意将几种防劣化的措施相互配合运用，并做好设备的日常维护和监督工作。对于一些大容量和重要的变压器，我们可以采用两种以上的防劣化措施同时应用，这样各个措施的效果有所互补，会发挥出更好的防劣化效果。

5 结论

运行中变压器油的好坏，直接关系到变压器的正常运行。变压器是电网中的重要设备，变压器能否正常运行关系到电网的安全，因此，搞好变压器的运行维护工作，是提高电网安全运行的重要保障。

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浅析油浸变压器温度在线测量技术 篇9

为了能使电能的传输更加有效, 电力输送采用高压输电方式, 但而高压电危险性较高, 日常生活会危及到人们的生命安全, 为了满足人们的用电需求, 必须采用变压器进行降压处理。

油浸式变压器适用于50、60赫兹的交流电, 其主要功能是将10k V、6k V或3.5k V的网络电压调配至适合工矿企业以及民用建筑使用的400V或230V母线电压。油浸式变压器在室内外皆可使用, 人们日常于电线杆上看到的可能就是容量为315k VA变压器。油浸式变压器对温度的要求较高, 其环境温度必须介于-25℃与40℃之间, 最高温度为日均30℃、年均20摄氏度。变压器所处环境湿度不得高于90%, 所处海拔高度必须低于1 k m。

油浸式变压器的主要结构有油箱、绕组和绝缘结构。油箱内盛有满满的变压器油, 变压器身浸于其中。变压器的核心部件是绕组和铁芯, 电流通过绕组进行转变和传输。变压器的绝缘结构是油纸, 温度过高会加速油纸的老化进程, 绝缘老化将会造成绕组发生匝间短路。

2 基本测量方法

2.1 直接测量法

直接测量法的操作非常直接, 在变压器的绕组内埋入众多的传感器, 通过传感器获知变压器的内部温度。这种方法的精确度随埋入点的数量增加而越加精准, 但缺点是成本高、维护技术有难度[1]。

2.2 光纤光栅法

这种方法是近年来兴起的引起广泛关注的测量方法, 其工作原理是利用光纤材料对光线的敏感性, 将直射到纤芯的紫外光反射或透射到滤波器上。这种方法的优点是对电磁干扰具有极为强大的抵抗能力, 且光线材料可以抵御外部介质的腐蚀, 具有非常优良的绝缘性能;缺点是造价成本高, 工艺难度高, 现场维护难度高, 因此难以普及使用。

2.3 热模拟测量法

热模拟测量法并非直接的测量, 而是通过模拟绕组与变压器油之间的温度差来测量变压器的温升平均值。其工作原理是加热电流流经一个电热元件, 产生了附加升温, 再使用电流匹配器进行调节, 使所升高的温度恰好与绕组油的温差相同。这种方法的缺点是受外界环境影响较大, 必须在规定的环境条件下进行测量。并且, 这种方法只能模拟平均温升, 而无法获知最高温度。另外, 电流回路还会增加设备维护的难度, 安全措施难以做好。

2.4 间接计算法

这种方法需要获知几种变压器其绕组的热点温度, 通过套入公式来间接计算需要测量的变压器的温度。这种计算方法的模型有三种, 分别基于技术标准、热路和热阻。这种方法的优点是计算结果准确, 实用性非常强。

3 在线测量技术的优越性

上文中提到, 直接测量法成本高昂且结果不精准, 光纤光栅法结果精准, 但成本高昂, 而热模拟法虽然在日德等许多国家都有应用, 但理论分析与实际情况有着巨大差别, 导致了测量结果的较大偏差。仅间接计算法按照《油浸式变压器负载导则》中提到的计算公式[2], 可以较准确地计算出变压器的热点温度。间接计算法经济实用、操作简便的优越性使其在变压器测温方面得到了广泛应用。由于间接计算法要通过几种变压器来间接获得最终结果, 计算过程耗费时间较长, 对计算机运算能力要求极高, 待结果得出后向有关部门反应, 有关部门再派出维护人员进行维修, 这使得间接计算法暴露出一个非常明显的缺点——计算复杂、反应不及时。

为此, 业界许多研究人员对变压器的温度测量方法进行了深入的研究, 目前已经取得了一定的研究成果, 制作出一种在线监测仪器。这种仪器基于负载导则, 模型依循旧版导则的简单计算公式, 受到外界影响的可能非常小, 结果的精确度非常高。由于计算公式涉及到的温度是稳态温度, 不必考虑不同时间段温度的变化会对最终结果造成影响。在线监测仪器内置GPRS模块, 可以与距离较远的变电站实现远程监测与控制。

4 在线测量系统

4.1 在线测量系统的工作原理

在线测量系统包括上位机、下位机、传感器和变压器本身。电力人员在油浸式变压器内安装在线监测仪器, 在线监测仪器包括N个温度传感器, 传感器在变压器温度上升时通过下位机中内置的GPRS模块将信息传送至变电站的控制中心, 变电站的工作人员通过上位机获得变压器的温变信息, 可以及时快速地安排人员前去维护。

下位机的主要部件有温度传感器与单片机处理单元。下位机在变压器上只需安置五个检测点, 即可对变压器的底部、油面、顶部、箱体以及环境五处温度进行及时的监测。下位机内置微处理器, 与传感器相连, 通过液晶屏显示即时温度。五处检测点, 有任何一点的温度值超过内置的温度标准, 将会引发微处理器发生报警信息。下位机通过内置的GPRS模块将信息传输至变电站内的上位机, 上位机内的相关软件通过代码编译, 迅速显示出工作人员可以理解的曲线和数据结果, 并作出音像报警和故障分析。

4.2 硬件

4.2.1 下位机

下位机的温度传感器通常为产自美国Dallas公司的DS18-B20半导体, 微处理器一般为Atmel公司生产的AT89-S52。这种微处理器的串口可以跨越较远的距离, 与GPRS模块进行数据传输。YM-12684液晶屏可以显示温度信息与故障代码。温度传感器通过屏蔽双绞线将温度信号传送至单片机中, 鉴于屏蔽双绞线的特性, 有效距离最多为50m。

4.2.2 GPRS模块

GPRS模块是远距离无线通信的核心, 通过TCP/IP协议, 数据可以畅通到达终端设备处。

4.3 软件

4.3.1 通信协议

在线测量系统的通信协议就是上文所提到的TCP/IP协议, AT指令集也能支持。

4.3.2 上位机和下位机软件

上位机的软件可以借助GPRS模块查询到来自下位机的变压器温度信息, 并显示温变数据、绘制温度曲线、打印温度报表、做出音像报警、记录故障信息、分析故障原因。下位机的软件依托于C语言指令, 循环读取各个端口的温度信息, 依照内置命令完成监控、报警功能。

5 结语

该文对油浸式变压器的工作原理、降温必要性、测温方法做了简单的分析, 并以此对油浸式变压器的温度在线测量系统做了分析和阐述, 点明其系统结构和工作原理, 希望对油浸式变压器温度的在线测量和电力部门的及时抢修提供参考意见。

摘要：油浸式变压器的主要结构就是绕组和绝缘结构。油浸式变压器对环境温度具有非常严格的要求, 若温度不符合要求将会影响到变压器性能的发挥, 过高或过低的温度都会使变压器发生故障。该文以油浸式变压器的温度测量为切入点, 阐述了在线技术如何对变压器温度进行监测, 以避免因温度过高而造成变压器损坏。

关键词：高压电,油浸式变压器,温度测试,在线测量技术

参考文献

[1]杨文琛, 毕露月.油浸式变压器绕组温度的测量方法研究[J].机电信息, 2014 (24) :98-99.

变压器油 篇10

当前许多变压器会油流带电,致使故障发生,为使变压器运行时在安全性及稳定性方面有所保证,需将变压器绝缘及油冷却、材料含氧度的降低等功效充分发挥,因此要保证油的质量。所以要对油当中所具有的微量元素进行有效结合,对其所存在的故障问题进行准确判断,这样才能达到上述效果,并能够对变压器当中油的色谱进行更为科学的分析。

1色谱分析的理论基础

变压器油的色谱分析是对变压器潜在故障及威胁进行检测的重要方法之一,能保障其在实际运行中的安全性及稳定性。绝缘油的组成主要有二氧化碳、一氧化碳以及烃类等,变压器在运行时所存在的少量的烃类等气体,会伴随绝缘油及绝缘材料的老化被分解出来。同时,变压器内部出现故障时会将各种气体分解出来并熔解。在故障比较严重的状况下,其产生的气体还可能聚集,形成相应的游离气体。由于各种气体产生条件不同,如果出现变压器局部放电,氢气就会通过相应的断裂及离子反应生成,通过不断的积累,最终进行重新化合,生成诸如C2H2、CH4等气体,这些气体会随着不断地积累而出现加快和增多。当变压器当中的油与外界的空气接触产生化学反应时,还会生成二氧化碳等气体。分解出的气体最终会形成气泡,并被变压器当中的油溶解,变压器就会出现故障。气泡产生量明显大于其被溶解的数量,变压器当中所存在的气体就会不断增多。在还未发生故障时温度较低,气体产生速度较慢且数量较少,若对变压器油中的气体进行及时分析,并结合油中所存在的微量金属,就能准确判定对变压器造成的影响。色谱分析就是利用气相色谱仪,对各种气体在具体的含量、构成及组成等进行分析。

2色谱分析的具体条件

在整个色谱仪当中关键部位就是色谱柱,色谱柱的选择与分离效果的好坏直接相关。气相色谱仪划分为双气路及单气路,也就是热导检测器。实际工作中,需要产比气,即将一路气作为样品时,阀件就会同时且独立提供两路气。当使用及调节两路气体时,不会出现互相干扰。这种存在的关系为并联方式,即双气路。在实际工作中由于成本过高等问题,通常将上述两路气体所存在的流动方式改成单路流动,因此只有一路阀件完成两路气的控制。

3色谱分析的具体方法

针对变压器油中色谱分析的具体方法来讲,主要有产气速率法、比值法及特征气体法。(1)比值法。该方法直观性很好,它利用对不同气体进行相应分析,采用色谱分析方法进行对比气体不同的比例关系,但其存在的误差较大。(2)产气速率法。对气体当中的各个要素深入分析,要对气体相应的组成含量所具有的绝对值和他们所存在的发展趋势进行分析,此方法虽然在具体的操作方面比较繁琐,但能够对那些突发性故障进行判断,所以必须对气体变化状况进行记录。(3)特征气体法。对所有气体的含量、结构、组成等方面逐个分析,其在变压器故障判定相应的准确性、有效性、可靠性方面能够有所提升。

4分析仪的实际使用

随着地铁的大发展,许多新技术在地铁供电系统中得到大量的运用。在地铁供电设备的日常设备维护中,需要经常对变压器进行故障气体、绕组变形、局部放电等多种项目的测量,供电部门才能从这些结果中获得科学信息,预计并控制安全服务和运行成本。

5 TROM-G00变压器油色谱在线监测系统

TROM-G00变压器油色谱在线监测系统弥补了实验室离线色谱测试周期长的不足,可以在线监测油浸式变压器的运行信息,它能针对变压器内部的放电性和过热故障进行在线监测。TROM-G00变压器油色谱在线监测系统是集测量分析、控制技术于一体的设备。系统分为油气分离、数据分析处理、混合气体分离、远程传输控制四大部分。设备可以测量反映变压器故障信息的六种特征气体,即H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2。

TROM-G00变压器油色谱在线监测系统工作原理:系统的强制油循环功能能保证对变压器中的流动油实时取样。变压器中的油通过强制循环装置进入油气分离装置和高效的真空油气分离装置将变压器油中的气体分离。色谱柱传感器将被分离的进入检测系统的气体的浓度值转换成相应的电信号。高精度A/D转换器将传感器的电信号转换成数字信号,并储存、传输。通讯电缆将检测的数据以数字格式传送到智能控制器自动分析。传输协议具有传输距离长、传输速度快、抗干扰强的特点。

6结语

综上所述,采用色谱分析方法,需要对历史数据准确记录,并根据相应记录对变压器运行状况进行清晰、准确地反映,就会在变压器运行时予以良好的维护作用。色谱分析的作用巨大,包括对潜在的隐患和对变压器的故障监测。因此,必须在实践当中不断对其进行更好的创新和深入地分析思考,以满足更多的使用需求,为人们的生活提供更便利的服务。

参考文献

[1]张新昌,王俊.变压器油色谱分析专家系统[J].变压器,1994(11):17-20.

[2]徐康健.变压器油色谱分析中用三比值法判断故障时应注意的问题[J].变压器,2010(1):75-76.

[3]孙才新,郭俊峰,郑海平,等.基于行为的变压器油色谱分析模糊诊断专家系统研究[J].电工技术学报,2004,16(3):49-52.

[4]徐志钮,律方成,赵立刚,等.基于Lab VIEW的变压器油色谱分析故障诊断系统[J].电力科学与工程,2005(4):37-40.

变压器油 篇11

摘要：在现在供配电系统中我们应用油浸式变压器最多，变压器的运行维护直接关系到供电安全和可靠性，本文主要通过结合实际工作对油浸式变压器的分类、油浸式变压器运行进行维护、油浸式变压器渗油故障分析及解决方案等进行简要的探讨。

关键词：油浸式变压器；渗油；故障分析；运行；维护

1、油浸式变压器的分类（按油浸式变压器按外壳型式）

1.1、非封闭型油浸式变压器：主要有S8、S9、S10等系列产品，在工矿企业、农业和民用建筑中广泛使用。

1.2、封闭型油浸式变压器：主要有S9、S9-M、S10-M 等系列产品，多用于石油、化工行业中多油污、多化学物质的场所。

1.3、密封型油浸式变压器：主要有BS9、S9-、S10-、S11-MR、SH、SH12-M等系列产品，可做工矿企业、农业、民用建筑等各种场所配电之用。国内较大的厂家有山东明大电器有限公司。

2、油浸式变压器运行进行维护

2.1、预防渗漏油：油浸式变压器在油箱内充满变压器油，装配中依靠紧固件对耐油橡胶元件加压而密封。密封不严是变压器渗漏油的主要原因，故在维护与保养中应特别注意。小螺栓是否经过震动而松动，如有松动应加紧固，加紧程度应适当，并应各处一致。橡胶是否断裂或变形严重。这时可更新的橡胶件，更换时应注意其型号规格是否一致，并保持密封面的清洁。

2.2、预防变压器受潮：变压器是高电压设备，要求保持其绝缘性能良好。油浸式变压器极易受潮，预防受潮是维护保养变压器采取的主要措施之一。

2.3、变压器的换油与干燥处理：变压器闲置过久，运行时间过长或其它自然人为因素的影响，造成变压器绝缘下降、内部进水或油质劣化等现象，此时必须对变压器进行换油和干燥处理。

2.4、电缆与穿管之间的缝隙密封防水。

2.5、电站高压侧无论是采用架空进线还是电缆进线，均应在变电站附近设置高压侧进线的明显可见的断口（如跌落式熔断器等）。从而向维修操作人员明确显示变电站内是否可能带电。以确保维修操作人员的安全。

2.6、产品安装就位后应做好可靠接地：电站底座槽钢上的两个主接地端子、变压器中性点及外壳、避雷器下桩头等均应分别由安装部门直接接地。所在接地应共用一组接地装置，其接地电阻应小于4欧姆，从接地网引至本产品的接地引线应不少于两条。

2.7、产品在安装完毕或维修后，投运前应进行如下检验和试验。

2.8、产品必须有经过考核合格的专业人员或维修人员，方可进行操作和维修，并应仔细阅读随机附给的所有技术文件和电气图纸。

2.9、产品中所有元件按各自规定的技术要求进行维护。

3、变压器的故障分析

变压器在运行中常见的故障有绕组、套管和分接开关及铁芯、油箱及其它附件的故障等。

3.1、绕组故障 主要有匝间短路、绕组接地、相间短路，断线及接头开焊等。

3.2、套管故障 变压器套管积垢，在大雾或小雨时造成污闪，使变压器高压侧单相接地或相间短路。

3.3、严重渗漏 变压器运行渗漏油严重或连续从破损处不断外溢以致油位计已看不到油位，此时应立即将变压器停用进行补漏和加油，引起变压器渗漏油的原因有焊缝开裂或密封件失效，运行中受到震动外力冲撞油箱锈蚀严重而破损等。

3.4、分接开关故障 常见的故障有分接开关接触不良或位置不准，触头表面熔化与灼伤及相间触头放电或各分接头放电。

3.5、过电压引起的故障 运行中的变压器受到雷击时，由于雷电的电位很高，将造成变电压器外部过电压，当电力系统的某些参数发生变化时，由于电磁振荡的原因，将引起变压器内部过电压，这两类过电压所引起的變压器损坏大多是绕组主绝缘击穿，造成变压器故障。

3.6、铁芯的故障 铁芯的故障大部分原因是铁芯柱的穿心螺杆或铁芯的夹紧螺杆的绝缘损坏而引起的。

3.7、渗漏油现象 变压器油的油面过低，使套管引线和分接开关暴露于空气中，绝缘水平将大大降低，因此易引起击穿放电。

4、保护配置技术方面

我们有必要从保护配置技术角度和日常运行管理两大方面来谈谈配电变压器的保护措施及其注意事项，以保证配电变压器正常运行，保证用户安全用电。

4.1 装设避雷器保护，防止雷击过电压

配电变压器是配电网中十分重要的设备，一旦发生雷击损坏事故，就会造成停电，直接影响着工农业生产和人民生活。保护变压器的阀型避雷器、管型避雷器或保护间隙，要求尽量靠近变压器安装，距离越近保护效果越好，一般都要求装在变压器高压侧熔断器内侧。其接地线，应和配电变压器的金属外壳和低压侧中性点连在一起共同接地。当变压器容量为100kV·A及以上时，接地电阻应尽可能降低到4Ω以下；当变压器容量小于100kV·A时，接地电阻10Ω及以下即可。

4.2 装设速断、过电流保护，保证有选择性地切除故障线路

配变的短路保护和过载保护由装设于配变高压侧的熔断器和低压侧的漏电总保护器来实现。为了有效地保护配变，必须正确选择熔断器的熔体及低压过电流保护定值。高压侧熔丝的选择，应能保证在变压器内部或外部套管处发生短路时被熔断。熔丝选择原则：（1）容量在100kVA及以下的配变，高压熔丝按2～2.5倍额定电流选择；（2）容量在100kVA以上的配变，高压熔丝按1.5～2倍额定电流选择。

4.3、日常运行管理方面

4.3.1 加强日常巡视、维护和定期测试：

（1）进行日常维护保养，及时清扫和擦除配变油污和高低压套管上的尘埃，以防气候潮湿或阴雨时污闪放电，造成套管相间短路，高压熔断器熔断，配变不能正常运行；（2）及时观察配变的油位和油色，定期检测油温，特别是负荷变化大、温差大、气候恶劣的天气应增加巡视次数；（3）摇测配变的绝缘电阻，检查各引线是否牢固，特别要注意的是低压出线连接处接触是否良好、温度是否异常；（4）加强用电负荷的测量，在用电高峰期，加强对每台配变的负荷测量，必要时增加测量次数，对三相电流不平衡的配电变压器及时进行调整，防止中性线电流过大烧断引线，造成用户设备损坏，配变受损。

4.3.2 防止外力破坏：

（1）合理选择配变的安装地点，配变安装既要满足用户电压的要求，又要尽量避免将其安装在荒山野岭，易被雷击，也不能安装在远离居民区的地方，以防不法分子偷盗。安装位置太偏僻也不利于运行人员的定期维护，不便于工作人员的管理；（2）避免在配电变压器上安装低压计量箱，因长时间运行，计量箱玻璃损坏或配变低压桩头损坏不能及时进行更换，致使因雨水等原因烧坏电能表引起配变受损；（3）不允许私自调节分接开关，以防分接开关调节不到位发生相间短路致使烧坏配电变压器；（4）定期巡视线路，砍伐线路通道，防止树枝碰在导线上引起低压短路烧坏配电变压器的事故。

参考文献：

[1]郭清海 《典型变压器故障案例分析与检测》 2010-1-1

变压器油 篇12

一、气相色谱法的原理

色谱法又叫层析法, 它是一种物理分离技术。它的分离原理是使混合物中各组分在两相间进行分配, 其中一相是不动的, 叫做固定相, 另一相则是推动混合物流过此固定相的流体, 叫做流动相。当流动相中所含的混合物经过固定相时, 就会与固定相发生相互作用。由于各组分在性质与结构上的不同, 相互作用的大小强弱也有差异。因此在同一推动力作用下, 不同组分在固定相中的滞留时间有长有短, 从而按先后秩序从固定相中流出, 这种借在两相分配原理而使混合物中各组分获得分离的技术, 称为色谱分离技术或色谱法。

当载气携带着不同物质的混合样品通过色谱柱时, 气相中的物质一部分就要溶解或吸附到固定相内, 随着固定相中物质分子的增加, 从固定相挥发到气相中的试样物质分子也逐渐增加, 也就是说, 试样中各物质分子在两相中进行分配, 最后达到平衡。这种物质在两相之间发生的溶解和挥发的过程, 称分配过程。分配达到平衡时, 物质在两相中的浓度比称分配系数, 也叫平衡常数, 以K表示, K=物质在固定相中的浓度/物质在流动相中的浓度, 在恒定的温度下, 分配系数K是个常数。

由此可见, 气相色谱的分离原理是利用不同物质在两相间具有不同的分配系数, 当两相作相对运动时, 试样的各组分就在两相中经反复多次地分配, 使得原来分配系数只有微小差别的各组分产生很大的分离效果, 从而将各组分分离开来。然后再进入检测器对各组分进行鉴定。

二、充油电气设备故障诊断的基础知识

众所周知, 绝缘油是由H2、CO、CO2、烃类等成分组成的混合物。当变压器内部发生故障时, 其初期会分解出各种气体, 溶解于变压器油中, 当故障严重时, 也可能聚集成游离气体。各种气体产生的条件不同, 如局部放电, 通过离子反应、断裂主要生成H2, 通过积累重新化合成甲烷、乙烯、乙烷、乙炔等气体, 重新化合时分别需要各自的温度和能量。一般说来, 乙烯是在高于甲烷和乙烷的温度 (大约500℃) 下生成的, 乙炔一般是在800℃~1200℃的温度下生成的, 而且当温度降低时反应被迅速抑制, 作为重新化合的产物而积累。因此, 大量的乙炔是在电弧中产生的。

三、变压器内部故障实例

浙江华电乌溪江水电厂湖南镇站3号主变, 型号为SFP9-120000/220, 额定容量120MVA。该变2006年12月投运时, 油中含微量乙炔, 安装部门认为是带油焊接变压器外壳加强筋引起, 后经油脱气处理后, 乙炔含量为0.38μL/L, 于2007年1月正式投入运行。

投产后, 电厂每3个月做1次色谱分析, 对变压器运行状况进行跟踪, 测得各次分析数据都在正常范围内, 运行情况正常。

该变压器总烃变化情况见表1

2008年7月22日, 3号主变轻瓦斯动作。取油样作色谱分析后, 测得的数据与7月7日数据比较见表2。

应用GB/T 7252—2001变压器油中溶解气体分析和判断导则中判断故障性质的三比值法:

乙炔/乙烯=14.5/680=0.02编码为0

甲烷/氢=409/306=1.34编码为2

乙烯/乙烷=680/113=6.02编码为2

即三比值编码022的故障性质为“高于700℃高温范围的热故障。故障的范围大约在铁芯中的小热点, 铁芯短路, 接头接触不良, 铁芯与外壳的环流。”因甲烷、乙烯二者之和占总烃的80%以上, 故判断为裸金属过热性故障。

由于主变是恶性循环的热故障, 故障点主要集中在A相分接开关, 离瓦斯继电器最近, 并且故障点变压器油的产气速率极高, 使主变轻瓦斯保护得以正确动作以及试验工作及时正确的判断, 使3号主变能及时停运, 避免了故障进一步扩大。经大修后投入电网运行, 色谱分析跟踪投运后一天、四天、十天试验数据正常。

四、总结