一、油质的检测项目
油质检测要求，首先取油样的器具必须保证清洁、干燥。清洗方法要严格按取样方法标准和各项试验方法标准中有关采样的规定执行。取样前要将储油容器的取样口认真擦洗干净，开始采样时应利用初取油样冲洗取样器具。从变压器内取样时，要放掉采样区死角的油，取样操作要防止油样受外界污染，防止空气、水分侵入，油样要避光保存。取样时要排净取样器具内的残余空气，油样进入取样器时要防止产生气泡。
油样采集后应及时试验。若不能及时试验或要异地试验时，油样要密封避光保存;即使这样，油中溶解气体分析油样也不得超过4天，水分测定油样不得超过10天。容器内油面以上要留有足够容纳油样因温度升高体积膨胀的空间。盛油样的注射器，其塞与管套应密封良好，又能随油样体积胀缩而自由滑动，以保证内外压力平衡，达到避免正压破碎和负压吸气吸潮的情况。同时运输中要防止振荡。
1.外观检测标准
对油的外观检验规定采取目测，GB 2536-2011《电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》要求所取油样置于100mL量筒内，在20℃士5℃下观察，呈透明、无悬浮和机械杂质合格;纯净的变压器油应是淡黄而略带微蓝色，清澈、透明、无可见的悬浮物和机械杂质等任何异物。油中如存在弥散状态水分时，将失去应有的透明度，颜色也会由黄变白。油中产生老化物时，随老化程度不同，油色逐渐变深、变暗，逐渐失去透明，以致出现絮状物和油泥。
2.酸值与水溶性酸标准
一般新油几乎不含酸性物质，其酸值常为0, pH值在6-7范围内。运行中变压器油的酸值要求不大于0.1;水溶性酸pH值要求不小于4.2。长期储存或长期运行的变压器油，由于吸收了空气中的氧，并与之化合而产生各种有机酸和酚类以及胶状油泥，这些酸性物质会提高油的导电性，降低油的绝缘性能，在高温运行条件下还会促使纤维绝缘材料老化，缩短变压器的使用寿命。
3.闪点标准
闪点降低表示油中有挥发性可燃物质产生，这些低分子碳氢化合物，一般是由局部放电等故障造成过热，使油在高温下裂解生成的。测定油的闪点，还可发现是否混入轻质馏分的油品，预试规程中规定闪点不小于135℃。但运行中的油闪点已不作为常规检验项目。
4.水分
变压器油有一定亲水性，会从空气中吸收水分，而油中水分含量是影响绝缘性能的重要因素。从变压器油中取样时，规定油温为40^-600C , DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》规定对运行中变压器油，“一110kV的水分不大于35mg/L，而220kV的水分不小于5mg/L。
含水量测定普遍采用的是GB 7600-1987《运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)》和NB/SH/T 0207-2010《绝缘液中水含量的测定卡尔·弗休电量滴定法》。
5.油击穿电压标准
检测油击穿电压值是判断油的净化程度的尺度。对于运行中的变压器，不同的电压等级对油击穿电压有不同要求。
15kV以下击穿电压大于或等于25kV, 15-35kV击穿电压大于或等于30kV, 60~220kV击穿电压大于或等于35kV。进行击穿电压试验时，油耐压仪器的电极形式，不论油样的击穿电压高低都以球型电极的击穿电压值为最高，球盖形次之，而平板形相对较低。
6.界面张力标准
油、水之间界面张力是检查油中含有因老化而产生可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。纯净的油与水形成的界面张力可达40-50mN/m以上。但当油在运行中因氧化而产生有机酸及醇等极性杂质时，由于这些杂质分子含有COOH及OH类型的极性基，它们是亲水的，在油、水界面上这些分子的极性基向极性相(水)转移。而憎水的碳氢链则转向非极性相(油)。由于这些活性物在两相交界面上定向排列，改变了原界面上分子排列的状况，促使界面张力明显下降。
DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》对运行变压器油的界面张力一般规定25℃时不小于19mN/m。
7.油介损值tanb标准
tanθ值的大小可灵敏反映出油质劣化和受污染的程度。
新油中的极性杂质少，所以tanb值很小，一般为0.01 %-0.1%之间;但当油氧化、过热劣化或混入其他杂质被污染时，生成的极性杂质和带电的胶体物质逐渐增多，tanθ就会随之增大。因tanb随温度升高而增大，因此DL/T 596-996《电力设备预防性试验规程》规定测定温度为90℃。同时，对不同电压等级的tanb要求为:300kV及以下小于或等于4%, 500kV小于或等于2%。
8.体积电阻率
其功能与油介损值检测相似，并在较高温度下与油介损值有较好的相关性:tanθ增加，体积电阻率降低。
9.油中含气量标准
油与空气接触时，空气逐渐溶解于油中，最终达到饱和状态。
在25℃和一个大气压条件下，油中可溶气体为10.8%(体积分数)。所以油中气体在一定条件下会超出饱和量而析出。一般电压较低的设备油中含气量较高时，对绝缘强度影响不大，但电压等级较高的变压器，含气量的程度则有较大的影响，因气体可能聚集起来形成气泡，当温度和压力骤降时，形成的气泡将聚集在绝缘纸层内或表面，容易被拉成链而导致击穿。
DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》规定运行变压器油中含气量(体积分数%)小于3。
10.油泥与沉淀物标准
变压器油老化时颜色变深，但老化物还是呈溶解状态。因此测定油泥含量可避免油进一步老化，防止油泥析出，沉积在变压器本体铁心和绕组的表面，影响散热和加速固体绝缘材料老化。对变压器进行补充加油时，同样应考虑到油的相容性，要做油泥析出试验或老化试验，老化试验后增加油介损值tanb的测定。DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》规定，运行中变压器油泥与沉淀物含量的质量分数小于2%。
二、油质变差或劣化的原因
1.运行条件的影响
电力变压器如在正常条件下运行，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而油温增高时，油的老化则相应加速。当夏季环境温度比较高时，若不能及时调整通风和降温条件，变压器将加速其氧化进程，使油质变差。同时，运行中油的维护很重要，如目前变压器大部分不是全密封，如果呼吸器内的干燥剂失效不能及时处理，净油器(热虹吸器)内的吸附剂失效后未能及时更换等，都会促使油的氧化变质。因此，做好运行油的维护，不仅会延长油的使用寿命，也使设备使用期延长。
2.设备条件的影响
变压器的密封性不好、漏水、漏气，将加速油的氧化和老化。选用固体绝缘材料不当，与油的相溶性不好，也会促进油的老化。变压器设计制造采用小间隔，运行中易出现热点，不仅促使固体绝缘材料老化，而且加速油的老化。一般温度从60-70℃起，每增加10℃油的氧化速度约增加一倍。所以，设备设计和选用绝缘材料都对油的使用寿命有影响。
3.油污染的影响
油污染主要指混油不当的污染，金属微粒的污染，有机酸、醇等极性杂质的污染及水分子污染，且污染后常导致油泥析出与沉淀物出现。
油质变差超标的原因及对策见表2-14。
表2-14 运行中变压器油质变差超标原因及对策
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项目 |
超标 |
超标可能原因 |
采取对策 |
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外观 |
(1)不透明有可见杂质 (2)油色太深 |
(1)油中含有水分或纤维、炭黑及其他固体物质 (2)可能劣化或污染 |
(1)检查含水量，调查原因，与其他试验配合决定措施 (2)检查酸值、闪点、油泥决定措施 |
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酸值 (mgKOH/g) 与水溶性酸 |
(1)>0.1 (2)pH<4.2 |
(1)超负荷运行 (2)抗氧化剂消耗 (3)补错了油 (4)油被污染 (5)油质老化 |
(1) 调查原因，增加试验次数，投入净油器或更换吸附剂，测定抗氧化剂含量并适当补加抗氧化剂 (2) 与酸值进行比较查明原因，投入净油器 |
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闪点 |
(1)比新油标准低5℃ (2)比前次试验低5℃ |
(1)设备存在局部过热或放电故障 (2)补错了油 |
查明原因消除故障，进行真空脱气处理或换油 |
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水分 (μg/g) |
220~300kV设备 |
≤30 |
1)密封不严，潮气侵入 2)超温运行，导致固体绝缘老化或油质劣化 |
(1) 更换呼吸器内干燥剂 (2) 降低运行温度 (3) 采用真空过滤处理 |
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66~110kV设备 |
≤40 |
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击穿电压 (kV) |
66~220kV设备 |
≤35 |
(1)油中水分含量过大 (2)油中有杂质颗粒污染 |
查明原因，进行真空滤油或更换新油 |
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20~35kV设备 |
≤30 |
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界面张力 (mN/m) |
<19 |
(1)油质老化严重，油中有可溶性酸或沉淀性油泥析出 (2)油质污染 |
结合酸值、油泥的测定采取对策，进行再生处理或更换新油 |
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体积电阻率 |
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(1)油质老化程度较深 (2)油被污染 (3)油中含有极性杂质 |
应查明原因，对少数设备可换油 |
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油泥与沉淀物 |
有油泥和沉淀物存在(重量在0.02%以下可忽略不计) |
(1)油质老化 (2)杂质污染 |
(1)进行油处理 (2)如经济合理可换油 |
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三、变压器油介质损耗因数异常原因及检测处理方法
(一)异常现象
(1)变压器油介质损耗因数tanθ增大。
(2)变压器油介质损耗因数tanθ值分散性大。
(3)变压器油介质损耗因数tanθ值超标、分层。
(二)产生异常的原因
1.油中浸入溶胶杂质
变压器在出厂前残油或固体绝缘材料中存在着溶胶杂质，注油后使油受到一定的污染;在进行热油循环干燥过程中，循环回路、储油罐内不洁净或储油罐内有被污染的残油，都能使循环油受到污染，导致油中再次侵入溶胶杂质。
2.微生物细菌感染
变压器油中的微生物细菌感染主要是在安装和大修中，苍蝇、蚊虫和细菌类的侵入所造成。在吊罩检查时发现有一些蚊虫附着在绕组的表面上。大致可分为微小虫类、细菌类和霉菌类等，它们大多生活在油的下部沉积层中。由于污染所致，在油中含有水、空气、碳化物有机物、各种矿物质及微细量元素，因而构成了菌类生长、代谢、繁殖的基础条件。变压器油在运行时的温度也是微生物生长的重要条件，故温度对油中微生物的生长及油的性能有一定影响，试验发现冬季的tanθ值较稳定。另外，温度对油中微生物的存在也有明显影响。试验表明，某油样中的细菌平均数为0.3个/mL，经升温至70℃且保持30min后，测定油样中的细菌数为0。
环境条件对油中微生物的增长有着直接的关系，而油中微生物的数量又决定了油的电气性能。由于微生物都含有丰富的蛋白质，因此微生物对油污染实际是一种微生物胶体的污染。其影响是使油的电导增大，所以电导损耗也增大，致使tanθ增大。
3.油的钻度偏低使电泳电导增加导致tan咨值升高
新疆生产的45号油与25号油相比，切割馏分较窄(干点与初馏点温度之差)，为72一82℃，而石油七厂和兰州炼油厂生产的25号油，分别为108℃和127一167℃，所以油的平均分子量较低，勃度、比重、闪点虽然均在合格范围之内，但比较来说是偏低的。因此，在同一污染情况下，就更容易受到污染，这是因为勃度低很容易将接触到的固体材料中的尘埃迁移出来，使油单位体积中的溶胶粒子数增加。
4.热油循环使油的带电倾向增加导致tan占值升高
大型变压器安装结束之后，要进行热油循环干燥。一般情况下，制造厂供应的新油，其带电倾向很小，但当注入变压器以后，有些仍具有新油的低带电倾向，有些带电倾向则增大了。经过热油循环之后，加热将使所有油的带电倾向均有不同程度的增加。油的带电倾向与变压器内所用的绝缘材料、油品及油的流速、温度等因素有关，所以在处理油的过程中，要特别考虑影响带电倾向增加的因素。
5.铜、铝和铁金属元素含量较高
由于油浸电器多为金属组合体，油中难免含有某些金属元素。有人根据其试验结果提出，铜、铝和铁等金属元素含量较高是油介质损耗因数增大的主要原因。这是因为这些金属元素对变压器油的氧化起催化作用，使油产生酸性氧化物和油泥。酸性氧化物腐蚀金属，又使油中的金属含量增加，加速油的氧化，导致其介质损耗因数增大。
6.补充油的介质损耗因数高
某变压器，补充2.5t(约占总油量的10%)油后，测量其介质损耗因数，在70℃时为5.29%，超过有关规程要求值。为查找原因，测试补充油的介质损耗因数，其结果是在32℃时为5.75%，70℃时仪表指示超过量程无法读数。有关规程规定，补充油的介质损耗因数不大于原设备内油的介质损耗因数，否则会使原设备中油的介质损耗因数增大。这是因为两种油混合后会导致油中迅速析出油泥，使油的绝缘电阻下降，而介质损耗因数增高。
(三)油介质损增大的处理方法
通过对油的介质损耗因数增大的原因分析并结合现场的处理经验，在不停电的情祝下，可采用新材料、新工艺以真空滤油的方法进行带电处理。
对油进行处理时，需要注意的问题有以下几点:
(1) 吸附剂的使用量为处理油量的1%。
(2) 吸附剂处理要连续进行，并且最好24-48h换一次吸附剂。
(3) 换吸附剂的同时取油样，测量tanθ、火花放电电压值和含水量。若在合格范围内，吸附处理变压器油的工作即可结束。
(4) 取出的油样一定要避光保存，最好用茶色瓶取样。对取出的油样要及时进行测试，对同一油样要进行重复测试时，必须重新更换油样，以反映真实情况。
(5) 油处理系统的油路连接不能用橡胶管，因橡胶在高温作用下能分解出微粒胶体，影响油的tanθ，所以应采用尼龙管等。
四、故障查找实例
(一) 变压器油的绝缘电阻降低检测实例
1.变压器故障情况
某变压器自从投入运行以来，一直是10kv侧带负荷，35kV侧空载。其储油柜为隔膜胶囊式密封，并附有热虹吸净油器。在运行前未添加任何抗氧剂。此变压器无渗漏油现象，运行温度保持在30一60℃之间。为监测变压器运行期间绝缘的老化情况，先后进行了4次检测。变压器主体的绝缘电阻呈逐年下降趋势，而泄漏电流在逐年递增。尤其是三年后春检预试时的值与同类合格产品差别甚远，己接近规定的下限。所以，该变压器必须进行检修处理，否则将不能继续使用。
2.故障检查
为了查找故障，分别对变压器进行了无油、半充油和充满油的试验，同时对变压器油进行耐压、介质损耗率、含水量三个指标的检测。
从检验的数据可以看出，绝缘油含水量正常，击穿电压合格，只有介质损耗率值略大，但未超标。高压、低压及外壳相互之间绝缘电阻和泄漏电流在正常范围之内，不足以说明绝缘结构存在局部缺陷。
为了作出明确判断，对该变压器进行了吊罩检查。变压器器身及其他构件均很清洁，未发现任何异物。同时对可能存在绝缘隐患的绝缘构件进行了绝缘电阻检测，均属正常。这样，便将注意力放在变压器油上。
变压器油的含水量、击穿电压和介质损耗试验说明在变压器油中确实存在着某种带电杂质。胶粒的电泳电导或杂质的杂质电导成了变压器主体绝缘电阻降低和泄漏电流增大的主要原因。这属于分布性的缺陷，在一定的条件下可能引起变压器油介质损耗率增大，导致变压器绝缘下降，甚至达到不能运行的程度。
3.对变压器油的净化处理
采用滤油机反复过滤并以活性氧化铝高效吸附剂对变压器油进行净化处理。压力滤油机过滤油每隔24h进行一次，共进行了4次。在使用活性氧化铝之前，先进行了吸附效果的小规模试验，以确定吸附剂用量，并且进行了油品多项指标的综合考评，试验表明效果明显。
杂质粒子的胶粒的存在，是造成变压器绝缘性能变劣的一个主要因素，不容忽视。当含水量正常时，可采用测量油体积电阻率的方法进行评估。当发生类似现象时，运用滤油机过滤油及以活性氧化铝高效吸附剂净化油，可使油的品质提高。这是因为，过滤可以滤掉半径较大的杂质粒子和胶粒，而活性氧化铝对油中的酸性组分及其氧化产物有很强的吸附功能，二者的联合作用，使油的净化效果显著。
(二)潜油泵故障造成主变压器轻瓦斯多次动作原因查找
1.故障现象
某110kv主变压器(SFPS一6300/110)正常运行中轻瓦斯保护突然动作，发出信号，经排气处理后，取本体油进行色谱分析未见异常，主变压器继续带负荷运行，但当日轻瓦斯保护多次动作，时间间隔约0.5h左右。停运后进行绝缘试验排除了绝缘受潮的可能，投运后进一步详细检查，发现2号潜油泵泵体手感温度明显偏高，判断为潜油泵负压进气所致，停止2号潜油泵后，轻瓦斯保护动作问题解决。
2.故障原因分析
该变压器采用强迫油循环内冷方式，与散热器配套的潜油泵，流程为19m，流量为20m²/h。该变压器潜油泵本体结构上有一分流循环冷却油路，冷却油路径为油泵高压油腔一电动机壳体一底部的深孔一底部滤网一下轴承~电动机定转子腔~上轴承一油泵低压油腔。对换下的潜油泵进行解体检查，发现泵体自循环冷却油路有异物堵塞，在潜油泵底部滤网四周勃附较多的纤维杂质，从而影响电机冷却油路的畅通，造成电机运行中发热，同时泵体深孔堵塞，在它的后面部分就会产生负压区，一旦该区域密封不好，就会形成负压进气。
要确定运行中潜油泵体内是正压还是负压，可在泵运转时旋松电机最下面一只排气螺钉，如有油溢出为正压，否则为负压。
大型变压器油量较多，进气后全部溢到气体继电器，但使之发出信号需要较一长时间，所以采用逐台停泵法寻找往往贻误时间。为此，应从提高检修质量和巡回检查两方面以加强维护和监督。
要注意提高潜油泵检修质量，当解体检修时，要注意保证泵体冷却油路的畅通:要加强对潜油泵负压区密封点监视，一旦有渗漏油，一定要尽快处理;密封橡胶件应保证有弹性，表面光滑无伤痕，否则应更新;机座、蜗壳、出线盒、后端盖等止口密封处，应无磕碰、划伤、锈蚀等质量缺陷，修整平滑，防止渗漏;叶轮与轴承磨损严重时应及时更换，在潜油泵运行前应先将内腔注满变压器油，并打开放气塞将空气排除后封好，要经常用手试摸潜油泵电机壳体的表面温度，一旦壳体温度升高，有可能是泵体电机自循环冷却油路堵塞。特别要注意观察油流继电器是否有指示。
(三)变压器油中进水氢气剧增的故障查找实例
1.故障现状
某3200kVA、35kv主变压器进行周期性色谱检查分析时发现，氢气含量较前次增加了十余倍，而其余气体成分无明显变化。经仔细检查发现，变压器防爆管玻璃安装存在问题，内有大量水锈，并成为变压器油进水渠道，色谱分析数据见表2-15。
表2-15 色谱分析数据(μL/L)
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项目 |
氢气 |
甲烷 |
乙烷 |
乙烯 |
乙炔 |
总烃 |
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周期试验 |
130.36 |
2.39 |
7.22 |
1.8 |
4.38 |
15.79 |
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上次数据 |
11.17 |
- |
- |
- |
- |
- |
2.故障原因分析
色谱分析中氢气含量明显增大，说明变压器油中有水分在电场作用下电解。
水和铁化学反应为3H20+Fe=Fe20+3H2↑，放出氢气，因此判断氢气大量上升的原因来源于水分的存在。
油的耐压试验己由上次的48kv下降至29kV;微水测定为75ppm，说明油中有水分存在。所以对该主变压器停运进行油过滤，耐压恢复到45kV。
分析认为，由于该变压器是一年前刚换入的合格新油，经仔细检查，发现防爆管玻璃安装不严密，里面有大量水锈。处理后已正常运行，氢气含量恢复正常。
(四) 变压器油质变差整体绝缘下降故障查找实例
1.故障现状
某主变压器本体主绝缘下降严重，投运以来的试验情况见表2-16。
表2-16 变压器油90℃时介质tanθ值
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测试时间 |
测试原因 |
介损测试值 |
测试时间 |
测试原因 |
介损测试值 |
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第一年3月 |
预试 |
4 .634 |
第二年6月 |
第二次处理前 |
1.733 |
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第一年6月 |
追踪 |
5.542 |
第二年10月 |
第二次处理前 |
0.713 |
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第二年2月 |
追踪 |
4.839 |
第三年3月 |
预试 |
2.127 |
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第二年3月 |
第一次处理后 |
1.732 |
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油介质损耗变大后，首先对主变压器外观进行全面检查，如套管和储油柜等部位，看是否有外部进水的迹象。检查结果表明，该主变压器密封良好，不存在进水受潮的可能。又对绝缘油进行了分析，其化学和物理性良好，说明绝缘油并未老化。但是，绝缘油的介质损耗因数为4.839%，超出标准规定，说明绝缘油绝缘性能已变差。
根据以上情况采取了以下措施:首先进行滤油，之后测量绝缘油的绝缘性能，发现仍未好转。最后又采用FY一6000式分子滤油机进行滤油，滤油结束后，发现油机的988吸附剂变黑。再测量绝缘油的绝缘性能，介质损耗变为90℃时的1.732%，可见主变压器本体绝缘已恢复正常。这以后每年的绝缘试验也反映出主变压器绝缘已逐步趋于良好，绝缘油的介质损耗因数(90℃时)也趋于稳定。
2.故障原因分析
该主变压器是由于含极性物质醇酸树脂的绝缘漆溶解在绝缘油中处理不彻底，使油中含有极性物质醇酸树脂而引起绝缘油绝缘下降，导致主变压器本体的绝缘性能下降。因为当含有极性物质醇酸树脂的绝缘漆溶解在油中后，在电场的作用下，极性物质会发生偶极松弛极化，在极化过程中要消耗较大的能量，使油的介质损耗上升。虽然绝缘漆在出厂前经过固化处理，但仍可能存在处理不彻底的绝缘漆。主变压器运行一段时间后，处理不彻底的绝缘漆逐渐溶解在油中，使主变压器绝缘性能逐渐下降。
会员中心
