（中国长江电力股份有限公司向家坝水力发电厂 644612）
摘要：在变压器油处理过程中，在真空注油这一环节，我们针对550KV变压器提出新的概念--变压器油的"汽水效应"。由于变压器油的"汽水效应"对应的是一个长期运行的过程，暂时排除了短时间产生重大故障的可能性，国内外其他变压器公司在真空注油的细节上也没有明确条件限制。本文简要介绍500KV等级的大容量变压器油维护标准及油处理注意事项。
关键词：大容量变压器；油气监测；油处理；“汽水效应”；电介质
1、引言
液体绝缘的油浸变压器是1887年由美国科学家汤姆逊发明的，1892年被美国通用电气公司等推广应用于电力变压器，这里指的液体绝缘即是变压器油绝缘。油浸变压器特点：（1）、大大提高了电气绝缘强度，缩短了绝缘距离，减小了设备的体积；（2）、大大提高了变压器的有效热传递和散热效果，提高了导线中允许的电流密度，减轻了设备重量，它是将运行变压器器身的热量通过变压器油的热循环，传递到变压器外壳和散热器进行散热，从而提高了有效的冷却降温水平；（3）、由于油浸密封而降低了变压器内部某些零部件和组件的氧化程度，延长了使用寿命。
2、变压器油的性能
充入电气设备的变压器油的运行可靠性，取决于油的某些基本特性参数，而这些特性参数影响电气设备的整个运行工况，为了有效地完成其绝缘、传热、以及消弧等多方面的作用，主压器油必须至少具有以下基本特性。
2．1、氧化安定性
运行中变压器油老化因素很多，受外界影响，如温度、空气、电场、金属催化剂等作用，都会加速油品氧化，其内在原因与油品组成有关，油由各种结构复杂的混合烃所组成，但其所占的比例不同，其性能也有所不同。变压器是连续长期运行设备，不能轻易停电检修，所以要求变压器油有优越的氧化安定性能。
2．2、电气性能
变压器油作为电气设备绝缘介质，要具有良好的电气性能。
2．2．1、绝缘击穿电压，是检验油耐受极限电应力情况的非常重要的一项指标。
2．2．2、介质损耗因数与电阻率对油中存在的可溶性杂质、老化产物以及带电胶体等的反应非常敏感。在较高温度下介质损耗因数与电阻率通常具有较好的相关性，介质损耗增大，电阻率降低，油品的介质损耗因数与电阻率，可以影响电气设备的绝缘性能。油品的这些性能与基础油组成和加工工艺都有关系。
2．3、粘温性能
变压器油除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。因此，要求油的粘度随温度的变化愈小愈好，即粘温特性好。所以要求在寒冷地区较低温度下油的粘度变化小，仍然具有循环对流和传热能力，才能使设备正常运行，避免设备出现过热等问题。
3、运行中变压器油的性质标准
运行中的变压器油除必须具有氧化安定性、稳定优良的绝缘性能和导热性能以外，需具有的性质标准如表1-1所示
表1-1 运行中变压器油质量标准（500KV）
4、变压器油质分析、判断和维护处理
4．1、绝缘油变质
绝缘油的物理和化学性能都发生变化，从而使其电性能变坏。通过测试绝缘油的酸值、界面张力、油泥析出、水溶性酸值等项目，可判断是否属于该类缺陷。对绝缘油进行再生处理，可能消除油变质的产物，但处理过程中也可能去掉了天然抗氧剂。
4．2、绝缘油进水受潮
由于水是强极性物质，在电场的作用下易电离分解，而增加了绝缘油的电导电流，因此，微量的水分可使绝缘油介质损耗显著增加。通过测试绝缘油的微水，可判断是否属于该类缺陷。对绝缘油进行压力式真空滤油，一般能消除水分。
4．3、绝缘油感染微生物细菌
主变在安装或吊芯时，附在绝缘件表面的昆虫和安装人员残留的汗渍等都可能携带细菌，从而感染了绝缘油。或者绝缘油本身已感染了微生物。主变一般运行在40—80℃环境下，非常有利于这些微生物的生长、繁殖。由于微生物及其排泄物中的矿物质、蛋白质的绝缘性能远远低于绝缘油，从而使绝缘油介损升高。处理后，短期有效，但主变运行环境有利于微生物生长、繁殖，残留的微生物还会逐年生长，从而使某些变压器绝缘逐年下降。
4．4、含有极性物质的醇酸树脂绝缘漆溶解在油中
在电场的作用下，极性物质会发生偶极松弛极化，在交流极化过程中要消耗能量，所以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情况。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，使之绝缘性能逐渐下降。该类缺陷发生的时间与绝缘漆处理的彻底程度有关，通过一两次吸附处理可取得一定的效果。
4．5、油中只混有水分和杂质
油中只混有水分和杂质污染情况并不改变油的基本性质。对于水分可用干燥的办法加以排除；对于杂质可用过滤的办法加以消除；油中的空气可通过真空的办法加以排除。
4．6、两种及两种以上不同来源的绝缘油混合使用
油的性质应符合相关规定；油的比重相同、凝固温度相同、粘度相同、闪点相近；且混合后油的安定度也符合要求。对于混油后劣化的油，由于油质已变，产生了酸性物质和油泥，因此需用油再生的化学方法将劣化产物分离出来，才能恢复其性质。
5、变压器油处理方法
5．1、变压器油净化处理
通过物理方法除去油中水分、气体和固体颗粒等，使油的有关指标达到要求，常用的方法有：机械过滤、离心分离和真空过滤。使用时，应根据油净化指标的要求和处理方法的特点进行选择。
5．1．1、机械过滤：常用压力式过滤机的工作原理是借油泵压力将油通过过滤介质（一般有滤纸）以除去油中水分、油泥、游离碳、纤维及其他机械杂质，改善油的电气性能。但它不能有效地除去溶解的或胶态的杂质，也不能脱除气体。使用压力式过滤机时，就注意下列事项：
A、过滤机的脱水能力取决于过滤介质的干燥程度，因此，过滤介质在使用前须充分烘干。过滤含水的油时，过滤介质将会迅速地与油中的含水量达到平衡状态，而油中的饱和含水量随温度的升高而增加，因此，在较低度温度（一般低于40—45℃）下过滤，将有利于脱水效果的提高。
B、监督滤油机的工作状况，主要靠观察进口油压和测定滤出油的击穿电压（或含水量），如发现过滤过程中进口油压增加较多或滤出油击穿电压值降低，须采取更换滤纸等措施。
C、当过滤含较多油泥及其他污染物的油时，须增加更换滤纸的次数，必要时，可采用预滤装置（滤网）以提高过滤效率和延长滤纸的使用时间。
D、处理超高压设备用油时，可将压滤机与真空过滤机配合使用，以提高油的净化程度。
5．1．2、离心式分离机是借具有碟形金属片的转鼓，在高速旋转下产生的离心力，使油和水分、杂质分开而达到净化目的。但它不能除去溶解的水分，且对油的净化程度不及压力式过滤机。因此，离心式分离机通常只能作为一种粗滤装置，预置于压力式过滤机之前配合使用。
5．1．3、真空过滤机使油在高真空和适当温度下雾化，或油流形成薄膜，以脱除油气体和向量水分，适用于对油的深度脱水脱气处理。
真空过滤装置常用的有二种：一种只配有一个真空罐，称一级真空滤油机；另一种配有二个真空罐，称二级真空滤油机。真空过滤机还配有加热器、滤网、油泵、真空泵和冷凝器等部件。真空罐结构常用的也分二种：一种在罐内设有喷嘴，压力油经喷嘴喷入进行雾化；另一种在罐内设有许多档板或其他填料，使油流形成薄膜。真空罐结构的优劣与净化效率密切相关。
使用真空过滤机时，应注意以下事项：
A、一套装置而言，油中水分和气体的脱除，取决于真空度和油的粘度。真空度越高，水汽化温度越低，脱水效果越好。油温一般控制在60—80℃以下，以防油质氧化或引起油中轻组分的损失。
B、处理含有大量水分或固体物的油，配合使用离心式分离机或压力式过滤机以提高净化效率。
C、对超高压设备用油作深度脱水脱气时，采用二级真空滤油机，滤油机真空度（残压）保持在133 pa（1torr）以下。
D、在过滤过程中定期测定进出口油的含气量和击穿电压（或含水量），以监督滤油机的净化效率。
5．1．4、对运行油过滤处理时，一般应在设备停运或检修时进行。滤油方法通常有二种：一是直接循环法，即将滤油机与设备连成循环回路，对设备中油进行连续循环过滤；另一是间接循环法即将滤油机串接在设备与油处理用油罐间，先把设备中油过滤入油罐，待对设备内部工件脱除水分、气分后，再用过滤机由油罐抽油返回设备。当间接循环法不能实施时（如变压器壳体不能承受真空），采用直接循环法，为提高直接循环过滤油的效果，在实施时应注意以下事项。
A、滤油机进出口油管与设备连接分别接在对角线上，并在处理过程中，改变回油进入设备的位置，以避免设备内有循环不到的死角。
B、循环过滤次数，视油中污染物含量和过滤机效率而定，一般不少于3次。
C、将未参加循环的油，如变压器的冷却器、有载调压开关油泵、储油柜等内部的油，放出过滤后再分别返回设备内。
5．1．5、在特殊情况下，需对变压器进行带电滤油时，应做好安全措施，须特别注意：
A、避免管路系统进气和跑油，以免发生事故。
B、在不改变油原来循环方式的原则下，合理选择滤油机进出油管与变压器的连接方式以免影响变压器绕组的散热。
C、控制油流速不能过大，以免产生流动带电而引起危险。
5．2、变压器油的再生处理：指用物理—化学方法或化学方法除去油中的有害物质，恢复或改善油的理化指标。
再生处理的常用方法有：吸附剂法和硫酸—白土法。吸附剂法使用方便，适合于处理劣化程度较轻的油；硫酸—白土法操作较复杂，适合于处理劣化程度较重的油（如废油）。可根据油质的劣化程度与具体条件选用上述方法。
再生处理往往需要在事前对油作净化处理，特别是含有较多水分和杂质的油，应先对它除去水分杂质后，才进行再生，以保证再生处理的效果。另外，再生后的油也应经过严格的过滤净化才能使用，以防吸附剂等的残留物带入运行设备。
5．2．1、吸附剂法：可分为接触法和渗滤法。接触法只适合处理设备上换下的油；渗滤法既适合处理换下的油也适合处理运行油。
A、接触法：系采用粉状吸附剂（如活性白土、801吸附剂等）和油在搅拌接触方式下再生。接触法再生处理效果与温度，接触搅拌时间以及吸附剂性能，用量等因素有关。就根据油质劣化程度并通过水型试验确定处理时的最佳工艺条件。另外，还要注意在处理过程中由于温度过高或加入的吸附剂会使油中原来含有的添加剂发生损失。
B、渗滤法：即强迫油通过装有颗粒状吸附剂（如硅胶、颗粒白土、活化氧化铝等）的净油器（包括压力式净油器与重力式净油器），进行渗滤再生处理。这种装置的结构原理和强制环流净油器一样，不同的是它不是附加在运行设备上的连续再生装置，而是在需要时才连接于设备上使用，在特殊情况下，也可对运行油进行带电处理。渗滤法应根据吸附剂性能选择处理温度，使用硅胶吸附剂时，温度一般为30—50℃，使用活性氧化铝时，温度一般为50—70℃。
5．2．2、硫酸—白土法：主要包括两个工序——硫酸处理与白土处理。硫酸处理能除去油中多种老化产物，配合白土处理又能清除酸处理后残留在油中的不良物，进一步改善油质。
应根据油老化程度和对再生油的质量要求，通过试验确定再生药剂用量与处理的工艺条件。
为改善硫酸—白土法再生油的氧化安定性，可通过试验，在再生油中添加0.3%—0.5%T501抗氧化剂或与一定比例的新油混合使用。
对老化特别严重的油，可在工艺过程中增加碱处理工序，即采用酸—碱—白土法。
6、三峡左岸电站12#主变压器现场换油处理
为消除12#主变压器补偿测温CT 故障，保证主变安全稳定运行，三峡电厂对12#主变压器进行换油处理。
6．1、技术措施和准备工作
6．1．1、变压器换油前应结合相应的规定和现场实际情况制订切实可行的技术措施和换油工艺。关于换油工艺流程，如图A1。
6．1．2、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。
6．1．3、准备高纯度氮气（99.99%），一般情况下500KV变压器要12—15瓶，并事先倒置24h，排净氮气瓶内的凝露水。
6．1．4、准备起吊主变压器钟罩的机械设备、工器具，并做好防雨、防火措施。
6．2、排油、冲洗。
排油前从试验结果看，若油介质损耗因素合格，在现场可采取直接排油，若油介质损耗较高并超标，应事先考虑及吸附或其他方式降低油的介质损耗，再进行排油、换油工作。
本体排油后，如需进行吊罩检查，则在吊罩后进行冲洗。如无需进行吊罩检查，应尽量打开所有安装孔及人孔闷板再冲洗。冲洗和清理的部位主要是冲洗铁心、油道、绕组、绝缘件、油箱壁以及一些死角。冲洗的顺序，应从上到下进行，以使油能充分浸透本体的绝缘件等，并冲洗铁心、油道、绕组、绝缘件等表面附着的油，该工序应进行2—3次，间隔宜30min以上，同时清理底部的放油管、残油，尽量吸干残油。冲洗油的设备应用真空或压力式滤油机，配合小油泵进行。对于有围屏结构的绕组，应尽可能拆除围屏冲洗绕组。冲洗工作完成后，放尽冲洗用油，擦干箱壁及本体底部残油。
整个工序对天气的要求较高，按规程规定，铁心暴露在空气中的时间不应超过：空气相对湿度小于65%时为16h；空气相对湿度65%—75%时为12h；空气相对湿度大于75%时，不宜进行。
6．3、抽真空、充氮、静滴及检测。
冲洗工作结束，钟罩装好后应在规定的时间内进行抽真空处理，真空表面一般装在变压器顶部，同时安装充氮装置，如图A2所示。
A2—抽真空工艺示意图：
A、B—真空压力表；C—麦氏真空表；D—压力表；
1、2、3—真空阀；4—减压阀
干燥筒内应装上干燥的硅胶，以吸附N2中的水分，容积以N2瓶的一半为宜。连接管可采用氧气皮管，用N2吹净内管，以使管内流畅无杂物并保持干燥。
6．3．1、抽真空时，应关上阀2，开阀3和阀1，检查变压器及连接管道密封是否完好，所有不能承压的附件是否堵死或拆除。启动真空泵，在1h内均匀地提高其真空度到600 mmHg，维持1h，如无异常，可将真空度逐渐提高到740mmHg维持1h，检查油箱有无较大变形与异常情况，应排除可能出现的漏气点。
充氮时，应关闭阀1、阀3，停用真空装置，开启阀4。对本体内的氮气定时检查，如压力偏低应及时补充，保持正常氮气压力。
6．3．2、变压器本体在保证不受潮情况下，将残油滴干，以保证换油质量。一般静滴时间维持在48h以上。
6．3．3、取变压器底部残油（冲洗油和原油混合）进行油介质损耗测试，如果不多不少同介质损耗与冲洗油介质损耗相比，变化不大，则说明冲洗效果良好；如与冲洗前油的介质损耗较接近，则说明本体内仍存在有较多的受污染油，应重新处理。一般残油的介质损耗宜控制在0.7%以下。
6．3．4、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，真空度也无需太高；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影响下一工序的附件，如套管、套管电流互感器等，再进行抽真空，抽真空的真空度及时间要求同上述抽真空工艺。
本体注油应在真空度达到要求后进行，变压器应从本体底部放油、注油，油温高于变压器器身温度。注油系统由真空油泵、滤油机、阀门和油管组成，如图A3所示。
A3—真空注油装置：
1—电力变压器油箱；2—贮油罐；3—油阀门；4—油管；5—滤油机；6—油管；
7—逆止阀；8—真空阀门；9—旁路阀门；10—真空泵；11—真空表；12—真空联管
阀门3用来控制油管道6的接通和关闭，同时调节油的流量大小。油管道可以用金属管或者耐油的胶管和塑料管，内部必须清洁干燥。
本体油处理，将滤油机出油口改接至变压器本体顶部左侧进油阀，滤油机进油口接变压器本体右侧下部阀门，进行真空热油循环。本体真空度继续维持在0.5mmbar以下，滤油机油温控制在60±5℃，油速应小于5吨/小时，循环时间一般不小于48小时。在真空热油循环期间后期，逐组开启水冷却器的潜油泵，让冷却器内绝缘油参与热油循环。每组冷却器开启时间不超过5分钟为宜。在循环期间每12小时取一次油样进行油化试验，直至油样分析符合500KV变压器油试验标准。
注油以前，真空系统和注油系统的各个联结头、电力变压器油箱上的各个安装孔的法兰都应封闭严密，管路无堵塞，然后开始对电力变压器的油箱抽真空，到真空度达到油箱的最大允许值时，打开油管路上的阀门，开始注油。注油速度控制在100L/min以下，补油的油温应大于40℃，且小于或等于器身温度，注油过程中应使真空度始终维持在740±5mmHg（98.42±0.665kPa），当油面距箱顶盖约200mm时停止注油。总注油时间不应少于6h。并在该真空度下继续维持6h，待天气良好时破真空。
6．3．5、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，并安装其余附件，如散热器、油枕等，并对油枕进行注油，油枕和散热器注油不可进行了抽真空，但宜采用真空滤油机注油，排净油枕和散热器气体，补油到标准油位稍偏高，静放24h以上取滑梯化验，作油化全套试验（简化、色谱、介质损耗、微水），12#主变投运后的第1、4、10、30天分别取油样进行了试验分析，并定期跟踪检测有无变化。
变压器油受污染后，要使变压器器身所浸渍的油完全更换掉是不可能的，但通过以上油处理工艺，油介质损耗超标现象均可得以处理且效果明显。
7、三峡左右岸主变压器真空注油注意事项的探讨
三峡左岸电站14台主变压器是由德国西门子公司生产的，容量为840MVA，电压等级为550KV的油浸变压器，接线方式为一机一变。三峡右岸电站12台主变压器是由重庆ABB公司生产的油浸变压器，其额定容量、电压及接线方式与左岸一致。
7．1、异常中断后重新注油程序
三峡左岸西门子公司制造的550KV油浸变压器针对异常中断后的重新注油没有作特别规定。三峡右岸重庆ABB公司生产的550KV油浸变压器针对异常中断后的重新注油程序却作了明确规定。
注油程序如因设备故障或其它原因中断、或注油后又因某问题而不得不放油致使油位降低，必须遵守以下原则：
如果油位高于线圈，绝缘材料没有暴露在油面以上，那么油箱的油可以用脱气的油再次注满。此情况不推荐真空注油，因为在抽真空时，气体在油中形成气泡，并可能吸附在绝缘系统中，这些气泡可能长时间存在可能导致击穿。
如果绝缘件已经暴露，则必须重新完全地注油。先抽出全部油，在真空状况下，重新检查密封，进行真空注油。
7．2、“汽水效应”
当某种液体承受的压力增加时，液体的含气量会增加，反之压力减小时，含气量也随之减小。我们将液体这种随压力变化而含气量随之变化的现象称为“汽水效应”。即液体承受的压力大小与液体的含气量成正比。
7．2．1、变压器油的“汽水效应”
注油程序如因设备故障或其它原因中断、或注油后又因某问题而不得不放油致使油位降低，变压器油位高于线圈，绝缘材料浸在油面以下，在抽真空时，变压器油产生“汽水效应”，油承受压力减小，油的含气量随之减小。变压器油中部分气体会以气泡形式从油中溢出，上升过程中气泡可能吸附在绝缘系统中，可能长时间存在可能导致绝缘材料击穿。
7．2．2、电介质对电场的影响
式中
当外加电场不太强时，它只是引起电介质的极化，不会破坏电介质的绝缘性能。如果外加电场很强，则电介质的分子中的正负电荷有可能被拉开而变成可以自由移动的电荷，由于这种自由电荷的产生，电介质的绝缘性能就会遭到明显的破坏而变成导体。这种现象称为电介质的击穿。一种电介质材料所能承受的不被击穿的最大电场强度叫做这种电介质的介电强度或击穿场强
一些常见电介质的相对电容率和击穿场强如下表1-2所示
由上表对照可知，当变压器在绝缘材料没有暴露在油面以上进行真空注油后，变压器油由于“汽水效应”产生的气泡可能长期依附在绝缘件上，气泡与变压器油在相同电场下击穿场强的强弱可直接导致绝缘破坏。气泡的长时间存在将成为变压器产生故障的重大隐患，变压器无法长期安全稳定运行。
8、变压器油处理小结
目前，从理论探讨下，我们提出了一些相关专业知识的问题，随后，我们将进一步在试验变压器上进行试验，并通过长期检测来验证真空注油的特别注意事项的科学性。
参考文献：
[1]中国电力企业联合会标准化中心编.水力发电厂技术标准汇编-运行标准[M].中国电力出版社，2002.
[2]中国电力企业联合会标准化中心编.水力发电厂技术标准汇编-检修与试验标准[M].中国电力出版社，2002.
[3]董其国.电力变压器故障与诊断[M].中国电力出版社，2001.
论文作者:占伟红
论文发表刊物:《电力设备》2018年第6期
论文发表时间:2018/6/21
标签：变压器论文; 真空论文; 注油论文; 介质论文; 过滤机论文; 电介质论文; 设备论文; 《电力设备》2018年第6期论文;