變壓器油的故障檢測 _知識百科

一、油質的檢測項目
油質檢測要求，首先取油樣的器具必須保證清潔、干燥。清洗方法要嚴格按取樣方法標準和各項試驗方法標準中有關采樣的規定執行。取樣前要將儲油容器的取樣口認真擦洗干凈，開始采樣時應利用初取油樣沖洗取樣器具。從變壓器內取樣時，要放掉采樣區死角的油，取樣操作要防止油樣受外界污染，防止空氣、水分侵入，油樣要避光保存。取樣時要排凈取樣器具內的殘余空氣，油樣進入取樣器時要防止產生氣泡。
油樣采集后應及時試驗。若不能及時試驗或要異地試驗時，油樣要密封避光保存;即使這樣，油中溶解氣體分析油樣也不得超過4天，水分測定油樣不得超過10天。容器內油面以上要留有足夠容納油樣因溫度升高體積膨脹的空間。盛油樣的注射器，其塞與管套應密封良好，又能隨油樣體積脹縮而自由滑動，以保證內外壓力平衡，達到避免正壓破碎和負壓吸氣吸潮的情況。同時運輸中要防止振蕩。
1.外觀檢測標準
對油的外觀檢驗規定采取目測， GB 2536-2011《電工流體變壓器和開關用的未使用過的礦物絕緣油》要求所取油樣置于100mL量筒內，在20℃士5℃下觀察，呈透明、無懸浮和機械雜質合格;純凈的變壓器油應是淡黃而略帶微藍色，清澈、透明、無可見的懸浮物和機械雜質等任何異物。油中如存在彌散狀態水分時，將失去應有的透明度，顏色也會由黃變白。油中產生老化物時，隨老化程度不同，油色逐漸變深、變暗，逐漸失去透明，以致出現絮狀物和油泥。
2.酸值與水溶性酸標準
【變壓器油的故障檢測】一般新油幾乎不含酸性物質，其酸值常為0, pH值在6-7范圍內。運行中變壓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 。長期儲存或長期運行的變壓器油，由于吸收了空氣中的氧，并與之化合而產生各種有機酸和酚類以及膠狀油泥，這些酸性物質會提高油的導電性，降低油的絕緣性能，在高溫運行條件下還會促使纖維絕緣材料老化，縮短變壓器的使用壽命。
3.閃點標準
閃點降低表示油中有揮發性可燃物質產生，這些低分子碳氫化合物，一般是由局部放電等故障造成過熱，使油在高溫下裂解生成的。測定油的閃點，還可發現是否混入輕質餾分的油品，預試規程中規定閃點不小于135℃ 。但運行中的油閃點已不作為常規檢驗項目。
4.水分
變壓器油有一定親水性，會從空氣中吸收水分，而油中水分含量是影響絕緣性能的重要因素。從變壓器油中取樣時，規定油溫為40^-600C , DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規程》規定對運行中變壓器油， “一110kV的水分不大于35mg/L，而220kV的水分不小于5mg/L 。
含水量測定普遍采用的是GB 7600-1987《運行中變壓器油水分含量測定法(庫侖法)》和NB/SH/T 0207-2010《絕緣液中水含量的測定卡爾·弗休電量滴定法》。
5.油擊穿電壓標準
檢測油擊穿電壓值是判斷油的凈化程度的尺度。對于運行中的變壓器，不同的電壓等級對油擊穿電壓有不同要求。
15kV以下擊穿電壓大于或等于25kV, 15-35kV擊穿電壓大于或等于30kV, 60~220kV擊穿電壓大于或等于35kV 。進行擊穿電壓試驗時，油耐壓儀器的電極形式，不論油樣的擊穿電壓高低都以球型電極的擊穿電壓值為最高，球蓋形次之，而平板形相對較低。
6.界面張力標準
油、水之間界面張力是檢查油中含有因老化而產生可溶性極性雜質的一種間接有效的方法。純凈的油與水形成的界面張力可達40-50mN/m以上。但當油在運行中因氧化而產生有機酸及醇等極性雜質時，由于這些雜質分子含有COOH及OH類型的極性基，它們是親水的，在油、水界面上這些分子的極性基向極性相(水)轉移。而憎水的碳氫鏈則轉向非極性相(油) 。由于這些活性物在兩相交界面上定向排列，改變了原界面上分子排列的狀況，促使界面張力明顯下降。
DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規程》對運行變壓器油的界面張力一般規定25℃時不小于19mN/m 。
7.油介損值tanb標準
tanθ值的大小可靈敏反映出油質劣化和受污染的程度。
新油中的極性雜質少，所以tanb值很小，一般為0.01 %-0.1%之間;但當油氧化、過熱劣化或混入其他雜質被污染時，生成的極性雜質和帶電的膠體物質逐漸增多， tanθ就會隨之增大。因tanb隨溫度升高而增大，因此DL/T 596-996《電力設備預防性試驗規程》規定測定溫度為90℃ 。同時，對不同電壓等級的tanb要求為:300kV及以下小于或等于4%, 500kV小于或等于2% 。
8.體積電阻率
其功能與油介損值檢測相似，并在較高溫度下與油介損值有較好的相關性:tanθ增加，體積電阻率降低。
9.油中含氣量標準
油與空氣接觸時，空氣逐漸溶解于油中，最終達到飽和狀態。
在25℃和一個大氣壓條件下，油中可溶氣體為10.8%(體積分數) 。所以油中氣體在一定條件下會超出飽和量而析出。一般電壓較低的設備油中含氣量較高時，對絕緣強度影響不大，但電壓等級較高的變壓器，含氣量的程度則有較大的影響，因氣體可能聚集起來形成氣泡，當溫度和壓力驟降時，形成的氣泡將聚集在絕緣紙層內或表面，容易被拉成鏈而導致擊穿。
DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規程》規定運行變壓器油中含氣量(體積分數%)小于3 。
10.油泥與沉淀物標準
變壓器油老化時顏色變深，但老化物還是呈溶解狀態。因此測定油泥含量可避免油進一步老化，防止油泥析出，沉積在變壓器本體鐵心和繞組的表面，影響散熱和加速固體絕緣材料老化。對變壓器進行補充加油時，同樣應考慮到油的相容性，要做油泥析出試驗或老化試驗，老化試驗后增加油介損值tanb的測定。 DL/T 596-1996《電力設備預防性試驗規程》規定，運行中變壓器油泥與沉淀物含量的質量分數小于2% 。
二、油質變差或劣化的原因
1.運行條件的影響
電力變壓器如在正常條件下運行，一般油品都應具有一定的氧化安定性，但當設備超負荷運行或出現局部過熱而油溫增高時，油的老化則相應加速。當夏季環境溫度比較高時，若不能及時調整通風和降溫條件，變壓器將加速其氧化進程，使油質變差。同時，運行中油的維護很重要，如目前變壓器大部分不是全密封，如果呼吸器內的干燥劑失效不能及時處理，凈油器(熱虹吸器)內的吸附劑失效后未能及時更換等，都會促使油的氧化變質。因此，做好運行油的維護，不僅會延長油的使用壽命，也使設備使用期延長。
2.設備條件的影響
變壓器的密封性不好、漏水、漏氣，將加速油的氧化和老化。選用固體絕緣材料不當，與油的相溶性不好，也會促進油的老化。變壓器設計制造采用小間隔，運行中易出現熱點，不僅促使固體絕緣材料老化，而且加速油的老化。一般溫度從60-70℃起，每增加10℃油的氧化速度約增加一倍。所以，設備設計和選用絕緣材料都對油的使用壽命有影響。
3.油污染的影響
油污染主要指混油不當的污染，金屬微粒的污染，有機酸、醇等極性雜質的污染及水分子污染，且污染后常導致油泥析出與沉淀物出現。
油質變差超標的原因及對策見表2-14 。
表2-14 運行中變壓器油質變差超標原因及對策
項目
超標
超標可能原因
采取對策
外觀
(1)不透明有可見雜質
(2)油色太深
(1)油中含有水分或纖維、炭黑及其他固體物質
(2)可能劣化或污染
(1)檢查含水量，調查原因，與其他試驗配合決定措施
(2)檢查酸值、閃點、油泥決定措施
酸值
(mgKOH/g)
與水溶性酸
(1)>0.1
(2)pH<4.2
(1)超負荷運行
(2)抗氧化劑消耗
(3)補錯了油
(4)油被污染
(5)油質老化
(1) 調查原因，增加試驗次數，投入凈油器或更換吸附劑，測定抗氧化劑含量并適當補加抗氧化劑
(2) 與酸值進行比較查明原因，投入凈油器
閃點
(1)比新油標準低5℃
(2)比前次試驗低5℃
(1)設備存在局部過熱或放電故障
(2)補錯了油
查明原因消除故障，進行真空脫氣處理或換油
水分
(μg/g)
220~300kV設備
≤30
1)密封不嚴，潮氣侵入
2)超溫運行，導致固體絕緣老化或油質劣化
(1) 更換呼吸器內干燥劑
(2) 降低運行溫度
(3) 采用真空過濾處理
66~110kV設備
≤40
擊穿電壓
(kV)
66~220kV設備
≤35
(1)油中水分含量過大
(2)油中有雜質顆粒污染
查明原因，進行真空濾油或更換新油
20~35kV設備
≤30
界面張力
(mN/m)
<19
(1)油質老化嚴重，油中有可溶性酸或沉淀性油泥析出
(2)油質污染
結合酸值、油泥的測定采取對策，進行再生處理或更換新油
體積電阻率

(1)油質老化程度較深
(2)油被污染
(3)油中含有極性雜質
應查明原因，對少數設備可換油
油泥與沉淀物
有油泥和沉淀物存在(重量在0.02%以下可忽略不計)
(1)油質老化
(2)雜質污染
(1)進行油處理
(2)如經濟合理可換油
三、變壓器油介質損耗因數異常原因及檢測處理方法
(一)異常現象
(1)變壓器油介質損耗因數tanθ增大。
(2)變壓器油介質損耗因數tanθ值分散性大。
(3)變壓器油介質損耗因數tanθ值超標、分層。
(二)產生異常的原因
1.油中浸入溶膠雜質
變壓器在出廠前殘油或固體絕緣材料中存在著溶膠雜質，注油后使油受到一定的污染;在進行熱油循環干燥過程中，循環回路、儲油罐內不潔凈或儲油罐內有被污染的殘油，都能使循環油受到污染，導致油中再次侵入溶膠雜質。
2.微生物細菌感染
變壓器油中的微生物細菌感染主要是在安裝和大修中，蒼蠅、蚊蟲和細菌類的侵入所造成。在吊罩檢查時發現有一些蚊蟲附著在繞組的表面上。大致可分為微小蟲類、細菌類和霉菌類等，它們大多生活在油的下部沉積層中。由于污染所致，在油中含有水、空氣、碳化物有機物、各種礦物質及微細量元素，因而構成了菌類生長、代謝、繁殖的基礎條件。變壓器油在運行時的溫度也是微生物生長的重要條件，故溫度對油中微生物的生長及油的性能有一定影響，試驗發現冬季的tanθ值較穩定。另外，溫度對油中微生物的存在也有明顯影響。試驗表明，某油樣中的細菌平均數為0.3個/mL，經升溫至70℃且保持30min后，測定油樣中的細菌數為0 。
環境條件對油中微生物的增長有著直接的關系，而油中微生物的數量又決定了油的電氣性能。由于微生物都含有豐富的蛋白質，因此微生物對油污染實際是一種微生物膠體的污染。其影響是使油的電導增大，所以電導損耗也增大，致使tanθ增大。
3.油的鉆度偏低使電泳電導增加導致tan咨值升高
新疆生產的45號油與25號油相比，切割餾分較窄(干點與初餾點溫度之差)，為72一82℃，而石油七廠和蘭州煉油廠生產的25號油，分別為108℃和127一167℃，所以油的平均分子量較低，勃度、比重、閃點雖然均在合格范圍之內，但比較來說是偏低的。因此，在同一污染情況下，就更容易受到污染，這是因為勃度低很容易將接觸到的固體材料中的塵埃遷移出來，使油單位體積中的溶膠粒子數增加。
4.熱油循環使油的帶電傾向增加導致tan占值升高
大型變壓器安裝結束之后，要進行熱油循環干燥。一般情況下，制造廠供應的新油，其帶電傾向很小，但當注入變壓器以后，有些仍具有新油的低帶電傾向，有些帶電傾向則增大了。經過熱油循環之后，加熱將使所有油的帶電傾向均有不同程度的增加。油的帶電傾向與變壓器內所用的絕緣材料、油品及油的流速、溫度等因素有關，所以在處理油的過程中，要特別考慮影響帶電傾向增加的因素。
5.銅、鋁和鐵金屬元素含量較高
由于油浸電器多為金屬組合體，油中難免含有某些金屬元素。有人根據其試驗結果提出，銅、鋁和鐵等金屬元素含量較高是油介質損耗因數增大的主要原因。這是因為這些金屬元素對變壓器油的氧化起催化作用，使油產生酸性氧化物和油泥。酸性氧化物腐蝕金屬，又使油中的金屬含量增加，加速油的氧化，導致其介質損耗因數增大。
6.補充油的介質損耗因數高
某變壓器，補充2.5t(約占總油量的10%)油后，測量其介質損耗因數，在70℃時為5.29%，超過有關規程要求值。為查找原因，測試補充油的介質損耗因數，其結果是在32℃時為5.75%， 70℃時儀表指示超過量程無法讀數。有關規程規定，補充油的介質損耗因數不大于原設備內油的介質損耗因數，否則會使原設備中油的介質損耗因數增大。這是因為兩種油混合后會導致油中迅速析出油泥，使油的絕緣電阻下降，而介質損耗因數增高。
(三)油介質損增大的處理方法
通過對油的介質損耗因數增大的原因分析并結合現場的處理經驗，在不停電的情祝下，可采用新材料、新工藝以真空濾油的方法進行帶電處理。
對油進行處理時，需要注意的問題有以下幾點:
(1) 吸附劑的使用量為處理油量的1% 。
(2) 吸附劑處理要連續進行，并且最好24-48h換一次吸附劑。
(3) 換吸附劑的同時取油樣，測量tanθ、火花放電電壓值和含水量。若在合格范圍內，吸附處理變壓器油的工作即可結束。
(4) 取出的油樣一定要避光保存，最好用茶色瓶取樣。對取出的油樣要及時進行測試，對同一油樣要進行重復測試時，必須重新更換油樣，以反映真實情況。
(5) 油處理系統的油路連接不能用橡膠管，因橡膠在高溫作用下能分解出微粒膠體，影響油的tanθ，所以應采用尼龍管等。
四、故障查找實例
(一) 變壓器油的絕緣電阻降低檢測實例
1.變壓器故障情況
某變壓器自從投入運行以來，一直是10kv側帶負荷， 35kV側空載。其儲油柜為隔膜膠囊式密封，并附有熱虹吸凈油器。在運行前未添加任何抗氧劑。此變壓器無滲漏油現象，運行溫度保持在30一60℃之間。為監測變壓器運行期間絕緣的老化情況，先后進行了4次檢測。變壓器主體的絕緣電阻呈逐年下降趨勢，而泄漏電流在逐年遞增。尤其是三年后春檢預試時的值與同類合格產品差別甚遠，己接近規定的下限。所以，該變壓器必須進行檢修處理，否則將不能繼續使用。
2.故障檢查
為了查找故障，分別對變壓器進行了無油、半充油和充滿油的試驗，同時對變壓器油進行耐壓、介質損耗率、含水量三個指標的檢測。
從檢驗的數據可以看出，絕緣油含水量正常，擊穿電壓合格，只有介質損耗率值略大，但未超標。高壓、低壓及外殼相互之間絕緣電阻和泄漏電流在正常范圍之內，不足以說明絕緣結構存在局部缺陷。
為了作出明確判斷，對該變壓器進行了吊罩檢查。變壓器器身及其他構件均很清潔，未發現任何異物。同時對可能存在絕緣隱患的絕緣構件進行了絕緣電阻檢測，均屬正常。這樣，便將注意力放在變壓器油上。
變壓器油的含水量、擊穿電壓和介質損耗試驗說明在變壓器油中確實存在著某種帶電雜質。膠粒的電泳電導或雜質的雜質電導成了變壓器主體絕緣電阻降低和泄漏電流增大的主要原因。這屬于分布性的缺陷，在一定的條件下可能引起變壓器油介質損耗率增大，導致變壓器絕緣下降，甚至達到不能運行的程度。
3.對變壓器油的凈化處理
采用濾油機反復過濾并以活性氧化鋁高效吸附劑對變壓器油進行凈化處理。壓力濾油機過濾油每隔24h進行一次，共進行了4次。在使用活性氧化鋁之前，先進行了吸附效果的小規模試驗，以確定吸附劑用量，并且進行了油品多項指標的綜合考評，試驗表明效果明顯。
雜質粒子的膠粒的存在，是造成變壓器絕緣性能變劣的一個主要因素，不容忽視。當含水量正常時，可采用測量油體積電阻率的方法進行評估。當發生類似現象時，運用濾油機過濾油及以活性氧化鋁高效吸附劑凈化油，可使油的品質提高。這是因為，過濾可以濾掉半徑較大的雜質粒子和膠粒，而活性氧化鋁對油中的酸性組分及其氧化產物有很強的吸附功能，二者的聯合作用，使油的凈化效果顯著。
(二)潛油泵故障造成主變壓器輕瓦斯多次動作原因查找
1.故障現象
某110kv主變壓器(SFPS一6300/110)正常運行中輕瓦斯保護突然動作，發出信號，經排氣處理后，取本體油進行色譜分析未見異常，主變壓器繼續帶負荷運行，但當日輕瓦斯保護多次動作，時間間隔約0.5h左右。停運后進行絕緣試驗排除了絕緣受潮的可能，投運后進一步詳細檢查，發現2號潛油泵泵體手感溫度明顯偏高，判斷為潛油泵負壓進氣所致，停止2號潛油泵后，輕瓦斯保護動作問題解決。
2.故障原因分析
該變壓器采用強迫油循環內冷方式，與散熱器配套的潛油泵，流程為19m，流量為20m²/h 。該變壓器潛油泵本體結構上有一分流循環冷卻油路，冷卻油路徑為油泵高壓油腔一電動機殼體一底部的深孔一底部濾網一下軸承~電動機定轉子腔~上軸承一油泵低壓油腔。對換下的潛油泵進行解體檢查，發現泵體自循環冷卻油路有異物堵塞，在潛油泵底部濾網四周勃附較多的纖維雜質，從而影響電機冷卻油路的暢通，造成電機運行中發熱，同時泵體深孔堵塞，在它的后面部分就會產生負壓區，一旦該區域密封不好，就會形成負壓進氣。
要確定運行中潛油泵體內是正壓還是負壓，可在泵運轉時旋松電機最下面一只排氣螺釘，如有油溢出為正壓，否則為負壓。
大型變壓器油量較多，進氣后全部溢到氣體繼電器，但使之發出信號需要較一長時間，所以采用逐臺停泵法尋找往往貽誤時間。為此，應從提高檢修質量和巡回檢查兩方面以加強維護和監督。
要注意提高潛油泵檢修質量，當解體檢修時，要注意保證泵體冷卻油路的暢通:要加強對潛油泵負壓區密封點監視，一旦有滲漏油，一定要盡快處理;密封橡膠件應保證有彈性，表面光滑無傷痕，否則應更新;機座、蝸殼、出線盒、后端蓋等止口密封處，應無磕碰、劃傷、銹蝕等質量缺陷，修整平滑，防止滲漏;葉輪與軸承磨損嚴重時應及時更換，在潛油泵運行前應先將內腔注滿變壓器油，并打開放氣塞將空氣排除后封好，要經常用手試摸潛油泵電機殼體的表面溫度，一旦殼體溫度升高，有可能是泵體電機自循環冷卻油路堵塞。特別要注意觀察油流繼電器是否有指示。
(三)變壓器油中進水氫氣劇增的故障查找實例
1.故障現狀
某3200kVA、35kv主變壓器進行周期性色譜檢查分析時發現，氫氣含量較前次增加了十余倍，而其余氣體成分無明顯變化。經仔細檢查發現，變壓器防爆管玻璃安裝存在問題，內有大量水銹，并成為變壓器油進水渠道，色譜分析數據見表2-15 。
表2-15 色譜分析數據(μL/L)
項目
氫氣
甲烷
乙烷
乙烯
乙炔
總烴
周期試驗
130.36
2.39
7.22
1.8
4.38
15.79
上次數據
11.17
-
-
-
-
-
2.故障原因分析
色譜分析中氫氣含量明顯增大，說明變壓器油中有水分在電場作用下電解。
水和鐵化學反應為3H20+Fe=Fe20+3H2↑，放出氫氣，因此判斷氫氣大量上升的原因來源于水分的存在。
油的耐壓試驗己由上次的48kv下降至29kV;微水測定為75ppm，說明油中有水分存在。所以對該主變壓器停運進行油過濾，耐壓恢復到45kV 。
分析認為，由于該變壓器是一年前剛換入的合格新油，經仔細檢查，發現防爆管玻璃安裝不嚴密，里面有大量水銹。處理后已正常運行，氫氣含量恢復正常。
(四) 變壓器油質變差整體絕緣下降故障查找實例
1.故障現狀
某主變壓器本體主絕緣下降嚴重，投運以來的試驗情況見表2-16 。
表2-16 變壓器油90℃時介質tanθ值
測試時間
測試原因
介損測試值
(%)
測試時間
測試原因
介損測試值
(%)
第一年3月
預試
4 .634
第二年6月
第二次處理前
1.733
第一年6月
追蹤
5.542
第二年10月
第二次處理前
0.713
第二年2月
追蹤
4.839
第三年3月
預試
2.127
第二年3月
第一次處理后
1.732

油介質損耗變大后，首先對主變壓器外觀進行全面檢查，如套管和儲油柜等部位，看是否有外部進水的跡象。檢查結果表明，該主變壓器密封良好，不存在進水受潮的可能。又對絕緣油進行了分析，其化學和物理性良好，說明絕緣油并未老化。但是，絕緣油的介質損耗因數為4.839%，超出標準規定，說明絕緣油絕緣性能已變差。
根據以上情況采取了以下措施:首先進行濾油，之后測量絕緣油的絕緣性能，發現仍未好轉。最后又采用FY一6000式分子濾油機進行濾油，濾油結束后，發現油機的988吸附劑變黑。再測量絕緣油的絕緣性能，介質損耗變為90℃時的1.732%，可見主變壓器本體絕緣已恢復正常。這以后每年的絕緣試驗也反映出主變壓器絕緣已逐步趨于良好，絕緣油的介質損耗因數(90℃時)也趨于穩定。
2.故障原因分析
該主變壓器是由于含極性物質醇酸樹脂的絕緣漆溶解在絕緣油中處理不徹底，使油中含有極性物質醇酸樹脂而引起絕緣油絕緣下降，導致主變壓器本體的絕緣性能下降。因為當含有極性物質醇酸樹脂的絕緣漆溶解在油中后，在電場的作用下，極性物質會發生偶極松弛極化，在極化過程中要消耗較大的能量，使油的介質損耗上升。雖然絕緣漆在出廠前經過固化處理，但仍可能存在處理不徹底的絕緣漆。主變壓器運行一段時間后，處理不徹底的絕緣漆逐漸溶解在油中，使主變壓器絕緣性能逐漸下降。