一、油質(zhì)的檢測項目
油質(zhì)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(yán)格按取樣方法標(biāo)準(zhǔn)和各項試驗方法標(biāo)準(zhǔn)中有關(guān)采樣的規(guī)定執(zhí)行。取樣前要將儲油容器的取樣口認(rèn)真擦洗干凈，開始采樣時應(yīng)利用初取油樣沖洗取樣器具。從變壓器內(nèi)取樣時，要放掉采樣區(qū)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(nèi)的殘余空氣，油樣進(jìn)入取樣器時要防止產(chǎn)生氣泡。
油樣采集后應(yīng)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(nèi)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(yīng)密封良好，又能隨油樣體積脹縮而自由滑動，以保證內(nèi)外壓力平衡，達(dá)到避免正壓破碎和負(fù)壓吸氣吸潮的情況。同時運輸中要防止振蕩。
1.外觀檢測標(biāo)準(zhǔn)
對油的外觀檢驗規(guī)定采取目測，GB 2536-2011《電工流體變壓器和開關(guān)用的未使用過的礦物絕緣油》要求所取油樣置于100mL量筒內(nèi)，在20℃士5℃下觀察，呈透明、無懸浮和機(jī)械雜質(zhì)合格;純凈的變壓器油應(yīng)是淡黃而略帶微藍(lán)色，清澈、透明、無可見的懸浮物和機(jī)械雜質(zhì)等任何異物。油中如存在彌散狀態(tài)水分時，將失去應(yīng)有的透明度，顏色也會由黃變白。油中產(chǎn)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(xiàn)絮狀物和油泥。
2.酸值與水溶性酸標(biāo)準(zhǔn)
一般新油幾乎不含酸性物質(zhì)，其酸值常為0, pH值在6-7范圍內(nèi)。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(chǎn)生各種有機(jī)酸和酚類以及膠狀油泥，這些酸性物質(zhì)會提高油的導(dǎo)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(biāo)準(zhǔn)
閃點降低表示油中有揮發(fā)性可燃物質(zhì)產(chǎn)生，這些低分子碳?xì)浠衔?，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(fā)現(xiàn)是否混入輕質(zhì)餾分的油品，預(yù)試規(guī)程中規(guī)定閃點不小于135℃。但運行中的油閃點已不作為常規(guī)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(guī)定油溫為40^-600C , DL/T 596-1996《電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》規(guī)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(biāo)準(zhǔn)
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?lián)舸╇妷捍笥诨虻扔?5kV, 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(jìn)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(biāo)準(zhǔn)
油、水之間界面張力是檢查油中含有因老化而產(chǎn)生可溶性極性雜質(zhì)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(dá)40-50mN/m以上。但當(dāng)油在運行中因氧化而產(chǎn)生有機(jī)酸及醇等極性雜質(zhì)時，由于這些雜質(zhì)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(zhuǎn)移。而憎水的碳?xì)滏渼t轉(zhuǎn)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(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》對運行變壓器油的界面張力一般規(guī)定25℃時不小于19mN/m。
7.油介損值tanb標(biāo)準(zhǔn)
tanθ值的大小可靈敏反映出油質(zhì)劣化和受污染的程度。
新油中的極性雜質(zhì)少，所以tanb值很小，一般為0.01 %-0.1%之間;但當(dāng)油氧化、過熱劣化或混入其他雜質(zhì)被污染時，生成的極性雜質(zhì)和帶電的膠體物質(zhì)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(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》規(guī)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(guān)性:tanθ增加，體積電阻率降低。
9.油中含氣量標(biāo)準(zhǔn)
油與空氣接觸時，空氣逐漸溶解于油中，最終達(dá)到飽和狀態(tài)。
在25℃和一個大氣壓條件下，油中可溶氣體為10.8%(體積分?jǐn)?shù))。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(shè)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(dāng)溫度和壓力驟降時，形成的氣泡將聚集在絕緣紙層內(nèi)或表面，容易被拉成鏈而導(dǎo)致?lián)舸?/span>
DL/T 596-1996《電力設(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》規(guī)定運行變壓器油中含氣量(體積分?jǐn)?shù)%)小于3。
10.油泥與沉淀物標(biāo)準(zhǔn)
變壓器油老化時顏色變深，但老化物還是呈溶解狀態(tài)。因此測定油泥含量可避免油進(jìn)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(jìn)行補充加油時，同樣應(yīng)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(shè)備預(yù)防性試驗規(guī)程》規(guī)定，運行中變壓器油泥與沉淀物含量的質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于2%。
二、油質(zhì)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(yīng)具有一定的氧化安定性，但當(dāng)設(shè)備超負(fù)荷運行或出現(xiàn)局部過熱而油溫增高時，油的老化則相應(yīng)加速。當(dāng)夏季環(huán)境溫度比較高時，若不能及時調(diào)整通風(fēng)和降溫條件，變壓器將加速其氧化進(jìn)程，使油質(zhì)變差。同時，運行中油的維護(hù)很重要，如目前變壓器大部分不是全密封，如果呼吸器內(nèi)的干燥劑失效不能及時處理，凈油器(熱虹吸器)內(nèi)的吸附劑失效后未能及時更換等，都會促使油的氧化變質(zhì)。因此，做好運行油的維護(hù)，不僅會延長油的使用壽命，也使設(shè)備使用期延長。
2.設(shè)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(dāng)，與油的相溶性不好，也會促進(jìn)油的老化。變壓器設(shè)計制造采用小間隔，運行中易出現(xiàn)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(shè)備設(shè)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(dāng)?shù)奈廴荆饘傥⒘５奈廴?，有機(jī)酸、醇等極性雜質(zhì)的污染及水分子污染，且污染后常導(dǎo)致油泥析出與沉淀物出現(xiàn)。
油質(zhì)變差超標(biāo)的原因及對策見表2-14。
表2-14 運行中變壓器油質(zhì)變差超標(biāo)原因及對策
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項目 |
超標(biāo) |
超標(biāo)可能原因 |
采取對策 |
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外觀 |
(1)不透明有可見雜質(zhì) (2)油色太深 |
(1)油中含有水分或纖維、炭黑及其他固體物質(zhì) (2)可能劣化或污染 |
(1)檢查含水量，調(diào)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 |
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酸值 (mgKOH/g) 與水溶性酸 |
(1)>0.1 (2)pH<4.2 |
(1)超負(fù)荷運行 (2)抗氧化劑消耗 (3)補錯了油 (4)油被污染 (5)油質(zhì)老化 |
(1) 調(diào)查原因，增加試驗次數(shù)，投入凈油器或更換吸附劑，測定抗氧化劑含量并適當(dāng)補加抗氧化劑 (2) 與酸值進(jìn)行比較查明原因，投入凈油器 |
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閃點 |
(1)比新油標(biāo)準(zhǔn)低5℃ (2)比前次試驗低5℃ |
(1)設(shè)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(jìn)行真空脫氣處理或換油 |
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水分 (μg/g) |
220~300kV設(shè)備 |
≤30 |
1)密封不嚴(yán)，潮氣侵入 2)超溫運行，導(dǎo)致固體絕緣老化或油質(zhì)劣化 |
(1) 更換呼吸器內(nèi)干燥劑 (2) 降低運行溫度 (3) 采用真空過濾處理 |
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66~110kV設(shè)備 |
≤40 |
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擊穿電壓 (kV) |
66~220kV設(shè)備 |
≤35 |
(1)油中水分含量過大 (2)油中有雜質(zhì)顆粒污染 |
查明原因，進(jìn)行真空濾油或更換新油 |
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20~35kV設(shè)備 |
≤30 |
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界面張力 (mN/m) |
<19 |
(1)油質(zhì)老化嚴(yán)重，油中有可溶性酸或沉淀性油泥析出 (2)油質(zhì)污染 |
結(jié)合酸值、油泥的測定采取對策，進(jìn)行再生處理或更換新油 |
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體積電阻率 |
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(1)油質(zhì)老化程度較深 (2)油被污染 (3)油中含有極性雜質(zhì) |
應(yīng)查明原因，對少數(shù)設(shè)備可換油 |
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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(zhì)老化 (2)雜質(zhì)污染 |
(1)進(jìn)行油處理 (2)如經(jīng)濟(jì)合理可換油 |
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三、變壓器油介質(zhì)損耗因數(shù)異常原因及檢測處理方法
(一)異?，F(xiàn)象
(1)變壓器油介質(zhì)損耗因數(shù)tanθ增大。
(2)變壓器油介質(zhì)損耗因數(shù)tanθ值分散性大。
(3)變壓器油介質(zhì)損耗因數(shù)tanθ值超標(biāo)、分層。
(二)產(chǎn)生異常的原因
1.油中浸入溶膠雜質(zhì)
變壓器在出廠前殘油或固體絕緣材料中存在著溶膠雜質(zhì)，注油后使油受到一定的污染;在進(jìn)行熱油循環(huán)干燥過程中，循環(huán)回路、儲油罐內(nèi)不潔凈或儲油罐內(nèi)有被污染的殘油，都能使循環(huán)油受到污染，導(dǎo)致油中再次侵入溶膠雜質(zhì)。
2.微生物細(xì)菌感染
變壓器油中的微生物細(xì)菌感染主要是在安裝和大修中，蒼蠅、蚊蟲和細(xì)菌類的侵入所造成。在吊罩檢查時發(fā)現(xiàn)有一些蚊蟲附著在繞組的表面上。大致可分為微小蟲類、細(xì)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(jī)物、各種礦物質(zhì)及微細(xì)量元素，因而構(gòu)成了菌類生長、代謝、繁殖的基礎(chǔ)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(fā)現(xiàn)冬季的tanθ值較穩(wěn)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(xì)菌平均數(shù)為0.3個/mL，經(jīng)升溫至70℃且保持30min后，測定油樣中的細(xì)菌數(shù)為0。
環(huán)境條件對油中微生物的增長有著直接的關(guān)系，而油中微生物的數(shù)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(zhì)，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(dǎo)增大，所以電導(dǎo)損耗也增大，致使tanθ增大。
3.油的鉆度偏低使電泳電導(dǎo)增加導(dǎo)致tan咨值升高
新疆生產(chǎn)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(chǎn)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(nèi)，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(shù)增加。
4.熱油循環(huán)使油的帶電傾向增加導(dǎo)致tan占值升高
大型變壓器安裝結(jié)束之后，要進(jìn)行熱油循環(huán)干燥。一般情況下，制造廠供應(yīng)的新油，其帶電傾向很小，但當(dāng)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(jīng)過熱油循環(huán)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(nèi)所用的絕緣材料、油品及油的流速、溫度等因素有關(guān)，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(jù)其試驗結(jié)果提出，銅、鋁和鐵等金屬元素含量較高是油介質(zhì)損耗因數(shù)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(chǎn)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(dǎo)致其介質(zhì)損耗因數(shù)增大。
6.補充油的介質(zhì)損耗因數(shù)高
某變壓器，補充2.5t(約占總油量的10%)油后，測量其介質(zhì)損耗因數(shù)，在70℃時為5.29%，超過有關(guān)規(guī)程要求值。為查找原因，測試補充油的介質(zhì)損耗因數(shù)，其結(jié)果是在32℃時為5.75%，70℃時儀表指示超過量程無法讀數(shù)。有關(guān)規(guī)程規(guī)定，補充油的介質(zhì)損耗因數(shù)不大于原設(shè)備內(nèi)油的介質(zhì)損耗因數(shù)，否則會使原設(shè)備中油的介質(zhì)損耗因數(shù)增大。這是因為兩種油混合后會導(dǎo)致油中迅速析出油泥，使油的絕緣電阻下降，而介質(zhì)損耗因數(shù)增高。
(三)油介質(zhì)損增大的處理方法
通過對油的介質(zhì)損耗因數(shù)增大的原因分析并結(jié)合現(xiàn)場的處理經(jīng)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(jìn)行帶電處理。
對油進(jìn)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(xù)進(jìn)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(nèi)，吸附處理變壓器油的工作即可結(jié)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(jìn)行測試，對同一油樣要進(jìn)行重復(fù)測試時，必須重新更換油樣，以反映真實情況。
(5) 油處理系統(tǒng)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(yīng)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(cè)帶負(fù)荷，35kV側(cè)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(xiàn)象，運行溫度保持在30一60℃之間。為監(jiān)測變壓器運行期間絕緣的老化情況，先后進(jìn)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(yù)試時的值與同類合格產(chǎn)品差別甚遠(yuǎn)，己接近規(guī)定的下限。所以，該變壓器必須進(jìn)行檢修處理，否則將不能繼續(xù)使用。
2.故障檢查
為了查找故障，分別對變壓器進(jìn)行了無油、半充油和充滿油的試驗，同時對變壓器油進(jìn)行耐壓、介質(zhì)損耗率、含水量三個指標(biāo)的檢測。
從檢驗的數(shù)據(jù)可以看出，絕緣油含水量正常，擊穿電壓合格，只有介質(zhì)損耗率值略大，但未超標(biāo)。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(nèi)，不足以說明絕緣結(jié)構(gòu)存在局部缺陷。
為了作出明確判斷，對該變壓器進(jìn)行了吊罩檢查。變壓器器身及其他構(gòu)件均很清潔，未發(fā)現(xiàn)任何異物。同時對可能存在絕緣隱患的絕緣構(gòu)件進(jìn)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(zhì)損耗試驗說明在變壓器油中確實存在著某種帶電雜質(zhì)。膠粒的電泳電導(dǎo)或雜質(zhì)的雜質(zhì)電導(dǎo)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(zhì)損耗率增大，導(dǎo)致變壓器絕緣下降，甚至達(dá)到不能運行的程度。
3.對變壓器油的凈化處理
采用濾油機(jī)反復(fù)過濾并以活性氧化鋁高效吸附劑對變壓器油進(jìn)行凈化處理。壓力濾油機(jī)過濾油每隔24h進(jìn)行一次，共進(jìn)行了4次。在使用活性氧化鋁之前，先進(jìn)行了吸附效果的小規(guī)模試驗，以確定吸附劑用量，并且進(jìn)行了油品多項指標(biāo)的綜合考評，試驗表明效果明顯。
雜質(zhì)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(dāng)含水量正常時，可采用測量油體積電阻率的方法進(jìn)行評估。當(dāng)發(fā)生類似現(xiàn)象時，運用濾油機(jī)過濾油及以活性氧化鋁高效吸附劑凈化油，可使油的品質(zhì)提高。這是因為，過濾可以濾掉半徑較大的雜質(zhì)粒子和膠粒，而活性氧化鋁對油中的酸性組分及其氧化產(chǎn)物有很強的吸附功能，二者的聯(lián)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(xiàn)象
某110kv主變壓器(SFPS一6300/110)正常運行中輕瓦斯保護(hù)突然動作，發(fā)出信號，經(jīng)排氣處理后，取本體油進(jìn)行色譜分析未見異常，主變壓器繼續(xù)帶負(fù)荷運行，但當(dāng)日輕瓦斯保護(hù)多次動作，時間間隔約0.5h左右。停運后進(jìn)行絕緣試驗排除了絕緣受潮的可能，投運后進(jìn)一步詳細(xì)檢查，發(fā)現(xiàn)2號潛油泵泵體手感溫度明顯偏高，判斷為潛油泵負(fù)壓進(jìn)氣所致，停止2號潛油泵后，輕瓦斯保護(hù)動作問題解決。
2.故障原因分析
該變壓器采用強迫油循環(huán)內(nèi)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(jié)構(gòu)上有一分流循環(huán)冷卻油路，冷卻油路徑為油泵高壓油腔一電動機(jī)殼體一底部的深孔一底部濾網(wǎng)一下軸承~電動機(jī)定轉(zhuǎn)子腔~上軸承一油泵低壓油腔。對換下的潛油泵進(jìn)行解體檢查，發(fā)現(xiàn)泵體自循環(huán)冷卻油路有異物堵塞，在潛油泵底部濾網(wǎng)四周勃附較多的纖維雜質(zhì)，從而影響電機(jī)冷卻油路的暢通，造成電機(jī)運行中發(fā)熱，同時泵體深孔堵塞，在它的后面部分就會產(chǎn)生負(fù)壓區(qū)，一旦該區(qū)域密封不好，就會形成負(fù)壓進(jìn)氣。
要確定運行中潛油泵體內(nèi)是正壓還是負(fù)壓，可在泵運轉(zhuǎn)時旋松電機(jī)最下面一只排氣螺釘，如有油溢出為正壓，否則為負(fù)壓。
大型變壓器油量較多，進(jìn)氣后全部溢到氣體繼電器，但使之發(fā)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(yīng)從提高檢修質(zhì)量和巡回檢查兩方面以加強維護(hù)和監(jiān)督。
要注意提高潛油泵檢修質(zhì)量，當(dāng)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(fù)壓區(qū)密封點監(jiān)視，一旦有滲漏油，一定要盡快處理;密封橡膠件應(yīng)保證有彈性，表面光滑無傷痕，否則應(yīng)更新;機(jī)座、蝸殼、出線盒、后端蓋等止口密封處，應(yīng)無磕碰、劃傷、銹蝕等質(zhì)量缺陷，修整平滑，防止?jié)B漏;葉輪與軸承磨損嚴(yán)重時應(yīng)及時更換，在潛油泵運行前應(yīng)先將內(nèi)腔注滿變壓器油，并打開放氣塞將空氣排除后封好，要經(jīng)常用手試摸潛油泵電機(jī)殼體的表面溫度，一旦殼體溫度升高，有可能是泵體電機(jī)自循環(huán)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(jìn)水氫氣劇增的故障查找實例
1.故障現(xiàn)狀
某3200kVA、35kv主變壓器進(jìn)行周期性色譜檢查分析時發(fā)現(xiàn)，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(jīng)仔細(xì)檢查發(fā)現(xiàn)，變壓器防爆管玻璃安裝存在問題，內(nèi)有大量水銹，并成為變壓器油進(jìn)水渠道，色譜分析數(shù)據(jù)見表2-15。
表2-15 色譜分析數(shù)據(jù)(μL/L)
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項目 |
氫氣 |
甲烷 |
乙烷 |
乙烯 |
乙炔 |
總烴 |
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周期試驗 |
130.36 |
2.39 |
7.22 |
1.8 |
4.38 |
15.79 |
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上次數(shù)據(jù) |
11.17 |
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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(xué)反應(yīng)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(jìn)行油過濾，耐壓恢復(fù)到45kV。
分析認(rèn)為，由于該變壓器是一年前剛換入的合格新油，經(jīng)仔細(xì)檢查，發(fā)現(xiàn)防爆管玻璃安裝不嚴(yán)密，里面有大量水銹。處理后已正常運行，氫氣含量恢復(fù)正常。
(四) 變壓器油質(zhì)變差整體絕緣下降故障查找實例
1.故障現(xiàn)狀
某主變壓器本體主絕緣下降嚴(yán)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(zhì)tanθ值
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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 |
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第一年3月 |
預(yù)試 |
4 .634 |
第二年6月 |
第二次處理前 |
1.733 |
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第一年6月 |
追蹤 |
5.542 |
第二年10月 |
第二次處理前 |
0.713 |
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第二年2月 |
追蹤 |
4.839 |
第三年3月 |
預(yù)試 |
2.127 |
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第二年3月 |
第一次處理后 |
1.732 |
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油介質(zhì)損耗變大后，首先對主變壓器外觀進(jìn)行全面檢查，如套管和儲油柜等部位，看是否有外部進(jìn)水的跡象。檢查結(jié)果表明，該主變壓器密封良好，不存在進(jìn)水受潮的可能。又對絕緣油進(jìn)行了分析，其化學(xué)和物理性良好，說明絕緣油并未老化。但是，絕緣油的介質(zhì)損耗因數(shù)為4.839%，超出標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，說明絕緣油絕緣性能已變差。
根據(jù)以上情況采取了以下措施:首先進(jìn)行濾油，之后測量絕緣油的絕緣性能，發(fā)現(xiàn)仍未好轉(zhuǎn)。最后又采用FY一6000式分子濾油機(jī)進(jìn)行濾油，濾油結(jié)束后，發(fā)現(xiàn)油機(jī)的988吸附劑變黑。再測量絕緣油的絕緣性能，介質(zhì)損耗變?yōu)?0℃時的1.732%，可見主變壓器本體絕緣已恢復(fù)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(zhì)損耗因數(shù)(90℃時)也趨于穩(wěn)定。
2.故障原因分析
該主變壓器是由于含極性物質(zhì)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(zhì)醇酸樹脂而引起絕緣油絕緣下降，導(dǎo)致主變壓器本體的絕緣性能下降。因為當(dāng)含有極性物質(zhì)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(zhì)會發(fā)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(zhì)損耗上升。雖然絕緣漆在出廠前經(jīng)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。
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