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【摘 要】针对近年来大量超高压、高参数和大容量电力设备投入运行，对电力用油运行维护要求越来越高，许多运行年久的电力设备面临绝缘老化等问题，本文就大型电力变压器现场油务工作的一些技术性认识问题进行了分析和探讨。
【关键词】变压器；绝缘；油务工作；介损处理
0.引言
充油式电力变压器主要采用油一纸组合绝缘结构，作为绝缘、散热和熄弧介质的绝缘油，其品质的优劣直接关系到变压器的安全可靠运行和使用寿命，现场油务工作是大型电力变压器现场安装和检修作业的重要组成部分，特别当前一些进口或合资的大容量电力变压器是按30年免维护要求设计制造的，其绝缘的处理要求是极其苛刻的，对安装或检修现场油务工作提出了更高的要求。现场油务工作的范畴包括油的监督、油的净化和油的再生三个方面，本文就大型电力变压器现场油务工作的一些技术性认识问题进行了比较深入的分析和探讨，供同行参考。
1.合理安排油中溶解气体分析（DGA）试验
根据油中乙炔气体产生的机理（在热和电故障情况下变压器油分解产生乙炔），基于绝缘油在正常状态下不可能有任何乙炔气体产生的共识。绝缘油含有乙炔即使是痕量亦应引起高度重视，尤其是超出注意值范围。油中存在乙炔气体说明至少绝缘油中已发生过放电或过热现象。但是油中含有乙炔气体，并不能代表变压器本体中肯定已发生过热或放电故障。为防止误判断，新装变压器应对出厂试验前后DGA试验报告、现场油务处理、交接试验等各个环节，检修变压器则应对停运前最近DGA分析报告、修前试验前后DGA试验报告、现场油务工作、预防性试验等各个环节，结合电气试验、油质检测分析以及设备运行、安装（检修）、试验等情况进行综合分析，避免DGA诊断结果造成误解，甚至可能造成因查找故障原因带来不必要的人力、物力和财力浪费。 变压器停运检修前应取油样做DGA试验，作为检修前后的对比基准，若发现油中存在乙炔气体，在检修阶段应用高真空滤油机将油中存在的乙炔气体处理干净。
虽然乙炔气体含量的检测由于取样、脱气等方法的改进，其检测精度已达到0.1X10-6μL/L-1以下。但某些情况下绝缘油分解产生的乙炔气体同变压器由于过热和放电故障产生的乙炔气体在技术上无法分离，在数值上也没有区分界限，为防止误判断，只能结合电气试验、油质检测分析，从变压器出厂试验前（停运检修前）开始到变压器投运前后的各个环节进行综合分析，以变压器出厂试验前的DGA原始数值为起始基准值进行”跟踪”，观察油中乙炔含量的发展趋势，对检测到的乙炔气体含量值作出准确的判断，制定出适当的处理方法，避免诊断结果造成不必要的误解和浪费。
2.真空注油、热油循环及静置工艺的重要性
真空注油的目的在于通过对变压器抽真空、彻底排出油箱内部的空气和器身绝缘表面的水气，然后在真空状态下注入变压器油。真空注油后通过热油循环达到对器身绝缘进一步驱潮的目的，热油循环是大型变压器彻底清除绝缘材料浅层水分的最后环节。为破坏油一纸中水分的暂时平衡，促进器身绝缘中的水分向油中迁移，在不致使绝缘油劣化和绝缘材料老化的前提下，应尽可能提高热油循环的油温，滤油机加热器温控器可设置在70-75°C，但不得超过80°C。同时考虑到油的流动可加速平衡，为促使油在箱体内部流动，油流进出口应对角布置；强迫循环冷却变压器在热油循环干燥过程中应定期启动潜油泵。另外滤油机进口应接于位于变压器油箱最底点处阀门，以便通过热油循环过滤出油箱底部沉积的油泥、游离水和杂质。
注油后的变压器，静置足够时间（220kV变压器48h以上，500kV 72h以上）后方能进行相关电气试验，这是因为绝缘材料的浸透程度与绝缘材料的厚度、绝缘油的温度、浸油的时间有关。如30mm、200mm x200mmm，中心孔Ψ10的层压纸板，20°C常温浸油需80多个小时浸透，90°C时需16小时浸透，而浸透程度越好，放电的可能性越小，因此一定要有足够的静置时间。同时静置过程中应定期通过放气塞将油箱内部的残余气体排净。
3.重视油中金属含量的检测
由于变压器为金属与绝缘材料的组合体，油中难免或多或少含某些金属元素，铜、铁等溶融状态的金属含量不仅会使变压器绝缘下降，还会对变压器油的氧化起到催化作用，导致油发生酸性氧化和析出油泥，酸性氧化物会腐蚀金属，促使油中金属含量增多，加速油的氧化、导致其介损增已成为变压器故障预防、分析及诊断和提高运行可靠性的首要工具，《电力设备预防性试验规程》（L/T596-1996）将其列为32项电力变压器试验项目的首项，但是油中金属含量尤其铜、铁含量尚未引起变压器专业工作人员的足够的重视，国标或行业标准也没有就变压器油中金属含量作出相关规定。油中金属含量已可采用电感祸合等离子体发射光谱法进行检测，建议将油中金属含量列人交接试验项目中，虽然目前对油中金属含量作出一限定标准值还有困难，但这些数据和变化趋势无疑对设备故障分析诊断可以提供重要参考，同时亦可为以后行业制定变压器油中金属含量限值积累数据和经验。
4滤油机配里在线监测装里
现场变压器油处理后、为了检测处理后的绝缘油是否符合标准要求，要经过试验油样送至油样检测部门和油样进行化验，若油样检测结果不合格需重新进行净化处理，处理结束静置后再次取样送检，直至合格，这种状况不仅浪费人力、物力和财力而且效率很低，严重影响整个安装或检修作业的进度。为了提高工作效率，建议在真空滤油机上配置在线油中含水/气量检测仪，使现场油务工作人员能及时掌握处理中绝缘油的含水、气量这两项关键油质指标，化被动为主动，一方面可避免将处理末达标的变压器油取样送出检测，另一方面又可避免实际已达标的变压器在盲目不断净化过程中导致油质老化。目前已有可配置在真空滤油机上随机测量绝缘油含水量和含气量的装置，如MICAFIL公司VZ-210型油中气体含量在线连续监测装置可直接安装在真空滤油机上，可在线随时测量油中含水量和含气量，施工现场油务人员可随时动态掌握正在处理的绝缘油状况，十分便捷。
5.小结
综上所述大容量电力变压器油务处理并不是整个变压器安装或检修工作过程单一孤立的一项作业，要求我们从变压器整个寿命周期的全过程来管理现场油务工作，要求油务工作人员具备扎实的专业理论知识和现场经验，不应只停留在机械地执行相关行业规程上，而应熟悉领会相关行业标准的精髓，并能结合实际以科学的方法进行绝缘油的监督、净化和再生，把全过程油务管理工作作为整个变压器绝缘监督管理的一条主线，进一步提高油务工作管理的水平。
【参考文献】
[1]邬家义.高介质损耗绝缘油及其净化处理.变压器[J].1992，29（11）：30～32.
[2]GBJ148-1990，电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规程[S].
[3]DL/T722-2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].
【关键词】变压器；绝缘；油务工作；介损处理
0.引言
充油式电力变压器主要采用油一纸组合绝缘结构，作为绝缘、散热和熄弧介质的绝缘油，其品质的优劣直接关系到变压器的安全可靠运行和使用寿命，现场油务工作是大型电力变压器现场安装和检修作业的重要组成部分，特别当前一些进口或合资的大容量电力变压器是按30年免维护要求设计制造的，其绝缘的处理要求是极其苛刻的，对安装或检修现场油务工作提出了更高的要求。现场油务工作的范畴包括油的监督、油的净化和油的再生三个方面，本文就大型电力变压器现场油务工作的一些技术性认识问题进行了比较深入的分析和探讨，供同行参考。
1.合理安排油中溶解气体分析（DGA）试验
根据油中乙炔气体产生的机理（在热和电故障情况下变压器油分解产生乙炔），基于绝缘油在正常状态下不可能有任何乙炔气体产生的共识。绝缘油含有乙炔即使是痕量亦应引起高度重视，尤其是超出注意值范围。油中存在乙炔气体说明至少绝缘油中已发生过放电或过热现象。但是油中含有乙炔气体，并不能代表变压器本体中肯定已发生过热或放电故障。为防止误判断，新装变压器应对出厂试验前后DGA试验报告、现场油务处理、交接试验等各个环节，检修变压器则应对停运前最近DGA分析报告、修前试验前后DGA试验报告、现场油务工作、预防性试验等各个环节，结合电气试验、油质检测分析以及设备运行、安装（检修）、试验等情况进行综合分析，避免DGA诊断结果造成误解，甚至可能造成因查找故障原因带来不必要的人力、物力和财力浪费。 变压器停运检修前应取油样做DGA试验，作为检修前后的对比基准，若发现油中存在乙炔气体，在检修阶段应用高真空滤油机将油中存在的乙炔气体处理干净。
虽然乙炔气体含量的检测由于取样、脱气等方法的改进，其检测精度已达到0.1X10-6μL/L-1以下。但某些情况下绝缘油分解产生的乙炔气体同变压器由于过热和放电故障产生的乙炔气体在技术上无法分离，在数值上也没有区分界限，为防止误判断，只能结合电气试验、油质检测分析，从变压器出厂试验前（停运检修前）开始到变压器投运前后的各个环节进行综合分析，以变压器出厂试验前的DGA原始数值为起始基准值进行”跟踪”，观察油中乙炔含量的发展趋势，对检测到的乙炔气体含量值作出准确的判断，制定出适当的处理方法，避免诊断结果造成不必要的误解和浪费。
2.真空注油、热油循环及静置工艺的重要性
真空注油的目的在于通过对变压器抽真空、彻底排出油箱内部的空气和器身绝缘表面的水气，然后在真空状态下注入变压器油。真空注油后通过热油循环达到对器身绝缘进一步驱潮的目的，热油循环是大型变压器彻底清除绝缘材料浅层水分的最后环节。为破坏油一纸中水分的暂时平衡，促进器身绝缘中的水分向油中迁移，在不致使绝缘油劣化和绝缘材料老化的前提下，应尽可能提高热油循环的油温，滤油机加热器温控器可设置在70-75°C，但不得超过80°C。同时考虑到油的流动可加速平衡，为促使油在箱体内部流动，油流进出口应对角布置；强迫循环冷却变压器在热油循环干燥过程中应定期启动潜油泵。另外滤油机进口应接于位于变压器油箱最底点处阀门，以便通过热油循环过滤出油箱底部沉积的油泥、游离水和杂质。
注油后的变压器，静置足够时间（220kV变压器48h以上，500kV 72h以上）后方能进行相关电气试验，这是因为绝缘材料的浸透程度与绝缘材料的厚度、绝缘油的温度、浸油的时间有关。如30mm、200mm x200mmm，中心孔Ψ10的层压纸板，20°C常温浸油需80多个小时浸透，90°C时需16小时浸透，而浸透程度越好，放电的可能性越小，因此一定要有足够的静置时间。同时静置过程中应定期通过放气塞将油箱内部的残余气体排净。
3.重视油中金属含量的检测
由于变压器为金属与绝缘材料的组合体，油中难免或多或少含某些金属元素，铜、铁等溶融状态的金属含量不仅会使变压器绝缘下降，还会对变压器油的氧化起到催化作用，导致油发生酸性氧化和析出油泥，酸性氧化物会腐蚀金属，促使油中金属含量增多，加速油的氧化、导致其介损增已成为变压器故障预防、分析及诊断和提高运行可靠性的首要工具，《电力设备预防性试验规程》（L/T596-1996）将其列为32项电力变压器试验项目的首项，但是油中金属含量尤其铜、铁含量尚未引起变压器专业工作人员的足够的重视，国标或行业标准也没有就变压器油中金属含量作出相关规定。油中金属含量已可采用电感祸合等离子体发射光谱法进行检测，建议将油中金属含量列人交接试验项目中，虽然目前对油中金属含量作出一限定标准值还有困难，但这些数据和变化趋势无疑对设备故障分析诊断可以提供重要参考，同时亦可为以后行业制定变压器油中金属含量限值积累数据和经验。
4滤油机配里在线监测装里
现场变压器油处理后、为了检测处理后的绝缘油是否符合标准要求，要经过试验油样送至油样检测部门和油样进行化验，若油样检测结果不合格需重新进行净化处理，处理结束静置后再次取样送检，直至合格，这种状况不仅浪费人力、物力和财力而且效率很低，严重影响整个安装或检修作业的进度。为了提高工作效率，建议在真空滤油机上配置在线油中含水/气量检测仪，使现场油务工作人员能及时掌握处理中绝缘油的含水、气量这两项关键油质指标，化被动为主动，一方面可避免将处理末达标的变压器油取样送出检测，另一方面又可避免实际已达标的变压器在盲目不断净化过程中导致油质老化。目前已有可配置在真空滤油机上随机测量绝缘油含水量和含气量的装置，如MICAFIL公司VZ-210型油中气体含量在线连续监测装置可直接安装在真空滤油机上，可在线随时测量油中含水量和含气量，施工现场油务人员可随时动态掌握正在处理的绝缘油状况，十分便捷。
5.小结
综上所述大容量电力变压器油务处理并不是整个变压器安装或检修工作过程单一孤立的一项作业，要求我们从变压器整个寿命周期的全过程来管理现场油务工作，要求油务工作人员具备扎实的专业理论知识和现场经验，不应只停留在机械地执行相关行业规程上，而应熟悉领会相关行业标准的精髓，并能结合实际以科学的方法进行绝缘油的监督、净化和再生，把全过程油务管理工作作为整个变压器绝缘监督管理的一条主线，进一步提高油务工作管理的水平。
【参考文献】
[1]邬家义.高介质损耗绝缘油及其净化处理.变压器[J].1992，29（11）：30～32.
[2]GBJ148-1990，电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规程[S].
[3]DL/T722-2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].