1 变压器油劣化的危害
变压器在电厂输送电环节起着举足轻重的作用。变压器线圈及绝缘材料浸泡在变压器汕中，变压器油的品质好坏直接影响着变压器的使用寿命。变压器汕在变压器中的主要作用为绝缘、散热 冷却以及灭弧支充油变压器投入运行后，变压器 油会受到空气中的氧气、工作温度、电场、电弧及 水分、杂质和金属催化剂（铜、铁材料）等各种外界 因素的影响而逐渐被氧化变质。随着氧化程度的 加深，汕中逐渐会生成各种酸及酸性物质，当油中同时含有低分子有机酸和水分时，就提高了油品 的导电性，明显降低了设备的电绝缘水平,缩短了 设备的使用寿命。另外，油中的酸性物质还会 使设备构件中使用的铜、铁等金属材料腐蚀生成 各类金属盐，这些盐又进一步加速油的氧化，生成 更多的酸性物质,最终造成绝缘油的深度劣化，产 生油泥并黏附在绝缘材料、变压器壳体边缘的壁 上，或沉积于循环油道、冷却散热片等地方，不仅 严重影响散热，引起线圈局部过热，使变压器工作温度升高，降低设备额定出力，而且加速固体绝缘 材料老化和收缩，造成变压器丧失吸收冲击负荷的能力。
2 造成变压器油劣化的因素
造成变压器油劣化的因素分为2种：一是不能改变或控制的因素，比如设备中存在的铜铁材料、电场、放电电弧等原因造成的劣化;二是可以 控制的因素，比如氧气、水分、温度、催化剂（油品 自身的酸性氧化产物）。在实际工作中，监督人员 能做的就是将可控因素控制在较低的水平，减缓 油品的劣化.
a）氧。氧是变压器油劣化的根本原因。油中的 氧主要来源于空气。变压器投入运行前，即使使用 高真空脱气法给主油箱注油，也不能将油中的氧完 全去除。另外,变压器中绝缘材料之一的纸纤维素 在热的作用下发生裂解反应的过程中也会产生氧 气。而变压器油被氧气氧化后,生成醛、酮和有机酸 等，使油的酸值和黏度增大,一方面会使变压器油 的散热性能变差，另一方面其中的酸性产物又会加 速油质的氧化和劣化。
b）水分。水分是危害变压器安仝可靠运行的 重要因素，它不仅可以降低绝缘纸和绝缘油的电气 强度，而且还是变压器油发生氧化反应的催化剂，加速绝缘油和绝缘纸的劣化速度。油中的水分有3 种来源：一是大气中的湿气从设备外部侵入油中。 对于开放式变压器而言，它的呼吸管仅通过一个干 燥器（内装吸湿变色硅胶）和大气相通，当硅胶失效 后就失去了应有的吸湿作用。当环境温度下降时， 水分在呼吸管周围形成环状水膜,通过毛细管作用 沿呼吸管进入变压器。二是纤维素吸附的水分在一 定温度卜释放到油中。变压器绝缘系统的总湿度由 纤维素和液体中的水分含量决定，水分在两者之间 处于动态的平衡状态。温度增加时,水在绝缘汕中 的溶解度增加,水分就会从绝缘纸中转移到绝缘油 中，温度降低时,水分又会从绝缘油中转移到绝缘 纸中，但水分从液体介质流动到绝缘纸的速度相当 缓慢。W此，绝缘汕冷却期间的含水量高于加热期 间。三是纤维素的老化产物。固体绝缘的主要成分 是纤维素，其降解过程包括一系列复杂的化学反 应，伴随着纤维素长链的断裂,生成的气体、水分以 及吠喃化合物在绝缘油、绝缘纸以及油面的气体中 达到动态平衡。
c）运行油温。温度是变压器油发生氧化反应 的加速剂。油与氧的化学反应速度取决于变压器运 行时的工作温度。一般变压器的主要绝缘是A级 绝缘，规定最高使用温度是105 t（变压器工作时 本身的温度与当天的环境温度相加），变压器运行 中绕组的温度要比上层油温高10-15七。变压器长 时间在温度很高的情况下运行,会缩短内部绝缘纸 板的寿命，使绝缘纸板变脆，发生破裂，失去应有的 绝缘作用，造成击穿事故。对绝缘油而言也会加速 汕的劣化。如果油温在75七时,5 d时间就能与氧 发生反应，而汕温在50七时,该反应则需要几个月 的时间。即油温越高，与氧的反应速度越快。
d）油的老化产物。老化产物会使变压器油的 劣化发生链式反应。变压器油在热、氧、水分和电场 等的作用下慢慢老化，使油中低分子有机酸等氧化 产物增多,不但腐蚀设备、降低油的绝缘性能,而且 会使氧化反应速度加快，加速油品劣化。
以上各种因素互相促进，互相影响，一旦氧化 开始就很难抑制，最终导致绝缘油失去应有的效 能，所以要加强油品各项指标的监督，尤其是要加 强对水分、酸值、界面张力和介质损耗因数等指标 的监督，发现指标变化,注意跟踪分析,适当控制， 从而减缓反应速度，延长汕品使用寿命，降低维护 费用,提高变压器运行的可毫性。
3变压器油的防劣化措施
多年来，阳城国际发电有限责任公司（以下简 称“本公司”）油务管理人员严格执行国家标准，建 立设备管理档案，开展日常监督工作，按规定的检 验项目和周期进行油品的取样、化验、分析比较，一 有异常,会很快缩短取样化验的周期,跟踪分析，及 时掌握油品的变化趋势,并尽快进行净化处理。同 时依据分析结果，采取了许多行之有效的处理措 施，减缓「变压器汕的劣化。
3.1变压器油氧化初期的处理
针对初期氧化裂变的变压器汕，可通过吸附再 生+抗氧化剂的再生处理法，能有效防止变压器油 进一步劣化。
a）超高压主变压器油变色。某年7月份一次 变压器油色谱分析例行监督取样时发现,本公司1 台500 kV的超高压主变压器油由浅黄色变成了桔 红色。按照规定，该电压等级变压器油的色谱分析 周期为3个月，说明最多3个月的时间，油品的颜 色就发生了明显的变化。于是，油化验监督人员又 增做了界面张力、运动黏度、水分、体积电阻率、介 质损耗因数、抗氧化剂含量等分析试验项目，还做 了变压器油的耐压试验和电气性能试验。从试验结 果看，除了该油的体积电阻率较低，介质损耗因数 达到了0.028外，其他油质指标仍处于合格范围， 且和上一次试验结果相比无明显增大。将油样送到 西安热工研究院有限公司检测后发现,油中基本不 含抗氧化剂，并且有少量油泥产生,说明该油已经 开始有轻微的老化。针对这种情况，西安热工研究 院有限公司技术人员通过试验室再生处理试验和 抗氧化剂感受性试验等一系列小型实验室模拟试 验,最终确定了针对性强、可实施性强的油处理方 案。因运行油补加抗氧化剂应在设备停运或检修时 进行，添加前应先清除设备和油中的油泥、水分和 杂质，且油耐压试验合格（对于新油、再生油，T501 抗氧化剂的质量分数应不低于0.3%~0.5%,且补加 时，油的水溶性酸pH值不低于5.0）,故先用板式 滤油机和真空滤油机串联，对油进行净化再生处 理，待油质达标后，再添加0.3%的T501抗氧化剂。 添加抗氧化剂，要在50七卜配制成含5%~10%的 油溶液，然后通过真空滤油机将其加入循环状态的 设备油1卜并混合均匀.以防药剂过浓导致未溶解的 药剂沉积在设备内。添加后，油的理化性能和电气 性能等各项指标优于处理前的变压器油。
b）油的再生处理。再生处理采用吸附再生法（采用西安热工研究院有限公司变压器油再生滤 元），再生过程中要注意以下事项:一是做好滤油机 机油污染绝缘油的预防措施，尤其对输油管路脱落 造成大量绝缘油泄漏的情况，要做好预防措施;注 汕工作要在天气良好的情况下进行，工作过程中要 做好降雨的预防措施,避免由于降雨造成绝缘汕湿 度增大，影响变压器的绝缘强度；保证工作范围内 整洁干净。二是严格保证整个汕系统密封,所有汕 管路及抽真空管路不应使用胶管，注油前必须认真 检查输油管道，保证注汕管道没有气泡；所有绝缘 汕必须通过真空滤油方式注入变压器。三是对变压 器中汕进行处理时，同时启动潜油泵，使汕在变压 器本体、汕枕以及散热器中进行大循环,以便对变 压器内部可能存在的油泥进行冲洗。四是采取再生 与真空净化串联联合处理工艺进行处理，再生机温 度控制在50七左右，真空机温度控制在60t左 右；净化再生的过程中要取样化验,监督油品的水 分和体积电阻率合格。五是制作中间汕罐。中间油 罐彻底清理干净,准备适量的变压器油在汕罐中用 真空滤汕机进行循环再生，同时冲洗吸附再生系统 及油管路。六是将中间油罐中的油处理好后,静置， 用于配制抗氧剂母液。七是本次计划添加完成后， 油中抗氧化剂质量分数在0.3%左右，考虑到可能 在添加I的过程中会有所损失，所以配制时按照0.35% 的质量分数考虑T501的消耗量。启动加热装置，将 汕加热至50-55七，将已称好的抗氧化剂从油罐顶 部法兰口缓慢加入，封闭顶部法兰盘,利用油罐与 真空滤油机的内循环，将抗氧化剂充分溶解。待氧 化剂充分溶解后,缓慢地操作阀门，让绝缘油母液经 真空滤油机进入主变压器本体再生好的变压器油中 循环均匀。保持热油循环3个周期，之后取油样进行 全分析和色谱分析。
注入抗氧化剂之前，对变压器油取样分析。注 入抗氧化剂后，静置24 h后取样分析，变压器投运 前再次取样化验，监督油质的变化情况。当变压器 投入运行1d、3d和7d后，都要进行取样分析。经 取样分析可知，处理后的汕酸值、介损值得到大幅 度降低，汕的界面张力和体积电阻率大幅度提高,无油泥与沉淀物，达到新油标准,T501抗氧化剂质量 分数在0.33%左右，满足超高压变压器的运行要求。
C）试运行1a后，色谱分析和油质全分析结果 显示，油品的各项指标都保持合格、良好。于是，本公司油化验和电气人员利用机组检修的机会,采用 此方法对其他5台机组的主变压器油进行了同样 的处理。以最先处理的变压器油为监测对象,连续 收集介质损耗因数值近10 a,结果显示介损值维持 在0.005左右，远低于国标要求的0.020,当遇有介 损值升高的情况就及时对油进行真空净化处理，使 其保持在优良的水平。
3.2 开放式油枕的改造
将开放式油枕改造为胶囊式汕枕，能有效降低 油中含气量，隔绝氧气对变压器汕的影响。本公司 主变压器是德国西门子的TFUM88657型变压器， 电压等级500 kV,为开放式变压器。变压器油通过 呼吸器直接和大气相通,外界的空气和潮气极易进 入油中，使油加速氧化和老化。结合主变压器多年 的实际运行情况，油中水分含量逐年升高，含气量 更是远远超过国标要求的3%经过技术部门多次 研究决定，对汕枕进行改造，将开放式油枕改造为 胶囊式油枕。胶囊式油枕就是在油枕的油面上部放 一个胶囊,把油与大气隔开。胶囊通过连管和装满 吸湿硅胶的呼吸器和大气相通，通过胶囊的收缩来 吸收变压器温度升高时油的膨胀。这样一来，变压 器油和空气的接触机会就减少了。改造后设备运行 稳定,油中含气量明显下降。改造前,油中含气量基 本维持在7%~8%, 2016年3月份改造完毕后，油中含气量降为1.32%,同年7月份，变为1.92%,2017 年T月份,变为1.79%,2018年11月的测定值是1.28%。说明改造非常成功，变压器油含气量得到了 有效控制，能有效防止空气和外界的湿气等进入变压器内部，油的氧化速度大幅度降低。
3.3 控制运行油的水分含量和介质损耗因数
水分是油品发生氧化作用的主要催化剂,必须 将其控制在最低水平。除了做好3个月1次的水分 含量分析和色谱分析外，更要做好介质损耗因数的 监测。介质损耗因数是判断油品是否发生劣化、生成极性杂质的最敏感的项目。如果水分和介损值任 何一个有变大的趋势，就必须利用设备大小修机会 进行真空脱水或净化处理。另外，汕品取样选择在 天气干燥晴朗的时候进行,并且严格按照《取样方 法》规定操作，以防水分和杂质进入油箱。
3.4 严格控制变压器油的运行温度
温度是油发生氧化作用的主要加速剂，油与氧的化学反应速度取决于变压器运行时的温度。本公司超高压变压器的冷却方式是强迫油循环风冷,变 压器带电联锁启动潜油泵，当运行油温超过50度时启动第一组冷却风扇，当温度超过55七时启动 第二组冷却风扇，使变压器油始终工作在50-55之间。设备每一次检修，设备维护人员都会认真检 查冷却风扇和潜油泵是否有潜在故障，及时处理异 常,确保变压器运行时能正常投运。
3.5 变压器发生异常后检测变压器油指标变化
变压器的主要保护动作之后也要对变压器油 进行取样分析。通过色谱分析来监测特征气体含量，通过测定水分、酸值、水溶性酸、耐压值和介损 值，分析变压器油是否发生劣化,是否需要真空脱气脱水、再生处理或更换新油。
4 结束语
在变压器运行中，要加强对变压器油的监测与 维护,重点加强对介损值、水分、含气量、运行温度、 酸值、电阻率等指标的监测，发现异常，及时采取科 学的防劣措施，以有效减缓变压器油的老化速度， 延长油和设备的使用寿命，保证设备安全稳定健康地运行。
版权声明：本文章版权归原作者所有，由www.zbqinrun.com整理分享。