怎么样检测变压器油中微量水分的状态
变压器油中微水的状态,变压器在运输、贮存、使用过程中都可能由外界进入或油自身氧化产生水,产生的水分会以下列状态存在：一是游离水。二是度细微的颗粒溶于水。三是促使绝缘纤维老化,绝缘纤维的分子是葡萄糖(C6H12O6)分子,水分进入纤维分子后降低其引力,促使其水解成低分子的物质,降低纤维机械强度和聚合度。
目前电力变压器不仅属于电力系统重要的和昂贵的设备之列,而且也是导致电力系统事故多的设备之一。变压器在发生突发性故障之前,绝缘的劣化及潜伏性故障在运行电压的作用下将产生光、电、声、热、化学变化等一系列效应及信息。因此,国内外不仅要定期做以预防性试验为基础的预防性维护,而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性维护策略,以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷[1-4]。变压器绝缘油中微水的含量也是确定变压器绝缘质量的参数。变压器在线智能诊断设备能够自动采集、分析油中微水的含量并得出故障原因,提供解决方案,使用户及时解决变压器中存在的隐患,防止事故发生。
1、变压器油中微水的状态及危害
变压器在运输、贮存、使用过程中都可能由外界进入或油自身氧化产生水,产生的水分会以下列状态存在:一是游离水。多为外界入侵的水分,如不搅动不易与水结合。不影响油的击穿电压,但也不允许,表明油中可能有溶解水,立即处理。二是度细微的颗粒溶于水。通常由空气中进入油中,急剧降低油的击穿电压。介质损耗加大,真空滤油。三是乳化水。油品精炼不良,或长期运行造成油质老化,或油被乳化物污染,都会降低油水之间的界面张力,如油水混合在一起,便形成乳化状态。加破乳化剂。其危害:一是降低油品的击穿电压。100～200mg/kg击穿电压大幅度降至1.0kV,油中纤维杂质易吸收水分,在电场作用下,在电间形成导电的“小桥”,因而容易击穿。二是使介质损耗因数升高。悬浮的乳化水影响大,不均匀。三是促使绝缘纤维老化,绝缘纤维的分子是葡萄糖(C6H12O6)分子,水分进入纤维分子后降低其引力,促使其水解成低分子的物质,降低纤维机械强度和聚合度。实验证明,120℃,绝缘纤维中的水分每增加1倍,纤维的机械强度下降1/2,当温度升高,油中的水增加,纤维的水降低,温度降低,则相反。因此,应监视油中的微水,进而监视绝缘纤维的老化。四是水分助长了有机酸的腐蚀能力,加速了对金属部件的腐蚀。综上所述,油中含水量愈多,油质本身的老化、设备绝缘老化及金属部件的腐蚀速度愈快,监测油中水分的含量,尤其是溶解水的含量十分必要。
2、变压器绝缘油中微水的测试方法
评估绝缘材料中的湿度,是确保变压器可靠性和使用寿命的一个重要因素。绝缘油中的湿度在不断地变化,因而可能对质量造成不利影响。另外,大部分湿度分布在绝缘纸中。湿度会影响固体和液体绝缘材料的介电击穿强度,并影响纤维素绝缘材料的老化速度以及过载期间的气泡形成倾向。环境温度、负载、老化、泄漏以及其他因素会引起湿度的不断变化。因此,随着变压器温度的循环变化,需连续监视和诊断。这对过载或峰值负载的变压器更有必要。变压器绝缘系统中的总湿度由纤维素和液体中的水分含量决定。绝缘纸和绝缘油中的湿度关系仅取决于温度。当温度增加时,水在绝缘油中的溶解性(溶液含水能力)增加,水分会从绝缘纸转移到绝缘油中。当温度降低时,这一过程则会反向进行,但水分从液体介质流动到固体绝缘材料的速度相当缓慢。因此,绝缘油冷却期间的含水量高于加热期间。因此,要准确掌握变压器中的湿度分布,必须知道设备在其热循环中所处的位置。要通过监视液体介质中的水分含量了解绝缘纸的真实湿度,变压器必须处于相对稳定的温度状态。
绝缘油中水分的相对饱和度需要标准化,因绝缘油中的湿度与温度变化紧密相关,并且在变压器主箱中存在一定的温度梯度(通常箱的顶部温度要高于底部)。要完成标准化,专家系统分析需推断底部的相对饱和度百分数。可通过采用传感器报告的温度和其采样位置获得。该分析假定变压器顶部温度比底部温度高出10℃。如采用顶部或底部之外的位置作取样点,则必须指定温度偏差。通过湿度的相对饱和度以及具体测量温度,专家系统将以一定相对饱和度百分数作绝缘纸湿度的计算结果。必须注意,该计算只基于单次测量的结果信息,可能未反映出绝缘纸真正的湿度浓度,特别是在变压器刚经历剧烈的温度变化后。如果专家系统确定变压器处于平衡状态(绝缘纸既不释放也不吸收湿度),则计算第2个相对饱和度百分数,该饱和度为变压器处于平衡状态时的近30次相对饱和度百分数测量结果的平均值。前面记录的温度和变化决定了是否存在平衡的判断标准。有4种可用警报。湿度警报显示时以“P”作*字符。第2个字符为0~3的数字。P0警报表示传感器故障。P1警报表示未执行分析。P1、P2和P3警报均依赖于相对饱和度百分比。警报的条件:1为绝缘油湿度的相对饱和度百分比≥50,但<75;2为绝缘油湿度的相对饱和度百分比≥75。
