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【摘 要】 降低变压器绝缘油含气量及微水是变压器安装过程中重要的环节，也是体现变压器安装质量的重要指标。控制油温及增加抽真空时间等方法，是有效降低变压绝缘油含气量及微水的途径。
【关键词】 变压器;绝缘油;含气量;微水
【Abstract】 Reduce the transformer insulating oil containing gas and watery is an important aspect， but also reflects an important indicator of the quality of the transformer installed. Methods such as control of oil temperature and increase vacuum time are effective ways of reducing transformer insulating oil gas content and watery.
【Key Words】 transformer insulating oil gas content watery
一、引言
高压变压器经较长时间充氮运输及保存后，安装前将油罐中绝缘油用真空滤油机进行脱气、脱水处理;待各项指标合格后，开始注油，注油方式采用真空注油;注油完毕后，用真空滤油机进行热油循环，再进行脱气、脱水处理;最终使绝缘油中含气量及微水符合国家及现场安装标准。但是，在进行油处理时，往往忽略了变压器在经过较长时间充氮存放后所产生的负面效应，如果能针对这些负面效应采取针对措施，将能进一步降低绝缘油中含气量及微水。
二、含气量及微水过高对变压器电气性能的影响
变压器绝缘油中微水及含气量会对变压器绝缘油耐压强度产生较大影响，水份在变压器油中以3种形式存在：沉积、溶解和结合。油中含水量越小，工频击穿电压越高。水份增加，油浸纸击穿电压值呈曲线迅速下降，当含水量为3%时，其耐电强度约下降10%;气体在油中的溶解度具有饱和临界值，在25℃和一个大气压下，可溶解10.8%（体积）的空气。所以油中气体在一定条件下会超出饱和溶解量而析出气泡。不少文献介绍，由于高电场区存在气泡，可使油的绝缘强度降低2/3。当小气泡附着在绕组表面逐渐形成大气泡而突然向上浮动时，经高电场区域，可能引起局部放电，并且含气的油在发生局部放电时还会产生二次气泡，进一步危害绝缘，甚至发生闪络。绝缘油在温度的作用下，如果在接触空气中的氧气，会发生热（氧）老化。老化的结果除产生水之外，还生成酸和油泥等。油泥沉积在绕组和铁芯等的表面，会影响冷却效果、也会降低绝缘强度。
三、含气量及微水过高原因分析及应对措施
由于变压器内部绝缘物质内、内部构件死角及包扎不严实处有许多细微的毛孔，长期充氮存放的变压器，会导致气体进入，排氮后导致一定量的气体残存，如果采用无真空注油排氮或半真空注油排氮方法，将会导致绝缘油渗透上述细微的毛孔内，从而将内部残存气体压向更深处，给以后通过热油循环携带出气体带来困难。同时，长时间存放的变压器由于周围环境影响，或存放时间较长而导致其内部残油发生变化，发生轻微的受潮及产生微量气体，注油后导致水份和气体溶于绝缘油，增加绝缘油中含气量及微水。
在变压器安装过程中，采用自然排氮或真空注油排氮，会避免将内部残存气体压向毛孔最深处，降低热油循环带出气体的难度;在注油前，进行较长时间的真空处理（一般情况下，真空处理48h及以上），这样使毛孔及死角的残存气体和潮气具备了被抽出的时间和条件，同时，适当的提高热油循环的温度及真空度，对排除气体和潮气将起到很好的作用。
四、变压器安装过程降低绝缘油含气量及微水的实践
宁德核电站500KV主变压器结构为钟罩式单相变压器，额定容量为400/400MVA，变压器充氮存放一般為3个月左右，单相注油49t，根据国标GB50148-2010及现场安装要求，在热油循环后，最终油中含气量≤1%，微水≤10μL/L。
变压器气水来源主要有：
1、原油中所带的气体、水份;
2、变压器内绝缘物质内本身存在的气体、水份;
3、变压器长时间充氮存放，产生的气体、水份;
4、安装过程中，由于裸露在空气中或密封不严，侵入的气体、水份;
为了有效控制变压器绝缘油中含气量及微水，在安装过程中采取了如下措施：
1、充入氮气纯度≥99.999%，以防止带入变压器内部更多水份;
2、原油到场后，在油罐内用真空滤油机进行脱气、脱水处理，此过程注意控制各法兰连接处有密封垫密封，保证密封性，同时，进油管口要处于油面下部，以提高油处理的真空度，每罐油循环20遍以上;
3、内检时，保证全程充入干燥空气，干燥空气露点≤-40℃。以防止潮气侵入;
4、注油之前，抽真空至133Pa开始检漏，抽至50Pa时开始计时，对于充氮存放3个月的变压器，抽真空96h及以上;
5、真空注油时，注意先排空油管内气体;
6、热油循环及滤油时，油温控制在50±5℃
五、结果分析
以宁德核电2号机组主变A相为分析对象，热油循环后，绝缘油中含气量为0.21%，微水3.6μL/L，远低于气量≤1%，微水≤10μL/L的要求。以上结果说明现场采取的控制措施是有效果的。
六、进一步改进措施
根据宁德核电施工方案，采取以下改进措施，应能更好降低绝缘油中含气量及微水：
1、油处理管道采用不锈钢管;
2、滤油过程，采用双罐循环滤油;
七、结语
在变压器安装过程中，为降低绝缘油中含气量及微水，应该对施工工艺及措施进行全面控制，综合采取以上措施来降低绝缘油中含气量及微水是有很大效果的。
参考文献：
[1]陈训燿，降低高压变压器现场安装时油中含气量的方法，高压电器，第41卷第5期，2005.10.
[2]李建明，朱康，高压电气设备试验方法，中国电力出版社，2001.08.
【关键词】 变压器;绝缘油;含气量;微水
【Abstract】 Reduce the transformer insulating oil containing gas and watery is an important aspect， but also reflects an important indicator of the quality of the transformer installed. Methods such as control of oil temperature and increase vacuum time are effective ways of reducing transformer insulating oil gas content and watery.
【Key Words】 transformer insulating oil gas content watery
一、引言
高压变压器经较长时间充氮运输及保存后，安装前将油罐中绝缘油用真空滤油机进行脱气、脱水处理;待各项指标合格后，开始注油，注油方式采用真空注油;注油完毕后，用真空滤油机进行热油循环，再进行脱气、脱水处理;最终使绝缘油中含气量及微水符合国家及现场安装标准。但是，在进行油处理时，往往忽略了变压器在经过较长时间充氮存放后所产生的负面效应，如果能针对这些负面效应采取针对措施，将能进一步降低绝缘油中含气量及微水。
二、含气量及微水过高对变压器电气性能的影响
变压器绝缘油中微水及含气量会对变压器绝缘油耐压强度产生较大影响，水份在变压器油中以3种形式存在：沉积、溶解和结合。油中含水量越小，工频击穿电压越高。水份增加，油浸纸击穿电压值呈曲线迅速下降，当含水量为3%时，其耐电强度约下降10%;气体在油中的溶解度具有饱和临界值，在25℃和一个大气压下，可溶解10.8%（体积）的空气。所以油中气体在一定条件下会超出饱和溶解量而析出气泡。不少文献介绍，由于高电场区存在气泡，可使油的绝缘强度降低2/3。当小气泡附着在绕组表面逐渐形成大气泡而突然向上浮动时，经高电场区域，可能引起局部放电，并且含气的油在发生局部放电时还会产生二次气泡，进一步危害绝缘，甚至发生闪络。绝缘油在温度的作用下，如果在接触空气中的氧气，会发生热（氧）老化。老化的结果除产生水之外，还生成酸和油泥等。油泥沉积在绕组和铁芯等的表面，会影响冷却效果、也会降低绝缘强度。
三、含气量及微水过高原因分析及应对措施
由于变压器内部绝缘物质内、内部构件死角及包扎不严实处有许多细微的毛孔，长期充氮存放的变压器，会导致气体进入，排氮后导致一定量的气体残存，如果采用无真空注油排氮或半真空注油排氮方法，将会导致绝缘油渗透上述细微的毛孔内，从而将内部残存气体压向更深处，给以后通过热油循环携带出气体带来困难。同时，长时间存放的变压器由于周围环境影响，或存放时间较长而导致其内部残油发生变化，发生轻微的受潮及产生微量气体，注油后导致水份和气体溶于绝缘油，增加绝缘油中含气量及微水。
在变压器安装过程中，采用自然排氮或真空注油排氮，会避免将内部残存气体压向毛孔最深处，降低热油循环带出气体的难度;在注油前，进行较长时间的真空处理（一般情况下，真空处理48h及以上），这样使毛孔及死角的残存气体和潮气具备了被抽出的时间和条件，同时，适当的提高热油循环的温度及真空度，对排除气体和潮气将起到很好的作用。
四、变压器安装过程降低绝缘油含气量及微水的实践
宁德核电站500KV主变压器结构为钟罩式单相变压器，额定容量为400/400MVA，变压器充氮存放一般為3个月左右，单相注油49t，根据国标GB50148-2010及现场安装要求，在热油循环后，最终油中含气量≤1%，微水≤10μL/L。
变压器气水来源主要有：
1、原油中所带的气体、水份;
2、变压器内绝缘物质内本身存在的气体、水份;
3、变压器长时间充氮存放，产生的气体、水份;
4、安装过程中，由于裸露在空气中或密封不严，侵入的气体、水份;
为了有效控制变压器绝缘油中含气量及微水，在安装过程中采取了如下措施：
1、充入氮气纯度≥99.999%，以防止带入变压器内部更多水份;
2、原油到场后，在油罐内用真空滤油机进行脱气、脱水处理，此过程注意控制各法兰连接处有密封垫密封，保证密封性，同时，进油管口要处于油面下部，以提高油处理的真空度，每罐油循环20遍以上;
3、内检时，保证全程充入干燥空气，干燥空气露点≤-40℃。以防止潮气侵入;
4、注油之前，抽真空至133Pa开始检漏，抽至50Pa时开始计时，对于充氮存放3个月的变压器，抽真空96h及以上;
5、真空注油时，注意先排空油管内气体;
6、热油循环及滤油时，油温控制在50±5℃
五、结果分析
以宁德核电2号机组主变A相为分析对象，热油循环后，绝缘油中含气量为0.21%，微水3.6μL/L，远低于气量≤1%，微水≤10μL/L的要求。以上结果说明现场采取的控制措施是有效果的。
六、进一步改进措施
根据宁德核电施工方案，采取以下改进措施，应能更好降低绝缘油中含气量及微水：
1、油处理管道采用不锈钢管;
2、滤油过程，采用双罐循环滤油;
七、结语
在变压器安装过程中，为降低绝缘油中含气量及微水，应该对施工工艺及措施进行全面控制，综合采取以上措施来降低绝缘油中含气量及微水是有很大效果的。
参考文献：
[1]陈训燿，降低高压变压器现场安装时油中含气量的方法，高压电器，第41卷第5期，2005.10.
[2]李建明，朱康，高压电气设备试验方法，中国电力出版社，2001.08.