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1、1 变压器油的密度指标有何意义变压器油的性能指标有击穿电压、介质损耗因数、水分、含气量、粘度、倾点等，这些性能 数据和变压器油的密度是有关系的，而变压器油的密度则与基础油的组成有关。变压器在极低温度下运行或冬季材停使用时，要求最大限度地防止变圧器油中出现浮冰。浮 冰本身并不影响变压器的运行，但当气温升高吋，浮冰融化后生成的液态水如果流向电极区, 会显著降低击穿电压，导致有放电的危险。理论上，纯净的冰在0 C、1个大气压下的密度为917 kg/m3,但实际上其密度会在880 920 kg/m3范围内变化。变压器油与浮冰的密度差越大，越容易控制浮冰的出现，因此一般 要求变床器油的20 C密度不大于
2、895 kg/m3o加氢变压器油与传统的环烷基变压器油相比, 英密度更小，与浮冰密度之间的差值更大，因此能更有效地控制浮冰出现，更好地保证变床 器卩4季运行安全。2 电力变压器固体绝缘材料故障分析方法设备的外形尺寸对生产成本影响很大，所以现代变压器的设计采用了更为紧凑的绝缘方式, 在运行中英内部各组件间的绝缘所需承受的热和电应力水平显著升高。110kV及以上等级的 大型电力变压器主要采用油纸绝缘结构，主要的绝缘材料是绝缘油和绝缘纸、纸板。当变 压器内部故障涉及固体绝缘时，无论故障的性质如何，都会相当严重。因为一日固体材料的 绝缘性能受到破坏，很可能进一步发展成主绝缘或纵绝缘的击穿事故，所以纤维
3、材料劣化引 起的影响在故障诊断中格外受到重视。而且，如能确定变斥器发生异常或故障时是否涉及固 体绝缘，也就初步确定了故障的部位，对设备检修工作很有帮助。判断固体绝缘故障的常规方法CO、CO2是纤维材料的老化产物，一般在非故障情况下也会大量积累，很难判断所产生的 CO、CO2是因纤维材料止常老化产生的，还是故障的分解产物我们研究了使用变压器单 位纸重中的碳的氧化物总量，即（CO+CO2） mL/g （纸）来诊断固体绝缘故障。但是，12 投运的变压器的绝缘结构、选用材料和油纸比例随电压等级、容量、型号及生产工艺的不同 而差别很九 不可能逐一计算每台变压器中绝缘纸的合计质量，该方法因实际操作困难，难
4、 以应用；并且，考虑采用全部纸重分析報体老化时更为合理，如故障点仅涉及固体绝缘很小 的一部分时，使用这种方法也很难比仅考虑CO、C02含量更有效。一般认为CO/CO20.33 或V0.09时衣示可能有纤维绝缘分解故障，但在实践中这种方法也有相当大的局限性。我们 对59例过热性故障和69例放电性故障进行了统计，结果表明，应用CO/CO2比例的方法止 确判率仅为49.2%,这种方法对悬浮放电故障的识别止确率较高，可达74.5%；但对围屏放 电的正判率仅为23.1%固体绝缘故障的动态分析方法新的预防性试验规程规定,运行中330kV及以上等级变压器每隔3个月进行一次油中溶解气 体分析，但目前很多电业局
5、为保证这些重要设备的安全，有的已将该时间间隔缩短为1个月。 也有部分电业局已开展了油色谱在线监测的尝试,这为实现故障的连续追踪，提供了良好的 技术基础。电力变压器内部涉及固体绝缘的故障包括：围屏放电、匝间短路、过负荷或冷却不良引起的 绕纽过热、绝缘浸渍不良等引起的局部放电等。无论是电性故障或过热故障，当故障点涉及 固体绝缘时，在故障点释放能量的作用下，油纸绝缘将发生裂解，释放出CO和C02。但它 们的产生不是孤立的，必然因绝缘油的分解产生各种低分子坯和氢气，我们能通过分析各特 征气体与CO和C02间的伴生增长情况，来判断故障原因。判断故障的各特征气体与CO和C02含彊是否伴随增长需要一个定昴的
6、标准。我们通过对变 压器连续色谱监测的结果进行相关性分析，來获得对这一标准的统计性描述。这样可以克服 溶解气体累积效应的影响，消除测量的随机误差干扰。我们釆用Pearson积矩相关来衡量变量间的关联程度,被测变量序列对（xi, yi）, i = l, 相关系数Y的显著性选择两种检验水平：以a =1%作为变量是否显著相关的标准，血以a =5%作为变量间是否具有相关性的标准。即：当相关系数Y Y 0.01时，认为变量间是显 著相关的；yVY0.05时，二者没有明确的关联。Y0.01. Y0.05的収值与抽样个数N有关, 可通过查相关系数检验表获得。山于CO为纤维素劣化的中间产物，更能反映故障的发展
7、过程，故通过对故障的主要特征气 体与CO的连续监测值进行相关性分析可进一步判断故障是否涉及固体绝缘。当通过其它分 析方法确定设备内部存在放电性故障吋，可以CO与H2的相关程度作为判断电性故障是否 与固体绝缘有关的标准；而过热性故障则以CO与CH4的相关性作为判断标准。这种方法在一定程度上可以反映故障的严重程度，在过热性故障的情况下，如果CO不仅与 CH4有较强的相关性，述与C2H4相关，衣明故障点的温度较高；血在发生放电性故障时， 如果CO与H2和C2H2都有较强的相关性，说明故障的性质可能是火花放电或电弧放电。3 浅谈发电机内冷水的处理方式1概述般大型发电机常采用双水内冷式，即发电机定子和转
8、子全部采用水冷却，也有的是定子用 水冷却，转子和铁芯采用氢冷却的。发电机内冷却水通殆选用除盐水，凝结水作为备用水源。 除盐水纯度高，能够满足绝缘要求，但是pH值较低，一般在6. 06. 8之间，使得发电 机的定子线棒始终处于热力学上的不稳定区，対系统有一定的侵蚀性，因为铜、铁金属在水 中遭受的腐蚀是随着水溶液pH值的降低Iflj增大的（根据CU-H2O体系的电位一pH平衡图）。山于内冷水的pH低，使水中含铜量及电导率均在高限，腐蚀产物还可能在线棒的通流部分 沉积，引起局部过热，其至造成局部堵死，影响发电机纽的安全运行。运行过程中水冷器的 泄漏以及水冷器投运前未经冲洗或冲洗不彻底等都会使生水中的
9、杂质进入内冷水系统，造成 系统腐蚀和堵塞，因此对发电机内冷水进行处理十分必要。2发电机内冷水水质要求及质量标准2. 1 水质要求山于内冷水在高电压电场中作冷却介质，因此质最要求的乞项指标必须以保证发电机安全经 济运行为前提，发电机内冷水水质应符合如下技术要求：a. 有足够的绝缘性能（即较低的电导率），以防止发电机线圈的短路。b. 对发电机铜导线和内冷水系统无腐蚀性。c. 不允许发电机内冷水中的杂质在空心导线内结垢，以免降低冷却效果，使发电机线圈超 温，导致绝缘老化和失效。2. 2质量标准 根据GB/T12145-1999火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量的规定，我国发电机内 冷水质量标准如下：
10、电导率（25C） W2. Ous/cm铜含量6. 83常用的发电机内冷水处理方法内冷水的处理主要是为了降低内冷水中的铜、铁等杂质含量，防止内冷水对铜导线的腐蚀, 确保机纽的安全运行。帘用的处理方法有：溢流排水法、添加铜缓蚀剂处理法、小混床（氢 型离子交换器）旁路处理法、氢型+钠型双套小混床旁路处理法、小混床+ NaOH处理法、 超净化处理法等。3. 1溢流排水法发电机内冷水箱采取连续大量补入除盐水或凝结水，并保持溢流排水的运行方式，來控制内 冷水导电率W2. Ous/Lo该处理方法简单易行，无须处理设备的投资和维护，也能够满足 发电机内冷水水质的要求，但存在着不可改变的弊端：a. 通过连续的补
11、水，使得内冷水质指标在合格范围内。但山于补水和系统中水质的pH值 较低，因此并未真正抑制铜导线的腐蚀，只是将腐蚀过程转化为连续稀释过程。b水资源浪费严重。连续大量的排水，造成除盐水、凝结水的浪费。以1台200 MW机纽. 为例，内冷水补水按5t/h,年运行300d计,每a将消耗除盐水36 000 to虽然有些电厂将 这部分排水冋收到凝汽器，但被腐蚀析出电离的铜离子增加了给水系统的杂质含量。c.系统安全性差。除盐水、凝结水一一日受到污染，发电机内冷水水质也随Z遭受冲击污染, 危及设备的安全运行。特别是采用凝结水作为补水吋，当凝汽器突然泄漏时，会殃及内冷水 系统，严重时将导致停机事故的发生。采用凝
12、结水补水的处理方式在凝汽器严密，汽水品质优良及有保护措施的条件下较为有效， 否则不提倡使用。3. 2添加铜缓蚀剂处理法向内冷水中投加一定量的铜缓蚀剂，如MBT、BTA、TTA等，英作用是铜缓蚀剂与水中铜离 子络合生成难溶沉淀，覆盖在铜表面，形成暂时保护膜，以减缓铜基体的腐蚀。这种方法简 驻，实施方便，价格低廉。可以减轻和抑制内冷水対铜导线的腐蚀，但同时存在以下不足:a. 铜缓蚀剂在铜表而形成的保护膜为单分子膜，膜层薄，易破损，防护性差 必须连续保 持水中一定量的铜缓蚀剂，否则水中铜离子含量会很快升髙。b. 加入铜缓蚀剂后，水的电导率会升高，易造成电导率超标。缓蚀效果与补水水质、发电 机铜导线衣
13、而状况及夯品的加入方式和加入量有很大关系，最佳剂量和控制标准及夯品浓度 的现场检测较为困难。c. 安全性能差。在内冷水水流较缓慢的区域发现铜缓蚀剂的析出或形成粘泥，这些粘泥和 腐蚀产物易在空心铜导线中沉积形成污垢,严重吋堵塞水流，使线棒超温,垠终烧毁线棒。 因此，发电机组特别是大机组，内冷水系统应慎重采用添加铜缓蚀剂处理方法。3. 3小混床（氢型离子交换器）旁路处理法让部分内冷水通过装有阴、阳离子交换树脂的混合离子交换器，以除去水中各种阴、阳离子, 达到净化水质的处理方法。当内冷水经过氢型离子交换器时，水中的阳离子Ca2+、Mg2+ Cu2 +与树脂中的交换基团H +进行交换。该处理方法能够达
14、到净化内冷水质的目的，使内 冷水导电率维持在合格范围内。缺点是：内冷水经小混床离子交换后，水中H +含量增多， 使水质pH值进一步降低，有吋低至5. 0左右，更加剧了对铜导线的腐蚀。目前该处理方式应用较为广泛。但这种“治标不治本”的处理方式是英致命缺陷。鉴于此, 目前一些新建机纽一般都不采用这种处理方式。3. 4氢型+钠型双套小混床旁路处理为提高小混床出水pH值，降低系统铜腐蚀，将原小混床处理工艺改为双套小混床处理法， 即在氢型小混床系统的基础上增设1台钠型小混床，2台混床并联运行，对内冷水进行微碱 性处理。钠型混床阳、阴树脂按一定的比例混合，树脂采用NaOH再生，再生后阳树脂为钠 黑，阴树脂
15、为氢氧型，这就相当于在运行中向内冷水中加入微量的NaOH,可使内冷水的pH 值保持在微碱性（7. 08. 0）的范围。运行中用pH值分析仪、电导仪作为内冷水的监测 仪表，根据内冷水的pH值和电导率的变化來控制2台混床进、出口门的开度，从血稳定机 冷水pH值在一定范围内。该处理方法性能稳定、运行可靠，能够满足发电机内冷水水质的要求。处理后的内冷水pH 27. 0,电导率和铜含量都能达到标准要求，可有效减缓和抑制对发电机铜导线的腐蚀。设 备的一次性投资也较少。该方式的不足之处在于：树脂失效周期较短，一般为数月，更换树 脂及运行中调节操作和控制较为频繁。3. 5小混床+ NaOH处理法对内冷水系统进
16、行小混床处理的同时，加入NaOH来达到控制内冷水水质。系统采用密闭式循环冷却，部分发电机内冷水经过小混床处理，降低水中的离子含量，同时 向系统连续加入NaOH稀释溶液，使内冷水pH值保持在89,以减轻内冷水对铜导线的腐 蚀。在经小混床、碱化加药后（支路）和直接进入发电机内冷水流路（主流路）上分别安装 1台导电率仪，以监测内冷水导电率，同时控制加药泵的运行。发电机内冷水加药控制指标 如下：1. Ous/ cm主流路导电率W2. 2 u s / cmO. 2 u s / cm支路导电率W2. 8 u s / cm加药箱内NaOH浓度控制在1020 g/I,保证内冷水自动加药装置的稳定运行。在加药箱 上方通风I I处加入固体NaOH和Ca（OH） 2的混合物，以防止空气中的CO2进入加药
