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电力变压器油中湿度变化
Jacques Aubin, GE Syprotec, Pointe-Claire, Quebec, Canada （加拿大魁北克省）
Pierre Gervais, Hydro-Quebec, Montreal, Quebec, Canada（加拿大魁北克省）

引言

电力变压器中湿度管理的重要性已经得到大家的认同。传统方法通过定期测量变压器绝缘油中的水含量来评估其干燥度。该信息可用于评估绝缘纸中水分的含量。固体绝缘和液体绝缘中水分过多会极大地降低绝缘强度和局部放电水平。关于湿度对绝缘老化的影响也已经有很多的论述,已经证实，在高温下绕组绝缘中的湿气会导致气泡的产生，从而影响整个绝缘结构的绝缘性。因为这些问题的存在，人们在不懈的寻求改进变压器固体绝缘中水分含量的测定方法。

1.油中的湿度
传统的湿度检测法需要定期地对油进行取样。通常使用卡尔费休尔滴定法处理油样本，得出油中含水量（单位为ppm）。或者，通过相对饱和值来评估湿度的含量。
定期采样存在一个问题，就是水分含量会随着负荷和随之带来的绕组温度的变化而发生很大的变化。图1说明了这种变化，显示了一台25MVA变压器在运行状态和停运状态下的相对湿度。该变压器为一台老式的水冷型发电站的设备。

油温，RH%
油温
相对湿度

图1：运行状态和停运状态下相对湿度含量

在满负荷情况下，相对饱和度为83 %，传感器中的油温为43℃。三天后，该设备停止运行。15天后，相对饱和度基本稳定在30 %，油温为35℃。卡尔费舍滴定法测定的两种状态下的油样中水分含量分别为80和32 ppm。虽然这台变压器可以明确地归类为“湿”，但是测量的不连续性显示出如此巨大的差异，使得确定绝缘纸中水含量的可靠数值很困难。从上图中可以看出，建立一个新的平衡需要许多周的时间。

相对饱和度的测量与传感器中的油温密切相关。在满负荷状态下，油处于循环状态，可以假定是均匀的。这种假定在正常的运行中是有效的，因为油的循环要比湿度转移快的多，因此可以假定油中的绝对水含量（单位为ppm）在整个循环油中是相同的。

因此，相对饱和度可以通过变压器中任意点处的油温来确定。图2显示出了油饱和度的特征，此关系是Voltesso 35的特征，但斜率对于所有的油实际上是一样的。在此图中，x轴为1000/T，y轴为湿度的对数。在此图中，油的相对湿度与温度是一种线性关系。如果油的特征未知，此线性关系可以通过对同种油中两个不同温度处的测量来确定。当油的湿气含量变化时，特征直线会发生位移，但仍然与原来的直线平行。因此，在油的特征斜率确定以后，只需要一次测量就可以了。

绕组过热点处的油的相对饱和度：22 %

2.相对湿气饱和度（%）

油中水的凝结（41℃）

温度（℃）

图2：油的相对湿度与温度之间的关系

在环境温度很低的情况下，对变压器的突然冷却将导致水凝结，这个温度可以从图2中看出。在图1所示的那台“湿”变压器，100 %饱和度对应的温度为41℃。

从此图中还可以看出在任何油温时的相对湿度数值。对于图1所示的变压器，满负荷情况下的过热点温度为85℃。可以假设与绝缘纸接触的油与纸表面的温度相同，湿度也相等。在85℃时与绝缘纸接触的油的相对湿度为22 %。GE Syprotec的 FARADAY™ TMCS™中实现了此项功能。因此，通过一次测量相对湿度和温度，即可计算出任何温度下的相对油饱和度。

3.稳定状态下绝缘纸中的湿度
如果达到稳定状态，即在油和纸之间没有显著的水交换，则可以应用油-纸分配曲线。图3显示出了Oommen(1) 开发的湿度平衡曲线。此曲线可应用于热平衡条件下，可以将油的相对湿度转换为固体绝缘中水分含量。

纸中的水分含量（净重的百分比）
相对油饱和度（%）

图3：油与纸之间湿度分配的平衡曲线

4.过渡条件下绝缘纸中的湿度
对于一个负荷和周围环境都不断变化的变压器，要通过油中水分含量来评估纸中含水量会有一定的难度。纸板和纸都是吸水材料，容易吸收所有存在的水分，而油为疏水材料只能携带微量的水分。而且，油和纸的饱和度特征随温度的变化向相反的方向发展（热油可以比冷油携带更多的水分，对纸则正好相反）。

水分分配曲线可以用于通过油中水分含量确定纸中水分的含量。但是，这些关系只能在变压器处于稳定的温度状态一段时间后才可以应用。这样的条件对于运行中的变压器来说是无法满足的，但是可以获得准稳定的条件。对于这一结果，Sokolov(2) 开发的一种方法可以用于近似确定主绝缘体内水分的含量。据报道，如果变压器在最高油温60至70℃之间运行三天，那么湿气转移的速率就会非常的低，足以表示已经接近达到平衡。因此，此时油中水的相对饱和度可以用于计算固体绝缘中水分的含量。

如果能够对水分移动的过渡特点进行建立一个模型，则将会十分诱人。但是吸附和解吸附机理本身是非常复杂的，应用于变压器的绝缘结构中将会更加复杂。固体绝缘中有少部分很薄可以很好地被绝缘油浸入，而主要部分是很厚的绝缘体，不能一直与循环油直接接触。Oommen(3)已经显示，对于一个在负荷急剧增加情况下的 500-kVA 配电变压器，解吸附过程的平衡时间为几天的时间，而吸附过程的平衡时间却是几周的时间。在高压绕组的样本中，Azizian(4)和Davydov(5)还发现平衡时间的巨大差异取决于纸是否将水分释放到油中或者从油中吸收水分。同时还显示，即使引进了一个变化的时间常数，这种移动现象也不能使用简单的指数函数进行建模。

考虑到吸附/解吸附现象的复杂性以及变压器绝缘的复杂结构，不能期望通过水分移动的动态行为建立一个用于在线监视的实用模型。将尝试使用准稳定周期以及问题的简化处理来解决湿气移动监视。

5.考察点为薄绝缘层位置

在变压器中，大部分的水分都是存储在大量的绝缘材料中，这些绝缘材料构成了绕组之间的绝缘介质。这些主要的绝缘体占总的固体绝缘重量的90 %以上。由于这些厚的纤维组件的时间常数很长，因此很难在这些绝缘体和周围油之间获得平衡的状态。而且，绝缘体中的某些部分可能无法接触到油，从而妨碍了湿气的进一步传输。

幸运的是我们最感兴趣的绝缘体是绕组内部的匝间绝缘，构成此绝缘体的材料能够很好地被油浸入。同时绝缘组件会受到热老化的影响，这就是在高过载条件下产生气泡的原因。因此，将纸中水分的计算局限在计算绕组中最热部分的纸的含水量是可以接受的。

6.仅在高温下才需要精确

湿度对于绝缘老化的影响是显著的。纤维素的老化速率近似与其中水的含量成正比(6)。这种简单的方法就是如果湿度从0.5 %增加到1.0 %，则老化速率变成两倍。在老化测试中，样品材料的湿度的基准值为重量的0.2至0.3 %。对于投入实际应用的变压器，将正常的老化速率参考值定为0.5或1 %是比较合乎情理的。但是，过热点温度仍然是主要的老化因素，随着温度的增加成指数下降。因此，水分含量的精度主要在高温下才显得重要，因为它的增加主要靠很大的热老化加速因子的影响。在较低的温度下，无论怎样，老化的速度都是很慢的湿度计算的精度对整体的老化没有显著的影响。

释放出的自由气泡所带来的危险也只是在高温条件下才值得注意。事实表明在高温下，绝缘纸中驻留的湿度会导致释放出自由气泡。这种情况无论如何都应该避免，因为它对整体绝缘造成严重的威胁。在高应力区域内发生的气泡会导致主绝缘的绝缘击穿。图4所示为水分含量和气泡初始温度的简化关系图。这些研究由McNutt(7)率先进行，后来又得到Oommen(8)和Davydov (9) 的认可，研究表明对于一个纸中含水量为5 %的“湿”变压器，起泡温度大约为100℃，而对于一个含有0.5 %湿气的干变压器，起泡温度要高于180℃。

因此，关注高温下的精度是合理的，在低温时可以接受较大的误差范围，因为在低温时纸中的湿气含量不会产生马上不良后果。

气泡起始温度（℃）
Davydov et al.(9)
Oommen et al.(8)
纸中的湿气含量（%）

图4：气泡演变的临界温度

7.高温下薄绝缘体内的扩散时间
目前还没有太多的数据可以用于评估绕组绝缘的扩散时间常数。图5中搜集了少量的已经出版的数据(10)，测试对象为模拟的高压绕组。时间常数定义为在温度成阶梯变化，达到平衡的63 %时所需要的时间。文献中已经提到薄绝缘材料理论上的扩散时间常数，在图5中也已标出。

需要进一步的实验工作来验证实际运行的变压器的绕组绝缘扩散时间常数，在此之前我们可以使用图3中以虚线绘出的近似函数。这是在FARADAY™ TMCS™中使用的函数，用来表征在过热点区域绕组绝缘的扩散时间常数。注意到实验参考总是参照解吸附阶段（纸中的水分正在向油中释放）。众所周知在冷却阶段吸附过程的时间要长的多，但尚无充分的数据来评估所应用的时间常数。对于冷却阶段，使用较短的时间常数是一个比较保守的方法，因为它是基于绕组绝缘吸收水分的速度比实际要快的假设。
Davydov et al.(5) （绕组模型）
Davydov et al.(5) （纸板）
Griffin(11) （绝缘导体）
Sokolov 和 Vanin(2) （真实尺寸变压器）
Oommen(3)（配电变压器）
Du et al.(12) （理论值）
Von Guggenberg(13) （理论值）
Sokolov et al.(14) （理论值）
FARADAY™ 模型近似值

温度（℃）
扩散时间常数（小时）

图5：薄绝缘材料上的理论和实验扩散时间常数

8.纸中湿度的在线监视实用方法

FARADAY™ TMCS™含有一个湿度分析模型，可以对水冷凝温度、绝缘纸的水分含量以及起泡起始温度提供连续的监视。这种评估绕组绝缘纸水分含量的模型是建立在对下列历史数据分析的基础上：

l 油中的相对湿度
l 湿度传感器温度
l 最高油温
l 负荷电流

这种模型按照图6所示的顺序执行。过热点温度由油温、负荷电流和变压器特征进行计算。如果过热点温度低于80℃，则不进行进一步的计算，纸中水分的含量假定为上次计算的数值。如果过热点温度等于或高于80℃，则需将下列参数在稳定时期内取平均值：

l 平均过热点温度
l 油中的平均湿气含量
l 平均传感器温度
从这些数值中计算出在热点温度下与绕组绝缘体接触的油的相对湿度。然后应用油-纸分配曲线将油中的相对湿度转换为固体绝缘体中湿气的含量。绝缘中水分含量的计算值用于更新默认数值纪录。在过热点温度以及热稳定性无法使用平衡曲线时使用此默认数值。

最高油温
负荷电流

9.纸中湿度模型
计算用于计算周期的平均值
l 油中的水分含量
l 湿度传感器的温度
l 热点温度
计算热点温度下油中的水分含量
计算纸中的水分含量

刷新纸中水分含量的默认数值
10.老化加速模型
起泡模型
起泡温度
老化加速因子
凝结温度

图 6:水分管理模型

结论

使用相对湿度传感器如GE Syprotec的 AQUAOIL™ 300可以对变压器油中的水份含量进行在线监测，通过所取得的信息可以方便地得出水凝结温度。从相对饱和度特征中还可以推出绕组绝缘体接触的油的相对湿度。

为了评估固体绝缘中的水分含量，需要进行一些折衷的办法来处理纸和油之间水分移动的复杂的动态特征。关注薄绕组绝缘纸，而忽略隐藏大量水分的主绝缘体，这种处理方法是合理的。对于纸中水分的主要关注为加速老化和起泡风险。这些有害的影响只在绕组绝缘体高温时才值得担心。因此，只对过热点温度条件下的水分含量进行精确评估是足够的。

充分利用这两种简化方法，可以进行在线条件下的监测，从而识别出准稳定状态下的过热点温度，使用该温度来评估在大多数恶劣运行条件下的绝缘纸中水分的含量。

参考文献
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Proceeding of the 20th Electrical/Electronic Insulation Conference, Boston, October 1991
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Doble Client Conference, Boston, 1995
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EPRI Substation Equipment Diagnostic Conference V, New Orleans, February 2000
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Doble Client Conference, Boston, May 1997
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13. P.A. Von Guggenberg
“Discussion of Sokolov and Vanin Paper” (Ref. 2)
Doble Client Conference, Boston, May 1995
14. V. Sokolov, P. Griffin and B. Vanin
“Moisture Equilibrium and Moisture Migration Within Transformer Insulation System”
Doble Client Conference, Boston, May 1999
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