1、一、油流带电的现象和机理：近年来，随着电网向超高压大容量方向发展，变压器地容量与电压等级也越来越高，但是随着电压等级的提高，变压器的绝缘欲度却越来越小，因绝缘故障造成事故的例子逐年增多。油流放电是近年来逐渐受到重视的一个新问题，因为油流放电造成变压器绝缘损坏及铁芯多点接地等的故障也越来越多。1980-2000 年，我国先后发生了 8 台次与油流带电有关的 500kV 等级大型电力变压器地绝缘事故，如辽阳 1 号主变 C 相、安徽淮南洛河电厂主变 B 相、山东潍坊主变 B 相等，这些事故大多数发生在变压器油流流速最高的油道入口处，威胁变压器地运行。油流放电只在采用强迫油循环的大容量变压器中存在，
2、小容量变压器因为发热量低，均采用油自然循环，因为油的流速低是不会产生油流放电这种问题的。由于大容量变压器电压等级和损耗较高，自然冷却已不能满足散热要求，因此对强迫油循环冷却的使用越来越多，要求也越来越高。高强度的绝缘油在干燥的油道中循环流动时，其流速比自然循环时高很多，加上现代变压器绝缘结构的紧凑化，材料干燥度的增加，就会在油纸界面上产生电荷分离，流动中的油因与固体绝缘摩擦形成油道中局部静电电荷的积累，这种因油在流动中与固体绝缘摩擦产生的静电现象称为油流带电。单位体积变压器油所产生的电荷量称为油流带电度，若带电度过高就会发生静电放电造成事故，称为油流放电。二、影响油流带电的主要因素：1、油流速
3、度与温度的影响油流速度是最主要的影响因素。油流速度的增加，油流带电程度随之严重，通常认为在2-4 倍的额定流速（平均流速）下，带电倾向较为明显。例如，西北某水电厂的 1-3 号主变压器油中乙炔、总烃含量超标，乙炔含量最高达 3010-6，总烃含量高达 16410-6。经测试和综合分析判断，认为 1-3 号主变压器油中乙炔含量增高的重要原因是由于油流放电引起的。为此将原来运行的 4 台潜油泵减少为 3 台，使油流速度降低。半年的监测表明：乙炔含量明显降低。并一直稳定。油流速度与温度有关，所以温度变化时，油流带电程度也随之变化。在不同流速下，绕组泄漏电流与温度的关系曲线。当油温在 50-60 度之
4、间时，油流所产生的泄漏电流达最大值。通常，变压器恰好工作在这样的温度范围，显然是不利的。研究表明，油的流速在 0.29m/s 以下时，就不会发生放电现象，但为了安全要留有一定的裕度。2、油流状态的影响油的流动分为层流和瑞流。在实际的变压器中，绕组下部的进油口附近区域属瑞流状态，该区域油流带电程度严重。3、励磁对油流带电的影响静电带电强度随交流场强的增加而提高，当前已有的研究表明交流电场作用的增强大可提高电荷密度 5 倍。另外，从经验数据分析，铁芯过励磁 5，损耗将超过 15；若过励磁 10，损耗将超过 35，相应在铁芯的拐角、接缝处损耗将明显增大，损耗的增加也使得变压器局部温升提高，对油流带电
5、度也有不良影响。4、油中水分的影响变压器采用的是油质联合绝缘系统，在运行中油和绝缘材料之间的水分是移动的。当变压器温度和压力发生变化时，水分便移至重新建立的平衡状态中，当水分留在或进入绝缘体的表面时，界面流体的导电性也相应地变化，这种情况同样会影响电荷的释放过程。油中水分含量对油的流动带电倾向有明显的影响。随着油中微量水分的减少，油中的带电倾向将增加，合格的大型变压器中的绝缘油微水含量很低（约 1010-6），使得电荷的泄放困难，故运行中的大型电力变压器油流带电问题较严重。5、固体纸绝缘材料表面状态的影响固体纸绝缘表面吸附电荷的能力，随着其表面的粗糙度增加而增加，即纸质材料表明的网状结构将直接
6、影响电荷的分离。变压器内所使用的各种固体绝缘材料，在油流流过时的带电量（带电电位）与其表面状态的关系有关。各种材料带电量大小顺序是：棉布带皱纹纸压制板牛皮纸 这是由于它们表面粗糙度不同所致，例如，棉布带表面粗糙度约为牛皮纸的 10 倍，其带电量约为牛皮纸的 10倍。材料表明粗糙度增大，实际上是增加了与油质的接触面积，从而增加了吸附电荷的能力。当表面的积累电荷一旦放电后，将会使材料表明变得更粗糙，从而变得更易积累电荷。6、油的电导率的影响油的电导率直接影响油中离子的含量和影响电荷的松弛时间常数。一般认为，当电导率较低时，带电程度随电导率增大而增强。但是，当电导率超过某一临界值时，油流带电程度则又随着电导率的增大而减小，且油流带电达到峰值时，电导率的区间一般是（2-5）10-6S/cm。7、其他现已查明，大型电力变压器地油流带电现象，除上述外，还与变压器油的加工精制工艺、油的老化、变压器地结构（包括泵、散热器、油箱等）、运行状况、油中杂质、光照、油质之间水分的迁移等因素有关。三、油流带电的抑制方法：1、降低流速降低油的平均流速是防止油流带电的有效措施，一般将流速控制在 0.5m/s 以下，
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