来源：康 亮 ,王 冰
绝缘油是一种发供电设备的重要绝缘介质,充入变压器中起着绝缘、散热的作用,其质量的好坏,直接影响供电设备的安全经济运行。所以电力系统对绝缘油的质量有严格的规定和要求,并在运行中定期进行检验 ,以保证其良好的性能。绝缘油的绝缘性是相对的,并且直接影响到变压器本身的整体绝缘。影响绝缘油的绝缘性能有击穿电压、介质损耗因数、体积电阻率等,而影响这些指标的主要因素是油品中的水分和极性杂质,其中的极性杂质还要看其粒度和极性如何。下面是一个由于油中的极性杂质影响油的介质损耗因数,从而影响油绝缘性能和变压器整体绝缘的实例,以供在变压器大修滤油、补油时借鉴。
1、问题的提出
吉林省白城供电公司松原变电所2号主变压器(简称主变)由长春变压器厂 1993年8月制造,型号为SFZ7-20000/66。2003年6月14日吊罩检修处理铁心对地电阻(2kΩ)不合格缺陷,6月19日检修结束后进行验收试验,结果发现变压器整体绝缘电阻大幅下降。以高—低中地为例(以下类推),变压器吊罩前(2003 年4月21日测量)绝缘电阻R15为53900MΩ、绝缘电阻R60为83600MΩ、R60 /R15为1.55°变压器吊罩检修完毕回油后测量R15为760MΩ,R6为860MΩ，R60 /R15为1.13。经过试验,发现变压器油介质损耗因数tanW值在短短7天时间里增长了近56倍,其余指标变化不大(见表1) ,其中pH项代表水溶性酸值。此变压器油tanW虽然在合格范围内,但其增长速度异常,应引起高度重视。
2、原因分析
导致变压器绝缘电阻下降、变压器油tanW值增大的因素很多。然而根据现场实际情况,此次变压器吊罩检修过程中变压器油基本未变,补油量也不多,各项指标在变压器吊罩检修前又都在高位。因此判断影响因素主要集中在水分、极性杂质及现场处理设备上。
2.1 油中水分的影响
根据现场情况,在能导致变压器绝缘电阻严重下降的因素中,当时认为受潮的可能性最大。在变压器吊罩的前2天,当地连续下雨,湿度很大,吊罩当天,空气湿度为70%,虽满足《电力设备预防性试验规程》( DL/T596-1996)规定(空气相对湿度在65%～75%之间时变压器铁心暴露在空气的时间不得超过12 h,空气相对湿度超过75%时,不宜进行吊罩检修),但已经接近要求上限。依此判断,立即投入真空滤油机进行24 h不间断滤油。至6月22日再次对变压器绝缘电阻进行测试, 结果R15为1700MΩ,R60为2000MΩ,R60/R15为1.18。虽有回升,但与变压器吊罩前数据相比,差距还是很大。同时测得变压器油中水的质量比为9 mg /kg,与6月18日测得的数据相比变化不大,可以判断水分不是主要影响因素。
2.2 检修设备因素
从表1不难看出,变压器回油前后,油中水分并无增加,同时从主变真空滤油前后的色谱试验数据看(见表2),此真空滤油机效率符合要求。
在变压器吊罩时发现变压器底部有大量油泥及其他杂质(这也是其铁心对地电阻不合格的原因) ,检修人员虽按规程操作工艺进行清扫、冲洗,变压器铁心对地电阻处理也合格,但不能排除变压器底部很多死角中还存在一些油泥及其他杂质,在变压器回油后被带出并溶入变压器油中,导致变压器绝缘电阻下降。开始 ,在真空滤油机后面串联了1台压力滤油机。通过几天的不间断真空过滤、净化处理,试验测得油的含水量很小,而油的tanW值( 90℃ )不降反升,实践证明直径大多在10-6～10-4m m之间的溶胶粒子,能通过一般滤纸,所以经过二级真空滤油机及串联压力滤油机处理不能使其滤出,其tanW值(90℃)也降不下来。为此,在压力滤油机中换装了带吸附剂的特种滤板,对绝缘油过滤吸附处理,效果显著。7月 14日测量变压器绝缘电阻,其中R15为12200MΩ,R60为16500MΩ,R60/R15为1. 34。变压器油tanW值(90℃)下降至0.05%。所以,可以确定此次变压器绝缘电阻不合格,变压器油tanW值增大的原因就是变压器油溶入直径为10-6～10-4mm溶胶杂质。
3、油中溶胶杂质的来源及对变压器油的影响
3.1 油中溶胶杂质的来源
变压器在出厂前残油或固体绝缘材料中存在着溶胶杂质; 在安装或大修过程中也有可能再次溶入溶胶杂质; 在运行中还可能产生溶胶杂质。
3. 2 溶胶杂质对变压器油的影响
变压器油的介质损耗因数主要取决于油的电导,可用下式〔 1〕表示:
tanW= (k /Xf )V
式中: k 为系数, 取 1. 8× 1012 ; V为体积电导系数; X为介电常数; f 为电场频率。
由上式可知,油的 tan W正比于体积电导系数 ,油中存在溶胶粒子后,由电泳现象引起的电导系数,可能超过介质正常的几倍或几十倍,因此, tan W值增大。
变压器油中由于存在极性物质和带电胶体,在电场作用下引起泄漏电流及功率损失,而油介质损耗因数是一个表征在交流下功率损失大小的参数,可用于判断变压器油的劣化和污染程度。一般来说 ,合格新油中极性杂质含量甚少,其介质损耗因数小于 0. 5( 90℃ ) ,但当油氧化或过热引起劣化,或混入其他杂质时,随着油中极性杂质或带电胶体物质含量增加, 油介质损耗因数会随之增大, 甚至可达10% 以上。合格变压器油注入变压器内 ,可能对设备内的某些绝缘材料如橡胶、油漆及其他有关材料具有溶解作用,形成某些胶体杂质,也会引起油介质损耗因数上升,即存在所谓的“相溶性”问题。未经试验的混油也可能导致油介质损耗升高,同时变压器油介质损耗异常超标时常伴有绝缘电阻下降现象。
4、处理过程
变压器油中的水分与大颗粒杂质,一般采用真空或压力滤油机即可过滤处理好。 对于上述被胶质类溶胶杂质污染的变压器油,应采用净化吸附处理法。常用的现场吸附方法有2种: 一种是硅胶 (白土)过滤吸附处理,另一种是吸附滤板净化处理。第1种方法耗费人力、物力较多,还产生大量污染环境的废渣,且净化处理的速度较慢。第2种方法是以特制滤板和高效微粒吸附剂为原料加工组合成吸附滤板,它集吸附和过滤于一体,是一种多重分离作用的新型组合净化材料。 当被净化的变压器油垂直通过滤板表面时,首先将变压器油中的机械杂质分离出来,而后变压器油在压力作用下与吸附剂充分接触,变压器油中的老化物、胶体、微生物细菌、水分等各种异物大多被吸附,变压器油经过滤纸层将污染物及吸附剂分离 ,从而达到净化变压器油的目的。此种方法效果好、见效快、经济实用,在采用中滤油管路连接方式如图 1所示。
图 1 滤油管路连接方式
吸附滤板在70℃时吸附效果较好,因此首先通过真空滤油机将变压器油循环加热,当真空滤油机进口温度升至65℃～70℃后,暂停滤油,并迅速将压力滤油机中普通滤纸换装吸附滤板,换装时注意吸附滤板夹装在中间,两边各放 5张普通滤纸,每隔 6-----8 h更换一次吸附滤板和滤纸 ,且每 8 h 取一次油样进行监测。
通过上述方法经 24 h不间断处理,效果显著,测量变压器绝缘电阻,其中R15为 12 200 MΩ, R60为 16 500 MΩ, R60 /R15为 1. 34。变压器油简化试验数据见表3。
从以上试验及跟踪数据可以看出,因处理方法针对性强,可以证明此次变压器吊罩检修后主变绝缘电阻不合格、变压器油tan W值异常增大是变压器油中溶入了直径在10-6～10-4mm 之间溶胶杂质感染所致,由于此次处理效果非常好且很彻底,运行至今一切正常。
压力下运行,其开断电流仍为40kA,达到了提高开断能力的目的。同时发现,也存在断路器灭弧室内SF6气体温度分配不均匀、灭弧室顶部与底部SF6气体有一定温差的问题。
2.2种方案评价
以上2种方案中,方案 2对断路器本体结构改动最少,尤其是不需要将与绝缘拉杆连接的连杆加长,所以首选方案为“拐臂箱加热” 方案,这是“加装支座”方案所不具备的优势。
3总结
提高SF6断路器低温工况下的开断能力主要有3种方式,对于采用SF6气体加热方式,我们提出了2种具体的解决方案,为此做了大量的结构设计和断路器低温试验工作,并不断地总结实际运行经验。试验数据表明,“加装支座”方案和“拐臂箱加热”方案都具有可行性与实效性,其中“拐臂箱加热”方案更具优势,因此可作为首选方案,实际运行结果也充分证明了这一点。
通过以上研究, 解决了由于低温环境下高压SF6断路器中SF6气体液化、在应用上受到地域(环境温度)限制的问题,为高压SF6断路器在低温地区安全运行提供了可行的技术方法。