变压器现场油务工作分析

2013-11-30张彦飞梁必承

山东工业技术 2013年12期

张彦飞梁必承

(内蒙古超高压供电局，内蒙古呼和浩特010080)

油浸式变压器以其维护成本低、寿命长而得到了广泛的应用，成为了电力系统中不可或缺的组成部分，变压器油作为油浸式变压器运行过程中的绝缘介质，其品质优劣直接关系着变压器的安全、稳定运行，因此，变压器现场油务工作对于变压器的正常运行至关重要。特别是部分大容量变压器在设计制造时融入了免维护理念，这对变压器现场油务工作提出了更高的要求，使得对变压器现场油务工作的研究具有更实际的意义。大型油浸式电力变压器油务工作主要包括油的选择、油的检测、真空注油、油的过滤等方面，这正是文章所研究的重点内容。

1 变压器油的正确选择

变压器油的正确选择是油务工作的基础，可以避免由于油的质量不合格而产生的各种问题。我国变压器油的牌号按凝固点分三种，需根据设备种类和使用环境温度条件来选用。一般情况下不要使用混合油，若必须使用混合油需要注意以下几点：其一，油的牌号和添加剂需相同，因为油中添加剂种类不同混合后会有可能发生化学变化而产生杂质，只要相同，则属于相容性油品，可以任何比例混合使用。目前国产变压器油皆用2,6-二叔丁基对甲酚作抗氧化剂，因此只要未加其他添加剂便无此问题。其二，如果被混的变压器油有一项或多项指标接近运行油质量标准允许极限值，尤其是酸值、水溶性酸(pH值)等反映油品老化的重要指标，则混油必须慎重对待。此时必须进行试验室试验以确定混合油的特性是否仍合乎要求。其三，进口油或来源不明的油与不同牌号运行油混合使用时，应按照《电力系统油试验方法》中规定预先进行参加混合的各种油及混合后油样的老化试验，当混油的质量不低于原运行油时，方可混合使用。因为进口油或来源不明的油中含有的添加剂，虽然能区分是氨类或酚类添加剂，但更具体的组份就不得而知。变压器油的合理选择不仅关系变压器的正常运行和使用寿命，还避免了给油务工作者带来诸多不必要的麻烦，这需要油务工作者加以重视。

2 变压器油溶解气体检测

变压器油的检测是油务工作者的重点内容，该项工作的实施直接关系着变压器内部绝缘好坏的判断，是变压器故障分析与查找的关键。在传统的变压器油检测过程中，主要检测方法是测试电气设备的绝缘电阻、变比、直流电阻、介损等。这些检测方法均需设备退出运行，但由于电气设备运行中的停电机会极少，因此，基于在线监测的气相色谱法得到了广泛的推广和应用，该方法在使用过程中主要通过对C2H6、C2H4、C2H2、H2、CO、CO2等溶解气体数值的分析来作出准确的油故障判断，由于这类气体产生的原因复杂，又是某种变压器油故障的直接体现，因此，该项工作成为了油务工作的重点，这对油务工作人员日常工作经验积累提出了较高的要求，也需要对这些气体产生的原理有较深的认识。

变压器在正常运行老化过程中产生的气体主要是CO和CO2，在故障温度高于正常温度不多时，产生的气体主要是CH4。随着故障温度的升高，C2H4和CH4逐渐成为主要特征气体，在温度高于100℃（如电弧温度）以上的作用下，油裂解产生的气体会有C2H2。如果油故障涉及到固体绝缘时会产生CO和CO2。绝缘纸、布的成分是纤维素，在热分解时因分子链反应脱氢，脱氢炭化将产生CO和CO2气体，因纸是被油浸润，所以伴随少量的低分子烃类，绝缘纸如果长时间加热在120～150℃，也会裂解产生碳酸气。酚醛和环氧树脂等在300℃以上，放电条件下裂解时即出现少量C2H2。

铁、铝等金属材料会直接与水反应而产生H2，这会使油中的含气量增加，一些新投入的变电设备出现的可燃性气体主要是H2。近几年来，实际使用的一些变压器含氢量相当高。单纯的绝缘油热分解产生的气体主要是低分子烃类，随着热裂解温度的增加，裂解气体出现的次序是烷烃—稀烃—炔烃。当过热故障或放电故障发生有固体绝缘材料的部位时，CO和CO2会很快升高，产生速率超过正常老化的产气率。通过对这些气体产生原因的分析不难看出，变压器油溶解气体气相色谱分析的重要性，同时也可以根据各种含量的溶解气体找出油故障产生的原因，由于变压器油在运行过程中受影响的因素过多，除了从本体进行分析外，还要考虑一些其它因素。

例如，有的变压器曾有过故障，故障排除后，由于油浸绝缘材料中的残油中残存故障特征气体，甚至金属材料也可能吸藏一些气体，释放至已脱气的油中，这会影响气相色谱分析的准确性，某110kV2号主变压器于2013年5月14日瓦斯动作，取样分析数据如表1所示。

表1 色谱试验气体含量 μL/L

可以看出，色谱试验总烃含量过高，且呈现出不稳定趋势，需要查找原因所在，通过吊罩检查，发现前次返厂大修后油道没有处理干净，焊渣落入铁芯和夹件间，另外，铁芯和夹件之间的绝缘也没有垫上，加上绝缘油的处理不到位，造成了色谱试验总烃含量偏高，在对变压器绝缘油进行热油真空处理，倒罐热油循环，处理后注入本体试验，总烃含量下降，跟踪试验后数据基本稳定。

变压器油箱曾带油焊接，以及油冷却系统附属设备故障产生的气体，也会进入变压器本体固体绝缘中，从而产生气体。所以，在通过色谱试验分析判断时要注意考虑这些容易引起误判断的因素。

另外，运行中设备内部油中气体含量超标时，应进行跟踪分析，查找原因。标准值不是划分变压器油有无故障的标准。有的组分低于标准值，若增长较快，也应引起注意。例如，某1号主变压器色谱分析发现A相总烃严重超标，达到374.9μL/L。通过缩短周期，跟踪监测发现，数据逐渐增加，增长速度很快，停运进行钻孔内检，结果没有发现问题，经研究决定吊罩检查，并更换磁屏蔽，在磁屏蔽上发现问题，原磁屏蔽共有30片，其中10片磁屏蔽有烧伤痕迹，共有24处。可以看出，仅根据色谱试验分析结果有时很难对故障的严重性做出正确的判断，必须考虑故障的发展趋势，也就是故障点的产气速率，它依赖于设备类型，负荷情况，故障类型、老化程度以及所有的绝缘油体积。应综合结合这些情况进行分析，计算结果还应考虑到呼吸系统对气体的影响。同时，根据气体含量的标准值或气体的增长率，判断变压器可能存在的油故障，应用气体比值判断故障类型，但是，由于溶解气体分析存在误差，导致气体比值存在某种不确定性。因此，油务人员应把握好取样、运输、保存、脱气、选择、仪器的标定、数据的处理等各个环节，分析出真正反应设备本体内绝缘油中的色谱数据，作为电气设备内部故障判断的依据之一。

3 变压器的真空注油

由于变压器在安装或检修过程中器身暴露在空气中，器身绝缘表层不可避免会存在吸湿现象，并随着时间的推移逐渐向内层扩散，因此变压器必须严格执行真空注油工艺，这也成为了油务工作者的重要任务之一，抽真空、真空注油和热油循环三道工序是有效驱除器身露空阶段所吸收水分的关键，也直接影响着变压器的正常运行。

在对变压器抽真空的过程中，应随时检查有无泄漏，如果变压器有泄漏，听变压器是否有嘶嘶漏气声，或用干燥空气充入破坏真空，然后用干燥空气加压，用肥皂水寻找泄漏点。抽真空时，应监视并记录油箱的变形，其最大值不得超过壁厚最大值的两倍。必须将不能承受真空下机械强度的附件与油箱隔离，对允许抽同样真空度的部件，应同时抽真空。注油时，油温宜高于器身温度，一般为30℃，注油速度不宜大于100L/min，为排除油箱内及附于器身上的残余气体，宜从下部油阀进油。

真空注油后通过热油循环达到对器身绝缘进一步驱潮的目的，为破坏油一纸中水分的暂时平衡，促进器身绝缘中的水分向油中迁移，在不致使绝缘油劣化和绝缘材料老化的前提下，应尽可能提高热油循环的油温，滤油机加热器温控器可设置在70～75℃，但不得超过80℃。同时考虑到油的流动可加速平衡，为促使油在箱体一内部流动，油流进出口应对角布置；强迫循环冷却变压器在热油循环干燥过程中应定期启动潜油泵。另外滤油机进口应接在变压器油箱最底点处阀门，以便通过热油循环过滤出油箱底部沉积的油泥、游离水和杂质。

高压电力变压器虽经真空脱气注油，但充气运输的变压器，由于安装注油前有较长时间未浸油，且在运输过程中由于振动而把原浸入绝缘物中的油淅离出来；或经过干燥处理的变压器，在最初浸油时，都容易出现残留在绝缘物中的气泡。而残留在绝缘油中的气泡在每次注油时其概率都大体相同，且这种气泡在油中较容易溶解。因此为了溶解这些残留气泡就需要按标准执行一定的静置时间。

4 变压器油的过滤

变压器油的过滤也是变压器油务工作的重要环节，为了提高绝缘油现场净化效率，同时避免绝缘油自循环过滤过程中因多次加热而导致油质裂解老化，以及实现与空气的真正隔绝，必须对传统的单罐式滤油循环法和倒罐式滤油循环法加以改善。以某500kV变电站1号主变压器绝缘油的循环方式为例。在滤油管路流入油罐的法兰下方加装了1根管子，管子的长度大于油罐油面上方的空气层的距离，使油不经过油罐上部的空气层而直接流入油中，这样在循环滤油过程中，油落入油罐时不会再把上层的空气带入油中，上层的空气也不会再减少，呼吸器也不会再吸入外面的空气，这时呼吸器的阀门就可以关掉，彻底将油和外面空气隔离。实践证明，处理15t绝缘油只需要12～20h，且变压器油经检验均合格，各项指标均满足国家标准。