高溫?zé)嵊脱h(huán)對500kV變壓器絕緣材料老化影響試驗(yàn)

狄婷婷，夏慧艷，李向輝，張春豐，趙春明

（1.東北電力設(shè)計(jì)院，長春 130021；2.大唐琿春發(fā)電廠，吉林 琿春 133300；3.國網(wǎng)吉林省電力有限公司檢修公司，長春 130022；4.國網(wǎng)吉林省電力有限公司電力科學(xué)研究院，長春 130021）

隨著我國電力工業(yè)在發(fā)、輸、變電設(shè)備向大容量、高電壓方向的發(fā)展，500kV變壓器得到廣泛應(yīng)用，并逐漸成為電網(wǎng)系統(tǒng)的主要骨架；但在運(yùn)行過程中由于絕緣電阻偏低經(jīng)常出現(xiàn)故障，尤其是新變壓器絕緣電阻偏低現(xiàn)象較突出。目前解決這類問題的通用方法是在加大變壓器繞組電流的同時(shí)進(jìn)行熱油循環(huán)，但通過高溫?zé)嵊脱h(huán)是否會影響其絕緣性能，是否會加速變壓器的老化，需要實(shí)驗(yàn)室模擬及現(xiàn)場試驗(yàn)進(jìn)行驗(yàn)證。

1 變壓器絕緣系統(tǒng)及模擬試驗(yàn)條件

1.1 變壓器絕緣系統(tǒng)

變壓器絕緣系統(tǒng)主要由液、固絕緣體2部分組成，液體絕緣體是變壓器的填充介質(zhì)絕緣油，固體絕緣體是絕緣紙板，變壓器的絕緣性能主要取決于變壓器內(nèi)絕緣油、絕緣紙板的性能指標(biāo)，因此必須進(jìn)行實(shí)驗(yàn)室模擬試驗(yàn)及現(xiàn)場取樣檢測絕緣體的性能指標(biāo)，以此判斷其絕緣性能。

1.2 模擬試驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)室模擬設(shè)備是將鼓風(fēng)干燥箱內(nèi)部進(jìn)行合理隔開及規(guī)劃，防止絕緣油和絕緣材料出現(xiàn)局部受熱現(xiàn)象，試驗(yàn)過程中盛有絕緣材料的器具處于密封狀態(tài)。根據(jù)現(xiàn)場熱循環(huán)時(shí)間20天，模擬試驗(yàn)時(shí)間定為30天，試驗(yàn)溫度模擬現(xiàn)場運(yùn)行溫度90℃±2℃，檢測周期為15天一次。

2 模擬試驗(yàn)與分析

2.1 絕緣油檢測

實(shí)驗(yàn)室模擬試驗(yàn)根據(jù)GB 7595—2008《運(yùn)行中變壓器油質(zhì)量》標(biāo)準(zhǔn)，對新變壓器絕緣油及模擬90℃運(yùn)行15、30天后的絕緣油的檢測結(jié)果見表1。

由表1試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，絕緣油的外觀、密度、水溶性酸或堿、閃點(diǎn)、凝點(diǎn)、運(yùn)動粘度、界面張力、結(jié)構(gòu)族組成指標(biāo)沒有明顯變化，油中溶解氣體含量未發(fā)現(xiàn)異常。雖然隨著模擬時(shí)間的延長水分含量呈明顯下降趨勢；酸值和介質(zhì)損耗因數(shù)呈下降趨勢、擊穿電壓呈上升趨勢；T501含量呈下降趨勢；糠醛含量呈增加趨勢；但是所有檢測項(xiàng)目均符合GB／T 7595—2008要求。

2.2 絕緣紙板檢測

a.在25℃、相對濕度38%條件下，依據(jù)DL／T 984—2005《油浸式變壓器老化判斷導(dǎo)則》，檢測新絕緣紙板及在變壓器油中浸泡15天、30天后絕緣紙板聚合度，結(jié)果見表2。

表1 實(shí)驗(yàn)室模擬試驗(yàn)絕緣油檢測數(shù)據(jù)

表2 各種絕緣紙板的聚合度

絕緣紙板聚合度是表征絕緣紙及絕緣板老化程度的指標(biāo)，其從本質(zhì)上揭示了絕緣紙及絕緣板的老化過程及老化程度。表2證明：此條件下絕緣紙裂解老化程度不嚴(yán)重，30天后絕緣紙的聚合度800以上，符合DL／T 984—2005要求，說明絕緣紙可繼續(xù)使用。油中溶解氣體含量未發(fā)現(xiàn)異常，說明經(jīng)過高溫處理絕緣材料沒有分解出過多氣體，性質(zhì)相對穩(wěn)定。

b.在25℃、相對濕度38%條件下，依據(jù)DL／T 984—2005檢測絕緣紙?jiān)谧儔浩饔椭薪?0天后介質(zhì)損耗因數(shù)。常溫浸泡，5次測量數(shù)據(jù)見表3；90℃浸泡，5次測量數(shù)據(jù)見表4，其中Cx＝100／C4，Cx單位為pF，C4單位為μF。

由表3、表4絕緣紙板介質(zhì)損耗因數(shù)測量平均值對比可以看出，絕緣板在施加電壓500kV和1000kV下測得數(shù)值基本相同，說明絕緣板的介質(zhì)損耗因數(shù)與施加的這2種電壓無直接關(guān)系；常溫浸泡和90℃浸泡對絕緣紙板的介質(zhì)損耗影響甚微，說明90℃油高溫浸泡不會對絕緣紙板的介質(zhì)損耗因數(shù)帶來明顯影響。

表3 常溫變壓器油浸泡1mm厚絕緣紙板介質(zhì)損耗因數(shù)

表490 ℃變壓器油浸泡1 mm厚絕緣紙板介質(zhì)損耗因數(shù)

c.相對濕度40%，試驗(yàn)時(shí)敞口擊穿電壓58kV，油中水質(zhì)量濃度25 mg／L條件下，依據(jù) GB／T 1408.1—2007《絕緣材料電氣強(qiáng)度試驗(yàn)方法 第1部分工頻下試驗(yàn)》標(biāo)準(zhǔn)檢測擊穿電壓，結(jié)果見表5。其中，90℃變壓器油浸泡共9組樣品，分別是1到9；常溫變壓器油浸泡也是9組樣品，分別是11到19。

由表5不同溫度浸泡下的絕緣板擊穿電壓值可以看出：90℃平均值及峰值均稍高于常溫的均值及峰值，說明絕緣油在高溫下更容易浸透絕緣板，經(jīng)過90℃絕緣油浸泡過的絕緣板的擊穿電壓對變壓器的老化不會產(chǎn)生不良影響。

表590 ℃和常溫變壓器油浸泡后1mm絕緣紙板擊穿電壓kV

綜上所述，絕緣油在持續(xù)90℃下模擬運(yùn)行30天后，檢測性能指標(biāo)與新絕緣油的性能指標(biāo)相差甚微，均符合GB／T 7595—2008的要求，絕緣板的介質(zhì)損耗和擊穿電壓變化甚微，符合JB／T 8318—2006《變壓器用成型絕緣件技術(shù)條件》要求，高溫模擬30天后絕緣紙的聚合度符合DL／T 984—2005要求，試驗(yàn)證明經(jīng)過高溫模擬試驗(yàn)后的變壓器油、絕緣紙板都可以正常使用，說明經(jīng)過此周期此溫度的熱油循環(huán)對變壓器的絕緣老化影響不大。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)分析

某500kV變電站2號主變絕緣電阻偏低，現(xiàn)場通過在變壓器繞組加大電流及熱油循環(huán)，將油溫控制在90℃左右，提高變壓器繞組的絕緣電阻，熱油循環(huán)周期為20天（20天檢測其繞組的絕緣電阻值應(yīng)符合標(biāo)準(zhǔn)要求），由于運(yùn)行中的變壓器無法取絕緣紙板進(jìn)行試驗(yàn)檢測，僅取油樣分析，結(jié)果見表6。

由表6可以看出，經(jīng)過加大繞組電流進(jìn)行熱油循環(huán)的變壓器油理化指標(biāo)都滿足國家標(biāo)準(zhǔn)GB／T 7595—2008要求 ，油中溶解氣體及糠醛含量檢測未發(fā)現(xiàn)異常，說明高溫?zé)嵊脱h(huán)的方法，不會影響變壓器絕緣材料的性能。

表6 某500 kV變電站2號主變壓器油試驗(yàn)數(shù)據(jù)

4 結(jié)論

實(shí)驗(yàn)室模擬試驗(yàn)和現(xiàn)場取樣分析結(jié)果二者都表明，變壓器的絕緣材料在90℃及以下的溫度下，會有老化現(xiàn)象發(fā)生，但老化程度較慢，20天內(nèi)對變壓器的絕緣壽命影響較小，因此通過繞組加大電流熱油循環(huán)的方式解決變壓器出廠繞組絕緣電阻偏低問題的方法可行。