22kV站用变压器油介损对运行的影响
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发布时间：2022-04-27 13:13
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时间：2023-09-22 09:58
一般情况220kV变压器为充氮或充油运输两种方式，而110kV变压器普遍为充油运输。变压器及补充油运抵现场后，应尽快着手对油样进行检测，按规程简化检查如下项目：油外观、闪点、耐压、水溶性酸(pH值)、酸值、微水、色谱、界面张力、介质损耗角(90℃)，其中对于新安装的变压器油的数据易引起不合格的常有：(1)油微水超标，严重时引起油耐压达不到要求；(2)油色谱化验结果含有：C2H2微量或总的(某种)油中含气量偏高；(3)油介损超标准(>0.7％)，而原因常不明。在现场安装施工中，前两项原因较明显，也容易处理。微水超标可以采用真空滤油机加热循环，再辅以板式滤油机过滤使油脱水和过滤杂质，经过二次循环后，可以达到标准。油中含有微量乙炔(C2H2)或含气量偏高，现场也可采用1台或2台串联真空滤油机加热过滤循环，能在较短的时间合乎要求。而第3项油介质值超标，就很难用常规处理的方式来处理。在主变本体的高压试验中，有时也会伴随出现线圈绝缘电阻偏低，直流泄漏值增大，线圈对地的介质损耗偏大，因油介损的偏高而使主变整体绝缘变坏；为了彻底处理主变的绝缘油介损偏高，保证设备的安全运行，施工单位和生产运行部门均采用更换变压器油的方式来进行。那么油介质损耗因数测量中存在的问题及导致变压器油介质损耗因数增大或超标的原因是什么？对已经出现油介质损耗因数增大或超标的变压器油应如何处理？在此将试着对这些问题的原因进行分析，并提出相应的处理方法以供大家探讨。
一、测量油介质损耗因数中存在的问题
介质损耗因数作为检测绝缘油好坏的一种有效手段，其测量结果的准确性和可靠性就直接关系到电力系统的安全经济运行。在绝缘油介质损耗测试过程中通常存在以下几个方面的问题：
1.测量次数不和要求。根据GB5654－85标准规定对同一个油样至少要进行两次试验，而单次试验的测量结果不能作为该油样的介质损耗因数值，这有可能造成误判断。
2.油样在电极杯内的加热时间太长。按GB5654－85标准规定，要先将试样和空杯放入比试验的温度高5～10℃的试验箱或烘箱里预热，然后将预热过试样注入预热过的电极杯中，如果不进行预热工作，难以达到标准规定的试样注入电极杯后经15 min达到试验温度90℃的要求。这样，测得结果就不是该油样真实的介质损耗因数值。
3.操作不当。由于介质损耗因数与绝对温度的倒数成指数关系变化，因此需要在相当精确的温度条件下测量。工作人员为了使油样的温度尽快达到规定的试验温度，往往把温控器上的温度置数调拨到高于试验的温度，然后在温度接近试验温度时，把温度置数调拨回试验温度，由于电极杯的加热是通过外电极从加热器发热部位传递到内电极的，而内加热器的加热功率比外加热器低，且温度传递也有一个惯性，这就可能造成内电极内测温点测得的是试验所需的温度值，而实际温度已超过试验所允许的温度范围。
4.电极杯不清洗或清洗不彻底。测量绝缘油损耗因数时，对电极杯的清洗是最为重要的。因为绝缘油对极微小污染的影响都极为敏感。因此必须严格按照按GB5654－85标准规定的方法进行。否则残留在电极表面杂质就混入试样，影响介质损耗因数测量值。
5.取样不规范。取样时不按被试油样的取样方法标准进行，使油样污染、受潮。新瓶不洗，容器密封不良，造成样品见光，混入杂质和受潮，影响介质损耗因数测量值。
6.测试操作不熟练。试验人员对电桥的操作方法不熟悉或者电桥检流计灵敏度失当，造成电桥平衡时间太长。由于初始值能较好地代表绝缘油的实际状态，如果绝缘油样上一直施加着工频试验电压，在较高的温度下，介质损耗因数值会随油样恒温时间而变化。
7.电压测量不准确。如果加压设备上的电压测量系统超差，当电压实际值大大超过试验电压值时，因电极的二次效应、试样放电等原因，可能会造成测试值明显增大。
8.试验回路接线失误。高压试验回路不接地，引起测量仪器的性能偏离原有指标，造成测量误差。
二、油介质损耗增大的原因
变压器油在电场作用下引起的能量损耗，称为油的介质损耗因数，通常在规定的条件下测量变压器油的介质损耗因数，并以介质损失角正切tgδ表示。测量绝缘油的介质损失角正切，能灵敏地反映绝缘油在电场、氧化、日照、高温等因素作用下的老化程度，也能灵敏地发现绝缘油中含有水分、或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多等现象。因此，绝缘油的tgδ试验是一项重要的电气特性试验。它可反映油中极性杂质含量和受潮情况，可进一步检验油的绝缘，氧化和精致程度。变压器油的介质损耗因数可以用下式表示：
tgδ＝1．8×1012γ／εf
式中γ—体积电导系数；
ε—介质常数；
f—电场频率。
由上式可知，油的介质损耗因数正比于电导系数γ，因此分析油介质损耗因数超标或有大的增长趋势的原因，也应主要从分析绝缘油的电导系数γ变化情况入手。
1.油质老化程度较深
油质老化将引起油中酸值的增大、油的粘度减小、界面张力的减小等。但目前油介质损耗因数偏大的变压器，绝大多数是运行时间不长的变压器，由老化引起油介质损耗因数升高比较少见。
2.油的含水量增加引起介质损耗因数增大
对于纯净的油来说，当油中含水量较低（如30～40μg／L）时，对油的tgδ值的影响不大，只是当油中含水量较高时才有十分显著的影响，如图1所示。当油中含水量大于60μg／L时，其介质损耗因数急剧增加。
3.变压器结构上的原因
从变压器制造结构上分析，目前有的变压器制造厂家取消了净油器（热虹吸器），从变压器减少渗漏油角度考虑，减少了渗漏油点。尽管目前变压器油是通过油枕内的胶囊或隔膜与外界空气是隔绝的，可以说是全密封变压器，但是我认为取消净油器（热虹吸器），对变压器油介质损耗因数的增大有一定的影响，或者说变压器上装有净油器（热虹吸器）更有利于绝缘油质量的稳定，可以在变压器运行过程中“吸出”绝缘内部水分，改善绝缘的电气性能，从而减缓了绝缘中水分的增加。因此，对没有安装净油器（热虹吸器）的变压器油介质损耗因数增大，这可能是其中一个原因之一。
4.变压器生产工艺上的原因
目前有些互感器介质损耗因数超标或增大，有一个很重要的原因，是因为有些制造厂家为了缩短绝缘件的干燥时间和刻意减小互感器出厂时的介质损耗因数值，在工艺上通过提*燥温度（一般情况下干燥温度为110℃，但有些厂家干燥温度提高到150℃左右）的方法，这样虽然去掉了绝缘件中的凝聚水和吸附水，但同时也损伤了绝缘件的化学成分，运行一段时间后就会出现油介质损耗因数增大，而且这种原因引起的油介损增大，很难处理。目前变压器制造厂家对绝缘件的处理是否也采取了刻意提*燥温度的工艺，至今没有得到证实，因此也无法判断变压器油介质损耗因数增大是否由此原因而引起，这需要我们在变压器监制阶段对变压器干燥工艺特别留意。如果真是由于变压器内绝缘件的化学成分被损伤而引起变压油介质损耗因数增大，那只能返厂处理。
三、油介质损耗增大的处理方法
解决绝缘油介损超标采用的方法有两种：一种是更换不合格油，重新注入经电气试验和化学分析各项指标均合格的油；另一种则是对超标油进行再生处理。
更换不合格油，可缩短系统停电时间，只需放净变压器内旧油，用合格油对变压器进行冲洗，再对变压器进行真空注油，绝缘油中，抗氧化剂含量不会下降。这种处理较适用于：机组不容许长时间停电；机组运行了较长时间，油酸值较高，油呈深黄或褐色，出现游离水或油混浊现象，并全面降解的情况。但简单的换油不如滤油对变压器的“冲洗”来的彻底。且换油耗费大，从节省能源角度和考虑废油污染生态环境，对超标油我们不赞成首选换油处理。
变压器油的再生处理是指物理—化学或化学方法除去油中的有害物质，恢复或改善油的理化指标。再生处理的常用方法有：吸附剂法和硫酸—白土法。吸附剂法适合于处理劣化程度较轻的油；硫酸—白土法适合于处理劣化程度较重的油。吸附剂法又可以分为接触法和渗滤法，接触法系采用粉状吸附剂（如白土、801吸附剂等）和油在搅拌接触方式下再生；而渗滤法即强迫油通过装有颗粒状吸附剂（如硅胶、颗粒白土、活化氧化铝等）的净化器，进行渗滤再生处理，这也是我们通常采用的方法。
在实际生产和运行中，常遇到下列情况：油经真空、过滤、净化处理后，油的含水量很小，而油的介质损耗因数值较高。这是因为油的介质损耗因数不仅与含水量有关，而且与许多因数有关。从上述的分析中我们可以发现，大多数变压器油介质损耗因数增大的原因是油中可溶性极性质（如溶胶等）增加所致。对于溶胶粒子，其直径在10－9～10－7m之间，能通过滤纸，所以经二级真空滤油机处理其介质损耗因数不能达到目的，因此处理由这种原因引起的油介质损耗因数增大问题，通常采用渗滤法再生处理可以得到良好的效果。
四、油处理的程序和工艺要求
1.准备工作
先将油枕内的油放完，继续放本体油，在放油的同时用干燥空气或氮气跟进，以免变压器绝缘受潮。当油放至变压器拱顶100 mm左右时停止放油。取本体油样做介质损耗因数试验，作为变压器油处理前的基准值。
2.本体加热滤油
按常规的变压器真空滤油工艺联结好管道，开启真空滤油机。在变压器油加热过滤时要求滤油机出口的温度控制在60～65℃，每两小时记录滤油机出口温度、本体温度、过滤器压力值，当过滤器压力过大时，应该更换过滤器滤芯。当本体温度达到50℃左右时（目的是为了将粘浮在器身上的高介损物质带出），开启所有潜油泵运行0．5 h后，关闭潜油泵（注意，潜油泵开启同时，不得开启冷却器风扇），再继续加热滤油8 h，取油样做介质损耗因数试验，并记录。然后把变压器内所有的油抽注入油坦克中，注意在抽油时，变压器本体同时注入干燥空气或氮气，待抽完本体所有油后，要求变压器器身内干燥空气或氮气的压力保持在0．02 MPa左右。
3.油介损处理
在油介损处理前把所有的联接管道用新油彻底地再处理一次，按图2所示联结好所有管道。在贮油罐中通过油介损处理罐、过滤器将油温加热到65℃左右循环处理，每4 h取油样做介质损耗因数试验，当介损值降低到理想值后继续循环4 h，取样化验介质损耗因数值、微水、油电气强度。结束油介损处理，开始准备往本体注油。
4.本体注油
本体注油应在真空度达到要求后进行，变压器油应从本体底部放油阀注油，油温高于变压器芯部温度，注油速度控制在100L/min以下，当油位离变压器箱顶部约100～150mm时停止注油。注油过程中应始终维持着要求的真空度，停止注油后要继续抽真空110kV主变2h，220kV主变4h，待天气良好时破真空。追问那国标的油介损标准对应的电压等级的变压器一般是多少？比如低压的站用变35kv或者10kv的
追答新油注入后:90度时,小于0.7%
运行中油:90度时,小于4%
