高温热油循环对500kV变压器绝缘材料老化影响试验

2014-04-03狄婷婷夏慧艳李向辉张春丰赵春明

吉林电力 2014年3期

狄婷婷，夏慧艳，李向辉，张春丰，赵春明

（1.东北电力设计院，长春 130021；2.大唐珲春发电厂，吉林珲春 133300；3.国网吉林省电力有限公司检修公司，长春 130022；4.国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春 130021）

随着我国电力工业在发、输、变电设备向大容量、高电压方向的发展，500kV变压器得到广泛应用，并逐渐成为电网系统的主要骨架；但在运行过程中由于绝缘电阻偏低经常出现故障，尤其是新变压器绝缘电阻偏低现象较突出。目前解决这类问题的通用方法是在加大变压器绕组电流的同时进行热油循环，但通过高温热油循环是否会影响其绝缘性能，是否会加速变压器的老化，需要实验室模拟及现场试验进行验证。

1 变压器绝缘系统及模拟试验条件

1.1 变压器绝缘系统

变压器绝缘系统主要由液、固绝缘体2部分组成，液体绝缘体是变压器的填充介质绝缘油，固体绝缘体是绝缘纸板，变压器的绝缘性能主要取决于变压器内绝缘油、绝缘纸板的性能指标，因此必须进行实验室模拟试验及现场取样检测绝缘体的性能指标，以此判断其绝缘性能。

1.2 模拟试验条件

实验室模拟设备是将鼓风干燥箱内部进行合理隔开及规划，防止绝缘油和绝缘材料出现局部受热现象，试验过程中盛有绝缘材料的器具处于密封状态。根据现场热循环时间20天，模拟试验时间定为30天，试验温度模拟现场运行温度90℃±2℃，检测周期为15天一次。

2 模拟试验与分析

2.1 绝缘油检测

实验室模拟试验根据GB 7595—2008《运行中变压器油质量》标准，对新变压器绝缘油及模拟90℃运行15、30天后的绝缘油的检测结果见表1。

由表1试验数据可以看出，绝缘油的外观、密度、水溶性酸或碱、闪点、凝点、运动粘度、界面张力、结构族组成指标没有明显变化，油中溶解气体含量未发现异常。虽然随着模拟时间的延长水分含量呈明显下降趋势；酸值和介质损耗因数呈下降趋势、击穿电压呈上升趋势；T501含量呈下降趋势；糠醛含量呈增加趋势；但是所有检测项目均符合GB／T 7595—2008要求。

2.2 绝缘纸板检测

a.在25℃、相对湿度38%条件下，依据DL／T 984—2005《油浸式变压器老化判断导则》，检测新绝缘纸板及在变压器油中浸泡15天、30天后绝缘纸板聚合度，结果见表2。

表1 实验室模拟试验绝缘油检测数据

表2 各种绝缘纸板的聚合度

绝缘纸板聚合度是表征绝缘纸及绝缘板老化程度的指标，其从本质上揭示了绝缘纸及绝缘板的老化过程及老化程度。表2证明：此条件下绝缘纸裂解老化程度不严重，30天后绝缘纸的聚合度800以上，符合DL／T 984—2005要求，说明绝缘纸可继续使用。油中溶解气体含量未发现异常，说明经过高温处理绝缘材料没有分解出过多气体，性质相对稳定。

b.在25℃、相对湿度38%条件下，依据DL／T 984—2005检测绝缘纸在变压器油中浸泡20天后介质损耗因数。常温浸泡，5次测量数据见表3；90℃浸泡，5次测量数据见表4，其中Cx＝100／C4，Cx单位为pF，C4单位为μF。

由表3、表4绝缘纸板介质损耗因数测量平均值对比可以看出，绝缘板在施加电压500kV和1000kV下测得数值基本相同，说明绝缘板的介质损耗因数与施加的这2种电压无直接关系；常温浸泡和90℃浸泡对绝缘纸板的介质损耗影响甚微，说明90℃油高温浸泡不会对绝缘纸板的介质损耗因数带来明显影响。

表3 常温变压器油浸泡1mm厚绝缘纸板介质损耗因数

表490 ℃变压器油浸泡1 mm厚绝缘纸板介质损耗因数

c.相对湿度40%，试验时敞口击穿电压58kV，油中水质量浓度25 mg／L条件下，依据 GB／T 1408.1—2007《绝缘材料电气强度试验方法第1部分工频下试验》标准检测击穿电压，结果见表5。其中，90℃变压器油浸泡共9组样品，分别是1到9；常温变压器油浸泡也是9组样品，分别是11到19。

由表5不同温度浸泡下的绝缘板击穿电压值可以看出：90℃平均值及峰值均稍高于常温的均值及峰值，说明绝缘油在高温下更容易浸透绝缘板，经过90℃绝缘油浸泡过的绝缘板的击穿电压对变压器的老化不会产生不良影响。

表590 ℃和常温变压器油浸泡后1mm绝缘纸板击穿电压kV

综上所述，绝缘油在持续90℃下模拟运行30天后，检测性能指标与新绝缘油的性能指标相差甚微，均符合GB／T 7595—2008的要求，绝缘板的介质损耗和击穿电压变化甚微，符合JB／T 8318—2006《变压器用成型绝缘件技术条件》要求，高温模拟30天后绝缘纸的聚合度符合DL／T 984—2005要求，试验证明经过高温模拟试验后的变压器油、绝缘纸板都可以正常使用，说明经过此周期此温度的热油循环对变压器的绝缘老化影响不大。