低温下特高压交流变压器绝缘裕度分析

2020-11-06李国强

黑龙江电力 2020年3期

李国强

(国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院，哈尔滨 150030)

0 引言

随着特高压输电技术的日渐成熟，中国特高压交直流工程进入了规模化建设的新阶段，到2020年将建成“四纵七横”、“三华”特高压交流网架，满足中国西南水电、西部和北部煤电、风电及太阳能发电等大型能源基地电力外送需求，全国形成“三华”、东北、西北、西南和南方五个同步电网。中国东北、内蒙古及新疆等高纬度地区冬季的气温可达-40 ℃以下，未来特高压输变电工程建设将面临前所未有的寒冷环境考验，有关寒冷条件下特高压输变电技术的研究显得极为必要，也亟待开展[1]。

近年来，相关学者对低温下变压器油交流介电特性进行了研究并给出了相应变化规律，即损耗因数随着温度的降低先降低然后升高，并与水分的含量成正比，相对介电常数随着温度的降低呈单调上升的趋势[2-3]；张秋也等人对-40～100 ℃不同含水率的变压器油和浸油纸的相对介电常数和体积电阻率进行测量，通过数值计算得到了变压器油和浸油纸中电场分布随温度和含水率的变化规律，并对油纸复合绝缘在不同电压波形下的击穿特性进行了研究[4-5]；郭文敏等人在交流电场下研究了微水对油纸复合绝缘低温介电性能的影响，并通过仿真方法分析了降温过程中油纸绝缘微水析出的动力学过程[6-8]；徐征宇对高寒条件下油纸绝缘的局放特性、沿面闪落特性和变压器油的击穿特性进行了研究，并总结了相关规律[9-10]。但上述研究大多针对油纸绝缘的介电性能，对实际设备的研究较少。针对实际工程需求，深入研究寒冷条件下变压器绝缘裕度变化规律对于保障高寒地区变压器的安全运行具有重要的工程价值。

本文针对特高压交流变压器，对低温下变压器油和浸油纸板的介电参数进行测量，并结合试验结果建立变压器主绝缘仿真模型，仿真分析其电场分布随温度变化的关系，并计算得出绝缘裕度随温度变化的规律，为低温下提高电气设备设计及运维水平提供理论依据。

1 试验部分

1.1 试样制备

采用真空滤油机对所用变压器油进行过滤及脱水脱气处理，直至各参数经测试符合标准GB 2536—90的要求。所用变压器油处理后的含水率小于5×10-6，90 ℃下介损值小于0.05%，工频击穿电压不低于60 kV。随后，利用真空干燥罐对纸板进行浸油处理，所得试样含水率小于0.5%。

1.2 测试方法

针对特高压交流变压器，其电场分布及绝缘裕度分别取决于材料的介电常数与击穿强度，为研究其与温度的关系，借助温控箱、质损耗测试仪、高压电源及电极装置完成低温下油板相应介电参数的测量。其中，温控箱温度范围为-60～150 ℃，温度均匀度为±2 ℃，温度波动度为±0.5 ℃；介质损耗测试仪电容量程为4 pF～50 nF，电容精度为±(0.5%×2 pF)，最小分辨率为0.01 pF。进行介电常数测试时，针对绝缘油时采用RY1型电极，其自带屏蔽保护极，极间距离为2 mm；浸油纸板则按GB/T 1409—2006标准要求采用圆柱形电极，电极实物如图1所示。测量二者击穿强度时，则分别按GB 1408.1—2006及ASTM-D149-81的规定采用相应电极，测试结果针对不同的电极结构分别以击穿电压和击穿场强表征。

实验中，测量温度范围为-60～20 ℃，为保证试样温度均匀稳定，待温度达到要求并保持1 h后进行测量[11]。

图1 试验用电极实物图

2 温度对绝缘材料介电参数的影响

2.1 温度对相对介电常数的影响

测试得到变压器油相对介电常数随温度变化的曲线如图2所示。

图2 变压器油相对介电常数随温度变化曲线

分析图2可以看出，变压器油的介电常数随温度的降低而增大。这是因为变压器油为非极性液体电介质，其极化主要为电子极化，温度降低导致体积减小，每个单位体积内的分子数增加，故相对介电常数升高[12]。

同时，得到浸油纸板相对介电常数随温度变化的曲线，如图3所示。

由图3可以看出，绝缘纸板的介电常数随着温度的降低呈现出逐渐减小的趋势。这是由于温度的降低减缓了纤维素链段及极性分子运动速率，不利于转向极化的建立，相对介电常数减小[12]。

图3 浸油纸板相对介电常数随温度变化曲线

2.2 温度对介电强度的影响

按前述方法测量得到变压器油击穿电压随温度的变化规律如图4所示。

图4 变压器油击穿电压随温度变化曲线

分析图4可知，变压器油击穿电压随温度的降低呈先减小后增大的趋势。这是由于降温过程中，油中水分溶解度降低，水分逐渐析出呈悬浮状态，在电场的作用下聚结、形变并形成水桥，导致其击穿电压降低，并在-10 ℃时达到最低值。随温度进一步下降，油的粘度逐渐增大，复合体系中的水结成冰，使击穿电压有所回升[13]。

测试得到浸油纸板击穿场强随温度变化规律如图5所示。

与变压器油类似，浸油纸板击穿场强随温度的降低同样呈先降低后升高的变化趋势，并同样在-10 ℃时取得最低值。且由于浸油纸板中水分析出滞后于油中，导致其变化幅度较变压器油小[13]。考虑到油、纸介电强度随温度变化规律的一致性，可在绝缘裕度校核时一并考虑。

图5 浸油纸板击穿场强随温度变化曲线

3 低温对变压器主绝缘裕度的影响

基于上述测量结果，为分析低温下绝缘材料属性变化对电场分布的影响，选取特高压变压器绕组主绝缘结构建立模型[14]，如图6所示，所得仿真结果如图7所示。

图6 1 000 kV变压器主绝缘仿真模型(高压-中压)

分析图7可知，两绕组中部电场强度最大值出现在紧邻中压绕组的油域中。与20 ℃相比，-50 ℃时的最大场强由8.9 kV/mm上升为9.2 kV/mm，故校核绝缘裕度时应优先考虑变压器油。同时选取两绕组中部油纸复合绝缘结构，进一步分析常温与低温下其电场分布随距离d的变化曲线，如图8所示。

图7 仿真结果

图8 电场强度随距离变化曲线

分析图8可知，油中电场强度高于纸中，且随着温度的降低，油中电场强度降低，纸中电场强度升高，二者差距增大。这是由于交流电场下，电场按两种材料相对介电常数的反比分布，二者都随温度发生变化，且油的变化幅度较纸板更大。油中绝缘裕度可由式(1)计算得出[15]：

绝缘裕度=场强许用值/场强发生值

(1)

计算得出，仿真模型绝缘油中绝缘裕度由20 ℃时的1.26下降为-50 ℃时的1.13。进一步计算得到变压器油中绝缘裕度随温度变化曲线如图9所示。

图9 变压器油中绝缘裕度随温度变化曲线

分析图9可知，特高压变压器主绝缘绝缘裕度随温度的下降先下降后上升，在-10 ℃附近取得最低值，当温度到达-50 ℃以下并继续降低时，绝缘裕度反而升高。结合击穿场强分析可知，在设计变压器时，按-10 ℃条件考虑电场比较合理。且在变压器油纸绝缘系统中，变压器油所承受的场强较油纸高，鉴于变压器油的耐压性能低于油纸，故变压器油为绝缘系统中的薄弱点，所以在极寒条件下，应重点考核变压器各绝缘结构中油的绝缘裕度。