狄婷婷，夏慧艷，李向輝，張春豐，趙春明

（1.東北電力設計院，長春 130021；2.大唐琿春發(fā)電廠，吉林 琿春 133300；3.國網吉林省電力有限公司檢修公司，長春 130022；4.國網吉林省電力有限公司電力科學研究院，長春 130021）

隨著我國電力工業(yè)在發(fā)、輸、變電設備向大容量、高電壓方向的發(fā)展，500kV變壓器得到廣泛應用，并逐漸成為電網系統(tǒng)的主要骨架；但在運行過程中由于絕緣電阻偏低經常出現(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進行熱油循環(huán)，但通過高溫熱油循環(huán)是否會影響其絕緣性能，是否會加速變壓器的老化，需要實驗室模擬及現(xiàn)場試驗進行驗證。

1 變壓器絕緣系統(tǒng)及模擬試驗條件

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絕緣油、絕緣紙板的性能指標，因此必須進行實驗室模擬試驗及現(xiàn)場取樣檢測絕緣體的性能指標，以此判斷其絕緣性能。

1.2 模擬試驗條件

實驗室模擬設備是將鼓風干燥箱內部進行合理隔開及規(guī)劃，防止絕緣油和絕緣材料出現(xiàn)局部受熱現(xiàn)象，試驗過程中盛有絕緣材料的器具處于密封狀態(tài)。根據現(xiàn)場熱循環(huán)時間20天，模擬試驗時間定為30天，試驗溫度模擬現(xiàn)場運行溫度90℃±2℃，檢測周期為15天一次。

2 模擬試驗與分析

2.1 絕緣油檢測

實驗室模擬試驗根據GB 7595—2008《運行中變壓器油質量》標準，對新變壓器絕緣油及模擬90℃運行15、30天后的絕緣油的檢測結果見表1。

由表1試驗數(shù)據可以看出，絕緣油的外觀、密度、水溶性酸或堿、閃點、凝點、運動粘度、界面張力、結構族組成指標沒有明顯變化，油中溶解氣體含量未發(fā)現(xiàn)異常。雖然隨著模擬時間的延長水分含量呈明顯下降趨勢；酸值和介質損耗因數(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DL／T 984—2005《油浸式變壓器老化判斷導則》，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，結果見表2。

表1 實驗室模擬試驗絕緣油檢測數(shù)據

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，其從本質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，說明經過高溫處理絕緣材料沒有分解出過多氣體，性質相對穩(wěn)定。

b.在25℃、相對濕度38%條件下，依據DL／T 984—2005檢測絕緣紙在變壓器油中浸泡20天后介質損耗因數(shù)。常溫浸泡，5次測量數(shù)據見表3；90℃浸泡，5次測量數(shù)據見表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，說明絕緣板的介質損耗因數(shù)與施加的這2種電壓無直接關系；常溫浸泡和90℃浸泡對絕緣紙板的介質損耗影響甚微，說明90℃油高溫浸泡不會對絕緣紙板的介質損耗因數(shù)帶來明顯影響。

表3 常溫變壓器油浸泡1mm厚絕緣紙板介質損耗因數(shù)

表490 ℃變壓器油浸泡1 mm厚絕緣紙板介質損耗因數(shù)

c.相對濕度40%，試驗時敞口擊穿電壓58kV，油中水質量濃度25 mg／L條件下，依據 GB／T 1408.1—2007《絕緣材料電氣強度試驗方法 第1部分工頻下試驗》標準檢測擊穿電壓，結果見表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℃下模擬運行30天后，檢測性能指標與新絕緣油的性能指標相差甚微，均符合GB／T 7595—2008的要求，絕緣板的介質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，試驗證明經過高溫模擬試驗后的變壓器油、絕緣紙板都可以正常使用，說明經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符合標準要求），由于運行中的變壓器無法取絕緣紙板進行試驗檢測，僅取油樣分析，結果見表6。

由表6可以看出，經過加大繞組電流進行熱油循環(huán)的變壓器油理化指標都滿足國家標準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，說明高溫熱油循環(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號主變壓器油試驗數(shù)據

4 結論

實驗室模擬試驗和現(xiàn)場取樣分析結果二者都表明，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。