提高大型变压器滤油效率方法的研究
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摘 要：随着电力系统容量的增加和电压等级的提高，对输变电设备安全性，可靠性也提出了更高的要求，特别是在GB50150-2016版《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》19.0.1绝缘油的试验项目及标准中规定“500kV及以上交流变压器投运前（热油循环后）100mL油中大于5μm的颗粒数≤2000个”颗粒度检验为绝缘油检验新增项目，绝缘油闭口闪点，界面张力等数据也有所提高。由此可见对绝缘油的检验标准有了更高和更明确的要求，提高滤油效率是降低油污染几率和提高油质合格率的有效办法，本文从改进滤油方法的角度对提高绝缘油滤油效率进行阐述。
关键词：绝缘油处理;热油循环;变压器油循环;绝缘油检测
1 绝缘油对油浸变压器的重要性
变压器绝缘油是石油的一种分馏产物，它的主要成分是烷烃，环烷族饱和烃，芳香族不饱和烃等化合物，是一种绝缘性能良好的液体矿物油。变压器绝缘油的作用有绝缘，灭弧和散热功能，按照油品的凝固点温度划分有DB-10＼＼DB-25＼＼DB-45三种型号。
变压器内部故障时除通过绕组的电流和电压测量回路进行监控以外，都是通过内在绝缘油的温度和其他状况完成监测。通常在变压器器身上装有油面温度计2支及其控制仪表，仪表内装有四组可调控制开关，当油温超过设计温度后，控制仪表发出电信号，分别作用于变压器冷却系统控制及信号报警，然后通过启动冷却风机、降低负荷或跳闸等方式使变压器解除危险状态。在器身和油枕之间的连通管上还装有瓦斯继电器，利用变压器内部故障而使油分解产生气体或造成油流涌动时，使气体继电器的接点动作，接通指定的控制回路，并及时发出信号告警（轻瓦斯）或启动保护元件自动切除变压器（重瓦斯）。随着科技的发展在500kV及以上变压器器身上还增加了色谱在线分析装置，实现对绝缘油中溶解的故障气体实时持续在线分析，避免了在实验室分析取样周期长，脱气误差大及耗时多等问题。
2 常规滤油方法存在的弊端
变压器滤油是变压器安装及检修过程中的必要环节，是绝缘油处理的必要过程，GB50148-2010《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》中4.10热油循环部分对变压器安装过程中油处理进行了说明“330kV及以上变压器、电抗器真空注油后应进行热油循环”。热油循环是绝缘油脱气、脱水的过程和行业内认可的方法，也可以过滤变压器在生产过程中残留在变压器内的细小颗粒物，油质检测合格是变压器投入运行的必要条件。新修订的验收规范中对500kV及以上绝缘油检测增加了单位内颗粒数检验项目，这也是对滤油设备和滤油方法进行技术革新提出了明确的要求，同时对界面张力和闭口闪点也提高了标准。
以我单位参与的临沂安装工程为例，在1号主变压器的安装过程中按照常规的油处理方式进行热油循环作业的方法是，在变压器附件安装完成后，连接滤油机与变压器顶部阀门开始进行器身抽真空，当真空度达到规定的真空度后（220kV～500kV变压器的真空度不应大于133Pa，750kV变压器的真空度不应大于13Pa），保持真空度并检测泄露率满足要求后进行真空注油，注油时从变压器底部阀门注入。热油循环时从变压器上部接入出油管，下部油管改为回油管，变压器油经过滤油机真空处理和加热后返回到变压器内部。热油油循环过程中因为处于冬季，外部环境在-5℃左右，虽然把滤油机加热器全投如使用，保证了滤油机出口油温在65-70℃范围内，但因为变压器油量大，外部环境温度低，致使变压器内油温长时间得不到提升，以至于变压器内铁心，绕组等内部元器件达不到加热的效果，失去了热油循环的意义。在1号主变滤油时耗费了12天的时间，经过10次取样检测然而热油循环后油样实验还不合格。通过对绝缘油不合格项进行分析，具体汇总如下：
根据上述问题调查表，制作出质量问题饼分图如下：
通过上图可看出，变压器油质量问题主要是“灰尘、纤维杂质超标”和“油中含气量超标”。这也是容易造成变压器故障的关键因素，这些问题得不到处理，变压器将不能投入使用。
3 分析问题原因和改进措施
通过上述实例进行分析影响变压器滤油效率和效果的因素主要包括以下几个方面。
3.1 外部环境影响
因施工处于冬季12月份当地气温已低于0℃，低温环境下热量散失严重是导致变压器热油循环效率降低的主要因素，因为热量损失严重，设备内部元器件达不到加热的效果，以至于内部微量气泡不能被透析出来，虽然循环过程中经过滤油机真空处理，但因元器件缺乏加热过程，以至于经过长时间的热循环都是在做无用功，反而增加了被污染的机会。
改进方法：为减小器身与环境的温差，减少散热效率，我们采取给变压器外壳增加保温层的保护措施，同时在保温层中增加自控温热伴热电缆，伴热电缆选用DBR-PB型，最高耐受温度为110℃，最高工作温度为65℃，低于变压器油最高70℃温度的要求，从而不会对变压器油造成二次加热。外部保温材料采用施工现场常见的外墙保温材料，仅用于维持内部热量不散失的作用，通过此办法将变压器外壳温度可以提高到60℃，并维持在一定温度范围内。因变压器内外部几乎没有温度差，从滤油机循环出来的绝缘油输送到变压器内，温度基本维持不变，从而减少变压器油热量散失。此方法从根本上改变了外部低温环境对效率的影响，更适合在高寒和低温地区的冬季进行推广。
3.2 改造滤油机结构存在缺陷
大型变压器滤油因变压器容量大，滤油过程中流量大，为短时间内提高油温度，于是把加热器全部投入使用是常见的一种操作方法，由此产生的风险是用电负荷增加对电源的容量和稳定性都需要提高，否则会频繁造成过负荷跳闸现象出现;由于变压器滤油机设计缺陷，在停电后会导致部分加热器裸漏在油面以上，以造成因加热器余温造成表面油会因为局部过热产生乙炔和烃类气体。
改进方法：a、将滤油机电源和控制系统进行改造，由以前的单电源供电改造成双电源供电，在电源箱内增加双电源自动切换装置和断电报警装置，当其中的一路电源消失后报警装置会发出蜂鸣和闪光报警，以提示工作人员尽快对失电原因进行检查，以保证供电可靠性。
b、改造滤油机加热罐结构，原油罐加热器结构存在设计弊端，突然停电时，罐内油位在重力和油泵惯性作用下会下降，造成部分加热丝露在油面以上，油面与加热丝接触面会因局部过热而产生乙炔等烃类气体。改造后将出油口改在油罐顶部，即使遇到突然停电，加热丝也仍全部浸泡在油中不会局部过热，避免了乙炔等烃类气体的出现，保证了絕缘油不被设备污染。
4 结论
通过改造后的实施方案，滤油时间在原来12天时间的基础上减少到3天，滤油时间缩短减少了油循环的次数，从而减少了油质被污染的几率。同时在电源柜中增加了双电源切换装置保证了电源的可靠性，在后续过程中没出现因停电造成的停机现象;改造后的加热罐是保证油质不被二次污染的关键因素，即使在操作过程中造成停机，也不会导致油面局部过热而产生乙炔或烃类气体，是保证色谱和含气量合格的关键措施。除此之外还对滤油设备更换了高精度滤芯，虽然在材料成本上有一些增加，但是通过减少人工投入和电源费用进行弥补，项目在实施后并未额外增加施工成本，反而减少了检验费用。
参考文献：
[1]GB50150-2016《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》中华人民共和国.
[2]GB50148-2010《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》中华人民共和国.
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