变压器油,工业白油,抗磨液压油专业厂家—淄博勤润

引 言
近年来，特高压直流工程额定输送功率从5GW、6.4GW、7.2GW、8GW、10GW到12GW，电压等级高达±1100kV，最远输送距离达3324km。随着电压等级、输送容量及输送距离“三提升”，换流变网侧、阀侧电压等级不断提高，特别阀侧升高座及阀侧套管，结构形式与常规直流工程有较大的区别，大容量、高电压等级的换流变阀侧套管及升高座在真空注油时，由于油中含气量较高，导致注油时在阀侧套管及升高座发现连续或间断气泡。大容量换流变受限于特殊结构，部分气泡不能通过静放工艺处理消除换流变器身内部和油气泡，严重影响了换流变顺利通过试验，特别是阀侧交流外施试验。
某工程1台换流变在出厂试验进行预局放期间，视在局放量超出协议要求范围（＜100pC），通过对局放波形分析，可能原因为油中含气量较高，后在温升试验后，重新进行局放试验，试验顺利通过。国网吉泉工程某台换流变在出厂试验进行短时感应耐压期间，视在局放量超出协议要求，经过长达11天的排查，仍未找到引起局放量异常具体原因。 在第12天进行排查时，局放量突然满足协议要求，为确保产品质量，重新完整进行了短时感应及长时感应试验，试验顺利通过。 经设备厂家及行业专家分析，造成局放异常原因可能为，在油处理阶段器身内部死油区处理不彻底，器身内部局部含气量较高。导致在电场作用下，出现放电现象。
含气量是变压器油的主要控制指标之一， 含气量直接影响特高压变压器的绝缘性能。油中正常溶解空气量为10%~11%。当油的含气量超过饱和溶解量时，气体会从油中释放出来悬浮在油中。当油中存在悬浮的气泡时，在气体与液体的交界面，由于两者的介电系数不同界面电场将产生畸变，且气体的耐电强度低，会产生气泡放电。国际大电网会议（CIGRE）认为，油中含气量在3%以下时，运行状态下析出气体的危险性较小。《运行中变压器油质量》（GB/T7595-2008）规定，500kV变压器运行中绝缘油含气量应不大于3%。在真空注油阶段，换流变油中含气量可以较容易的控制在0.5%左右。 但是含气量为0.5%的油在低于50Pa高真空环境下，通过试验观察仍有气泡析出，当油中含气量在0.1%左右时，高真空环境下油中无可见气泡析出。
换流变设备厂家厂内工艺处理，一般采用大型滤油机设备，含气量能够达到工艺处理标准。该类设备由于是厂内组装而无法移动，一般换流站现场采用移动式的双级真空滤油机，脱气能力有限，低含气量的指标对现场换流变油务处理提出了挑战，亟需一种适合现场油务的方案。另外，油中含气量现场检测受限于取油样环境和取样人员操作熟练程度，取油样与空气接触导致含气量检测数据不准确，特别是温度较高的油，更易导致含气量检测误差。因此，厂内监造经验表明，厂内油务控制标准对于现场油务处理具有参考价值，但在现场油务处理时，如何评判油品是否满足注油工艺要求，需提出一种评判依据。
2 真空罐注油系统
2.1 注油方案
绝缘油脱水脱气是利用油的饱和蒸汽压远低于水和其他气体的饱和蒸汽压，在一定的温度和真空度下，使油中所含水分和气体汽化，再经过真空泵排出，采用抽真空方法对油中微水和气体进行处理 因此，将油液的液面压力降低至水的饱和蒸汽压以下时，油液中的水将发生剧烈的汽化，以蒸汽形式从油液中溢出。 相关学者研究[6]表明，采用三级真空滤油机脱气罐，每级真空度环境下的油样检测结果见表1，其中第三级真空罐的含气量能够达到0.1%左右。
结合换流站现场油务处理实际情况，设计了一种三台滤油机串联的三级真空罐注油系统，如图1所示。在该系统中，使用第一级滤油机对原油罐的变压器油处理后注入1#真空油罐，再用第二级滤油机进行处理，输送至2#真空油罐中，2#真空油罐使用前及使用中应确保油箱内真空度≤50Pa，并采取保温措施，保温能力应使得该真空油罐通过第三级滤油机后注入换流变的油温 70℃左右。当2#真空油罐注油至3/4时，开启第三级滤油机，注油至换流变中。
一般移动式双级真空滤油机均有监测脱气罐内真空度装置，但该真空度监测数值无法准确反映双级真空滤油机内脱气罐的真实真空度，在搭建三级真空罐注油系统前对滤油机进行了改造，采用特制工装及高精度电子式真空表计，在双级真空滤油机观察窗位置加装真空度监测装置，真实反映脱气罐内的真空度，如图2所示
2.2 系统验证
为了验证上述三级真空罐注油系统脱气情况，确保注入变压器的油品满足含气量的要求，在使用三级真空罐注油系统前，在换流站现场搭建了真空罐滤油验证系统，确保系统的适用性和可操作性，如图3所示。
首先搭建了两台滤油机串联的两级注油系统，为方便绝缘油处理，在各储油罐之间设置了全封闭的管路系统，可以灵活地连接和断开各储油罐，实现了绝缘油从新油卸货、储油罐内油处理、真空注油的全过程密封处理，克服了常规滤油管道布置方案中空气及其它微粒容易污染绝缘油的缺点，真空油罐中真空度保持低于50Pa。取两台滤油机出口位置油样，采用气相色谱测定法，第一级滤油机滤油后含气量0.45%左右，第二级滤油机滤油后含气量0.24%左右。此次油务处理验证中，在第二级滤油机出口油样中检测出乙炔特征气体，并且第二级滤油机出现损坏情况。分析原因主要是第二级滤油机从真空罐中取油比较困难，导致滤油机内部出现过热情况，从而出现乙炔和滤油机损坏情况。在上述验证系统中， 采取了连接管道中提前充满绝缘油、提高真空油罐中气压（从50Pa提高至1000Pa）和温度匹配等措施，第二级滤油机仍无法正常从真空环境下取油。
为了滤油机方便从真空环境下取油，采取了在滤油机进油口前加装真空排油泵，辅助滤油机从真空环境下取油，在滤油机与真空油罐之间加装了特制“碗形”工装连接头 减少了液体在管道中的管阻，搭建了三级真空罐滤油验证系统，如图4所示。由于加装了真空排油泵，两台滤油机都是真空注油，滤油机和真空排油泵速率匹配难以同步，进油量与出油量不一致容易导致机子空转，增加了设备损坏的概率，同时可能导致油品中产生乙炔。因此，在真空排油泵后加装了“三通”装置，使得部分绝缘油可以通过“三通”管道回流至真空油罐。
上述验证系统中，滤油机成功从真空环境中取油，第三级滤油机脱气罐内无可见气泡，脱气罐内真空度通过改装的真空表计监测，脱气罐内油温控制在 65℃~70℃之间，脱气罐内的真空为45Pa左右，第三级滤油机出口油样含气量检测为0.1%左右，能够满足换流变注油油品的要求。但是，该系统在换流站现场实际操作过程中仍有不足之处，真空泵出口的油流速与滤油机进口油流速不匹配，导致管道中油压较大，即使增加了“三通”泄压回流，绝缘油流速仍无法较好匹配，管道中仍有较高油压，并且绝缘油温较高，如果管道崩裂，将造成人身伤害；另外，滤油机出口油中含气量是通过取油样检测，现场实际操作中不可避免受到现场环境限制和影响，导致含气量测量结果存在偏差， 第三级滤油机出口含气量是否满足要求，缺少直观的评判标准。
2.3 小结
真空罐注油系统通过加装真空排油泵、“碗形”工装连接头、“三通”泄压回流装置和脱气罐内真空监测表计，绝缘油脱气效果能够达到注油油品的要求。但是滤油机和真空排油泵速率匹配难以同步，即使增加了“三通”泄压回流，绝缘油流速仍无法较好匹配，管道中输送高温热油且有较高油压，存在人身伤害风险。另外，第三级滤油机出口含气量是否满足要求，缺少直观的评判标准。真空罐注油系统在换流站现场注油可操作性较差，需进一步改进注油系统。
3 常压三级注油系统
3.1 注油方案
为了解决上述真空罐注油系统存在的问题，设计了一种常压三级注油系统，连接原理图如图5所示。其中1#油罐与2#油罐顶部留呼吸口，呼吸口处接入吸湿器，油罐内保持大气压，油罐依靠吸湿器进行呼吸作用，阻隔大气中的水分等杂质。油罐除呼吸口的位置外，其余部位均密封。1#油罐与2# 油罐油流方向为上进下出，其中进油口插入油罐的长度应大于油罐高度的4/5，即尽量伸入油罐底部，保持与油罐出油口处于同一高度，最主要的目的尽量减少进入下一级滤油机的油与空气接触，从而确保较低的含气量。
3.2 注油工艺要点
原油罐注油前除性能指标符合相应国标和换流变厂家工艺要求外，还需进行加热处理（特别是在冬季条件下），一般原油罐内油温需≥30℃。连接原油罐与第一级滤油机的进油管路，开启原油罐排油阀门，启动第一级滤油机进行自循环，当油温达到65℃时，对2#罐进行常压排空注油，第一级滤油机加热器温度设定在70±5℃。启动第二级滤油机进行自循环，当2#油罐油位约1/2~3/4 高度时，由2#油罐向3#罐进行常压排空注油。第二级滤油机加热器温度设定在≥75℃，出口油温≥70℃。3#油罐注油至1/2~3/4高度时，开启三级滤油机，并采用自循环+注油的方式注油，第三级滤油机排油泵约2/3 流量用于自循环，1/3流量进行注油，此时第三级滤油机可不开启加热器，避免油的集中受热形成蒸汽而使脱气缸真空度上升。
对换流变注油的同时，2#、3#油罐持续保持注油状态。在注油过程中，流量控制在5m3/h~8m3/h，并检测每台滤油机的流量匹配情况，当滤油机脱气缸观察液位接近1/2时，调整滤油机油泵速度，避免滤油机高液位停机。
3.3 评判标准
在三级滤油机出口油样处，采用特制气泡测试工装进行气泡测试试验，如图6所示，工装一端接入滤油机取油样接口处，另一端接入抽真空机组，在工装真空度抽至30Pa 以下时，缓慢打开滤油机取油样口阀门，待油面升至气泡测试工装处时，观察是否有气泡产生。当第三级滤油机出口油温在65℃~75℃之间，脱气罐内真空度保持在40Pa~50Pa之间时，通过气泡测试工装进行气泡测试试验，油中无可见气泡产生。同时，在滤油机取油样口取油样进行多次含气量检测，油样含气量约在 0.1%左右。因此，控制第三级滤油机出口油温及其脱气罐内真空度能够 实现与0.1%左右低含气量等效，提供了现场实际操作的评判标准上述常压三级注油系统在注入换流变之前，需进行调试以满足实际注油的各项性能指标要求，尤其是击穿电压≥80kV，从而确保注入油品满足要求。当换流变真空注油至关键部位时，如阀侧套管、阀侧升高座、网侧升高座及中性点升高座等，可采用“气泡观察”工装进行观察，进一步确保注入油品质量。
4 结论
多次验证表明，滤油机油温到超过65℃后，脱气罐内的气压不宜保持。分析原因为变压器油受热而形成的油蒸汽而使脱气罐气压上升，而非油中气体脱出使得气压上升。因此注油温度控制为65℃~75℃之间为宜。在三级常压注油系统中，第一级滤油机主要用于油加热升温，第二级、第三级滤油机主要用于脱气。
厂内及现场注入油品的评判标准滤油机出口油的击穿强度需≥80kV，注入油温保持在65℃~75℃之间，温度高有利于气体析出（此时主要取决于真空度控制情况），脱气罐内的真空度40Pa~50Pa之间，脱气罐内无可见气泡产生。上述条件等同于油中含气量0.1%左右。真空注油换流变关键部位时，需控制注油速度，通过气泡测试工装观察油中是否有气泡析出，如无则注油过程无异常。通过后续项目中的设备监造表明，管控油中含气量，能够有效提高试验通过率。
换流变采用高真空注油时，主要是为了确保绝缘件内气体及水分析出。如果变压器油中含气量控制不当，易将油中气体析出，在器身内部产生气泡。因此油中含气量控制对于产品质量尤为重要。国内换流变厂家此前对于油品的控制主要为颗粒度、击穿强度、介损、微水、色谱等，忽视了油中含气量控制。厂内工艺处理及现场安装质量管控应重视油中含气量的控制，对于换流变厂家乃至用户来说，将产生上亿元的经济效益。