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推荐单位：中国长江电力股份有限公司白鹤滩水力发电厂

本文作者：倾天佑、邓应龙、陈锋、谢益明、张世璐、雷秉惠、甘泽荣、黄志康、王豪

摘要：变压器绝缘油质量监督是一个系统贯穿于变压器生产安装过程的工作，全面分析油质监督各类国标、行标，恪守行业底线，建立有前瞻性、严谨、科学的质量监督体系对一个新时代的电站建设极其必要，高标准的绝缘油质量监督体系是保障变压器安全稳定运行的必要条件。

1引言

白鹤滩电站在建16台百万千瓦机组，白鹤滩工程作为水电行业攀登的“珠峰”，带领我们进入了水电世界的无人区。百万千瓦也不仅指水轮机和发电机，相关标准也映射到了其他各个主设备，对于变压器来说也不例外。超大容量设备对于设备长期安全稳定运行发起了挑战，也对生产工艺、质量控制及监督等各环节提出了新要求。因此，面对新的挑战，在主变压器安装过程中，建立白鹤滩电站绝缘油质量监督体系十分必要。

白鹤滩左右岸电站各安装有25台容量为MV·A主变压器，额定电压等级为kV，为户内强迫油循环水冷单相电力变压器，型号为DSP00/。左右岸电站主变压器分别由特变电工沈阳变压器集团有限公司和保定天威保变电气股份有限公司生产。左右岸主变压器均采用克拉玛依45#（KI45X）绝缘油，单台单相电力变压器用油量达38t。

为打造精品工程，保证设备长期稳定运行，白鹤滩电站针对绝缘油质量监督制定了绝缘油质量监督体系，根据主变压器的生产、安装等不同阶段，划分为：变压器生产阶段工艺控制阶段、新油验收阶段、新油过滤阶段、热油循环及72h静置阶段、高压试验前后油质监督五个阶段。

2变压器生产阶段

1.1绝缘干燥控制

在变压器生产阶段，油浸式变压器绝缘干燥处理是变压器使用寿命和综合性能的决定性因素，绝缘材料的电气强度与其使用材料所含水分有重要联系，同时绝缘材料干燥不彻底时，还会影响到绝缘油水含量指标，影响绝缘油绝缘性能，在运行电压或过电压下可能造成局部放电，导致绝缘油油品质量进一步受到影响。因此对变压器在生产阶段进行干燥工艺控制尤为重要。

变压器器身绝缘包括引线绝缘、纸板筒、撑条、端圈、角环、压板等，其中压板是最难干燥的部分。考虑变压器绝缘干燥是否彻底，只要确认压板干燥合格即可。绝缘纸板主要成分是纤维素，包括α-纤维素和半纤维素，α-纤维素是由葡萄糖基组成的高聚合碳氢化合物。

变压器器身干燥常用绝缘干燥法有真空干燥、变压法真空干燥、真空煤油气相干燥。真空煤油气相干燥避免了绝缘材料在有氧条件下加热温度不能过高的问题，加热温度可以从℃提高到～℃而不用担心引起绝缘材料的老化，大大提高水份的排出。白鹤滩电站采用真空煤油气相干燥法对主变压器绝缘进行干燥处理。

根据干燥理论，变压器绝缘材料的水分是以毛细吸附形式存在的。在进行煤油气相干燥的准备阶段，将变压器器身放入真空罐，并抽真空至Pa以下，对真空罐本体加热保温，使蒸发器中煤油蒸发温度达到℃。进入加热阶段后，调整蒸发器温度到℃，配合两次降压操作提高干燥效果。进入低真空阶段后，利用真空泵将真空罐气体持续抽出，提高干燥效果。高真空阶段，对真空罐抽真空，使其压力降低至50Pa以下，当变压器绝缘材料的出水率为0（g）mL/t·h即可结束整个干燥过程。

需要注意的是设备在进行煤油气相干燥前需进行防护，避免器身受潮，在进行干燥时需严格控制工艺，当温升梯度较快时，水份沿绝缘件层压方向析出，可能导致压板等端面层压方向开裂问题，如图1所示。白鹤滩电站在发现问题后，提出优化建议，延长升温梯次时间，采取措施减小器身受潮程度等，有效保证在绝缘充分干燥的前提下解决压板开裂问题。

图1绝缘压板开裂

在变压器经过彻底干燥后，需要将器身在高真空状态下浸入合格的绝缘油，使绝缘件纤维孔内浸满绝缘油。

1.2灰尘颗粒控制

在绝缘纸板的加工下料过程中，不可避免的会产生毛边、碎屑等，为了控制绝缘油颗粒度指标及主变内的洁净度，对于下料产生的碎屑进行打磨、吸尘等处理。在生产过程中，我们控制线圈制造区域的降尘量小于10mg/m2·日，线轮架外部覆盖防尘棚。并且在排油后对油箱底部的残油排尽并彻底清理底部的颗粒杂质。

3新油验收

绝缘油新油验收是绝缘油质量监督的第一道关，新绝缘油在出厂前经过厂家第一轮出厂检验各项指标已符合GB-《电工流体、变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》要求，由于在出厂后经运输过程中可能存在冲击导致油罐密封不严而受潮，也可能因倒换容器而被杂质污染，任何一个环节的问题都可能使绝缘油电气性能下降，甚至不能使用。因此对新到货的绝缘油进行新油验收非常必要。

新油的现场验收：按国家标准GB—《电气装置安装工程电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范》规定，每批到达现场的绝缘油均应有试验记录，并应按规定取样进行简化分析，必要时进行全项分析。

表1绝缘油新油验收简化项目对比表

项目

外观

密度

闭口

闪点

水含量

击穿

电压

介质损耗因数

体积电阻率

GB-

—

—

√

√

√

√

√

白鹤滩标准

√

√

√

√

√

√

√

项目

酸值

水溶

性酸

腐蚀

性硫

颗粒度

运动

粘度

界面

张力

倾点

GB-

√

√

—

—

—

√

—

白鹤滩标准

√

√

√

√

√

√

√

根据GB-《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》19.0.2中关于简化分析的规定，需要对准备注入变压器的新油：水溶性酸、酸值、闪点（闭口）、水含量、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率共8个试验项目进行分析。白鹤滩电站在新油验收时，在以上8个试验项目的基础上增加外观、密度、颗粒度、运动粘度及倾点，共计验收14个试验项目，试验项目参数要求与GB-保持一致，简化分析试验项目对比表见表1。

白鹤滩电站按照不低于GB—《电气装置安装工程电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范》及GB-《电工流体、变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》中对新油验收的规定严格把控新油质量监督过程，目前在验收近百罐新油过程中，发现水含量及击穿电压不合格油样3个，保障新油质量监督工作严格进行。

为提高新油处理效率，针对新油过滤过程中颗粒度处理难题，专门针对每批次每罐绝缘油新增颗粒度试验，从而快速掌握新油处理效果，掌握处理前新油品质，为后续提高新油净化提供参考依据。

4新油过滤

新油在经过上述试验项目验收合格后，开始对新油进行过滤处理，新油处理时采用真空滤油对绝缘油进行粗过滤、加热、抽真空脱水脱气、精过滤等处理。在进行油罐倒油操作时，在确认油罐洁净的前提下，采用颇尔压差式滤油机进行过滤倒换油罐，保证绝缘油在倒换过程中不被污染。

由于施工现场作业环境复杂，现场环境灰尘较大，尤其给准确进行颗粒度试验带来极大困难。白鹤滩电站在GB/T-《电力用油（变压器油、涡轮机油）取样方法》的基础上进行优化，采取“小环境取样”。小环境取样即在取样前为润洗注射器提供一个相对洁净的“小环境”，避免施工现场大量灰尘颗粒污染注射器造成试验干扰，为了防止油样静置造成颗粒度测试不准，取样操作一般均在滤油机运行的情况下在滤油机出油口取样阀门取样。

在实际工作中，注射器芯在取样前润洗过程中存在被环境灰尘污染的可能，同时在运输过程中存在一定震动，当取样注射器在取样箱中一正一反存放、运输过程中，容易发生因注射器密封不严而使油样被空气污染，从而导致个别试验项目如含水量、含气量等结果被直接影响。为避免注射器漏气，在运输及存放时，均要求注射器器芯尾部朝上，并且取样注射器不宜过满。

取样瓶取样时除了使用干燥洁净的取样瓶外，取样前用油样先润洗3遍以上，使取样瓶与油样温度尽量接近，并且取样时油量要求尽量装满取样瓶，以减少油样与空气的接触。

在确定颗粒度试验结果时，DL/T-《电力用油中颗粒度测定方法》规定，当以IOS和IOS校准时，以三次测量结果的平均值按进位法修约到证书报告。白鹤滩电站进行绝缘油质量监督确定颗粒度试验结果时，在三次平行测试结果之间允许误差最大百分数不超过规定值的情况下，以三次结果的最大值计入报告，作为试验结果。

在进行新油净化的过程中，当真空滤油机加热器温度控制不当或当真空滤油机存在其他故障时，可能导致绝缘油在进行真空滤油过程中产生乙炔。乙炔作为变压器故障判断的重要特征性气体，新油净化过程中若不进行色谱分析，在后续绝缘油化验中发现乙炔时，将对问题排查带来困难，无法确定是新油中本身含有乙炔，还是在滤油过程中产生的乙炔。因此为了严格控制绝缘油中乙炔含量，我们在新油净化阶段进行绝缘油质量监督时即要求绝缘油中的乙炔含量为0。白鹤滩电站在进行新油净化后的绝缘油质量监督时就个别项目标准提出了更高的要求，相关标准对比见表2。

实际结果显示，按照白鹤滩电站标准进行该阶段绝缘油质量监督过程中，白鹤滩电站实际指标：击穿电压%超75kV，含水量小于6mg/L的超96%，介质损耗%小于0.07%，颗粒度%小于，其中超79%小于0，色谱分析中总烃%小于2.5μL/L，其中超94%小于0.8μL/L，同时做到全部油样0乙炔。

表2kV电压等级设备新油净化后质量指标对比表

GB-

GB/T-

白鹤滩标准

击穿电压

≥60kV

≥65kV

≥65kV

含水量

≤10μL/L

≤10μL/L

≤10μL/L

介质损耗

≤0.5%

≤0.5%

≤0.5%

颗粒度

—

≤

≤

色谱

—

必要时按照DL/T检验

总烃：≤10μL/L

氢气：≤10μL/L

乙炔：=0μL/L

5热油循环及72h静置后

在进行热油循环时，根据GB-《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》相关要求操作，注油前将油箱内残油排尽并做残油试验，残油试验要求击穿电压不小于45kV，水含量不大于20mg/L。

在进行热油循环时，白鹤滩电站要求控制变压器油箱内油温在45℃-55℃进行热油循环，注油速度不宜大于4-6t/h，滤油机在注油过程中保持真空度≤50Pa运行，热油循环时间不小于48小时，单相主变压器绝缘油循环周期可达6遍以上。在热油循环达到要求后，需对绝缘油取样化验，经化验合格后方可停止热油循环。

在热油循环试验过程实际中，相较其他试验项目颗粒度试验及含气量试验更容易受到外界环境的干扰，指标控制较为困难。在DL/T-《变压器油中颗粒度限值》规定kV电压等级交流变压器热油循环后颗粒度限值（推荐值）不超过，相比现行GB-《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、GB/T-《变压器油维护管理导则》等标准较低，白鹤滩电站在进行热油循环后的绝缘油质量监督时就个别项目标准提出了更高的要求，相关标准对比见表3。

在主变热油循环合格后，进行72h静置后，需要对油样进行再次化验分析，白鹤滩电站在安装主变压器时要求进行击穿电压、水含量、介质损耗、含气量等常规分析，同时在GB-《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》基础上，要求色谱分析中乙炔含量为0。

表3kV变压器绝缘油热油循环及静置72h后各标准要求对比表

GB-

GB-

GB/T-

白鹤滩标准

击穿电压

≥60kV

≥60kV

≥65kV

≥65kV

含水量

≤10μL/L

≤10mg/L

≤10mg/L

≤10mg/L

介质损耗

≤0.5%

≤0.7%

≤0.5%

≤0.5%

颗粒度

—

≤

≤

≤

含气量及色谱

含气量：≤1%

含气量：≤1%

总烃：≤20μL/L

氢气：≤10μL/L

乙炔：≤0.1μL/L

含气量：≤1%

总烃：—

乙炔：—

含气量：≤1%

总烃：≤10μL/L

氢气：≤10μL/L

乙炔：=0μL/L

实际结果显示，按照白鹤滩电站标准进行该阶段绝缘油质量监督过程中，白鹤滩电站实际指标：击穿电压%超75kV，含水量%小于6mg/L，介质损耗%小于0.07%，颗粒度%小于，小于0的样品超总样的72%，含气量小于0.4%的样品占总样94%，同时做到全部油样0乙炔。

6耐压试验和局部放电试验前及试验24h后

耐压试验和局部放电试验前及试验24后试验应做色谱分析，在试验前后色谱分析结果不应有明显变化，同时应满足氢气不超过10μL/L，总烃不超过20μL/L，乙炔为0的要求。

7结语

变压器绝缘油质量监督，不同标准针对在不同阶段提出了不同的要求。随着绝缘油处理技术及绝缘油化验技术的发展，各标准随时代更迭版本，不同国标及电力行业等标准针对每个指标也在提出更高要求。白鹤滩电站作为国家重点工程，紧跟时代的步伐，加强绝缘油质量监督过程控制。在绝缘油质量监督过程中，严格按照不低于各国家标准及行业标准的要求执行要求。绝缘油质量监督是一件不复杂但需要耐心与细心的事。在质量监督过程中，只有油样处理严格，监督化验严谨，遇到问题严肃，我们才能为变压器安装做好绝缘油质量监督工作。

参考文献

[1]李根煤油气相干燥工艺探究.

[2]赵静月,变压器制造工艺[M].北京：中国电力出版社，

[3]毕欣颖,邱成姣,徐澄,刘喜泉.溪洛渡水电站kV变压器绝缘油质量控制体系[J].水力发电,,39(08):56-59.

[4]GB-,电气装置安装工程电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范[S].

[5]GB-,电气装置安装工程电气设备交接试验标准[S].

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