高压少油电器设备中油的检测及其周期检查

　　近年来，由于国产绝缘油品质的不断提高，油中添加抗氧化剂，高压少油电气设备增加了绝缘油保护及其他改进，运行部门也采取了一些有效的措施，(例如在互感器上改进或改装金属膨胀器，断路器、互感器上加装防雨帽等)，加之设备检修制度的完善和加强，使油质的劣化得到改善，故障率有了下降，出现了 GB 7595-87《运行中变压器油质量标准》的某些条款不适应生产发展的现象，尤其进口电器设备(有些设备不准采油样)的入网运行，使这种现象更为突出。为此，对高压少油电器设备油质的检测周期和项目进行探讨。

1　互感器
　　在 GB 7595-87的“常规检验周期与检验项目”中规定：互感器 220 kV及以上每年至少1次、35-110 kV 每3年至少1次进行水溶性酸、击穿电压、水分及游离碳检验。检验项目中击穿电压、水分和游离碳三者检验油的绝缘能力，水溶性酸是考查油老化程度的指标。
　　多年来我国生产的 110 kV 及以上互感器大都设置了油的保护装置(如隔膜或胶囊)，对油质的保护起到了重要的作用。另外互感器运行温度较低，国产绝缘油的质量比较稳定等因素都使互感器内油的老化速度降低。表1列出了一些运行多年的高原型互感器近年来油中水溶性酸的检验结果。

表1　部分高原型互感器中油水溶性酸
(pH值)历年试验结果
 

设备型号 1989 1990 1992 1993 1994 1995 1996
L-110 5.0 4.9 5.2 5.0 4.9 4.8 4.9
LCWD-110 4.5 4.3 4.3 4.4 4.3 4.3 4.5
LCWD2-110 4.4 4.3 4.3 4.3 4.3 4.4 4.5
LCLWD3-220 5.6 5.9 5.5 4.8 5.2 4.8 4.9
LCLWD3-220 4.9 5.6 5.4 5.2 4.9 4.9 5.0
LCLWD3-220 5.6 5.4 5.2 5.3 5.0 5.3 5.2

　　表1中互感器是70年代产品，运行时间已接近20年，设备运行寿命已近终点，而绝缘油的老化指标并未达到或超过标准，可见油的防劣化措施得当，国产绝缘油的老化速度完全可满足互感器的使用寿命。所以互感器每1、2年进行水溶性酸试验已无必要，正常情况下(除油的 pH值已接近4.2外)每5～6年进行1次即可了解油的老化状况。自80年代中期以来国内生产的互感器逐步采用了金属膨胀器密封装置(即所谓全密封结构互感器)，大大提高了互感器的密闭性，杜绝了油与空气的接触，更有力地减缓了油质的劣化。
　　运行中互感器油的绝缘强度降低主要是进水受潮及油和绝缘材料在老化过程中生成的微量水分造成。由于互感器的油和绝缘材料老化过程较缓慢，对油的绝缘强度影响很小。而密封式互感器进水受潮的几率一般很小，在其密封结构不被破坏的情况下等于零。在近年结合油中溶解气体试验中一些问题对189台密封式互感器油中的含水量进行了定期检测，未发现1台密封式互感器的油中含水值达到或超过标准。通过一些油的含水值与绝缘强度的对比试验证明，油中含水值的试验结果一定程度上是油绝缘强度的参考和补充。该试验采油量少，又可与溶解气体试验配合进行，多数情况下可替代击穿电压和游离碳检验。国际电工委员会(IEC)出版物 422 运行油的试验项目和判断指标中，对互感器中油除检验含水量外，击穿电压、酸值等项目均列为非常规检验项目，无需进行定期检验。水分检验则可与油中溶解气体的检测配合进行。而英、法、日、美等国则根本没有对运行中互感器的油进行检验的要求和规定。此外密封式互感器补油较困难，定期进行击穿电压、水溶性酸及游离碳等采样量较大的试验，将使膨胀器压力降低，进而降低直至丧失其对油的保护作用，破坏互感器的密封性。
　　非密封结构互感器油质下降的主要原因是进水受潮。主要表现为油中水分含量超标和击穿电压降低，有时有油的介质损耗因数增大的现象，如果受潮严重并已涉及到互感器的固体绝缘，将表现为设备整体介质损耗因数增大或超标。在近年来对 365台运行中互感器油质的监测中，不合格数为试验台数的0.82%，全部为油中含水值超标，且均为非密封式互感器。因此对于非密封结构的互感器定期进行油绝缘强度和油中含水值检验还有一定的必要性。

2　断路器
　　断路器即开关，开关是有机械运动和较强电弧的少油电气设备，高压开关中充油的主要作用除绝缘外还有消弧。因此造成油质降低的主要因素是：1)进水受潮；2)开关在作分合运动时可能产生的机械杂质；3)油在强电弧下产生的游离碳以及在温度和电场作用下油的老化(即氧化产酸)。
　　GB 7595-87规定：开关油进行水溶性酸、击穿电压和机械杂质检验，检验周期为 110 kV 及以上每年至少1次、110 kV以下3年至少1次。而 IEC 规定：170 kV 及以上注油开关新运行1年进行击穿电压、界面张力的检验，以后每6年检测酸值、击穿电压和界面张力。两者对比可发现，油的检验项目基本上相似，但 IEC 检验周期在运行1年后则大大的延长了。
表2　部分高压开关油质历年试验结果
 

型号 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1988 1990
SW3-110G 酸值 0.038 0.035 0.050 0.055 0.045 0.047 0.042 0.043
水溶性酸 4.5 4.3 4.3 4.2 4.3 4.2 4.7 4.7
SW3-110G 酸值 0.023 0.012 0.032 0.027 0.025 0.021 0.023 0.022
水溶性酸 4.9 4.6 4.4 4.4 4.5 4.5 4.5 4.4
SW6-220 酸值 0.025 0.026 0.030 0.027 0.021 0.027 0.027 0.025
水溶性酸 4.6 4.5 4.5 4.7 4.4 4.5 4.7 4.6
DW2-35 酸值 0.017 0.029 0.034 0.033 0.033 0.034 0.030 0.031
水溶性酸 5.2 4.5 4.5 4.4 4.3 4.3 5.0 4.7

　　注：酸值单位为mgKOH／g；水溶性酸为pH值。
　　　　表2中部分开关油检验记录证明一般在5、6年甚至更长时间内酸值和水溶性酸值都不会降低很多，其次是少量的酸性对开关中固体绝缘材料的腐蚀和损伤远小于变压器和互感器。此外新修订的少油断路器检修工艺中规定大修周期为：新断路器投运1年后，正常运行的110 kV 断路器4～5年，220 kV 断路器5～6年，35 kV断路器3～5年。大修要求对绝缘油进行更换过滤，修后要求绝缘性油耐压强度大于40 km／2.5 mm，油简化试验应符合标准。而从设备管理角度讲大修应使修后设备的各项技术指标基本达到同类新设备的指标，即每次开关大修都要进行绝缘油的检测。这样，开关中的油每5～6年要进行1次全面的分析或更换新油，以确保大修后开关油质达到新设备运行前指标。而目前国产绝缘油的抗老化能力完全可以满足开关大修周期，因此只要确保开关大修后的油质检验，就完全可以达到对开关油老化程度监督的目的。　　
　　随着国产高压开关质量的提高，及运行部门加带防雨帽等措施的采用，大大地减少了开关油进水受潮现象(未加带防雨帽前每年我们都发现数台开关进水受潮，加带防雨帽后至今未出现开关进水受潮现象)。开关泄漏电流的检测在很大程度上也可反应出开关及油是否进水受潮，我们多次发现开关的泄漏电流超标或增长异常时，它的油击穿电压一定会降低甚至开关底部有游离水分出现。但油中游离碳、机械杂质增加也会引起其绝缘强度降低，开关泄漏电流的检测还不能完全取代油击穿电压，运行正常的开关应每3～5年检验1次油击穿电压。我们还发现因采油造成的放油阀漏油、打不开等开关故障甚至多于发现的油质劣化问题，特别是在开关的运行状态下一旦发生严重漏油将被迫停电检修。

3　套管
　　套管是少油设备中采油最困难的设备，在运行条件下套管油样基本无法采集，即使处于停电情况下，圆满地、高质量地完成变压器套管油样采集也并不容易(近期随采油阀的改进而有所改善)。套管是所有充油电器设备中充油量最少的一种，在正常情况下运行温度不高，密封性好。基于套管这些特点，IEC 及日、美等许多国家都未规定套管油的常规检验项目(国外套管均不准采油)。国内即使是在对充油电气设备故障诊断十分有效的 GB 7252-87《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中也未明确规定套管的检验周期。而 GB F7595-87 要求 110 kV 及以上套管每3年至少进行1次水溶性酸、水分和游离碳的检验。
　　套管油质分析的作用、效果和检验周期适当与否先不去讨论。单从套管的结构和油样采集阀的位置看，从采油阀处采的油样并不能完全准确地反应套管中油的品质，特别是对于水分和游离碳的检验。游离碳和溶解水分相对较多的油将沉积在套管的底部，而采油阀设在套管的中部，所采油均为套管的中上部油，套管中油又基本无循环现象，油中即使有少量游离碳也很难由此采到，同理油样的含水值也不能准确反映油的最高含水值。此外游离碳通常为油中发生火花或电弧放电的产物，套管在运行状态下油中出现游离碳是不可想象的。正常情况下套管油的运行条件较好，油老化速度比较缓慢。在我们对套管油的多年检测中还未曾发现水溶性酸或酸值不合格的现象(包括60年代初生产，运行已近40年的国产套管)。采油不便造成每次采油都使套管失油量较大，经过2、3次采油就需给套管补油(这也是造成套管油的水溶性酸和酸值试验数据波动或离散的原因)。
　　另外，与密封式互感器一样，套管的补油也不容易，补油过程操作不当便可能给套管油造成新的污染。
　　综上所述，套管中绝缘油的水溶性酸和游离碳等检测试验用油量较多，定期进行试验的必要性及作用并不明显，至少可以说每2、3年就进行一次这类试验是完全没有必要的。水分试验用油量较少可适当与油中溶解气体分析结合进行。