引 言
近年來(lái)，特高壓直流工程額定輸送功率從5GW、6.4GW、7.2GW、8GW、10GW到12GW，電壓等級高達±1100kV，最遠輸送距離達3324km。隨著(zhù)電壓等級、輸送容量及輸送距離“三提升”，換流變網(wǎng)側、閥側電壓等級不斷提高，特別閥側升高座及閥側套管，結構形式與常規直流工程有較大的區別，大容量、高電壓等級的換流變閥側套管及升高座在真空注油時(shí)，由于油中含氣量較高，導致注油時(shí)在閥側套管及升高座發(fā)現連續或間斷氣泡。大容量換流變受限于特殊結構，部分氣泡不能通過(guò)靜放工藝處理消除換流變器身內部和油氣泡，嚴重影響了換流變順利通過(guò)試驗，特別是閥側交流外施試驗。
某工程1臺換流變在出廠(chǎng)試驗進(jìn)行預局放期間，視在局放量超出協(xié)議要求范圍（＜100pC），通過(guò)對局放波形分析，可能原因為油中含氣量較高，后在溫升試驗后，重新進(jìn)行局放試驗，試驗順利通過(guò)。國網(wǎng)吉泉工程某臺換流變在出廠(chǎng)試驗進(jìn)行短時(shí)感應耐壓期間，視在局放量超出協(xié)議要求，經(jīng)過(guò)長(cháng)達11天的排查，仍未找到引起局放量異常具體原因。 在第12天進(jìn)行排查時(shí)，局放量突然滿(mǎn)足協(xié)議要求，為確保產(chǎn)品質(zhì)量，重新完整進(jìn)行了短時(shí)感應及長(cháng)時(shí)感應試驗，試驗順利通過(guò)。 經(jīng)設備廠(chǎng)家及行業(yè)專(zhuān)家分析，造成局放異常原因可能為，在油處理階段器身內部死油區處理不徹底，器身內部局部含氣量較高。導致在電場(chǎng)作用下，出現放電現象。
含氣量是變壓器油的主要控制指標之一， 含氣量直接影響特高壓變壓器的絕緣性能。油中正常溶解空氣量為10%~11%。當油的含氣量超過(guò)飽和溶解量時(shí)，氣體會(huì )從油中釋放出來(lái)懸浮在油中。當油中存在懸浮的氣泡時(shí)，在氣體與液體的交界面，由于兩者的介電系數不同界面電場(chǎng)將產(chǎn)生畸變，且氣體的耐電強度低，會(huì )產(chǎn)生氣泡放電。國際大電網(wǎng)會(huì )議（CIGRE）認為，油中含氣量在3%以下時(shí)，運行狀態(tài)下析出氣體的危險性較小?！哆\行中變壓器油質(zhì)量》（GB/T7595-2008）規定，500kV變壓器運行中絕緣油含氣量應不大于3%。在真空注油階段，換流變油中含氣量可以較容易的控制在0.5%左右。 但是含氣量為0.5%的油在低于50Pa高真空環(huán)境下，通過(guò)試驗觀(guān)察仍有氣泡析出，當油中含氣量在0.1%左右時(shí)，高真空環(huán)境下油中無(wú)可見(jiàn)氣泡析出。
換流變設備廠(chǎng)家廠(chǎng)內工藝處理，一般采用大型濾油機設備，含氣量能夠達到工藝處理標準。該類(lèi)設備由于是廠(chǎng)內組裝而無(wú)法移動(dòng)，一般換流站現場(chǎng)采用移動(dòng)式的雙級真空濾油機，脫氣能力有限，低含氣量的指標對現場(chǎng)換流變油務(wù)處理提出了挑戰，亟需一種適合現場(chǎng)油務(wù)的方案。另外，油中含氣量現場(chǎng)檢測受限于取油樣環(huán)境和取樣人員操作熟練程度，取油樣與空氣接觸導致含氣量檢測數據不準確，特別是溫度較高的油，更易導致含氣量檢測誤差。因此，廠(chǎng)內監造經(jīng)驗表明，廠(chǎng)內油務(wù)控制標準對于現場(chǎng)油務(wù)處理具有參考價(jià)值，但在現場(chǎng)油務(wù)處理時(shí)，如何評判油品是否滿(mǎn)足注油工藝要求，需提出一種評判依據。
2 真空罐注油系統
2.1 注油方案
絕緣油脫水脫氣是利用油的飽和蒸汽壓遠低于水和其他氣體的飽和蒸汽壓，在一定的溫度和真空度下，使油中所含水分和氣體汽化，再經(jīng)過(guò)真空泵排出，采用抽真空方法對油中微水和氣體進(jìn)行處理 因此，將油液的液面壓力降低至水的飽和蒸汽壓以下時(shí)，油液中的水將發(fā)生劇烈的汽化，以蒸汽形式從油液中溢出。 相關(guān)學(xué)者研究[6]表明，采用三級真空濾油機脫氣罐，每級真空度環(huán)境下的油樣檢測結果見(jiàn)表1，其中第三級真空罐的含氣量能夠達到0.1%左右。
結合換流站現場(chǎng)油務(wù)處理實(shí)際情況，設計了一種三臺濾油機串聯(lián)的三級真空罐注油系統，如圖1所示。在該系統中，使用第一級濾油機對原油罐的變壓器油處理后注入1#真空油罐，再用第二級濾油機進(jìn)行處理，輸送至2#真空油罐中，2#真空油罐使用前及使用中應確保油箱內真空度≤50Pa，并采取保溫措施，保溫能力應使得該真空油罐通過(guò)第三級濾油機后注入換流變的油溫 70℃左右。當2#真空油罐注油至3/4時(shí)，開(kāi)啟第三級濾油機，注油至換流變中。
一般移動(dòng)式雙級真空濾油機均有監測脫氣罐內真空度裝置，但該真空度監測數值無(wú)法準確反映雙級真空濾油機內脫氣罐的真實(shí)真空度，在搭建三級真空罐注油系統前對濾油機進(jìn)行了改造，采用特制工裝及高精度電子式真空表計，在雙級真空濾油機觀(guān)察窗位置加裝真空度監測裝置，真實(shí)反映脫氣罐內的真空度，如圖2所示
2.2 系統驗證
為了驗證上述三級真空罐注油系統脫氣情況，確保注入變壓器的油品滿(mǎn)足含氣量的要求，在使用三級真空罐注油系統前，在換流站現場(chǎng)搭建了真空罐濾油驗證系統，確保系統的適用性和可操作性，如圖3所示。
首先搭建了兩臺濾油機串聯(lián)的兩級注油系統，為方便絕緣油處理，在各儲油罐之間設置了全封閉的管路系統，可以靈活地連接和斷開(kāi)各儲油罐，實(shí)現了絕緣油從新油卸貨、儲油罐內油處理、真空注油的全過(guò)程密封處理，克服了常規濾油管道布置方案中空氣及其它微粒容易污染絕緣油的缺點(diǎn)，真空油罐中真空度保持低于50Pa。取兩臺濾油機出口位置油樣，采用氣相色譜測定法，第一級濾油機濾油后含氣量0.45%左右，第二級濾油機濾油后含氣量0.24%左右。此次油務(wù)處理驗證中，在第二級濾油機出口油樣中檢測出乙炔特征氣體，并且第二級濾油機出現損壞情況。分析原因主要是第二級濾油機從真空罐中取油比較困難，導致濾油機內部出現過(guò)熱情況，從而出現乙炔和濾油機損壞情況。在上述驗證系統中， 采取了連接管道中提前充滿(mǎn)絕緣油、提高真空油罐中氣壓（從50Pa提高至1000Pa）和溫度匹配等措施，第二級濾油機仍無(wú)法正常從真空環(huán)境下取油。
為了濾油機方便從真空環(huán)境下取油，采取了在濾油機進(jìn)油口前加裝真空排油泵，輔助濾油機從真空環(huán)境下取油，在濾油機與真空油罐之間加裝了特制“碗形”工裝連接頭 減少了液體在管道中的管阻，搭建了三級真空罐濾油驗證系統，如圖4所示。由于加裝了真空排油泵，兩臺濾油機都是真空注油，濾油機和真空排油泵速率匹配難以同步，進(jìn)油量與出油量不一致容易導致機子空轉，增加了設備損壞的概率，同時(shí)可能導致油品中產(chǎn)生乙炔。因此，在真空排油泵后加裝了“三通”裝置，使得部分絕緣油可以通過(guò)“三通”管道回流至真空油罐。
上述驗證系統中，濾油機成功從真空環(huán)境中取油，第三級濾油機脫氣罐內無(wú)可見(jiàn)氣泡，脫氣罐內真空度通過(guò)改裝的真空表計監測，脫氣罐內油溫控制在 65℃~70℃之間，脫氣罐內的真空為45Pa左右，第三級濾油機出口油樣含氣量檢測為0.1%左右，能夠滿(mǎn)足換流變注油油品的要求。但是，該系統在換流站現場(chǎng)實(shí)際操作過(guò)程中仍有不足之處，真空泵出口的油流速與濾油機進(jìn)口油流速不匹配，導致管道中油壓較大，即使增加了“三通”泄壓回流，絕緣油流速仍無(wú)法較好匹配，管道中仍有較高油壓，并且絕緣油溫較高，如果管道崩裂，將造成人身傷害；另外，濾油機出口油中含氣量是通過(guò)取油樣檢測，現場(chǎng)實(shí)際操作中不可避免受到現場(chǎng)環(huán)境限制和影響，導致含氣量測量結果存在偏差， 第三級濾油機出口含氣量是否滿(mǎn)足要求，缺少直觀(guān)的評判標準。
2.3 小結
真空罐注油系統通過(guò)加裝真空排油泵、“碗形”工裝連接頭、“三通”泄壓回流裝置和脫氣罐內真空監測表計，絕緣油脫氣效果能夠達到注油油品的要求。但是濾油機和真空排油泵速率匹配難以同步，即使增加了“三通”泄壓回流，絕緣油流速仍無(wú)法較好匹配，管道中輸送高溫熱油且有較高油壓，存在人身傷害風(fēng)險。另外，第三級濾油機出口含氣量是否滿(mǎn)足要求，缺少直觀(guān)的評判標準。真空罐注油系統在換流站現場(chǎng)注油可操作性較差，需進(jìn)一步改進(jìn)注油系統。
3 常壓三級注油系統
3.1 注油方案
為了解決上述真空罐注油系統存在的問(wèn)題，設計了一種常壓三級注油系統，連接原理圖如圖5所示。其中1#油罐與2#油罐頂部留呼吸口，呼吸口處接入吸濕器，油罐內保持大氣壓，油罐依靠吸濕器進(jìn)行呼吸作用，阻隔大氣中的水分等雜質(zhì)。油罐除呼吸口的位置外，其余部位均密封。1#油罐與2# 油罐油流方向為上進(jìn)下出，其中進(jìn)油口插入油罐的長(cháng)度應大于油罐高度的4/5，即盡量伸入油罐底部，保持與油罐出油口處于同一高度，最主要的目的盡量減少進(jìn)入下一級濾油機的油與空氣接觸，從而確保較低的含氣量。
3.2 注油工藝要點(diǎn)
原油罐注油前除性能指標符合相應國標和換流變廠(chǎng)家工藝要求外，還需進(jìn)行加熱處理（特別是在冬季條件下），一般原油罐內油溫需≥30℃。連接原油罐與第一級濾油機的進(jìn)油管路，開(kāi)啟原油罐排油閥門(mén)，啟動(dòng)第一級濾油機進(jìn)行自循環(huán)，當油溫達到65℃時(shí)，對2#罐進(jìn)行常壓排空注油，第一級濾油機加熱器溫度設定在70±5℃。啟動(dòng)第二級濾油機進(jìn)行自循環(huán)，當2#油罐油位約1/2~3/4 高度時(shí)，由2#油罐向3#罐進(jìn)行常壓排空注油。第二級濾油機加熱器溫度設定在≥75℃，出口油溫≥70℃。3#油罐注油至1/2~3/4高度時(shí)，開(kāi)啟三級濾油機，并采用自循環(huán)+注油的方式注油，第三級濾油機排油泵約2/3 流量用于自循環(huán)，1/3流量進(jìn)行注油，此時(shí)第三級濾油機可不開(kāi)啟加熱器，避免油的集中受熱形成蒸汽而使脫氣缸真空度上升。
對換流變注油的同時(shí)，2#、3#油罐持續保持注油狀態(tài)。在注油過(guò)程中，流量控制在5m3/h~8m3/h，并檢測每臺濾油機的流量匹配情況，當濾油機脫氣缸觀(guān)察液位接近1/2時(shí)，調整濾油機油泵速度，避免濾油機高液位停機。
3.3 評判標準
在三級濾油機出口油樣處，采用特制氣泡測試工裝進(jìn)行氣泡測試試驗，如圖6所示，工裝一端接入濾油機取油樣接口處，另一端接入抽真空機組，在工裝真空度抽至30Pa 以下時(shí)，緩慢打開(kāi)濾油機取油樣口閥門(mén)，待油面升至氣泡測試工裝處時(shí)，觀(guān)察是否有氣泡產(chǎn)生。當第三級濾油機出口油溫在65℃~75℃之間，脫氣罐內真空度保持在40Pa~50Pa之間時(shí)，通過(guò)氣泡測試工裝進(jìn)行氣泡測試試驗，油中無(wú)可見(jiàn)氣泡產(chǎn)生。同時(shí)，在濾油機取油樣口取油樣進(jìn)行多次含氣量檢測，油樣含氣量約在 0.1%左右。因此，控制第三級濾油機出口油溫及其脫氣罐內真空度能夠 實(shí)現與0.1%左右低含氣量等效，提供了現場(chǎng)實(shí)際操作的評判標準上述常壓三級注油系統在注入換流變之前，需進(jìn)行調試以滿(mǎn)足實(shí)際注油的各項性能指標要求，尤其是擊穿電壓≥80kV，從而確保注入油品滿(mǎn)足要求。當換流變真空注油至關(guān)鍵部位時(shí)，如閥側套管、閥側升高座、網(wǎng)側升高座及中性點(diǎn)升高座等，可采用“氣泡觀(guān)察”工裝進(jìn)行觀(guān)察，進(jìn)一步確保注入油品質(zhì)量。
4 結論
多次驗證表明，濾油機油溫到超過(guò)65℃后，脫氣罐內的氣壓不宜保持。分析原因為變壓器油受熱而形成的油蒸汽而使脫氣罐氣壓上升，而非油中氣體脫出使得氣壓上升。因此注油溫度控制為65℃~75℃之間為宜。在三級常壓注油系統中，第一級濾油機主要用于油加熱升溫，第二級、第三級濾油機主要用于脫氣。
廠(chǎng)內及現場(chǎng)注入油品的評判標準濾油機出口油的擊穿強度需≥80kV，注入油溫保持在65℃~75℃之間，溫度高有利于氣體析出（此時(shí)主要取決于真空度控制情況），脫氣罐內的真空度40Pa~50Pa之間，脫氣罐內無(wú)可見(jiàn)氣泡產(chǎn)生。上述條件等同于油中含氣量0.1%左右。真空注油換流變關(guān)鍵部位時(shí)，需控制注油速度，通過(guò)氣泡測試工裝觀(guān)察油中是否有氣泡析出，如無(wú)則注油過(guò)程無(wú)異常。通過(guò)后續項目中的設備監造表明，管控油中含氣量，能夠有效提高試驗通過(guò)率。
換流變采用高真空注油時(shí)，主要是為了確保絕緣件內氣體及水分析出。如果變壓器油中含氣量控制不當，易將油中氣體析出，在器身內部產(chǎn)生氣泡。因此油中含氣量控制對于產(chǎn)品質(zhì)量尤為重要。國內換流變廠(chǎng)家此前對于油品的控制主要為顆粒度、擊穿強度、介損、微水、色譜等，忽視了油中含氣量控制。廠(chǎng)內工藝處理及現場(chǎng)安裝質(zhì)量管控應重視油中含氣量的控制，對于換流變廠(chǎng)家乃至用戶(hù)來(lái)說(shuō)，將產(chǎn)生上億元的經(jīng)濟效益。
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