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1、1(2)主变器身受潮原因分析及现场热油喷淋真空干燥处理双辽发电厂 1 主变是沈阳变压器厂1992 年 7 月生产的SFP7-370000/220型变 1994年 4 月 19 日首次实现带负荷试运行，于 1994 年 9 月 15 日正式移交生产， 1995 年 3 月 15 日完成了试生产进入了正式生产。1995 年 6 月至 7 月间共用了 45 天，对 1机组进行了扩大性小修，1996 年 6 月 27 日又对该台机组进行了为期 60 天大修。本次 1 主变大修是 1996年 7 月 14 日开工，到8 月 21 日峻工，整个大修工期历时39 天。1.1 1 主变器身受潮经过1.1.1
2、修前状况： 1 主变内装国产 25 变压器油，油量为37.2 吨。94 年变压器投运前，油的各项指标均达到新油标准，95年 5月份油介损为 0.33%(90)； 95年 10月份介损为 1.75%(90)，96 年 5 月份油介损为 2.57%(90)，并且油的介损增加速率较快，但油的其他指标均合格。大修前#1 主变除变压器油介质损失角不合格外，其他试验和监督项均未发现异常。1.1.2 1 主变器身受潮经过： 1 主变于 96 年 7月 19 日第一次吊芯检查，检查发现油箱底部、集油室内、铁芯表面、铁轭表面、大压圈上面、 高压线圈油道垫块上等处存在大量黑色物质。经检查确认此黑色物质来自冷却器的
3、冷却管壁，经吉林省电力科学研究院化学试验和化学分析得到，此黑色物质是导致油介损升高的主要原因。由于生产现场的条件所限，没有专用的变压器油大流量冲洗装置，决定将变压器冷却器返回沈阳变压器配件器厂进行处理， 返厂处理的时间是7 月 27 日至 8 月 4 日，在变压器冷却器返厂处理期间， 长山热电厂检修公司从7 月 24 日至 8 月 8 日在省电科院技术人员指导下， 按着省电科 96054 科学技术报告双辽发电厂一号主变油处理方案对双辽发电厂1 主变进行了油介损的处理工作，在油介损处理期间，多为阴雨天气，空气相对湿度较大， 8 月 1 日至 3 日期间油介损反而升高，且居高不下，变压器油的耐电强
4、度在标准电极下只有23 V。经省电力公司、省电科院、沈阳变压器厂、长山热电厂检修公司、双辽发电厂等有关专业人员共同研究决定，对1 主变压器的油倒到油罐里进行油介损处理，待油介损处理好后再对1 主变进行吊芯检查，彻底清洗变压器器身内的残余黑色物质。因为变压器本体内为无油状态，为避免 1 主变器身受潮，对 1 主变实行充氮保护。为鉴定 1 主变充氮保护期间绝缘变化情况，8 月 8 日对 1 主变进行绝缘测试工作， 在测试过程中发现低压线圈绝缘电阻为零同时，长山厂配电班人员正在进行1 主变第二次吊芯准备工作，在拆卸低压套管时发现上铁轭夹件表面和压板上有少量水析出，并且用针管能抽出析出水，低压侧油箱底
5、部也有较明显的水迹，主变低压侧轭铁夹件上有三处糊状粘性聚合物。同时也查出铁芯外引接地的内部引线与低压母排短接，经挑起1 主变铁芯外引接地的内部引线后，用ZC-7(2500V)摇表 500MW，摇表测试高压线圈绝缘为 500MW ，吸收比为500/200=2.5；并对低压线圈进行直流耐压 20V 试验，泄漏电流为10A；高压线圈因不具备条件没有进行试验。 8 月 9 日 1 主变第二次吊芯，检查发现低压侧B相油箱底处有明显积水，解开三相圈屏发现低压侧B 相高压线圈有 20 根左右线饼， C 相高压线圈有 2 根线饼吸水迹象明显， 其中B 相高压线圈有5 个左右线屏吸水较为严重。之后高压人员用ZC
6、-(2500V)摇表 600MW ，吸收比为600/3501.71；低压线圈绝缘 600M，吸收比为 600/2502.4，铁芯对地绝缘0M；夹件对地绝缘 0M；铁芯对夹件绝缘0M。根据检查和试验情况说明1 主变器身已经受潮。1.2 1 主变器身受潮原因分析：7 月 24 日至 8月 8 日之间，长山热电厂检修公司按照电科院双辽发电厂一号主变油处理方案处理油介损时，由于硅胶罐影响变压器油循环流量， 油管路基本上是半管油半管气运行循环，这期间天气一直不好，多为阴雨天，空气相对湿度一般均在65%以上，变压器油介损的纯处理时间大约为114 小时 (9.5 天 12小时)，在这种条件下进行油循环，大量
7、的湿空气进入变压器内，此时变压器油温很低，大量的湿空气在冷热交换中结露成水，这是导致 11.2.1 第二次吊罩打开围屏后发现A、B、C 三相围屏纸板全有水向下流的水迹，底屏纸板也有不同程度的变形，如果是其它原因进水，只能是局部出现这种情况，不可能三相同时有水迹。1.2.2 打开堵板上部观察和后来吊罩后下部看到的现象表明，进油口 (靠近 B、C 相间的低压侧中间风冷却器处的出油管)的轭铁处水量较多且有糊状物质，排油管口处水量较集中，量比较大。分析认为上部轭铁水多是在进油口处产生的结露较多造成的，因为进油口处温差较大(油温高于轭铁温度)结露现象严重，为此 B 相受潮较重。箱底部在出油口处水比较集中
8、，分析认为在介损处理过程中油是循环流动的，有一部分水也随之流动，由于水的比重大于油的比重，出油管口距箱底有150高度，部分流动过来的油水混合物将不再参加油循环，集中在箱底，也就集中了部分水。1.2.3 介损处理实际时间为9.5 天，平均每天12 小时左右，其中，流量在 1/22/3 之间循环 6.5 天左右，流量小于1/3 循环 3天左右，而且8 月 2 日下小雨时仍在循环，这种循环方式肯定将大量的潮湿空气打入变压器内而造成结露，因此说，空气结露是造成这次变压器进水受潮的主要原因。1.3 1 主变器身受潮现场热油喷淋真空干燥处理。1.3.1热油喷淋真空干燥的基本原理：在油箱顶部瓦斯继电器垂直集
9、气管处装设喷头，利用瓦斯继电器主导气管作为热油喷淋的主供油管路；然后用真空滤油机的加热器或专用电加热器将变压器油加热至90，通过真空滤油机的出口压力将热油经喷头的出油孔喷淋出去。用喷出的热油加热变压器线圈使线圈绝缘内的水份，迅速蒸发；再用抽真空来降低变压器油箱内的压力，从而降低了水的汽化温度，有利于线圈内部水分的蒸发。抽真空与定期破坏真控排潮汽配合进行，使蒸发的潮汽大量排除，由于破坏真空通入热风的温度与变压器线圈的温度相差不多，所以对线圈内部的温度影响不大，由于用热油喷淋可以减少油珠对线圈的冲力，还可以扩大热油和线圈的接触面积和接触时间，有利于线圈的加热，同时热油沿线圈下流时，会吸附绝缘纤维毛
10、孔中的水分，有利于水分的排除。1.3.2 热油喷淋真空干燥的主要工艺1.3.2.1 变压器在未进行干燥之前， 应先将预先样准好的测温元件埋入变压器器身内，回扣变压器钟罩后。应对变压器本体充入干燥氮气打压0.25-0.035a时进行检漏， 当氮气压力保持四小时无明显变化时，即可认为变压器密封良好。变压器热喷淋循环和抽真空通热风系统见下图。1.3.2.2 干燥的加热与保温为了防止油箱底部循环用油的散热损失和保持变压器箱底的温度，在距箱底部150-200mm 处设置加热器 (电阻丝和电热管均可)，容量按底面积上2.5-5W2计算，箱底下的电加热器要分布均匀，箱底四周用保温材料围好，并留有观察孔便于检
11、查电加热器的工作状况，电加热器的电源控制应分相控制，确保箱底温度均衡和便于油箱温度的控制；防止潮汽在油箱顶盖和引线套管 CT 处形成二次结露，在油箱顶部和油箱四周覆盖2-3 层石棉布保温；在冬季室外干燥，应搭设大蓬把变压器和干燥系统围起来，应将帐蓬内的温度保持在15以上，有利于干燥工作的快速进行。1.3.2.3 注入的油量及油质要求在变压器油箱内注入少量的变压器油，变压器油在油箱内的高度以沫过油箱底部的放油门和事故排油门，满足循环用油即可。注入油箱内的变压器油必须使用合格油，一般情况220变压器油的耐电强度应大于50，含水量应控制在15及以下，油的介损应小于0.2%(90)，干燥后油箱底部变压
12、器油的这三项指标应不低于上述值为好。1.3.2.4 油管路的处理及喷头的选择于用油循环干燥的管路应采用无缝钢管，钢管之间采用法兰连接，所用的喷头和钢管必须使用非镀锌钢管并经过严格的化学和机械处理； 再用合格的变压器油清洗，直到管路清洗全格为止。油的喷头的安装数量除参考油箱项部的瓦斯继电器垂直气管数理的同时，还要结合变压器本身的结构进行选择，以防存在循环不着的死角而影响干燥效果。在一身情况下，喷头的长度以不超过上轭铁距油箱顶盖间距的三分之二为宜；喷头上开的孔数要根据真空滤油机的工作压力和流量选择，在保证工作压力在0.250.35Pa 的情况下，喷孔总数的面积与来油管管面积之保持在.80-0.95
13、之间为好；所开喷孔选2.5-3.0mm 为宜，每个喷头所开的孔都应分布均匀，错开布置；变压器热油喷油喷淋应采用两侧进油对角循环的方法。1.3.2.5 油温的控制和干燥时间变压器由常温加热到80 度时的预热升温阶段，其升温速度应尽理均匀，还应检查器身所埋设测温点的温度值，各测点的温差值应控制在1015 度。如差值较大，应重新布置；当器身温度达到 80 度后， 继续热油喷淋，并在此温度下保持恒温2436 小时。此期间可每2 小时测量一次绝缘电阻，然后开始对变压器抽至极限真空保持 812 小时。在变压器抽真空期间禁止测量线圈、铁芯和夹件的绝缘电阻； 冷凝器的冷却水温不应超过20 度，并采用逆流原理进
14、行热交换，使潮汽充分冷凝析出，每1 小时检查记录一次析水。然后往变压器本体通入不低于75 度的干燥热风破坏变压器的真空状态，待全部解除变压器真空后，再重复上述工作。一般情况下重复2 到 3 个循环，干燥35 天即可结束。1.3.3 热油喷淋真空干燥的注意事项1.3.3.1 油温控制油经真空滤油机加热的出口油温应控制在95 5 度内，而变压器的出入口油温差应控制在10 度之内，说明保温效果好， 否则应重新考虑保温。变压器底部油温不宜超过105 度，由于油箱底部电加热器电源采用分相控制，所以有利于油箱底部受热均匀和温度控制。1.3.3.2 油管路选择用于变压器热油喷淋用的无缝钢管不得使用镀锌钢管，
15、防止镀锌层受热脱落进入器身内，造成变压器绝缘损坏事故。1.3.3.3 选择热风对往变压器通入的热风要先开启旁路门进行予加热，当热风温度达到后，再开启热风入口门，最好从变压器底部进入，对于导向风冷变压器宜选冷却器入口油管作为热风入口，这样有利于变压器干燥，通入加热后的热的空气要先经过干燥的硅胶罐除去热风中异物和杂质。1.3.3.4 抽真空要求在对变压器抽真空的同时要检查变压器油箱的机械强度，变压器油箱的机械变形应不超过油箱壁厚的二倍。1.3.3.5 加热器控制当变压器干燥油投入正常循环后，方可投入真空滤油机的加热器或专用电加热器工作。要在停止热油喷淋循环之前，提前10分钟先停止真空滤油机加热器或
16、专用电加热器工作，防止电加热器因断油过热而烧损。1.3.3.6 热油循环过滤热渍喷淋循环必须使用真空滤油机，既可除去油中溶解的水分，又可以用真空滤油机的电加热器作为一个辅助的加热源，由于操作灵活方便，还有利于油温的调节。同时把真空滤油机作为热油喷淋循环的入口最后一个设备，还可以对油中的杂质进行充1.3.3.7 测试要求在变压器抽真空的状态下，绝对禁止测量线圈、铁芯和夹件的绝缘电阻；根据巴申气体放电理论可知，在高真空状态下测量绝缘电阻，如果测量电压选择不当，极有可能发生绝缘击穿的危险。1.3.3.8 其它要求变压器干燥现场除应备有足量的消防器材和砂箱外，还应配备自动电话，便于和外界取得联系。1.3.4 变压器干燥结果的判断.当变压器线圈、 铁芯、夹件的绝缘电阻达到稳定值，连续12 小时内无明显变化时。且变压器线圈、铁芯和夹件的绝缘电阻值不低于出厂值的70%，变压器的吸收比大于1.3 或极化指数大于 1.5。.冷凝器 8 小时内无冷凝水析出。.
