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1、一起变压器本体绝缘受潮的起因分析及相应对策摘要：介绍了一起电力变压器本体绝缘受潮的实例，分析其产生的原因并讨论现场“绝缘干燥”的方法，最后给出了其相应的预防措施,从而作为同行们解决现场变压器绝缘受潮的一个参考。关键词：变压器；本体绝缘受潮；绝缘干燥；预防措施引言在电力系统中,安装或吊芯大修有时会碰见变压器本体芯部绝缘受潮的情况，电力变压器绝缘状况的优劣将直接影响到电力系统的安全运行和供电可靠性。本文介绍一起电力变压器本体绝缘受潮的实例，分析其产生的原因并讨论现场“绝缘干燥”的方法，最后给出了其相应的预防措施。电力变压器绝缘大部分有A级绝缘材料如绝缘纸、棉纱、纸板等组成，这种材料容易吸收潮气。电
2、力变压器由于结构上的特点常常不能用单一的方法判断绝缘是否受潮，而必须以各种试验，如：测量绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗角正切值，以及绝缘油的试验，检查密封等进行综合判断，不能满足有关国家标准GB50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准和DL/T596-1996电力设备预防性试验规程中的规定要求,需要用绝缘干燥方法驱去绝缘材料中积聚的水分。所谓的电力变压器“绝缘干燥”也就是从绝缘材料中驱除潮湿的过程。本文介绍山美水电站下属美溪供电公司的35KV变电所#1主变压器的吊芯大修后，在变压器的重新安装结尾工作过程中因闽南地区雷雨天气情况，变压器内外温度差较大，变压器内产生负压，又密封件
3、老化,容易造成变压器本体绝缘受潮，必须经过干燥处理后方可投入运行。1 实例2006年2月20日，天气晴，环境温度：21，湿度：50%，上午9时30分，该变电所#1主变吊芯大修开始，经过4小时的连续工作，完成变压器吊芯检查试验，检查完毕立即按照相反于吊芯的程序，把变压器的芯部装回油箱，更换老化绝缘耐油垫圈。最后，当拧紧顶盖与油箱连接法兰之间的螺栓以后，开始向电力变压器的油箱注油，当注油到油箱的2/3时，此时是下午的15时，天气突变下起暴雨，检修人员赶紧用事先准备的帆布将变压器覆盖，关闭阀门，停止注油。接下两天都为阴雨天气，2月23日，检修人员继续对变压器进行冲油，工作完成后，工作人员进行相关的高
4、压试验，具体数据如下表一：表一型号SFZ9-10000KVA ；35KV/10.5KV；Y0/-11 ； 美溪变电所#1主变本体吊芯后，处理缺陷前后试验数据表试验日期天气环境温度，单位环境湿度，单位%性质试验部 位线圈介质损耗角正切值，单位%吸收比,单位M；R60/R15极化指数,单位M；R600/R60纸中含水量，单位%绝缘油击穿电压，单位KV（5次平均）外观检查2006年02月23日晴2251吊芯后处理缺陷前35KV对10KV及地2.5%10/1010/10大于5%30KV正常10KV对35KV及地3.1%8/88/8大于5%2006年02月29日晴2250吊芯后消除缺陷送电前35KV对1
5、0KV及地0.325%25000/1000080000/250002.7%60KV合格10KV对35KV及地0.262%50000/30000100000/500002.5%仪表仪器AI6000型变频全自动抗干扰介质损耗测量仪3121型2500V3121型2500V6801B/60KV型备注：（1）吊芯后，处理缺陷前后高压试验时变压器上层油温均为22； （2）试验绕组介损的目的，正是为了求出纸的含水量，对绝缘受潮与否做出准确的判断。表中纸的含水量数据由日本电气绝缘纸一书中的有关曲线求得；（3）吊芯后，处理缺陷前试验绕组介损时，施加电压为1.5KV；吊芯后消除缺陷送电前试验绕组介损时，施加电压为
6、10KV。综上所述，2月23日，吊芯后高压试验发现，绝缘测量数据有了明显变化，初步判断为变压器本体受潮；不符合“不经干燥投入运行的条件”，要对变压器进行干燥，消除缺陷。2 原因分析：该台变压器为20世纪80年代产品，运行时间久，密封件老化变形；因备品备件缺乏，密封用的衬垫厚度不够，又遇到恶劣天气，变压器内产生负压；造成变压器本体受潮，危及变压器设备安全。水分在变压器的安全运行中具有本质上的决定性作用，油纸绝缘材料过高的含水量将加速绝缘材料的老化并降低绝缘性能，导致设备运行的不稳定性和潜在的危险。该台变压器油纸绝缘受潮的原因主要有以下几点：（1） 变压器的安装和吊芯过程中，器身暴露于空气中的时间
7、过长，环境相对湿度过高，此时器身绝缘直接在空气中吸收水分。（2） 变压器内产生负压，是造成变压器本体受潮的主要原因。在雷雨天气条件下，由于变压器内空气室相对体积较小，随着户外气温的变化，变压器内部就产生相应的正、负压力，特别是闽南地区日夜温差大，当清晨温度较低时，变压器内容易产生负压，以致使个别密封有缺陷或薄弱环节的地方，造成直接吸水或吸入潮湿空气。（3） 由于变压器年久失修，储油柜、套管和人孔盖法兰密封不严，密封件老化变形可导致进水或吸入潮气。3 处理方法依据上述分析，我们现场首先采用热油循环法(真空滤油机：型号DZL-150；耐压值：60KV；油流量9000L/H；电源电压：380V；热功
8、率：48KW；广州锋渝真空滤油机有限公司)，对该变压器进行处理；系统图见图1：在变压器本体油箱中带油干燥（热油循环法），为防止油变质,加热时油温须维持在100以下。因此应控制干燥时变压器上层油温不得超过85，线圈温度不得超过95。现场为了使变压器减少热量散发，可以在变压器周围搭木棚并用帆布把变压器罩起来；为了保证变压器入口处油温为55，将真空滤油机出口油温设定为55，确保变压器绝缘油的油温为75，即变压器绝缘油的油温为55，并且加上检修吊芯当天环境温度20。用一台真空滤油机进行48小时热油循环，对变压器进行脱水处理，使变压器油含水量始终保持在较低水平，同时通过热油循环使变压器油及绕组绝缘件与绕
9、组内的水分向油中打散，不断提高变压器的绝缘性能；然后抽真空，进一步排除绝缘件和绕组内的水分。抽真空时，将油箱抽成-0.02MP，然后按每小时均匀地增高0.006MP真空度；若现场真空度出现负压过大时，采用人工放气法，直至真空度达-0.050MP为止，防止油箱箱壁的弹性变形。在处理过程中，每小时对加热器的油温及真空滤油机油温进行一次记录，油温过低，对铁芯内的绝缘材料起不到脱水作用，油温过高容易引起绝缘老化。变压器进行干燥,变压器油位不得低于铁芯,以防高压放电着火；在距1#号主变10米的范围内不允许抽烟动火。经过48小时热油循环后，冷却静止24小时后，进行本体介质损耗角正切值和绝缘电阻测量，发现数
10、据变化不大，处理效果不明显，经有关技术人员共同商议后，决定采用第二种方法：绕组加热法（整流弧焊机，型号：ZXG-1000A；初级电压：380V；工作电压：24-44V；容量：100KVA）和抽真空热油循环同时进行干燥。经过2天的缺陷处理，#1主变压器本体介质损耗角正切值和绝缘电阻测量，测量数据已达到投运要求，数据见表一。该变压器吊芯大修投运至今无发生任何安全事故。4 预防措施为了避免和预防变压器本体受潮，可采取以下措施：（1） 吊芯检查最好在变压器检修室进行，因为在室内容易保持环境清洁和干燥，如果在现场没有检修室，应当搭建临时的工作棚，以防止雨、雪和灰尘等脏污对芯部绝缘的侵袭。（2） 为了防止
11、芯部的绝缘受潮，要适当选择吊芯场所的大气温度和湿度，控制芯部的温度以及芯部暴露在空气中的时间。（3） 吊芯检查必须安排在一个工作日完成。（4） 电力变压器部件的安装工艺，直接影响到密封的质量：密封面处理；衬垫安装；密封面压紧，在压紧中如果胶垫出现裂痕，必须更换，重新压紧。（5） 因为变压器内产生负压，容易造成变压器本体受潮，所以变压器储油柜上均应加装带有油杯的吸湿器，吸湿器的油杯应注意加油和维护，确实保证通畅，干燥剂要保持干燥。（6） 吊芯检查，在对变压器进行加油前，应对油品进行试验，防止油品在存放过程中由于保管不妥进入水分。（7） 防止变压器油位过低，油位应保证油标的1/4至2/4之间。（8
12、） 合理布置变压器位置，改善运行条件，避免密封件非正常老化变形、失效。5 结论当我们在检修试验过程中检测到变压器的绝缘电阻降低，本体受潮时，可根据变压器的容量大小和结构形式的不同，依据实际情况采用合适的绝缘干燥方法，特别是绕组加热和抽真空热油循环的方法，在检修实践中是十分有效的。参考文献1高压电气设备试验方法（西南电业管理局试验研究所） 2电气试验技能培训教材（江苏省电力试验研究所） 3GB50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准4DL/T596-1996电力设备预防性试验规程及其编制说明5DL/T573-95电力变压器检修导则 6中小型油浸式电力变压器出厂文件（福州天宇电气股份有限公司）作者简介：从事电气高电压试验工作二十多年，试验高级工第 5 页 共 6 页
