500 kV变压器绝缘油含气量 偏高故障的分析和处理　　　　马生芳  钱旭耀

（浙江省火电建设公司浙江杭州310016）

1  前言

　　变压器油是构成变压器主绝缘的材料之一，就绝缘而言，特别对于超高压大容量变压器，其油中含气量的高低对变压器绝缘有较大影响，这是由于气体可能在设备内聚集起来而形成气泡，特别是当温度和压力骤然下降而形成的气泡，聚集在绝缘纸层内或表面时容易产生局部放电。国际大电网会议（CIGRE）认为油中含气量在3％以下时，析出气体的危险性较小。新修订的《电力设备预防性试验规程》（DL／T596－1996）规定新设备投入运行前油中含气量不大于1％，运行油定为不大于3％。从当前国内所采用的真空脱气装置来看，投入运行前油中含气量控制在1％以内是比较容易做到的，运行油中含气量与设备的整体密封性能有很大的关系，如隔膜式变压器对油的保护体系完善，密封程度好，运行中油的含气量可控制在规程要求的3％以内，否则油中含气量会随着时间的增加而不断增大，直到饱和状态。下面介绍北仑电厂1号主变压器绝缘油含气量偏高的分析与处理实例。
2  故障概况
        北仑电厂1号机主变系日本东芝（TOSHIBA）公司制造，额定容量755 MVA，额定电压525±2×2．5％／25 kV，油量91 m³，双油枕隔膜全封闭结构，1991年2月投入运行。1999年对变压器油历次取样测试过程中发现其含气量偏高，其中处理前最近一次取样测试结果为4．1％，明显超出规程规定的运行油中含气量不大于3％，且呈增长的趋势（详见表1），同时在运行中发现该变压器两只油枕油位指示不一致，其中靠近主厂房固定端1只油枕油位指示为60％，而靠近2号机侧1只油枕油位指示为15％，且其吸湿器几乎不能“呼吸”。在1999年下半年1号机大修期间，1号主变停运以后，根据事故现象和以往经验，有针对性地进行了检查和处理。

　　有关两只油枕油表指示不一致及2号机侧吸湿器不能正常“呼吸”情况，怀疑可能是油枕皮囊内部有残油及皮囊至吸湿器连接管密封不良所致，采用下面的试验方案证实，将变压器本体内部绝缘油通过真空滤油机排出放置油罐中（一边排油、一边脱气）确保本体内部所有绝缘油彻底脱气一遍。然后关闭阀门8、12通过阀门11向两只油枕内充注0．04 MPa高纯氮气。发现从两只吸湿器中喷出大量残油，2号机侧吸湿器喷出油量明显多于固定端侧吸湿器，这一现象证实了两只皮囊内部确实有一定量的残油，且2号机侧多于固定端侧。为进一步检查油枕顶部至吸湿器之间连接管的密封性能，我们采用关闭阀门12，拆卸吸湿器，通过吸湿器联管向皮囊充注0．03 MPa高纯氮气，过24 h后观测发现压力值仍保持0．03MPa不变，说明两只皮囊及吸湿器连接管密封性能良好。

　　通过上面的检验和试验，可以得出1号机主变含气量偏高的主要原因是：冷却器潜油泵进口处密封不良，由于潜油泵内部在变压器运行过程中处于负压状态，造成大量进气，当空气沿强油循环管路穿入变压器内时，因其与油充分混合，很快被吸收。另外，由于两只油枕皮囊内部不同程度存在残油，导致呼吸系统不畅，与油枕油面实际承受的压力比大气压大也有一定的关系。
4  处理方案

    图中实线代表脱气过程中油从油罐流向变压器，虚线则相反。油温控制在65±5℃，真空脱气前本体内部通过真空泵抽至66．66 Pa（0．5 mmHg）真空度，脱气过程中续抽真空，为提高脱气效率，同时也为减少油流对芯部绝缘的冲击，流量控制在3500 L／h。这一新工艺一方面保证了脱气效率，另一方面还兼有脱水驱潮的功能。

　　在高真空的变压器箱壳内，在油向下“喷淋”飞散开来形成薄膜，以及喷洒在器身中的油从上向下流动的过程中，油表面积增大，充分暴露于真空中一定时间，油中未脱尽的气体、水分、挥发性酸等被真空泵抽出，另外由于油的热传导性好，油的热容量又大，对器身起到一定程度的热油加热干燥作用。通过油从本体至储油罐方向和储油罐至本体方向两遍过滤，取样化验结果油中含气量降为0．35％，大大低于规程规定的不大于3％的标准，取得了明显的效果，证明是一种很好的脱气方法。
5  结论与建议

　　（1）变压器油含气量偏高主要原因是设备本体及附属设备密封不良，特别是运行中处于负压的部位，如潜油泵，本体和油枕顶细小连接管等。　　　（2）对于隔膜式大容量变压器，注油时应严格按照厂家说明书（服务手册）规定的工艺要求进行，以防止空气进入和皮囊内部进油及出现假油位现象。　　　（3）相对循环过滤脱气法，储油罐—变压器本体单方向真空脱气法效率较高，同时可防止变压器身绝缘受潮，切实可行，值得现场推广。