关键词：变压器；绝缘；色谱分析；介损

摘 要：分析了SFP9—360000／220沈阳变压器厂制造的主变出现本体介损升高以及油中总烃含量绝对产气
速率超标等绝缘缺陷的原因，介绍了采取的解决措施和处理工艺方法，从而提高了设备的安全性。

中圈分类号：TM411；TM854

文献标识码：B

文章编号：1001—9529(2002)08—0021—03

嘉兴发电有限责任公司现装有两台300 Mw国产引进型燃煤机组，2号主变压器为沈阳变压器厂1994年制造的SFP9—360000／220型，1995年由浙江火电建设公司安装，并于1995年11月5日首次并网投用。

l 绝缘降低的概况

1999年9月2日机组小修，2号主变试验时发现高压线圈介损与上次试验值比较有上升趋势，因气候影响未进行复测，但列为重点监测跟踪的设备。

2000年1O月2日机组小修进行2号主变预防性试验时，发现高压及低压线圈本体介损比上次偏高，其中低压侧线圈介损值接近规程上限0．8 的要求；与上级绝缘监督研究决定继续投用，并加强对油介损及油色谱跟踪，周期为1个月，3～6个月后对主变进行复测。2000年l0b12月油介损及油色谱跟踪测试发现，油介损有明显
逐步上升趋势，最高达到3．56 (2000年12月25日)。2001年1～2月油介损跟踪复测数据有下降，均在1．2 ～1．61 之间；2001年春节2号机调停期间跟踪测试，主变本体线圈介损值仍有上升的趋势。

2001年2月8日跟踪变压器油色谱发现，CH¨C H 和总烃的含量明显上升，总烃的绝对产气速率超过注意值0．5 mL／h，达到2．O8mL／h，但2月8日至2月20日的短期跟踪的数据总烃含量基本保持稳定。为检查变压器油中的金属元素，2月8日取油样送到复旦大学材料系进行分析，用ICPAES测试方法分析，油中有铜和铁二种金属元素，含量分别为0．54、0．19 g／g。

2 历史情况

2．1 设备制造过程中的问题

2号主变由浙江省电力试验研究所负责工厂监造。1994年1月24日该变压器进行外施工频耐压试验正常后，对A 相进行感应耐压试验，当电压接近额定试验电压时，电源侧过流保护跳闸。重复该项试验时，过流保护动作电压下降。经分析通过放油、吊罩进一步检查时发现，故障原因为A相首尾距离过小，处理后重新抽真空注油、静置，并重新进行额定感应耐压值的感应耐压试验，试验结果正常。

2．2 基建安装过程中的问题

2号主变在1995年的基建安装过程中发现的问题：

(1)安装时发现变压器高压引线A、B、C三相分别短2O、4O、30 mm，在安装现场由沈阳变压器厂工地代表将三相高压引线更换成加长的引线；

(2)变压器铁心夹件绝缘低，绝缘电阻值为2Mfl，电厂筹建处、浙江火电建设公司、沈阳变压器厂专业技术人员对变压器进行了第二次吊罩后处理仍无效，绝缘电阻值为1．6 Mfl，根据现场条件采取在接地回路上加装限流电阻来控制夹件接地电流，并要求监视电流小于10 mA。

2．3 投运后的可疑情况

2号主变在1998年1月28日春节调停后的开机并网过程中，因发电机励磁调节器的直流调节器(DCR卡件)发生故障曾引发发电机调节器输出突升，造成过激磁冲击，引起发电机过激励保护动作。

2号主变运行期间未发现绝缘缺陷，在1999春节、1999年9月、2000年9月因处理变压器本
体个别渗油部位，曾进行过电焊处理渗油工作。

3 原因分析

(1)绝缘油介损于2月23日请浙江省中试所进行了一次油过滤对比测试，过滤前后的测试数据分别为1．55 和1．54 ，3月12日跟踪试验结果为1．48 ，均与2001年1月16日及以后的几次试验结果接近，没有明显变化。

(2)2号主变油送江苏省中试所和安徽省中试所进行了体积电阻率的测试，结果符合预防性试验规程的要求，最高数据为6．53×10 。Q·m，但比经验数据偏小。

(3)历史试验数据比较发现2号主变线圈介损逐步上升、绝缘电阻逐年下降，但线圈吸收比和极化指数还在合格范围内。油介损比投运时有较大增长，但绝对值未超标。而油中微水含量一直保持在较低水平，还不能找到变压器本体存在受潮的依据。线圈介损上升、绝缘电阻下降的主要原因分析是油介损增大引起。

(4)从1999年开始2号主变油中CH 、C2H含量逐年上升，到了2001年2月8日，总烃的绝对产气速率超过注意值(O．5 mL／h)，达到2．O8mL／h。但2月8日至20日的短期跟踪的数据，油中各气体组分含量稳定。利用三比值法的色谱数据进行分析，其编码均为0、2、1，即变压器内部发生过300-700~C中等温度过热故障，可能影响变
压器本体及油的介损。

一般过热性故障主要有下列几种：潜油泵轴承磨损、铁心多点接地产生环流、漏磁引起的油箱金属件过热、分接开关触头接触不良、载流导体连接或焊接不良、穿心螺杆与铁心短路、铁心片间绝缘损坏、油道被油泥等异物堵塞使局部温度升高等。通过检查变压器的铁心接地电流、潜油泵的轴承温度、变压器的油箱和高低压侧引出线端子温度等后，电流和温度情况正常。从外部检查可基本排除由上述部位产生的局部过热。通过对2号主
变油色谱数据的分析，CO。和CO绝对值较小且相互比值基本稳定，油中其它气体含量绝对值也较小，说明故障点的范围不太大，比较集中。

4 采取的措施

4．1 停机处理前的监测

缩短对2号主变绝缘油的色谱、微水、介损跟踪测试的周期，跟踪周期调整为油色谱和微水每周2次、油介损每2周一次。油色谱变化较快的阶段每天进行一次色谱、微水的跟踪测试，并考虑若发生以下之一情况时立即进行停役处理：

(1)油中总烃含量绝对产气速率达到5mL／h，且有保持3 d继续上升的趋势；

(2)油中发现乙炔且复测后仍然存在并有上升，或氢气有明显上升；

(3)油中微水含量达到25×1O一。

4．2 确定主变检修处理的原则方案

原绝缘油进行吸附处理、线圈进行热油喷淋、进变压器人孔门进行内部检查、将油更换为新尼纳斯油。处理过程要求：原绝缘油吸附处理后介损应小于0．5 oA、处理后线圈介损小于o．5 、高压线圈绝缘电阻大于3 ooo Mgl(1 min)、新油注入后油介损小于0．3 。

4．3 修前准备

(1)将约40 t合格的尼纳斯牌变压器油准备待用，新油应符合以下技术指标要求：tg3~0．2(90 C)、体积电阻率>1×10¨、耐压≥ 5O kV、含水量≤15x 10一、油色谱试验合格。

(2)将原老油与尼纳斯新油做混油试验，混油比例分别为1：2、1：3和2：3试验合格。

4．4 处理工艺

(1)启动压力式滤油机，调整好出油量，投入相应的系统加热器，对主体进行预热加温。

(2)当变压器油温度达到65℃时，开始对压力式滤油机放置吸附滤板。开始对油进行处理，然后每隔6-8 h更换一次吸附滤板。

(3)变压器内部温度达到75 C以上，并控制在85_C以下。当变压器油介损达到小于0．5(90C)时，将主变内部油通过2台潜油泵快速全部排出。

(4)利用透明塑料管配置简易油位计，在变压器油放至一半及全部放完时分别进行绝缘电阻和绕组2 kV 时介损测试。

(5)变压器油放完后对变压器进行抽真空(133 Pa)，连续抽空8 h，关闭相应阀门，使油箱内外压力平衡，启动油箱最低点连接的潜油泵抽残油，同时打开油箱底部放油塞，将残油尽量放净。

(6)安装喷淋管路，连接滤油设备。

(7)向变压器内部注入过滤合格的尼纳斯油(90 C时tg ≤0．2 ，耐压≥55 kV，含水量≤ 15×10 )2 t。启动油箱最低点连接的潜油泵，投入相应的加热器对器身进行循环冲洗2 h。

(8)启动潜油泵，打开放油塞，将2 t油全部排出，重新注入3 t合格的尼纳斯油。

(9)启动2台潜油泵，调整好出油量，对变压器内部器身进行加热喷淋，并对加热效果进行检查。一切正常后，合上相应电源，开始正式喷淋。

(10)每隔1 h记录一次热油喷淋系统入口、出口油的温度，根据油的喷淋效果决定是否投入一定的真空(0．04 MPa)。

(11)热油喷淋系统加热器出口温度要控制在(98±3) C，并连续喷淋12 h。

(12)断开加热器、潜油泵电源，启动抽真空系统，真空达到96 kPa以上，抽空6 h。

(13)关闭相应阀门，使油箱内外压力平衡。

(14)用2．5 kV摇表测量高、低压绕组绝缘。

(15)重复上述工作，直到保证各项绝缘参数(热油循环后抽真空前绝缘电阻与下次同真空前绝缘电阻基本一致)合格为止。

(16)在判定变压器整体绝缘合格后，将变压器油箱中的喷淋油和绕组导油系统中的残油分别全部放出。

(17)抽真空6 h。

(18)解除真空，打开人孔门对变压器进行内部检查、处理。检查范围为：可见部位的固体绝缘件、可见部位裸金属连接情况、可见载流部位连接情况(低压)、可见部位带电体之间及带电体对地纯油距和爬距、可见磁路检查。

(19)内检处理结束后，合上人孔门，对变压器连续抽真空12 h(残压维持在133 Pa)启动真空滤油机以小于5 t／h的流量向内部注入合格的尼纳斯热油(温度控制在40～50C)，在油将注满时，注意观察真空泵压力声音，关闭相应阀门。

4．5 修后试验

试验项目有高低压侧绕组的绝缘电阻、吸收比、极化指数，绝缘油试验，高低压侧绕组的介损，运行档直流电阻，高压套管介损，绕组泄漏电流，铁心、夹件绝缘电阻。

4．6 实际处理过程

2号主变于4月24日进行了修前试验，并开始连接管路，25日20：00开始对变压器热油循环，26日10：00油温达到65。后开始对变压器油进行吸附处理，经过48 h的处理，至4月28日16：o0停止滤油，进行放油前试验，变压器油介损已合格(0．11 )。28日20：00放出全部变压器油，注入2．5 t尼纳斯油，对变压器12 h喷淋干燥处理，6 h抽空后，排出2．5 t油。5月2日12：oo进入变压器本体中对变压器各部位过热点进行检查，未发现过热点。但在检查中发现A相第2片磁屏蔽有一碳黑点，沈阳变压器厂家认为是厂内出厂前电焊补漏造成，不是变压器运行中产生的过热点。将变压器内部松动螺丝全部紧固，高压引线根部重新包扎白布带，油箱下部清洗后检查处理结束。

5 结论

根据预先制定的方案，2号主变进行了绝缘油吸附处理、线圈喷淋、内部检查、换新油等工作，并进行了修前、修中、修后试验。试验情况如下：

(1)对变压器油进行吸附处理，处理后油介损达到o．11 。

(2)用绝缘介损合格的进口的新油对变压器器身、线圈进行了热油喷淋处理。经过处理后变压器本体的绝缘电阻有明显提高(高压对低压及地为6 500／3 100 MQ，低压对高压及地为4 900／1 380 MQ)。在变压器处理过程中进行了12 h保持真空密封试验，未发现泄漏。
(3)对变压器内部进行了检查。可见部位检查结果，未见有发热的痕迹，高压分接开关部位接触良好，可见部位磁屏蔽良好，固定螺丝未见松动，对低压出线进行了检查和螺丝紧固。

(4)注入进口的尼纳斯变压器油，新油介损为0．06 ，击穿电压为57 kV，体积电阻率为3．5×10 ，新油简化试验指标符合规程规定。

(5)主变注油后，进行了绝缘电阻、本体介损、套管介损、直流泄漏、直流电阻测试，测试结果符合规程要求，其中本体高压侧介损为0．24 、低压侧介损为0．15 (折算至20 C)。

2号主变处理结果表明，变压器绝缘电阻明显上升，本体介损下降显著，取得了预期的效果。

由修前及修后各项试验数据的对比，可认为换油处理前变压器本体介损升高和绝缘电阻降低的原因主要是变压器绝缘油体积电积率下降及介损升高引起的，并与线圈轻微受潮有关。