一起變壓器絕緣電阻偏低事件分析及處理

文/鄧曲波

0 引言

變壓器絕緣種類按絕緣介質(zhì)分類主要有干式變壓器、油浸式變壓器及充氣式變壓器。在目前電網(wǎng)輸變電工程中，安裝和使用油浸變壓器為主。變壓器絕緣材料可能存在各種缺陷，在制造、運(yùn)輸、安裝過(guò)程中都有可能造成絕緣受損。國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)《電氣裝置安裝工程電氣設(shè)備交接試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)》（GB 50150－2016）中對(duì)變壓器繞組絕緣電阻的要求是：緣電阻值≥出廠試驗(yàn)值的70%，或≥10000MΩ（20℃）；吸收比≥1.3（在20℃下，當(dāng)R60＞3000MΩ 時(shí)，吸收比可不作考核要求）；極化指數(shù)≥1.5（在20℃下，當(dāng)R60＞10000MΩ 時(shí)，極化指數(shù)可不作考核要求）。

1 案例情況

2019年5月，廣東省某變電站一臺(tái)新安裝220kV 油浸式變壓器做例行交接試驗(yàn)，該變壓器型號(hào)為SSZ11，容量為180MVA。試驗(yàn)過(guò)程中發(fā)現(xiàn)繞組絕緣電阻值與同一溫度下出廠值相比明顯偏低，不符合規(guī)程要求。試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

試驗(yàn)檢測(cè)方（廣州粵能電力科技開(kāi)發(fā)有限公司）建議使用酒精對(duì)變壓器套管進(jìn)行擦拭處理后，采取屏蔽法對(duì)變壓器絕緣電阻進(jìn)行復(fù)測(cè)，檢測(cè)結(jié)果測(cè)量值無(wú)明顯變化，套管絕緣亦良好，排除了外部因素對(duì)絕緣電阻的影響。2019年6月，經(jīng)變壓器生產(chǎn)廠家、安裝單位及廣州粵能電力科技開(kāi)發(fā)有限公司討論，初步懷疑在安裝過(guò)程中變壓器絕緣油存在受潮現(xiàn)象或不同程度的污染，決定重新對(duì)變壓器抽真空處理后再進(jìn)行熱油循環(huán)。處理過(guò)程中，將變壓器抽真空至150Pa，維持24小時(shí)，濾油機(jī)出口油溫保持60℃至70℃之間，熱循環(huán)72小時(shí)，復(fù)測(cè)結(jié)果絕緣電阻值與第一次測(cè)量值無(wú)明顯變化。

2 絕緣油數(shù)據(jù)分析

絕緣油是變壓器的主要絕緣介質(zhì)，要找到影響絕緣的根本原因需抓關(guān)鍵因素——絕緣油。本文對(duì)變壓器本體絕緣油、有載開(kāi)關(guān)絕緣油簡(jiǎn)化試驗(yàn)及油色譜的兩次化驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行了分析（見(jiàn)表2、表3）。

可看出，變壓器本體油化驗(yàn)結(jié)果均未超過(guò)規(guī)程要求值，但水分和介損正切值有上升，體積電阻率略微下降。廠家另外找有資質(zhì)的機(jī)構(gòu)進(jìn)行油化驗(yàn)，檢測(cè)結(jié)果與表3無(wú)明顯差別。初步判斷：絕緣油輕微受潮且真空注油熱循環(huán)不一定能改善絕緣油的電氣性能。

表1 案例壓器絕緣電阻測(cè)試值 單位：MΩ

表2 案例變壓器本體油及有載開(kāi)關(guān)油化驗(yàn)結(jié)果（一）

表3 案例變壓器本體油及有載開(kāi)關(guān)油化驗(yàn)結(jié)果（二）

3 處理過(guò)程

3.1 處理方案

經(jīng)多方討論后，為避免變壓器身受潮，決定對(duì)主變采用邊抽油邊充氮方式作如下處理：

（1）根據(jù)油位高度分段做絕緣電阻試驗(yàn)，為后期分析提供數(shù)據(jù)。分段檢測(cè)步驟如下：分別測(cè)量油位在鐵芯上軛上部、下部，線圈的上部、中部、下部，鐵芯下軛上部、下部處繞組的絕緣電阻并記錄。具體油位高度見(jiàn)圖1。

圖1 案例主變壓器油位高度

（2）將主變內(nèi)部的油抽空，并將放油口對(duì)側(cè)抬高50mm，將箱底殘油放盡(散熱器、匯流管內(nèi)油盡量放盡)。打開(kāi)人孔，用內(nèi)窺鏡對(duì)主變器身內(nèi)底部進(jìn)行檢查，查看主變內(nèi)部是否存在異物和沉淀物，之后對(duì)主變進(jìn)行高真空處理。

（3）將抽出的油過(guò)濾后重新注入變壓器，完成后對(duì)箱底進(jìn)行加熱并進(jìn)行熱油循環(huán)（關(guān)閉主體與散熱器之間的閥門(mén)）。該過(guò)程結(jié)束后，將主變內(nèi)的油抽到油罐中，對(duì)油罐中的油進(jìn)行去除異物過(guò)濾處理，直到油罐中油介損值滿足要求，同時(shí)對(duì)主變進(jìn)行抽真空處理。

（4）對(duì)主變進(jìn)行真空注油并進(jìn)行熱油循環(huán)三天，靜放兩天。記錄五天內(nèi)每天的繞組及鐵芯、夾件絕緣電阻值。

3.2 處理后數(shù)據(jù)分析

在上述處理過(guò)程中，我們記錄了油位在鐵芯上軛上部、下部，線圈的上部、中部、下部，鐵芯下軛上部、下部位置的絕緣電阻，發(fā)現(xiàn)不同油位下絕緣電阻值差別不明顯，仍然是低于標(biāo)準(zhǔn)要求。變壓器箱底殘油放盡后，用內(nèi)窺鏡檢查內(nèi)部并無(wú)異物。在主變真空注油并熱油循環(huán)三天及靜置三天期間，主變絕緣電阻數(shù)據(jù)記錄見(jiàn)表4。

從表4中可以看出，絕緣電阻阻值變化明顯，靜置三天后測(cè)量數(shù)據(jù)符合規(guī)程要求，結(jié)果合格。

表4 絕緣油處理后案例變壓器絕緣電阻測(cè)試值結(jié)果 單位：MΩ

4 原因分析

4.1 繞組絕緣電阻數(shù)據(jù)異常原因分析

造成變壓器繞組絕緣電阻偏低的原因主要有：（1）變壓器絕緣設(shè)計(jì)存在局部缺陷；（2）變壓器制造過(guò)程器身本體未烘干透徹，經(jīng)運(yùn)輸及安裝過(guò)程水分慢慢從內(nèi)部滲出流入絕緣油；（3）安裝過(guò)程中本體繞組內(nèi)部絕緣紙層受潮。

變壓器在設(shè)計(jì)制造過(guò)程有監(jiān)理和見(jiàn)證單位嚴(yán)格把控，設(shè)計(jì)圖紙參數(shù)均符合相關(guān)規(guī)定，出廠時(shí)各項(xiàng)常規(guī)及型式試驗(yàn)結(jié)果均正常，不支持判斷變壓器絕緣設(shè)計(jì)存在問(wèn)題。變電站坐落在南方熱帶環(huán)境，且安裝過(guò)程經(jīng)歷上半年雨水濕熱天氣，安裝套管打開(kāi)孔蓋期間，繞組與外部空氣接觸時(shí)間長(zhǎng)，不排除在安裝過(guò)程繞組內(nèi)部絕緣紙有一定程度的受潮可能。

4.2 絕緣油數(shù)據(jù)異常原因分析

對(duì)絕緣電阻有較大影響的絕緣油來(lái)說(shuō)，絕緣油中水分含量及油介損正切值是主要參考因素。從多次油化驗(yàn)報(bào)告中看出油介損值并未超標(biāo)，可見(jiàn)油介損值不是繞組絕緣電阻偏低的主要原因。

油中水分含量主要來(lái)源于內(nèi)部絕緣件析出和外部水分滲入，出廠試驗(yàn)繞組絕緣電阻正常，說(shuō)明繞組出廠前器身烘干完全，絕緣件本身絕緣良好，排除出廠前內(nèi)部絕緣件水分超標(biāo)的原因。出廠后從運(yùn)輸?shù)浆F(xiàn)場(chǎng)安裝過(guò)程中，油中水分含量經(jīng)多次檢測(cè)數(shù)據(jù)均在規(guī)程要求之內(nèi)，在上述處理后數(shù)據(jù)分析中也記錄了油位在不同位置時(shí)繞組的絕緣電阻，繞組在無(wú)油狀態(tài)下阻值無(wú)變化，不符合要求，說(shuō)明絕緣件本身絕緣不行，加上在熱油循環(huán)過(guò)程中低壓繞組絕緣電阻值持續(xù)呈上升趨勢(shì)，而低壓繞組位于內(nèi)圈，在熱油循環(huán)下內(nèi)圈繞組水分析出后被流動(dòng)的油流帶出，阻值變化體現(xiàn)滯后于高、中壓繞組（外圈），這些數(shù)據(jù)表明水分是從絕緣件析出的。

5 結(jié)論

通過(guò)對(duì)案例變壓器進(jìn)行絕緣油階段性的處理后，繞組絕緣電阻恢復(fù)正常，變壓器絕緣油并不是導(dǎo)致繞組絕緣電阻偏低的主要原因，內(nèi)部絕緣紙層在受潮后在靜置條件下水分不易析出，一定時(shí)間的熱油循環(huán)可以改善變壓器繞組本體絕緣電阻。本文通過(guò)對(duì)安裝過(guò)程新變壓器的常規(guī)試驗(yàn)檢測(cè)進(jìn)行實(shí)例分析，希望能夠?yàn)閺V大變壓器用戶和試驗(yàn)人員提供參考借鑒。