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[摘要]主变压器绝缘受潮是威胁其安全稳定运行的重大设备隐患，文章就一起220kV主变压器绝缘受潮故障进行了分析判断，介绍了现场采用真空热油喷淋干燥处理的方法、工艺要求及注意事项。
[关键词]主变压器 绝缘受潮 现场干燥
1 概述
主变压器设备大多运行在露天环境中，鉴于变压器的运行特点和环境因素的影响，变压器比较易于受潮，特别是运行质量差的主变压器更易于受潮。变压器的绝缘材料都具有一定的亲水性，受潮的绝缘材料介质损耗会显著增加，促使绝缘材料加速发热老化以至损坏，从而丧失绝缘性能而击穿。因此对受潮的变压器必须采取切实可行的措施迅速恢复其绝缘水平，才能保证变压器的安全稳定运行。本文结合一台220kV变压器受潮故障分析处理实例，就如何根据试验数据判断变压器的受潮情况，选择适宜、有效的现场干燥处理方法，进行了介绍，供类似情况参考。
2 故障情况
某变电站主变压器型号为OSFPS7-120000／220，1994年4月出厂，1995年1月投运，2002年8月3日运行中绕组故障烧毁，返厂修复，更换A相4只线圈和B、C相的35kV 2只线圈，更换全部绝缘件、碟阀、密封件和变压器油，8月31日重新投入运行，2003年10月预试发现主变本体介损超标(规程规定220kV主变压器20度时的tg 6值不大于0.6％)，跟踪发现变压器本体介损值逐年呈升高趋势，试验数据。
绝缘油介损达到2.8％(规程规定220kV主变压器绝缘油运行中tg 6值90度时不大于2％)，其他绝缘试验数据正常，色谱试验数据合格。该变压器在蝶阀、油流继电器等处存在多处渗漏油缺陷。
3 故障分析与判断
通过测量tg 6可以有效地发现设备普遍受潮、绝缘油或固体有机绝缘材料的普遍老化等绝缘缺陷。绝缘介质在电压作用下都有能量损耗，绝缘介质在交流电压作用下的介质损耗有两种：一是由电导引起的电导损耗，二是由极化引起的极化损耗。介质中如无损耗，则流过的电流是纯无功电容电流，并超前电压向量90度。如介质中有损耗则电流存在有功分量，其大小可代表介质损耗的大小。这时，总电流与电容电流之间有－6角，该角正切值等于有功电流与无功电流的比，tg 6越大，有功电流越大，说明介质损耗越大。如果损耗较大，会使介质温度不断上升，促使材料发热老化以至损坏，从而丧失绝缘性能而击穿。因此电气设备必须合理控制其介质损失角正切值tg 6。对于现场运行的变压器受潮故障，选择适宜、有效的干燥处理方法，对恢复变压器的绝缘水平，保证变压器的安全可靠运行，有着重要的经济和社会意义。
通常变压器绕组绝缘介损基本上反映纸的绝缘状况，油浸纸的介损与其含水量有固定的关系，在不同温度下，反映的介损值不同见表2。
对于运行中的220kV变压器，纸的含水量应控制在3％～3.5％以下，与此对应的绕组绝缘介损应在0.2％～0.3％左右(20～40℃下)。现行规程并没有将绕组绝缘的介质损耗因数tg 6值规定的如此小，是考虑到现场测试的各种误差。
对介质损失角试验结果的判断方法，除应与有关标准和规程中的规定值比较外，还应与历次试验结果进行分析比较，结合其他绝缘试验结果，进行全面的综合分析，以判断设备的绝缘状况。在排除了测试仪器失准和套管外表面脏污的情况下，通过测试发现套管试验数据正常，绝缘吸收比和极化指数也符合规程要求。从介损试验数据的变化趋势可以判定该变压器运行中受潮。
导致变压器绝缘受潮的主要原因是水渗漏入变压器，排除油箱顶部和套管将军帽密封不严等因素，可能是制造时干燥不彻底或安装暴露空气时间过长等原因。从该变压器的运行情况看，除了在蝶阀、油流继电器等处存在渗漏油缺陷外，油箱顶部和套管将军帽均密封良好，因此可以排除这些部位进水受潮。
考虑到该变压器由于绕组烧毁故障抢修工期较紧，不能排除制造时存在干燥不彻底或安装时暴露空气时间过长等原因。经过进一步的检查发现，变压器油枕胶囊破裂，导致油和空气直接接触，分析认为这应是变压器受潮的主要原因。尽管从介损数据看，该变压器受潮情况并不是太严重，但由于受潮过程比较长，考虑到变压器本体绝缘材料的亲水性，因此决定必须尽快对该变压器进行干燥处理。
4 现场干燥处理方案的确定
由于该站为单台主变压器运行，且变压器受潮情况并不是太严重，因此决定采用现场干燥处理的方法。变压器现场干燥处理的方法很多，如热油循环干燥法、热风干燥法、箱壳涡流加热干燥法、零序电流加热干燥法、真空热油喷淋干燥法等。由于现场对变压器恢复运行要求迫切，为提高干燥效果和效率，决定采用热油循环和真空热油喷淋相结合的方法干燥，即采用加热功率足够大的真空滤油机，先进行变压器体内循环处理变压器油，待油处理合格后，使用少量(约3t)合格的变压器油，在变压器本体上部抽真空，借用变压器本体上部连通管向本体喷油，从本体放油阀出油，通过真空滤油机实现热油循环。这样既可以净化处理变压器油，又可以干燥变压器本体。
5 现场干燥处理的过程和工艺要求
(1)热油循环即常规的热油循环方法。(这里不再赘述)，使油的含水量、色谱、含气量、击穿电压和高温介损满足规程要求即可。
(2)对变压器本体进行干燥时，首先启动真空泵，使真空度均匀地提高到104Pa，然后启动循环油泵。变压器油开始循环后，再启动加热器(防止油不循环而烧坏加热器)，使热油在变压器本体内循环。真空泵持续运行，使变压器本体内部保持全真空。其主要目的是在加热过程中，降低水的沸点，加快水分子的运动速度，使本体内的潮气易于膨胀，便于蒸发并随时通过真空泵排出，防止绝缘件中置换出的水分二次侵入和表面凝露。
(3)在干燥过程中，要随时监视变压器油的温度，使其保持在100℃左右，但不得超过105℃，防止温度过高，引起变压器油的裂化和内部绝缘材料的加速老化，影响变压器的使用寿命；温度也不可过低，否则沉积在绝缘件中的水分子运动速度会降低，使其不易汽化蒸发而影响干燥效果。温度的控制通过投切分组加热器来实现。
(4)真空热油干燥不但效率高、效果好，而且不会因绝缘件收缩而引起各部紧固件松动，因而不需吊罩检查，可直接进行变压器真空注油。该过程总共用了96h。
(5)该变压器真空注油后，静N48h，进行例行试验，全部合格。油介质损耗下降到0.3％，变压器整体介质损下降到0.51％(20度)。
(6)此方法虽然简便易行，干燥效率高、效果好，但要求箱体要能承受较高的真空度。
(7)防止油温过高是此方法要重点注意的事项。在处理过程中，一定要加强值班，严格监视油温；要注意保证油泵可靠运转，一旦停运，要立即断开加热器电源；油泵运转后才允许投入加热器，反之，切除加热器后，才可以停止油泵运转。
(8)用于干燥的变压器油不一定裂化，但由于在100℃高温时间较长，会有一定程度的老化，性能势必下降，因此不宜将其继续用于高电压、大容量的设备上。
6 结束语
主变压器作为电网主设备，其安全运行尤为重要，因此要特别加强其运行维护、测试和故障处理，防止发生重、特大设备事故和电网事故。由于变压器的运行特点容易受潮，且绝缘材料的亲水性较好，一旦受潮，析出难度大，所以在运行和检修过程中要注意防止变压器受潮。当发生内部绝缘受潮后，要根据现场条件选择合适的干燥方法。真空热油喷淋干燥法特别适用于大型变压器，干燥效果优于其他干燥方法。现场工作人员了解真空热油喷淋干燥的基本原理，熟悉干燥的过程和注意事项，严格按工艺要求检查试验，是保证和检验干燥效果、提高效率的重要前提条件。
[关键词]主变压器 绝缘受潮 现场干燥
1 概述
主变压器设备大多运行在露天环境中，鉴于变压器的运行特点和环境因素的影响，变压器比较易于受潮，特别是运行质量差的主变压器更易于受潮。变压器的绝缘材料都具有一定的亲水性，受潮的绝缘材料介质损耗会显著增加，促使绝缘材料加速发热老化以至损坏，从而丧失绝缘性能而击穿。因此对受潮的变压器必须采取切实可行的措施迅速恢复其绝缘水平，才能保证变压器的安全稳定运行。本文结合一台220kV变压器受潮故障分析处理实例，就如何根据试验数据判断变压器的受潮情况，选择适宜、有效的现场干燥处理方法，进行了介绍，供类似情况参考。
2 故障情况
某变电站主变压器型号为OSFPS7-120000／220，1994年4月出厂，1995年1月投运，2002年8月3日运行中绕组故障烧毁，返厂修复，更换A相4只线圈和B、C相的35kV 2只线圈，更换全部绝缘件、碟阀、密封件和变压器油，8月31日重新投入运行，2003年10月预试发现主变本体介损超标(规程规定220kV主变压器20度时的tg 6值不大于0.6％)，跟踪发现变压器本体介损值逐年呈升高趋势，试验数据。
绝缘油介损达到2.8％(规程规定220kV主变压器绝缘油运行中tg 6值90度时不大于2％)，其他绝缘试验数据正常，色谱试验数据合格。该变压器在蝶阀、油流继电器等处存在多处渗漏油缺陷。
3 故障分析与判断
通过测量tg 6可以有效地发现设备普遍受潮、绝缘油或固体有机绝缘材料的普遍老化等绝缘缺陷。绝缘介质在电压作用下都有能量损耗，绝缘介质在交流电压作用下的介质损耗有两种：一是由电导引起的电导损耗，二是由极化引起的极化损耗。介质中如无损耗，则流过的电流是纯无功电容电流，并超前电压向量90度。如介质中有损耗则电流存在有功分量，其大小可代表介质损耗的大小。这时，总电流与电容电流之间有－6角，该角正切值等于有功电流与无功电流的比，tg 6越大，有功电流越大，说明介质损耗越大。如果损耗较大，会使介质温度不断上升，促使材料发热老化以至损坏，从而丧失绝缘性能而击穿。因此电气设备必须合理控制其介质损失角正切值tg 6。对于现场运行的变压器受潮故障，选择适宜、有效的干燥处理方法，对恢复变压器的绝缘水平，保证变压器的安全可靠运行，有着重要的经济和社会意义。
通常变压器绕组绝缘介损基本上反映纸的绝缘状况，油浸纸的介损与其含水量有固定的关系，在不同温度下，反映的介损值不同见表2。
对于运行中的220kV变压器，纸的含水量应控制在3％～3.5％以下，与此对应的绕组绝缘介损应在0.2％～0.3％左右(20～40℃下)。现行规程并没有将绕组绝缘的介质损耗因数tg 6值规定的如此小，是考虑到现场测试的各种误差。
对介质损失角试验结果的判断方法，除应与有关标准和规程中的规定值比较外，还应与历次试验结果进行分析比较，结合其他绝缘试验结果，进行全面的综合分析，以判断设备的绝缘状况。在排除了测试仪器失准和套管外表面脏污的情况下，通过测试发现套管试验数据正常，绝缘吸收比和极化指数也符合规程要求。从介损试验数据的变化趋势可以判定该变压器运行中受潮。
导致变压器绝缘受潮的主要原因是水渗漏入变压器，排除油箱顶部和套管将军帽密封不严等因素，可能是制造时干燥不彻底或安装暴露空气时间过长等原因。从该变压器的运行情况看，除了在蝶阀、油流继电器等处存在渗漏油缺陷外，油箱顶部和套管将军帽均密封良好，因此可以排除这些部位进水受潮。
考虑到该变压器由于绕组烧毁故障抢修工期较紧，不能排除制造时存在干燥不彻底或安装时暴露空气时间过长等原因。经过进一步的检查发现，变压器油枕胶囊破裂，导致油和空气直接接触，分析认为这应是变压器受潮的主要原因。尽管从介损数据看，该变压器受潮情况并不是太严重，但由于受潮过程比较长，考虑到变压器本体绝缘材料的亲水性，因此决定必须尽快对该变压器进行干燥处理。
4 现场干燥处理方案的确定
由于该站为单台主变压器运行，且变压器受潮情况并不是太严重，因此决定采用现场干燥处理的方法。变压器现场干燥处理的方法很多，如热油循环干燥法、热风干燥法、箱壳涡流加热干燥法、零序电流加热干燥法、真空热油喷淋干燥法等。由于现场对变压器恢复运行要求迫切，为提高干燥效果和效率，决定采用热油循环和真空热油喷淋相结合的方法干燥，即采用加热功率足够大的真空滤油机，先进行变压器体内循环处理变压器油，待油处理合格后，使用少量(约3t)合格的变压器油，在变压器本体上部抽真空，借用变压器本体上部连通管向本体喷油，从本体放油阀出油，通过真空滤油机实现热油循环。这样既可以净化处理变压器油，又可以干燥变压器本体。
5 现场干燥处理的过程和工艺要求
(1)热油循环即常规的热油循环方法。(这里不再赘述)，使油的含水量、色谱、含气量、击穿电压和高温介损满足规程要求即可。
(2)对变压器本体进行干燥时，首先启动真空泵，使真空度均匀地提高到104Pa，然后启动循环油泵。变压器油开始循环后，再启动加热器(防止油不循环而烧坏加热器)，使热油在变压器本体内循环。真空泵持续运行，使变压器本体内部保持全真空。其主要目的是在加热过程中，降低水的沸点，加快水分子的运动速度，使本体内的潮气易于膨胀，便于蒸发并随时通过真空泵排出，防止绝缘件中置换出的水分二次侵入和表面凝露。
(3)在干燥过程中，要随时监视变压器油的温度，使其保持在100℃左右，但不得超过105℃，防止温度过高，引起变压器油的裂化和内部绝缘材料的加速老化，影响变压器的使用寿命；温度也不可过低，否则沉积在绝缘件中的水分子运动速度会降低，使其不易汽化蒸发而影响干燥效果。温度的控制通过投切分组加热器来实现。
(4)真空热油干燥不但效率高、效果好，而且不会因绝缘件收缩而引起各部紧固件松动，因而不需吊罩检查，可直接进行变压器真空注油。该过程总共用了96h。
(5)该变压器真空注油后，静N48h，进行例行试验，全部合格。油介质损耗下降到0.3％，变压器整体介质损下降到0.51％(20度)。
(6)此方法虽然简便易行，干燥效率高、效果好，但要求箱体要能承受较高的真空度。
(7)防止油温过高是此方法要重点注意的事项。在处理过程中，一定要加强值班，严格监视油温；要注意保证油泵可靠运转，一旦停运，要立即断开加热器电源；油泵运转后才允许投入加热器，反之，切除加热器后，才可以停止油泵运转。
(8)用于干燥的变压器油不一定裂化，但由于在100℃高温时间较长，会有一定程度的老化，性能势必下降，因此不宜将其继续用于高电压、大容量的设备上。
6 结束语
主变压器作为电网主设备，其安全运行尤为重要，因此要特别加强其运行维护、测试和故障处理，防止发生重、特大设备事故和电网事故。由于变压器的运行特点容易受潮，且绝缘材料的亲水性较好，一旦受潮，析出难度大，所以在运行和检修过程中要注意防止变压器受潮。当发生内部绝缘受潮后，要根据现场条件选择合适的干燥方法。真空热油喷淋干燥法特别适用于大型变压器，干燥效果优于其他干燥方法。现场工作人员了解真空热油喷淋干燥的基本原理，熟悉干燥的过程和注意事项，严格按工艺要求检查试验，是保证和检验干燥效果、提高效率的重要前提条件。