文/鄧曲波

0 引言

變壓器絕緣種類按絕緣介質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、運輸、安裝過程中都有可能造成絕緣受損。國家標準《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》（GB 50150－2016）中對變壓器繞組絕緣電阻的要求是：緣電阻值≥出廠試驗值的70%，或≥10000MΩ（20℃）；吸收比≥1.3（在20℃下，當R60＞3000MΩ 時，吸收比可不作考核要求）；極化指數(shù)≥1.5（在20℃下，當R60＞10000MΩ 時，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新安裝220kV 油浸式變壓器做例行交接試驗，該變壓器型號為SSZ11，容量為180MVA。試驗過程中發(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。試驗數(shù)據(jù)見表1。

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

2 絕緣油數(shù)據(jù)分析

絕緣油是變壓器的主要絕緣介質，要找到影響絕緣的根本原因需抓關鍵因素——絕緣油。本文對變壓器本體絕緣油、有載開關絕緣油簡化試驗及油色譜的兩次化驗結果進行了分析（見表2、表3）。

可看出，變壓器本體油化驗結果均未超過規(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。廠家另外找有資質的機構進行油化驗，檢測結果與表3無明顯差別。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試值 單位：MΩ

表2 案例變壓器本體油及有載開關油化驗結果（一）

表3 案例變壓器本體油及有載開關油化驗結果（二）

3 處理過程

3.1 處理方案

經多方討論后，為避免變壓器身受潮，決定對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，為后期分析提供數(shù)據(jù)。分段檢測步驟如下：分別測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。具體油位高度見圖1。

圖1 案例主變壓器油位高度

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

（3）將抽出的油過濾后重新注入變壓器，完成后對箱底進行加熱并進行熱油循環(huán)（關閉主體與散熱器之間的閥門）。該過程結束后，將主變內的油抽到油罐中，對油罐中的油進行去除異物過濾處理，直到油罐中油介損值滿足要求，同時對主變進行抽真空處理。

（4）對主變進行真空注油并進行熱油循環(huán)三天，靜放兩天。記錄五天內每天的繞組及鐵芯、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，仍然是低于標準要求。變壓器箱底殘油放盡后，用內窺鏡檢查內部并無異物。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，靜置三天后測量數(shù)據(jù)符合規(guī)程要求，結果合格。

表4 絕緣油處理后案例變壓器絕緣電阻測試值結果 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）變壓器絕緣設計存在局部缺陷；（2）變壓器制造過程器身本體未烘干透徹，經運輸及安裝過程水分慢慢從內部滲出流入絕緣油；（3）安裝過程中本體繞組內部絕緣紙層受潮。

變壓器在設計制造過程有監(jiān)理和見證單位嚴格把控，設計圖紙參數(shù)均符合相關規(guī)定，出廠時各項常規(guī)及型式試驗結果均正常，不支持判斷變壓器絕緣設計存在問題。變電站坐落在南方熱帶環(huán)境，且安裝過程經歷上半年雨水濕熱天氣，安裝套管打開孔蓋期間，繞組與外部空氣接觸時間長，不排除在安裝過程繞組內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

對絕緣電阻有較大影響的絕緣油來說，絕緣油中水分含量及油介損正切值是主要參考因素。從多次油化驗報告中看出油介損值并未超標，可見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源于內部絕緣件析出和外部水分滲入，出廠試驗繞組絕緣電阻正常，說明繞組出廠前器身烘干完全，絕緣件本身絕緣良好，排除出廠前內部絕緣件水分超標的原因。出廠后從運輸?shù)浆F(xiàn)場安裝過程中，油中水分含量經多次檢測數(shù)據(jù)均在規(guī)程要求之內，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繞組的絕緣電阻，繞組在無油狀態(tài)下阻值無變化，不符合要求，說明絕緣件本身絕緣不行，加上在熱油循環(huán)過程中低壓繞組絕緣電阻值持續(xù)呈上升趨勢，而低壓繞組位于內圈，在熱油循環(huán)下內圈繞組水分析出后被流動的油流帶出，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 結論

通過對案例變壓器進行絕緣油階段性的處理后，繞組絕緣電阻恢復正常，變壓器絕緣油并不是導致繞組絕緣電阻偏低的主要原因，內部絕緣紙層在受潮后在靜置條件下水分不易析出，一定時間的熱油循環(huán)可以改善變壓器繞組本體絕緣電阻。本文通過對安裝過程新變壓器的常規(guī)試驗檢測進行實例分析，希望能夠為廣大變壓器用戶和試驗人員提供參考借鑒。