谢义武
中国电建集团福建工程有限公司
摘要： 某主变大修过程中，发现主变夹件绝缘降低。铁芯夹件绝缘降低往往预示着内部(特别是底部)绝缘在恶化,特别是局部绝缘的下降还不容易发现,这将严重威胁变压器的安全稳定运行；本文详细介绍从发现缺陷到解决的全部过程，为今后处理类似缺陷提供宝贵的实践经验。
关键词：夹件；绝缘；受潮；分析；处理
1.概述
变压器夹件的作用主要是对铁芯片实施加紧、固定完成机械强度的主要部件,夹件要承受住变压器器身的重量,并能安全的吊起器身或铁芯,以及当变压器发生短路时能承受线圈所产生的轴向力。某主变型号为SZ10-31500/110，于2002年6月投运，2018年11月2日大修前夹件对地绝缘数据120兆欧，虽然合格，在规程要求的范围内，但是与历史试验试验数据相比低了很多，上次的历史试验数据为300兆欧，因此夹件的绝缘在运行中本身就有点受潮，但是在大修后绝缘电阻试验数据才2兆欧，与大修前相比又低了很多。针对此次出现的问题，我们要查找原因及解决问题。
2.可能引起夹件绝缘电阻下降的原因分析
2.1可能在这次主变吊罩大修时，在落罩后变压器顶部的定位钉碰到外壳，而造成绝缘下降，后来把变压器油位下降，通过变压器身上的手孔门检查，排除了这个原因引起的夹件绝缘电阻降低。
2.2可能在主变大修过程中引线碰壳造成的，后来首先把油位放低，油只没过铁芯，然后把夹件引线套管拆除，直接对引线摇绝缘，发现绝缘还是才2兆欧，说明不是引线碰到箱壳而造成夹件绝缘偏低；
2.3可能绝缘油中存在某种杂质、杂物的影响，这主要是由于安装或检修时内部处理不干净或遗留物(铁丝、工具等)、内部部件老化脱落沉淀形成油泥等造成；但是变压器在大修中落罩前有认真的检查过，并且变压油经过热油循环后油化验的各项指标合格，油中不可能再存在杂质、杂物造成的绝缘电阻下降，因此排除了这个原因而造成的夹件绝缘电阻下降；
2.4可能是变压器在第一次吊罩大修后注油时油流将聚集在底部区域的水分及杂质冲击并使之散发,加之热油循环将水分加热,充分渗入夹件底部绝缘板(最低处),使绝缘板的相对介电系数增大,绝缘水平进一步降低，同时由于该变压器底部为凹入式结构,底部出油管较高,在热油循环过程中底部变压器油只有一小部分散发,其带出的水分通过热油循环抽真空环节排出,而取油样口未在油箱最底部,故变压器油微水合格；
2.5在主变大修期间，由于天气不是很好，特别是在拆除散热器时，有下点毛毛雨，散热器拆除下来后，封板密封不严，雨水可能流到散热器里，再加上安装散热器时只是简单的用油冲洗，造成一些微量的水珠沿着箱壁流到油箱下部，由于水分的比重比变压器油大,水分往往聚集在变压器底部,造成变压器油箱底部的绝缘纸板二次受潮，引起夹件绝缘偏低。
2.6夹件与变压器箱体之间的绝缘是靠油箱底部的绝缘纸板来隔开的，这几块纸板在运行中就有点受潮，经过大修后24小时的热油循环，把绝缘纸板中的一些潮气渗透到油中，当油冷却时，潮气凝结成水珠，沉到油箱底部或者附在绝缘纸板与箱体之间，造成夹件绝缘偏低；
3.处理措施
从以上的这几点原因中可以排除了前面3点引起的夹件绝缘电阻下降的原因，本次大修后引起夹件绝缘电阻下降的原因可能是后面3个原因引起的。
3.1这台主变在大修中吊罩后检查发现变压器油箱底部脏污并且还有水珠（见图一），后来用干净的白布擦洗油箱底部并且用变压器油冲洗油箱底部（见图二），冲洗干净后测量了夹件对地的绝缘电阻数据为125兆欧，数据跟大修前的试验数据相近；
图一 油箱底部脏污且有水珠
图二 擦洗干净后的油箱底部
3.2变压器安装好后往变压器油箱内注入合格的变压器油并且没过器身，用真空滤油机进行真空热油循环，真空热油循环主要是把变压器绝缘材料内部与外围空间形成水蒸气分压差，压差越大，绝缘材料内部的水蒸气蒸发、扩散就越快，通过抽真空方法，把蒸发的水蒸汽排出，使变压器内部绝缘干燥；
3.3滤油机的油温设定60℃，热油循环了24小时后，用2500V的兆欧表测量夹件对地的绝缘电阻，发现绝缘电阻才2.1兆欧，绝缘电阻数据没有上升反而比大修前的试验数据下降了很多；这是由于变压器底部的绝缘纸板已经受潮，在热油循环的前期阶段由于加热，使底部受潮的绝缘垫中的水分扩散到变压器油中，使变压器油中的水份增加，造成夹件绝缘电阻反而比大修前下降；
3.4后来考虑到变压器油箱里的油太多，这样不利于变压器身内的油快速热油循环，于是把变压器内的油排出，油箱内的油只剩下2-3吨左右，把油温抬高到75℃左右继续用真空滤油机进行热油循环（主变本体内的真空度一直维持在0.04MPa到0.05MPa之间），这样热油循环了24小时，在这期间每间隔4个小时就测量一次夹件对地的绝缘电阻，发现绝缘电阻有不断上升趋势，具体试验数据如下表1：
表1 夹件绝缘电阻测量结果表
试验次数 第一次 第二次 第三次 第四次 第五次
绝缘电阻（MΩ）
油温（75℃） 5.8 7.5 8.5 9.2 9.8
绝缘电阻（MΩ）
油温（换算到20℃） 53.36 62.31 78.2 84.64 87.4
3.5从上表绝缘电阻的测量试验数据看出，经过热油循环后，绝缘电阻虽然有上升的趋势，但是上升的不是很明显，比大修前的绝缘电阻试验数据还是低；现场的工作人员决定停止真空热循环并排油，打开变压器的人孔门安排人员进入器身检查，发现油箱底部有一大片的水珠，以及一块绝缘纸板旁边也附有几颗小水珠（见图三），后用小型抽油泵把水珠抽走，因为主变的排油口比油箱底部高，水的比重大，沉在油箱底部，水珠无法通过真空滤油机排出，因此只有通过打开人孔用抽油泵才能把水珠抽出。试验人员重新测量夹件的绝缘电阻，绝缘电阻为450兆欧，比大修前增加了很多。
图三 油箱底部有水珠
3.6最后重新安装好人孔门后，变压器真空注油到标准的油位，进行真空热油偱环两遍，然后排气、静止24小时后，做绝缘类试验及取油化验，所有的试验数据指标都合格，处理后的夹件对地绝缘电阻数据为400兆欧，试验数据合格。夹件对地绝缘电阻历史试验数据、大修前试验数据、大修中试验数据、大修处理后试验数据见表2：
表2 夹件绝缘电阻测量结果表
试验次数 历史数据 大修前 大修中 大修后 处理后
绝缘电阻（MΩ） 300 120 125 2.1 400
4.建议
在变压器大修中，为了更好的做好大修工作，提出以下几点建议：
4.1变压器大修前要先认真查看主变的历史试验数据，包括电气试验数据和油样化验数据；历史的试验数据要与主变大修前试验数据相比较，试验数据相比如有偏差，可以及时分析引起试验数据偏差的可能原因，提前做好准备，并且结合主变解体大修解决并处理问题。
4.2变压器的大修对时间、环境要求较高,检修质量受天气情况的影响比较大,因此变压器的大修时间尽量安排在气候条件良好的情况下进行；
4.3变压器大修时拆下的联管、散热器等设备的所有法兰面必须用封板密闭良好，上紧四个螺栓，不得图省事就只上紧两个对角螺栓，拆下的散热器还必须用防雨罩遮盖；无法用封板密封的小联管、高压套管油枕顶部开口必须用双层塑料布加保鲜膜密闭良好，高压套管下部瓷套必须用双层塑料布包裹，回装时必须用酒精彻底清洁干净，其它套管也必须防雨罩遮盖密封。
4.4对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油或采取其充氮、充千燥空气等其它防密封措施，防止在大修中造成主变绝缘受潮。
4.5变压器身暴露在空气中的时间不能太长,放油时的空气湿度必须小于60%,且必须使用干燥空气发生器破真空。
参考文献
[1] DLT_573-2010《电力变压器检修导则》
[2] 陈化钢 电力设备预防性试验方法及诊断技术 中国水利水电出版社 2001.2
[3] 《国家电网公司变电检测管理规定》
[4] 陈敢峰《变压器检修》