摘要：变压器一旦进水，必须立即进行干燥处理，但是有的水电站由于条件限制，需要在现场进行干燥，以便尽快恢复运行，减少损失。本文结合某电站110kV变压器现场干燥处理出现的问题进行分析总结，提供有益的参考。
关键词：110kV变压器；进水；干燥
1背景
1.1 事件概况
2015年4月5日，某水电站运行中的110kV 1号主变压器高压套管C相爆炸着火，迅速引起临近的A、B相套管相继燃烧爆炸，导致整个变压器着火燃烧。电站迅速启动应急处置预案，启动灭火器及消防水共同灭火。火灾导致变压器附件全部被烧毁，大量消防水通过破损的套管进入变压器本体。4月6日上午，在咨询专业变压器厂家后，打开变压器排油阀排出沉积在底部的积水，排水过程可见大量积水，大约排出4-5t油水混合液。同时对变压器进行相关试验，铁芯绝缘2MΩ以下，绕组绝缘160MΩ，表明水分已侵入铁芯与绕组内部，绝缘严重受潮，需要立即修复变压器。笔者有幸参加了此次变压器的现场修复干燥工作，干燥工作一波三折。笔者认为有必要对整个干燥工作进行总结分析，为今后的类似工作提供借鉴作用。
1.2某水电站1号主变变压器型号参数如下表1。
表1：1号主变压器型号参数表
2 修复方案
该变压器总重90.3t，器身重55.6 t，运输重量47t，在110kV电压等级中属于大型变压器。在首次现场处理方案讨论会议上，变压器厂家技术人员认为变压器需要返厂修复，现场不具备修复条件，但至少1个半月才能修复完成运回现场。与会专家也表示现场修复难度大，返厂修复能保证质量，建议返厂修复。
但电站外出通道为乡村公路，宽度仅4m，且弯度大，所过乡镇公路两旁房屋密集，大型车辆和100t以上吊车无法通行，返厂修复方案无法实施。
变压器修复工作刻不容缓，因为电站所在区域5月即进入汛期，如果4月底前变压器不能修复投产，延期至5月，一旦流域汛期来临，将造成巨大的经济损失，而且4月出现早汛的几率很大。所以，变压器越早恢复运行，所造成的经济损失就越低。为此，电站主管部门决定，现场立即开展抢修工作，抢修工作以电站检修班为主，聘请变压器专业单位作技术指导，以确保4月底5月初变压器投入运行。
笔者有幸参加了该变压器现场修复方案的制定工作。一般变压器干燥的方法有几种，比较常用的有短路干燥法、烘箱干燥法（变压器厂内）、热油循环干燥法和涡流铁损干燥法。短路干燥法需要较大的调压设备，但该设备在短时间内到不了现场，而烘箱干燥法只有变压器厂才具备。根据现场工具设施以及专业厂家建议，我们采取了抽真空加热油循环干燥的方式编制了现场修复干燥技术方案。
方案中关于除湿干燥的技术方案要点如下：
2.1吊罩检查工作结束后，将过滤好的绝缘油注入变压器内，要求淹没铁芯。
2.2用板式滤油机过滤绝缘油八小时，目的是滤掉铁芯及绕组内的细微杂物。
2.3接入2台50KW加热功率的真空滤油机，热油从变压器上部流入（上部接入点为压力释放阀进口和中性套管升高座进口，共两个），从变压器下部流出，开启滤油机上的所有加热器加热，真空度0.006mPa以上，以真空泵不进绝缘油为原则。
2.4在变压器底部均匀铺上专用的5kW履带式电加热板3块。
2.5变压器器身用篷布覆盖，减少散热量，缩短加热时间。
2.6每小时记录一次温度值，恒温后每10小时测量记录一次变压器铁芯绝缘电阻。
2.7加热过程中要设专人守护，并布置足够的灭火设施。
2.8当铁芯绝缘电阻上升至规范值（200MΩ），绕组绝缘电阻上升至规范值，则可认为铁芯及绕组干燥工作结束。
主要修复设备：25t汽车吊车1个，板式滤油机1个，油管50m，干燥滤纸5000张，6000L/h真空滤油机2台，加热总功率100KW，真空度0.008MPa以下。
3 初期干燥存在问题及方案调整优化
10日上午9时开始吊罩检查工作。铁芯表面残留着高压套管爆炸后的绝缘纸碎屑，但无锈迹，油池底部可见少量积水。我们采取了1.5kW大功率吸尘器吸掉铁芯和绕组上下端部的碎屑。由于该变压器排污口高于底部，剩油不能完全排净，我们采用油泵从一端注油，另一端排油的方式排掉底部剩油。此时铁芯绝缘电阻已降至1.3MΩ，绕组绝缘电阻为120 MΩ，铁芯与绕组夹件均有绝缘，表明铁芯无多点接地故障。
下午19时，注油工作结束，油面刚好位于线圈上端部。按方案采取板式滤油机过滤渣滓，至11日上午，板式滤油机的滤纸已干净。随后接入两台真空滤油机开始真空脱气脱湿，所有加热器全部开启。每小时温度上升值控制在5-6℃。至12日上午，温度上升至65℃，恒温干燥开始，每12小时测量一次铁芯绝缘电阻。至4月16日下午，铁芯绝缘电阻变化见表2：
表2 初期1号主变干燥绝缘测量记录表
通过4天的恒温干燥，铁芯绝缘电阻仍旧低于1 MΩ，在0.5-0.8之间变化，绝缘变化不成规律，干燥效果不明显。我们分析可能是变压器进水较多，绕组铁芯受潮严重，水分析出较慢的原因。为加快干燥进度，现场召开技术分析会，笔者提出干燥方案的修改意见如下：
3.1单纯靠真空滤油机抽真空，处于真空的只是真空罐内的变压油，而变压器器身基本形不成真空。应从变压器本体抽真空，真空度控制在变压器的耐受真空度以下（50KPa左右），让器身内含水分的气体直接被排出。
3.2器身内变压油只保留3t左右，使铁芯和线圈内气体不通过变压油析出，而直接由真空泵排出。
3.3干燥恒温温度应提高至100℃，最高不超过105℃，才能在较快时间让线圈及铁芯内部的水分析出。
3.4滤油机出油管至变压器顶部出口应改造使之接近喷射状态，出口应正对铁芯通气法兰孔位置。使100℃高温热油直接喷流在铁芯顶部。
事不宜迟，现场检修人员立即按照优化方案进行相关改造。17日中午改造完毕，干燥工作再次开始。方案优化后的铁芯绝缘测量值如表3。
表3 方案优化后干燥绝缘测量记录表
从17日至18日的铁芯绝缘电阻变化值可以看出，油温超过90℃且恒温10小时后，铁芯绝缘值下降至0MΩ，也就是铁芯绝缘值根本测量不出，同时真空泵冷凝器中排出不少的水。这是一个向好发展的趋势，反映侵入铁芯的水分已在高温下析出呈散发状，导致对地绝缘急剧下降。不出意外，一段时间后铁芯绝缘电阻将逐步升高。
10小时后，铁芯绝缘上升至0.98 MΩ，再过10小时后，绝缘又上升至2.98 MΩ。铁芯绝缘值的不断上升，给参与变压器修复工作的人极大鼓舞。因为干燥工作已十余天，订购的附件已陆续到位，而变压器的干燥工作进展迟缓，参与此项工作的每个人都感到极大的压力。
21日至23日，恒温状态下，铁芯绝缘基本维持在2.8 MΩ左右，低压侧绕组绝缘也稳定在350 MΩ左右。变压油气相色谱分析和微水检测结果已得到，如表4。
表4 1号主变压器干燥后油气相色谱试验表
通过表4可看出，包括微水在内的各项指标均合格。铁芯绝缘为什么不再上升？我们的分析如下：
一是铁芯温度维持在100℃左右，高温下绝缘值相对较低，但具体在什么数值下，我们查阅了相关文献资料，也没有一个确定值。
二是在高温和高真空下，铁芯绝缘值是很低的。国内变压器生产厂家保定天威保变电气股份有限公司曾做过类似试验（详见《真空状态下变压器铁芯对地绝缘电阻的变化规律》，变压器杂志，文章号：1001-8425（2003）05-0033-05，作者：苏利芳，王文昌）。在建立的模型试验下得出如下结论：在10000Pa-13.3Pa工业真空范围和相当宽的场强范围内，铁芯绝缘电阻随真空度的升高而降低，所以，在抽真空范围内不必要测试铁芯绝缘电阻。
根据分析，我们决定停止干燥工作，让变压器油温缓慢降低，真空度也相应降低。当油温降低至60℃时，铁芯绝缘电阻上升至90 MΩ，绕组绝缘电阻上升至2GΩ；当油温降低至45℃时，铁芯绝缘电阻已大于200 MΩ，绕组绝缘电阻上升至4GΩ。至此，我们认为，某水电站1号主变干燥工作已经结束，接下来就是安装变压器附件和注油，启动变压器试运。
4 修复后运行的效果
5月2日，为确保安全，我们用一台水轮发电机组带1号主变零升检验变压器。此时，所有机组和变压器保护全部投入。变压器顺利通过电压从“0”上升至额定值“110kV”，变压器的声音正常，温度无变化。最后按规范从110 kV母线向1号主变进行3次全压冲击，变压器无异常。随后该台变压器带10MW负荷运行，变压器温升正常，声音正常。4日后，变压器油样检验正常。1号主变修复工作全部结束。
本次变压器现场干燥修复工作所需费用包含附件及变压油等不到80万元，修复处理时间不到25天，刚好赶上了5月中旬的流域初汛。按当初返厂修复的概算150万元，现场修复节约了70万元，而且返厂修复需要1个月（未考虑电站外出公路的整改协调等时间），算上往返时间半个月，该变压器修复后返厂应在5月20日左右，将比现场修复推迟近20天投运运行。现场修复不仅节约了70万元，而且避免因汛期提前所产生的电量损失。
5.结论和建议
对于因进水受潮而又不能返厂干燥的变压器，首先应采取的措施应是立即排掉沉入下部的油水混合液，避免大量水分侵入变压器的绕组和铁芯，为下一步的干燥赢得时间；其二是现场干燥方案要因地制宜，结合已有的设备和材料，尽量缩短干燥准备时间；其三是无论热油循环抽真空干燥还是涡流铁损干燥，油箱和底部要同时加温，干燥温度控制在100℃左右，不宜过105℃；其四是变压油不宜过多，淹没至下部铁芯即可；其五对变压器保持一定的真空度。这样就能加快干燥速度。
作者简介：
陈胜龙，1974年出生，性别：男；籍贯：贵州贵定；学历：本科；工作单位：国家电投贵州金元蒙江水电厂；联系电话：13595431190。
论文作者:陈胜龙
论文发表刊物:《基层建设》2019年第13期
论文发表时间:2019/7/22
标签：变压器论文; 干燥论文; 铁芯论文; 绕组论文; 电阻论文; 工作论文; 现场论文; 《基层建设》2019年第13期论文;