某变电站110kV#1主变整体绝缘性能下降处理

文/史俊 陈仕骄 史翠红 吴国天 王杰 史梁文喆

1 前言

某110kV变电站110kV#1主变压器历年预试定检发现，绕组整体绝缘电阻下降，绝缘性能降低，查阅了05年、10年几次试验报告，发现其20℃下的绝缘电阻降低十几倍，绕组介损05年、10年、17年的测试结果呈逐年增大趋势，本体的绝缘油的击穿耐压降低，90℃下的油介损增大至2017年的4.3%，体积电阻率从 146.7×109下降到 2.05×106，下降了 105数量级，证明油中存在着溶胶杂质类等物质是导致变压器绝缘性能下降的主要原因。

2 变压器历年绝缘试验

绝缘性能降低说明这台变压器存在绝缘隐患，因此对这台变压器又进行运行情况跟综，包括停电进行的变压器本体电气绝缘试验以及不停电的变压器油化验及介损分析，具体情况见表1 和表2。从整体绝缘电阻值及绕组介损值历年数据对比可以看出，变压器整体绝缘已明显下降，绕组之间的介损明显上升。变压器绝缘性能下降有很多原因，有些是变压器出厂干燥不彻底导致的。有些是变压器运行过程中密封不良或其它原因造成潮气侵入。另外运行中的变压器绝缘油因处理不彻底等引起油介损偏高，体积电阻率下降、击穿电压降低也是造成变压器绕组绝缘性能下降原因。为了分析这台变压器绝缘性能下降原因，在进行变压器电气试验同时，也进行了变压器油的分析试验，油介损、体积电阻率、击穿电压测试情况见表3。

变压器油介损90℃下由交接时1.18% 上升到17年12月1号的4.3%，已超过标准4%要求。增加了将近2.7倍，且油介损增长的速率与绝缘电阻的下降速度基本一致，体积电阻率也降低了将近三个数量级，击穿电压也下降到30kV，不满足规程≥35kV的要求，而变压器油介损增加、体积电阻率下降、击穿电压降低的原因主要因为水分、微生物、胶状物质和其他杂质导致，因此我们首先判断变压器油油质变化是否由微生物污染引起，将该变压器油取样在日常环境下经过1个月时间的观测，发现油样颜色均发生变化，说明变压器油含有微生物污染，由于该变压器运行时间较长, 且本体无渗漏油, 绝缘历年油色谱和微水分析数据正常，对变压器进行了放油后的绝缘电阻测量。放油后变压器的绝缘电阻有明显上升, 高、中、低压的绝缘电阻均增加3-5倍。通过以上试验分析认为造成变压器本体绝缘特性下降的原因系绝缘油介损增加，体积电阻率下降所致。

表1：某变电站#1主变绝缘电阻测试( 已换算到20℃)

表2：绕组介损( tanδ%) 及电容量测量( tanδ%已归算至20℃)

表3：变压器油的击穿电压、介损及体积电阻率

3 变压器绝缘油处理

因绝缘油介损增加，体积电阻率下降引起的变压器绝缘性能下降，可采用分子筛滤油纸和真空滤油的方法来处理，即采用高吸附剂除去变压器油中杂质来处理变压器绝缘性能的问题，通过油处理。从处理前、后变压器绝缘电阻、绕组介损、油击穿电压、变压器油介损、体积电阻率来看，其各种指标都已得到了很大改善，如20%下的高压绕组对中压绕组、低压绕组、地的绝缘电阻值从1397MΩ 上升到17230MΩ，提高了近13 倍，20℃绕组介损值从0. 6%下降到0. 2%，下降了3倍多，90%的油介损值从4. 3% 下降到0. 099%，也下降了近45 倍左右，体积电阻率也上升了106个数量级，通过处理，足以说明变压器的绝缘性能得到了很大的提高。

4 诊断结论

变压器是电网运行中能量转换的心脏设备，正常运行寿命一般长达三十多年。由于油纸绝缘的组合设计，变压器绝缘油的场强相对更高，变压器的绝缘性能会下降，而主要是由于变压器油绝缘性能下降导致的。通过分析，确定了添加金属钝化剂和吸附剂吸附处理的方法对恢复变压器绝缘电阻的有效性。 综上，无论是变压器寿命期间的绝缘油正常老化，还是由于其他的内在或外在原因导致变压器绝缘油绝缘性能下降。下降缺陷原因分析到位至关重要，了解了发生绝缘性能下降的原因才能有的放矢地进行解决。 另一方面，对于变压器油绝缘性能下降的处理方法，换油的方法成本高昂，而且处理很不彻底，容易发生反弹现象，吸附再生处理法是变压器油绝缘性能下降导致的变压器绝缘电阻下降处理的最有效的方法。通过添加金属钝化剂的方法来吸附金属离子，通过极性吸附剂吸附变压器油中的极性化合物，再通过真空滤油，脱气脱水过滤，最后得到绝缘性能优异的变压器油。实践证明，本处理技术可靠、经济可行，具有良好的示范作用。

参考文献

[1]刘爱华.大型变压器大修后油介质损耗率增大分析与处理方法[J].科技风,2009(17).

[2]钱国超,邹德旭,蒋雅婷,王景林,陈曦.变压器绝缘性能下降诊断分析[J].云南电力技术,2013(08).

[3]马卫平,李绍英,程方晓等.微生物对大型变压器油介损的影响[J].吉林电力,2001(03):4-6,13.