#1主变压受潮分析及处理方法

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1、＃1(＃2)主变器身受潮原因分析及现场热油喷淋真空干燥处理双辽发电厂＃1主变是沈阳变压器厂1992年7月生产的SFP7-370000/220型变1994年4月19日首次实现带负荷试运行，于1994年9月15日正式移交生产，1995年3月15日完成了试生产进入了正式生产。1995年6月至7月间共用了45天，对＃1机组进行了扩大性小修，1996年6月27日又对该台机组进行了为期60天大修。本次＃1主变大修是1996年7月14日开工，到8月21日峻工，整个大修工期历时39天。1.1＃1主变器身受潮经过1.1.1修前状况：＃1主变内装国

2、产＃25变压器油，油量为37.2吨。94年变压器投运前，油的各项指标均达到新油标准，95年5月份油介损为0.33%(90℃)；95年10月份介损为1.75%(90℃)，96年5月份油介损为2.57%(90℃)，并且油的介损增加速率较快，但油的其他指标均合格。大修前#1主变除变压器油介质损失角不合格外，其他试验和监督项均未发现异常。1.1.2＃1(＃2)主变器身受潮原因分析及现场热油喷淋真空干燥处理双辽发电厂＃1主变是沈阳变压器厂1992年7月生产的SFP7-370000/220型变1994年4月19日首次实现带负荷试运行，于19

3、94年9月15日正式移交生产，1995年3月15日完成了试生产进入了正式生产。1995年6月至7月间共用了45天，对＃1机组进行了扩大性小修，1996年6月27日又对该台机组进行了为期60天大修。本次＃1主变大修是1996年7月14日开工，到8月21日峻工，整个大修工期历时39天。1.1＃1主变器身受潮经过1.1.1修前状况：＃1主变内装国产＃25变压器油，油量为37.2吨。94年变压器投运前，油的各项指标均达到新油标准，95年5月份油介损为0.33%(90℃)；95年10月份介损为1.75%(90℃)，96年5月份油介损为2.

4、57%(90℃)，并且油的介损增加速率较快，但油的其他指标均合格。大修前#1主变除变压器油介质损失角不合格外，其他试验和监督项均未发现异常。1.1.2＃1主变器身受潮经过：＃1主变于96年7月19日第一次吊芯检查，检查发现油箱底部、集油室内、铁芯表面、铁轭表面、大压圈上面、高压线圈油道垫块上等处存在大量黑色物质。经检查确认此黑色物质来自冷却器的冷却管壁，经吉林省电力科学研究院化学试验和化学分析得到，此黑色物质是导致油介损升高的主要原因。由于生产现场的条件所限，没有专用的变压器油大流量冲洗装置，决定将变压器冷却器返回沈阳变压器配件

5、器厂进行处理，返厂处理的时间是7月27日至8月4日，在变压器冷却器返厂处理期间，长山热电厂检修公司从7月24日至8月8日在省电科院技术人员指导下，按着省电科96054科学技术报告《双辽发电厂一号主变油处理方案》对双辽发电厂＃1主变进行了油介损的处理工作，在油介损处理期间，多为阴雨天气，空气相对湿度较大，8月1日至3日期间油介损反而升高，且居高不下，变压器油的耐电强度在标准电极下只有23ｋV。经省电力公司、省电科院、沈阳变压器厂、长山热电厂检修公司、双辽发电厂等有关专业人员共同研究决定，对＃1主变压器的油倒到油罐里进行油介损处理，

6、待油介损处理好后再对＃1主变进行吊芯检查，彻底清洗变压器器身内的残余黑色物质。因为变压器本体内为无油状态，为避免＃1主变器身受潮，对＃1主变实行充氮保护。为鉴定＃1主变充氮保护期间绝缘变化情况，8月8日对＃1主变进行绝缘测试工作，在测试过程中发现低压线圈绝缘电阻为零同时，长山厂配电班人员正在进行＃1主变第二次吊芯准备工作，在拆卸低压套管时发现上铁轭夹件表面和压板上有少量水析出，并且用针管能抽出析出水，低压侧油箱底部也有较明显的水迹，主变低压侧轭铁夹件上有三处糊状粘性聚合物。同时也查出铁芯外引接地的内部引线与低压母排短接，经挑起＃

7、1主变铁芯外引接地的内部引线后，用ZC-7(2500V)摇表500MW，摇表测试高压线圈绝缘为500MW，吸收比为500/200=2.5；并对低压线圈进行直流耐压20ｋV试验，泄漏电流为10μA；高压线圈因不具备条件没有进行试验。8月9日＃1主变第二次吊芯，检查发现低压侧B相油箱底处有明显积水，解开三相圈屏发现低压侧B相高压线圈有20根左右线饼，C相高压线圈有2根线饼吸水迹象明显，其中B相高压线圈有5个左右线屏吸水较为严重。之后高压人员用ZC-(2500V)摇表600MW，吸收比为600/350＝1.71；低压线圈绝缘600MΩ

8、，吸收比为600/250＝2.4，铁芯对地绝缘0MΩ；夹件对地绝缘0MΩ；铁芯对夹件绝缘0MΩ。根据检查和试验情况说明＃1主变器身已经受潮。1.2＃1主变器身受潮原因分析：7月24日至8月8日之间，长山热电厂检修公司按照电科院《双辽发电厂一号主变油处理方案》处理