如何处理油浸电力变压器受潮的故障问题
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油浸电力变压器受潮故障分析与处理，分享一个油浸电力变压器受潮事故案例，包括数据分析，绝缘受潮原因分析，变压器受潮的故障处理措施等。 导致变压器绝缘受潮的最大天敌就是水分。变压器事故措施中规定:要预防变压器绝缘击穿事故，防止水及空气进入变压[1]，表明绝缘受潮在引发绝缘故障的诸多因素中，占有较大比重。为保证变压器安全、经济、健康、稳定地运行，必须在变压器运输、存放、安装、运行、检修及维护等过程中，采取严格的控制措施，防止水分进人变压器内。 1、油浸电力变压器受潮事故案例 1.1 案例1 某厂电力变压器，型号SFF10-63000/20,额定电压20士2x2.5%6.3-6.3 kV(低压侧为双绕组) , 2007年5月21日投运。同年11月、在预防性试验中发现.，该变压器低压绕组直流泄漏电流偏大(22 0C:参考值33Ua[2])，极化指数、绝缘电阻和吸收比试验数据超标，而油色谱、油耐压、油介损和微水等数据正常。 1.2 案例2 某厂电力变压器，型号SF-3 l 500/20 ,额定电压20土2x2.5%/6.3 kV ,2007年6月21日投运、同年8月油色谱分析发现CO,H2,CO2的体积分数(Ф)有明显上涨趋势，从历次色谱分析结果看，其他特征气体含量均为恒量，只有上述3种气体的体积分数增长较快，其中H2的体积分数超过注意值标准150uL/L [3], 2008年6月30日色谱分析H2的体积分数达162.39 uL/L。 2、数据分析 2.1 案例1 (1)交接时低压绕组吸收比小于1.3，极化指数大于1.5，但绝缘电阻大于10 GΩ ,吸收比仅作参考[2]。2007年11月08日检修前绝缘电阻纵向比较下降明显，且R60S与R15S、之差不超过150 MΩ，低压绕组吸收比小于1.3，极化指数小于1.5，可初步判断变压器绝缘受潮。 (2)检修前较交接时泄漏电流增加了6~7倍，且接近规程规定的200G参考值33uA;介损值变化超过100%，但绝对值较小;而油色谱、油耐压、油介损及微水数据正常，可能是绝缘局部轻微受潮[3]。 3、绝缘受潮原因分析 3.1 案例1 (1)变压器安装吊罩检查时，器身暴露在空气中受潮，注油前真空处理不彻底，造成水分在绝缘中集中。 (2)可能由于设备出厂时未充分干燥，绝缘纸和纸板维素吸附的水分在运行一段时间之后逐渐析出，导致变压器低压绕组绝缘水平降低、直流泄漏电流增大。
3.2 案例2 |
