变压器进水受潮的原因分析与优化方案

1.套管顶部连接帽密封不良

由于套管顶部连接帽密封不良，水分沿引线进入绕组绝缘内，引起击穿事故。套管端部密封不良的主要原因是结构不合理和胶垫安装不正确。套管顶部连接帽接线板与带螺纹的引线鼻相连接，这个帽兼有密封和导电双重作用，从而带来很多弊病。首先是细螺纹丝扣制造公差太大，接触不良，引起过热。其次是固定引线的铜销钉过长，用于帽上接线板还必须与外部母线连接相吻合，致使密封垫无法压紧，稍有松动，就会向内漏水。这类事故多发生在雨季，也就是在雨季进水造成的。绕组烧坏部位一般在引线附近，这说明水是沿套管引线进入的。例如，某台31.5MVA、110kV的电力变压器，运行中重瓦斯动作，经吊罩检查，110kVB相出线根部烧伤7段，内侧靠高压纸筒抽头以下烧伤32段。测量A、C相引线包扎绝缘的介质损耗因数，其结果分别为28.7％和33.5％。证明这一事故是由于套管端部密封不严，在正常运行中逐渐吸潮造成击穿的。

2.冷却器黄铜管破裂

按规定，冷却器在安装前应做检漏试验，以便检出冷却器的破裂缺陷，否则可能导致绝缘击穿事故。例如，某台63MVA、220kV的电力变压器，在运行中主差动保护动作，重瓦斯保护动作，变压器三侧断路器跳闸，使变压器与系统解裂。经吊罩发现，变压器箱底有大量泥水；A相上端部绝缘件严重浸泡和污染；A相下端第2-3线饼之间烧损，第13～19线饼内径处绝缘烧伤；A相220kV引线绝缘断裂；高、低压之间绝缘筒有击穿现象；A相下夹件靠高压侧有两处放电。造成这次事故的主要原因是安装前未按规定对1号冷却器进行认真的解体检查和耐压检漏试验，以至于冷却器黄铜管严重破裂，缺陷未被发现。大修后，因1号冷却器水样中有油花，一直没投运而作备用，在长期备用中，冷却器排、放水阀门均未打开，而进水阀门又关闭不严，所以带有压力的冷却水通过铜管裂缝进入油室直至与供水全水压平压。在1号冷却器投运的瞬间，油水混合物迅速经导向冷却管路喷向A相绕组，造成绕组烧损。

3.在检修中受潮(www.xing528.com)

在变压器吊罩检修时，器身暴露在大气中，当空气相对湿度较大时，绝缘将吸收空气中的水分。这个过程从表层绝缘开始，相对湿度越大，时间越长，水分渗透的深度就越深。例如，某台220kV的电力变压器，初始含水量为0.5％，在夏季相对湿度为70％的空气中暴露6h，表层绝缘的含水量增加到4.8％，但含水量变化的绝缘深度约为0.5mm；暴露20h以上时，表层的最大含水量为10％，深度为0.5mm处的含水量为4.5％，1mm处的含水量为2％。浸渍绕组的受潮率约降低20％，但干燥也要难些。因此，为避免吊罩检修时绝缘受潮，应尽量缩短器身在大气中的暴露时间，并注意空气湿度的影响。又如，某台63MVA、110kV电力变压器，在吊罩检修过程中，由于器身在潮湿的空气中暴露时间太长（空气相对湿度为65％～75％，21h），造成器身结露后受潮。大修后，通过测试发现绝缘受潮，但没有进行干燥处理，投运后先空载，但潮气没法排除，最后被迫停运，造成了设备事故。

4.“呼吸作用”吸水受潮

在运行中，变压器内绝缘油的工作温度不但取决于设备结构、容量、油路、冷却方式、负荷变化等因素，而且还会随着环境温度的变化而变化，一般会高于环境温度。在夏、秋季节，变压器上层油温常超过80℃。由于不同季节环境温度的改变，特别是每日昼夜的温差波动，会使油枕上部空间的气体与外部空气进行不断的呼吸作用。据计算，一台油量为30t的大型电力变压器，若昼夜的温差改变为10℃，变压器油枕空间就会吸入或排出0.28m³的气体。当呼吸器内充填的干燥剂失效，防爆管密封不严或潜水泵吸入侧渗漏时，外界的潮湿空气就会通过这些途径进入变压器，在其内部温度降低的过程中，潮湿空气中的水分达到饱和状态，由于水分结露析出，造成绝缘油和绝缘材料受潮，时间越长其受潮程度越严重，就越可能发生绝缘事故。例如，某变电站一台23.5MVA、17／6.3kV联络变压器，日负荷电量差值在8万kW·h左右，负荷变化时，变压器温度随之而变，其最高油温为52℃，环境温度为18℃，最低油温为28℃，其环境温度为4℃。储油柜油面上部是空腔，储油柜直径为700mm，长度为3150mm。防爆筒油面上部也是空腔，防爆筒直径为240mm。长度为2400mm。变压器因负荷变化引起器身温度变化，环境温度与器身温度的差值，使储油柜与防爆筒空腔内壁上产生露水，从而导致变压器油中含水，绕组受潮，发生绕组烧损事故。