擱要：介紹了變壓器是否受湖的判斷方法，簡單闡述了離線處理變壓器本體受湖的基本方法，詳細說明了在線處理變壓器本體受湖的基本原理和方法以及湖州電力局長超變電站1號主變壓器本體介損異常在線處理的結(jié)果。

　　關(guān)鍵誦：變壓器；本體介損；在線處理：TM41；TM407；TM934.32 0前言變壓器絕緣狀況的優(yōu)劣和安全運行水平將直接影響整個電力系統(tǒng)的供電可靠率和電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性。變壓器預防性試驗項目中與檢測變壓器是否受潮有關(guān)的主要試驗項目有絕緣電阻、吸收比、極化指數(shù)、介質(zhì)損耗（以下簡稱“介損”）、繞組泄漏電流、油介損、油中微水測量等。從現(xiàn)場測試結(jié)果來看，很少有上述數(shù)據(jù)都不合格的情況，有時是幾項數(shù)據(jù)超標，或是絕緣試驗部分項目不合格，而絕緣油試驗則完全正常等。如何根據(jù)這些試驗數(shù)據(jù)進行綜合分析，準確判斷變壓器是否受潮顯得很有必要。絕緣受潮變壓器處理方法除返廠處理外，現(xiàn)場常用的方法是離線干燥處理。隨著濾油技術(shù)的進步，處理絕緣受潮變壓器還可采用在線濾油方法。

　　下面將著重介紹變壓器絕緣受潮的判斷方法、絕緣受潮變壓器的處理方法及長超變電站220kV變壓器在線處理結(jié)果。

　　1根據(jù)變壓器繞組介損、油介損和紙介損，判斷變壓器是否受潮變壓器的絕緣主要由絕緣紙和絕緣油兩部分組成，變壓器繞組的介損可看成絕緣紙介損和油介損兩部分串聯(lián)的結(jié)果，測出繞組介損和油介損后可根據(jù)下式計算出紙的介損值紙的介損；為變壓器絕緣油的介損。

　　一般變壓器受潮時，絕緣油的介損變化不大，而絕緣紙的介損變化明顯，根據(jù)上式所得，利用紙中介損值、含水量曲線出紙中含水量，若含水量超過4%，則認為是絕緣紙受潮，即變壓器受潮。

　　油微水能比較靈敏地反映變壓器受潮，變壓器絕緣受潮伴隨油中含水量增大。溫度對油中含水量紙中介損值、含水童曲線影響很大，如所示，曲線代表水分在油中的飽和含量。因此一般做微水的油樣應在50丈以上取樣，若取樣時油溫較低，則進行溫度換算后的數(shù)值才能作為判斷變壓器是否有受潮的依據(jù)。另外，變壓器油、紙水分含置是一個相互滲透并比較終達到平衡的過程，當油、紙中水分達到平衡時，也可根據(jù)的油紙絕緣中水分平衡曲線出紙中水分含量來對變壓器受潮進行判斷。

　　油紙絕緣中水分平衡曲線2離線處理變壓器受潮的方法bookmark4變壓器干燥的基本手段是加熱升溫和排潮，方法根據(jù)變壓器容量大小和結(jié)構(gòu)型式的不同而不同。

　　現(xiàn)場變壓器干燥時加熱升溫的方法有油箱鐵損法（又叫渦流法）、短路法（又叫銅損法）、熱油噴淋法等；排潮方法分為抽真空和不抽真空兩種。但離線干燥處理易受現(xiàn)場條件限制，往往難以實施，停電時間較長，也易造成變壓器絕緣的非正常老化。

　　3在線處理變壓器受潮的基本原理bookmark5在線處理變壓器受潮的基本原理是利用變壓器正常運行時產(chǎn)生的空載損耗和負載損耗作為變壓器干燥處理的發(fā)熱源，變壓器絕緣紙中的水分逐步滲透到變壓器油中，利用在線濾油裝置除去變壓器油中的水分，流程圖見。

　　變壓器油通過在線濾油機（HTP070，以下簡稱HTP）的進口過濾器進入真空容器內(nèi)，真空容器頂部的一個精細的噴嘴將變壓器油噴出成為一個面積很大、很薄的錐形腆。真空泵將真空容器內(nèi)的絕對真空度控制在1500Pa左右。空氣通過一個防止污物被帶人的空氣過濾器進入容器。空氣體積急劇膨脹大約100倍，這樣就將容器中的相對濕度降低到環(huán)境濕度的1/10以下，錐形表面油膜中的氣體和水蒸氣將轉(zhuǎn)移到空氣中，從而完成絕緣油的脫氣和脫水過程。凈化后的油收集在容器底部并經(jīng)過高效過濾芯過濾后重新注人變壓器。真空容器內(nèi)的液位由一個液位傳感器控制，它可以控制一部分油循環(huán)回到容器中。容器外部還安裝了一個玻璃管可用于目視確認液位。比較后，在回油過濾器的下游裝有一個容器及相應的閥門用來檢測和排除氣泡，以防氣體進人變壓器。

　　4變壓器在線本體介損異常的處理bookmark6湖州電力局長超變電站1號主變壓器（OSFPS7-150000/220，沈陽變壓器廠，1995年4月出廠），1998年7月出現(xiàn)本體介損超標，其他試驗數(shù)據(jù)無明顯異常，多次跟蹤本體介損試驗數(shù)據(jù)如所期s一*本體介損測試結(jié)果2002年12月浙江省電力試驗研究所利用HTP對該變壓器進行在線本體介損超標處理。變壓器與濾油機的連接見。

　　變壓器與濾油機的連接示意圖如所示，在線處理變壓器的安全性從以下四方面得到保證：①當出現(xiàn)故障或泄漏時隔離閥可將HIP與變壓器隔開；②特殊的連接，當凈油機和變壓器連接時可以對管道進行排氣；③特殊的氣泡和泄漏檢測設備；④HTP與變壓器信號連動報瞥裝置。

　　HTP的全部操作由PLC（可編程控制器）控制，程序中還包括每一步的連接指導。在連接過程中，變壓器需要離線。當軟管連接和排氣完成后，凈油器和軟管都充滿油，系統(tǒng)要進行安全檢。一旦通過了安全檢，設備閉環(huán)運行。此時隔離閥關(guān)閉。此階段完成后，凈油機中的油已除完氣，隔離閥打開，開始對變壓器進行處理。當變壓器開環(huán)處理到HTP的油與變壓器內(nèi)的油完全混合后，將變壓器接到電網(wǎng)上，變壓器恢復運行。

　　況（例如氣泡或泄露）的出現(xiàn)。如果在無人操作過程中出現(xiàn)任何嚴重的問題，PLC將會自動關(guān)閉隔離閥，切斷凈油機與變壓器之間的連接并且發(fā)出報替信號。HTP還外接了一個水分傳感器用來檢測變壓器油中的水含量，該傳感器的輸出被記錄在PLC中，并可通過internet遠傳。

　　長超變電站1號主變壓器本體介損異常處理的主要過程如下：變壓器由運行改檢修狀態(tài)，進行變壓器本體介損、直流電阻測試和變壓器油介損、油微水測定。

　　HTP信號電纜接入控制室以便監(jiān)視濾油機工作狀況。

　　HTP設備開環(huán)運行，取HTP內(nèi)油樣進行微水、介損化驗。

　　連接變壓器與mp的管路，管路進行排氣處理，清除連接過程中可能帶入系統(tǒng)的氣體。

　　變壓器由檢修改運行狀態(tài)。

　　取變壓器內(nèi)油樣進行微水、介損化驗，遠程監(jiān)視HTP的運行參數(shù)（變壓器油的濕度、溫度等）。

　　變壓器停運，測試變壓器本體介損，拆除所有接連管，清理現(xiàn)場。

　　5長超變電站1號主變壓器在線本體介損處理結(jié)果分析5.1從變壓器本體介損實測數(shù)據(jù)分析在線處理結(jié)果長超變電站1號主變壓器在線本體介損處理于2002年12月24日開始，2003年1月28日結(jié)束。處理結(jié)束后分別于2003年1月28日及2003年3月13日進行了常規(guī)預防性試驗，本體絕緣電阻及介損有明顯的改良，其中篼壓繞組、平衡繞組、低壓繞組的*385%.取得了預期的效果。

　　5.2從在線處理過程中油介損、油微水的變化分析在線處理結(jié)果在長超變電站1號主變壓器在線本體介損處理過程中分別對變壓器油的介損值及油中含水量進行了跟蹤，處理前后變壓器油的介損、含水量對比結(jié)果見、8.變壓器油微水數(shù)據(jù)對比由、8可知，變壓器本體介損異常在線處理后，變壓器油介損、油微水含童有明顯的下降，變壓器油的絕緣性能明顯提高。

　　5.3從在線處理過程中油濕度的變化分析在線處理結(jié)果在一定溫度下的變壓器油濕度（RH%）變化可以反映變壓器油中含水量的變化。在長超變電站1號主變壓器本體介損異常在線處理過程中，應用先進的Internet技術(shù)遠程監(jiān)視處理過程中變壓器油的濕度，監(jiān)視結(jié)果見。

　　由可知，長超變電站1號主變壓器本體介損異常處理包含以下幾個過程：首先是除去變壓器油中的水分，使變壓器油中濕度下降，變壓器油與固體絕緣含水量的平衡被打破，變壓器絕緣件中的水分向絕緣油中擴散，絕緣油中的含水量又增加，隨著在線濾油的繼續(xù)進行，油中濕度又開始降低，使變壓器油與固體絕緣含水量在新的條件下達到平衡，變壓器油的濕度明顯降低，直至變壓器本體介損異常處理結(jié)束。

　　6結(jié)論變壓器本體電氣試驗項目及絕緣油試驗皆可以在一定程度上反映變壓器的受潮情況，但單一試驗項目不能唯一確定變壓器是否受潮，變壓器絕緣紙中含水量的大小可以比較有效的反映變壓器的整體受潮程度。

　　在線進行變壓器本體受潮的處理，具有停電時間短、加熱均、不易造成變壓器絕緣損傷等特點。

　　在安全措施充分到位的情況下可以避免被處理變壓器的瓦斯保護誤動。

　　長超變電站1號主變壓器本體介損異常的處理首開國內(nèi)220kV變壓器在線絕緣處理的先河。由于處理結(jié)束時機的選擇比較合適，經(jīng)過約一個月的在線處理，變壓器的本體介損、絕緣油的介損、微水等指標有明顯的提篼，為今后開展變壓器本體絕緣異常的在線處理積累了經(jīng)驗。