摘要 本文通过对一台严重进水的变压器在现场采用短路干燥法进行全过程处理，介绍了现场进行变压器绕组干燥的可行案例，该典型处理措施不但解决了变压器受潮的难题，而且为成功修复同类型故障变压器提供了宝贵的成功经验和实例。
关键词 短路干燥；热油循环；真空干燥；油循环干燥
中图分类号TM40 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）77-0145-03
1 变压器损坏情况介绍
2011年5月30日临河220kV集控站2号主变压器由于雷击起火，造成高压三相套管、三支中性点套管、本体储油柜严重受损、在消防队灭火过程中，高压水沿烧损的中性点套管顺着A相高中压绕组与低压绕组上压板间约3公分左右的环状间隙流入绕组，造成A相高、中压绕组及A相高、中压绕组上压板严重受潮，B相绕组、铁心及夹件部分受潮。变压器厂家技术人员先后三次从油箱底部清理出20公斤左右的水。咨询变压器厂家与国内相关专家意见，都认为必须返厂检修，而在最顺利的情况下主变返厂检修也需要90天的时间。
考虑到地区电网薄弱的实际情况，该地区仅有一台220kV 主变长时间运行安全风险太大，如果再次发生故障势必造成地区大面积停电。经用户和制造厂专业技术人员认真分析研究，认为主变存在现场修复的可能性，决定现场进行修复。
2 变压器检查试验情况
变压器烧损后，经检查发现，高压三相套管及三支中性点套管瓷套炸裂，碎片落在油池内。高压三相套管电容芯子外漏，三相套管储油柜侧电容芯子烧损，导电杆外露，残留套管瓷片表面有明显的放电留下的整齐的裂口。有载分接开关在线滤油装置、高压套管电流互感器二次接线烧损漏油，本体部分密封垫烧损。主变高压侧箱体及主变油枕外壳有火烤痕迹，高压侧引流线烧断。
主变220kV侧架构耐张悬甁熏黑，B相悬甁靠近导线侧炸裂为两片。避雷器三相计数器烧损。
现场测量主变高压侧绝缘电阻值偏低为12MΩ，油中含水量严重超标，说明绕组绝缘严重受潮，其它各项试验结果正常。
3 变压器绕组干燥方案的确定
变压器相关参数：
型式：OSFPSZ9-120000/220；额定电压 220±6×1.25%/121/11 kV；
额定电流：315/573/3149 A；额定容量 120000/120000/60000；空载电流：0.28%；空载损耗：52.848kW。
专业技术人员立即查阅相关资料，制定了油冲洗绕组中游离水-抽真空干燥-热油循环干燥-高压中压短路加热+油循环干燥的流程对变压器器身进行干燥，恢复变压器绝缘性能的现场修复方案。在技术方案的实施过程中，如果专业技术人员能够严格控制工艺质量水平，并根据试验结果实时对技术方案进行调整，尽可能使每一个阶段的处理水平达到相应的要求。经过四个阶段的干燥处理，主变绝缘水平可以恢复到故障前的水平。
油冲洗绕组中的游离水即更换主变本体内所有的变压器油并重新注入，采用抽真空干燥法将本体内的压力降低到0.3MPa左右保持48小时，采用热油循环法保持本体内的油温在75℃左右保持72小时，最后采用油循环干燥法对变压器器身进行干燥处理。其中高中压短路加热干燥是本次处理方案的核心步骤。
4 短路干燥法实施方案
4.1 现场实施方案的详细制定
1）利用10kV母线作为试验电源，变压器110kV侧绕组的额定容量为120 000kVA，每相阻抗为20Ω、额定电流为573A，如果在变压器中压侧连接10kV电压，通过中压绕组电流为288A，该电流也小于中压绕组额定电流573A和高压侧绕组的额定电流315A，因此以10kV母线作为电源可以保证变压器110kV和220kV侧绕组不会因为过载而损坏，考虑到环境温度为20℃左右，通过2小时左右的时间可将变压器油温加热至70℃～80℃；
2）将10kV电源通过引线桥和临时绝缘铜引线（截面大于150mm2）到变压器110kV侧，220kV侧三相短路（短连线截面大于95mm2）高中压绕组按正常运行方式短路接地，10kV侧开路；
3）现场设置两个上层油温零时监控点，告警及跳母线侧开关的温度值设为75℃，并配有警铃；
4）在变压器短路干燥过程中，变压器两侧各投入一组潜油泵；
5）在现场临时分别设置变压器的控制点，保证风扇、潜油泵能够分别启动。高温风扇自投温度为80℃；
6）根据变压器短路干燥电流要求重新校核，调整10kV母线开关保护定值，并在现场设置零时紧急跳闸按钮，并有专人监控；
7）现场设置110kV侧电流监测点，（从套管电流互感器取电流，变比1200/5）。
4.2 变压器短路干燥法应具备的现场条件
1）变压器临时油枕安装调整完毕；
2）变压器潜油泵等循环系统畅通，并具备运行条件，风冷系统能正常运行；
3）高压及中性点引线临时用35kV套管引出，110kV套管、10kV套管连接安装完毕；
4）油温表、110kV套管电流互感器接电流表等工作完成，安装测试正常；
5）试验准备充分，系统保护措施到位；
6）真空干燥完毕，取出试验湿毛巾进行含水量测试，钻孔包扎低压绕组引线工作完成；并进行变压器绕组绝缘电阻和直流电阻试验，结果合格。
4.3 变压器短路干燥过程中安全措施和有关数据监测
1）确保两组潜油泵正常运行，风冷系统需要时能够及时投入运行，保证不发生局部过热情况；
2）每4小时停电一次并做好安全措施，进行绕组绝缘电阻，变压器油耐压、变压器油微量水分测试；
3）记录温度、电流、绕组绝缘电阻、变压器油耐压值，变压器油微水值，并保证每15分钟进行一次上层油温、电流记录，每4小时进行一次绕组绝缘电阻、变压器油耐压、变压器微水试验；
4）上层油温达75℃要求断开电源；断开电源后油温升至80℃，立即启动风扇；如断开电源1小时温度仍未降至75℃以下，投入风扇。断开电源后，降温至60℃，投入电源继续干燥；5）在保持温度不变的条件下，记录绕组绝缘电阻220kV变压器持续12小时以上。
4.4 变压器短路干燥法应具备的现场条件
1）变压器临时油枕安装调整完毕；
2）变压器潜油泵等循环系统畅通，并具备运行条件，风冷系统能正常运行；
3）高压及中性点引线临时用35V套管引出，110kV套管、10KV套管连接安装完毕；
4）油温表、110KV套管电流互感器接电流表等工作完成，安装测试正常；
5）试验准备充分，系统保护措施到位；
6）真空干燥完毕，取出试验湿毛巾进行含水量测试，钻孔包扎低压绕组引线工作完成；并进行变压器绕组绝缘电阻和直流电阻试验，结果合格。
4.5变压器短路干燥过程中安全措施和有关数据监测
1）确保两组潜油泵正常运行，风冷系统需要时能够及时投入运行，保证不发生局部过热情况；
2）每4小时停电一次并做好安全措施，进行绕组绝缘电阻，变压器油耐压、变压器油微量水分测试；
3 ）记录温度、电流、绕组绝缘电阻、变压器油耐压值，变压器油微水值，并保证每15分钟进行一次上层油温、电流记录，每4小时进行一次绕组绝缘电阻、变压器油耐压、变压器微水试验。
上层油温达75℃要求断开电源；断开电源后油温升至80摄氏度，立即启动风扇；如断开电源1小时温度仍未降至75度以下，投入风扇。断开电源后，降温至60度，投入电源继续干燥。
在保持温度不变的条件下，记录绕组绝缘电阻220KV变压器持续12小时以上。
变压器绕组采用短路干燥法处理完毕后，测量变压器油中各种气体含量均符合《规程》要求。
5结论
在技术方案的实施过程中，各专业技术人员严格控制工艺质量水平，并根据试验结果实时对技术方案进行调整，尽可能使每一个阶段的处理水平达到相应的要求。经过192小时四个阶段的干燥处理，主变绝缘水平恢复到故障前的水平，全部过程处理完毕后该主变顺利送电投运，恢复正常运行方式。
此次现场修复，不但缩短了返厂检修的时间，节约了检修费用，而且为大型变压器现场干燥提供了宝贵的经验。
参考文献
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