#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主变器身受潮经过
修前状况:#1主变内装国产#25变压器油,。94年变压器投运前,油的各项指标均达到新油标准,%(90℃);%(90℃),%(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,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#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=;并对低压线圈进行直流耐压20kV试验,泄漏电流为10
μA;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=;低压线圈绝缘600MΩ,吸收比为600/250=,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》处理油介损时,由于硅胶罐影响变压器油循环流量,油管路基本上是半管油半管气运行循环,这期间天气一直不好,多为阴雨天,空气相对湿度一般均在65%以上,变压器油介损的纯处理时间大约为114小时(
×12小时),在这种条件下进行油循环,大量的湿空气进入变压器内,此时变压器油温很低,大量的湿空气在冷热交换中结露成水,这是导致#1主变器身受热的主要原因。
第二次吊罩打开围屏后发现A、B、C三相围屏纸板全有水向下流的水迹,底屏纸板也有不同程度的变形,如果是其它原因进水,只能是局部出现这种情况,不可能三相同时有水迹。
打开堵板上部观察和后来吊罩后下部看到的现象表明,进油口(靠近B、C相间的低压侧中间风冷却器处的出油管)的轭铁处水量较多且有糊状物质,排油管口处水量较集中,量比较大。分析认为上部轭铁水多是在进油口处产生的结露较多造成的,因为进油口处温差较大(油温高于轭铁温度)结露现象严重,为此B相受潮较重。箱底
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