王 政，郭 峰，杨 锟，赵恒伟，马霄霖

（国网山东省电力公司滨州供电公司，山东 滨州 256600）

0 引言

电力变压器在运行中，当其内部存在电弧、放电、过热等情况时，其绝缘油会分解产生故障特征气体。特征气体的成分、含量和增长速率与主变压器内部缺陷类型及严重程度有紧密关联，通过对特征气体的监测，可以分析变压器的运行状况，进而实现对其内部状况的实时掌握。油色谱分析结合电气试验能够及时发现变压器运行中可能存在的隐患［1-2］。在变压器的综合故障诊断中，以油色谱分析为主线的潜伏性故障诊断是一种有效的方法。本文结合一起220 kV 主变压器绝缘油中总烃超标缺陷进行综合诊断，对类似缺陷的诊断及检修处理具有一定的参考意义。

1 缺陷概述

某220 kV 变电站2 号主变压器型号为SFSZ11-240000／220，出厂日期为2016 年9 月，投运日期为2017 年3 月。2 号主变压器投运之后，油色谱在线监测装置测试的变压器油中溶解气体数值保持稳定。2019 年6 月以来，油色谱在线装置检测到乙烯、总烃含量出现增长，如图1 所示，其中C2H2的浓度接近于0。随即缩短例行检测周期，加强对该主变压器进行本体油色谱分析，如表1 所示。并与油色谱在线监测装置数据进行对比，如表2 所示，发现数据变化趋势基本一致。2019 年11 月7 日，离线色谱总烃含量达到168.99 μL／L，大于DL／T 393—2010《输变电设备状态检修试验规程》 中规定的总烃注意值150 μL／L。随后，2019 年11 月8 日、9 日、10 日分别对该主变压器本体取油样进行色谱跟踪分析，结果显示总烃含量持续增长。

试验人员对2 号主变压器进行红外测温，未发现2 号主变压器本体存在局部温度过高情况。对2号主变压器铁芯、夹件接地电流检测，铁芯接地电流为3 mA，夹件接地电流为6.5 mA，对比其历史数据未发现明显变化，满足DL／T 393—2010《输变电设备状态检修试验规程》中规定的不超过100 mA 的要求。因此初步排除变压器存在铁芯、夹件多点接地的可能性。

图1 2 号主变压器油色谱在线监测数据趋势

2 油色谱试验数据分析

运用三比值法对缺陷类型分析，得到三比值编码如表3 所示。

参考DL／T 722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，计算三比值编码为（0，2，2），表明主变压器内部存在高于700 ℃高温的过热缺陷，内部可能存在引线接头焊接不良或夹件螺丝松动、分接开关接触不良、绕组层间绝缘不良、涡流引起铜过热、局部短路、铁芯漏磁、铁芯多点接地等故障［3］。

当变压器存在缺陷故障时，伴随其内部缺陷部位温度的不断上升，绝缘油裂解产生的各种烃类气体按CH4—C2H6—C2H4—C2H2的顺序推移，而且当温度较低时，发生局部放电的离子不断碰撞游离会有H2的出现，这就是四比值法的提出依据。四比值法的基本原理可以归纳为： 四比值法在三比值法C2H2／C2H4、CH4／H2、C2H4／C2H6的基础上增加了一个比值C2H6／CH4，该方法对磁回路、导电回路的过热性缺陷的判定有较高的准确度。

表1 2 号主变压器取本体油样进行色谱试验数据 μL／L

表2 2 号主变压器油色谱在线监测装置数据 μL／L

表3 三比值法编码计算

对2 号主变压器进行缺陷分析时，三比值法与四比值法进行综合分析，可判断过热故障存在于导电回路还是磁回路中。通过计算分析，1＜CH4／H2＜3，C2H6／CH4＜1，C2H4／C2H6≥3，C2H2／C2H4＜0.5，表明变压器的磁回路中存在过热性缺陷［4］。

3 停电试验检查分析

对2 号主变压器进行停电，并进行主变压器诊断性试验。修前试验项目包括：测量变压器主体及铁芯、夹件的绝缘电阻，测量高、中、低压线圈直流电阻，重点测试高压运行分接。测试数据如表4—表6所示。

表4 2 号主变压器高压侧绕组各分接位置直流电阻测试数据

表5 2 号主变压器中、低压侧绕组直流电阻测试数据

表6 2 号主变压器绕组、铁芯及夹件绝缘电阻测试数据

通过试验分析，变压器绕组直流电阻、绝缘电阻数值合格，铁芯、夹件绝缘电阻数值合格，因此排除导电回路存在缺陷可能性。

4 缺陷处理及原因分析

对2 号主变压器进行现场内检，内检前将主变压器放油，将储油柜、片式散热器与主体之间的阀门全部关闭，只排出主体的油，连接排油管路，排油至下节油箱。排油前将滤油机，油罐清理干净，不能对油进行二次污染。排油完成后将变压器套管及人孔位置灰尘清理干净。打开人孔盖板与上部定位，让空气流通30 min，检查人员从人孔进入油箱内部，开始内部检查。主要检查变压器油箱内部（铁芯装配及高低压侧引线）所有金属螺栓及锁片紧固情况，并对所有螺栓重新进行紧固，在检查中发现变压器低压侧BC 相串联电抗器固定拉杆螺栓螺母处有轻微烧伤痕迹，如图2 所示，拉杆位置如图3 所示，初步确定为发热点。随后对疑点进行拆解，拆下平垫片1 枚，螺母2 枚，如图4 所示。目视检查发现，平垫片和2 枚螺母都有明显烧蚀痕迹，产生结构破损。故障部件的特征符合发热缺陷的特征，与前期判断结论相符。检修人员将拉杆拆下后发现拉杆两侧螺纹及绝缘垫块均烧伤变形，如图5、图6 所示。

图2 拉杆螺栓螺母轻微烧伤

图3 铁芯电抗器拉杆位置

图4 拉杆两侧平垫片与螺母损坏情况

图5 烧伤的电抗器铁芯拉杆

图6 绝缘垫块烧伤变形

该缺陷变压器为高阻抗型，内部低压绕组串联电抗器［5］，根据故障部位结构、损毁部件特征分析，电抗器铁芯拉杆绝缘端垫块绝缘能力降低导致接地，与铁芯永久接地点形成环流，进而引起电抗器铁心拉杆两侧固定螺栓垫片发热导致绝缘油产生气体。

现场更换烧伤的拉杆、垫片、绝缘垫，然后对变压器内部再次进行全面排查，未见其他问题。

复装完成后进行修后试验：绕组直流电阻测试，变比测试，主体介损测试，主体及铁芯夹件绝缘电阻测试，耐压、局部放电试验［6-7］。各项试验数据均合格，并重新投入运行，投运后对其取油样进行色谱跟踪检测，检测数据如表7 所示，数据稳定且符合相关标准，缺陷消除，充分说明了缺陷诊断分析及处理的正确性。

表7 2 号主变压器检修投运后色谱试验跟踪检测数据 μL／L

5 结语

油色谱在线监测装置是监测变压器运行中内部缺陷的重要手段，同时与离线油样色谱微量气体分析结合，对H2、CH4、C2H2、总烃等特征气体的变化趋势进行分析比较，可对变压器内部存在缺陷的严重程度及类别进行诊断分析。对变压器内部发生的过热故障判断分析较复杂，故障类型与部位有紧密联系。通过以油色谱试验分析为主线，辅助以铁芯及夹件接地电流检测、绕组直流电阻、铁芯及夹件绝缘电阻等电气试验和红外测温，对变压器内部存在的过热缺陷进行综合分析诊断，对类似缺陷的处理具有一定的借鉴意义。