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摘要：本文根据作者多年工作经验，分析变压器故障诊断进行了阐述，并提出相关见解，仅供同行参考。
关键词：变压器；总烃；色谱分析；故障
中图分类号：TM421 文献标识码：A
1 引言
变压器内部常发生的故障主要有放电性故障和过热性故障两大类。 当变压器内部绝缘材料老化或者电场强度过大时，该处会产生局部放电故障；当发生热点连接不良或者磁路故障的时候会产生局部过热，进而加速绝缘物的老化、分解，产生各种气体。绝缘油在热解的时候会形成氢气和低烃类气体， 固体绝缘材料在高温的情况下会生成 CO、CO2及少量烃类气体和呋喃化合物，同时被油氧化。过热性故障占变压器故障的比例很大， 危险性虽然不象放电性故障严重，但热点常会从低温逐步发展为高温，甚至会迅速发展为电弧放电而造成设备损坏。 及时通过色谱分析判定变压器内部故障， 并进行有效的处理措施，能有效地防止变压器的损坏。
2 故障的发现
某220kV 变电站1 号主变于 1995 年 10 月 1 日出厂 ，1995 年 12 月 28 日 投 运 ， 型 号 为 OSFPS9-120000/220。 额定容量：120MVA， 电压比：（230±8×1.25%）/121/38.5kV，油重 ：35t,總重 ：126t；油的密度为 0.895t/m3。 2010 年 7 月 30 日，在对该主变压器进行色谱月跟踪测试时，发现油中气体含量异常，其中C2H2和总烃的含量均已超出规程限定的注意值。 8月 1 日复试结果这两项也超过注意值， 且有较快增长趋势。
3 故障分析
3.1 色谱数据分析
经过多次取样测试和跟踪测试， 油中气体含量仍在继续增长，初步认定变压器存在故障，其历年跟踪测试数据见表 1。
3.2 有无故障的判定
2010 年 7 月 30 日，总烃值为 1 448.41μL/L，已远远大于注意值 150μL/L。 并分解出 6.44μL/LC2H2，且 8 月 1 日各项数据较 7 月 30 日均有较大增长。此变压器 7 月 30 日和 8 月 1 日总烃绝对产气速率:15 610mL/d；H2绝对产气速率:1 888.23mL/d；C2H2绝对产气速率：360.5mL/d。由以上的绝对产气速率比较结果均显示绝对产气速率严重超标。
综上所述， 特征气体远远超过注意值和绝对产气速率超标，可以判断出变压器存在故障。
3.3 故障类型的判断
变压器等设备涉及产气的内部故障一般可分为两类：即过热性和放电性。 常采用特征气体法、改良三比值法和罗杰斯四比值法对故障类型进行判断。（1）特征气体法。 表 1 显示特征气体为 CH4和C2H4，次要成份为 H2和 C2H6，并含有少量 C2H2，可以认定变压器存在过热故障，同时 C2H2/C2H4<0.1,也判断为过热性故障。
（2）改良三比值法进行判断。
按照改良三比值法计算编码为 0 2 2，故障性质为高于 700℃的高温过热性故障。
（3）采用罗杰斯四比值法进行判断。
其编码为 1 0 2 0，为铁心或者箱壳环流，接头过热。根据以上三种方法的判断， 此变压器故障类型为铁心或者箱壳环流及接头过热造成的温度高于700℃的高温过热性故障。
3.4 故障原因分析
根据改良三比值法，设备存在 700℃以上高温，而造成此类故障的原因是： 油箱和铁心上的大的环流，油箱壁未补偿的磁场过高，形成一定的电流；铁心叠片之间的短路，接头或者接触不良。根据罗杰斯四比值法判断为箱壳或者铁心环流，接头过热。根据对 CO、CO2的判断可以得出此设备并没有涉及到固体绝缘老化的问题，因此只能为裸金属过热。
4 故障点的准确判断
实践证明，必须结合红外测温、电气试验以及设备运行、检修等情况进行综合分析，对故障的部位及原因作出准确判断。
4.1 红外测温法
8 月 19 日红外线跟踪测试发现，A、B 相温度分别为 41.7℃、40.1℃，C 相套管温度有明显增长趋势，最高温度已达 62.9℃，见图 1。
4.2 电气试验法
对此主变进行了诊断性试验，绝缘、介损、泄漏试 验 数 据 合 格 正 常 ，35kV 绕 组 直 流 电 阻 Rab为0.062 53Ω，Rbc为 0.069 68Ω，Rca为 0.069 71Ω， Rac、Rbc直流电阻超标，最大不平衡度达到 10.7%，结合红外图谱初步判断， C 相套管导电杆下部连接处接触不好，导致直流电阻增大引起金属发热。
4.3 故障点的确认
为了进一步确认故障点，结合 8 月 25 日的停电大修， 当主变本体油位降到 35kV 套管检修手孔以下，打开检修手孔，观察发现绕组接线连板、压接螺帽、平垫片及导电杆螺纹有明显发热烧蚀痕迹，如图2 所示。 低压侧直阻进行了分解试验，A、B 两相测试钳夹在各相导电杆上硬导线桩头处，C 相测试钳夹在 C 相绕组软连接处，即跨过导电杆，结果测试数据合格，由此判定问题出在导电杆下部连接部位。
5 故障处理及分析
5.1 故障处理
根据烧伤情况，对 35kV C 相套管进行了解体，用锉刀对烧伤处进行了处理，用油砂纸对接线连板、压接螺帽、 平垫片及导电杆螺纹进行了打磨后进行了组装恢复，并在接线连板上部加装螺帽。接着进行了 35kV 绕组直流电阻测试，Rab为 0.062 90Ω， Rbc为 0.062 8Ω，Rca为 0.062 70Ω，试验数据合格。 8 月26 日、9 月 26 日， 对该台主变进行了色谱分析及红外跟踪测试， C 相套管温度恢复正常， 色谱数据在合格范围之内，见表 2。
5.2 原因分析
姬 村 1 号 主 变 35kV 套 管 型 号 为 BFW-35/1250-4F，绕组接线连板与导电杆压接不牢固，变压器运行中震动、试验工作中套管引线拆解等很可能引起压接紧固螺帽的松动，导致接触电阻增大，从而引起发热缺陷。
此类套管导电杆上部虽然有固定销槽，但间隙太大，在拆接线及套管检修时，导电杆仍然跟着左右转动易导致压接螺帽松动，引起发热现象发生。此类套管导电杆绕组接线连板连接部位处于套管下部内，套管组装及平时检修维护极为不方便，不仅影响检修效率，而且往往造成紧固不到位，留下松动发热隐患。
5.3 采取措施
鉴于此类结构的 35kV 套管比较普遍， 因此建议采取以下措施。
（1）对此类结构的主变套管进行摸底排查，结合设备停电，作为重点工作进行检查检修。
（2）有条件的进行技术改造，改成连接可靠的板式结构。
（3）积极与设备厂家交流沟通，反映此类套管的结构缺陷，进行完善化改造，从根本上防止此类问题的发生。
6 结论
变压器油色谱分析能有效发现变压器运行中早期的故障及性质， 但是由于这一方法的技术特点， 使它在故障点的确认上有不足之处；结合色谱分析和红外测温结果，有针对性地制定电气试验方案， 可有效地判断变压器故障位置且大大提高事故处理效率。
参考文献：
[1] 徐康健 ，钟俊武.一台 500kV 变压器油色谱分析数据异常的故障诊断与检查[J].变压器，2010，47（9）:72-74.
[2] 钱旭耀.变压器油及相关故障诊断处理技术[M].北京：中国电力出版社, 2006.
[3] 张晓慧.电气试验[M].北京：中国电力出版社,2010.
[4] 徐康健. 变压器油色谱分析中用三比值法判断故障时应注意的问题[J].变压器，2010，47（1）：75-76
关键词：变压器；总烃；色谱分析；故障
中图分类号：TM421 文献标识码：A
1 引言
变压器内部常发生的故障主要有放电性故障和过热性故障两大类。 当变压器内部绝缘材料老化或者电场强度过大时，该处会产生局部放电故障；当发生热点连接不良或者磁路故障的时候会产生局部过热，进而加速绝缘物的老化、分解，产生各种气体。绝缘油在热解的时候会形成氢气和低烃类气体， 固体绝缘材料在高温的情况下会生成 CO、CO2及少量烃类气体和呋喃化合物，同时被油氧化。过热性故障占变压器故障的比例很大， 危险性虽然不象放电性故障严重，但热点常会从低温逐步发展为高温，甚至会迅速发展为电弧放电而造成设备损坏。 及时通过色谱分析判定变压器内部故障， 并进行有效的处理措施，能有效地防止变压器的损坏。
2 故障的发现
某220kV 变电站1 号主变于 1995 年 10 月 1 日出厂 ，1995 年 12 月 28 日 投 运 ， 型 号 为 OSFPS9-120000/220。 额定容量：120MVA， 电压比：（230±8×1.25%）/121/38.5kV，油重 ：35t,總重 ：126t；油的密度为 0.895t/m3。 2010 年 7 月 30 日，在对该主变压器进行色谱月跟踪测试时，发现油中气体含量异常，其中C2H2和总烃的含量均已超出规程限定的注意值。 8月 1 日复试结果这两项也超过注意值， 且有较快增长趋势。
3 故障分析
3.1 色谱数据分析
经过多次取样测试和跟踪测试， 油中气体含量仍在继续增长，初步认定变压器存在故障，其历年跟踪测试数据见表 1。
3.2 有无故障的判定
2010 年 7 月 30 日，总烃值为 1 448.41μL/L，已远远大于注意值 150μL/L。 并分解出 6.44μL/LC2H2，且 8 月 1 日各项数据较 7 月 30 日均有较大增长。此变压器 7 月 30 日和 8 月 1 日总烃绝对产气速率:15 610mL/d；H2绝对产气速率:1 888.23mL/d；C2H2绝对产气速率：360.5mL/d。由以上的绝对产气速率比较结果均显示绝对产气速率严重超标。
综上所述， 特征气体远远超过注意值和绝对产气速率超标，可以判断出变压器存在故障。
3.3 故障类型的判断
变压器等设备涉及产气的内部故障一般可分为两类：即过热性和放电性。 常采用特征气体法、改良三比值法和罗杰斯四比值法对故障类型进行判断。（1）特征气体法。 表 1 显示特征气体为 CH4和C2H4，次要成份为 H2和 C2H6，并含有少量 C2H2，可以认定变压器存在过热故障，同时 C2H2/C2H4<0.1,也判断为过热性故障。
（2）改良三比值法进行判断。
按照改良三比值法计算编码为 0 2 2，故障性质为高于 700℃的高温过热性故障。
（3）采用罗杰斯四比值法进行判断。
其编码为 1 0 2 0，为铁心或者箱壳环流，接头过热。根据以上三种方法的判断， 此变压器故障类型为铁心或者箱壳环流及接头过热造成的温度高于700℃的高温过热性故障。
3.4 故障原因分析
根据改良三比值法，设备存在 700℃以上高温，而造成此类故障的原因是： 油箱和铁心上的大的环流，油箱壁未补偿的磁场过高，形成一定的电流；铁心叠片之间的短路，接头或者接触不良。根据罗杰斯四比值法判断为箱壳或者铁心环流，接头过热。根据对 CO、CO2的判断可以得出此设备并没有涉及到固体绝缘老化的问题，因此只能为裸金属过热。
4 故障点的准确判断
实践证明，必须结合红外测温、电气试验以及设备运行、检修等情况进行综合分析，对故障的部位及原因作出准确判断。
4.1 红外测温法
8 月 19 日红外线跟踪测试发现，A、B 相温度分别为 41.7℃、40.1℃，C 相套管温度有明显增长趋势，最高温度已达 62.9℃，见图 1。
4.2 电气试验法
对此主变进行了诊断性试验，绝缘、介损、泄漏试 验 数 据 合 格 正 常 ，35kV 绕 组 直 流 电 阻 Rab为0.062 53Ω，Rbc为 0.069 68Ω，Rca为 0.069 71Ω， Rac、Rbc直流电阻超标，最大不平衡度达到 10.7%，结合红外图谱初步判断， C 相套管导电杆下部连接处接触不好，导致直流电阻增大引起金属发热。
4.3 故障点的确认
为了进一步确认故障点，结合 8 月 25 日的停电大修， 当主变本体油位降到 35kV 套管检修手孔以下，打开检修手孔，观察发现绕组接线连板、压接螺帽、平垫片及导电杆螺纹有明显发热烧蚀痕迹，如图2 所示。 低压侧直阻进行了分解试验，A、B 两相测试钳夹在各相导电杆上硬导线桩头处，C 相测试钳夹在 C 相绕组软连接处，即跨过导电杆，结果测试数据合格，由此判定问题出在导电杆下部连接部位。
5 故障处理及分析
5.1 故障处理
根据烧伤情况，对 35kV C 相套管进行了解体，用锉刀对烧伤处进行了处理，用油砂纸对接线连板、压接螺帽、 平垫片及导电杆螺纹进行了打磨后进行了组装恢复，并在接线连板上部加装螺帽。接着进行了 35kV 绕组直流电阻测试，Rab为 0.062 90Ω， Rbc为 0.062 8Ω，Rca为 0.062 70Ω，试验数据合格。 8 月26 日、9 月 26 日， 对该台主变进行了色谱分析及红外跟踪测试， C 相套管温度恢复正常， 色谱数据在合格范围之内，见表 2。
5.2 原因分析
姬 村 1 号 主 变 35kV 套 管 型 号 为 BFW-35/1250-4F，绕组接线连板与导电杆压接不牢固，变压器运行中震动、试验工作中套管引线拆解等很可能引起压接紧固螺帽的松动，导致接触电阻增大，从而引起发热缺陷。
此类套管导电杆上部虽然有固定销槽，但间隙太大，在拆接线及套管检修时，导电杆仍然跟着左右转动易导致压接螺帽松动，引起发热现象发生。此类套管导电杆绕组接线连板连接部位处于套管下部内，套管组装及平时检修维护极为不方便，不仅影响检修效率，而且往往造成紧固不到位，留下松动发热隐患。
5.3 采取措施
鉴于此类结构的 35kV 套管比较普遍， 因此建议采取以下措施。
（1）对此类结构的主变套管进行摸底排查，结合设备停电，作为重点工作进行检查检修。
（2）有条件的进行技术改造，改成连接可靠的板式结构。
（3）积极与设备厂家交流沟通，反映此类套管的结构缺陷，进行完善化改造，从根本上防止此类问题的发生。
6 结论
变压器油色谱分析能有效发现变压器运行中早期的故障及性质， 但是由于这一方法的技术特点， 使它在故障点的确认上有不足之处；结合色谱分析和红外测温结果，有针对性地制定电气试验方案， 可有效地判断变压器故障位置且大大提高事故处理效率。
参考文献：
[1] 徐康健 ，钟俊武.一台 500kV 变压器油色谱分析数据异常的故障诊断与检查[J].变压器，2010，47（9）:72-74.
[2] 钱旭耀.变压器油及相关故障诊断处理技术[M].北京：中国电力出版社, 2006.
[3] 张晓慧.电气试验[M].北京：中国电力出版社,2010.
[4] 徐康健. 变压器油色谱分析中用三比值法判断故障时应注意的问题[J].变压器，2010，47（1）：75-76