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【摘 要】结合某电厂发生的一起变压器总烃超标故障进行故障性质分析、现场检修处理及跟踪，解决了故障，可为同类变压器运行提供参考。
【关键词】电厂；变压器；总烃超标
1 概况
某电厂110kV #1主变压器于2004年12月15日投运，在投运近一年时发生了主变压力释放保护动作跳闸，更换油枕后，维持正常运行近两年。两年中油样色谱数据无明显变化。2007年12月9日先后发现油样色谱数据出现氢气和总烃同时超标。经分析判定，总烃超标可能是导线连接处接触电阻偏大，运行中持续发热造成。在对1#主变10kV主变套管的连接部位检查时，发现钨钢连接螺栓有松动，更换相关部件后，运行正常至今。
2 故障类型分析
变压器本体油样定期检测周期为半年一次，变压器油色谱数据详见表1。
由表可知，该主变因油枕偏小，在2005年8月20日发生压力释放保护动作跳闸后进行放油处理，主变因压力释放保护动作前的当时高温高压条件而出现本体油样色谱数据的明显变化。2005年12月10日结合计划性检修更换了1#主变油枕。之后，主变本体油样色谱数据无明显变化。
2007年12月9日， 1#主变本体油样色谱数据出现氢气、总烃含量迅速升高，其中，CH4约为总烃的50%，无乙炔，CO2/CO比例无明显变化。
针对1#主变本体色谱数据出现异常的情况，现场进行取样跟踪，情况如下：
1#主变本体油样色谱数据出现氢气、总烃同时超标后，经过12天每天1次油样跟踪检测、比对，油样气相色谱数据氢气和总烃相对稳定，没有进一步的上升变化趋势。油色谱数据如表2所示。
各种特征气体含量曲线见图1，总烃和氢气含量超标。
采用三比值法进行数据分析判断：
根据DL/T 722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，可分析其故障类型：
根据三比值法，有C2H2/ C2H4<0.1，0.1 按编码规则，编码组合为[0 0 1]。
其故障类型为：低于150℃的低温过热故障。
对该故障判断如下：通常是包有绝缘的导线过热（如某一时段的主变超负荷运行、绕组中油流被阻塞）或铁扼夹件中存在杂散磁通量等。由于该变压器油箱内壁中曾使用醇酸树脂漆，在变压器运行初期，油漆进一步固化过程中与变压器油反应分解释放出氢气。增多的微水与铁能发生化学反应产生氢气。另外，增多的微水含量可能是绝缘物老化过程中析出的水分。
3 现场检修处理
经检测，1#主变铁芯接地电流测试数据为2A，数据偏大。在此情况下，具体故障原因还需对变压器本体内部结构作进一步的检查、诊断。另外，1#主变微水含量现为30ppm，比主变油枕更换时的8.2ppm微水含量有明显增长，故现场有必要检查主变（尤其油枕部件内部）是否存在泄漏可能。
现场还要重点检查主变10kV套管连接部位结构及铁芯接地情况，并进行主变本体检漏，以及后期对主变本体油样脱气处理，以便及时发现问题、及时解决问题，彻底消除主变运行隐患。
2007年12月16日， 1#主变现场检修发现：
（1） 主变本体铁芯及其夹件对地绝缘电阻良好，无异常。电气试验正常。
（2） 主变本体及油枕胶囊进行充氮检漏，无泄漏气现象，密封性能良好。
（3） 1#主变10kV主变套管的接线片及铜压板检查无异常，钨钢连接螺栓略有松动，更换为不锈钢固定螺栓，同时更换铜压板。因此，总烃超标极可能是连接处持续发热造成。故障部位如图2所示。
（4） 对主变本体变压器油进行在线滤油后，油样试验合格。
4 建议及防范措施
1#主变运行后，油色谱跟踪数据恢复正常，变压器也无异常运行工况。因此，此次故障是连接螺栓松动，接触电阻偏大，导致运行中发热，产生接触面的低温过热，造成周围变压器油不断劣化。
根据此现象，建议加强变压器的定期油色谱取样分析，并且，结合计划停电检修，严格执行电气预防性试验项目，能够及时发现变压器绕组直流电阻偏差缺陷，依据试验的结果，实施必要的检查项目，避免变压器带病运行。
同时，在实际工作中，要根据变压器设备运行参数和监测数据，及时进行故障定性分析，判断各种故障发生的可能，及时排除可能存在的故障，确保设备安全、可靠运行。
作者简介：
陈曙蓉，女，大专，工程师，主要从事火电厂电气技术工作。
【关键词】电厂；变压器；总烃超标
1 概况
某电厂110kV #1主变压器于2004年12月15日投运，在投运近一年时发生了主变压力释放保护动作跳闸，更换油枕后，维持正常运行近两年。两年中油样色谱数据无明显变化。2007年12月9日先后发现油样色谱数据出现氢气和总烃同时超标。经分析判定，总烃超标可能是导线连接处接触电阻偏大，运行中持续发热造成。在对1#主变10kV主变套管的连接部位检查时，发现钨钢连接螺栓有松动，更换相关部件后，运行正常至今。
2 故障类型分析
变压器本体油样定期检测周期为半年一次，变压器油色谱数据详见表1。
由表可知，该主变因油枕偏小，在2005年8月20日发生压力释放保护动作跳闸后进行放油处理，主变因压力释放保护动作前的当时高温高压条件而出现本体油样色谱数据的明显变化。2005年12月10日结合计划性检修更换了1#主变油枕。之后，主变本体油样色谱数据无明显变化。
2007年12月9日， 1#主变本体油样色谱数据出现氢气、总烃含量迅速升高，其中，CH4约为总烃的50%，无乙炔，CO2/CO比例无明显变化。
针对1#主变本体色谱数据出现异常的情况，现场进行取样跟踪，情况如下：
1#主变本体油样色谱数据出现氢气、总烃同时超标后，经过12天每天1次油样跟踪检测、比对，油样气相色谱数据氢气和总烃相对稳定，没有进一步的上升变化趋势。油色谱数据如表2所示。
各种特征气体含量曲线见图1，总烃和氢气含量超标。
采用三比值法进行数据分析判断：
根据DL/T 722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，可分析其故障类型：
根据三比值法，有C2H2/ C2H4<0.1，0.1
其故障类型为：低于150℃的低温过热故障。
对该故障判断如下：通常是包有绝缘的导线过热（如某一时段的主变超负荷运行、绕组中油流被阻塞）或铁扼夹件中存在杂散磁通量等。由于该变压器油箱内壁中曾使用醇酸树脂漆，在变压器运行初期，油漆进一步固化过程中与变压器油反应分解释放出氢气。增多的微水与铁能发生化学反应产生氢气。另外，增多的微水含量可能是绝缘物老化过程中析出的水分。
3 现场检修处理
经检测，1#主变铁芯接地电流测试数据为2A，数据偏大。在此情况下，具体故障原因还需对变压器本体内部结构作进一步的检查、诊断。另外，1#主变微水含量现为30ppm，比主变油枕更换时的8.2ppm微水含量有明显增长，故现场有必要检查主变（尤其油枕部件内部）是否存在泄漏可能。
现场还要重点检查主变10kV套管连接部位结构及铁芯接地情况，并进行主变本体检漏，以及后期对主变本体油样脱气处理，以便及时发现问题、及时解决问题，彻底消除主变运行隐患。
2007年12月16日， 1#主变现场检修发现：
（1） 主变本体铁芯及其夹件对地绝缘电阻良好，无异常。电气试验正常。
（2） 主变本体及油枕胶囊进行充氮检漏，无泄漏气现象，密封性能良好。
（3） 1#主变10kV主变套管的接线片及铜压板检查无异常，钨钢连接螺栓略有松动，更换为不锈钢固定螺栓，同时更换铜压板。因此，总烃超标极可能是连接处持续发热造成。故障部位如图2所示。
（4） 对主变本体变压器油进行在线滤油后，油样试验合格。
4 建议及防范措施
1#主变运行后，油色谱跟踪数据恢复正常，变压器也无异常运行工况。因此，此次故障是连接螺栓松动，接触电阻偏大，导致运行中发热，产生接触面的低温过热，造成周围变压器油不断劣化。
根据此现象，建议加强变压器的定期油色谱取样分析，并且，结合计划停电检修，严格执行电气预防性试验项目，能够及时发现变压器绕组直流电阻偏差缺陷，依据试验的结果，实施必要的检查项目，避免变压器带病运行。
同时，在实际工作中，要根据变压器设备运行参数和监测数据，及时进行故障定性分析，判断各种故障发生的可能，及时排除可能存在的故障，确保设备安全、可靠运行。
作者简介：
陈曙蓉，女，大专，工程师，主要从事火电厂电气技术工作。