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摘要：10kV某站三台主变油色谱项目进行预防性试验时发现主变油总烃超标，通过检查分析了其故障原因，及时现场处理，保障了供电安全。
关键词：变压器;总烃超标;处理
1.110kV变电站#3主变故障情况
2010年3月12日，我局试验中心在对110kV某站三台主变进行年度预试时发现#3主变油总烃高达1309.0 ul/l，严重超标。通过对试验数据进行分析，我们初步判断#3主变存在过热故障，而且属于热点只影响到绝缘油的分解而不涉及固体绝缘的过热性故障。为进一步加强分析判断，试验中心对#3主变停电进行了电气试验检查。通过对线圈直流电阻测试结果分析，可以判断故障部位在该台主变B相绕组内。为找到准确的故障部位，检修专业对该台变压器进行了吊罩检查处理。吊罩检查发现：#3主变高压侧B相引线多股烧断。这和初步判断的故障类型和部位完全一致。
2.#3主变故障分析
2.1 故障经过
2009年3月12日，试验中心在对110kV某站三台主变油色谱项目进行预防性试验时发现：#3主变油总烃严重超标（注意值150?L/L），是前一年同期数值的17倍。间隔一天、间隔四天后分别进行了追踪试验，发觉总烃略有增长趋势。试验结果详见下表一。
表一：110kV#3主变绝缘油色谱试验报告 单位：?L/L
序号
试验日期
氢
甲烷
乙烷
乙烯
乙炔
一氧化碳
二氧化碳
总烃
1
2009.03.16
86
564.5
139.0
621.1
/
938
7427
1324.6
2
2009.03.13
85
562.0
136.2
615.2
/
994
7222
1313.4
3
2009.03.12
82
564.0
136.3
608.7
/
893
7303
1309.0
4
2008.03.14
5
43.0
10.6
23.1
/
1012
6687
76.7
5
2007.04.12
9
31.3
7.5
12.5
/
1030
7067
51.3
从以上试验数据可以看出，总烃的主要气体组成是甲烷和乙烯，占总烃的90%以上，属于典型的过热故障;由于乙烯占的比例较大，但尚未产生乙炔，所以热点的温度介于500—800℃之间;鉴于一氧化碳和二氧化碳并无明显的增长趋势，所以可以推断属于热点只影响到绝缘油的分解而不涉及固体绝缘的过热性故障。通过三比值法计算得编码组合为：0、2、2，这进一步印证了#3主变内部发生了高温过热故障，热点温度可能大于700℃。
2.2 故障分析
为进一步加强分析判断，3月19日试验中心对#3主变停电进行了电气试验检查，结果发现变高侧B相线圈直流电阻所有档位与其他两相相比，皆偏大且超过规程要求值，介于3.85%-4.82%之间（规程要求在2%以内）（试验结果详见下表二）。由此判断故障部位在主变B相绕组内。为找到故障部位，必须对该台主变进行吊罩检查处理。
表二、110kV#3主变变高侧线圈直流电阻测试报告
试验日期：2009.3.19 数据单位：mΩ
分接位置
A -- O
B – O
C -- O
相间差
1
385.7
401.4
386
4.01
2
376
391.5
376.7
4.06
3
366.8
382.1
367.2
4.11
4
357.5
372.9
357.9
4.25
5
348
363.6
348.7
4.41
6
338.9
354.3
348.7
4.41
7
329.5
345
330.2
4.63
8
320.2 335.8
321
4.79
9
309.8
324.6
309.6
4.77
10
320.1
335.8
320.7
4.82
11
329.4
345
330
4.66
12
338.8
354.3
339.9
4.50
13
348.3
363.8
348.8
4.38
14
357.9
373.1
358.1
4.19
15
367.2
382.3
367.5
4.06
16
376.5
391.8
376.8
4.00
17
386.6
401.7
387.3
3.85
2.3吊罩检查情况
4月13日，吊罩检查时发现：#3主变高压侧B相高压引线由线圈压板向上300毫米处95平方铜绞线有5股导线完全断裂并发黑，此处上下各30毫米处绝缘碳化。另外，对主变铁芯、绕组和分接开关进行全面检查，无异常。
从现场来看：B相高压引线用白布带包扎的根部与套管金属内壁菱角接触磨损，导致引线金属导体与套管金属内壁接触形成分流电流，接触处电阻较大导致局部严重发热，以至引线多股烧断。
该站#3主变已正常运行了10多年，历年的色谱试验数据未见异常。数据异常发生的时段介于2008年3月至2009年3月之间，也就是说故障是逐步缓慢发展到一定程度才产生突变的。我们判断故障产生的原因主要出在制造工艺上，概括为以下两点：1、套管内的金属铜管端部的菱角在高压引线穿引过程中容易刮损引线绝缘。2、高压引线稍短，以至安装后引线拉伸过紧。在长期的运行中，引线的白布带绝缘介质与瓷套管内铜管的菱角长期接触磨损并在电磁震动中产生逐步的机械磨损，最后导致引线金属层与套管内的金属管接触引起电流分流发热断股。
3 现场处理及反措
现场处理：将导线断裂处剪断，用钢丝刷去除氧化皮，使用?25*?18*100的紫铜圆冷挤压方法将导线压接成一体，然后采用干燥后的进口绝缘邹纹纸重新包扎绝缘，外包白纱布带半叠一层。处理后，测量绕组直阻符合要求。于2009年4月13日投入运行，至今运行正常。
反措：在进行主变套管安装前，认真检查穿缆引线绝缘是否良好，安装套管时一定要将引线拉直，确保引线锥度进入套管，完后再进行其他安装。
4总结
如果这起变压器内部故障没有在预试时被及时发现，任其发展下去，可能将B相套管引线烧断，并且在引线烧断的瞬间将产生强烈的电弧和气压，最终导致B相套管爆炸，甚至烧毁变压器，造成电网事故，后果极为严重。除此之外，事故过后原因的判定也会相当困难。由于我局严格按照了电力设备预防性试验规程的要求进行预试从而在第一时间内发现了设备缺陷，同时本着严谨的态度采取科学的分析方法和正确的处理措施从而有效地避免了一起设备重大事故，这充分体现了电力设备预防性试验工作对电网安全运行的重要性;但是从另一方面也引发了我们的一些思考：
这台主变的故障发展速度相对较缓慢，在年度预试周期内尚未酿成一起事故，这是值得庆幸的。由此看来，仅靠电力设备的预防性试验并不能及时发现此类故障，从而杜绝此类事故的发生。
目前，广东电网公司在积极推进状态检修，它的实施涉及诸多管理体制和技术问题。我们根据先进的状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，判断设备的异常，预知设备的故障，在故障发生前进行检修。但状态检修的核心内容在于对检测数据进行分析和应用，由于状态数据比较复杂，往往需要借助计算机软件才能完成，甚至需要专家系统进行分析，从目前现状来看，要全面开展此工作也不太实际。所以，状态检修不是我们唯一的检修方式，我们应根据设备的重要性、可控性和可维修性，需结合故障检修、定期检修、主动检修一起，形成综合的检修方式，确保电网安全。
参考文献：
[1]孙坚明.电力用油（气）[Z].西安：国家电力公司热工研究院，2000.
[2]Q/CSG1 0007—2004电力设备预防性试验规程 中国电力出版社，2004.
关键词：变压器;总烃超标;处理
1.110kV变电站#3主变故障情况
2010年3月12日，我局试验中心在对110kV某站三台主变进行年度预试时发现#3主变油总烃高达1309.0 ul/l，严重超标。通过对试验数据进行分析，我们初步判断#3主变存在过热故障，而且属于热点只影响到绝缘油的分解而不涉及固体绝缘的过热性故障。为进一步加强分析判断，试验中心对#3主变停电进行了电气试验检查。通过对线圈直流电阻测试结果分析，可以判断故障部位在该台主变B相绕组内。为找到准确的故障部位，检修专业对该台变压器进行了吊罩检查处理。吊罩检查发现：#3主变高压侧B相引线多股烧断。这和初步判断的故障类型和部位完全一致。
2.#3主变故障分析
2.1 故障经过
2009年3月12日，试验中心在对110kV某站三台主变油色谱项目进行预防性试验时发现：#3主变油总烃严重超标（注意值150?L/L），是前一年同期数值的17倍。间隔一天、间隔四天后分别进行了追踪试验，发觉总烃略有增长趋势。试验结果详见下表一。
表一：110kV#3主变绝缘油色谱试验报告 单位：?L/L
序号
试验日期
氢
甲烷
乙烷
乙烯
乙炔
一氧化碳
二氧化碳
总烃
1
2009.03.16
86
564.5
139.0
621.1
/
938
7427
1324.6
2
2009.03.13
85
562.0
136.2
615.2
/
994
7222
1313.4
3
2009.03.12
82
564.0
136.3
608.7
/
893
7303
1309.0
4
2008.03.14
5
43.0
10.6
23.1
/
1012
6687
76.7
5
2007.04.12
9
31.3
7.5
12.5
/
1030
7067
51.3
从以上试验数据可以看出，总烃的主要气体组成是甲烷和乙烯，占总烃的90%以上，属于典型的过热故障;由于乙烯占的比例较大，但尚未产生乙炔，所以热点的温度介于500—800℃之间;鉴于一氧化碳和二氧化碳并无明显的增长趋势，所以可以推断属于热点只影响到绝缘油的分解而不涉及固体绝缘的过热性故障。通过三比值法计算得编码组合为：0、2、2，这进一步印证了#3主变内部发生了高温过热故障，热点温度可能大于700℃。
2.2 故障分析
为进一步加强分析判断，3月19日试验中心对#3主变停电进行了电气试验检查，结果发现变高侧B相线圈直流电阻所有档位与其他两相相比，皆偏大且超过规程要求值，介于3.85%-4.82%之间（规程要求在2%以内）（试验结果详见下表二）。由此判断故障部位在主变B相绕组内。为找到故障部位，必须对该台主变进行吊罩检查处理。
表二、110kV#3主变变高侧线圈直流电阻测试报告
试验日期：2009.3.19 数据单位：mΩ
分接位置
A -- O
B – O
C -- O
相间差
1
385.7
401.4
386
4.01
2
376
391.5
376.7
4.06
3
366.8
382.1
367.2
4.11
4
357.5
372.9
357.9
4.25
5
348
363.6
348.7
4.41
6
338.9
354.3
348.7
4.41
7
329.5
345
330.2
4.63
8
320.2 335.8
321
4.79
9
309.8
324.6
309.6
4.77
10
320.1
335.8
320.7
4.82
11
329.4
345
330
4.66
12
338.8
354.3
339.9
4.50
13
348.3
363.8
348.8
4.38
14
357.9
373.1
358.1
4.19
15
367.2
382.3
367.5
4.06
16
376.5
391.8
376.8
4.00
17
386.6
401.7
387.3
3.85
2.3吊罩检查情况
4月13日，吊罩检查时发现：#3主变高压侧B相高压引线由线圈压板向上300毫米处95平方铜绞线有5股导线完全断裂并发黑，此处上下各30毫米处绝缘碳化。另外，对主变铁芯、绕组和分接开关进行全面检查，无异常。
从现场来看：B相高压引线用白布带包扎的根部与套管金属内壁菱角接触磨损，导致引线金属导体与套管金属内壁接触形成分流电流，接触处电阻较大导致局部严重发热，以至引线多股烧断。
该站#3主变已正常运行了10多年，历年的色谱试验数据未见异常。数据异常发生的时段介于2008年3月至2009年3月之间，也就是说故障是逐步缓慢发展到一定程度才产生突变的。我们判断故障产生的原因主要出在制造工艺上，概括为以下两点：1、套管内的金属铜管端部的菱角在高压引线穿引过程中容易刮损引线绝缘。2、高压引线稍短，以至安装后引线拉伸过紧。在长期的运行中，引线的白布带绝缘介质与瓷套管内铜管的菱角长期接触磨损并在电磁震动中产生逐步的机械磨损，最后导致引线金属层与套管内的金属管接触引起电流分流发热断股。
3 现场处理及反措
现场处理：将导线断裂处剪断，用钢丝刷去除氧化皮，使用?25*?18*100的紫铜圆冷挤压方法将导线压接成一体，然后采用干燥后的进口绝缘邹纹纸重新包扎绝缘，外包白纱布带半叠一层。处理后，测量绕组直阻符合要求。于2009年4月13日投入运行，至今运行正常。
反措：在进行主变套管安装前，认真检查穿缆引线绝缘是否良好，安装套管时一定要将引线拉直，确保引线锥度进入套管，完后再进行其他安装。
4总结
如果这起变压器内部故障没有在预试时被及时发现，任其发展下去，可能将B相套管引线烧断，并且在引线烧断的瞬间将产生强烈的电弧和气压，最终导致B相套管爆炸，甚至烧毁变压器，造成电网事故，后果极为严重。除此之外，事故过后原因的判定也会相当困难。由于我局严格按照了电力设备预防性试验规程的要求进行预试从而在第一时间内发现了设备缺陷，同时本着严谨的态度采取科学的分析方法和正确的处理措施从而有效地避免了一起设备重大事故，这充分体现了电力设备预防性试验工作对电网安全运行的重要性;但是从另一方面也引发了我们的一些思考：
这台主变的故障发展速度相对较缓慢，在年度预试周期内尚未酿成一起事故，这是值得庆幸的。由此看来，仅靠电力设备的预防性试验并不能及时发现此类故障，从而杜绝此类事故的发生。
目前，广东电网公司在积极推进状态检修，它的实施涉及诸多管理体制和技术问题。我们根据先进的状态监测和诊断技术提供的设备状态信息，判断设备的异常，预知设备的故障，在故障发生前进行检修。但状态检修的核心内容在于对检测数据进行分析和应用，由于状态数据比较复杂，往往需要借助计算机软件才能完成，甚至需要专家系统进行分析，从目前现状来看，要全面开展此工作也不太实际。所以，状态检修不是我们唯一的检修方式，我们应根据设备的重要性、可控性和可维修性，需结合故障检修、定期检修、主动检修一起，形成综合的检修方式，确保电网安全。
参考文献：
[1]孙坚明.电力用油（气）[Z].西安：国家电力公司热工研究院，2000.
[2]Q/CSG1 0007—2004电力设备预防性试验规程 中国电力出版社，2004.