变压器总烃超标故障分析和处理

摘 要 变压器绝缘油中各类气体的含量能反映充油变压器的工况。定期对变压器油进行色谱分析，是提早发现变压器运行隐患的重要检测手段。本文描述了浙江浙能镇海发电有限责任公司220kV#3主变油样色谱总烃超标故障分析、检查和处理的全过程。该故障的分析处理对同类故障判断有指导意义。

关键词 变压器;总烃超标;三比值法;色谱分析

中图分类号：TM855 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0125-02

浙江浙能镇海发电有限责任公司220 kV#3主变为户外三相五柱双绕组强迫导向油循环风冷无载调压变压器，型号为SFPB-240000/220，额定电压为242/15.75 kV，额定容量为260MVA，由保定天威变压器厂于1985年3月出厂，12月投产，2003年配合机组进行增容改造。

2011年3月进行变压器油定期色谱分析时发现总烃超过注意值，随即增加油色谱分析频率收集数据进行追踪分析，采用三比值法初步判断变压器内部故障性质和类型，同时采取相应的措施进一步确认故障点。

1 事件经过

#3主变2011年3月28日例行油色谱试验数据异常，总烃值达792.7 uL/L，总烃严重超标。由于系统用电负荷缺口较大，且总烃值日产气速率未剧烈增加，故先在运行中进行故障分析和查找。

1）初步检查。

为了更好地分析变压器的故障原因，缩小故障原因的范围，决定先收集总烃含量与主变运行情况的相关数据，包括变压器温度和变压器负荷等。

①对变压器本体、高压侧套管，高压侧升高座及潜油泵等处进行红外成像检测，未发现明显异常过热点。

②调节机组无功功率，观察变压器负荷其对总烃影响，未发现明显关联。

③切换各组主变冷却风扇，观察潜油泵对总烃影响，未发现明显关联。

④用钳形电流表测量主变铁芯接地电流，未发现异常增大。

从上面相关检查可以看出，总烃与变压器运行情况无明显关联。故决定进一步缩短变压器油色谱跟踪周期，排除取样和试验影响因素，若发现乙炔存在增长趋势，立刻停机检查。

2）数据收集分析。

色谱分析数据及特征气体趋势图如表1及图1所示。

图1 #3主变油色谱分析特征气体趋势图

经过一个月的色谱分析跟踪，总烃经过一段时间的稳定后迅速上升，在4月27日总烃最高值达1281.6 uL/L。

应用三比值法编码规则，分析收集数据发现C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6三比值编码为022，参考《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，三比值编码O22表示变压器内部已经存在高于700℃高温过热故障。变压器内部可能存在分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁心多点接地等故障。

为彻底排除安全隐患，确保主设备的长期安全运行，专业组讨论决定利用机组调停机会对变压器进行吊罩检查。

3）吊罩检查。

5月4日#3机组停机，#3主变改检修后，检查高、低压侧三相绕组直流电阻，均满足规程要求。

5月5日吊出变压器钟罩，检修人员仔细检查后发现高压侧A相穿缆引线在进入套管10 cm处白纱带已完全碳化脱落，引线烧断3股，且上面留有烧焦的黑迹和积碳。如图2所示。

同时发现低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓用手能拨动。拧出螺栓后，发现螺纹及结合面伴有发热发黑痕迹。

图2 主变A相引线故障处

2 原因分析和处理

1）原因分析。

烧损的高压侧A相穿缆引线在安装后与套管内铜管壁轻微接触，经过长期运行的振动磨擦，使原来引线外包的白纱带磨破，引线导体与铜管接触，造成了等电位分流和环流。因其接触电阻较大，所以产生高温过热，致使引线烧伤，是总烃严重超标的主要原因。

低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓松动原因系其铁夹件的螺孔螺纹滑牙，导致磁路受阻，形成热点。磁路故障是此次总烃超标的次要原因。

2）故障处理。

烧损高压侧A相穿缆引线用铜短接压接后重新连上，再对全部高压侧的穿缆引线外包两层绝缘，进一步防止绝缘层磨损。

低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓取出后，用丝锥进行螺纹修复，重新固定，同时对铁芯上的所有螺丝都进行了紧固检查。

同时检查出C相线圈围屏下面两面三道收紧带有松动现象，进行重新松紧绑扎处理。

变压器油做真空滤油处理，启动前做变压器油色谱分析。滤油后色谱分析报告显示总烃含量下降至正常值。

按照DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》中相关要求做变压器绕组直流电阻、绝缘电阻、介损、泄漏电流、以及铁芯对地绝缘电阻测量工作。预防性试验结果符合规程要求。

启动后继续对油色谱进行跟踪分析，并根据数据适当调整分析频率。

3）后续处理及防范措施。

由于工期紧张，在主变吊罩检修中，只对引线烧断部分进行重新压接处理。经过一段时间的运行情况监测和油色谱分析，该主变运行情况良好，总烃值稳定，说明过热点已基本消除。

在2012年9月#3机组大修中，#3主变进行了后续的全面处理，检修工作如下：

①主变吊罩大修，预防性试验。

②变压器油进行滤油处理。

③更换高、低压侧套管（原均为穿缆式），更换后高压套管为导杆式油纸电容式变压器套管，低压套管为导杆式纯瓷套管。

④更换该主变受损的A相引线，调整高压侧三相引线长度和固定位置，改进软联接。

同时公司规定变压器日常巡检和油色谱分析应严格按要求进行，发现异常应采取有效措施。如缩短油色谱分析周期，结合运行情况和有关数据等分析故障性质和故障发展趋势，从而及时调整处理方案。

3 结束语

检修处理后，经过一段时间的运行情况监测和油样色谱分析结果显示，该主变运行情况良好，各类气体含量持续稳定，证明原有故障确已消除。本次故障诊断和处理情况可以总结一些经验，为分析和处理类似故障提供借鉴。

1）变压器故障诊断是一个复杂而又系统的过程，不能以某一项单一的试验数据为判据断定故障。如绕组直流电阻测试本应是检查绕组接触情况有效的方法，但本次虽然与接触不良有一定关系，而测试结果满足要求，很难判断故障的存在。因此，要从多方面分析故障。

2）主变油色谱分析数据确实能有效、可靠、准确地反映出主变内部故障，故变压器常规巡检和油样色谱分析应严格按要求进行，如发现异常必须予以重视，并采取有效的措施。如缩短有关试验周期，结合运行情况和有关数据等总结故障规律。

3）利用特征气体的“三比值法”能快速、有效地初步判断变压器内部故障的性质，从而为采取防范措施、制定检修计划提供依据。色谱数据的正确分析对快速定位故障，缩短检修期有很大的帮助。相对的，前期故障较轻微时，负荷调整、油路切换等试验因为有诸多不确定因素，故效果未必明显，可作为故障辅助判断。

4）在吊罩检查过程中务必仔细观察，对异常现象要进行分析论证，排查可能存在的隐患，及时发现和处理故障。变压器内部故障未必只有单一故障点，如本次吊罩检查发现两个故障点。其他类似的变压器内部过热故障往往也可能存在多个故障点共存的情况，切不可发现一个之后便草草了事，一定要全面细致地检查。尤其加强对穿缆引线与套管内壁是否接触的检查。

参考文献

[1]DL/T7252-2001.变压器油中溶解气体分析和判断导则.

[2]石传光.一起220 kV变压器油总烃超标的故障诊断与处理.广东粤华发电有限责任公司，2009.

作者简介

吴梦可（1968-），男，浙江宁波，工程师，从事发电厂检修管理工作。endprint

摘 要 变压器绝缘油中各类气体的含量能反映充油变压器的工况。定期对变压器油进行色谱分析，是提早发现变压器运行隐患的重要检测手段。本文描述了浙江浙能镇海发电有限责任公司220kV#3主变油样色谱总烃超标故障分析、检查和处理的全过程。该故障的分析处理对同类故障判断有指导意义。

关键词 变压器;总烃超标;三比值法;色谱分析

中图分类号：TM855 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0125-02

浙江浙能镇海发电有限责任公司220 kV#3主变为户外三相五柱双绕组强迫导向油循环风冷无载调压变压器，型号为SFPB-240000/220，额定电压为242/15.75 kV，额定容量为260MVA，由保定天威变压器厂于1985年3月出厂，12月投产，2003年配合机组进行增容改造。

2011年3月进行变压器油定期色谱分析时发现总烃超过注意值，随即增加油色谱分析频率收集数据进行追踪分析，采用三比值法初步判断变压器内部故障性质和类型，同时采取相应的措施进一步确认故障点。

1 事件经过

#3主变2011年3月28日例行油色谱试验数据异常，总烃值达792.7 uL/L，总烃严重超标。由于系统用电负荷缺口较大，且总烃值日产气速率未剧烈增加，故先在运行中进行故障分析和查找。

1）初步检查。

为了更好地分析变压器的故障原因，缩小故障原因的范围，决定先收集总烃含量与主变运行情况的相关数据，包括变压器温度和变压器负荷等。

①对变压器本体、高压侧套管，高压侧升高座及潜油泵等处进行红外成像检测，未发现明显异常过热点。

②调节机组无功功率，观察变压器负荷其对总烃影响，未发现明显关联。

③切换各组主变冷却风扇，观察潜油泵对总烃影响，未发现明显关联。

④用钳形电流表测量主变铁芯接地电流，未发现异常增大。

从上面相关检查可以看出，总烃与变压器运行情况无明显关联。故决定进一步缩短变压器油色谱跟踪周期，排除取样和试验影响因素，若发现乙炔存在增长趋势，立刻停机检查。

2）数据收集分析。

色谱分析数据及特征气体趋势图如表1及图1所示。

图1 #3主变油色谱分析特征气体趋势图

经过一个月的色谱分析跟踪，总烃经过一段时间的稳定后迅速上升，在4月27日总烃最高值达1281.6 uL/L。

应用三比值法编码规则，分析收集数据发现C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6三比值编码为022，参考《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，三比值编码O22表示变压器内部已经存在高于700℃高温过热故障。变压器内部可能存在分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁心多点接地等故障。

为彻底排除安全隐患，确保主设备的长期安全运行，专业组讨论决定利用机组调停机会对变压器进行吊罩检查。

3）吊罩检查。

5月4日#3机组停机，#3主变改检修后，检查高、低压侧三相绕组直流电阻，均满足规程要求。

5月5日吊出变压器钟罩，检修人员仔细检查后发现高压侧A相穿缆引线在进入套管10 cm处白纱带已完全碳化脱落，引线烧断3股，且上面留有烧焦的黑迹和积碳。如图2所示。

同时发现低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓用手能拨动。拧出螺栓后，发现螺纹及结合面伴有发热发黑痕迹。

图2 主变A相引线故障处

2 原因分析和处理

1）原因分析。

烧损的高压侧A相穿缆引线在安装后与套管内铜管壁轻微接触，经过长期运行的振动磨擦，使原来引线外包的白纱带磨破，引线导体与铜管接触，造成了等电位分流和环流。因其接触电阻较大，所以产生高温过热，致使引线烧伤，是总烃严重超标的主要原因。

低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓松动原因系其铁夹件的螺孔螺纹滑牙，导致磁路受阻，形成热点。磁路故障是此次总烃超标的次要原因。

2）故障处理。

烧损高压侧A相穿缆引线用铜短接压接后重新连上，再对全部高压侧的穿缆引线外包两层绝缘，进一步防止绝缘层磨损。

低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓取出后，用丝锥进行螺纹修复，重新固定，同时对铁芯上的所有螺丝都进行了紧固检查。

同时检查出C相线圈围屏下面两面三道收紧带有松动现象，进行重新松紧绑扎处理。

变压器油做真空滤油处理，启动前做变压器油色谱分析。滤油后色谱分析报告显示总烃含量下降至正常值。

按照DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》中相关要求做变压器绕组直流电阻、绝缘电阻、介损、泄漏电流、以及铁芯对地绝缘电阻测量工作。预防性试验结果符合规程要求。

启动后继续对油色谱进行跟踪分析，并根据数据适当调整分析频率。

3）后续处理及防范措施。

由于工期紧张，在主变吊罩检修中，只对引线烧断部分进行重新压接处理。经过一段时间的运行情况监测和油色谱分析，该主变运行情况良好，总烃值稳定，说明过热点已基本消除。

在2012年9月#3机组大修中，#3主变进行了后续的全面处理，检修工作如下：

①主变吊罩大修，预防性试验。

②变压器油进行滤油处理。

③更换高、低压侧套管（原均为穿缆式），更换后高压套管为导杆式油纸电容式变压器套管，低压套管为导杆式纯瓷套管。

④更换该主变受损的A相引线，调整高压侧三相引线长度和固定位置，改进软联接。

同时公司规定变压器日常巡检和油色谱分析应严格按要求进行，发现异常应采取有效措施。如缩短油色谱分析周期，结合运行情况和有关数据等分析故障性质和故障发展趋势，从而及时调整处理方案。

3 结束语

检修处理后，经过一段时间的运行情况监测和油样色谱分析结果显示，该主变运行情况良好，各类气体含量持续稳定，证明原有故障确已消除。本次故障诊断和处理情况可以总结一些经验，为分析和处理类似故障提供借鉴。

1）变压器故障诊断是一个复杂而又系统的过程，不能以某一项单一的试验数据为判据断定故障。如绕组直流电阻测试本应是检查绕组接触情况有效的方法，但本次虽然与接触不良有一定关系，而测试结果满足要求，很难判断故障的存在。因此，要从多方面分析故障。

2）主变油色谱分析数据确实能有效、可靠、准确地反映出主变内部故障，故变压器常规巡检和油样色谱分析应严格按要求进行，如发现异常必须予以重视，并采取有效的措施。如缩短有关试验周期，结合运行情况和有关数据等总结故障规律。

3）利用特征气体的“三比值法”能快速、有效地初步判断变压器内部故障的性质，从而为采取防范措施、制定检修计划提供依据。色谱数据的正确分析对快速定位故障，缩短检修期有很大的帮助。相对的，前期故障较轻微时，负荷调整、油路切换等试验因为有诸多不确定因素，故效果未必明显，可作为故障辅助判断。

4）在吊罩检查过程中务必仔细观察，对异常现象要进行分析论证，排查可能存在的隐患，及时发现和处理故障。变压器内部故障未必只有单一故障点，如本次吊罩检查发现两个故障点。其他类似的变压器内部过热故障往往也可能存在多个故障点共存的情况，切不可发现一个之后便草草了事，一定要全面细致地检查。尤其加强对穿缆引线与套管内壁是否接触的检查。

参考文献

[1]DL/T7252-2001.变压器油中溶解气体分析和判断导则.

[2]石传光.一起220 kV变压器油总烃超标的故障诊断与处理.广东粤华发电有限责任公司，2009.

作者简介

吴梦可（1968-），男，浙江宁波，工程师，从事发电厂检修管理工作。endprint

摘 要 变压器绝缘油中各类气体的含量能反映充油变压器的工况。定期对变压器油进行色谱分析，是提早发现变压器运行隐患的重要检测手段。本文描述了浙江浙能镇海发电有限责任公司220kV#3主变油样色谱总烃超标故障分析、检查和处理的全过程。该故障的分析处理对同类故障判断有指导意义。

关键词 变压器;总烃超标;三比值法;色谱分析

中图分类号：TM855 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）22-0125-02

浙江浙能镇海发电有限责任公司220 kV#3主变为户外三相五柱双绕组强迫导向油循环风冷无载调压变压器，型号为SFPB-240000/220，额定电压为242/15.75 kV，额定容量为260MVA，由保定天威变压器厂于1985年3月出厂，12月投产，2003年配合机组进行增容改造。

2011年3月进行变压器油定期色谱分析时发现总烃超过注意值，随即增加油色谱分析频率收集数据进行追踪分析，采用三比值法初步判断变压器内部故障性质和类型，同时采取相应的措施进一步确认故障点。

1 事件经过

#3主变2011年3月28日例行油色谱试验数据异常，总烃值达792.7 uL/L，总烃严重超标。由于系统用电负荷缺口较大，且总烃值日产气速率未剧烈增加，故先在运行中进行故障分析和查找。

1）初步检查。

为了更好地分析变压器的故障原因，缩小故障原因的范围，决定先收集总烃含量与主变运行情况的相关数据，包括变压器温度和变压器负荷等。

①对变压器本体、高压侧套管，高压侧升高座及潜油泵等处进行红外成像检测，未发现明显异常过热点。

②调节机组无功功率，观察变压器负荷其对总烃影响，未发现明显关联。

③切换各组主变冷却风扇，观察潜油泵对总烃影响，未发现明显关联。

④用钳形电流表测量主变铁芯接地电流，未发现异常增大。

从上面相关检查可以看出，总烃与变压器运行情况无明显关联。故决定进一步缩短变压器油色谱跟踪周期，排除取样和试验影响因素，若发现乙炔存在增长趋势，立刻停机检查。

2）数据收集分析。

色谱分析数据及特征气体趋势图如表1及图1所示。

图1 #3主变油色谱分析特征气体趋势图

经过一个月的色谱分析跟踪，总烃经过一段时间的稳定后迅速上升，在4月27日总烃最高值达1281.6 uL/L。

应用三比值法编码规则，分析收集数据发现C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6三比值编码为022，参考《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，三比值编码O22表示变压器内部已经存在高于700℃高温过热故障。变压器内部可能存在分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁心多点接地等故障。

为彻底排除安全隐患，确保主设备的长期安全运行，专业组讨论决定利用机组调停机会对变压器进行吊罩检查。

3）吊罩检查。

5月4日#3机组停机，#3主变改检修后，检查高、低压侧三相绕组直流电阻，均满足规程要求。

5月5日吊出变压器钟罩，检修人员仔细检查后发现高压侧A相穿缆引线在进入套管10 cm处白纱带已完全碳化脱落，引线烧断3股，且上面留有烧焦的黑迹和积碳。如图2所示。

同时发现低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓用手能拨动。拧出螺栓后，发现螺纹及结合面伴有发热发黑痕迹。

图2 主变A相引线故障处

2 原因分析和处理

1）原因分析。

烧损的高压侧A相穿缆引线在安装后与套管内铜管壁轻微接触，经过长期运行的振动磨擦，使原来引线外包的白纱带磨破，引线导体与铜管接触，造成了等电位分流和环流。因其接触电阻较大，所以产生高温过热，致使引线烧伤，是总烃严重超标的主要原因。

低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓松动原因系其铁夹件的螺孔螺纹滑牙，导致磁路受阻，形成热点。磁路故障是此次总烃超标的次要原因。

2）故障处理。

烧损高压侧A相穿缆引线用铜短接压接后重新连上，再对全部高压侧的穿缆引线外包两层绝缘，进一步防止绝缘层磨损。

低压侧B相线圈的压钉螺栓的支持架与铁芯夹件的固定螺栓取出后，用丝锥进行螺纹修复，重新固定，同时对铁芯上的所有螺丝都进行了紧固检查。

同时检查出C相线圈围屏下面两面三道收紧带有松动现象，进行重新松紧绑扎处理。

变压器油做真空滤油处理，启动前做变压器油色谱分析。滤油后色谱分析报告显示总烃含量下降至正常值。

按照DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》中相关要求做变压器绕组直流电阻、绝缘电阻、介损、泄漏电流、以及铁芯对地绝缘电阻测量工作。预防性试验结果符合规程要求。

启动后继续对油色谱进行跟踪分析，并根据数据适当调整分析频率。

3）后续处理及防范措施。

由于工期紧张，在主变吊罩检修中，只对引线烧断部分进行重新压接处理。经过一段时间的运行情况监测和油色谱分析，该主变运行情况良好，总烃值稳定，说明过热点已基本消除。

在2012年9月#3机组大修中，#3主变进行了后续的全面处理，检修工作如下：

①主变吊罩大修，预防性试验。

②变压器油进行滤油处理。

③更换高、低压侧套管（原均为穿缆式），更换后高压套管为导杆式油纸电容式变压器套管，低压套管为导杆式纯瓷套管。

④更换该主变受损的A相引线，调整高压侧三相引线长度和固定位置，改进软联接。

同时公司规定变压器日常巡检和油色谱分析应严格按要求进行，发现异常应采取有效措施。如缩短油色谱分析周期，结合运行情况和有关数据等分析故障性质和故障发展趋势，从而及时调整处理方案。

3 结束语

检修处理后，经过一段时间的运行情况监测和油样色谱分析结果显示，该主变运行情况良好，各类气体含量持续稳定，证明原有故障确已消除。本次故障诊断和处理情况可以总结一些经验，为分析和处理类似故障提供借鉴。

1）变压器故障诊断是一个复杂而又系统的过程，不能以某一项单一的试验数据为判据断定故障。如绕组直流电阻测试本应是检查绕组接触情况有效的方法，但本次虽然与接触不良有一定关系，而测试结果满足要求，很难判断故障的存在。因此，要从多方面分析故障。

2）主变油色谱分析数据确实能有效、可靠、准确地反映出主变内部故障，故变压器常规巡检和油样色谱分析应严格按要求进行，如发现异常必须予以重视，并采取有效的措施。如缩短有关试验周期，结合运行情况和有关数据等总结故障规律。

3）利用特征气体的“三比值法”能快速、有效地初步判断变压器内部故障的性质，从而为采取防范措施、制定检修计划提供依据。色谱数据的正确分析对快速定位故障，缩短检修期有很大的帮助。相对的，前期故障较轻微时，负荷调整、油路切换等试验因为有诸多不确定因素，故效果未必明显，可作为故障辅助判断。

4）在吊罩检查过程中务必仔细观察，对异常现象要进行分析论证，排查可能存在的隐患，及时发现和处理故障。变压器内部故障未必只有单一故障点，如本次吊罩检查发现两个故障点。其他类似的变压器内部过热故障往往也可能存在多个故障点共存的情况，切不可发现一个之后便草草了事，一定要全面细致地检查。尤其加强对穿缆引线与套管内壁是否接触的检查。

参考文献

[1]DL/T7252-2001.变压器油中溶解气体分析和判断导则.

[2]石传光.一起220 kV变压器油总烃超标的故障诊断与处理.广东粤华发电有限责任公司，2009.

作者简介

吴梦可（1968-），男，浙江宁波，工程师，从事发电厂检修管理工作。endprint