1引言

  变压器油是油浸式变压器的主要绝缘，它除了 起绝缘和冷却作用外，还是变压器内部缺陷信息的 载体，对变压器油中溶解气体的色谱分析可以发现 变压器的潜伏性故障。局部过热和局部放电会引起 变压器油和固体绝缘的裂解，从而产生气体。产生的 气体量随着故障点能量密度值的增加而增加，当油 中特征气体含量超出规定的注意值时，应进行追踪 分析，采用特征气体判断法可初步确定故障的性质 和类型。

2故障实例

  横 门发 电厂 2号 主变型号为 SFP8一l5删 220，1997年 l2月投入运行，油重 25．8t。该变压器 于2004年吊罩大修，变压器 自投运以来运行状况良 好，在变压器周期电气预防性试验及油样气相色谱 分析等试验中各项指标均合格。
  2．1 故障发现过程 2007年 3月 20日取油样进行色谱分析时发现 各种烃类都有较大的增长率，总烃含量为 3l4 L／L， 超出了GB厂r7252—20ol《变压器油中溶解气体分析 和判断导则》规定运行中变压器总烃含量不得超过 150 的标准，并出现少量的C Hz，为此缩短周期 进行跟踪采样试验，具体数据如表 1所示。对表 1中 的数据采用 IEC三比值法判断故障，编码如表 2所 示。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大于 700℃高温的热故障，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。 为了更好地分析变压器的故障原因，缩小故障 原因的范围，收集了有关主变运行情况数据，包括系 统电压和负载率等，但都未能从中找出故障的规律 与主变运行情况相关。此外，试验人员对该主变做了 红外热谱成像试验，发现了该主变 220kV侧 B相套 管将军帽上导电杆位置有温度异常(A相、B相只有 36℃左右，B相有 72℃)，初步判断该处存在缺陷，排 除了变压器导电部分对外壳放电以及外壳磁涡流造 成油色谱异常的可能。  2．2 吊罩检查及故障诊断 2007年 5月 17日，利用 2号机组停运小修的 机会对主变检查处理，在修前的高压电气试验中发 现高、低压绕组直流电阻均合格(如表 3所示)，在其 他项目的电气试验中，试验结果都正常。然而，在吊 罩前拆套管时，发现B相套管顶部穿缆式套管引线 鼻子连接处的内外螺纹已崩裂，如图 1所示。但是由 于该处为油面之上，而且接触电阻偏大，因此，目前 的试验结果并不能确定此连接件的故障是引起色谱 分析数据超标的根源。经吊罩检查，发现 B相高压 绕组引出线与套管引线接头处的绝缘包裹材料已出 现严重变黑炭化的现象，该连接件有烧熔灼伤点，再检查套管导杆下部内壁，同样发现有灼伤点。从这些 情况分析，可以判断故障的根源。 
  2．3 故障原因分析和处理措施 由于 B相套管顶部穿缆式引线鼻子连接处有 松动，造成接触电阻增大，在大电流通过时产生过热 并导致接触面氧化，造成恶性循环，从而增大了接触 电阻。导电杆与导线之间有电位差，并且该引线过 长，在装配过程中与套管导电杆内壁距离过近或有 接触，因而引线与套管导电杆内壁间产生放电现象。 为此，在本次处理过程中，检修人员对该引线的绝缘 材料进行更换包裹，更换套管顶部连接件，并由变压器厂家焊工对该连接件与引线处进行焊接和相关工 艺的处理。

3结束语

  经过吊罩处理后，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， 各类气体含量稳定，证明原有故障已消除。从本次故 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。 (2)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重要关系，而测试 结果并不严重，很难判断故障的存在。因此，要从多 方面分析故障。 (3)在吊罩检查过程中应仔细观察，对异常现象 要进行分析论证，排查故障点，及时发现和处理故 障，确保电力系统的安全运行。