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摘要：通过对某台220kV主变压器总烃严重超标的问题进行解体分析，发现该台主变低压侧绕组S弯处的绝缘包扎不可靠，绝缘强度不满足要求。需要在设备制造过程中加强产品质量的把关，提升监造质量。
关键词：主变总烃严重超标、解体检查、绝缘包扎、绝缘强度、产品质量把关
0 引言
某220kV主变压器在运行阶段，油气试验发现其总烃严重超标，针对该现象进行现场检查、解体分析、原因分析，并列出事故防范措施。
1 故障检查
1.1故障基本情况
某220kV主变压器在例行检修中，高压试验正常，但油气试验发现总烃严重超标为540μl/L（标准为150μl/L）。针对该主变进行现场大修，在#1主变负荷超过120MVA后，总烃又很快上升，在某日总烃升至900μl/L。随后，设备返厂检修。
1.2故障现场检查
将该变压器自投运以来20多次油中溶解气体分析数据摘录于表1，分析表中故障气体含量变化情况，可得出如下结论：
故障气体主要是乙炔、甲烷和乙烷，其三比值法编码C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6分别为0、2、2,说明变压器内部存在大于700℃的过热性故障；应用日本的“电协研法”判断，处于高温过热性故障区；再结合色谱分析，属于过热I区。另外无论是油中溶解故障气体值，还是总烃的产气速率，都大大超过其注意值。因此，可以肯定变压器存在过热性故障。
分析变压器投运后的每次色谱数据可见，故障气体在缓慢增长，这种故障是内部固有存在的缺陷引起，可能是材料不良或是制造过程造成的缺陷。
变压器的过热性故障与所带的负荷大小有关，从表中色谱分析数据可见，变压器负荷大于110MVA时，故障气体增长较快，当负荷降到110MVA以下时，油中故障气体无大变化。从这种现象可以判定，这种过热性故障是漏磁通引起的，与主磁通无关，即变压器铁心不存在故障。
通过潜油泵轮换运行时，油中故障气体含量没有变化，可以排除过热性故障由于潜油泵故障引起的可能。
表1油中溶解气体含量测试值列表
1.3故障解体检查
在制造厂解体发现C相低压线圈内侧有两个“S”弯换位处绝缘已炭化，导线烧损。其一从线圈底部往上数第4转（共三层）“S”弯处的中层2根导线绝缘纸烧焦并露铜导通，下层4根导线绝缘纸烧焦，其中最内1根导线露铜导通。另一处是从底部往上数第12转“S”弯处的上层4根导线绝缘纸烧焦，其中由内向外3根导线露铜导通，中层3根导线绝缘纸烧焦。上述两处“S”弯处导线的绝缘烧损，导线露铜，并联导线间短路，且周围垫块均有不同程度的烧焦痕迹。此外，C相低压铁心纸筒下沿附有炭化物。a、b相低压线圈及其他线圈未发现异常。
2 故障（事故）原因分析
从解体检查证实，C相低压绕组有两个“S”弯处故障，分析认为导线“S”弯处绝缘在制造过程和运行中容易因各种因素导致破损，因此各制造厂均在此处采取加强绝缘的措施。该变压器厂虽然已经意识到，也在“S”弯处加包了绝缘纸，但强度不够。另外，绕组在绕制或套装过程中，个别“S”弯处换位导线外包绝缘可能受到损伤，此缺陷在运行中逐渐恶化、扩大，最终导致并绕导线线间短路，环流引起过热，导致绝缘油裂解，而出现故障气体，这与油中故障气体随着负荷的增加而增长的现象是相吻合的。
3.防范措施意见和建议
1）新投运变压器在带满负荷3天后，宜安排油色谱测试。当发现色谱有异常时，应安排有关电气试验，同时进行各种运行方式下的色谱跟踪分析，以确诊故障部位和原因，以便采取针对性措施。
2）变压器监造阶段，监造人员应检查“S”弯处的绝缘包扎情况，换位处应用硬纸板包扎（或放置硬纸槽），若发现仅用绝缘纸加包绝缘的情况，应及时与制造厂协商改进，确保导线“S”弯处的绝缘强度。
3）凡是变压器油中溶解气体在空载或轻载下无大变化，而随着负载增大故障气体就不断增加时，应引起高度重视，认真分析故障原因，若不能及时处理时，应控制运行负荷，防止故障的扩大。
4.小结
通过变压器油气试验，提前发现了变压器内部存在的较大绝缘类缺陷，积极避免了变压器绕组间可能的绝缘类短路缺陷，从解体检查证实，该变压器其中一相低压绕组有两个“S”弯处故障，分析认为导线“S”弯处绝缘在制造过程和运行中容易因各种因素导致破损，因此需加强设备制造过程中的质量监督，控制不合格产品入网。
论文作者:胡晓骏
论文发表刊物:《电力设备》2017年第24期
论文发表时间:2017/12/13
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