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摘要：本文中作者针对一台500kV主变，通过油气分析，发现其油样中乙炔在两个月内出现急剧增加的趋势，并在进一步详细检查中，及时发现了严重放电击穿缺陷，从而避免了有可能发生的更为重大的事故损失。在此基础上，将相关检查结果与故障机理分析相结合，揭示出该大型主变在制造工艺、材料质量、安装工艺等方面存在的重大缺失，并提出了相关建议。
关键词：变压器;乙炔;超标;分析;处理
引言
近年来，因套管故障导致变压器停电的事故频发，部分事故甚至导致变压器本体受损。变压器套管是将变压器绕组的高压线引至油箱外部的出线装置，其主绝缘承受主设备的全电压，载流导体承受主设备的全电流。550kV及以上变压器高压侧套管通常是油纸电容型，由接线端子、储油柜、上瓷套、下瓷套、电容芯子、导电杆、绝缘油、法兰、接地套管、电压抽头和均压球等组成。变压器套管属于电容型绝缘结构，通过对其电气特征参量和非电气特征参量的监测，可发现处在早期发展阶段的缺陷。其中介质损耗因数能够反映套管内部绝缘材料受潮或劣化、绝缘脏污，介损与电压关系曲线亦可反映内部是否发生放电，套管电容量的变化量能够反映和判断内部电容屏的击穿数量。介损-电压关系曲线出现异常的原因是多方面的，包括油污染、受潮、放电等，只要是随着电压增高，引起有功损耗异常增加的情况，介损-电压关系曲线都会有所反应。
1问题概述
2020年01月18日，某500kV变电站维护人员在进行电流互感器预防性试验时，发现该电流互感器绝缘油中乙炔含量达到1.62μL/L，超过《电力设备预防性试验规程》（DL/T596—1996）及《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T722—2014）中关于500kV电流互感器油中溶解气体色谱分析乙炔含量低于1μL/L的标准。测量该电流互感器介损值及电容、油位、油温发现与其他基本一致，继续观察运行。该电流互感器为2015年生产的型号为LVB-500的倒立式电流互感器，额定电压为550kV。
2缺陷检查情况
首先，进行了变压器直流电阻、绝缘电阻试验、主变压器电容量和介质损耗试验、变压器直流泄漏电流试验、电压比试验项目、短路阻抗试验、绕组频率响应分析试验、局部放电试验，初步判断在中压侧均压球附近可能存在放电点。
除此之外，对套管油样检测的结果表明：色谱数据显示存在乙炔。与此同时，油气分析统计数据亦表明：在从2018年12月初至2019年2月末这段时间内，油样中乙炔含量呈现急剧升高的态势。基于上述情况，决定对该500kV变压器内部实施进一步检查。
3原因分析
通过对500kV主变压器空载、负载运行工况下的跟踪、检测，油中乙炔产生的原因分析如下：
（1）变压器带负荷运行第1天油色谱出现油中乙炔含量为1.25μL/L，变压器转为空载监测时，未发现油中乙炔增加的趋势，随着变压器继续带负荷运行，油中乙炔含量为2.8μL/L，有所增长，根据三比值法初步判断为裸金属高温过热低能量放电。
（2）由于变压器运行前通过长时间局部放电试验，局放量均合格，空载运行时油中乙炔含量也未见增长，可以排除电位悬浮即电弧放电;油色谱报告中一氧化碳、二氧化碳数据基本平稳也可以排除主绝缘过热放电。
（3）油色谱报告中氢气、甲烷、乙烯在总烃中占有较大比率，并且在变压器负荷状态下变化量较大，油中乙炔的生成一般也是因为油温过热（800℃～1200℃），说明故障点存在与金属连接部位因接触不良造成的过热。
4缺陷的现场处理
4.1进入人孔检查情况
3月11日10时15分打开人孔进入内部检查，发现其中压220kVB相套管下部均压球松动。该均压球由三颗螺栓固定在端部。其后，检查其他套管均压球均无松动异常情况。对主变无励磁开关、高压侧套管均压球、器身、引线等部位进行检查，亦未见异常。对器身上所有紧固件全部重新进行检查、紧固后，该主变于3月11日16时30分密封人孔。
随后，该主变经抽真空、热油循环、静止、常规试验合格后，于2019年3月28日，再次开展长时感应带局部放电测量试验，在对B相进行试验，低压绕组加压至10kV（0.3倍额定电压），B相仍有600pC～700pC放电的信号，在本体底部取油进行油色谱检测，乙炔含量达到14μL/L，证明内部缺陷放电明显。于3月31日，开展了长时感应耐压带局部放电、超声、超高频测试试验，仍然确认B相存在较为明显的放电信号。又于4月1日，在本体底部取油进行油色谱检测，乙炔含量达到100μL/L，證明内部放电缺陷在不断加剧，但变压器油的耐压值检测结果显示其耐压值并未呈现明显的下降趋势，遂决定停止试验，准备吊罩检查。
4.2变压器内部处理
通过对变压器油中乙炔产生的原因分析，制定了详细合理的处理方法：
（1）对变压器本体进行排油，共计排油60m3，同时开展滤油工作，并对变压器本体充入合格干燥空气（露点>-50℃），做好密闭空间作业氧气含量的测量及防护服的穿戴。
（2）检查铁芯接地引线部位、高低压侧引线部位、分接开关部位、线圈及围屏等部位，均未发现发热痕迹。
（3）检查变压器B相低压侧套管与本体软引线接头有轻微的发热痕迹，拆除检查并确认。
5返厂解体检查
现场将套管从变压器本体吊离，对穿缆引线进行检查，未发现异常。为查明该变压器C相套管介损异常原因，该相套管进行了返厂检查试验，包括密封性能试验、绝缘油试验、电气试验。返厂检查发现，该套管外观无缺损，末屏部位无放电痕迹、无渗漏油等异常现象。套管取油样时，其内部尚处于微正压状态。套管油化验结果表明油中含水量为12μL/L，符合运行要求。因此，排除由于套管密封不良而导致外部水气或潮气进入套管内部的可能。厂内绝缘油色谱试验数据如表5所示，数据与现场取样测试的绝缘油色谱数据差别不大。同套管出厂时油色谱数据相比，返厂套管甲烷、氢气、总烃增长明显。
厂内进行高电压介损试验测试，153kV下介损因数为0.977%，252kV下介损因数为1.529%，其介损因数值随试验电压增加而增大;153kV及252kV下套管电容量均为343pF。
结语
本文在对一台500kV主变进行油气分析的基础上，结合其他试验检测手段，及时发现了其内部放电重大缺陷，进而揭示了其制造工艺、材料质量、安装工艺等方面存在的重大缺失。由此可见：油气分析虽然只是一种较为成熟的常规检测方法，但却能够较为可靠地诊断出油浸式变压器内部的健康状况，并为进一步的检修试验，指明正确的工作方向。在此基础上，综合运用其他相关检查监测手段，能够较为准确有效地锁定变压器内部故障病灶，从而为变压器的运行安全稳定性的持续提升，提供科学适用的技术技能保障。
参考文献：
[1]李沁尧，文坤，范镇南.某新装35kV主变吊罩检查所见缺陷简析[J].变压器，2019，56（1）：86-87.
[2]杨智.某1000kV特高压变压器套管乙炔超标原因分析[J].变压器，2020，57（6）：77-80.
[3]黄道均，马凯，高燃，等.一起1000kV油浸式电抗器套管乙炔超标分析与处理[J].变压器，2020，56（8）：77-79.
关键词：变压器;乙炔;超标;分析;处理
引言
近年来，因套管故障导致变压器停电的事故频发，部分事故甚至导致变压器本体受损。变压器套管是将变压器绕组的高压线引至油箱外部的出线装置，其主绝缘承受主设备的全电压，载流导体承受主设备的全电流。550kV及以上变压器高压侧套管通常是油纸电容型，由接线端子、储油柜、上瓷套、下瓷套、电容芯子、导电杆、绝缘油、法兰、接地套管、电压抽头和均压球等组成。变压器套管属于电容型绝缘结构，通过对其电气特征参量和非电气特征参量的监测，可发现处在早期发展阶段的缺陷。其中介质损耗因数能够反映套管内部绝缘材料受潮或劣化、绝缘脏污，介损与电压关系曲线亦可反映内部是否发生放电，套管电容量的变化量能够反映和判断内部电容屏的击穿数量。介损-电压关系曲线出现异常的原因是多方面的，包括油污染、受潮、放电等，只要是随着电压增高，引起有功损耗异常增加的情况，介损-电压关系曲线都会有所反应。
1问题概述
2020年01月18日，某500kV变电站维护人员在进行电流互感器预防性试验时，发现该电流互感器绝缘油中乙炔含量达到1.62μL/L，超过《电力设备预防性试验规程》（DL/T596—1996）及《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T722—2014）中关于500kV电流互感器油中溶解气体色谱分析乙炔含量低于1μL/L的标准。测量该电流互感器介损值及电容、油位、油温发现与其他基本一致，继续观察运行。该电流互感器为2015年生产的型号为LVB-500的倒立式电流互感器，额定电压为550kV。
2缺陷检查情况
首先，进行了变压器直流电阻、绝缘电阻试验、主变压器电容量和介质损耗试验、变压器直流泄漏电流试验、电压比试验项目、短路阻抗试验、绕组频率响应分析试验、局部放电试验，初步判断在中压侧均压球附近可能存在放电点。
除此之外，对套管油样检测的结果表明：色谱数据显示存在乙炔。与此同时，油气分析统计数据亦表明：在从2018年12月初至2019年2月末这段时间内，油样中乙炔含量呈现急剧升高的态势。基于上述情况，决定对该500kV变压器内部实施进一步检查。
3原因分析
通过对500kV主变压器空载、负载运行工况下的跟踪、检测，油中乙炔产生的原因分析如下：
（1）变压器带负荷运行第1天油色谱出现油中乙炔含量为1.25μL/L，变压器转为空载监测时，未发现油中乙炔增加的趋势，随着变压器继续带负荷运行，油中乙炔含量为2.8μL/L，有所增长，根据三比值法初步判断为裸金属高温过热低能量放电。
（2）由于变压器运行前通过长时间局部放电试验，局放量均合格，空载运行时油中乙炔含量也未见增长，可以排除电位悬浮即电弧放电;油色谱报告中一氧化碳、二氧化碳数据基本平稳也可以排除主绝缘过热放电。
（3）油色谱报告中氢气、甲烷、乙烯在总烃中占有较大比率，并且在变压器负荷状态下变化量较大，油中乙炔的生成一般也是因为油温过热（800℃～1200℃），说明故障点存在与金属连接部位因接触不良造成的过热。
4缺陷的现场处理
4.1进入人孔检查情况
3月11日10时15分打开人孔进入内部检查，发现其中压220kVB相套管下部均压球松动。该均压球由三颗螺栓固定在端部。其后，检查其他套管均压球均无松动异常情况。对主变无励磁开关、高压侧套管均压球、器身、引线等部位进行检查，亦未见异常。对器身上所有紧固件全部重新进行检查、紧固后，该主变于3月11日16时30分密封人孔。
随后，该主变经抽真空、热油循环、静止、常规试验合格后，于2019年3月28日，再次开展长时感应带局部放电测量试验，在对B相进行试验，低压绕组加压至10kV（0.3倍额定电压），B相仍有600pC～700pC放电的信号，在本体底部取油进行油色谱检测，乙炔含量达到14μL/L，证明内部缺陷放电明显。于3月31日，开展了长时感应耐压带局部放电、超声、超高频测试试验，仍然确认B相存在较为明显的放电信号。又于4月1日，在本体底部取油进行油色谱检测，乙炔含量达到100μL/L，證明内部放电缺陷在不断加剧，但变压器油的耐压值检测结果显示其耐压值并未呈现明显的下降趋势，遂决定停止试验，准备吊罩检查。
4.2变压器内部处理
通过对变压器油中乙炔产生的原因分析，制定了详细合理的处理方法：
（1）对变压器本体进行排油，共计排油60m3，同时开展滤油工作，并对变压器本体充入合格干燥空气（露点>-50℃），做好密闭空间作业氧气含量的测量及防护服的穿戴。
（2）检查铁芯接地引线部位、高低压侧引线部位、分接开关部位、线圈及围屏等部位，均未发现发热痕迹。
（3）检查变压器B相低压侧套管与本体软引线接头有轻微的发热痕迹，拆除检查并确认。
5返厂解体检查
现场将套管从变压器本体吊离，对穿缆引线进行检查，未发现异常。为查明该变压器C相套管介损异常原因，该相套管进行了返厂检查试验，包括密封性能试验、绝缘油试验、电气试验。返厂检查发现，该套管外观无缺损，末屏部位无放电痕迹、无渗漏油等异常现象。套管取油样时，其内部尚处于微正压状态。套管油化验结果表明油中含水量为12μL/L，符合运行要求。因此，排除由于套管密封不良而导致外部水气或潮气进入套管内部的可能。厂内绝缘油色谱试验数据如表5所示，数据与现场取样测试的绝缘油色谱数据差别不大。同套管出厂时油色谱数据相比，返厂套管甲烷、氢气、总烃增长明显。
厂内进行高电压介损试验测试，153kV下介损因数为0.977%，252kV下介损因数为1.529%，其介损因数值随试验电压增加而增大;153kV及252kV下套管电容量均为343pF。
结语
本文在对一台500kV主变进行油气分析的基础上，结合其他试验检测手段，及时发现了其内部放电重大缺陷，进而揭示了其制造工艺、材料质量、安装工艺等方面存在的重大缺失。由此可见：油气分析虽然只是一种较为成熟的常规检测方法，但却能够较为可靠地诊断出油浸式变压器内部的健康状况，并为进一步的检修试验，指明正确的工作方向。在此基础上，综合运用其他相关检查监测手段，能够较为准确有效地锁定变压器内部故障病灶，从而为变压器的运行安全稳定性的持续提升，提供科学适用的技术技能保障。
参考文献：
[1]李沁尧，文坤，范镇南.某新装35kV主变吊罩检查所见缺陷简析[J].变压器，2019，56（1）：86-87.
[2]杨智.某1000kV特高压变压器套管乙炔超标原因分析[J].变压器，2020，57（6）：77-80.
[3]黄道均，马凯，高燃，等.一起1000kV油浸式电抗器套管乙炔超标分析与处理[J].变压器，2020，56（8）：77-79.