中国南方电网超高压输电公司的研究人员程冠錤，在2015年第8期《电气技术》杂志上撰文，贵广二回直流工程宝安换流站一台35kV站用变压器总烃含量超标，通过绝缘油色谱分析，判断为低温过热故障。后经吊芯检查，将故障产生的根源锁定为夹件多点接地及接地不可靠，并针对故障情况提出了相应改进措施，最终有效消除了该起异常。同时，针对夹件未经小套管引致油箱下部一点接地的变压器，提出了日常维护检修建议及预防性建议。
变压器运行中经常会出现内部过热故障。过热程度有轻度过热（低于150℃）、低温过热（150~300℃）、中温过热（300~700℃）和高温过热（高于700℃）。当变压器内部出现过热故障时，虽然短期内不会马上影响到变压器的安全运行，但长期发展下去，特别是对于过热初始状态较高，增长又较快的故障，如果不加以控制和解决，就极有可能出现大问题，严重时甚至会威胁到变压器的安全运行[1-2]。
过热故障一般划分为电路过热故障、磁路过热故障和油路过热故障三大类。其中，磁路部分的过热故障大部分又源自于铁心、夹件多点接地和接地不可靠，如：铁心对地、夹件对地以及铁心对夹件之间多点接地，或铁心、夹件接地不可靠等。当铁心、夹件出现多点接地后，就会在短路环中产生环流，造成过热故障。而当铁心、夹件出现接地不可靠后，其各金属结构件会存在悬浮电位，而不同电位间就会出现悬浮放电，形成局部环流，也会造成过热故障。
因此，当发生因铁心、夹件多点接地和接地不可靠而引起的变压器内部过热故障时，如何消除铁心、夹件多点接地问题及提高铁心、夹件接地可靠性，对于变压器生产、安装、运行及维护有重要的现实意义。
1 故障描述
500kV宝安换流站是南方电网贵州至广东第二回直流输电工程受端站，站内35kV站用变选用了SZ9-5000/35型三相双绕组无励磁调压油浸式电力变压器，于2007年投入运行。2012年5月17日，对该变压器进行油色谱分析时，发现其总烃值达192.3 ul/L，超过《GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定的注意值150ul/L[3]。2012年5月23日重新取样化验，复测结果为184.18 ul/L。随后每月均对其进行跟踪分析，发现总烃发展趋势稳中有升，最高值达239.49 ul/L。
2 绝缘油色谱分析
2.1 根据气体含量分析
该变压器历次绝缘油色谱分析数据如表1所示，而总烃发展趋势如图1所示。
变压器内部故障主要分为过热性故障和放电性故障。其中，过热性故障的产气特征为总烃中烷烃和烯烃过量而炔烃很少或无；放电性故障产气特征为炔烃含量较高，当局部放电能量较低时，则以H2和CH4为主。
从表1数据得知，历次测试数据中总烃主要以CH4、C2H6两者为主，C2H4为次，C2H2含量很少甚至无，且H2含量较低。同时，CH4、C2H6含量的快速增长是由于油或固体绝缘发生热分解、放电而导致。由此可判断，该变压器内部存在过热性故障。另一方面，由于C2H4含量不高，所占比例在10%以下，且无快速增长趋势，而C2H4通常在500℃或以上的高温下才大量生成，故可进一步判断该变压器存在低于500℃的过热故障。
另外，从表1数据可知，历次测试数据中CO2/CO的比值小于3，且CO含量远超300 ul/L，故初步怀疑该变压器内部可能存在固体绝缘材料过热故障[4]。
2.2 利用“三比值”法分析
根据《GB/T 7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则》中“三比值”法则，从表1数据得“C2H2/ C2H4，CH4/ H2，C2H4/ C2H6”的比值编码为“0，2，0”。由此判断该变压器存在低温过热故障（150~300℃），另外，根据该变压器历次绝缘油微水测试结果，并没有发现微水超标现象，故可排除了绝缘受潮的可能性。
因此，初步分析认为，变压器内部可能存在的故障有：电磁屏蔽不良，导致漏磁集中；铁心局部短路、铁心及夹件多点接地，形成环流；导线过电流；磁通集中引起的铁心局部过热；由于涡流损耗引起的铜连接件过热，接头接触不良（形成碳黑）；分接开关接触不良；引线夹件螺栓松动或接头焊接不良。
2.3 色谱综合分析
热故障的可能部位为引线、绕组或铁心夹件。如果故障部位在引线或绕组，其故障发展趋势相对很快，因为绕组长期过热将会造成绝缘老化直至击穿，如果是引线焊接不良引起的长期过热，其结果必然是引线烧断。无论是绕组长期过热造成绝缘老化而击穿，还是引线焊接不良引起的长期过热而击穿绝缘或烧断引线，都必然产生电弧放电，油中将产生大量的C2H2。而从表1数据得知，历次测试数据中C2H2含量很少甚至无，由此，可以否定存在这两种故障的可能性。其故障部位只能在铁心夹件。
因此，结合上述分析，可得知该变压器内部可能存在的故障为上述故障项2或4。
图1 总烃发展趋势图
表1 油色谱分析数据（单位：ul/L）
分析时间
CH4
C2H4
C2H6
C2H2
H2
CO
CO2
总烃
备注
2009-6-17
13.20
11.19
1.88
0.38
19.96
639.00
1093.16
26.65
2010-9-10
45.60
10.85
24.31
0.00
9.03
531.33
1086.91
80.76
2011-07-22
56.43
12.31
28.62
0.00
4.76
505.12
1111.54
97.36
2012-5-17
81.54
14.91
95.86
0.00
5.89
493.41
1134.48
192.31
2012-5-23
77.49
15.16
97.32
0.12
3.54
453.48
1099.48
184.18
2012-5-31
72.62
13.19
98.73
0.00
4.95
377.82
1172.87
184.54
2012-6-24
79.09
14.28
94.03
0.00
6.69
458.55
1142.18
187.40
2012-7-16
80.18
14.59
100.33
0.00
5.96
461.09
1125.67
195.10
2012-8-14
88.98
12.73
95.8
0.00
6.8
516.08
1150.08
197.51
2012-9-14
92.58
14.35
118.17
0.00
6.91
485.06
1205.38
225.10
2012-9-27
81.56
12.06
97.78
0.08
6.44
424.05
1006.52
191.48
2012-10-9
97.65
24.55
117.29
0.00
7.83
513.46
458.5
239.49
2012-11-7
91.36
11.75
100.11
0.00
6.84
468.44
961.59
203.22
2012-11-22
90.61
13.37
120.49
0.00
38.61
437.92
1135.43
224.47
（厂内）
3 返厂吊芯检查
3.1 吊芯检查
为进一步查找故障根源，彻底消除故障， 2012年11月，对该变压器进行了返厂吊芯检查。吊芯前，检查发现该变压器箱盖和箱体间无专用的接地点，导致箱盖和箱体间存在接地不可靠现象。
吊芯后，检查发现油箱内壁底部承托铁心下夹件垫脚的接触面处绝缘油漆大部分脱落，且有放电产生的碳黑痕迹（如图2所示）。而检查铁心下夹件垫脚时，发现垫脚边缘也存在绝缘漆脱落现象（如图3所示），且垫脚未额外添加绝缘体使其与箱体底部隔离。
另外，检查夹件各处螺杆及连接螺栓时，发现上夹件拉板与油箱顶盖拉板间连接螺栓四周也有放电产生的碳黑痕迹（如图4所示）。与此同时，检查发现上夹件与油箱箱盖间无专用接地点，且上夹件拉板与油箱顶盖拉板间绝缘油漆未打磨，夹件与变压器箱体间存在连接不可靠现象。
图2 油箱内壁底部
图3 铁心下夹件垫脚
3.2 故障原因分析
从上述吊芯检查结果看来，该变压器内夹件不仅未经过油箱可靠一点接地，同时，铁心下夹件垫脚处以及与其接触的油箱内壁底部支撑面均存在绝缘漆脱落现象，且两者间无额外绝缘体，使铁心下夹件与变压器箱体间直接接触，从而导致夹件存在多点接地故障。
由于变压器正常运行期间，铁心及夹件处于带电绕组及其引线与油箱之间构成的不均匀电场中，当夹件有两点及以上接地点时，接地点之间可能会形成闭合的回路，主磁通穿过此闭合回路，就会产生循环电流，造成过热事故。
另一方面，因夹件与变压器箱体间连接不可靠，导致夹件存在接地不可靠故障。由于变压器正常运行时，高压绕组、低压绕组、铁心夹件、变压器油箱( 大地) 间存在寄生电容，当夹件接地不可靠时，带电绕组便通过电容的藕合作用使夹件各金属结构产生悬浮电位，当两点之间的电位差达到能够击穿其间的绝缘时, 便产生火花放电，形成局部环流，也会造成局部过热事故[6-12]。
另外，不同电位的金属构件间发生火花放电时，会在放电点处积累碳化物。
经上述分析诊断，认为夹件多点接地和接地不可靠是该变压器发生低温过热故障的根本原因。而该分析结论也与绝缘油色谱分析得出的可能故障项2相符。
图4 上夹件与顶盖连接处碳黑痕迹
4 故障处理
4.1 改进措施
为有效消除该变压器夹件多点接地和接地不可靠故障，对夹件采取以下改进措施：
（1）提高夹件的接地可靠性。
在与上夹件连接的油箱顶盖拉板处焊接一颗接地螺母，并将其相邻的上夹件拉杆安装孔四周绝缘漆进行打磨清除，随后将接地铜片安装在上夹件拉杆与接地螺母间，使夹件通过接地螺母可靠接地。改进效果如图5所示。
（2）提高上夹件拉板与油箱顶盖拉板间的绝缘强度。
在其连接螺栓的螺栓头和上夹件拉板间、上夹件拉板与油箱顶盖拉板间分别加装5.0mm、 2.0mm厚绝缘纸板，以及在穿入拉板内的螺杆表面加套Ф31×Ф37酚醛绝缘套管（长68mm），防止上夹件通过拉板及连接螺栓和油箱顶盖间形成导通，造成夹件发生多点接地故障。改进效果如图6所示。
图5 夹件接地改进效果图
图6 上夹件与油箱顶盖间绝缘改进效果图
（3）提高铁心下夹件垫脚与油箱内壁底部间绝缘强度。
在铁心下夹件垫脚和油箱内壁底部垫脚接触处分别加装2.0mm厚绝缘纸板，防止铁心下夹件垫脚与油箱内壁底部直接接触，造成夹件发生多点接地故障。改进效果如图7所示。
（4）提高上夹件和旁螺杆的接触可靠性。
将上夹件其中一侧旁螺杆安装孔四周绝缘漆进行打磨清除，使两者可靠接触。同时，为了避免上下螺杆形成环路，造成漏磁及形成环流，在上夹件另一侧旁螺杆安装孔处加装螺杆绝缘套。改进效果如图8所示。
（5）加强油箱顶盖接地可靠性。
在油箱顶盖和油箱间加装接地铜片，并将接地铜片对应的油箱顶盖、油箱沿边接触面油漆进行打磨清除，提高接触可靠性。改进效果如图9所示。
经上述5项改进措施实施后，夹件经油箱顶盖拉板处接地螺母可靠一点接地，且夹件与油箱顶盖、油箱内部底部间的绝缘强度大大增强，从而有效消除了夹件多点接地故障。同时，夹件的接地可靠性以及夹件各金属结构件间的连接可靠性也得到了大幅度提升。
图7 铁心下夹件垫脚绝缘改进效果图
图8 旁螺杆改进效果图
图9 油箱顶盖加装接地铜片
4.2 改造后试验
器身回炉干燥后，断开油箱顶盖拉板处接地螺母的接地铜片，复测铁心、夹件的绝缘电阻，测试结果如表2所示。从测试结果来看，铁心、夹件对地绝缘性能良好，且铁心与夹件间绝缘性能良好，侧面反映了夹件多点接地故障已有效根除。而该变压器投运后，对其进行绝缘油色谱跟踪分析，色谱分析结果均正常，该变压器运行状况良好。
表2 铁心夹件绝缘电阻测试数据
测试部位
测试电压/V
绝缘电阻/GΩ
铁心—地
2500
6.18
夹件—地
2500
5.0
铁心—夹件
2500
3.0
5 结论
对于夹件未采用经小套管引致油箱下部一点接地结构的变压器，当其发生夹件多点接地及接地不可靠故障时，将无法用对地绝缘电阻、接地电流等常规检测手段来进行故障诊断分析及定位。
因此，针对该类型变压器，本文提出了几点日常维护检修建议及预防性建议：
（1）日常运行维护中，应加强绝缘油色谱跟踪分析力度，缩短采样分析周期，应由规定的1年1次采样分析周期缩短为每6个月1次；
（2）开展预防性试验时，应加入低电压空载电流及空载损耗测试项目，并结合绝缘电阻测试结果，综合诊断变压器铁心夹件等磁回路相关元器件的运行状态。
（3）对于已存在故障的变压器，在运行工况允许的情况下，应通过吊芯检查等手段，尽快排查消除内部缺陷。
（4）设备采购过程中，审核供应商提供的变压器技术规范书时，应明确其规范书内需加入“铁心与夹件接地引线分别通过油箱接地小套管引至油箱外接地”的技术条款，并在设备交货验收时，重点查看其提供的设备是否满足该条款要求。以便后续通过监测铁心、夹件的接地电流及对地绝缘电阻，准确预判铁心、夹件是否存在多点接地故障。
