1引言
测量变压器油中溶解气体的含量可预测其内 部故障，防止设备损坏和由于设备损坏而导致的电 网大面积停电事故的发生。利用变压器油中溶解气
体的色谱分析方法，可以在不停电情况下随时监测 设备的运行状态，这对保障设备及电网的安全运行
起到积极作用。在实际工作中，无论是变压器热故 障还是电故障，最终都将导致绝缘介质裂解产生各
种特征气体。通过对变压器油色谱跟踪分析，并结 合运行工况状态，可判断故障产生原因，从而使电 气试验和检修工作有的放矢。
2油色谱分析发现的故障
某台
35kV有载调压变压器 ，型号为 SF 一 16000／35，容量 16o00l(VA，联结组别为 YNdl l。对该
变压器的历次油色谱组分含量的测试数据如表 1 所示 为 C2H2 5 L，L、H2 150~L／L，总烃 150~L／L。
由以上数据可以看出，大修后油色谱中组分含 量各项都满足规程，数据合格，各项指标正常。但在 2007年 5月
22日的监测中发现总烃和乙炔均超过 注意值；2007年 7月 24日、2007年 8月 21日及 2008年 1月
11日的监测中均发现总烃超过 注意 值 总烃是热性故障的特征气体，由于在后三次测 量中总烃一直超过注意值，因此初步判断在变压器
内部出现过热性故障。
3电气试验诊断故障所在位置
由于以上原因，决定对该台变压器进行停电检 修，在检修开始前需要通过高压电气试验来判定故 障所在的位置。
3．1 初步诊断 检修前的高压试验有高压侧全分接和低压侧的
直流电阻试验，高压对地和低压对地的绝缘电阻试 验。高压侧直流电阻试验所得数据与历史数据相比 满足规程，且相电阻不平衡率均小于2％。
在对低压侧直流电阻测量后，所得数据：ab为 0．026 46Q、be为 0．019 52n、ca为 0．026 45Q。
由以上数据可知，线间电阻不平衡率为28．7％， 远大于规程要求的线间不平衡率不大于 1％的要 求。且由上述数据发现，与低压
a相相关的ab、ca的直阻明显偏大，故怀疑低压a相有接触不 良或绕组内部有断线的故障存在。 3．2 外观检查
在打开低压侧的手孔封板后，发现低 压 a相、b相绕组引出线与套管导电杆的连 接处有明显的过热xx痕迹 (如图 1～图3
所示)，故证实了初步判断的准确性。至此， 可以判定变压器在运行中内部曾出现过热 性故障，造成变压器油色谱超过注意值。 3．3 故障诊断
打开低压 a相的绕组引出线与套管导 电杆的连接处，发现其上、下两垫片均已发黑，且两 垫片上均有过热xx的痕迹，如图4所示。 打开低压
b相的绕组引出线与套管导电杆的连 接处，发现其上、下两垫片也均已发黑，且两垫片上 也均有过热xx的痕迹，如图5所示。 打开低压
c相的绕组引出线与套管导电杆的连 接处，没有发现异常。在将低压 a相、b相和c相的绕组引出线与套管导电杆的连接处均打开后，测量
低压绕组本身的线问直流电阻，判断绕组内部是否 存在其他故障。测量低压侧绕组本身的线间直阻为 ab：0．019
32Q、be：0．01947Q、ca：0．019 37n。线间直 阻不平衡率为 0．77％，小于规程要求的 1％，所以低
压侧绕组本身不存在故障。 综上所述，低压a相的绕组引出线与套管导电杆的连接处在运行中曾出现接触不良的故障，造成 低压侧
ab、ac的直阻偏大，线间直阻不平衡率超标， 导致在该部位发生过热性故障，造成变压器油色谱 异常。
4故障处理
． 将低压 a相、b相的绕组引出线与套管导电杆 的连接处的上、下两垫片进行打磨处理，xx垫片
上发黑的痕迹；同时对该两相套管导电杆的末端和 绕组引出线均进行打磨处理，使之不存在发黑的痕 迹。 在上述工作完成后，将低压
a相、b相、12,相的绕 组引出线与套管导电杆重新连接完毕，使之接触可 靠。再次测量低压侧的直流电阻，所得数据为ab： 0．019
50n、bc：0．019 60n、aa：0．019 52n。处理后的低 压侧的线问直阻不平衡率为0．51％，满足规程要求。
在直阻试验合格后，绝缘电阻试验的数据也满足规 程。至此，该台变压器内部故障已经处理完毕，在对
变压器油进行过滤后，重新注油。静置24h后，进行 电气试验和油色谱复试，电气试验各项数据均合 格，油色谱各项组分含量的数据为 CH
：1．7 IJ，L、 C2H4：01~L／L、C2H6：01xL／L、C2H2：0trL／L、CO：81~L／L、 CO2：197．1
L／L、总烃：1．7 L／L，各项数据正常。
S结论
变压器油色谱分析对发现运行中变压器的内 部是否存在故障具有重要的意义，是保证电网安全 运行的一个重要手段。油色谱分析结合电气试验可
以快速准确地找出故障所在的位置，为检修工作赢 得了宝贵的时间，保证了电网供电的可靠性。
