1引言
变压器绝缘系统设计一般通过电场计算软件进行模拟仿真，并结合历史经验优化调整，出现原理性错误的几率较小。 绝缘系统的安装主要以厂内预装为主，并结合部分现场安装，由于安装位置集中于变压器内部，工艺质量主要依赖安装人员自行把控，缺乏有效的检验手段。一旦投入运行，如出现异常则必须停电排油内检才能确认此类问题，严重影响设备运行可靠性。 本文中笔者针对一起安装质量缺陷引发的 500kV 变压器油色谱异常故障，介绍故障原因分析及处理过程，并提出了一种利用声学成像非侵入式技术检测变压器内部绝缘安装质量的技术手段，为后续同类型故障调查和变压器绝缘状态评估提供参考。
2故障情况及初步检查
2021年3月18日，某500kV变电站2号主变检修投运后变压器油色谱检测发现C相乙炔含量超标（表1），达5.9μL/L，利用三比值法分析初步判断故障为变压器油中电弧放电（三比值编码 1 0 1）。 该主变型号为ODFS-250000/500，于2009年12月投运。
表1变压器油色谱检测结果
μL/L
H2 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 总烃 CO CO2
17.1 12.5 2.4 1.8 5.9 22.6 963.4 2794.5
确认异常后现场紧急拉停该主变，首先进行一、二次设备检查，主变外观无异常，气体继电器及集气盒无气体，二次设备未发现异常及报警信号。查阅设备近一年离线油色谱、铁心夹件接地电流检测数据，均保持稳定。 随即开展主变诊断性试验，绕组直阻、介损及电容量、绝缘电阻等试验数据均合格。
3内检情况及处理措施
为明确本次变压器油色谱异常原因，现场进一步组织开展排油内检。 内检发现主变高压侧升高座绝缘隔板保持在器身底部（运输状态），外部有白纱带绑扎（图1）；固定升高座绝缘隔板的六颗固定螺杆中2颗层压木螺杆（均带螺母，下同）固定于外绝缘隔板上、2颗位于油箱底部、2颗靠近油箱底部的加强筋上。高压侧引出线区域均压球上、下沿对应的内绝缘纸筒内表面上、下部有明显放电痕迹（靠油箱人孔侧，如图3所示），中间区域未发现放电痕迹。其他可见部位未见明显异常。
经查阅资料得知，该主变高压侧出线采用“烟锅式”结构，套管尾端均压球外共设计三层绝缘，其中内绝缘纸筒、绝缘成型件两层，升高座绝缘隔板一层（隔离长油隙以增加裕度），该区域结构示意图和正常安装的实体图分别如图 4 和图5所示。
现场清理均压球，打磨内绝缘纸筒，确保光滑无毛刺，并按照设计图纸将升高座外绝缘隔板重新固定，同时增加固定螺栓并帽。
同步对该主变A、B两相开展排油内检，两相情况基本一致，高压侧引出线区域升高座绝缘隔板位于油箱底部，有白纱带绑扎（运输状态），但与故障C相不同，A、B相固定螺杆螺帽均固定于高压升高座盲孔内，且未见松动。
综合三相内检情况分析，该主变三相升高座绝缘隔板在安装阶段均未按设计图纸安装，仍保持原始运输状态。将三相绝缘纸板按设计位置恢复安装后投运，主变运行正常。
4异常原因分析
4.1直接原因分析
为明确升高座绝缘隔板及固定螺杆安装情况对出线区域局部场强的影响，建立外层绝缘筒处于设计位置和处于实际位置两种情况的仿真模型核算局部电场强度及绝缘裕度，设计位置、实际位置电场计算模型分别如图 6 和图 7 所示，图7中标记位置即为螺杆分布位置。计算结果见表 2。
仿真结果表明，与设计位置相比，在实际位置情况下，局部放电位置区域（均压球与“烟袋锅”内层绝缘纸筒之间），油隙电场从8.64kV/mm增大到8.72kV/mm，纸板表面电场从2.8kV/mm 增大到2.9kV/mm，绝缘裕度从1.18降低至1.17。场强略有增大，裕度略有降低。
综合考虑变压器油色谱、诊断性试验、现场内检和仿真计算结果，判断该主变乙炔异常突增的直接原因为绝缘隔板带绝缘螺杆未安装就位，改变了“均压球-烟锅式绝缘结构-油箱壁” 路径上电场分布，造成均压球与内绝缘纸筒电场畸变，在长期运行期间暂态过电压（如操作过电压）作用下，多次形成短时放电引起绝缘劣化，逐步累积造成放电。
4.2 根本原因分析
为进一步探究升高座绝缘隔板在厂内设计、制造和安装过程中的质量管控措施，明确绝缘隔板未安装的原因，运维单位组织赴生产厂家就本次油色谱异常问题开展全过程质量追溯。 通过调阅厂内设计、制造和安装阶段相关材料，发现主变设计方案明确了正常运行时升高座绝缘隔板固定位置和固定方式，绝缘隔板随器身运输至现场后安装，但工艺设计中未明确现场安装绝缘隔板的工艺要求，现场安装作业指导书也未明确主变套管升高座安装内检标准，一旦现场安装人员经验不足、责任心不强、检查不到位，极有可能造成该绝缘隔板未安装。
因此本次变压器油色谱异常的根本原因为生产厂家现场安装工艺管控不到位，作业指导书未明确主变套管升高座安装内检标准，现场安装人员500kV变压器安装经验不足，对设计方案中升高座绝缘纸板固定要求不清楚，现场检查不到位，造成主变实际运行与设计状态不符。
5后续排查措施
为避免绝缘隔板未安装隐患造成变压器运行风险，进一步对该厂家采用“烟锅式”出线装置结构的同类型500kV变压器绝缘隔板安装状态展开排查。 传统排油内检方式需停电处理，工期时间长、工作量大，不利于排查工作的高效开展，因此本次排查采用变压器声学成像非侵入测量技术对变压器绝缘隔板安装状态进行带电检测。
变压器声学成像非侵入测量技术通过变压器典型部件声学仿真分析， 解决了钢-油-纸-铜多种材料复合声场干涉问题，研制了发射、采集、信号处理、随机耦合和运动控制的一体化主机，制作了扫查轨道及软件系统，实现变压器类设备典型部件非侵入式声学成像带电检测，能够不停电内检即确定典型部件安装状态。
针对某500kV变电站同类型主变三相高压升高座绝缘隔板状态进行扫描检查，利用磁性吸附装置将扫查装置固定于变压器检测区域油箱外表面，连接一体化主机进行自动扫查。
主变A相扫描结果如图8所示，可以观察出油箱壁、绝缘隔板下沿和“烟锅式”绝缘成型件轮廓，绝缘隔板下沿距离变压器底板2530mm，与设计图纸相吻合。B、C相扫描结果也与设计图纸相符合，表明该主变三相绝缘隔板均正常安装。
6结论
本次故障的直接原因是由于绝缘隔板带绝缘螺杆未安装就位，造成该区域电场分布畸变，在运行暂态过电压作用下引发绝缘劣化累积放电，而根本原因是现场安装工艺管控不到位，遗留的安装缺陷在运行条件影响下逐步引发主变故障。 因此绝缘系统的设计安装要明确固定位置及方式，尽量采用厂内预装模式，减少现场安装，完善安装工艺要求，落实工艺管控和检查标准，避免安装缺陷给主变运行带来不可控风险。