引言
在化工厂，变压器是很重要的设备，尤其是变电站的主变若出现突发故障，会带来严重的后果。因此我们必须非常重视变压器的日常维护工作，及时发现变压器存在的潜在隐患并进行处理。而色谱分析是通过对变压器油中溶解气体的分析检测，及时发现变压器潜伏性故障的一个重要方法和手段。本文重要介绍了某变电站 1#主变压器色谱分析发现主变存在的故障过程、诊断方法及处理过程。
1．概述
某变电站 1#主变压器为中国济南变压器厂生产的 SFSZ8－40000／110 型变压器，出厂时间为 1995 年 5 月，容量 40000KVA，总重 68800KG，油重 16500KG。该变压器承担着某变电站 110kV 系统供电任务，自投运以来长期处于运行状态，十分重要。运行二十年来未出现过大的异常。但在 2017 年 4 月 14 日取油样进行变压器油溶解气体组成分析中发现油箱内变压油总烃量达 161.3μL/L（超过 150μL/L 的注意值），这引起车间及上级部门的高度重视。由于暂不具备检修条件，车间决定缩短油样分析周期，对其进行密切、长期的追踪分析 观察油中总烃的变化情况 待有机会进行彻底的检查处理。
2．原因分析
发现箱内变压油总烃量超过注意值后，车间又在 2017 年 4 月 21 日取样进行变压器油溶解气体组成分析，油箱内变压油总烃量达 167.7μL/L（超过 150μL/L 的注意值，数值与前一次相差不大，排除分析失误问题）。2018 年 4 月 26 日取油样进行变压器油溶解气体组成分析中发现油箱内变压油总烃量达 400.7μ
L/L（超过 150μL/L 的注意值，且总烃含量增大明显）车间立即向上级汇报，将该变压器退出运行备用。
3．故障分析
三比值法原理：根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度和温度的相
互依赖关系，从五种特殊气体中选用两种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三结比值，以不同的编码表示。根据表 2 的编码规则和表 3 故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应影响，是判断充油设备故障类型的主要方法。
4．总烃超标原因分析
利用三比值法对该变压器 2019 年 3 月 22 日色谱分析结果进行分析，列表如下：
判断故障原因为有载调压开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路和层间绝缘不良，铁芯多点接地等。
5．变压器检修及故障处理步骤
变压器停电后做好安全防护措施，进行变压器检修前试验，具体试验项目如下
5.2变压器排油
5.3套管及升高座拆卸
5.4储油柜拆卸
5.5变压器吊罩检查，上节油箱吊开后，对器身进行全面的检查、清理及修复工作
5.6线圈检查（重点检查部位）
5.6.1检查相间隔板和围屏有无破损、变色、变形、放电痕迹。围屏清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝放电痕迹
5.6.2检查绕组表面可视部分清洁情况，匝绝缘有无破损，若有异常进行修复。线圈导线应紧实无松动， 各绕组无明显变形
5.6.3检查绕组各部位垫块应无位移和松动情况，对于垫块松动、移位情况应及时修复处理。
5.6.4检查各线圈调压分接线出头根部绝缘应完好无损伤，引线根部无过热变色现象，线圈出头对应处围板应完好无损伤。对于检查过程中的异常现象应及时修复处理
5.6.5检查各绕组油道应通畅无堵塞现象，若油道有堵塞应进行修复处理
5.6.6检查各线圈压钉是否压紧可靠，压钉备冒是否紧实无松动。若压钉松动，应使用液压设备重新对器身进行压紧后将压钉及备冒紧固到位
5.6.7检查线圈撑条应无脱落掉下现象
5.7引线、引线支架检查及修复
5.7.1检查引线各木件、导线夹是否有变形、断裂情况
5.7.2检查引线各夹持处绝缘螺杆是否有松动、断裂、脱落情况
5.7.3检查引线外包绝缘是否有损伤、断裂、绝缘老化变脆、绝缘受热变色等异常现象，引线夹持是否有松动情况
5.7.4检查各引线间绝缘距离是否满足要求，引线间是否有放电等异常现象
5.7.5检查各引出线根部绝缘有无破损、变形，套管内引线有无放电现象，绝缘有无损伤、脱落情况，上述检查若有异常应及时修复
5.8铁芯、夹件检查及处理（重点检查部位）
5.8.1检查铁芯上铁轭是否有脏污、异物，若有应及时清理
5.8.2检查铁芯与夹件、铁芯间油路是否通畅，若有油路堵塞现象应及时处理
5.8.3检查铁芯是否有片间短路，变色、烧蚀等异常现象，若有应进行处理
5.8.4检查铁芯片是否有局部变形，铁芯片是否有翘起现象，若有应进行复原
5.8.5检查铁芯油道接地线及铁芯引出接地线是否有搭接、松动、断裂、脱落现象，若有应及时处理
5.8.6检查铁芯拉带、上梁、侧梁等处紧固件是否有松动、脱落现象，若有应及时紧固到位
5.8.7测量铁芯、夹件接地情况及铁芯油道绝缘电阻，检查电阻是否异常，铁芯有无多点接地情况
5.8.8检查铁芯是否有磁屏蔽，若有应检查磁屏蔽接地是否可靠，磁屏蔽装配紧固件是否有松动、脱落现象
5.8.9检查铁芯是否有地屏结构，若有检查铁芯地屏接地线是否紧固无松动
5.8.10使用 2500V 摇表测量夹件对地绝缘电阻，检查是否有放电点或接触部位，若有需进行绝缘处理
5.9 油箱检查及处理
5.10 开关检查
5.11.其余组配件检查及维修
5.12所有检修工作结束后，将变压器各附件进行复装处理，变压器复装过程中，所有拆卸部位密封胶垫需进行更换处理，所有非电量保护装置需经校验合格后方可进行装配
5.13真空注油
5.14静放
5.15二线线更换及整体喷漆
检修后试验，具体试验项目如下：
6．总烃超标分析处理
2019 年 5 月安排该变压器进行大修。在大修前试验中变压器绕组绝缘、直阻、介质损耗、直流泄露等数据均合格前期已判断变压器故障原因为有载调压开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路和层间绝缘不良，铁芯多点接地等。检修中检修人员重点对可能产生故障的部位进行了认真检查。在将变压器油全部放置在油罐里后打开变压器钟罩进行故障原因排查，在对高、中、低三侧引出线的检查中未发现异常 在对铁心和夹件的检查中 检查人员也没有发现明显的异常。 由于该变压器为有载调压变压器运行中经常根据运行情况进行电压调节，分接开关接触不良也是常见故障， 虽然试验未发现异常，但仍为检查的重点，经过全面检查，发现有载调压开关与分接头搭接处螺栓有松动， 有明显的过热灼伤痕迹，绝缘层已明显受热发黄。随着运行时间的增加，还使油箱中的变压油不断发生分解 产生可燃性烃类气体 并使油箱中的油闪点降低 直接威胁变压器的安全运行。变压器油总烃超标原 因分析处理在进一步的检查中 没有再发现其它异常和可疑之处 据此判定油中总烃超过注意值应该就是 有载调压开关接触不良引起，因此只要将螺栓进行紧固后，其发热故障便可以消除。
7．结论
变压器投入运行后 经过一段时间的观察其变压器油的总烃含量稳定合格，证明 1#主变总烃超为有载调压开关接触不良引起，造成接触不良发热引起油分解。
8．结束语
利用色谱法查找变压器绝缘缺陷已在电力系统中广泛采用，实践证明其是有效的，也是可靠的，因此每年春检项目中很重要的一项工作就是主变压器油色谱分析。通过色谱分析结果，对照前几次色谱分析结果分析变压器是否存在潜伏性故障。但是由于导致变压器油中气体异常的原因很多，往往不能单纯依靠气相色谱法就能确定变压器的具体故障，我们还必须利用其它一些试验和检查，准确掌握变压器的运行情况， 尤其是异常运行情况，经过认真仔细的检查分析，才能准确把握变压器的真正故障并正确彻底地进行处理， 确保变压器的安全稳定运行。