摘 要：对变压器内部过热故障进行了分析，结合某变压器实例就如何故障原因及处理措施进行了详细分析。
关键词：电力变压器；内部过热；原因分析；处理措施
1 前言
变压器内部过热是十分常见的故障，而且多种原因都可能导致变压器内部过热故障发生，如磁路故障、接点接触不良、导体故障及局部散热不良等都会导致内部出现过热现象，从而引发固体绝缘劣化及设备出现永久性损坏，给变压器运行安全带来较大的影響。因此需要对变压器内部热故障给予充分的重视，并针对导致过热故障的原因采取具有针对性的措施，从而确保变压器运行的安全。
2 变压器内部过热故障分析
2.1 磁路故障
磁路故障主要是因铁芯损坏、铁芯夹件及紧固零件松动等造成铁芯多点接地引起的。铁芯多点接地，铁芯间的不均匀电位就会在接地点之间形成很大的短路环流，造成铁芯局部过热。
2.2 电路故障
（1）分接开关接触性故障。分接开关引起的过热故障约占整体故障的50%。由于连接螺丝松动、带负荷调整装置调整不当、分接头绝缘板绝缘不良、接头接触不良，弹簧压力不足等原因，接触开关之间的触头接触，电阻增大，发热量增加。它的检测主要靠直流电阻测试和油色谱分析。
（2）引线连接故障。该故障多发生在套管上，由于变压器套管引出线夹本身或紧固螺栓螺丝松动、压紧螺丝松动、接触面氧化或面积不够，形成较大的接触电阻，造成过热故障。引线故障的检测也主要靠直流电阻测试和油色谱分析，但它的特征气体主要是CO、CO2，且含量较高。
2.3 绕组绝缘故障
绕组导线质量差、绕制和压装工艺不当、金属异物进入等都会损坏匝间绝缘。绝缘一旦损坏，将会出现绕组短路。强大的短路电流，产生附加损耗和热量，导致变压器内部局部过热，严重时会造成变压器损坏。
2.4 漏磁导致过热
变压器漏磁产生的杂散损耗很大，有时可达数百千瓦，导致局部过热。如在铁芯上、下夹件拉杆等个别部位，漏磁密度高度集中，产生局部过热，并导致绝缘油色谱分析结果异常。
2.5 冷却装置异常
风冷装置风路堵塞，影响正常散热，引起变压器内部过热，这种现象最为常见。另外风扇电源失去、风扇反转和风扇启动值设置错误等原因，也会引起冷却装置异常，造成变压器过热。
3 案例分析
某电厂500kV主变压器型号为DFP-240000/500，单相双绕组，2005年出厂，2008年投运，运行过程中的油色谱检测均未见异常。2016-04-19对该变压器进行定期油色谱检测，发现变压器油中总烃体积分数为463.28×10-6（《DL/T722—2015变压器油中溶解气体分析和判断导则》要求<150×10-6），乙炔体积分数1.01×10-6（要求<1×10-6），均超过DL/T722—2015的相关要求。因此对该主变压器进行了油色谱跟踪试验，缩短取样周期，后续3个月的油色谱跟踪试验数据结果依然超标，但乙炔及总烃体积分数趋于稳定。
4 故障原因排查
采用三比值法判断主变压器可能存在高温过热情况。故障原因可能为分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动或引线接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁心多点接地、绕组层间绝缘不良、套管接触不良等。为确定变压器内部过热现象产生的原因，对该变压器进行了直流电阻、变比、绕组介损、铁心接地电流测试和套管介损、泄漏电流等诊断性试验，各项试验结果均在标准合格范围内，排除了由于变压器分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动、引线接头焊接不良以及铁心多点接地导致过热问题。
5 变压器吊罩检修
吊罩后检查变压器各部件，变压器器身、铁心、绕组、无载分接开关装置、磁屏蔽等部件均无异常，未发现高温过热和放电痕迹。在检查变压器油箱箱体时，在上、下油箱箱沿之间（低压引线下部位置）的限位挡铁处，发现过热烧糊和放电痕迹，故障点积累了大量炭黑。
6 故障原因分析
经分析，该变压器高温过热、放电是由较强的漏磁通引起。变压器容量越大，安匝密度和漏磁通强度则会越大。漏磁场产生的漏磁电流主要由3个渠道流向大地：通过油箱接地片由油箱流向大地；通过铁心夹件、拉板、垫脚等部位流向大地；通过上、下油箱之间连接螺栓和箱沿上下连接导通片流向大地。该主变压器过热放电部位在低压引线下部油箱上、下箱沿之间的限位挡铁处，放电部位发生在低压引线下部位置。由于主变压器容量较大，低压侧相对于高压侧电压低，流经低压引线电流较大，在该部位产生的漏磁场相应较大，形成的漏磁电流也较大。依据设计要求，该变压器的限位挡铁厚度应为14mm，由于加工焊接工艺有偏差，在油箱上、下箱沿紧固连接时，间距太小。随着变压器运行中密封胶垫的老化，间隙越来越小，上、下箱沿间似接非接，形成了1个金属回路，产生感应环流。由于上、下油箱接触电阻较大，因此故障部位温度较高。漏磁通产生的漏磁电流在该部位集结，产生集肤效应，形成电位差，达到一定程度，产生高温过热、放电。该部位直接与变压器油接触，高温放电引起变压器油裂解产生烃类气体，放电后形成一定间隙，暂时平稳，但集结电荷达到一定程度，还会再次放电引起油裂解，导致总烃和乙炔数值超标。
7 处理措施
更换变压器油箱上、下箱沿间过热老化的运行胶垫。将变压器器身侧遮挡严实，避免金属异物飞溅到器身上污染器身，用砂轮机将油箱上箱沿上的超高挡铁放电部位打磨掉3mm以上，将挡铁高度改为10mm，平滑过渡没有尖角；对应的上节油箱下箱沿表面位置也打磨光滑，保证上、下间隙大于5mm。确保变压器上、下节油箱具有足够的间隙距离，避免由于间隙过小导致上、下箱沿间似接非接，集结漏磁电流，形成电位差，产生放电。由变压器生产厂家进行核算，在上节油箱低压侧磁屏蔽旁边低压引线位置增加4～5块油箱磁屏蔽，增加漏磁场的流通渠道，从而减小漏磁通在上、下箱沿间的磁通量，避免箱沿过热放电。清理变压器油箱箱沿，紧固螺栓和油箱法兰面，涂抹可增加导电性和防氧化性的电力复合脂。在上、下油箱间加装铝、铜排，增加漏磁产生的涡电流的流通渠道，使其可以通过铝、铜排流入大地。
8 检修效果
大修完毕后对变压器油进行脱气处理至合格，并按规程规定进行了大修后试验，在长时间满负荷工况下运行，跟踪油色谱数值，结果在规程规定合格范围内，检修效果较好。主变压器油质总烃值为67.9×10-6、乙炔值为0.39×10-6，均满足规程要求，且数值趋于稳定。
2016年7月现场吊罩大修，检查到故障点后将下节油箱上部挡铁进行打磨处理，变压器油在油罐内进行真空滤油，化验结果合格。之后对变压器主体器身进行抽真空处理，达到检修要求后，进行真空注油，热油循环。由于该变压器的检修为现场大修，在抽真空过程中只对变压器器身绝缘表面气体和水分进行处理，器身绝缘内部没有经过煤油气相干燥处理，内部含有一定量的烃类气体。变压器投运后油温上升，其变压器冷却方式为强迫循环冷却，随着时间的推移，变压器器身绝缘内部吸附的烃类气体会慢慢释放到变压器油中，最后达到溶解平衡，使得变压器油内含有一定量的烃类气体。
综上所述，为保证变压器运行安全，要做好早期诊断工作，并针对具体故障特征，进行综合分析判断，采取针对性的解决方案，才能将故障损失控制在最低限度，确保电网安全、稳定运行。
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