内蒙古某火力发电厂500 kV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。2014-02-11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—2014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/T 722－2014的相关要求^[1]。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（见表 1），但乙炔及总烃体积分数趋于稳定。

表 1(Table 1)

表 1 吊罩检修前的油色谱试验各成分体积分数

表 1 吊罩检修前的油色谱试验各成分体积分数

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^[2]。

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^[3]。

为进一步查找故障原因，依据《GB 50148－2010电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》《GB 50147－2010电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》《DL/T5161.1~5161.17－2002电气装置安装工程质量检验及评定规程》《DL 5009.1－2002电力建设安全工作规程第1部分：火力发电厂》等规程要求，对该变压器进行吊罩检修。

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，如图 1所示。

图 1(Figure 1)

图 1 油箱沿之间限位挡铁处严重过热、放电痕迹

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^[4-5]。

依据设计要求，该变压器的限位挡铁厚度应为14 mm，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。

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3 mm以上，将挡铁高度改为10 mm，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。

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，该主变压器于2014-05-25投运后，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。截至2014-09-15，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，吊罩检修后的油色谱数据详见表 2。

表 2(Table 2)

表 2 吊罩检修后油色谱试验各成分体积分数

表 2 吊罩检修后油色谱试验各成分体积分数

对于油中出现少量乙炔气体情况，分析原因是2014年5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。

通过变压器吊罩大修检查，分析变压器油中的乙炔和总烃体积分数超标的原因，消除了潜在的安全隐患。大修后主变压器的运行效果表明，本次变压器吊罩检修成功解决了变压器缺陷问题，大大延长了设备安全稳定运行的周期，减少了发电厂非计划停电次数和时间，保证了机组出力，给发电厂带来长期稳定的经济效益和安全保障。