预防变压器故障是重要技术难题，特别是预防变压器重瓦斯故障。变压器内部故障可以通过分析变压器油中溶解气体组分来判断。广西柳州市桂柳水电有限公司的林倍民，在2023年第10期《电气技术》上撰文，利用三比值法分析一台110kV变压器故障，判断故障原因并提出相应对策，避免了故障扩大化；分析一台220kV变压器重瓦斯故障原因，揭示了绝缘设计裕度不足及大修不彻底留下的安全隐患。本文分析过程可为油浸式变压器故障诊断提供参考。

　　变压器运行多年后，受高温高湿环境及电磁振动影响，一些缺陷逐渐表现出来，外部表象有密封垫老化渗油、呼吸器硅胶受潮变色、将军帽接头过热、冷却系统故障等，内部缺陷主要有介质损耗超标、绕组直流电阻不平衡率偏大、分接开关触点接触电阻偏大、油色谱分析指标超标、轻瓦斯报警等，缺陷进一步扩大就可能发生差动保护动作、重瓦斯保护动作跳闸等严重后果。

　　本文选择两台变压器进行分析：一台为某水电站已运行18年的110kV油浸式变压器，根据历年油色谱检测数据分析变压器健康状况，2016年该变压器总烃含量超标，利用三比值法分析判断变压器内部存在缺陷，2017年进行吊罩大修，发现无载分接开关触点烧灼过热，对其进行更换；

　　另一台为某水电站已运行15年的220kV油浸式变压器，该变压器在2017年进行了常规性大修，检修单位吊罩后，经检查外围未发现重要缺陷，但由于未对检修前的变压器油样检验结果进行分析，未拆除围屏及高压调压线圈进行检查，因而未发现高压绕组存在重要缺陷，导致2020年初发生重瓦斯动作跳闸停运事故，致使变压器返厂大修，对高压绕组进行更换处理后，由于其绝缘设计存在缺陷、低压绕组绝缘性能同样下降，试验结果不满足相关试验规范要求。

　　变压器油中溶解气体的含量受设备运行时长、负荷情况、绝缘纸受潮情况、油耐压强度、温湿度、故障缺陷等因素影响，气体数据曲线呈现出一定的不规则性，对故障诊断有较大干扰，需要结合其他预防性试验项目进行分析。

　　三比值法应用于油浸式变压器油色谱分析，计算简单，分析方便，但也存在不足，比如边界设定模糊、故障分类模糊等。

　　某水电站110kV变压器型号为SFP10—75000/110，出厂日期为1998年3月。选取2008年、2014年、2016年的油击穿试验值进行比较，击穿电压及水分平均值见表3。

　　根据《电力设备预防性试验规程》，合格标准为：110kV油击穿电压≥35kV，油中水分含量≤35mg/L。从表3可知，油中水分含量随运行时间增加而增大，但远小于标准值35mg/L，无异常现象；击穿电压随运行时间增加而降低，接近标准值下限。经分析，击穿电压降低是由于油中水分含量变大，可通过大修过滤油进行处理。

　　随着油及固体绝缘材料（绝缘纸、绝缘纸板）的老化，一氧化碳和二氧化碳呈现有规律地增长。一般地，二氧化碳含量与一氧化碳含量比值大于7时，可认为是固体绝缘材料正常老化；当比值小于3时，可怀疑出现固体绝缘故障。由表4中2016年的数据可知，二氧化碳含量与一氧化碳含量的比值约为11，初步判断固体绝缘材料是正常老化过程。

　　根据《电力变压器运行规程》，对于强迫油循环风冷变压器，顶层油温不宜超过85℃。该变压器有两台油泵运行失效，变压器上层温度为65℃左右，比同变电站其他110kV变压器高10℃左右，但未达到75℃，基本排除是因两台油泵运行失效导致本次总烃超标。

　　从表4数据分析，2008—2016年，除乙炔外，其他气体成分随变压器运行时间增加而增加，特别是2016年的数据较2014年的数据变化较大，总烃体积分数达到616.1μL/L，已远大于注意值150μL/L。

　　根据《Mineral oil-filled electrical equipment in service-guidance on the interpretation of dissolved and free gases analysis》，三比值法编码为022，表示设备可能存在高温过热故障，过热故障主要原因有分接开关接触不良、引线夹件螺钉松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁心多点接地等。2017年，变压器吊罩大修前的油样检验发现有乙炔气体，其体积分数达到47.2μL/L，证明变压器内部已出现放电现象。

　　检测报告中，铁心及夹件绝缘电阻为21GΩ，可以排除铁心多点接地故障；铁心泡浸于绝缘油中，且油水分含量较小，铁心不容易锈蚀，基本排除涡流引起铜过热、铁心漏磁故障。因此，造成该变压器过热故障的原因可能是分接开关接触不良、层间绝缘不良等。

　　根据《电力变压器检修导则》的规定，油浸变压器每隔10年大修一次，该变压器上次大修时间为2008年，本次大修安排在2017年，接近10年。经过吊罩检查，发现无载分接开关B相尾端导电环与中性点之间的触点已烧灼。无载分接开关触点烧蚀情况如图1所示。

　　触点上部已烧熔，下部有烧灼痕迹，触点已无法修复；导电环上、下接触处有蜂窝状烧灼痕迹，经过砂纸打磨后，恢复效果不佳；考虑到其他触点也可能存在疲劳、握紧力不够的情况，对整套无载分接开关进行更换处理。

　　可以预见，若不及时大修处理分接开关缺陷，则运行电流会将触点烧熔，导致B相尾端导电环与中性点之间燃起电弧，最终致使变压器绕组遭受恶性破坏。本次故障处理利用三比值法准确判断出该变压器内部存在过热、放电现象，及时进行吊罩大修，最终避免了故障扩大化。

　　某水电站220kV变压器型号为SFP10—50000/220，出厂日期为2005年8月。2020年初，该变压器发生差动保护及重瓦斯保护动作跳闸的非停事故。

　　表5的检测数据显示，2017年氢气体积分数达到1281.8μL/L，不满足规程中不大于150μL/L的要求，总烃体积分数接近规程要求的上限值150μL/L，有微量乙炔气体且有增加趋势，结合其他气体成分，采用三比值法进行计算，气体比值编码组合为012，提示变压器可能存在如下故障：分接开关接触不良、引线夹件螺钉松动或接头焊接不良、涡流引起铜过热、铁心漏磁、局部短路、层间绝缘不良、铁心多点接地等。

　　参照国家能源局2014版《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，气体比值编码012的故障表述为：分接开关接触不良、引线连接不良、导线接头焊接不良，股间短路引起过热、铁心多点接地、矽钢片间局部短路等。参考有关文献的单个气体特征判断方法为：C2H4/C2H6＞3时，代表可能存在超低温过热、低温过热、中温过热、高温过热、局部放电。

　　由于火花放电和电弧放电产生的特征气体中主要包含C2H2气体，该变压器含有少量C2H2，表面内部可能存在轻微放电现象，但由于C2H2体积分数没有超过1.12μL/L，也有可能是油受潮或受到污染导致。

　　该变压器在2017年底进行了吊罩大修，检修单位并未对修前油样检验结果加以分析，仅进行了滤油处理，虽然通过真空热油循环降低变压器含水量是降低氢气含量的有效方法[11]，但是实际上变压器已存在一定的内部缺陷。常规性大修中，吊罩后，经检查外围未发现重要缺陷，但由于未预料到变压器存在重要缺陷，因此未进一步拆除围屏及高压调压线圈进行检查，因而未发现高压绕组的严重缺陷。

　　2020年初变压器发生重瓦斯动作事故后返厂解体，发现：三相高压绕组积累的碳化物较多，排油后绕组底部沉积有较多金属粉末（分析是潜油泵轴承磨损所致），三相高压线圈局部线圈绝缘包扎层有松动现象，高压侧C相引线附近绕组局部熔断，如图2所示；高压侧三相成型角环有放电痕迹，如图3所示。

　　高压侧C相引线附近绕组由于绝缘包扎带松动或绝缘电腐蚀老化，碳化物或金属粉末不断积累在线圈绝缘层，层间长期局部放电，最终导致层间短路熔。