雷 涛

牵引变压器是牵引变电所的“心脏”，是电气化铁路牵引供电系统中的重要设备，其功能为将三相电力系统的电能传输给两个自带负载的单相牵引线路。变压器一次侧电压等级有110、220、330 kV，二次侧电压等级为27.5 kV，应满足牵引负荷变化剧烈、外部短路频发的要求。一台牵引变压器在系统运行中如果发生油色谱异常，若不能及时发现内部故障或维护不当，易造成内绝缘损坏甚至爆炸起火事故，势必影响铁路网的安全运行。目前，在不影响牵引变压器在线运行情况下，通过变压器油色谱分析（DGA）对油样进行检测，判断变压器的绝缘性能，是监测和诊断变压器潜伏故障和早期故障的直接办法。牵引变压器油色谱分析是变压器运维的重要手段，对变压器运行状况监测及铁路网安全运行具有重要作用。

本文通过分析西北某高速铁路某所330 kV牵引变压器油色谱异常问题，对油中溶解的各类特征气体的组成、含量、产气率展开分析，结合局部放电、变压器内部检查等，查找故障原因；
为防止类似事件发生，提出相应的预防措施，为牵引供电系统运行维护提供参考。

西北某高速铁路某所330 kV牵引变压器型号为QYD-20000/330，于2017年7月9日投运，投运初期运行良好。运行过程中变压器油色谱在线系统显示氢气含量持续增长，2018年1月26日，氢气含量209.9 μL/L，一氧化碳含量8.25 μL/L，二氧化碳含量24.58 μL/L，甲烷含量5.13 μL/L，乙烷含量1.4 μL/L，乙烯、乙炔含量均为0，氢气含量超过标准规定的注意值。由于变压器油中氢气含量持续增长，根据GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[1]，该变压器应缩短检测周期。随后对该变压器的油色谱进行追踪测量，并进行取样试验，相关数据见表1。

表1 油色谱分析数据 μL/L

2.1 油中特征气体含量超标对变压器的影响

运行中的充油变压器在内部过热和局部放电的作用下，变压器油和有机绝缘材料将逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及氢气、一氧化碳、二氧化碳等气体。当存在潜伏性的过热或放电性故障时，这些气体产生的速度会加快。随着故障隐患的发展，分解出的气体形成的气泡经对流、扩散不断溶解在油中；
当产气量大于溶解量时，将有一部分气体进入气体继电器，造成变压器瓦斯保护动作，变压器前端的断路器跳闸，电源切断，若保护措施动作不及时，将造成变压器喷油甚至燃烧。

2.2 引起特征气体超标的原因[2]

（1）过热故障，即由于有效热应力所造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度，能量不同引起绝缘油分解物不同。低温过热会产生氢气、甲烷和乙烯，温度超过 800 ℃时，有少量乙炔产生。当涉及固体绝缘材料时，还会产生一氧化碳和二氧化碳。

（2）电性故障，即在高电应力作用下所造成的绝缘劣化，根据能量密度的不同分为高能量放电、低能量放电，即火花放电和局部放电。火花放电因接触不良、悬浮电位等引起，特征气体以乙炔和氢气为主，因为故障能量较小，总烃含量不高。局部放电引起的特征气体主要是氢气，其次是甲烷，当放电能量密度增高时，会出现乙炔，但其含量占总烃总量不超过2%。

（3）受潮。当变压器内部受潮时，油中水分、含水杂质以及绝缘中含有气隙均可引起局部放电，产生氢气。氢气在氢烃总量中所占比例较高。

2.3 变压器油中溶解气体注意值

GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中第9.3.1条规定了运行时设备油中溶解气体含量注意值，当超过该值时，应引起注意，见表2。

表2 油中溶解气体含量的注意值 μL/L

在牵引变压器油色谱跟踪过程中，乙炔及总烃含量正常，氢气含量浓度在2018年1月已超过注意值（150 μL/L），且呈现明显增长趋势，说明变压器已出现某些问题。为进一步对问题的严重性作出更加全面的判断，必须对氢气含量增长的发展趋势进行定量分析，即分析故障点的产气速率。

以2018年1月26日数据为基准，计算2018年3月1日、4月12日、5月17日等9天的氢气增长情况，利用式（1）计算绝对产气速率（每运行日产生某种气体的平均值），计算结果见表3。

表3 特征气体氢气绝对产气率 mL/d

式中：γa为绝对产气速率，mL/d；
Ci2为第 2次取样测得油中某气体浓度，μL/L；
Ci1为第1次取样测得油中某气体浓度，μL/L；
Δt为两次取样时间间隔中的实际运行天数，d；
G为设备总油重，t；
ρ为油的密度，t/m3。

GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中规定氢气绝对产气速率的注意值为10 mL/d，计算结果超过注意值。

2.4 油色谱特征气体三比值法分析故障类型

油色谱特征气体三比值分析法是根据充油变压器内绝缘油或其他绝缘体在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系分析故障类型[3]，从5种特征气体中选用2种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三对比值，以不同的编码表示；
选用GB/T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐的改良三比值法的编码规则和故障类别判断方法，见表4和表5。

表4 三比值法编码规则

表5 故障类型性质判别

根据表1中9次测试数据进行三比值计算及编码选定，见表6，编码组合为0,1,0，按照编组组合对照故障类型判断方法分析，牵引变压器内部存在低能量密度的局部放电。为进一步确定牵引变压器油中氢气含量超标异常原因，需采取对本变压器进行局放检测和内部检查等措施。

表6 三比值计算及编码选定

3.1 局部放电检测

在变压器空载运行条件下，生产厂家进行了带电局部放电高频和超声波综合检测，检测点分布及检测结果见图1、图2。结果显示，高频脉冲电流检测波形较为平滑，数值正常，未检测到明显有效的局部放电信号，在高压侧A相、X相套管引线位置以及b检测面和c检测面底面交汇处检测到超声信号幅值较大，但相位相对固定，且与电信号无相关性，不符合局部放电信号特征，故未检测到明显有效的局部放电超声波信号。综合高频脉冲电流检测和超声波检测结果，可初步判断该变压器内部绝缘处于相对稳定状态。

图1 牵引变超声波检测点分布

图2 牵引变超声波检测结果

3.2 牵引变压器内部检查

对牵引变压器进行排油操作后，生产厂家及供电段人员从两侧人孔进入油箱进行内检，发现夹件与限位撑板连接螺栓有松动迹象，拉带螺杆有两处松动，一处拉带接地线松动。内检人员锁紧所有紧固件，紧固件均使用镀层工艺处理，油箱内壁涂漆且漆皮完好，排除活泼金属促进变压器油脱氢反应引起的氢气异常增长，现场测量微水含量值为16.3 mg/L，超过投用后标准值（15 mg/L）。紧固件松动，易造成变压器内部受潮，使油中微水含量增加。

现场电能质量测量结果表明，该牵引变电所外部电源直流分量超标，在此状态下，牵引变压器会发生直流偏磁现象。过大的直流电流可能引起变压器磁饱和，产生振动加剧、噪声增大、谐波增大、局部过热、损耗增加、拉板或夹件温升提高等问题，影响变压器的安全运行[4]。气体在油中的溶解或释放与振动有关，强烈振动会使气体饱和溶解度降低，释放出气体[5]。

由于螺栓等紧固件松动，形成连接位置的悬浮电位。在初期微弱放电环境下，变压器油温升高，内部产生低温过热时，微水逐渐分解产生少量氢气，同时油受热劣化，最终持续产生氢气。变压器运行振动加剧时，松动部位越来越松，放电程度加剧，内部温度持续升高，氢气含量逐渐积累增多。

各类试验及检验说明牵引变压器内部器身无绝缘异常问题，在变压器运输、现场安装过程出现疏漏，导致牵引变压器受潮，经过长期带电受热后释放出氢气。判定此次油色谱特征气体中氢气超标主要原因为变压器内部受潮，变压器振动加剧也是其中一个直接原因。

2018年12月18 日，通过对变压器进行48 h抽真空，注油热油循环72 h。2019年1月3日重新投入运行，运行第1天、第7天、第16天、第34天及之后的跟踪油色谱分析报告显示，变压器油特征气体中氢气含量恢复正常，数据如表7所示，问题得到解决。

表7 真空滤油后油色谱试验数据 μL/L

基于此次330 kV牵引变压器油色谱中氢气含量超标异常情况的分析，提出以下安全防范措施：

（1）牵引变压器作为电气化铁路供电系统中的重要设备，生产厂家应从技术控制、过程控制、发运安装控制等阶段层层把控产品质量，加强三控预防措施：

a.技术控制。在研发设计环节，厂家在严格执行质量体系和质量计划的相关规定和满足国际、国内标准及技术条件的基础上，结合供电电网差异性，彻底解决类似螺栓松动问题，研究更强适应能力的牵引变压器。

b.过程控制。厂家应细化对制作人员、设备器械、物料采购、工艺规程、制作环境的生产五要素的管理，包括严格进厂检验及存放控制，增强绕组的压装、干燥工艺，规范检验试验工序等，做到过程可控可追溯。

c.发运安装控制。严格执行现场装配相关工艺要求，变压器所有附件运输前所有密封垫圈、盖板应安装齐全，防止进水、受潮；
运输中加装冲击记录仪，做到运输追踪；
安装就位后，内检紧固件等是否松动，抽真空、真空注油（油温高于器身温度）、热油循环、静放时长均按规范要求执行后，方可带电，杜绝变压器受潮。

（2）加强对电网电能质量的监测，抑制直流偏磁，同时加强投运初期牵引变压器在偏磁作业下的温度、振动等在线监测措施，发现隐患及时解决。

（3）通过变压器油色谱在线检测装置、瓦斯保护/温度保护等综合检测和评估变压器运行状态，对异常情况及时采取变压器油样化验、油色谱数据特征气体法、三比值法、局部放电检测、绕组变形检测及排油内检等措施，逐步查找特征气体含量超标或持续增长的原因，制定相应整改方案，保证铁路运输供电安全。

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