1 故障的发现
    案例一：2014年南指挥变电站状态检测现场过红外线成像技术发现1号主变压器低压v相桩头套管中部发热，相对其他相温升34 K。该套管为纯瓷套管，内部充油起绝缘和散热作用，温度最高点不在易发热的导电杆与线夹连接处而在套管中部。发热点的异常引起我们的关注，在后续的绝缘油色谱分析中发现总烃含量超标（详见表1）。

    案例二：2015年35 kV神泉变电站状态检测现场，类似案例一的现象再次出现。变压器低压w相套管中部发热，相对其他相温升26 K ;在后续的绝缘油色谱分析发现总烃含量严重超标（详见表2）。

    2 故障分析和进一步测试
    我们首先对设备基本信息进行了收集。35 kV南指挥变电站1号主变压器型号为SZ9- 6300/35±3X2.5%，连接组别为Y、d11，短路阻抗为7.37%、2000年8月生产，投运于2002年5月，2013年预防性试验结果各项参数均正常；35 kV神泉变电站1号主变压器型号为SZ9-6300/35±3×2.5%，连接组别为Y、 d11，短路阻抗为7.13%、2001年10月生产，投运于2003年1月，2013年预防性试验结果各项参数均正常。
    通过对2台主变压器油中气体进行三比值分析均为022，主要成分为C2H4且增长较快，认定为绝缘油高温过热故障。分析可能原因有：铁芯短路、绕组接头接触不良、铁芯和外壳有环流。
    基于绝缘油色谱分析推论，我们对2台主变压器的铁芯接地电流进行了测量，铁芯接地电流均小于100 mA。随后立即安排停电试验，其中铁芯绝缘电阻，通阻、绕组直流电阻试验数据详见表3。

    综合分析认定变压器有高温过热故障，通过铁芯对地绝缘电阻测试排除铁芯接地短路和环流的可能，通过直流电阻测试判定变压器存在绕组接头接触不良的故障。南指挥1号主变压器故障定位在低压v相，神泉1号主变压器故障定位在低压w相。确认2—台变压器存在绕组接头接触不良故障。根据经验分析绕组故障多发生在接头连接处，结合红外测温图像分析，绕组与低压导电杆连接处发热的可能性极大。热源始于绕组接头处，由于绕组接头处于箱体油浸之中，绝缘油具有散热作用，导电杆具有良好的热传导性，使得热量向上部套管传递聚集，外部导电杆置于大气之中很快散热，所以温度最高点出现在套管中部。

[1] [2]  下一页