摘要：本文针对某110kV变电站＃2主变油色谱异常情况，通过油色谱跟踪监测、停电吊罩检查，分析确认35kV侧套管导电杆与引线接线片导电接触面积较小、负荷电流增加引起发热是造成异常的主因，提出加强变压器监造，严把出厂制作工艺防范措施，以杜绝类似事故的发生。

    1 概述
    某年6月25日，在对某110kV变电站＃2主变（型号为SSZ11-50000/110）进行周期性油色谱跟踪分析时，发现变压器油总烃含量为285. 7μ/L，超出侧GDW 1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》规定值（注意值：总烃（150μ/L）。试验具体数据见表1。

    该变电站有2台主变，高、中压侧并列运行，10kV侧分列运行。＃1主变低压侧101断路器带10kV I段母线负荷，#2主变低压侧102断路器带10kV II段母线负荷，分段100断路器热备用。

    2 故障分析及判断
    2.1试验数据分析
    根据充油高压设备的故障气体特征，故障气体的组成与故障类型及严重程度密切相关。不同故障产生的主要气体和次要气体见表2。

    表1中气体主要组分为CH4 、C2H4，次要组分为H2、C2H6，因此初步判断该主变油色谱异常由油过热导致。
    2.2故障跟踪监测及分析
    当年7月～8月，对该台主变油色谱进行了跟踪分析，跟踪数据见表3。

    由表3可知，油中总烃含量呈上升趋势，CH4 、C2H4含量增长最为明显。由于油中无C2H2，因此可确定主变内部不存在放电现象。根据三比值法的编码规则，几次跟踪结果的三比值编码均为“022”，说明该台主变内部存在高温（高于700℃）过热故障。
    可以导致变压器内部高温过热故障的主要原因有：分接开关接触不良、引线夹件螺丝松动、接头焊接不良等导电回路问题；涡流引起铜过热、铁芯漏磁、铁芯多点接地等磁回路问题。
    为了进一步判断故障类别，进行了铁芯接地电流测试及总烃含量与负荷电流对比统计。铁芯接地电流测试为37mA，小于规程规定（注意值：100mA）；总烃含量与负荷电流变化数据统计见表4。

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