0 引言
变压器油中溶解气体分析 (Dissolved Gas Analysis,DGA) 是监测电力变压器故障的重要技术手段。然而，当故障特征气体并非源于变压器本体，而是由其强迫油循环冷却系统等外部附件产生时，若仅依据传统的比值法或关键气体法进行诊断，则极易误判为 “本体故障”, 从而引发不必要的停电甚至吊罩大修，造成重大经济损失。为此，如何在油化数据异常时，有效区分故障源自本体还是外部系统，成为状态检修中的一个实际难点。本文针对这一难点，介绍了某电厂一起典型的 220kV 主变油化数据异常案例及其处理过程。研究突破了常规诊断的局限性，引入 “冷却器投切状态与油化数据” 关联分析，成功将故障从 “变压器内部高温过热” 锁定为 “主变 #5 冷却器潜油泵运行异常”, 并经解体检查与后续运行得到验证。此案例对于完善大型变压器状态检修策略，拓展油化技术的诊断维度具有重要的实践价值。
1 设备概况
某发电厂主变型号为 SFP10‑280000/220, 额定电压为 242±2×2.5%/15.75kV, 连接组标号为 YNd11, 采用无载调压，于 2008 年 4 月投运；冷却方式为强迫油循环风冷，冷却系统由 6 组冷却器构成，采用 PLC 控制，各组冷却器主要包含 3 台风机和 1 台潜油泵。主变冷却器有自动、手动和切除 3 种运行方式。正常情况下，#1、#2 冷却器在 “切除” 状态作备用，#3~#6 冷却器在 “自动” 状态。冷却器采用 “自动” 方式运行时，根据主变油温度自动投切，遇 PLC 故障或需要可切至 “手动” 运行。为保证对称启动，#3、#5 冷却器为一组轮换控制，#4、#6 冷却器为另一组轮换控制。主变的上次年度检修时间为 2025 年 2 月，期间开展了主变绕组绝缘电阻测试、绕组介质损耗及电容量测试、直流电阻测试等项目，试验数据均正常。
2 故障现象
2025 年 10 月 14 日，主变在线油色谱监测系统发出报警，显示氢气、甲烷、乙烯及总烃含量出现显著跃升。随即对主变本体下部取油样，通过油化试验，验证了该异常趋势。自 10 月 13 日起，一氧化碳、二氧化碳未见明显增长，乙烯增长较快，基于 2025 年 10 月 15 日与 2025 年 8 月 29 日的数据，计算绝对产气速率，氢气为 12.80mL/d, 总烃高达 29.66 mL/d。根据 DL/T722—2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》, 氢气、总烃产气速率超标，各气体组分含量暂未超过注意值。辅助三比值法计算，编码组合为 002, 于是初步判断主变本体内部存在局部高温过热现象。
主变油化数据异常后，立刻对主变进行了红外测温，检查潜油泵运行情况，测量铁心接地电流、夹件接地电流，均未见明显异常。现场查阅主变运行工况，2025 年 10 月以来主变带 190~215 MW 负荷运行，油面温度为 39~55 ℃, 绕组温度为 50~65 ℃, 与 2025 年 2 月年检、2025 年夏季的运行工况相比，无明显差异。因各特征气体绝对值数据均未超注意值，故只需加强运行状态监督、数据监测、油色谱跟踪。
2025 年 10 月 15 日～17 日，离线油化数据、在线数据测试无明显变化。2025 年 10 月 18 日，氢气、甲烷、乙烯、乙烷、总烃均出现较大增长，计算编码组合，仍为 002 高温过热。针对高温过热故障，初步分析可能有以下原因：一是主变分接开关接触不良、绕组引线或内部连接部位接触不良造成的接头部位发热高温；二是绕组可能存在的匝间短路造成高温；三是主变内细小铁磁材料在局部形成环路，感应发热高温；四是主变内部磁屏蔽故障导致局部感应发热高温。2025 年 10 月 20 日凌晨，开展了高压试验，结果显示绕组直流电阻、变比、铁心绝缘、夹件绝缘、潜油泵三相直阻等数据均合格。试验结果与上述诊断原因形成矛盾，表明引起高温过热的原因不在本体，可能在与变压器油直接相连的外部系统。
3 “冷却器投切状态‑油化数据” 时序关联分析
3.1 时序关联分析背景
根据高压试验结果与初步诊断原因之间的矛盾，将注意力从主变本体转移到辅助系统。追溯历史数据，发现油化数据首次异常时间为 2025 年 10 月 14 日，恰好与 #3、#5 冷却器运行时间 (2025 年 10 月 13 日～14 日) 高度重合。这一关键发现将故障指向了 #3、#5 冷却器。
3.2 时序关联分析
针对上述分析基础，构建并执行了 “冷却器投切状态‑油化数据” 时序关联分析。若故障源存在于某台冷却器中，则其投运时特征气体应增长，停运时气体应趋于稳定。基于 2025 年 10 月 13 日～19 日数据，并在 2025 年 10 月 20 日之后制定了冷却器轮流投切试验。
2025 年 10 月 13 日～14 日，#3、#5 冷却器运行，首次出现 0.19μL/L 乙炔。2025 年 10 月 14 日～17 日，#4、#6 冷却器运行，油化数据均趋于稳定，证明当 #4、#6 冷却器运行时有效隔离了故障源，故障源可能位于 #3、#5 冷却器。2025 年 10 月 17 日～18 日，#3、#5 冷却器运行，故障特征随即复现，乙炔、乙烯再次增长，因此确认故障源在 #3、#5 冷却器。2025 年 10 月 18 日～19 日，二次隔离 #3、#5 冷却，保持 #4、#6 冷却器运行，油化数据趋于稳定。进一步证明当 #4、#6 冷却器运行时，有效隔离了故障源。2025 年 10 月 19 日～20 日，#4、#5 冷却器运行，乙烯、总烃分别升至 74、160μL/L。由于 #4 冷却器正常，因此将故障源锁定至 #5 冷却器。基于以上关联性分析，于 2025 年 10 月 20 日切除 #3、#5 冷却器，仅保留 #4、#6 冷却器运行。此后直至 2025 年 10 月 30 日，主变带 100~200 MW 负荷运行，油化数据持续平稳。为获得最终验证，在 2025 年 10 月 31 日进行了一次主动的 “故障验证”。在严密监控下，再次投入 #5 冷却器运行。结果显示，数小时内，在线监测系统的乙炔含量由 0.50μL/L 升至 3.04μL/L。随后切除 #5 冷却器，特征气体含量平稳。这一变化有效复现了故障特征，为故障定位提供了有力的证据。2025 年 11 月 2 日，主变完成停电，随后开展年检工作。
4 解体检查与管控措施
4.1 #5 冷却器解体检查
对 #5 冷却器潜油泵进行解体检查，证实了 “冷却器投切状态‑油化数据” 时序关联分析的处置过程与结果分析均正确。油泵具体检查情况如下。
(1)#5 潜油泵定子腔体检查。电机定子腔体内分布有黄黑色灼烧残渣，靠近轴承中心部位存在一块黑色水滴状残渣，残渣主要堆积在腔体壁、定子绕组周围。
(2)#5 潜油泵定子铁心与绕组检查。定子铁心表面与定子绕组表面存在明显烧伤痕迹，铁心径向烧蚀深度约为 22mm。绕组表面出现绝缘碳化破损，部分线圈导线已裸露。烧伤区域集中在绕组端部及其与定子铁心交汇处。
(3) 其他部件检查。经检查，轴承转动灵活，排除了因机械卡涩导致负载过大的可能。
基于解体检查结果，采取了以下管控措施，并通过主变试验、主变送电跟踪验证了处理效果。
(1) 针对性维护与防控。针对 #5 潜油泵出现的烧蚀现象，对其进行更换。鉴于主变潜油泵已运行超过 10 年，预防性更换了其余潜油泵。同时，对主变进行了真空滤油与脱气处理，清除已溶解的故障气体及可能存在的固体颗粒污染物。
(2) 主变试验验证。对变压器本体进行了包括绕组直流电阻、绝缘电阻、介质损耗及局部放电在内的全套高压试验。所有试验数据均合格，证明变压器本体绝缘完好。
(3) 长期运行验证。主变于 2025 年 11 月 10 日恢复送电，全部冷却器投入 “自动” 运行。此后持续跟踪在线及离线油化数据超 1 个月，各项特征气体含量稳定，表明已彻底消除故障源，变压器运行正常。
5 结语
本文通过 “冷却器投切状态‑油化数据” 时序关联分析，精准诊断出由 #5 潜油泵引发的油化数据异常，避免了因盲目吊罩、返厂大修造成的重大经济损失。
(1) 确立系统性诊断流程。当油化数据指向本体故障而本体电气试验正常时，建议排查冷却系统。本文通过实际案例验证了 “油化数据异常、本体电气排查、冷却器运行状态与油化数据关联分析、冷却器轮停试验、故障源定位、解体检查” 的诊断路径的高效性。
(2) 强化冷却系统的预防性维护。潜油泵是冷却系统的薄弱环节，建议增加对运行电流、振动的在线监测，定期进行绕组直流电阻不平衡度测试及轴承检查，并对运行年限超过10年的油泵进行解体检查与主动更换。
(3) 推动智能化诊断。建设集成油化数据、冷却器运行状态等多维数据的智能分析平台，实现从简单报警到辅助诊断的进阶。
(4) 突显经济效益。本次故障处理通过精准施策，仅更换潜油泵并辅以滤油，相较于吊罩检查或返厂大修等传统方案，在成本与时间上均展现出显著优势，有力印证了基于状态分析的维护策略，使得设备全生命周期成本最优、电网运行效益最大。