1 概述
福建水口水电厂安装有7台240 MVA SFP9-240 000/220型242±2×2.5％/13.8 kV主变压器，联结组别为YN.d11，无激磁调压，强迫油循环风冷却（ODAF）。其中，6号主变（原2号主变）自1994年2月投运以来，曾经历过两次出口短路：1994年3月3日，高压侧出口A相接地和同年5月14日高压侧出口三相短路。主变运行不足3个月，油色谱分析总烃含量超过注意值150 ppm，而且增长速度较快。主变油中溶解气体色谱分析数据见表1。
表1 主变投运初期油色谱分析数据（ppm）
Tab.1 Statistical data of electricity consumption
per capita in Northeast China region in 1995
取样日期 H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 C1＋C2 运行时间
94-02-04 痕 45 190 1.6 痕 0.6 0 2.2 72小时
94-03-07 14 140 530 6.6 26 1.4 0 34.0 1个月
94-05-11 73 290 1200 110.0 41 190.0 0 340.0 3个月
2 故障分析
机变为单元接线，机组容量 222.2 MVA，故主变为非满负载运行。变压器运行油温一般在50℃左右。5月14日发生主变出口短路，短路电流倍数为2.9，持续时间约 0.15 s，远小于变压器允许的短路电流及其持续时间。
对油中气体进行分析发现总烃含量较高，C2H 2＜5 ppm，为一般过热性故障；按“三比值法”分析：C2H2/C2H4＝0，CH4/H2＝1.5，C2H4/C2H6＝4.6，（0，2，2）编码，为高于700℃高温范围的热故障；CO2/CO＝1200/290＝4.1 （高于3而低于11），一般可排除绝缘故障，而从其后的糠醛含量测试，也可判定固体绝缘材料未发生整体老化或局部劣化；产气速率：主变投运1个月时，其绝对产气速率ra＝1.5 ml/h，相对产气速率rr＝1350％/月；投运3个月，ra＝7.4 ml/h，rr＝450%/月。应该说，绝对产气速率更能直接反映故障点的情况。
主变出口短路后、恢复运行前的3次油色谱分析数据见表2。
表2 主变出口短路后油色谱分析数据（ppm）
Tab.2 Regional ROVTUE
取样日期 H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 C1＋C2 ra （ml/h）
94-05-16 77 310 1200 120 44 210 0.8 370 7.4
94-05-20 95 360 1200 130 55 220 1.2 400 10.3
94-05-22 76 340 1300 140 64 230 1.1 430 26.6
从表2可以看出：主变事故前后的产气速率基本不变，事故对油中气体含量的变化无直接影响；油中气体扩散比较慢，事故一周后总烃含量还在增长，故障部位应当是油循环不良之处。由以上分析可以判断主变内部存在过热性故障，但故障部位和严重程度尚不明晰。
变压器内部过热性故障的诊断是一项复杂的工作。故障类型与故障部位有密切关系，不同的故障点反映出的故障类型不一样。故障判断的影响因素有设备结构的影响、辅助设备故障的影响，还有其它因素的影响。变压器的冷却系统不容忽视，尤其是潜油泵故障对油中气体有很大的影响。
采取的对策仍然以油色谱分析为主，相应缩短检测周期，辅以必要的电气试验，并及时安排冷却器的潜油泵检查，以免受外围故障干扰，造成误判断。
先通过电气试验来判别变压器线圈和铁芯故障与否。试验结论为主变绝缘电阻和直流电阻均正常。为监视主变内部故障的变化，又进行了油中溶解气体、水份、糠醛和金属含量等4个项目的检测。结果是：油中含水量为7.0 ppm，与投产前相比无明显变化；油中糠醛含量投运前、后均为0.002 mg/l；油中金属含量如表3所示。
表3 油中金属含量测试结果 单位：μg/g
Tab.3 Statistical data of ROVTUE of primary,
secondary and tertiary industries
样 品 铁 铜 铝 试验日期
5.30 0.46 1.27 0.43 94-06-01
6.14 0.57 1.40 0.60 94-06-16
主变5月23日恢复运行的两个月中，取样24次共进行了56个样品的测试（包括主变下部放油阀、气体继电器和潜油泵出口等处油样）。历次气体分析典型数据见表4。
表4 主变恢复运行后油色谱分析典型数据（ppm）
Tab.4 Statistical data of ROVTUE of 5 material production
departments in Northeast China region in 1995
取样日期 H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 C1＋C2 ra/（ml/h）
94-05-26 89 363 1475 145 57 260 1.2 460 66.4
94-06-02 115 410 1600 180 60 340 1.9 580 95.9
94-06-06 120 400 1500 180 67 355 1.8 605 29.5
94-06-10 125 425 1700 200 66 370 1.9 635 66.4
94-06-22 130 390 1700 200 72 390 1.3 660 2.8
94-06-30 135 470 1850 230 83 420 1.4 735 41.8
94-07-11 135 510 1550 250 82 415 1.0 750 18.4
从表4可看出，油中总烃含量超过注意值，且以CH4和C2H4为主，但CO和CO2含量不高，按“特征气体法”、“三比值法”和“三角谱图法”，判明内部存在裸金属局部过热故障。基于油中C2H2含量很小，估计热点的温度不高于700℃。根据油中气体用“三比值法”对CO和CO2及C2H2的变化情况进行了统计分析，结果表明故障性质和能量都未发生变化。
以后的跟踪监测结果也表明，主变内部故障仍在继续发展，但速率渐趋平缓。主变投运以来，负荷变化不大，油中气体的变化可能与冷却器的运行方式（即潜油泵的投入与否）有关。主变运行近两个月，产气速率ra＝13 ml/h，rr＝65%/月。
该主变（2B）与先期投运的1号主变（1B）型号完全相同，负荷也相差无几，1号主变和2号主变的24 h油温变化如表5所示。
表5 1号和2号主变24 h油温变化
Tab.5 Statistical data of ROVTUE of 9 typical industries
in Northeast China region in 1995
时间/h 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 平均
1B /℃ 50 49 47 46 52 53 53 54 54 54 54 53 51.4
2B /℃ 50 49 48 47 53 54 54 58 58 58 56 55 53.1
负荷/MVA 207 208 206 211 214 214 214 219 219 217 213 210 213
日期：1994-06-07； 气温：35/27℃
从表5中可以看出，2号主变平均油温比1号主变高1～2℃，气温高时差别较大，达4℃。可见，2号主变冷却器效率偏低。经观察，怀疑其油泵流量未达到额定值（135 m3/h）。而且，2号冷却器潜油泵出口油流声音也不大正常。测量冷却器油泵电流时发现,2号潜油泵工作电流偏大，而且起动电流下降较慢，即起动过程比较长。3号油泵则启动电流较大。
根据以上观察，结合电气试验和色谱数据分析，可判断2号冷却器潜油泵存在故障的可能性极大。
3 潜油泵解体检查及故障分析
冷却器潜油泵型号为4B2.135-4.5/3 V。与主变一同计划停运，更换了2号、3号潜油泵，继而进行潜油泵解体检查及故障分析。解体检查发现2号潜油泵电机转轴靠铁芯的两端严重过热，烧黑发蓝；非叶轮端轴承（E307）内圈胀裂。根据转轴过热的程度，估计温度在500～600℃；而从转轴热涨，导致轴承胀裂的温度差约150℃，推算其热点温度也在500℃以上。这与油中气体色谱分析的温度基本一致。3号潜油泵电机转轴也存在程度稍轻一些的过热现象。
故障原因：外观检查，电机转子铸铝质量欠佳，导条与端环整体性较差；转子过热系转子断笼条引起。由于转子断条，电机起动转矩降低，故带负载起动的过程就比较长；电机满载运转时转速降低，致使油泵流量减小；电机振动引起油泵运行噪音增大。这些与运行观察分析的结果是吻合的。
更换2号、3号潜油泵之后，主变又运行3个月，进行了24次50个油样的气体分析。油中总烃含量从820 ppm增长至1100 ppm，其产气速率ra＝4.3 ml/h，rr＝10％/月。其中主要是CH4和C2H4，C2H2基本不变，油中糠醛少，铁和铜的含量略有增加，铝的含量无明显变化。显而易见，主变内部仍存在局部过热故障点。
基于当时油中气体含量比较高，结合主变小修，对变压器油进行真空脱气处理。主变投运后，总烃含量仍逐有增长。变压器线圈变形试验结果表明，三相线圈频率响应特性一致性较好，相互间的差值较小。结论：线圈未发生明显变形。为缩小故障可疑范围，主变冷却器以（1号，4号）、（2号，3号）、（1号，3号）和（2号，4号）分组运行。经进一步考察试验，发现1号、4号潜油泵也存在故障。结合主变汛前检修，更换了1号、4号潜油泵。
解体检查结果：1号潜油泵电机转轴非叶轮端靠铁芯处严重过热，烧黑发蓝；而4号泵电机转轴两端靠铁芯处都有过热现象。
综上分析认为，主变的4台潜油泵均存在不同程度的电机转子过热，其中尤以2号泵为甚。从主变故障产生气体（C1＋C2）的总量来看，排除潜油泵故障的减量抵消不了同时存在的另一故障点的增量，说明该故障点还有所发展。
4 变压器吊罩检查处理
排除主变的潜油泵故障后，注意到低压线圈三相直流电阻不平衡，并已超过注意值。可能存在A相低压线圈引线接触不良，或是引线与铜排焊接质量问题，也可能存在铁芯局部短路故障。
主变吊罩后检查、试验，未发现A相低压线圈引线及焊接处的过热迹象，而且铁芯各部位绝缘良好，但发现A相低压线圈引线铜排距油箱只有70 mm（设计值应为100 mm）；靠近A相低压线圈下部引线处的3块油箱磁屏蔽板有过热变色现象，其绝缘胶烤焦、开裂、起层，下节油箱低压侧有3处黑色碎屑沉淀，数量还比较多。沉积物经红外光谱分析（ICP法），主要成份是碳氢饱和烃、二氧化硅及其它金属氧化物。测试结果如表6所示。
表6 沉积物红外光谱分析结果
样品号 铜 铁 铝 烧失量/%
A 0．182 22．020 0．144 33．15
B 0．742 25．920 0．156 19．50
根据变压器漏磁计算，屏蔽内最大轴向磁通密度为0.43246 T（有效值），屏蔽内未达到饱和。现场分析认为，由于油箱磁屏蔽与载流铜排间距偏小及磁屏蔽固定位置的绝缘不良，因而形成封闭回路，导致过热故障。
红外成像测温表明，主变低压侧A相线圈下部的温度比上部高10℃左右。用手触摸箱壁也有明显感觉。而且，温度较高的位置正好是A相低压线圈下部引出线接头处，而接头经测试和吊罩观察未发现开焊过热迹象。
经分析，认为低压侧A相引出线与铜排的焊接头距油箱磁屏蔽只有30 mm，比原设计小10 mm。该处通过的相电流约5800 A，由于距离较小，通过磁屏蔽硅钢片的漏磁通量增大，因而有可能引起硅钢片过饱和而发热；若硅钢片多点接地，则也会因出现较大的环流而过热。
下节油箱上沉积的碎屑，用磁铁有少许能被吸起，说明含有磁性金属颗粒，只有磁屏蔽硅钢片表面的漆过热脱落才可能有这种现象。
至5月中旬，主变已运行1年多，特别是3月份以来，基本上满负荷运行（主变运行初期因库水位低而小负荷运行），部分磁屏蔽长时间过热导致表面漆炭化脱落，可能造成硅钢片间绝缘破坏而增大损耗。为此全部更换了油箱磁屏蔽为板式结构，并处理了A相低压载流铜排与油箱距离，使之达到设计尺寸，同时力求从根本上解决漏磁过热问题。
经以上处理，主变投运后的色谱分析情况见表7。故障气体分析表明：主变过热性故障仍在进一步发展，但与主磁通无关（空载运行总烃不增长）。
表7 磁屏蔽过热处理后油色谱分析数据（ppm）
取样日期 H2 CO CO2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 C1＋C2 运行条件
96-12-22 6.4 4.1 130 12 7.2 24 0 43 空载
96-12-26 38.0 10.0 130 100 47.0 170 0 320 负载150MW
96-12-30 480.0 16.0 200 490 540.0 1300 4.8 2440 负载200MW
5 低压线圈故障诊断与处理
为了确诊主变的热故障部位，需重点查清A相低压线圈电阻偏大的原因。历次主变低压线圈直流电阻测量值见表8，三次吊罩线圈相间直流电阻测量值见表9。
表8 主变低压线圈直流电阻测量值（μΩ）
测试日期 A-B B-C C-A 相对误差/%
92-07-30 1202 1192 1206 1.17
95-05-19 1182 1179 1200 1.77
95-06-05 1211 1206 1222 1.32
96-10-13 1225 1222 1252 2.43
96-10-20 1192 1173 1201 2.36
96-12-11 1139 1130 1161 2.71
表9 主变低压线圈相间直流电阻测量值（μΩ）
测试日期 Ax By Cz 相对误差/%
95-06-03 1778 1735 1719 3.38
96-10-18 1912 1840 1824 4.73
96-12-13 1905 1811 1811 5.10
由表中可以看出，主变低压线圈三相不平衡系数逐渐增大。第三次吊罩检查，磁屏蔽及各裸露的导电部位未见过热点，而直接测量A相低压线圈的相电阻，其偏差已增至5.10%，这足以说明A相低压线圈内部导电回路存在故障点。
将A相低压线圈三螺旋122根并绕导线中的一半（61根）焊开一头，测量每根导线的直流电阻，结果发现有5根测量值偏小，详见表10，并且每两根导线的并联值都大于单根导线阻值（0. 22Ω），见表11。
表10 部分单导线直流电阻测量结果（Ω）
编号 19 20 26 27 35
阻值 0.1776 0.1157 0.1537 0.1406 0.1216
表11 故障导线股间并联电阻测量结果（Ω）
并联导线 19-20 19-26 19-35 26-27 26-35 27-35
阻值 0.2726 0.3192 0.2940 0.2406 0.2615 0.2497
其中，5根导线阻值偏小，说明这5根导线线间绝缘损坏后，循环电流引起故障点的过热，已造成导线过热烧熔，截面变小，甚至严重的已烧断。线圈内部股间存在并联短路，从整体电阻偏大来看，线圈内部还存在股线开断现象。
检查更换下来的A相低压线圈发现，下数第18匝并联导线中有7根已烧损，有的截面烧熔大部分，有的导线抽出后即断掉。断股导线经返厂化验和烧断后的残渣分析，表明导线本身材质有问题，即导线内含有杂质。实际上，故障可能是由于导线中间端头焊接处纸包绝缘不好或短路冲击造成损伤引起。
6 故障原因分析
变压器线圈在绕制、干燥、组装等工序中，由于导线材质缺陷、绝缘包扎不好、焊头处理不当、绕制压装工艺控制不严或套装操作失当等原因，常会造成变压器线圈绝缘损坏而引发短路故障。尤其变压器经历外部短路时所产生的机械振动力，可能会造成线圈变形或诱发线圈故障。
A相低压线圈内5根导线间的短路属于“同位线间短路”。由于轴向漏磁通沿线圈幅向是变化的，并绕导线不同位置所交链的漏磁通大小不同，因而并联导线间就存在电位差。当同位导线线间发生短路时，将有循环电流流经短路点引起发热。另外，漏磁通的大小与变压器所带的负荷也有关，变压器负载越大，过热越严重，故障气体增加的也越多，这与主变色谱分析的结果是吻合的。线圈股间绝缘故障也证实了初步分析中所提出的“故障部位应当是油循环不良之处”的看法。
应当指出，本台主变先天存在的缺陷在油色谱分析中虽有察觉，但因测量线圈直流电阻的偏差并不大而被忽视，致使更难诊断线圈内部的渐变故障。经过近3年时间的运行后，才逐渐发展到导线被烧熔，最后使线圈的直流电阻有明显的偏差。
7 结束语
由于该主变故障不是单一的，而是多重的、发展的，且潜在的主要故障点比较隐蔽，加上故障性质的特殊性，因而综合分析和判断的难度很大。
经过近3年的大量工作，进行色谱跟踪分析约500次，做了电气及非电气各种方法的测试、综合诊断，在消除潜油泵转子过热、铁芯极间绝缘不良，以及油箱磁屏蔽过热故障之后，才逐渐查明A相低压线圈股间既有短路、又有断路的罕见故障。现场进行了更换低压线圈，包括现场热油喷淋真空干燥处理和全面的考核试验，困扰三年之久的主变内部潜伏性热故障才终于根除。
实践证明，利用气相色谱法分析油中溶解气体检测充油电气设备内部潜伏性故障，是一种十分有效的手段。当油中故障特征气体分析结果表明可能存在内部故障时，再配合电气试验及其它项目，进行综合分析。
综合分析是一门学问。应深入了解设备（包括其辅助设备），全面掌握安装、运行、检修情况，以及设计、制造等有关资料；结合电气、化学试验结果进行综合判断，即进行全过程的系统分析。这样，不仅有助于故障类型的判断，也有助于对故障部位做出正确的估计。
