1 概述
福建水口水電廠安裝有7台240 MVA?SFP9-240 000/220型242±2×2.5％/13.8 kV主變壓器，聯結組別為YN.d11，無激磁調壓，強迫油循環風冷卻（ODAF）。其中，6號主變（原2號主變）自1994年2月投運以來，曾經歷過兩次出口短路：1994年3月3日，高壓側出口A相接地和同年5月14日高壓側出口三相短路。主變運行不足3個月，油色譜分析總烴含量超過注意值150?ppm，而且增長速度較快。主變油中溶解氣體色譜分析數據見表1。
表1 主變投運初期油色譜分析數據（ppm）
2 故障分析
機變為單元接線，機組容量?222.2 MVA，故主變為非滿負載運行。變壓器運行油溫一般在50℃左右。5月14日發生主變出口短路，短路電流倍數為2.9，持續時間約?0.15 s，遠小於變壓器允許的短路電流及其持續時間。
對油中氣體進行分析發現總烴含量較高，C2H?2＜5?ppm，為一般過熱性故障；按「三比值法」分析：C2H2/C2H4＝0，CH4/H2＝1.5，C2H4/C2H6＝4.6，（0，2，2）編碼，為高於700℃高溫範圍的熱故障；CO2/CO＝1200/290＝4.1?（高於3而低於11），一般可排除絕緣故障，而從其後的糠醛含量測試，也可判定固體絕緣材料未發生整體老化或局部劣化；產氣速率：主變投運1個月時，其絕對產氣速率ra＝1.5?ml/h，相對產氣速率rr＝1350％/月；投運3個月，ra＝7.4?ml/h，rr＝450%/月。應該說，絕對產氣速率更能直接反映故障點的情況。
主變出口短路后、恢復運行前的3次油色譜分析數據見表2。
表2 主變出口短路后油色譜分析數據（ppm）
從表2可以看出：主變事故前後的產氣速率基本不變，事故對油中氣體含量的變化無直接影響；油中氣體擴散比較慢，事故一周后總烴含量還在增長，故障部位應當是油循環不良之處。由以上分析可以判斷主變內部存在過熱性故障，但故障部位和嚴重程度尚不明晰。
變壓器內部過熱性故障的診斷是一項複雜的工作。故障類型與故障部位有密切關係，不同的故障點反映出的故障類型不一樣。故障判斷的影響因素有設備結構的影響、輔助設備故障的影響，還有其它因素的影響。變壓器的冷卻系統不容忽視，尤其是潛油泵故障對油中氣體有很大的影響。
採取的對策仍然以油色譜分析為主，相應縮短檢測周期，輔以必要的電氣試驗，並及時安排冷卻器的潛油泵檢查，以免受外圍故障干擾，造成誤判斷。
先通過電氣試驗來判別變壓器線圈和鐵芯故障與否。試驗結論為主變絕緣電阻和直流電阻均正常。為監視主變內部故障的變化，又進行了油中溶解氣體、水份、糠醛和金屬含量等4個項目的檢測。結果是：油中含水量為7.0?ppm，與投產前相比無明顯變化；油中糠醛含量投運前、后均為0.002?mg/l；油中金屬含量如表3所示。
表3 油中金屬含量測試結果
單位：μg/g
主變5月23日恢復運行的兩個月中，取樣24次共進行了56個樣品的測試（包括主變下部放油閥、氣體繼電器和潛油泵出口等處油樣）。歷次氣體分析典型數據見表4。
表4 主變恢復運行后油色譜分析典型數據（ppm）
從表4可看出，油中總烴含量超過注意值，且以CH4和C2H4為主，但CO和CO2含量不高，按「特徵氣體法」、「三比值法」和「三角譜圖法」，判明內部存在裸金屬局部過熱故障。基於油中C2H2含量很小，估計熱點的溫度不高於700℃。根據油中氣體用「三比值法」對CO和CO2及C2H2的變化情況進行了統計分析，結果表明故障性質和能量都未發生變化。
以後的跟蹤監測結果也表明，主變內部故障仍在繼續發展，但速率漸趨平緩。主變投運以來，負荷變化不大，油中氣體的變化可能與冷卻器的運行方式（即潛油泵的投入與否）有關。主變運行近兩個月，產氣速率ra＝13 ml/h，rr＝65%/月。
該主變（2B）與先期投運的1號主變（1B）型號完全相同，負荷也相差無幾，1號主變和2號主變的24 h油溫變化如表5所示。
表5 1號和2號主變24 h油溫變化
日期：1994-06-07； 氣溫：35/27℃
從表5中可以看出，2號主變平均油溫比1號主變高1～2℃，氣溫高時差別較大，達4℃。可見，2號主變冷卻器效率偏低。經觀察，懷疑其油泵流量未達到額定值（135 m3/h）。而且，2號冷卻器潛油泵出口油流聲音也不大正常。測量冷卻器油泵電流時發現,2號潛油泵工作電流偏大，而且起動電流下降較慢，即起動過程比較長。3號油泵則啟動電流較大。
根據以上觀察，結合電氣試驗和色譜數據分析，可判斷2號冷卻器潛油泵存在故障的可能性極大。
3 潛油泵解體檢查及故障分析
冷卻器潛油泵型號為4B2.135-4.5/3?V。與主變一同計劃停運，更換了2號、3號潛油泵，繼而進行潛油泵解體檢查及故障分析。解體檢查發現2號潛油泵電機轉軸靠鐵芯的兩端嚴重過熱，燒黑髮藍；非葉輪端軸承（E307）內圈脹裂。根據轉軸過熱的程度，估計溫度在500～600℃；而從轉軸熱漲，導致軸承脹裂的溫度差約150℃，推算其熱點溫度也在500℃以上。這與油中氣體色譜分析的溫度基本一致。3號潛油泵電機轉軸也存在程度稍輕一些的過熱現象。
故障原因：外觀檢查，電機轉子鑄鋁質量欠佳，導條與端環整體性較差；轉子過熱系轉子斷籠條引起。由於轉子斷條，電機起動轉矩降低，故帶負載起動的過程就比較長；電機滿載運轉時轉速降低，致使油泵流量減小；電機振動引起油泵運行噪音增大。這些與運行觀察分析的結果是吻合的。
更換2號、3號潛油泵之後，主變又運行3個月，進行了24次50個油樣的氣體分析。油中總烴含量從820?ppm增長至1100?ppm，其產氣速率ra＝4.3?ml/h，rr＝10％/月。其中主要是CH4和C2H4，C2H2基本不變，油中糠醛少，鐵和銅的含量略有增加，鋁的含量無明顯變化。顯而易見，主變內部仍存在局部過熱故障點。
基於當時油中氣體含量比較高，結合主變小修，對變壓器油進行真空脫氣處理。主變投運后，總烴含量仍逐有增長。變壓器線圈變形試驗結果表明，三相線圈頻率響應特性一致性較好，相互間的差值較小。結論：線圈未發生明顯變形。為縮小故障可疑範圍，主變冷卻器以（1號，4號）、（2號，3號）、（1號，3號）和（2號，4號）分組運行。經進一步考察試驗，發現1號、4號潛油泵也存在故障。結合主變汛前檢修，更換了1號、4號潛油泵。
解體檢查結果：1號潛油泵電機轉軸非葉輪端靠鐵芯處嚴重過熱，燒黑髮藍；而4號泵電機轉軸兩端靠鐵芯處都有過熱現象。
綜上分析認為，主變的4台潛油泵均存在不同程度的電機轉子過熱，其中尤以2號泵為甚。從主變故障產生氣體（C1＋C2）的總量來看，排除潛油泵故障的減量抵消不了同時存在的另一故障點的增量，說明該故障點還有所發展。
4 變壓器吊罩檢查處理
排除主變的潛油泵故障后，注意到低壓線圈三相直流電阻不平衡，並已超過注意值。可能存在A相低壓線圈引線接觸不良，或是引線與銅排焊接質量問題，也可能存在鐵芯局部短路故障。
主變吊罩后檢查、試驗，未發現A相低壓線圈引線及焊接處的過熱跡象，而且鐵芯各部位絕緣良好，但發現A相低壓線圈引線銅排距油箱只有70?mm（設計值應為100?mm）；靠近A相低壓線圈下部引線處的3塊油箱磁屏蔽板有過熱變色現象，其絕緣膠烤焦、開裂、起層，下節油箱低壓側有3處黑色碎屑沉澱，數量還比較多。沉積物經紅外光譜分析（ICP法），主要成份是碳氫飽和烴、二氧化硅及其它金屬氧化物。測試結果如表6所示。
表6 沉積物紅外光譜分析結果
樣品號??銅??鐵??鋁??燒失量/%
根據變壓器漏磁計算，屏蔽內最大軸向磁通密度為0.43246?T（有效值），屏蔽內未達到飽和。現場分析認為，由於油箱磁屏蔽與載流銅排間距偏小及磁屏蔽固定位置的絕緣不良，因而形成封閉迴路，導致過熱故障。
紅外成像測溫表明，主變低壓側A相線圈下部的溫度比上部高10℃左右。用手觸摸箱壁也有明顯感覺。而且，溫度較高的位置正好是A相低壓線圈下部引出線接頭處，而接頭經測試和吊罩觀察未發現開焊過熱跡象。
經分析，認為低壓側A相引出線與銅排的焊接頭距油箱磁屏蔽只有30 mm，比原設計小10 mm。該處通過的相電流約5800?A，由於距離較小，通過磁屏蔽硅鋼片的漏磁通量增大，因而有可能引起硅鋼片過飽和而發熱；若硅鋼片多點接地，則也會因出現較大的環流而過熱。
下節油箱上沉積的碎屑，用磁鐵有少許能被吸起，說明含有磁性金屬顆粒，只有磁屏蔽硅鋼片表面的漆過熱脫落才可能有這種現象。
至5月中旬，主變已運行1年多，特別是3月份以來，基本上滿負荷運行（主變運行初期因庫水位低而小負荷運行），部分磁屏蔽長時間過熱導致表面漆炭化脫落，可能造成硅鋼片間絕緣破壞而增大損耗。為此全部更換了油箱磁屏蔽為板式結構，並處理了A相低壓載流銅排與油箱距離，使之達到設計尺寸，同時力求從根本上解決漏磁過熱問題。
經以上處理，主變投運后的色譜分析情況見表7。故障氣體分析表明：主變過熱性故障仍在進一步發展，但與主磁通無關（空載運行總烴不增長）。
表7 磁屏蔽過熱處理后油色譜分析數據（ppm）
5 低壓線圈故障診斷與處理
為了確診主變的熱故障部位，需重點查清A相低壓線圈電阻偏大的原因。歷次主變低壓線圈直流電阻測量值見表8，三次吊罩線圈相間直流電阻測量值見表9。
表8 主變低壓線圈直流電阻測量值（μΩ）
表9 主變低壓線圈相間直流電阻測量值（μΩ）
由表中可以看出，主變低壓線圈三相不平衡係數逐漸增大。第三次吊罩檢查，磁屏蔽及各裸露的導電部位未見過熱點，而直接測量A相低壓線圈的相電阻，其偏差已增至5.10%，這足以說明A相低壓線圈內部導電迴路存在故障點。
將A相低壓線圈三螺旋122根並繞導線中的一半（61根）焊開一頭，測量每根導線的直流電阻，結果發現有5根測量值偏小，詳見表10，並且每兩根導線的並聯值都大於單根導線阻值（0. 22Ω），見表11。
表10 部分單導線直流電阻測量結果（Ω）
表11 故障導線股間並聯電阻測量結果（Ω）
其中，5根導線阻值偏小，說明這5根導線線間絕緣損壞后，循環電流引起故障點的過熱，已造成導線過熱燒熔，截面變小，甚至嚴重的已燒斷。線圈內部股間存在並聯短路，從整體電阻偏大來看，線圈內部還存在股線開斷現象。
檢查更換下來的A相低壓線圈發現，下數第18匝並聯導線中有7根已燒損，有的截面燒熔大部分，有的導線抽出后即斷掉。斷股導線經返廠化驗和燒斷後的殘渣分析，表明導線本身材質有問題，即導線內含有雜質。實際上，故障可能是由於導線中間端頭焊接處紙包絕緣不好或短路衝擊造成損傷引起。
6 故障原因分析
變壓器線圈在繞制、乾燥、組裝等工序中，由於導線材質缺陷、絕緣包紮不好、焊頭處理不當、繞制壓裝工藝控制不嚴或套裝操作失當等原因，常會造成變壓器線圈絕緣損壞而引發短路故障。尤其變壓器經歷外部短路時所產生的機械振動力，可能會造成線圈變形或誘發線圈故障。
A相低壓線圈內5根導線間的短路屬於「同位線間短路」。由於軸向漏磁通沿線圈幅向是變化的，並繞導線不同位置所交鏈的漏磁通大小不同，因而並聯導線間就存在電位差。當同位導線線間發生短路時，將有循環電流流經短路點引起發熱。另外，漏磁通的大小與變壓器所帶的負荷也有關，變壓器負載越大，過熱越嚴重，故障氣體增加的也越多，這與主變色譜分析的結果是吻合的。線圈股間絕緣故障也證實了初步分析中所提出的「故障部位應當是油循環不良之處」的看法。
應當指出，本台主變先天存在的缺陷在油色譜分析中雖有察覺，但因測量線圈直流電阻的偏差並不大而被忽視，致使更難診斷線圈內部的漸變故障。經過近3年時間的運行后，才逐漸發展到導線被燒熔，最後使線圈的直流電阻有明顯的偏差。
7 結束語
由於該主變故障不是單一的，而是多重的、發展的，且潛在的主要故障點比較隱蔽，加上故障性質的特殊性，因而綜合分析和判斷的難度很大。
經過近3年的大量工作，進行色譜跟蹤分析約500次，做了電氣及非電氣各種方法的測試、綜合診斷，在消除潛油泵轉子過熱、鐵芯極間絕緣不良，以及油箱磁屏蔽過熱故障之後，才逐漸查明A相低壓線圈股間既有短路、又有斷路的罕見故障。現場進行了更換低壓線圈，包括現場熱油噴淋真空乾燥處理和全面的考核試驗，困擾三年之久的主變內部潛伏性熱故障才終於根除。
實踐證明，利用氣相色譜法分析油中溶解氣體檢測充油電氣設備內部潛伏性故障，是一種十分有效的手段。當油中故障特徵氣體分析結果表明可能存在內部故障時，再配合電氣試驗及其它項目，進行綜合分析。
綜合分析是一門學問。應深入了解設備（包括其輔助設備），全面掌握安裝、運行、檢修情況，以及設計、製造等有關資料；結合電氣、化學試驗結果進行綜合判斷，即進行全過程的系統分析。這樣，不僅有助於故障類型的判斷，也有助於對故障部位做出正確的估計。
