1 故障的发生

某电厂3号主变压器型号为SFP9-396000/220， 额定电压242±2×2.5％/20 kV，额定电流944.8 A/11 431.5 A，连接组别YN、d11，冷却方式为强迫油循环 风冷，1997年出厂，1999年投运。2014-01-22，在对 3号主变压器本体油色谱进行季度技术监督定期分 析时发现总烃值超标，经过2次取样，4次分析，确认 3号主变压器本体油中总烃值大于1000×10^-6，检测 结果见表 1所示。

表 1(Table 1)

表 1 3号主变压器油色谱数据检测结果 10-6

表 1 3号主变压器油色谱数据检测结果 10-6

由表 1数据可以看出，甲烷、乙烯、乙烷体积分 数大幅度增加，并有微量乙炔，总烃值已超出《GB/ T 7252—2001 变压器油中溶解气体分析和判断导 则》^[1]要求的注意值（150×10^-6）。在确定3号主变压 器总烃测试数据结果无误后，为确保设备及人身安 全，按照《DL/T 572—2010 电力变压器运行规程》^[2] 要求，于2014-01-23将3号机调峰停机。 2 主变压器现场检查过程及故障原因分析

根据故障时的色谱数据（见表 1）分析，判断变 压器内部存在故障。采用《GB/T 7252—2001》^[1]中 的三比值法判断故障类型，按照编码规则计算的编 码组合为0、2、2，其中，φ（C₂H₂）/φ（C₂H₄）=0.0007< 0.1；φ（CH₄）/φ（H₂）=2.4>1；φ（C₂H₄）/φ（C₂H₆）=5.5> 3。根据故障类型判断方法，故障具有高温过热特 征，且温度高于700 ℃。根据色谱试验数据分析，初 步判断热故障原因应该是裸金属过热，可能涉及内 部磁路、金属结构件、开关触头、低压引线接触不 良、铁心多点接地、线圈股间短路或者潜油泵故障 等。 2.1 常规试验

故障发生后对3号机组2013年10月—2014年 1月的负荷、主变压器的电流、油温数据进行了跟踪 分析，期间机组负荷在160～310 MW，主变压器电 流在400～750 A，油温在40～56 ℃，均没有超过额 定值。

按《DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规 程》^[3]对停运的变压器进行了绝缘、直阻、泄漏电流 及介损等常规电气试验，结果无异常，试验数据见 表 2。

表 2(Table 2)

表 2 主变压器常规电气试验数据

表 2 主变压器常规电气试验数据

对变压器热油循环后，进行了2次内检，无法确 定故障点，决定进行现场吊罩检查测试，吊罩后检 查没有发现与总烃超标相关的过热及放电迹象。 2.3 全面电气试验

在内检与吊罩检查后仍无法确定故障点的情 况下，决定进行全面的电气试验，包括局部放电试 验、空载试验、负载试验及反送电空载运行试验，以 逐一查找、排除故障。 2.3.1 直流电阻测量

低压绕组直流电阻测量结果见表 3。高压绕组 直流电阻测量结果见表 4。

表 3(Table 3)

表 3 低压绕组直流电阻测量结果

表 3 低压绕组直流电阻测量结果

表 4(Table 4)

表 4 高压绕组直流电阻测量结果

表 4 高压绕组直流电阻测量结果

变压器低压侧（无中性点引出）绕组直流电阻 不平衡率为0.49%，符合《DL/T 596—1996》^[3]要求 （不应大于1%）；变压器高压绕组（有中性点引出）直 流电阻不平衡率为0.57%，符合《DL/T 596—1996》^[4] 要求（不应大于2%），可初步排除开关触头、低压引 线接触不良的故障。 2.3.2 局部放电试验

局部放电试验结果见表 5。局部放电试验过程 未见异常，试验结果符合《DL/T 417—2006 电力设 备局部放电现场测试导则》^[4]在线端电压为1.3倍时 持续30 min放电量不大于300 pC的要求。可排除 主变压器内部放电的故障。

表 5(Table 5)

表 5 局部放电试验结果

表 5 局部放电试验结果

负载试验结果见表 6。根据负载试验结果，对 各相负载损耗及阻抗电压进行横向比较，未发现相 与相间有明显差异，基本可排除线圈股间短路故 障。

表 6(Table 6)

表 6 负载试验结果

表 6 负载试验结果

空载试验结果分别见表 7—表 9。对3次单相 空载试验结果进行横向比较，未发现异常，可进一 步排除铁心回路故障。

表 7(Table 7)

表 7 空载试验结果（低压VW相加压， UW相短接，高压开路）

表 7 空载试验结果（低压VW相加压， UW相短接，高压开路）

表 8(Table 8)

表 8 空载试验结果（低压UV相加压， VW相短接，高压开路）

表 8 空载试验结果（低压UV相加压， VW相短接，高压开路）

表 9(Table 9)

表 9 空载试验结果（低压UW相加压， UV相短接，高压开路）

表 9 空载试验结果（低压UW相加压， UV相短接，高压开路）

在确定局放试验、空载试验、负载试验结果均 无异常后，将主变压器低压侧联线解开，由220 kV 升压站向主变压器反送电，空载运行48 h，连续对主 变压器色谱进行取样分析，发现总烃体积分数由送 电前的32×10^-6升至112×10^-6。具体油色谱测试数据 见表 10所示。

表 10(Table 10)

表 10 3号主变压器反送电空载运行油色谱试验数据 10-6

表 10 3号主变压器反送电空载运行油色谱试验数据 10-6

通过对主变压器进行反送电空载运行试验，发 现总烃值是在冷却器进行切换后发生变化的，特别 是切换到4号冷却器后总烃值有明显上升趋势，主 变压器停运后总烃值仍在不断上升。对冷却器进 行进一步的电气参数定量检查，发现4号冷却器潜 油泵电流比其他冷却器潜油泵电流偏大15%左右， 且三相不平衡。遂对4号冷却器潜油泵电机进行了 直流电阻测量，发现其直流电阻三相不平衡，U相直 流电阻偏大，具体数据见表 11。

表 11(Table 11)

表 11 冷却器潜油泵电机直流电阻测量结果

表 11 冷却器潜油泵电机直流电阻测量结果

将4号冷却器停运隔离、更换，将潜油泵电机解 体进行检查，发现其定子绕组中部有部分线圈已经 明显烧焦发黑，并有熔断现象，见图 1、图 2所示。

图 1(Figure 1)

图 1 解体后的4号潜油泵电机

图 2(Figure 2)

图 2 4号潜油泵电机定子的部分线圈已烧断

发现故障点后，立即隔离、更换4号冷却器潜油 泵，于2月22日将3号机组与系统并列运行，至3月 1日，3号机组最高负荷为300 MW，期间对主变压器 的本体油色谱进行了持续监测，测试数据见表 12， 油中各气体成分没有发生突变，总烃值基本与启动 前一致。

表 12(Table 12)

表 12 3号主变压器重新投运油色谱检测数据 10-6

表 12 3号主变压器重新投运油色谱检测数据 10-6

在更换4号冷却器的潜油泵电机后，通过对机 组不同负荷情况下持续运行的油色谱检测情况来 看，可以确定3号主变压器总烃值突增的原因为油 冷却系统附属设备，即4号潜油泵的电机定子线圈 发生故障，高温过热导致主变压器油总烃值超标。 4号潜油泵电机定子线圈故障的原因初步判断是制 造工艺欠缺，U相绕组的漆包线在长期运行过程中 由于发热、振动等原因导致股间绝缘损坏，使得U相 并绕的导线中产生股间短路。 3 建议

针对上述故障，提出如下建议：

（1） 对于服役时间过长的设备，特别是主设 备，要考虑增加技术成熟的在线监测手段，目前厂 内对运行超过15 a的主变压器均已加装油色谱在线 监测装置。正常运行时取样周期定为每天1次，并 每3个月进行人工取样比对，以确保在线数据可靠、 准确，将对主变压器油色谱的定期检查工作常态 化^[5,6]。

（2） 完善规程及检修作业文件包，增加对主变 压器附属设备的检查维护及试验内容，正常运行时 要对主变压器冷却器的电机运行电流定期进行测 量对比，每次主变压器大小修时要对 冷却器的电机绝缘及直流电阻进行 测量比对，避免设备超期服役造成故障。

（3） 加强电气专业人员专业技能的培训工作， 认真学习相关国标及专业技术规范，争取多与国内 专家交流沟通，提高专业技术水平。