张 平 仇新利 周学平 付秉均
金竹山电厂 湖南冷水江417503
1 故障概况
1999年4月3日晚9时30分，金竹山电厂3号主变的瓦斯继电器发信号，系轻瓦斯动作。对变压器油取样进行气体色谱分析，发现其中氢气、乙炔、总烃含量均超过标准，变压器于4月4日下午退出运行。
根据3号主变色谱试验数据（表1），用日本月冈等人推导的经验公式估算故障点的发热温度为T＝322×1g（C2H4／C2H6）＋525＝727℃。
乙炔绝对产气速度ra＝（C2－C1／ΔT）×G／d）＝（61－51）／6×37／0．9＝68．5 ml／h＞0．5 ml／h
根据IEC三比值法：
C2H2／C2H4＝61／86＝0．71，比值编码为1；
CH4／H2＝46／150＝0．31，比值编码为0；
C2H4／C2H6＝86／19＝4．53，比值编码为2。
根据以上计算，初步分析判断变压器内部存在高能量的放电。
2 变压器故障诊断
2．1 直流电阻测量。测量变压器的直流电阻，发现其高、中压侧直流电阻相差均较小，和历史数据比较也没有异常，但测量低压侧直流电阻时，发现相间差增大，且变化规律与历年数据有差异，近几年变压器低压侧直流电阻数据统计见表2。
 根据低压侧直流电阻试验数据的变化，初步认为变压器低压侧可能存在高能放电。同时为排除辅助设备异常，于4月4日对变压器进行常规试验检查后，又投入所有的潜油泵，让其运行12 h，观察变压器油色谱的变化。4月5日上午再次对变压器油取样进行了油色谱分析，试验数据见表1第3项。由数据表明，各种气体数据没有增长，可以排除潜油泵过热引起的色谱增加。
2．2 电气局部放电试验。测量结果：高压侧A，B相各为300 PC，高压侧C相、中压侧A，B，C相均为200 PC。试验数据表明：局放试验的放电量并不大，与1989年变压器倾斜后所做的局部放电试验的放电量比较相近。没有发现变压器内部存在高能量放电迹象。试验前后的油色谱数据以及绕组变形试验均正常。但由于电气局放试验只能反映出变压器内部的主绝缘、匝间绝缘的电压放电，而对低压绕组中由于绕组的开焊等电流放电反映不太灵敏。由于低压绕组相差增大，且有规律变化，因此怀疑低压绕组存在开焊现象。
2．3 考虑到作吊罩检查不能准确发现低压绕组的故障点，而且还要花费大量的人力物力，因此，为了准确查找变压器的内部故障点，对3号主变进行了超声波局放定位试验。试验时，变压器由联络变运行方式改为由3号发电机带3号主变进行零起升压直至带满负荷，在变压器本体上做262点超声探测，试验情况如下：
a．发电机带40 MV·A负荷时，主变低压侧B相套管首端距箱顶300～400 mm处有一时隐时现的放电源，放电量在1 000 PC左右。带到120 MV·A负荷时，发展为一连续的放电，放电量没有增加，对其空间定位在1～1．4 m深处，估计在铁芯上运行1 d后，放电信号消失，至试验结束未再出现。
b．变压器箱体高压侧C相加强筋处有一400 mm×900 mm的长条放电源，放电量不大于600 PC。带120 MV·A负荷后，放电信号消失。
c．变压器旁轭铁芯叠片较松，A相侧较C相要更松一些。
d．测试到第3 d，发现变压器A相侧进油阀门处有异常响声，估计油路系统有负压，有微量空气进入。
e．3号主变带负荷后，整体局放超声探测整个小于300 PC，未发现变压器内部有高能量放电迹象。
3 故障原因分析
通过以上试验分析，变压器内部并没有产生高乙炔含量气体的故障特征，那么如此高的气体从何处而来。由于该变压器在1998年9月做了油色谱，1999年4月3日前再没有做过，在1999年2月调分接开关后也没有进行油色谱试验，因此不好分析油中气体产生的具体时间和速率。但通过各种试验分析和变压器在近段时间的运行状况，可以判断变压器油色谱数据异常的原因如下：
a．3月18日，110 kV出线512线路发生近距离短路，短路点距离我厂4．33 km，短路电流达6 kA，线路开关切合短路电流2次，开关油变黑。故障时厂110 kV母线电压降到3～4 kV，3号发电机强励动作，3号主变低压侧承受约3倍额定电流的励磁电流。变压器在过励磁状态下，一方面由于过励磁震动，可能使油中溶解气体逸出，另一方面由于铁芯过饱和，励磁电流激增或漏磁增加而产生短时过热。同时低压绕组在大电流电动力冲击作用下，引起直流电阻值变化。
b．从4月2日3时到4月3日20时30分，3号发电机的负荷一直在120 MV·A左右，20时30分至4日2时负荷降到100 MV·A左右，21时30分左右轻瓦斯动作。估计变压器长期带有较大的负荷发热，造成油中气体含量增加。
c．变压器油路存在负压，使得气泡通过油路进入变压器箱体，在靠近A相高压侧围屏处，因电场强度高，易产生气泡放电。
d．变压器铁芯由于叠片较松，使得变压器铁芯因接触不良而形成悬浮放电。
e．变压器内部的铁屑未清理干净，在强迫油循环的作用下形成悬浮放电。
综合以上分析判断，我们认为3号主变的主绝缘、匝间绝缘、高压绕组、中压绕组、分接开关是没有问题的。变压器低压绕组直流电阻相差增大的原因可能是由于变压器低压绕组by受到冲击，并造成绕组接触不良发热。油中乙炔等气体含量高可能是变压器过励磁及铁芯悬浮放电等原因产生的气体积累，在变压器带有大负荷时发热而释放出来。
4 处理结果及防范建议
3号主变进行超声波局部放电试验后，没有发现变压器内部存在高能量的放电现象。在变压器试验的3 d时间中，对变压器的油色谱进行监测，色谱试验数据没有增长，趋于稳定。系列试验检查没有发现变压器内部存在有明显的故障点，故没有对变压器进行吊罩检查，仅对变压器进行脱气处理。投入试运行，经过几个月的跟踪测试，变压器油色谱试验数据一直呈缓慢下降趋势。目前变压器油色谱数据均已在标准以下，运行状况良好。针对试验中发现的变压器内部缺陷，为防止变压器内部缺陷进一步扩大而造成变压器损坏，建议继续加强变压器的运行监视，特别是跟踪变压器油色谱的增长速度和产气率很有必要。同时在有条件的情况下应进行变压器的超声波局放监测。对变压器在运行状况下的油位、温度的变化也应引起重视，特别是变压器在过励磁后，应及时对变压器的色谱、油位、温度进行检查，及时掌握其变化规律。如有条件应对变压器的低压绕组进行测量，并注意其相差变化。
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