邱少远　周多军

摘 要：分析一起SFP9-360000/220变压器油色谱异常事故，查出该事故是由潜油泵存在隐蔽性缺陷引起的。提出在大型强迫油循环变压器出现过热性质的油色谱异常时，检查需要注意的相关事项。

关键词：变压器；油色谱；异常；潜油泵

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）06-0032-02

对变压器进行油中溶解气体气相色谱分析（DGA）是发现变压器事故隐患、保证变压器安全运行的重要手段，也是判断变压器内部故障性质的有效方法。相应的判据也有多种，这些判据的应用都有其前提条件，如果不注意应用前提将导致错误判断。当变压器油色谱数据出现异常时，首先要排除外部所有因素，在确认异常来源于器身内部时，才可以应用DGA数据和相关判据指导异常查处工作。本文以一起SFP9-360000/220变压器油色谱异常的查证分析为例，提出了防范强迫油循环变压器的潜油泵故障引发变压器油色谱异常的措施。

1 事件简介

某电厂#3主变型号为SFP9-360000/220TH，系沈阳变压器厂1997年产品，于1999年在电厂投运，历史运行情况良好。2014-01-22，该主变的定期油色谱分析数据出现异常，数据变化情况如表1所示，总烃超注意值。按《变压器油中气体分析和判断导则》（DL/T 722—2000）的三比值法则判断，故障类型编码为022，即700 ℃以上高温过热故障。由于二氧化碳与一氧化碳的比值（CO2/CO）>7，且与以前相比没有明显涨幅，所以初步分析认为该过热性故障未涉及到固体绝缘。

核查#3机组2013-10—2014-01间的相关运行参数为：机组负荷160～310 MW，主变电流400～750 A，油温40～56 ℃，均正常。在之前的巡检记录中未发现异常，铁芯接地电流正常，冷却器和其潜油泵运行中的温度、振动均正常。

根据厂家和相关专家意见，同类设备曾发生过类似油色谱异常现象，并最终出现套管引线过热爆裂的事例，初步判断引起油色谱异常为磁回路故障可能性最大。为确保设备安全运行，该电厂便在发现异常的第二天，利用调峰时机，停机对该主变进行了停电检查。

2 原因检证与分析

2.1 常规试验、内检、吊检情况

对该设备作了常规实验、内检和吊检，具体有以下几方面：①进行了主变绝缘、直阻、介损和泄漏电流的试验，结果无异常，其中铁芯夹件对地绝缘的电阻为600 MΩ，铁芯与夹件之间绝缘电阻为1 000 MΩ。②进入主变器身进行内检，除油箱磁屏蔽有一块绝缘为零外，没有发现可疑点。经查证是由于磁屏蔽接地处的绝缘垫脱落，分析认为不会因此形成环流，与总烃超标无关。③进行吊罩检查，能检查到的可见部位没有发现任何过热痕迹，打开铁芯极间短接片后检测得铁芯极间绝缘为1 000 MΩ，地屏绝缘、夹件磁屏蔽绝缘均在1 000 MΩ以上；高压侧无载分接开关动、静触头表面光滑无过热放电痕迹，且接触良好；高、低压侧引线绝缘表面无放电、过热变色痕迹，线圈绝缘颜色为黄色，目测绝缘状态良好。

从以上情况来看，磁回路故障和主绝缘故障的可能性较低。为了获得更多的特征数据，以便进一步定位分析，避免盲目解体检修带来不必要的经济损失，决定进行局部放电检查、空载损耗试验和短路损耗试验。

2.2 局放、空载损耗、负载损耗测试结果

在上述检查无异常后，进行了主变绕组连带套管的局放试验（1.3倍额定电压下），三相局放量（PC）分别为：102，101，97，与历史数据比较结果正常。随后又进行了单相空载和单相负载试验，空载损耗试验数据见表2.

该主变铁芯为三相五柱式，无法据此计算出其等效的三相损耗。但从表2中三相数据的大小关系、与外施电压线性程度关系上分析，可以看出试验数据符合变压器的空载损耗规律，基本可以判断铁芯状况良好无异常。

此外，在试验中，还进行了约30%负荷电流下的负载损耗试验（数据略），换算后75 ℃下的总负载损耗与厂家出厂试验数据838.1 kW非常接近，未发现有异常。

2.3 变压器空载运行下的油色谱变化情况

由于通过上述试验检测和吊罩检查皆未发现问题，因此决定利用220 kV系统电压进行#3主变空载工况检查，在主变空载运行下进行油色谱变化的跟踪分析，相关数据见表3.

从表3中数据的变化可以得出如下结论：①#3主变油中特征气体含量的增加与#4冷却器的投运有较明显关系；②人工取样与在线监测数据有的时段一致，有的时段不一致，且总是东侧的人工取样先达到一个新的增长值，之后西侧的在线监测才达到相应值，这说明了增长气体的扩散方向，即产气源就在人工取样的东侧，而#4冷却器也在东侧，结合①中所指出的因果关系，可以判断#3主变油色谱异常现象是由#4冷却器导致的。

2.4 对冷却器潜油泵的进一步检查分析

虽然一开始就检查了冷却器潜油泵，并没有发现异常温升和振动的问题，但表3中的数据表明#4冷却器潜油泵可能存在导致油色谱异常的缺陷。检测冷却器运行电流，发现#4冷却器A相电流为16 A，较其他各组要大1 A左右；分部件检测结果为#4冷却器潜油泵A相电流比B，C相和其他冷却器潜油泵各相电流偏大1 A；进一步检测其电机定子线间直流电阻，发现AB，CB线间直阻为6.2 Ω（正常值为4.5 Ω）。分析认为，#4潜油泵电机定子线圈A相线圈存在匝间短路并烧断部分线股的缺陷，运行中被烧损的线股在启动电流冲击下形成局部短路，造成运行电流偏大、局部异常温升，导致绝缘油过热分解，这就是本次#3主变油色谱数据异常的真正原因。

#4冷却器潜油泵为泵机合一结构的盘式电机潜油泵（RK38-150-b型），经解体检查发现，定子线圈A相在一槽端口处有烧损，没有发现其他异常。

3 处理情况及相关启示

更换#4潜油泵后，#3主变油色谱数据趋于稳定，总烃约150 mg/L。之后机组在60%～100%负荷率下运行，主变运行工况正常，油色谱数据的人工取样分析结果与在线监测结果基本一致，除CO，CO2有正常增长外，其他组分没有明显变化。

在本次查证分析中，虽然对潜油泵进行了检查分析，但没能在第一时间作出正确判断，究其原因是将潜油泵电机当作了普通电机。普通电机可通过表体温度、声音和振动等静观现象来判断其有无故障异常，而变压器潜油泵电机由于浸在流动油中，其局部短路过热引起发热崩溃的时间较长，表观特征检查较难发现，只有通过三相电流和定子直阻检测分析才能发现明显异常。因此，除大小修时应严格按变压器检修导则要求进行检修和测试潜油泵电机定子直流电阻外，运行中还应定期检测其三相电流，甚至可以考虑将潜油泵运行电流纳入重要辅助设备监测之中。

本次事例也警示了变压器专业人员，在对变压器油色谱异常现象的分析处理中，必须先通过试验分析确认是否属于变压器内部问题，只有排除外部因素并确认异常现象来源于变压器内部时，方可应用相关判断导则指导异常查处。此外，定期检测、分析潜油泵运行电流也是保证潜油泵安全运行、及时发现潜在隐患的简便、有效的措施。

4 结束语

对大型变压器油色谱数据异常现象，首先要排除外部所有因素，方可应用DGA数据和相关判据指导异常查处工作。对大型强迫油循环变压器的潜油泵，运行中要加强其运行电流的检测，大小修中要严格按变压器检修导则检测其电机定子直流电阻，在变压器出现过热性质的油色谱异常时，首先要彻底排查潜油泵有无缺陷。

参考文献

[1]陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].北京：中国科学技术出版社，2001.

[2]操敦奎.变压器油色谱分析与故障诊断[M].北京：中国电力出版社，2010.

〔编辑：李珏〕

摘 要：分析一起SFP9-360000/220变压器油色谱异常事故，查出该事故是由潜油泵存在隐蔽性缺陷引起的。提出在大型强迫油循环变压器出现过热性质的油色谱异常时，检查需要注意的相关事项。

关键词：变压器；油色谱；异常；潜油泵

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）06-0032-02

对变压器进行油中溶解气体气相色谱分析（DGA）是发现变压器事故隐患、保证变压器安全运行的重要手段，也是判断变压器内部故障性质的有效方法。相应的判据也有多种，这些判据的应用都有其前提条件，如果不注意应用前提将导致错误判断。当变压器油色谱数据出现异常时，首先要排除外部所有因素，在确认异常来源于器身内部时，才可以应用DGA数据和相关判据指导异常查处工作。本文以一起SFP9-360000/220变压器油色谱异常的查证分析为例，提出了防范强迫油循环变压器的潜油泵故障引发变压器油色谱异常的措施。

1 事件简介

某电厂#3主变型号为SFP9-360000/220TH，系沈阳变压器厂1997年产品，于1999年在电厂投运，历史运行情况良好。2014-01-22，该主变的定期油色谱分析数据出现异常，数据变化情况如表1所示，总烃超注意值。按《变压器油中气体分析和判断导则》（DL/T 722—2000）的三比值法则判断，故障类型编码为022，即700 ℃以上高温过热故障。由于二氧化碳与一氧化碳的比值（CO2/CO）>7，且与以前相比没有明显涨幅，所以初步分析认为该过热性故障未涉及到固体绝缘。

核查#3机组2013-10—2014-01间的相关运行参数为：机组负荷160～310 MW，主变电流400～750 A，油温40～56 ℃，均正常。在之前的巡检记录中未发现异常，铁芯接地电流正常，冷却器和其潜油泵运行中的温度、振动均正常。

根据厂家和相关专家意见，同类设备曾发生过类似油色谱异常现象，并最终出现套管引线过热爆裂的事例，初步判断引起油色谱异常为磁回路故障可能性最大。为确保设备安全运行，该电厂便在发现异常的第二天，利用调峰时机，停机对该主变进行了停电检查。

2 原因检证与分析

2.1 常规试验、内检、吊检情况

对该设备作了常规实验、内检和吊检，具体有以下几方面：①进行了主变绝缘、直阻、介损和泄漏电流的试验，结果无异常，其中铁芯夹件对地绝缘的电阻为600 MΩ，铁芯与夹件之间绝缘电阻为1 000 MΩ。②进入主变器身进行内检，除油箱磁屏蔽有一块绝缘为零外，没有发现可疑点。经查证是由于磁屏蔽接地处的绝缘垫脱落，分析认为不会因此形成环流，与总烃超标无关。③进行吊罩检查，能检查到的可见部位没有发现任何过热痕迹，打开铁芯极间短接片后检测得铁芯极间绝缘为1 000 MΩ，地屏绝缘、夹件磁屏蔽绝缘均在1 000 MΩ以上；高压侧无载分接开关动、静触头表面光滑无过热放电痕迹，且接触良好；高、低压侧引线绝缘表面无放电、过热变色痕迹，线圈绝缘颜色为黄色，目测绝缘状态良好。

从以上情况来看，磁回路故障和主绝缘故障的可能性较低。为了获得更多的特征数据，以便进一步定位分析，避免盲目解体检修带来不必要的经济损失，决定进行局部放电检查、空载损耗试验和短路损耗试验。

2.2 局放、空载损耗、负载损耗测试结果

在上述检查无异常后，进行了主变绕组连带套管的局放试验（1.3倍额定电压下），三相局放量（PC）分别为：102，101，97，与历史数据比较结果正常。随后又进行了单相空载和单相负载试验，空载损耗试验数据见表2.

该主变铁芯为三相五柱式，无法据此计算出其等效的三相损耗。但从表2中三相数据的大小关系、与外施电压线性程度关系上分析，可以看出试验数据符合变压器的空载损耗规律，基本可以判断铁芯状况良好无异常。

此外，在试验中，还进行了约30%负荷电流下的负载损耗试验（数据略），换算后75 ℃下的总负载损耗与厂家出厂试验数据838.1 kW非常接近，未发现有异常。

2.3 变压器空载运行下的油色谱变化情况

由于通过上述试验检测和吊罩检查皆未发现问题，因此决定利用220 kV系统电压进行#3主变空载工况检查，在主变空载运行下进行油色谱变化的跟踪分析，相关数据见表3.

从表3中数据的变化可以得出如下结论：①#3主变油中特征气体含量的增加与#4冷却器的投运有较明显关系；②人工取样与在线监测数据有的时段一致，有的时段不一致，且总是东侧的人工取样先达到一个新的增长值，之后西侧的在线监测才达到相应值，这说明了增长气体的扩散方向，即产气源就在人工取样的东侧，而#4冷却器也在东侧，结合①中所指出的因果关系，可以判断#3主变油色谱异常现象是由#4冷却器导致的。

2.4 对冷却器潜油泵的进一步检查分析

虽然一开始就检查了冷却器潜油泵，并没有发现异常温升和振动的问题，但表3中的数据表明#4冷却器潜油泵可能存在导致油色谱异常的缺陷。检测冷却器运行电流，发现#4冷却器A相电流为16 A，较其他各组要大1 A左右；分部件检测结果为#4冷却器潜油泵A相电流比B，C相和其他冷却器潜油泵各相电流偏大1 A；进一步检测其电机定子线间直流电阻，发现AB，CB线间直阻为6.2 Ω（正常值为4.5 Ω）。分析认为，#4潜油泵电机定子线圈A相线圈存在匝间短路并烧断部分线股的缺陷，运行中被烧损的线股在启动电流冲击下形成局部短路，造成运行电流偏大、局部异常温升，导致绝缘油过热分解，这就是本次#3主变油色谱数据异常的真正原因。

#4冷却器潜油泵为泵机合一结构的盘式电机潜油泵（RK38-150-b型），经解体检查发现，定子线圈A相在一槽端口处有烧损，没有发现其他异常。

3 处理情况及相关启示

更换#4潜油泵后，#3主变油色谱数据趋于稳定，总烃约150 mg/L。之后机组在60%～100%负荷率下运行，主变运行工况正常，油色谱数据的人工取样分析结果与在线监测结果基本一致，除CO，CO2有正常增长外，其他组分没有明显变化。

在本次查证分析中，虽然对潜油泵进行了检查分析，但没能在第一时间作出正确判断，究其原因是将潜油泵电机当作了普通电机。普通电机可通过表体温度、声音和振动等静观现象来判断其有无故障异常，而变压器潜油泵电机由于浸在流动油中，其局部短路过热引起发热崩溃的时间较长，表观特征检查较难发现，只有通过三相电流和定子直阻检测分析才能发现明显异常。因此，除大小修时应严格按变压器检修导则要求进行检修和测试潜油泵电机定子直流电阻外，运行中还应定期检测其三相电流，甚至可以考虑将潜油泵运行电流纳入重要辅助设备监测之中。

本次事例也警示了变压器专业人员，在对变压器油色谱异常现象的分析处理中，必须先通过试验分析确认是否属于变压器内部问题，只有排除外部因素并确认异常现象来源于变压器内部时，方可应用相关判断导则指导异常查处。此外，定期检测、分析潜油泵运行电流也是保证潜油泵安全运行、及时发现潜在隐患的简便、有效的措施。

4 结束语

对大型变压器油色谱数据异常现象，首先要排除外部所有因素，方可应用DGA数据和相关判据指导异常查处工作。对大型强迫油循环变压器的潜油泵，运行中要加强其运行电流的检测，大小修中要严格按变压器检修导则检测其电机定子直流电阻，在变压器出现过热性质的油色谱异常时，首先要彻底排查潜油泵有无缺陷。

参考文献

[1]陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].北京：中国科学技术出版社，2001.

[2]操敦奎.变压器油色谱分析与故障诊断[M].北京：中国电力出版社，2010.

〔编辑：李珏〕

摘 要：分析一起SFP9-360000/220变压器油色谱异常事故，查出该事故是由潜油泵存在隐蔽性缺陷引起的。提出在大型强迫油循环变压器出现过热性质的油色谱异常时，检查需要注意的相关事项。

关键词：变压器；油色谱；异常；潜油泵

中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）06-0032-02

对变压器进行油中溶解气体气相色谱分析（DGA）是发现变压器事故隐患、保证变压器安全运行的重要手段，也是判断变压器内部故障性质的有效方法。相应的判据也有多种，这些判据的应用都有其前提条件，如果不注意应用前提将导致错误判断。当变压器油色谱数据出现异常时，首先要排除外部所有因素，在确认异常来源于器身内部时，才可以应用DGA数据和相关判据指导异常查处工作。本文以一起SFP9-360000/220变压器油色谱异常的查证分析为例，提出了防范强迫油循环变压器的潜油泵故障引发变压器油色谱异常的措施。

1 事件简介

某电厂#3主变型号为SFP9-360000/220TH，系沈阳变压器厂1997年产品，于1999年在电厂投运，历史运行情况良好。2014-01-22，该主变的定期油色谱分析数据出现异常，数据变化情况如表1所示，总烃超注意值。按《变压器油中气体分析和判断导则》（DL/T 722—2000）的三比值法则判断，故障类型编码为022，即700 ℃以上高温过热故障。由于二氧化碳与一氧化碳的比值（CO2/CO）>7，且与以前相比没有明显涨幅，所以初步分析认为该过热性故障未涉及到固体绝缘。

核查#3机组2013-10—2014-01间的相关运行参数为：机组负荷160～310 MW，主变电流400～750 A，油温40～56 ℃，均正常。在之前的巡检记录中未发现异常，铁芯接地电流正常，冷却器和其潜油泵运行中的温度、振动均正常。

根据厂家和相关专家意见，同类设备曾发生过类似油色谱异常现象，并最终出现套管引线过热爆裂的事例，初步判断引起油色谱异常为磁回路故障可能性最大。为确保设备安全运行，该电厂便在发现异常的第二天，利用调峰时机，停机对该主变进行了停电检查。

2 原因检证与分析

2.1 常规试验、内检、吊检情况

对该设备作了常规实验、内检和吊检，具体有以下几方面：①进行了主变绝缘、直阻、介损和泄漏电流的试验，结果无异常，其中铁芯夹件对地绝缘的电阻为600 MΩ，铁芯与夹件之间绝缘电阻为1 000 MΩ。②进入主变器身进行内检，除油箱磁屏蔽有一块绝缘为零外，没有发现可疑点。经查证是由于磁屏蔽接地处的绝缘垫脱落，分析认为不会因此形成环流，与总烃超标无关。③进行吊罩检查，能检查到的可见部位没有发现任何过热痕迹，打开铁芯极间短接片后检测得铁芯极间绝缘为1 000 MΩ，地屏绝缘、夹件磁屏蔽绝缘均在1 000 MΩ以上；高压侧无载分接开关动、静触头表面光滑无过热放电痕迹，且接触良好；高、低压侧引线绝缘表面无放电、过热变色痕迹，线圈绝缘颜色为黄色，目测绝缘状态良好。

从以上情况来看，磁回路故障和主绝缘故障的可能性较低。为了获得更多的特征数据，以便进一步定位分析，避免盲目解体检修带来不必要的经济损失，决定进行局部放电检查、空载损耗试验和短路损耗试验。

2.2 局放、空载损耗、负载损耗测试结果

在上述检查无异常后，进行了主变绕组连带套管的局放试验（1.3倍额定电压下），三相局放量（PC）分别为：102，101，97，与历史数据比较结果正常。随后又进行了单相空载和单相负载试验，空载损耗试验数据见表2.

该主变铁芯为三相五柱式，无法据此计算出其等效的三相损耗。但从表2中三相数据的大小关系、与外施电压线性程度关系上分析，可以看出试验数据符合变压器的空载损耗规律，基本可以判断铁芯状况良好无异常。

此外，在试验中，还进行了约30%负荷电流下的负载损耗试验（数据略），换算后75 ℃下的总负载损耗与厂家出厂试验数据838.1 kW非常接近，未发现有异常。

2.3 变压器空载运行下的油色谱变化情况

由于通过上述试验检测和吊罩检查皆未发现问题，因此决定利用220 kV系统电压进行#3主变空载工况检查，在主变空载运行下进行油色谱变化的跟踪分析，相关数据见表3.

从表3中数据的变化可以得出如下结论：①#3主变油中特征气体含量的增加与#4冷却器的投运有较明显关系；②人工取样与在线监测数据有的时段一致，有的时段不一致，且总是东侧的人工取样先达到一个新的增长值，之后西侧的在线监测才达到相应值，这说明了增长气体的扩散方向，即产气源就在人工取样的东侧，而#4冷却器也在东侧，结合①中所指出的因果关系，可以判断#3主变油色谱异常现象是由#4冷却器导致的。

2.4 对冷却器潜油泵的进一步检查分析

虽然一开始就检查了冷却器潜油泵，并没有发现异常温升和振动的问题，但表3中的数据表明#4冷却器潜油泵可能存在导致油色谱异常的缺陷。检测冷却器运行电流，发现#4冷却器A相电流为16 A，较其他各组要大1 A左右；分部件检测结果为#4冷却器潜油泵A相电流比B，C相和其他冷却器潜油泵各相电流偏大1 A；进一步检测其电机定子线间直流电阻，发现AB，CB线间直阻为6.2 Ω（正常值为4.5 Ω）。分析认为，#4潜油泵电机定子线圈A相线圈存在匝间短路并烧断部分线股的缺陷，运行中被烧损的线股在启动电流冲击下形成局部短路，造成运行电流偏大、局部异常温升，导致绝缘油过热分解，这就是本次#3主变油色谱数据异常的真正原因。

#4冷却器潜油泵为泵机合一结构的盘式电机潜油泵（RK38-150-b型），经解体检查发现，定子线圈A相在一槽端口处有烧损，没有发现其他异常。

3 处理情况及相关启示

更换#4潜油泵后，#3主变油色谱数据趋于稳定，总烃约150 mg/L。之后机组在60%～100%负荷率下运行，主变运行工况正常，油色谱数据的人工取样分析结果与在线监测结果基本一致，除CO，CO2有正常增长外，其他组分没有明显变化。

在本次查证分析中，虽然对潜油泵进行了检查分析，但没能在第一时间作出正确判断，究其原因是将潜油泵电机当作了普通电机。普通电机可通过表体温度、声音和振动等静观现象来判断其有无故障异常，而变压器潜油泵电机由于浸在流动油中，其局部短路过热引起发热崩溃的时间较长，表观特征检查较难发现，只有通过三相电流和定子直阻检测分析才能发现明显异常。因此，除大小修时应严格按变压器检修导则要求进行检修和测试潜油泵电机定子直流电阻外，运行中还应定期检测其三相电流，甚至可以考虑将潜油泵运行电流纳入重要辅助设备监测之中。

本次事例也警示了变压器专业人员，在对变压器油色谱异常现象的分析处理中，必须先通过试验分析确认是否属于变压器内部问题，只有排除外部因素并确认异常现象来源于变压器内部时，方可应用相关判断导则指导异常查处。此外，定期检测、分析潜油泵运行电流也是保证潜油泵安全运行、及时发现潜在隐患的简便、有效的措施。

4 结束语

对大型变压器油色谱数据异常现象，首先要排除外部所有因素，方可应用DGA数据和相关判据指导异常查处工作。对大型强迫油循环变压器的潜油泵，运行中要加强其运行电流的检测，大小修中要严格按变压器检修导则检测其电机定子直流电阻，在变压器出现过热性质的油色谱异常时，首先要彻底排查潜油泵有无缺陷。

参考文献

[1]陈化钢.电力设备预防性试验方法及诊断技术[M].北京：中国科学技术出版社，2001.

[2]操敦奎.变压器油色谱分析与故障诊断[M].北京：中国电力出版社，2010.

〔编辑：李珏〕