一起110 kV 油浸式变压器高压套管异常发热缺陷诊断

朱振华，周 华，于大洋，刘英男

（1.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003；2.国网山东省电力公司物资公司，山东 济南 250021；3.山东大学电气工程学院，山东 济南 250061）

0 引言

电力变压器的套管是将变压器内部的高、低压绕组引线引至油箱外部的出线装置，不仅使引线对地绝缘，还能够固定引线，是变压器重要附件之一［1］。变压器套管温度过高直接影响变压器的安全运行，严重时会导致导电回路连接件烧损、熔焊或毁坏，密封件老化、失效，套管渗漏油等［2］。因此，对变压器套管的正确维护对确保变压器安全稳定运行具有十分重要的作用［3-6］。

红外检测技术是目前电力行业广泛应用的一种检测设备故障的手段，能准确测温并判别设备工况或判断缺陷的部位和性质。电力设备在运行中，长期受到电场、温度、机械振动的作用，加上恶劣天气、人为设备施工等不良条件的影响，会出现设备接触电阻变大、介质损耗增加等问题，这些问题会导致设备局部过热。由于发热情况不同，设备会发出不同强度的红外辐射，红外热像仪接收这些辐射并转换为电信号，得到与设备表面热分布相应的热像图，对异常的设备热像图分析可初步判定缺陷位置及类型［7-10］。

总结了变压器套管发热类型与发热图谱特征，结合现场检测案例，分析一类新的变压器套管发热原因，提出了变压器套管整体发热的判断方法。

1 变压器套管发热类型

变压器套管发热类型分为电流致热型和电压致热型两类［11］。

变压器套管电流致热型缺陷多发生在套管载流部位，如将军帽、柱头连接处等，由接触不良、松动或接触表面氧化引起接触电阻增大，连接部位会因电阻损耗造成局部过热。该类缺陷在红外热像检测过程中易发现，红外热像特征为：以发热部位为中心，发热部位最为明亮。典型红外图谱如图1 所示。

图1 变压器套管电流致热型缺陷红图谱

变压器套管电压致热型缺陷由套管绝缘电介质损耗增大导致。绝缘电介质损耗产生的发热功率与所施加的工作电压平方成正比，与负荷电流无关［11］。造成套管介质损耗增加的原因有以下3 方面：

1）密封不严，进水受潮，红外热像特征为：套管整体发热，变压器套管上部温度较下部温度较高，红外图谱如图2 所示。

图2 变压器套管进水受潮缺陷红外图谱

2）表面污秽，导致表面瓷套内壁出现局部放电，导致内部绝缘结构劣化，红外热像特征为：套管表面温度不均匀，局部发热，红外图谱如图3 所示。

3）油浸式套管由于渗漏造成缺油或假油位。红外热像特征为： 缺油套管有明显上低下高温度梯度分布，且梯度分界线呈水平与油枕油位线平齐，与变压器负荷电流关系不明显，但与主变压器本体温度及环境温度之间的相对温差关系明显，温差越大，分界面温度差别越大，红外图谱如图4 所示。

图3 变压套管表面污秽 缺陷红外图谱

图4 变压器套管缺油缺陷红外图谱

2 案例分析

2.1 红外测温

2020 年1 月5 日对某110 kV 变电站室内1 号变压器进行红外测温，如图5 所示。1 号主变压器A相高压侧套管本体温度高于其他两相，1 号主变压器A 相高压侧套管本体温度为17.7 ℃，正常相温度为13.2 ℃，环境温度6 ℃，初步判断A 相高压套管异常。通过肉眼观察，套管油位正常，套管周围及表面无异常现象。

图5 变电站高压侧A 相套管红外图谱

2020 年1 月6 日对1 号主变压器套管进行红外复测，如图6 所示。1 号主变压器的高压侧A 套管本体温度17.9 ℃，正常相温度13.6 ℃，环境温度6 ℃，与上次测量结果一致。

检测数据如表1 所示，其中温升为A 相套管本体与环境温度之差，温差为A 项套管本体与正常相温度之差，相对温差为发热点温差与温升之比。

图6 变电站高压侧A 相套管红外复测图谱

表1 变压器高压侧A 相套管温度数据

根据DL／T 664—2016《带电设备红外诊断应用规范》和国家电网公司规定的变电检测对电压致热型设备红外缺陷的判定标准，结合红外图谱特征判断该变压器套管本体发热属于电压致热型缺陷，其发热特征为：套管整体发热，且发热温度均匀，套管整体无温差［12］。DL／T 664—2016《带电设备红外诊断应用规范》 中，电压致热型缺陷诊断判据如表2 所示，结合变压器套管发热类型，判断为套管进水受潮导致。

表2 电压致热型设备缺陷诊断判据

对电压致热型缺陷的确定及处理方法，DL／T 664—2016《带电设备红外诊断应用规范》给出了明确的规定［12］：当设备存在过热，或出现热像特征异常，程度较严重，应早做计划，安排处理。对电压致热型设备，应加强监测并安排其他测试手段进行检测，缺陷性质确认后，安排计划消缺。

2.2 油色谱分析

2020 年1 月6 日对主变压器110 kV 套管取油进行油色谱试验，数据如表3 所示。由表3 可知，1号主变压器A、B、C 三相套管油色谱数据均未超阈值，根据DL／T 722—2014 特征气体判断［13］，三相套管油色谱数据无异常。

表3 110 kV 1 号主变压器110 kV 套管色谱分析数据 μL／L

2.3 故障检修

分析油色谱数据后发现，油色谱分析结论与红外测温结论相反，判断套管不存在进水受潮问题，但无法判断套管缺陷的具体原因。由于该变压器位于室内，其套管上方情况不易观察，根据红外热像判断该变压器套管缺陷为电压致热性缺陷，检修人员综合分析上报意见安排停电检修处理。变压器停电后，检修人员进入变压器套管下方，发现A 相套管将军帽开裂，如图7 所示，有油从套管顶部缓慢溢出，溢出的油渍导致套管整体发热，由于溢油速率慢，油渍还未流到变压器本体，只在套管表面残留油渍，应对变压器A 相套管进行整体更换，更换的新套管如图8 所示。

该故障套管致热原因为： 套管顶部将军帽密封不严，套管内部油由将军帽缝隙溢出，导致套管内部缺油，套管内部绝缘损耗增大而发热。

变压器套管更换完成投入运行后，检测人员再次对套管进行红外检测，如图9 所示，套管温度正常。

图7 将军帽开裂

图8 更换新套管

图9 检修后红外检测

2.4 故障判断

在该案例处置过程中，运检人员根据变压器高压套管红外图谱特征进行判断，易将该缺陷原因判断为高压套管进水受潮，在进行油色谱分析时未见异常数据，无法对高压套管的缺陷进行定性，不利于高压套管的缺陷处置。

结合本案例的处置过程，给出了油浸式变压器高压套管整体发热缺陷原因辅助判断方法，如表4所示，可用于后续变压器套管的红外热像缺陷检测。

表4 变压器高压套管整体发热缺陷原因判断

3 结语

变压器高压套管开裂，导致套管绝缘油缓慢溢出，绝缘油附着在套管表面，从而导致套管发热。该缺陷初期运维人员无法通过肉眼发现，需结合红外测温进行检测。

电压致热型缺陷不易发现而出现漏检情况，运检人员需加强对套管类设备，尤其是充油类套管设备的红外检测，在对套管类设备进行检测时，避免灯光和阳光对设备直射影响。