500 kV线路高抗套管接头发热异常分析

高牧风，熊金龙，朱小健，陈胜泉

（国网湖北省电力有限公司超高压公司，湖北 武汉 430064）

1 异常概况

2021年5月12日，检测人员发现500 kV Ⅰ线高抗A相在带电运行期间出现套管顶部有过热现象，温度达到78.4 ℃。经技术组初步分析认为出现该故障的原因是套管引线接头与导电密封头的连接不良，造成接触面的接触性不够，接触电阻会比正常情况下大的多，导致局部温度异常，该故障属于电流致热型故障[1]。

2 检测基本情况

某检修公司对500 kV变电站进行一次设备红外测温，使用T630红外测温仪测得500 kV Ⅰ线高抗A相套管顶部温度78.4 ℃，B相温度26.6 ℃，C相温度26.1 ℃。Ⅰ线高抗A相红外检测图谱如图1所示。

图1 某变电站Ⅰ线高抗A相检测图谱

3 综合分析

A相发热处表面最高温度：Ta=78.4 ℃，环境参考体（未投运高抗套管顶部）表面温度：To1=23 ℃，A相发热处温升：ζa=78.4-23=55.4 K，正常相温度（B相套管顶部）：Ta=26.1 ℃，A相发热处温差：Td=78.4-26.1=52.3 K，A 相 发 热 处 相 对温差：δa=52.3/55.4=94.4%。

采用同类比较判断法和相对温差判断法，该发热处相对温差δa为94.4%，参照DL/T 664—2013中附录A，热点温度＞55 ℃或相对温差≥80%为严重缺陷[2]。

结合缺陷部位、设备结构和典型红外图谱，初步判断500 kV Ⅰ线高抗A相套管顶部发热为套管引线接头与导电密封头螺纹联接不良，接触电阻过大，导致局部过热，为电流致热型缺陷[3]。

4 验证情况

为验证检测结果，次日，现场检测人员使用IRI-100C2红外测温仪进行复测，测得500 kV Ⅰ线高抗A相套管顶部发热温度为70.6 ℃。5月15日，使用IRI-100C2红外测温仪再次进行复测，测得500 kVⅠ线高抗A相套管顶部发热温度为41.8 ℃。两次测量的温度波动较大，经分析，初步判断原因是电流致热型缺陷受负荷影响较大，当负荷增大时，热点温度也会相应的升高。

5 故障检测结果分析及处理方案

根据DL/T 664—2013《带电设备红外诊断应用规范》，500 kV I线高抗A相套管顶部温度78.4 ℃，属于电流致热型，为严重缺陷，应尽快安排处理，并加强检测，必要时降低负荷电流。检修人员根据引线接头的具体情况设计了两种施工工序方案。

5.1 引线接头无需更换

（1）停电后拆除中性点套管引线，断引填写断复引记录；（2）测量绕组连同套管直流电阻、套管连同绕组介损、套管末屏绝缘电阻及电抗器本体绝缘油色谱分析，与前一次（出厂或现场交接试验）的测量值做比较，应满足规程要求；（3）关闭本体与瓦斯连接处的蝶阀；（4）松开螺栓，卸掉接线板；（5）卸掉螺栓，逆时针旋转导电密封头，将导电密封头取下；（6）检修导电密封头内部连接螺纹和引线接头的连接螺纹，若导电密封头内螺纹损坏严重可不放油进行更换，若引线接头的连接螺纹损坏严重时需放少许油进行更换，必须保证两处螺纹完好、洁净；（7）将检修合格的导电密封头重新拧到检查合格的引线接头上，同时更换密封垫；（8）打开本体与瓦斯连接处的蝶阀；（9）再次测量电抗器直流电阻、套管连同绕组介损、套管末屏绝缘电阻及电抗器本体绝缘油色谱分析，与处理前数据对比，不应有明显变化，测量结果满足规程要求。

5.2 引线接头需要更换

（1）按5.1情况进行检修时，第四步发现引线接头的连接螺纹损坏严重时，需放少许油进行更换，排油时应填写排油记录；（2）滤油机进油管与本体放油阀连接，滤油机出油管与储油柜注油阀连接，关闭本体与瓦斯连接处的蝶阀，散热器与本体连接油管蝶阀，打开放油阀和储油柜注油阀，开启滤油机，考虑到瓦斯连接处的蝶阀关闭后本体为真空状态，需打开放气塞破真空，本体油位放至升高座上法兰下60 mm（用透明软管监测放油情况），考虑高压套管升高座高出中性点套管升高座440 mm，需排0.9 t绝缘油左右，按滤油机2 000 L/h的速度，排油需半小时；（3）电工收缩带牵引好引线接头，拆除圆柱销，缓慢拆除套管，将引线拉出牵引固定，防止其落入本体内部，工作人员无需进入箱体；（4）在油箱上测量引线及接线头长度并将原引线接头烫掉，确保烫掉后的引线满足复装套管的要求（套管长度1 930 mm），采用磷铜焊将新引线接头在原位置焊上，保证焊后引线长度基本不变，处理焊接部位，注意防护（用干净塑料布将升高座安装孔包好），不得有金属粉末及杂质进入电抗器内；（5）装上套管，将检修合格的（或更换后）导电密封头重新拧到新引线接头上，同时更换密封垫；（6）缓慢打开本体与瓦斯连接处的蝶阀，在套管法兰处放气，当有油溢出拧紧放气塞，再在套管端部进行放气，当有油溢出时顺时针旋紧导电密封头并紧固螺栓，电抗器静放24 h以上；（7）再次测量绕组连同套管电抗器直流电阻、套管连同绕组介损、套管末屏绝缘电阻及绝缘油色谱分析，与处理前数据对比，不应有明显变化，测量结果满足规程要求。

6 缺陷部件处理

针对上述检查分析对故障问题进行处理，更换缺陷部件后的现场如图2所示。

图2 更换缺陷部件后的现场图

在检修的过程中，发现套管引线接头和导电密封头良好，但有锈蚀现象，在处理中进行了更换；碳化油泥需进行清理；导电杆内变压器油不参与高抗油循环，其碳化特征气体对高抗油绝缘影响较小；老化密封垫需进行更换；对高抗中性点套管导电密封头固定螺栓进行力矩检查。更换后进行送电，通过FLIR T630红外测温仪进行红外精确测温，检测结果如图3所示，原故障点温度为27 ℃，无发热情况。

图3 套管处理后红外图谱