一起110 kV变压器套管发热缺陷分析及处理

庄先涛，郝为，种俊龙

(国网四川省电力公司遂宁供电公司，四川 遂宁629000)

0 引言

电力变压器是电网核心设备，其运行状态直接影响电网的安全稳定性。套管是电力变压器的重要组部件，将变压器内部的高、中、低压绕组引线引接至油箱外部，对引线起固定、支持及绝缘等作用，其健康状态对电力变压器安全运行尤为重要[1－3]。套管在运行中，承受着高电压、大电流、机械应力及热的作用，同时还受雨、雪、高温高湿、强紫外线及温差大等外界环境影响，容易出现故障。套管一旦发生故障，会直接导致变压器停运，甚至引起火灾爆炸，造成巨大损失。统计表明，由套管故障导致的变压器故障占了很大比例，500 kV及以上电压等级的该类故障占比约为27.8%[3]。因此，对变压器套管状态进行检测、诊断及维护具有重要意义。

变压器套管缺陷主要包括局部过热、局部放电、绝缘受潮、气泡杂质及漏油等，国内外针对上述缺陷检测及诊断技术开展了广泛的研究，包括油中溶解气体分析(DGA)法、特高频(UHF)法、高频(HF)法、紫外法、红外测温法等[4－10]。其中红外测温法具有非接触式、抗电磁干扰、直观明了等特点，能准确判断电力设备缺陷部位和性质，在变压器套管局部过热缺陷检测及诊断中应用广泛，利用该方法成功发现多起缺陷，避免了重大损失[11－17]。

本文针对一起220 kV变压器的110 kV套管将军帽过热缺陷，分析故障原因，并提出处理措施，为今后处理类似变压器缺陷提供实践经验。

1 设备缺陷

某220 kV变电站2号主变压器(简称主变)型号为SSZ－180000/220，出厂日期为2012年1月。其中110 kV套管型号为BRDLW－126/1250－4，设备出厂日期为2012年1月，投运日期为2013年3月。

2018年3月，运维人员对该站开展红外测温，发现2号主变110 kV侧C相套管将军帽处温度异常，如图1所示。图像特征表现为以C相套管顶部柱头为最热的热像，热点明显可以看出，C相套管将军帽处最高点温度为112℃，而相邻的B相最高温度为21.3℃，依据DL/T664—2016《带电设备红外诊断应用规范》及《国家电网公司变电检测管理规定红外热像检测细则》，该缺陷属于危急缺陷。同时，检查发现该套管为满油位，可能与变压器本体存在“串油”现象。运维人员立即安排停电，对设备进行消缺处理。

图1 2号主变套管红外图谱

2 试验情况

2.1 直流电阻测试

为确定套管发热故障点，测试套管线夹接触面直流电阻为5μΩ，且A、B、C三相间差异不大。因此，可以排除是由于线夹接触不良导致的套管将军帽发热。

2号主变110 kV侧绕组直流电阻测试结果见表1。可以看出，本次测量C相绕组直流电阻为70.12 mΩ，不平衡度为5.59%，且与前次结果相比变化量为4.93%。依据《国家电网公司变电检测管理规定 直流电阻试验细则》，相间不平衡度、同相初值差超过标准要求(≤2%)，C相绕组导电回路接触异常。该缺陷为电流制热型缺陷，导电回路接触异常使发热功率增大，进而导致异常发热。

表1 2号主变110 kV侧绕组直流电阻测试结果

2.2 油中溶解气体测试

试验人员对2号主变110 kV侧C相套管开展油中溶解气体分析，多次检测均发现该套管C2H2及总烃含量超标，结果见表2。依据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，三比值编码为022，故障类型判断为高温过热。同时，对2号主变本体开展油中溶解气体分析，油中溶解气体含量烃类物质有明显增长，并且出现了乙炔。

表2 套管油中溶解气体分析 uL/L

3 设备解体检查情况

拆除C相套管线夹，拆开将军帽后发现导电杆与将军帽内均有明显的放电灼烧痕迹，C相套管将军帽内缺少斜圈弹簧，如图2所示。

图2 2号主变110 kV套管将军帽解体检查

套管导电杆与将军帽为插接式，需在将军帽内安装斜圈弹簧以确保导电回路紧密接触，若缺失斜圈弹簧将导致将军帽与导电杆接触不良。

解体检查时，将C相套管油位由满油位放至半油位，约5 h后套管再次恢复满油位，表明套管油室与变压器本体油室存在内漏缺陷。将套管吊出检查，在清除套管表面、内壁油迹后，通过长时间观察并未发现套管法兰下端各连接面有渗油现象。

随后，拆除套管头部密封压板，发现套管顶部O型密封胶垫较硬，存在明显的老化现象，同时发现被密封的间隙不均匀，导致主变本体与套管油室的密封性能下降，如图3所示。

图3 套管头部密封部分解体

4 缺陷原因分析及处理

1)将军帽发热原因分析

通过试验检查和解体检查，判断110 kV C相套管将军帽发热缺陷的产生原因是由于将军帽内斜圈弹簧缺失，致使导电杆定位后与将军帽接触不良，而引起异常发热。同时，导电杆与将军帽之间接触不良将导致悬浮放电。

2)套管内漏原因分析

由于将军帽发热位置靠近套管密封胶垫，且金属材质导热性能良好，长时过热导致O型密封胶垫老化，进而导致套管油室与本体油室之间密封不良。由于主变本体油枕油位高于110 kV侧套管油位，使本体变压器油渗入套管油室，逐渐导致套管满油位，内漏途径如图4虚线所示。

图4 套管内漏途径

3)主变本体及套管油色谱试验不合格原因分析

将军帽顶部悬浮放电产生过热现象，导致主变本体变压器油经受高温，而主变本体油量较多，因此在主变本体的油色谱试验数据中放电产生的特征气体体现得不明显，但也可以看出发展趋势。套管油室与高温的引线接头距离近，导致套管油室变压器油经受高温。另一方面，经放电分解的变压器油也可能因内漏进入套管，导致套管油色谱检测不合格。

综合分析，为减少停电时间，更换套管后设备恢复正常运行。

5 结语

1)采用红外测温可以及时、有效地发现套管过热缺陷，对保障设备安全，确保电力系统安全稳定运行起着重要作用。

2)本次套管过热缺陷是由于斜圈弹簧缺失引起的，后续对关键设备、关键工序要到场见证，严把设备质量关，防止出现因现场安装问题导致的设备质量事件。

3)套管发生漏油时，除排查常见的套管底部密封不良外，还应考虑套管头部是否密封可靠。