一起110 kV 油浸式變壓器高壓套管異常發熱缺陷診斷

朱振華，周 華，于大洋，劉英男

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.國網山東省電力公司物資公司，山東 濟南 250021；3.山東大學電氣工程學院，山東 濟南 250061）

0 引言

電力變壓器的套管是將變壓器內部的高、低壓繞組引線引至油箱外部的出線裝置，不僅使引線對地絕緣，還能夠固定引線，是變壓器重要附件之一［1］。變壓器套管溫度過高直接影響變壓器的安全運行，嚴重時會導致導電回路連接件燒損、熔焊或毀壞，密封件老化、失效，套管滲漏油等［2］。因此，對變壓器套管的正確維護對確保變壓器安全穩定運行具有十分重要的作用［3-6］。

紅外檢測技術是目前電力行業廣泛應用的一種檢測設備故障的手段，能準確測溫并判別設備工況或判斷缺陷的部位和性質。電力設備在運行中，長期受到電場、溫度、機械振動的作用，加上惡劣天氣、人為設備施工等不良條件的影響，會出現設備接觸電阻變大、介質損耗增加等問題，這些問題會導致設備局部過熱。由于發熱情況不同，設備會發出不同強度的紅外輻射，紅外熱像儀接收這些輻射并轉換為電信號，得到與設備表面熱分布相應的熱像圖，對異常的設備熱像圖分析可初步判定缺陷位置及類型［7-10］。

總結了變壓器套管發熱類型與發熱圖譜特征，結合現場檢測案例，分析一類新的變壓器套管發熱原因，提出了變壓器套管整體發熱的判斷方法。

1 變壓器套管發熱類型

變壓器套管發熱類型分為電流致熱型和電壓致熱型兩類［11］。

變壓器套管電流致熱型缺陷多發生在套管載流部位，如將軍帽、柱頭連接處等，由接觸不良、松動或接觸表面氧化引起接觸電阻增大，連接部位會因電阻損耗造成局部過熱。該類缺陷在紅外熱像檢測過程中易發現，紅外熱像特征為：以發熱部位為中心，發熱部位最為明亮。典型紅外圖譜如圖1 所示。

圖1 變壓器套管電流致熱型缺陷紅圖譜

變壓器套管電壓致熱型缺陷由套管絕緣電介質損耗增大導致。絕緣電介質損耗產生的發熱功率與所施加的工作電壓平方成正比，與負荷電流無關［11］。造成套管介質損耗增加的原因有以下3 方面：

1）密封不嚴，進水受潮，紅外熱像特征為：套管整體發熱，變壓器套管上部溫度較下部溫度較高，紅外圖譜如圖2 所示。

圖2 變壓器套管進水受潮缺陷紅外圖譜

2）表面污穢，導致表面瓷套內壁出現局部放電，導致內部絕緣結構劣化，紅外熱像特征為：套管表面溫度不均勻，局部發熱，紅外圖譜如圖3 所示。

3）油浸式套管由于滲漏造成缺油或假油位。紅外熱像特征為： 缺油套管有明顯上低下高溫度梯度分布，且梯度分界線呈水平與油枕油位線平齊，與變壓器負荷電流關系不明顯，但與主變壓器本體溫度及環境溫度之間的相對溫差關系明顯，溫差越大，分界面溫度差別越大，紅外圖譜如圖4 所示。

圖3 變壓套管表面污穢 缺陷紅外圖譜

圖4 變壓器套管缺油缺陷紅外圖譜

2 案例分析

2.1 紅外測溫

2020 年1 月5 日對某110 kV 變電站室內1 號變壓器進行紅外測溫，如圖5 所示。1 號主變壓器A相高壓側套管本體溫度高于其他兩相，1 號主變壓器A 相高壓側套管本體溫度為17.7 ℃，正常相溫度為13.2 ℃，環境溫度6 ℃，初步判斷A 相高壓套管異常。通過肉眼觀察，套管油位正常，套管周圍及表面無異常現象。

圖5 變電站高壓側A 相套管紅外圖譜

2020 年1 月6 日對1 號主變壓器套管進行紅外復測，如圖6 所示。1 號主變壓器的高壓側A 套管本體溫度17.9 ℃，正常相溫度13.6 ℃，環境溫度6 ℃，與上次測量結果一致。

檢測數據如表1 所示，其中溫升為A 相套管本體與環境溫度之差，溫差為A 項套管本體與正常相溫度之差，相對溫差為發熱點溫差與溫升之比。

圖6 變電站高壓側A 相套管紅外復測圖譜

表1 變壓器高壓側A 相套管溫度數據

根據DL／T 664—2016《帶電設備紅外診斷應用規范》和國家電網公司規定的變電檢測對電壓致熱型設備紅外缺陷的判定標準，結合紅外圖譜特征判斷該變壓器套管本體發熱屬于電壓致熱型缺陷，其發熱特征為：套管整體發熱，且發熱溫度均勻，套管整體無溫差［12］。DL／T 664—2016《帶電設備紅外診斷應用規范》 中，電壓致熱型缺陷診斷判據如表2 所示，結合變壓器套管發熱類型，判斷為套管進水受潮導致。

表2 電壓致熱型設備缺陷診斷判據

對電壓致熱型缺陷的確定及處理方法，DL／T 664—2016《帶電設備紅外診斷應用規范》給出了明確的規定［12］：當設備存在過熱，或出現熱像特征異常，程度較嚴重，應早做計劃，安排處理。對電壓致熱型設備，應加強監測并安排其他測試手段進行檢測，缺陷性質確認后，安排計劃消缺。

2.2 油色譜分析

2020 年1 月6 日對主變壓器110 kV 套管取油進行油色譜試驗，數據如表3 所示。由表3 可知，1號主變壓器A、B、C 三相套管油色譜數據均未超閾值，根據DL／T 722—2014 特征氣體判斷［13］，三相套管油色譜數據無異常。

表3 110 kV 1 號主變壓器110 kV 套管色譜分析數據 μL／L

2.3 故障檢修

分析油色譜數據后發現，油色譜分析結論與紅外測溫結論相反，判斷套管不存在進水受潮問題，但無法判斷套管缺陷的具體原因。由于該變壓器位于室內，其套管上方情況不易觀察，根據紅外熱像判斷該變壓器套管缺陷為電壓致熱性缺陷，檢修人員綜合分析上報意見安排停電檢修處理。變壓器停電后，檢修人員進入變壓器套管下方，發現A 相套管將軍帽開裂，如圖7 所示，有油從套管頂部緩慢溢出，溢出的油漬導致套管整體發熱，由于溢油速率慢，油漬還未流到變壓器本體，只在套管表面殘留油漬，應對變壓器A 相套管進行整體更換，更換的新套管如圖8 所示。

該故障套管致熱原因為： 套管頂部將軍帽密封不嚴，套管內部油由將軍帽縫隙溢出，導致套管內部缺油，套管內部絕緣損耗增大而發熱。

變壓器套管更換完成投入運行后，檢測人員再次對套管進行紅外檢測，如圖9 所示，套管溫度正常。

圖7 將軍帽開裂

圖8 更換新套管

圖9 檢修后紅外檢測

2.4 故障判斷

在該案例處置過程中，運檢人員根據變壓器高壓套管紅外圖譜特征進行判斷，易將該缺陷原因判斷為高壓套管進水受潮，在進行油色譜分析時未見異常數據，無法對高壓套管的缺陷進行定性，不利于高壓套管的缺陷處置。

結合本案例的處置過程，給出了油浸式變壓器高壓套管整體發熱缺陷原因輔助判斷方法，如表4所示，可用于后續變壓器套管的紅外熱像缺陷檢測。

表4 變壓器高壓套管整體發熱缺陷原因判斷

3 結語

變壓器高壓套管開裂，導致套管絕緣油緩慢溢出，絕緣油附著在套管表面，從而導致套管發熱。該缺陷初期運維人員無法通過肉眼發現，需結合紅外測溫進行檢測。

電壓致熱型缺陷不易發現而出現漏檢情況，運檢人員需加強對套管類設備，尤其是充油類套管設備的紅外檢測，在對套管類設備進行檢測時，避免燈光和陽光對設備直射影響。