鄭思齊，張建英，楊文良

（內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010000）

變壓器套管是變壓器載流元件之一，在變壓器運(yùn)行中，套管長期通過負(fù)載電流，當(dāng)變壓器外部發(fā)生短路時通過短路電流，需要絕緣油為其電氣性能和熱穩(wěn)定性提供保障。根據(jù)套管的主絕緣結(jié)構(gòu)分類，可以分為純瓷型和電容式兩種，其中電容式套管可分為膠質(zhì)電容式套管、油紙電容式套管和干式套管，目前廣泛使用油紙電容式套管和干式套管。

油紙電容式套管的主要組成部分為電容芯子、套管頭及頭部儲油柜、法蘭、上下瓷套、末屏裝置、均壓罩（如圖1）。其中，電容芯子為主絕緣，由同心電容串聯(lián)而成處于套管內(nèi)部；法蘭上設(shè)有放氣塞、取油裝置、測量套管介質(zhì)損耗和局部放電的裝置等；上瓷套為保證在污穢和淋雨條件下套管仍有足夠的爬電距離；頭部儲油柜用來調(diào)節(jié)因溫度變化而引起的油體積變化，使套管內(nèi)部免受大的壓力；末屏又稱試驗(yàn)用電容抽頭，變壓器正常運(yùn)行時可靠接地，在進(jìn)行停電試驗(yàn)時，可斷開末屏裝置的接地點(diǎn)進(jìn)行套管末屏的電容量和介質(zhì)損耗因數(shù)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)束后應(yīng)恢復(fù)末屏可靠接地；套管尾部、主變主體內(nèi)設(shè)置均壓罩，其作用是改善電場分布，從而縮小套管尾部與接地部位和線圈的絕緣距離。

圖1 油紙電容式套管結(jié)構(gòu)圖

變壓器套管的各組件通過設(shè)置在套管油枕上的一組強(qiáng)力彈簧所施加的中心壓緊力作用，使套管內(nèi)部處于全密封狀態(tài)，從而其內(nèi)部的絕緣油為獨(dú)立系統(tǒng)，不受大氣影響。絕緣油在套管中起絕緣和散熱作用。套管頂部裝有油位計(jì)，變壓器運(yùn)行過程中，必須對套管油位進(jìn)行監(jiān)視。套管油位過高或過低，均會影響變壓器的正常運(yùn)行。

對于變壓器套管油位的監(jiān)測，通常采用記錄套管油位計(jì)指示的方法，油位計(jì)一旦損壞，將不能正確地指示油位，給變壓器的運(yùn)行帶來安全隱患。近年來，隨著紅外熱像技術(shù)的發(fā)展和普及，紅外熱像檢測法在電力設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)中得到越來越廣泛的應(yīng)用。紅外熱像檢測法本質(zhì)上是一種波長轉(zhuǎn)換法，可將紅外輻射圖像轉(zhuǎn)換為視圖。通過光學(xué)機(jī)械掃描系統(tǒng)，將來自物體的紅外輻射匯聚到紅外探測器，形成紅外熱像，以區(qū)分被測物體的表面溫度。該方法具有檢測速度快、無接觸、范圍寬、精度高、可實(shí)時觀察等優(yōu)點(diǎn)。

本文介紹了一起500kV主變高壓套管油位異常故障，通過詳細(xì)介紹并分析了故障基本情況、故障原因、解決方案，為變壓器套管的油位異常處理提供了參考。在故障處理過程中發(fā)現(xiàn)，當(dāng)套管油位降低時，套管表面溫度會不均勻分布，通過紅外熱像檢測法可以識別套管的溫度分布，依此來判斷套管內(nèi)部的油位，因此，紅外熱像檢測法可作為一種監(jiān)測變壓器套管油位的輔助方法，為變壓器套管的日常運(yùn)行與維護(hù)提供了指導(dǎo)。

1 故障情況

某500kV變電站檢修人員進(jìn)行例行紅外熱像檢測時，發(fā)現(xiàn)該站500kV主變C相220kV側(cè)充油套管油位異常，具體情況為套管上部約1/3范圍油溫低于下部，最大溫差3.2℃（如圖2所示），B相220kV側(cè)套管油溫正常（如圖3所示），C相220kV側(cè)套管油位指示十一點(diǎn)鐘方向，B相220kV側(cè)套管油位均指示十二點(diǎn)鐘方向。故障套管為油紙電容式變壓器套管，型號BRDLW1-252/3150-4，生產(chǎn)廠家傳奇電氣（沈陽）有限公司，投運(yùn)日期2008年。

圖2 C相（異常相）紅外成像圖

圖3 B相（正常相）紅外成像圖

2 故障原因分析

發(fā)現(xiàn)套管油溫異常后，現(xiàn)場巡視未發(fā)現(xiàn)漏油痕跡。檢修人員第一時間對主變本體和套管絕緣油取樣檢測，檢測結(jié)果見表1。

表1 主變本體和套管絕緣油檢測結(jié)果

對照規(guī)程DL/T 722-2014《變壓器油中溶解氣體分析和判斷導(dǎo)則》、GB/T 7595-2017《運(yùn)行中變壓器油質(zhì)量》，絕緣油試驗(yàn)結(jié)果均未超出注意值，排除套管、主變內(nèi)部絕緣油與空氣發(fā)生接觸，即套管法蘭、上瓷套、油枕密封部分不存在滲漏點(diǎn)。

后采取補(bǔ)油措施，套管內(nèi)絕緣油總量為80kg，補(bǔ)油25kg，補(bǔ)油后套管油位計(jì)指示未發(fā)生變化，初步判斷套管油位計(jì)已發(fā)生故障。補(bǔ)油后，運(yùn)行人員每兩小時進(jìn)行紅外熱像檢測并留存記錄，檢修人員對套管和主變本體取油進(jìn)行絕緣油試驗(yàn)，未發(fā)現(xiàn)異常。通過紅外熱像試驗(yàn)記錄發(fā)現(xiàn)，當(dāng)套管油位下降約1/3，與主變本體油位平齊后不再繼續(xù)下降。結(jié)合現(xiàn)場運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，初步確定故障原因?yàn)樘坠苤行膲毫ψ兓?，使套管變壓器本體內(nèi)部分密封不嚴(yán)，絕緣油存在滲漏。

3 解決方案

由于已判斷漏油故障位于套管與主變本體連接處，根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況，結(jié)合主變本體廠家、套管廠家意見，最終制定了解決方案，即盡快更換故障套管。發(fā)現(xiàn)故障15天后進(jìn)行了套管更換，更換套管前先將主變本體中的絕緣油注入臨時儲油裝置中，后打開主變本體檢修窗口，主變本體廠家、套管廠家、站內(nèi)檢修人員共同配合完成了套管的更換。拆除故障套管后，現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)法蘭與下瓷套連接處存在明顯縫隙（如圖4所示）；在套管移動直至放置水平的過程中，油位計(jì)指針沒有變化（如圖5所示）；套管上部密封處也存在縫隙，實(shí)際情況與更換前故障原因分析相符。

圖5 故障套管油位計(jì)

總結(jié)本次500kV變壓器套管油位異常故障原因?yàn)椋禾坠苌喜棵芊獍l(fā)生泄漏，導(dǎo)致油枕處強(qiáng)力彈簧所施加的中心壓緊力發(fā)生變化，隨著變壓器運(yùn)行過程中的震動，法蘭與下瓷套連接處產(chǎn)生漏油縫隙；油位計(jì)損壞。

套管更換完成后立即密封檢修視窗，然后將臨時儲油裝置中的絕緣油注入主變本體完成熱油循環(huán)，最后依照規(guī)程進(jìn)行主變及套管的特項(xiàng)試驗(yàn)，試驗(yàn)數(shù)據(jù)均未發(fā)現(xiàn)異常后，主變投入運(yùn)行，目前主變運(yùn)行良好，套管油位正常。

4 結(jié)論與建議

（1）變壓器日常運(yùn)行與維護(hù)過程中，通常僅通過記錄套管油位計(jì)指示的方法來監(jiān)測套管油位，然而隨著變壓器運(yùn)行時間的增長，套管油位計(jì)浮桿容易卡澀，導(dǎo)致出現(xiàn)假油位，給變壓器的運(yùn)行帶來安全隱患。

（2）變壓器套管油位下降后，套管表面溫度會呈現(xiàn)出不均勻分布的特征，通過紅外熱像檢測法可以監(jiān)測套管表面溫度的分布情況，依此來判斷套管油位。

（3）紅外熱像檢測法具有速度快、無接觸、范圍寬、精度高、可實(shí)時觀察等優(yōu)點(diǎn)，可作為監(jiān)測套管油位的輔助手段，建議將該方法引入實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)維中，定期對套管表面溫度分布情況進(jìn)行記錄，并加強(qiáng)數(shù)據(jù)比對分析，及時發(fā)現(xiàn)變壓器套管油位異常缺陷。

（4）變壓器油位出現(xiàn)異常后，應(yīng)及時通過現(xiàn)場巡視和油務(wù)檢測查找異常原因，如果套管外部無滲漏痕跡且油務(wù)檢測數(shù)據(jù)無異常，那么滲漏點(diǎn)可能在變壓器套管與本體的連接處。