摘要：变压器套管是电力变压器的重要组件之一，其作用是把变压器内部绕组引线引出到油箱外部，实现与外部电网连接，担负着引线对地的绝缘和固定引线的作用。套管接头发热缺陷引起的故障是变压器的多发故障。
关键词：变压器；套管头部；发热原因；案例分析
1变压器套管头部发热原因分析
变压器套管头部发热可以简单划分为内部发热和外部发热两种类型。首先，外部的发热情况是有所不同的。由外部导线接触不良而引起的电路发热情况较为常见，线头连接时会进行反复拆装，发热风险难以控制，只能实施针对性的改进措施尽可能的确保各条导线间的正常接触。此外，在将军帽和接线板接触不良时，电阻将会随之增大，功率耗损严重，容易导致组件连接部位温度的不断增高。线路温度越高，氧化速度越快，氧化膜与电阻之间出现反作用，最终烧断线路，使整个电力系统无法正常运转起来。其次，内部的发热情况主要是由于螺纹与引线的接触不当。螺纹与引线连接时应合理计算公差，一旦发生计算失误或者结果偏差，线路电阻就会变大，高热发热现象随之产生。内部故障不易被发现，螺纹和引线的连接又非常隐蔽，所以在发热原因的具体分析与故障问题的实际检测时，就需要依靠先进技术的支持，形成动态监测系统，及时获取变压器套管头部的温度变化。在套管头部可以设置示温片，记录周围区域的温度。当然，示温片具有一定的局限性，对温度的反映并不及时。从这个角度来看，变压器套管头部的内部故障更加明显，而且很容易发生恶化。
2 变压器套管头部发热诊断方法
利用红外检测仪，不但能发现设备发热故障，而且还可以对发热故障进行准确的定性定位，发现和避免设备事故，确保设备的安全可靠运行。
（1）套管外部接头故障
套管外部接头故障的红外热像特征是故障接头中心有明显发热。根据高压套管外部接头故障热像特征，并参照 GB763-90 的规定做出诊断，即最高允许温度为 80℃若作三相间互比或与该套管瓷套中部相比较。温差大于20℃则有可能发生故障的隐患，应加强监视；温差大于 40℃时，则故障较为严重，应及时检修。
（2）套管内部接头故障
对于35kV及以下电压等级的变压器套管，与绕组连接的内部接头多数处于下端，并浸于箱体油中。当三相套管中的一相或两相产生故障，则故障相的热像特征与正常套管的热像有明显差异。对高于110kV电压等级的变压器套管，接头与将军帽由引线连接，接头故障的热辐射量最终传递到将军帽上，因此热像图上一般故障将军帽有明显发热。对于内部接头的故障一般通过相对温差判断法和表面温度判断法分析判断。
①相对温差判别法。即通过红外热像仪测得故障点的温度，与正常接头部位的温度值按下式算得相对温差，再查表便可确定故障的严重程度。
②表面温度判断法。35kV及以下电压等级的套管内部接头故障，根据套管内部接头故障热像特征，并结合 GB763-90 规定的最高允许温度（在油中为 85℃）进行诊断。然而，浸于油中的下端引线接头温度无法用红外手段直接检测，通常检测的只是套管外表温度。因两者的温度关系与电压等级、型号，运行负荷及油温有关，所以要准确给出每台设备套管内外温度关系十分困难。我们可根据正常套管瓷套及储油柜的温升和它们对应的相间温差进行判断。显然，如果存在内外连接故障，则套管瓷套和储油柜温度必将受到很大影响。因此判断套管下端接头是否过热，结合内部接头故障热像特征做出判别。110kV 及以上电压等级的套管存在内部接头故障，可根据套管内部接头故障热像特征并结合 GB763-90 规定的最高允许温度（在油中为 85℃）进行诊断。但在实际检测时，直接得到的是将军帽表面温度，而内部接头部位的温度都高于将军帽表面温度，而且两者之差的具体数值与将军帽结构有关。凡在防雨罩内的发热点，按 GB763-90 判别时，应降低 20℃作为判断标准。当运用相间互比时，凡温差大于 10℃时，应视为存在一般故障，大于 20℃时，应判定为存在严重内部连接故障。
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3变压器套管头部发热故障案例
（1）某变电站2#主变110kVB相套管发热，高压试验班在对该变压器进行红外热成像监测时，发现2号主变压器110kV B 相套管头部发热，温度达到87．4℃。
经查看主变套管说明书，发现该套管设计上存在缺陷。在主变110kV引线装入套管导电密封头后，引线上应有一个定位螺母将引线与套管导电密封头压紧，以保证引线与套管导电密封头可靠接 触。而该型套管没有定位螺母，导致主变引线和套管导电密封头之间缺少压紧的力量，只靠螺牙之间自然的力量，无法保证可靠接触。在主变负载较大 的情况下，就会造成接触面过热。套管头部结构如行了消缺处理。在拆下该套管导电密封头后，发现 主变引线和套管导电密封头相互接触的螺牙处已 有放电和过热烧损的痕迹。而套管的结构确实如分 析的一样设计上存在缺陷，缺少一个定位螺母。经将主变引线和套管导电密封头过热损伤处打磨处理，在接触面上涂上导电膏，然后恢复安装。这样处理后套管过热情况会得到改善，但该缺陷无法彻底处理，在主变负载较大时仍有出现过热的可能。将该型套管进行更换或由厂家针对该设计缺陷进行改造才能彻底解决该问题。
（2）某35kV变电所１＃主变10kV侧Ａ相套管发热，某35kV变电所运行人员在进行红外热成像监测时，发现１＃主变10kV侧Ａ相套管头部发热，温度达到７７℃。
根据红外成像仪图像分析，本起变压器套管头部发热故障应为外部接头故障，发热部位可能在回路的连接处，潜在故障点如下：线圈和套管缆线的焊接连接处；三相线圈末端的连 接 处；穿过套管的缆线与缆线连接头的焊接处；缆线头与导电头丝口连接处；板型接线柱与导电头丝口连接处；板型接线柱与硬母线连接处。通过现场检查，发现Ａ相导电头的上部圆柱体与板 型接线柱上的两个夹紧螺栓明显松动，板型接线柱用手便可使其旋转。本起故障原因应是套管安装时定位螺母没有拧紧，导致引线与套管导电密封头没有可靠接触引起过 热。现场对夹紧螺栓进行紧固，送电后未再发生套管发热情况，缺陷被消除。
（3）某2 #主变110kV侧C相相套管引线接头处发热，运维人员对该站进行例行红外成像检测时，发现该变压器（未达额定负荷）110 kV 高压侧 C 相套管引线接头处（将军帽）发热，温度达 63.89 ℃，而 A、B 相套管相应部位温度分别为 43.60 ℃和 42.78 ℃。
根据热像图显示的情况，初步分析认为发热的原因可能是接线板与导电杆连接不良。热点温度为 63.89℃，按照红外导则判定此发热缺陷属于一般过热缺陷，应缩短红外检测周期并加强运行监视，尽快安排处理。鉴于该变压器所带负荷较重，又逢“迎峰度夏”高负荷期即将来临，考虑当负荷增大后，该过热处的 温度还要进一步升高，若不及时处理很可能引起设 备事故。上级部门要求尽快处理此缺陷，决定当夜（零点时检修）停电消缺。
4结束语
变压器套管头部发热的消除建议是一是建议选用质量优、信誉好、运行稳定的产品；二是要加强检修人员的技术培训工作，多与变压器套管制造厂家沟通，认真阅读产品使用说明书，了解产品结构和运行维护要点，结合春秋检停电机会对变压器套管的密封情况进行检查，对运行时间较长的变压器要进行重点检查，发现密封垫裂纹应及时更换，确保密封良好。只要我们对变压器套管头部发热高度重视、认真分析、采取对策，套管头部过热现象就一定能得到彻底根除。
参考文献：
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论文作者:宁学锋
论文发表刊物:《电力设备》2018年第23期
论文发表时间:2018/12/12
标签：套管论文; 故障论文; 变压器论文; 引线论文; 温度论文; 头部论文; 军帽论文; 《电力设备》2018年第23期论文;