主变套管过热方案

#1主变B相高压侧套管接线端过热故障处理方案批准：审核：会审:初审：编制：** 发电有限责任公司设备维护部二零一年月日#1主变B相高压侧套管接线端过热故障处理方案一、事件简介：1、设备概况及存在问题说明：**公司#1主变为强迫油循环风冷却方式，其型号为SFP-720000/500，额定电压550kV/20kV、额定电流756/20785A、变压器本体由中国常州东芝变压器有限公司制造，高压套管型号BRDLW-550/1600-4属于导杆式,由英国传奇公司生产。

变压器于2006年8月投入运行，截至目前已运行8年。

电抗器名牌参数如下：在2013年11月份进行近期红外成像工作过程中，发现#1主变B相套管接线端子温度对比其相套管温度高温差达到30度，测量B相28度，其它两相-5度左右。

因主变套管均压环属于封闭包裹式，故无法准确的定位过热点是属于连接羊角接线端子还是变压器将军帽，现每日定期三次对其进行测温，并记录，分析。

原因分析：2.1引线接头在连接过程中螺丝紧固不到位，大线随风摆动，长时间造成接触松动，接触面减小过热放电氧化再过热。

2.2套管上将军帽导电杆连接处存在接触不良形成氧化膜，造成氧化过热。

二、处理方案根据目前检测到的情况分析，可能引起过热的原因有：1）接线端子与外部引线连接部位过热； 2）套管上将军帽导电杆连接部位过热；以上两个原因中可能性最大的是2）。

1、方案1.1外观检查套管顶部各连接面，查找明显的过热点。

1.2拆除外部引线；1.3解除接线端子与套管导电杆的连接；1.4根据导电面氧化及过热情况确定是否进行接线端子或套管导电杆更换，如果氧化面可以去除，则不进行更换；清除导电杆上的氧化过热面时，要防止打磨过度，损伤表面的镀银层。

1.5按照装配顺序重新安装连接套管接线端子及外部引线，安装时要注意铜铝过渡片的正反，防止装配错误。

导电膏要均匀的涂抹于接线板上。

螺丝紧固必须使用力矩扳手.1.6整体恢复，试验，送电。

220kv变压器套管发热成因及处理方法作者：何明祝来源：《中国新技术新产品》2011年第19期摘要：本文分析了变压器套管头部发热的成因及危害，并对两个220kV变压器相套管头部发热的实例，进行原因判断及故障预防处理的方法，供大家参考。

关键词：变压器；故障预防；原因判断；分析中图分类号：U224.2+2 文献标识码:A1 故障成因及危害套管接头发热一般可分为外部接头故障和内部接头故障。

外部接头发热又分两种情况，一种是接线板与外部引线接头连接不良引起的，因为此接头在变压器预防性试验时经常拆接；二是导电头(俗称将军帽)与接线板连接不良引起的。

这种接触不良使接触电阻增大，也使消耗功率增大，于是接头处温度升高。

高温导致接触面氧化加快，逐渐形成一层氧化膜，接触电阻越来越大，温度越来越高。

如此反复，形成恶性循环,如不及时发现，最终结果就是引线烧断，造成事故。

内部接头故障一般是内接头松动引起的，内接头指的是导电头内螺纹与变压器绕组引线接头的螺纹连接。

如果螺纹连接的公差配合不当，接触电阻将增大，从而产生高温故障。

内部故障隐蔽性较强，在电力部门引入红外热像技术作为测试手段之前，只有靠示温片或观察接头变化等方法判断运行中的热故障。

由于示温片只能反映所贴位置附近的温度情况，因此有一定的局限性，往往不易及时发现某些运行中的热故障。

因此这种热故障容易长期存在并不断恶化。

2 实例分析2.1 案例一：2.1.1 故障现象高压试验班在进行红外热成像监测时，发现某主变压器220kV侧B相套管头部发热，温度达到87.4℃。

其参数和分析结果见表1和表2。

表1 主变参数表2.1.2处理前缺陷原因判断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220kV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。

浅谈变压器套管接头的发热处理摘要：电力变压器是一种可以改变电流和电压的设备，通过改变电流和电压来达到使用的目的，是电力系统中必不可少的设备。

其套管引线接头发热缺陷引起的故障是变压器的多发故障。

本文针对其运行中发生的一起变压器高压套管引线接头发热缺陷进行了分析，以对同类缺陷进行总结。

关键词：套管接头；直流电阻；发热；变压器一、缺陷分析某变电站一台运行中的变压器额定电压为110、10kV的双绕组主变压器，投运以来运行状况比较稳定。

某日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)110kV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℃，各相的同一部位温度相差较大。

热像特征是以将军帽端为中心的热像图，进行红外精确测温，结果与上述基本一致。

初步分析其C相套管的发热部位主要部件有导线线夹、导电杆、将军帽以及与导电杆连接的接线板，将军帽顶端温度最高。

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。

根据相关检测数据得知，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。

二、高压侧直流电阻分析1、测量结果。

停电后，先对套管接线端子处的螺栓及引线夹进行检查，未发现明显松动和氧化发热的痕迹。

然后按照规程]对该变压器进行了绝缘油色谱分析、绝缘特性和直流电阻测试，除高压绕组直流电阻异常外，变压器其他各项试验结果均合格：①高压侧直流电阻测量结果超出规程要求（各相绕组电阻相间的差别大于三相平均值的2%)。

②排除导致变压器绕组直流电阻异常的各种非故障性因素：（1)采用同型和非同型直流电阻测试仪器按同样方法复测，测量结果未发生变化，可排除仪器引起的数值异常。

（2)转动分接开关多次后又进行复测，A、B两相基本平衡，C相电阻依然偏大。

（3)拆除接线板从高压套管的导电杆处直接测量，测量结果仍然如故，可排除接线板与导电杆连接不良引起的发热。

74研究与探索Research and Exploration ·监测与诊断中国设备工程 2017.07 (下)进入新世纪以来，我国电力行业进入了快速发展阶段。

在电力系统中，变压器承担着重要的工作职能，只有发挥变压器的实用价值，才能保障电力系统的平稳运行。

值得注意的是，大型变压器的套管头部存在发热缺陷，如果没有进行降温处理，就会导致电路发生故障。

为了避免出现上述问题，掌握科学的变压器套管头部发热处理方法势在必行。

1 大型变压器套管头部的发热原因大型变压器的组成结构如图1所示。

对大型变压器套管头部的发热类型进行划分，可以分为内部发热和外部发热两种。

大型变压器套管头部的外部发热又被分为两种情况，第一种情况是外部导线接触不良，引起电路发热。

很多接头在连接的过程中会反复拆接，这样会加大外部故障的风险。

第二种情况是将军帽与接线板接触不良，当将军帽与接线板连接不当，就会导致电阻加大，耗损的功率也会相应增大，线路连接的部分温度会大大升高。

一旦线路温度升高，氧化的速度就会加快，氧化膜对电阻产生反作用，致使电阻进一步加大，温度进一步上升，最终会造成线路烧断，阻碍电力系统的正常运转。

图1 大型变压器的组成结构大型变压器套管头部的内部发热主要指螺纹与引线接触不当。

在连接螺纹与引线的过程中，需要科学计算二者的公差，如果计算失误，连接失衡，就会加大线路电阻，引起高温发热现象。

与外部故障相比，大型变压器套管头部的内部故障不易发现，螺纹和引线的连接方式比较隐蔽，因此在进行监测的过程中，需要依靠现代智能技术，形成动态监测系统，及时获取大型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，大型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 大型变压器套管头部的发热实例及处理方法2.1 实例一为了提高对大型变压器套管头部发热问题的处理效率，我国大部分的电力企业都采用了红外热成像的现代技术，对大型变压器套管头部进行动态观测。

一起主变套管头发热故障检查及处理摘要:本文通过对某110KV变电站#1主变110KV侧A相套管由于套管头发热，导致将军帽与套管引线导电杆融合，使导电杆螺纹损坏。

本文主要介绍检查处理方案以及现场检查处理的方法过程,分析了内部接头发热的机理,提出了整改措施建议。

关键词:变压器套管；红外测温；导电杆1 缺陷发现情况2018年5月8日，某巡维中心对某110KV变电站#1主变测温，测温发现主变110kV侧A相套管发热，温度为67.8度、B相温度41.5度、C相温度40度，环境温为27度，主变110kV侧电流为131A。

图一A相套管头图2 B相套管头图3 C相套管头根据南网缺陷库标准，#1主变110kV侧套管A相柱头温度为67.8℃，热点温度＞55℃，属重大缺陷。

根据图1数据显示，#1主变110kV侧套管A相柱头发热温度偏高，由于该地区负荷较重，为防止发热情况继续恶化，需将#1主变停电，对主变110kV侧套管A相套管头进行发热处理。

2 套管设备信息#1主变110KV侧套管信息表3 设备检查情况在2018年5月13日某巡维中心对某110KV变电站#1主变本体停电。

停电后，班组人员拆除#1主变110kV侧A相套管将军帽检查处理。

由于套管头发热，导致将军帽与套管引线导电杆融合，将军帽是黄铜（密度8.93g\cm3）、套管引线导电杆是紫铜(密度7.83g\cm3），A相套管将军帽拆除后，发现导电杆螺纹损坏，需要更换套管引线导电杆。

图4 导电杆螺纹损坏1 图5 导电杆螺纹损坏24 处理过程现场关闭油枕阀门将主变本体油打进油枕，拆除套管法兰螺丝，吊出A相套管。

熔化套管导电杆与引线的银铜焊锡，更换新的套管导电杆。

清洁导电杆及引线，重新包扎套管引线。

图6 拆除损坏导电杆图7 安装新的导电杆清洁套管升高座法兰面及套管瓷套及均压罩，对套管头接触面及将军帽接触面打磨清洁涂凡士林，复装后，所有螺丝打力矩。

本次工作同时处理主变变高B、C相套管将军帽及导电杆。

一起主变套管导体发热分析与措施摘要：针对某变电站一起主变套管导体发热缺陷，通过现场详细检查、回路电阻检查，分析设备发热三个原因，套管抱箍安装受力不均；设备检修维护不到位；长期高温下套管导体氧化烧蚀，导体接触电阻大。

通过此次分析及处理，为今后新建变电站选择主变套管导体提供处理思路，对日常主变运行提出有效的建议和措施，保证主变安全稳定运行。

关键词：发热；回路电阻；原因；受力；措施前言随着近几年电力飞速发展，电力系统的可靠性受到越来越广泛重视。

主变是变电站常用的关键设备，也是重要的基础元件。

主变套管作用是将变压器内部高、低压引线引到油箱外部，不但作为引线对地绝缘，而且担负着固定引线的作用，变压器套管是变压器载流元件之一，在变压器运行中，长期通过负载电流。

作为设备管理者，负责一起110kV某变电站主变套管发热问题分析，通过对主变套管导体发热分析，查找主变套管导体运行温度过高的原因。

对于运行变电站主变套管温升过高问题的研究与分析有很好参考意义，提出防止温升过高的相关的建议及措施，大大提高主变运行安全稳定性。

一、设备故障状况1、缺陷发现情况2019年9月16日，运行专业测温发现#3主变10kV侧套管头发热，发热温度分别是A相56℃、B相103℃、C相138℃。

依据发热缺陷，检修专业对套管进行红外测温复测，确认B\C相发热严重，C相套管外壳包裹热缩套有明显变形、融化的现象。

根据规程标准《DL/T664-2008带电设备红外诊断应用规范》[1]（见表1）中的“金属部件与金属部件的连接”热点温度>130℃或δ≥95％，#3主变套管导体发热判断为紧急缺陷。

表1：DL/T664-2008带电设备红外诊断应用规范2、设备缺陷的跟踪检查情况针对设备发热存在的安全隐患，为进一步查找设备存在发热的原因，确保设备的安全可靠运行，对设备进行停电检查分析。

1）设备外观检查停电后，对套管至软连接间各个接触面测试回路电阻（图1），总共有4个接触面，发现B、C相的套管抱箍接触面回路电阻明显增大（表2）。

关于220kV变电站3#主变110kV套管B相发热及处理情况汇报1、发现故障变电检修班组在2012年3月19日的特巡中发现220kV变电站3#主变110kV套管B相套管出线头发热，当时负荷在80000kVA，发热温度为66.2℃，其它两相在29℃，当时室外温度约为15℃左右。

红外成像如下图：其它相29℃左右。

成像仪：浙江大立DL-700E+鉴于上述情况，我们在2012年3月22日进行了复核，当时负荷在50000kVA，当时室外温度约为8℃左右。

发现发热温度为42.5℃，其它两相在20℃左右，B相明显发热。

2、处理故障基于上述情况，我们在2012年3月22日向调度对3#主变申请停电并转检修状态，并对该套管采取了解除引线检查，主要对导电头外表面与套管接线端子的接触面，套管接线端子与外部导线端子进行了检查，未发现有异常情况，鉴于此，需要对套管导电头等部位进行处理。

由于当时下雨，所以未对套管导电头等部位进行处理。

在对该变压器近期油化试验数据和检修试验数据进行分析，未发现异常。

3月30日，将该变压器转检修状态。

变电检修班组采用JYR-10型直流电阻测试仪对该变压器110kV进行了直流电阻测试，测试电流10A，测试过程中发现，A相和C相的直流电阻加入电流之后，均在5～8分钟以内达到恒定数值，而B相加电流10分钟后仍未达到稳定数值，而且相对A、C相偏差较大，B相需要处理。

试验数据如下表：3#主变110kV 侧直流电阻测量（单位mΩ）Am-Om Bm-Om Cm-Om 温度15℃ 湿度60%2011年11月29日预检 67.01 67.40 67.60 温度15℃ 湿度60% 2012年3月30日处理前测试 65.86 103.29 66.29 温度16℃ 湿度75% 2012年3月30日处理后测试65.86 66.12 66.29温度16℃ 湿度75%基于上述情况，会同厂家工作人员进行了处理，拆除导电头4个定位螺栓，对导电头进行来回旋转，以图清除导电头内部的螺纹和变压器引线接头螺纹处可能和氧化膜造成的直流电阻偏大造成的发热，并顺时针旋紧了几圈之后，重新测试B相直流电阻,直流电阻数据合格，据此推测直流电阻偏大可能是由氧化造成的结果。

连续三起110kV主变套管发热故障原因分析及处理摘要：每年夏季随着气温升高及负荷增加，电气设备发热故障发生率比较高，作者希望通过本文对两起发热故障的原因分析及处理的实际案例，达到使各级管理者和现场工作人员能够及时发现运行隐患，做到早发现、早排除的目的。

关键词：热成像；套管；将军帽1简介我公司某110kV变电站投运于2008年7月，现8台110kV主变运行,主要承担着新建化工新区各装置的电源供给。

2017年入夏以来，随着气温升高及负荷增加，该站连续发生三起110kV主变套管发热故障，随着气温升高及负荷增加发热部位温度进一步上升，若不及时处理，随时会引发设备故障跳闸，影响化工装置的安全生产。

由于电气关键连接点热成像测温工作认真，三次发热故障均及时发现，消缺工作开展有序，故障处理方案有效，保证了化工装置的平稳运行。

但三起发热故障的连续发生给化工生产造成一定的影响。

2故障现象及处理案例15月15日，运行人员巡视测温中发现2#主变110kV侧B相套管顶部将军帽处温度异常，B相温度达95.3℃，与A、C相温差达40℃。

图1 2#主变发热点热成像照片原因分析：停电、落实安全措施后，厂家技术人员对2#主变发热部位进行检修，在打开B相套管导电密封头（将军帽）后，发现B相套管导电杆、定位销等均正常，但将军帽螺纹发黑，内部有放电碳化痕迹，导电杆无法完全旋到将军帽螺纹底部，底部只有一圈比较明显的接触部位。

图2发热故障位置照片（处理前）根据现场现象，判断B相套管发热原因为：变压器电缆引线接头与将军帽螺纹接触部位安装有误差，将军帽内存在缝隙，造成压接不紧不实。

其内部螺纹间逐步出现间隙放电，长期大负荷运行使状态进一步恶化，接触电阻增大，导致B相套管温度升高。

处理措施：将架空线与将军帽连接部分、导电杆进行打磨处理，更换新将军帽，内部填充铜片，测量并仔细调整将军帽与变压器电缆导电杆接头的安装配合，测得B相将军帽深41mm，杆长38mm，内垫铜皮5mm使其充分接触；A、C相存在同样问题，采取相同处理方法使其接触紧密。