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电力变压器套管故障分析及处理探讨祝亚静摘要：电力变压器套管属于电力系统中较为重要的部件，其承担的任务要求其不仅要有良好的绝缘性也要有机械性。
除了套管本身的材质问题，检修人员的素质也决定着套管是否处于良好的运行状态。
因此要加强套管的材质选购、运行维护管理，提升检修人员素质，保障电力变压器的安全稳定运行。
关键词：电力变压器；套管；故障分析；处理1.套管的故障原因分析1.1套管的电流型发热故障原因分析1.1.1 电力变压器的套管接线板和外部引线接线板之间的接触面积不够、加工安装工艺不符合要求。
加工安装工艺要求：接触面平滑、平光垫垫圈合适、垫与垫之间留有足够的间隙、铜铝材料的接头需要经过特殊工艺加工之后才可连接。
当套管接线板和外部引线接线板配合不当或者紧固力度不够时，就会使两者接触不良，导致接触电阻变大。
接触电阻越大，在电流流过时，产生的温度就越高，高温又导致接触面加速氧化而形成氧化膜，氧化膜又使接触电阻变得更大，温度更高，最终形成一个恶性的循环。
1.1.2 导电头内螺纹需要与变压器绕组引线接头的螺纹紧密相连，如果两者连接不紧，发生接触不良现象，也会引起发热故障。
加工工艺不良或者运行振动都会引起这种故障。
1.2套管电压型发热故障原因分析1.2.1 套管引出的导电杆绝缘不良，导电杆对套管瓷套会产生一个不平衡磁场，导致电压分布异常及泄露电流增大所引起的发热故障。
1.2.2 套管表面脏污吸收水分后，会使绝缘电阻降低，其后果是容易发生闪络，造成跳闸。
同时，闪络也会损坏套管表面。
脏污吸收水分后，导电性提高，不仅引起表面闪络，还可能因泄漏电流增加，使绝缘套管发热并造成瓷质损坏，甚至击穿。
1.2.3 套管胶垫密封失效，油纸电容式套管顶部密封不良，可能导致进水使绝缘击穿，下部密封不良使套管渗油，导致油面下降。
套管密封失效的原因主要有两个方面：一是由于检修人员经验不足，螺栓紧固力不够；二是由于超周期运行或是胶垫存在质量问题、胶垫老化等。
变压器套管接头发热故障的分析及检修处理摘要：本文阐述了大型电变压器接头发热故障的分析及检修处理方法，通过积极开展一次设备及引线接头粘贴变色测温贴片、加强设备巡视监测及设备红外测温工作，对实现变电一次设备状态检修，保证设备的安全可靠运行，提高电力设备运行可靠性具有十分重要的意义。
关键词：变压器接头发热检修处理1概述甘肃某供电公司330kV某变电站#1主变压器型号为OSFPSZ9-240000/330，额定容量为240000kVA，额定电压为330/121/35，额定电流为420/1145/1187A。
该变压器2002年2月15日出厂，2002年6月投入运行，该变压器在投运后运行正常。
2015年6月6日运行人员巡视设备时发现#1主变110kV A相套管接头变色测温贴片变黑，检修人员随即进行红外线测温确认A相套管接头内部发热,即对其加强了跟踪分析，并与厂方技术人员取得了联系，7月13日进行了检修处理，消除了发热故障，加入运行后，测温正常。
目前主变压器运行正常，套管接头无发热及其它缺陷。
2故障分析及处理2.1 2015年6月6日运行人员进行设备巡视时发现#1主变110kV A相套管接头变色测温贴片变黑，显示700C。
立即安排对#1主变110kV A相套管进行红外线测温，经过检测确认#1主变110KV A相套管接头内部发热,具体数据为：A相70.20C、B相34.40C、C相32.70C，环境参考温度为220C，负荷电流为806A。
安排对主变本体及套管取油样进行气体色谱分析，未发现油样异常。
变压器油中在线监测装置数据未见异常。
在对变压器油中心进行检测期间，相关装置并没有显示明显的异常问题，通过合理的分析，没有发现其中存在可疑问题，可以表示装置系统处于可靠的运行状态。
而对于红外测温而言，可以利用图片对其进行表述，图片如下：#1主变110KV套管发热图片，从右至左为A、B、C相#1主变110KV套管发热图片A相根据多次红外测温图像、厂方技术人员意见及某供电公司多年来处理变压器套管接头发热缺陷经验，综合分析初步认为该发热点在套管内部软导线与导电头焊接处或导电头与密封头螺纹连接处。
浅谈配电变压器套管接头发热隐患及处理摘要：笔者从事配电运维检修工作十几年，在日常工作中时有发生因配电变压器套管接头发热导致的故障抢修及由此造成客户经济财产损失而引起的投诉、纠纷。
因此及时发现配电变压器的接头发热缺陷并及时消缺的意义重大，是配电运维班组的一项重要日常工作。
关键词：接头发热、财产损失、发现、处理一、配电变压器套管接头发热的主要原因配电变压器接头发热往往发生在的套管导电杆与外部引线连接处。
变压器高低压套管构造如下图（图1-1）所示：图1-1由于配电变压器通常为降压变压器，因此运行时二次电流远远比一次电流大得多，由于电流的热效应，所以配电变压器接头发热故障也主要发生在低压套管导电杆与外部引线连接处。
1.1 设备质量问题：配电变压器导电杆、垫片、紧固螺母选用的截面小、材质导电性能差等均有可能产生发热。
1.2 施工工艺：加工的过渡连接铜排接触面不平整、毛刺、铜排螺丝孔孔径过大（不应大于导电杆直径1mm），施工过程中紧固螺母未锁紧或扭力不足、未采用双螺母固定、连接点上下面未配全镀锌铜平垫等，均有可能造成接触面积小、压力不足，从而引起发热。
1.3 运行维护原因：配变长时间重过载、用电负荷剧烈变化、季节性温度变化等引起连接处的热胀冷缩，工频电流引起的震动、风力造成连接线的摆动、外力破坏等均有可能造成配电变压器套管连接部位松动、接触面氧化等，从而引起接头发热。
二、配电变压器套管接头发热的危害2.1 配电变压器接头发热将造成变压器套管导电杆处的密封胶圈老化失效，造成套管顶部渗油，甚至造成漏油，破坏变压器的本体密封，导致变压器内部受潮、闪络等绝缘事故。
2.2 严重的将造成接触不良、打火放电、烧蚀、损坏导电杆螺纹，最终烧熔连接面、损坏导电杆，甚至起火酿成火灾、导致变压器报废等，造成不可挽回的事故后果及经济损失。
2.3 如在低压中性点发生接触不良过热，导致中性线上的电位发生漂移，则还有可能引发客户电器烧毁的事故，造成责任风险及不良影响。
某直流换流站高压穿墙套管发热故障分析与处理摘要：自2017年开始，云南电网进入异步联网状态，通过特高压直流与南方电网主网进行异步联网运行｡高压直流换流站的安全运行状态，决定了省级电网与区域主网异步互联运行可靠程度｡高压穿墙套管是换流站中较昂贵的单体设备之一，且大部分以国外进口为主｡高压直流穿墙套管一旦损坏，其更换时间较长｡同时，穿墙套管是换流场高压导线进入阀厅的唯一通道，其性能良好程度和设备健康状态直接关乎整个高压换流站的运行安全等级｡若穿墙套管长期发热运行，则必将导致套管内部绝缘性能下降､密封性破损和运行寿命缩短，甚至发生烧毁和恶性高压电气事故｡此外，直流穿墙套管的故障还会造成换流器与单极线路闭锁，而单极线路闭锁又会使直流系统产生较高的接地电流，从而引发直流偏磁危害，并严重威胁换流站电气系统的运行安全｡关键词：换流站；穿墙套管；发热现象；故障检测1穿墙套管长期过热运行概况2020年8月27日，某高压换流站极II高端400kV穿墙套管的接头处温度高达61.1℃，而穿墙套管正常运行的温度应小于40℃｡2021年1月18日，运维人员在换流站检修期间对该穿墙套管进行了检测｡经现场测试，导电杆与导线抱箍接头的回路电阻为25.3μΩ｡拆壳后发现穿墙套管内部有凸起现象和局部被氧化的痕迹｡运维人员采用细砂纸进行了打磨､清洁等一系列处理，处理后接头回路电阻值为5μΩ｡后经满负荷运行检测，穿墙套管接头处温度为24℃，满足运行要求｡2021年3月11日，运行人员通过红外测温仪监测到极II高端阀厅400kV穿墙套管的出线软母连接处存在发热现象，温度高达74.8℃，而同位置极I相接头的温度为45.6℃｡2021年3月15日，运维人员再次对400kV穿墙套管接头发热现象进行处理，拆壳前导电杆与导线抱箍接头回路电阻为11μΩ，处理后回路电阻降为5μΩ，处理投运后套管仍发热，温度仍高达70℃左右｡2021年3月21日，满负荷时红外巡视发现该处最高发热温度竟达91℃，严重威胁穿墙套管的寿命｡换流站运行人员立刻向调度部门申请紧急停运处理，以防止穿墙套管内部烧毁或发生单极闭锁｡2穿墙套管发热故障原因分析2.1发热故障套管回路电阻测试基于该穿墙套管连续出现高温度运行的情况，2021年3月21日换流站运行人员向调度部门第一次申请停电开展检查处理｡待高压换流站极II停电后，对该穿墙套管进行了多点回路电阻测试，各测试点所测得的回路电阻值均在143.1~157.4μΩ范围内｡具体各接触面接触电阻计算对比值见表1｡表1各接触面接触电阻计算对比值测试结果表明，法兰盘与导电杆间接触电阻､导电杆与抱箍间接触电阻比第一次处理后偏小，说明穿墙套管的发热与接触电阻存在一定关联｡2.2发热故障套管内SF6气体检测对设备运行时套管内SF6气体产物进行分解分析，并未发现HF物质，但CO气体含量和SF6气体微水含量升高｡HF是穿墙套管内部温度达到250℃后SF6气体的分解产物，由于内部未发现HF物质，因此说明设备内部温度最高点并未达到250℃｡而SF6气体微水含量虽比设备停运时高，但仍在标准范围内，说明SF6气体未受潮；穿墙套管正常运行状态下，CO气体含量一般在100μL/L以下，而该穿墙套管中CO气体含量早在2021年3月21日就高达178.2μL/L，超过最高限值｡由此可断定发热故障曾导致套管内部绝缘材料出现一定量的分解｡2.4套管内部连接分析该套管出厂试验回路电阻为36μΩ，由于套管回路电阻出厂试验为两端导电杆间的值，对各次测试取最小值，因此该套管处理后两端导电杆间的电阻值为85.6μΩ｡套管主导电部分主要为铝材，套管处理后换算至20℃时电阻值为85.6×(225+20)/(225+28)=82.9μΩ，远大于出厂值(36μΩ)｡结合套管结构及对套管的整体测温结果，将套管电阻简单分为两部分，一部分为户外端部法兰盘与内导电杆间电阻R，另一部分为R以外的电阻R′，假设套管所增加电阻全都是因户外端部法兰盘与内导电杆间电阻引起的，则R=36μΩ，R′=82.9-36=46.9μΩ｡3处理措施及建议3.1处理措施该套管户外接头连接处拆接工序较为复杂，且各接触面所需打磨处理､设备恢复措施和安装工艺控制要求极高｡经过两次打磨处理，安装恢复后仍发现法兰盘与导电杆接触电阻相比户内同位置部位明显偏大，不符合安装工艺要求｡为此，通过更换导电杆及法兰盘与导电杆间铜铝过渡片，并小心精细地打磨，经过多次处理和测试，直至各接触面的电阻值比处理前明显偏小｡经过多次处理后，户外接头与处理前各接触面接触电阻计算对比值见表2表2处理后各接触面电阻从表2的计算比值可看出，处理前户外部分的法兰与导电杆之间的接触电阻偏大，为10.2μΩ，户内的相同位置的接触电阻在10.0μΩ左右，户外部分第三次处理更换了新的导电杆及铜铝过渡片后，接触电阻明显减小，为6.2μΩ；户外部分法兰盘与导电杆间接触电阻､导电杆与抱箍间接触电阻比处理前及前两次处理后明显减小，与套管户内相同位置的接触电阻基本相当；抱箍与导线间在首次处理后的三次不同时间测试中数据存在一定的差异，但均符合要求｡3.2故障处理建议经过本次对穿墙套管发热故障的原因分析和处理总结，本文建议在穿墙套管发热套管的拆壳､解体检查时，应重点检测套管内部各接触面的接触电阻｡同时，运维管理人员应定期掌握各穿墙套管内部各回路电阻的变化情况，建议将该直流穿墙套管回路电阻测试纳入换流站的交接试验及预防性试验项目，以便于及时分析判断套管内部连接的完好状况｡另外，由于穿墙套管运行允许的最高温度与通过电流存在一定的数学关系，因此建议生产厂家结合套管的结构和工作原理，给出准确､详细的计算公式和步骤｡结语高压直流换流站是远距离､跨区域和“西电东送”的重要组成设施，穿墙套管过热故障会威胁换流站的运行安全，甚至引发一系列恶性电气故障或事故｡为提高穿墙套管的运行可靠性，避免穿墙套管再次发热故障，本文对该穿墙套管的发热故障原因进行了详细分析和大量的测试与计算，确定了发热故障是由穿墙套管端部密封法兰盘与内部导电杆间的接触电阻偏高造成的｡希望通过本文介绍，能为类似发热故障的预防和处理提供经验参考｡参考文献[1]刘志远，于晓军，李秀广，李江涛，郭洁，何家欣，虞江华.直流换流站中性母线避雷器组故障仿真研究[J].电瓷避雷器，2022(02)：86-92.[2]束洪春，任敏，单节杉，田鑫萃，薄志谦.换流站阀侧交流接地故障电流快速抑制方案[J/OL].电力自动化设备：1-13.[3]殷培峰，闫海兰.桥式故障限流器在直流输电系统故障限流技术中的应用[J].兰州石化职业技术学院学报，2022，22(01)：14-16.。
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。
牵引变压器高压套管发热处理及应用摘要：牵引变电设备是电气化铁路的重要组成部分，为整个供电系统源源不断地输送着能量，提供不竭动力。
牵引变电设备具有种类多，数量大，结构复杂的特点。
由于设备运行年限长，受到多种因素的影响，连接部位接触电阻增大的缺陷都逐渐地表现出来。
接触电阻增大，通过大电流时，产生大量的热，容易烧毁设备，严重危及设备运行。
现在，相关文件只对隔离开关触头，断路器灭弧室内的触头电阻有着明确规定，而其它连接部位的接触电阻标准还是空白。
探究其他部位接触电阻值的大小，对运行维护有着重要的指导作用。
关键词：接触电阻增大标准空白0引言目前，对管段内设备维护采用周期性巡视，周期性检修，周期性试验的方式。
为提高维护品质，为业主提供优质的服务，实现“预防为主，重检慎修”的方针。
在供电设备运行维护方面不断地探索研究，确保设备安全稳定运行。
为更好地监视牵引供电设备连接处接触电阻的变化。
检修时，在连接处粘贴测温片，如接续管、引线线夹、母排接续点、高压套管、穿墙套管等。
通过巡视观察测温片状态判断是否发热。
每一季度，利用红外热成像仪对设备测温。
在设备通过大电流时，观察温度的变化，判断设备是否正常。
这些方法都是间接地反映出接触电阻的变化，没有直接地反映出电阻的变化量，无法确定接触电阻的增大量。
而且利用这些方法，只有设备投入运行后，才能发现接触电阻大。
裸露外部的连接线夹只要严格按照工艺标准检修，紧固螺栓达到规定的力矩要求，就可以保证设备稳定运行。
然而，在设备内部存在着采用螺纹连接的方式，不宜打开检修，尤其是充油充气的设备，容易造成设备密封不严，影响油和气体的质量，从而影响设备运行。
因此，通过试验分析设备的状态。
但是，试验并不能完全发现设备存在的缺陷。
就此，针对某牵引变电所牵引变压器投入运行前，所做的试验均满足标准，无异常。
投入运行后，高压套管测温片变色的问题进行研究。
1设备概况该牵引变压器额定容量为25000+31500KVA，联结组别为Vv0。
220kV变压器套管发热成因及处理方法摘要：套管是变压器绕组引线引出到变压器箱外的装置，起着引线对地绝缘的作用，应具有规定的电器强度和满足热稳定的要求。
而电容式套管是现代变压器超高压侧最普遍使用的。
它制造安装工艺的好坏直接影响到变压导线的安全运行。
而套管接头发热引起的故障在变压器故障中占了很大的比例。
为此，本文通过典型的套管接头发热故障进行了探讨分析，以对同类事故进行总结。
关键词：220kV变压器；套管发热成因；处理方法1 引言变压器套管头部发热故障可分外部接头发热故障和内部接头发热故障。
外部接头发热一般是接线板接触面接触不良引起的，接触面未经过压花处理或是接触面未打磨平整存在毛刺等问题都会使接触面接触不良，接触电阻增大，于是接触部位温度升高，导致接触面氧化加快，并形成一层氧化膜，接触电阻越来越大，温度也就越来越高，如此反复，形成恶性循环，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。
接触面发热缺陷因发热部位外露，容易观测，检查和处理都较为方便，与外部故障相比，变压器套管头部的内部故障不易发现，套管导体部分为穿缆结构，将军帽和线缆头通过螺纹连接，在线缆头处有固定销，如果高压套管将军帽设计不合理或者存在制造工艺方面的问题，由于螺纹和引线的连接方式比较隐蔽，外部难以发现，正常情况下，内螺纹接触良好，接触电阻很小，如果内螺纹尺寸配合不好，容易引起发热，下面从案例出发着重探究套管将军帽内部发热的问题。
2 电力变压器套管发热套管表面要是脏污多或者是吸收了过多的水分，就会使其绝缘性能降低，绝缘电阻降低，这就容易发生跳闸的现象，还有可能会损坏套管的表面，粘在套管表面的脏污吸收了水分后就能够导电，就会增加套管表面的电流。
套管表面有电流流过就会有发热现象产生，使套管出现发热的故障，更严重的是有可能会漏电使绝缘套管被烧坏，甚至被击穿。
电力变压器套管发热故障主要就是两种，一种是电流型发热故障，一种是电压型发热故障。
牵引变电所穿墙套管导电杆发热故障处理与分析
作者：刘学文
来源：《城市建设理论研究》2013年第03期
摘要：随着复线电气化列车对数、牵引吨位的增加，牵引变电所负荷电流也随之增加，馈线穿墙套管及连接部位出现不同程度的发热、放电现象。
为了准确预防及处理套管导电杆出现发热的隐患，制定有效的处理及预防措施，根据兰新铁路清水牵引变电所3#馈线穿墙套管缺陷及处理过程，提出了处理措施及改进建议。
关键词：牵引变电所；穿墙套管；发热隐患；预防及处理
Abstract: With the number of double-track electrified trains on traction increase in tonnage, the traction substation load current increases, the feeder wall bushing and the joints varying degrees of fever, discharge phenomenon. Develop effective treatment and preventive measures in order to accurately prevention and treatment of fever casing conductive rod hidden, according to Lan-Xin Railway Shimizu traction substation # 3 feeder wall bushing defects and process treatment measures and recommendations for improvement .
Keywords: traction substation; wall bushing; fever hidden; prevention and treatment 中图分类号：TM922.4 文献标识码：A 文章编号
0 引言
牵引变电所高压穿墙套管导电杆持续发热，放电声大，长期下去会使穿墙套管炸裂，影响供电，并且此类设备缺陷，检修时“天窗”时间较短，预防及处理方案显得尤为重要。
穿墙套管的安全运行对变电所不间断供电起着至关重要的作用，特别是馈线侧的穿墙套管直接关系到是否能正常送电，如何预防和快速处理我段管内各变电所的这类设备缺陷值得重视和探讨。
1 穿墙套管导电杆发热情况概述
2009年10月份清水牵引变电所值班人员巡视第一次发现3#馈线穿墙套管线夹处粘贴的测温片变色而且放电声音较大，当时判断可能是导电杆与线夹连接处的问题，在这将近3年的时间里，每次出现变色后均进行了测温片的更换和线夹打开检查处理，后经过多次的检查和高压室内地面滴沉物的综合分析，测温片变色原因系穿墙套管导电杆本身发热造成，原因为套管本身密封不好，雨雪水浸入套管内部并在导电杆上形成污层，使导电杆氧化腐蚀，电阻增大，导致导电杆长期发热引起，直到2012年6月份才进行了彻底的更换处理。
如下图拆卸后的导电杆内部状态：
2 检修处理情况
2．1 处理此类设备缺陷的作业方案
由于套管类的设备缺陷处理一般都会影响到整个高压分室的供电，停电时间也只有30分钟左右，安全措施复杂，作业量大，作业人员也较多，并且必须得整体更换套管，因为只换导电杆时端盖处销子不容易拆卸和安装，且在30分钟的“天窗”内无法完成作业，要求作业组织必须分工要细，组织严谨，作业有序，为此，必须要有完备的作业方案。
2.1.1 组织方案
变电所提前必须测量好运行套管和备用套管的所有技术参数，包括套管与铁板螺丝空眼距，套管靠隔开侧线夹眼距，套管靠高压室母线侧线夹眼距。
如果尺寸不统一时，需对隔开侧线夹和高压室母线进行加工。
在作业时如遇锈蚀严重、无法松动的螺栓，使用电焊或氧焊切除。
作业使用的梯子要有防滑胶垫，安放位置明确。
套管的上下起吊、绳索滑轮的固定要考虑到位，方便安装和拆卸。
作业人员分工明确，熟悉自己的作业内容及要求，认真仔细的开好“分工会”，确保每一步的操作能落实到位，可行可靠。
2.1.2 安全技术方案
作业人员均须服从现场负责人统一指挥，现场作业人员须劳保着装，戴安全帽。
值班员根据电调命令，在断开某一高压分室馈线断路器，拉开对应隔开合上对应接地刀，拉开母联隔离开关，将要更换套管的断路器拉出分间外，后拔出小车轮的闭锁为恢复准备。
接挂地线的位置，在未拉开的母联隔离开关触头上挂一组单相接地线，在高压分室对应的馈线隔离开关与其对应的穿墙套管之间各挂一组单相接地线，最好提前退出对应相的电容系统和电压互感器及主变自投。
2.1.3材料工具
乙炔氧焊、断线剪、活动扳手、套筒扳手、开口扳手、钢锯、手锤、电钻，锉刀、砂纸、导电膏、梯子、绳子、工具包、螺栓、线夹，铝母排。
2.2检修处理情况
清水变电所从第一次发现3#馈线穿墙套管线夹处粘贴的测温片变色后，在这将近3年的时间里，每次出现变色后均进行了测温片的更换和线夹打开打磨处理，可处理后过不了几个小时，测温片依然变红，遇雨雪天气时，水渍依旧从高压室穿墙套管线夹处滴落，问题没有得到彻底的解决，直到2012年6月9日对3#馈线穿墙套管进行了更换，问题才得到了彻底的处理。
更换后直到今天，3#馈线套管运行状态良好，放电声也没有，测温片也无变色。
3 原因分析
兰新铁路武嘉段牵引变电所2006年运行至今，大部分变电所均存在穿墙套管放电声大，室内地面上出现由套管内部流出的水渍，长期下去会使穿墙套管内部导电杆严重发热，存在负荷较大时过热而使套管炸裂的安全隐患。
分析产生缺陷的原因如下：
3.1施工安装工艺不标准
由于穿墙套管施工安装不规范，导致安装的套管大多数是室内侧低室外侧高，使雨雪水极易沿着引线进入穿墙套管内部，进而沿着导电杆流入高压室，在高压室地面上形成水渍，并且在滴水过程中存在着绝缘击穿的的安全隐患。
水渍在导电杆表面上的留存加剧了导电杆的锈蚀和氧化，氧化层会使导电杆的电阻率增加几十倍甚至上百倍，在通过较大的负荷电流时，会使导电杆发热严重，放电声大。
3.2设备本身质量问题
设备本身工艺粗糙，穿墙套管端盖与磁套管密封不严,二者之间没有密封胶垫，只靠涂抹一圈玻璃胶密封，效果较差而且有效时间不到一年，易开裂。
另外，穿墙套管端盖穿孔与导电杆之间缝隙无法密封，端盖穿孔与导电杆之间缝隙较大，致使雨雪水容易进入套管内部。
3.3双层导电杆之间进入雨水后存在电晕放电现象
从图片上可以看出，双层导电杆之间由于长期的水渍堆积，受潮脏污，致使两层导电杆之间存在长期的电晕放电，又加剧了导电杆的氧化腐蚀，电阻增大和发热的恶性循环。
4 结束语
1 .在主导电回路接头线夹处粘贴测温片，加强设备的巡视质量，发现测温片变色时及时检修处理，分析判断是线夹处或导电杆的问题。
2.对各牵引变电所穿墙套管进行巡视检查，预防处理室内地面上有水渍沉积物上方的穿墙套管，在套管与钢板固定的上部两个螺栓上加装垫片，使套管处于外低内高的状态，杜绝雨雪水侵入。
3.由于各变电所使用的套管型号不同，建议各变电所提前掌握准确的套管技术尺寸，备好材料等，如果必须更换时，应考虑将套管侧装，即使导电杆不处于水平放置，减小可能受潮的水平面积，减少雨水侵入的可能。
参考文献：
1.TB10009-2005铁路电力牵引供电设计规范（中华人民共和国铁道部）
2.TB10208-98铁路电力牵引供电施工规范（中华人民共和国铁道部）
3.电气化铁道施工手册/牵引变电所（中国铁道出版社1995年）。
