浅析一台110kV主变低压绕组套管发热缺陷处理

浅析一台110kV主变低压绕组套管发热缺陷处理

摘要 一台110kV主变在运行中红外测温异常、油色谱分析数据呈过热特征。对本体放油后进行内部检查，发现是由于低压套管B相下部固定连接处的螺母松动导致发热所致，现场进行了缺陷处理。针对此缺陷，从变压器设计、安装和运维等方面提出了建议。

关键词 变压器；套管；发热缺陷

1 发现缺陷

某110kV主变型号SFSZ9-40000/110，额定容量40MVA，额定电压121/35/11kV，生产日期为1998年11月，投运日期为1999年12月。主变自投运以来，运行、检测、试验数据均正常。

2018年1月27日，运维人员通过红外测温测得主变低压绕组侧套管A相20℃，B相52℃，C相21℃，当时环境温度为11℃。从红外图谱中还可发现B相套管瓷套温度整体比其他两相高，见图1。经过计算得出B相相对温差为78%，诊断为一般缺陷[1]。

当天取主变本体油样进行了色谱分析，数据如下（单位：×10-6），CH4：111.6，C2H4：246，C2H6：23.9，C2H2：3.93，H2：145，CO：622.2，CO2：1480，总烃为390.3。三比值编码为002，诊断为大于700℃的高温过热。

2 缺陷处理

2018年3月17日，运维部门对主变停电进行了检查处理，缺陷处理过程如下：

（1）拆除套管外部引线，拆除套管底部固定螺栓。

（2）关闭主变储油柜和本体之间的蝶阀，利用注油机将本体变压器油注入油罐中。当本体油面降低至一定位置时，打开低压绕组套管处的手孔蓋板。此时观察到低压绕组B相套管下部垫片与绕组引线连接片接触处有一烧损痕迹，见图2，判断此处连接部位有过热现象。

（3）在拆卸B相套管下部的螺母时，由于手孔盖处地方狭小，使用普通工具无法卸下螺母，现场检修人员自制了专用工具，然后才将套管下部的螺母和垫片卸下，卸下螺母后发现螺杆上有明显的发热痕迹，见图3。在拆卸过程中发现螺丝松动未上紧。在卸下来的螺母和垫片上均有多处烧损，并且发现绕组引线连接片表面烧损也非常严重。

图3 低压绕组B相套管螺杆上发热部位

（4）现场检修人员将引线连接片、导电杆、螺母和垫片上所有的烧损部位打磨擦拭干净后重新回装。

（5）恢复安装手孔盖板，对本体进行真空注油。注油完毕后打开主变储油柜和本体之间的蝶阀，检查调整储油柜油面至合适位置。

（6）主变缺陷处理完毕，在送电投运后跟踪进行了红外测温和油色谱分析，检测数据正常[2]。

3 原因分析

该台主变10kV低压侧手孔盖板设计在变压器箱体的顶部，这给绕组与套管内部接线带来很大不方便，由于空间狭小容易造成螺母紧固不到位。同时在长期的运行过程中，电动力和机械振动力双重作用，未上紧的螺母缓慢松脱，最终导致套管引线连接处的接触电阻增大，引起发热。

4 改进建议

（1）厂家在产品设计时，应考虑到将来检修维护的方便，将10kV低压侧手孔盖板位置由现在的油箱顶部改为侧面，以便于低压套管内部引线的连接和检查。

（2）变压器在安装过程中应加强中间环节的验收，对低压套管绕组引线与螺栓的紧固情况要重点进行检查。

（3）在运维阶段，要加强检测和维护，定期进行红外测温和油色谱分析，发现检测数据异常要进行综合分析，对发现的缺陷要及时进行处理。

参考文献

[1] DL/T 722-2014.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].北京：中国电力出版社，2015.

[2] DL/T 664-2016.带电设备红外诊断应用规范[S].北京：中国电力出版社，2017.