500 kV線路高抗套管接頭發熱異常分析

高牧風，熊金龍，朱小健，陳勝泉

（國網湖北省電力有限公司超高壓公司，湖北 武漢 430064）

1 異常概況

2021年5月12日，檢測人員發現500 kV Ⅰ線高抗A相在帶電運行期間出現套管頂部有過熱現象，溫度達到78.4 ℃。經技術組初步分析認為出現該故障的原因是套管引線接頭與導電密封頭的連接不良，造成接觸面的接觸性不夠，接觸電阻會比正常情況下大的多，導致局部溫度異常，該故障屬于電流致熱型故障[1]。

2 檢測基本情況

某檢修公司對500 kV變電站進行一次設備紅外測溫，使用T630紅外測溫儀測得500 kV Ⅰ線高抗A相套管頂部溫度78.4 ℃，B相溫度26.6 ℃，C相溫度26.1 ℃。Ⅰ線高抗A相紅外檢測圖譜如圖1所示。

圖1 某變電站Ⅰ線高抗A相檢測圖譜

3 綜合分析

A相發熱處表面最高溫度：Ta=78.4 ℃，環境參考體（未投運高抗套管頂部）表面溫度：To1=23 ℃，A相發熱處溫升：ζa=78.4-23=55.4 K，正常相溫度（B相套管頂部）：Ta=26.1 ℃，A相發熱處溫差：Td=78.4-26.1=52.3 K，A 相 發 熱 處 相 對溫差：δa=52.3/55.4=94.4%。

采用同類比較判斷法和相對溫差判斷法，該發熱處相對溫差δa為94.4%，參照DL/T 664—2013中附錄A，熱點溫度＞55 ℃或相對溫差≥80%為嚴重缺陷[2]。

結合缺陷部位、設備結構和典型紅外圖譜，初步判斷500 kV Ⅰ線高抗A相套管頂部發熱為套管引線接頭與導電密封頭螺紋聯接不良，接觸電阻過大，導致局部過熱，為電流致熱型缺陷[3]。

4 驗證情況

為驗證檢測結果，次日，現場檢測人員使用IRI-100C2紅外測溫儀進行復測，測得500 kV Ⅰ線高抗A相套管頂部發熱溫度為70.6 ℃。5月15日，使用IRI-100C2紅外測溫儀再次進行復測，測得500 kVⅠ線高抗A相套管頂部發熱溫度為41.8 ℃。兩次測量的溫度波動較大，經分析，初步判斷原因是電流致熱型缺陷受負荷影響較大，當負荷增大時，熱點溫度也會相應的升高。

5 故障檢測結果分析及處理方案

根據DL/T 664—2013《帶電設備紅外診斷應用規范》，500 kV I線高抗A相套管頂部溫度78.4 ℃，屬于電流致熱型，為嚴重缺陷，應盡快安排處理，并加強檢測，必要時降低負荷電流。檢修人員根據引線接頭的具體情況設計了兩種施工工序方案。

5.1 引線接頭無需更換

（1）停電后拆除中性點套管引線，斷引填寫斷復引記錄；（2）測量繞組連同套管直流電阻、套管連同繞組介損、套管末屏絕緣電阻及電抗器本體絕緣油色譜分析，與前一次（出廠或現場交接試驗）的測量值做比較，應滿足規程要求；（3）關閉本體與瓦斯連接處的蝶閥；（4）松開螺栓，卸掉接線板；（5）卸掉螺栓，逆時針旋轉導電密封頭，將導電密封頭取下；（6）檢修導電密封頭內部連接螺紋和引線接頭的連接螺紋，若導電密封頭內螺紋損壞嚴重可不放油進行更換，若引線接頭的連接螺紋損壞嚴重時需放少許油進行更換，必須保證兩處螺紋完好、潔凈；（7）將檢修合格的導電密封頭重新擰到檢查合格的引線接頭上，同時更換密封墊；（8）打開本體與瓦斯連接處的蝶閥；（9）再次測量電抗器直流電阻、套管連同繞組介損、套管末屏絕緣電阻及電抗器本體絕緣油色譜分析，與處理前數據對比，不應有明顯變化，測量結果滿足規程要求。

5.2 引線接頭需要更換

（1）按5.1情況進行檢修時，第四步發現引線接頭的連接螺紋損壞嚴重時，需放少許油進行更換，排油時應填寫排油記錄；（2）濾油機進油管與本體放油閥連接，濾油機出油管與儲油柜注油閥連接，關閉本體與瓦斯連接處的蝶閥，散熱器與本體連接油管蝶閥，打開放油閥和儲油柜注油閥，開啟濾油機，考慮到瓦斯連接處的蝶閥關閉后本體為真空狀態，需打開放氣塞破真空，本體油位放至升高座上法蘭下60 mm（用透明軟管監測放油情況），考慮高壓套管升高座高出中性點套管升高座440 mm，需排0.9 t絕緣油左右，按濾油機2 000 L/h的速度，排油需半小時；（3）電工收縮帶牽引好引線接頭，拆除圓柱銷，緩慢拆除套管，將引線拉出牽引固定，防止其落入本體內部，工作人員無需進入箱體；（4）在油箱上測量引線及接線頭長度并將原引線接頭燙掉，確保燙掉后的引線滿足復裝套管的要求（套管長度1 930 mm），采用磷銅焊將新引線接頭在原位置焊上，保證焊后引線長度基本不變，處理焊接部位，注意防護（用干凈塑料布將升高座安裝孔包好），不得有金屬粉末及雜質進入電抗器內；（5）裝上套管，將檢修合格的（或更換后）導電密封頭重新擰到新引線接頭上，同時更換密封墊；（6）緩慢打開本體與瓦斯連接處的蝶閥，在套管法蘭處放氣，當有油溢出擰緊放氣塞，再在套管端部進行放氣，當有油溢出時順時針旋緊導電密封頭并緊固螺栓，電抗器靜放24 h以上；（7）再次測量繞組連同套管電抗器直流電阻、套管連同繞組介損、套管末屏絕緣電阻及絕緣油色譜分析，與處理前數據對比，不應有明顯變化，測量結果滿足規程要求。

6 缺陷部件處理

針對上述檢查分析對故障問題進行處理，更換缺陷部件后的現場如圖2所示。

圖2 更換缺陷部件后的現場圖

在檢修的過程中，發現套管引線接頭和導電密封頭良好，但有銹蝕現象，在處理中進行了更換；碳化油泥需進行清理；導電桿內變壓器油不參與高抗油循環，其碳化特征氣體對高抗油絕緣影響較小；老化密封墊需進行更換；對高抗中性點套管導電密封頭固定螺栓進行力矩檢查。更換后進行送電，通過FLIR T630紅外測溫儀進行紅外精確測溫，檢測結果如圖3所示，原故障點溫度為27 ℃，無發熱情況。

圖3 套管處理后紅外圖譜