主变套管过热方案
#1主变套管过热处理方案
#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
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。
一起220kV变压器套管发热问题的分析及处理
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 导的安全运行 。而套 管接头发热 引起的
导 电头 （ 俗称将军 帽 ）的上 部圆柱体 与套 管接线掌上 的管 型夹 件的夹紧螺栓没拧 紧或配合不 当及加 工工艺粗糙 引起 的。加之外接头装在地 处沿海地 区的室外 ，空气 中所 含的 盐分 较高 ，在大 自然 的作用下对接头 的氧化腐蚀更快 更严 重 ，这些情况都会 引起 接触不 良，使 接触电阻增大 ，于是
一
是导 电头 内螺纹与变压器绕组 引线接头 的螺 纹连接处 。
导 电头
接线板
定位螺母
双 料螺 母
如果螺纹 连接的公差配合 因加工工艺不 良或 安装 不 当拧 紧 后形成螺牙单 边接触 （ 即象螺线 管式的线接触 ）或导管与 变压器绕组 引线接头 间的定位 螺母或定位 圆柱销 漏装或 因 运行振动 引起 送脱导致两者 之间的接合不 紧固接触不 良。 二是 引线 接头与绕组引线 间的压接或焊接工 艺不 良而 引起
接到故 障通知后 ，为了能更准确 和快 速地发现发 热故
管上部结构如 图１ 所示 ）：一是套管接线掌 与外部引接导线
的接 线掌之间 因接触 面积不够或加 工安装工艺不符合 要求 （ 接面加工不平 ；铜 铝不 同材料 的接头没有经过 特殊 的加 工处 理直接连接 ；连接螺栓接触松 动 ；平垫 圈过 大 、垫与 垫之 间的间 隙不 够或直接连通形 成闭合磁路 引起 发热 ），
障点 ，缩短检修工作 时间 ，使变压 器尽 快恢 复正常运行 ， 我们 再次用红外线 热像 仪队套管进行 了检测 。从拍摄 下来
１ ３ ４
变压器套管头部过热的分析与处理
Ａｎ ｌ ｓｓ ａ ｄ Ｐｒ ｃ ｓ ｉ ｇ ｏ ｅ ｈ ａ ｉ ｇ ｏ ａ ｓｏ ｍｅ ｓｎ ａ ａ ｙ ｉ ｎ ｏ ｅ ｓｎ ｆ Ｏｖ ｒ ｅ ｔｎ ｆＴｒ ｎ ｆ ｒ ｒ Ｃａ ｉ ｇ Ｈｅ ｄ
Ｗ ｕ Ｈ ａ— ｉｏ ｉｂ ａ
（ ｈ ｎ ｊ ｋ ｕ Ｐ ｗ ｒＳ ｐ ｌ Ｃ ｍｐ ｎ ， ｈ ｎ ｊ ｋ ｕ０ ５ ０ Ｃ ｉａ Ｚ ａ ｇｉ ｏ ｏ ｅ ｕ ｐｙ ｏ ａ ｙ Ｚ ａ ｇｉ ｏ ７ ０ ０， ｈｎ ） ａ ａ
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浅谈变压器套管接头的发热处理
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。
大型变压器套管头部发热原因及处理方法
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
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
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_主变套管发热的处理情况
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
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。
主变套管发热故障原因分析及对策
主变套管发热故障原因分析及对策作者：黄振立王卫峰来源：《中国科技博览》2013年第12期[摘要]分析了主变高压侧套管发热的红外测温情况。
为此，并对出现发热问题提出相应的处理措施。
实施处理后，在实际运行中取得了良好的效果，保证了设备的安全运行。
[关键词]套管红外测温故障处理原因分析中图分类号：TF549 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0023-011 引言变压器套管是变压器重要的附件之一，它将变压器内部的高、低压引线引到油箱外部的出线装置。
套管担负着固定引线以及保证引线对地绝缘的作用。
如果变压器套管存在缺陷或发生故障，将直接危及变压器的安全运行及其供电可靠性（表1）。
2 故障现象2012年7月11日，高压试验班迎峰度夏期间在太和变进行红外测温时，发现#2主变110kV侧B相套管发热，而当时负荷在80000kVA，发热温度高达113.3℃，其它两相在32℃，当时的环境温度在28℃左右。
签于上述情况我们在2012年7月21日进行了复核，当时负荷在60000kVA，发现发热温度56℃，其它两相为28℃，当时的环境温度在24℃左右，B 相发热明显。
经查阅设备台账后，#2主变是西安变压器厂1999年生产的，型号为OSFPSZ9-120000/220型变压器。
套管型号BRDLW-110/1250-3由南京电瓷总厂生产的。
并与当年投运。
在每次的年度检修工作中，各项试验数据均正常。
近几年直流电阻测试数据见表1。
3 发热原因分析及危害由于变压器在运行时的振动、风摆、各种电动力等原因，造成压接的或紧固的定位螺母松动，引起接触不良而加剧发热，导致连接头与定位圆螺母之间的接触面积不够，接线头紧固不紧，引起紧固松动，接线头与引线的，当负载较大时，造成导电头发热，接触面被氧化，从而形成发热。
套管接头发热一般分外部接头发热和内部接头发热故障。
内部接头发热故障一般是内接头松动引起的，导电头内螺纹与主变绕组引线接头的螺纹连接，如果螺纹连接不吻合或不牢固时就会造成接触电阻增大，从而产生过热现象。
主变中性点套管接头过热的原因分析及处理
２ ０ １ ５ － ０ ７ － ０ ４ ，对 ２ 号 主变 Ａ，Ｂ，Ｃ三相 中性
此 ，大电流接地系统可使整个系统设备绝缘要求降
低 ，从 而降低设 备绝 缘 的费 用 。
（ ２ ） 电气维 护部 应每 天对 发 热部位 进行 １ 次 红 外 检 测 ，机 组 带 ７ ５％及 以上 负 荷 时 每 ２ｈ对 该 部
位检 测 １次 。
面是否脏污等 ，但未发现引线线夹与套管接线端子
点 套管 接头 发热部 位进行 跟踪 红外检 测 ，结果 如表
１ 主变运行状态
某 火 力 发 电 厂 配 置 ２×６ ３ ０ ＭＷ 机 组 ， 其 中
１ 所 示 。按 照 Ｄ Ｌ ／ Ｔ ６ ６ ４ －２ ０ ０ ８ 带 电设备 红 外诊
断应用规范》 的规定 ： “ 金属部件与金属部件的连
一
９一
第ｌ ９ 卷 （ ２ ０ １ ７ 年第 ５ 期）
电 力 安 全 技 术
表１ 中性点套管发热部位红外检测数据
Ｊ
注 ：绝对温差 ＝测量部位温度最大值 一最小 值；相对温差 ＝ （ 最大值 ～最小值 ） ／ （ 最大值 一环境温度 ） ×１ ０ ０ ％。
主变 中性 点套 管接头 外观 无明显 变化 ，决 定在停 机 前暂 不处理 ，先监 督其 运行 ，并采取 了 以下措施 。 （ １ ）发 电部 交接班 后对 发 热部 位进 行 １ 次红 外 检 测 ，机 组 带 ７ ５ ％及 以上 负 荷 时 每 ２ｈ对 该 部 位
接 接 头温度 大于 ９ Ｏ℃或相对 温差 大于 ８ ０％为 严重 缺 陷” ，将此 处 过 热判 断 为 电流 致热 型 缺 陷 ，且接 近严 重 缺 陷 。此 时 ２号主 变 临 近停 机 检 修 ，且 ２ Ｃ ５ ０ ０ ｋ Ｖ 主 变 由常 州 东 芝 变压 器 有 限 公 司生 产 ，冷 却方 式 为强 迫 油 循环 风冷 ，调 压 方 式为 无 载调 压 ，
110kV遂北变电站1号主变110kV套管过热故障分析与处理
110kV遂北变电站1号主变110kV套管过热故障分析与处理摘要：110kV遂北变电站1号主变运行过程中发生C相套管明显发热，温度明显比其余两相高，本文深入开展原因分析并还原处理过程，对类似故障处理、分析具有很好的借鉴作用。
关键词：110kV变压器；110kV套管；过热；处理1、概述110kV遂北变电站位于四川省遂宁市船山区，是四川明星电力公司枢纽变电站，现有110kV变主变3台，容量2*40+50=150MVA。
2017年6月22日，变电运维人员进行红外测温时，发现1号主变（SFSZ9-40000/110）110kV侧C相套管将军帽处温度76.4 ℃、A相42℃、B相47℃，环境温度35℃，负荷：161A。
温差达到34.2K，热点温度＞55℃，按DLT664《带电设备红外诊断应用规范》相关规定，属于严重缺陷。
停电检修试验时，发现变压器绕组直流电阻试验与上次试验结果并无明显变化，且不平衡率1.02%符合DLT596《电力设备预防性试验规程》规定。
绕组直流电阻测试结果如表1所示。
表1 绕组直流电阻测试结果抢修人员对套管将军帽及接线板螺栓进行重新紧固。
带电运行后，110kV套管发热故障并未消除。
2、原因分析2.1套管顶部结构如图1所示，变压器套管顶部主要由接线板、导电密封头（俗称将军帽）、引线接头（导电头）、圆柱销（或定位螺栓）、螺钉、密封压板、螺栓和橡皮垫圈等组成。
将军帽与引线接头为螺纹连接，由于螺纹加工存在退刀槽结构及引线接头外螺纹长度限制，导电密封头内部与引线接头顶部存在一个5-8mm的间隙。
将军帽与引线接头的实际过流面是螺纹连接面，见图1蓝线标示处。
2.2电流流动方向如图1所示，一次电流流经接线板、接线板与将军帽的接触面、将军帽、将军帽与引线接头的螺纹连接面、引线接头，再流向绕组引线。
2.3故障原因分析可能出现的故障点有三个：1、接线板与将军帽的接触面；2、将军帽与引线接头的螺纹连接面；3、引线接头与绕组引线的铜焊处。
主变压器套管将军帽运行中的过热原因剖析及处理办法
主变压器套管将军帽运行中的过热原因剖析及处理办法摘要：通过红外测温对一起110Kv主变压器套管将军帽在运行过程中的过热原因进行分析，针对出现此类故障的可能原因，对套管的生产、装配、日常维护以及过程监督等提出了整改措施。
关键词：变压器套管；将军帽；过热前言高压套管是指供一个或几个导体穿过诸如墙壁或箱体等隔断，起绝缘和支撑作用的器件，是电力系统中的重要设备。
变压器高压套管作为高压绕组引出线的绝缘体及支撑，其套管顶部的“将军帽”是连接变压器套管内部高压线与外部引线的重要部件。
“将军帽”是变压器高压套管头部的俗称，是变压器电流流过的主通道。
它还对高压套管顶部起到密封作用，将变压器中的绝缘油与外界隔绝，防止外界空气及水分进入变压器。
主变压器套管将军帽发热会对主变压器的正常运行造成严重影响，进而造成机组故障，因此加强将军帽的检测对主变压器及机组正常运行至关重要。
近些年，在风电厂电力系统中发生了多起主变压器运行事故，其中主变压器套管的事故率占了很大的比例[1]。
本文针对酒泉某风电厂一起主变压器高压套管将军帽出现过热故障的现象，剖析将军帽可能存在的发热原因，并提出相应解决措施。
1 将军帽过热故障2017年12月3日，酒泉某风电现场利用红外测温仪对110Kv 2#主变进行测温，发现C相高压套管将军帽出现过热现象，主变型号为SFZ10-50000。
该主变A、B、C三相110Kv套管将军帽在风速13m/s、温度-6℃、负荷87MW运行工况下通过红外测温仪测得A相套管将军帽平均温度-7.7℃，B相套管将军帽平均温度-7.2℃，C相套管将军帽平均温度2.5℃，如图1所示。
图1 2#主变压器套管红外测温图2可能存在的过热原因分析（1）直流电阻是否超标，用直流电阻测试仪检查三相直流电阻的平衡度，要求1.6MVA以上变压器，相间差别不大于三相平均值的2%，角接的线间差别不大于平均值的1%，若有问题，应拆下套管将军帽进行检查处理[2]。
220kV变压器套管发热成因及处理方法
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。
主变套管过热方案
大唐漳州风力发电有限责任公司技术方案报告题目：#2主变C相高压套管端部过热处理编写：蒋龙鑫初审：审定：2011年01 月10 日一、引言：六鳌风电场#2主变型号为SZF10-55000/110；高压套管型号为BRDLW-126/630-4。
高压套管为沈阳变压器一分厂生产的油浸纸电容式变压器套管。
2010年12月24日用红外热成像仪测量#2主变高压套管温度，C 相温度为83.6℃。
根据DL/T 664-2008带电设备红外诊断应用标准，利用相对温差法进行分析判断：δ=〔T1-T2〕/〔T1-T0〕×100%式中T1——发热点的温度T2——正常相对应点温度T0——环境参照体的温度T1=83.6，T2=23.6，T0=14.2；计算得δ=86.4%≥80%#2主变C相高压套管过热为严重缺陷。
二、现状分析：通过对热成像仔细分析可判断过热部位可能为导电头外外表与套管接线端子的接触面。
导致导电头外外表与套管接线端子的接触面过热原因可能为：①在对#2主变C相高压套管进行预防性试验回装时螺栓未紧固到位，接触电阻大；②在10月份鲇鱼台风期间，高压套管引线晃动，导致螺栓松动，接触电阻增大。
当高压套管端部温度到达一定值时，温度短时间内会大幅跃升，造成内外引线或接头过热烧断开路，严重时可能发生高压套管爆炸等事故，严重影响变压器安全运行。
三、解决问题的技术方案：为解决#2主变C相高压套管过热问题，预防高压套管发生爆炸等事故，需要将#2主变停电，对C相高压套管端部进行检查处理。
查清发热部位，紧固或者更换松动螺栓，更换套管密封件。
四、具体施工的技术步骤和技术要求1、#2主变C相高压套管外观检查：密封圈是否老化破损，套管外外表有无渗油现象，外部导线接线端子和套管接线端子螺栓是否有发黑、烧灼迹象。
2、拆卸套管头部步骤：如下列图，先将接线端子〔1〕拆下，松开螺栓〔2〕，再将螺栓〔6〕松开，取下密封垫圈〔7〕，拆下罩〔3〕，拆下定位销〔5〕。
500千伏夏金变3号主变B相高压套管发热处理情况说明
500千伏夏金变3号主变B相高压套管发热异常情况说明一、概况2020年11月1日，500千伏夏金变测温发现3号主变B 相高压套管顶部存在发热异常，温度为88.3℃（负荷电流426A，环境温度18℃），A相22.4℃、C相21.8℃。
前期红外跟踪测温无异常。
图1 3号主变B相红外测温图谱二、设备信息夏金变3号主变生产厂家为常州东芝变压器有限公司，型号为ODFPSZ-333000/500，生产日期为2002年7月，投运日期为2014年5月。
高压套管厂家为英国传奇，型号为OTA-525/1600。
三、发热情况说明通过对夏金变3号主变B相高压套管顶部区域的红外图谱分析，初步判断发热最高温度部位位于B相高压套管握手线夹下部将军帽和导电杆连接处。
红外特征与涌潮变4号主变C相高压套管接头发热情况类似。
四、类似发热处理情况说明2020年6月14日，夏金变3号主变曾停电开展B相高压套管发热处理工作，现场对三相握手线夹进行更换，更换后回路电阻测试正常。
正常复役后红外跟踪测温均无异常。
2020年8月，涌潮变4号主变C相高压套管顶部存在发热现象，温度为63℃，温度最高部位位于将军帽与套管导电杆连接处。
现场处理拆除将军帽过程中，顶部穿心引线接头根部断裂。
五、原因初步分析夏金变3号主变高压套管与涌潮变4号主变同样采用英国传奇同型号产品，根据前期涌潮变4号主变处理经验，初步判断该套管将军帽与穿心导电杆螺纹连接部位可能存在氧化锈蚀，导致该接触部位接触不良引起发热。
六、下一步处理措施1.目前已对夏金变3号主变B相高压套管加装红外在线测温系统，后续将加强红外测温监视，密切关注温度变化趋势。
2.做好停电检查应急预案。
一是联系厂家明确该类型套管头部拆解检查方案及详细工艺要求，避免导电杆断裂事件再次发生；二是联系厂家加急生产套管备品，做好套管应急更换准备。
3.开展同类型在运30支套管运行风险分析，做好设备特巡和测温跟踪。
附件1：英国传奇套管清单。
东阳变2主变套管过热处理情况
东阳变2主变套管过热处理情况东阳变2#主变套管头部过热处理情况主变参数：OSFPS9-150000/220 150 15/15/6 230±2×2.5%/121/38.5±5% YN,a0,yno, +d2000年04月生产2000年07月投运保定变压器厂套管：220千伏套管BRDLW1-252/630-3 抚顺传奇代号OT620 110千伏套管：BRLW-126/1250-4，OT524，抚顺雷诺尔1、处理经过：2006年8月3日凌晨5时30分开始对2#主变所有套管进行过热处理。
首先对110KVA相套管进行处理，拆出接线板1，拧出固定螺栓7，用链条板手大力拆出将军帽2，检查所有部件，除将军帽导电杆3有套子钳钳印外正常，无发现异常之后进行重装。
当将将军帽2装入引线导电头4并拧紧后，发现固定螺栓7丝口无法对准，只得将将军帽倒旋出30度左右，且经过重新调整密封纸垫8后，成功装入将军帽与固定螺栓。
此步工序耗时近1个小时30分钟。
与此同时，另一名工作人员对220KV高压套管进行同样处理。
经过2相（高压、中压）套管的处理后，工作人员认为将军帽与引线导电头经过螺纹接触，且无法拧紧（拧紧固定螺栓丝口无法对准），因而对另4相套管处理时，只对将军帽导电杆3与接线板1进行打磨，涂电力复合脂。
7点10分完成所有套管处理。
投运主变后测量套管头温度，过热缺陷并无消除。
次日凌晨4时00分对主变高压套管A、B相进行再次处理。
拆除套管头部所有部件后无发现异常。
与上次处理工序不同的是：在安装将军帽时，在将军帽内增加1只2mm左右厚度橡皮珠，并拧紧将军帽。
2、原因分析造成第一次处理失败的原因有：1）、工作人员对抚顺套管结构不熟悉；2）、工作时间紧，工作人员无长时间分析发热真正原因；3）、套管将军帽与引线导电头螺纹接触，当将军帽拧紧后不采取措施固定螺栓丝口无法对准。
反之不拧紧时，在高温、大负荷下易发热；4）、主变安装人员员使用套子钳不当，造成将军帽导电杆有钳印。
220kV某变电站#1主变变中套管柱头发热分析与处理 徐超
1、检查该主变压器的所有套管及将军帽，确保套管、将军帽及接线板不会因发热损伤；将#1主变变中套管穿销更换为原厂钢穿销。
2、更换完毕后对绕组连同套管进行直流电阻测试，合格后重新投入运行。经过一段时间的运行跟踪，未发生类似问题。
六、建议
为了避难出现类似的质量问题，特提出如下建议：
1、基建工程、技改工程管理部门应加强保证工程质量的可索查性的管理，对所有工程的关键部位和关键工序的施工都应要求施工单位进拍照或录像，在工程竣工资料中应保存现场施工的图像资料。
220kV某变电站#1主变变中套管柱头发热分析与处理徐超
摘要：在各种电压等级的变电站中，变压器是主要电气设备之一，作为变电站的核心设备，其担负着变换电压，进行电力传输的重要任务。本文从某220kV变电站#1主变变中套管柱头发热进行分析，对其中的问题进行了探讨，并针对性地提出了解决方案，指出了变电站电气设备安装过程中施工的严谨性，旨在为同行工作者提供一定的参考借鉴意义。
参考文献
[1]带电设备红外诊断应用规范.中国电力出版社,中国电力企业联合会主编.
[2]电气装置安装工程电气设备交接试验标准.中国计划出版社,中国电力企业联合会主编.
[3]基建工程质量控制作业标准（WHS）.中国电力出版社，中国南方电网有限责任公司.组编.
[4]电网建设施工作业指导书.中国电力出版社,中国南方电网有限责任公司.组编.
2、厂家现场技术人员对自己的产品安装应认真负责，不能马虎应付。如出现严重的属于厂家现场技术人员责任的质量问题，应向上级反映，对该厂家进行处罚。
3、监理单位的现场监理工程师应严格、认真履行监理职责；特别是对工程关键部位和关键工序的施工质量要进行全过程连续监控，确保施工单位的工作符合相关技术要求。如出现因监理工程师责任心不强造成的质量问题，应按合同进行处罚。
浅析主变压器中性点套管端部发热
浅析主变压器中性点套管端部发热摘要：主变压器在运行过程中必须保证设备的每个部位都达到要求的标准，才能保证发电厂正常发电。
若出现异常情况，一定要引起重视，并采取合理的措施进行解决。
针对主变压器中性点套管端部发热的情况进行分析，找出有效排除相应故障的措施。
关键词：发电；变压器；中性点套管；发热故障；分析引言：主变压器能够有效支撑发电厂的正常运行，是发电厂设备的重要组成部分，所以发电厂非常重视主变压器的运行状态。
但是对于由各种零件组成的主变压器来说，不论运行时间长或者是运行时间短，总会出现各种各样的问题，这就对检修人员提高了要求，其必须具备非常专业的检修能力以及优质的职业素养，良好的完成检修工作，使得变压器的运行过程中，始终保持良好的运行状态。
因此，对于主变压器中性点套管端部发热的问题，从实例上进行了具体分析，并提出了有效的防范措施。
一、主变压器中性点套管端部发热简述对于电厂的主变压器来说，其在保障电厂正常运行中发挥重要作用，所以必须要确保主变压器处于正常运行状态，若其发生异常情况，则应引起高度重视。
从下述案例做出分析，某电厂在进入主汛期之后，主变压器呈现出满负荷运行状态。
其中，所有的主变压器均由三台变压器组成，在对其进行定期检查时，检测到组成主变压器中的其中一个变压器中性点套管端部温度高于剩余两个，即使温度处于合理温度范围之内，但发电厂管理者非常重视。
由于在主汛期期间，所有主变压器均满负荷工作，无法采取停电的方式展开详细的检查，所以只能选择密切跟踪，采用红外测温监测的方式观察温度情况，便于等待时机，进行后续的检查。
二、问题分析（一）红外测温在发现温度异常情况之后，决定采取每天使用红外测温方式监测两次的措施，记录出现问题的中性点套管，尤其是在负荷非常大的时间段内。
在检测过程中发现中性点套管将军帽导电杆部位温度最高，且与负荷的大小有关，负荷越大，温度越高【1】。
而其他的部位，如套管本体、油枕、升高座部位在远离将军帽导电杆位置温度越低。
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大唐漳州风力发电有限责任公司技术方案报告
题目：#2主变C相高压套管端部过热处理
编写：蒋龙鑫
初审：
审核：
审定：
批准：
2011年01 月 10 日
一、引言：
六鳌风电场#2主变型号为SZF10-55000/110；高压套管型号为BRDLW-126/630-4。
高压套管为沈阳变压器一分厂生产的油浸纸电容式变压器套管。
2010年12月24日用红外热成像仪测量#2主变高压套管温度，C 相温度为83.6℃。
根据DL/T 664-2008带电设备红外诊断应用规范，利用相对温差法进行分析判断：
δ=（T1-T2）/（T1-T0）×100%
式中T1——发热点的温度
T2——正常相对应点温度
T0——环境参照体的温度
T1=83.6，T2=23.6，T0=14.2；计算得δ=86.4%≥80%
#2主变C相高压套管过热为严重缺陷。
二、现状分析：
通过对热成像仔细分析可判断过热部位可能为导电头外表面与套管接线端子的接触面。
导致导电头外表面与套管接线端子的接触面过热原因可能为：①在对#2主变C相高压套管进行预防性试验回装时螺栓未紧固到位，接触电阻大；
②在10月份鲇鱼台风期间，高压套管引线晃动，导致螺栓松动，接触电阻增大。
当高压套管端部温度达到一定值时，温度短时间内会大幅跃升，造成内外引线或接头过热烧断开路，严重时可能发生高压套管爆炸等事故，严重影响变压器安全运行。
三、解决问题的技术方案：
为解决#2主变C相高压套管过热问题，预防高压套管发生爆炸等事故，需要将#2主变停电，对C相高压套管端部进行检查处理。
查清发热部位，紧固或者更换松动螺栓，更换套管密封件。
四、具体施工的技术步骤和技术要求
1、#2主变C相高压套管外观检查：密封圈是否老化破损，套管外表面有无渗油现象，外部导线接线端子和套管接线端子螺栓是否有发黑、烧灼迹象。
2、拆卸套管头部步骤：如下图，先将接线端子（1）拆下，松开螺栓
（2），再将螺栓（6）松开，取下密封垫圈（7），拆下罩（3），拆下定位销（5）。
3、套管头部检查处理：清理罩内污物，
五、安全措施
1、各类安全工器具在使用前应进行检查及试验，确保安全使用。
2、#2主变由运行转检修，在110kV高压侧线路挂一组三相短路接地线；
3、进入#2主变工作前验明无电压；
4、#2主变停电作业须在晴好天气进行。
六、施工组织措施
1、办理第一种工作票，做好危险点分析，落实安全措施。
2、工作负责人：蒋龙鑫技术负责人：杨春明
安全负责人：尹思春
七、方案材料
1、工具：大小活动扳手各一把，呆扳手13、14、17、19、24各一把，老虎钳一把；
2、材料：细铁丝或者铜丝，弹簧垫圈螺栓4套，密封圈6件，抹布；
八、预计技改时间
2011年2月15日至2011年2月28日。