李江华 周棚
国网新疆电力有限公司检修公司 新疆 乌鲁木齐 830001
摘要：本文简述了750千伏高压电抗器高压套管运行过程中出现温度断层情况，具体分析了其发生的原因，并采取了措施，以供同行参考。
关键词：高压电抗器；温度异常；高压套管
一、案例概况
某变电站在检修人员开展套管精确测温发现750千伏某高压电抗器A相高压套管测温异常，A相整根高压套管对比上下节温差5.5K。与 B、C 相高压套管同部位纵向对比温差最大 5.1K，超过规程规范值3K 要求。通过红外图谱分析发现 A 相套管中部存在明显的温度断层，而 B、C 相本体温度分布基本趋势均匀。红外测温结果如下图1。
.png)
通过红外图谱分析发现A相套管中部存在明显的温度断层，现场目测，温度断层位置略高于本体油枕油位1.5米。而BC相本体温度分布趋势均匀。
二、案例经过
2.1现场分析
A相套管本体温度热像存在明显的水平分界线，上下温度冷热差异明显，正常相套管呈现上部温度普遍高于下部温度，温度均匀降低规律；选取五个位置的温度分析，发现三相同一位置，BC相同一位置温度基本一致，A相的下部温度明显高于BC相，A相的上部同一位置温度明显低于BC相；且A相温度断层明显，断层上下温差达8.8K，其他相同位置温差基本为2K左右。
根据DL_T 664-2016《带电设备红外诊断应用规范》判断，乌彩二线高压电抗器A相高压套管内部缺油导致局部发热，致热类型为电压制热型，属于危急缺陷。
2.2 处理情况
对该高压电抗器高压套管进行停电更换，并对套管绝缘油色谱进行分析，试验结果显示A相套管试验数据均合格，且各特征气体含量无明显增长，保持稳定，同时绝缘油耐压及微水测试均符合设备运行标准。打开下部取油口同样利用连通器原理，将橡胶软管抬升至套管油枕部位，橡胶管内油位距套管油枕底部往上40厘米处，判定套管的最高油位在距套管油枕底部往上40厘米处。通过套管上、下部位两次油位测试，实验证明套管油位确在油枕底部往上40厘米高度水平面处，且整只套管均充满油且无堵塞断层现象，排除套管缺油、假油位故障原因。
对套管进行返厂，拆解进一步分析。
三、解体原因分析
3.1 加压检查
返厂后在693千伏电压下加压5小时，每小时监测套管表面温度变化，A相高压套管在加压5小时后，下部热辐射状态有分层出现，与现场位置和热特征一致。现场分析断层位置油路堵塞，导致温度传递不畅。
3.2 拆解检查
现场对热成像断层分界位置及解体后异常点的检查情况进行对比，如下图所示。
综上测量分析，套管热成像断层分界部位（红线间，约315mm宽）电容芯体外径与瓷套内径超差，即芯体外径 350mm 大于瓷套内径 348.7mm，在出厂装配前芯体（干燥状态）内径略小于瓷套内径，出厂装配时可将芯体装入瓷套内，但芯体浸油后外径变大且大于瓷套内径，从而造成套管油道不畅。套管上下部存在温差，热成像测量时出现断层分界线。
四、案例启示
套管电容芯体制造工艺、外协瓷件入场检测管控不良，致使芯体实际外径比图纸设计值大10mm，致使瓷套内径比图纸下限值小2.3mm。造成套管明显热成像断层分界原因为热成像断层分界部位电容芯体外径与瓷套内径超差，导致温度传递通道不畅、套管上下部存在温差，热成像测量时出现断层分界线。综合考虑运维情况，检修公司建议：
1.吸取经验教训，对后期生产的高压套管进行内部整改，使用优化的双导管连接结构，取消拉杆结构。
2.厂内套管生产制造过程中加强瓷套尺寸把控，电容芯体卷制工艺管控，并做好相应记录。
3.对在运750千伏套管开展红外精确测温排查，排查其余在运是否存在同类问题，便于综合分析。
参考文献:
1. 国家电网公司电力安全工作规程 电网建设部分 （试行）
2.《施工现场临时用电安全技术规范》JGJ46-2005
3.《国家电网公司电力安全工作规程》（变电部分）Q/GDW1799.1-2013
4.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 （GB50150-2006）
5.《国家电网公司施工工艺示范手册变电工程分册 电气部分》2011版
6.《工程测量规范》GB50026-2007
7.《国家电网公司基建安全管理规定》国网（基建/2）173-2015
8.《750kV变电所构支架制作安装及验收规范》（Q/GDW 119-2005）
9.《国家电网公司输变电工程施工安全风险识别评估及预控措施管理办法》国网（基建/3）176-2015