一起主变高压侧套管渗油故障的诊断

随着电力设备运行年限的增加，渗漏油缺陷已成为威胁设备安全运行的重要因素；同时电力系统规模的不断扩大，对设备可靠性要求日益提高。统计数据显示，在变压器类设备故障中，约 30% 与绝缘油渗漏有关。渗漏油不仅造成资源浪费，更可能导致设备绝缘性能下降，严重时引发设备故障，影响电网运行稳定性。因此，开发高效的渗漏油检测技术具有重要的工程应用价值。传统油压监测方法对微量渗漏敏感性不足，亟需发展新的检测技术。紫外荧光检测技术因其高灵敏度、非接触式检测等特点，在电力设备缺陷诊断中展现出独特优势。本文通过实际案例分析该技术的应用效果。

1. 案例经过

2024 年 09 月 30 日 23 时 50 分，雨天，500 千伏某变巡检人员在熄灯巡视过程中发现 #3 主变压器高压侧 B 相套管表面存在不明污渍，通过肉眼初步观察难以判定其具体成分，如图 1 所示。现场运维人员观察发现，套管表面污渍分布呈现显著的分界特征：上部区域洁净无污染，而下部区域则存在明显的污渍沉积，怀疑其为绝缘套管渗油缺陷。

图1 主变压器高压侧套管表面污渍

变压器高压侧套管渗漏油常见套管底部法兰面、瓷套粘合部位等，这次疑似是绝缘套管瓷套结合部位渗漏油。常规的判断方式通过人工及机器巡视确定套管各部位无渗油、漏油，巡视套管油位是否正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污，通过熄灯巡视观察套管无放电痕迹及其它异常现象。辅助方法主要有油位表计监测、红外监测、高压套管在线监测装置监测。

为全面评估设备状态，运维人员进行了多项检测。首先查看变压器高压套管的油位表，通过相间油位横向对比发现变压器高压套管的B相油位数据为0.4，A、C 相套管油位为 0.5，异常相油位较正常相低约 0.1 的油位，如图 2 所示。其次通过纵向对比 2024 年 6 月 13 日变压器高压套管的三相油位和 2024 年 10月01 日三相油位，发现变压器高压套管B 相的油位有下降的趋势，如图3 所示。

图 2 2024 年 6 月 13 日三相油位

图 3 2024 年 10 月 01 日三相油位

为了排除气温和油位拍摄角度对油位的判断，现场检修人员继续应用间接手段对变压器高压套管进行检测分析。站内检修人员使用红外测温仪对变压器高压套管进行红外测温，结果表明三相温差在 0.4K 以内。根据《带电设备红外诊断应用规范 DL_T 664-2016》规程规定，当热像特征呈现以套管整体发热热像及对应部位呈现局部发热区故障的温差小于 2-3K 时，可以排除介质损耗偏大及局部放电故障油路或气路的堵塞缺陷。根据现场检测结果，这两项检测数据均未达到规程规定的注意值。

同时通过高压套管在线监测装置检查 ABC 三相套管在线监测数据，数据表明高压套管的介损、电容量等数据无异常，如图4 所示。

#3主变相 3主变B相 3主变C相描 采集量 操述 采集量 描述 采集量管绝缘监测在线电容量（pF） 518.853 管绝绿监测在线电容量（F 管绝监测在线电容量（pF） 516.809管绝修监测绝对介质损耗因数（%） 0.380 套管绝缘监测对介质损因数（%） 管绝缘监测绝对介质损耗因数（%） 0.381绝峰监测世露电流（mA） 50.298 置绝监测电流（mA） 套管绝监测露电流（mA） 50.032地绿监测套管电压（V） 308.572 管绝监测管电压（xV） 管绝监测套管电压（kV） 308.154套绝绿监测相位差 89.782 套营绝绿监测相位差（ 营绝监测相位差 89.782t管局放监测局放值（V） 21.187 套管放监测局放峰值） 管局放监测局放峰值） 20.819管同放监测放电次数 0.000 者管放监测胶电次数 套局放监测放电次数 0.000套管局放监测局放平均值 套局监测局放平均值（ 管局放监测局放平均值（v） 0.340管局放监测音景声 套置放监测背景噪声 管局放监测景操声 13.637车压管信常 地成雀高压营通信异案主安用管地地电 营地成定营地地和 主C相营地域监围：高压管志对电重预号城业营 王管压 生压非营质配 主相营港测：高压营地电量告警 相营地监高压真管热程拍款预警王营绿告 达高营 柜维高压客管质告警营A管地电主安营质品欢品常压营与设通估异案楼 全站报文 信息 共常设备 消防系统 安全防范 在线里测 环境监 智能联动 值查询

为进一步确定设备是否渗漏油，运维人员采用紫外探照灯对设备表面污渍进行探照，所采用紫外探照灯的紫外波长为 365nm。在紫外线照射下，B 相西面左侧水泥基础隐蔽处观察到少量荧光反射。随即展开渗漏源排查工作，运维人员沿着主变本体外壁向上检查，最终在高压侧套管下部发现大量荧光反射污渍。

通过上述检测，基本确定设备表面污渍为油渍，但尚未形成明显油滴。现场对套管油位及渗油情况持续跟踪，通过高压侧套管整体测温，检测套管温度分布不均匀情况，通过高压套管油位表读数，确定高压套管渗漏油速度及高压侧套管内剩余油量，预防高压侧套管放电等异常情况，通过高清摄像头持续对其外观进行静默监视，确保瓷套无破损、开裂，重点关注套管油位、在线监测装置以及渗油情况等，结合近期特巡工作，对其它套管运行情况进行排查，重点关注有无渗油及油位，在现场处置前加强套管巡视，该变压器高压套管无明显异常发展情况。

2. 原因分析

经现场检查和技术分析，500 千伏某变 #3 主变高压套管渗油缺陷的产生原因如下：瓷套长度约为 5 米，因受限于工艺水平，一般达不到一体成型要求，而是采用 3 至 4 节短瓷套粘合而成。500 千伏 CYP 变 #3 主变高压套管采用 3 节短瓷套粘合组成，漏油部位为上节与中节的粘合部位。漏油原因初步分析为上节与中节的粘合工艺不良，导致密封失效所致。因此，本次某变 #3 主变 B 相高压套管的渗漏油缺陷属于该类缺陷的典型案例，具有重要的技术参考价值。

3. 变压器故障诊断

一是可全面分析油中溶解气体组分和设备内部状况之间的关联性，明确特征气体含量和设备故障之间的关联性。下面通过改进特征气体法、三比值法，围绕相关实验数据对变压器故障做出研究，运算故障热源温度。

（一）改进特征气体法

通过改进特征气体法，在中上部、中下部与底部的油样色谱数据里，C2H2占总烃比列，H2 占氢烃总量比列来判断设备内部是否有电弧放电故障。

（二）三比值法

该方法选用油里所含气体组分 CH4、C2H4、C2H2、H2 构成三对比值，也就是 C2H2/C2H4，CH4/H2，C2H4/C2H6，按照比值范围予以编码，然后和各故障相对应，主变本体中上部、中下部和底部的油样色谱数据采用三比值法运算，根据上述油样特征气体的含量，得出了变压器是否内部有故障。

二是可听噪声伴随变压器（电抗器）运行产生，声音的幅值、时域波形、频谱特性与其运行电压、电流、机械状态、励磁状态、绝缘状态等密切相关，可及时反映设备运行状态变化。声音监测可与其他状态量监测技术互相补充，构成故障从“萌芽——发展——形成”的全过程、全阶段监测与预警体系，有效提高电力变压器（电抗器）安全稳定运行水平。

4. 缺陷处理

针对 500 千伏某变 #2 主变高压套管渗油缺陷，运维单位立即组织专业技术团队进行紧急会商，并与设备厂家进行了深入技术沟通。暂时没有完全匹配的备品备件，且备件到达现场后需经 9-10 天左右进行套管更换及相关试验后主变方具备投运条件。为确保处理工作顺利实施，多方协调加快备件供应流程，并请求在施工技术指导方面给予支持。在备件到位前，现场采取临时防控措施：将设备转为热备用状态。为确保施工质量，将邀请厂家技术人员现场指导，同时制定详细的应急预案，组织应急队伍，准备必要的应急物资，以应对可能出现的突发情况。

本次缺陷处理完成后，建议设备生产厂家对套管粘合工艺进行专项技术改进，并开展同批次产品的全面排查。同时，建议上级管理部门完善重要设备备品备件的储备机制，提升应急保障能力，力争在最短时间内恢复主变正常运行状态。

5. 紫外荧光技术

紫外荧光诊断技术的核心原理在于利用绝缘油在紫外光激发下会产生特定波长荧光的特性，这种光学特征与其他污染物具有显著差异。通过配备专业的紫外成像与分析设备，能够有效捕捉并分析这些微弱的荧光信号，从而实现油渍与水渍的精准鉴别、微量渗漏油迹的灵敏检测等多项功能。该技术的关键在于，不同物质在紫外光谱下的特征响应差异，以及先进成像系统对微弱荧光信号的高信噪比采集能力。

本案例可以证实，紫外荧光检测技术在电力设备渗油缺陷诊断中具有显著优势。与传统监测方法相比，该技术通过光学成像原理实现了渗漏缺陷的可视化检测，大幅提升了部分肉眼难以发现的缺陷识别的准确性，和早期预警能力。基于本案例的成功经验，紫外荧光检测可以进一步推广应用于对于含油设备的运行维护中，与红外检测等多技术融合应用，具体表现在以下三个方面：

首先，紫外荧光检测技术具有独特的灵敏度优势。在本次案例中，该技术成功识别出人眼难以发现的微量渗漏，能够捕捉到最早期的渗漏迹象。

其次，该技术实现了真正意义上的带电检测。检测过程中无需设备停运，不影响电网正常运行，能够提高电网运行的稳定性。通过本次实践验证，紫外荧光检测在高压设备上的应用安全可靠，检测结果不受电磁干扰影响。

第三，该技术具有显著的经济效益。如果能够早期发现缺陷，就能避免设备损坏带来的直接经济损失，同时减少了非计划停运造成的供电负荷损失。

本案例为电力设备状态检测提供了新的技术路径，对提升电网安全运行水平具有重要参考价值。随着技术的不断完善，紫外荧光检测有望成为电力设备运维体系中的重要组成部分。

6. 结语

电力设备渗漏油是常见故障，绝缘套管由于瓷套与法兰的粘合处因密封胶老化、裂纹或安装工艺问题易渗漏原因可能出现渗漏油故障。变压器高压侧绝缘套管渗漏油可能引发短路及设备爆燃等故障，所以要加强防范。运维人员要注意结合传统巡视与新技术新检测设备相结合，提高巡视可靠性，主要从以下几个方面展开：

第一，设备验收的时候，检查高压侧套管受力均衡，交接试验合格，高压套管接合面密封良好、三相油位一致。

第二，巡视查看套管底部法兰面、瓷套粘合部位等是否有渗油、漏油痕迹，外部是否有破损、裂纹或严重油污。确认套管油位表计显示是否正常，若油位异常下降，可能存在渗漏。通过熄灯巡视：观察套管表面有无放电痕迹（如电晕、火花）或其他异常发光现象，排除因放电导致的绝缘损伤。特别是针对瓷套与法兰的粘合处因密封胶老化、裂纹或安装工艺问题易渗漏，需近距离观察粘合缝是否有油迹，必要时用纸巾擦拭检查是否沾油。

第三，通过红外测温仪检测套管各部位温度，若渗漏油导致绝缘下降或异常放电，可能出现局部发热，红外图像中会显示温度异常区域

第四，可以引入新型检测设备，例如绝缘油视觉检测设备，通过绝缘油的紫外荧光效应来判定设备是否有渗漏油，提高渗漏油故障检测的实时性与准确性，弥补现有监测手段的不足。

参考文献：

[1] 徐鹏， 吴鹏， 甘强， 等. 500 kV 变压器纯瓷套管漏油事故调查及防范措施 [J]. 电瓷避雷器 ， 2022， （03）： 186-190.

[2]DL/T 664-2016 带电设备红外诊断应用规范 [S].

项目基金：2024 年湖南省教育厅科学研究项目《基于机器视觉的电力设备渗漏油检测关键技术研究》（编号：24C1125）；2024 年校级课题《基于机器视觉的电力设备渗漏油检测关键技术研究》（编号：2024hniuktzz14）。

作者简介：袁雪琼（1990-），女，汉族，湖南新化人，硕士研究生，讲师，研究方向：机器视觉。