国网宿州供电公司 曹飞翔/文

引 言

红外诊断是一种对运行中的电力设备进行非接触无损检测和故障诊断方式，通过对电力设备运行现场大面积温度分布场的扫描和局部缺陷的定点测温，能够及时而准确地发现和诊断运行电力设备的事故隐患和故障先兆。电力系统的绝大多数设备故障、异常，最初都伴随着局部或整体的过热或温度分布相对异常，由于红外测温技术是对设备表面辐射的红外光像进行非接触、远距离热成像检测，不受电场干扰，具有直观、准确、灵敏度高、快速、安全、应用范围广等特点，能通过热像分布判断电力设备内部缺陷部位，已成为设备健康状态监测和故障诊断的重要手段。

1 实例分析一

1.1 缺陷的发现及跟踪监测情况

5月31日，在迎峰度夏期间，试验人员发现220kV某变电站#1主变35kV C相套管整体性发热，最高温度点40.8℃，如图1所示。根据图谱初步分析发热点很可能在导电杆下部，套管上部的温度是由导电杆下部传导而来。随后，试验人员进行了不间断的红外跟踪检测，截止到7月18日红外线测试显示温度无明显增长趋势。7月19日红外线跟踪测试发现，C相套管温度有明显增长趋势，最高温度达到62.9℃，如图2所示。

同时于6月10日安排了化验人员对该台主变取油样，进行了色谱分析，分析数据合格，并与2010年5月13日油色谱分析数据比较，无异常变化，具体数据如表2所示。

图1 35kV C相套管红外图谱（5月31日）

图2 35kV C相套管红外图谱（7月19日）

为进一步判断缺陷发展情况，7月20日化验专业人员进行了该主变油色谱分析，数据如表2所示，发现变压器油中甲烷(CH4)和乙烯(C2H4)有较快增长，故可以判断为变压器存在典型的内部过热性缺陷。

1.2 缺陷处理及诊断分析情况

8月31日，试验人员对该主变进行了检查性试验，绝缘、介损、泄漏试验数据合格正常，但发现35kV绕组AC、BC相间直流电阻超标，数据如表1所示，三相不平衡率为10.7%，远远超出规程要求。因此根据红外图谱及试验数据可以判断，35kV C相套管导电杆下部连接处接触不良，导致直流电阻增大。

在拆下该套管导电密封头后，发现绕组接线连板、压接螺帽、平垫片及引线和导电密封头相互接触的螺牙处已有放电和过热烧损的痕迹。如图3、图4所示。用锉刀对烧伤处进行了处理，用油砂纸对接线连板、压接螺帽、平垫片及导电杆丝牙进行了打磨处理，在接触面上涂上导电膏，并在接线连板上部加装定位螺帽，然后恢复安装。

在套管解体后，对#1主变低压侧直阻进行了分解试验，AB两相测试钳夹在各相导电杆上硬导线桩头处，C相测试钳夹在C相绕组软连接处，即跨过导电杆，结果测试数据合格，由此判定问题出在导电杆下部连接部位。随后检修人员对缺陷部位进行了修复处理，组装后再次测试，直流电阻数据合格。具体测量数据如表1。

8月31日，缺陷处理前进行了变压器油色谱分析，从分析数据看，甲烷(CH4)和乙烯(C2H4)较7月20日有缓慢增长趋势，说明缺陷有了进一步增长趋势。处理后随即对变压器油进行了简化、微水、色谱分析，各项数据合格。具体数据如表2。

图3 绕组接线连板发热图

图4 平垫片烧伤图

表1 直流电阻试验数据

技术人员分别于9月1日、9月3日，对该台主变进行了红外跟踪测试，3 5 k V C相套管温度恢复正常。至此，该变电站220kV1#主变35kV C相导电杆重大发热缺陷得以彻底消除，确保了电网主设备的安全稳定运行。

1.3 原因分析

该套管型号为BFW-35/1250-4F，绕组接线连板与导电杆为穿缆式螺帽压接结构，这种结构的绕组接线连板设计上存在缺陷，下部有两个螺帽，一个压接螺帽，一个定位螺帽，而上部只有一个螺帽，没有定位螺帽，压接不可靠。此类套管导电杆上部虽然有固定销槽，但间隙太大，在拆接线及套管检修时，导电杆仍然跟着左右转动易导致压接螺帽松动，引起发热现象发生。这次故障的原因是在变压器运行过程中，变压器的振动使螺纹之间的静摩擦力减小，由于没有定位螺母和定位销的固定，绕组引线接头的扭矩逐渐释放，即引线产生自转，于是螺纹连接的压力减小，接触电阻增大，因此必然产生热故障。

表2 1号主变油中色谱分析数据

1.4 建议及整改措施

图5 #2主变35kV侧引线避雷器红外图谱

1.4.1 积极利用设备特巡红外测温，对此类结构的套管排查，并列入停电计划进行检查检修。

1.4.2 对排查有问题的套管进行技术改造，改成连接可靠的板式结构。

1.4.3 积极与制造厂家交流沟通，反映此类套管的结构缺陷，进行完善化改造，从根本上解决此类问题的发生。

2 实例分析二

2.1 缺陷的发现及跟踪监测情况

8月12日，试验人员在对220kV某电站进行红外检测工作时，反复测试发现#2主变35kV侧A相引线避雷器温度异常，同等部位，A相避雷器与C相避雷器相差3.5℃，如图5所示。该避雷器的型号：YH5Wz-51/134W，厂家：西安电瓷研究所，出厂时间：2009-04-01，投运时间：2010-12-20，金属氧化物避雷器。

2.2 缺陷处理及诊断分析情况

参照《带电设备红外诊断应用规范》DL/T664-2008附录B电压致热型设备缺陷诊断判据表B.1电压致热型设备缺陷诊断判据：设备类别和部位为35kV氧化锌避雷器本体的热像特征为正常为整体轻微发热，较热点一般在靠近上部且不均匀，多节组合从上到下各节温度递减，引起整体发热或局部发热为异常；故障特征为阀片受潮或老化；温差为0.5-1K。诊断此设备发热属于严重缺陷。

随后立即将红外线检测结果向上级部门报告，并于2015年8月19日，公司安排停电对陇海变电站#2主变35kV侧三相引线避雷器进行更换，并对原来有缺陷的避雷器进行试验，试验数据如表3所示。

试验数据表明A相避雷器严重受潮老化。随即，对A相避雷器进行了解体，解体情况如图6-8所示。

2.3 原因分析

该避雷器解剖后氧化锌阀片表面存在的白色粉末状物质应是阀片进水受潮后发热产生的遗留物，受潮造成避雷器绝缘水平下降，使泄漏电流增大；当内部不能保持足够干燥时加速阀片老化，在顶部弹簧及每节阀片的压接处，发现有金属锈蚀痕迹，说明避雷器内部阀片发生一定程度氧化。

表3 2号主变35kV侧引线避雷器试验分析数据

图6 解体后避雷器阀片

图7 顶部弹簧

图8 第一片阀片

2.4 建议及整改措施

2.4.1 由于氧化锌避雷器的密封性是由制造厂工艺控制，质保体系保证的，现场安装检修人员无法判断，这就需要制造厂提高制造工艺，严把出厂质检关。

2.4.2 技术人员应加强巡视，按照运行要求，对泄漏表指示异常的避雷器，应及时通知检修人员进行带电测试，通过带电测试来判断避雷器是否正常运行。

2.4.3 在对避雷器的运行状况进行检测时，可以利用红外测温仪对运行中的各型避雷器表面各部分的温度进行相互比较，若发现避雷器各个部件的温度出现不正常的发热程度，就可以判定其避雷器存在不正常的不热特点以及受潮缺陷。技术人员应该及时进行跟踪监测或者试验，以保证避雷器的正常运行。

3 结束语

随着智能电网的发展，红外测温诊断技术作为一种检测电力设备热缺陷的先进测温技术，能通过热像分布判断电力设备内部缺陷部位，已成为设备健康状态监测和故障诊断的重要手段。

但由于红外线的穿透能力较弱，而且不同材料、气温等环境因素对辐射率的影响也比较大，红外测温对发现导电回路外部发热缺陷十分直观有效且判断准确成熟，对电气设备内部绝缘整体受潮、老化、介损偏大、内部连接件接触不良及其他内部缺陷，较难准确分析判断，现场监测时内部缺陷易被忽视。

运行中要加强巡视，并严格按照规程规定检测周期对设备进行测试，发现问题时采用多种手段进行综合分析。技术人员不断的积累测试经验、提高分析能力，结合试验、化验等诊断方法来分析设备缺陷故障，保障电网的安全、稳定的运行。