2012年江苏省电厂电气一次设备红外检测及分析

红外检测的对象主要为具有电流、电压致热效应或其他致热效应的各电压等级电气设备，包括变压器、断路器、隔离开关、互感器、高压套管、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、绝缘子等[1]。红外检测能够在早期热异常的过程中及时发现设备隐患，提高检修工作效率，有效延长设备的使用寿命，节约运行成本。

1 2012年电气一次设备红外检测

2012年的技术监督工作中，3名检测人员从6月12日至8月2日，对江苏省内燃煤、燃气、核电、抽水蓄能等二十余座电厂的各电压等级电气一次设备进行了红外检测，其中变压器约105台，断路器200余组，电流互感器400余组，隔离开关400余组，电压互感器150余组，避雷器180余组，电缆终端10组，此外还有较多数量的悬挂绝缘子、支柱绝缘子等，现场检测使用仪器为SAT及FLIR系列2台高精度红外热像仪。在整个红外检测过程中，检测到的设备发热缺陷主要有以下几类：

（1）变压器套管柱头,隔离开关刀口及转头，断路器导线接头等发热；

（2）电容式电压互感器油箱发热；

（3）电流互感器内、外接头发热；

（4）套管、绝缘子等表面污秽致热。

上述各类设备发热缺陷，有些属于往年检测中已存在发热缺陷隐患且监视运行的，有些则属于2012年新增发热缺陷。

2典型缺陷及分析

红外检测的判断方法一般分为表面温度判断法、同类比较判断法、图像特征判断法、相对温差判断法、档案分析判断法、实时分析判断法。检测人员在现场检测时应注意综合运用各种方法以快速发现设备发热缺陷。

2.1变压器类

2012年7月26日对常州某电厂1台220 kV主变进行红外检测时，发现其B相套管柱头存在过热缺陷，红外热像如图1所示。

图1某电厂2号主变B相

该2号主变B相套管柱头处热点温度60.4℃，A相和C相套管相同部位分别为43.2℃，44.1℃，与B相温差约16 K，相对温差约74%。按照DL/T 664—2008《带电设备红外诊断应用规范》中套管柱头发热缺陷的有关内容，属于严重缺陷（热点温度＞55℃或相对温差δ≥80%）。该部位在往年检测中未发现过热现象，为新增发热缺陷，此处应为柱头内部接触不良引起，应对柱头内部并线等进行紧固处理。

2.2互感器类

2012年互感器类设备检测过程中较为典型的缺陷为电压互感器油箱发热，电流互感器内、外接头发热。

2.2.1电压互感器

2012年7月25日对苏州某电厂220 kV升压站进行红外检测时，发现2条220 kV出线电压互感器（均为电容式电压互感器）油箱部位存在过热缺陷，并且套管污秽现象严重。红外热像如图2、图3所示。

图2中电压互感器油箱部位最高温度39.1℃，图3中电压互感器最高温度38.9℃，观察2台电压互感器成像可以明显看到其下部油箱部位较套管区域温度显著升高，应结合检修机会对其内部进行检查、处理。电容式电压互感器油箱发热故障较为多见的是由于电磁单元内部或外部故障使保护电阻或阻尼电阻长时间通流发热所致[2，3]。检测到存在油箱发热缺陷时应注意观察其缺陷发展，综合分析油相关试验结果及温升、部位等情况，对缺陷的性质进行初步判定，避免盲目停电。

2.2.2电流互感器

（1）某500 kV电流互感器接头处发热缺陷。2012年7月16日对苏北某电厂500 kV升压站进行红外检测时，发现某电流互感器A相、C相外部接头处发热现象较为明显，红外热像如图4、图5所示。

2012年的现场检测中发现有多家电厂存在电流互感器各部位的过热缺陷，主要为电流互感器内、外接头处发热。

观察红外成像，A相、C相缺陷部位热点温度分别为43.7℃，44.0℃，与正常相B相温差约为5 K，为一般过热缺陷（温差不超过15 K）,未达到严重缺陷热点温度＞80℃或相对温差δ≥80%的规定，应监视运行，日常巡视中应加强对上述部位的红外检测。

（2）某220 kV电流互感器发热缺陷。2012年7月12日对徐州某电厂500 kV，220 kV升压站进行红外检测时，发现一组电流互感器A相变比接头部位存在过热缺陷。红外热像如图6所示。

图6某电流互感器A相导流板螺丝发热缺陷

图6中，该电流互感器A相温度最高点温度为43.5℃，与正常相B相、C相相同位置温差约为6 K，该发热部位属于典型的电流互感器变比接头连接不良导致的一般过热缺陷（温差不超过15 K，未达到严重缺陷热点温度＞80℃或相对温差δ≥80%的规定）。

（3）某500 kV电流互感器接头发热缺陷。2012年8月2日对苏北某电厂500 kV升压站进行红外检测时，发现某500 kV电流互感器的C相存在接头部位过热缺陷，红外热像如图7所示。

图7某500 kV电流互感器C相发热缺陷

图7中，温度最高点热点温度为47.0℃，与A相、B相温差约5～6 K，属于一般过热缺陷（温差不超过15 K），该发热缺陷为典型的接触不良致热现象。电流互感器外接头发热原因一般为接头接触不良。接头处的压力是否合适、接触面的氧化程度等均不同程度影响接触电阻，从而影响接头发热状况。

2.3套管类

套管类设备存在的问题多为套管表面污秽致热。2012年7月25日对苏州某电厂220 kV升压站进行红外检测，该升压站为室内布置，检测时发现大量设备存在表面污秽致热现象。以某电压互感器为例，其红外热像如图8所示。

从图8中可以明显观察到该电压互感器存在显著的表面污秽致热现象。该升压站内设备表面污秽现象较普遍，应利用检修机会清理污秽，同时在日常巡检工作中应加强监测。

图8某电压互感器表面污秽致热

2.4绝缘子类

绝缘子类设备存在的问题为表面污秽。2012年7月25日对苏州某电厂220 kV室内布置升压站进行红外检测，绝缘子表面污秽致热缺陷较为普遍，包括刀闸、接地刀闸支柱绝缘子，母线悬挂绝缘子等。典型表面污秽缺陷红外热像如图9、图10所示。

图9、图10的220 kV母线悬挂绝缘子及某闸刀支柱绝缘子红外成像图谱中，表面污秽现象显著，应结合检修对污秽部位进行处理。套管、绝缘子表面污秽致热主要特征为以瓷盘为发热区的热像，发热区由于表面污秽导致绝缘子泄漏电流增大而导致的发热较为明显。运行环境污秽条件下，绝缘子将不同程度降低绝缘性能，易导致发生闪络，从而对正常电力生产造成危害。该类缺陷目前在江苏省内较常见于室内布置且投运时间较长的电气设备，由于空气流通不畅、灰尘累积易造成绝缘子以及高压套管等表面污秽致热。

2.5金属连接类

金属连接类设备发热比较常见于接头与线夹、金属导线、隔离开关的刀口与转头等。在2012年的检测中也发现了一定数量金属连接部位的发热缺陷问题。

（1）某500 kV闸刀发热缺陷。2012年7月24日对南京某电厂500 kV升压站进行红外检测时，发现某500 kV闸刀B相存在过热缺陷，其红外成像如图11所示。

图11 50322闸刀B相

图11中，缺陷部位热点温度为45.2℃，与正常相A相、C相温差约为5 K，由接触不良引起，属于一般缺陷（温差不超过15 K未达到严重缺陷热点温度＞80℃或相对温差δ≥80%的规定）。

（2）某220 kV闸刀发热缺陷。2012年8月1日对镇江某电厂220 kV升压站进行红外检测时，发现某220 kV闸刀C相存在较为明显的过热缺陷，红外热像如图12所示。

图12某220 kV闸刀C相刀口发热

图12中，该闸刀主变侧刀口热点温度为88.0℃，与正常相温差达42 K，相对温差约为80%，属于严重缺陷。金属连接类设备过热缺陷可见于各类设备，如导线接头接触不良，隔离开关弹簧压接不良、转头接触不良等，此类缺陷由于发热往往较为显著，在现场检测中易于发现。在省内一些投运时间较长的升压站中，该缺陷较为多见。

2.6开关类

2012年8月15日对南京某电厂500 kV升压站进行红外检测时，发现其500 kV的5002开关A相主变侧导线接头部位存在较为明显的过热缺陷。红外热像如图13所示。

图13 5002开关A相主变侧

观察图13，接头处热点温度80.6℃，与正常相温差42 K，按照标准规定属于严重过热缺陷，属于连接部位接触不良致热。2012年的检测工作中，开关类设备本体未发现明显的发热缺陷，存在的问题一般为类似上述5002开关A相的各类接触不良致热问题。

3结束语

基于2012年红外检测工作中检测到的各类缺陷，建议电厂巡检人员在今后现场检测时应注意以下发热缺陷类型及缺陷设备类型：

（1）对于变压器类设备的检测，应重视各电厂主变封闭母线及升高座部位由于涡流引起的发热缺陷的检测。检测时应注意对比相似负荷、环境条件下的历史检测数据。

（2）互感器类设备的发热缺陷逐年增加，应加强对于电流互感器内、外连接不良致热缺陷及电压互感器油箱发热缺陷的检测。

（3）套管类及绝缘子类的问题主要为表面污秽致热。室内升压站的电厂也应对此类缺陷加以重视。沿海电厂，由于空气盐分高、腐蚀性强，应加强表面污秽致热检测。

（4）对于电压致热效应设备的检测应更加细致，对于细微的温差也应当加强重视。

此外，对于红外检测工作现场，电厂巡检人员应注意做到避免日照强、环境温度高时进行检测，负荷常年较高的电厂可根据实际情况缩短检测周期。抽水蓄能电站由于经常不能满足精确检测要求的通电时间等条件，应根据自身实际，结合过往检测情况对设备发热状况进行判断，同时各电厂应建立红外诊断数据库，有序管理历史检测数据，注意对设备发热缺陷发展的监视，为合理安排检修工作提供依据。

[1]DL/T 664—2008.带电设备红外诊断应用规范[S].北京：中国电力出版社，2008.

[2]何子东，付炜平，霍春燕.红外监测诊断电容式电压互感器故障分析[J].高电压技术，2008，34(6)：1310-1312.

[3]张 霁.电容式电压互感器的特点及存在问题[J].江苏电机工程，2000，19(1)：35-36.