基于温度在线监测和带电检测手段的超高压设备缺陷检测成功应用研究

摘 要：某变电站通过无线测温在线监测装置和人工红外测温发现变压器套管温度异常升高的重大隐患，及时申请停运处理，避免了一次重大设备故障。为后续变电站同类型设备的运行监测提供了有力的数据支撑和经验借鉴。

关键词：在线监测；带电监测；设备缺陷

自投运以来，该变电站配置的套管、设备接头多次发生发热、放电故障，严重影响了变电站安全稳定运行，设备深层次发热、放电故障已成为影响供电可靠性的重要因素。

加强新技术在运维工作中的应用，实现对变电站核心设备运行情况的全覆盖监视，便于运维人员及时掌握关键设备运行数据变化情况，尽早发现、处理设备缺陷、隐患，减少故障损失。

一、实施过程

针对电力系统历年类似设备故障，该站采取了一系列监视管控措施，从技术和管理两方面加大了对该类型套管的监视力度。

（一）加强新技术应用，实现核心设备红外监视全覆盖

对全站套管、主通流回路接头加装了无线感温模块和红外巡视机器人，对套管顶部法兰增加红外实时测温，实现了对全站核心设备的全覆盖、不间断监视。

（二）强化管理，细化运维措施和要求

制定《变电站核心设备专项监测方案》，按照定时、定点、定角度巡视方式，采取红外测温、无线测温、紫外放电检测相结合措施，每日2次对设备状态进行检测，同时根据需要进行设备SF6气体分解物检测和充油设备的油色谱分析，综合分析设备运行状态变化趋势。

二、主要成果

自该站设备多次发生故障后，总结以往运行经验，制定了严密的运维预控措施，除日常巡视检查外，还要求变电站生产人员将红外热成像、紫外电晕成像作为巡视、检查的必备手段，作为日常周期性运维工作，每日至少两次对核心设备开展检测工作，同时结合红外巡视机器人、无线测温装置上传数据，严密监控设备运行情况，确保及早发现、处理设备异常。

（一）发现过程

某日，该站运维值班人员通过红外测温发现某套管温度横向对比其它套管高出10-15℃，无线测温套管接头温度高达48.5℃，人工红外测温检测该套管三分之一处温度最高达到50℃左右（其余套管温度为35℃左右）。

以下为套管温度图谱对比图：

发现温度异常后，立即组织对该套管开展SF6气体检测进行验证，检测结果为：SO2：86.5PPM，H2S：0PPM，HF：0PPM，CO：147.2PPM，纯度98.13%，微水为141.8PPM，与上次试验数据对比发现SO2异常增加，初步怀疑该套管接头处存在过热异常区，需立即停电检查。

（二）处理过程

发现异常后，立即向调度申请紧急停电处理，至次日上午备用变压器更换完毕，设备恢复正常运行。拆下的套管经测量直阻已达515μ？赘，超出厂值近15倍。

（三）解体分析

将故障套管返厂解体后发现导电杆触指连接处有严重过热现象，铝导管内表帶已失去弹性且严重变形，电容芯子顶端表面涂漆起皱，尼龙导向锥已融化流淌，详见下图。

综合评价该缺陷处于过热初期，但已有加速发展迹象，故障随时可能发生。通过实施严密的状态检测措施，及时发现了设备异常，避免了一次重大设备故障。

三、经验启示

事实证实基于温度在线监测和带电检测的运检手段有效发现了设备内部故障，成功避免了一次重大设备故障，对后续电力设备运维监测提供了有益的参考。

参考文献：

[1] 特高压交直流电网，刘振亚，中国电力出版社.

[2] “变电设备在线监测与故障诊断”黄新波.中国电力出版社.

[3] 变电设备带电检测异常分析典型案例，孙学锋，中国电力出版社.

作者简介：冯新文（1982-），男，汉族，山西忻州繁峙县砂河镇人，本科，工程师，国网内蒙古东部电力有限公司，长期从事超高压、特高压交直流输运检管理工作。