紅外測溫技術在耦合電容器故障判斷中的應用

吳毅，劉涵，王沾

(1.湖南省電力公司檢修公司，湖南 長沙 410004 2.長沙理工大學，湖南 長沙 410114)

1 引言

在電力系統中許多重大事故都是由于電力設備的局部潛伏性缺陷逐步發展所致，電力設備的紅外測溫技術作為一項簡便、快捷的設備狀態在線檢測技術，具有遠距離、不接觸、準確、實時和快速等特點，能在不停電、不取樣及不解體的情況下快速實時地在線監測和診斷電力設備的大多數缺陷，及早地發現和排除事故隱患，在各種電力設備故障診斷中得到了廣泛的應用。自國網電力設備狀態檢修深化開展以來，湖南省電力公司超高壓管理局進一步加強對所維護變電設備的紅外檢測管理，進行大量的巡檢工作，發現并處理了眾多設備缺陷，對保障電力設備安全運行和推進檢修制度改革具有重要作用，并且已經取得了重大的成果。

2 紅外測溫成像技術的應用

紅外測溫成像技術是利用紅外探測技術獲取所要檢測設備紅外輻射狀態的熱信息，然后轉換成溫度進行顯示的技術，它能測量物體表面上某點周圍確定面積的平均溫度。物體的紅外輻射通過大氣傳輸到紅外測溫儀，測溫儀中的光學系統將設備輻射的能量匯聚到探測器上，探測器將人射的輻射轉換成為電信號，經過信號處理后顯示出來。

圖1 紅外測溫系統的組成

利用紅外熱成像技術通過對電力設備表面溫度及其分布的測試、分析和判斷，可以準確地發現電力設備運行中的異常和缺陷，盡早發現設備的潛在故障，做到早期預防。應用紅外測溫成像技術可在遠距離、不停電、不接觸、不取樣、不解體的情況下檢測出設備故障引起的異常。

紅外測溫成像技術可以用于所有電力設備的局部過熱測試，對于有些設備，在其內部沒有局部較熱的部分，如耦合電容器、電容式電壓互感器、避雷器等設備，整個產品內部熱場均勻分布，如果局部發熱，很容易通過紅外測溫成像技術檢出。而耦合電容器，耦合電容部分以磁套為封裝容器，在正常狀態下，因介質損耗發熱的表面熱像特征是一個具有軸對稱性的整體發熱熱像圖，溫度最高點接近頂部附近，往下遞減。

3 紅外測溫診斷實例

3.1 缺陷的發現

2011年7月14日湖南超高壓管理局技術監督分局紅外小組在500kV民豐變電站的例檢工作中發現了220kV設備區626B相耦合電容器的紅外熱像異常，紅外圖像表現為:B相耦合電容器的上節整體溫度偏高，如圖2所示。該上節耦合電容器的型號為OWF110/√3－0.01H，西安電力電容器廠制造，1995年6月24日出廠，額定電容量為10127pF。

圖2 626耦合電容器的紅外成像圖(左一為B相)

如圖2所示，626B相耦合電容器的上節熱點溫度T1為35℃，正常相溫度T2為28.2℃，環境參照體溫度T0為27.0℃。按照《DL/T664－2008帶電設備紅外診斷應用規范》中規定，溫差△T=T1－T2=6.8K，相對溫差，該缺陷類型為電壓致熱型設備缺陷，缺陷性質為嚴重缺陷，且為設備內部缺陷。

3.2 缺陷的初步分析判斷

耦合電容器耦合電容部分以磁套為封裝容器，在正常狀態下，因介質損耗發熱的表面熱像特征是一個具有軸對稱性的整體發熱熱像圖，溫度最高點接近頂部附近，往下遞減。根據現場運行和診斷實踐統計，耦合電容器的常見故障，除連接不良等外部故障以外，內部故障缺陷主要包括受潮、絕緣老化、絕緣支架放電、缺油、內部元件擊穿等幾種類型。

(1)受潮

受潮是耦合電容器發生率較高的基本故障，因制造質量不良或安裝工藝不佳，引起起密封不嚴或密封件老化，造成內部受潮，在吸收水分后鐵件生銹。絕緣材料介質損耗增大，而且受潮發熱后，絕緣介質的介質損耗還會進一步增大，介質老化，耐壓強度大幅度下降，造成局部或整體放電擊穿等事故。受潮的熱像以整體發熱為主，且表面溫升高于正常運行時的溫升。

(2)絕緣老化

耦合電容器運行多年后，長期耐壓可導致絕緣介質(如油、紙、膜等)性能劣化。絕緣介質損耗及發熱量增加，通常絕緣油老化還會伴隨有氣體產生，引起內部發生局部放電，還可以造成酸性增加，并與某些金屬形成鹽類，進一步導致值增大。絕緣老化的熱像與受潮時的熱像類似。

(3)絕緣支架放電

耦合電容器內部一般使用絕緣支撐桿。由于與絕緣介質之間的介電常數不一致，如果材質不好，支架沿面就容易在場強集中處發生局部電腐蝕，繼而擴大缺陷，產生大面積炭化溝道。支架故障可能伴隨有局部發熱的熱像特征。

(4)缺油

當電容型電壓互感器底部密封結構不良時，會引起漏油。當漏油較多，油位過低，產生電容芯子浸油不良時，則會因電容極板間或端面出現氣隙而發生放電，嚴重時可以造成局部元件擊穿或其它事故。缺油故障一般會呈現一個以油位面為分界線的冷熱分明的熱像圖。

(5)內部元件擊穿

內部由多個元件電容串聯的耦合電容器，如果發生元件擊穿，總電容量增大，從而引起總電容電流的增大，發熱量也隨之增加。此類故障的熱像一般特征是溫度最高點接近頂部附近，往下遞減。

根據以上的分析，結合626B相耦合電容器的實際紅外成像，我們初步判斷該設備的內部缺陷故障為受潮或絕緣老化的可能性較大。

3.3 試驗數據的比較分析

626B相耦合電容器自1997年12月至2011年7月對該設備共進行了12次試驗檢測，距紅外測溫發現缺陷前1次試驗是2008年2月28日，最后一次是發現缺陷后進行的檢查性試驗數據。由于數據較多，對該設備的上節部分從中抽取了部分數據進行比較，具體數據見表1:

表1 626B相上節耦合電容器試驗數據

從表1中數據可知，該上節耦合電容器在發現缺陷前的歷次試驗中，絕緣電阻、介質損耗因數tanδ和電容量C的試驗結果均滿足相關規程要求(按《國家電網輸變電設備狀態檢修試驗規程》和《湖南省電力公司輸變電設備狀態檢修試驗規程》的相關規定，對于電容量的初值差不超過±5%(警示值)，油浸紙類的介質損耗因數不大于0.5%(注意值))，并且從歷次的試驗數據來看，各項數據基本保持穩定。在發現缺陷后進行的檢查性試驗中，絕緣明顯降低，介質損耗因數tanδ明顯增大，且超出了相關規程規定。據國內外研究表明，對于以介質損耗因數tanδ為控制標準的耦合電容器而言，可以通過模擬實驗方法標定表面溫升與值之間的關系。模擬實驗結果表明，在5m標準距離上用紅外熱像儀測出的耦合電容器表面溫升近似滿足下列關系:

式中:Δθ—耦合電容器瓷套表面溫升(℃);

ρ—耦合電容器芯體發熱功率(W)。

對應目前的紅外測溫數據，耦合電容器的內部故障應進行進一步的分析研究。

3.4 設備解剖分析

根據上述分析結果，技術監督分局組織人員于2011年7月26日在試驗大廳對該缺陷上節耦合電容器進行了解體檢查，解體過程中，發現并記錄了以下現象:

(1)開耦合電容器的上端法蘭后發現，法蘭中心處的密封塑料墊圈殘缺傾斜，且與密封面沒有很好的接觸，密封不嚴，如圖3所示。取出耦合電容器內部的12個串接的膨脹器后，發現位于從上往下順數第三、四各膨脹器的邊緣有明顯的結塊鐵銹，如圖4所示，緊貼在最末膨脹器的絕緣紙片上出現明顯的銹跡，如圖5所示。初步判斷耦合電容器由上端法蘭中心處吸收水分而導致電容器內部受潮。

圖3 密封塑料墊圈圖

圖4 邊緣銹化的膨脹器

(2)進一步打開耦合電容器進行檢查，電容分壓器部分共有92只電容元件串聯組成，且對經過處理后的單個電容單元進行逐一試驗，試驗數據都在合格范圍內。在耦合電容器的下端法蘭，即支架的底座處，沉淀著厚實明顯的銹垢，如圖6(圖7正常耦合電容器的支架底座)。而在倒出的絕緣油中，在油下層發現明顯的水層，如圖8所示。

圖5 銹跡的絕緣紙片

圖6 支架的底座的銹垢

圖7 正常的支架底座

圖8 油下層的水層

3.5 發熱原因分析

綜合上述分析，我們認為造成此耦合電容器內部整體發熱缺陷的原因是耦合電容器上端法蘭中心處的密封塑料墊圈松動，密封面殘缺，密封不嚴，從而在此吸收水分而導致內部受潮，內部容易吸潮的元件和絕緣介質吸收水分后，鐵件生銹。絕緣材料介質損耗增大，而且受潮發熱后，絕緣介質的介質損耗還會進一步增大，或導致電壓分布變化，介質老化，耐壓強度大幅度下降，造成整體發熱為主的紅外特征表象。

4 結語

紅外測溫檢測技術是一項十分有效、重要的帶電檢測試驗方法，具有非接觸、不停電、簡便、直觀、靈敏度高等優點，同時可以實現遠距離、大面積的快速掃描和成像，提高了工作效率，使工作人員能及早發現和排除設備外部過熱故障和內部絕緣故障，確保超高壓電網設備安全穩定運行。因此，積極發展電網設備故障紅外測溫技術，對于實現電力設備狀態檢修有十分重要的意義。

［1］DL/T664－2008帶電設備紅外診斷應用規范［J］.

［2］湯蘊哲.紅外測溫診斷技術的應用［J］.上海電力，2008，21(1):96－98.

［3］陳衡，侯善敬.電力設備故障紅外診斷［M］.北京:中國電力出版社，1998.