紅外監測充油式電氣設備油位的研究

摘 要：油浸式電氣設備內部油位異常，在正常專業巡視及試驗中難以發現，由此而引發的電氣設備故障所占比例呈逐年增加的趨勢。文章闡述了紅外監測充油電氣設備油位的理論，并成功運用到了具體工程實踐中，發現了充油電氣設備缺油的隱患，為建設堅強電網奠定了基礎。

關鍵詞：油浸式 ；紅外監測；油位

1 概述

隨著電力系統的容量增加，電氣設備的數量也逐漸增多，由于油在電氣設備中起到很好的絕緣和散熱作用，這樣充油式電氣設備所占比例呈現增大趨勢，例如油侵式變壓器、電容式互感器，少油式多油式電流互感器、電抗器、電容器等等[1]。這些設備都是電力系統的主設備，加之多年前陳舊的充油式電氣設備缺陷隱患不少，給電力系統安全穩定運行帶來挑戰。近些年來電氣設備狀態檢修積極推進，帶電監測技術也得到長足發展并廣泛運用。紅外監測技術作為帶電監測技術的一種常用方法，有其自身的優點，并在工程實踐中對充油式電氣設備油位異常隱患有顯著的作用。因此，紅外監測充油式電氣設備油位的研究對電力系統穩定安全可靠運行是十分必要的。

2 紅外監測充油式電氣設備的理論依據

紅外測溫儀器操作簡單，攜帶方便，測溫精確度較高，測量結果的重復性好，不受測量環境中高壓電磁場的干擾，圖像清晰，有圖像分析功能，具有較高的溫度分辨率，空間分辨率滿足實測距離的要求，具有較高的測量精確度和合適的測溫范圍，具有圖像鎖定、記錄和輸出功能?？捎眉t外監測儀器測得被測電氣設備表面溫度和環境溫度參照表面溫度的溫升，也可以測得不同被測電氣設備或同一被測電氣設備不同部位之間的溫度差，兩個對應測點之間的溫度與其中較熱點的溫升之比的百分數就是相對溫差，這個相對溫差？啄t可用下式求得[2]：

電氣設備外部缺陷致熱部位裸露，能用紅外監測儀器直接檢測出缺陷，充油式電氣設備的油位異常時內部缺陷，致熱部位被封閉，不能用紅外監測儀器直接檢測，只能通過設備表面溫度場進行比較、分析和計算才能確定。一般采用同類比較法， 在同一電氣回路中，當三相電流對稱和三相（或兩相）設備相同時，比較三相（或兩相）電流致熱型設備對應部位的溫升值，可判斷設備是否正常。若三相設備同時出現異常，可與同回路的同類設備比較。當三相負荷電流不對稱時，應考慮負荷電流的影響。對于型號規格相同的電壓致熱型設備，可根據其對應點溫升值的差異來判斷設備是否正常。電壓致熱型設備的缺陷宜用允許溫升或同類允許溫差的判斷依據確定。一般情況下，當同類溫差超過允許溫升值的30%時，應定為重大缺陷，當三相電壓不對稱時應考慮工作電壓的影響[3]。

3 紅外監測充油式電氣設備在工程實踐中的運用

3.1 110kV烏雞塘變電站電流互感器A相滲漏油

在專業巡視中發現110kV烏雞塘變電站520電流互感器A相有滲漏油現象，現場觀察油位窗油位顯示不明顯，無法判斷具體油位。為了進一步明確實際油位，確定設備狀態，對520電流互感器進行紅外成像檢測。檢測人員觀察紅外熱圖，發現三相熱圖基本一致，但通過比較圖中3個區域，發覺有細微的差別，區域1內最高溫30.2℃；區2內最高溫30.6℃；區域3內最高溫28.0℃；此時紅外成像圖如圖1：

通過對三相電流互感器進行對比，可以發現A相電流互感器區域3內最高溫為28.0℃，其它兩相相同部位最高溫約為30.4℃，相差約2.4℃。由于電流互感器頂部缺油，導致電流互感器一次繞組產生的熱量無法通過絕緣油傳遞到外表面，使得A相電流互感器頂部溫度低于其它兩相溫度，所以A相油位已明顯低于其它兩相。A相溫度明顯低于B、C相，B、C兩相溫度基本一致。

綜合以上分析得出結論，520電流互感器A相實際油位應位于電流互感器一次繞組改串并聯接線板位置，缺油較為嚴重，應盡快處理。立即組織人員對該電流互感器進行了停電處理，及時補充了絕緣油，補油時發現實際油位與紅外檢測判斷相符，漏油原因系互感器取油閥密封墊圈老化所致。

3.2 110kV廖家灣1號主變A相缺油

在對110kV廖家灣1號主變進行精確測溫過程中發現套管A相油位與其余兩相油位不一致的情況，經檢查診斷發現A相存在缺油（圖2），補油后紅外熱像三相一致（圖3）。

變壓器油枕和高壓套管，其受外部環境干擾的因素也較多， 檢測時要注意盡量避免測量陽光直設，特別是避免正午進行拍攝，因為這時油枕外殼容易被陽光全面加熱，而油位線較為模糊。若在自動模式下油位線不清晰，可先使用自動模式測量油枕的溫度范圍；然后手動設置水平及跨度，將溫度范圍設置在最小，并包含有先前測量的溫度范圍。除了大氣溫度、陽光照射、溫寬設置等要素，在檢測變壓器套管油溫異常時，拍攝角度的選擇也需注意[4]。

3.3 110kV東湖1號主假油位

對110kV東湖1號主變進行精確測溫過程中發現油管油位與實際油位不一致的情況。查看此臺變壓器檢修記錄發現不久前曾經進行過大修，最后檢查診斷確認為油枕內部存在氣體，導致油位計虛高（圖4），排氣處理后油位計恢復正常（圖5）。

此種油枕結構為膠囊式，在大修中應嚴格檢查膠囊是否破損，導氣管是否有堵塞現象，加油過程中必須嚴格按照真空注油的工藝要求進行，并且在注油后靜止24小時，在各個排氣口多次反復排氣，直至確定變壓器油中氣體全部排盡，方可投運[5]。

3.4 220kV真武變電站Ⅱ母B相電壓互感器電壓升高

監控人員發現220kV真武變電站110kVⅡ母B相電壓互感器電壓升高，線電壓達125kV?，F場測量電壓互感器二次電壓，A、C相61.0V，B相65.3V；紅外測溫B相電壓互感器電容單元上部溫度異常，溫度達13.3℃，與正常相溫差達4K，由此要求此臺電壓互感器應退出運行（圖6）。電壓互感器外觀檢查無滲漏油、破損等異常，B相電壓互感器電磁單元油位觀察窗顯示油位已滿。

電壓互感器退運后，對電壓互感器進行了介損及變比試驗，試驗結果如下表1及表2所示。從試驗數據看，上節電容單元C1增大10%，內部電容芯可能存在擊穿現象。

吊起電容單元后，發現電磁單元箱體內油位與法蘭面平齊，密封圈完好 ，中壓套管上明顯滲油現象，滲油部位為瓷套與金屬法蘭結合處。

取下電容單元上蓋板，將金屬膨脹器取出，發現電容單元油位低，缺油一半左右。吊開外瓷套，檢查電容芯，發現頂部幾個電容元件的顏色與下部元件明顯不同，內部浸滯絕緣油。用萬用表檢查發現上面5個電容元件極間導通。電壓互感器電容單元共有56個電容元件，擊穿5個后有效元件為51個，電容量增加9.8%，與電容量實測結果+10.5%相符。檢查滲漏缺陷的中壓套管，輕敲套管及發生脆斷，檢查套管瓷斷面，分為顏色明顯不同的多個區域，在滲油部位附近及中部區域顏色略深，且浸有絕緣油，其他區域為白色無絕緣油的新斷面，兩類區域間可見明顯縫隙及交界面。

綜合上述，故障原因為電容單元中壓套管存在裂紋，電容單元內部絕緣油滲漏到電磁單元箱體中，造成電容單元缺油，導致部分電容元件擊穿，電容量增加，變比減小，二次電壓異常。運行中的電壓互感器，通過對紅外圖譜的仔細分析、電磁單元箱體油位，能夠準確判斷電壓互感器的內部故障。紅外測溫技術、二次電壓測量及停電試驗相結合，進行相互驗證，能夠大大提高設備分析診斷的準確性。對電壓致熱型設備一定要加強精確測溫工作，建立好圖譜數據庫，一旦發現異常[6]，應認真比較分析，盡早發現缺陷并及時處理，避免發生設備事故。

4 結束語

充油式電氣設備在電網中用量龐大、種類繁多的電器元件，對電力系統的安全穩定運行至關重要，對其油位異常缺陷分析及監測是預防事故的前提[7]。文章闡述了紅外監測充油式電氣設備的理論，并在實踐工作中，運用紅外測溫成像儀的紅外成像技術，將不同熱效應現象的充油式電氣設備紅外熱像進行分析比較，較準確地判斷出充油式電氣設備的油位異常缺陷情況，有效地避免事故發生，為監測充油式電氣設備油位異常缺陷提供了理論和實踐依據。

參考文獻

[1]胡世征.劣化絕緣子的發熱及熱象特征[J].電網技術，1997，21（10）：44-46.

[2]王祖林，黃濤，劉燕，等.合成絕緣子故障的紅外熱象在線檢測[J].電網技術，2003，27（2）：17-20.

[3]嚴璋電.絕緣在線監測檢測技術[M].北京：水力電力出版社，1995.

[4]王楠，律方成，陳志業.電容型設備在線檢測與診斷技術綜述[J].電網技術，1999，23（8）：65-68.

[5]保定天威保變電氣股份有限公司.變壓器試驗技術[M].北京：機械工業出版社，2000（3）：624.

[6]溫念珠，等.電力用油及監督[J].沈陽：東北電力試驗研究院，1992.

[7]S.D.Mgcrs.J.J.Kelly，R.H.Parrish.變壓器維護

指南[J].文閻成，等譯.武漢：湖北電力試驗研究院，1996.

作者簡介：唐攀龍（1976-），男，碩士，工程師，高級技師，研究方向為電力系統過電壓與絕緣技術；從事電氣試驗、檢修及帶電檢測工作。