基于SSD 算法500 kV 避雷器內部絕緣缺陷帶電檢測

李晶，楊聳立

（國網遼寧省電力有限公司大連供電公司，遼寧大連 116000）

將避雷器應用于配電網可有效地防止過電壓出現，其是配電系統中重要的防雷裝置。該裝置能有效地降低雷擊環境中受保護線路的瞬時過電壓，保障整個電力系統的安全運行[1]。目前，配電系統中常采用氧化鋅避雷器，由于其具有非線性、大通流容量等特性，能夠防止配電系統和設備被雷擊[2]。但氧化鋅避雷器在使用過程中，受長期處于高壓狀態和雨水侵蝕等自然因素影響，導致內部閥門老化。當避雷器存在缺陷時，會引起內部絕緣失效，導致電力系統無法正常運行[3]。因此，針對避雷器長時間運行過程中存在的缺陷分析，采取有效缺陷檢測措施，是確保避雷器安全高效運行的關鍵。

目前，使用基于500 kV 避雷器內部絕緣缺陷帶電檢測方法，主要通過對比兩個相鄰窗口數據方差，再根據兩者之間變量判斷運行狀態，但該方法穩定性較差。采用R 檢驗法得到的正方差估計量比值，構建的統計方程適用于多個變量穩定狀態檢驗，但該方法計算閾值時易受濾波參數影響，對隨機噪聲敏感，穩定性較差。針對這一問題，提出基于SSD 算法的500 kV 避雷器內部絕緣缺陷帶電檢測方法。

1 內部絕緣缺陷數據訓練及檢測

1.1 基于SSD算法的數據訓練

為保證SSD 算法在檢測避雷器內部絕緣缺陷中的有效性，在建立SSD 框架時，全卷積層主干網采用VGGnet 完成特征圖中目標分類和數據包的直接預測[4]。相較于FASTR-CNN 的候選區域，采用SSD 單點多盒檢測法，具有較高實時性，當輸入圖像分辨率較低時，也可有效檢測[5]。SSD 框架如圖1 所示。

由圖2 可知，針對避雷器內部絕緣缺陷圖像的識別，采用多層網絡擬合殘差映射的深度殘差模型對其進行處理[6]。采用堆疊擬合方式，將輸入向量輸入到權重層中，經過映射處理后，得到輸出向量。

設定H(X)表示目標方程的映射解，使用堆疊方法，映射出非線性層擬合的映射解F(X)，即：

由式（1）可知，最初最優解映射H(X)與F(X)+X相同，通過全卷積層主干網的反饋網絡層快速連接而求取映射解[7-8]。

反饋網絡層快速連接方程為：

式（2）中，X表示輸入向量，Y表示輸出向量，Wi為權重圖層參數。如果輸入和輸出尺寸一致，可利用線性投影Ws匹配維度[9]。

通過上述分析，完成避雷器內部絕緣缺陷圖像數據訓練后，對其實施檢測。

1.2 絕緣缺陷帶電檢測方法實現

造成避雷器失效的原因主要是由于避雷器外密封性變差，使避雷器內部受潮，導致閥片侵蝕嚴重，以及指標值超標引發設備故障[10]。因此，對避雷器內部缺陷進行分析與跟蹤檢測，及時發現故障并排除[11-12]。

通過上述確定的訓練樣本，計算損失函數，即：

式（3）中，N表示樣本數量；x表示指示參數；c表示置信度預測值；l表示位置預測值；g表示位置參數[13]。

通過損失函數，可確定避雷器內部絕緣缺陷位置，為進一步確定缺陷原因，用某500 kV 三相主變電避雷器運行狀態作為檢測對象，通過現場實時巡檢避雷器：首先，帶電檢測外觀，若外觀無任何異常，再進行內部檢測；當探測到避雷器內部存在異常時，若避雷器內傳感器傳感的溫度數據發生變化，表明該處存在異常，診斷為內部絕緣老化[14]。

在運行中，避雷器需要對泄漏的電流表數據進行校驗，通過相位比較、歷史對比等手段找出異常和缺陷。數據異常情況通常表現為指示值太大或偏小、儀表指針不停搖擺[15]。

1.2.1 指示值偏大

依據計量原則，分析泄漏電流表指示值偏大原因：

1）當避雷器內部受潮嚴重，會引起全電流及阻性電流增大。

2）由于避雷器閥片受侵蝕嚴重，導致劣化現象，此時避雷器內部阻性電流較大。

3）由于電流表沒有完全密封，空氣進入后，電流表受潮導致電流表失靈，此時電流無法正常工作。

4）在外護套與避雷器屏蔽環之間連接質量較差、不能充分接觸的情況下，造成屏蔽效果不好，會導致避雷器表面漏電，導致數值過大[16]。

5）如果避雷器中ABC 三相性能指標出現較大偏差，說明電流表故障。

1.2.2 指示值偏小

引起泄漏電流表指示值偏小的原因包括：

1）電流表無法完全密封，導致空氣進入電流表后，電流表受潮無法正常工作，此時電流表處于卡頓狀態，指示值偏小。

2）當底座絕緣效果較差，或出現避雷器電路接觸不良等問題，造成電流表指示值偏小[17-20]。由于這些故障情況較為常見，在實際運行過程中，不會影響其他設備正常運行，無需采取緊急措施。

2 實驗分析

以某市供電公司為例，分析其從2009 年開始至今，對500 kV 三相變電站避雷器進行長達10 年的帶電檢測，A 相泄漏電流為0.8 mA，B、C 相泄漏電流均為0.25 mA。根據歷史記載，在上一次暴雨發生時，三相泄漏電流均為0.25 mA。在該情況下，進行實驗分析。

2.1 避雷器帶電檢測結構

500 kV 變電站中包括10 組避雷器，避雷器結構主要由閥片、外套、固定組件組成，其結構如圖3所示。

帶電檢測中需關注避雷器溫差變化。此次帶電檢測是在雷雨季節中進行，每個月進行一次檢測，一旦發現異常值，檢測周期變為一周一次，將所獲取數據及時匯報，并存入計算機中等待查詢。

2.2 避雷器電阻片溫度變化檢測分析

采用318 kV 工頻運行電壓，同時采用溫度監測系統監測避雷器每個部分的3 個傳感器，溫度會隨加壓時間發生變化，上節、中節和下節避雷器電阻片損壞后，溫度變化檢測內容如下。

2.2.1 上節避雷器電阻片損壞

避雷器中3 個傳感器的電阻片溫度與加壓時間關系，如圖4 所示。

由圖4 可知，傳感器1 的最高溫度為46 ℃，傳感器2 的最高溫度為39 ℃，傳感器3 的最高溫度為54 ℃。由此可知，在上節避雷器電阻片嚴重損壞的情況下，通過紅外熱像儀可以清楚地觀察到工作電壓下的溫差，傳感器3 出現明顯發熱，且最高溫度為54 ℃。

2.2.2 中節避雷器電阻片損壞

在不同壓力下，溫度監測系統能同時監測3 個傳感器的溫度變化，如圖5 所示。

由圖5 可知，傳感器1 的最高溫度為47 ℃，傳感器2 的最高溫度為49 ℃，傳感器3 的最高溫度為43 ℃。由此可知，在中節避雷器電阻片損壞的情況下，傳感器2 會出現明顯發熱，且最高溫度為49 ℃。

2.2.3 下節避雷器電阻片損壞

避雷器中3 個傳感器的電阻片溫度與加壓時間關系，如圖6 所示。

由圖6可知，傳感器1的最高溫度為47 ℃，傳感器2的最高溫度約為48 ℃，傳感器3的最高溫度約為49 ℃。由此可知，在下節避雷器電阻片嚴重損壞的情況下，傳感器3會出現明顯發熱，且最高溫度約為49 ℃。

同組比較下，A 相漏泄電流增加較大，與漏泄電流在線監測裝置顯示的數據趨勢一致，可以排除表計問題，電測數據如表1 所示。

表1 帶電檢測數據統計表

由表1 可知，閥板溫度在上節避雷器出現老化問題后逐漸升高，盡管均壓環能顯著改善避雷器的電壓分布，但不能抑制避雷器的位置電壓。在上節避雷器嚴重老化的情況下，避雷器的電阻明顯減小，A 相漏泄電流的電壓分布較B、C 相更不均勻，溫升和溫差影響更顯著。

2.3 實驗結果與分析

采用置信度法、R 檢驗法和基于SSD 算法帶電檢測500 kV 避雷器內部絕緣缺陷，以避雷器溫差變化為例，對避雷器溫差變化進行對比分析，結果如圖7所示。

由圖7可知，使用置信度法在加壓時間為100 min時，溫差變化達到最大約為14.8 ℃；使用R 檢驗法在加壓時間為100 min 時，溫差變化達到最大約為17.2 ℃；使用基于SSD 算法在加壓時間為100 min時，溫差變化達到最大約為14.2 ℃，與實際溫差變化一致，說明使用該方法帶電檢測精準度較高。

3 結束語

利用帶電實驗分析500 kV 上、中、下避雷器，并結合工作電壓，利用溫度傳感器和紅外熱像儀對閥板進行模擬計算，得出閥板的溫度分布和表面溫差，確定避雷器內部缺陷故障，實現500 kV 避雷器內部絕緣缺陷帶電檢測。