劉希峰，馮新巖，林 峰

（山東電力集團公司檢修公司，山東 濟南 250021）

0 引言

在電力系統(tǒng)運行中，許多設(shè)備存在著各種各樣的缺陷，它們或多或少都會通過不同的發(fā)熱量，或者改變熱分布場等特征表現(xiàn)出來。因此，紅外熱成像技術(shù)在電力系統(tǒng)得到了廣泛應(yīng)用，依靠其直觀、精度高、不停電對設(shè)備無影響、遠(yuǎn)距離非接觸測量、安全等優(yōu)勢，迅速發(fā)展成為電力系統(tǒng)最重要的一項檢測技術(shù)。

1 紅外診斷套管漏油的理論分析

變壓器油紙電容型套管漏油缺陷是嚴(yán)重影響變壓器安全運行的一項嚴(yán)重缺陷。套管缺油后，會使頂部部分電容屏露出油面。由于空氣擊穿電壓遠(yuǎn)低于絕緣油，露出油面的電容屏?xí)r間一長很容易擊穿。而未擊穿的電容屏由于場強增大，超過其設(shè)計值，也會逐漸擊穿，最終導(dǎo)致套管內(nèi)部整體擊穿，甚至引起爆炸造成事故。因此，對于電容型套管，一旦發(fā)現(xiàn)漏油，應(yīng)立即處理。

運行中變壓器套管較難發(fā)現(xiàn)的漏油現(xiàn)象是通過套管底部法蘭滲漏到變壓器本體中，這類缺陷通?？楷F(xiàn)場目測檢查油位計是否正常來發(fā)現(xiàn)。但因套管油位計安裝位置較高，觀測不清晰，且有時會出現(xiàn)假油位現(xiàn)象，單靠觀測油位計并不可靠。應(yīng)用紅外成像診斷漏油缺陷，準(zhǔn)確率可達(dá)100%。

當(dāng)套管漏油導(dǎo)致油位明顯降低時，因油與空氣分界面上下介質(zhì)的熱物性參數(shù)不同（變壓器油導(dǎo)熱系數(shù)為0.1186，空氣導(dǎo)熱系數(shù)為0.027，彼此相差4倍，且熱容量和吸熱性能也不相同），必然在油面處形成一個較大的溫度梯度，從而使得缺油或存在假油位的套管在實際油面處形成一個有明顯溫度突變的清晰熱像特征（圖1）。一般情況下，缺油部位在熱像上顯示低溫區(qū)。但當(dāng)漏油較嚴(yán)重，時間較長時，露出油面的電容屏產(chǎn)生放電，使得在漏油的低溫區(qū)可能出現(xiàn)一個因放電形成的局部發(fā)熱圖像［1］。因此通過紅外熱場分布及熱像特征，可準(zhǔn)確判斷套管是否存在缺油現(xiàn)象。

需要注意的是，500 kV及以上油紙電容型套管，外絕緣瓷套多數(shù)采用2～3節(jié)瓷套粘合做成。有些廠家生產(chǎn)的套管可能因上下節(jié)瓷套所用材質(zhì)不一樣，導(dǎo)致紅外觀測到的套管圖像中某個粘合部位也出現(xiàn)一個較明顯的溫度分界點，造成套管缺油的紅外熱像假象（圖2）。因此，在判斷缺油時，還應(yīng)觀察套管頂部儲油柜的溫度，缺油的套管儲油柜溫度要比正常套管溫度低。

圖1 B相高壓套管熱相圖

圖2 下部瓷套材質(zhì)不同的套管熱相圖

2 變壓器套管漏油診斷分析

2.1 缺陷發(fā)現(xiàn)過程

2012年6月11日，工作人員在進行某變電設(shè)備紅外測溫時發(fā)現(xiàn)2號主變B相高壓套管圖譜異常，套管油位計顯示低油（圖3），外部未見滲漏痕跡。

圖3 B相高壓套管油位指示

6月16日晚，再次對該套管進行復(fù)測，測溫圖片如圖4。

雖然B相高壓套管油位計指示未到底部，但從測溫圖片上顯示，B相高壓套管上溫度分界線已接近外瓷套高度的一半，并不處于瓷套粘和部位（該瓷套由三節(jié)高度相等瓷套粘合而成），且其與其它正常套管相比，儲油柜溫度明顯偏低，綜合判斷該套管嚴(yán)重漏油。

圖4 B相高壓套管復(fù)測熱相

圖5 A相高壓套管熱相圖（正常參考）

為了保證安全，立即將該變壓器停電并進行了檢查及電氣試驗 ，試驗結(jié)果如表1。

表1 停電電氣試驗結(jié)果

單從電氣試驗結(jié)果來看，電容量變化率及主絕緣介損值均滿足規(guī)程要求。電容型套管在一般缺油情況下，電容量會有較小的減小，但是漏油嚴(yán)重也會導(dǎo)致部分電容放電擊穿，又使得電容量增大，同時測試時由于放電等原因也會造成介損增長。此次測試電容量與前次相比有1.5%左右的增長，介損也增大了17%左右。因此電容量及介損測試雖符合規(guī)程要求，但不能排除套管存在漏油缺陷的可能。為了進一步驗證測溫結(jié)果的準(zhǔn)確性，在套管頂部注油孔處對油位進行了實際檢查，發(fā)現(xiàn)實際油位已經(jīng)降到套管外瓷套高度的一半左右，與紅外測溫結(jié)果一致，證實了測溫結(jié)果的準(zhǔn)確可靠。

由于該套管法蘭處無取樣口，頂部油位下降太多，未能取套管油樣進行色譜分析。

6月20日，對該套管進行了更換。拆下的舊套管發(fā)現(xiàn)底部鋁合金壓環(huán)處有五處裂紋環(huán)繞分布（圖6）。由于套管油位高于變壓器油枕油位，套管內(nèi)部油正是通過這五處裂紋滲漏到變壓器內(nèi)部。

圖6 舊套管底部壓環(huán)損壞情況

2.2 缺陷分析及預(yù)防措施

該套管為拉桿式結(jié)構(gòu)，由穿在套管導(dǎo)電桿中間的一根拉桿將連接在引線上的活動螺帽與套管底部銅螺母緊密壓在一起構(gòu)成套管與引線的連接。與常規(guī)螺栓連接引線的結(jié)構(gòu)相比，該結(jié)構(gòu)安裝、更換非常方便，僅需放掉很小一部分油。但該套管底部使用的鋁合金壓環(huán)為一大隱患，同型號套管壓環(huán)損壞現(xiàn)象在之前已經(jīng)出現(xiàn)過兩次，經(jīng)過廠家調(diào)查分析，發(fā)現(xiàn)鋁合金壓環(huán)鉛含量相當(dāng)高（200～300 ppm），這些高含量的鉛導(dǎo)致鋁合金出現(xiàn)固體金屬脆化現(xiàn)象，產(chǎn)生的裂紋是在靜態(tài)載荷的作用下慢慢發(fā)生的。上述漏油套管下部壓環(huán)上均勻分部的5個裂紋也驗證了套管底部并非受力不均造成損壞。目前，該套管廠家生產(chǎn)的高壓套管已經(jīng)采用了新方案，去掉了鋁合金壓環(huán)（圖 7）。

圖7 新套管底部結(jié)構(gòu)

一般情況下套管底部出現(xiàn)滲漏現(xiàn)象后，由于套管為全密封結(jié)構(gòu)，依靠套管頂部較好的密封，套管中油位下降會很緩慢；但隨著年限的增加以及密封圈的老化，頂部密封逐漸變壞，從而導(dǎo)致油位的快速下降。

該套管漏油現(xiàn)象嚴(yán)重，已經(jīng)嚴(yán)重威脅到變壓器的安全運行。由于本次測溫準(zhǔn)確、及時，處理果斷，避免了事故的發(fā)生，保證了電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。同時，公司已采取措施，對采用此結(jié)構(gòu)的變壓器套管進行排查，加強對套管油位情況檢測，以便再次出現(xiàn)此問題時及時處理。

3 結(jié)語

不能簡單的單純通過油位計及外部有無滲漏現(xiàn)象來判斷設(shè)備是否缺油。在此案例中，套管漏油嚴(yán)重的情況下，油位計也僅僅剛進入紅色區(qū)域，易造成假象。應(yīng)該充分利用紅外測溫，檢測油位實際情況。

作為紅外測溫診斷技術(shù)人員在發(fā)現(xiàn)小溫差的設(shè)備發(fā)熱的情況時，要認(rèn)真分析，判斷其內(nèi)部故障的可能性。對設(shè)備的發(fā)熱情況要結(jié)合測溫時的實際環(huán)境和設(shè)備的實際運行方式進行綜合分析。

常規(guī)電氣試驗對油紙電容型套管缺油的缺陷靈敏度反應(yīng)不高。有研究證明，在油紙電容型設(shè)備中，即使油全部漏光，電容量減小也不超過10%。且由于露出油面的電容較容易擊穿，電容量減小現(xiàn)象更不明顯，甚至可能會出現(xiàn)增大現(xiàn)象。此案例也驗證了這一點。此問題可通過進行額定電壓下介損試驗觀察電容量變化趨勢來解決，但利用紅外測溫技術(shù)，則可以更好的彌補這一點。

［1］陳衡，侯善敬．電力設(shè)備故障紅外診斷［M］．北京：中國電力出版社，1999．

［2］DL／T664－2008 帶電設(shè)備紅外診斷應(yīng)用規(guī)范［S］.

［3］DL／T393－2010輸變電設(shè)備狀態(tài)檢修試驗規(guī)程［S］.