金清江，李凌云

（天臺縣龍溪水庫事務(wù)中心，浙江 天臺 317200）

1 問題的提出

LX水電站裝機2×8 MW，1臺110 kV三圈主變。1990年并網(wǎng)發(fā)電后，反復(fù)發(fā)生轉(zhuǎn)子一點接地故障、2號機6.3 kV母排發(fā)熱、主變6.3 kV開關(guān)側(cè)母排發(fā)熱等等故障現(xiàn)象。2003年，35 kV開關(guān)室因絕緣不良發(fā)生火災(zāi)，燒毀互感器柜、避雷器柜、主變35 kV開關(guān)柜和備用的天柱35 kV開關(guān)柜；2005年，因6.3 kV開關(guān)室內(nèi)主變6.3 kV側(cè)母排短路起火蔓延至主變，銷毀了6.3 kV開關(guān)室和110 kV主變。

經(jīng)事故調(diào)查認(rèn)定，35 kV開關(guān)室火災(zāi)、6.3 kV開關(guān)室和110 kV主變火災(zāi)的起因，都是絕緣劣化導(dǎo)致對地或相間短路。

電站每年都在進行電氣預(yù)防性試驗，都在按規(guī)程規(guī)定進行定期養(yǎng)護、定期維修、定期大小修、定期停電檢測，為什么會發(fā)生這么大的電力安全事故？為什么事故的原因都是絕緣不良？有沒有什么好的技術(shù)能事先發(fā)現(xiàn)絕緣不良而進行超前精準(zhǔn)檢修？因此，電力設(shè)備帶電進行絕緣檢測就被有識之士不斷探索實踐和開發(fā)利用。

2 絕緣帶電檢測

2.1 絕緣檢測的重要性

據(jù)統(tǒng)計，電力設(shè)備各類事故中，特別是低壓回路的電力設(shè)備事故，因絕緣不良造成接地的漏電火災(zāi)、觸電事故占比高達85%以上。除規(guī)程規(guī)定必須接地部位外，電力設(shè)備其它任何部位，都必須嚴(yán)格絕緣。如何按電氣安全技術(shù)規(guī)程規(guī)定，確保電氣設(shè)備在任何時候、任何狀態(tài)下都保持應(yīng)有的絕緣等級和良好的絕緣水平，就尤顯重要。

2.2 絕緣檢測的發(fā)展階段

(1)傳統(tǒng)檢測：利用設(shè)備定期停電檢修時間，在設(shè)備冷備用（停電檢修）狀態(tài)下開展檢測工作。

(2)帶電檢測：使用便攜式檢測設(shè)備，快速檢測和采集帶電運行設(shè)備的狀態(tài)量，進而分析、比較和判斷設(shè)備是否正常的技術(shù)。

(3)在線監(jiān)測:在電網(wǎng)正常運行過程中，利用計算機技術(shù)，在線全面監(jiān)測設(shè)備運行狀態(tài)，采集、分析、比較、甄別、診斷數(shù)據(jù)，給管理人員提供各個電氣設(shè)備實時運行狀態(tài)。

停電檢測和定期檢修無法滿足電網(wǎng)的長期連續(xù)運行，已經(jīng)不適應(yīng)社會對電網(wǎng)的需求；在線監(jiān)測因投資大，短時間內(nèi)不適用于已建成投產(chǎn)運行的中小型水電站。

2.3 帶電檢測的必要性

社會需要電網(wǎng)晝夜不停連續(xù)運行，而設(shè)備卻需要停電定期試驗檢測。定期檢測，通常采用小于10 kV的非破壞性試驗電壓，雖能發(fā)現(xiàn)一些潛在的故障隱患，但有的故障只有在運行中帶電檢測才能發(fā)現(xiàn)。帶電測試，能提前發(fā)現(xiàn)運行設(shè)備的內(nèi)部隱患，有效彌補停電例行檢測的不足，是設(shè)備停電檢測的補充和提高，是保障電網(wǎng)安全運行的必要技術(shù)。

2.4 帶電檢測的現(xiàn)狀

20世紀(jì)70年代末，帶電檢測開始在美國應(yīng)用于電力行業(yè)。據(jù)Cigre B統(tǒng)計，世界上大多數(shù)國家開展了帶電檢測工作，并發(fā)現(xiàn)了大量絕緣缺陷。

20世紀(jì)80年代以來，中國電力行業(yè)開始積極探索、研究、推廣和運用帶電檢測技術(shù)，呈現(xiàn)趕超態(tài)勢。目前，接地電流檢測、紅外熱像、超聲波、暫態(tài)地電壓檢測等非接觸式的帶電檢測方式比較成熟，普遍運用于低壓等級的電氣設(shè)備的故障檢測。局部放電、色譜分析、高頻檢測技術(shù)等，則廣泛應(yīng)用于變壓器、避雷器、互感器、SF6等高電壓等級的帶電設(shè)備。

3 帶電檢測原理和方法

3.1 帶電檢測原理

設(shè)備絕緣不良或接地，在電力回路中具有不同的表現(xiàn)，產(chǎn)生不同的特征，例如產(chǎn)生零序電流、零序電壓、泄漏電流、局部放電、氣體析出、異常振動或異常響聲等；對應(yīng)不同的特征，采取了不同的先進技術(shù)，檢測不同的特征現(xiàn)象，開發(fā)了多種成熟的檢測儀器。

絕緣劣化大致可分為吸潮劣化、氣隙開裂引起的劣化等類型，不同類型的絕緣劣化的等值電路如圖1所示。圖1中，a表示因氣隙開裂引起局部放電劣化，適宜采用局部放電檢測；b表示因受潮劣化而引起絕緣電阻變化，適宜采用直流高壓法測量直流泄漏電流；c表示電容和電感因吸潮、氣隙開裂兩種絕緣劣化同時存在且都有變化，適宜采用相對介質(zhì)介質(zhì)損耗因數(shù)法。

圖1 絕緣劣化的等值電路

3.2 帶電檢測方法

目前，帶電檢測方法有：高頻局部放電檢測、紅外熱像檢測、超聲波信號檢測、超高頻局部放電檢測、暫態(tài)地電壓檢測、接地電流測量、相對介質(zhì)介質(zhì)損耗因數(shù)、SF6氣體分解物檢測、SF6氣體泄漏成像法檢測、金屬護套接地系統(tǒng)等等。

3.3 低壓回路中絕緣的帶電測試

低壓回路大多數(shù)采用二次側(cè)一端接地的方式，帶電部分接地或絕緣電阻降低會使回路中流過泄漏電流。漏電斷路器、漏電報警器就是通過檢出泄漏電流自動跳閘，廣泛應(yīng)用于接地保護的低壓設(shè)備。用于帶電檢測低壓回路電氣設(shè)備泄漏電流的常用儀器是高靈敏度的鉗形零序電流互感器，即泄漏電流表。

泄漏電流表測出的電流就是事故時（對地短路或絕緣不良）的泄漏電流與電容電流的相量和，使漏電斷路器、漏電警報器動作的就是這個合成電流。它既可測出泄漏電流大小、又可測出變?yōu)闊崮艿男孤╇娏髦械挠泄Ψ至縄R以及還能測量出絕緣電阻R值的帶電檢測裝置，也可以用來測量合成零序電流。圖2是三相三線制泄漏電流測試矢量圖。

圖2 三相三線制泄漏電流測試矢量圖

用公式表示如下：

3.4 高壓回路中絕緣的帶電測試

高壓回路是不接地的，通過檢測不太明顯的局部游離放電現(xiàn)象，能早期發(fā)現(xiàn)絕緣老化。不同的一次設(shè)備，需不同的局部放電帶電檢測技術(shù)。

(1)局部放電檢測法的原理

高壓電力設(shè)備的絕緣有缺陷時，其等值電路如圖3所示，氣隙的電容Cg，要比同尺寸的絕緣層電容Cb小得多。因此，由于電壓分配與電容大小成反比，則高壓主要加在Cg上，在氣隙上形成反復(fù)放電（放電電壓為Ug，),這就是局部放電，即游離放電。

圖3 局部放電檢測

E—對地電位；Ca—電纜對地電容（與氣隙并聯(lián)的完好部分的電容)；Cb—串聯(lián)在氣隙上的電容；Cg—氣隙的電容；Ug—氣隙的起始電電壓

計算公式如下：

由此可知放電引起的電壓變化EQ為：

如能測出電壓變化EQ，就可測出放電電荷量Q。需要注意的是，在接好被測電路及試驗裝置后，每次測試前都必須對放電電荷量和EQ的標(biāo)量進行校正核準(zhǔn)。

(2)局部放電檢測判斷

判斷局部放電標(biāo)準(zhǔn)的測定參數(shù)有：起始放電電壓（V）、局部放電熄滅電壓（V）、放電電荷量（pC）、發(fā)生放電的次數(shù)頻度（Hz）、發(fā)生放電時的相位角等。

圖4 帶電檢測局部放電的各種方法

4 LX水電站帶電檢測的應(yīng)用

2005年主變火災(zāi)事故后，電站選購了部分便攜式帶電檢測設(shè)備，應(yīng)用到日常的巡回檢查。如運用紅外測溫、超聲波檢測、接地電流檢測、暫態(tài)地電壓檢測等非接觸式的帶電檢測儀器，對曾經(jīng)出現(xiàn)故障的設(shè)備或有隱患疑問的部位加強跟蹤檢測，注重電氣設(shè)備的絕緣水平檢測和絕緣劣化的監(jiān)視。

4.1 常用的帶電檢測技術(shù)

紅外熱像檢測：運用紅外熱像技術(shù)，通過檢測水輪發(fā)電機機端母排、中心點接地、出線電流互感器，變壓器的箱體、套管、引線接頭，套管、互感器、避雷器的本體、高壓引線連接處，高低壓開關(guān)柜本體和進、出線電氣連接處等具有致熱效應(yīng)的帶電設(shè)備有無異常溫升、溫差，進而進行診斷的技術(shù)；

接地電流檢測：利用鉗形電流表、電流互感器，來檢測和分析變壓器鐵心、高壓電纜等外護層接地回路的接地電流的運行狀況；

暫態(tài)地電壓：通過檢測接地金屬表面的瞬時地電壓，判斷和定位局部放電部位的檢測技術(shù)。

4.2 帶電檢測的注意事項

（1）接地電流檢測：通過檢測流經(jīng)接地線上電流的大小和波形，來測定局部發(fā)熱和放電等絕緣老化。在測試中電纜屏藏層接地、各設(shè)備的外殼接地。測試時應(yīng)注意：在拆開接地線而接入檢測電阻或線圈時，應(yīng)注意使上述接地部位保持始終接地狀態(tài)；如果電纜兩端接地以及設(shè)備外殼的地腳螺栓之類也起接地作用時，應(yīng)判斷它們對測試結(jié)果有無附加影響。

（2）用電壓、電流互感器進行檢測：用電壓或電流互感器中一次與二次繞組之間的電容來檢出出現(xiàn)在二次繞組上的放電脈沖。從現(xiàn)場實測的效果來看，用電流互感器對早期發(fā)現(xiàn)尚未形成嚴(yán)重?fù)p壞的情況比較有效。測試中應(yīng)注意：盡量利用靠近電流互感器本體的二次側(cè)端子；電流互感器的前面最好接一個過電流繼電器；重視電流互感器二次側(cè)的接地點安全。

（3）用耦合電容器等進行檢測，應(yīng)注意耦合電容器的額定電壓、容量及測試電阻值；因為是帶電作業(yè)，把電容器與高壓回路連接，應(yīng)充分注意人身和設(shè)備安全；應(yīng)充分保證檢測電阻接地線的連接，以防萬一斷線。

5 LX水電站帶電檢測診斷故障案例

縱觀十余年來的運行經(jīng)驗，LX水電站大多數(shù)的故障原因都是電氣連接不良。這符合權(quán)威部門的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，因連接不良造成的電力設(shè)備故障占比25%以上。

水電站大量的電氣接頭和連接件受電壓、電流的作用，由于連接不良、材料不合格、設(shè)計不合理、氧化、腐蝕、磨損、臟污等原因造成過熱現(xiàn)象，若不及時維護檢修，任其隱患存在和發(fā)展，發(fā)生故障甚至事故就無可避免。

LX水電站的6.3 kV開關(guān)室火災(zāi)是因為主變6.3 kV開關(guān)側(cè)母排連接處（額定電流916.4 A）母排連接不良引起的長期發(fā)熱和高溫（多年來，有經(jīng)驗和責(zé)任心的老運行人員在日常巡查中會重點關(guān)注其發(fā)熱情況，因其發(fā)熱高溫會產(chǎn)生向上熱氣流，肉眼可見），助長鋁排表面氧化，接觸電阻和介質(zhì)損耗變大，致其強度、穩(wěn)定性、導(dǎo)電性能降低，支撐母排的絕緣子絕緣性能下降，長期惡性循環(huán)而引發(fā)連接點熔焊、斷裂、甚至短路起火等事故。這就是存在十余年沒有徹底根治的主變6.3 kV側(cè)開關(guān)母排發(fā)熱從量變到質(zhì)變的過程。而主變火災(zāi)是因主變6.3 kV側(cè)開關(guān)的母排火災(zāi)引起的更大更嚴(yán)重的次生災(zāi)害事故。

因此，受篇幅的限制，本文重點介紹2006年以后，采用紅外熱像帶電檢測技術(shù)的應(yīng)用案例。

5.1 紅外診斷技術(shù)原理

掌握正常運行設(shè)備的發(fā)熱規(guī)律、熱場分布和溫升數(shù)據(jù)（即基礎(chǔ)熱像），進而比較和分析設(shè)備缺陷和故障時的熱場及溫升，能判斷設(shè)備有無故障。

外部熱故障：用紅外熱像儀，對電力設(shè)備外部的紅外線輻射和熱場分布進行檢測分析，可準(zhǔn)確判斷和定位各種裸露接頭、連接件是否存在熱故障。

內(nèi)部熱故障：用紅外熱像儀，與設(shè)備外殼相距不遠(yuǎn)的內(nèi)部熱場分布進行檢測分析，可判斷設(shè)備內(nèi)部是否存在故障。

5.2 紅外診斷設(shè)備故障方法

(1) 溫度判斷法:按GB 763—90《交流高壓電器在長時間的發(fā)熱》中的有關(guān)規(guī)定進行診斷，判定檢測到發(fā)熱的設(shè)備部位是否存在故障情況。

(2) 相對溫差法：指比較同一狀況下的兩個電流型設(shè)備對應(yīng)部位的溫差，用下面的數(shù)學(xué)表達式計算：

式中t1—溫度較高測點的溫升，K；t2—溫度較低測點的溫升，K。

一般情況下，當(dāng)△t大于35%時，就應(yīng)跟蹤監(jiān)測，提前安排檢修消缺。

(3)同類比較法：指比較近距離內(nèi)的同型設(shè)備的同一部位溫度，判斷是否存在異常。適用于電流型和電壓型設(shè)備的內(nèi)、外部故障檢測。

5.3 紅外熱像技術(shù)診斷設(shè)備故障案例

案例1：發(fā)電機碳刷和集電環(huán)缺陷診斷

“轉(zhuǎn)子一點接地”信號頻發(fā)，是電站檢修的老大難問題。雖只是一般性故障，但運行規(guī)程規(guī)定不允許其長時間運行。2006年，在機組滿負(fù)荷運行一定時間后，用紅外熱像儀掃描碳刷和集電環(huán)，依據(jù)GB 7064—86和GB 755—87判斷是否存在故障。溫升限值為80 K，最高溫度限值為120℃。當(dāng)所檢處溫升和溫度均未超過上述限值時，對于溫度分布不均的碳刷，應(yīng)剔除溫度明顯偏高的碳刷求平均值，超過平均值20 K的碳刷，應(yīng)及時進行更換。另外，在2006年初的機組改造時，在上導(dǎo)頂蓋開了4個換氣孔，減少油污附著在碳刷和集電環(huán)上；在正負(fù)集電環(huán)之間，加強了絕緣的改進。經(jīng)過這些改造，“轉(zhuǎn)子一點接地”的故障信號發(fā)生頻率從每月幾次，減少到了每年幾次，效果明顯。

案例2：電流互感器內(nèi)部缺陷過熱診斷

2019年,檢修人員在應(yīng)用紅外熱像儀檢查6.3 kV開關(guān)室2號機開關(guān)柜時,發(fā)現(xiàn)A相電流互感器高壓側(cè)引出線溫度為75℃，疑為發(fā)熱。經(jīng)停機檢修，2號機滿負(fù)荷運行1 h重新檢測，溫度依然有73℃，說明故障沒有消除。紅外熱像儀顯示，發(fā)現(xiàn)熱場最強點位于高壓引出線的底部，初定為內(nèi)部缺陷。生技科組織檢修人員和班值長召開現(xiàn)場解體檢查，發(fā)現(xiàn)其根部連接片局部放電，絕緣油已變色，作出更換決定。

6 結(jié)束語

LX水電站在最初的十五年運行過程中，電氣設(shè)備故障偶有發(fā)生，對于經(jīng)常出現(xiàn)的轉(zhuǎn)子一點接地故障、母排發(fā)熱、繼電器觸點拉弧燒傷粘連等現(xiàn)象熟視無睹，安全意識淡化。直到2003年的35 kV開關(guān)室火災(zāi)， 2005年的6.3 kV開關(guān)室和110 kV主變火災(zāi)的事故的發(fā)生，才敲響了安全警鐘。

2006年以來，引進和運用投資少、見效快的帶電檢測技術(shù)，多次提前發(fā)現(xiàn)隱藏在帶電設(shè)備中的潛在絕緣劣化或電氣接頭連接不良造成發(fā)熱現(xiàn)象的隱患，搶在故障（事故）發(fā)生前消缺，是預(yù)防突發(fā)性電力事件、降低事故損失和保障電網(wǎng)設(shè)備安全運行的重要手段。近十六年來，LX水電站再未發(fā)生一起電力安全事故，除重視安全生產(chǎn)外，也離不開帶電檢測技術(shù)的運用。