红外监测充油式电气设备油位的研究

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摘 要：油浸式电气设备内部油位异常，在正常专业巡视及试验中难以发现，由此而引发的电气设备故障所占比例呈逐年增加的趋势。文章阐述了红外监测充油电气设备油位的理论，并成功运用到了具体工程实践中，发现了充油电气设备缺油的隐患，为建设坚强电网奠定了基础。

关键词：油浸式 ；红外监测；油位

1 概述

随着电力系统的容量增加，电气设备的数量也逐渐增多，由于油在电气设备中起到很好的绝缘和散热作用，这样充油式电气设备所占比例呈现增大趋势，例如油侵式变压器、电容式互感器，少油式多油式电流互感器、电抗器、电容器等等[1]。这些设备都是电力系统的主设备，加之多年前陈旧的充油式电气设备缺陷隐患不少，给电力系统安全稳定运行带来挑战。近些年来电气设备状态检修积极推进，带电监测技术也得到长足发展并广泛运用。红外监测技术作为带电监测技术的一种常用方法，有其自身的优点，并在工程实践中对充油式电气设备油位异常隐患有显著的作用。因此，红外监测充油式电气设备油位的研究对电力系统稳定安全可靠运行是十分必要的。

2 红外监测充油式电气设备的理论依据

红外测温仪器操作简单，携带方便，测温精确度较高，测量结果的重复性好，不受测量环境中高压电磁场的干扰，图像清晰，有图像分析功能，具有较高的温度分辨率，空间分辨率满足实测距离的要求，具有较高的测量精确度和合适的测温范围，具有图像锁定、记录和输出功能。可用红外监测仪器测得被测电气设备表面温度和环境温度参照表面温度的温升，也可以测得不同被测电气设备或同一被测电气设备不同部位之间的温度差，两个对应测点之间的温度与其中较热点的温升之比的百分数就是相对温差，这个相对温差？啄t可用下式求得[2]：

电气设备外部缺陷致热部位，能用红外监测仪器直接检测出缺陷，充油式电气设备的油位异常时内部缺陷，致热部位被封闭，不能用红外监测仪器直接检测，只能通过设备表面温度场进行比较、分析和计算才能确定。一般采用同类比较法， 在同一电气回路中，当三相电流对称和三相（或两相）设备相同时，比较三相（或两相）电流致热型设备对应部位的温升值，可判断设备是否正常。若三相设备同时出现异常，可与同回路的同类设备比较。当三相负荷电流不对称时，应考虑负荷电流的影响。对于型号规格相同的电压致热型设备，可根据其对应点温升值的差异来判断设备是否正常。电压致热型设备的缺陷宜用允许温升或同类允许温差的判断依据确定。一般情况下，当同类温差超过允许温升值的30%时，应定为重大缺陷，当三相电压不对称时应考虑工作电压的影响[3]。

3 红外监测充油式电气设备在工程实践中的运用

3.1 110kV乌鸡塘变电站电流互感器A相渗漏油

在专业巡视中发现110kV乌鸡塘变电站520电流互感器A相有渗漏油现象，现场观察油位窗油位显示不明显，无法判断具体油位。为了进一步明确实际油位，确定设备状态，对520电流互感器进行红外成像检测。检测人员观察红外热图，发现三相热图基本一致，但通过比较图中3个区域，发觉有细微的差别，区域1内最高温30.2℃；区2内最高温30.6℃；区域3内最高温28.0℃；此时红外成像图如图1：

通过对三相电流互感器进行对比，可以发现A相电流互感器区域3内最高温为28.0℃，其它两相相同部位最高温约为30.4℃，相差约2.4℃。由于电流互感器顶部缺油，导致电流互感器一次绕组产生的热量无法通过绝缘油传递到外表面，使得A相电流互感器顶部温度低于其它两相温度，所以A相油位已明显低于其它两相。A相温度明显低于B、C相，B、C两相温度基本一致。

综合以上分析得出结论，520电流互感器A相实际油位应位于电流互感器一次绕组改串并联接线板位置，缺油较为严重，应尽快处理。立即组织人员对该电流互感器进行了停电处理，及时补充了绝缘油，补油时发现实际油位与红外检测判断相符，漏油原因系互感器取油阀密封垫圈老化所致。

3.2 110kV廖家湾1号主变A相缺油

在对110kV廖家湾1号主变进行精确测温过程中发现套管A相油位与其余两相油位不一致的情况，经检查诊断发现A相存在缺油（图2），补油后红外热像三相一致（图3）。

变压器油枕和高压套管，其受外部环境干扰的因素也较多， 检测时要注意尽量避免测量阳光直设，特别是避免正午进行拍摄，因为这时油枕外壳容易被阳光全面加热，而油位线较为模糊。若在自动模式下油位线不清晰，可先使用自动模式测量油枕的温度范围；然后手动设置水平及跨度，将温度范围设置在最小，并包含有先前测量的温度范围。除了大气温度、阳光照射、温宽设置等要素，在检测变压器套管油温异常时，拍摄角度的选择也需注意[4]。

3.3 110kV东湖1号主假油位

对110kV东湖1号主变进行精确测温过程中发现油管油位与实际油位不一致的情况。查看此台变压器检修记录发现不久前曾经进行过大修，最后检查诊断确认为油枕内部存在气体，导致油位计虚高（图4），排气处理后油位计恢复正常（图5）。

此种油枕结构为胶囊式，在大修中应严格检查胶囊是否破损，导气管是否有堵塞现象，加油过程中必须严格按照真空注油的工艺要求进行，并且在注油后静止24小时，在各个排气口多次反复排气，直至确定变压器油中气体全部排尽，方可投运[5]。

3.4 220kV真武变电站Ⅱ母B相电压互感器电压升高

监控人员发现220kV真武变电站110kVⅡ母B相电压互感器电压升高，线电压达125kV。现场测量电压互感器二次电压，A、C相61.0V，B相65.3V；红外测温B相电压互感器电容单元上部温度异常，温度达13.3℃，与正常相温差达4K，由此要求此台电压互感器应退出运行（图6）。电压互感器外观检查无渗漏油、破损等异常，B相电压互感器电磁单元油位观察窗显示油位已满。

电压互感器退运后，对电压互感器进行了介损及变比试验，试验结果如下表1及表2所示。从试验数据看，上节电容单元C1增大10%，内部电容芯可能存在击穿现象。

吊起电容单元后，发现电磁单元箱体内油位与法兰面平齐，密封圈完好 ，中压套管上明显渗油现象，渗油部位为瓷套与金属法兰结合处。

取下电容单元上盖板，将金属膨胀器取出，发现电容单元油位低，缺油一半左右。吊开外瓷套，检查电容芯，发现顶部几个电容元件的颜色与下部元件明显不同，内部浸滞绝缘油。用万用表检查发现上面5个电容元件极间导通。电压互感器电容单元共有56个电容元件，击穿5个后有效元件为51个，电容量增加9.8%，与电容量实测结果+10.5%相符。检查渗漏缺陷的中压套管，轻敲套管及发生脆断，检查套管瓷断面，分为颜色明显不同的多个区域，在渗油部位附近及中部区域颜色略深，且浸有绝缘油，其他区域为白色无绝缘油的新断面，两类区域间可见明显缝隙及交界面。

综合上述，故障原因为电容单元中压套管存在裂纹，电容单元内部绝缘油渗漏到电磁单元箱体中，造成电容单元缺油，导致部分电容元件击穿，电容量增加，变比减小，二次电压异常。运行中的电压互感器，通过对红外图谱的仔细分析、电磁单元箱体油位，能够准确判断电压互感器的内部故障。红外测温技术、二次电压测量及停电试验相结合，进行相互验证，能够大大提高设备分析诊断的准确性。对电压致热型设备一定要加强精确测温工作，建立好图谱数据库，一旦发现异常[6]，应认真比较分析，尽早发现缺陷并及时处理，避免发生设备事故。

4 结束语

充油式电气设备在电网中用量庞大、种类繁多的电器元件，对电力系统的安全稳定运行至关重要，对其油位异常缺陷分析及监测是预防事故的前提[7]。文章阐述了红外监测充油式电气设备的理论，并在实践工作中，运用红外测温成像仪的红外成像技术，将不同热效应现象的充油式电气设备红外热像进行分析比较，较准确地判断出充油式电气设备的油位异常缺陷情况，有效地避免事故发生，为监测充油式电气设备油位异常缺陷提供了理论和实践依据。

参考文献

[1]胡世征.劣化绝缘子的发热及热象特征[J].电网技术，1997，21（10）：44-46.

[2]王祖林，黄涛，刘燕，等.合成绝缘子故障的红外热象在线检测[J].电网技术，2003，27（2）：17-20.

[3]严璋电.绝缘在线监测检测技术[M].北京：水力电力出版社，1995.

[4]王楠，律方成，陈志业.电容型设备在线检测与诊断技术综述[J].电网技术，1999，23（8）：65-68.

[5]保定天威保变电气股份有限公司.变压器试验技术[M].北京：机械工业出版社，2000（3）：624.

[6]温念珠，等.电力用油及监督[J].沈阳：东北电力试验研究院，1992.

[7]S.D.Mgcrs.J.J.Kelly，R.H.Parrish.变压器维护

指南[J].文阎成，等译.武汉：湖北电力试验研究院，1996.

作者简介：唐攀龙（1976-），男，硕士，工程师，高级技师，研究方向为电力系统过电压与绝缘技术；从事电气试验、检修及带电检测工作。