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摘要：红外诊断技术作为一项行之有效的带电测试项目，为电力设备早期故障隐患的诊断，尤其是电力设备过热类型缺陷的监测提供了快捷高效的手段。本文就一项由红外诊断发现的SF6电流互感器故障进行分析，并通过各项常规试验与解体检查查找故障点。由此进一步证实了红外监测诊断技术对发现SF6电流互感器设备缺陷的有效性。
关键词：SF6电力互感器；红外诊断；相对温度；缺陷；故障分析；微水测量
0 引 言
红外热像技术是利用红外探测器将不可见的红外辐射转换成可见图像的一种技术。红外热像检测技术是利用红外图像对设备表面温度场进行测定，进而评估其状态的一种技术。运用于电力行业的红外检测具有远距离、不停电、不接触、不解体等特点，从而在各种电气设备故障诊断中得到了广泛的应用。在输变电设备运行状态下利用红外热像仪定期对输变电设备进行扫描普查，可有效发现各种设备异常发热，通过分析对比对电力设备存在的多数缺陷进行可靠的监测诊断，使事故隐患可更早地被发现，有效地防止和减少电气事故的发生。本文详细分析了2016年利用红外检测技术手段发现的一起SF6电力互感器发热异常故障及其成因。
1 SF6电流互感器的基本结构
油浸式电流互感器的绝缘介质为绝缘油，SF6气体电流互感器的绝缘介质为SF6气体。相对于绝缘油而言，SF6气体绝缘强度高，在正常情况下干净无害。SF6气体具有优良的电绝缘性和灭弧特性，常压下其绝缘能力为空气的2.5倍以上，其灭弧能力相当于相同条件下空气的100倍，因此，在电力工程中得到了广泛的应用。
SF6气体绝缘电流互感器外形及结构见图1。本产品采用倒置式结构。它由壳体、瓷套、支持绝缘子、一二次绕组组合体、底座等组成。壳体上装有一二次绕组组合体（由放置在屏蔽电极内的二次线圈及一次绕组组成）、起减压防爆作用的爆破片，以及固定二次绕组及隔离高压的绝缘子，在其外部通过导流排还可将分段式的一次绕组通过串、并联换接，得到两种不同的变比。均压屏蔽电极安装于套管内部以解决套管根部电场集中现象。产品下部的底座上有二次绕组接线端子，SF6气体阀门、SF6气体密度控制器，还有用来吸附SF6气体水份及其分解物的F-03型分子筛等。
图1.SF6气体绝缘电流互感器结构图
2 电流互感器常见故障状态下的红外热像特征与判别诊断
电流互感器常见故障有内部连接不良、受潮或绝缘故障、局部放电、铁芯故障等。正常状态下的电流互感器发热量由两部分构成：一部分是与电流作用有关并随负荷变化的铜损和铁损引起的发热；另一部分是与电压作用有关的绝缘介质损耗发热。电流互感器的散热全靠自然冷却。
2.1 电流互感器内部连接不良的红外诊断
内部连接不良故障包括一次绕组端部接头、串并联接头、大螺杆接头等连接不良引起故障。故障类型为绕组端压板连接不良时，外部温度分布特征是以顶法兰和串并联出线接头为中心的热场分布，最高温度在顶法兰的油面处；故障类型为大螺杆连接不良时，外部温度分布特征是以串并联出线头附近为中心的热场分布，最高温度在出线头和上层油面处。为进一步区分到底是内部连接故障还是绝缘故障，可以通过变动负荷法检测表面温升是否随之降低，如果表面温升降低，则证明是内部连接故障。该类型故障缺陷等级运用相对温差法进行判定。通过相对温差计算公式：
δ=（τ1－τ2）/τ1=（T1－T2）/（T1－T0）；
式中：τ1和T1为发热点的温升和温度；τ2和T2为正常相对应点的温升和温度；T0为环境参照体的温度。计算得出相对温差值，再与相关标准进行比较确定缺陷等级。
2.2 电流互感器内部损耗异常的红外诊断
电流互感器绝缘故障、铁芯故障都属于电流互感器内部损耗异常故障。电流互感器绝缘故障包括整体受潮、绝缘老化、电容屏部分击穿及其他放电故障等，电流互感器铁芯故障主要指铁芯局部短路或二次回路阻抗过大引起的铁芯过热。对于10kV及以下电压等级的电流互感器的热像特征是以电流互感器本体为中心的整体发热热像；35kV及以上电压等级的电流互感器基本都是油浸绝缘，其热像特征是以顶部油面为中心的整体发热热像。
内部绝缘故障判定标准：当检测到电流互感器有上述热像特征时，若把负荷减少到零后热像仍无变化，则可判定为绝缘故障。
铁芯故障判定标准：当检测到电流互感器有上述热像特征时，可初步判断为铁芯故障。为进一步区分，除应该用变动负荷法外，还可以结合电气试验或色谱分析等方法进行综合诊断。
以上故障类型根据温度（或温升）来判别设备缺陷等级。
2.3 电流互感器外部连接件接触不良的红外诊断
外部连接件接触不良的热像特征是以不良连接处为中心的热像图。其缺陷等级判定运用相对温差法。
2.4 电流互感器外壳发热
某些设计制造不合理的干式电流互感器用导磁材料做外壳，而且没有采取限制磁通的措施，会因涡流损耗大而发热。
2.5 电流互感器缺油故障
电流互感器缺油故障的热像特征是在油位面附近有明显温度分界线的热像。当油面降至储油柜以下时互感器的散热条件变坏，可引起整体温度升高。判别标准则以油位面低于油位警戒线者视为不合格。
3 SF6电流互感器特殊故障红外诊断分析
3.1 SF6电流互感器故障发现
2016年10月27日，某局高试班工作人员在对某座110kV变电站内运行设备进行红外在线监测时，发现一台SF6电流互感器（型号：SAS123 投产日期：1997-05-16）上部金属罐体整体发热，最高温度达33.3℃。相同线路正常相设备对应位置温度为28.8℃，相相间温差达4.5℃。旁路SF6电流互感器未投，设其为环境参照体，拍摄得到的温度28.5℃，则可以求得C相的温升为4.8℃。根据T664标准规定：110kV电流互感器允许表面最大温升4℃，允许相间温差1.2℃，故该SF6电流互感器已严重超标。红外图谱如下：
图2.SF6电流互感器红外缺陷热像图
3.2 SF6电流互感器故障分析
在发现此例SF6电流互感器缺陷后，技术人员根据红外热像图对其故障进行了初步分析，基本排除了电流互感器外部连接件接触不良的可能。为了进一步分析缺陷成因，通过协调调度，进行了停电常规试验，对该电流互感器进行了直流电阻、绝缘电阻、SF6气体微水等试验。试验数据：一次直流电阻为75uΩ。一次绝缘良好。气样分析
微水：1992 uL/L H2S：3.6 uL/L。气体测试情况如下：
表1.SF6电流互感器气体试验数据
综合停电常规试验结果，经研究分析判断，初步确定该电流互感器缺陷存在于内部。
图3.缺陷位置及模拟试验图
为了进一步对该电流互感器的缺陷进行分析判定，由其生产厂家会同设备管理部门进行解体检查。当拆开电流互感器气室端盖后发现，电流互感器内部光洁，未见电弧烧灼、材料受热老化等现象，一次部分运行工况良好。进一步拆解二次线圈的屏蔽筒后发现，其第二个保护绕组引线有发热变黑的现象，其上包裹的绝缘纸已经明显老化变脆，绕组周围的发泡填充物有熔化变色的痕迹。拆开引线的护套后发现，引线的压接头发热最为严重，其周围的漆包线漆层已发脆，焊锡处有粉末状物体。拆解其余绕组，未见发热痕迹。对故障线圈施加5A工频电流，通过红外热像仪观察，可以观察到压接头温度迅速上升，故判断压接头处为故障点。
3.3 缺陷分析
由于该互感器的二次绕组是密封在铝制屏蔽筒内的，与一次侧隔离，故一般的外观检查无法发现缺陷。从故障点所处的位置判断，造成发热的主要原因是引线压接头接触不良的连接缺陷，且包裹于隔热的填充物中，长期运行时热量无法散发，当热量累积到一定程度后，加热了整个二次屏蔽筒以及气室内的SF6气体，气体受热热气上升、冷气下降，故而观察到的红外图像是上热下冷，出现明显的温差。填充物内吸附的水分在受热的情况下可能会蒸发，造成SF6微水超标，退出运行后温度下降，SF6所含的水分又被发泡填充物重新吸收，厂内测量微水数值就明显下降。同时由于过热，出现H2S气体表征，相对其他两相，H2S有3.6ul/L的含量。
4 总 结
从结构及解体结果看，该SF6电流互感器的一次、二次绝缘支撑件为2个圆柱形支柱，该支柱不出现缺陷，即使二次绕组完全损坏，也不会影响一次侧的绝缘状况。
电流互感器是继电保护系统的重要元件，如二次绕组损坏，有可能造成保护的拒动或误动，影响系统的运行安全。所以在红外检查中，需加强对此类现象的分析及跟踪。
实践证明红外诊断技术对发现设备缺陷十分有效，投入少，成效大。随着红外科技项目全面实施和深入推动，电力单位设备运维部门通过红外技术手段检测发现的缺陷也日益增多，红外检测技术愈加成熟有效。
参考文献：
[1]吴海涛，艾绍贵，樊益平，严南征著.SF6电流互感器的故障原因及预防性措施.《宁夏电力》2008年第2期。
[2]蒋汉儒著.SF6气体绝缘独立式电流互感器结构特点.《湖南电力》2002年第2期。
[3]唐绍予著.浅析高压SF6电流互感器的结构与工艺.《变压器》2001年3月第3期。
[4]傅坚著.电压致热设备故障红外诊断。
论文作者:杨益公
论文发表刊物:《电力设备》2017年第23期
论文发表时间:2017/12/6
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