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红外成像技术在百万千瓦机组电气设备应用分析俞震华（上海外高桥第二发电有限责任公司上海市）【摘要】文章概括了红外检测技术诊断方法和判断依据，阐述了上海外高桥第二发电厂应用红外成像技术直接检测百万千瓦机组中发电机、电动机、变压器、高压套管、避雷器、架空线路、电缆等的电气主要设备缺陷的经验，并对红外成像工作过程中发现的问题进行了探讨与总结。【红外成像】关键词1000 MW机组电气设备设备检测0引言随着单台百万千瓦等级的火力发电机组在全国各地相继投入运行，其具有的大机组、超高压、大电网的特性对电力设备的可靠性要求越来越高。为了保证电力设备运行的可靠稳定，必须充分依靠科技进步，提高技术监督的水平。虽然传统的绝缘预防性试验对防止电力设备事故的发生起着重要的作用，但它的致命弱点是需要停电试验，并且有些项目对设备具有一定的破坏性，降低了设备的使用寿命。红外检测技术通过其独特的检测手段非接触式检测及热成像技术来判断设备的运行状态，可以及时了解电力设备现状，有效查找故障原因，并能预测设备未来状态。该项技术在上海外高桥第二发电厂5年的应用中效果良好，为电气设备实现在线监测和状态检修提供了重要的技术保证。1电气设备的发热原因设备故障红外诊断的前提是用红外方法检测设备运行状态的变化及故障信息。许多电力设备故障往往都以设备相关部位的温度或热状态变化为征兆表现出来。根据发热原理，电气设备可分为电流致热型设备、电压致热型设备和综合致热型设备。1.1电流致热型设备如果电气设备的某些连接件、接头或触头因连接不良，造成接触电阻增大，则连接部位的热损耗功率P主要是由它传输的电流I和回路电阻R决定（P=I2R）。此类缺陷经常出现在断路器、隔离开关和串联电抗器等设备上。1.2 电压致热型设备在正常状态下，电气设备内部的电介质或载流导体与周围的绝缘介质在交流电压作用下，会引起能量损耗产生介质损耗发热。当绝缘介质的绝缘性能出现缺陷时，会引起介质损耗角正切值tan增大，导致介质损耗发热功率增加，从而引起设备运行温度增加。电压致热型设备的热损耗功率PU是由加在它上面的相电压UX 和阻性泄漏电流IR或绝缘电阻RJ决定的，即:PU=UXIR=UX2/RJ= UX2C tan （1）式中交变电压角频率，rad/s；C介质的等值电容，F；此类缺陷经常出现在电容器、避雷器和电压互感器等设备上。1.3 综合致热型设备此类故障产生的原因较复杂，如由于设备结构设计不合理或铁芯材质不良、铁芯片间绝缘受损等，出现局部或多点短路，可分别引起回路磁滞或磁饱和，或在铁芯片间短路处产生环流，增大铁损并导致局部过热；有些高压电气设备(如避雷器和绝缘子) 在正常运行状态下，都有一定的电压分布和泄漏电流，但是，当出现某些缺陷时，将改变其分布电压和泄漏电流的大小，并导致缺陷区域表面温度分布异常；有些由于特殊运行方式，如过负荷、电压变化过大、单相运行等原因引起局部发热。综合致热型缺陷经常出现在变压器、发电机及与其相关联的设备上。2 红外检测技术诊断方法和判断依据用红外热像仪检测时一般先对所有应测部位进行全面扫描，找出热态异常部位；然后对异常部位和重点检测设备进行准确测温，并拍摄热像图；应用分析软件进行详细分析，确定故障性质，提出处理意见；制作检测报告和异常热像图；对检测出的异常设备图谱，根据以下几种方法判断其故障性质：温度判断法、同类比较法、相对温差法、档案分析法、图像特征判断法、实时分析法等。3 红外检测技术在百万千瓦机组电气设备上的检测目前我国百万千瓦等级的发电机组的主接线基本采用发电机+三台单相主变+500 kV GIS架空线输出的结构，其大容量、超高压、高参数的特性决定了与其相配套的电气接线、辅机设备、输配电设备的可靠性要求都与传统的小机组设备有着质的飞跃。实践证明，设备在线监测与传统的计划停机检修相结合的方法是避免设备事故的有效手段。作为在线监测手段之一的红外检测技术由于其具有的远距离、不接触、准确、实时、快速的特点，在不停电、不取样、不解体的情况下能快速实时地检测和诊断设备运行状况，可在百万千瓦等级机组电气系统中如发电机、电动机、变压器、高压套管、避雷器、架空线路、电缆等电气设备状态监测上进行广泛应用。3.1 发电机内部故障的诊断在我国现阶段运行的百万千瓦机组发电机的励磁系统采用的是无刷励磁结构，不会产生有刷励磁系统中诸如由于转子滑环与碳刷接触不良而产生的高温。而对于发电机出线与封闭母线接头处，现多采用贴示温片或装设测温元件的测温方法，只能判断接头处的整体温度，而不能判断由于个别连接片接触不良而造成的局部发热缺陷。建议在发电机接头的观察孔装设如硒化锌（ZnSe）或氟化钡（BaF2）等既可透红外辐射又可透过可见光的光学材料作为窗口材料，使用红外成像仪采用温度判断法来诊断设备正常与否。对于全封闭的发电机本体可用红外成像仪对发电机端盖因漏磁所引起的涡流损耗发热、轴承发热、冷却系统局部堵塞等缺陷进行检测准确定位。在发电机的检修工作中，若发现定子直流电阻超标的情况，传统的做法是打开汽励两侧线圈并头套来确定定子绕组接头接触不良缺陷位置，此方法工作量大、工作时间长、劳动强度大。实践证明，可在发电机定子绕组中加入试验电流IS（0.30.5额定电流），待温升稳定后记录所有绕组接头的热谱图并对其进行分析分析，此方法可通过寻找温升异常的接头来定位接触电阻偏大的定子绕组接头。3.2 电动机内部故障的诊断电动机设备故障主要发生在接线桩头、轴承和联轴器、定子铁芯与绕组、换向器等部位。由于安装调整不到位、轴承受力不正常、润滑油量不足等原因都能引起轴承摩擦损耗增大，导致发热。因此用温度判别法和同类比较法相结合来检测电动机运行中的轴承温度，能取到很好的预防效果。红外成像仪虽然只能分析电动机表面温度，但随着电动机内部温度的升高，其外表面的温度也升高。因此可以通过同类比较法来分析与被测设备相似负载下相似部件的温差，若温差大于15 K以上，应予以重视；当被测电动机与环境温差大于40 K，同样应引起警惕。若在热像图中电动机外壳部分区域温度过高，可能是内部铁芯、绕组因绝缘层老化或损坏导致短路引起的；若出现电动机外壳整体温度过高，可能是空气流动不充分或者电动机散热器工作不正常引起的。换向器发热是直流电动机多发的故障现象，其往往是由表面脏污、磨损变形或局部短路等原因造成的。因此，用红外线成像仪检测换向器的温度变化，可大大提高直流电动机运行的可靠性。3.3变压器内部故障的诊断电力变压器作为电气系统的核心，是发电厂的主设备。在正常运行时，变压器的热像图应具备以下几个特征：(1)顶部是高温区，温度逐渐向下减弱；(2)套管升高座附近温度最高；(3)本体呈现一个明亮的红外热图像。无论负载轻重，变压器自身都存在一定的损耗，通过同类比较法和档案分析法对变压器各部件的热像检测对比，可有效发现变压器多种缺陷。3.3.1 铁芯局部发热缺陷的诊断变压器铁芯局部发热是由于铁芯迭片片间短路或铁芯多点接地造成的，这两种原因引起的铁芯局部发热都在变压器内部，因此只有对低厂变等干式变压器才能采用红外检测发现此类缺陷；对于主变等大容量油浸变压器，由于故障点产生的热功率无法有效传导到箱体表面，故在运行中无法通过红外成像技术发现此类缺陷。3.3.2 箱体局部过热的诊断导致变压器箱体局部过热可能有2种原因：一种是由漏磁在箱体产生的涡流损耗引起发热，这种发热特征是的温度较高，伴有钟罩螺栓过热发红等现象，红外成像温度在100300 ；另一种是由于发热区域附近的电气回路故障和绝缘介质劣化引起的，由于其发热时间长而且比较稳定，故障点的热量可以通过热传导和对流传导与周围的导体或绝缘材料发生热量传递，引起这些部位的温度升高。因此这种发热特征的发热点温度较低，通常比附近箱体表面高出几摄氏度。此类发热故障与变压器因涡流损耗引起的发热最大的不同就是其热像图不具有环流形状，并且绝缘不良引起的局部发热多同时伴有变压器油的气化，可以结合油色谱分析来具体判断故障性质。3.3.3 变压器油回路异常利用热成像仪扫描变压器散热器表面温度是否均匀可判断变压器油回路有无堵塞情况，其原理就是根据金属容器与绝缘油热比值不同的物理特性。同理可用扫描油枕表面温度的分界面的方法来判断油枕内的实际油位。3.4 高压套管内部故障的诊断高压套管内部故障主要包括接触不良、介损超标、绝缘油劣化和缺油、局部放电等。3.4.1 高压套管接触不良的诊断高压套管接触不良多发生在接线桩头处，通常在端部出现局部高温，其产生原因可能是内部并线压接不良或者是外部接线表面脏污和接线螺栓未紧固。针对此类型的故障，可用相对温差法以测得的三相温度为依据，计算相对温差，参考带电设备红外诊断技术应用规范1所规定的数值以确定其故障性质。3.4.2 高压套管介损超标的诊断高压套管介损超标通常是因为套管上部密封不良而进水引起电容式套管电容芯子的绝缘材料受潮、老化或油劣化。以500 kV套管为例，若超标介损值为2，套管的等值电容为500 pF，那么根据式（1）计算得出介损的发热功率为453.45 W。由此可见，介质损耗引起套管的发热功率都较小。根据实际运行的经验，其运行时的温升比正常套管高0.30.9 K。因此在用同类比较法判断此类故障时需要采用精度在0.1 以上的成像仪，并且检测不同的对象都必须保持同样的距离，以保证测试数据的可比性。3.4.3 高压套管内部缺油的诊断由于变压器油和空气的传热系数不同，两者的热容量和吸热性能也不相同，所以当高压套管内部缺油时，在油与空气的分界面处形成一个较大的温度梯度，从而使得缺油或存在假油位的套管在实际油位的油面处形成一个有明显温度突变的清晰热像特征。据此，很容易用红外检测的方法来诊断套管缺油故障。这种热像容易受主变本体热像干扰以及邻近高温背景的反射，因此在检测时需注意调整观察角度和背景。3.5架空线路故障的诊断引起架空输电线路发热故障主要有电流致热和电压致热两种原因。电流致热主要为压接管、耐张线夹、调整板、联板等处由于氧化腐蚀或接触不良等原因造成接触电阻大于导线电阻引起的发热；电压致热主要有瓷质绝缘子零值或劣质产生泄漏电流造成发热，复合绝缘子棒芯电蚀引发的发热。对于架空线路故障的诊断建议采用温度判断和同类比较相结合的方法确定其性质。应值得注意的是，电流致热主要由电流的大小决定温度的高低，一般受风速、湿度影响较小。电压致热主要由泄漏电流决定，发热点隐藏在封闭的物体内，一般受湿度、降雨雪、风速等影响较大，与电流大小基本没有关系。所以检测电流致热元件最好在大负荷或满负荷情况下进行，检测电压致热元件宜在湿度大的气候中进行。3.6 避雷器故障的诊断作为发电机、主变、500 kV线路的过电压保护设备，氧化锌避雷器在百万千瓦机组上得到了广泛使用。正常状态下，金属氧化物避雷器有一定阻性电流分量，因此热像特征表现为整体轻度发热。其中小型瓷套封装的结构，最热点一般在中部偏上，且基本均匀；较大型瓷套封装的结构，最热点通常靠近上部且不均匀程度较大。中性点非直接接地系统的避雷器，只在单相接地故障状态才有相当的发热。正常状态下金属氧化物避雷器在最高运行电压下可能出现的最高温升一般不超过表1给出的上限值。表1 氧化锌避雷器正常发热的温升上限值2电压等级/kV1060110220330550温升上限值/1.523.04.04.05.3注：（1）1060 kV等级的温升值是指在长时间单相接地故障状态下；（2）110220 kV阻性电流0.13 mA( 基波有效值)；（3）330550 kV按阻性电流0.140.15 mA计算。氧化锌避雷器故障主要包括受潮和氧化锌电阻片老化。氧化锌避雷器受潮主要是密封系统不良或瓷套裂伤等原因引起的，导致避雷器内部分压阻值发生变化。内部受潮后容易造成沿瓷套内壁或阀片侧面的沿面爬电，引起局部轻度发热，严重时会产生闪络击穿。当轻度受潮时，通常因氧化锌阀片电容较大而导致受潮元件本身阻性电流增加并发热，此时其热图像呈现为受潮部位局部过热；当受潮严重时，阻性电流可能接近或超过容性电流，在受潮元件温升增加的同时，非受潮元件的功率损耗和发热开始明显，甚至超过受潮元件的相应值，此时其热图像呈现为局部过热热像图中有暗淡区域，受潮部位恰恰在热像暗淡处。与氧化锌避雷器受潮发热常表现个别元件局部发热特征不同，氧化锌电阻片老化则通常具有整相或多个元件普遍发热的特征，其热图像与正常避雷器相比呈现为整体过热的热图。由于氧化锌避雷器内部受潮或老化导致除过热分布不均匀外，其电压分布也不均匀，对避雷器的运行极为不利。因此，诊断氧化锌避雷器的内部故障应采用同类比较法，若同一设备相间温升相差1倍以上或超过表1所列的上限值，应及时安排设备停役试验，测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗3，以确定其故障性质。3.7 电缆故障的诊断从电缆事故统计可知，电缆故障多发生在终端和中间接头处，其原因是由于接触过热或工艺不良导致电缆绝缘损坏后发生击穿。在红外成像图中，若电缆终端整体温度高于其他负荷基本相近的电缆终端，相对温差大于20时，可认为该电缆终端绝缘整体受潮缺陷；若电缆终端有局部温度过高的现象，可能是由于制作油浸电缆头浇灌或交联电缆热缩头包扎不良、压接头几何尺寸不对称等原因造成的电缆终端三叉口处过热缺陷，而产生以电缆终端三叉口处某点为中心的局部发热。电缆中间接头发热多是由于中间接头连接时接管压接不紧或接触面氧化腐蚀等造成局部过热缺陷，根据红外热像图能很容易分辨出发热部位，并根据带电设备红外诊断技术应用导则2中规定判断其故障性质。4 建议4.1 在带电设备红外诊断技术应用规范1中建议对运行中的变配电设备每年检测2次，输电线路及旋转电机每年检测1次。而在实际工作中发现此周期间隔太长，无法及时发现故障设备以及跟踪发展趋势，建议每季度检测1次，在夏季与冬季的负荷高峰期间每月检测1次，以便及时掌握设备的实际运行状态。4.2 建议对电厂投运初期将所有的一次设备红外热像图收集起来，建立基础图库，在以后的检测工作中产生的热像图不断充实进图库中，进行定期分析对比，以掌握设备老化状态的发展趋势。4.3 红外线由于其在固体中穿透能力极其微弱的局限性，因此对于中压的真空开关、500 kV GIS开关以及相配套固体绝缘的TV、TA等设备，由于是全封闭结构，内部热量分布无法用红外成像的方法来分辨，建议采用其他国标规定的方法来判定其状态良好与否。4.4 红外成像仪所检测的设备热辐射易受到温度、湿度、风速、阳刚照射等因素的干扰，故建议在每次工作中检测人员站立的位置应相同，检测的时间应相似，检测的气候环境应遵守带电设备红外诊断技术应用规范1中规定，并对检测值做出修正。4.5 红外热成像技术可准确判断设备接头发热等外部缺陷，但对于设备内部缺陷的诊断还存在一定的难度，建议在判断内部缺陷时依据红外导则的要求，灵活运用各种适合的分析诊断方法，同时结合具体设备的工况、内部结构进行综合分析诊断，参考电力设备预防性试验，通过应用不同的判断法避免对缺陷性质定性不准。特别对高压套管器、避雷器、耦合电容器等电压致热型设备，2 左右的微小温差决不能忽视，这样才能准确分析、诊断出设备的内部热缺陷。4.6 由于红外热像仪检测的都是物体的表面温度，而电气设备内部的温度因结构复杂不能准确测出，所以红外检测必须与其他的测量技术和科学方法结合起来，才能更好地发挥其作用。参考文献：1 DL/T 664-2008带电设备红外诊断技术应用规范S.2 陈衡，侯善敬.电气设备故障红外诊断M.北京：中国电力出版社，1999.3 DL/T 5961996 电力设备预防性试验规程S.