红外诊断技术在电气设备状态维修中应用(5)

7.故障分析及诊断

7.1主变高压套管过热故障

南岭变电站2#号主变于某年6月15日，使用红外测温仪检测到B相110kV套管将军帽顶部温度为35℃。6月20日跟踪检测时，发现该点温度猛增到130℃，其时环境温度为17℃，其温度、温升均超过GB763—90《交流高压电器在长期工作时的发热》的规定，经分析认为，该接头接触不良，接触电阻增大，造成该部位严重发热。某年6月20日紧急停运后，对B相套管接头进行解体检查，发现将军帽接头的螺纹连接处、接头和引线的焊接部位及导电杆严重过热变色。经处理后投运6小时后，用红外测温仪检测该套管接头温度正常。

7.2开关过热故障

银山变电站6KV开关(编号301)，某年2月1日使用红外测温仪对301开关进行红外测温时，发现B相触头壳体部位温度为45.86℃，根据开关结构判断该开关内部接触不良，监视运行。

某年2月7日，再次对301开关进行红外测温时，发现B相触头壳体部位温度上升为70.89℃，判断该开关存在严重过热故障，初步判定开关动静触头接触不良。某年2月8日，停运检修测量301开关触头接触电阻为8.09mΩ，而正常时应小于90μΩ，解体后，发现静触头座接触面被烧蚀，其他部位未发现过热痕迹。经过处理后，接触电阻降为53 μΩ。2001年2月8日投入运行，B相触头壳体部位温度正常。

7.3 6kV电缆的过热故障

某年5月，在使用红外测温仪对电气设备进行红外测温时，发现银山变电站3#主变35KV出线电缆头严重过热，温度高达121℃，该主变紧急停运后，检查35KV电缆终端头，发现电缆头因密封不良受潮有放电痕迹，故对电缆头重新制作，投运后温度正常，由此避免了引发35kVⅠ段母线停运事故。

7.4耦合电容器

某年6月11日，使用红外热测温仪对我部110kV银山变电站的高压电气设备进行红外测温，发现3810开关耦合电容器发热，3#号主变压器110 kV侧断路器B相上部发热。表1测试温度情况表

设备	最高温度/℃	环境温度/℃	温差/℃
3810耦合电容器	85.9	33.0	52.9
3811断路器	118.2	33.0	85.2

根据《电力设备红外诊断技术应用导则》(送审稿)的规定：电容器本体的最高温度不得超过70 ℃，绝缘材料及铜在油中的温升不得超过50 ℃，断路器接点在油中的温升不得超过50 ℃，显然3810号耦合电容器以及3811号断路器内部的发热情况已经超过规定的允许值。为对耦合电容器进行发热核实和处理，某年6月12日，我们将3810开关停运，对电容器停电进行检查，对电容器的绝缘电阻、介质损耗、油击穿电压分别进行了试验，测试结果见表2。

表2发热的3810号耦合电容器测试数据表

	极间绝缘电阻/MΩ	介质损耗/%	油击穿电压/kV
测试值	1500.00	1.54	39.00
规程要求值	≥5000.00	≤0.50	≥60.00

从表2我们可以看到，耦合电容器绝缘电阻、介质损耗、油击穿电压均超过规程要求，说明耦合电容器的绝缘性能严重下降，我们立即更换了电容器。为更进一步了解其绝缘下降的原因，我们对退出运行的电容器进行了解剖。解剖发现电容器的高压极引出线(扁铜带，镀银)有裂痕，接近断裂，裂痕位于第2至第3片瓷裙之间，与发现的热点位置完全一致。裂痕附近的银镀层基本上被电弧完全烧灼掉，露铜，裂痕附近还可见数个直径为0.1～0.2 cm的小孔。至此，我们可对耦合电容器的内部故障作如下的解释：
    7.4.1电容器的装配工艺较差，高压极引出线在装配过程中打折，形成尖端，同时也很有可能在打折处出现损伤。
    7.4.2尖端处电场强度局部增强，特别是在电网过电压作用下，局部场强超过电容器的介电强度，形成局部放电。
    7.4.3局部放电所产生的带电粒子撞击，引起局部温度升高，使油裂解，加速绝缘物的老化，导致电容器绝缘性能下降。
    7.4.4电容器高压极引出线打折处放电活动强烈，温度高，放电形成对引出线的烧灼，结果就出现了红外热电视检测到的过热点，以及解体发现的断痕的烧灼成的小孔。
    7.4.5一旦出现断痕，由于接触不良将进一步加速局部放电过程，将使其进一步恶化，表现在局部过热、绝缘下降、介损增加等等。但由于放电过程还维持在非自持放电阶段，没有造成严重后果，如果不能及时发现，时间一长，放电转入自持放电，局部放电转入绝缘击穿，设备爆炸，其后果将是不堪设想的。
    对于3811号断路器，我们根据测温情况，初步分析认为是断路器静触头发热，因为从发热图像中我们可以清楚地看到热点位置与静触头的位置非常接近。为了保证设备的健康状况，我们对断路器进行了解体大修，解体后发现断器油很黑，在触指间隙间积了很多碳，在引弧环上有明显的灼烧痕迹。由于预防性试验3811号断路器的接触电阻正常，所以故障可能是由静触头的弹簧片松动而引起的。