水电站机电设备带电检测技术的实践研究

金清江，李凌云

（天台县龙溪水库事务中心，浙江 天台 317200）

1 问题的提出

LX水电站装机2×8 MW，1台110 kV三圈主变。1990年并网发电后，反复发生转子一点接地故障、2号机6.3 kV母排发热、主变6.3 kV开关侧母排发热等等故障现象。2003年，35 kV开关室因绝缘不良发生火灾，烧毁互感器柜、避雷器柜、主变35 kV开关柜和备用的天柱35 kV开关柜；2005年，因6.3 kV开关室内主变6.3 kV侧母排短路起火蔓延至主变，销毁了6.3 kV开关室和110 kV主变。

经事故调查认定，35 kV开关室火灾、6.3 kV开关室和110 kV主变火灾的起因，都是绝缘劣化导致对地或相间短路。

电站每年都在进行电气预防性试验，都在按规程规定进行定期养护、定期维修、定期大小修、定期停电检测，为什么会发生这么大的电力安全事故？为什么事故的原因都是绝缘不良？有没有什么好的技术能事先发现绝缘不良而进行超前精准检修？因此，电力设备带电进行绝缘检测就被有识之士不断探索实践和开发利用。

2 绝缘带电检测

2.1 绝缘检测的重要性

据统计，电力设备各类事故中，特别是低压回路的电力设备事故，因绝缘不良造成接地的漏电火灾、触电事故占比高达85%以上。除规程规定必须接地部位外，电力设备其它任何部位，都必须严格绝缘。如何按电气安全技术规程规定，确保电气设备在任何时候、任何状态下都保持应有的绝缘等级和良好的绝缘水平，就尤显重要。

2.2 绝缘检测的发展阶段

(1)传统检测：利用设备定期停电检修时间，在设备冷备用（停电检修）状态下开展检测工作。

(2)带电检测：使用便携式检测设备，快速检测和采集带电运行设备的状态量，进而分析、比较和判断设备是否正常的技术。

(3)在线监测:在电网正常运行过程中，利用计算机技术，在线全面监测设备运行状态，采集、分析、比较、甄别、诊断数据，给管理人员提供各个电气设备实时运行状态。

停电检测和定期检修无法满足电网的长期连续运行，已经不适应社会对电网的需求；在线监测因投资大，短时间内不适用于已建成投产运行的中小型水电站。

2.3 带电检测的必要性

社会需要电网昼夜不停连续运行，而设备却需要停电定期试验检测。定期检测，通常采用小于10 kV的非破坏性试验电压，虽能发现一些潜在的故障隐患，但有的故障只有在运行中带电检测才能发现。带电测试，能提前发现运行设备的内部隐患，有效弥补停电例行检测的不足，是设备停电检测的补充和提高，是保障电网安全运行的必要技术。

2.4 带电检测的现状

20世纪70年代末，带电检测开始在美国应用于电力行业。据Cigre B统计，世界上大多数国家开展了带电检测工作，并发现了大量绝缘缺陷。

20世纪80年代以来，中国电力行业开始积极探索、研究、推广和运用带电检测技术，呈现赶超态势。目前，接地电流检测、红外热像、超声波、暂态地电压检测等非接触式的带电检测方式比较成熟，普遍运用于低压等级的电气设备的故障检测。局部放电、色谱分析、高频检测技术等，则广泛应用于变压器、避雷器、互感器、SF6等高电压等级的带电设备。

3 带电检测原理和方法

3.1 带电检测原理

设备绝缘不良或接地，在电力回路中具有不同的表现，产生不同的特征，例如产生零序电流、零序电压、泄漏电流、局部放电、气体析出、异常振动或异常响声等；对应不同的特征，采取了不同的先进技术，检测不同的特征现象，开发了多种成熟的检测仪器。

绝缘劣化大致可分为吸潮劣化、气隙开裂引起的劣化等类型，不同类型的绝缘劣化的等值电路如图1所示。图1中，a表示因气隙开裂引起局部放电劣化，适宜采用局部放电检测；b表示因受潮劣化而引起绝缘电阻变化，适宜采用直流高压法测量直流泄漏电流；c表示电容和电感因吸潮、气隙开裂两种绝缘劣化同时存在且都有变化，适宜采用相对介质介质损耗因数法。

图1 绝缘劣化的等值电路

3.2 带电检测方法

目前，带电检测方法有：高频局部放电检测、红外热像检测、超声波信号检测、超高频局部放电检测、暂态地电压检测、接地电流测量、相对介质介质损耗因数、SF6气体分解物检测、SF6气体泄漏成像法检测、金属护套接地系统等等。

3.3 低压回路中绝缘的带电测试

低压回路大多数采用二次侧一端接地的方式，带电部分接地或绝缘电阻降低会使回路中流过泄漏电流。漏电断路器、漏电报警器就是通过检出泄漏电流自动跳闸，广泛应用于接地保护的低压设备。用于带电检测低压回路电气设备泄漏电流的常用仪器是高灵敏度的钳形零序电流互感器，即泄漏电流表。

泄漏电流表测出的电流就是事故时（对地短路或绝缘不良）的泄漏电流与电容电流的相量和，使漏电断路器、漏电警报器动作的就是这个合成电流。它既可测出泄漏电流大小、又可测出变为热能的泄漏电流中的有功分量IR以及还能测量出绝缘电阻R值的带电检测装置，也可以用来测量合成零序电流。图2是三相三线制泄漏电流测试矢量图。

图2 三相三线制泄漏电流测试矢量图

用公式表示如下：

3.4 高压回路中绝缘的带电测试

高压回路是不接地的，通过检测不太明显的局部游离放电现象，能早期发现绝缘老化。不同的一次设备，需不同的局部放电带电检测技术。

(1)局部放电检测法的原理

高压电力设备的绝缘有缺陷时，其等值电路如图3所示，气隙的电容Cg，要比同尺寸的绝缘层电容Cb小得多。因此，由于电压分配与电容大小成反比，则高压主要加在Cg上，在气隙上形成反复放电（放电电压为Ug，),这就是局部放电，即游离放电。

图3 局部放电检测

E—对地电位；Ca—电缆对地电容（与气隙并联的完好部分的电容)；Cb—串联在气隙上的电容；Cg—气隙的电容；Ug—气隙的起始电电压

计算公式如下：

由此可知放电引起的电压变化EQ为：

如能测出电压变化EQ，就可测出放电电荷量Q。需要注意的是，在接好被测电路及试验装置后，每次测试前都必须对放电电荷量和EQ的标量进行校正核准。

(2)局部放电检测判断

判断局部放电标准的测定参数有：起始放电电压（V）、局部放电熄灭电压（V）、放电电荷量（pC）、发生放电的次数频度（Hz）、发生放电时的相位角等。

图4 带电检测局部放电的各种方法

4 LX水电站带电检测的应用

2005年主变火灾事故后，电站选购了部分便携式带电检测设备，应用到日常的巡回检查。如运用红外测温、超声波检测、接地电流检测、暂态地电压检测等非接触式的带电检测仪器，对曾经出现故障的设备或有隐患疑问的部位加强跟踪检测，注重电气设备的绝缘水平检测和绝缘劣化的监视。

4.1 常用的带电检测技术

红外热像检测：运用红外热像技术，通过检测水轮发电机机端母排、中心点接地、出线电流互感器，变压器的箱体、套管、引线接头，套管、互感器、避雷器的本体、高压引线连接处，高低压开关柜本体和进、出线电气连接处等具有致热效应的带电设备有无异常温升、温差，进而进行诊断的技术；

接地电流检测：利用钳形电流表、电流互感器，来检测和分析变压器铁心、高压电缆等外护层接地回路的接地电流的运行状况；

暂态地电压：通过检测接地金属表面的瞬时地电压，判断和定位局部放电部位的检测技术。

4.2 带电检测的注意事项

（1）接地电流检测：通过检测流经接地线上电流的大小和波形，来测定局部发热和放电等绝缘老化。在测试中电缆屏藏层接地、各设备的外壳接地。测试时应注意：在拆开接地线而接入检测电阻或线圈时，应注意使上述接地部位保持始终接地状态；如果电缆两端接地以及设备外壳的地脚螺栓之类也起接地作用时，应判断它们对测试结果有无附加影响。

（2）用电压、电流互感器进行检测：用电压或电流互感器中一次与二次绕组之间的电容来检出出现在二次绕组上的放电脉冲。从现场实测的效果来看，用电流互感器对早期发现尚未形成严重损坏的情况比较有效。测试中应注意：尽量利用靠近电流互感器本体的二次侧端子；电流互感器的前面最好接一个过电流继电器；重视电流互感器二次侧的接地点安全。

（3）用耦合电容器等进行检测，应注意耦合电容器的额定电压、容量及测试电阻值；因为是带电作业，把电容器与高压回路连接，应充分注意人身和设备安全；应充分保证检测电阻接地线的连接，以防万一断线。

5 LX水电站带电检测诊断故障案例

纵观十余年来的运行经验，LX水电站大多数的故障原因都是电气连接不良。这符合权威部门的统计数据，因连接不良造成的电力设备故障占比25%以上。

水电站大量的电气接头和连接件受电压、电流的作用，由于连接不良、材料不合格、设计不合理、氧化、腐蚀、磨损、脏污等原因造成过热现象，若不及时维护检修，任其隐患存在和发展，发生故障甚至事故就无可避免。

LX水电站的6.3 kV开关室火灾是因为主变6.3 kV开关侧母排连接处（额定电流916.4 A）母排连接不良引起的长期发热和高温（多年来，有经验和责任心的老运行人员在日常巡查中会重点关注其发热情况，因其发热高温会产生向上热气流，肉眼可见），助长铝排表面氧化，接触电阻和介质损耗变大，致其强度、稳定性、导电性能降低，支撑母排的绝缘子绝缘性能下降，长期恶性循环而引发连接点熔焊、断裂、甚至短路起火等事故。这就是存在十余年没有彻底根治的主变6.3 kV侧开关母排发热从量变到质变的过程。而主变火灾是因主变6.3 kV侧开关的母排火灾引起的更大更严重的次生灾害事故。

因此，受篇幅的限制，本文重点介绍2006年以后，采用红外热像带电检测技术的应用案例。

5.1 红外诊断技术原理

掌握正常运行设备的发热规律、热场分布和温升数据（即基础热像），进而比较和分析设备缺陷和故障时的热场及温升，能判断设备有无故障。

外部热故障：用红外热像仪，对电力设备外部的红外线辐射和热场分布进行检测分析，可准确判断和定位各种裸露接头、连接件是否存在热故障。

内部热故障：用红外热像仪，与设备外壳相距不远的内部热场分布进行检测分析，可判断设备内部是否存在故障。

5.2 红外诊断设备故障方法

(1) 温度判断法:按GB 763—90《交流高压电器在长时间的发热》中的有关规定进行诊断，判定检测到发热的设备部位是否存在故障情况。

(2) 相对温差法：指比较同一状况下的两个电流型设备对应部位的温差，用下面的数学表达式计算：

式中t1—温度较高测点的温升，K；t2—温度较低测点的温升，K。

一般情况下，当△t大于35%时，就应跟踪监测，提前安排检修消缺。

(3)同类比较法：指比较近距离内的同型设备的同一部位温度，判断是否存在异常。适用于电流型和电压型设备的内、外部故障检测。

5.3 红外热像技术诊断设备故障案例

案例1：发电机碳刷和集电环缺陷诊断

“转子一点接地”信号频发，是电站检修的老大难问题。虽只是一般性故障，但运行规程规定不允许其长时间运行。2006年，在机组满负荷运行一定时间后，用红外热像仪扫描碳刷和集电环，依据GB 7064—86和GB 755—87判断是否存在故障。温升限值为80 K，最高温度限值为120℃。当所检处温升和温度均未超过上述限值时，对于温度分布不均的碳刷，应剔除温度明显偏高的碳刷求平均值，超过平均值20 K的碳刷，应及时进行更换。另外，在2006年初的机组改造时，在上导顶盖开了4个换气孔，减少油污附着在碳刷和集电环上；在正负集电环之间，加强了绝缘的改进。经过这些改造，“转子一点接地”的故障信号发生频率从每月几次，减少到了每年几次，效果明显。

案例2：电流互感器内部缺陷过热诊断

2019年,检修人员在应用红外热像仪检查6.3 kV开关室2号机开关柜时,发现A相电流互感器高压侧引出线温度为75℃，疑为发热。经停机检修，2号机满负荷运行1 h重新检测，温度依然有73℃，说明故障没有消除。红外热像仪显示，发现热场最强点位于高压引出线的底部，初定为内部缺陷。生技科组织检修人员和班值长召开现场解体检查，发现其根部连接片局部放电，绝缘油已变色，作出更换决定。

6 结束语

LX水电站在最初的十五年运行过程中，电气设备故障偶有发生，对于经常出现的转子一点接地故障、母排发热、继电器触点拉弧烧伤粘连等现象熟视无睹，安全意识淡化。直到2003年的35 kV开关室火灾， 2005年的6.3 kV开关室和110 kV主变火灾的事故的发生，才敲响了安全警钟。

2006年以来，引进和运用投资少、见效快的带电检测技术，多次提前发现隐藏在带电设备中的潜在绝缘劣化或电气接头连接不良造成发热现象的隐患，抢在故障（事故）发生前消缺，是预防突发性电力事件、降低事故损失和保障电网设备安全运行的重要手段。近十六年来，LX水电站再未发生一起电力安全事故，除重视安全生产外，也离不开带电检测技术的运用。