水電站機電設備帶電檢測技術的實踐研究

金清江，李凌云

（天臺縣龍溪水庫事務中心，浙江 天臺 317200）

1 問題的提出

LX水電站裝機2×8 MW，1臺110 kV三圈主變。1990年并網發電后，反復發生轉子一點接地故障、2號機6.3 kV母排發熱、主變6.3 kV開關側母排發熱等等故障現象。2003年，35 kV開關室因絕緣不良發生火災，燒毀互感器柜、避雷器柜、主變35 kV開關柜和備用的天柱35 kV開關柜；2005年，因6.3 kV開關室內主變6.3 kV側母排短路起火蔓延至主變，銷毀了6.3 kV開關室和110 kV主變。

經事故調查認定，35 kV開關室火災、6.3 kV開關室和110 kV主變火災的起因，都是絕緣劣化導致對地或相間短路。

電站每年都在進行電氣預防性試驗，都在按規程規定進行定期養護、定期維修、定期大小修、定期停電檢測，為什么會發生這么大的電力安全事故？為什么事故的原因都是絕緣不良？有沒有什么好的技術能事先發現絕緣不良而進行超前精準檢修？因此，電力設備帶電進行絕緣檢測就被有識之士不斷探索實踐和開發利用。

2 絕緣帶電檢測

2.1 絕緣檢測的重要性

據統計，電力設備各類事故中，特別是低壓回路的電力設備事故，因絕緣不良造成接地的漏電火災、觸電事故占比高達85%以上。除規程規定必須接地部位外，電力設備其它任何部位，都必須嚴格絕緣。如何按電氣安全技術規程規定，確保電氣設備在任何時候、任何狀態下都保持應有的絕緣等級和良好的絕緣水平，就尤顯重要。

2.2 絕緣檢測的發展階段

(1)傳統檢測：利用設備定期停電檢修時間，在設備冷備用（停電檢修）狀態下開展檢測工作。

(2)帶電檢測：使用便攜式檢測設備，快速檢測和采集帶電運行設備的狀態量，進而分析、比較和判斷設備是否正常的技術。

(3)在線監測:在電網正常運行過程中，利用計算機技術，在線全面監測設備運行狀態，采集、分析、比較、甄別、診斷數據，給管理人員提供各個電氣設備實時運行狀態。

停電檢測和定期檢修無法滿足電網的長期連續運行，已經不適應社會對電網的需求；在線監測因投資大，短時間內不適用于已建成投產運行的中小型水電站。

2.3 帶電檢測的必要性

社會需要電網晝夜不停連續運行，而設備卻需要停電定期試驗檢測。定期檢測，通常采用小于10 kV的非破壞性試驗電壓，雖能發現一些潛在的故障隱患，但有的故障只有在運行中帶電檢測才能發現。帶電測試，能提前發現運行設備的內部隱患，有效彌補停電例行檢測的不足，是設備停電檢測的補充和提高，是保障電網安全運行的必要技術。

2.4 帶電檢測的現狀

20世紀70年代末，帶電檢測開始在美國應用于電力行業。據Cigre B統計，世界上大多數國家開展了帶電檢測工作，并發現了大量絕緣缺陷。

20世紀80年代以來，中國電力行業開始積極探索、研究、推廣和運用帶電檢測技術，呈現趕超態勢。目前，接地電流檢測、紅外熱像、超聲波、暫態地電壓檢測等非接觸式的帶電檢測方式比較成熟，普遍運用于低壓等級的電氣設備的故障檢測。局部放電、色譜分析、高頻檢測技術等，則廣泛應用于變壓器、避雷器、互感器、SF6等高電壓等級的帶電設備。

3 帶電檢測原理和方法

3.1 帶電檢測原理

設備絕緣不良或接地，在電力回路中具有不同的表現，產生不同的特征，例如產生零序電流、零序電壓、泄漏電流、局部放電、氣體析出、異常振動或異常響聲等；對應不同的特征，采取了不同的先進技術，檢測不同的特征現象，開發了多種成熟的檢測儀器。

絕緣劣化大致可分為吸潮劣化、氣隙開裂引起的劣化等類型，不同類型的絕緣劣化的等值電路如圖1所示。圖1中，a表示因氣隙開裂引起局部放電劣化，適宜采用局部放電檢測；b表示因受潮劣化而引起絕緣電阻變化，適宜采用直流高壓法測量直流泄漏電流；c表示電容和電感因吸潮、氣隙開裂兩種絕緣劣化同時存在且都有變化，適宜采用相對介質介質損耗因數法。

圖1 絕緣劣化的等值電路

3.2 帶電檢測方法

目前，帶電檢測方法有：高頻局部放電檢測、紅外熱像檢測、超聲波信號檢測、超高頻局部放電檢測、暫態地電壓檢測、接地電流測量、相對介質介質損耗因數、SF6氣體分解物檢測、SF6氣體泄漏成像法檢測、金屬護套接地系統等等。

3.3 低壓回路中絕緣的帶電測試

低壓回路大多數采用二次側一端接地的方式，帶電部分接地或絕緣電阻降低會使回路中流過泄漏電流。漏電斷路器、漏電報警器就是通過檢出泄漏電流自動跳閘，廣泛應用于接地保護的低壓設備。用于帶電檢測低壓回路電氣設備泄漏電流的常用儀器是高靈敏度的鉗形零序電流互感器，即泄漏電流表。

泄漏電流表測出的電流就是事故時（對地短路或絕緣不良）的泄漏電流與電容電流的相量和，使漏電斷路器、漏電警報器動作的就是這個合成電流。它既可測出泄漏電流大小、又可測出變為熱能的泄漏電流中的有功分量IR以及還能測量出絕緣電阻R值的帶電檢測裝置，也可以用來測量合成零序電流。圖2是三相三線制泄漏電流測試矢量圖。

圖2 三相三線制泄漏電流測試矢量圖

用公式表示如下：

3.4 高壓回路中絕緣的帶電測試

高壓回路是不接地的，通過檢測不太明顯的局部游離放電現象，能早期發現絕緣老化。不同的一次設備，需不同的局部放電帶電檢測技術。

(1)局部放電檢測法的原理

高壓電力設備的絕緣有缺陷時，其等值電路如圖3所示，氣隙的電容Cg，要比同尺寸的絕緣層電容Cb小得多。因此，由于電壓分配與電容大小成反比，則高壓主要加在Cg上，在氣隙上形成反復放電（放電電壓為Ug，),這就是局部放電，即游離放電。

圖3 局部放電檢測

E—對地電位；Ca—電纜對地電容（與氣隙并聯的完好部分的電容)；Cb—串聯在氣隙上的電容；Cg—氣隙的電容；Ug—氣隙的起始電電壓

計算公式如下：

由此可知放電引起的電壓變化EQ為：

如能測出電壓變化EQ，就可測出放電電荷量Q。需要注意的是，在接好被測電路及試驗裝置后，每次測試前都必須對放電電荷量和EQ的標量進行校正核準。

(2)局部放電檢測判斷

判斷局部放電標準的測定參數有：起始放電電壓（V）、局部放電熄滅電壓（V）、放電電荷量（pC）、發生放電的次數頻度（Hz）、發生放電時的相位角等。

圖4 帶電檢測局部放電的各種方法

4 LX水電站帶電檢測的應用

2005年主變火災事故后，電站選購了部分便攜式帶電檢測設備，應用到日常的巡回檢查。如運用紅外測溫、超聲波檢測、接地電流檢測、暫態地電壓檢測等非接觸式的帶電檢測儀器，對曾經出現故障的設備或有隱患疑問的部位加強跟蹤檢測，注重電氣設備的絕緣水平檢測和絕緣劣化的監視。

4.1 常用的帶電檢測技術

紅外熱像檢測：運用紅外熱像技術，通過檢測水輪發電機機端母排、中心點接地、出線電流互感器，變壓器的箱體、套管、引線接頭，套管、互感器、避雷器的本體、高壓引線連接處，高低壓開關柜本體和進、出線電氣連接處等具有致熱效應的帶電設備有無異常溫升、溫差，進而進行診斷的技術；

接地電流檢測：利用鉗形電流表、電流互感器，來檢測和分析變壓器鐵心、高壓電纜等外護層接地回路的接地電流的運行狀況；

暫態地電壓：通過檢測接地金屬表面的瞬時地電壓，判斷和定位局部放電部位的檢測技術。

4.2 帶電檢測的注意事項

（1）接地電流檢測：通過檢測流經接地線上電流的大小和波形，來測定局部發熱和放電等絕緣老化。在測試中電纜屏藏層接地、各設備的外殼接地。測試時應注意：在拆開接地線而接入檢測電阻或線圈時，應注意使上述接地部位保持始終接地狀態；如果電纜兩端接地以及設備外殼的地腳螺栓之類也起接地作用時，應判斷它們對測試結果有無附加影響。

（2）用電壓、電流互感器進行檢測：用電壓或電流互感器中一次與二次繞組之間的電容來檢出出現在二次繞組上的放電脈沖。從現場實測的效果來看，用電流互感器對早期發現尚未形成嚴重損壞的情況比較有效。測試中應注意：盡量利用靠近電流互感器本體的二次側端子；電流互感器的前面最好接一個過電流繼電器；重視電流互感器二次側的接地點安全。

（3）用耦合電容器等進行檢測，應注意耦合電容器的額定電壓、容量及測試電阻值；因為是帶電作業，把電容器與高壓回路連接，應充分注意人身和設備安全；應充分保證檢測電阻接地線的連接，以防萬一斷線。

5 LX水電站帶電檢測診斷故障案例

縱觀十余年來的運行經驗，LX水電站大多數的故障原因都是電氣連接不良。這符合權威部門的統計數據，因連接不良造成的電力設備故障占比25%以上。

水電站大量的電氣接頭和連接件受電壓、電流的作用，由于連接不良、材料不合格、設計不合理、氧化、腐蝕、磨損、臟污等原因造成過熱現象，若不及時維護檢修，任其隱患存在和發展，發生故障甚至事故就無可避免。

LX水電站的6.3 kV開關室火災是因為主變6.3 kV開關側母排連接處（額定電流916.4 A）母排連接不良引起的長期發熱和高溫（多年來，有經驗和責任心的老運行人員在日常巡查中會重點關注其發熱情況，因其發熱高溫會產生向上熱氣流，肉眼可見），助長鋁排表面氧化，接觸電阻和介質損耗變大，致其強度、穩定性、導電性能降低，支撐母排的絕緣子絕緣性能下降，長期惡性循環而引發連接點熔焊、斷裂、甚至短路起火等事故。這就是存在十余年沒有徹底根治的主變6.3 kV側開關母排發熱從量變到質變的過程。而主變火災是因主變6.3 kV側開關的母排火災引起的更大更嚴重的次生災害事故。

因此，受篇幅的限制，本文重點介紹2006年以后，采用紅外熱像帶電檢測技術的應用案例。

5.1 紅外診斷技術原理

掌握正常運行設備的發熱規律、熱場分布和溫升數據（即基礎熱像），進而比較和分析設備缺陷和故障時的熱場及溫升，能判斷設備有無故障。

外部熱故障：用紅外熱像儀，對電力設備外部的紅外線輻射和熱場分布進行檢測分析，可準確判斷和定位各種裸露接頭、連接件是否存在熱故障。

內部熱故障：用紅外熱像儀，與設備外殼相距不遠的內部熱場分布進行檢測分析，可判斷設備內部是否存在故障。

5.2 紅外診斷設備故障方法

(1) 溫度判斷法:按GB 763—90《交流高壓電器在長時間的發熱》中的有關規定進行診斷，判定檢測到發熱的設備部位是否存在故障情況。

(2) 相對溫差法：指比較同一狀況下的兩個電流型設備對應部位的溫差，用下面的數學表達式計算：

式中t1—溫度較高測點的溫升，K；t2—溫度較低測點的溫升，K。

一般情況下，當△t大于35%時，就應跟蹤監測，提前安排檢修消缺。

(3)同類比較法：指比較近距離內的同型設備的同一部位溫度，判斷是否存在異常。適用于電流型和電壓型設備的內、外部故障檢測。

5.3 紅外熱像技術診斷設備故障案例

案例1：發電機碳刷和集電環缺陷診斷

“轉子一點接地”信號頻發，是電站檢修的老大難問題。雖只是一般性故障，但運行規程規定不允許其長時間運行。2006年，在機組滿負荷運行一定時間后，用紅外熱像儀掃描碳刷和集電環，依據GB 7064—86和GB 755—87判斷是否存在故障。溫升限值為80 K，最高溫度限值為120℃。當所檢處溫升和溫度均未超過上述限值時，對于溫度分布不均的碳刷，應剔除溫度明顯偏高的碳刷求平均值，超過平均值20 K的碳刷，應及時進行更換。另外，在2006年初的機組改造時，在上導頂蓋開了4個換氣孔，減少油污附著在碳刷和集電環上；在正負集電環之間，加強了絕緣的改進。經過這些改造，“轉子一點接地”的故障信號發生頻率從每月幾次，減少到了每年幾次，效果明顯。

案例2：電流互感器內部缺陷過熱診斷

2019年,檢修人員在應用紅外熱像儀檢查6.3 kV開關室2號機開關柜時,發現A相電流互感器高壓側引出線溫度為75℃，疑為發熱。經停機檢修，2號機滿負荷運行1 h重新檢測，溫度依然有73℃，說明故障沒有消除。紅外熱像儀顯示，發現熱場最強點位于高壓引出線的底部，初定為內部缺陷。生技科組織檢修人員和班值長召開現場解體檢查，發現其根部連接片局部放電，絕緣油已變色，作出更換決定。

6 結束語

LX水電站在最初的十五年運行過程中，電氣設備故障偶有發生，對于經常出現的轉子一點接地故障、母排發熱、繼電器觸點拉弧燒傷粘連等現象熟視無睹，安全意識淡化。直到2003年的35 kV開關室火災， 2005年的6.3 kV開關室和110 kV主變火災的事故的發生，才敲響了安全警鐘。

2006年以來，引進和運用投資少、見效快的帶電檢測技術，多次提前發現隱藏在帶電設備中的潛在絕緣劣化或電氣接頭連接不良造成發熱現象的隱患，搶在故障（事故）發生前消缺，是預防突發性電力事件、降低事故損失和保障電網設備安全運行的重要手段。近十六年來，LX水電站再未發生一起電力安全事故，除重視安全生產外，也離不開帶電檢測技術的運用。