换流站设备带电检测技术应用

摘 要：换流站设备状态检修的开展需要及时有效的了解设备状态，开展换流站设备带电检测，如：油中气体分析、红外热像检测、超高频（超声波）局部放电检测、SF6红外泄漏检测、紫外放电检测能及时掌握设备状态、提前发现设备潜伏性故障，为设备状态检修提供有力的技术支撑，结合带电检测在实际运用中的案例，证明了带电检测工作的实效性。

关键词：换流站；状态检修；带电检测；超高频局放；超声波局放

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 22-0000-03

开展换流站设备状态检修科学地提高了设备可用率，明确了检修目标，为设备安全、稳定、长周期、全性能、优质运行提供了可靠的技术和管理保障，状态检修的高效开展，需要大量的设备状态信息，为设备状态评价、以及状态检修策略的制定提供基础数据。带电检测技术的全面深入应用，能够及时掌握设备状态，提前发现电力设备潜伏性故障，可针对性采取措施，为设备状态检修提供有力的技术支撑。

一、换流站设备带电检测项目

带电检测一般采用便携式检测设备，在运行状态下对设备状态量进行的现场检测，其检测方式为带电短时间内检测，有别于长期连续的在线监测。按照《电力设备带电检测技术规范》，换流站设备带电检测主要开展的项目包括以下几类：

（一）油中溶解气体分析。变压器油主要是由碳氢化合物组成，由电和热故障可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等。故障初期所形成的气体溶于油中，

故障能量较大时，也能聚集成游离的气体。应用油色谱试验仪器分析绝缘油中溶解气体含量能提前预测设备的内部故障，防止设备损坏而导致的电网大面积停电事故的发生。

（二）红外热像检测。红外线是一种电磁波，位于可见光红色光带之外，普通玻璃能透过可见光，但是却几乎不能透过红外线，红外热像检测是依靠探测微型辐射热量的热探测器吸收入射的红外辐射致使自身温度上升，从而引起探测器电阻变化，在外加电压的情况下进而产生信号电压，经过转换处理显示被测设备温度。红外热像检测可应用于换流站一、二次设备及水冷系统旋转电机温度检测，是检测设备电压致热、电流致热及内部异常发热的有效手段。红外测温技术也可应用于充油设备油位检测。

（三）超高频局部放电检测。超高频局部放电检测是指对频率介于300MHz～3000MHz区间的局部放电信号进行采集、分析、判断的一种检测方法，主要用于换流站GIS和电缆设备局放检测，超高频放电脉冲的特征参数主要有信号的幅值、放电起始点和脉冲间隔，用于缺陷的识别。

GIS设备的绝缘缺陷有一个共同特点，就是在故障发生之前，会产生局部放电现象。由于GIS气室就像一个低损耗的微波共振腔，局放信号的振荡波在气室中存在的时间得以延长，长达1个毫秒，使得安装在GIS上的内置/外置耦合器有足够的时间够俘获这些信号。

（四）超声波局部放电检测。GIS超声局放检测是在GIS外部安放传感器，传感器的灵敏范围为20-100KHz。用该方法可以检测，识别和定位GIS中的故障，而不需要预先在GIS上安装内部耦合器和传感器。

提高频率可降低环境噪声的影响，采用大于100KHz的较高频率测量可明显提高抗干扰性。对于移动中的颗粒，超声局放比传统的局放测量法和UHF（超高频）优越。对检测来自位于绝缘子上颗粒引起的放电时，这个方法还存在一些问题，由于在环氧树脂绝缘中超声信号衰减很大，所以这种方法不能测量环氧树脂绝缘中的缺陷（例如气泡等）。

声学放电检测是基于探测放电所发出的机械信号。放电看起来象一次小的“爆炸”，它激励一种机械波在绝缘体中传播。此波能用合适的传感器检测。传感器的输出可用传统的数据采集系统分析，检测到的信号的形状依赖于信号源、检测仪器以及使用的传感器。

（五）SF6气体分解物检测。SF6气体广泛应用于GIS、断路器等电气设备。对于气体绝缘设备内部潜伏性故障诊断，及设备事故后故障定位等，SF6气体分解物检测具有受外界环境干扰小、灵敏度高、准确性好等特点。

在电弧、火花和电晕放电下，分解产物主要是SF6SO2、H2S、SOF2、SO2F2及HF等，SO2F2/SOF2比值依次增加。局部放电能量较小，放电量约为11500pC，产生微量的SO2、HF和H2S等气体。过热故障，主要生成SO2、HF、H2S和SO2F2等分解产物。

SF6分解产物检测以检测SO2和H2S为主，辅以检测HF、CF4、CO和CO2等，快速、准确诊断设备是否存在缺陷或故障特征分解产物。

（六）SF6气体泄漏成像法检测。红外气体检漏测温成像，采用制冷量子井探测器，使用超高的热灵敏度使图像更清晰，更容易发现SF6气体泄漏；探测灵敏度达0.001毫升/秒，对于极微量的泄漏，都可以轻易检测，不仅可以远距离准确地检测SF6气体泄漏点，还可发现被检测设备微小的温度差别，并准确地读出温度，是集SF6气体检漏和红外测温为一体的检测技术，采用红外被动式成像，无需设备停电，在各种环境下对室内室外的SF6设备进行有效的检测。

（七）铁芯接地电流测量。变压器运行时，可能出现因铁芯绝缘不良造成的故障，铁芯绝缘不良而尚未形成金属性短路接地，会产生较大的放电脉冲，可使用高频CT采集信号至高频局放测试仪进行检测，变压器油色谱试验数据不合格时，可利用检测接地电流工频分量来分析铁芯绝缘是否正常。

（八）紫外放电检测。紫外放电检测技术可以检测电力设备电晕放电和表面局部放电特征，以及外绝缘状态和污秽程度，与红外成像检测技术形成有效的互补。电气设备发生电晕时，其周围空气将发生电离，在电离过程中，会辐射出含紫外线成分的光波，紫外成像技术进行电量放电检测，是利用特殊的仪器接收电晕放电产生的信号，经过处理后成像并与可见光图像叠加，达到确定电晕的位置和强度的目的。

二、换流站带电检测项目设备改造

根据《电力设备带电检测技术规范（试行）》，高频局部放电检测技术是指对频率介于3MHz-30MHz区间的局部放电信号进行采集、分析、判断的一种检测方法，进行设备高频局部放电带电检测需对套管或电容接地线加装取信号装置（高频或普通测量CT）改造。

（1）变压器类设备高频检测从套管末屏接地线、高压电缆接地线（变压器为电缆出线结构）、铁芯和夹件接地线上取信号，正常时应无典型放电图谱。

（2）套管、电流互感器、电压互感器、耦合电容器、避雷器类设备高频检测从套管末屏或电容接地线上取信号，正常时应无典型放电图谱。

（3）套管、电流互感器、电压互感器、耦合电容器相对介质损耗因素、相对电容量比值带电检测和高频局放检测改造方法相同，在套管末屏或电容接地线上取信号进行测量。

针对换流站换流变压器（ABB结构）以及电抗器，采用套管末屏引出检测的方式，进行变压器高频局放带电检测。其中高频HFCT用来测量局部放电，普通CT用来检测泄露电流，在可能引入PT信号情况下可以检测套管电容和介损，或进行套管电容和介损比对测试。

由于ABB换流变压器阀侧套管末屏结构较为特殊，该换流变在其末屏引出后在控制柜中串联一个1uF电容用来测量阀侧电压，末屏引出线经电容后再返回套管上末屏引出位置接地。其结构。因此合理利用和改造末屏引出这个特殊结构成为该位置带电检测改造的重点工作。

针对现场末屏特殊结构，考虑到设备运行安全性和带电检测抗干扰性需要，设计了一种在套管末屏引出线装置“原有结构”后加装一同样尺寸的“改造结构”，从此“改造结构”中引出末屏连接线至传感器箱（此传感器箱固定在末屏附近位置），在箱内穿过HFCT传感器和CT后返回“原有结构”，再由末屏盖将引出线可靠接地。HFCT和CT的二次由箱内引出至地面控制柜内，在后期接入专用带电检测仪器进行检测。这样改造方案充分利用了原有的末屏引出结构和末屏就近接地方式，并未改变原有的末屏连接接地结构，对系统运行安全和电压测量不产生影响。

三、换流站设备带电检测应用实例

（一）红外测温发现设备发热异常。2011年7月5日，某换流站运检人员对全站设备进行红外精确测温时发现极I平抗出线套管（B套管）柱头处存在过热现象，测温温度达到73℃，环境温度32℃，极II平抗相同部位测温为49.7℃，极I平抗油温正常（30-40℃），根据DLT664-2008_带电设备红外诊断应用规范，套管柱头位置热点温度>55℃为严重缺陷，热点温度>80℃为危急缺陷，极I平抗出线套管（B套管）柱头接头材质为铜镀银，发热现象属于严重缺陷。

使用红外测温技术可以准确有效发现设备出现的发热现象，上述缺陷属于电流致热型设备发热问题。

（二）SF6气体红外泄漏成像法检测发现设备异常。2010年9月30日巡检时，某换流站运检人员发现极I极母线直流分压器压力下降到1.0bar（8月15日压力值为1.2bar，9月15日压力值为1.1bar），虽未达到报警定值（极母线直流分压器压力低1段报警定值为0.5bar，压力低2段报警定值为0.35bar，压力低闭锁跳闸定值为0.2bar），但分析认为该分压器存在漏气情况。运检人员立即使用手持式检漏仪对极I极母线直流分压器底座部分、表计接头、相关管道接头进行检漏，未发现明显漏气点。通过跟踪监视，发现SF6压力继续缓慢下降，10月15日压力降到0.9bar。随后运检人员对极I极母线直流分压器补气至额定压力（1.2bar）。

为查明泄漏点，利用SF6红外泄漏成像仪（型号GF306）对极I极母线直流分压器进行了详细检漏，检查发现渗漏点位于直流分压器中上部。

漏气现象明显，对直流分压器进行了更换，及时消除了设备缺陷，防止设备进一步损坏及可能对跨区电网造成的不良影响。

（三）换流变阀侧套管SF6分解物检测异常。ABB产换流变阀侧套管为SF6-油绝缘套管，套管内部下半部分充油，与变压器油连通。外部主要包括玻璃纤维带环氧树脂管、硅外裙组成的绝缘体，并充上一定压力的SF6气体。

2011年6月1日，某换流站换流变压器有3只阀侧套管的SF6气体分解产物数据异常。其中，极1Y/Y换流变A相阀侧b套管和极1Y/Y换流变B相阀侧a套管SF6气体中SO2含量均超过100ppm，极1Y/Y换流变A相阀侧a套管SF6气体中SO2含量为25ppm。

参照SF6开关设备的分解物标准（由于国内外目前暂时没有套管SF6分解物相关标准），SO2含量大于10ppm时即应引起关注，大于100ppm即是发生明显闪络放电后的特征（一般表计的量程在100-150之间），所以3支套管的SO2分解物含量较高，特别是其中两支高达300ppm以上。且该站其他25支同类型、同厂家套管，及其它换流站同厂家的SF6套管都未检测到异常气体，所以可判断该3支套管有异常情况，对其进行了更换。

（四）紫外放电检测发现套管放电异常。2010年12月2日，某换流站极II平抗极母线侧套管距顶部1/3位置处出现间歇性放电现象，将极II电压降至400千伏，间歇性放电减弱，继续将电压降至350千伏，放电现象消失。现场检查发现异常套管上部约三分之一处明显发黑，紫外放电检测发现亮点处有较为强烈的集中放电现象。

将极II停运后，对套管进行检查，共发现7处异常点，均位于绝缘子柱面，其中最明显放电痕迹位于从上数72（大伞）-73（小伞）伞裙间外绝缘接缝处（靠直流场侧），绝缘子表面出现烧损并形成突出固化物，固化物硬度较大、表面粗糙，周围有放电电弧烧灼痕迹；72-75伞裙间柱面还存在针眼状黑色疑似放电点6处；伞裙表面未见放电痕迹。判断固化物为内部环氧树脂筒放电烧蚀形成，对应处环氧树脂筒已形成烧蚀凹洞，筒壁与硅橡胶伞裙间有明显缝隙。

初步判定放电原因为：套管硅橡胶外绝缘分段粘接时工艺不良，形成内部气隙，在电场作用下产生局部放电，不断烧蚀该部位的环氧树脂筒和硅橡胶绝缘，形成固化物。现场对故障套管进行了更换。

四、经验及总结

（1）为准确的了解设备状态、分析设备异常原因应采用多种检测方法相结合的技术手段，如超声局放与超高频局放结合用于检测GIS设备，油中溶解气体分析与超声局放检测结合用于变压器内部故障定位等。

（2）开展设备带电检测数据分析需要丰富的检测经验，需加强检测工作开展，提高人员检测水平，促进检测技术交流。

参考文献：

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[4]石幸利.电气设备的绝缘缺陷及带电绝缘检测[J]，重庆科技学院学报，2005（12）：51-53.

[作者简介]谭静（1978-），男，国网湖北省电力公司检修公司一次专责，工程师；张昕（1977-），男，国网湖北省电力公司检修公司运维主管，工程师；马晓勇（1987-），男，云南电网公司昭通供电局变电站值班员。