红外测温的电流互感器发热缺陷分析范文

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摘要：介绍了一起电流互感器发热缺陷，通过红外测温、油化试验及直流电阻测试，确认发热由电流互感器内部引线接触不良所致。

关键词：电流互感器；红外测温；油色谱；直流电阻

0引言

红外测温技术是一种诊断电气设备发热缺陷的有效手段，能及时发现、处理、预防重大事故的发生。本文对一起由红外测温发现的电流互感器头部外壳发热缺陷进行了深入分析，对同类缺陷的分析、处理提供了参考。

1缺陷介绍

1．1缺陷发现

2018年5月15日上午，对110kV某变电站进行红外精确测温时发现110kV分段＃120电流互感器B相头部壳体整体温度明显高于AC两相。其中A相接头温度为23．3℃、B相为32．4℃、C相为23．4℃，电流互感器热像此时环境温度约为16℃，B相与正常相相对温差为55．49％。

1．2初步分析

根据DLT664—2008《带电设备红外诊断应用规范》，可初步判断该缺陷为一般缺陷。但该电流互感器为分段电流互感器，负荷较小，在查询了设备电流情况后发现此时流过该互感器的电流仅为22．7A，由此判定该设备缺陷可能为严重及以上。通过红外测量结果分析该设备可能存在以下缺陷。（1）一次接线端子板发热，通过热传导使互感器头部发热，热像图应显示一次接线端子板为最高发热点，距离发热点越远，温度越低，而实际热像图显示互感器头部壳体整体均匀发热，因此该可能性较小。（2）互感器内部接触不良导致的发热会造成油温升高，再通过热对流使得互感器头部均匀发热。（3）缺油。互感器储油柜的油量偏少，内部一次导电接触部分暴露在空气中，而空气的散热能力远小于油，因此互感器发热。由于设备带电，无法确认互感器油位，外观检查也未发现互感器有渗漏油现象，因此该可能性也较小。综上所述，膨胀器内部存在接触不良导致发热的可能性较大。

2试验检测

2．1油化试验结果及分析

2018年5月25日，对该＃120电流互感器进行了两次油化试验，发现B相互感器油中氢气及总烃超标。通过三比值法得出编码结果：021内部存在中温过热故障（300～700℃）。由此初步判断为电流互感器内部或外接头接触不良引起的发热。

2．2停电试验

首先对电流互感器进行了外观检查，发现B相电流互感器油位正常，且瓷瓶及互感器头部外侧无渗漏油痕迹。然后对该＃120电流互感器进行了绝缘电阻、介损测试及一次绕组直流电阻试验。（1）绝缘电阻。一次对二次、末屏及地，A、B、C相分别为32000、33000、29000MΩ；二次对地及绕组间，A、B、C相分别为7900、8300、8000MΩ；末屏对地，A、B、C相分别为8200、9300、7800MΩ。（2）正接法介质损失角正切值，A、B、C相tanδ分别为0．285％、0．189％、0．313％；A、B、C相Cx分别为748．3、627．9、673．7pF。（3）一次绕组直流电阻，A、B、C相分别为0．42、33．02、0．21mΩ。由此可知B相绝缘电阻、介损试验结果正常，但一次绕组直流电阻测试值远大于AC两相，严重超标。为确认发热是否是连接排接触电阻过大所致，第一次将试验夹夹在连接排上进行测试，第二次绕过连接排后夹在一次绕组引出排上进行测试。线夹位置。两次直流电阻试验结果无明显变化，由此排除膨胀器发热为连接排接触电阻过大所致。综合红外测温结果及油试验结果，认定该电流互感器发热原因为内部存在接触不良。

3缺陷处理

将电流互感器顶盖拆开后检查，发现一次绕组与L2接线端子连接已松动。将一次绕组与各接线端子重新紧固后再次进行直流电阻试验，结果正常。之后对该电流互感器进行了换油。投运后对油样进行跟踪监测，油色谱数据正常，确认该缺陷已消除。

4结语

电流互感器头部外壳发热是常见缺陷，对于缺陷的发现和诊断，建议从以下几方面进行。（1）判断设备电流致热型缺陷时不应只套用规程，还应结合设备实际负载情况进行具体分析。在负载较小时，即使发热不严重，也应对缺陷进行记录。（2）当确认电流互感器存在发热缺陷后，可通过色谱分析来进一步判断发热类型及缺陷的严重程度，必要时停电检查。（3）直流电阻试验可灵敏反映各种接触不良缺陷，对于电流致热型的电流互感器可加做直流电阻试验来辅助判断缺陷位置。

参考文献

［1］DL／T664—2008带电设备红外诊断应用规范［S］．

［2］Q／GDW1168—2013国家电网输变电设备状态检修试验规程［S］．

［3］刘铁钢．电流互感器内部接触不良诊断方法的探讨［J］．湖南电力，1998（2）：55－56．

作者:赵铁羽 李阎君 周君杰 秦斌 单位:国网重庆市电力公司璧山供电分公司