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【摘 要】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。红外成像检测具有不停电、不取样、不接触、直觀准确和安全快速等特点，能及时有效检测出带电设备的各种外部故障和部分内部故障，是开展设备在线诊断和状态检修的最理、最有效的手段之一。本文主要分析了红外测温发现的电流互感器发热缺陷问题。有不对之处，请批评指正。
【关键词】红外测温；电流互感器；发热缺陷；分析
在电力系统中，电力设备的质量直接关系到电网的运行安全，而由于电力设备内部缺陷而引起的设备事故对电网的危害更大。红外成像技术是一种先进的带电检测技术，可在不停电的情况下检测设备的运行状况。该技术目前已成为变电运维人员发现设备缺陷的重要手段之一。应用红外测温诊断技术可以及时发现电力设备缺陷特别是内部缺陷，使设备故障得到及时的消除，避免电力系统事故的发生。笔者结合实际经验，分析了电流互感器发热缺陷及原因，对红外测温技术在电流互感器发热缺陷中的运用提出了几点思考。
1红外测温诊断技术概述
红外测温诊断技术是一种在线监测（不停电）式高科技检测技术，它集光电成像技术、计算机技术、图像处理技术于一身，通过接收物体发出的红外线（红外辐射），将其热像显示在荧光屏上，从而准确判断物体表面的温度分布情况，具有准确、实时、快速等优点。任何物体由于其自身分子的运动，不停地向外辐射红外热能，从而在物体表面形成一定的温度场，俗称“热像”。红外诊断技术正是通过吸收这种红外辐射能量，检测出设备表面的温度及温度场的分布，从而判断设备发热情况。
在当前的电力网运行中，红外测温诊断技术得到了积极的应用。红外测温诊断技术不仅可诊断设备的外部缺陷，也可诊断出部分设备的内部缺陷，可发现许多在预防性试验和检修中发现不了的设备缺陷。红外检测技术有其不可取代的优势，检测时不需停电、不受电场干扰、安全、可靠，具有存档简便、管理方便等优点，利于现代化管理。红外测温诊断技术运用中，发现了很多的设备缺陷，避免了电网运行设备的事故发生，保证了电网的运行安全。
当前全国用电形势比较紧张，负荷居高不下，电网的设备大部分在满负荷运行，红外测温诊断技术在当前的形势下显得尤为重要。为了使红外测温诊断技术更好地为电力生产服务，要求我们多总结经验，及时发现设备的内部及外部缺陷，使设备缺陷得到及时处理，保证电网安全运行。
2电流互感器发热缺陷及原因分析
根据缺陷的性质不同，电流互感器的常见发热缺陷分为电流致热型缺陷和电压致热型缺陷，其中电流致热型缺陷的主要原因是接触不良，易发生该类缺陷的部位有：（1）进出线端子板；（2）串并联端子板；（3）内部一次导杆与出线端子板之间的紧固螺栓；（4）二次接线端子板。
电压致热型缺陷的主要部位和原因有：（1）局部器身，其原因可能是局部存在杂质、受潮、气泡、接触不良等绝缘缺陷造成的严重局部放电；（2）互感器上部，其原因可能是漏油致使顶部缺油，从而引起放电；（3）末屏，其原因可能是末屏接触不良；（4）器身整体，其原因可能是整体严重老化或受潮；（5）外绝缘污秽、伞裙破损或爬电距离不足等原因造成的放电。
3缺陷介绍
3.1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℃。此时环境温度约为16℃，B相与正常相相对温差为55.49%。
3.2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。
4试验检测
4.1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。
4.2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、7822MΩ。（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。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。
5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。
6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]红外测温诊断技术在苏州500kV变电运行的应用[J].方袁.科技资讯.2010（05）
[2]红外测温与诊断技术在水轮发电机中的应用[J].舒均盛.大电机技术.2007（04）
[3]红外测温诊断电气设备缺陷情况及分析[J].张亚丽.农村电工.2006（03）
[4]红外测温技术诊断氧化锌避雷器安装缺陷[J].冯新岩.高电压技术.2006（03）
[5]应用红外测温仪分析磁吹避雷器内部缺陷[J].贾亚军.高电压技术.2005（11）
（作者单位：国网晋中供电公司）
【关键词】红外测温；电流互感器；发热缺陷；分析
在电力系统中，电力设备的质量直接关系到电网的运行安全，而由于电力设备内部缺陷而引起的设备事故对电网的危害更大。红外成像技术是一种先进的带电检测技术，可在不停电的情况下检测设备的运行状况。该技术目前已成为变电运维人员发现设备缺陷的重要手段之一。应用红外测温诊断技术可以及时发现电力设备缺陷特别是内部缺陷，使设备故障得到及时的消除，避免电力系统事故的发生。笔者结合实际经验，分析了电流互感器发热缺陷及原因，对红外测温技术在电流互感器发热缺陷中的运用提出了几点思考。
1红外测温诊断技术概述
红外测温诊断技术是一种在线监测（不停电）式高科技检测技术，它集光电成像技术、计算机技术、图像处理技术于一身，通过接收物体发出的红外线（红外辐射），将其热像显示在荧光屏上，从而准确判断物体表面的温度分布情况，具有准确、实时、快速等优点。任何物体由于其自身分子的运动，不停地向外辐射红外热能，从而在物体表面形成一定的温度场，俗称“热像”。红外诊断技术正是通过吸收这种红外辐射能量，检测出设备表面的温度及温度场的分布，从而判断设备发热情况。
在当前的电力网运行中，红外测温诊断技术得到了积极的应用。红外测温诊断技术不仅可诊断设备的外部缺陷，也可诊断出部分设备的内部缺陷，可发现许多在预防性试验和检修中发现不了的设备缺陷。红外检测技术有其不可取代的优势，检测时不需停电、不受电场干扰、安全、可靠，具有存档简便、管理方便等优点，利于现代化管理。红外测温诊断技术运用中，发现了很多的设备缺陷，避免了电网运行设备的事故发生，保证了电网的运行安全。
当前全国用电形势比较紧张，负荷居高不下，电网的设备大部分在满负荷运行，红外测温诊断技术在当前的形势下显得尤为重要。为了使红外测温诊断技术更好地为电力生产服务，要求我们多总结经验，及时发现设备的内部及外部缺陷，使设备缺陷得到及时处理，保证电网安全运行。
2电流互感器发热缺陷及原因分析
根据缺陷的性质不同，电流互感器的常见发热缺陷分为电流致热型缺陷和电压致热型缺陷，其中电流致热型缺陷的主要原因是接触不良，易发生该类缺陷的部位有：（1）进出线端子板；（2）串并联端子板；（3）内部一次导杆与出线端子板之间的紧固螺栓；（4）二次接线端子板。
电压致热型缺陷的主要部位和原因有：（1）局部器身，其原因可能是局部存在杂质、受潮、气泡、接触不良等绝缘缺陷造成的严重局部放电；（2）互感器上部，其原因可能是漏油致使顶部缺油，从而引起放电；（3）末屏，其原因可能是末屏接触不良；（4）器身整体，其原因可能是整体严重老化或受潮；（5）外绝缘污秽、伞裙破损或爬电距离不足等原因造成的放电。
3缺陷介绍
3.1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℃。此时环境温度约为16℃，B相与正常相相对温差为55.49%。
3.2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。
4试验检测
4.1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。
4.2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、7822MΩ。（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。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。
5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。
6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]红外测温诊断技术在苏州500kV变电运行的应用[J].方袁.科技资讯.2010（05）
[2]红外测温与诊断技术在水轮发电机中的应用[J].舒均盛.大电机技术.2007（04）
[3]红外测温诊断电气设备缺陷情况及分析[J].张亚丽.农村电工.2006（03）
[4]红外测温技术诊断氧化锌避雷器安装缺陷[J].冯新岩.高电压技术.2006（03）
[5]应用红外测温仪分析磁吹避雷器内部缺陷[J].贾亚军.高电压技术.2005（11）
（作者单位：国网晋中供电公司）