段玉兵，胡曉黎，雍軍，鄭健，劉嶸

（1.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學研究院，山東濟南250002；2.國網(wǎng)山東省電力公司，山東濟南250001）

·經(jīng)驗交流·

500 kV復合絕緣子現(xiàn)場紅外測溫方法及診斷判據(jù)

段玉兵1，胡曉黎1，雍軍2，鄭健1，劉嶸1

（1.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學研究院，山東濟南250002；2.國網(wǎng)山東省電力公司，山東濟南250001）

作為一種有效的帶電檢測技術(shù)，紅外測溫能夠及時發(fā)現(xiàn)復合絕緣子缺陷，防止電網(wǎng)故障，提高系統(tǒng)穩(wěn)定性。給出500 kV復合絕緣子現(xiàn)場紅外測溫的具體方法及步驟，通過大量現(xiàn)場紅外測溫案例，證明此方法的有效性。通過現(xiàn)場紅外測溫及復合絕緣子模擬加壓試驗，對紅外測溫方法的判據(jù)參數(shù)進行修正，測溫結(jié)果及實驗室試驗表明，給出的紅外測溫方法能夠有效地檢測出缺陷復合絕緣子。

復合絕緣子；紅外測溫；診斷分析

0 引言

相對于瓷、玻璃絕緣子，復合絕緣子具有制造工藝簡單、強度高、耐污閃性能強、運行維護方便等優(yōu)點，在電力系統(tǒng)得到了廣泛應用。其應用對防止電網(wǎng)發(fā)生污閃事故，保證電網(wǎng)安全運行起到了極其重要的作用［1-2］。山東電網(wǎng)1990年首次使用復合絕緣子，1998年開始使用進口500 kV復合絕緣子，2000年以后，采用耐酸芯棒的復合絕緣子被應用，2002年開始使用國產(chǎn)復合絕緣子。隨著運行時間的延長和運行數(shù)量的增長，復合絕緣子在運行中發(fā)揮優(yōu)良防污閃性能的同時也出現(xiàn)了許多問題，2008年起，山東電網(wǎng)500 kV復合絕緣子開始出現(xiàn)因機械強度下降引起的斷串故障。為保障電網(wǎng)安全運行，有必要對復合絕緣子進行帶電檢測。

與瓷絕緣子檢零、玻璃絕緣子自爆不同，復合絕緣子缺少簡單、有效的檢測手段，缺陷在發(fā)展過程中難以檢測出來，對電網(wǎng)的安全運行構(gòu)成隱患。因此，有必要尋找快速高效的復合絕緣子帶電檢測方法。目前，復合絕緣子的帶電檢測方法主要有觀察法、電場法、紫外成像法和紅外成像法等［3-9］。500 kV線路復合絕緣子發(fā)熱屬電壓致熱型設備的內(nèi)部缺陷，絕大多數(shù)由電場引起的絕緣材料的損壞，其受損處都會出現(xiàn)因局部放電泄漏電流而引起的溫度升高現(xiàn)象。故障復合絕緣子與正常復合絕緣子的表面熱場分布是不同的，用紅外檢測方法即可判斷絕緣子是否發(fā)生故障。

針對500 kV復合絕緣子斷裂事故，結(jié)合500 kV線路及鐵塔特點，制定出適合500 kV復合絕緣子帶電檢測的紅外測溫方法，通過現(xiàn)場紅外測溫對相關(guān)線路500 kV復合絕緣子進行帶電檢測，驗證方法的有效性；通過大量現(xiàn)場紅外測溫和實驗室模擬試驗數(shù)據(jù)對復合絕緣子故障診斷判據(jù)參數(shù)進行修正，提高了紅外測溫的缺陷檢出準確性和檢測效率。

1 500kV復合絕緣子紅外測溫方法

根據(jù)DL／T 664—2008《帶電設備紅外診斷規(guī)范》，結(jié)合500 kV復合絕緣子自身及線路特點，500 kV復合絕緣子現(xiàn)場紅外測溫可以按照以下步驟進行。

1）選取紅外測溫儀器，儀器應有大氣條件的修正模型，可將大氣溫度、相對濕度、測量距離等補償參數(shù)輸入，進行修正，并選擇適當?shù)臏y溫范圍（－10～55℃）。

2）儀器應以復合絕緣子正常運行情況下，絕緣子表面的溫度設置為電平度（溫寬值中的中間值）。

3）熱像系統(tǒng)的溫寬值（熱對比度）宜設置在電平度±1℃的溫寬范圍內(nèi)進行檢測，使儀器的溫度分辨率達到最佳效果（或盡量減少溫寬值）。

4）環(huán)境溫度發(fā)生較大變化時，應對儀器重新進行內(nèi)部溫度校準，校準按儀器的說明書進行。

5）被檢測電氣設備的輻射率一般可取0.97。

6）500 kV線路檢測一般需使用中長焦距鏡頭。

7）站位要求：使用紅外熱像儀測量絕緣子時，不應距離桿塔太近，選擇距離桿塔30～80 m遠，盡量使視線能夠看到絕緣子的傘裙和護套。

8）如測量到絕緣子溫度異常，申請登塔測量。在安全距離保證的條件下，紅外儀器宜盡量靠近被檢絕緣子，使絕緣子充滿整個視場，以提高紅外儀器對絕緣子表面細節(jié)的分辨能力及測溫精度。

9）若絕緣子導線側(cè)均壓環(huán)位置溫升大于2℃，或者絕緣子導線側(cè)均壓環(huán)以外位置溫升、相間溫差大于1℃，則判定絕緣子故障。

DL／T 664—2008《帶電設備紅外診斷規(guī)范》中明確指出，紅外檢測時，復合絕緣子溫升超過1℃即可判定絕緣子故障，但是實際應用過程中發(fā)現(xiàn)正常狀態(tài)復合絕緣子運行時，導線側(cè)均壓環(huán)位置都會出現(xiàn)2℃溫升。因此，極易造成絕緣子檢測過程中的誤判，導致不必要的復合絕緣子更換，耗費人力物力。為此，將復合絕緣子均壓環(huán)附近的溫升閾值參數(shù)設為2℃，并通過試驗室試驗驗證此參數(shù)的有效性。

2 500kV復合絕緣子現(xiàn)場紅外測溫

為了驗證以上紅外測溫檢測方法的有效性，根據(jù)制定的500 kV復合絕緣子紅外測溫檢測方法，進行500 kV復合絕緣子紅外測溫，通過現(xiàn)場紅外測溫發(fā)現(xiàn)了幾起復合絕緣子嚴重缺陷。

1）對500 kV A線7號塔復合絕緣子進行紅外測溫時，發(fā)現(xiàn)C相絕緣子溫升異常，屬嚴重過熱。7號塔是直線塔，復合絕緣子為保定廠產(chǎn)品，擠包穿傘工藝，共86個傘群，2002年投運。第一次測量天氣為陰天，溫度27.6℃，相對濕度70%，風速1 m／s，右相大號側(cè)測量距離58 m。照片見圖1，測量結(jié)果為右相大號側(cè)絕緣子導線端溫度比正常部位高30℃，初步判定絕緣子故障。

圖1 7號塔C相地面測量及登塔可見光圖片

進行登塔復測，陰天。溫度27.6℃，相對濕度70%，風速1 m／s，測量距離5 m。復測照片見圖2，測量結(jié)果為右相大號側(cè)絕緣子導線端比正常部位高43.6℃。

圖2 7號右相大號側(cè)登塔復測

對該絕緣子進行更換。該絕緣子損壞嚴重，從導線側(cè)一直到第十四傘之間，護套均已變硬變脆，第十三與第十四傘之間護套穿孔，第十四傘以上無破損?，F(xiàn)場照片如圖3所示。

圖3 故障絕緣子現(xiàn)場照片

2）對500 kV B線路173號直線塔復合絕緣子進行紅外測溫時，發(fā)現(xiàn)右相復合絕緣子溫升異常，屬嚴重過熱，紅外照片見圖4。測量時，環(huán)境溫度18.5℃，相對濕度50%。陵濱線173號右相復合絕緣子導線側(cè)發(fā)熱，發(fā)熱點溫度20.1℃，正常點溫度13.4℃，最高溫升為6.7℃。

圖4 173號右相復合絕緣子紅外照片

帶電173號右相復合絕緣子進行了更換。該絕緣子損壞嚴重，從導線側(cè)一直到十六個傘之間，護套均已變硬變脆，第二與第三傘之間、第五與第六傘之間芯棒中的玻璃纖維已部分粉化脫落，十五與十六傘之間護套穿孔，十六傘以上無破損。

3）對C電廠500 kV復合絕緣子進行紅外測溫，該批復合絕緣子于2002年5月投運的500 kV復合絕緣子。按照紅外精確測溫的要求，晴好天氣日落2 h后，對C電廠500 kV復合絕緣子進行紅外測溫。共檢測65只絕緣子，發(fā)現(xiàn)5號主變出線塔C相右串發(fā)熱異常，測溫圖像如圖5所示。檢測時環(huán)境溫度31℃，導線側(cè)數(shù)第六、七個傘間溫度達到41.2℃，絕緣子中間部位溫度僅30.2℃，溫差達11℃，屬于嚴重過熱。

圖5 5號主變出線塔C相右串測溫圖像

3 500kV復合絕緣子現(xiàn)場紅外測溫診斷判據(jù)修正

對絕緣子進行紅外測溫時，發(fā)現(xiàn)多處復合絕緣子在導線側(cè)均壓環(huán)位置出現(xiàn)溫升過高現(xiàn)象。通過現(xiàn)場紅外測溫所得的溫升超過診斷規(guī)范中規(guī)定值的復合絕緣子中，大部分只發(fā)生在導線側(cè)均壓環(huán)附近，且溫升在1～2℃，對這種現(xiàn)象將通過實驗室模擬討論分析。

對500 kV絕緣子進行試驗室試驗，此次試驗摘取了嶗瑯I(yè)線80號塔3支跳線絕緣子和嶗瑯I(yè)線部分直線串絕緣子。為使試驗結(jié)果更具可比性，決定將跳線、直線絕緣子同時試驗，并將其它廠家絕緣子與此次抽取絕緣子進行對比試驗。

3.1 模擬現(xiàn)場工況測溫試驗

環(huán)境溫度30℃，相對濕度56%。選取現(xiàn)場摘取的3只故障復合絕緣子，模擬現(xiàn)場運行情況，在導線側(cè)施加運行電壓，測量結(jié)果如圖6所示。

圖6 模擬試驗紅外測溫圖像

該試驗結(jié)果與現(xiàn)場測量結(jié)果相比，發(fā)熱位置相同，只是因為距離、散熱條件等不同因素，溫度值有所不同。

3.2 500kV紅外測溫判據(jù)修正

選取6支不同廠家的復合絕緣子，在導線側(cè)施加運行電壓模擬現(xiàn)場運行情況，測量結(jié)果如圖7所示。

圖7 模擬試驗紅外圖像

由直線絕緣子測溫情況可看出，6只絕緣子導線側(cè)基本都有2℃左右的溫升。通過對不同廠家生產(chǎn)的復合絕緣子試驗，導線側(cè)基本都有2℃左右的溫升。因此，基本可以確定絕緣子導線側(cè)發(fā)熱屬于普遍現(xiàn)象，原因為此處電場較集中，電暈放電所引起。

4 結(jié)語

復合絕緣子運行的可靠性對電力系統(tǒng)的安全生產(chǎn)具有重要的意義，隨著復合絕緣子數(shù)目的增多及運行年限的增長，在運行中還是暴露了一些問題，特別是因斷裂造成導線落地事故，已成為輸電線路運行的重大隱患。

通過在實驗室對國內(nèi)、進口500 kV絕緣子的模擬工況紅外測溫對比試驗，對復合絕緣子紅外測溫方法判據(jù)進行修正，可以看出，如在導線側(cè)均壓環(huán)位置測出2℃溫升是由電暈放電造成，屬正?，F(xiàn)象。通過大量現(xiàn)場紅外測溫試驗可以看出，制定的紅外測溫檢測方法可以有效地檢測出缺陷復合絕緣子，判斷出絕緣子是否發(fā)生故障，從而避免斷串及污閃造成線路跳閘故障，保證電網(wǎng)的安全運行。

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The Criterion for Field Infrared Temperature Measurement of 500 kV Composite Insulator

As an effective live detection technology，infrared temperature measurement can be found in composite insulators to prevent defects，fault，and improve the system stability.In this paper，we give a specific method and step of 500 kV composite insulator field infrared temperature measurement.Through a large number of field infrared temperature cases，we prove the validity of the method.Through the infrared temperature measurement and simulation of tests of composite insulators，criterion parameters of infrared temperature measurement method is modified，measurement results and laboratory tests show that the method of infrared temperature measurement given in this paper can detect defects of composite insulators effectively.

composite insulator；infrared temperature measurement；diagnostic analysis

TM216；TM835

：B

：1007－9904（2014）04－0029－03

2014-05-06

段玉兵（1980—），男，工程師，從事線路及防污閃工作。