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摘要：红外测温技术是一种广泛应用于我国电力行业设备故障检测的技术。其具有直观、形象、准确性高等特点。检测过程中，不需要取样、停电,不需要改变设备运行的参数。能够有效的、准确的对设备进行测温并判段其工作状况及缺陷的部位和性质,从而保障了设备运行的安全。本文就红外测温技术在变电设备缺陷诊断中的应用进行了简要的分析。
关键词：红外测温技术；变电设备；缺陷诊断；应用
红外测温技术是探测变电设备发射的红外能量，一旦设备存在热缺陷，相应部位温度场则会发生变化，利用红外热像仪捕捉这一变化可及时的发现变电设备存在的发热缺陷。
变电设备发热故障一般可分为外部发热故障及内部发热故障两类，通过采集正常运行状态下的发热规律及温度场分布和温升状况可较好的对比设备有无内部或外部故障。
1.常见设备发热原因
1）由于设计、施工工艺不良等因素，使导电回路的接头，连接处接触电阻增大，接触不良造成发热。
2）受周围环境的变化，恶劣天气及腐蚀性气体，污秽等自然力的作用，使绝缘老化。
3）线圈类设备导磁部位绝缘不良导致漏磁形成局部涡流过热。
4）由于输变电设备内部元器件损坏，老化，引起电压异常；内部受潮时介质损耗增大，引起发热。
5）充油设备缺油部位与油面以下热容系数不同使热场分布存有差异，利用该特点可观测设备油位。
2.缺陷类型
1）电流致热型：电流致热是由于电流效应引发的，其发热功率为P=I2R。输变电设备导电回路在电流的作用下，连接部位或触头接触不良使其接触电阻增大，则相应部位引起发热。
2）电压致热型：电压致热是由于电压效应引起的发热，其发热功率为P=U2ωcotδ。当设备绝缘介质老化、受潮引起介质损耗增大及泄漏电流增大引起的发热，使其温度分布发生改变。
3.电力设备缺陷红外诊断的基本原理
3.1红外测温技术原理
红外测温技术是在辐射测温原理的基础上，通过非接触的方式对温度进行测量。其具有响应速度快、导热性能好、准确度高等优势，它是以红外辐射理论的三大定律为基础的。红外线在日常环境中广泛存在着，大多数物体自身的分子和原子都在进行无规则的运动，并辐射出热红外能量，且辐射红外线的强度随物体温度的增加而增加。红外探测器能够将物体所辐射出的红外信号转变为电信号，再通过输出的成像信号就能够模拟出物体表面温度的分布情况。红外测温系统主要是由光电探测器、光学系统、信号放大器、信号处理器以及显示输出系统组成。
3.2红外测温技术对检测环境的要求
3.2.1环境温度
被检测设备和环境温度应不低于5℃，若温度过低，则会影响检测的准确性。
3.2.2空气湿度
空气湿度不得高于85%，否则同样会影响到测试的效果。因此，检测工作也尽量在春、秋等干燥的季节进行。
3.2.3天气状况
采用红外测温技术进行设备诊断时，应该尽量选择天气状况良好的时候，避免雨雪、大雾、大风等天气。
3.2.4光线条件
光线对检测的结果具有很大的影响，因为红外测温技术是通过接收物体的辐射波进行检测的。光线越弱，对检测越有利。因此，一般选择夜间或者阴天时候进行；而若是在室内检测的话，则应该将灯关闭，减少光线的影响。
4.变电设备缺陷诊断中红外测温技术应用案例
4.1案例一：110kV变电站主变散热器缺陷案例分析
某变电站主变大修后，在对该主变巡视测温时发现主变一组散热片温度比其他散热片低，异常散热片温度为35.2℃，正常散热片温度为41.5℃
4.1.1缺陷处理
通过该红外图像可以判断出该片散热器阀门堵塞或未打开,发现此问题后班组迅速向部门汇报，并加强监视，密切注意观察其缺陷发展，部门迅速向运维及调控中心汇报打算及时利用检修计划对缺陷进行处理，最终通过处理发现变压器散热片阀门未打开，通过打开阀门，散热器内部油循环正常，变压器恢复正常运行状态。
4.1.2经验总结
变压器的热量来自于两个方面。一是铁损，就是变压器铁芯中的涡流缺失产生的热量；二是负载电流流经变压器绕组产生的热量，此发热量与电流的平方成正比。这此热量必须要及时散发掉，否则会损坏变压器，因此变压器需要安装散热器，如果散热器发生故障，变压器温度就会迅速升高，影响变压器乃至电网的安全。变压器工作中的正常状态应该是：（1）顶部是高温区，温度逐渐向下减弱；（2）套管升高座附近温度最高；（3）本体呈现一个明亮的红外热图像。而判断其是否出现过热故障则应根据以下几条：（1）检查套管端部接点；（2）比较三相套管表面温度是否均匀一致，以判断套管内部是否存在缺陷；（3）散热器表面温度是否均匀，以判断油路的堵塞情况。
对于此类设备缺陷的发现必须关注小温差的存在，同时结合其他异常现象，认真进行观察分析，有助于及时发现变电设备的缺陷。
4.2案例二：电流互感器发热缺陷案例分析
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%。
4.2.1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。
4.2.2试验检测
（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。
4.2.3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。
4.2.4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。
5.结束语
综上所述，随着电网的不断发展，变电站在线监测变得越来越重要，因此我们日常红外测温的数据积累可以为红外在线监测装置提供基础数据库，根据设备的结构特点加入相应的判据，通过红外在线监测装置的分析运算，给运维人员提供可能的分析结论，运维人员再依据其他异常现象最终发现变电设备缺陷。总之红外测温技术的应用能够及时、准确监控变电设备的运行情况，确保变电设备安全、稳定的运行。
参考文献
[1]国网（运检/3）829-2017《国家电网公司变电检测通用管理规定第1分册红外热像检测细则》
[2]DL/T664《带电设备红外诊断技术应用导则》
[3]国家电网安监[2009]664号《国家电网公司电力安全工作规程（变电站部分）》