红外热成像技术在电力设备状态检修中的实践

陈美霞

摘 要：现在人们对于供电企业的供电安全稳定性提出了较高的要求，所以供电企业为了最大限度地满足人们生产生活的实际需求，尽可能地减少停电对大家造成的不变影响，所以经常会对电力设备进行带电检修的操作，在这一过程中，借助红外热成像技术就可以实现对电力设备的带电检修操作，借助该技術可以很好地检测出电力设备内部的绝缘介质温度高低，以及电力设备在实际运行中是否存在问题故障，或是设备缺陷等，对于发现的问题可以采取及时的修正措施，避免造成对电力设备运行稳定性的更大影响，维护设备的正常运转，为用户提供可靠安全的供电需求。本文就次展开论述，仅供参考。

关键词：红外热成像；带电检修；电力设备

中图分类号：TM92 文献标识码：A

社会的发展进步，电力企业在国民经济的发展中所起着的重要作用是不言而喻的，同时也刺激了电力企业的各个当面获得了较大的发展进步，就电力设备的运行检修而言，已经由传统的周期预防性检修逐步向更具有针对性的状态检修的模式过度，通过这种检修方式可以很好地了解电力设备的实际运行状态是否稳定可靠，但是在实际的运行环境中，造成对电力设备运行状态稳定性的影响因素是众多的，且各因素之间存在着复杂的关系，如何实现对电力设备运行各因素的分析，从而做出科学的操作预判，确保电力设备运行的稳定性，加强对红外热成像技术在电力设备状态检修中的应用实践研究具有重要的现实意义。

1.红外测温技术的实际应用

1.1进行外部电力设备故障检测的应用

出现外部故障的电力设备主要是指暴露在设备外部的各部位产生的问题故障，这种问题故障可以借助红外检测仪器直接在视场范围之内就可以检测到，比较方便直观地获得电力设备的外部部位的故障信息。

1.2电力设备的内部故障问题检测

电力设备内部的问题故障主要是指封闭在油绝缘以及固体绝缘或是设备壳体之内的绝缘介质劣化或是电气回路问题等引发的内部故障，对于这种问题故障检测，需要结合整个电力设备的内部结构以及电力设备的运行状态，再结合传输热学理论，进行对流传导（可能由绝缘油、气体或金属导电回路造成）的进一步分析，同时从设备外部显示的温度得出温度变化分布图像，预判电力设备内部可能出现的问题故障。结合实际经验，当电力设备的问题故障是以热状态的形式表现出来的，就需要进一步借助红外检测仪器将被诊断设备的红外辐射信号使其转换为电的信号，进而判断出电力设备到底有没有问题故障，以及具体的问题故障是属于哪种属性，具体的位置在什么地方，问题故障的严重程度等都可以做出较为详细的具体的诊断判别。

对于电力设备的发热情况，一般主要分为在其电力设备运行的过程中由于电压、电流等的作用有3种发热来源：

其一，是由于电阻的损耗而产生的发热，这种发热的产生是电流实际通过电阻时而发生的热能，所以是由电流的效而产生的发热，这种发热更多是发生在截流的电力设备中。

其二，因介质的损耗而产生的发热，这种发热主要是由于电力绝缘的介质在交变电场的实际作用下，介质的极化方向不断地发生改变而引起的电能消耗，进而产生的发热，所以这种发热方式是由于电压的效应而产生的发热；

最后，铁损的致热。这种发热方式是由于在励磁的回路上不断地进行工作电压的施加，由于铁心的磁滞以及涡流而发生的电能损耗而引起的发热。

2.典型内部缺陷热谱图的分析

2.1变压器套管内部缺陷案例分析

在某地进行红外线测试的工作中，发现该地的某一220kV变电站的变压器的低压侧C相套管以及升高座出现了整体性的发热情况，并经过检测其中最高温度点以及达到了40.5℃，并经过观察发现C相套管的桩头并没有实际的热点，所以可以判断升高座以及套管的热量实际上是由电力设备的内部导电杆以及绕组接头连接不良而产生发热。在借助宏伟测温进行跟踪性的测试发现，C相套管的整个温度有着较为明显的增长，其实际温度的最高值可以达到61.8℃。经过对油色谱进行分析，发现整个变压器油的甲烷和乙块呈现出较快的增长趋势。所以结合变压器的运行状态评价标准可以了解到设备存有一定的问题缺陷，进一步对变压器进行直流电阻的测量发现，低压侧的绕组AC、BC的直流电阻超标是非常明显的，其中的最大不平衡度甚至可以达到10.6%，再结合红外线的检测图谱可以进一步确定问题故障是属于低压侧的套管导电杆下边的接触不良引起的。

2.2站用变悬浮放电问题

对某地500kV变电站进行红外测温，发现35kV站用变上的A相套管上部位出现红外图谱的异常，图谱呈现出的主要特征是油面处呈现出最高温的热像，同时油面有着非常清晰明显的分界线。通过对红外图谱进行分析发现，A相套管的热像特征主要以油面处的温度最高，根据经验以及相关资料的记录可以预判是电压致热型的设备缺陷，问题故障的主要特征是缺油导致的。接下来的时间对占站用变进行特性试验与绝缘试验，测验的结构表明直流电阻以及绝缘电阻都是合格的，并没有异常情况的发现，对站用变的绝缘油进行色谱的分析发现其氢气以及总烃两者值都已经明显的超过注意值，所以通过进一步确认分析，是由于站用变内部可能存在局部的放电造成的问题故障。之后再进一步对站用变的铁芯接地方式进行检测发现，上下夹件之间的存有拉杆，同时拉杆之间还不绝缘，接地的铜片是连接在上夹件上的，再由上夹件经过吊螺杆进行接地操作，通过对吊芯进行检查发现，箱底定位的螺栓与器身定位孔之间存在着放电的迹象，所以可以进行对故障问题的判定是由于铁芯不良的接地操作导致，电压器处于正常的运行状态下，带电的绕组以及相关的引线与油箱间构成的电场都是属于不均匀的电场，其中铁芯以及其他电力设备的金属构建就处于实际电场之中，所以个各高低压绕组以及低压绕组与铁芯之间，铁芯与变压器的邮箱之间都存在着寄生电容。带电绕组就会通过寄生电容的耦合作用，使铁芯对实际地面发生悬浮的电位，一般位置的不同悬浮的电位也是不同的，但是不管哪一部位的电位只要是两者之间的电位差可以达到能够实际击穿期间的电源时，就会产生一定的电火花。

2.3电压互感器电磁单元绝缘的受潮故障

对某地500kV变电站进行红外温测试，发现某220kV电容式电压的互感器电磁单元存在较高的温度差异，要比其他的一般部位高出3℃左右，对此现象可以按照以下方式进行故障测试分析。

首选是对相关产品进行例行试验，将测验的结果与以往的历史检测数据进行比较分析。

其次，结合实际分析的结果，对存有疑问的部位可以进行必要的产品解体进行详细的检查。

通过对电容式电压互感器进行电容量以及介质损耗因素的检查，C1没有发生多大的变化，但是C2的介质损耗因数以及电容量就存在较大的变化，远远地超过了规定值。所以初步可以确定是由于电容式电压互感器，电磁单元的内部绝缘下降导致的，需要进一步对电磁单元的绝缘油进行色谱分析以及可以进行击穿电压测试，进过分析了解倒是由于电压互感器内部受潮进水导致绝缘油绝缘能力的下降，发生局部放电的现象。

结语

结合以上分析论述，借助红外热成像技术可以较为方便地发现电力设备内外的发热问题以及设备内外可能存在的问题故障，经过实践研究发现借助该种技术是展开输电网电力设备进行状态检修的非常有效的检测手段。

参考文献

[1]邵进，胡武炎，贾风鸣，等.红外热成像技术在电力设备状态检修中的应用[J].高压电器， 2013（1）：126-129.