变电站运行设备发热及监控方法研究

欧志坚

摘要：电气运行设备是变电站的重要组成部分，在实际工作中，可能会因为人为操作或外界因素影响，出现散发大量热量的问题，极容易造成安全事故，对变电站设备安全运行造成不利影响。本文重点阐述变电站运行设备发热的原因，提出切实可行的监控方法，以期为变电站提高环境稳定性、维护设备安全性提供参考。

关键词：变电站;运行设备;监控方法

前言：变电站在整体电力系统中的地位十分重要，是保证输配电质量的关键枢纽，保证变电站运行设备良好运行，对提高输配电效率具有积极影响。变电站运行设备经常出现发热问题，如果维修人员没有及时明确发热原因，便无法制定针对性检修与控制规划，对此维修人员需要深入了解设备运行发热原因，采取科学有效手段进行控制，从而避免出现设备因发热而损坏的问题。

一、变电站运行设备发热的原因

（一）超负荷运行

物理学中的焦耳定律表示“Q=I?Rt”，其中Q为功、I?表示电流的平方、R是电阻、t是时间，由此可以看出运行设备的电流与电阻之间的关系成正比，流经设备的电流越高，设备内部的电阻值越高，则运行设备的热量越大[1]。变电站运行设备的电流值、电阻值受出厂限制，具有一定的额定性，如果电流超过设备的额定值范围，便会造成超负荷运行，如果长时间得不到缓解，设备会因为超出最高承受温度而发生故障。

（二）接触点氧化腐蚀

通常情况下，变电站的运行设备型号比较大，加上其应用频率较高，无法进行高频率的更换，随着使用时间的延长，设备必然会出现老化与腐蚀问题。其中腐蚀老化最严重的是户外设备，在自然环境的影响下，设备接触点会因为氧化还原反应形成氧化膜，导致运行设备的电阻值不断提高，直接后果是运行设备的发热量不断上升，直至超过接触点可承受范围，使得设备因接触点被烧坏而引发安全事故。

（三）接触不良

变电站运行设备在安装过程中，有时会因为设计缺陷或安装不规范，出现设备连接接触点的接触面过小问题，另外如果维修人员在后期检修与调试工作中，没有将接触点完全紧固，设备会因为自身温度、人为干预、自然环境等因素，出现接头松动移位的问题，导致设备接触不良。若是变电站运行设备出现上述问题，其接触点的电阻值会超出额定值，设备温度自然随之上升，导致接触点被烧坏。

二、变电站运行设备发热监控方法

（一）热成像测温

随着科学技术的发展进步，热成像测温逐渐取代红外线检测，成为变电站运行设备发热监控的主要方法，目前最常用的热成像测温监控方法是由红外探测器、光学成像物镜、信号放大器、信号处理器等组成的红外热成像仪。在实际应用过程中，红外热成像仪会将对运行设备发射红外辐射光，并将接收到的辐射能量分布图反映到红外探测器的光敏元上，维修人员利用光学系统中的光机扫描机构对运行设备的红外热像进行扫描，聚焦于分光探测器上，由探测器将辐射能力转换成电信号，经过后续放大、转换等处理形成热成像图。

热成像图可以将运行设备内部的发热情况与热量分布情况呈现出来，但由于电信号与可见光图像相比存在信号弱、缺乏立体感、缺乏层次感的问题，所以为了保证能够真正实现监控设备内部热分布场，变电站在应用热成像测温法时，应基于红外热成像仪，辅以调控图像亮度、图像对比度、颜色矫正等方法，保证测得数据的准确性与真实性。热成像测温得出的热图像呈现出不同颜色，每种颜色都代表着针对性温度，维修人员通过查看热图像，可以对运行设备的整体温度分布情况进行分析，及时发现并解决因发热引发的故障。

（二）示温蜡片

示温蜡片由温度蜡制成，具有价格低廉的优点，在实际使用过程中需要辅以胶水粘贴，将其应用于变电站运行设备发热监控中，可以为保证设备有序运行提供有力支持。具体使用方法是：第一，结合实际情况，将示温蜡片粘贴在各个运行设备的接触点上;第二，根据粘贴情况建立設备监控档案，定期对蜡片的存续情况进行检查，及时查缺补漏;第三，根据蜡片的溶化情况分析各接触点的温度，为了保证分析结果的精准性，电压等级不同，粘贴的示温蜡片颜色也要不同。随着科学技术深化发展，示温蜡片监控的缺点越来越明显，研究人员根据示温蜡片的特征，研发出了一款变色示温片的产品，该示温片背后自带胶水，可直接粘贴，如果温度超过示温片预设温度点，变色示温片会由初始的白色变成黑色，但由于在实际使用时仍存在一些不足，所以普及度较低，需要相关人员继续深化研究[2]。

（三）在线测温

温度是影响变电站运行设备能否正常运行的重要参数，变电站管理人员将在线测温系统应用于运行设备发热监控环节中，能够提高数据测量的准确性、科学性与可靠性。在线测温系统基于互联网技术、计算机技术、传感技术、无线通信技术构建，具有安装简单、操作简便的优点，该系统可以利用传感技术采集运行设备的发热信息，利用无线通信技术传输信号，由于在线测温系统具有较强的抗电磁干扰性和绝缘性，所以能够有效解决高压部位运行设备温度监控问题。

当前，变电站应用的在线测温系统主要由温度接收仪（通信技术）、无线温度传感器（传感技术与数字技术）、温度监测预警平台（互联网技术与计算机技术）组成，系统利用无线温度传感器采集运行设备信息并转换成数字信号，随后将信号发送至读写微处理器上，经过分析处理后信息会被485通信模块传输至温度检测预警平台，若是设备因温度出现故障，预警平台便会即时向维修人员发送信息，以便于维修人员第一时间进行检修。在线测温系统可以对运行设备的整体温度进行监测，测得的数据会被以温度变化曲线的形式，长期保存在计算机控制中心的数据库中，当维修人员无法针对故障确定检修方案时，可以通过检索数据库检修历史的方式，寻找突破点，提高设备检修质量。

（四）定期检查

变电站的运行设备有相当大一部分处于外界环境中，易受自然环境与人为因素的影响。例如，闸刀若是长时间暴露在自然环境下，其与设备的接头位置会因为发生氧化还原反应被腐蚀，在此情况下，闸刀与设备之间的接触点电阻会大幅度增加，导致接触点出现氧化腐蚀和接触不良等问题，如果维修人员没有及时发现和处理，运行设备必然会因为内部温度过高而损坏，影响电力系统的运行安全与输配电质量[3]。

对此，变电站要制定检查制度，要求维修人员定期对运行设备的发热情况进行检测，由于维修人员采用的检查方法多是目测、鼻嗅等，局限性相对较强，无法保证检测结果的准确性与可靠性，所以变电站可以结合现代先进科学技术对检测方法优化，以此保证检查结果的科学性与精确性。另外，变电站还可以从根本上对设备发热进行抑制，采用质量符合标准的配件充当运行设备接触面，部件与部件之间的接触位置最好选择电力复合脂，该材料的抗氧化能力较强，有利于规避接触点氧化腐蚀现象。

结束语：综上所述，变电站设备在运行过程中会因为超负荷、接触点氧化腐蚀、接触不良等问题发生大量发热现象，不利于设备正常稳定运行。为了提高电力系统安全与输配电质量，维修人员可以采取热成像测温、示温蜡片、在线测温、定期检查等控制方法，对运行设备发热现象进行监控，以便及时发现故障点，在第一时间进行处理，保证变电站运行设备的安全性与稳定性。

参考文献：

[1]彭志彪.变电站电气一次设备发热原因及处理措施探讨[J].低碳世界，2018（12）：44-45.

[2]刘畅，桂远光.变电运行设备发热的故障原因及监控策略[J].科技创新导报，2018，15（19）：34+36.

[3]李晓萌.浅谈电力变电站运行中设备发热的预防措施[J].低碳世界，2016（26）：31-32.