红外测温技术在变电运维中的应用

梁 发

（国网江苏省电力有限公司淮安供电分公司，江苏 淮安 223001）

0 引 言

随着我国社会经济发展，对电力企业供电安全性提出更高要求。为满足电力行业实际要求，根据现场实际建立了适量的变电站，为电力企业日常供电打下坚实基础。但是，目前变电站运维管理中仍然存在很多方面的问题，工作人员只有妥善处理这些问题，才能确保变电站的正常运行。因此，电力企业要定期组织检修人员进行交流，邀请有丰富检修经验的工作人员讲解，描述设备检修中应注意的问题。文章论述了红外测温技术在变电站运维方面的应用，针对变电设备可能出现的问题提出了有效解决措施。

1 红外测温技术原理

红外测温技术是通过采集热辐射，将热辐射转变为图像信号，让检测人员清楚掌握设备热辐射现象，准确判断设备信息，掌握图形信号温度情况和物体信息情况，实现设备检测作业。红外测温光路图如图1所示。实际上，在电力系统变电运维时，红外测温技术在不同环节的作用存在差异。红外测温技术具有以下特点，工作人员利用这些特点能及时找到故障位置，从而制定合理的维护检修方案。

图1 红外测温光路图

（1）实现导流回路。在分析回路触头故障时，将探测仪器和触头接触相互结合，如果接触环节电子出现持续增加现象，能判断该环节出现异常，要对其进行故障定位。

（2）实时测量温度变化情况。在电力系统中路线均受到绝缘物质影响，一旦绝缘物质恶化，就会拓展线路影响。而利用红外测温设备测量检测对象，能实时掌握设备温度变化情况，判断设备绝缘情况是否满足行业标准。

（3）检测变压器故障问题。一旦变压器设备出现漏磁和短路故障，就易导致设备出现局部涡流问题。而利用红外测温技术能全面分析设备故障状态，实时记录其释放的热量情况，为运维工作人员提供丰富的数据资源。

在电力系统应用红外测温技术时，要掌握设备发热位置的实际情况。传统设备监测过程中，通常利用目测方式监测设备局部中小型环节，采用耳听方式检测线夹，并手摸检测隔离开关刀口故障。上述传统检测方式具有较强的危险性，检测结果准确性较差。通过应用红外测温技术，能第一时间找到故障具体位置，且在故障信息成像下向检测人员反映故障信息，为维护方案打下坚实的基础[1]。

2 红外测温技术在变电运维中的具体应用

2.1 状态变电检修

应用红外测温技术能全面提高变电运维工作质量，创新变电站运维检修工作模式。在传统变电站检修中以工作计划为核心，其具有较强的滞后性，不能自主预防潜在故障。随着科学技术不断发展，现代变电站运维工作采用状态检修工作模式，根据变电站实际运行情况进行设备检修工作，提前预防电离故障发生，能充分利用检修资源，提高检修效率和安全性。同时，红外测温技术不用断开电力系统连线就能进行设备线路检修工作，只需利用信息技术就能判断不同设备线路的实际运行情况，编制合理的设备状态设计检修工作计划表。

在检测电网设备初始信息时，间接产生的故障信息会隐藏至设备内部，只有全面分析故障信息，才能准确判断故障发生的具体位置，解决变电站故障问题。虽然故障信息分析模式能解决变电站运维工作，但是这种模式实用性较低，无法快速解决电力故障，增加检修工作成本。针对这种情况，工作人员将红外测温检测技术应用到变电站状态检修工作，通过判断设备故障的发热情况，找到设备故障的具体位置，呈现设备工作温度浮动情况，帮助技术人员全面分析变电站设备，为判断后期设备状态提供丰富的数据资源[2]。

2.2 电压致热性缺陷诊断

传统管理模式已无法满足运维检修一体化实际要求，电力企业要结合变电站实际情况，将维护环节和检修环节相互融合，有效提高日常管理力度，创新管理模式，构建电力设备维护制度和监管制度。电力企业想要科学管理变电站日常运行，提高日常工作效率，则需要进一步规范变电站的日常管理制度，促进变电站运维检修一体化向可持续方向发展。同时，电力企业要根据自身实际情况，进一步完善管理制度，让相同工种的工作人员来承担变电站设备日常工作，确保变电站运行效率达到预期要求。

电压致热性缺陷作为变电设备中最常见的问题，诱发原因趋于多样化，如内部零件绝缘故障、泄露电流较大及电压分布不均匀等，其中电压问题占大部分。针对该种情况，工作人员要利用红外测温技术中的类比法进行诊断，如果温度诊断数据超过标准30%，说明该环节出现故障问题，再结合测量温度图谱，将其和正常设备数据进行比较，准确判断设备故障具体位置和实际运行情况[3]。

2.3 隔离开关触头发热问题

由于开关长期暴露在外界环境中，其刀口环节时常出现氧化反应，氧化后开关表面形成一层膜，给电流传输效率造成不同程度的影响，甚至增加运行电阻，导致其产生发热现象。同时，变电站运行过程中，开关频繁进行打开、闭合操作，易出现合闸不到位现象，诱发刀口电阻增加，形成严重的发热问题。因此，工作人员在应用红外测温技术前，要进行降温处理，避免开关温度过高，影响电流传输效率，产生严重的安全问题。隔离开关的检测示意图如图2 所示。

图2 隔离开关的检测示意图

2.4 电压互感器致热查找

在220 kV 变电站红外检测工作中，发现某线路外侧温度异常，将检测数据和正常数据进行对比，确定了该环节为致热性缺陷，但一次侧电压不存在任何问题，全部正常运行。通过分析，发现测电压位置保护装置被破坏，该保护装置为避雷器，在被击穿后，严重影响到补偿器自设作用，绕组电压下降，绕组温度上升。而如果是阻尼器电容出现击穿问题，通常是因为元件数量较多、电容较大等[4]。

3 电气设备红外检测和诊断

3.1 设备套管

通过对变电站测温的分析，发现在正常电压下某个图谱出现了不正常的情况，其上下节组合温度差别大于其他2 相温度高3 倍，并且在套管中的上环节存在显著温度差别。对图谱的内容进行分析和判定，认为是套管缺油导致，甚至出现了放电现象，一旦工作人员处理不及时，就容易出现套管爆炸问题，给电力系统运行造成严重影响[5]。

3.2 电器设备运行温度检测

（1）断路器。断路器故障一般由中间环节和动静触头接触而产生，在断路器运转过程中，若与部件接触电阻相连，则主要功能是保护调谐电容。在正常工作情况下，避雷器2 侧温度不会产生发热，一旦发热问题过于严重，就会产生零件断开、出头脱离等现象，绝缘油在温度影响下快速膨胀，从而出现爆炸事故。

（2）阻波器。该设备主要作用是保护调谐电容器，正常运行下避雷器2 侧温度正常，不会出现发热现象。一旦出现故障问题，避雷器就会局部快速升温。

（3）电流互感器。其故障包括设备内部线圈松动、受潮、连接线问题等，如果问题处理不及时，很容易导致设备二次开路[6]。

3.3 刀闸问题

刀闸过热环节通常在导电体和刀口触指地方等，而造成刀闸发热主要原因是刀闸开合不到位、接触面积较小，甚至弹簧压力不足、触头角度发生偏差等问题。同时，当刀闸长时间处于备用状态，也容易产生氧化问题。此时，工作人员利用红外测温技术，判断刀闸部位实际运行情况，采取合理解决措施，保证刀闸运行的安全性。

针对设备套管、电器设备运行温度检测、刀闸问题，电力企业要严格遵循行业要求来设置管理规范，定期检修变电设备，发现设备运行中隐藏的问题，要提前做标记，进一步规范工作人员操作流程，确保日常运维检修工作按照要求进行，有效降低工作危险性。

4 结 论

在进行变电站运维作业时，要改革传统管理技术，变电站运维中，应用红外测温技术。根据变电系统运行要求设计设备检测方案，充分发挥红外测温技术作用，提高变电运维工作效率，同时提出解决方案和措施。