红外热成像技术在电力设备状态检修中的应用 江琦

红外热成像技术在电力设备状态检修中的应用江琦
发表时间：2018-08-07T09:53:33.040Z 来源：《电力设备》2018年第11期作者：江琦高方亮
[导读] 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，尽可能地降低停电对大家生产生活造成的影响，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，借助该技术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
（国网山西省电力公司检修公司）
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，尽可能地降低停电对大家生产生活造成的影响，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，借助该技术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。

关键词：输变电设备；状态检修；红外热成像；故障检测与诊断
引言
电力设备的运行检修已逐步由基于时间周期的预防性检修向针对性更强的状态检修模式转变。

实行状态检修的核心和基础是确定设备状态，然而影响电力设备状态运行的因素众多且关系复杂，只有合理有效地综合所能收集到的状态信息才能对设备状态做出科学准确的评价。

1红外热成像技术简介及测试目的
1.1红外热成像技术原理
任何物体由于自身分子的不规则运动,都会不停地向外辐射红外热能,从而在物体表面形成一定的温度场,俗称“热像”。

红外热成像技术正是通过吸收这种红外辐射能量,测量出设备表面的温度及温度场的分布,从而判断设备发热情况,并将肉眼看不见的“热像”转变成可见光图像,使测试效果直观,灵敏度高,能检测出设备细微的热状态变化,准确反映设备内部、外部的发热情况,可靠性高,对发现设备隐患非常有效。

1.2红外热像仪简介
红外热像仪利用红外热成像技术探测目标物体的红外热辐射,并通过光电转换、电信号处理等手段,将目标物体的温度分布图像转换成可视图像,其核心器件和技术主要为焦平面探测器、后续电路、图像处理软件等三部分。

焦平面探测器主要用于感知目标物体的温度分布,并转换为微弱的电信号;后续电路是将微弱的电信号进行电子学放大和逻辑处理,从而能够清晰地采集到目标物体的温度分布情况;图像处理软件则对上述放大后的输出电信号进行处理,呈现为目标物体温度分布的可见光图像。

1.3测试目的
红外热成像技术引入电力设备故障诊断后，为电力设备状态维护提供了有力的技术支持。

它能在不影响电力设备正常运行的情况下，准确有效地检测运行设备的温度状况，从而判断设备运行是否正常。

它有着高效、快捷、准确、不受外界干扰正常运行等诸多优点。

2输变电设备红外检测要求
2.1检测环境要求
2.1.1被检测的输变电设备应为带电运行设备,检测时环境温度一般不低于5℃,相对湿度一般不大于85%,风速一般不大于5m/s,天气以阴天、多云为宜,夜间图像质量为佳;不应在雷、雨、雪、雾等气象条件下进行。

2.1.2户外晴天要避开阳光直接照射或反射进入仪器镜头,在室内或晚上检测应避开灯光的直射,宜闭灯进行检测;检测时要避开强电磁场,防止强电磁场影响红外热像仪的正常工作;被检测设备周围应具有均衡的背景辐射，应尽量避开附近热辐射源的干扰。

2.2检测次数要求
2.2.1输变电设备的检测一般在大负荷时进行,对正常运行的110kV及以上输变电线路每季度至少应检测一次;新投产和大修后的线路,应在投运带负荷后不超过1个月内进行一次检测;对于负荷重、运行环境差及特别维护线路应适当缩短检测周期。

2.2.2重大政治事件、重要节假日、重要负荷以及设备负荷突然增加等特殊情况应增加检测次数。

2.3检测其他要求
2.3.1针对不同的检测对象选择不同的环境温度参照体。

2.3.2测量设备发热点、正常相的对应点及环境温度参照体的温度值时，应使用同一仪器相继测量。

2.3.3应从不同方位进行检测，测出最热点的温度值。

2.3.4记录异常设备的实际负荷电流和发热相、正常相及环境温度参照体的温度值。

3红外测温技术在生产实际中的应用
3.1进行外部电力设备故障检测
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，比较直观方便地获得电力设备外部的故障信息。

3.2进行内部电力设备故障检测
这是指封闭在固体绝缘、油绝缘以及设备壳体内部的电气回路故障和绝缘介质劣化引起的故障。

根据各种电气设备的内部结构和运行状态，依据传热学理论，分析金属导电回路、绝缘油和气体等引起的传导、对流，从电力设备外部显现的温度分布热像图，可以判断出的各种内部故障。

对于电力设备的发热情况，根据电力设备运行的过程中由于电压、电流等的作用，一般主要分为三种发热来源：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，所以是由电流的效应而产生的发热，这种发热更多是发生在载流的电力设备中；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。

4典型内部缺陷热图谱的分析
4.1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已经达到了41.0℃，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于电力设备的内部导电杆以及绕组接头连接不良而产生的发热。

在借助红外成像测温进行跟踪性的测试进一步发现，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62.0℃。

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10.65%，再结合红外成像的检测图谱可以进一步确定问题故障是由于低压侧的套管导电杆下边的接触不良引起的。

4.2电压互感器电磁单元绝缘的受潮故障
对某地500kV变电站进行红外成像温度测试，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4℃左右，对此现象可以按照以下方式进行故障测试分析。

首先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并进行详细的检查。

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，通过分析进一步了解到是由于电压互感器内部受潮进水从而导致绝缘油绝缘能力的下降，发生局部放电的现象。

5结语
红外成像技术作为一种新的输变电设备的检测技术,能够实现远距离、不接触、快速、准确、直观的掌握输变电设备在正常运行条件下的状态,及时发现输变电设备存在的故障或缺陷,为输变电设备状态检修的开展创造了有利条件。

随着红外检测与诊断工作的开展,将积累大量的红外图像和检测数据,输变电设备的运行单位应建立红外图谱档案库,对设备故障诊断报告、红外图像和检测数据等进行分类、归档,为输变电设备的运行状态管理提供科学依据,同时积累输变电设备红外检测与诊断的经验。

参考文献
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