500 kV变电运行维护中的红外测温诊断技术研究

黄崇虎，白 龙

（国网山东电力超高压公司，山东 济南 250000）

0 引 言

随着科学技术的不断进步和发展，基于常规化管理整合新型技术体系，打造更加科学可靠的变电站运行维护管理模式，从而减少供电中断造成的影响，维持变电站运行管控水平的最优化。

1 红外测温诊断技术

红外测温诊断技术不仅具有较高的自动化水平，还能提升检测的实效性。结合实际环境需求选取适配的检测设备，最大程度上提高检测分析结果的准确性，为变电站运维管理工作的顺利开展提供保障。

1.1 原 理

红外测温诊断技术主要是借助红外线对运行设备的温度进行实时性分析，依据温度的波动变化情况及时发现设备在运行中存在的问题，以保证后续采取的针对性措施更加科学有效，降低设备运维管理难度，最大程度上提高设备的利用率。基于红外测温技术的优势作用，配合电子显影仪器就能实时观测具体热像图，确保动态监督管控工作顺利开展[1]。

1.2 判定依据

依据《带电设备红外诊断技术应用导则》（DL/T 664—2016）的具体内容，对红外测温诊断结果进行评估。

（1）环境温度参照体。将采集环境温度的物体作为环境温度参照体，尽管参照体可能不具备实时性环境温度参数，但是其本身和待测定物体具有相同的物理属性，且和待测物体处于较为相似的环境结构，此时进行测定分析具有一定的可行性。

（2）相对温差。借助相对温差能够对设备的运行状态进行实时性评估和分析，以便工作人员能够更加高效地开展运维管理工作[2]。部分电流致热型设备相对温差评估依据如表1所示。

表1 部分电流致热型设备相对温差评估依据

1.3 检测要求

为了保证红外测温诊断技术评估分析的合理性，要依据检测分析的整体标准落实具体工作，确保后续诊断评估内容更加规范和科学，维持良好的判定效果。变电站红外测温设备距离系数参考值如表2所示。

表2 变电站红外测温设备距离系数参考值

对于待检测设备，要保证其本身是带电设备，检测工作开始过程中要确保人员和设备均处于安全环境。若是新设备选型，则要充分考量红外检测的可能性。结合电气设备的应用重要性、电压等级、负荷率以及环境条件等基础要素，综合评估电气设备的红外检测和诊断周期[3]。

2 500 kV变电运行维护中的红外测温诊断技术应用内容

2.1 工程案例

以某500 kV变电站为例，变电运行系统承担了周边多个城镇的供电管理任务，整个变电站内部包括500 kV母线结构和220 kV系统。为保证整体作业的安全性和规范性，变电站设置了10条220 kV供电线路，将其与对应变电站连接，整体额定功率参数为750 000 kW。2021年12月，运维管理部门对线路进行统一检查，发现I号主变结构系统存在问题。特别是在晚间用电高峰时期，系统运行功率在550 000 kW以上。由于长时间的高负荷运行，使得系统的稳定性受到影响，为保证系统后续应用管理的有效性，部门工作人员决定对其进行优化运维管理。针对具体设备进行一次性大范围抽检，在获取诊断结果后完成相关优化升级工作，维持运行安全性和可靠性[4]。

2.2 应用方式

2.2.1 远距离检测分析

借助红外测温技术体系在不接触到设备的基础上完成远距离测定分析工作，在提升技术本身适用范围的同时，为人员安全管理提供保障。在进行实时性测定过程中，利用红外测温诊断技术测定II区220 kV变电系统开关和管型母线连接位置出现过热反应，停电检查后发现开关和管母连接螺杆出现松动，造成过热问题。完成测试工作后，对区域性连接螺栓进行了紧固操作，有效排除故障问题。

2.2.2 早期故障诊断

红外测温诊断技术的应用能实时地完成诊断数据的汇总，将其作为后续评估工作的基本参考，建立更加完整的综合监督管理体系。结合检测设备温度信息完成运行状态的预测，及时汇总温度的异常变化，发现潜在故障。及时建立相匹配的处理方案，以保证设备运行管理水平满足预期，在降低设备故障率的同时，为变电站综合管理安全水平的提升予以支持。

2.2.3 红外测温记录

借助红外热像仪完成输变电设备的精细化检查和分析，实现设备缺陷和问题的评估。相较于传统的检测处理技术，红外测温诊断技术的应用能更好地划定检测分析区域，及时对设备的运行状态进行动态参数汇总和收集，保证检测分析的规范性。与此同时，利用大面积扫描检测的方式提升检测工作效率，减少干扰因素对后续检测工作造成的影响，确保检测结果的准确性和及时性都能满足要求[5]。

2.3 检测内容

2.3.1 变压器和电抗器

利用红外测温诊断技术检测后发现热谱图中出现了较为明显的油气分界面，因C相套管下端出现了密封不严的问题，使得整个结构系统出现了向本体渗油的现象，油位和本体基本持平，油枕和套管油气分界面较为清晰。此外，在进行实时性热图像分析后，发现主变高压套管将军帽存在温度过热的现象。

2.3.2 高压断路器

受到外部连接件、内部连接件接触不良的影响，多处断路器外接连接件测点出现了发热现象，最高温度达到537 ℃，属于紧急缺陷问题。此外，还存在部分动静触头接触不良的情况[6]。

2.3.3 电压互感器

若是应用电磁型电压互感器，必然会存在一定程度上的内部损耗。测试过程中发现变电站的内损耗数值较大，B相油面降低到储油柜下后，散热条件失衡，使得整体结构的温度出现升高的现象。

2.3.4 电流互感器

在进行电流互感器测试分析后发现内部损耗数值异常，500 kV电流互感器相间温度明显超出了规定的范围。对其进行红外测温诊断评估后，发现内部连接件接触不良的现象较为明显[7]。

2.3.5 电力电缆

借助红外测温诊断技术测试分析后发现电缆头局部出现了绝缘效果不好的情况，主要是因为加工不良和长期运行使得局部绝缘结构出现了损伤，并且受潮现象和劣化现象较为明显。与此同时，电缆头交叉位置还存在局部绝缘区域温升参数偏大的情况，超出了设计标准，因此被定性为紧急缺陷。除此之外，通过获取相应的热图像可知发热接头的温度达到97.9 ℃，正常相温度为31.2 ℃，环境参照体的温度为10.2 ℃，属于一般缺陷[8]。

2.3.6 金属氧化物避雷器

结合500 kV变电站运维管理工作的基本要求，为了保证设备检测分析工作的全面性和准确性，需要对避雷器进行检查和分析。借助红外测温诊断技术进行温度分析后发现220 kV氧化锌避雷器出现了内部受潮的情况，发热相温升和相间温差明显超出了规定标准，判定为紧急缺陷。除此之外，对瓷绝缘子串、含零值绝缘子的330 kV耐张绝缘子串等进行检查，配合电气设备红外诊断流程评估相关问题，以保证后续工作顺利完成。

2.4 故障处理

结合以上分析结果，为保证500 kV变电站运维管理工作全面落实，要积极整合具体的管控方案，建立健全完整的控制机制，有效打造合理可控的管理平台，提升统一管理效果[9]。

一方面，要对出现故障的部位进行更换处理，停运主变开关连接母线的变电站，并通过各个部门配合的方式及时维护，将老化的设备更换后完成检测分析，最大程度上提高变电站运维水平。另一方面，安装对应的故障录波装置。为了进一步发挥技术优势，除了要进行阶段性检测工作外，还要配合故障录波装置及时对电力系统短路现象、接地问题、过电压问题等予以实时性信息汇总，配合红外测温诊断建立动态规范的运维监督体系，及时完成电气量的评估和对比，更好地判定系统运行情况，为电力系统的优化提供支持[10]。

3 结 论

500 kV变电运维管理工作中应用红外测温诊断技术具有重要的推广价值，能够提高运维管理的实效性和规范性，确保变电站运行故障检测工作的顺利开展，为变电站的可持续健康发展奠定基础。