关于红外测温技术在变电站运维中的实践应用

国网北京市电力公司检修分公司 张 波

变电站运维工作的基本实践思路就是保证变电站的设备系统良好使用效能，通过全面排查变电站的设备潜在安全缺陷来促进变电站的平稳安全运行。近年来，变电站的运维管理实践工作已经取得了显著的进展，变电站运维的现有技术手段也在逐步趋向于实现优化完善。红外测温的仪器设备能够将检测得到的变电站异常运行温度进行实时性地反馈，有助于生成准确的变电站系统故障图像。由此可见，采取红外测温的智能检测运维技术方法具有显著的实践保障作用，变电站运维人员必须正确理解与使用红外测温技术。

1 红外测温技术的基本含义特征

红外测温技术的基本实践原理体现在全面采集变电站的设备热辐射数据，通过全面汇总与采集现有的电力系统设备状况数据来转换测温图像，进而将其转换成为可进行直观识别的系统运维管理图像，据此实现了准确判定变电站基础设备缺陷的目标[1]。因此，从根本上来讲，红外测温的技术实施过程具有较好的仪器检测灵敏度、自动化的图像转换优势、测温数据信息的良好可靠性等显著优势，从而决定了当前阶段的红外测温仪器技术手段，值得受到更大范围的普遍采用。采取红外测温的智能检测以及生成图像实施方案可达到优良的检测质量效果，便于进行实时性的红外测温操作。

现阶段，红外测温的技术实施手段重点适用于测试变电站基础设备的电气表面温度、测试电气相对温差、分析红外测温图谱、构建电气设备的测温管理档案、实施故障温度的检测比较等。对于经过红外测温判断的变电站系统安全使用状况应当进行准确的归纳汇总，据此生成了明确的数据分析图谱。测定变电站的设备系统表面温度应当建立在精准分析各项具体数据的基础上，按照现有的数据档案记录信息来进行相关差异的比对，准确查找现有的变电系统异常，变电站红外测温图如图1所示。

图1 变电站红外测温图

2 红外测温技术在变电站运维中的具体运用要点

2.1 诊断电压致热的变电设备缺陷

变电站内的变压器与其他电气设备，存在电流泄漏或者不均匀的电压分布情形，变电设备的组成构件如果存在不良的系统绝缘状况，那么通常也会容易引发电压致热类型的电气系统故障[2]。系统电压的具体检测数据具有持续变化波动的特征，从而造成了系统电压浮动的趋势，导致变电站的站内设备存在外壳与元件过热的安全隐患。通过判断电气设备现有的温度图谱异常，应当能够准确排查与测定电压致热类型的变电站安全风险。

变电站的设备常见缺陷除了来源于电压致热因素之外，还可能来源于电气设备的松动开焊等缺陷。例如，变电站系统的电气设备系统如果长期未能得到必要的螺栓固定，那么设备局部的结构件就会发生开焊脱落或者松散情形，进而造成了变电站设备系统在运行使用中的振动频率增加[3]。

变电站系统设备如果存在频繁振动的磨损因素影响，则会容易缩短变电站设备的正常使用寿命，还会导致电气设备指针读数出现错误等不良影响后果。变电站的电气设备如果存在过于频繁的设备振动情形，那么变电站设备发生损坏的潜在风险等级就会明显提高。导致形成设备装置频繁振动的关键影响要素，存在松动的设备螺栓连接情况，或者存在不良的设备电源接触现象。因此，变电站的运维负责人员除了需要采取红外测温的自动诊断检测仪器之外，还需配合采取直观观察与触摸电气设备外壳等人工检测方式。

2.2 检测变电设备系统运行状况

对于变电站的安全运行使用过程而言，全面检测变电站的设备系统异常状况具有显著的安全保障价值。红外测温的仪器系统对于实时性的电荷变化情况进行了敏锐的捕捉获取，因此有助于直接测试到配电系统的安全风险产生部位。变电站的系统运维实施方案需要建立在变电设备的安全测试保障前提下，通过采取全方位的智能检测与诊断技术手段来避免存在异常的变电运行风险。红外测温的自动化检测仪器具有较好的灵敏度，有助于电气系统的缺陷风险得到完整的判断，图2为监测参考图像。

图2 热成像测温预警助力电力行业监测参考图

变电设备系统的安全运行状况关键取决于电气线路连接，变电站的电力设备设施具有较为复杂的设备线路结构，电力设备的系统外壳结构必须得到妥善的焊接密封[4]。一旦出现了设备系统的裂缝或者渗漏缺陷，则会阻碍变电站设备的良好使用效能发挥。变电站人员在安装与使用远程自动化的电力监测设备过程中，企业技术人员如果存在错误的人工安装操作，则会增加变电站设备的构件损坏风险。

实施人工的设备系统维护、设备安装调试、设备故障排查与日常检修等环节中，关键就是要全面杜绝变电站设备的人工安装与使用操作误区。变电站现有的电气设备设施如果存在不良的外壳密封缺陷，那么潮湿气流或者自然降水就会侵入到设备装置内部。变电站设备就无法实现正常的设备使用功能，甚至还会造成变电站设备的严重损坏后果，以上的设备系统异常使用状况需要得到更多关注。

2.3 查找电压互感器与隔离开关触头故障

电压互感器的常见使用故障集中体现在外界雷电导致击穿现有的设备保护装置，进而造成了电压互感器的外壳过热以及系统元件烧毁后果产生。在目前的状况下，电压互感器的设备组件系统存在频繁发生故障的特征，隔离开关如果长期没有得到必要的更换维护，那么隔离开关就会容易存在氧化风险，造成隔离开关发生运行失灵的情形。具体在采取红外测温的检测技术前提下，应当能够准确测试与判定互感器与隔离开关的安全风险。

电压互感器与电气隔离开关的触头部位具有较高的故障发生频率，自然环境如果存在变化趋势，那么也会直接引发变电站的电气系统故障。不可抗力的外界环境因素将会直接造成变电站电力系统的设备失灵，其中典型的自然环境影响要素集中体现在恶劣自然气候，例如雷电与强降雨、霜冻等自然灾害影响。变电站设备的系统整体结构较为复杂，电气设备系统的潜在安全风险往往很难得到及时的排查解决，那么必须采取全方位的变电站设备定期维护检测管理制度。

3 红外测温技术在变电站运维中的应用实例

某市电力公司XX 供电分公司的某变电站2号主变于2013年开始投入运行，在2016年的年度带电检测中，显示该变电站2号变电器的套管A 相线连接位置达到了50℃的高温。但是与此同时，该设备的B 相与C 相温度都小于5℃。因此，工作人员判定，A 相出现了故障与运行缺陷。在更换螺栓并且进行了紧固连接以后，变电站设备继续恢复了平稳地运行状态。

具体在更换螺栓并且实施相应的设备紧固操作处理后，工作人员在一个星期之后继续测定上述位置的温度变化，结果同样的故障位置已经高达70℃的温度。因此，导致上述设备出现异常高温的根源主要在于，接触面发生氧化以及接触的触头部位不良。A 相连接导线的紧固线夹已经存在了螺栓显著损坏的情形，接头压实的效果因此较差。通过对于上述的接线位置予以紧固以及打磨处理，恢复了正常的电力系统运行。

4 红外测温技术在变电站运维中的故障诊断检测措施

4.1 温度异常故障的诊断检测

通常来讲，造成变电站存在温度异常的重要根源包含变电站的接头连接、安装工艺不够完善；螺栓紧固操作中的压力控制不当；不同材料导致产生电池效应等。变电站系统的阻波器、断路器与电流互感器都会存在较为显著的温度异常，出现温度异常的变电站设备必须得到立即的维护检修[5]。具体在测试与判定变电站的上述设备温度异常过程中，应当重点考虑采取红外测温的传感仪器系统，确保能够测试得到实时性的电气局部温度升高趋向。

4.2 变电套管故障的诊断检测

变压器的设备套管如果表现为红外测试的图谱温度异常，则需要进行全方位的故障准确排查。变压器的各个环节组合连接部位通常都会存在程度较为显著的检测温度差值，那么必须密切重视查找存在放电故障的具体区域部位。对于零件裂缝与触头脱落的常见安全隐患需要进行重视，及时更换存在缺损的变电设备组件。对于触头部位的异常发热缺陷应当进行准确的故障排查识别，避免存在套管缺油或者套管过度磨损的配电系统安全隐患。

4.3 电气连接故障的诊断检测

变电站的电气连接部位集中体现在电气开关连接、系统刀闸连接、电气系统的触头连接等。存在冷缩与热胀因素影响的电气连接关键部位就会比较容易发生常见性的系统连接安全隐患，那么变电站的运维工作人员应当侧重于排查电气连接的重点结构部位安全风险。红外测温的技术仪器对于系统过热缺陷进行了准确测试，进而形成直观的红外检测图谱。表1为变电站运维中的红外测温技术运用要点。

表1 变电站运维中的红外测温技术运用要点

5 结语

经过分析可见，变电站运维的具体实践工作表现为复杂性，因此决定了变电站现有的运维技术实施方案亟待得到必要的调整优化。红外测温的技术实现方案主要涉及检测与诊断变电站的系统温度异常，并且能够准确测试变电站的电气连接与套管连接故障。在此前提下，变电站的系统维护管理负责人员，应当全面着眼于测试变电站的设备元件温度异常变化，通过采取自动化的红外测温仪器来保障变电站的系统效能发挥，切实节约变电站的系统运维成本。