關于紅外測溫技術在變電站運維中的實踐應用

國網北京市電力公司檢修分公司 張 波

變電站運維工作的基本實踐思路就是保證變電站的設備系統良好使用效能，通過全面排查變電站的設備潛在安全缺陷來促進變電站的平穩安全運行。近年來，變電站的運維管理實踐工作已經取得了顯著的進展，變電站運維的現有技術手段也在逐步趨向于實現優化完善。紅外測溫的儀器設備能夠將檢測得到的變電站異常運行溫度進行實時性地反饋，有助于生成準確的變電站系統故障圖像。由此可見，采取紅外測溫的智能檢測運維技術方法具有顯著的實踐保障作用，變電站運維人員必須正確理解與使用紅外測溫技術。

1 紅外測溫技術的基本含義特征

紅外測溫技術的基本實踐原理體現在全面采集變電站的設備熱輻射數據，通過全面匯總與采集現有的電力系統設備狀況數據來轉換測溫圖像，進而將其轉換成為可進行直觀識別的系統運維管理圖像，據此實現了準確判定變電站基礎設備缺陷的目標[1]。因此，從根本上來講，紅外測溫的技術實施過程具有較好的儀器檢測靈敏度、自動化的圖像轉換優勢、測溫數據信息的良好可靠性等顯著優勢，從而決定了當前階段的紅外測溫儀器技術手段，值得受到更大范圍的普遍采用。采取紅外測溫的智能檢測以及生成圖像實施方案可達到優良的檢測質量效果，便于進行實時性的紅外測溫操作。

現階段，紅外測溫的技術實施手段重點適用于測試變電站基礎設備的電氣表面溫度、測試電氣相對溫差、分析紅外測溫圖譜、構建電氣設備的測溫管理檔案、實施故障溫度的檢測比較等。對于經過紅外測溫判斷的變電站系統安全使用狀況應當進行準確的歸納匯總，據此生成了明確的數據分析圖譜。測定變電站的設備系統表面溫度應當建立在精準分析各項具體數據的基礎上，按照現有的數據檔案記錄信息來進行相關差異的比對，準確查找現有的變電系統異常，變電站紅外測溫圖如圖1所示。

圖1 變電站紅外測溫圖

2 紅外測溫技術在變電站運維中的具體運用要點

2.1 診斷電壓致熱的變電設備缺陷

變電站內的變壓器與其他電氣設備，存在電流泄漏或者不均勻的電壓分布情形，變電設備的組成構件如果存在不良的系統絕緣狀況，那么通常也會容易引發電壓致熱類型的電氣系統故障[2]。系統電壓的具體檢測數據具有持續變化波動的特征，從而造成了系統電壓浮動的趨勢，導致變電站的站內設備存在外殼與元件過熱的安全隱患。通過判斷電氣設備現有的溫度圖譜異常，應當能夠準確排查與測定電壓致熱類型的變電站安全風險。

變電站的設備常見缺陷除了來源于電壓致熱因素之外，還可能來源于電氣設備的松動開焊等缺陷。例如，變電站系統的電氣設備系統如果長期未能得到必要的螺栓固定，那么設備局部的結構件就會發生開焊脫落或者松散情形，進而造成了變電站設備系統在運行使用中的振動頻率增加[3]。

變電站系統設備如果存在頻繁振動的磨損因素影響，則會容易縮短變電站設備的正常使用壽命，還會導致電氣設備指針讀數出現錯誤等不良影響后果。變電站的電氣設備如果存在過于頻繁的設備振動情形，那么變電站設備發生損壞的潛在風險等級就會明顯提高。導致形成設備裝置頻繁振動的關鍵影響要素，存在松動的設備螺栓連接情況，或者存在不良的設備電源接觸現象。因此，變電站的運維負責人員除了需要采取紅外測溫的自動診斷檢測儀器之外，還需配合采取直觀觀察與觸摸電氣設備外殼等人工檢測方式。

2.2 檢測變電設備系統運行狀況

對于變電站的安全運行使用過程而言，全面檢測變電站的設備系統異常狀況具有顯著的安全保障價值。紅外測溫的儀器系統對于實時性的電荷變化情況進行了敏銳的捕捉獲取，因此有助于直接測試到配電系統的安全風險產生部位。變電站的系統運維實施方案需要建立在變電設備的安全測試保障前提下，通過采取全方位的智能檢測與診斷技術手段來避免存在異常的變電運行風險。紅外測溫的自動化檢測儀器具有較好的靈敏度，有助于電氣系統的缺陷風險得到完整的判斷，圖2為監測參考圖像。

圖2 熱成像測溫預警助力電力行業監測參考圖

變電設備系統的安全運行狀況關鍵取決于電氣線路連接，變電站的電力設備設施具有較為復雜的設備線路結構，電力設備的系統外殼結構必須得到妥善的焊接密封[4]。一旦出現了設備系統的裂縫或者滲漏缺陷，則會阻礙變電站設備的良好使用效能發揮。變電站人員在安裝與使用遠程自動化的電力監測設備過程中，企業技術人員如果存在錯誤的人工安裝操作，則會增加變電站設備的構件損壞風險。

實施人工的設備系統維護、設備安裝調試、設備故障排查與日常檢修等環節中，關鍵就是要全面杜絕變電站設備的人工安裝與使用操作誤區。變電站現有的電氣設備設施如果存在不良的外殼密封缺陷，那么潮濕氣流或者自然降水就會侵入到設備裝置內部。變電站設備就無法實現正常的設備使用功能，甚至還會造成變電站設備的嚴重損壞后果，以上的設備系統異常使用狀況需要得到更多關注。

2.3 查找電壓互感器與隔離開關觸頭故障

電壓互感器的常見使用故障集中體現在外界雷電導致擊穿現有的設備保護裝置，進而造成了電壓互感器的外殼過熱以及系統元件燒毀后果產生。在目前的狀況下，電壓互感器的設備組件系統存在頻繁發生故障的特征，隔離開關如果長期沒有得到必要的更換維護，那么隔離開關就會容易存在氧化風險，造成隔離開關發生運行失靈的情形。具體在采取紅外測溫的檢測技術前提下，應當能夠準確測試與判定互感器與隔離開關的安全風險。

電壓互感器與電氣隔離開關的觸頭部位具有較高的故障發生頻率，自然環境如果存在變化趨勢，那么也會直接引發變電站的電氣系統故障。不可抗力的外界環境因素將會直接造成變電站電力系統的設備失靈，其中典型的自然環境影響要素集中體現在惡劣自然氣候，例如雷電與強降雨、霜凍等自然災害影響。變電站設備的系統整體結構較為復雜，電氣設備系統的潛在安全風險往往很難得到及時的排查解決，那么必須采取全方位的變電站設備定期維護檢測管理制度。

3 紅外測溫技術在變電站運維中的應用實例

某市電力公司XX 供電分公司的某變電站2號主變于2013年開始投入運行，在2016年的年度帶電檢測中，顯示該變電站2號變電器的套管A 相線連接位置達到了50℃的高溫。但是與此同時，該設備的B 相與C 相溫度都小于5℃。因此，工作人員判定，A 相出現了故障與運行缺陷。在更換螺栓并且進行了緊固連接以后，變電站設備繼續恢復了平穩地運行狀態。

具體在更換螺栓并且實施相應的設備緊固操作處理后，工作人員在一個星期之后繼續測定上述位置的溫度變化，結果同樣的故障位置已經高達70℃的溫度。因此，導致上述設備出現異常高溫的根源主要在于，接觸面發生氧化以及接觸的觸頭部位不良。A 相連接導線的緊固線夾已經存在了螺栓顯著損壞的情形，接頭壓實的效果因此較差。通過對于上述的接線位置予以緊固以及打磨處理，恢復了正常的電力系統運行。

4 紅外測溫技術在變電站運維中的故障診斷檢測措施

4.1 溫度異常故障的診斷檢測

通常來講，造成變電站存在溫度異常的重要根源包含變電站的接頭連接、安裝工藝不夠完善；螺栓緊固操作中的壓力控制不當；不同材料導致產生電池效應等。變電站系統的阻波器、斷路器與電流互感器都會存在較為顯著的溫度異常，出現溫度異常的變電站設備必須得到立即的維護檢修[5]。具體在測試與判定變電站的上述設備溫度異常過程中，應當重點考慮采取紅外測溫的傳感儀器系統，確保能夠測試得到實時性的電氣局部溫度升高趨向。

4.2 變電套管故障的診斷檢測

變壓器的設備套管如果表現為紅外測試的圖譜溫度異常，則需要進行全方位的故障準確排查。變壓器的各個環節組合連接部位通常都會存在程度較為顯著的檢測溫度差值，那么必須密切重視查找存在放電故障的具體區域部位。對于零件裂縫與觸頭脫落的常見安全隱患需要進行重視，及時更換存在缺損的變電設備組件。對于觸頭部位的異常發熱缺陷應當進行準確的故障排查識別，避免存在套管缺油或者套管過度磨損的配電系統安全隱患。

4.3 電氣連接故障的診斷檢測

變電站的電氣連接部位集中體現在電氣開關連接、系統刀閘連接、電氣系統的觸頭連接等。存在冷縮與熱脹因素影響的電氣連接關鍵部位就會比較容易發生常見性的系統連接安全隱患，那么變電站的運維工作人員應當側重于排查電氣連接的重點結構部位安全風險。紅外測溫的技術儀器對于系統過熱缺陷進行了準確測試，進而形成直觀的紅外檢測圖譜。表1為變電站運維中的紅外測溫技術運用要點。

表1 變電站運維中的紅外測溫技術運用要點

5 結語

經過分析可見，變電站運維的具體實踐工作表現為復雜性，因此決定了變電站現有的運維技術實施方案亟待得到必要的調整優化。紅外測溫的技術實現方案主要涉及檢測與診斷變電站的系統溫度異常，并且能夠準確測試變電站的電氣連接與套管連接故障。在此前提下，變電站的系統維護管理負責人員，應當全面著眼于測試變電站的設備元件溫度異常變化，通過采取自動化的紅外測溫儀器來保障變電站的系統效能發揮，切實節約變電站的系統運維成本。