紅外在線測溫技術在設備狀態監測系統的應用

對于一些有發展性的缺陷．特別是設備內部缺陷，只有設備發熱到一定程度后才能被發現。

這樣不但給設備缺陷的處理造成相應延誤，而且可能會對運行設備造成不同程度的損壞。普通的紅外熱成像檢測停留在人工操作監測，存儲的熱圖像只能在后臺PC機上進行分析診斷，是間斷性的分析控制．不能對熱分布場實時監控和診斷熱像的故障性質等操作。對某些特殊場合如無人值守變電站運行設備的熱狀態監測，若是人工操作的紅外設備，會造成勞動強度增加及診斷不及時等缺陷。通過遠程控制的智能化的紅外熱像監控診斷系統，可實現對設備狀態實時不間斷監控。

2紅外成像測溫技術

2．1紅外熱像儀測溫原理

每個不處于絕對溫度的物體，都會以電磁波的形式向外輻射能量。不同物體甚至同一物體不

同部位的紅外輻射強弱均不同．利用物體與背景環境的輻射差異以及景物本身各部分輻射的差異．熱圖像能夠呈現目標物體各部分的輻射起伏，從而能顯示出目標的特征。而紅外熱像儀就是將不可見的紅外輻射變為人眼可見的熱圖像的儀器工具。目標物體發出的

紅外線透過特殊的光學鏡頭，被紅外探測器所吸收，探測器將強弱不等的紅外信號轉化成電信號，再經過放大和視頻處理．形成熱圖像顯示到屏幕上。工作原理見圖1：

2．2變電站溫度檢測設備選擇

針對電力系統而開發出的溫度監控系統，可實現對機房環境或電力設備的溫度監測。根據現

有測溫檢測設備的技術性能等級可分為：普通測溫探頭、紅外測溫探頭、光纖溫度傳感器、焦平面移動式紅外熱像儀、在線式紅外監控熱像系統。根據各變電站實際業務需求，220kV變電站以上都應配置監控時間更長性能更高的紅外熱像儀。

2．3在線測溫式紅外熱像儀

在線測溫式紅外熱像儀是固定安裝在監控現場的高性能紅外測位設備。它可根據變電站管理

的實際需求．制定出一套完善的戶外惡劣環境下的無人值守全自動在線監控解決方案。設備由于監控范圍廣，設備密集，應集成較高分辨率的紅外探測器，輔助以圖像處理技術．配置高清可見光以及大活動范圍的云臺。同時在后臺進行實時診斷分析。應配合使用功能豐富的監控軟件平臺和分析軟件，準確對電力設備的熱故障進行預警，保障電網運行的安全。

3紅外檢測與診斷的功能

紅外熱像儀檢測輸變電力設備特別是其連接部位的運行溫度，是獲取設備狀態信息的關鍵手段。但長期以來，傳統使用手持式紅外熱象儀進行測試存在流程缺陷，當檢測部分線路、設備可能處在低負荷或備用狀態運行。檢測結果無法真實反映設備的高負荷狀態，例如主變的備用側以雙回路、旁線回路的備用線路等．會給安全運行帶來隱患。某變電站主變場區內部署2臺前端現場監測單元，配置有紅外測溫儀、高速云臺、控制箱(電源適配器、光纖收發器等)?？梢詫崿F多個監控單元的串行連接．有利于對現場單元的新增擴展。后臺設有主控通訊中心。包括設有控制計算機、網絡交換機、控制設備(光纖收發器、矩陣控制器)。對紅外測溫儀傳輸的圖像數據進行分析、計算出溫度值。當發現溫度異常時將對設備圖像存儲并報警。根據監控目標的差異與環境的不同，在系統中預置多個方位角和焦距信息，并設定相應的輻射反射率、測量距離等工作參數．以保證測溫工作的及時性與有效性。

4在線紅外檢測的判斷方法

4．1表面溫度判斷法

根據測得的設備表面溫度值，凡溫度(或溫升)超過標準者可根據設備溫度超標的程度、設備負荷率的大小、設備的重要性及設備承受機械應力的大小來確定設備缺陷的性質，對在小負荷率下溫升超標或承受機械應力較大的設備要從嚴定性。

4．2相對溫差判斷法

對電流致熱型設備．若發現設備的導流部分熱態異常，應進行準確測溫，計算相對溫差值，對于負荷率小、溫升小但相對溫差大的設備，如果有條件改變負荷率，可增大負荷電流后進行復測．以確定設備缺陷的性質。當無法進行此類復測時，可暫定為一般缺陷，并注意監視。

4．3同類比較判斷法

在同一電氣回路中，當三相電流對稱和三相(或兩相)設備相同時，比較三相(或兩相)電流致熱型設備對應部位的溫升值，可判斷設備是否正常。若三相設備同時出現異常，可與同回路的同類設備比較。當三相負荷電流不對稱時，應考慮負荷電流的影響。對于型號規格相同的電壓致熱型設備，可根據其對應點溫升值的差異來判斷設備是否正常。電壓致熱型設備的缺陷宜用允許溫升或同類允許溫差的判斷依據確定。一般情況下，當同類溫差超過允許溫升值的30％時，應定為重大缺陷。當三相電壓不對稱時應考慮工作電壓的影響.

4．4檔案分析判斷法

分析同一設備在不同時期的檢測數據，找出設備致熱參數的變化趨勢和變化速率．以判斷設備是否正常。

4．5圖像特征判斷法

根據同類設備在正常狀態和異常狀態下的熱譜圖的差異來判斷設備是否正常。

5 電氣設備熱危害缺陷分析

5．1 電阻損耗(銅損)增大故障

電力系統導電回路中的金屬導體都存在相應的電阻，因此當通過負荷電流時，必然有一部分電能以熱損耗的形式消耗掉，由此產生了設備的發熱。在理想情況下，假如導電回路中的各種連接件，接頭或觸頭接觸電阻低于相連導體部分的電阻，那么連接部位的電阻損耗發熱不會高于(甚至低于)相鄰載流導體的發熱。然而，一段某些連接件。接頭或觸頭應連接不良，造成接觸電阻增大，該連接部位與周圍導體部位相比，就會產生更多的電阻損耗發熱功率和更高的溫升，從而造成局部過熱。運行試驗表明，引起導電回路不良連接的主要原因有以下幾種：

1)導電回路連接結構設計不合理。

2)安裝施工不嚴格，不符合工藝要求。

3)導線在風力舞動下或者外界引起的振動

等機械力作用下，以及線路周期性加載及環境溫度的周期性變化。也會使連接部位周期性冷縮熱脹，導致連接松弛。

4)長期裸露在大氣環境中工作，受污染和侵蝕，造成接頭電接觸表面氧化等。

5)電氣設備內部觸頭表面氧化，多次分合后在觸頭間殘存有機物或碳化物，觸頭彈簧斷裂或退火老化．或因觸頭調整不當及分合時電弧的腐蝕與等離子體蒸汽對觸頭的磨損及燒蝕，造成觸頭有效接觸面積減小等。

5．2介質損耗(介質)增大故障

除導電回路以外，有固體或液體(如油等)電介質構成的絕緣結構也是許多高壓電氣設備的重要組成部分。用作電器內部或載流導體附近電氣絕緣的電介質材料，在交變電壓作用下引起的能量損耗，通常稱為介質損耗。由于絕緣電介質損耗產生的發熱功率與所施加的工作電壓平方成正比，而與負荷電流大小無關，因此稱這種損耗發熱為電壓效應引起的發熱。

即使在正常狀態下，電氣設備內部和導體周圍的絕緣介質在交變電壓作用下也會有介質損耗

發熱。當絕緣介質的絕緣性能出現故障時，會引起絕緣的介質損耗增大，因此導致介質損耗發熱功率增加．設備運行溫度升高。引起絕緣電介質材料介質損耗增大的原因包括：固體絕緣材料材質不佳或老化；液體絕緣介質性能劣化、受潮以及絕緣介質本身的化學變化。

5．3鐵磁損耗增大故障

對于由繞組或磁回路組成的高壓電氣設備，由于鐵芯的磁滯、渦流而產生的電能損耗稱為鐵磁損耗或鐵損。如果由于設備結構設計不合理、運行不正常，或者由于鐵芯材質不良，鐵芯片間絕緣受損，出現局部或多點短路，可分別引起回路磁滯或磁飽和或在鐵芯片間短路處產生短路環流．增大鐵損并導致局部過熱。另外，對于內部帶鐵芯繞組的高壓電氣設備(如變壓器和電抗器等)如果出現磁回路漏磁，還會在鐵制箱體產生渦流發熱。由于交變磁場的作用，電器內部或載流導師體附近的非磁性導電材料制成的零部件有時也會產生渦流損耗．因而導致電能損耗增加和運行溫度升高。此類發熱屬于電磁效應引起的發熱。

5，4電壓分布異常和泄漏電流增大故障

高壓電氣設備在正常運行狀態下都有一定的電壓分布和泄漏電流，但是當出現某些故障時，將改變其分布電壓和泄露電流的大小，并導致其表面溫度分布異常。此時的發熱屬于電壓效應發熱。

5．5缺油及其他故障

油浸高壓電氣設備由于滲漏或共他原因(如變壓器套管未排氣)而造成缺油或假油位，嚴重時可以引起油面放電，并導致表面溫度分布異常。

這種熱特征除放電時引起發熱外，通常主要是由于設備內部油位面上下介質(如空氣和油)熱性參數值不相同所致。

5．6故障監測標準流程

在變電機組中，在重負荷運行前應進行一次檢驗．在正常運行時每一周進行一次一般檢測。

在重負荷(迎峰度夏)運行期間每天應監測一次。對運行在220KV以上的變壓器、斷路器、隔離開關、互感器、并聯電容器、避雷器、電纜終端進行一次精確測溫，對原始數據進行圖像存檔。

6結束語

綜上所述．紅外熱像狀態監測故障診斷技術在變壓器、高壓斷路器、高壓隔離開關、互感器、

并聯電容器等變電站電氣設備運行、檢修中的運用，可以迅速、連續地反映設備全生命周期環境下帶電運行狀態。根據大量采集的歷史數據進行比對分析，預示運行設備可能存在的潛伏性的熱故障，及時提出處理措施，延長設備的服役期，降低運行風險和成本，實行自動化和科學化設備管理。

參考文獻

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[2]《帶電設備紅外診斷應用規范》[s]．中華人民共和國國家發展和改革委員會2008．6．