摘要：红外检测技术作为其中一项重要的检测手段，在电力系统中得到了广泛的应用。该技术的应用大大的提高了电力系统故障与缺陷的预警能力，避免相应事故的发生并在很大程度上减少了不必要的停电。本文研究利用图像处理技术实现变电站电气设备的故障检测，提升红外诊断技术的检测水平。
关键词：电气设备；红外图像；故障检测
1红外图像特点分析
（1）红外图像与可见光图像相比，成像效果较模糊——红外图像的噪声大，对比度低；同时，红外检测仪器的镜头受到硬件条件的限制，感光能力与探测能力常常难以满足清晰度的需求，这也导致红外图像清晰度不能达到可见光图像水平，这是难以避免的。
（2）红外图像本身是灰度图像，它表现的是物体和其周边环境的温度信息，没有阴影等细节信息，使得分辨潜力较差、分辨率也并不是很高。
（3）红外辐射的能力强，辐射距离远，这个特点保证了红外图像是不可替代的。
（4）不受光线亮度或天气的影响，在夜晚或者是气候恶劣下的天气下仍然工作，不受时间的限制。
（5）抗干扰能力强，照明闪光、爆炸等强光并不会影响到红外拍摄效果。
2电力系统中常用的红外检测设备
（1）红外测温仪
红外测温仪是一种架构简单、造价相对较低的温度检测仪器，它只能测量设备表面上某一点及其周围区域的平均温度，因此俗称红外点温仪，它是一种非成像型的红外检测仪器，结构简单、使用方便，在不要求精确测量的情况下，常常采用红外测温仪尽心测量。
利用红外测温仪进行检测时，它的工作流程可以表示为：被测设备的红外辐射能量—透镜—红外滤光片—探测器—放大器—显示温度信息。其中透镜的作用是汇集被测设备的红外辐射能量；光电探测器的作用是把光信号转换成电信号，输出给放大器；信号放大及处理系统的主要作用是放大微弱的电信号。
（2）红外热像仪
红外热像仪，也可以叫做红外图像仪，它的基本原理是被测设备的红外辐射能量被红外采集装置汇集并转换成电信号，红外装置的输出端根据传来的电信号，一一对应地按照物体表面温度的空间分布以可见光形式显示到显示器屏幕上，最终得到与被测设备表面热分布相对应的图像，即红外图像。
红外图像仪的工作过程是：被测物体红外辐射信号—接收光学系统和扫描机构—探测器—放大器—显示器显示被测物体表面温度分布的热图像。热像仪与红外测温仪最大的区别在于热像仪具有图像处理系统，增加了测量分析和显示功能，检测人员在检测现场就可以根据红外图像对被测设备的状态进行初步的评估判断，如发现存在异常状况，可以及时采取措施进行处理，将受损程度降到最低。
3基于红外成像技术的电气设备故障检测方法
3.1电气设备故障检测流程
以红外图像的温度灰度排列情况相关联的映射特征为基础，对红外图像各像素点温度与灰度的关联性实施采集，为确定温升区域，应将预设的温度阈值转化成灰度阈值；根据红外图像故障区域的特征，计算故障区域面积与质心，确定故障等级。
2.2电气设备红外图像的温度值检测
采用ThermCAMTMQuickReport软件高效率采集通过红外热像仪拍摄的电气设备红外图像上各测量点与测量范围的温度。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆采集温度过程是：通过USB线将红外热像仪获取到的红外图像从热像仪传输到电脑内，采用ThermCAMTMQuickReport软件获取红外图像温度数据。红外热像仪为测温成像设备，其具备的性能是：测温和形成热像。测温时红外辐射通过不同的单元采集后被变换成电信号，通过灰度等级描述各单元电信号情况；重构灰度等级得到图像数据格式，采用显示器呈现出这些数据。温度和灰度拥有相应的映射关系与红外辐射的大小和温度情况相关联。为便于后续操作，红外热像仪不仅形成热像还汇总各像素点的温度。温度情况在显示器屏幕上的“热像”内可以直观的体现出来。
3.3提取电气设备红外图像的灰度值
基于得到红外图像的温度数据，以灰度图像替代红外图像。温度数据在灰度图像上无法体现，在灰度图像上获得的是值域为[0，255]的强度信息矩阵f（m，n）。矩阵内不同的亮度或灰度级以各元素来表示，当描述的是白色和黑色，则说明亮度值分别是255和0。
4基于红外图像处理的变电站设备故障诊断案例
4.1红外图像发现主变压器套管油位偏低
2018年8月22日，在对某供电公司220kV变电所进行红外测温时，发现2号主变压器B相套管油位异常，红外图谱显示油位明显偏低，该相套管油位计指示为零。由于该型套管无取油样工作，现场检查未发现套管外部有破损渗漏油，3相高压套管从顶部到升高座之间的表面温度场分布基本一致，说明无过热现象，由此推断套管底部密封损坏，导致套管油与主变压器本体油路贯通。套管缺油后，会使顶部部分电容屏露出油面。由于空气的击穿电压远低于绝缘油，长时间露出油面的电容屏很容易被击穿。而未击穿的电容屏由于场强增大，超过其设计值，也会逐渐击穿，最终导致套管内部整体击穿。由于缺乏备用套管，为保证安全起见，对该主变压器进行了跟踪红外测温。发现随着气温以及油温的变化，套管的油位也随着主变压器本体油位发生一定的变化，但未发现由局部放电而引起的过热现象。10月底，备件套管到位后，对B相套管进行了更换并顺利投运。故障原因分析：将故障套管吊出后，发现套管瓷套与套管法兰间的密封件脱落，2个油室密封不严造成贯通。套管油室中的油位较高，压力较大，在压力作用下套管中的油流向主变压器本体油室，套管顶部油室压强降低。由于变压器本体油室与大气贯通，当套管顶部油室压强降低到大气压强时，达到新的平衡状态，高压套管中的油位停止下降，保持在某一位置，从而造成套管油位偏低。运行的充油设备，由于内部油气部分存在温度差，从而在红外图像图谱中形成清晰可辨的分界面，据此可判断出设备的油位。而目前运行部门大多仍在使用点温仪，只能测量目标点的温度值，因此不能有效反映设备油位。
4.2红外图像发现电流互感器末屏放电
2018年7月19日，检修人员对某220kV变电所进行红外图像，检测时刚下过阵雨，空气湿度较大。发现220kV母联开关C相电流互感器端子箱局部温度异常，测温仪显示最高温度达183℃（环境温度28.4℃），存在严重的安全隐患。随后立即对该电流互感器进行了停电处理。检查发现套管电容量与介损正常，5个二次绕组均无开路现象，但二次端子箱锈蚀严重，其末屏通过端子箱外壳接地，而外壳已完全锈蚀，出现部分锈铁脱落，从而导致末屏接地不良。原因分析：该变电所所在区域皮革、电镀等高污染企业密集，当地空气污染较严重，造成了该变电所电气设备锈蚀严重。而该型号的末屏接于端子箱外壳，一旦出现外壳锈蚀或脱落，就存在末屏悬空的安全隐患。当末屏失去接地时，末屏对地存在电容，与主电容起到串联分压作用。与电流互感器的主电容量相比，末屏对地电容量较小，根据分压原理，套管将出现较高悬浮电位，从而造成末屏对地的局部放电，引起发热。由于该类型的电流互感器锈蚀严重并非个例，存在巨大的安全隐患，检修人员对类似的多个变电所进行了排查，发现多台电流互感器存在末屏断开的风险。检修部门结合工作计划对隐患电流互感器进行更换，未更换的进行停电防腐处理后，将其末屏引出至设备支架上，确保末屏可靠接地。采取上述措施之后，红外图像检测再未发现电流互感器端子箱异常温升。
5结束语
变电站中电气设备故障的前期表现都是设备以设备异常发热的状态被检测人员发现的，而红外检测是帮助检测人员获知检测设备的热状态的检测手段，并以此为依据，科学、准确地做出设备是否处于健康状态的诊断。对保证电气设备的运行可靠性，降低能源浪费有着重要的意义，对于电力企业向更高水平发展水平有着积极的推动作用。
参考文章：
[1]李蓉.变电站红外遥视图像的识别[D].西安科技大学，2010.
[2]李军锋.基于深度学习的电力设备图像识别及应用研究[D].广东工业大学，2018
论文作者:李宇娟
论文发表刊物:《基层建设》2019年第24期
论文发表时间:2019/11/20
标签：图像论文; 套管论文; 温度论文; 灰度论文; 设备论文; 测温论文; 发现论文; 《基层建设》2019年第24期论文;