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摘要：近年来红外测温技术已在变电运行工作中广泛应用，特别是在500kV变电站中，由于在线监控系统尚未成熟推广，涉及红外测温技术人工巡检仍不可代替。使用红外测温不仅可以直接发现设备隐患，一些间接的及其隐蔽的缺陷也可由红外测温技术即时展现出来，将对设备维护及时消缺，跟踪设备检修，保障安全稳定提高可靠依据。本文简要论述了红外测温技术的基本原理、控制分析、及在运行维护中的应用，并在此基础上对红外测温技术的发展趋势进行研究与展望。
引言
红外辐射能量是不被人眼所能看见的，任何物体都存在红外辐射能量，红外辐射能量越强的物体温度越高。红外测温技术就是利用设备的致热效应，接收物体辐射出的红外线能最而指示被测物表面温度。与传统测温仪相比，红外测温可以做到不停电，不改变系统运行状态就可以监测到设备运行状态下的真实状态信息，并可保障操作安全；实现大面积快速扫描成像，状态显示快捷、灵敏、形象、直观，检测效率高，劳动强度低：即时定性反映设备的故障存在与否，又能定量地反映故障严重程度。
一、带电设备的发热的主要机理及主要表现
（一）电阻损耗增大发热
导体都有电阻，当电流通过导体时，必然有一部分电能按焦耳—楞茨定律变成热损耗的形式消耗掉。对于电阻损耗增大的发热故障来说，其发热功率与通过的负荷电流的平方成正比，而与运行电压无关。因此，也称电阻损耗增大的发热故障为电流效应引起的发热故障。在高压输电线路和电力电缆中，电流效应引起的发热故障主要集中在连接部位。
在实际运行中，输电线路的发热故障多发生在跳线夹、引流线夹、并沟线夹、压接管等部位，电力电缆的发热故障多发生在电缆头的接触不良或压接不良位置。
（二）介质损耗增大发热
在输电线路和电力电缆中，除了导电回路以外，由固体或液体（例如绝缘油等）电介质构成的绝缘结构也是重要的组成部分，电介质在交变电压作用下引起的能量损耗，通常称为介质损耗。对于绝缘电介质由于介质损耗产生的发热功率，与其运行电压的平方成正比，而与导体的负荷电流无关。因此，也称这种发热损耗故障为电压效应引起的发热故障。输电线路的介质损耗发热故障主要发生在绝缘子和避雷器。电力电缆的介质损耗发热故障主要发生在电缆终端或接头处，如果局部介质损耗角正切偏大，有可能导致局部区域温度偏高。
二、影响红外检测结果的因素及控制措施
（一）红外测温仪的工作原理
红外测温仪是以普朗克辐射定律为依据，通过红外探测器对被测目标红外辐射能量进行测量，但是在测量时，红外探测器还接受了被测目标周围环境的红外辐射和这些辐射经过目标表面反射的能量。测量结果与被测目标特性（温度、辐射率）、测温仪性能（瞬时视场角、工作波段、光谱响应）、测量距离、测量角度及外界环境等因素都有关系。
（二）影响红外测温仪测量结果的因素及控制措施
1．根据测量目标的发热性质，正确选择合理测温范围的测温仪。
红外测温仪通常按照温度可分为3类：100℃以下的低温测温仪；100—700℃的中温测温仪；700—3200℃的高温测温仪。
2．根据测量目标的发射率和表面特性，选择测温仪的光谱响应或波长。
3．根据测量目标的大小和距离远近，正确选择合理距离系数（光学分辨率）的测温仪。距离系数是由测温仪探头到测量目标的距离D与和测量目标的直径S之比值来确定。测量距离一方面关系到大气透过率对目标红外辐射的影响，另一方面也关系目标尺寸相对于测温仪的视场角。距离越大，大气透过率的影响越大，瞬时视场角越小，误差愈大。在确保安全的条件下，应尽可能缩短测量距离。当测量目标尺寸小或距离远时，应该选择焦距大或视场角小的测温仪镜头；当测量目标大或距离近时，则应该选择焦距小或视场角大的测温仪镜头。最好使被测目标超过测温仪视场的50%。
4．红外检测时，尽可能选择测温仪的光轴与被测目标垂直方向，这样的测量角度下，视场角和目标辐射表面的投影面积最大，可以缩小误差。
5．发热体为圆形物体时，应从不同方位进行观测，找出最热点的温度值与电流致热缺陷相比，电压致热缺陷的发热点温升有可能不很大，一般仅十几度甚至几度，更应该注意测量方法。
6．外检测时，一般先用红外检测设备对全部应测部位进行扫描，找出热态异常位置，然后对异常位置和重点检测设备进行准确测温。
7．对不同的检测对象、选择不同的环境温度参照物。
8．类比较时，要保持注意红外设备与各测点的距离一致、方位一致。
9．外检查应该尽量避开雨、雪、雾和大风天气，以避免大气透过率的影响。最佳的气候条件选择在环境温度不低于摄氏10度且风力不大于1级、空气湿度不大于85%的天气下进行检测。
10．检测工作应在日出之前，日落之后或阴天进行，室内检测宜闭灯进行，被测物应避免灯光直射，以减小背景或其他辐射源对测量结果的影响。
三、红外测温技术的判断方法
（一）相对温差判断法
对电流致热型设备，若发现设备导流部分热态异常应进行准确测温，按公式[（T1一T0）÷（T1一T0）]×100％算出相对温差值，判据为DL／T664—1999《带电设备红外诊断技术应用导则》表1；T0为发热点的温度；T1为正常相的温度；T0为环境参照体的温度。
（二）同类比较法
对于型号相同的电压致热型设备，可根据其对应点温升值的差异来判断设备是否正常。电压致热型设备的缺陷宜用允许温升或同类允许温差的判断依据确定。当同类温度超过允许温升值的30％时应定为重大缺陷。当三相电压不对称时应考虑工作电压的影响。
（三）热谱图分析法
根据同类设备在正常状态和异常状态下的热谱图的差异来判断设备是否正常。
四、红外测温技术的广泛应用及存在的不足
（一）广泛应用
设备巡视是变电站运行人员每天必须进行的一项重要工作。其手段方法一般就是目测、手摸和耳听设备的运行情况，其中又以目测为主。但目测的方法有着很大的局限性，对一些有发展性的缺陷较难准确发现，在设备巡视中利用红外成像测温技术就能很好地解决上述问题，提高运行人员发现设备缺陷的能力，对保证供电起到了很大的作用。测温仪帮助我们在供电维护中时时准确监视设备温升状态，让我们做到了预知处理问题，避免了多起严重事故的发生，杜绝了由供电故障造成的停电现象。
（二）存在的不足
现有的红外热成像仪只能根据监测运行设备当时的情况，不能实现动态监测，更不能预测未来的情况并及时报警。此外，在巡检过程中人员的责任心、巡检时间间隔等也是比较突出的问题，这样造成很多缺陷不能被及时发现，往往等到缺陷扩大造成设备损伤时才被发现。
五、红外测温技术的广泛应用
设备巡视是变电站运行人员每天都必须进行的一项重要工作。其手段方法一般就是日测、手摸和耳听设备的运行情况，其中又以目测为主。但目测的方法有着很大的局限性，对一些有发展性的缺陷较难准确发现，特别是一些在运行中较易发热的设备缺陷．要到设备发热到一定的程度后（一般都已造成运行设备不同程度的损坏）才能被发现，这样就给设备缺陷的及时发现和处理造成延误。现在注油设备越来越少，以前较常出现的设备渗漏油现象也较少出现了。但设备异常发热的问题却占设备缺陷的大部分。用示温蜡片对设备的发热缺陷检测，有时不能发现业已存在的故障，有时则误削为出线接头发热，致使一些开关本体内的故障得不到及时处理。在设备巡视中利用红外成像测温技术既能解决上述问题．亦能在很大程度提高运行人员发现设备缺陷的能力，特别是在设备的迎峰度夏和重大节假日期间对保证供电起到了很大的作用。
六、红外测温技术在变电运行应用中的发展趋势
动态红外测温监控技术将会是未来监控技术特点。运用此技术的红外成像诊断仪器配备计算机图像分析系统和各种功能处理软件，不仅可以对监测到的设备运行状态进行分析处理，而且可以根据对设备红外图像有关参数进行计算和分析处理，讯速给出设备故障属性、故障部位及严重程度。还可把历次设备图像数据资料储存起来，建立设备运行状态档案数据库，供运行人员随时调用。在数据格式与数据处理方式上，动态红外测温技术所传输的为全数字动态红外数据流，能够做到同步地对红外图像实时显示、分析和存储。传输方式上，采用有线和无线的方式进行超远距离传输，大大降低使用人员的劳动强度。在数据处理分析软件上，则能够瞬间调取几十GB甚至上百GB的温度数据进行处理，大大提高了数据处理的效率。“大检修”下的动态红外测温己成为一个系统，它分为监控现场（各变电站）和监控中心（集控中心）两个部分。在变电站，形成以红外数据服务器为中心的一套监控系统，红外数据服务器直接接入各个红外热像仪的全数字温度数据流信号，通过红外数据服务器的通信接口（El方式或以太网接口方式）直接接入到集控中心。整个前端结构十分简单。在集控中心，中心系统建立在现有的局域网上。在整个系统中只要增加一台中心服务器，通过集控中心各现有的计算机即可实现对各个变电站的监控。系统将各个变电站的现场监控信号（全数字红外热成像动态数据流）集中传输到监控中心，在监控中心通过显示器可以直观地对各个变电站的现场进行巡视。
七、结束语
红外测温技术的发展应用给运行人员的工作带来了很大的方便，防止由于设备缺陷不能及时被发现，而引发不必要的事故，甚至造成威胁运行人员和设备安全的情形。运行维护中，不仅要掌握红外测温技术还要掌握对红外测温图谱的各种分析方法，并且能从中准确的判断出设备的缺陷所在。不断地研究与学习，提出适用于不同变电站的红外测温技术，随着科技的发展，结合设备状态在线检测技术，红外动态实时监测也会逐渐融入变电站的日常巡视维护中，提升电网的智能化水平，提高电网的稳定可靠性。
论文作者:程志刚
论文发表刊物:《电力设备》2017年第29期
论文发表时间:2018/3/14
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