红外热像检测技术

第二章 红外热像检测技术（湖北公司）

目 录

第二章 红外热像检测技术（湖北公司） .......................................... 1

第一节 红外热像检测技术概述 .............................................. 3

一、红外检测技术的发展历程 ........................................... 3 二、红外检测技术应用情况 ............................................. 3 第二节 红外热像检测技术基本原理 .......................................... 5

一、红外线的基本知识 ................................................. 5 二、红外热像仪组成及基本原理 ......................................... 7 三、电网设备发热机理 ................................................. 9 第三节 红外热像检测及诊断方法 ........................................... 10

一、红外检测方法 .................................................... 10 二、红外热成像仪的使用 .............................................. 12 第四节 红外热像典型实际案例分析 ......................................... 26

一、红外热像检测110kV鸣谦变电站35kV402断路器C相内部发热 .......... 26 二、红外热像检测发现220kV电容式电压互感器套管过热 .................. 29 三、电网设备状态检测技术应用案例 .................................... 33 四、红外热像检测发现35kV避雷器本体过热 ............................. 35

内 容 概 要

红外热成像是以设备的热分布状态为依据对设备运行状态良好与否进行诊断的技术，它具有不停运、不接触、远距离、快速、直观地对设备的热状态进行成像的优点。由于电气设备的红外热像图是设备运行状态下热状态及其温度分布的真实描写，而电力设备在运行状态下的热分布正常与否是判断设备状态良好与否的一个重要特征，因而，采用红外成像技术可以通过对设备热像图的分析来高效诊断设备的运行状态及其存在的隐患缺陷。

本章第一节介绍了红外线的发现及发展经过，并把目前最普遍的红外热成像技术应用现状做了描述。

第二节讲述了红外线的基本知识；红外热成像技术的基本原理；输变电电网设备发热机理及故障类型。

第三节对各种类型输变电设备红外热像检测的要求；现场红外热像仪使用方法技巧；分析诊断方法及标准做了详细说明。

最后，第四节收集了4个比较有代表性的电气设备红外检测诊断的案例供大家参考借鉴。

第一节 红外热像检测技术概述

一、红外检测技术的发展历程

1800年英国的天文学家Mr.William Herschel 用水银温度计在红光外侧发现一种人眼看不见的“热线”，后来称为“红外线”，也就是“红外辐射”。

Mr.William Herschel在1830年提出了辐射热电偶探测器，1840年根据物体不同的温度分布，制定了温度谱图。红外技术最初应用于军事，20世纪60年代初, 世界上第一台用于工业检测领域的红外热成像仪(THV651)诞生(AGA)，尽管体积庞大而笨重，但很快作为一种检测工具在各种应用中找到了它的位置，特别是在电力维修保养中体现了它的重要价值，与当时的瑞典国家电力公司合作，首次用于电力设备检测。

红外技术的高级发展应用是红外自动目标识别技术，系统通过与可见光组成的多功能传感器，配用多功能目标捕捉处理器，以及信息处理技术，对目标实现高速、自动、可靠地探测、识别、测距、定位、跟踪及故障判别。

红外热像检测技术是随着红外探测器的发展而发展的。红外探测器经历了光机扫描探测器、焦平面制冷式探测器和焦平面非制冷式探测器。在21世纪初，我国建成红外热成像技术民用产品生产基地，引进国外的焦平面非制冷式探测器，推进红外技术在国内的组装生产和推广应用，现阶段焦平面非制冷式探测器是电力设备检测最主流的应用方式。 二、红外检测技术应用情况

目前，在输变电设备红外检测应用中，依据载体的不同主要有以下四种方式： （一）手持式、便携式红外热像仪

手持式、便携式红外热像仪在电力设备带电检测中已经广泛使用。具有灵活、使用效率高、诊断实时的优点，是目前常规巡检普测和精确测温的主要使用方式。 （二）固定式、移动式连续监测在线式红外热像仪

在线式红外热像仪主要用于无人值守变电站、重点设备的连续监测，以红外热成像和可见光视频监控为主，智能辅助系统为铺，具有自动巡检、自动预警、远程控制、远程监视以及报警等功能。

在线式红外热像仪分固定式、移动式两种。固定式为定点安装，可实现重点设备的长时间连续监测数据记录，运行状态变化预警，加装预置位云台后也可以做到比较大的安装区域设备覆盖。移动式的优势是布点灵活，可监测设备覆盖全面，适合隐患设备的后期分析监测、缺陷设备检修前的运行监测。

图2-1 连续监测在线式红外热像仪

（三）线路巡检车载式、机载吊舱式红外热像仪

车载红外监控系统主要应用于城市配网和沿路线路检测，可大幅提高人力巡检效率，快速便捷。

图2-2 车载式、机载吊舱式红外热像仪

无人机巡检技术是近几年兴起的高科技巡检技术。根据无人机载荷及大小可将无人机分为小型无人机、中型无人机、大型无人机。

小型无人机主要指旋翼型无人机，一般飞行时间约40分钟，载荷1-2公斤，有个别先进的小型无人机可飞行2小时，搭载小型红外热像仪可实现实时测温、拍照、录像、存储等基本巡检工作。单次飞行可实现少量杆塔巡检工作。

中型无人机主要搭载6-8公斤吊舱完成巡检工作，配合出色的飞控可以实现超视距3-4公里范围内的线路巡检任务，可搭载高清相机和热像仪，可叠加地理信息坐标、定位杆塔、实时测温分析等。

大型无人机可搭载20公斤及以上吊舱设备完成数十公里范围的线路巡检工作，红外、紫外、可见光数据可以通过地面控制站实时传输，地面数据分析系统可系统化处理采集到的所有数据。

直升机巡检系统主要依靠30公斤左右的光电吊舱设备对超高压、特高压线路进行巡检，可记录红外、紫外、可见光等数据。采集的数据通过地面数据处理系统实现系统化管理、专业分析、快速报告、各基地信息共享等。

（四）巡检机器人红外热像仪

变电站智能巡检系统是集机电一体化技术、多传感器融合技术、磁导航技术、机器人视觉技术、红外检测技术于一体的智能系统。解决了人工巡检劳动强度大等问题。通过对图像进行分析和判断，及时发现电力设备的缺陷、外观异常等问题，为各类变电站和换流站的巡检工作提供了一种创新型的技术检测手段，提高了电网的可靠稳定运行水平。

图2-3 红外机器人

第二节 红外热像检测技术基本原理

一、红外线的基本知识

（一）红外辐射的发射及其规律

红外辐射是指电磁波谱中比微波波长短、比可见光波长长（0.75μm<λ<1000μm）的电磁波。

图2－4 电磁辐射频谱图

自然界一切温度高于绝对零度（-273.16℃）的物体，都会不停地辐射出红外线，辐射出的红外线带有物体的温度特征信息。这是红外技术探测物体温度高低和温度场分布的理论依据和客观基础。

物体红外辐射的基本规律普遍从一种简单的模型——黑体入手。所谓黑体，就是在任何情况下对一切波长的入射辐射吸收率都等于1的物体。自然界中实际存在的任何物体对不同波长的入射辐射都有一定的反射（吸收率不等于1），所以，黑体只是一种理想化的物体模型。但是黑体热辐射的基本规律是红外研究及应用的基础，它揭示了黑体发射的红外辐射随温度及波长而变化的定量关系。红外辐射主要有以下四个定律。

1.辐射的光谱分布规律—普朗克辐射定律: 是描述温度、波长和辐射功率之间的关系, 是所有定量计算红外辐射的基础。一个绝对温度为T(K)的黑体，单位表面积在波长λ附近单位波长间隔内向整个半球空间发射的辐射功率(简称为光谱辐射度)Mλb (T)与波长λ、温度T满足下列关系：

-5-1-1

Mλb (T)=C1λ[EXP(C2/λT)]

28-24

式中C1—第一辐射常数，C1=2πhc=3.7415×10w·m·um 4

C2—第二辐射常数，C2=hc/k=1.43879×10um·k

2.维恩位移定理: 物体表面红外线辐射的峰值波长与物体表面分布的温度有关，峰值波长与温度成反比。

式中：λ为峰值波长，单位 μm; T 为物体的绝对温度，单位 K

3.斯蒂芬—波尔兹曼定律: 是描述黑体单位表面积向整个半球空间发射的所有波长的总辐射功率Mb(T)随其温度的变化规律。物体的红外辐射功率与物体表面绝对温度的四次方成正比，与物体表面的发射率成正比。物体红外辐射的总功率对温度的关系。

∞4

Mb(T)=∫0Mλb(T)dλ=σT

44-824

式中σ=πC1/(15C2)=5.6697×10w/(m·k)

4.朗伯余弦定律: 是黑体在任意方向上的辐射强度与观测方向相对于辐射表面法线夹角的余弦成正比，即Iθ=I0COSθ。表明黑体在辐射表面法线方向的辐射最强。因此，实际做红外检测时,应尽可能选择在被测表面法线方向进行。

图2－5 朗伯余弦定律示意图

（二）实际物体的红外辐射

实际的物体并不是黑体，它具有吸收、辐射、反射、穿透红外辐射的能力。吸收为物体获得并保存来自外界的辐射；辐射为物体自身发出的辐射；反射为物体弹回来自外界的辐射；透射为来自外界的辐射经过物体穿透出去。

但对大多数物体来说，对红外辐射不透明，即透射率τ=0。 所以对于实际测量来说，辐射率ε和反射率ρ满足：

ε+ρ=1

图2－6 实际物体的红外辐射

实际物体的辐射由两部分组成：自身辐射和反射环境辐射。 光滑表面的反射率较高，容易受环境影响（反光）。粗躁表面的辐射率较高。 （三）辐射率

物体的辐射能力表述为辐射率(Emissivity简写为ε)是描述物体辐射本领的参数。物体自身辐射量取决于物体自身的温度以及它的表面辐射率。

温度一样的物体，高辐射率物体的辐射要比低辐射率物体的辐射要多。如图2-7茶壶中装满热水，茶壶右边玻璃的表面辐射率比左边不锈钢的高，尽管两部分的温度相同，但右边的辐射要比左边的高，用红外热像仪观看，右边看上去要比左边热。

图2－7 可见光与红外图像

物体表面不同的材料、温度、表面光滑度、颜色等，其表面辐射率均不同。

在实际检测中，由于辐射率对测温影响很大，因此必须选择正确的辐射系数。尤其需要精确测量目标物体的真实温度时，必须了解物体的红外发射率（或称辐射率）ε的范围。否则，测出的温度与物体的实际温度将有较大的误差。

一般来说，物体接收外界辐射的能力与物体辐射自身能量的能力相等。一个物体吸收辐射的能力强，那么它辐射自身能量的能力就强，反之亦然。 （四）红外线传播中的大气衰减

红外线在大气中传播受到大气中的多原子极性分子，例如二氧化碳、臭氧、水蒸气等物质分子的吸收而使辐射的能量衰减。大气衰减与红外线波长密切相关，波长范围在（1 ～2.5μm），（3～5μm），（8～14μm）三个区域，大气吸收弱，红外线穿透能力强，是红外线在大气中穿透比较好的波段，通常称为“大气窗口”。

红外热成像检测技术，就是利用了所谓的“大气窗口”。一般红外热像仪使用的波段为:短波 (3µm -- 5µm); 长波 ( 8µm --14µm)。 二、红外热像仪组成及基本原理

（一）红外热像仪组成及基本原理

电力设备运行状态的红外检测，实质就是对设备（目标）发射的红外辐射进行探测及显示处理的过程。设备发射的红外辐射功率经过大气传输和衰减后，由检测仪器光学系统接收并聚焦在红外探测器上，并把目标的红外辐射信号功率转换成便于直接处理的电信号，经过放大处理，以数字或二维热图象的形式显示目标设备表面的温度值或温度场分布。

2-8 红外探测原理示意图

（二）红外热像仪主要参数 1.温度分辨率

表示测温仪能够辨别被测目标最小温度变化的能力。 温度分辨率的客观参数是噪声等效温差（NETD）。它是通过仪器的定量测量来计算出红外热像仪的温度分辨率，从而是排除了测量过程的主观因素。它定义为当信号与噪声之比等于1时的目标与背景之间的温差。 2.空间分辨率

热像仪分辨物体空间几何形状细节的能力，它与所使用的红外探测器像元素面积大小、光学系统焦距、信号处理电路带宽等有关。一般也可用探测器元张角（DAS）或瞬时视场表示。

此参数通常可近似计算得出：空间分辨率＝（2π×水平视场角度（°））/（360 °×水平像元数），单位为弧度（rad）。

图2－9 视场角与瞬时视场图示

3.红外像元数（像素）

表示探测器焦平面上单位探测元数量。分辨率越高，成像效果越清晰。

现在使用的手持式热像仪一般为160×120、320×240、0×480像素的非制冷焦平面探测器。 4.测温范围

热像仪在满足准确度的条件下可测量温度的范围，不同的温度范围要选用不同的红外波段。电网设备红外检测通常在-20℃-300℃范围内。 5.热灵敏度

热像仪分辨物体温度的能力。 6.采样帧速率

采集两帧图像的时间间隔的倒数，单位为赫兹（Hz），宜不低于25Hz。 7.工作波段

热像仪响应红外辐射的波长范围。工业检测热像仪宜工作在长波范围内，即8--14µm。 8.焦距

透镜中心到其焦点的距离。焦距越大，可清晰成像的距离越远。 三、电网设备发热机理

对于高压电气设备的发热故障，从红外检测与诊断的角度大体可分为两类，即外部故障和内部故障。

外部故障是指裸露在设备外部各部位发生的故障（如长期暴露在大气环境中工作的裸露电气接头故障、设备表面污秽以及金属封装的设备箱体涡流过热等）。从设备的热图像中可直观地判断是否存在热故障，根据温度分布可准确地确定故障的部位及故障严重程度。

内部故障则是指封闭在固体绝缘、油绝缘及设备壳体内部的各种故障。由于这类故障部位受到绝缘介质或设备壳体的阻挡，所以通常难以像外部故障那样从设备外部直接获得直观的有关故障信息。但是，根据电气设备的内部结构和运行工况，依据传热学理论，分析传导、对流和辐射三种热交换形式沿不同传热途径的传热规律（对于电气设备而言，多数情况下只考虑金属导电回路、绝缘油和气体介质等引起的传导和对流），并结合模拟试验、大量现场检测实例的统计分析和解体验证，也能够获得电气设备内部故障在设备外部显现的温度分布规律或热（像）特征，从而对设备内部故障的性质、部位及严重程度作出判断。

从高压电气设备发热故障产生的机理来分，可分为以下五类： （一）电阻损耗（铜损）增大故障

电力系统导电回路中的金属导体都存在相应的电阻，因此当通过负荷电流时，必然有一部分电能按焦耳-楞茨定律以热损耗的形式消耗掉。由此产生的发热功率为

2

P=KfIR

式中：P为发热功率，W；Kf为附加损耗系数；I为通过的电荷电流，A；R为载流导体的直流电阻值，Ω。

Kf表明在交流电路中计及趋肤效应和邻近效应时使电阻增大的系数。当导体的直径、导电系数和导磁率越大，通过的电流频率越高时，趋肤效应和邻近效应越显著，附加损耗系数Kf 值也越大。因此，在大截面积母线、多股绞线或空心导体，通常均可以为Kf=1，其影响往往可以忽略不计。

上式表明，如果在一定应力作用下是导体局部拉长、变细，或多股绞线断股，或因松股而增加表面层氧化，均会减少金属导体的导流截面积，从而造成增大导体自身局部电阻和电阻损耗的发热功率。

对于导电回路的导体连接部位而言，上式中的电阻值应该用连接部位的接触电阻Rj来代替。并在Kf=1的情况下，改写成一下形式

2

P=IRj

电力设备载流回路电气连接不良、松动或接触表面氧化会引起接触电阻增大，该连接部位与周围导体部位相比，就会产生更多的电阻损耗发热功率和更高的温升，从而造成局部过热。

（二）介质损耗（介损）增大故障

众所周知，除导电回路以外，有固体或液体（如油等）电介质构成的绝缘结构也是许多高压电气设备的重要组成部分。用作电器内部或载流导体电气绝缘的电介质材料，在交变电压作用下引起的能量损耗，通常称为介质损耗。由此产生的损耗发热功率表示为

2

P=UωC tgδ

式中：U为施加的电压，V；ω为交变电压的角频率；C为介质的等值电容，F；tgδ为绝缘介质损耗因数；

由于绝缘电介质损耗产生的发热功率与所施加的工作电压平方成正比，而与负荷电流大小无关，因此称这种损耗发热为电压效应引起的发热即电压致热性发热故障。

上式表明，即使在正常状态下，电气设备内部和导体周围的绝缘介质在交变电压作用下也会有介质损耗发热。当绝缘介质的绝缘性能出现故障时，会引起绝缘的介质损耗（或绝缘介质损耗因数tgδ）增大，导致介质损耗发热功率增加，设备运行温度升高。

介质损耗的微观本质是电介质在交变电压作用下将产生两种损耗，一种是电导引起的损耗，另一种是由极性电介质中偶极子的周期性转向极化和夹层界面极化引起的极化损耗。 （三）铁磁损耗（铁损）增大故障

对于由绕组或磁回路组成的高压电气设备，由于铁芯的磁滞、涡流而产生的电能损耗称为铁磁损耗或铁损。如果由于设备结构设计不合理、运行不正常，或者由于铁芯材质不良，铁芯片间绝缘受损，出现局部或多点短路，可分别引起回路磁滞或磁饱和或在铁芯片间短路处产生短路环流，增大铁损并导致局部过热。另外，对于内部带铁芯绕组的高压电气设备（如变压器和电抗器等）如果出现磁回路漏磁，还会在铁制箱体产生涡流发热。由于交变磁场的作用，电器内部或载流导体附近的非磁性导电材料制成的零部件有时也会产生涡流损耗，因而导致电能损耗增加和运行温度升高。 （四）电压分布异常和泄漏电流增大故障

有些高压电气设备（如避雷器和输电线路绝缘子等）在正常运行状态下都有一定的电压分布和泄漏电流，但是当出现故障时，将改变其分布电压Ud和泄露电流Ig的大小，并导致其表面温度分布异常。此时的发热虽然仍属于电压效应发热，发热功率而由分布电压与泄露电流的乘积决定。

P= Ud Ig

（五）缺油及其他故障

油浸式高压电气设备由于渗漏或其他原因（如变压器套管未排气）而造成缺油或假油位，严重时可以引起油面放电，并导致表面温度分布异常。这种热特征除放电时引起发热外，通常主要是由于设备内部油位面上下介质（如空气和油）热容系数不同所致。

除了上述各种主要故障模式以外，还有由于设备冷却系统设计不合理、堵塞及散热条件差等引起的热故障。

第三节 红外热像检测及诊断方法

一、红外检测方法

（一）检测基本要求 1.一般检测环境要求

被检设备是带电运行设备，应尽量避开视线中的封闭遮挡物，如门和盖板等； 环境温度一般不低于5℃，相对湿度一般不大于85%； 天气以阴天、多云为宜，夜间图像质量为佳；

不应在雷、雨、雾、雪等气象条件下进行，检测时风速一般不大于5m/s（现场观察可参照附录D）；

户外晴天要避开阳光直接照射或反射进入仪器镜头，在室内或晚上检测应避开灯光的直射，宜闭灯检测；

检测电流致热型设备，最好在高峰负荷下进行。否则，一般应在不低于30%的额定负荷下进行，同时应充分考虑小负荷电流对测试结果的影响。 2.精确检测环境要求

除满足一般检测的环境要求外，还满足以下要求：

风速一般不大于0.5m/s；

设备通电时间不小于6h，最好在24h以上； 检测期间天气为阴天、夜间或晴天日落2h后； 被检测设备周围应具有均衡的背景辐射，应尽量避开附近热辐射源的干扰，某些设备被检测时还应避开人体热源等的红外辐射；

避开强电磁场，防止强电磁场影响红外热像仪的正常工作。 3.飞机巡线检测基本要求

除满足一般检测的环境要求和飞机适行的要求外，还满足以下要求：禁止夜航巡线，禁止在变电站和发电厂等上方飞行；

飞机飞行于线路的斜上方并保证有足够的安全距离，巡航速度以50km/h～60km/h为宜； 红外热成像仪应安装在专用的带陀螺稳定系统的吊舱内。 （二）现场操作方法

1.一般检测：仪器在开机后需进行内部温度校准，待图像稳定后即可开始工作。一般先远距离对所有被测设备进行全面扫描，发现有异常后，再有针对性的近距离对异常部位和重点被测设备进行准确检测。仪器的色标温度量程宜设置在环境温度加10K～20K左右的温升范围。有伪彩色显示功能的仪器，宜选择彩色显示方式，调节图像使其具有清晰的温度层次显示，并结合数值测温手段，如热点跟踪、区域温度跟踪等手段进行检测。应充分利用仪器的有关功能，如图像平均、自动跟踪等，以达到最佳检测效果。环境温度发生较大变化时，应对仪器重新进行内部温度校准，校准方法按仪器的说明书进行。作为一般检测，被测设备的辐射率一般取0.9左右。 2.精确检测：检测温升所用的环境温度参照体应尽可能选择与被测设备类似的物体，且最好能在同一方向或同一视场中选择。在安全距离允许的条件下，红外仪器宜尽量靠近被测设备，使被测设备（或目标）尽量充满整个仪器的视场，以提高仪器对被测设备表面细节的分辨能力及测温准确度，必要时，可使用中、长焦距镜头。线路检测一般需使用中、长焦距镜头。为了准确测温或方便跟踪，应事先设定几个不同的方向和角度，确定最佳检测位置，并可作上标记，以供今后的复测用，提高互比性和工作效率。正确选择被测设备的辐射率，特别要考虑金属材料表面氧化对选取辐射率的影响。将大气温度、相对湿度、测量距离等补偿参数输入，进行必要修正，并选择适当的测温范围。记录被检设备的实际负荷电流、额定电流、运行电压，被检物体温度及环境参照体的温度值。

（三）影响电力设备红外测量因素 1.大气影响（大气吸收的影响）

红外辐射在传输过程中，受大气中的水蒸气H2O，二氧化碳CO2，臭氧O3，氧化氮NO，甲烷CH2等的吸收作用，要受到一定的能量衰减。

检测应尽可能选择在无雨无雾，空气湿度低于85%的环境条件下进行。 2.颗粒影响（大气尘埃及悬浮粒子的影响）

大气中的尘埃及悬浮粒子的存在是红外辐射在传输过程中能量衰减的又一个原因。这主要是由于大气尘埃的其它悬浮粒子的散射作用的影响，使红外线辐射偏离了原来的传播方向而引起的。

悬浮粒子的大小与红外辐射的波长0.76～17μm相近，当这种粒子的半径在0.5～880μm之间时，如果相近波长区域红外线在这样的空间传输，就会严重影响红外接收系统的正常工作。

红外检测应在少尘或空气清新的环境条件下进行。 3.风力影响

当被测的电气设备处于室外露天运行时，在风力较大的环境下，由于受到风速的影响，存在发热缺陷的设备的热量会被风力加速散发，使裸露导体及接触件的散热条件得到改善，散热系数增大，而使热缺陷设备的温度下降。 4.辐射率影响

一切物体的辐射率都在大于零和小于1的范围内，其值的大小与物体的材料、表面光洁度、氧化程度、颜色、厚度等有关。 5.测量角影响

图2－10 辐射率与测试角关系

辐射率与测试方向有关，最好保持测试角在30°之内，不宜超过45°。 当不得不超过45°时，应对辐射率做进一步修正。 6.邻近物体热辐射的影响

当环境温度比被测物体的表面温度高很多或低很多时，或被测物体本身的辐射率很低时，邻近物体的热辐射的反射将对被测物体的测量造成影响。 7.太阳光辐射的影响

当被测的电气设备处于太阳光辐射下时，由于太阳光的反射和漫反射在3～14μm波长区域内，且它们的分布比例并不固定，因这一波长区域与红外诊断仪器设定的波长区域相同而极大地影响红外成像仪器的正常工作和准确判断，同时，由于太阳光的照射造成被测物体的温升将叠加在被测设备的稳定温升上。

所以红外测温时最好选择在天黑或没有阳光的阴天进行，这样红外检测的效果相对要好得多。

二、红外热成像仪的使用

（一）红外热像仪的使用方法

.红外热像仪的操作正确对红外图象质量、设备缺陷发现乃至故障分析都至关重要，应避免现场使用上的任何操作失误。 1． 调整焦距

红外图像存储后可以对图像曲线进行调整，但是无法在图像存储后改变焦距。在一张已经保存了的图像上，焦距是不能改变的参数之一。当聚焦被测物体时，调节焦距至被测物件图像边缘非常清晰且轮廓分明，以确保温度测量精度。同时不宜使用数字变焦功能进行聚焦。

2．选择测温范围

了解现场被测目标的温度范围，设置正确的温度档位，当观察目标时，对仪器的温标跨度进行微调，得到最佳的红外成像图像质量。 3．设置测量距离

对于非制冷微热量型焦平面探测器，如果仪器距离目标过远，目标将会很小，测温结果将无法正确反映目标物体的真实温度，因为红外热像仪此时测量的温度平均了目标物体以及周围环境的温度。为了得到最精确的测量读数，应尽量缩短测温距离，使目标物体尽量充满仪器的视场，合理设置热成像仪距离参数。 4．设置发射率

需要进行精确温度测量时，应合理设置被测目标发射率，同时还应考虑环境温度、湿度、风速、风向、热反射源等因素对测温结果的影响，并做好记录。 5．保证仪器拍摄平稳

为了保证更好的拍摄效果，在冻结和记录图像的时候，应尽可能保持仪器平稳。即使轻微的仪器晃动，也可能会导致图像不清晰。当按下存储按钮时，应轻缓和平滑。

（二）现场检测方法及要求 1.变压器类设备 （1）变压器本体

常见故障类型及发热原因有： 1）变压器强油循环未打开； 2）漏磁引起的本体局部发热； 3）漏磁引起的螺栓、接地线发热。

图2－11 220kV主变压器本体螺栓发热

检测与诊断方法：

1）变压器本体温度是否上热下冷的温度梯度分布，若横向比较有明显温度差异，则要检查强油循环是否打开或损坏、冷却器是否存在故障；

2）变压器油箱是否有因内屏蔽不好漏磁、涡流损耗导致的局部发热；

3）变压器本体钟罩与法兰螺栓是否有因内屏蔽不好漏磁、涡流损耗导致的发热； 4）现场测量本体顶层油温与变压器油温度计比较，不应有明显差异。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，本体刚好充满画面，四周留有适当空间；

2）每台变压器从四个方向拍摄，建议高、低两个侧面拍整体和本体各一张图片，高压侧左、右面主体各拍一张主体图片；

3）主变整体拍摄时上至高压套管引线接头，下至主变底壳，留一部份地面，整体主变垂直居中；

4）主变本体拍摄时以主变本体部分的面为中心，遇遮挡时尽量取遮挡少角度拍摄，并三相

保持角度一致；

5）由于变压器温度受负载的影响较大，不宜与历史值比较。

图2－12示例图片：500kV主变高压侧正面整体

（2）变压器套管

常见故障类型及发热原因有：

1）套管将军帽接线板与引线的外连接或内部导电杆连接处接触不良引起的发热； 2）导电杆与绕组引线接触不良引起的套管整体或根部过热； 3）套管缺油；

4）套管局部放电或表面污秽引起的局部发热； 5）套管末屏接地不良，导致套管末屏接地发热； 6）套管介损增大引起的套管发热；

7）套管互感器故障引起的升高座温度过高。

图2－13 110kV主变套管局部温度高表面污秽

检测与诊断方法：

1）检查套管将军帽、将军帽引线接头三相之间是否有明显温度差异，参考导则电流致热型套管判断标准进行诊断；

2）套管瓷套三相横向比较，若局部或整体温度有≥2K的偏差，可判定为严重及以上缺陷； 3）若套管存在明显油位分界面，可初步判断套管缺油。缺油部分的温度比充油部分低，对套管三相进行比较，避免因套管内部绝缘或外部瓷套管材质不一引起的误判； 4）套管末屏引线接头有无发热；

5）套管升高座三相之间是否有明显温度差异。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，套管刚好充满画面，四周留有适当空间；

2）套管红外检测图像应包括引线接头、将军帽、瓷套、升高座； 3）每台变压器应保存三相高、中、低压套管及中性点套管。

图2－14示例图片：500kV主变500kV套管A相

（3）冷却器

常见故障类型及发热原因有： 1）散热器与变压器本体的联结阀门、联管运行中没有打开或被堵塞引起的散热器温度异常； 2）由于散热器风扇电机故障或润滑不足引起的风扇或风扇电机温度异常； 3）强油循环潜油泵故障引起的潜油泵温度异常； 4）散热器管路污物堵塞引起的管路温度异常。

图2－15 220kV主变本体散热片温度分布不一致，油阀门没打开

检测与诊断方法：

1）冷却器温度是否与散热电机开启状况一致； 2）联管、阀门的温度是否上热下冷的分布； 3）各风扇电机之间有无较大温度差异； 4）各个潜油泵位置温度有无较大温度差异。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，冷却器刚好充满画面，四周留有适当空间； 2）由于变压器墙体阻挡，可选择合适角度拍摄；

3）变压器每侧冷却器保存一张图片，局部热点再单独拍摄。

图2－16 示例图片：220kV主变高压侧右面散热器

（4）储油柜

常见故障类型及发热原因有： 1）储油柜低油位； 2）储油柜隔膜脱落； 3）储油柜阀门关闭。

图2－17 220kV主变油枕油位呈曲线，油枕隔膜脱落

检测与诊断方法：

1）检测本体及有载调压开关储油柜的油位是否正常（仅适用于隔膜式、胶囊式）； 2）正常油枕油液面为清晰水平分界面，如果呈曲线，可判断为隔膜脱落；

3）检测联管阀门两侧温度，若温度差异较大，应查明储油柜至本体阀门是否关闭。 拍摄注意事项：

1）调节色标，油面上下温差相差较小，拍摄时色标范围要小； 2）聚焦到位，油枕刚好充满画面，四周留有适当空间；

3）每个储油柜需要单独拍摄一张图片，采用侧拍方式，即可观察到正面油位亦可观察到侧面油位。

图2－18 示例图片：500kV主变油枕A相

2电流互感器

常见故障类型及发热原因有：

1）外部导电接头接触不良引起的发热； 2）内部接头接触不良引起的发热；

3）内部介质损耗引起的瓷套整体温度偏大；

4）复合外绝缘电流互感器黏接不良、受潮引起的局部过热； 5）缺油引起的温度异常；

6）末屏接地不良引起的末屏温度过高； 7）涡流损耗引起的附件发热。

LI01LI0230.0℃3028LI0326242220

℃图2－19 220kV电流互感器本体相间同位置最大温差法3.1K

检测与诊断方法：

1）观察电流互感器进出线接头、变比接头、内连接部位三相比较有无明显温度差异；

2）观察电流互感器瓷套本体相同部位，三相横向比较，单台设备从上到下应温度分布均匀，无局部发热，温度有2K的偏差，可判定为严重及以上缺陷；

3）电流互感器瓷套本体有明显温度分层界面且三相温度有差异，应判断是否缺油； 4）观察电流互感器末屏有无明显温度异常； 5）储油柜部位发热可判断为内接点发热缺陷； 6）观察附件部位是否有明显温度异常。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，电流互感器刚好充满画面，四周留有适当空间；

2）拍摄电流互感器红外图像应包括引线接头、储油柜、金属膨胀器、瓷套、底部油箱，尽量选择能观察到末屏、接地线及二次出线的位置进行拍摄；

3）每台电流互感器要站在同一距离单独拍摄，各保存一张图片。

图2－20示例图片：500kV电流互感器B相

3电压互感器

常见故障类型及发热原因有：

1）电容单元介损偏大引起的局部或整体温度异常； 2）电容单元缺油造成温度异常；

3）电磁单元匝间短路引起的温度异常；

4）电磁单元阻尼元件故障引起的油箱部位温度异常； 5）电磁单元内部放电引起的温度异常；

6）保险管接触不良、熔断、受潮等引起的温度异常； 7）一次或接地线接触不良引起的温度异常。

图2－21 220kV电压互感器油箱相间温差大于10度，电磁单元匝间短路

检测与诊断方法：

1）观察电压互感器进出线接头、接地线部位三相比较有无明显温度差异；

2）观察电压互感器瓷套本体相同部位，三相横向比较，单台设备从上到下应温度分布均匀，无局部发热，温度有2K的偏差，可判定为严重及以上缺陷； 3）观察电压互感器油箱部位三相比较有无明显温度差异。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，电压互感器刚好充满画面，四周留有适当空间；

2）拍摄电压互感器红外图像应包括引线接头、瓷柱、油箱、底部，尽量选择能观察到接地线及二次出线的位置进行拍摄；

3）每台互感器要站在同一距离单独拍摄，各保存一张图片。

图2－22示例图片： 500kV电压互感器B相

4断路器设备

常见故障类型及发热原因有：

1）外部接线端子或线夹与导线连接不良引起的接头过热故障； 2）内部接头或连接件接触电阻过大引起的过热故障； 3）动静触头、中间触头接触不良引起的过热故障；

4）支柱瓷瓶污秽、裂纹引起的过热； 5）油断路器缺油引起的温度异常；

6）断路器内部互感器故障引起的过热故障； 7）均压电容器介质损耗引起的温度异常；

8）操作机构或端子箱电气元件故障引起的温度异常。

图2－23 35kV断路器中间法兰发热，中间触头接触不良

检测与诊断方法：

1）观察进出线引线接头有无温度异常；

2）检测顶帽、中间法兰、瓷套有无温度异常，分析判断是否存在动静触头、中间触头接触不良的缺陷；

3）断路器从上至下本体（包括支撑瓷柱）三相横向比较应无明显温度差异，若局部温度过高应分析所在部位缺陷原因；

4）断路器操作机构有无温度异常。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，断路器刚好充满画面，四周留有适当空间；

2）拍摄断路器红外图像应包括两端引线接头、灭弧室、支柱、操作机构； 3）每相断路器要站在同一距离单独拍摄，各保存一张图片；

4）扫视端子箱，若有明显发热电气元件则单独拍摄。

图2－24示例图片：500kV断路器A相

6电抗器设备

常见故障类型及发热原因有：

1）进出线接头接触不良引起的温度偏高；

2）线圈匝间短路引起的线圈部位整体或局部温度偏高； 3）设备附件因磁场涡流引起的温度偏高；

4）支撑绝缘瓷柱材质劣化等原因引起的温度偏高。

图2－25 311串抗A相（异常） 342串抗A相（正常）

检测与诊断方法：

1）观察电抗器两端进出线引线接头有无发热； 2）观察电抗器本体温度是否分布均匀； 3）电抗器三相横向比较无明显温度差异； 4）电抗器支撑瓷柱同类比较无明显温度差异。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，电抗器上至顶盖，下到支撑瓷柱刚好充满画面，四周留有适当空间； 2）拍摄电抗器红外图像应包括进出线两端引线接头、线圈主体、支柱瓷瓶； 3）每相电抗器要站在同一距离单独拍摄，各保存一张图片； 4）现场拍摄时要对所有支柱瓷瓶进行巡检，以免漏查； 5）对全部电抗器接地线用仪器进行扫视巡检。

图2－26示例图片：35kV电抗器A相

7电容器设备

常见故障类型及发热原因有：

1） 外连接、内连接接触不良引起的温度异常；

2） 熔断器接触不良、熔丝不匹配引起的熔断丝温度异常； 3）内部击穿、放电引起的本体局部温度异常； 4）密封不严，内部受潮引起的本体温度异常；

5）电网谐波导致电容器内部元件损坏引起的本体温度异常； 6）内部介损增大引起的本部温度异常。

图2－27 66kV并联电容器局部过热

检测与诊断方法：

1）检测电容器熔断器两端及本体有无温度异常； 2）检测电容器组引线接头有无温度异常； 3）检测电容器小套管有无温度异常，若小套管整体发热可初步判断内部引线接头接触不良； 4）采用同类比较法观察各电容器本体是否分布均匀，若整体发热可判断内部受潮或介损增大，若局部发热可判断内部元件故障或存在局部放电等缺陷。 拍摄注意事项：

1）拍摄时注意检查电容器端子引线接入母线的情况，由于每组电容器中单只电容器较多，难以拍摄全部电容器，因此只要保存有设备缺陷的图片；

2）聚焦到位，电容器上到熔丝引线，下至电容器底部刚好充满画面，四周留有适当空间； 3）拍摄电容器红外图像应包括进出线两端引线接头、电容主体；

4）温度异常电容器在拍摄时建议在同一张红外图片把正常参考电容器一起拍摄。

图2－28示例图片：35kV电容器

8避雷器

常见故障类型及发热原因有：

1) 由于避雷器内部受潮、泄漏电流增大导致的整体或局部发热； 2) 避雷器存在裂纹、阀片劣化等内部故障引起的局部发热。

图2－29 35kV避雷器CBA相，A相内部受潮

检测与诊断方法：

1）相同部位，三相横向比较，温度有0.5~1K的偏差，可判定为严重及以上缺陷； 2）单台设备从上到下应温度分布均匀，无局部发热。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，避雷器居中充满画面，四周留有适当空间； 2）拍摄避雷器红外图像应包括引线接头、瓷柱、底座； 3）每台避雷器要站在同一距离单独拍摄，各保存一张图片。

图2－30示例图片：500kV避雷器B相

11电力电缆

常见故障类型及发热原因有：

1）外部线夹接头松动、氧化、接触不良引起的发热； 2）受潮、劣化或气隙引起的电缆头整体、局部发热； 3）内部局部放电引起的伞裙或尾管局部区域过热； 4）内部性能异常造成的根部有整体性发热； 5）护层接地线接地不良引起的护层接地线发热； 6）场强不匀引起的局部发热； 7）护套受损引起的局部发热； 8）包接不良引起的整体发热；

9）漏磁引起金属支撑附件涡流损耗发热； 10）材质不良引起的本体整体、局部发热。

图2－31 110kV电缆终端A相，应力锥发热

检测与诊断方法：

1）观察电缆终端引线接头、护层接地线处有无明显发热；

2）观察电缆终端设备从上到下是否温度分布均匀，无局部发热；

3）电缆终端本体相同部位，三相横向比较，温度有1K的偏差，可判定为严重及以上缺陷； 4）电缆终端根部及尾管无局部发热。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，电缆终端刚好充满画面，四周留有适当空间；

2）拍摄电缆终端红外图像应包括引线接头、瓷套或伞裙、尾管、护层接地线； 3）每个电缆终端要站在同一距离单独拍摄，各保存一张图片。

图2－32示例图片：220kV电缆终端A相

12变电站绝缘子设备

常见故障类型及发热原因有：

1）绝缘子表面积污严重、局部放电造成的温度异常，主要原因为清扫不及时、污染严重造成表面泄漏电流分布不均；

2）绝缘子破损、横向或纵向裂纹造成的温度异常，主要有机械损伤及电弧灼伤； 3）绝缘子绝缘下降，低值、零值引起的温度异常。

图2－33 220kV母线引流线支柱绝缘子表面最大温差5K，表面脏污

检测与诊断方法：

1） 检测支柱绝缘子表面，应无明显温度异常，若横向、纵向比较温差较大，初步判断为绝

缘子裂纹等局部缺陷；

2）悬式瓷或玻璃绝缘子钢帽温度偏高，温差超过1K为低值绝缘子； 3）悬式瓷或玻璃绝缘子钢帽温度偏低，温差超过1K为零值绝缘子；

4）悬式瓷或玻璃绝缘子、支柱绝缘子以绝缘子局部温度偏高超过0.5~1K，通常是由于表面污秽导致绝缘子泄漏电流增大引起；

5）合成绝缘子在球头部位或绝缘良好和绝缘劣化结合处允许温差为0.5~1K。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，扫视设备区瓷瓶、瓷柱等绝缘设备，对温度达到带电检测规范缺陷范围的设备进行红外图片保存；

2）绝缘子红外图像刚好充满画面，四周留有适当空间，对温度异常设备进行拍摄，同类比较设备要站在同一距离单独拍摄，设备在画面中水平或垂直居中各保存一张图片。

29.2℃AR01: 26.2℃AR02: 24.1℃2826242220.3℃

图2－34 示例图片：35kV站用变引线支柱绝缘子相间温差2K，瓷瓶存在裂纹

13输电线路类设备

常见故障类型及发热原因有：

1） 输电线路耐张线夹、接续管、修补管、并沟线夹、跳线线夹、T型线夹、设备线夹等由

于氧化腐蚀、接头松动形成接触不良引起的发热； 2） 输电线路导线断股、松股引起的发热；

3）输电线路绝缘子表面积污严重、局部放电造成的温度异常； 4）输电线路绝缘子破损、横向或纵向裂纹造成的温度异常； 5）绝缘子绝缘下降，低值、零值引起的温度异常； 6）输电线路合成绝缘子破损、受潮引起的温度异常。

图2－35 220kV瓷绝缘子表面温升大于1K，低值绝缘子

检测与诊断方法：

1）扫视输电线路耐张线夹、接续管、修补管、并沟线夹、跳线线夹、T型线夹、设备线夹等设备，采用同类比较法查看有无明显相间温差，判断依据参考带电检测规范； 2）输电线路瓷或玻璃绝缘子钢帽温度偏高，温差超过1K为低值绝缘子； 3）输电线路瓷或玻璃绝缘子钢帽温度偏低，温差超过1K为零值绝缘子； 4）输电线路瓷或玻璃绝缘子以瓷或玻璃盘温度偏高超过0.5~1K是由于表面污秽引起绝缘子泄漏电流增大；

5）输电线路合成绝缘子在球头部位或绝缘良好和绝缘劣化结合处允许温差为0.5~1K。 拍摄注意事项：

1）聚焦到位，扫视输电导线的连接器（耐张线夹、接续管、修补管、并沟线夹、跳线线夹、T型线夹、设备线夹等），对温度达到带电检测规范缺陷范围的设备进行红外图片保存；

2）聚焦到位，扫视输电导线的绝缘子，查看是否有绝缘子瓷盘整体或局部温度偏高，查看是否有绝缘子钢帽比同类绝缘子偏高或偏低；

3）被测设备刚好充满画面，四周留有适当空间，同类比较设备要站在同一距离单独拍摄，各保存一张图片。

图2－36示例图片：±500kV I极小号侧耐张线夹红外图像

第四节 红外热像典型实际案例分析

本节通过典型实际案例红外热像图的分析，诊断出设备内外主要故障的形式，判别方法应用，红外热像特征。

一、红外热像检测110kV鸣谦变电站35kV402断路器C相内部发热

（一）案例经过

2011年6月13日，国网山西省电力公司晋中供电公司检修试验专业在例行红外诊断中发现鸣谦35kV 402断路器C相本体发热，以断路器下法兰为发热中心，热点明显。随后安排高压试验进行进一步验证。进行断路器回路电阻试验，证明C相断路器内部存在连接不良，致热原因为断路器动静触头连接接触不良导致的发热。对该设备进行解体，查看动静触头连接处，已严重烧烛，随即对动静触头进行更换。 （二）检测分析方法

鸣谦35kV402断路器为2008年7月26日投运。在红外诊断过程中发现402断路器C相本体异常，选择成像的角度，拍下表面最高温度82.4℃，正常温度34℃，环境参照体21℃，温差48.4K，相对温差78%（图2.11）。当时的负荷电流为406A。初步判断致热原因可能是因为断路器内部动静触头接触不良引起的发热。执行DL/T6-2008标准,表A.1电流致热型设备缺陷诊断判据,断路器故障相温度超过80℃，根据表面温度判断表和同类比较判断法,定性为电流致热型的危急缺陷。

图3.1 402断路器三相对比 图3.2 402断路器三相可见光图片 图3.3 402断路器C相发热部位 图3.4 402断路器C相可见光图片 立即要求该设备退出运行，安排高压试验进行进一步验证。进行回路电阻试验，发现一次回路C相为356μΩ远高于其他两相，证明断路器C相内部存在连接不良。高压试验结果与红外诊断结果一致，如表3.1所示。

表3.1 SF6断路器诊断性试验报告 变电站名 温度（℃） 试验日期 鸣谦变电站 20 2011.6.13 设备编号 湿度(%) 出厂编号 402 40 080402 导电回路电阻测试：（μΩ） 回路电阻 处理前 使用仪器 结论： 不合格

安排检修人员对该设备进行解体，发现动静触头连接处，已严重烧烛，随即对动静触头进行更换。

试验标准 ≯100 A相 85 B相 79 C相 356 AST150回路电阻测试仪

图3.5 抽出断路器本体 图3.6 静触头整体结构 图3.7 静触头烧蚀部位 检修人员处理后，再次对断路器进行回路电阻试验，发现一次回路C相为78μΩ和其他两相无明显差别，证明断路器C相内部连接良好，如表3.2所示。

表3.2 SF6断路器诊断性试验报告 变电站名 温度（℃） 试验日期 鸣谦变电站 20 2011.6.14 设备编号 湿度(%) 出厂编号 402 40 080402 导电回路电阻测试： （μΩ） 回路电阻 处理后 使用仪器 结论： 合格 送电后24小时对402断路器进行红外复测，C相温度正常，与其他两相无明显差异。

试验标准 ≯100 A相 86 B相 80 C相 78 AST150回路电阻测试仪

图3.8 更换静触头后复测

（三）经验体会

红外诊断技术对及时发现断路器回路电阻大这类电流型故障的检测中具有非接触、快速等特点、在故障的分析中具有直观、高效等优点，可以为准确地诊断设备内部缺陷。

二、红外热像检测发现220kV电容式电压互感器套管过热

（一）案例经过

辽宁省电力公司省检修公司某变电站220kV抚胜1号线A相电压互感器，为新东北电气（锦州）电力电容器有限公司2012年4月16日生产，其型号为TYD-220/√3-0.005H，于2012年8月30日投入运行。在2013年11月1日的第四季度红外热像检测过程中，发现该电压互感器下节套管内部存在异常发热，正常部位温度为10.5℃，发热部位温度为14.9℃，温差4.4K，为防止外界其他因素干扰导致误判，11月2日、11月3日连续对其进行红外热像检测。11月3日检测结果显示该电压互感器正常部位温度为6.2℃，发热部位温度为12.6℃，温差6.4K，证实电压互感器内部存在严重过热缺陷，建议立即更换。11月6日至7日停电对该电压互感器进行了更换，并将故障设备返厂进行解体，发现电压互感器浸入油箱的中压电容套管部分与法兰盘平面并不垂直，向一侧弯曲，用手轻摇，中压电容套管左右摆动，与浸入下节瓷套的部分有断裂现象。 （二）检测分析方法

2013年11月1日，红外热像检测发现220kV抚胜1号线A相电压互感器下节套管的温度出

现异常。经精确测温，选择成像的角度、色度，拍下了清晰的图谱，如图8.1所示。

正常部位温度10.5℃ 发热部位温度14.9℃

图8.1 11月1日220kV抚胜1号线A相电压互感器红外热成像图谱

由图谱可看出，此电压互感器下节瓷套部位存在异常发热，正常部位温度为10.5℃，发热部位温度为14.9℃，温差4.4K。按照DL/T 6-2008《带电设备红外诊断应用规范》规定，此类电压致热性设备存在2～3K的温差时即存在危急缺陷，有危及设备安全运行的可能。公司技术人员于11月2日、11月3日对该互感器进行红外热像检测复测。11月3日检测结果显示抚胜1号线电压互感器正常部位温度为6.2℃，发热部位温度为12.6℃，温差6.4K(如图8.2)，证实电压互感器内部存在过热缺陷。

正常部位温度6.2℃ 发热部位温度12.6℃

图8.2 11月3日220kV抚胜1号线A相电压互感器红外热像图谱

停电更换前，对故障电压互感器进行常规试验，对比故障前后电容量及介损的试验数据（见表8.1）可以发现：互感器下节电容C1电容量（14070PF）较初始值（12724.2PF）明显增大，初值差达到10.6%，远超过电容量初值差不超过+2%的标准。介质损耗因素从初始值的0.063%增加至0.249%，虽未达到0.25%的注意值，但增长速度较快。初步认为互感器下节电容部分存在过热和放电现象。

表8.1 故障前后电压互感器电容量及介损试验数据

试 验 项 目 上次试验试验方式 电容量（pF） C11 C12+C2 A C1 C2 14070 52720 12724.2 12850 52680 10.6% 0.249 0.027 0.063 0.055 9978 10150 铭牌值 电容量（pF） （pF） 9981.4 10025.7 9990 10150 1.2% 0.072 0.359 （%） 0.068 0.181 误差 介损（%） 验介损上次试故障电压互感器返厂解体进行故障寻因，按设备外观——耦合电容——电磁单元——二次绕

组及接线端子的顺序进行查找，重点放在下节电容单元部分的检查。经检查发现：设备外观、电磁单元、二次绕组及接线端子均未出现异常，上节电容单元也没有检查出异常情况，各项试验数据合格。但当把下节瓷柱与油箱盖板分离时，发现下节瓷套内的绝缘油通过中压套管与密封胶圈的间隙不断渗漏。观察浸入油箱的中压电容套管部分与法兰盘平面并不垂直，向一侧弯曲。用手轻摇，中压电容套管左右摆动，与浸入下节瓷套的部分有断裂现象，如图8.3所示。

中压套管与密封圈间的缝隙不断有油渗漏 中压套管弯曲，与浸在下节瓷套内的部分有断裂现象 图8.3电压互感器下节瓷套底部图片

依据解体检查分析电压互感器过热的原因：由于中压套管浸入油箱部分采用橡胶密封垫，用四个固定螺丝方式实现与下节电容部分隔绝，且橡胶密封垫无专用固定凹槽。若四个螺丝紧固不均，造成密封垫移位，与中压套管接触不紧密，将会破坏密封效果，导致下节瓷套内的绝缘油渗入电磁单元的油箱中。电磁单元内油位上升，下节分压电容器上部缺油，部分缺油单元电容暴露在空气中，造成表面闪络，内部发热，绝缘击穿，电容量增大。 （三）经验体会

（1）电压致热型设备采用红外热像检测时，需注意同一设备不同部位温度比较和同组设备相同部位的温度比较，严格按照标准规定的温度差判断设备运行状况，必要时进行复测。 （2）电容型电压互感器在发现过热故障后，可根据常规电容量及介损测试进一步判断故障情况，如果在电磁单元存在过热现象，则考虑取油样进行油色谱分析。在使用红外热像检测技术的同时要充分利用其他检测技术综合分析，降低误判断概率，保证电网的安全可靠运行。

三、电网设备状态检测技术应用案例

（一）案例经过

220kV东阳变110kV鹤东1346电力电缆终端由耐克森公司产品公司生产，型号为YJLW03-/110-1*500，于2007年04月投入运行，2009年4月进行例行试验工作。

2010年5月11日，技术人员在对220kV东阳变进行全站一次设备远红外测温过程中发现110kV鹤东1346电力电缆A、B相终端有过热点，与正常相C相同部位相比高出2℃。及时安排了停电处理，将此间隔三相电缆头进行更换，并将更换下的电力电缆头进行解剖分析。 检测分析方法

2010年5月11日，技术人员在对220kV东阳变进行全站一次设备远红外测温过程中发现110kV鹤东1346电力电缆A、B相终端有过热点：

异常A相：S01温度：17.31℃ S02温度：16.71℃ S03温度：20.81℃ 异常B相：S01温度：17.90℃ S02温度：17.31℃ S03温度：19.43℃

东山1604线路电缆A相 东山1604线路电缆B相 将此间隔三相电缆头进行更换，并将更换下的电力电缆头进行解剖分析。经解剖后发现该电缆终端的外绝缘套的内直径偏小，引起应力锥顶部位置和套管的内壁表面电场强度发生变化；另外电缆头套管内所充的绝缘油是硅油，而应力锥材料是硅橡胶，硅油与硅橡胶是同一分子，相互之间会有吸收反应，引起介损的变化，产生有功损耗，从而引起应力锥表面发热。

电缆头应力锥表面黄色部分为发热痕迹

电缆终端的外绝缘套的内直径偏小

3. 经验体会

a、制定计划对所辖变电站按照试验周期对一次设备进行红外测温工作；加强对疑似放电缺陷的信息收集汇总；

b、对已发现有过热的一次设备加强红外线跟踪测试，根据过热处温度及负荷的变化采取相应的措施处理，同时结合停电安排检查处理；

c、电缆头套管内所充的绝缘油与应力锥应采用不同分子的材料，另外对于电缆终端头应使用合适的内直径外绝缘套。 4.检测相关信息

检测人员：国网浙江省电力公司金华供电公司： 楼钢 徐勇俊 田间盛 吴胥阳 吴峰

检测仪器：远红外测温仪； 生产厂家：FLIR公司。

测试温度：17℃ 相对湿度：60%

四、红外热像检测发现35kV避雷器本体过热

（一）案例经过

220kV丹河变电站1号主变35kV侧避雷器于2012年9月24日投入运行，为西安安特高压电器有限公司2012年9月1日生产的YH5WZ-51/34型产品，例行停电及带电测试数据全部合格。2013年12月24日10时45分，晋城供电公司变电检修专业在对220kV丹河变电站进行红外热像测温过程中，发现1号主变35kV侧A相避雷器有明显发热现象，热点温度为40.1℃，B、C相分别为3.1℃、3.0℃，A、B相温差为37K。现场观测避雷器在线监测装置，发现A相全电流严重偏大，约为正常值10倍。运用避雷器带电测试仪对其进行带电测试，A相避雷器全电流、阻性电流与2013年4月27日数据相比明显增大，阻性电流几乎增加9倍。经分析认为A相避雷器内部阀片受潮引起发热异常，判定为危急缺陷，申请立即停电，进行了三相整体更换处理，重新投运后红外热像测温、避雷器在线监测和带电测试数据正常。

（二）检测分析方法

1号主变35kV侧避雷器在进行红外检测时，发现A相避雷器本体温度异常，立即对其进行了诊断性复测，拍摄了清晰的红外图像和可见光张片，如图1、图2所示。

（a）A相单体红外图谱 （b）三相整体红外图谱

图1 故障避雷器红外图谱

（a）A相单体可见光照片 （b）三相整体可见光照片

图2 故障避雷器可见光照片 经过对红外图谱认真分析后，发现A相避雷器整体过热，热点温度为40.1℃，B、C相温度正常，分别为3.1℃、3.0℃。根据《DL/T6-2008带电设备红外诊断应用规范》，正常避雷器整体为轻微发热，三相温差在0.5～1k之间，整体或局部过热为异常。A相红外图谱与避雷器内部阀片受潮特征相同，A、B相温差为37k，初步认定为A相避雷器内部进水受潮引起本体发热异常，属于电压致热型缺陷。

现场观测避雷器在线监测装置，发现A相全电流严重偏大，已达到1550μA，B、C相全电流为150μA、145μA。运用避雷器带电测试仪对其进行带电测试，数据见表1，从中可以看出，A相避雷器全电流、阻性电流与2013年4月27日数据相比明显增大，阻性电流几乎增加9倍。通过以上分析，确认A相避雷器内部阀片受潮引起发热异常，判定为危急缺陷。

红外检测人员立刻编写红外诊断分析报告，向变电检修专业领导详细汇报设备运行状况，申请立即停电处理。2013年12月24日21时15分，1号主变停电完毕，检修人员用试验合格的新避雷器将旧避雷器整体更换并带回，检修过程见图3。2013年12月25日3时20分,1号主变恢复送电。

表1 避雷器带电测试数据 2013年4月27日 设备名称 1号主变35kV侧 避雷器 相别 全电流（μA） 阻性电流（μA） 全电流（μA） 阻性电流（μA） A B C 171 168 173 25 24 25 1678 158 1 239 23 24 2013年12月24日 标准：测量运行电压下的全电流、阻性电流，测量值与初始值相比，不应有明显变化，阻性电流初值差达到+50%时，适当缩短监测周期；阻性电流增加一倍时，必须停电检查。

图3 避雷器更换现场图

2013年12月25日8时30分，电气试验人员对旧避雷器进行了绝缘电阻和直流泄漏电流试验，试验数据见表2。从中可以明显看出，A相避雷器绝缘电阻和直流1mA时的电压U1mA严重降低，75％U1mA下的泄漏电流远远大于50μA。

表2 避雷器停电试验数据

绝缘电阻 设备名称 1号主变相别 （MΩ） A 66 电阻（MΩ） 25000 电压U1mA（kV） 15.2 泄漏电流（μA） 360 底座绝缘 直流1mA时的 75％U1mA下的

35kV侧 避雷器 B C 320000 310000 23000 23000 77.7 77.6 10 6 标准：绝缘电阻不低于1000MΩ；75％U1mA下的泄漏电流不大于50μA

2013年12月25日9时30分，对A相避雷器进行了解体检查，发现内部受潮严重，有清晰的水痕，见图4。受潮原因是顶部螺栓没有拧紧，潮气沿螺栓缝隙大量进入避雷器本体，造成内部阀片严重受潮，见图5。

图4 避雷器内部阀片受潮照片

图5 避雷器顶部螺栓照片

2013年12月26日9时20分，红外检测人员对1号主变35kV侧避雷器进行精确测温，A、B、C三相温度分别为3.1℃、3.1℃、2.9℃，三相温差小于1K，分别对A相单体、三相整体避雷器拍摄了红外图谱和对应的可见光照片，见图6、图7，并将两次红外检测图谱数

据纳入红外图谱诊断数据库。

（a）A相单体红外图谱 （b）三相整体红外图谱

图6 检修后避雷器红外图谱

（a）A相单体可见光照片 （b）三相整体可见光照片

图7 检修后避雷器可见光照片

（三）经验体会

（1）红外检测技术的应用，极大丰富了电力设备状态信息，对发热隐患及时采取重点监控、降低负荷、停电处理等措施，有效地减少了设备故障的发生，降低了检修强度和成本，提高了检修效率，使检修工作更加科学化。

（2）对于温差较小的避雷器、互感器等电压致热型设备缺陷，在精确测温时，应对红外热像仪色标量程手动调节，使其具有清晰的温度层次。

（3）红外检测能够远距离、非接触、直观、实时、快速的获取设备的运行状态信息。在线监测、停电试验和其它带电测试手段运用较为成熟，历史数据详实。红外检测与其他试验手段相结合，可以发挥各自的优点，互相映证，为设备缺陷诊断分析提供大量参考信息，使检修策略更有针对性和计划性。 （四）检测相关信息

检测人员：

栗国晋：山西省电力公司晋城供电公司变电检修专业 彭飞：山西省电力公司晋城供电公司变电检修专业 李磊：山西省电力公司晋城供电公司变电检修专业 高佳琦：山西省电力公司晋城供电公司变电检修专业

检测用仪器：

（1）FLIR T330红外热像仪

测温范围：-20℃～+350℃ 测温精度：±2℃

红外图像分辨率：320×240 生产厂家：瑞典FLIR （2）JD2316A氧化锌避雷器特性测试仪

测量电压范围：≤AC220V 测量电流范围：0～10mA 生产厂家：保定金迪科学仪器有限公司 （3）FLUKE-1550B兆欧表

测试电压：250～5000V 生产厂家：美国FLUKE （4）ZGS-Q-120/2直流高压试验器

输出电压：120kV 输出电流：2mA 生产厂家：苏州华电电气技术有限公司 环境参数：

天气：阴 风力：1级 相对湿度：35% 环境温度：8℃