500 kV變電運行維護中的紅外測溫診斷技術研究

黃崇虎，白 龍

（國網山東電力超高壓公司，山東 濟南 250000）

0 引 言

隨著科學技術的不斷進步和發展，基于常規化管理整合新型技術體系，打造更加科學可靠的變電站運行維護管理模式，從而減少供電中斷造成的影響，維持變電站運行管控水平的最優化。

1 紅外測溫診斷技術

紅外測溫診斷技術不僅具有較高的自動化水平，還能提升檢測的實效性。結合實際環境需求選取適配的檢測設備，最大程度上提高檢測分析結果的準確性，為變電站運維管理工作的順利開展提供保障。

1.1 原 理

紅外測溫診斷技術主要是借助紅外線對運行設備的溫度進行實時性分析，依據溫度的波動變化情況及時發現設備在運行中存在的問題，以保證后續采取的針對性措施更加科學有效，降低設備運維管理難度，最大程度上提高設備的利用率。基于紅外測溫技術的優勢作用，配合電子顯影儀器就能實時觀測具體熱像圖，確保動態監督管控工作順利開展[1]。

1.2 判定依據

依據《帶電設備紅外診斷技術應用導則》（DL/T 664—2016）的具體內容，對紅外測溫診斷結果進行評估。

（1）環境溫度參照體。將采集環境溫度的物體作為環境溫度參照體，盡管參照體可能不具備實時性環境溫度參數，但是其本身和待測定物體具有相同的物理屬性，且和待測物體處于較為相似的環境結構，此時進行測定分析具有一定的可行性。

（2）相對溫差。借助相對溫差能夠對設備的運行狀態進行實時性評估和分析，以便工作人員能夠更加高效地開展運維管理工作[2]。部分電流致熱型設備相對溫差評估依據如表1所示。

表1 部分電流致熱型設備相對溫差評估依據

1.3 檢測要求

為了保證紅外測溫診斷技術評估分析的合理性，要依據檢測分析的整體標準落實具體工作，確保后續診斷評估內容更加規范和科學，維持良好的判定效果。變電站紅外測溫設備距離系數參考值如表2所示。

表2 變電站紅外測溫設備距離系數參考值

對于待檢測設備，要保證其本身是帶電設備，檢測工作開始過程中要確保人員和設備均處于安全環境。若是新設備選型，則要充分考量紅外檢測的可能性。結合電氣設備的應用重要性、電壓等級、負荷率以及環境條件等基礎要素，綜合評估電氣設備的紅外檢測和診斷周期[3]。

2 500 kV變電運行維護中的紅外測溫診斷技術應用內容

2.1 工程案例

以某500 kV變電站為例，變電運行系統承擔了周邊多個城鎮的供電管理任務，整個變電站內部包括500 kV母線結構和220 kV系統。為保證整體作業的安全性和規范性，變電站設置了10條220 kV供電線路，將其與對應變電站連接，整體額定功率參數為750 000 kW。2021年12月，運維管理部門對線路進行統一檢查，發現I號主變結構系統存在問題。特別是在晚間用電高峰時期，系統運行功率在550 000 kW以上。由于長時間的高負荷運行，使得系統的穩定性受到影響，為保證系統后續應用管理的有效性，部門工作人員決定對其進行優化運維管理。針對具體設備進行一次性大范圍抽檢，在獲取診斷結果后完成相關優化升級工作，維持運行安全性和可靠性[4]。

2.2 應用方式

2.2.1 遠距離檢測分析

借助紅外測溫技術體系在不接觸到設備的基礎上完成遠距離測定分析工作，在提升技術本身適用范圍的同時，為人員安全管理提供保障。在進行實時性測定過程中，利用紅外測溫診斷技術測定II區220 kV變電系統開關和管型母線連接位置出現過熱反應，停電檢查后發現開關和管母連接螺桿出現松動，造成過熱問題。完成測試工作后，對區域性連接螺栓進行了緊固操作，有效排除故障問題。

2.2.2 早期故障診斷

紅外測溫診斷技術的應用能實時地完成診斷數據的匯總，將其作為后續評估工作的基本參考，建立更加完整的綜合監督管理體系。結合檢測設備溫度信息完成運行狀態的預測，及時匯總溫度的異常變化，發現潛在故障。及時建立相匹配的處理方案，以保證設備運行管理水平滿足預期，在降低設備故障率的同時，為變電站綜合管理安全水平的提升予以支持。

2.2.3 紅外測溫記錄

借助紅外熱像儀完成輸變電設備的精細化檢查和分析，實現設備缺陷和問題的評估。相較于傳統的檢測處理技術，紅外測溫診斷技術的應用能更好地劃定檢測分析區域，及時對設備的運行狀態進行動態參數匯總和收集，保證檢測分析的規范性。與此同時，利用大面積掃描檢測的方式提升檢測工作效率，減少干擾因素對后續檢測工作造成的影響，確保檢測結果的準確性和及時性都能滿足要求[5]。

2.3 檢測內容

2.3.1 變壓器和電抗器

利用紅外測溫診斷技術檢測后發現熱譜圖中出現了較為明顯的油氣分界面，因C相套管下端出現了密封不嚴的問題，使得整個結構系統出現了向本體滲油的現象，油位和本體基本持平，油枕和套管油氣分界面較為清晰。此外，在進行實時性熱圖像分析后，發現主變高壓套管將軍帽存在溫度過熱的現象。

2.3.2 高壓斷路器

受到外部連接件、內部連接件接觸不良的影響，多處斷路器外接連接件測點出現了發熱現象，最高溫度達到537 ℃，屬于緊急缺陷問題。此外，還存在部分動靜觸頭接觸不良的情況[6]。

2.3.3 電壓互感器

若是應用電磁型電壓互感器，必然會存在一定程度上的內部損耗。測試過程中發現變電站的內損耗數值較大，B相油面降低到儲油柜下后，散熱條件失衡，使得整體結構的溫度出現升高的現象。

2.3.4 電流互感器

在進行電流互感器測試分析后發現內部損耗數值異常，500 kV電流互感器相間溫度明顯超出了規定的范圍。對其進行紅外測溫診斷評估后，發現內部連接件接觸不良的現象較為明顯[7]。

2.3.5 電力電纜

借助紅外測溫診斷技術測試分析后發現電纜頭局部出現了絕緣效果不好的情況，主要是因為加工不良和長期運行使得局部絕緣結構出現了損傷，并且受潮現象和劣化現象較為明顯。與此同時，電纜頭交叉位置還存在局部絕緣區域溫升參數偏大的情況，超出了設計標準，因此被定性為緊急缺陷。除此之外，通過獲取相應的熱圖像可知發熱接頭的溫度達到97.9 ℃，正常相溫度為31.2 ℃，環境參照體的溫度為10.2 ℃，屬于一般缺陷[8]。

2.3.6 金屬氧化物避雷器

結合500 kV變電站運維管理工作的基本要求，為了保證設備檢測分析工作的全面性和準確性，需要對避雷器進行檢查和分析。借助紅外測溫診斷技術進行溫度分析后發現220 kV氧化鋅避雷器出現了內部受潮的情況，發熱相溫升和相間溫差明顯超出了規定標準，判定為緊急缺陷。除此之外，對瓷絕緣子串、含零值絕緣子的330 kV耐張絕緣子串等進行檢查，配合電氣設備紅外診斷流程評估相關問題，以保證后續工作順利完成。

2.4 故障處理

結合以上分析結果，為保證500 kV變電站運維管理工作全面落實，要積極整合具體的管控方案，建立健全完整的控制機制，有效打造合理可控的管理平臺，提升統一管理效果[9]。

一方面，要對出現故障的部位進行更換處理，停運主變開關連接母線的變電站，并通過各個部門配合的方式及時維護，將老化的設備更換后完成檢測分析，最大程度上提高變電站運維水平。另一方面，安裝對應的故障錄波裝置。為了進一步發揮技術優勢，除了要進行階段性檢測工作外，還要配合故障錄波裝置及時對電力系統短路現象、接地問題、過電壓問題等予以實時性信息匯總，配合紅外測溫診斷建立動態規范的運維監督體系，及時完成電氣量的評估和對比，更好地判定系統運行情況，為電力系統的優化提供支持[10]。

3 結 論

500 kV變電運維管理工作中應用紅外測溫診斷技術具有重要的推廣價值，能夠提高運維管理的實效性和規范性，確保變電站運行故障檢測工作的順利開展，為變電站的可持續健康發展奠定基礎。