发电厂带电设备红外检测与故障诊断应用研究
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红外检测技术在检测和诊断发电厂带电设备缺陷方面优势显著，对保障发电厂乃至电网安全运行意义重大。上海明华电力科技有限公司的研究人员李玉齐、朱琦文、张健，在2020年第1期《电气技术》杂志上撰文，剖析了红外测温理论基础、带电设备的故障类型与危害以及红外诊断技术的判断方法与设备故障等级，探讨红外诊断技术在现场状态检修案例中的应用。最后指出提高红外检测效率的方法，并强调了红外检测技术在定量分析方面取得突破的必要性。
带电设备状态检测旨在基于一定的检测与诊断方法，通过有效掌握设备状态来确保设备经济、安全可靠的运行。而发电厂传统的电力设备维护都是采取定检方式，这大大增加了发电企业的成本。电力设备故障往往以设备相关部位的温度或热状态变化表现出来，在设备不停电的情况下，借助红外检测技术可及时找出设备发热的异常位置，为设备故障消缺提供指导。
较传统定检方式，红外检测可不停电，对设备无损害，并且可掌握设备的热状态变化，合理安排检修时间。这种检测技术在预防电力设备突发性故障、保障电网系统安全可靠运行等方面发挥着重要作用。
红外检测技术借助红外检测理论的发展，在电力系统检测中有着愈来愈高的地位。目前，红外检测技术促进了发电企业从计划检修向状态检修的过渡，应用红外热像仪对运行设备的状态进行跟踪与分析，可有效发现设备的缺陷发展程度与热状态变化，为电力设备状态分析提供了可靠的科学依据[2]。
1 红外检测技术理论基础（略）
1.1 红外辐射基本理论
鉴于实际情况较为复杂，在科研中一般从简单的黑体模型来研究物体的辐射规律。黑体的辐射系数与吸收系数均为1，但实际中物体的这两个系数并不等于1，因而黑体是一种理想模型，该模型可被用于辐射规律的理论研究，随着红外技术应用范围越来越广，对红外辐射的相关理论研究显得尤为重要。
黑体辐射规律体现了物体发射红外电磁波波长与温度的定量关系。普朗克黑体辐射定律描述了辐射波波长随温度的变化规律，该规律是红外测温技术研究领域的理论基础。
1.2 红外测温原理
红外测温由所测量设备表面的温度来判断设备正常与否的状态，是采用红外探测技术获取设备基本的红外状态信息并进行显示的技术。红外光的波长为0.76～1000mm，任何温度大于-273℃的物体都会发出红外光，属于不可见光的范围。红外测温热像原理如图1所示。物体的辐射功率会随着温度的微小变化而发生巨大变化。
图1 红外测温热像原理图
1.3 红外检测技术特点与影响因素
红外检测是基于红外辐射原理，通过扫描、观察或记录被检测工件表面由于缺陷或内部结构不连续所引起的热量，向深层传递的差别而导致表面温度场发生变化，从而实现对工件表面或内部结构的无损检测。
利用红外图像对设备表面温度场进行测定与评估对象设备状态的红外热像检测技术，与传统离线检测和预防性试验相比有如下特点，见表1。
表1 红外热像检测技术特点
由于具备上述独特优势，红外热像检测现已被公认为最具前途的无损检测技术之一，在社会各领域应用广泛，产生的社会经济效益显著。
红外检测技术通过测量辐射能来计算物体表面的温度，因而其测量精度受被测设备背景辐射、表面发射率、大气衰减、环境温度、空气中的尘埃和测量距离等因素的影响。
2 带电设备红外检测与故障诊断
带电设备的正常运行与故障发生均与发热温升有着密切联系。使设备发热的原因有很多，例如：①介质发热；②接触电阻发热；③泄漏电流和电压分布不均匀发热；④缺油；⑤漏磁或涡流发热。
2.1 带电设备热故障的类型
从红外诊断的角度，可将电力设备故障分为内部故障和外部故障。
1）内部故障。主要因设备内部的绝缘介质劣化和电气回路老化或故障所导致。这类故障出现在电气设备内部，反映在设备外表的温升很小，一般只有几开尔文。内部故障的特点是，温升小，故障比例相对较小，对红外检测设备要求高，危害大。
2）外部故障。主要是指某些连接件、触头或接头因连接不良造成接触电阻增大，导致该部位的电阻损耗升高，从而产生局部过热。外部故障如不能及时处理，则易快速劣化，造成损失和事故。该外部故障类型具有易用红外热像仪发现且局部温升高的特点。
2.2 带电设备热故障的危害
电力系统温升可使设备机械性能降低、设备绝缘性能下降以及导体连接部位发生故障。电力设备热故障造成的影响主要有以下几方面。
1）机械性能降低
电力设备材料的机械性能会随设备的发热温升而降低。如果处在高温环境和工况下的带电设备散热性能欠佳，设备的机械性能就会由于高温出现热氧化现象而明显下降，甚至劣化为设备机械部件弯曲变形，进而引发各种不可预知的故障。
因此，对电力设备的发热问题必须足够重视，将温升控制在允许范围之内，以确保设备带电时的运行安全。
2）绝缘性能劣化
电力设备的耐热性直接影响设备的绝缘性能。其耐热性能以设备正常运行的温升上限为衡量基准，这将直接决定设备中导体部分允许通过的最大电流，并以此确保系统各带电设备稳定和安全运行。
3）金属连接部件故障
温升会在设备的金属连接部件表面产生一层氧化膜，使得连接部位的接触电阻迅速变大，进而导致发热问题进一步恶化。发热温度在达到设备金属部件导体的熔点后，轻则引起设备金属连接部件熔化，重则引发火灾等事故。
3 带电设备故障红外检测规范
3.1 热故障的红外诊断判据
红外检测技术对电力设备进行检测的方法有两种，分别是主动式检测和被动式检测。通常对电力设备的检测都属于被动式检测的范畴。
针对电力设备各种损耗发热的情况，结合DL/T 664—2016《带电设备红外诊断应用规范》，对电力设备红外成像诊断方法和分析进行介绍。
1）表面温度判断法
表面温度判断法在电磁设备铁损或电流热效应引发温升的情况下比较适用。但该方法缺乏对设备故障缺陷的预见性，只能判断检测当时运行工况下的设备缺陷或故障。
该方法有较强的适用性、直观明了，但更倾向于应用在设备负荷较大或发热较明显的情况，因而在带电设备外部或表面存在发热故障时效果显著。若由表面温度判断法检测到设备发热严重，且温升超过设备允许的温度上限时，则需尽快安排专业人员对设备进行停电检修消缺。
2）同类比较判断法
同类比较判断法用于同样环境下同型号电力设备在相同工况时对比，通过比较同型号设备在相同位置相同工况下的温升状况，从纵向与横向两个方向比较，以判断此类设备是否正常运行。
同类比较判断法适用于电压致热设备和电流致热设备。测试经验证明，在同类电压致热型温升允许范围内的判断效果显著。
3）热像图特征判断法
热像图特征判断法对于电压致热型设备比较适用，可依据非正常状态与正常状态下的热像图[15-16]，在排除各种因素干扰的情况下来分析某设备在不同状况下的热像图，进而判断该设备运行状态是否正常。
4）相对温差判断法（略）
为排除电力设备运行工况差异的影响提出了相对温差判断法。当环境温度较低且设备的温度未超过相关标准规定时，对设备潜在的缺陷难以察觉，而负荷增长或环境温度上升很可能引发设备故障。经验表明，若电力设备已存在缺陷或故障，则环境温升较大时将直接威胁系统运行的安全，甚至造成设备故障与安全事故。
该判断方法通过检测同型号和同工况电力设备之间的温差来实现。若通过相对温差判断法判定t＞35%时，则应尽快安排相关技术人员对设备进行停电检修。
5）档案分析判断法
历史档案分析判断法是通过对比设备的历史检测数据进行判断。该方法对较为重要或者结构比较复杂的电力设备有良好的判断能力。分析同一设备不同时期的温度场分布，找出设备致热参数的变化，判断设备是否正常。
在辅助其他检测判断方法，该方法能够及时发现设备运行缺陷，排除故障隐患，通过设备在各时间段温度场分布下的发热参数变化情况，来判断设备状态是否正常。与此同时，结合其他判断方法，可更准确发现设备存在的故障或缺陷，及时进行消缺。可利用该判断方法对大量历史状态数据进行比较分析，在解决存在隐患的细微故障方面效果显著。
档案分析判断法需基于大量历史数据建立数据库，以此按规范对历史数据进行记录和归纳分析，奠定未来设备维护的工作基础。
6）实时分析判断法
实时分析判断法的实时性较好。该方法借助红外热像仪在时间尺度上观察设备随负载变化时的温升情况，当检测发现某台设备有发热缺陷时，可采用本方法进行连续监测；当发现缺陷有劣化时，应采取相应的措施进行消缺。
3.2 电力设备热故障等级分类和判断标准
1）热故障缺陷等级分类
标准DL/T 664—2016《带电设备红外诊断应用规范》规定，可根据电力设备热故障缺陷的严重程度，将热故障缺陷从一般热故障、重大热故障和紧急热故障几方面进行划分。
（1）一般热故障
一般热故障的电力设备有一定的温升，但还能带电运行一段时间，属于非特别紧急热故障。值班工作人员需记录温升状态的变化，若温度继续上行，则需趁定检之际安排技术人员对故障进行消缺。
（2）重大热故障
重大热故障较一般热故障设备表面有着较大的温度分布梯度，温升明显偏高。尽管系统可以在故障情况下短时间运行，但需及时安排技术人员进行消缺，以防故障恶化为事故。
（3）紧急热故障
当电力设备的温度超过允许的温度上限时，表明处于紧急热故障状态，为避免事故发生应立即安排专业人员进行停电检修。检修时务必要做好安全防护措施，防止出现人员伤亡的情况。
每个等级的热故障缺陷都有对应的温度范围与限值。外部热故障的温升限值远比同等级内部热故障的高，应按设备缺陷管理流程对设备热故障缺陷的温度范围进行规范管理。
2）热故障缺陷等级判断标准
根据DL/T 664—2016《带电设备红外诊断应用规范》得到的部分电力设备热缺陷判断标准见表2。
表2 部分电力设备热缺陷判断标准
4 华东某电厂穿墙套管红外检测案例
需要注意的是，在实际红外检测工作中应有效结合上述6种判断方法中的两种或多种进行分析，以达到更好的检测判断效果。下面通过现场案例来分析电力设备红外检测方法与故障诊断的应用。
2017年7月18日，在华东某电厂外银2165出线穿墙套管的红外检测试验中，测得三相穿墙套管最高热点温度如图2所示。检测结果见表3。
表3 穿墙套管最高热点温度（环境温度：30℃）
图2 检修前ABC三相穿墙套管最高热点温度
在确保三相电流平衡的情况下，外银2165线穿墙套管C相接头线夹处最高热点温度达69.2℃，相间温差为21.5℃，A相与B相接头线夹的平均温度TAB=(56.5+47.7)/2=52.1℃，即正常点的温度T2= 52.1℃，环境温度T0=30℃，发热点温度T1=69.2℃。根据标准DL/T 664—2016《带电设备红外诊断应用规范》中相对温差判断法有δ=(69.252.1)/(69.230) 100%=43.6%
根据表面温度判断法和相对温差判断法，可判定35%＜δ＜80%，属于一般缺陷，可知C相穿墙套管接头线夹存在劣化问题。提交红外诊断结果至电厂单位，经电厂相关技术人员对该穿墙套管进行检修消缺处理。
于2018年4月11日对该穿墙套管进行红外检测复查。如图3所示。检测结果见表4。
表4 穿墙套管最高热点温度（环境温度：30.5℃）
图3 检修后ABC三相穿墙套管最高热点温度
根据前后两次红外检测对比可知，经电厂相关技术人员检修消缺后，C相穿墙套管温度从69.2℃降至31.1℃，恢复正常状态，阻止了该故障进一步恶化为更为严重的故障与事故，避免了电厂单位因此造成更大的经济损失。
5 结论
实践证明，红外检测技术可有效检测并诊断带电设备的故障状态，为电力设备的状态检修提供有效支撑。应用此技术可减小带电设备事故的发生，降低发电企业的经济损失，从而间接提高了经济效益。
尽管红外检测技术得到了广泛应用，但大体依然停留在定性分析水平上。首先，在目前对实际问题缺乏解析解的情况下，可将红外检测技术与带电检测技术相结合，从而更准确判断设备运行状况与故障缺陷，使带电电力设备的检修更加高效。此外，未来将进一步关注红外检测技术在定量分析方面的动态，并致力于开展其在定量分析方面的研究工作。