红外热成像系统接收物体表面的红外辐射信号，得到与景物表面热分布相对应的“实时热图像”，该热图像是反映物体自身状态的重要信息。在电力系统中，从锅炉、汽机、发电机、热力管道、封闭母线，到变电站内的开关、刀闸、电压互感器（CT）、电流互感器（PT）、变压器、避雷器、套管、耦合电容器等各种设备，因为材质、工艺、安装以及受潮、放电、老化等存在着各种故障隐患。红外热像仪能够探测到上述电气设备内、外部发热故障，通过接收物体发出的红外线并在显示屏上绘出设备运行中的温度梯度热像图，揭示出如导线接头或线夹发热、电气设备中的局部过热点等，能够将探测到的热量精确量化，对发热的故障区域进行准确识别和细致的分析，从而可以有效防止电力设备故障和计划外停电事故的发生。红外热成像仪成像技术过程如图3-1所示。

图3-1　红外成像技术过程

1.电气设备发热故障类型及原因

一般而言，输变电设备发热故障可分为外部发热故障和内部发热故障两类。

（1）外部发热故障。外部发热故障是指电气设备中由于长时间暴露在空气中的裸露电气接头因为接触不良而引起的热故障。它的发热特征是以局部过热的形态向其周围辐射红外线，其红外热像呈现出以故障点为中心的热场分布，所以从设备的热成像图中可以直观地判断设备是否存在热故障，以及故障的严重程度。最常见的外部发热故障为隔离开关的触头发热及导线线夹接触不良引起的发热。

（2）内部发热故障。内部发热故障是指电气设备内部由于电气回路故障，固体绝缘、油绝缘介质劣化引起的热故障。它的发热特征是过程一般较长，且比较稳定。由于各种电气设备的内部结构和运行状态各不相同，其发热机制和表现形式也不一样，因此电气设备内部发热故障不像外部发热故障那样可以直观地从红外热成像图中进行判断，而是需要结合现场的各项试验，综合分析后才能判断内部故障的类型。

电气设备过热故障原因有以下几点：

（1）长期受环境温度变化、污秽覆盖、有害气体腐蚀、风雨雪雾等自然力的作用，导致绝缘介质老化。

（2）人为设计、施工不当等因素，均会造成设备连接件接触电阻增大、接触不良而发热。

（3）电压致热型设备是由于设备绝缘介质老化、受潮后，其绝缘介质损耗增大，导致介质损耗发热功率增大，发热功率P=U2ωcotδ。运行中常见的有氧化锌避雷器内部受潮引起的发热。

（4）设备内部缺油时也会产生热效应。

2.红外热成像的现场检测

首先，根据实际情况编制实施红外检测计划，同时根据空间和布局，应避免遗漏，实现故障普查和保障重点检测。其后，选择高压设备在满负荷状态运行的时机进行红外检测，使设备有足够的发热时间，设备表面达到稳定温升，提高检测效率。最后，对于检测位置的选择，应多角度、全方位扫描运行设备来寻找热点，发现热点后，记录热像仪位置，以后检测中取原位置，保证不同时期相同位置的检测结果具有可比性。检测时还应完成以下任务：

开机后设备自检正常，根据环境调整仪器背景温度；在仪器上调整受检目标发射率，并设置色标温度量程；将仪器测量距离调至较远，进行大范围的一般检测，寻找可能发热点；将背景温度和测量距离调至适当值，对可疑发热点做精确检测，区分发热类型；对可疑发热点进行拍摄，应有设备整体成像、发热点的局部成像以及可供参考的同类正常热备的对比成像；记录成像设备编号、相别以及发热点的方位，与图像编号相对应；收集发热设备的负荷情况和最高负荷情况。

检测条件对检测结果的影响有以下几个方面：① 受太阳和背景辐射的影响，红外热成像工作应选择夜晚和阴天或者加装红外滤光片；② 注意环境温度的影响；③ 检测前，应检查被测设备表面的发射率值；④ 检查应在高压设备满负荷的状态下进行，设备才具有足够的发热功率致使其表面产生固有的故障热区特征。

3.红外热成像仪常用检测分析方法

（1）表面温度判断法。表面温度判断法是指通过红外热像仪可以测得电气设备表面温度值，对照《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》（GB/T 11022-2011）的相关规定进行判断。这种方法可以判定部分设备的故障情况，但还没能充分表现出红外诊断技术可超前诊断的优越性。

（2）相对温差判断法。相对温差是指两个相应测点之间的温差与其中较热点的温度百分比。现场实际工作中往往会遇到环境温度低、负荷电流小、设备的温度值没有超过规定的情况，运用“表面温度判断法”并不能完全确认该设备没有热缺陷存在，这就需要用“相对温差判断法”进行判断。“相对温差判断法”主要用于判断电流致热型设备是否存在热缺陷。

（3）同类比较法。其是指在同类型设备和同一设备的三相之间进行比较，也就是常说的“纵向比较”和“横向比较”。具体做法就是比较红外热成像图中同类型设备对应部位的温升值来判断设备是否正常。对于同类型的电压致热型设备，可根据其对应点温升值的差异来判断设备是否正常。

（4）热图谱分析法。其是指通过分析同类型设备在正常状态和异常状态下的红外热成像图谱的差异来判断设备是否存在热缺陷。

（5）档案分析法。档案分析法就是建立设备在不同时期的红外热成像图谱档案，结合设备运行状况、负荷率的大小、温升等因素，分析判断设备是否存在热缺陷。

4.红外热成像的缺陷诊断

热缺陷按照温升的高低及对设备的危害程度分为一般性缺陷、严重性缺陷、危险性缺陷三种。

一般性缺陷：指设备存在过热、有一定温差、温度场有一定梯度、但不会引起事故的缺陷。这类缺陷一般要求记录在案，注意观察其缺陷的发展，利用停电机会检修，有计划地安排试验检修予以消除。当发热点温升值小于15 K时，对于负荷率小、温升小但相对温差大的设备，如果负荷有条件或机会改变时，可在增大负荷电流后进行复测，以确定设备缺陷的性质；当无法改变时，可暂定为一般缺陷，加强监视。

严重性缺陷：指设备存在过热、程度较重、温度场分布梯度较大、温差较大的缺陷。这类缺陷应尽快安排处理。对电流致热型设备，应采取必要的措施，如加强检测等，必要时降低负荷电流；对电压致热型设备，应加强监测并安排其他测试手段，缺陷性质确认后，立即采取措施消缺。

危险性缺陷：指设备最高温度超过GB/T 11022规定的最高允许温度的缺陷。这类缺陷应立即安排处理。对电流致热型设备，应立即降低负荷电流或立即消缺；对电压致热型设备，当缺陷明显时，应立即消缺或退出运行，如有必要，可安排其他试验手段，进一步确定缺陷性质。

电压致热型设备的缺陷一般定为严重及以上的缺陷。

5.发热故障应用实例

导体连接不良或松动，往往会造成接触电阻增大，从而引起过热，导致电气设备连接处的外部发热故障。图3-2所示为在某变电站用红外热像仪检测到软连接处温度异常热图像。

图3-2　软连接处发热故障图像

某些设备如电流互感器由于内部连接不良引起外部发热，红外热图像如图3-3所示。(www.daowen.com)

图3-3　电流互感器内部连接不良故障热图像

某些具有铁芯的油浸式设备由于涡流增大、缺油以及内部放电等会引起过热的现象。图3-4所示为某变电站电流互感器局部发热红外图像。

图3-4　电流互感器局部发热红外热图像

绝缘子的瓷质不良、污秽、低值和零值等都会导致绝缘子过热，引起故障。图3-5所示是某电力公司拍摄到悬式绝缘子串的故障热图像。

图3-5　绝缘子串故障热图像

变压器漏磁通产生的涡流损耗引起箱体或部分连接螺杆发热，其热像特征是以漏磁通穿过而形成环流的区域为中心的热像。图3-6所示是某变电站变压器的红外热图像。

图3-6　变压器本体器身漏磁出现温度异常

主变冷却装置及油路系统异常的表现为潜油泵过热、管道堵塞或阀门未开（无油循环部分管道或散热器在热谱图上呈现低温区）、油枕内有积水（热谱图上油枕的底部有明显的水油分界面）、套管缺油（热谱图上套管内油气分界面清晰可辨），如图3-7所示。

图3-7　主变套管缺油热成像图

6.红外成像检漏

SF6（六氟化硫）为目前最稳定的绝缘气体，与空气相比，其红外吸收特性极强（两者的红外影像不同，会产生一定的温差）。在具有超高热灵敏度的红外探测器下成像时，不可见的泄漏出来的SF6气体变为可见。

红外成像检漏仪充分利用SF6红外吸收性强的物理特性，使肉眼看不见的泄漏出来SF6气体，在其高性能的红外探测器及先进的红外探测技术的帮助下变得可见。一般而言，红外成像检漏仪的工作波段为10.3～10.7 μm，SF6红外吸收性最强的波长为10.6 μm。

1）红外成像检漏的意义及原理

常态下，SF6是一种无色、无味、无毒、具有较强电负性的气体，灭弧能力强，绝缘强度高，化学性能稳定，被广泛应用于变压器、断路器、互感器和组合电器等多种设备中。以SF6气体作为绝缘介质的电气设备，具有占地面积少、运行中受环境影响小、可靠性高、维护工作量低等优点。但随着电网中SF6充气设备的增多，由于产品设计制造水平、现场安装质量、运输过程中受到损伤以及运行中受到多种因素影响等各方面的原因，SF6气体泄漏逐渐成为一个亟须重视的问题。

运行设备中SF6气体湿度很低，而大气环境相对湿度较大，在高温作用下，水分借助内外压力差容易通过密封薄弱部位渗透进入设备内部。这会使SF6气体压力下降，影响灭弧能力，严重时会导致SF6断路器分合闸闭锁，影响断路器正常操作，威胁系统安全。SF6气体具有温室效应，对环境影响较大，特别是电弧会使SF6气体分解，产生剧毒物质。SF6气体泄漏后需要补气至额定压力，需停电处理，操作过程较为复杂，并且SF6气体价格高昂，大量补气会提高设备运维成本。因此，SF6气体检漏尤为重要。

红外成像检漏的原理如图3-8所示。

图3-8　红外成像检漏原理

2）红外检漏仪现场操作

在进行红外检漏操作的时候应严格执行国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》的相关要求。检测工作要求不得少于两人。负责人应由有经验的人员担任，开始检测前，负责人应向全体检测人员详细布置检测中的安全注意事项，交代带电部位，以及其他安全注意事项。进入室内开展现场检测前，应先通风15 min，检查氧气和SF6气体含量合格后方可进入，检测过程中应始终保持通风；检测时应与设备带电部位保持足够的安全距离，要防止误碰误动设备；行走中注意脚下，防止踩踏设备管道；检测时避免阳光直接照射或反射进入仪器镜头。

进行电力设备红外成像检漏的人员应具备如下条件：①熟悉红外成像检漏技术的基本原理和诊断程序，了解红外成像检漏仪的工作原理、技术参数和性能，掌握红外成像检漏仪的操作程序和使用方法；②了解被检测设备的结构特点、工作原理、运行情况和导致设备故障的基本因素；③具有一定的现场工作经验，熟悉并能严格遵守电力生产和工作现场的有关安全管理规定，掌握SF6气体安全防护技能；④应经过上岗培训并考试合格。

室外检测时宜在晴朗天气下进行，环境温度不宜低于+5 ℃，相对湿度不宜大于80%，检测时风速一般不大于5 m/s。

检测时，应先确认检测仪器能正常工作，电源也应正常。然后根据SF6电气设备情况确定检测部位，根据检测部位调整检测仪器，应至少选择三个不同方位对设备进行检测，以保证对设备的全面检测。检测中，若发现检漏仪显示有烟雾状气体冒出，则可判定该部位存在泄漏点，应记录泄漏部位的视频和图片。

3）泄漏出现的部位及其原因判断

根据运行经验判断，密封连接面往往是泄漏概率较高的部位。例如对于法兰密封面，泄漏一般是由密封圈的缺陷造成的，也有少量的刚投运设备由于安装工艺问题导致了泄漏，查找这类泄漏时应该围绕法兰一圈进行检测。罐体预留孔的封堵处也是SF6泄漏概率较高的部位，这一般是由于安装工艺造成的。密度继电器表座密封处是另一处泄漏的高发区，一般都是由于工艺或是密封老化引起，应对其着重检查。此外还有充气口活动的部位，可能会由于活动造成密封缺陷，应重点排查管路的焊接处、密封处、管路与开关本体的连接部位。有些三相连通的开关SF6管路可能会有盖板遮挡，这些部位需要打开盖板进行检测。包括机构箱内有SF6管路时需要打开柜门才能对内部进行检测。一般来说砂眼导致泄漏的情况较少，但当排除了上述一些部位的时候也应当考虑存在砂眼的情况。

一般而言，泄漏原因往往有以下几种：密封件由于老化或本身质量问题导致的泄漏；绝缘子出现裂纹导致泄漏；设备安装施工质量问题导致泄漏，如螺栓预紧力不够、密封垫压偏等导致的泄漏；密封槽和密封圈不匹配；设备本身质量，如焊缝、砂眼等；设备运输过程中引起的密封损坏等。

4）现场检测案例

SF6现场红外检漏案例如表3-1所示。

表3-1　SF6现场红外检漏案例

续表