红外热像检测在变电站设备内部缺陷识别中的应用案例

红外热像检测是基于物体红外辐射与温度的对应关系，通过热像仪捕捉设备表面温度分布的非接触检测技术。在变电站中，设备内部缺陷（如绝缘老化、接触不良、绕组变形等）往往伴随局部温升，红外热像能快速定位这些“温度异常点”，为设备状态评估提供直观依据。本文结合多个实际案例，说明红外热像在变压器、断路器、电缆终端等核心设备内部缺陷识别中的应用，展现其提前排查隐患的作用。

变压器绕组匝间短路的红外热像识别案例

某110kV变电站主变压器日常巡检时，运维人员发现低压侧A相绕组对应油箱表面温度异常：环境温度28℃、负荷率70%下，该区域温度达68℃，而B、C相仅53℃，温差15℃，热像图呈现“局部圆形热点”——中心温度最高，向周边递减。

运维人员调整热像仪发射率至0.85（匹配油箱材质），多次扫描排除外界干扰（如阳光直射、灰尘）。结合变压器结构，绕组匝间短路会增大电阻、增加损耗，导致对应油箱表面升温，热像“热点”与短路位置一致。

停电解体后，确认低压侧A相绕组有3匝导线绝缘破损短路。更换绕组、重新注油投运后，各相绕组温度稳定在55℃左右，异常消除。

断路器触头烧蚀的红外热像检测与诊断

某220kV变电站1号断路器夏季负荷高峰（负荷率85%）时，热像检测显示触头区域温度达92℃，超规程70℃预警值，高温区呈“不规则片状”——边缘模糊、中心温度集中。

运维人员扫描接线端子、操动机构，仅触头区域异常，排除端子松动可能。触头烧蚀会增大接触电阻，电流通过时焦耳热增加，“不规则高温区”是烧蚀典型表现。

停电检修发现动触头表面有1.2mm深烧蚀坑，镀层脱落。更换触头后，温度降至65℃，符合要求，后续运行无异常。

电缆终端绝缘老化的红外热像定位实践

某10kV变电站A相电缆终端红外巡检时温度达85℃，B、C相仅60℃，温差25℃。热像图呈现“径向温度梯度”——从终端头中心向瓷套边缘递减，中心温度最高。

扫描绝缘套管、接线端子，排除端子松动。电缆终端绝缘老化会降低电阻、增加泄漏电流，介质损耗热增大，“径向梯度”是老化典型特征——绝缘老化从内部开始，热量从中心扩散。

更换A相终端后，温度降至62℃。解体旧终端，内部绝缘套开裂碳化，验证诊断结果。

避雷器内部阀片劣化的红外热像识别过程

某35kV变电站避雷器春季试验时，热像显示中节阀片对应本体温度75℃，上、下节仅50℃，温差25℃，高温区呈“节段性”——仅中节温度高、边界清晰。

测量泄漏电流，中节达1.8mA（超规程1mA限值）。避雷器阀片劣化会降低电阻、增加泄漏电流，损耗热增多，“节段性热点”对应劣化阀片位置。

停电解体发现中节2片阀片击穿碳化。更换阀片后，温度降至52℃，泄漏电流0.6mA，符合要求。