如何利用红外热像检测技术对变压器运行状态进行实时监测

红外热像检测技术通过捕捉物体红外辐射并转化为温度图像，实现非接触式温度场可视化，是变压器运行状态监测的关键手段之一。变压器作为电力系统核心设备，其内部绕组、绝缘、接头等部件的异常发热易引发故障，传统接触式测温难以及时捕捉动态温度变化。利用红外热像技术实时监测，可精准识别温度异常点，提前预警潜在故障，为电力系统稳定运行提供技术支撑。

红外热像监测变压器的基本原理

红外热像监测的核心是利用物体的红外辐射特性。任何温度高于绝对零度的物体都会发射红外辐射，其辐射能量与温度的四次方成正比（斯蒂芬-玻尔兹曼定律）。变压器各部件的温度变化会导致红外辐射强度改变，红外热像仪通过光学系统收集这些辐射，经探测器转化为电信号，再通过信号处理生成对应温度分布的热像图，实现温度场的可视化。

与传统接触式测温（如热电偶）相比，红外热像技术无需接触设备，可在变压器运行状态下实时获取全表面温度分布，避免了停电检修的局限。同时，热像图能直观显示温度梯度——比如绕组某区域温度明显高于周边，会在热像图上呈现“亮斑”，帮助运维人员快速定位异常发热点。

变压器内部部件的发热源主要包括电阻损耗（绕组、接头）、铁损（铁芯）及绝缘老化的介质损耗。这些损耗产生的热量通过传导、对流和辐射传递到设备表面，红外热像仪捕捉的表面温度分布间接反映了内部部件的工作状态。例如，绕组短路会导致局部电流增大，电阻损耗增加，对应表面区域温度显著升高，热像图上的“亮斑”会格外明显。

变压器红外热像实时监测的关键部位

绕组是变压器的核心部件，其温度直接反映绝缘状态。红外热像监测可通过油箱表面温度间接判断绕组温度——正常情况下，油箱表面温度分布均匀，若某区域温度比周边高10℃以上，可能是绕组局部过热。例如，A级绝缘绕组的最高允许温度为105℃，当油箱对应区域温度超过90℃（考虑散热损失），需警惕绕组异常。

绝缘套管是变压器引出线与外界的绝缘屏障，其内部电容芯子老化会导致介质损耗增大，引发异常发热。热像监测中，若某相绝缘套管温度比其他相高15℃以上，或表面出现“局部高温点”，需检查电容芯子的绝缘性能。

分接开关用于调整变压器输出电压，其接触不良是常见故障。热像监测可关注分接开关表面温度——正常情况下，分接开关温度与相邻部件温差不超过5℃，若温差超过10℃，可能是接触片磨损或弹簧压力不足导致的接触电阻增大。

母线与接头是电流传输的关键环节，接头氧化、松动会增加接触电阻，导致发热。热像图上，异常接头会呈现“点状高温”，温度比相邻接头高20℃以上。例如，某变电站变压器高压侧接头因氧化，温度从正常50℃升至80℃，经红外监测及时发现并更换，避免了接头烧蚀。

变压器红外实时监测系统的组成

在线式红外热像仪是系统的“眼睛”，需具备高分辨率（如320×240像素）和宽温度范围（-20℃至200℃），安装在变压器附近的固定支架上，连续采集温度数据。与便携式热像仪相比，在线式更适合实时监测，可24小时不间断工作。

数据传输模块负责将热像仪采集的温度数据传至后台。有线传输（如以太网）稳定性高，适用于变电站内部；无线传输（如5G、LoRa）灵活性强，适用于户外变压器。例如，某偏远变电站采用LoRa无线传输，将热像数据传至5公里外的后台系统。

后台分析软件是系统的“大脑”，具备实时热像显示、温度曲线绘制、阈值预警功能。软件可设置不同部件的温度阈值，当温度超过阈值时，通过声光或短信报警。例如，绕组温度阈值设为90℃，当监测温度达到90℃时，软件立即触发报警。

辅助设备包括防护外壳和冷却装置。防护外壳需具备防尘、防水、防电磁干扰功能，保护热像仪免受环境影响；冷却装置（如小型风扇）用于降低热像仪自身温度，避免因热像仪过热导致测量误差。

红外热像监测的关键参数校准与设置

发射率是影响测量精度的核心参数，变压器不同部件的发射率不同：金属表面（如接头）发射率为0.2-0.4，绝缘材料（如套管）为0.8-0.9，油漆表面为0.6-0.8。若将金属接头的发射率误设为0.8，测量温度会比实际高20℃以上，需根据部件材质准确设置。

距离系数（热像仪到目标的距离与视场角的比值）决定了测量区域的大小。例如，距离系数为100:1的热像仪，在10米距离下，测量区域直径约为10厘米，适合监测接头等小部件；若距离系数过小，测量区域过大，无法精准定位异常点。

环境补偿需考虑温度、湿度、风速的影响。例如，大风天气会加速目标散热，导致测量温度偏低，软件需根据风速数据（如风速>3m/s时，温度补偿+5℃）调整结果；高温环境下，环境辐射会干扰测量，需通过“背景温度扣除”功能修正。

负载率校正需结合变压器实时负载数据。变压器负载率越高，发热越严重——例如，负载率80%时，正常接头温度为60℃；负载率50%时，正常温度为50℃。监测系统需将负载率与温度数据关联，调整预警阈值，避免误判。

变压器温度异常的判据与识别方法

温差法是最常用的判据：同一部件不同部位的温差超过10℃，视为异常。例如，绕组某点温度比相邻点高12℃，即使未超过绝对温度，也需检查该区域的绕组绝缘。

相对温度法通过对比同类设备或同设备不同相的温度：若某相套管温度比其他相高15℃以上，或某变压器温度比相邻同容量变压器高20℃以上，视为异常。例如，某110kV变压器温度比相邻变压器高25℃，经检查发现冷却风扇故障。

绝对温度法依据部件的最高允许温度：A级绝缘绕组最高允许温度105℃，B级绝缘130℃；接头最高允许温度70℃（环境温度25℃时）。当测量温度超过最高允许温度，直接触发报警。

温度趋势分析关注温度变化速率：若某部位温度在1小时内上升20℃，即使未超过绝对温度，也视为异常。例如，某变压器分接开关温度在30分钟内从60℃升至85℃，经检查发现分接开关内部卡涩，及时检修避免了故障扩大。

红外热像实时监测的实操注意事项

避免环境干扰：监测时需避开阳光直射——阳光的红外辐射会叠加在目标辐射上，导致测量温度偏高；避免在雨天或雾天监测，水汽会吸收红外辐射，影响测量精度。

记录设备状态：监测时需记录变压器的负载率、冷却系统运行状态（如风扇是否开启）、环境温度。例如，负载率从50%升至80%，接头温度会上升10℃，若未记录负载率，可能误判为异常。

确保检测角度：尽量从正前方或侧前方（与目标表面夹角≥45°）监测，避免从顶部或底部监测——角度过大会导致热像图变形，无法准确反映温度分布。例如，从顶部监测绝缘套管，会将套管的“纵向温度梯度”误判为“局部高温”。

定期校准设备：红外热像仪需每年送计量机构校准，确保测量精度。校准项目包括发射率、温度误差、分辨率，若热像仪温度误差超过±2℃，需调整或更换。

注意人员安全：监测时需保持与变压器的安全距离（110kV变压器安全距离≥1.5米），避免触电；在线式热像仪安装时，需断电操作，并做好接地保护。

红外热像监测变压器异常的案例分析

某220kV变电站主变压器在红外实时监测中，发现低压侧B相母线接头温度达到78℃，而相邻A、C相接头温度为55℃，温差23℃。运维人员通过热像图定位异常点，停电检查发现该接头因长期运行氧化，接触电阻从0.01Ω增至0.12Ω。更换接头并涂抹导电膏后，温度恢复至53℃，避免了接头烧蚀引发的变压器跳闸。

某35kV变压器的绝缘套管在监测中，温度从正常50℃逐渐升至82℃，且温度趋势曲线呈线性上升。结合负载率数据（保持在60%），运维人员判断为绝缘套管内部电容芯子老化。拆解后发现，电容芯子的介损因数从0.5%升至2.8%（标准≤1%），更换套管后，温度恢复正常，避免了套管击穿事故。

某10kV配电变压器在夏季负载高峰时，油箱表面温度达到95℃，远超正常80℃的阈值。热像图显示，油箱左侧区域温度比右侧高15℃，经检查发现左侧绕组因绝缘纸老化，导致局部短路，电阻损耗增大。及时停电检修，更换绕组绝缘纸，避免了变压器烧毁。