夏志雄
（国网孝感供电公司，湖北 孝感 432100）
配电设备作为电力系统与供电线路中的主要结构，主要承担电能转换、电力调度等方面的责任。目前，大部分电力企业进行配电设备运行状态的检查以周期巡检、缺陷巡检为主。通过此种方式，可保证配电设备具有可持续、稳定运行的优势。但此种检修方式仅适用于对配电设备外观缺陷的检测，对于配电设备中的一些隐蔽性故障却束手无策。随着现代化技术在设备检修作业中的应用，电力企业首次提出了在此项工作中引进红外测温技术，通过对设备表面温度的及时感知，掌握运行中的异常温度差。在此项工作中，使用辅助传感器对配电设备的运行状态进行检测。目前，关于此方面内容的研究在电力企业中尚处于理论研究阶段，仍未有完善的指导方案为此项工作提出技术指导。因此，本文将在现有工作的基础上，引进红外测温技术，设计一种基于此项技术的配电设备状态检修方法，为电力企业的持续化发展与建设提供专项技术作为指导。
当前，常用的红外线温度检测技术主要有：测定表面温度、相对温差的测定、同类比较、热谱图分析法和档案分析法。
（1）表面温度判断法。根据红外线测温的基本理论，对电气设备进行了表面温度的测定，并与有关规范进行比较，发现其超限程度、设备重要性、设备的力学性能等指标均可作为电气设备质量的依据。
（2）相对温差判断法。利用红外测温的基本理论，通过对功率器件的温升进行测温，通过以下公式求出器件的相对温差，从而确定器件的故障等级。
式中， µt、 E2E1E0分别表示温差值、发热点温度、正常温度和参照体温度。
（3）同类比较法。在三相电流对称、三相设备相等的前提下，采用相似的方法可以检测电流激励设备相应位置的温度，从而确定设备有无故障。如果三相装置在同一时段出现了不同的温度变化，则可以将其与其他类型的装置进行对比，如果三相负载不均匀，则应进一步研究负载的发生。一般而言，当温度相差大于30%时，即可判定有重要的电气装置不正常。
（4）热谱图分析法。该方法是通过比较相同类型的装置的常规和非常规工况下的热谱曲线，通过二者的比较来判定其是否有故障。
将配电设备的红外辐射过程作为一个红外线反馈信号检测的过程，当发射端在对检测目标进行红外探测时，发射的信号将以功率的方式进行传输，但信号的功率会在大气中传输发生衰退或骤减，为了避免此种现象造成信号的衰减，需要辅助使用光学检测仪器，将其聚焦在探测器中，将目标检测对象反馈的信号作为可以直接处理的电信号，并在接收端通过对信号放大处理的方式，对辐射信号以二维热图像的方式，进行目标温度场展示。
在检测过程中明确，任何一种物质在运动或运行过程中都会辐射一定的热量，可将此种热量作为热红外能量，而配电设备本身又是一个具有温度的设备，运行时会随时随地散发红外热量。对此种热量进行成像表达，可以将其描述为一种电磁波，此类电磁波的有效范围在0.78~1000.0pm，其中可见光的波长有效范围在0.38~0.78pm。根据大量的理论与实践证明，配电设备外表面的温度会在其运行中高于热力学温度（热力学温度取值为-273.0℃）。因此，对设备表面进行探测，便是对红外设备不同辐射产生温度场的探测。可以在掌握设备外表面温度场的变化后，对其表面具体测点温度的推测，通过此种方式，获得配电设备外表面热红外特征，从而实现对配电设备运行温度的实时检测。
通过红外测温技术实现对配电设备外表面温度场的实时感知后，可以通过反馈信号局部过热信息的表达方式，进行热故障信息的描述。此时，热故障中心显示的温度点便是热力场的中心分布点，通过此种方式，可以从设备温度热力图中进行设备故障的判断及其严重程度。为了进一步感知配电设备状态缺陷，下述将根据设备制热缺陷的产生机理，对缺陷类别进行划分。
配电设备在运行中，其介质材料或衔接线路可以在整体线路中起到控制电能、电压、电流等综合流向的作用。因此，配电设备在交流电压的支撑下运行，产生的损耗量也可被称为介质性损耗，可将此种损耗分为设备电导损耗与极化损耗两种类型，前者是指配电设备中的载电粒子在电压的作用下发生定向移动，从而消耗有功电能的过程。后者是指配电设备在运行中由于异常电力行为出现的无功供电行为，对配电设备介质损耗量的计算可用下述公式表示。
式中，P表示为配电设备介质损耗量，计算单位为W；
U表示为配电设备交流电压，计算单位为V；
ω表示为电流余量，计算单位为I；
C表示为电力负荷；
t表示为设备常态化运行时间，计算单位为s；
g表示为电压与电流的余角；
δ表示为电能交互行为发生频率。通过上述计算公式可以看出，配电设备在运行中发生的红外温度缺陷可以通过基础参数的计算得出。设定P的有效取值范围，根据计算中不同参数的最小值与最大值，得到P的最小值与最大值。比对计算结果与配电设备不同检测点的损耗量，即可初步掌握设备的状态类别。
掌握配电设备在测量中得到的多项参数具体值，进行设备状态与故障的匹配。此次研究提出的匹配方法为温度诊断法，提出的诊断方法大多用于常规性状态与异常的检测，即由于配电设备在运行中电压或电流值超标造成的温度场异常。当检测中出现随着配电设备运行时间的增加温度增加的现象时，说明此时的故障属于电压与电流故障，计算此时的损耗量，实现对配电设备故障的匹配，将此过程表示为下述计算公式。
式中，RI表示为电阻电流，计算单位为A；
CI表示为配电设备连接线路电流，计算单位为A；
γ表示为配电设备电流与电压故障。针对满足上述计算公式（2）需求的状态，可以直接采用现场电力负荷调试的方式进行不同线路的检修。
除上述提出的方法外，还可以通过相对温度电流差计算的方式，进行配电设备在正常情况下与非正常情况下异常行为的累加，通过对累加结果的分析，掌握设备的阶段性缺陷。但在基于此种方式的故障匹配处理时，应注意对辐射反馈信号在传递中可能受到不同实体表面光滑度与形状的影响。因此，在匹配故障时，应做好对实体表面缺陷的识别，并采用信号补偿的方式，实现对配电设备状态的精准诊断。在此基础上，采用不同缩小检测范围的方式，将异常现象圈定在一个相对较小的范围，以此种方式，便可以实现对故障现象的精准检测与处理。
为证明本文提出的红外测温技术可以在电力企业中起到辅助配电设备检修的作用，在完成上述设计后，下面将通过实践的方式，对设计方法的可行性进行证明。
首先针对基于红外测温技术的配电设备状态检修环境进行选择，以某变电运维班作为依托，已知在该班组当中存在某330.0kV变电站1号电容器组异响且声音较大的问题。为了探究异常现象产生的根本原因，引入红外测温技术，针对其配电设备的运行状态进行检修。已知该变电站中使用的电容器型号为GE Grid Solutions，额定电压为220.0V，绝缘耐压为2500.0Vac/m，断开容量为250.0V/10.0A。该型号电容器保护和自动化功能均能够通过逻辑编程实现，同时兼有遥测、遥控、遥信等功能。在GE Grid Solutions电容器上配备了测量模块，能够实现各种测量，计量精度均能够达到0.5级。为了验证本文检修方法的可行性，首先针对电容器组各相支撑绝缘子绝缘电阻值进行测定，测定结果记录如表1所示。
表1 检修方法对支撑绝缘子绝缘电阻值的测定结果
从表1中得到的测量结果可以看出，在对绝缘电阻A相进行测定时，其电阻值为4.50MΩ严重不符合电容器标准运行要求，说明在1号电容器A相上存在绝缘性能劣化的问题。通过上述得出的测定结果可以初步判断，本文提出的引入红外测温技术的配电设备状态检修方法能够实现对变电站电容器异常绝缘性能检测。同时，通过得出的测定结果可以看出，在百能电站交流电场的作用下，介质损耗会逐渐增加，造成了电容器绝缘子异常发热现象，同时，也会造成与该绝缘子相连接的固定扁铁产生对地放电。针对这一缺陷问题，若不进行及时修复则会造成配电设备接地故障问题产生，影响变电站的正常运行。
在上述论述基础上，初步实现对红外测温技术在配电设备状态检修当中应用可行性的验证，为了进一步探究该检修方法的应用优势，选择针对变电站配电设备的双极平衡阀侧套管的温度进行测定，按照本文上述检修流程对其温度进行测定，并将其与实际套管温度进行对比。通过对3种存在不同缺陷问题的套管温度进行测定，并计算得出本文检修方法测定结果的相对温差值，以此实现对检修方法检修精度的比较。相对温差的计算公式为：
式中，λ表示为相对温差值；
2τ表示为利用红外测温技术测定得到的套管温度；
1τ表示为实际双极平抗阀侧套管温度。根据公式（4）计算得出在3种不同缺陷问题下的测定结果相对温差值，并将其记录如表2所示。
表2 本文检修方法套管温度测定结果表
从表2得出的结果可以看出，利用本文提出的检修方法对套管温度进行测定，测定结果的相对温差均在1.50%以下，说明具备了一定测定精度，证明将红外测温技术应用到配电设备状态检修当中能够为其检修方案的制定提供更有利的数据依据，确保配电检修合理。
本文对基于红外测温技术的配电设备状态检修方法展开设计。完成设计后，为了证明此次研究的技术具有一定可行性，选择市场内某电力企业作为实验单位，通过实例应用的方式，证明了本次设计的检修方法与引进的技术，可以实现对配电设备状态的精准识别与检修处理。但若正式将此方法投入电力企业中推广使用，还需要进一步研究，从不同方面进行方法的测试，掌握此方法使用存在的局限性，并以此为依据，提出对应的整改策略。以此种方式，为我国电力企业与供电单位的可持续发展与建设提供专项技术指导，保障终端为用户提供供电与配电服务的优质性。
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