0 引言

红外测温技术已广泛应用于电力设备带电检测，也是变压器例行带电检测项目之一，红外测温可成功检测出变压器多种发热缺陷，包括高压套管介损发热、套管内油位异常、套管接头接触不良，本体漏磁致热等。红外测温过程中，电压致热型缺陷容易受环境干扰，特别是高压侧的电容型套管，在变压器两侧设有隔离墙的情况下，变压器本体热量在墙体内侧积聚，红外测温受墙内空气热对流的影响，靠近隔离墙的高压侧套管会明显发热，检测人员很容易误判为介质损耗发热，介质损耗引起的电压型致热往往为危急缺陷，容易误导检修人员做出错误的处理措施。

石英脉及其蚀变岩带是矿区内钼矿形成的直接载体。在石英脉及其蚀变岩带与围岩的接触部位，存在有大量的呈细脉状和网脉状的微裂隙，这些均形成了良好的容矿空间和矿液通道，是本区重要的含矿构造地质体。

1 变压器套管红外测温缺陷误判案例

2016年10月20日晚，某供电公司带电检测人员在220 kV某变电站进行红外热像检测时，发现220 kV 2#主变压器高压侧套管W相整体发热，现场检测环境为阴天检测，温度23℃，湿度55%，风速 0.3 m／s，2# 主变压器型号为 SSZ-180000／220，生产日期为2011年6月，检测时高压侧负荷电流为230 A，2#主变高压侧套管红外图谱如图1。

根据红外图谱特征初步分析，W相套管发热原因疑似为内部绝缘劣化引起介质损耗增大，属于电压致热型缺陷。根据带电设备红外诊断应用规范，电压致热型发热应定为严重及以上缺陷，由于W相套管与U相对比，温度差达到1.8℃，误判断该套管存在严重缺陷。

  

图1 2＃主变高压侧套管红外图谱

同时对3#主变压器高压侧套管进行检测，也发现类似的问题，靠近隔离墙的U、W相套管整体发热，3#主变压器高压侧套管红外热像图谱如图2所示。

  

图2 3#主变高压侧套管红外图谱

检测人员在变压器W相套管下方位置附近使用温湿度计测量，该部位环境温度达到34℃，相对湿度18%。由于热空气上升，同时油箱上部也会产生大量热量，推断高压侧W相套管附近环境温度会更高，可能达到40℃左右。套管上涂有RTV防污闪涂料，该涂料具有较高的吸收率和辐射率，约为0.92左右，在热气流沿W相套管上升时，套管表面也会吸收大量热量，如下图3所示。

2 环境因素对红外测温结果的影响

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根据现场实际情况，结合2#主变压器俯视图，该变压器位于配电楼与隔离墙内，配电楼与隔离墙均高于变压器套管，变压器工作时产生大量热空气积聚在隔离墙内侧。

根据上述分析可得，随着外界环境温度T2的改变，测量结果也将会随着改变。当红外热像仪中的环境温度参数设置值比实际温度低时，检测结果比现场实际值高［2］。

 

式中：A为被测物体的单位面积；σ为斯蒂芬-玻耳兹曼常数；ε、α分别为被测物体的辐射率和吸收率。

在国家政策对产业、生态、人居环境和乡村治理提出更高要求的同时，四川省要求实现乡村振兴、产业发展，对乡村人居环境形态提出要求，最终达到农村农业强、农村美、农民富的新目标。地方政府要求以农业为支撑，发展产业新模式。

 

（1）线性关系考察：分别精密吸取木香烃内酯对照品和去氢木香内酯对照品混合溶液2、4、6、8、10、12 μL 进样，按上述色谱条件测定峰面积，以对照品进样量为横坐标（X）、峰面积值为纵坐标（Y），绘制标准曲线，木香烃内酯回归方程为Y＝2×106 X－33 173，r＝0.999 5；表明木香烃内酯在0.4～2.4 µg内具有良好的线性关系；去氢木香内酯回归方程为Y＝1×106 X－56 577，r＝0.999 7；结果表明去氢木香内酯在0.4～2.4 μg内具有良好的线性关系。

3 高压侧套管发热缺陷误判分析

根据红外热像仪的检测原理，仪器内部会对环境温度进行补偿，假如被测设备的表面温度为T1（绝对温度），外界环境温度为T2（绝对温度），那么该物体在单位面积内发出的辐射能量为AεσT14，吸收的辐射能量为AασT24，那么就可以得出物体的净辐射能Q为：

一般情况下，物体接收外界辐射的能力与物体辐射自身能量的能力相等，即设备的ε和α相等，则：

然而，检测人员结合现场实际情况，并通过多角度进行检测，推断该发热套管不是缺陷，而是因为变压器散出的热空气聚集在隔离墙内侧，导致高压侧W相套管附近的空气温度急剧上升，引起套管发热。

在设备负荷、辐射率、风速确定的情况下，影响红外测温的外部因素主要有环境温度、相对湿度、距离等，其中环境温度对检测结果影响最大，环境温度作为红外热像仪的重要参数，应在检测前进行正确设置［1］。

  

图3 2#主变压器位置俯视图

结合现场实际情况，2#主变压器高压侧U相套管距离左侧隔离墙约6 m，高压侧W相套管距离右侧隔离墙约3.5 m。由于U相套管距离隔离墙较远，红外测温未受热气流影响，因此U相套管表面未见发热现象。

根据红外热像仪的温度补偿原理，将红外热像仪内部参数重新设置：环境温度40℃，湿度18%，发射率0.92。重新对W相套管进行拍摄，W相套管表面最高温度为28.4℃，与首次检测的U相实际温度相差0.1℃，判断设备正常，更改参数后，2#主变压器红外图谱如图4。

  

图4 更改参数后的2#主变压器红外图谱

4 结束语

目前，新建变电站的主变压器两侧常设置隔离墙，根据现场检测案例统计，在红外精确测温过程中，因隔离墙内热空气干扰造成主变套管整体发热的现象具有普遍性，靠近隔离墙的套管温度往往比外侧的套管高2～4℃。

根据相关规程，套管发热应判为严重缺陷，容易造成检测人员误判，造成多修误修的后果，因此，为防止此类现象发生，建议检测人员依据案例中的方法，先检查变压器套管是否存在热气流干扰，通过调整红外热像仪的参数，得到套管的正确温度，同时加强现场培训，防止此类误判再次发生。

畜禽粪便中四环素类抗生素的残留及危害……………………………………………………………………… 于晓雯，索全义（83）

参考文献

［1］ 国家电网公司.带电设备红外诊断技术应用导则：DL／T664-2008［S］.2008：12-15.

［2］ 陈衡.电力设备故障红外诊断［M］.北京：中国电力出版社，1999.26-28.