摘 要：本文介绍了红外测温中，某220kV变电站2号主变压器高压侧套管因受隔离墙内空气热对流的干扰，造成套管发热误判的案例，分析了高压套管在隔离墙内热空气影响下的红外测温结果，并提出了防止误判的方法。
关键词：变压器；高压套管；红外测温；干扰
Abstract:The paper analyzes the case of a 220kV substation No.3 maintransformer high-pressure side casing due to the interference of hot air in the wall, resulting in casing voltage-type heat defect misjudgment cases.The results of infrared temperature measurement of hot air interference in the wall of the transformer are analyzed, and the method of preventing misjudgment is put forward.Key words:Transformer；high voltage bushing；infrared temperature measurement；interfere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。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220kV某变电站进行红外热像检测时，发现220kV 2号主变压器高压侧套管C相整体发热，现场检测环境为阴天检测，温度23℃，湿度55%，风速0.3m/s，2号主变压器型号为SSZ-180000/220，生产日期为2011年6月，检测时高压侧负荷电流为230A，2号主变高压侧套管红外图谱如下：
图1 2号主变高压侧套管红外图谱
图2 2号主变高压侧套管照片
图3 2号主变压器俯视图
根据红外图谱特征初步分析，C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C相套管与A相对比，温差达到1.8K，误判断该套管存在严重缺陷。
同时对3号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A、C相套管整体发热，3号主变压器高压侧套管红外热像图谱如下所示：
图4 3号主变高压侧套管红外图谱
图5 3号主变高压侧套管照片
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C相套管附近的空气温度急剧上升，引起套管发热。环境因素对红外测温结果的影响
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，环境温度做为红外热像仪的重要参数，应在检测前进行正确设置。
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：
Q＝AεσT14－AασT24
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。
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：
Q＝Aεσ(T14－T24)
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。
4高压侧套管发热缺陷误判分析
根据现场实际情况，结合2号主变压器俯视图，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。
检测人员在变压器C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C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C相套管上升时，套管表面也会吸收大量热量，如下图所示：
图6 2号主变压器位置俯视图
结合现场实际情况，2号主变压器高压侧A相套管距离左侧隔离墙约6米，高压侧C相套管距离右侧隔离墙约3.5米。由于A相套管距离隔离墙较远，红外测温未受热气流影响，因此A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C相套管进行拍摄，C相套管表面最高温度为28.4℃，与首次检测的A相实际温度相差0.1℃，判断设备正常，更改参数后，2号主变压器红外图谱如下：
图7 更改参数后的2号主变压器红外图谱结束语
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℃，容易造成检测人员误判，此类现象应加以重视。
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