红外热成像检测培训讲义精品版.docx
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红外热成像检测培训讲义精品版
红外检测内容安排
1、红外热成像检测的特点及适用范围
2、红外基本基本概念及基本原理
3、具体电力设备红外热成像分析
4、红外热成像检测中需要注意的事项
第一节：
红外热成像检测的特点及适用范围
众所周知，电力生产与供应的最大特点是过程的连续性。
就是说，从电能的发出、输送到分配给用户使用，整个过程都是在瞬间完成和连续进行的。
其中任何一个环节上的任何设备一旦出现问题，都会直接或间接的影响到整个系统的正常安全运行，甚至会带来巨大的经济损失或生命财产损失。
尤其是现代电力工业不断向着大机组、大容量和高电压的迅速发展，一旦发生故障或者事故，造成的经济损失也是越来越大，因此电力系统对安全可靠运行提出了很高的要求。
我国电力行业长期以来执行的就是预防性维修体制：
它是以时间为依据的定期维修体制，根据经验和统计资料，为保证设备完好率处于一定水平而进行的定期维修体制。
我国电力行业长期以来执行的就是这种体制。
不可否认，定期进行预防性试验和维修对于排除某些事故隐患和降低故障率，的确发挥了一定的积极作用。
但是，定期进行预防性试验和维修，本身就具有一系列难以克服的缺点。
①预防性试验都是在停电或停运条件下进行的，影响正常运行，费时费力不仅减少了设备的可用时间，增加了不可用时间，降低了运行有效度，而且还检测不到设备在运行中的真实技术状态。
有时还会因废弃许多尚可用的零部件和增加不必要的拆装次数，使得维修费用大大增加。
②预防性试验条件往往不同于设备的正常运行条件，有些已经存在的故障不易发现，致使有些经过预试判定为“合格”的设备，投运后仍会发生故障或者事故。
有些设备的缺陷或结构上的故障，在低电压下难以暴露出来，只有在实际运行状态下的较高电压时，局部或整体缺陷才能表现出来。
③有些本来没有故障的正常设备，经拆卸进行预试后复装时，反而引入了新的事故隐患。
在很多情况下，频繁拆卸设备或更换零部件，不但不能改善设备的性能，反而在每次预试复装后引入新的故障。
状态维修体制是在20世纪70年代初期发展起来的一种较先进的设备维修体制。
这种维修体制不再以时间为依据进行常规的定期检测试验与维修，而是着眼于密切跟踪监测设备具体运行技术状态的发展、变化情况，根据规范化的状态检测结果，掌握设备运行状态及演变情形和恶化程度。
监测到设备有缺陷或者预见到设备有故障时，再进行维修。
状态维修体制具有以下优点:
①通过降低维修次数，延长设备的维修时间间隔，减少停运时间，提高设备可靠性和运行有效度，提高设备利用率和生产率，节约设备维修费用，降低设备全寿命周期成本。
②由于状态维修体制往往是以设备运行状态下的在线监测结果为依据进行的维修，所以能够预报故障的发生时间和起因，可以有效防止发生意外的突发事故。
③状态监测能够预测已有故障隐患对设备其它零部件的影响与作用，可以消除设备已有故障诱发的二次性损坏。
为了实现状态维修，一方面在制造设备时，在设备内部安装采集状态信息的监测传感器，或在运行设备上安装监测仪表和监测系统。
另一方面根据电力设备故障都会产生温度异常的特点，利用红外测温技术大力发展电力设备运行状态的非接触式红外在线监测与故障诊断方法。
在1990年国际大电网会议上，电力设备运行状态的红外监测与故障分析得到了大力的肯定。
与传统的预防性试验和离线诊断相比，红外诊断方法具有以下技术特点。
①不接触、不停运、不取样、不解体。
由于红外检测与诊断是在运行状态下，通过检测设备故障引起的异常红外辐射和异常温度场来实现的，也就是通过红外辐射测温来获取设备运行技术状态和故障信息的，所以它是一种遥感诊断方法，在检测过程中，不需要与运行设备接触。
因此不停电、不改变系统的运行状态，从而可以检测到设备在运行状态下的真实状态信息，可以大大降低设备维修费用，提高设备的运行有效度，缩短了不可用时间。
②采用被动式检测，简单方便。
③可实现大面积快速扫描成像，状态显示快捷灵敏、形象直观，检测效率高。
使用红外热成像仪检测时，是以图像的形式，直观的显示运行设备的技术状态和故障位置。
一座大中型容量的变电站有众多的各类电气设备，它们的运行状况不同，完好程度不同。
但是，只要用红外热成像仪扫描一遍，就可以初步判断存在缺陷和故障的设备。
然后再对有可能存在缺陷或故障的设备进行检测，就能够得到这台设备的红外热像图、温度分布及温度量值。
因此可以迅速、形象和直观的显示出当前设备的运行状态，目前商业化的红外热像仪温度分辨率可达0.02～0.05℃。
④红外诊断适用面广。
在电气设备预防性试验中的各种测试方法中，每一种方法都不可能适用于所有的电气设备各种故障的检测。
但是从检测方法来讲，红外热成像检测原则上几乎能够适用于发电厂和变电站所有高压电气设备中各种故障的检测，这是其它检测方法和手段所无法比拟的。
⑤红外检测有利于实现电力设备的状态管理和向状态维修体制的过渡。
在《带电设备红外诊断技术应用导则》中是这样规定的：
红外检测与诊断技术适用于电力行业中具有电流、电压致热效应或其它致热效应的设备。
也就是说凡是故障发热能够在设备外部有温度响应的故障，均适用于红外方法做出诊断。
从设备故障的发热机理上来说，红外诊断适用范围有以下六种。
①高压电气设备内部导流回路故障②高压电气设备内部绝缘故障③铁磁损耗或涡流故障④电压分布异常和泄漏电流增大故障⑤油浸电气设备缺油故障⑥电力机械磨损故障。
应该承认，任何一种先进的技术方法都不可能是完美无暇的，红外诊断也不例外。
红外状态诊断是以对设备表面进行红外扫描测温为基础的，又因为红外辐射在固体中的穿透能力及其微弱，对金属导体的穿透厚度只有1微米的数量级，对大多数非导电材料的穿透能力也只小于1毫米。
所以，对于大型复杂电力设备内部的某些故障，如果其发热功率太小，或因故障部位距离设备表面太远，由于热量的横向传递，是故障发热不能在设备表面产生明显的特征性响应；或者因设备内部的热交换过程很复杂，致使内部的故障发热也无法在设备表面形成特征性热场分布，对于这类故障，红外诊断就无能为力了。
例如：
对于大型油浸变压器的一些内部故障，线圈断线、绝缘纸间爬电、内部引线焊接不良、引线受潮或绝缘老化、绝缘击穿等，因变压器内部的油循环搅乱了故障发热形成的原始热场，很难在变压器箱体外表面产生与内部故障相对应的特征性热场，对于这类问题，红外诊断目前还无法检测出来。
就目前发展水平而言，红外诊断的主要不足在于：
①温度标定较困难。
红外诊断仪的测温灵敏度很高，但是因辐射测温准确度受被测体表面发射率及环境条件、环境湿度、风速等因素的影响较大，所以当对设备温度状态做绝对测量时，必须认真解决测温结果的标定问题。
②对于一些大型复杂的高压电气设备内部的某些故障诊断，目前尚存在很多困难，需要配合其它常规性试验方法做出综合判断。
第二节：
红外基本基本概念及原理
红外辐射或红外线就是电磁波谱中比微波波长还短，比可见光波波长，范围在0.75～1000微米的电磁波。
它具有电磁波的共同特征，以横波形式在空间传播，在真空中和光线的传播速度相同。
先给大家介绍几个基本概念。
黑体：
简单地讲就是在任何情况下对一切波长的入射辐射吸收率都等于1的物体，也就是说完全吸收。
作为自然界中实际存在的任何物体对不同波长的入射辐射都有一定的反射（吸收率不等于1），所以黑体只是人们抽象出来的一种理想化的物体模型。
但黑体热辐射的基本规律是红外线研究及应用的基础，它揭示了黑体发射的红外热辐射随温度及波长变化的定量关系，同样，这也是我们研究红外成像的基本出发点。
黑体定律分别由以下三个基本定律构成：
（1）辐射的光谱分布规律——普朗克辐射定律；
（2）辐射功率随温度的变化规律——斯蒂芬-玻耳兹曼定律；（3）辐射的空间分布规律——朗伯余弦定律。
以上三个定律共同阐述了凡是温度高于开氏零度（绝对零度）的物体都会自发地向外发射红外热辐射，而且黑体单位表面积发射的总辐射功率与开氏温度的四次方成正比，温度只要有较小的变化，就会引起物体的辐射功率发生较大变化。
以上定律正是红外线成像的原理基础，即只要有温度存在，就有红外线的辐射。
理论上，自然界中的一切物体，只要它的温度高于绝对零度（-273.15℃），就存在分子和原子无规则的运动，其表面就会不断地辐射红外线。
任何存在有温度的物体，除可以发出可见光外，还发射不为人眼所见的红外线。
因此，红外线的最大特点就是普遍存在于自然界中，也就是说，任何“热”物体虽然不发光但都能辐射红外线，因此红外线又称为热辐射线，简称为热辐射。
在自然界中完全的黑体是不存在的，为了表示某一物体与黑体辐射的偏离，用放射率ε表示。
它表示实际物体辐射功率与黑体辐射功率之比。
当ε＝1，即为理想黑体。
而ε＝0，即表示完全透明体。
由于物体发出的热辐射在到达检测系统的过程中要经过空气，所以必须要考虑导红外线通过空气时所受到的影响。
红外线通过大气所受到的衰减，主要来自气体分子和尘埃的吸收与散射。
在接近地面的空气中，吸收红外线的气体主要是水蒸气（6.3微米）和二氧化碳（2.7和15微米吸收带）。
从可见光到15微米波段大气的透射光谱，可看出大致有三个红外波段在大气中透射较好，通常称这些波段为大气窗口，它们分别为1～3微米；3.5～5微米；8～14微米。
目前红外热像仪使用的波段通常为3～5微米和8～14微米。
温升：
用同一检测仪相继测得的被测物表面温度和环境温度参照体表面温度之差。
温差：
用同一检测仪相继测得的不同被测物或同一被测物不同部位之间的温度差。
相对温差：
两个对应测点之间的温差与其中较热点的温升之比的百分数，δ＝（T1-T2）/（T1-T0），其中T0：
环境参照体的温度，T1：
发热点的温度，T2：
正常相对应点的温度。
环境温度参照体：
用来采集环境温度的物体叫做环境温度参照体。
它具有与被测物相似的物理属性，并与被测物处在相似的环境之中。
内部缺陷：
凡致热效应部位被封闭，不能用红外检测仪直接检测，只能通过设备表面的温度场进行比较、分析或计算才能确定的缺陷。
第三节：
具体电力设备红外热成像分析
正常状态下高压电器的发热特征：
在正常状态下，电气设备也存在电阻损耗和介质损耗引起的发热，对于带励磁系统的设备还会有铁损引起的发热。
但是，由于在正常状态下非磁性导电材料零部件中的涡流损耗和绝缘介质中的介质损耗在总能量损耗中所占的比例很小，通常可忽略不计。
因此，在大多数情况下，高压电气设备的发热主要是由电阻损耗引起的电流效应发热，并分别表现为长时间持续发热和短路故障状态下的短时发热。
电气设备接入运行的电力系统并有电流流过时，必然会因电流效应而发热，引起温度升高，并与周围介质产生温差。
由于在正常运行状态下设备内通过的负荷电流都小于或等于额定工作电流，所以载流导体电阻损耗产生的热量，通过传导、对流和辐射等形式传入空气或周围介质中去，使载流导体与空气或周围环境处于热稳定状态。
设备投入运行后，起始阶段温升很快，随着时间延长，上升速率逐渐减慢，最后导体温度达到某个稳定值。
对于给定的导体，稳定温升随负荷电流的平方成正比增大，因此良好载流导体载小于或等于额定电流下运行时，虽然有温升，但是并不严重，不会造成过热损坏。
但当在远大于额定值的电流下运行时，就会因长期温升过高而损坏。
即使设备在额定电流下运行，一旦其中的导电回路出现因连接不良而使接触电阻过大时，也会出现局部过热和使温升增加，甚至超过允许的最高温度。
设备在正常状态下发热，在相同条件下，无故障设备稳定发热是比较均匀的，因此对于同组设备而言，正常状态下三相间发热可互相比较。
对于同类设备而言，在同一时间、同一地点和同一电源下，相同部位的发热也可相互比较。
而存在故障发热的设备，也会因导流回路连接不良，出现局部过热，或因介损过大而引起整体过热，其表面温度分布也往往会产生某种不均匀性。
大多数高压电气设备都封装在壳体内部，而封装材料（电瓷、低碳钢铁箱或复合式）导热系数彼此的差值可达若干数量级，所以具有不同封装材料的高压电器将会有不同的表面平衡温度。
此时，表面最高温度点相对于周围大气的温度之差，就是设备的稳定温升。
电机类设备故障红外诊断：
大型发电机的主要故障随发电机结构型式、冷却方式及运行工况不同而异，不同故障的产生原因也不同。
大致可以归结为七个方面：
1、绝缘故障2、接头焊接不良3、铁芯局部短路故障4、炭刷和集电环故障5、冷却回路故障6、负序电流引起的转子表面过热故障7、转子匝间短路及其它故障。
以上七个方面的故障，无论是由于电的、热的、机械的还是化学原因造成的，也不论是由于电流效应、电压效应还是电磁效应引起的，都必然出现局部过热的特征，并将逐步引起相应部件电气性能劣化或毁坏。
电机故障信息能以热的形式表现出来，通过热量在设备内部传递过程的理论分析，借助红外热成像测温，就为发电机状态检测红外诊断提供了原则上的可行性。
但是，如果有故障的设备部件被完全封闭在金属内，故障发热在金属的外表面没有响应时，红外诊断就无能为力了。
红外能够诊断检测的电机类故障主要有定子线棒接头故障、定子铁芯故障、炭刷和集电环故障以及其它故障。
定子线棒接头故障：
发电机定子绕组在通电情况下，因存在回路电阻而产生铜损和温升，并且回路直流电阻是线棒固有电阻和接头接触电阻的总和。
当发电机容量确定后，线棒固有电阻即为一定值，能够引起回路电阻变化的只有接头接触电阻。
因此测量定子绕组直流电阻能够反映整相绕组接触的好坏。
对于大型发电机而言，每相绕组线棒接头可达上千个，即使每相绕组总电阻相同，也并不说明每个接头接触电阻相等。
定子线棒焊接质量的红外检测实际上就是在向定子某一支路或一相绕组通入相同电流的条件下，用红外热像仪测量和比较各接头温度来进行判别。
适合汽轮机组检测的方法有以下两种。
一：
短路试验法，发电机开机并且在短路试验状态下进行，与电网无关联，不受系统负荷的制约，停机速度也较快。
停机后，用红外热像仪扫描定子线棒接头，由热像图可以鲜明地显示出存在故障地接头。
短路试验中，定子铁芯磁密度较低，铁损很小，铁芯温度不高，槽部线棒冷却较快，所以试验时间应不超过3小时。
二：
外施电流试验法，这是一种静态检测方法，既可以在抽出转子时检测，也可在不抽出转子的情况下检测。
因为是静态检测，所以不存在因为电机旋转带来的安全问题，外施电流可以是直流也可以是交流。
当外施交流时，可使用现场的另一台容量相近的发电机组作为电源。
也可用外施直流，采用可控硅整流电源，试验电流值达到机组额定电流的50％～60％为宜。
增加电流时，监测机组铁芯、线棒和接头温度不超过85℃。
定子铁芯故障：
定子铁芯故障主要是铁芯局部短路，且多出现在定子齿部表面和槽部。
因定子铁芯封闭在机壳内，无法进行在线监测，只能在静态下抽出转子，外施电源励磁，使定子铁芯磁通密度接近额定值，借助铁损产生的温升进行铁芯故障的红外检测。
通入励磁电流使铁芯产生约0.1特斯拉的磁通密度，监视和控制铁芯温度不超过105℃，持续时间约90分钟。
如图，无局部短路故障的良好定子铁芯片间绝缘完好，铁损低，通入试验磁通密度后铁芯各部位发热基本一致，温度不高且均匀。
存在局部短路故障的铁芯，在短路环中感应电动势形成涡流，使局部铁损增大，温度异常。
如图就是一个发电机定子铁芯试验时的热像图，局部有轻微的发热。
计算一下齿间的最大温差，在《导则》里有明确的温度、温差等规定，就可以知道它是不是属于故障定子铁芯了，图例的是一个合格的铁芯。
炭刷和集电环故障：
炭刷和集电环是裸露在空气中的通流部件，在运行状态下，炭刷和集电环靠弹簧压力接触导电，但它不同于开关或刀闸等其它接触导电设备。
因为炭刷和集电环是动静接触，在运行过程中必然遇到振动、摩擦和离心力等作用，所以炭刷常常发生过热、烧坏刷辫以及灼伤集电环等故障。
炭刷和集电环故障属于外部故障，可在机组满负荷时进行在线监测。
如图，就是两例炭刷故障的红外检测图。
电机类设备的其它故障：
发电机冷却系统设计不合理或冷却回路局部堵塞时，高温过热部位的冷却介质温度必然升高，被加热的高温冷却介质通过发电机机壳内壁时，热量由金属壳体内壁传导外表面，引起发电机表面温度升高。
发电机运行中由于磁场分布不均匀，或者三相之间不平衡，可引起轴承振动，导致轴承温度升高，润滑冷却油量不足也会引起轴系温升。
发电机出线大电流涡流损耗会造成发电机出线闸刀过热，这些故障都可以用红外热成像进行检测和诊断。
断路器和隔离开关故障红外诊断：
断路器是电力系统电气回路中重要的控制、保护设备，其功能是在正常运行的电力系统中切断和接通负荷电流，以及在故障状况下切断故障电流，防止事故扩大，保障系统安全。
断路器主要有以下三种故障：
1、机械原因引起的拒分拒合故障2、绝缘故障3、导流回路故障。
高压断路器的故障大致可分为外部和内部两类。
外部故障就是设备外露的接触部位、导线及其连接点等。
内部故障包括：
动、静触头接触不良、静触头底座接触不良、中间触头接触不良、缺油和内部受潮等。
图例就是两例断路器的外部连接不良引起的故障热像图。
少油断路器内部触头故障：
1、动、静触头接触不良时得热像是以顶帽下部为最高温度得热像，顶帽温升>下部法兰温升>瓷套温升。
如图即为一少油断路器动、静触头故障的热像图。
2、中间触头接触不良时的热像是以下端基座法兰为最高温度的热像，且有下部法兰温升>顶帽温升>瓷套温升的温度分布。
如图即为一少油断路器中间触头接触不良的故障热像图。
3、静触头基座与内部连接部件连接不良故障的热像是以顶帽中部为最高温度的热像，且有顶帽温升>瓷套基座法兰温升>瓷套温升，如图就是一静触头基座的故障热像图。
多油断路器导流回路故障：
多油断路器内部油比较多，内部故障产生的热量被油均匀扩散到箱壳，此类断路器的内部导流回路故障热像特征是以箱体上部为中心的热像图，且温度从上至下呈递减分布。
断路器内部受潮故障：
当断路器受潮时，热像显示整体发热的特征，且开断负荷电流后相间温差仍无改变，常伴有相间温差较大的现象。
如图就是一断路器灌胶管内部受潮绝缘不良引起的故障热像图。
断路器缺油故障：
少油断路器因漏油而造成灭弧室缺油时，其分合闸灭弧是很危险的，这种故障可在断路器外部呈现油位面上下的明显温度梯度。
因在油与空气分界面上下介质的热物性参数不同，所以必然在油面处形成一个有明显温度突变的热像特征，缺油部分显示较低温度。
断路器箱体涡流故障：
涡流是在交变磁场中的导体内部（包括铁磁物质），在垂直于磁力线方向的截面上感应出闭合的环形电流，形成涡流，并引起局部过热。
如图为一断路器箱体涡流发热热像图。
高压隔离开关故障：
高压隔离开关的过热故障比较普遍且突出，大部分都是属于外部故障。
造成隔离开关过热性故障的原因主要是1、隔离开关长期裸露在大气中运行，极易受到水蒸气、腐蚀性尘埃合其它化学活性气体的侵蚀与影响，在连接处的表面形成氧化膜，使电阻增大，造成接触不良。
2、导线在风力舞动下，或因负荷变化引起连接件周期性热胀冷缩，造成连接处松动，减小了有效接触面积，增大了接触电阻。
3、安装不符合工艺，运行中缺少对隔离开关进行必要的维护。
如图即为隔离开关的引线接头故障热像图、转动球头故障和刀口故障热像图。
高压套管故障红外检测与诊断：
高压套管是用作高压载流导体需要穿过与其电位不同的各种高压电器金属箱壳的绝缘配件，以及用于高电压电路穿越发电厂或变电站墙壁与楼板的绝缘部件。
高压套管虽然不是独立设备，仅仅是各种高压电器的绝缘配件，但由于高压套管的故障发生率较高，而且其故障对于主体设备影响很大，所以不能低估对套管故障诊断的意义。
套管一旦爆炸，将会直接导致主设备的损坏。
有统计表明，变压器故障中有8％是由于套管故障引起的。
高压套管可分为单一介质套管、复合介质套管合电容式套管三种。
按主绝缘介质类型又可分为纯瓷套管、冲油套管、充气套管、树脂套管、油纸电容式套管合胶纸电容式套管。
高压套管在运行中其主绝缘不仅承受高电压作用，而且导电部分还要通过较大的电流，同时还要受到诸多力的作用（如电动力、重力、牵引力合热胀冷缩的应力等）。
一端暴露在大气中受日晒雨淋合风雪尘埃的侵蚀，另一端又插在设备内部流动介质中，受主设备热场及电磁场的强烈影响。
而且运行时设备三相负荷不可能长期保持绝对平衡。
套管介损异常造成的发热有可能被掩盖，由于上述原因，使得套管的温升比较复杂。
图示即为合格高压套管与不合格套管的红外热像比较图，其中左侧为合格套管加压3小时的热像图，右侧（左边的为不合格套管，介损偏大；右边的为合格套管，介损正常）为故障套管与合格套管加压4小时的热像比较图。
高压套管接头故障红外检测：
引起热故障的主要原因是穿缆线鼻子与引线焊接不良，或导电杆与将军帽等连接螺母不匹配，或因受外接引线的作用力，使接触电阻增大。
由于高压套管的结构是在中心部位贯穿着载流导体，该导体经过套管头部的端子与母线或设备内部部件连接。
因此一旦接点连接不良，引起接触电阻增大，就会导致接头过热，造成绝缘套管龟裂，甚至发生套管爆炸事故。
所以产生套管过热故障的多数原因是套管接头接触不良，而套管导电杆自身出现过热的可能性较小。
有时变压器套管内部连接故障还可能形成套管根部温升较高的热像。
这表明该相套管根部在变压器内部的连接存在缺陷，此类问题性质较严重，应引起足够的重视。
如图就是一穿墙套管因连接不良造成的故障热像图，从图上可以看出其故障温度已经达到15x℃了，属于紧急故障。
如图是一主变套管内部连接不良的故障热像图。
还有某一套管连接故障，最高温度已经达到202℃。
高压套管绝缘故障的红外诊断：
套管绝缘故障主要包括进水受潮、局部放电和油劣化等。
套管因上部密封不良而进水，必然引起电容式套管电容芯子的绝缘材料受潮、老化或油劣化，使套管介损增大。
绝缘介质有层间击穿或其它原因引起的短路，则会造成电容量偏大，它们都会增大电容式套管介损发热。
绝缘良好的套管表面温升明显有两个特点。
1、热惯性大。
套管加压后温升过程缓慢，约需要3小时左右才显示温升。
2、绝缘良好的套管单纯在电压效应作用下的热场分布比较均匀，且是以将军帽为中心的热像。
高压套管其它故障的红外诊断：
可分为套管缺油故障、套管污秽和瓷套不良以及末屏引线对地放电故障。
套管缺油故障：
变压器充油套管缺油或油位严重下降较为常见，通常靠现场目测检查油位不够准确。
若套管油与变压器油相连通，这种缺油故障是在安装或充油时未排放套管内的气体所致，因此只要把气体排出即可。
另一种是套管油与变压器分开，这种缺油故障多数因套管下端密封不良漏油所致。
不论套管油与变压器油是否相通，只要当套管油位明显降低时，因在油与空气分界面上下介质的热物性参数不同，所以必然在油面处形成一个有明显温度突变的热像特征。
长期在户外尤其是空气污染严重的环境下运行的高压套管，因瓷套表面污秽，增大表面泄漏电流而发热，所以污秽的套管瓷套的热像呈白亮色调。
电容式套管末屏引线松脱，会导致末屏引线对地放电故障，从原理上讲此类故障必然具有热症状。
但是实际上故障伴随的发热功率很小，目前尚无法用红外方法检测出此类缺陷。
电力变压器故障的红外检测与诊断：
电力变压器是电力系统中的主要设备之一，它的安全稳定运行关系到整个电网。
变压器投运后，线圈、铁芯和钢结构部件都会产生损耗，这些损耗将变成热量使变压器迅速升温。
经过一定时间后，整个系统达到热平衡状态，温度趋于稳定。
由于变压器结构和运行工况的复杂性，目前还没有哪一种试验诊断方法能够对变压器的各种潜伏故障进行全面的诊断，能够用红外检测和诊断出来的故障有：
1、外部引线与套管连接不良故障2、套管密封不严，进水受潮3、缺油、渗油、漏油和油位低故障4、冷却系统风扇过热故障5、潜油泵与变压器导油管连接不良，密封不严，进入空气6、涡流引起局部过热故障7、油枕缺油、有积水和假油位故障。
如图就是某一变压器套管因渗漏而造成缺油故障的热像图，油与气体的发射率不同，所以在油面的分界面处形成一个明显的热场或温度分界线。
如图即为一变压器外壳接地线连接不良的故障热像图。
冷却装置及油路系统故障的红外诊断：
变压器的冷却器、潜油泵、油枕、防爆管等冷却装置和油路系统都在变压器外部，它们的故障无论是冷却器管道堵塞、假油位还是潜油泵过热等，都能在红外热像上清晰的显示出来，此类故障的热像特征是以故障部位为中心的热场分布。
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