国内电力行业百例红外诊断技术应用

红外诊断技术在我国电力系统中的应用已取得显著实效,1997年华北电力集团公司制订了《电气设备红外检测诊断制度及方法》,电力行业标准《带电设备红外诊断技术应用导则》也将问世,整个电力系统从科研试验到发电、输电和供电部门,都采用了低、中、高各档次的红外检测手段,进行了大量成功的现场检测及诊断,为我国电力生产的安全经济发挥了独特的作用。

我国各个地区和部门先后应用红外测温仪、红外热电视和红外热像仪,检出大量故障、缺陷,本节列举红外诊断技术应用一百例,以作借鉴。

红外测温仪应用20例如下。

所列应用实例分布在58 个发电厂和变电站,检测诊断出故障、缺陷共180处。

1.110kV变压器出口穿墙套管接头过热的准确诊断

某110kV变压器出口穿墙套管A 与B 两相温度正常为27℃,而C相温度高达170℃,对此隐患及时消除,确保了变压器的安全运行。

2.低压接触器过热诊断

某变压器冷却用低压接触器过热达91℃,经及时处理,避免了变压器可能发生故障而引起系统解列的严重后果。

3.母线隔离开关过热诊断

河北省某列车电站在某天用红外测温仪查出母线隔离开关过热达200℃以上,紧急消缺,避免了一次随时可能突发和恶性停电事故。

4.少油断路器异常发热诊断

北京某热电厂一台少油断路器异常发热,经多次处理主触头均未奏效,经用红外测温仪进行人工扫描式检测,准确定位热故障在辅助触头,从而顺利排除事故隐患。

5.隔离开关刀闸嘴高温过热诊断

华北电网某电厂380V 厂用电设备采用红外测温仪普测,环境温度14℃,检出0 号变压器的隔离开关A 相刀闸嘴温度高达209℃,B相和C 相分别为102℃和97℃,而同回路的另一台隔离开关的相应部位温度仅为43℃、51℃和42℃,在相同负荷下、相同型号的设备,而发热相差甚远,采用同类型比较法说明前述设备三相均有缺陷,只是其A相更严重。目测可见,该过热刀闸嘴已呈黑色,人站在绝缘垫上已无法用手触摸,当即决定停电处理,保证了机组的安全运行。

6.发电机电刷过热诊断

华北某电厂用红外测温仪监测发电机电刷架及引线温度,发现其中一个电刷为102℃,其它仅为45～51℃。经调整电刷弹簧压力,清扫滑环,经2h运行后复测,各电刷温度已均匀为45℃左右。

7.电动机轴承过热诊断

华北某热电厂用红外测温仪监测电动机轴承。某台送风机电动机的轴承曾发生过严重损坏事故。在一国庆节期间,红外检出该轴承温度高出正常值10K,采取跟踪监测,结果未见其温度有突变现象,但呈有规律的变化,故决定连续监测,坚持运行到国庆节之后停机检查,解体后发现轴承花篮有磨损,但损坏并不严重。

8.厂用电设备过热诊断

北京某热电厂用红外测温仪普测6kV和380V厂用电设备13台,发现19处不同过热隐患,紧急处理5处,经复测均达正常,其余几处已制订维修计划。

9.断路器触头过热诊断

华北电网某供电公司检出SW2—35 型断路器C相桶温达50℃,环境温度20℃。经解体检查,发现断路器触头因过热烧毛、绝缘杆已变色。

10.隔离开关高温过热诊断

红外测温仪检出一台隔离开关C 相一处温度达120℃,当即用80℃蜡一试就熔化。在检修时看到该设备上帽子铜带已被全部烧断。

11.对设备接头缺陷诊断

华北电网某供电公司充分发挥已有红外测温仪的作用,将距离系数大小不同的三台仪器,根据各自特点,取其长处综合利用,对全公司所属21座变电站,在春秋雨季用电高峰期进行了接头红外检测,共测8600多个接头,发现缺陷75处,都进行了及时的处理。

12.穿墙套管外接头高温过热诊断

华北某变电站,检出215穿墙套管外接头温度为144℃。解体检修时发现其接触面呈氧化状态。

13.断路器接头高温诊断

华北某变电站,检出318断路器C相接头温度高达402℃,系由接头铜铝过渡不良引起。

14.电流互感器接头过热诊断

华北某变电站检出301电流互感器A 相接头温度为203℃,检修发现是连接紧固螺母松动造成过热。

15.变压器套管接头过热诊断

华北某变电站检出#2 主变压器10kV侧套管A 相接头温度为202℃,也是由于紧固螺母松动引起。

16.电流互感器内部缺陷过热诊断

华北某变电站检出#3电流互感器C 相电源侧接头温度为87℃,怀疑是接触不良造成过热,经处理后复测该接头温度仍达86℃,说明没有查到故障源,故用红外测温仪进行人工扫描检测,发现最热点在电流互感器一次引出线的根部,诊断为内部缺陷引起发热。经解体检查,见其内部接头已烧损,油已变成黑色,根据检测结果,决定更换这台设备。

17.断路器接头过热诊断

华北电网某变电站查出302断路器的三相接头温差较大,分别为A 相18℃,B 相54℃,C 相17℃,虽然B 相温度没有超过70℃,但考虑相间温差显著,故诊断B相存有缺陷。后经停电检查,发现B相接头已氧化。

18.隔离开关接头过热诊断

华北电网某变电站查出302隔离开关三相接头温度如下:A 相为5℃,B相为59℃,C 相为6℃,相间温差相对很大,诊断B 相接头有缺陷。后停电检查,发现该设备触头上的弹簧已松动,造成接触不良而发热。

19.发变电所设备过热诊断

某省四个电厂和三个供电局利用红外测温仪,自检9个220kV变电站、17个110kV变电站,查出各类故障35处,对严重过热都做了及时的消缺处理。

20.红外测温仪与热像仪配合使用对空气开关静触头端部过热诊断

某局变电工区用红外测温仪查出一台空气开关的触头温度升高达93℃,为进一步细查,又采用热像仪检测,发现了静触头端部温升最高已达113℃,最后仍用便携的红外测温仪监测静触头端部温度,并采取措施在减少停电和保证设备安全的前提下,完成了缺陷处理。

应该指出,在红外测温仪的使用中,应对辐射系数的选择进行校正,以使测温结果更为准确。下面介绍一种使用接触式温度计校正辐射率的试验,如表12-12所示。其中t1为接触温度计测出的真实温度,t2是红外测温仪在选择不同辐射率时所指示的温度值。

表12-12　辐射率选择校正试验记录(试品:铝管母线)

红外热电视应用10例如下。

近10年来,国产红外热电视有了长足的进步,不仅价格较进口的同类产品低廉,且性能及售后服务方面有了显著的改观,为我国电力系统作了大量的工作,下述应用实例分布于170个局 (厂)的变电站,检出缺陷故障近800 处,证明其实效是很好的。

21.配合预防性试验,为检修提供准确依据、为安全运行提供保证

某电业局应用红外热电视对所属39座变电站、3个开闭所和2条配电线路进行了全面检测,其中仅接头数量达7万个。检测结果不仅发现接头的缺陷和故障点383处,而且查找出了一次设备本体的故障,避免了不止一起的设备爆炸或停电事故。

其中383处过热的温度分类如下:

其中“异常”系指温度小于70℃,但三相中有一或两相显著高于正常相者。

22.为设备过渡到状态检修作好前期准备工作

南方某市区供电局应用红外热电视,为设备的状态检修进行前期准备,特制订具体措施如下:

(1)开展定期检测,建立专用档案,结合运行巡视、夜巡等,每月或每季进行一次全面的检测。

(2)利用建立的专用档案,提出设备隐形缺陷的参考意见,列入计划检修消缺。设备检修必须附红外检测记录。

(3)对普测中发现的接点热点,在检修时要做好接触电阻测量工作。如果热点接触电阻大于正常值的2倍,要求检修后增加接触电阻的测量工作。

(4)对有特殊任务的设备,应进行全面的红外热像检测。

23.全面检测、查出多处故障

全面检测、查出多处故障是电力生产实现状态维修中,较理想和快捷的手段,对及时发现和控制故障、预防事故的发生,可以起到较好的作用。

南方某省为保安全供电而应用国产热电视,对省内四个地区的20个局 (厂)的1座500kV、35个220kV、80个110kV变电站进行全面检测,查出各类故障300 处,其中包括220kV主变压器套管、220kV和10kV开关内部、110kV和220kV线路阻波器、220kV电流互感器、10kV和35kV补偿电抗器、10kV电容器本体,以及隔离开关触头、接头等。

24.隔离开关引线接头过热诊断

华北地区某变电站检出114A 相隔离开关西侧上引线接头温度为101℃。在预防性试验后的解体检修中发现该接头烧熔严重,引线已烧断数根,即将断裂。

25.电流互感器接头高温诊断

华北地区某变电站检出522断路器的电流互感器的上、下接头温度高达200℃以上,且互感器本体温度也很高,决定停电检修,经连夜拆换时发现互感器本体瓷瓶已过热烧裂。分析原因,该站是1971年投运,设备陈旧,且长期大负荷甚至超负荷运行,造成设备接头加速老化而严重过热,高热波及设备本体而损坏。

26.普测过热诊断

华中某供电局应用国产热电视对所属9个变电所、2条110kV线路及有关电厂、供电局的设备进行了普测,共发现过热缺陷71 处,其中达200℃以上的有3处。

27.套管缺油诊断

在某电厂检出1 号主变B 相110kV套管上端部20cm 区段内温度偏低为22℃,而A、C 两相的相同位置为24℃,判定B 相套管缺油。经检修人员在停电后打开帽盖检查证实诊断正确。

28.套管将军帽温度热场极不相同的诊断

在某变电站检出1 号主变110kV套管将军帽的温度热场极不相同,A 相为25℃,B相为46℃,C相为44℃。经停电检查发现A 相套管油位确在将军帽以下位置。

29.断路器三相本体温度差异的诊断

在南方某变电站检出其分段断路器的三相本体温度相差较大,A 相为53℃,B 相为63℃,C 相为84℃,判定B、C两相内部故障。经检修解体发现B、C 两相触头严重接触不良 (主变油温计39℃)。

30.断路器本体温度差异的诊断

南方某变电站检出一台断路器本体温度有异,A 相为36℃,B、C 两相为22℃,诊断A 相内部触头接触不良严重 (主变油温计57℃)。

红外热像仪应用70例如下:

热像仪应用诊断实例按电力设备分类叙述如下:

(1)旋转电机 (31～40)。

(2)变压器 (41～53)。

(3)断路器 (54～60)。

(4)电压互感器 (61～67)。

(5)电流互感器 (68～74)。

(6)避雷器 (75～80)。

(7)电力电容器 (81～87)。

(8)电力电缆 (88～90)。

(9)线路 (91～92)。

(10)其他 (93～100)。

31.检测水轮发电机定子线棒接头质量

西北某大型水电厂在1988年对1号机的1080个接头用热像仪逐一检测,发现41个接头温度偏高,其中温度最高的是C相上部394号和下部247号两个接头。该结果与预防性试验的直流电阻相间差值相对应,故决定在停电时对该二接头进行处理。

该厂对2号机的接头焊接质量也进行了鉴定测试。该机曾经将接头全部用中频银铜焊接。发现部分质量心中无数,为此采用升温后热像仪检测,通过热像仪可以看到接头前后上下部位的最热点,同时采用压降法测电阻,从而准确找出接头焊接不良之处。

32.诊断大修中的蓄能机组定子接头焊接质量

华北电网某蓄能电站2号机组,在其投运实际运行时间累计几个月时,突然出现短路着火恶性事故,机组损坏严重。在大修中定子部分绕组接头未包扎绝缘的状态下,决定采用热像仪检测,以早期诊断接头焊接质量优劣。

该机组结构是由两套绕组组成,轮流作为发电机和电动机使用,因此它的接头型式相当复杂,大致可分为普通接头和异型接头两类,且因在大修中,故又分成未包绝缘盒的裸露接头和包有绝缘的接头两类,整个机组的接头就呈现了四大类,即绝缘普通接头、裸露普通接头、绝缘异型接头和裸露异型接头,这多种型式的接头使红外诊断难度增大。

检测时对定子绕组外施直流电流的升温,将红外热像仪置于机组轴心位置 (转子已抽出),以保证检测距离相同,使测量结果更准确;同时采用两台红外测温仪对接头的其他侧面温度进行检测,为全面获取信息,提高诊断的可靠性。

对检测结果进行分析处理,诊断出8个不良接头,经解体后发现8个接头全部显示过热,内部绝缘填料均变色,其最严重的下部155接头,它的绝缘填料不少已变成炭黑色的粉末,它的4个焊接面都呈严重虚焊状态,连接用的铜条与线棒的侧面多已不接触,线棒的侧面大部分未沾焊锡。根据诊断结果进行了修复,对修复后的接头质量又进行了红外复测,结果证明检修效果明显,原有的故障接头的表面温度都大大下降,下降幅度为4～15K,与正常接头的温度基本一样,从而证实了红外诊断的准确度。

33.准确诊断汽轮发电机定子绕组直流电阻增大的缺陷

华北电网某电厂#4 发电机系1975 年进口产品,额定电流11321A,多年运行状况良好。在1995年大修试验时,发现定子绕组直阻互差已超标,达2.13%,其中A、B两相正常,C 相直阻比1992年大1.57%,净增13μΩ。经大量检测后确认绕组3Y 分支与连接板的各个焊点均无问题,则故障缺陷已限定在定子绕组内部。

由于将绕组3Y 连接打开,对每个分支路进行测量的工作量不仅大,而且定位缺陷也很困难,恢复工作的难度更大,这样必将大大延误大修工期,故决定采取外施直流法升温,用热像仪检测诊断。

限于外加直流源的容量,绕组仅能通过约10%IN的电流,考虑当时环境温度较高,散热较小的情况是有可能检出缺陷的。经通电5h后,热像检测到该机励磁侧55 号槽上线棒、时针位置9点钟的渐伸线部分温度已显著高于其他线棒2.5K,此后可见该线棒端部与下线棒的并头部位温度也在升高,较其他端头高出2.5K,当即诊断该端头就是缺陷所在处。

对被诊断为带有缺陷的接头进行解体,发现其内部呈绝缘过热和焊锡流空状态,它的外部发现一大块焊锡瘤,经化验该焊锡熔点相当低。经重焊修复后,重测定子绕组三相直流电阻的互差已减小到0.6%,与历史正常数据相符,后又通入直流测其压降,结果也表明该相缺陷已消除。当重包绝缘后,再用热像仪复测,热像仪结果证明该故障点温升已与正常部位相同。从而避免了这台250 MW 的发电机在运行中烧毁的事故发生。

34.水轮发电机定子绕组直流电阻不平衡缺陷的确诊

甘肃某水电厂#3机定子绕组直流电阻经反复测量均为不平衡,相间误差为1.39%,而其他同型号机组该值分别为0.206%和0.368%,说明3号机存在隐形缺陷。如前所述,若用常规方法检测,不仅损伤机组,且难度大、精度差,难以满足要求。采用红外热像检测诊断,外施电流为额定值的68%,首先检测疑点最大的A2支路,其次检测A1、B2和C2支路。各支路的直流电阻值如表12-13所示。

表12-13　支路直流电阻

红外检测结果表明,除A2支路外,其他支路接头的表面温度均在平均温度±10℃温度带内,而A2支路的149～150接头表面温度比A2支路所有其他接头高40K 以上,诊断该接头存有缺陷。对该接头剥离检查,发现过热已使绝缘炭化,在6个焊头中有2个接触不良,其中1个焊头的接触电阻为其他4个头电阻平均值的18.4倍。

35.确诊汽轮发电机定子铁芯损坏程度

东北某电厂#3汽轮发电机在运行中一个螺栓掉入定子与转子的气隙中,造成定子铁芯片间多处绝缘损坏。为确诊其损坏程度,在大修前进行铁损试验,由热像监测铁芯温度。该定子铁芯内径1.1m,长3.6m,从热像上可见其上有几十处高温区,其中有10 个部位的温度至少有232℃,有5处温度超过300℃,从外观可见部分齿面磨光,最后决定该铁芯应全部更换。

36.确保定子铁芯安装质量

西北某水电厂,在#9发电机安装中,发现由4瓣组成定子铁芯的4 个合缝面,有3 个面不合格,用砂轮打磨清理后安装,为确保质量而采用红外热像检测,而不再用温度计检测。因为若采用接触式温度计检测,仅将温度计裸放在风沟中,故测出的温度值必定低于实际温度值,其检测结果可信度不高。利用热像检出了铁芯硅钢片间短路引起的发热部位,再将定子铁芯4瓣分开进行检查,证明热像检出的部位与实际的短路情况完全吻合,最终决定重新大返工修理铁芯,从而确保了机组安装质量。

37.热像检测铁芯绝缘缺陷

热像检测铁芯绝缘缺陷可无疏漏,保证汽轮机组定子铁芯大修质量。

东北电网某台10万W 汽轮发电机的定子铁芯故障停机大修,发现铁芯损坏严重,已有部分铁芯熔化造成片间短路。在大修中对缺陷部位进行反复处理,其效果如何需经在铁损试验中用热像检测来判定。

在进行热像检测中,先对铁芯轴向逐段扫描,对其中较热的部位作重点监视,及时找出过热点,及时进行处理后再检测,经再检测后再处理,直至完全排除铁芯的隐患。

38.热像检测铁芯绝缘以减少不必要的大修

东北电网某台运行16年的水轮发电机,从外观上可见其定子铁芯数处沥青绝缘外溢,为确保质量,又避免不必要的大修,首先用热像检测。红外热像结果显示外观可疑的铁芯部位,温升并不太高,仅为7.6K,说明整个铁芯绝缘仍良好,不必大修。

39.检测电机的电刷和滑环

检出某电厂#6机的电刷温度十分不均匀,环境温度为36℃,而电刷最高温度为185℃,最低温度为50℃,其间有152℃和100℃几种状况,表明各电刷的受力和分流极不合理,亟待调节达平衡。

40.指导电动机检修

某厂一台供风用的电动机故障,怀疑其定子铁芯故障,制造厂家提出返厂修理,这样做费用高且检修周期必定长。在无备用电机的情况下,为减小对生产的影响,厂内将电机抽出转子后模拟升温,采用热像仪和红外测温仪配合检测,最终准确确定了故障部位,仅用三天的时间进行小修即排除了故障,恢复了正常生产。

41.变压器内部低压引线故障诊断

东北某电厂采用红外热像仪对一台怀疑内部有故障的变压器进行了成功的诊断。该台设备油色谱检测结果认为有700℃以上的高温过热故障。用热像从上至下全面观测,结果是它的高、中、低压9支套管的温度场都基本正常,而发现中压套管引出线与母线连接的三相都有过热,经分析认定这些过热不是引起变压器内部高温过热的原因。而在变压器的中部,发现其低压侧箱体C 相的升高座下面有一过热部位,它的表面温度显著高于其他两相相同部位约10K,综合分析,初步诊断为低压绕组C相出线有过热故障。

为了进一步确诊故障,将变压器退出运行,排空变压器油,进入箱体内部检查,发现低压引线的软连接C1—X1已短路,并烧结在一处,采用绝缘隔离的方法及时消除了故障。

42.变压器内部过热故障诊断

河北电网在变电站的红外检测中,根据热图的异常,准确诊断出变压器散热器的阀门及气体继电器的油门均未打开的设备内部缺陷,及时消除变压器的事故隐患。

43.变压器套管内部过热故障诊断

某变电站#2主变压器为220kV,在负荷为额定容量一半时,红外热像检出各相套管将军帽的温度相差很大,A 相为34.7℃,B 相为86.4℃,C相为35℃,诊断B 相套管内部故障,建议停电检修。解体检修时发现B 相套管穿缆引线及穿缆头的焊接质量粗糙,有严重的脱焊现象,造成B 相套管内部过热。

44.变压器套管将军帽严重过热故障诊断

某台220kV主变压器,在其未达额定负荷时,红外检出A 相将军帽严重过热,各相的同一部位温度相差甚大,A 相高达204℃,而B与C 相的温度还不到11℃。决定停电检查,发现A 相套管穿缆引线与穿缆头的焊接深度仅为标准深度的1/3,而且在穿缆头下部已有两股引线被烧断。

45.变压器套管内部漏油故障诊断

某台220kV主变压器,油色谱分析乙炔达到4.4ppm,总烃为227.3ppm,氢为159.8ppm,运行半个月后再次跟踪色谱分析,结果是乙炔未降低,原因不明。后决定采用红外热像检测,发现220kV套管的温度三相异常,其中B 相套管上部低于其余两相的上部温度,而B 相套管的下部温度又高于A、C两相的下部,在B相套管高度2/5处有一明显的分界面。初步诊断为B相套管缺油,明显的界面即是套管的油面,它与油枕油面相同,说明该套管已与主变压器油箱联通,它的油已漏到油箱中了。经停电检修,发现B 相套管下部的密封垫已损坏,导致漏油,经更换后为套管补充油达20kg;另外,查出其发热原因系由于油气界面局部放电引起。

46.变压器套管内部缺油故障诊断

西北某电厂110kV变压器套管,在1995 年7月检测到B 相套管本体温度低于其他两相温度约达6K。分析该设备运行历史,它曾在同年4 月,为检修其低压侧分接开关而放过油,故初步诊断该相套管存在缺油的缺陷,应安排计划检修。必须检修的依据是,若因套管充油时忘记排气的话,套管内存有气体,气体的临界场强为25～30kV/cm,而变压器油的临界场强可达空气的1～8倍,所以缺油的套管内部绝缘强度的安全系数大大下降,必须尽早补足绝缘油。

47.变压器套管内部严重渗漏油故障诊断

东北电网某供电局在一次对变电所的红外热像检测中,检出一台主变压器的220kV电容式套管缺2/5的油。在分析中发现,该套管在此前的两个月进行油色谱分析,其乙炔含量已达到4.4ppm,而追查更早一个月的油色谱分析结果,其中未含乙炔。据上述综合诊断,该套管是在近期出现的严重漏渗油缺陷,决定尽快安排检修。

48.变压器套管内部严重缺油故障诊断

华北地区某局在1994年进行红外检测时,发现某台变压器110kV电容套管油位计显示油位正常,但热像显示该套管严重缺油。经停电检查证实热像诊断结果完全正确,油位计显示为假象,消除了一起事故隐患。

49.变压器套管将军帽漏油冒烟故障诊断

西北地区某电厂的一台主变压器110kV电容套管,在1994年8月热像检出它的B 相将军帽顶部温度高达115℃,但未能引起重视而及时进行处理。两个月后红外跟踪检测,该处温度已上升到172℃,而厂方仍未予以及时处理,自此一个月后该相将军帽处漏油、冒烟,致使主变压器被迫停运。经检修后投运,红外复测该相原故障处的温度已达正常值。

50.变压器套管内部接头焊接不良故障诊断

西北电网某局的变电站2号主变压器额定电压为330kV,在1995年7 月红外检出其110kVB 相套管将军帽温度达113℃,而其余两相的温度仅为32.7℃和35℃,当时环境温度为27℃,变压器的负荷仅为额定值的一半。考虑当负荷增大后,该过热处的温度还要进一步升高,很可能引起事故,故决定加强监测并安排计划检修;检修时发现,该相过热原因是引线内部接头焊接不良引起,虚焊是属产品制造工艺不良。

51.变压器套管穿缆脱焊故障诊断

东北地区某电业局在1995年8月的红外检测中,发现一变电所的2号变压器60kVB相套管将军帽发热达86℃,其他两相为35℃,气温24℃,经停电解体检查,发现其穿缆已脱焊造成内部接触不良。

52.变压器套管将军帽螺丝未拧紧故障诊断

华东电网某电业局在1994年11月对一变电站主变压器的红外检测中,发现其B相中压20kV套管接头温度约为60～70℃,当时环境温度为15℃,决定停电检查,解体后发现B 相套管将军帽内部的并紧螺丝未拧紧,造成接触不良而过热,已出现轻微的熔焊现象。

53.变压器套管将军帽与接头接触不良故障诊断

西北电网某变电所的2 号主变压器,电压为330kV,额定容量为240 MVA。在1996 年5 月的红外热像检测时发现,其中压110kVA、C两相套管顶部将军帽处发热,分别为85℃和104℃,而B相仅为23.5℃,变压器负荷为额定值的1/3,诊断意见是停电检修。检修时发现异常相的将军帽表面油漆已因过热而全部剥离,解体后又见将军帽与引线接头的联结螺纹已有烧伤之处。分析过热原因系由于将军帽与接头的联结螺纹公差过大,造成二者接触不良而引起。从对变压器中压绕组在事故处理前后的直流电阻测量结果中,可以证明这点。如表12-14所示。

表12-14　中压绕组直流电阻与互差

54.断路器中间触头过热故障诊断

南方地区某发电厂升压站的一台220kV断路器,红外热像检测出其中一相的中间触头过热,它在开关外部的相间温差已达30K 以上,推测该相内部的触头温度要超过90℃。解体检修时,发现中间触头有严重烧伤,其梅花触头均已被烧熔。

55.断路器本体发热故障诊断

西北地区某变电站的一台DW3—110G 多油断路器,当负荷为额定值的60%时,热像检出B 相本体温升达20K。后经解体,发现B相线路侧动静触头严重烧伤,消弧室内提升杆烧伤,固定动触头绝缘套翻卷,消弧室下喷弧口变色。

造成多油开关本体发热的主要原因是固定动触头的绝缘纸套已经老化,强度下降,当开关每动作一次时,绝缘套就翻卷一次,这将导致触头压力下降,使行程逐渐缩短而使触头放电,产生大量热。

56.断路器本体温升不同的故障诊断

西北电网某水电厂在进行红外热像检测时,时值12月,气温低,但一台DW3—110G多油断路器的本体温升不同,各相温升分别为A相2.4K,B相1.9K,C相为4.9K,查其当年3月份的开关试验记录,各相触头的直流电阻也很不同,表现了本体温升与触头直流电阻有一定的对应关系。如表12-15所示。

57.断路器三相温度差异的诊断

华北电网某变电站在进行红外检测时,发现少油断路器三相温度有明显差异,C 相最低,A 相为25.4℃,B相为28.6℃。由于时值预试停电,在停电后,预试前,当即测出直流电阻,结果说明红外测温结果与开关触头电阻有一定的对应关系。如表12-16所示。

58.断路器静触头过热故障诊断

南方某局在1994年8月发现一变电站211号断路器A 相母线侧静触头过热,其外部相间温差已达25K,后停电检修,解体后发现该相铝帽内静触头与支持座间的接触面因高温而碳化发黑,静触头的紧固螺丝也已烧熔。

表12-15　断路器本体温升与触头直流电阻的对应关系

表12-16　红外测温结果与开关触头电阻的对应关系

59.断路器整个上帽发热故障诊断

华中电网的某变电站,在红外检测后发现2号少油断路器热像异常,它的A 相南柱北断口整个上帽发热,温度为87℃,而正常相的相同部位仅为19℃。从热像分析,高温区处于静触头所在部位,而上帽外部的接头处温度较低,从而可确诊上帽过热系由其内部接触不良引起。从开关内部结构分析,其内部发热的部位是三个电气连接,即上帽与支持座之间、支持座与静触头之间、动静触头之间,根据传热途径分析,三处热源所造成的温度场,其均匀度是有差异的,即前者形成的温度场不均匀度明显,而后两者形成的温度场应是比较均匀的。停电解体检修前,测得该相断口接触电阻是6550μΩ,而正常值为126μΩ;解体开关后,可见灭弧室玻璃钢筒上部因过热而由黄变黑,支持座与静触头上部电气连接面已被严重碳化发黑的油污所覆盖,清除油污后可见到两接触面均被烧蚀,此现象表明发热部位的温度至少在200℃以上,而被烧蚀的接触面部位温度应超过500℃,而断口的其他电气连接部位没有发现过热痕迹。由于该断路器的内部故障被及时确诊、及时停运检修,避免了一起可能发生的爆炸停机事故。

60.断路器内部绝缘受潮故障诊断

华北电网某变电站,红外检测时发现一台35kV开关的套管温度分布异常,时值冬季环境温度很低,套管上部温度近于0℃,而其中部发热达14℃。后经停电解体检查,该套管系制造时工艺不良,内部有积水,在运行中积水沿瓷套壁渗透,造成局部绝缘严重受潮而发热。

61.电压互感器内部温度异常故障诊断

某变电站一台电压互感器,红外成像时发现它的A 相比相邻B相高2.36℃。停电后测试其空载损耗,结果是温度较高的A 相是温度较低的B相空载损耗的3 倍,说明铁损是造成温度升高的原因。

62.电压互感器内部故障诊断

两台铁损基本相同的35kV电压互感器,试验证明:tanδ大的其箱体温度也高,反之亦然,即箱体温度与tanδ有着显著的对应关系,如表12-17所示。

63.电压互感器本体温升故障诊断

两台tanδ 相同的110kV电磁式电压互感器,励磁回路有严重问题的互感器,它的温升比另一台正常互感器的温升高403K。说明互感器本体的温升与其铁损大小有显著对应关系。

表12-17　箱体温度与tanδ的对应关系

64.电容式电压互感器内部故障诊断

华北电网某变电站,一台220kV母线电容式电压互感器,经红外热像检测发现其C 相上节电容瓷套有局部过热点,当时环境温度为2℃,该处温度为16℃,又做电气试验,结果表明其介质损耗因数严重超标 (tanδ 为6.4%),决定立即停电更换。对该电容经解体检查,发现其内部电容芯子至引线端子的铜带已断裂,在断裂处放电造成局部过热,内部绝缘油因过热已发黑。此隐患因红外检测得以及时发现,避免了不堪设想的后果。

65.电容式电压互感器的中间变压器绕组局部短路故障诊断

华东电网某变电站,热像检出一台电容式电压互感器外部铁壳温度达60℃,而相同型号的设备在其相同部位的温度与环境温度接近,决定停电进行空载试验。空载试验结果说明该互感器的中间变压器部分存在绕组匝间或层间短路缺陷,最后诊断意见是退出运行,更换新设备。更换后的设备经过两个月运行后,再进行热像检测时,又发现新换设备铁外壳温度较其他正常相比,又高出7～8℃,加强监测至两天后,该互感器出现无电压故障,经电气试验复测证明仍是中间变压器存在绕组局部短路,故再次更换。

66.电容式电压互感器的中间变压器故障诊断

华北电网某500kV变电站,在1994 年12 月用红外热像检测,查出一台电容式电压互感器的B相中间变压器过热,温度为13.6℃,而另两相的同部位温度仅为8℃,温差达5K 以上,诊断该B相中间变压器存有内部缺陷,应适时安排检修。但由于未能引起有关部门的重视,造成缺陷继续发展,在半年后即1995年6月,该设备在运行中出现保护动作,指示“电压故障”,B 相失压,但开口三角有电压,说明一次设备存在故障,并能明确鉴别出故障部位不在电容部分,应在中间变压器。后退出并解体,发现其中间变压器绕组已过热烧断,内部绝缘油已过热变成黑色。

67.电容式电压互感器内部电容器故障诊断

华北电网某大型电厂,运行中发现一台电压500kV的电容式电压互感器的二次电压差过大,达10%以上,其中B 相二次电压为66V,而A、C两相电压正常,为59 V 左右,致使距离保护退出。在其他手段无法确诊该设备何处故障的情况下,决定采用红外热像检测,检测结果如表12-18所示。

表12-18　红外热像检测结果　单位:℃

注 表中电容序数为从下至上。

依据该设备三相共12 节电容温度场的比较,处于正常状态的最高温度均在7～8.6℃之间,而B相第一节电容的最高温度已达11.8℃,超出正常值3K 以上,若以温升相比超出的相对比率更大,考虑该相二次电压变化大的情况,说明该相一次电容值变化较大,存在内部缺陷,应尽早退出运行并更换第一节电容,并要求对C 相的第二节电容注意监测其发展趋势。根据诊断结果,该相电容返回制造厂进行解体检修,发现其电容值因内部故障已发生了大于10%的变化。

68.电流互感器过热故障诊断

西北某变电站在1989年冬季检出电流互感器3502的A 相接头温度已达121℃,它的上帽发热也很严重,而邻相B的接头温度才只有1℃,又经取油进行色谱分析,结果表明乙烯和二氧化碳含量均比较高,说明固体绝缘纸已有过热,决定退出运行。经解体检查,发现其内部螺栓呈松动状态,螺栓连接片及一次线圈的接头均已过热变色,外包纸绝缘颜色变深已脆化,油也已开始变色。

69.电流互感器连接部分故障诊断

某电业局在对一次设备进行红外检测时,发现某变电站的一台电流互感器,在其负荷很小的情况下,C相连接处的温度高出邻相12K,经停电解体发现该连接用螺钉已受热变色;后又多次检出电流互感器连接部分过热均因螺钉存在问题引起,故决定将红外检测和电气直流电阻检测两种手段结合应用,要求经处理的接头要测试它的直流电阻,并对有关设备要建立红外热像档案。

70.电流互感器并沟线夹过热故障诊断

某台电流互感器输出端引下线使用并沟线夹,热像检测发现其温升达55K,超过国标规定值40K(螺栓紧固、无镀层的铜或铝接触连接,在空气中的最大温升为40K),决定该线夹停运并检查,发现并沟线夹内一侧沟内已严重过热烧坏,熔焊了很多铝粒,由于导流仅靠这些铝粒,接触电阻必然很大。最初引起过热的原因是由导线不等径,紧固的螺栓没有紧固到位致使压盖没压紧造成。

71.电流互感器设备线夹过热故障诊断

某台电流互感器与导线连接的设备线夹,红外检测发现其已过热,温升64K,停电检查发现线夹内的LGJQ—185钢芯铝绞线已有14根铝线熔断,熔后的滴状铝块焊在线夹槽内,导线钢芯外露,负荷电流靠槽内的熔化铝导通,致使线夹上方长9m的导线全部过热,其机械强度大大降低,稍有外力袭来就可能断线。

72.电流互感器握手线夹松动故障诊断

华东电网某电业局红外检出一台电流互感器的A 相一次接头为40℃,其他两相只是10℃,当时负荷低,虽然温度并不太高,但相间温差较大,诊断其内部可能存在缺陷。经开盖检查,发现A 相内部引出线握手线夹处明显松动,用手即可拧下螺丝,是制造厂家的工艺问题。

73.电流互感器顶帽过热故障诊断

华东电网在红外检测时,发现一台电流互感器其中两相顶帽温升高达52.3℃和47.6℃。后经停电解体检查,发现互感器内部接头已因过热变色,一次导电杆间的绝缘隔板烧黑烧穿,过热原因是由于一次导电杆内部接触不良造成。

74.电流互感器顶帽、本体等过热故障诊断

华北电网某电厂在红外普测时,发现升压站一台500kV电流互感器的边相顶帽、本体和下部铁壳温度均比其他两相高约1～3K,尤以下部铁壳温度显得更高些,其次是顶帽和本体,经过两个月再次跟踪红外检测,温度差异依然存在。为查明原因,首先取油进行检测,未见异常,后在预试中对本体测介质损耗因数,结果虽未超标,但仍偏大。由于该设备没有备品,故仍在运行中,采取了加强监测的措施。

75.避雷器受潮故障诊断

华北电网一座220kV变电站,红外普测时发现某台母线避雷器的热场分布异常,一改正常分布的温度均匀状态,变成中部温度高,两端温度低的分布状态,上端和下端分别接近0℃,而中部为7.06℃。为确诊又进行带电测试它的电导电流,结果是560μA,而在4个月前测试的电导电流值仅为105μA。继续跟踪测试,一天后又升至756μA,故决定紧急停运检测,发现它的绝缘电阻已下降为15 MΩ,1　mA 的直流压降为18kV,说明该台避雷器已严重受潮。由于红外热像监测,及时发现了事故隐患,避免了一次爆炸。

76.磁吹避雷器下节受潮故障的诊断

山东某电厂升压站一台220kV磁吹避雷器,其红外热像异常,当晚环境温度为1℃,正常相的最高温度为3.4℃,而异常相的最高温度为6.9℃,相间温差达3.5K,且其本体温度分布呈异常状态,它的下节温度比上节温度要高。采用带电检测电导电流法,测出电导电流值已大大增加,从三个月前的100μA 升至900μA,继续跟踪检测,第二天的电导电流又升到1100μA,决定停电试验。试验结果也完全证明该避雷器的下节已严重受潮失效。

77.金属氧化物避雷器内部受潮故障诊断

山东某电厂红外检出一台220kV金属氧化物避雷器热像异常,其正常相的最高温度为25.6℃,而异常相的温度分布十分不匀,其上、下节的温差很大,上节温度低,下节温度显著高,但最低的温度也达26℃,仍比正常相最高温度要高,而其下节的高温已达28℃,比正常相高出2.4K。经带电测试,其异常相的阻性电流峰值达476μA,诊断为内部受潮,及时退出运行。

78.金属氧化物避雷器内部故障诊断

华北电网一座500kV变电站,在1994年7月应用红外热像检测500kV金属氧化物避雷器,结果证明热像可鲜明显示它们是否正常。

正常的500kV金属氧化物避雷器,热场温度分布均匀,温差很小,约为1K,且每相最下节温度稍偏低。

因缺陷失效的同型号避雷器,它经电气试验证明就要在近日停电更换,系瑞典ASEA 产品,其阻性电流为800μA,1　mA 下的标称电压大大降低,它的热像显示温度场极不均匀,温差已达3K,其最低温度比正常相的最高温度还高约1～1.5K。

79.金属氧化物避雷器劣化故障诊断

华北电网某500kV变电站,在一次对500kV金属氧化物避雷器的精密检测中,对阻性电流为200～300μA 的一组三相进行了热成像,结果显示温度场分布均匀,每相本体温差小,约小于等于1K,其每相的温度分布规律是呈上、下两端稍偏低、中部稍偏高的状态。而对同型号的另一组避雷器也进行了热成像,该三相设备已有一定劣化缺陷,它们的标称电压在此前一年多的时候已经都被发现降低了。检出的热像特征是每相高、低温差较大,温差值在1.6～2.2K 左右,各相的最低温比正常相的最高温还高,其最高温比正常相的高出2.6K,从而证明避雷器本体温度不均匀度与其内部缺陷的大小成一定的比例关系。

MOA 正常与异常温度分布如表12-19 和表12-20所示。

80.磁吹避雷器严重受潮故障诊断

华中电网红外检测中,发现某变电站#2主变压器220kV出口磁吹避雷器,其B 相上节温度偏高达33℃,其下节温度与环境温度相近为9℃,温度场分布极不均匀,决定紧急停电检查。结果发现该相上节防爆玻璃已出现裂纹,试验检测出直流电导电流在6kV时已达1　mA,说明该节避雷器内部已严重受潮,而其下节的直流电导电流在110kV时只为330μA,说明下节可正常使用。

表12-19　正常金属氧化物避雷器温度分布示例　单位:℃

表12-20　劣化金属氧化物避雷器温度分布示例　单位:℃

81.电力电容器内部元件短路故障诊断

如东北电网检出一台型号为YY10.5—1 的电容器,其箱体温度比邻近的正常电容器同部位要高0.9K,将该电容退出后加压测其电容量,结果表明它的电容增大16.5%,说明该电容器内部的元件已有部分短路击穿,不仅造成电容量变大,且短路发热使整体温度升高;另一台电容器检出它的出线端过热,经查是由于固定螺钉未拧紧造成接触不良而引起的。前者箱体温度高的被退出运行予以检修,后者经停电处理即可继续运行。

82.耦合电容器缺油故障诊断

东北地区某变电站一台220kV耦合电容器,经红外检出其B相上节缺油并发热,各相温度TA为28.2℃,TB为34.1℃,TC为28.2℃,停电后检测电容值,结果B 相上节电容比标称值减少7.6%,已超出标准要求。其发热原因是内部故障短路放电造成。

83.耦合电容器内部故障诊断

某台220kV耦合电容器其两相的tanδ 不同,热像检出的温度也不同,它们与正常相比较结果列于表12-21中。

其中B、C 相上节的tanδ 均已超过规程注意值,尤其B相上节介质损耗因数有逐年增长的趋势,必须引起注意,要跟踪检测。

84.耦合电容器tanδ与温度场关系进行诊断

华北电网某热电厂,在1994年对220kV耦合电容器进行热像精密检测,结果说明耦合电容器的介质损耗因数与其温度场分布有着相当密切的关系。该三相电容在1980 年投运,当时的tanδ 为0.2%,以后多年预试均合格,后发现A 相上节的tanδ增大到0.4%～0.5%,其他均较稳定。热像结果显示耦合电容器的温度分布规律:介质损耗因数稳定的电容器,上节温度偏低,下节温度偏高;而上节电容tanδ增大的A 相,其温度场分布发生了颠倒,表现为上节温度高而下节温度低的现象,且其最低温度也高于B、C 两相,最高温度的分布在本体占面积也大得多,说明tanδ 大的产生了热量也多,致使热面积大且温度高。

表12-21　耦合电容器测量结果

85.耦合电容器故障诊断

南方某发电厂,在1995年检测220kV出线耦合电容器时,发现B 相上节温度高,比正常相运行高达9K,经停电试验,结果证明其介质损耗因数已上升10倍,已超出标准规定。

86.耦合电容器整体过热故障诊断

南方某供电局于1994年7月检出某变电站线路耦合电容器B 相整体过热,与正常相比已高出5K,停电作tanδ检测,结果是tanδ=2.8%,已经大大超出标准,及时进行了更换处理。

87.耦合电容器内部缺陷诊断

华中电网一供电局在1993 年8 月对变电站110kV耦合电容器进行红外检测,发现A 相温度为40.6℃,而B、C 两相均为35.5℃,相间温差5K 以上,诊断为A 相内部有缺陷。然后退出运行进行检测,说明该相电容器tanδ已超标。

88.电缆头整体发热故障诊断

某省局用热像检出一变电站内电缆头B相整体发热,比邻相高1.5K。半个月后停电试验,B相整体绝缘电阻已下降到2000MΩ,当天打开电缆头底部的放油阀,放出约20mL 的水。经数日后对此电缆进行停电处理,发现其顶部密封圈已有破损,这是造成进水受潮而发热的原因。经检修,投运一个月后进行红外复测,该电缆头已无异常发热。

89.电缆头内部故障诊断

华北地区某电业局在1993年3月5日测出某站一电缆头温度达83℃,与其他正常相比较温度高78K,诊断为缆头内部故障,应立即处理。但因故拖延,欲在3月9日停电检修,而该缆头在3月8日14时55分过热爆炸,造成开关柜严重受损。

90.电缆头内部过热故障诊断

华中某电厂1995年5月热像发现一台循环水泵用6kV电缆头C 相根部严重发热,温度高达137℃,决定立即倒负荷处理。解体后发现缆头内部铝管压接处有严重过热现象。

91.线路绝缘子故障诊断

华北电网500kV某输电线路541 号耐张塔,在1996年10 月采用焦平面热像仪 (PM250 型)进行检测,结果发现该塔大号侧B 相内侧串第25片绝缘子铁帽温度明显高于相邻上下片绝缘子,比外侧串相同位置绝缘子铁帽高1.1K,诊断该片绝缘子存在缺陷,为低值绝缘子;经停电检测其绝缘电阻,阻值为23 MΩ,证明红外热像诊断无误。在1997年5月停电检修时予以更换,该绝缘子型号为XP—21。

92.线路导线接头缺陷诊断

华北电网某输电线路,由于施工工艺不当,造成导线接头质量不良,存在缺陷,曾在1990年采用车载热像仪检测了靠近公路的三基铁塔的三处接头,在环境温度为14℃,负荷30%的情况下,检出表12-22所示的结果。

93.穿墙套管涡流过热故障诊断

华北某电厂10kV穿墙套管经热像检出过热,检查原因时发现该套管的支撑板三孔之间没开缝隔离,造成涡流过热。

94.封闭母线过热故障诊断

华北电网某电厂在1990年时怀疑其2号机的封闭分段连接母线有过热缺陷,但常规方法无法检出和准确定位。后采用热像检测,查出B 相出口套筒过热最重,墙内侧A、B两相均有过热,且A相尤为严重。立即停机解体检查,发现出口处B相母线软连接显著过热,需将26支全部更换,出口处B相套筒绝缘垫圈已过热脆裂,在其上方近发电机侧有一明显烧灼痕迹,说明运行中发生过短路,墙内侧A 相软连接有7支,B 相有1支过热,完全证明热像诊断结果准确无误。

表12-22　测试结果

95.阻波器内避雷器过热故障诊断

河北某电业局检出一台阻波器内的避雷器过热。该避雷器用于保护谐振电容器不受过电压危害,正常运行时两端电压低,无过热现象,当其过热时说明已被损坏,成为电感线圈的一个并联电阻而发热,应予以更换。

96.隔离开关触头过热故障诊断

热像检出某隔离开关的主触头温升达58K,已大大超过国标有关规定,即触头最大允许温升为35K。经停电检查,过热原因是在于封闭在导电罩内的上、中、下三对触指没有垂直在一个平面上,只有中间一对触指接触上了,而其触指的拉紧弹簧因过热而退火,已失去弹性,上、下两对触指没有接触,故触头接触十分不良引起了发热过量,又加上导电罩封闭使散热很差,如此恶性循环而招致触头过热而使部件失效。

97.隔离开关故障诊断

华北电网某电厂1990年热像检出某变电站隔离开关2224—2 C相触头温度达66.9℃,A 相仅为30.1℃,后经停电检测C 相接触电阻27.3μΩ,A相为14.2μΩ,结果证明触头的温度与其接触电阻值有很好的对应。

98.内蒙红外诊断消缺效果统计

从1993年起,内蒙某电业局在每年春检前对所辖主要变电站进行红外定点跟踪检测,对检出的热缺陷均及时进行记录并处理。由1993～1996年4年的统计结果可知,电力设备的热缺陷呈逐年下降规律,检修效率和质量显著提高。

在进行红外诊断工作中,他们对红外检测出的热缺陷认真分析、综合判断,根据不同的热缺陷类型,分别采取加强监视、安排计划检修或立即停电等不同处理方式,从而作到既优化安排检修计划,又可及时停电消缺,避免了缺陷扩大或事故的发生,提高了电网运行的稳定性和可靠性,使在3年的时间里缺陷数量平均下降了一半,如表12-23所示。

表12-23　1993～1996年红外检出缺陷统计

99.河北红外诊断消缺效果统计

河北某电业局自1993年起,将红外检测定为电力设备检修前必做的准备工作,切实将“应修必修、修必修好”的方针落实,为转变单纯以时间为基础的设备维修制度成为以状态监测为基础的设备维修制度。在1993到1996年度的4年中,红外诊断出的缺陷数量从1993年度的566处下降到1996年度的378处,4年中缺陷数量减少1/3。

图1215　红外诊断消缺实效

100.甘肃红外诊断消缺效果统计

甘肃某变电站应用热像诊断指导检修,取得显著实效,从1988年度到1991年度发现的热缺陷数量呈递减趋势,如图12-15所示。

附录　带电设备红外诊断应用规范(DL/T 664—2008)(摘要)

1 范围

本标准给出了使用红外热像仪检测带电设备的方法、仪器要求、仪器适用范围、缺陷的判断依据及红外数据的管理规定等,使用红外测温仪 (点温仪)可参照本规范执行。

本标准适用于具有电流、电压致热效应或其他致热效应的各电压等级设备,包括电机、变压器、电抗器、断路器、隔离开关、互感器、套管、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、绝缘子、组合电器、低压电器及二次回路等。

2 规范性引用文件

略。

3 术语和定义

略。

4 现场检测要求

4.1 人员要求

红外检测属于设备带电检测,检测人员应具备如下条件:

a)熟悉红外诊断技术的基本原理和诊断程序,了解红外热像仪的工作原理、技术参数和性能,掌握热像仪的操作程序和使用方法。

b)了解被检测设备的结构特点、工作原理、运行状况和导致设备故障的基本因素。

c)熟悉本标准,接受过红外热像检测技术培训,并经相关机构培训合格。

d)具有一定的现场工作经验,熟悉并能严格遵守电力生产和工作现场的有关安全管理规定。

4.2 安全要求

a)应严格执行DL 408和DL 409。

b)应严格执行发电厂、变 (配)电站及线路巡视的要求。

c)应有专人监护,监护人在检测期间应始终行使监护职责,不得擅离岗位或兼任其他工作。

4.3 检测环境条件要求

4.3.1 一般检测要求

a)被检设备是带电运行设备,应尽量避开视线中的封闭遮挡物,如门和盖板等;

b)环境温度一般不低于5℃,相对湿度一般不大于85%;天气以阴天、多云为宜,夜间图像质量为佳;不应在雷、雨、雾、雪等气象条件下进行,检测时风速一般不大于5m/s,现场观察可参照附录D;

c)户外晴天要避开阳光直接照射或反射进入仪器镜头,在室内或晚上检测应避开灯光的直射,宜闭灯检测;

d)检测电流致热型设备,最好在高峰负荷下进行。否则,一般应在不低于30%的额定负荷下进行,同时应充分考虑小负荷电流对测试结果的影响。

4.3.2 精确检测要求

除满足一般检测的环境要求外,还满足以下要求:

a)风速一般不大于0.5m/s;

b)设备通电时间不小于6h,最好在24h以上;

c)检测期间天气为阴天、夜间或晴天日落2h后:

d)被检测设备周围应具有均衡的背景辐射,应尽量避开附近热辐射源的干扰,某些设备被检测时还应避开人体热源等的红外辐射;

e)避开强电磁场,防止强电磁场影响红外热像仪的正常工作。

4.3.3 飞机巡线检测基本要求

除满足一般检测的环境要求和飞机适行的要求外,还满足以下要求:

a)禁止夜航巡线,禁止在变电站和发电厂等上方飞行;

b)飞机飞行于线路的斜上方并保证有足够的安全距离,巡航速度以50km/h～60km/h为宜;

c)红外热成像仪应安装在专用的带陀螺稳定系统的吊舱内。

4.4 检测仪器要求

4.4.1 便携式红外热像仪

能满足精确检测的要求,测量精度和测温范围满足现场测试要求,性能指标较高,具有较高的温度分辨率及空间分辨率,具有大气条件的修正模型,操作简便,图像清晰、稳定,有目镜取景器,分析软件功能丰富,具体可参见附录F。

4.4.2 手持 (枪)式红外热像仪

能满足一般检测的要求,有最高点温度自动跟踪,采用LCD 显示屏,可无取景器,操作简单,仪器轻便,图像比较清晰、稳定,具体可参见附录G。

4.4.3 线路适用型红外热像仪

满足红外热像仪的基本功能要求,配备有中、长焦距镜头,空间分辨率达到使用要求。

当采用飞机巡线检测时,红外热成像仪应具备普通宽视野镜头和远距离窄视野镜头,并且可由检测人员根据要求方便切换。

4.4.4 在线型热像仪

将热像探头固定在被检测设备附近,进行在线测试,并将信号反馈到主控系统。要求有外部供电接口,连续稳定工作时间长,并能满足全天候的环境使用条件,其信号和接口可根据系统要求定制,具体可参见附录H。

5 现场操作方法

5.1 一般检测

仪器在开机后需进行内部温度校准,待图像稳定后即可开始工作。

一般先远距离对所有被测设备进行全面扫描,发现有异常后,再有针对性地近距离对异常部位和重点被测设备进行准确检测。

仪器的色标温度量程宜设置在环境温度加10K～20K 左右的温升范围。

有伪彩色显示功能的仪器,宜选择彩色显示方式,调节图像使其具有清晰的温度层次显示,并结合数值测温手段,如热点跟踪、区域温度跟踪等手段进行检测。

应充分利用仪器的有关功能,如图像平均、自动跟踪等,以达到最佳检测效果。

环境温度发生较大变化时,应对仪器重新进行内部温度校准,校准方法按仪器的说明书进行。

作为一般检测,被测设备的辐射率一般取0.9左右。

5.2 精确检测

检测温升所用的环境温度参照体应尽可能选择与被测设备类似的物体,且最好能在同一方向或同一视场中选择。

在安全距离允许的条件下,红外仪器宜尽量靠近被测设备,使被测设备 (或目标)尽量充满整个仪器的视场,以提高仪器对被测设备表面细节的分辨能力及测温准确度,必要时,可使用中、长焦距镜头。线路检测一般需使用中、长焦距镜头。

为了准确测温或方便跟踪,应事先设定几个不同的方向和角度,确定最佳检测位置,并可做上标记,以供今后的复测用,提高互比性和工作效率。

正确选择被测设备的辐射率,特别要考虑金属材料表面氧化对选取辐射率的影响,辐射率选取具体可参见附录E。

将大气温度、相对湿度、测量距离等补偿参数输入,进行必要修正,并选择适当的测温范围。

记录被检设备的实际负荷电流、额定电流、运

行电压,被检物体温度及环境参照体的温度值。

6 仪器管理和校验

6.1 仪器配置

目前在用的红外仪器主要包括制冷型和非制冷型焦平面热像仪、光机扫描型红外热像仪、红外热电视、红外测温仪四类,其中普遍使用的是便携式和手持式非制冷型焦平面热像仪。红外仪器的选择和配置,应根据单位的设备运行检修管理模式、设备电压等级、管理范围和系统规模,以及诊断检测要求等实际情况确定。

6.2 仪器管理

仪器应有专人负责保管,有完善的使用管理规定。

仪器档案资料完整,具有出厂校验报告、合格证、使用说明、质保书和操作手册等。

仪器存放应有防湿措施和干燥措施,使用环境条件、运输中的冲击和震动应符合厂家技术条件的要求。

仪器不得擅自拆卸,有故障时须到仪器厂家或厂家指定的维修点进行维修。

仪器应定期进行保养,包括通电检查、电池充放电、存储卡存储处理、镜头的检查等,以保证仪器及附件处于完好状态。

6.3 红外热像仪的校验

6.3.1 校验的基本项目及周期

红外热像仪的校验项目、校验周期、校验方法见表1。

表1　红外热像仪的校验项目、校验周期、校验方法

6.3.2 校验基本方法

6.3.2.1 噪声等效温差 (NETD)

在观察低空间频率的标准四杆靶的情况下,当其视频信号的信噪比 (S/N)为1 时,观察人员可以分辨的最小目标即目标与背景之间的等效温差。

6.3.2.2 准确度

黑体源设置在0℃～300℃之间的若干个温度值,测温距离为2m～3m 的情况下进行。调节被测仪器至最佳状态,测取温度值,记录实际温度与测量温度,计算温度的偏差,应满足测温的准确度。

当t2＜100℃时,按公式 (2)计算

当t2≥100℃时,按公式 (3)计算

式中:θ——准确度;

t1——已知标准黑体温度,℃;

t2——热像仪测温读数,℃。

6.3.2.3 连续稳定工作时间

红外仪器多次测量同一温度的黑体源,温度设定在0℃～50℃之间,在2h～4h,每15min测量一次,不操作热像仪,只读取数据,计算温度的偏差,应满足测温准确度的要求。

6.3.2.4 环境影响评价

将仪器放入40℃的恒温箱中1h,待其稳定后,拿到室温 (一般可取23℃±5℃)环境中进行温度测量,开启热像仪,15min后测量黑体温度一次,间隔15min测量第二次。将仪器放入0℃的恒温箱(或冰箱0℃)中1h,待其稳定后,重复上面过程,计算各次测温偏差,满足测温准确度。

6.3.2.5 测温一致性

红外仪器距离面体源1m 测量环境温度下的黑体温度,将黑体源分四个区域,每个区域取2～3点记录温度,计算偏差,应满足测温准确度。

6.3.2.6 图像质量评价

在进行NETD 测量中,观察四杆靶2min,评判项目有:清晰度,灰度级,靶的几何失真,图像干扰和彩色满意度五项。

6.3.3 校验实验室的基本要求

6.3.3.1 环境要求

实验室室内照明应使图像质量不得受到明显的影响,温度为23℃±5℃;相对湿度为40%～80%,达到清洁要求。

6.3.3.2 检测仪器要求

精密低温面黑体:温度范围为0℃～50℃(100mm×100mm 面阵);温度均匀性为±0.05℃;准确度为±0.03℃;辐射率为0.97±0.02;稳定度为±0.05℃。

腔式低温精密黑体:温度范围为0℃～100℃;准确度为±0.2℃;辐射率为0.99±0.01;稳定度为±0.05℃。

腔式中温精密黑体:温度范围为50℃～1050℃;准确度为±0.6℃或±0.2%(取绝对值大者);辐射率为0.99±0.01;稳定度为±0.1℃。

准直光管 (平行光管):焦距至少大于被测热像仪所用镜头焦距的3倍,通光口径大于热像仪接受口径的准直镜,产生平行光束来模拟无穷远处的红外辐射。

光学平台、靶标切换系统、高分辨率监视器、计算机及信号采集处理系统等设备。

7 红外检测周期

检测周期应根据电气设备在电力系统中的作用及重要性,并参照设备的电压等级、负荷电流、投运时间、设备状况等决定。电气设备红外检测管理及检测原始记录、检测报告可按附录I的要求。

7.1 变 (配)电设备的检测

正常运行变 (配)电设备的检测应遵循检修和预试前普查、高温高负荷等情况下的特殊巡测相结合的原则。一般220kV及以上交 (直)流变电站每年不少于两次,其中一次可在大负荷前,另一次可在停电检修及预试前,以便使查出的缺陷在检修中能够得到及时处理,避免重复停电。

110kV及以下重要变 (配)电站每年检测一次。

对于运行环境差、陈旧或有缺陷的设备,大负荷运行期间、系统运行方式改变且设备负荷突然增加等情况下,需对电气设备增加检测次数。

新建、改扩建或大修后的电气设备,应在投运带负荷后不超过1个月内 (但至少在24h以后)进行一次检测,并建议对变压器、断路器、套管、避雷器、电压互感器、电流互感器、电缆终端等进行精确检测,对原始数据及图像进行存档。

建议每年对330kV及以上变压器、套管、避雷器、电容式电压互感器、电流互感器、电缆头等电压致热型设备进行一次精确检测,做好记录,必要时将测试数据及图像存入红外数据库,进行动态管理。有条件的单位可开展220kV及以下设备的精确检测并建立图库。

7.2 输电线路的检测

输电线路的检测一般在大负荷前进行。对正常运行的500kV及以上架空线路和重要的220 (330)kV架空线路接续金具,每年宜检测一次;110kV线路和其他的220 (330)kV线路,可每两年进行一次。

新投产和做相关大修后的线路,应在投运带负荷后不超过1个月内 (但至少24h以后)进行一次检测。

对于线路上的瓷绝缘子及合成绝缘子,有条件和经验的也可进行检测。

对正常运行的电缆线路设备,主要是电缆终端,110kV及以上电缆每年不少于两次;35kV及以下电缆每年至少一次。

对重负荷线路,运行环境差时应适当缩短检测周期;重大事件、重大节日、重要负荷以及设备负荷突然增加等特殊情况应增加检测次数。

7.3 旋转电机的检测

旋转电机运行中的检测主要包括碳刷及出线母线的检测,可每年一次,或在机组检修前。

进行定子铁芯损耗试验时,应使用红外热像仪进行温度分布测量。

必要时可利用红外热像仪进行定子绕组接头的开焊、断股缺陷的查找,以及用于线棒通流试验的检查。

8 判断方法

8.1 表面温度判断法

主要适用于电流致热型和电磁效应引起发热的设备。根据测得的设备表面温度值,对照GB/T 11022中高压开关设备和控制设备各种部件、材料及绝缘介质的温度和温升极限的有关规定 (详细规定见附录C),结合环境气候条件、负荷大小进行分析判断。

8.2 同类比较判断法

根据同组三相设备、同相设备之间及同类设备之间对应部位的温差进行比较分析。对于电压致热型设备,应结合本标准的8.3 条进行判断;对于电流致热型设备,应结合本标准的8.4 条进行判断。

8.3 图像特征判断法

主要适用于电压致热型设备。根据同类设备的正常状态和异常状态的热像图,判断设备是否正常。注意应尽量排除各种干扰因素对图像的影响,必要时结合电气试验或化学分析的结果,进行综合判断。

8.4 相对温差判断法

主要适用于电流致热型设备。特别是对小负荷电流致热型设备,采用相对温差判断法可降低小负荷缺陷的漏判率。

8.5 档案分析判断法

分析同一设备不同时期的温度场分布,找出设备致热参数的变化,判断设备是否正常。

8.6 实时分析判断法在一段时间内使用红外热像仪连续检测某被测设备,观察设备温度随负载、时间等因素变化的方法。

9 诊断判据

9.1 电流致热型设备的判断依据

电流致热型设备的判断依据详细见附录A。

9.2 电压致热型设备的判断依据

电压致热型设备的判断依据详细见附录B。

9.3 综合致热型设备的判断

当缺陷是由两种或两种以上因素引起的,应综合判断缺陷性质。对于磁场和漏磁引起的过热可依据电流致热型设备的判据进行处理。

10 缺陷类型的确定及处理方法

红外检测发现的设备过热缺陷应纳入设备缺陷管理制度的范围,按照设备缺陷管理流程进行处理。

根据过热缺陷对电气设备运行的影响程度分为以下三类:

一般缺陷:指设备存在过热,有一定温差,温度场有一定梯度,但不会引起事故的缺陷。这类缺陷一般要求记录在案,注意观察其缺陷的发展,利用停电机会检修,有计划地安排试验检修消除缺陷。

当发热点温升值小于15K 时,不宜采用附录A 的规定确定设备缺陷的性质。对于负荷率小、温升小但相对温差大的设备,如果负荷有条件或机会改变时,可在增大负荷电流后进行复测,以确定设备缺陷的性质,当无法改变时,可暂定为一般缺陷,加强监视。

严重缺陷:指设备存在过热,程度较重,温度场分布梯度较大,温差较大的缺陷。这类缺陷应尽快安排处理。对电流致热型设备,应采取必要的措施,如加强检测等,必要时降低负荷电流:对电压致热型设备,应加强监测并安排其他测试手段,缺陷性质确认后,立即采取措施消缺。

危急缺陷:指设备最高温度超过GB/T 11022规定的最高允许温度的缺陷。这类缺陷应立即安排处理。对电流致热型设备,应立即降低负荷电流或立即消缺;对电压致热型设备,当缺陷明显时,应立即消缺或退出运行,如有必要,可安排其他试验手段,进一步确定缺陷性质。

电压致热型设备的缺陷一般定为严重及以上的缺陷。

附录J列举了一些电气设备红外缺陷典型图谱,可供参考。

附 录 A(规范性附录)电流致热型设备缺陷诊断判据

电流致热型设备缺陷诊断判据见表A.1。

表A.1　电流致热型设备缺陷诊断判据

续表

附 录 B(规范性附录)电压致热型设备缺陷诊断判据

电压致热型设备缺陷诊断判据见表B.1。

表B.1　电压致热型设备缺陷诊断判据

续表

续表

附 录 C(规范性附录)高压开关设备和控制设备各种部件、材料和绝缘介质的温度和温升极限

高压开关设备和控制设备各种部件、材料和绝缘介质的温度和温升极限见表C.1。

表C.1　高压开关设备和控制设备各种部件、材料和绝缘介质的温度和温升极限

续表

附 录 D(资料性附录)风级、风速的关系表

风级、风速的关系见表D.1。

表D.1　风级、风速的关系表

附 录 E(资料性附录)常用材料发射率的参考值

常用材料发射率的参考值见表E.1

表E.1　常用材料发射率的参考值

附 录 F(资料性附录)便携式红外热像仪的基本要求

便携式红外热像仪的基本要求见表F.1。

表F.1　便携式红外热像仪的基本要求

续表

附 录 G(资料性附录)手持 (枪)式红外热像仪的基本要求

手持 (枪)式红外热像仪的基本要求见表G.1。

附 录 H(资料性附录)在线型红外热像仪的基本要求

在线型红外热像仪的基本要求见表H.1。

表H.1　在线型红外热像仪的基本要求

附 录 I(资料性附录)电气设备红外检测管理及检测报告

红外检测作为发现设备缺陷的重要手段之一,其测试记录、诊断报告和检修报告应详细、全面,并应妥善保管,并建立红外数据库,将红外诊断纳入本单位的设备信息管理系统中进行管理。

红外检测报告应包含仪器型号、出厂编号、检测日期、检测环境条件、检测地点、检测人员、设备名称、缺陷部位、缺陷性质、负荷、图像资料、诊断结果及处理意见等内容。

现场应详细了解和记录缺陷的相关资料,并及时提出检测诊断报告。电气设备红外检测报告和电气设备现场检测记录可参照表I.1和表I.2给出的格式样本。

对记录的数据和图像及时编号存档,诊断结论和处理结果要求登记在案,缺陷和异常及时上报主管部门。

建立本单位的红外图谱库及检测台账,并可将220kV～500kV避雷器、电容式电压互感器、电流互感器、变压器、套管和电缆头等设备正常状态下热图像输入,每年录入一次。同时将缺陷情况建立子库,进入单位设备信息管理系统。

表I.1　电气设备红外检测报告

表I.2　电气设备现场检测记录

附 录 J(资料性附录)电气设备红外缺陷典型图谱

略。