红外窗口带电设备红外诊断实施.docx
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红外窗口带电设备红外诊断实施
目录
带电设备红外诊断的实施
第一章设备故障及红外诊断有关术语概述
第一节设备故障诊断概述
一、设备故障及诊断
(一)设备维修机制
(二)设备诊断的发展动向
二、电气设备维修机制及发展趋势
(一)《电力设备预防性试验规程》
(二)在线监测和状态维修
第二节带电设备红外诊断概述
一、国外电气设备红外诊断概况
二、国内电气设备红外诊断概况
(一)初期发展阶段
(二)推广应用阶段
三、DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》
(一)《导则》完成过程
(二)《导则》主要内容
(三)《导则》编制说明
(四)《导则》的贡献
四、《导则》的修订、完善
第三节带电设备红外诊断专用术语介绍
一、带电设备热源发热的类型
(一)电流致热效应型热源
(二)电压致热效应型热源
(三)其它致热效应型缺陷
二、带电设备热源异常发热缺陷的性质严重程度划分
(一)一般缺陷
(二)重大缺陷
(三)紧急缺陷
三、带电设备热源异常发热缺陷的定性判别和定量判断
(一)设备诊断的分类
(二)电气设备红外诊断的分类
四、带电设备红外检测的现场检测距离系数KL’(被测目标尺寸φ’与检测距离L的关系参数)
(一)变电站热源尺寸(φ’)、检测距离(L)及现场检测距离系数(KL’)
(二)不同电压等级输电线路现场距离系数(KL’)
五、带电设备热源红外检测的有利时机
六、带电设备热源异常发热缺陷按位置分布的划分
(一)外部缺陷
(二)内部缺陷
(三)外部缺陷和内部缺陷的比较
第二章带电设备红外测温仪器概述
第一节红外测温仪的原理及光学分辨力
一、红外测温仪的工作原理和系统工作过程
(一)红外测温仪的工作原理
(二)红外测温仪系统工作过程
二、红外测温仪的光路图
(一)定焦型红外测温仪
(二)调焦型红外测温仪
三、红外测温仪的光学分辨力
四、带电设备红外诊断红外测温仪的选型
(一)变电站室内外外部缺陷的检测用测温仪
(二)配网外部缺陷红外检测用测温仪
(三)高压输电线路外部缺陷红外检测用测温仪
第二节红外热像仪的原理及光学分辨力
一、红外热像仪概述
二、GB/T19870-2005《工业检测型红外热像仪》国家标准
(一)空间分辨力(瞬时视场、探测元单元张角)
(二)测温一致性
(三)准确度
(四)视频信号的信噪比(S/N)
(五)噪声等效温差(NETD)
(六)环境温度影响
三、红外热像仪的光学分辨力
第三章带电设备缺陷红外热像特征
第四章带电设备红外检测有利时机
第五章带电设备红外诊断的定性判别和定量判断
第六章带电设备外部缺陷和内部缺陷红外诊断
第七章变电站室内外红外诊断
第八章配网设备及线路红外诊断
第九章高压输电线路红外诊断
第一十章带电设备红外诊断技术推广应用的小结
参考资料
1、《电力设备故障红外诊断》陈衡、侯善敬著中国电力出版社1999年1月第一版
2、《中国红外产品与应用》主编袁继俊董培芝长城出版社2004年10月第一版
3、DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》
4、DL/T664-1999《带电设备红外诊断技术应用导则》编制说明
5、DL/T907-2004《热力设备红外检测导则》
6、GB/T19870-2005《工业检测型红外热像仪》
7、JJG856-1994《500℃以下工作用辐射温度计检定规程》
8、《电力设备红外检测诊断图谱及应用规范》上海市电力公司编中国电力出版社2004年第一版
9、《电力工程师手册》电气卷上、中、下
国家电力公司东北公司、辽宁电力有限公司编中国电力出版社2002年第一版
10、《电力红外诊断技术作业与管理》胡红光编中国电力出版社2006年第一版
11、DL664-2006《带电设备红外诊断应用规范(征求意见稿)》
12、《设备故障诊断工程》虞和济、韩庆大、李沈等编著冶金工业出版社2001年第一版
胡红光
1、主编变压器套管接点1、10KV真空断路器上部过热
2、主编有载开关局部2、35KV六氟化硫断路器内部发热
3、主编将军帽3、110KV油断路器接线板及触头
4、主编储油器阀门不通4、少油断路器中间触头
5、主编套管线夹5、35KV多油断路器内部发热
6、配网变压器低压刀开关6、避雷器受潮
7、配网10KV另克7、110KV耦合电熔器内部发热
8、主编冷控箱交流接触器8、110KV电流互感器上帽内部
9、10KV少油断路器上部螺丝松动
10、10KV少油断路器下部螺丝松动
11、10KV少油断路器动、静触头
12、110KV少油断路器线夹
13、110KV少油断路器导电连接板
14、110KV六氟化硫断路器接线端
15、10KV六氟化硫断路器接头
16、35KV多油断路器套管接头
17、220KV隔离开关接触不良
18、220KV隔离开关接线板
19、110KV隔离开关滚动触头
20、35KV隔离开关导电杆、线夹
21、隔离开关连接T型接头处
22、10KV隔离开关接线端发热
23、10KV电熔器端头
24、10KV电熔器组熔断器过热
25、10KV电熔器接线端发热
26、输电线路线夹发热
27、变电站龙门架引线、断股、线夹发热
28、电缆接头
29、220KV电流互感器导流板
30、110KV电流互感器线夹
31、110KV母线软连线导流板
32、10KV穿墙套管钢板涡流发热
33、220KV阻波器线夹
34、110KV阻波器下线夹
35、T型线夹
36、35KV电抗器接线端
上海电力公司
1、10KV电流互感器接头1、35KV少油断路器内部静触头
2、10KV母线穿墙套管钢板涡流2、10KV电熔器内部缺陷
3、3、35KV套管穿芯电流互感器
4、4、35KV断路器内部触头
5、35KV电抗器断路器接头接触5、电抗器套管缺油
6、10KV隔离开关刀口接触6、10KV补偿电熔器介损偏高
第三章带电设备缺陷红外热像特征
带电设备红外检测的目的是掌握运行中电气设备的热源状态变化和缺陷信息。
因此热源发热的成因、随时间发展的演变、热量传递的红外辐射规律,特别是形成的热像特征等内容应为红外专工、检测人员所了解。
本节中的热像特工全部摘自《电力设备故障红外诊断》,限于篇幅,详见原文:
一、带电设备热源发热及异常的原因
1、外部缺陷
外部缺陷是指裸露在设备外部的部位,发生的电流致热效应缺陷(对绝缘子串表面污秽及金属箱体封装的涡流过热这里不加探讨),热像持正是缺陷部位为中心的热像分布。
原因是接触电阻异常增加而产主。
裸露导电连接体接触面之间,接触电阻增加可能由下述情况产生:
(1)导电回路连接结构设计不合理:
(2)接触表面的平整或氧化问题:
第四章带电设备红外诊断的定性判别和定量判断
(一)红外诊断判断的方式
(二)定性判别
(三)定量判断
第五章带电设备红外检测及判断标准
(一)带电设备缺陷的直接判断标准
(二)带电设备缺陷的间接判断标准
1、被测目标的温度、温升
2、环境温度、环温参照体及温度
3、相对温差及计算
(1)表面温度判断法
根据测得的设备表面温度值,对照GB763的有关规定,凡温度(温升)超过标准者可根据超标程度、设备负荷宰大小、设备重要性和设备承受机械应力的大小来确定缺陷的性质,对小负荷率下的温升超标或承受机械应力较大的要从严定性。
(2)相对温差判断法
对电流致热型设备,若发现热态异常,应进行准确测温,计算出相对温差,按判据判断缺陷性质。
在发热的温升小于iOK时,不宜采用此法。
负荷率小、温升小但相对温差大的设备,如果有条件改变负荷率,可在增大负荷电流后复测,以确定缺陷性质。
无法进行复测时,暂定为一般缺陷,并注童监视。
(3)同类比较法
A、同一电气回路中,当三相电流对称和三相(或两相)设备相同时比较对应部位的温升值,可判断设备工况是否正常。
若三相设备同时出现异常,可与同回路的同类设备比较。
当三相负荷电流不对称时,应考虑负荷电流的影响。
B、对于型号规格相同的电压致热型设备,可根据对应点温升值的差异来判断设备是否正常。
此类设备宜用允许温升或同类允许温差的判断依据确定。
一般情况下,当同类温差超过允许温升值的30%时,应定为重大缺陷。
当三相电压不对称时应考虑工作电压的影响。
(4)热谱图分析法
根据同类设备在正常和异常状态下的热谱图差异来判断设备工况是否正常。
(5)档案分析法
分析同一设备在不同时期的检测数据(例如温升、相对温差和热谱图),找出设备致热参数的变化趋势和变化速率,以判断设备是否正常。
进行红外检测后,将结果及记录作为依据可以进行工况判别及缺陷的判断。
而判据是判别和判断的依据。
所以判据就是标准,确定得是否合理涉及判断正确与否。
《导则》推荐的判据主要有:
(1)《交流高压电器在长期工作时的发热》(GB763—90)3.2条
(2)“部分电流致热型设备的相对温差判据”(《导则》P3表1)
┌───────┬─────────────────────┐
││相对温差值%│
│设备类型││
│├──────┬──────┬───────┤
││一般缺陷│重大缺陷│视同紧急缺陷│
├───────┼──────┼──────┼───────┤
│SFo断路器│≥20│≥80│≥95│
├───────┼──────┼──────┼───────┤
│真空断路器│≥20│≥80│~95│
├───────┼──────┼──────┼───────┤
│充油套管│≥20│≥80│≥95│
├───────┼──────┼──────┼───────┤
│高压开关柜│≥35│≥80│≥95│
├───────┼──────┼──────┼───────┤
│空气断路器│≥50│≥80│≥95│
├───────┼──────┼──────┼───────┤
│隔离开关│~35│≥80│≥95│
├───────┼──────┼──────┼───────┤
│其它导流设备│≥35│≥80│≥95│
└───────┴──────┴──────┴───────┘
附:
陈衡、侯善敬著《电力设备故障红外诊断》中对“正常状态下电流效应发热设备正常温升与温差范围”、“正常状态下变压器套管表面温升和相间温差统计”、“FZ系列阀型避雷器的结构类型和正常发热部位”、“FZ、FCZ、氧化锌避雷器正常发热温升上限值”、“正常运行状态下电磁型PT的最高表面温升和相间温差”、“电磁型电压互感器最高允许温升和相间温差”、“无内部连接故障电流互感器正常运行表面最大允许温升和相间温差”作了介绍。
对高压架空线路连接件相对线路导线温升判别(经过电流密度和风速修正)高于30℃,判为不合格,用户应引起重视。
(三)各种电气设备红外诊断导引
《导则》第6部分是“各种电气设备红外诊断导引(导向和引深)”,列举出各种电气设备诊断的判断依据,包括温差、相间温差、温升和最大温升。
表2定子绕组接头质量诊断判断依据(《导则》P4)
表3少油断路器内外部温差参考值(《导则》P6
表4电磁型电压互感器允许的最大温升和相间温差值(《导则》P6)
表5电流互感器允许的最大温升和相间温差值(《导则》P7)
表6各种电缆的最高允许工作温升(《导则》P8)
表7FZ型避雷器允许的工作温升及相间温差参考值(《导则》PS)
表8FCZ型避雷器允许的相间温差及最大温升参考值(《导则》P9)
表9金属氧化物避雷器允许的相间温差及最大工作温升参考值(《导则》P9)
表10并联电容器(串联电容器)允许的最大温升及同类相对温差值(《导则》P9)
表11耦合电容器允许的最大温升及同类相对温差参考值(《导则》P10)
第六章变电站带电设备红外诊断对仪器的要求
一、变电站带电设备红外诊断概述
二、变电站外部缺陷红外检测
1、最大现场距离系数的确定
2、变电站外部缺陷判断标准
3、红外检测仪器应具有的最小光学分辨率
三、变电站内部缺陷红外检测
1、最大现场距离系数的确定
2、变电站内部缺陷判断标准
3、红外检测仪器应具有的最小温度分辨率
第七章配网及高压输电线路红外诊断对仪器的要求
一、配网红外诊断概述
(一)配网外部缺陷红外检测
1、配网最大现场距离系数的确定
2、配网外部缺陷判断标准
3、配网外部缺陷红外检测选用的红外温度计应具有的条件
4、配网外部缺陷红外检测选用的红外热像仪应具有的条件
(二)配网内部缺陷红外检测
1、配网最大现场距离系数的确定
2、配网内部缺陷判断标准
3、配网内部缺陷红外检测选用的红外热像仪应具有的条件
二、高压输电线路红外诊断概述
1、国内外红外仪器的最大光学分辨率介绍
2、高压输电线路地面检测的范围
3、高压输电线路的判断标准
第八章带电设备红外检测有利时机
一、红外检测环境条件的概述
二、变电站外部缺陷检测对环境条件的要求
三、变电站内部缺陷检测对环境条件的要求
第九章带电设备红外检测的方法
一、外部缺陷红外检测方法
(一)变电站外部缺陷红外检测的方法
(二)配网和高压输电线路外部缺陷检测的方法
二、内部缺陷红外检测方法
(一)变电站内部缺陷红外检测方法
(二)配网设备内部缺陷红外检测方法
第七章基层部门红外诊断实施细则
一、实施细则介绍
二、领导者责任
三、操作者素质要求
四、选择适用的红外检测仪器
五、有计划开展红外检测活动
六、记录、分析、判断、报告
第一章设备故障及红外诊断有关术语概述
本章内容提示:
设备故障及恶化,除影响设备正常运行,产生经济损失,严重时还会污染环境,甚至危及人员安全。
设备诊断技术是根据设备运行过程中发生的各种各样信息来识别和诊断。
目的是消除事故隐患,保证设备安全可靠运行。
带电设备红外诊断是利用红外测温仪器对运行中的电气设备的状态进行监测,诊断是否存在过热性缺陷(故障)以及存在的缺陷性质严重程度,作出结论,提出相应反事故对策。
因此它属于设备故障诊断的范畴。
由于设备故障监测和诊断技术水平确定了设备维修机制。
所以带电设备红外诊断及其它电气设备的状态监测和诊断,使电气设备维修机制从“定期预防维修”逐步走向“状态维修或预知维修”。
带电设备红外诊断技术的应用和推广,已产生明显效果,受到人们重视。
技术本身也在不断发展之中,还有许多认识需要进一步完善和提高。
第一节设备故障诊断概述
本节内容提示:
设备可靠性的提高由设备维修机制决定,而设备维修机制的采用又取决于对设备故障规律的认识,以及有效检测故障的科学手段水平。
一、设备故障及诊断
设备的可靠性是指设备在规定条件下和规定时间内,完成规定功能的能力。
当设备整体或局部丧失这种规定功能的能力时称为出现故障。
故障有多种类型,如机械故障、绝缘故障、过热故障及其它故障等。
各种设备故障的恶化会影响生产正常进行,严重时甚至污染环境,危及人员安全,必然产生巨大经济损失。
所以,提高设备的可靠性和安全性十分重要。
设备可靠性的提高只能从延长设备无故障及缩短停修时间两方面入手。
新设备选型时要注意设备是否具有故障检测、易定位和易诊断属性;已投运设备要采用先进监测技术,进行设备故障诊断。
国家经贸委中国设备管理协会结合国情,在1983年提出了《国营工业交通设备管理试行条例》,这个条例有力地推动了我国设备故障诊断技术的开发和研究。
设备的故障诊断内容包括:
设备是否存在故障和故障性质、类型和原因的判断;故障性质严重程度及发展趋势的判断;存在故障的位置或部位的判断;而且要作出结论,提出相应反事故的对策。
(一)设备维修机制
1、“事后维修”。
18世纪和19世纪,机械工业出现以蒸汽机和电动机为代表的两次飞跃,完成了从工场手工业发展到大机器生产的工业革命。
由于生产规模、机器设备的技术水平和复杂程度都很低,设备利用率和维修费用没有引起充分注意,设备的故障认识也十分缺乏。
在设备发生故障乃至事故以后才着手维修,称为“事后维修”。
2、“预防维修”。
20世纪以来随着大生产的发展,出现了以福特装配线为代表的流水线生产方式,设备本身技术和复杂程度有了较大提高,设备故障或事故明显影响生产正常进行。
因而逐步采用根据人的经验和某些统计资料,以时间为依据在事故发生前进行检修或更换零部件。
这种维修方式最早在飞机上进行,逐步在化工和钢铁企业为代表的流程工业得到推广。
它比“事后维修”有了进步,称为“预防维修”。
“事后维修”和“预防维修”的共同点是缺乏设备故障规律的认识;缺乏有效监测故障的科学手段。
3、“状态维修或预知维修”。
第二次世界大战中,美国军用装备频繁出现故障,充分暴露“定期预防维修”的弱点。
为此美国开始大力开展可靠性工程研究,把研究成果应用到军事装备的维修工作中。
通过应用概率统计方式定量地监测零部件的可靠度和故障率来确定下一步维修计划。
在这个基础上,工业发达国家逐步形成了“状态维修或预知维修”。
这种维修是指按照在线监测和诊断装置所预报的故障状态,确定设备维修工作的时间和内容。
20世纪70年代开始,欧洲、美国和日本对因工业发展带来设备维修管理难题进行研究,提出了“管理、技术和经济”三方面的改革方向。
在管理方面以“设备综合工程学”的观点、经济方面以“寿命周期费用最佳化”为目标,来确定维修方针、目标、组织人员和管理系统;技术方面大力采用设备监测和诊断技术、润滑技术和其他修理技术,其中设备故障诊断技术更为引起人们重视,将设备维修引向“状态维修”。
设备状态维修机制的采用,可以更有效使用设备,提高设备利用率;降低备件库存以及减少更换备件和维修费用;有目标开展设备修理,提高维修水平;有系统有目标向设备制造部门反馈设备质量信息,提高设备可靠性。
设备维修机制从“事后维修”、“定期预防维修”向“状态维修”的发展,关键决定于设备故障监测和诊断技术水平。
因此设备监测和故障诊断技术水平确定了设备维修机制。
(二)设备诊断的发展动向
1、诊断理论的发展动向
设备诊断技术是根据设备运行过程中发生的各种各样信息来识别和进行诊断的,或者对结构、机构零件和部件进行激励使之产生各种不同的信息来诊断其损伤。
信息的多样性使诊断技术的理论基础非常广泛,涉及到自然科学各个学科应用,最多的学科有高等数学和现代数学各个分支,电子计算机计算方法,物理学中的热学、光学和声学、力学以及化学等。
2、诊断装置的发展动向
诊断理论的研究和方法探讨,最终落实到具体诊断装置的研制上,只有监测诊断系统或工具的研制成功才能真正产生经济效益。
诊断装置分为:
便携式简易诊断装置、在线检测精密诊断装置两大类。
例如:
便携式监测和诊断工具有超声波探伤器、测震仪、转速表、电子听诊器、轴承分析计、脉冲激振仪等。
在线监测系统:
比较典型的系统有丹麦B&K公司的2515系统、美国亚特兰大大杰士公司M6000实时分析系统、美国本特利公司的DDM系统和ADRE系统等。
这些系统包括:
信号采集、数据处理、故障诊断、超载报警。
当前诊断装置发展的方向是建立智能诊断系统。
二、电气设备维修机制及发展趋势
电力系统是由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成的电能生产与消费系统。
电能生产及供应的最大特点是瞬间完成、连续进行。
任何环节设备发生故障都会直接或间接影响整个系统的正常安全运行。
现代电力工业向大机组、大容量和高电压发展,对设备运行的可靠性提出越来越高的要求。
(一)《电力设备预防性试验规程》
组成电力系统的基本元件是电气设备。
电气设备的可靠性是保证供电可靠性的基础。
大量资料表明,导致电气设备失效的主要原因是绝缘性能的劣化,即绝缘性故障。
40多年来,国内对电气设备进行绝缘监督的主要手段是:
根据DL/T596《电力设备预防性试验规程》,采用定期进行绝缘预防性试验和定期检修。
《规程》对不同设备规定了试验项目和周期,在停电状态下定期进行绝缘性能的检查性试验。
然后将预试结果对照《规程》中列出的标准作比较,超标部分列入计划,进行检修。
而且,还要根据《规程》规定进行专项定期检修。
这种机制属于“预防维修”。
多年来,这种维修在防止事故发生,保证供电安全可靠性起了很好作用。
但也有一定的局限性。
如试验和大修必须在停电状态下进行;按照计划更换的备件及按照计划进行的维修有过剩维修现象;从技术角度分析,离线的试验条件不同于运行条件,有些绝缘缺陷和潜在故障难以发现;而且绝缘劣化的发展速度并不相同,存在潜伏和发展期,故又易造成故障的漏报、误报或早报现象等。
(二)在线监测和状态维修
对运行设备的状态监测和故障诊断,早在上世纪50年代就有人提出设想。
例如对运行中发电机的槽放电的监测装置;监测变压器储油柜油面上的自由气体中可燃性气体总量的TCG检测装置、气相色谱仪及高分子塑料渗透膜等变压器早期监测器等。
20世纪80年代以来,在线监测技术在国内受到重视。
如各地研制的电容性设备的介质损耗,电容值、三相不平衡电流的监测装置;清华大学研制的《JFY-1型便携式数字化局部放电在线监测装置》、《大型汽轮发电机故障在线监测系统》等项目获得成功。
但是,多数检测系统的功能比较单一。
例如仅对一种设备或多种设备的同类参数进行检测;一般限于超标报警,并且由试验人员完成分析诊断。
在线监测技术的发展趋势是:
多功能多参数的综合监测和诊断;电站或变电站整个电气设备的集中监测和诊断,形成完整的分布式监测系统;提高监测系统的可靠性和灵敏度;发展人工智能技术,建立人工神经网络和专家系统,实现绝缘诊断的自动化等。
在线监测技术的发展,特别是红外监测技术的有效、快速和准确对电气设备过热故障的诊断,引起电力单位的普遍重视,进而推广应用。
第二节带电设备红外诊断概述
本节内容提示:
带电设备红外诊断技术是一门新的高科技术,随着人们对红外理论的深化认识;检测仪器的专业化发展;指导诊断的《导则》或《规范》完善,及准确实施,将逐步成为一门成熟技术。
所以它本身是处于不断的进步和发展中。
电气设备本身具有许多热源,运行时(即带电状态下)会产生致热效应,为此将运行中的电气设备简称带电设备。
正常情况下,热源的致热效应不会影响设备的安全运行。
某些因素变化且长期运行中,热源会异常发热,提高了设备的局部或整体温度,导致形成过热性故障。
出现设备工作的不正常,也就是设备有了“缺陷”。
缺陷的严重发展可能会导致导电回路连接件烧损、熔焊或毁坏;也可能使电介质绝缘性能劣化,产生击穿现象直至丧失绝缘性能等等,酿成事故。
热源的正常或异常发热,都时刻发射红外辐射。
辐射量取决于物体自身温度、材料性质和光谱成分,载有特征信息。
红外测温仪器能接收这种特征信息,并以温度或热像显示。
如果将检测到的温度或热像与判断标准相比对,加以分析,就可以作出过热性故障的诊断结论。
“带电设备红外诊断”是对运行状态下过热故障的监测、分析和诊断,属于在线监测范畴。
因而根据诊断结论开展的维修属于“状态维修”或“预知维修”。
红外测温及成像技术的发展和应用,在电气设备状态监测和故障诊断中取得了明显的效果和作用,倍受国内外电力行业的重视并得到快速发展。
一、国外电气设备红外诊断概况
1949年国外有人提出利用红外技术探测输电线路过热接头的设想,用红外温度计检测过热接头温度。
1965年开始使用红外测温仪测量设备及热力管道温度;检测电动机、变压器和电缆等设备过热接头。
同年,瑞典AGA公司生产
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- 关 键 词:
- 红外 窗口 带电 设备 诊断 实施