红外检测技术在基地电力系统中的应用现状和展望.doc

红外检测技术在基地电力系统中的应用现状和展望红外检测作为准在线温度检测手段，对于早期发现和判断外在表现为发热症状的电力设备故障非常有效。自开展红外检测工作以来，基地检测中心已按计划主要针对各变电站运行主变进行了4次检测，发现了一些设备异常。在任务期间又相应制定了对重要变电站及其下属开闭站的巡检计划。下面结合前期检测情况，就提高检测方法和诊断准确性这两方面所做的工作和下一步需要改进的方面，以及加强红外检测与诊断技术管理的设想作以汇报，希望在大家的共同探讨下，能更好地开展这项工作。1前期开展红外检测的基本情况1.1检测项目及周期目前我们能够利用红外技术检测到的设备部位有主变压器的高低压套管、引线、油枕、电缆三叉头、支持绝缘子、避雷器和穿墙套管。运行人员应用红外测温仪每日对被检设备进行一遍检测，检测中心人员运用红外热像仪每个月对被检设备检测一遍。重点设备和异常设备视情加强巡检，同时，任务期间视情缩短检测周期并积极开展红外巡检工作。1.2检测方法在被检设备每个部位的历次红外检测中，我们利用仪器三脚架和人字梯，确保相同的距离、角度、位置。在航天变、银河变的巡检过程中，我们把对电缆头的检测工作作为重点，对每张拍摄的热谱图均有简洁明了的分析判定，并记录存档，其余部位仅作温度扫描，如无可疑发热现象，不保存热图谱。根据得到的检测数据，运用表面温度判断法、相对温差判断法、同类比较法等多种判断方法对设备作出是否正常的结论。1.3初步诊断结果熟悉电力设备故障模式和产生原因可以增强诊断工作分析判定的正确性，电气设备故障的主要模式及其产生原因主要有：（1）电阻损耗增大故障，主要原因：1）导电回路连接结构设计不合理。2）安装施工不严格，不符合工艺要求。3）导线连接部位周期性冷缩热涨，导致连接松弛。4）电接触表面氧化。（2）介质损耗增大故障，主要原因：1）固体绝缘材料材质不佳或老化。2）液体绝缘介质性能劣化、受潮以及绝缘介质本身的化学变化。（3）铁磁损耗增大故障，主要原因：1）设备结构设计不合理、运行不正常。2）铁芯材质不良，铁芯片间绝缘受损，出现局部或多点短路，分别引起回路磁滞或磁饱和，或在铁芯片间短路处产生短路环流。3）磁回路漏磁4）交变磁场的作用使电器内部或载流导体附近的非磁性导电材料制成的零部件，产生涡流损耗。（4）电压分布异常和泄漏电流增大故障，主要原因是绝缘劣化。（5）缺油故障，主要原因是由于渗漏或套管未排气。（6）过负荷、电压变化过大、单相运行引起的特殊运行方式故障。在前期诊断过程中，结合带电设备红外诊断技术应用导则和上述故障模式特点共发现了设备异常5处。其中穿墙套管异常4处，分别为银河变电站2#主变B相穿墙套管、青山变电站1#主变C相穿墙套管、青山变电站2#主变C相穿墙套管和井冈山变电站1#主变A相穿墙套管；接头异常一处，为大树里变电站1#主变35kV电缆与母排连接头A相。套管异常现象原因分析认为是由于套管均压措施不好，起始电晕电压低于额定电压20.6kV，致使套管在工作电压下产生局部放电，由于法兰边缘电场极强，放电首先从这里开始，法兰边缘出现微弱的发光圈（属电晕放电）。而正常套管的起始电晕电压为25.8kV,额定电压下不会有可见电晕现象出现。接头异常分析是接头有松动导致接触电阻偏大，温升偏高。我们缩短了对这些异常设备的检测周期，并监视异常现象发展态势，要求运行人员加强红外点温巡视。下面是我们对银河变电站2#主变B相穿墙套管处理前的三次红外检测的热谱图及数据情况：（1）四月份银河变电站2#主变B相穿墙套管谱图（如图1）及数据图1 四月份银河变电站2#主变B相穿墙套管数据:标记发射率背景温度平均温度标准偏差最高温度最低温度P1.9618.9825.71.P2.9618.9822.36.P3.9618.9822.88.（2）五月份银河变电站2#主变B相穿墙套管图谱（如图2）及数据图2 五月份银河变电站2#主变B相穿墙套管数据:标记发射率背景温度平均温度标准偏差最高温度最低温度P10.9622.9830.39.P20.9622.9825.7.P30.9622.9825.11.（3）七月份银河变电站2#主变B相穿墙套管图谱（如图3）及数据图3 七月份银河变电站2#主变B相穿墙套管数据:标记发射率背景温度平均温度标准偏差最高温度最低温度P10.9625.9834.57.P20.9625.9830.47.P30.9625.9829.62.1.4处理疑似缺陷情况7月19日组织人员对银河变电站2#主变穿墙套管进行了停电检查，发现三相套管接头均有不同程度的氧化现象（图4），分析是由于母排为铜导体，而穿墙套管导电部分为铝导体，在接头端子处未做特别加工的铜铝过渡，造成氧化严重，锁定销和套管去金属帽后的端面均有锈蚀现象（图5，6）。解体后发现套管内壁附有油水状混合物（图7），且套管内接触片锈蚀（图8），有明显的铜绿产生（图9）。套管电场分布不均的原因是户外端金属帽与瓷套采用机械卡装连接，虽具有一定的密封性，但水汽仍能进入套管内部，高温下加剧了接触片的氧化，致使接触片未能与瓷壁上所涂抹的半导体釉良好接触，降低了套管滑闪放电电压。专业班组人员对氧化现象进行了处理，随后进行了耐压试验，结果合格。图4 B相套管与母排连接处 图5 B相套管母排锁定销 图6 B相套管去金属帽后 图7 套管内杂质图8 C相套管内部导电部分 图9 铜绿7月27日对B相穿墙套管进行红外复测，结果过热点仍然存在，对所摄热谱图（图10）分析得出，P1点温度为36.86，此时环境温度为29.98，温升为6.88，与套管其他位置温差为4.06；四月份的红外热谱图显示P1点温度为25.71，当时环境温度18.98，温升为6.73；五月份的红外热谱图显示P1点温度为30.39，当时环境温度22.98，温升7.41；七月份的红外热谱图显示P1点温度为34.57，当时环境温度25.98，温升8.59。与前几次红外检测结果比较，随着环境温度的升高，过热点温度呈现上升的趋势，但处理前过热点的温升逐渐增大，处理后温升减小了1.17。而正常运行的A相穿墙套管27日晚所摄热谱图分析数据显示，相同位置P1点温度34.05，温升为4.06，与套管其他位置温差为1.77。通过比较可见，去除氧化物，虽未能使套管的异常现象得到根本的消除，但一定程度上使过热有所缓和，相同的运行工况下，三相套管存在的差异，很大程度上是由于套管制造工艺的问题，在瓷件焙烧前瓷套内腔和法兰附近以及靠近法兰的第一个伞（棱）上半导体釉涂抹不均匀，耐压试验合格说明暂不影响运行。对发现的母排与穿墙套管导电部分连接端子未做铜铝过渡的问题，提议列入明年的检修计划。图10 27日复测银河变电站2#主变B相穿墙套管7月21日对大树里变电站1#主变35kV电缆与母排A相连接处进行了处理，处理前疑似缺陷处比其余两相相同部位有3左右的温差，连队试验班人员测得A相接触电阻为0.0038，B相为0.0023，经处理后抹上导电膏并加以紧固后测得A相接触电阻为0.0025，与B相接近。8月份月红外检测中将对处理后的效果予以检验。1.5技术管理情况对红外热谱图利用软件进行分析处理，并形成结论性报告打印装订成册，作为档案资料。把热谱图文件储存在计算机中形成图谱资料库，并建立查询系统，为将来采用热谱图分析法进行诊断打下坚实的基础。2 对于提高红外检测准确性的思考在现场进行设备红外检测时，一系列主客观因素的限制，影响了检测结果的准确性。为了提高检测效果，我们除了要正确运用检测方法，还必须对影响检测结果的各种因素有充分的估计和预想，采取相应的对策和技术方法，才能使各种不利因素的影响降低到最小。2.1检测方法的影响及对策设备故障红外诊断最核心的问题，是要求准确地获得被测设备的温度分布或与故障相关部位的温度值与温升值。这个温度信息不仅是判断设备有无故障的依据，也是判断故障属性、位置、严重程度的客观依据。因此，对被测设备故障相关部位温度的计算与合理修正，将是提高检测设备表面温度准确性的关键环节。然而在现场进行设备红外检测时，由于检测条件和环境的影响变化，往往导致同一设备因检测条件不同，而得到了不同的结果。因此，为了提高红外检测的准确度，我们在现场检测过程中，在尽可能选择良好的检测条件的前提下，采取相应的对策与措施对检测现场结果进行必要的合理的修正。如受检对象的选择、检测仪器的准备、检测位置的选择、仪器参数的设定等等。2.2运行状态的影响与对策表征为发热现象的电气设备故障有两类：第一类是由电流效应引起的发热故障(即导电回路故障)，其发热功率与负荷电流值的平方成正比，如各种电气连接点接触不良等故障。如果没有加载运行或者负荷很低，都会使设备故障发热不明显，即使设备部位存在较严重的故障，也不可能因特征性热异常的形式暴露出来。只有在高负荷运行条件下，发热及温升才越严重，故障点的特征性热异常也暴露得越明显。第二类是由电压效应引起的发热故障(即绝缘介质故障)，其发热功率与运行电压的平方成正比，如电缆头绝缘故障、绝缘子故障等。只有当设备在额定电压下运行，才能充分暴露出特征性热异常。因此，设备的工作电压或负荷电流的大小，将直接影响到红外检测与故障诊断的效果。在进行红外检测时，为了能够取得可靠的检测效果，需要尽量保证设备在额定电压和高负荷率的工况下运行，使设备故障部位有足够的发热时间，并保证其表面达到稳定温升。对于上述第一类电气设备故障，在进行红外诊断时，判断标准往往是以设备在额定电流时的温升为依据，而实际中检测时运行电流往往小于额定电流，此时必须将现场实际测量的设备故障点温升换算为额定电流的温升。其计算公式如下：=1式中In设备额定电流；I1设备实际运行电流；额定电流In时内载流导体故障点温升，；1在实际运行电流I1备内部载流导体故障点温升，；k设备内部导电回路温升常数。2.3设备表面发射率的影响与对策任何红外测量仪器都是通过测量电气设备表面红外辐射功率，来获得设备温度信息的。并且在红外诊断仪器接收来自目标红外辐射功率相同的情况下，因目标的表面发射率不同，将会得到不同的检测结果。也就是说，相同辐射功率，发射率越低，就会显示越高的温度。因物体表面发射率主要决定于材料性质和表面状态（如表面氧化情况，涂层材料，粗糙程度及污秽状态等）。因此为了应用红外热像仪器准确地测量电气设备温度，我们目前采取的方法是查阅有关资料中受检目标的发射率值，来调整红外热像仪的修正值，从而对所测量的温度输出值进行发射率修正。通过学习发现消除发射率对检测结果影响的另一种对策措施是：对于红外检测的故障频发设备部件，为使检测结果具有良好的可比性，可以运用敷涂适当漆料的方法来增大和稳定其发射率值，以便获得被测设备表面的真实温度。这点在以后的工作中将适当加以运用。2.4大气衰减的影响与对策由于受检电气设备表面红外辐射能量是经大气传输到红外检测仪器里的，这就会受到大气组合中的水蒸汽、二氧化碳、一氧化碳等气体分子的吸收衰减和空气中悬浮微粒的散射而衰减，设备辐射能量传输的衰减随着检测仪器到被测设备之间的距离，降低了被测设备辐射的透过率，所以其衰减是随距离的增大而增加，降低受检设备故障部位与正常部位的辐射对比度，也会因为红外仪器接收到的目标能量减少，使得仪器显示出来的温度低于被测故障点的实际温度值，从而造成漏检或误诊断。尤其对于检测温升较低的设备故障时，这是很不利的。由此可见检测距离增大，大气组合的影响将会越来越大。为了获得目标温度准确性，结合我们的实际，采取了如下对策：尽量选择在环境大气比较洁净的时间进行检测；在不影响安全的条件下尽可能缩短检测距离。2.5气象条件和环境的影响与对策不良的气象环境对于我们来讲主要是指大风力和光线强度，这会对设备温度检测带来不利的影响，往往会给出虚假的故障现象。特别是在进行户外电力设备红外检测时，检测仪器接收的红外辐射除了包括受检设备相应部位自身发射的辐射以外，还会包括设备其他部位和背景的反射，以及直接射入太阳辐射。这些辐射都将对设备待测部位的温度造成干扰，对故障检测带来误差。例如：在晴朗的白天进行测量时，特别是在运行的主变附近，被阳光照射的大面积墙壁及其他高温物体辐射，可使测量结果产生较大的温升。太阳辐射可引起设备有15度左右的附加温升，因此太阳辐射及受检设备周围的其他高温物体辐射，不仅可以改变设备故障点的温度分布，影响故障部位的热特征，甚至可以显示虚弱的目标热像图而造成漏检。为了减少环境与背景辐射的影响，我们采取了如下对策措施：（1）为了克服大风力的影响，选择在无风和环境温度较稳定的夜晚进行检测，并采取正确的诊断方法。（2）对户外电气设备的现场红外检测，选择在傍晚无光照时间进行。这样可以防止直接入射、反射和散射的太阳辐射影响，对户内设备采用关掉照明灯。（3）对于高反射的设备表面，采取适当措施来减少周围高温物体辐射的影响。或者改变检测角度，找到能避开反射的最佳角度进行检测。（4）选择适宜的检测距离进行检测，使受检测的设备部位充满仪器视场，从而减少背景辐射的干扰。要求目标的最小几何尺度与测量仪器构成的视场角，不小于热像仪瞬时视场的35倍。3对提高故障判别与诊断可靠性的思考电气设备的带电体工作状态是否正常，特别是外部裸露部分的故障，只要消除了上述各种影响因素，经过合理修正，得到故障点的温度，参照国标GB76390(交流高压电器在长期工作时的发热)及电力部出版的红外热像检测电力设备故障导则来判别最高允许温度和允许温升，是可以做出故障严重程度的诊断。但是，温度的测量受到很多因素的影响，特别是对于电气设备的内部故障而言，要想根据GB76390进行判别，是比较困难的，而且还会引起误判。为了提高红外诊断的准确性，我们还要运用以下判别方法，才能获得可靠准确的诊断结论。3.1热像特征判别法所有电气设备，在无任何内外部故障情况下，即可得到正常运行状态下的表面热分布或红外热像特征图。一旦电气设备出现内部或外部故障，则故障经内部构件和介质进行热传递，或其他形式热交换，改变设备表面故障部位的稳定温升或温度分布。因此通过辨认现场摄制的设备红外热像图，只要发现热像特征存在异常变化，均可判定设备内部已出现故障，并根据热场分布变化的特点及温升值的大小，还可以对内部故障的属性、故障位置及严重程度做出准确的诊断。3.2相对温差判断法对电流致热型设备，若发现设备的导流部分热态异常，准确测温后算出相对温差值确定设备的缺陷性质。相对温差是指设备状况相同或基本相同（指设备型号、安装地点、环境温度、表面状况和负荷电流等）的两个对应测点之间的温差，与其中较热测点温升的比值，其数学表达式为： (%)=(1-2)/1100(%)式中：1-温度较高测点的温升，K；2-温度较低测点的温升，K。相对温差法可排除负荷及环境温度不同时对红外诊断结果的影响。当环境温度低，尤其是负荷电流小的情况下，往往在负荷增加之后，或环境温度上升后，就会引发设备事故。故对电流型设备还可采用“相对温差”法来判别故障存在与否。3.3相间互比判断法因为高压电力设备绝大部分都是三相运行的，而且在正常情况下，作用于每一相的相电压或通过三相电路与导线的电流大致相同。换言之，每一相电路或导线相同部位的正常稳定温升应该一样。因此同组设备三相之间具有可比性。因为三相相同部位同时出现一样故障的概率是很小的，基于这种原因，诊断时可以对三相之间相同部位的温升进行横向比较。若某电气设备A、B、C三相中任意两相之间相同部位存在超过10左右的温差，则可以把该部位温度较高的一相初步诊断为出现故障。3.4热谱图判断法 根据同类设备在正常状态和异常状态下的热谱图的差异判断设备是否正常。4对于加强红外检测技术管理的思考4.1诊断报告的基本内容一个变电站红外诊断的完整诊断报告应由以下几方面组成：（1）组织与实施概况扼要叙述检测与诊断任务的提出，被测设备运行的历史背景情况，检测计划安排，作业组成员，检测与诊断的工作进程与完成情况等。（2）检测条件说明检测的具体日期和时间，被测设备电压等级、检测时的实际负荷、气象条件、环境条件、检测仪器、检测位置的描述（检测点位置及相对于被测设备的方向与距离等）。（3）图像资料既要有故障设备现场检测的热谱图，又要给出经过图像处理后的设备故障热像与相应部位的可见光照片。对其中的故障热像图片应用醒目箭头指示发热中心区或热像特征区域。（4）检测记录的分析处理与诊断结果对技术处理后的故障热像，以通俗易懂的形式给出相应解释和诊断结论。其中包括对温度分布场区域的温度（温升）值计算与修正结果，对内部故障点实际温度（温升）的估算，对故障属性、确切位置、严重程度分等定级和故障起因的分析结论等。（5）建议和信息反馈根据对检出故障属性、位置及严重程度所作出的诊断结论，诊断人员提出能够帮助建立维修次序的建议。对是否需要加强巡视与进一步采取其他试验方法，以及是否需要改善运行条件等提出建议。为确保诊断报告的完整性，我们现有的红外检测记录表将加上诊断结论和消缺建议项。4.2红外诊断的技术管理为提高电气设备运行可靠性，实现设备状态预知性维修，对电气设备故障红外诊断进行科学管理具有重要意义。这种管理主要包括如下内容：（1）建立诊断数据库并归档管理电力设备故障红外诊断的书面诊断报告，既是判断设备运行状态的简明而真实的原始记录，又是作为电气设备状态检测数据库的原始资料。故障诊断报告与其他有关设备技术资料、运行历史、运行状态的历次检测数据及正常运行时的红外热像等，以其存入技术档案，将为各种电气设备的运行状态（温度）管理提供重要的科学依据。例如，当电力系统尚在安全运行时，管理者就能知道哪台设备在什么地方出现了何种性质的隐患，应安排什么时候进行怎样的检测或维修。当故障排除时，既能校验故障诊断结论的正确性，又可证明维修业已完成。此外，故障诊断报告也为进一步监视已经出现的隐患提供了很好的客观依据。对在不同时期完成的诊断报告进行比较，还有助于确定上次诊断之后的维修是否有效，或在两次诊断之间是否又出