红外在线测温技术在设备状态监测系统的应用

2015-09-09 12:22:12来源: eefocus 关键字:红外热像  带电运行  状态检修  故障诊断
1前言

对于一些有发展性的缺陷.特别是设备内部缺陷,只有设备发热到一定程度后才能被发现。

这样不但给设备缺陷的处理造成相应延误,而且可能会对运行设备造成不同程度的损坏。普通的红外热成像检测停留在人工操作监测,存储的热图像只能在后台PC机上进行分析诊断,是间断性的分析控制.不能对热分布场实时监控和诊断热像的故障性质等操作。对某些特殊场合如无人值守变电站运行设备的热状态监测,若是人工操作的红外设备,会造成劳动强度增加及诊断不及时等缺陷。通过远程控制的智能化的红外热像监控诊断系统,可实现对设备状态实时不间断监控。

 红外成像测温技术

2.1  红外热像仪测温原理

每个不处于绝对温度的物体,都会以电磁波的形式向外辐射能量。不同物体甚至同一物体不

同部位的红外辐射强弱均不同.利用物体与背景环境的辐射差异以及景物本身各部分辐射的差异.热图像能够呈现目标物体各部分的辐射起伏,从而能显示出目标的特征。而红外热像仪就是将不可见的红外辐射变为人眼可见的热图像的仪器工具。目标物体发出的

红外线透过特殊的光学镜头,被红外探测器所吸收,探测器将强弱不等的红外信号转化成电信号,再经过放大和视频处理.形成热图像显示到屏幕上。工作原理见图1:

 

2.2  变电站温度检测设备选择

针对电力系统而开发出的温度监控系统,可实现对机房环境或电力设备的温度监测。根据现

有测温检测设备的技术性能等级可分为:普通测温探头、红外测温探头光纤温度传感器、焦平面移动式红外热像仪、在线式红外监控热像系统。根据各变电站实际业务需求,220kV变电站以上都应配置监控时间更长性能更高的红外热像仪。

2.3  在线测温式红外热像仪

在线测温式红外热像仪是固定安装在监控现场的高性能红外测位设备。它可根据变电站管理

的实际需求.制定出一套完善的户外恶劣环境下的无人值守全自动在线监控解决方案。设备由于监控范围广,设备密集,应集成较高分辨率的红外探测器,辅助以图像处理技术.配置高清可见光以及大活动范围的云台。同时在后台进行实时诊断分析。应配合使用功能丰富的监控软件平台和分析软件,准确对电力设备的热故障进行预警,保障电网运行的安全。

  红外检测与诊断的功能

红外热像仪检测输变电力设备特别是其连接部位的运行温度,是获取设备状态信息的关键手段。但长期以来,传统使用手持式红外热象仪进行测试存在流程缺陷,当检测部分线路、设备可能处在低负荷或备用状态运行。检测结果无法真实反映设备的高负荷状态,例如主变的备用侧以双回路、旁线回路的备用线路等.会给安全运行带来隐患。某变电站主变场区内部署2台前端现场监测单元,配置有红外测温仪、高速云台、控制箱(电源适配器、光纤收发器等)。可以实现多个监控单元的串行连接.有利于对现场单元的新增扩展。后台设有主控通讯中心。包括设有控制计算机、网络交换机、控制设备(光纤收发器、矩阵控制器)。对红外测温仪传输的图像数据进行分析、计算出温度值。当发现温度异常时将对设备图像存储并报警。根据监控目标的差异与环境的不同,在系统中预置多个方位角和焦距信息,并设定相应的辐射反射率、测量距离等工作参数.以保证测温工作的及时性与有效性。

4在线红外检测的判断方法

4.1表面温度判断法

根据测得的设备表面温度值,凡温度(或温升)超过标准者可根据设备温度超标的程度、设备负荷率的大小、设备的重要性及设备承受机械应力的大小来确定设备缺陷的性质,对在小负荷率下温升超标或承受机械应力较大的设备要从严定性。

4.2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,应进行准确测温,计算相对温差值,对于负荷率小、温升小但相对温差大的设备,如果有条件改变负荷率,可增大负荷电流后进行复测.以确定设备缺陷的性质。当无法进行此类复测时,可暂定为一般缺陷,并注意监视。

4.3同类比较判断法

在同一电气回路中,当三相电流对称和三相(或两相)设备相同时,比较三相(或两相)电流致热型设备对应部位的温升值,可判断设备是否正常。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。对于型号规格相同的电压致热型设备,可根据其对应点温升值的差异来判断设备是否正常。电压致热型设备的缺陷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.

4.4档案分析判断法

分析同一设备在不同时期的检测数据,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。

4.5图像特征判断法

根据同类设备在正常状态和异常状态下的热谱图的差异来判断设备是否正常。

5 电气设备热危害缺陷分析

5.1 电阻损耗(铜损)增大故障

电力系统导电回路中的金属导体都存在相应的电阻,因此当通过负荷电流时,必然有一部分电能以热损耗的形式消耗掉,由此产生了设备的发热。在理想情况下,假如导电回路中的各种连接件,接头或触头接触电阻低于相连导体部分的电阻,那么连接部位的电阻损耗发热不会高于(甚至低于)相邻载流导体的发热。然而,一段某些连接件。接头或触头应连接不良,造成接触电阻增大,该连接部位与周围导体部位相比,就会产生更多的电阻损耗发热功率和更高的温升,从而造成局部过热。运行试验表明,引起导电回路不良连接的主要原因有以下几种:

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)导线在风力舞动下或者外界引起的振动

等机械力作用下,以及线路周期性加载及环境温度的周期性变化。也会使连接部位周期性冷缩热胀,导致连接松弛。

4)长期裸露在大气环境中工作,受污染和侵蚀,造成接头电接触表面氧化等。

5)电气设备内部触头表面氧化,多次分合后在触头间残存有机物或碳化物,触头弹簧断裂或退火老化.或因触头调整不当及分合时电弧的腐蚀与等离子体蒸汽对触头的磨损及烧蚀,造成触头有效接触面积减小等。

5.2介质损耗(介质)增大故障

除导电回路以外,有固体或液体(如油等)电介质构成的绝缘结构也是许多高压电气设备的重要组成部分。用作电器内部或载流导体附近电气绝缘的电介质材料,在交变电压作用下引起的能量损耗,通常称为介质损耗。由于绝缘电介质损耗产生的发热功率与所施加的工作电压平方成正比,而与负荷电流大小无关,因此称这种损耗发热为电压效应引起的发热。

即使在正常状态下,电气设备内部和导体周围的绝缘介质在交变电压作用下也会有介质损耗

发热。当绝缘介质的绝缘性能出现故障时,会引起绝缘的介质损耗增大,因此导致介质损耗发热功率增加.设备运行温度升高。引起绝缘电介质材料介质损耗增大的原因包括:固体绝缘材料材质不佳或老化;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。

5.3铁磁损耗增大故障

对于由绕组或磁回路组成的高压电气设备,由于铁芯的磁滞、涡流而产生的电能损耗称为铁磁损耗或铁损。如果由于设备结构设计不合理、运行不正常,或者由于铁芯材质不良,铁芯片间绝缘受损,出现局部或多点短路,可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.增大铁损并导致局部过热。另外,对于内部带铁芯绕组的高压电气设备(如变压器和电抗器等)如果出现磁回路漏磁,还会在铁制箱体产生涡流发热。由于交变磁场的作用,电器内部或载流导师体附近的非磁性导电材料制成的零部件有时也会产生涡流损耗.因而导致电能损耗增加和运行温度升高。此类发热属于电磁效应引起的发热。

5,4电压分布异常和tid=450477" target="_blank">泄漏电流增大故障

高压电气设备在正常运行状态下都有一定的电压分布和泄漏电流,但是当出现某些故障时,将改变其分布电压和泄露电流的大小,并导致其表面温度分布异常。此时的发热属于电压效应发热。

5.5缺油及其他故障

油浸高压电气设备由于渗漏或共他原因(如变压器套管未排气)而造成缺油或假油位,严重时可以引起油面放电,并导致表面温度分布异常。

这种热特征除放电时引起发热外,通常主要是由于设备内部油位面上下介质(如空气和油)热性参数值不相同所致。

5.6故障监测标准流程

在变电机组中,在重负荷运行前应进行一次检验.在正常运行时每一周进行一次一般检测。

在重负荷(迎峰度夏)运行期间每天应监测一次。对运行在220KV以上的变压器、断路器、隔离开关、互感器、并联电容器、避雷器、电缆终端进行一次精确测温,对原始数据进行图像存档。

6结束语

综上所述.红外热像状态监测故障诊断技术在变压器、高压断路器、高压隔离开关、互感器、

并联电容器等变电站电气设备运行、检修中的运用,可以迅速、连续地反映设备全生命周期环境下带电运行状态。根据大量采集的历史数据进行比对分析,预示运行设备可能存在的潜伏性的热故障,及时提出处理措施,延长设备的服役期,降低运行风险和成本,实行自动化和科学化设备管理。

 

参考文献

[1 ] DI/T 969—2005变电站运行导则[S].北京:中华人民共和国国家发展和改革委员会

[2]《带电设备红外诊断应用规范》[s].中华人民共和国国家发展和改革委员会2008.6.

关键字:红外热像  带电运行  状态检修  故障诊断

编辑:什么鱼 引用地址:http://www.eeworld.com.cn/Test_and_measurement/2015/0909/article_13068.html
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