红外检测诊断（精选7篇）
红外检测诊断 篇1
该项目对近年来供电局开展的红外检测诊断工作方法进行了总结, 通过对昆明供电局各个专业应用红外热成像仪情况 (包括输电、变电、配电) 运行情况的分析和研究, 编写了符合实际需要的《红外成像测温作业指导书》, 对作业流程、检测周期等内容进行规范。项目结合省内实际做研究, 对红外成像诊断技术的应用有所创新, 开发了省内第一个网络化的电力设备红外图谱档案管理库, 具备了红外图谱的分类管理、远方导入、查询图谱等功能, 实现了故障诊断信息与红外热像的统一管理, 为各种电气设备的运行状况管理提供重要科学依据。编辑出版了《电力设备红外检测图谱》, 该书从红外基础理论、影响红外热成像仪正确测温的因素、图谱案例分析和典型图谱等十四个方面做了论述, 为红外成像检测技术在系统内得到更广泛应用提供了借鉴。
船用电缆红外检测及诊断研究 篇2
电力电缆作为一种传输和分配电能的载体,被广泛用作发电厂、变电站和工矿企业的电力引入(引出)线路,以及跨越江河、海峡、铁路和城市的地下输配电线路[1]。对于现代化的海军舰船来说,随着其自动化、智能化和复杂程度的大大提高,各种电缆同样也得到了广泛的应用。但是由于舰船特殊的高温、高湿、高盐的工作环境,导致船用电缆老化问题十分突出。同时由于舰船电缆负荷大,出海工作时间长,在电缆老化,绝缘性能下降以后,很容易导致放电和相间短路等故障,并引发火灾和爆炸等严重事故,给舰艇安全和人的生命造成极大的威胁。因此,对船用电缆运行状态实时检测技术进行研究具有极大的军事和经济价值。
红外监测与诊断技术是一种非接触、测量快速、灵敏度高的现代检测方法,可在设备不停电、不取样、不解体的情况下快速实时地监测电力设备的大多数过热故障,非常适合舰船出海远航过程中的实时状态监测[2]。但是对于船用电缆的红外监测与诊断,目前开展的研究相对来说还比较有限。海军工程大学的范春利[3]、杨宝东[4]等人分别针对电缆破损和电缆局部老化等故障建立了物理和数学模型,并对电缆温度场进行了分析研究,提出了通过红外热像仪测量电缆表面温度分布在线检测与诊断输电线、电缆破损和老化程度的方法;王铁军等人在试验的基础上,给出了船用电缆绝缘材料热老化寿命与老化时间的关系[5];中国科学技术大学的陈晓军等人建立了电气线路红外热像诊断热传导模型,对几种电线内芯温度进行了分析计算[6]。本文将在这些研究的基础上,对船用电缆局部老化时的温度场进行仿真研究,特别是对表面温差与电缆老化程度关系进行研究,为实现船用电缆运行状态的红外诊断提供理论依据。
1 三维模型的建立
1.1 模型建立
以某型通用橡胶软电缆为研究对象,考虑到电缆长度,以老化部分的中点为边界,取电缆长度0.4米,老化部分长0.05米为对象进行计算,如图1所示为电缆横截面示意图。电缆为三芯,金属缆芯外是绝缘层,绝缘层外为填充物,最外面为保护层。根据电缆结构和工作特点,作如下假设:
(1)假设电缆长时间工作,其表面与周围空气和环境进行对流和辐射换热,达到热平衡;
(2)由于电缆工作稳定后,温度变化不大,假设各材料导热系数不随温度和时间变化;
(3)由于电缆绝缘层之间、绝缘层与外护层之间接触紧密,计算过程中忽略接触热阻。
根据上述假设,针对计算区域,建立三维传热数学模型[7]:
其中:λx,λy,λz,λn分别为传热介质在x,y,z和边界法线方向的导热系数;qv为电缆缆芯的发热率;h为表面对流换热系数;∂Ω为计算区域边界;Tw为电缆表面温度;Tf为周围空气温度。
1.2 模型的求解
根据建立的三维传热模型和假设条件,利用有限元法进行求解计算。对建立的几何模型,采用Solid70(即8节点6面体)单元进行网格划分。由于电缆细长,中间缆芯横截面相对长度来说,几乎可以忽略,因此在划分网格时,对横截面分布方向和电缆长度方向分别划分,划分网格后的电缆有限元模型如图2所示。
利用有限元软件进行计算前,需要对模型的边界条件进行确定。在电缆正常工作情况下,电流流过电缆,由于电缆缆芯自身电阻的存在,产生损耗而引起电缆温度升高。因此单位长度电缆产生的热量为:
其中:I为电缆流过电流大小,A;R为单位长度电缆的电阻大小,Ω。
对于电缆缆芯电阻,可以依据如下公式进行计算:
其中:R0为20℃时导体线芯的直流电阻,Ω;A为线芯截面积,m2;ρ为导体线芯的电阻率,Ω·m;α20为20℃时材料温度系数;T为导体工作温度,℃。
电缆运行过程中,产生热量的同时,也向外界环境散发热量。对于架空电缆来说,电缆表面向外界散发热量主要通过对流和辐射两种方式,即:
其中:Q为单位时间向外散发的总热量,W;Qrad为单位时间向外的辐射散热热量,W;Qconv为单位时间对流换热热量,W;h为对流换热系数,W/(m2·℃);ε为辐射率;δ为斯蒂芬-波尔兹曼常数。
电缆为圆柱形,一般情况下为自然对流,常温常压下圆柱形材料对流换热系数可用如下公式进行计算:
其中:D为电缆外径,m。
2 电缆三维温度场分析
2.1 电缆绝缘良好时温度场分析
根据建立的模型,对研究的船用电缆进行温度场的仿真分析。实验电缆运行时电流大小为11 A,环境温度为27.2℃。在电缆绝缘良好的情况下,其导热系数取0.163 W/(m·K),填充物导热系数相对较小,取0.1 W/(m·K);根据式(2)～(5)即可对模型边界条件进行确定,利用Ansys软件进行计算,结果如图3所示,为电缆表面温度分布云图。从计算结果来看,在电缆绝缘良好的情况下,表面温度分布均匀;在计算工况下,电缆表面温度为34.05℃,温升6.85℃,最高温度出现在缆芯,为37.11℃,温升为9.91℃,参考GB763-90进行判断,该电缆处于良好运行状态。
图4为电缆横截面温度分布云图,从图中分析,电缆缆芯部分温度最高,电缆表面温度最低,这也与实际情况相符,说明电缆缆芯产生的热量向外扩散,通过表面对流和辐射进行热交换,电缆绝缘层和填充物的导热系数大小直接决定着电缆内部热量的散发,即电缆内部的温升。
为验证模型的准确性,利用红外热像仪对实验电缆表面温度进行测量,如图5所示,为实验测量的表面温度和仿真温度曲线分布图。
从实验与仿真结果来分析,仿真结果明显大于实验测量值。分析仿真过程,认为出现这种现象的主要原因在于电缆填充物导热系数的选取。由于电缆填充物并不是理论上的紧密接触,存在较多的气息,直接导致其导热系数降低,而实际仿真计算中,假设其紧密接触,采用的导热系数较大,导致仿真结果中表面温度较实验测量值偏大。对实验测量数据进行平均处理后,实验测量值为32.1℃,理论计算值为34.05℃,较实验测量值高1.95℃,误差为6.07%,处于工程允许误差范围内,说明建立的模型是准确的,可以应用于工程研究。由于仿真计算是在理想情况下进行,因此表面温度是均匀的;而实验过程中测量值受外界影响较大,导致实验测量温度曲线存在波动,但是整体来看,温差不超过0.7℃,说明整条电缆在运行良好的情况下,表面温度分布是均匀的。
2.2 电缆局部老化时温度场分析
船用电缆由于高温、高湿、高盐,且振动剧烈,很容易发生局部老化故障。当电缆局部发生老化后,其直接的后果是导致绝缘层和填充物导热性能降低。因此根据建立的模型,对电缆发生局部老化故障时的温度场进行分析时,根据电缆老化程度的不同,分别取故障段电缆绝缘层的导热系数为0.12、0.08、0.04、0.02 W/(m·℃)进行研究。计算时,环境温度为20℃,电流7.6 A。图6为电缆局部老化程度不同时,表面温度变化曲线。
分析仿真结果,发现随着电缆老化程度的加重,表面温差是逐步增加的,在电缆运行状态良好时,表面温度分布均匀,温差可以忽略,但是随着老化程度的增加,表面温差增加,最大达3.24℃,对于实验使用的P65红外热像仪来说,精度可达量程的±2%,分辨率可达0.1℃,因此可以及时发现电缆老化故障。从整个温度分布规律来看,在电缆发生老化段(0～0.05 m),表面温度相对于正常部分温度要低,温度最低点处出现在老化段与正常部分交界处靠近老化段;而表面温度的最高点出现在交界处靠近正常部分位置。分析这种现象产生的原因,认为主要是由于电缆老化,导致绝缘层导热系数降低,阻碍了缆芯热量向外的散发,因而老化段电缆表面温度要低于正常部分表面温度。在电缆老化段和正常的分界处,由于老化段热阻较大,因此缆芯产生的热量沿轴向传递,到了正常部分后,向电缆表面传递,导致在老化段和正常部分的分界处温差最大。离老段部分0.2 m处,电缆表面温度基本恢复正常,与正常电缆表面温度一致。利用红外热像仪检测电缆运行状态时,电缆老化段与正常段分界点就在电缆最低温度和最高温度之间位置。
图7为电缆表面最高温度和缆芯最高温度随电缆老化程度的变化曲线。从图中分析来看,随着老化程度的增加,缆芯和电缆表面温度均增加,缆芯最高温度从正常时的25.788℃升高到28.549℃,温升2.76℃;电缆表面最高温度升高1.25℃,说明电缆老化对缆芯最高温度的影响要大于表面最高温度。同时从温度绝对值来看,当导热系数降低到0.02 W/(m·℃)时,缆芯和表面最高温度和温升均处于警戒线以内,说明在电流较小的情况下,利用绝对温升不能判断电缆老化故障。
图8为电缆表面温差和表面与缆芯温差随电缆老化程度的变化关系。从图8中分析,随着电缆老化程度的增加,电缆表面温差和表面与缆芯温差均增加,特别是表面温差,随着老化程度的增加,从良好状态的接近0℃上升到3.2℃,温差增加明显;因此通过对电缆表面温差进行研究,可以利用红外热像仪判断电缆局部老化故障。
3 实例分析
利用红外热像仪对船用电缆进行红外诊断,通过前述研究发现,对于存在局部老化故障的电缆,在电流不大的情况下利用绝对温升很难对其故障进行诊断,但是利用表面温差和温度场的分布情况比较容易对故障点进行定位和诊断。图9为测量的正常电缆红外热图,从图9中测量结果分析,电缆表面温度场分布均匀,表面温差不超过0.7℃(表面温度分布曲线见图5)。
图10为中间段存在局部老化故障时电缆的红外热图。从测量结果来看,外表面温度最高的位置不在老化段出现,而在靠近老化段两端的位置,温度最低点也出现在靠近老化段位置,但是靠近老化部分。中间段温度明显低于两端,老化段和正常部分温度分布分界明显,很容易对老化部位进行定位和判断,这一点与理论分析结论是一致的。
4 结论
本文针对某型船用电缆的具体结构和工作特点,结合实验测量数据利用有限元法对其处于正常情况和局部发生老化故障情况分别进行三维温度场的仿真研究,并结合测量实例进行分析,得出如下结论:
(1)通过理论与实验测量结果的比较,显示仿真结果是可靠的,建立的电缆模型是合理的;
(2)电缆绝缘良好时,电缆表面温度场分布均匀,温差较小;
(3)在电流不大情况下,利用电缆表面绝对温升不能发现早期电缆局部老化故障;
(4)电缆发生局部老化故障时,电缆表面最高温度和最低温度出现在老化段与正常段分界处两侧,电缆表面温差随电缆老化程度的增加而增加;
(5)结合电缆电流大小,测量的表面温差,可以实现对电缆老化程度或剩余寿命的判断,但需要进行大量的仿真和实验测量为基础。
参考文献
[1]陈衡,侯善敬.电力设备故障红外诊断[M].北京:中国电力出版社,1999.
[2]程玉兰.红外诊断现场实用技术[M].北京:机械工业出版社,2002.
[3]范春利,孙丰瑞,杨立,等.电线电缆破损的定量热像检测与诊断方法研究[J].中国电机工程学报,2005,25(18):162-166.
[4]杨宝东,杨立,范春利,等.基于表面温度场的电缆老化红外诊断研究[A].中国工程热物理学会论文集[C].2007.
[5]王铁军,单潮龙.舰船电缆绝缘材料热老化寿命的差式扫描量热法研究[J].海军工程大学学报,2000,(6):53-55.
[6]赵建华,袁宏永,范维澄,等.基于表面温度场的电缆线芯温度在线诊断研究[J].中国电机工程学报,1999,19(1):52-54.
红外检测诊断 篇3
1 红外线检测技术的特点
当前,红外检测设备主要包括红外测温仪、红外热电视以及远红外热像仪三个不同的种类,并成为当前红外检测的主流设备。红外测温仪主要是利用对被测物体的红外辐射所产生的能量与温度形成一定的函数关系,从而研制成的红外仪器,该仪器不需要接触和扫描即可实现对红外辐射进行测温;远红外热像仪则是由红外探测器、光学成像物镜和光机扫描系统组成 , 该仪器通过接受被测物体反射回来的辐射信号,并对其进行放大处理,将信号转换成标准的电视视频信号输出,从而通过电视或者监测器实现对红外热图的查看。该仪器具有测温精度高、成像质量好等特点;红外热电视是通过热释电摄像管 (PEV) 接受被测目标物体的表面红外辐射 , 并把目标物内热辐射分布转变成视频信号形成热图像 , 再利用主机固化程序分析图像 , 得到被测物体表面任一点的温度。
红外检测技术相比其他常规的检测手段具有明显的优势,被大量地应用在了电气设备的故障检测和诊断中,从而使得对电气设备的检测具有了高安全性和高灵敏度等特点,并且其检测的正确率极高。因此,该方法被大量地应用在对电气设备的故障检测工作中。
2 氧化锌避雷器的原理
氧化锌避雷器是上世纪七十年代发展起来的一种新型避雷器,它主要由氧化锌压敏电阻构成。每一块压敏电阻从制成时就有它的一定开关电压(叫压敏电压),在正常的工作电压下(即小于压敏电压)压敏电阻值很大,相当于绝缘状态,但在冲击电压作用下(大于压敏电压),压敏电阻呈低值被击穿,相当于短路状态。然而压敏电阻被击后,是可以恢复绝缘状态的;当高于压敏电压的电压撤销后,它又恢复了高阻状态。因此,如在电气设备上安装氧化锌避雷器后,当雷击时,雷电波的高电压使压敏电阻击穿,雷电流通过压敏电阻流入大地,可以将电源线上的电压控制在安全范围内,从而保护了电气设备的安全。
氧化锌避雷器主要由以下几个部分组成:
第一,氧化锌电阻片。该电阻片其实质是一个加压成圆柱状的厚实的块状物,其材料构成则由10% 的氧化秘和90% 的氧化锌为主要的成分。
第二,压力释放装置。当避雷器的内部有着大量的气体之后,如果在瞬间因为短路而形成短路电流的时候,在内部的气体不能立刻释放的情况下,则会产生大量的压力,而造成避雷器爆炸,因此,在考虑到这种情况的前提下,安装了压力释放的装置,以此平衡其内部的压力。
第三,采用复合型的材料进行绝缘子的排列。在避雷器的内部会出现闪络的问题,因此,为防止上述问题的发生,通常使得圆柱形的电阻片和其中的绝缘子的距离保持足够的长,以此可有效的保证两者之间的电压差不会产生任何的局部放电问题。
3 电气设备故障分类
电气设备故障大致可分为内部故障和外部故障,而不同的故障有着不同的特点。外部热故障其主要的特点是呈现出以局部过热的方式,向周围辐射出红外线(如图1);而各种不同的裸露的接头或者是连接件热故障,则呈现出以故障点为中心的热场分布。内部热故障其发热的过程通常都比较长,发热比较稳定,并通过热传导,使得与其相距不远的部件的温度逐渐升高,并从内到外逐步改变设备外壳的热场分布。
电气设备外部发热其原理比较简单,内部的发热原因通常是电气设备故障的主要原因。而内部故障通常发生在自身各个部件,如铁心、绝缘介质和导电回路等,当上述的部件发生障碍的时候,就会出现不同的热效应。通过实践总结,内部热故障总共包括以下几个方面:
第一,因为电阻的损耗产生的发热,该部分发热属于正常的发热现象;
第二,由于系统中的介质损耗过大,从而引起发热,该发热属于电压效应所产生的损耗。因为在电气设备当中,很多的绝缘介质因为环境的变化导致其出现老化或者是受潮等问题,从而引起介质的损耗大,所产生的热量的大。如一些耦合的电容器等。
第三,磁路故障引起的发热。该部分发热其主要是和电气的设计不当或者是绝缘水平差等导致的局部磁滞涡流损耗,从而增加了其发热量。
第四,因电压本身的分布不均匀所造成的温度的变化。
对于避雷器而言,常见故障主要是由于其密封不良或者进水等问题,从而引起其中的介质耗损增大,绝缘性降低,进而导致其出现局部性的放电,或者是因为其绝缘性能下降而被击穿。其中,避雷器的绝缘老化和受潮是常见的问题。
对于电气设备内、外热故障均可通过温度检测进行分析判断,而红外线成像可有效的反应电气设备内部和外部的温度问题(见图1)。
4 红外检测技术的实践应用分析
4.1现场检测
2012年7月7日,某供电局检修人员在对其管辖的某变电站进行现场红外线成像检测时发现,该站110kV 1号母线避雷器A相的温度与其他两相相比高出3.7℃(见图2),超出红外线检测技术测定的标准温度l℃。
在发现上述异常之后,工作人员立即对其进行检查,发现该组避雷器的A相电流从原来的0.7毫安突然增加到1毫安,而其他的两相的电流仍然为0.7毫安,三相避雷器泄漏电流偏差超出了规定的范畴。
通过对110kV 1号母线避雷器A相的检查发现,该避雷器是由某电气公司生产,并经检验合格后投入运行。投入运行后,按照预试规程对其进行常规检验,未发现异常。
4.2故障原因分析
通过对该避雷器进行绝缘试验,发现其本体绝缘电阻仅为700MΩ(出厂时的绝缘电阻为10000MΩ),远远低于预试规程规定的2500MΩ,且与出厂值相比变化明显。
对避雷器进行解体发现顶盖的密封圈出现错位,导致内部受潮,引起运行中内部放电。同时对上盖检查,发现有水珠,电极也出现锈蚀,避雷器内部潮湿,部分阀片上也有明显的放电痕迹。由此判定,故障原因是由于避雷器安装时其上端密封圈偏心,从而造成了上端的密封不严,导致运行中进水受潮(见图3)。
本案例分析表明,红外检测法对避雷器内、外部过热检测灵敏、有效。
4.3后续处理措施
为防止类似的事件发生,对于避雷器故障应做好以下措施:
第一,开展避雷器专项检查,特别是对同类型的避雷器结合红外检测手段进行重点检测,避免同类故障再度发生。
第二,加强对避雷器的运行监视,针对其中存在的问题及时进行报告,从而避免事故发生;
第三,每年定期对避雷器进行检查,必要时缩短带电检测的周期;
第四,灵活运用红外检测手段,构建避雷器红外检测的原始图谱;
第五,开展供应商评价,严格根据技术规范选择质量更为优越的生产厂家。
5 结束语
红外诊断技术的应用 篇4
1 发现故障
35 kV谢旗营变电站除了供谢旗营镇工农业和居民生产生活用电外, 还担负着某包装公司等重要工业用户的用电, 负荷大, 可靠性要求高, 站内2台主变压器并列运行。在对该站进行红外技术诊断时, 发现1号主变压器U相导电杆温度异常, 在环境温度只有20.2℃的情况下, 导电杆上的高温点温度竟达142.7℃, 明显超出主变压器正常运行时导电杆的温度, 与其他两相比也相差甚大, 但从外观看该相导电杆一切正常。图1为1号主变压器U相导电杆检测的图谱。
2 分析与处理
结合图谱对1号主变压器U相导电杆温度异常进行分析。经过多次外表仔细检查没有发现问题, 各部位接触良好, 排除了导电杆外部接触不良的可能, 最后断定为导电杆在变压器大盖以下部位存在接触不良问题。当对该台主变压器吊心检查时, 发现U相导电杆有一颗螺丝松动, 更换导电杆恢复供电后进行测温一切正常。
红外检测技术初探 篇5
1 红外检测技术基本原理
红外技术的原理主要基于在大自然当中的物体, 其温度相比绝对零度偏高, 并且红外线在每一时间段都有辐射出现。此外, 也有物体的特征信息在红外线辐射当中存在, 因此在探测红外线或者是对于其他的被探测目标的热分布以及温度方面提供了客观的基础。
红外线属于一种电磁波, 其波长在0.76到1000 m之间, 按照红外线的波长对于其进行分类, 可以分为极远、远、中以及近四个方面, 而在磁波连续的频谱当中, 红外线所在的区域处于无线电波与可见光之间。
红外线辐射作为一个电磁波辐射, 广泛地存在于大自然当中, 在常规环境之下, 自然界当中的任何物体在原子与分子的无规则运动之下, 会有热红外能量不断地辐射出来, 当原子与分子无规则的运动越来越剧烈时, 产生的辐射所包含的能量也就越来越大, 相反, 当原子与分子无规则的运动越来越弱时, 产生的辐射所包含的能量也就越来越小。
当物体的问题处于绝对零度之上的时候, 由于自身的分子运动, 会有红外线辐射出来。当物体表面的绝对温度发生变化的时候, 物体的发热功率会随着表面绝对温度的变化而更快的改变。在物体进行红外线辐射, 并且产生热量的时候, 在物体周围的分布场也会出现一定的表面温度, 而物体材料所具有的热物性则决定了温度的分布场。
使用红外线探测器能够将物体辐射所发出的功率信号完全转化成为电信号, 使得成像装置的输出信号就能够——对应到温度空间分布 (属于模拟扫描物体的表面) , 然后再通过电子系统对其处理, 再传输到显示屏之上, 从而得到的热像图是与物体的表面热分布相对应的。
对于红外线的辐射特点来讲, 除了其本身所具备的特性之外, 还同时具备以下几个方面的特性:
第一, 在物体的表面, 其红外线辐射的波长峰值与分布的温度存在一定的联系, 它们之间呈现反比状态。当波长越短的时候, 其温度就越高;而波长越长的时候, 其温度就越低。
与红外线辐射峰值波长对应的温度见表。
所以, 其红外线辐射实际能量的大小以及波长的实际分布与物体表面温度都有着一定的联系。
考虑到这一特性, 在探测物体的红外线辐射的时候, 在判断与分析方面就可以通过侧温以及远距离的热状态图像来实现。
第二, 当在大气当中传播红外线辐射的电磁波的时候, 由于大气会对其进行吸收, 从而不断地衰减红外线辐射的能量, 但是红外线辐射的波长与其实际的吸收量有着直接的关系。
2 红外检测设备种类及其特性比
红外线辐射的探测主要是对于被测物体的辐射能, 将其转换成为可以进行测量的形式, 物体红外线辐射的强弱能够通过对于热效应的热电转化来实现, 或者是利用光电效应所产生的在电性质方面的变化来实现。因为对于电量测量的结果更加的精确与方便, 所以进行红外辐射的探测测量的时候, 总是将其转变成为电量进行测量。红外探测器种类繁多, 根据不同的功能已覆盖整个红外波段, 按其性质可分为两大类:其一是依据物体辐射特性进行测量和控制, 其二是依据材料的红外光学特性进行分析和控制。目前, 我国电力行业所使用的红外探测器可分为红外测温仪、红外热电视、红外热像仪三种, 以下是三种红外设备的基本工作原理及其性能比:
2.1 红外测温仪的基本工作原理分析与探讨
红外线测温仪主要是通过仪器将目标产生的红外线辐射能量会聚到一起, 然后再通过红外滤光片的作用, 从而进行到探测器当中, 然后在探测器的作用下将其转变成为电能信号, 通过放大器将电子电路进行放大处理之后, 就能在显示器当中将被测物体的表面温度显示出来。
2.2 红外热电视的基本工作原理分析与探讨
红外热电视主要是通过热释电摄像管将被测的物体的表面红外辐射接收, 并且将内热辐射分布的不可见热图转变成为视频信号, 最后经信号放大, 处理由屏幕显示出目标热图像。
2.3 红外热像仪的基本工作原理
红外热像仪是利用光学系统收集被测目标的红外辐射能, 经光谱滤波、空间滤波、使聚焦的红外辐射能量分布图形反映到红外探测器的光敏元上, 利用光学系统与红外探测器之间的光机扫描机构对被测物体进行红外扫描, 由探测器将红外辐射能转换成电信号、经放大处理转换成标准视频信号通过电视屏显示红外热像。
3 红外检测技术故障诊断方法
3.1 表面温度判断法
在判断设备表面温度的时候, 可以将测得结果当中的温度值与《交流高压电器在长期工作时的发热》相对照。如果其表面温度超过了规定当中的标准, 对于设备缺陷性质的确定上, 参考设备负荷率、实际的温度超标程度以及设备重要性等方面, 其中需要注意的是在负荷率较小时, 温度超过了标准或者是当设备承受机械应力较大的设备应当严格对待。
3.2 相对温差判断法
(1) 如果有导流部分热像异常的情况在电流致热型的设备当中出现, 就能够按照温差公式将相对的温差值计算出来, 此外, 对于设备的缺陷性质也能够通过温差值进行计算。
相对温差可用下式求出:
式中:T0表示的是环境参照体的温度
1和T1表示的是发热点的温升和温度
2和T2表示的是正常相对应点的温升和温度
(2) 对于温度升高较小、负荷率较小, 但是设备的相对温差较大的情况下, 可以将负荷电流适当的增加, 再进行一次复测, 从而将设备的缺陷性质确定出来。
3.3 同类比较法
(1) 在同一个电气回路当中, 三相设备与其电流对称相同的时候, 就可以进行对应部位温升值的相互比较, 就能够将设备是否运行正常判断出来。如果设备在同一时间出现异常状况, 就能够比较同一回路当中的同类设备。当考虑到负荷电流对其的影响的时候, 则是因为其三相负荷电流出现了不对称情况。
(2) 对于电压致热型设备具有相同的型号, 判断设备正常情况则可以考虑到对应点的温升值。电压致热型设备的缺陷的确定则可以通过允许温升或者是同类允许温差进行判断。当然, 通常来说, 重大的缺陷是定额在同类型的温差高于了允许温升值30%以上的时候。
3.4 热图谱分析法
在同类型设备正常、异常状态之下热象图存在的差异就能够判断出温度异常设备的缺陷。
3.5 档案分析法
可以根据试验报告来分析同一设备在不同时期的检测数据 (例如温升、相对温差和热像图) , 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。
4 经济效益分析
我公司自2005年购进日本航空电子公司生产的TVS—2100型红外热像系统, 经过理论分析并结合电气设备测试的特点, 对全公司35KV～110KV共计168条架空输电线路进行了全面的红外普测工作, 在七年的检测工作中共发现各类缺陷212处, 其中重大缺陷57处, 紧急缺陷71处, 一般缺陷84处。
在兰州电网红外普测的同时, 我们有选择地对重点区域进行了连续红外检测诊断, 检修单位对检测出的热缺陷故障及时进行了认真处理, 使线路设备过热故障逐年下降, 同时检修效率及质量也有了显著提高, 由于对检测出的热态异常处认真分析、正确分级, 根据不同过热等级, 分别采取加强监督、安排计划、申请停电等不同的处理方式, 优化安排检修计划, 并及时停电处理了多起热故障, 避免了重大事故的发生, 使电网的运行稳定性和可靠性得到了极大提高, 取得了显著的经济效益和社会效益。
总之, 自我公司开展红外测温工作以来, 我们发现了大量的设备缺陷和隐患, 取得了明显的经济效益和社会效益。通过近几年艰苦细致的测试工作, 加上检修质量的不断提高, 我局电力设备的热缺陷已经越来越少, 供电可靠性越来越高。我们相信, 随着电力红外诊断技术自身的不断完善和发展, 它一定会在电力系统中发挥越来越重要的作用。
5 结语
(1) 在电气设备的诊断与线路热故障的分析方面, 电力红外诊断技术是非常先进, 并且具备有效性的一门技术。红外线测温在检测当中属于非接触式的方法:其一, 在设备运行的情况下, 停电所花费的时间减少了;其二, 对于设备来说, 红外线测温技术不会产生任何的伤害, 也能够对热状态的变化进行准确的掌握, 从而确定出检修设备的时间。
(2) 使用红外检测技术, 其工作效率较高, 而且测试速度较快, 对于故障部位的显示与严重程度都能够清晰地显示出来。相比传统的方式, 更加有效。
(3) 红外检测技术不仅可以发现设备外部过热, 还可以检测出设备内部缺陷发热点, 从而弥补了常规试验的不足。
(4) 红外诊断技术, 在检查设备是否正常运行时, 可以采取对设备温度进行检测的方式进行, 进而对于设备的维修以及事故的防范提供有利的科学依据。
(5) 红外检测技术应用于电力系统中将大大提高供电可靠性、减少停电次数, 有效地将事故消灭于萌芽状态, 从而保证了电网的安全稳定运行, 取得了显著的经济效益和社会效益。
摘要：对红外技术的基本工作原理, 红外检测设备种类及其特性比以及红外诊断技术的故障判别方法进行讨论, 对影响红外诊断的因素进行了分析并提出了解决对策, 并从实际应用角度出发对高压设备易发生故障部分进行了实例判断及原因分析。
关键词：红外检测,高压设备,故障诊断
参考文献
[1]吴存衡等.导体接头过热的早期诊断和防治[J].华东电力, 1995, 23 (11) :24
[2]带电设备红外诊断技术应用导则.中华人民共和国电力行业标.DL/T664—1999
红外检测诊断 篇6
国内60年代末电力系统在科研单位协助、配合下研制成功分体式远程红外温度计, 开始了输电线路缺陷的诊断, 在1975年跨越长江线路发生断线坠江事故中查清了2号导线事故原因, 而且通过检测发现了1号导线隐患, 避免了重演类似事故。之后产品经改进完善得到推广应用。80年代后期, 一些电力中试所引进国外红外热像仪开展外部缺陷红外诊断, 并对高压输电线路导线连接件及劣化线路绝缘子进行直升飞机红外航测试验和研究, 取得了不少成功的经验。90年代许多电力单位开始购置仪器开展红外检测, 有些电力试验研究单位对各类高压电气设备内部故障开始了研究。
国外早在1949年就有人首次提出和利用红外技术探测输电线路过热接头的设想。随着探测元件和仪器进步, 1965年红外测温仪在工业设备、输热管道、电机、变压器和电缆接头检测是得到应用。同时一些技术发达国家的电力公司应用热像仪装置在直升飞机上开展了高压输电线路的巡线航测。
当前, 电力工业正处在大电网、大机组、大电厂、超高压、现代化方向的发展时期, 新技术不断引进, 设备正在更新换代, 管理体制和管理方式正在不断改革和完善, 技术和电网运行水平的要求正在不断提高。因此设备维修不能再采用经历多年的“事后维修”、“定期预防维修”方式、按照国外经验, 方向是“状态维修和预知维修”。这种方式要求管理方面采用“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, 技术方面大力采用设备监测和诊断技术、其他修理技术, 其中设备故障诊断技术更为引起人们重视。设备故障诊断常称为设备技术诊断简称技术诊断。技术诊断的特点是“依据设备运行中发生的各种信息来识别, 或者通过对结构、零部件的激励产生的信息来诊断其损伤”。因此, 理论基础广泛, 涉及自然科学各个学科, 最多的是高等数学和现代数学各个分支;计算机技术;物理学中热学、光学和声学;化学等。
2 红外技术的技术诊断方式
技术诊断通常采用两类装置:
2.1 在线监测系统
在线监测系统又可分为长期性、周期性和随时性监测系统。按照不同的要求研制, 通常包括信号采集、数据处理、故障诊断和超载报警等部分。
2.2 便携式简易诊断装置
如超声波探伤器、测振仪、转速表、轴承分析仪、红外温度计、热像仪, 主要用于巡回点检。当前这种装置发展中出现数据采集系统, 用微机辅助采集记录、分析、存贮和查询采集的数据, 还可作简单趋势分析。
当前装置诊断部分的发展方向是建立智能诊断系统, 已有“基于知识的专家系统”和“其于神经网络的智能诊断系统”被采用。
红外测温技术作为设备故障诊断中的一门新技术和新方法, 与其它技术 (超声技术、振动测量、色谱分析等) 的协调发展将推动设备维修制度的改革。
3 红外诊断技术在电力系统中的应用。
我们常将由发电厂的发电机、关电线路、变电所设备、配电网络和电力用户的用电设备连接而成的整体称为电力系统。从整个系统分析, 红外诊断技术已在下述范围得到应用。
3.1 电厂动力及热能设备的红外诊断
火电厂热力设备及管道保温状况的好坏, 直接影响散热损失大小和表面温度的高低, 影响设备能耗水平及其安全性。对保温层开展红外检测评价保温效果, 采取措施改善绝热状况可以达到节能、降耗的目的。
红外诊断在火电厂还可以进行锅炉火焰监测和燃烧状态的判别与控制;对汽轮机、燃气轮机和锅炉等热力设备在高温、高压下的蠕变与疲劳损伤 (甚至断裂) 的监测;储煤自燃隐患的诊断;阀门泄漏、设备零件缺陷的红外无损检验;转动机械轴系过热故障的诊断等。
电力系统电气设备中, 导流回路连接故障;电气设备绝缘故障;磁回路漏磁或绝缘局部短路引起局部环流或涡流发热;绝缘瓷瓶故障等等会导致设备运行中温度或温度分布异常, 可采用红外测温方式进行诊断, 由于检测必须在设备带电状态下才能有效, 因此常称为“带电设备红外诊断”。
4 红外 (点) 测温仪的选择原则
红外 (点) 测温仪使用简单, 携带方便, 是故障维修的得力工具。
选择红外 (点) 测温仪要遵循以下原则
4.1 设备的灵敏度要高
一旦被测物体的温度有所变化, 其辐射的能量就会改变, 就会找到这个变化点, 容易测出。
4.2 仪器的温度测量范围要广
有些元器件对温度反应不同, 范围广就可以减少工作量, 增加工作效率, 减少损失。
4.3 方便测量
通过红外测温来测量的目标通常都不需要与之直接接触, 这就要求红外测温仪可以远距离测量远距离, 有些高速运动体、旋转体、带电体、高温高压物体、低热容量物体 (薄膜、低能、电子零件) 、热接触困难物体 (硅瓦、路面、粗糙表面物体) 、热平衡缓慢物体 (橡胶、塑料、绝缘子) 温度的测量不能与其接触这就要求红外测温仪可以非接触测量。
4.4 测得的结果准确度高
红外测温被测物接触, 这就要求仪器的准确度要高。
4.5 仪器的响应速度快
煤矿甲烷红外检测系统 篇7
甲烷是一种易燃、易爆气体, 是矿井中瓦斯的主要成分。一般认为, 甲烷在大气中的爆炸下限为5.0%, 上限为15.0%, 在浓度为9.8%时最容易爆炸。长期以来, 国内煤矿安全监控系统普遍采用热催化元件检测甲烷浓度, 该检测方式易受高浓度甲烷和硫化物的毒化, 使用一段时间后, 存在着零点漂移、灵敏度下降等问题, 严重威胁井下人员的生命安全。本文介绍一种基于光谱吸收检测原理的煤矿甲烷红外检测系统, 该系统通过测量红外光穿过甲烷气体后的透射比计算甲烷浓度, 可有效弥补采用热催化元件检测方式的缺点[1], 保证甲烷浓度检测与报警的准确性。
1 红外差分吸收检测原理
煤矿甲烷红外检测系统是基于气体的红外选择性吸收原理设计的:具有非对称双原子或多原子分子结构的气体在中红外波段均有特征吸收光谱, 当光源的发射波长与气体的吸收波长相吻合时, 就会发生共振吸收, 遵循朗伯-比尔定律[2]:
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式中:I (λ) 为透射光的强度;I0 (λ) 为入射光的强度;α (λ) 为气体的吸收系数;L为气体的吸收光程;C为被测气体的浓度。
考虑到光源、光探测器、背景噪声等因素引起的光强变化, 系统采用单光路、双波长结构补偿方法对甲烷气体实现差分检测。甲烷分子具有4个基频振动, 每一个基频振动对应1个光谱吸收区, 它们的波长分别为3.43 μm、6.53 μm、3.31 μm和7.66 μm[3]。本系统中, 光源为红外二极管 (LED) , 波长从可见光到5 μm, 探测器采用双通道热释电探测器, 测量滤光片的中心波长为3.31 μm, 带宽为0.15 μm, 与甲烷气体有较好的波长匹配。
红外甲烷传感器结构如图1所示, 红外光源发出的红外辐射穿过被测甲烷气体, 分别经中心波长λ1=3.31 μm的测量滤光片和中心波长λ2=4.0 μm的参考滤光片后, 分为2束单色光, 经过热释电探测器, 输出mV级的电压信号。
考虑到光路的干扰因素, 朗伯-比尔定律可以表示为
I (λ1) =K (λ1) I0 (λ1) exp[-α (λ1) LC+β (λ1) ] (2)
I (λ2) =K (λ2) I0 (λ2) exp[-α (λ2) LC+β (λ2) ] (3)
式中:K (λ) 为比例系数;β (λ) 为光路干扰系数。
由于λ1、λ2相差很小, 光同时接近和通过甲烷气体, 可以认为β (λ1) =β (λ2) , 调节光学系统, 使K (λ1) I0 (λ1) =K (λ2) I0 (λ2) , 则甲烷气体浓度可表示为
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由式 (4) 可看出, 测量系统从理论上完全消除了光路的干扰因素, 同时还消除了光源输出光功率不稳定的影响。
2 系统硬件设计
煤矿甲烷红外检测系统结构如图2所示。光源驱动电路是以NE555为核心组成的4 Hz对称方波振荡电路, 调制发光二极管, 产生测量用的方波光源信号, 该方波信号同时作为相敏检波的参考信号。光电转换后的信号经过前置放大、滤波电路和锁相放大电路后, 得到稳定的直流信号, 由微处理器S3C44B0X完成A/D转换, 并对携带甲烷浓度信息的数字量进一步滤波, 提高系统的灵敏度, 通过查表、线性插值计算出甲烷浓度, 在LCD上显示。如果甲烷浓度超限则通过声光报警电路发出报警信号, 并将浓度值通过串口上传给计算机, 实现浓度信息的保存与分析。
图2中, 锁相放大电路是一种以相关检测原理为基础的信号处理电路, 利用信号周期性和噪声随机性的差别, 通过互相关运算, 抑制噪声, 提高探测的灵敏度和信噪比[4]。
光源驱动电路输出的方波作为相敏检波的参考信号, 使相敏检波器处于开关状态。将方波参考信号展开为傅立叶级数:
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式中:n为谐波次数;f2为方波的频率。
当输入信号Us=Essin (2πf1t+φ1) 时, 则相敏检波器的输出为
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若f1=f2, 则式 (5) 中存在直流2Es/π·cos (φ1-φ2) =2Es/πcos θ, 其中θ=φ1-φ2, 为输入信号Us与方波参考信号Ur的相位差。相敏检波器的输出信号经过低通滤波器后只剩下直流分量2Es/πcos θ, 通过移相电路将输入信号Us与方波参考信号Ur的相位差调节为零, 则被检测出的信号即为与输入信号相关的直流分量2Es/π。
3 系统软件设计
微处理器选用三星公司生产的ARM7处理器S3C44B0X, 其内部集成了采用近似比较算法的8路10位ADC, 支持软件使能休眠模式, 以减少电源损耗。同时该芯片还集成了LCD控制器、2个UART通道、71个通用I/O口等部件, 能够胜任信息采集、显示、发送等功能。
系统软件主要完成初始化、数据分析处理、结果显示与传输等功能。系统上电后, 首先完成系统的初始化, 进入低功耗模式, 等待中断请求。软件采用去极值移动平滑数字滤波方法消除随机干扰, 提高了检测系统的灵敏度。ROM中存放事先标定好的线性系数, 系统工作时, 根据当前计算数据寻找相应的系数, 线性插值计算出当前的气体浓度, 并通过LCD显示, 如果气体浓度超限, 则发出报警信号。系统软件流程如图3所示。
在实现信号的放大滤波过程中, 虽然信号受到抑制, 但由于受到电子器件的限制, 信号仍受到影响, 为了提高测量精度, 本文采用去极值移动平滑法对经过A/D转换后的数字量进行滤波。该方法选择一个具有一定宽度的平滑窗口, 窗口内有n个实验点, 窗口内的数据采取先进先出的原则, xj为最近1次的采样值。将窗口内n次测量值去掉最大值和最小值后, 取平均值代替第j点的值:
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去极值移动平滑法消除了数据随机的突然变化对测量结果的影响, 既能消除脉冲干扰, 又能平滑滤波, 减少了误报警的概率。
4 实验结果
测量信号V1与参考信号V2以及甲烷浓度C存在如下关系:
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式中:N0为气体体积分数为0时测量信号V1和参考信号V2的比值;k0为比例常数;α为吸收系数;L为气体的吸收光程;C为甲烷浓度。
实验中选择气室长度L为5 cm, 采用扩散采样方式。室温条件下, 设定甲烷气体的满量程为甲烷气体的爆炸下限5%, 首先将甲烷体积分数为0时对应的N0值计算出来, 再根据实测的V1和V2计算K值, 实验中选取甲烷体积分数为0.5%、1%、…、4.5%、5%共10个点进行测量。根据测得的数据, 得到标定曲线, 如图4所示, 并将线性参数 (斜率和截距) 存入ROM中, 中间点采用线性内插求得。
正常工作时, 根据当前计算的K值和对应的线性参数计算出所测甲烷浓度。标定好系统后, 用标准甲烷气体对整个检测系统进行示值对比实验, 如表1所示。
根据公式undefined可得示值的相对误差, 其中:Cm为系统示值;Cs为标准气体浓度;R为量程, 根据表1, 可知系统的相对误差为1%。
用1%的标准甲烷气体对系统进行重复性试验, 连续运行10 h, 每1 h作为时间间隔注入标准甲烷气体, 记录数据如表2所示。由表2可以计算出单次测量的标准偏差:
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5 结论
针对现有煤矿甲烷检测装置存在的检测范围窄、寿命短、易受毒化、调校频繁等缺点, 本文设计了一种煤矿甲烷红外检测系统。该系统采用差分吸收检测原理和相敏检测技术, 使得传感器对环境光量变化、暗电流噪声、温度漂移的干扰均有一定的抑制作用。实验结果表明, 甲烷体积分数与K值呈线性关系, 所标定的传感系统的示值相对误差为1%, 气体检测具有良好的重复性。
参考文献
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