带电设备红外诊断关键技术应用导则.doc

中华人民共和国电力行业原则
带电设备红外诊断技术应用导则
DL/T 664—1999
Technical guide for infrared diagnosis of alive equipment

中华人民共和国国家经济贸易委员会1999-08-02批准 1999-10-01实行
前 言
本原则是依照原电力工业部1995年电力行业原则筹划项目(技综［1995］15号文)安排制定。本原则项目承担单位为河北省电力局，由省局委托邯郸电业局承办。制定本原则目是指引设备管理人员和现场工作人员，应用红外诊断技术对带电设备表面温度场进行检测和诊断，发现设备缺陷和异常状况，为设备检修提供根据，为开展设备状态维修创造条件，提高设备运营可靠率。本原则是在没有国内外类似原则借鉴状况下，由起草人员通过调查研究，收集了国内外应用成果和科研成果，通过度析、综合和实验验证，多次征求专家意见，重复修改而制定。本原则实行将对电力行业红外诊断技术进一步推广及设备检修制度改革起推动作用。
本原则附录A、附录B、附录C都是原则附录。
本原则附录D、附录E、附录F、附录G、附录H都是提示附录。
本原则由中华人民共和国电力公司联合会原则化部提出并归口。
本原则起草单位：邯郸电业局、华北电力科学研究院、国家电力公司热工研究院、福建省电力实验研究所、江西省电力实验研究所、广东省电力实验研究所、内蒙古电力科学研究院。
本原则重要起草人：胡世征、程玉兰、廖福旺、陈洪岗、杨楚明、侯善敬、赵墨林、李世忠、申兴忠、胡洪钧、阎军、陈永义。
本原则由中华人民共和国电力公司联合会原则化部负责解释。

1 范畴
本原则规定了红外诊断对象、诊断办法和设备缺陷判断根据，对红外检测和诊断技术管理工作提出了规定。本原则合用于电力行业中具备电流、电压致热效应或其她致热效应设备。电力顾客对带电设备进行红外检测和诊断时，可参照本原则执行。
注：只要表面发出红外辐射不受阻挡，都属于红外诊断技术有效监测设备，例如：旋转电机、变压器、断路器、互感器、电力电容器、避雷器、电力电缆、母线、导线、绝缘子串、组合电器、低压电器及二次回路等。
2 引用原则
下列原则所包括条文，通过在本原则中引用而构成为本原则条文。本原则出版时，所示版本均为有效。所有原则都会被修订，使用本原则各方应探讨使用下列原则最新版本也许性。
GB 755—87 旋转电机基本技术规定
GB 763—90 交流高压电器在长期工作时发热
GB/T 7064—1996 透平型同步电机技术规定
GB 7674—87 六氟化硫封闭式组合电器
GB/T 12604.9—1996 无损检测术语 红外检测
DL/T 572—95 电力变压器运营规程
DL/T 596—1996 电力设备防止性实验规程
3 定义
本原则采用下列定义。
3.1 带电设备 alive equipment
传导负荷电流(实验电流)或加有运营电压(实验电压)设备。
3.2 温升 temperature rise
用同一检测仪器相继测得被测物表面温度和环境温度参照体表面温度之差。
3.3 温差 temperature difference
用同一检测仪器相继测得不同被测物或同一被测物不同部位之间温度差。
3.4 相对温差 relative temperature difference
两个相应测点之间温差与其中较热点温升之比百分数。相对温差δt可用下式求出：
(1)
式中：τ1和T1——发热点温升和温度；
τ2和T2——正常相相应点温升和温度；
T0——环境参照体温度。
3.5 环境温度参照体 reference body of ambient temperature
用来采集环境温度物体叫环境温度参照体。它也许不具备当时真实环境温度，但它具备与被测物相似物理属性，并与被测物处在相似环境之中。
3.6 外部缺陷 external defect
凡致热效应部位裸露，能用红外检测仪器直接检测出缺陷。
3.7 内部缺陷 internal defect
凡致热效应部位被封闭，不能用红外检测仪器直接检测，只能通过设备表面温度场进行比较、分析和计算才干拟定缺陷。
4 基本规定
4.1 对检测仪器规定
4.1.1 红外测温仪应操作简朴，携带以便，测温精准度较高，测量成果重复性要好，不受测量环境中高压电磁场干扰，仪器距离系数应满足实测距离规定，以保证测量成果真实性。
4.1.2 红外热电视应操作简朴，携带以便，有较好测温精准度，测量成果重复性要好，不受测量环境中高压电磁场干扰，图像清晰，具备图像锁定、记录和输出功能。
4.1.3 红外热像仪应图像清晰、稳定，不受测量环境中高压电磁场干扰，具备必要图像分析功能，具备较高温度辨别率，空间辨别率应满足实测距离规定，具备较高测量精准度和适当测温范畴。
4.2 对被检测设备规定
4.2.1 被检测电气设备应为带电设备。
4.2.2 检测时在保证人身和设备安全前提下，应打开遮挡红外辐射门或盖板。
4.2.3 新设备选型时宜考虑进行红外检测也许性。
4.3 对检测环境规定
4.3.1 检测目的及环境温度不适当低于5℃，如果必要在低温下进行检测，应注意仪器自身工作温度规定，同步还应考虑水汽结冰使某些进水受潮设备缺陷漏检。
4.3.2 空气湿度不适当不不大于85%，不应在有雷、雨、雾、雪及风速超过0.5m/s环境下进行检测。若检测中风速发生明显变化，应记录风速，必要时按附录D修正测量数据。
4.3.3 室外检测应在日出之前、日落之后或阴天进行。
4.3.4 室内检测宜闭灯进行，被测物应避免灯光直射。
4.4 检测诊断周期
4.4.1 运营电气设备红外检测和诊断周期，应依照电气设备重要性、电压级别、负荷率及环境条件等因素拟定。
4.4.2 普通状况下，应对所有设备一年检测一次，发电厂、重要枢纽站、重负荷站及运营环境恶劣或设备老化变电站可恰当缩短检测周期。
4.4.3 新建、扩改建或大修电气设备在带负荷后一种月内(但最早不得少于24h)应进行一次红外检测和诊断，对110kV及以上电压互感器、耦合电容器、避雷器等设备应进行精确测温，求出各元件温升值，作为分析这些设备参数变化原始资料。
4.4.4 旋转电机检测诊断周期应参照DL/T 596—1996第5章及本原则附录B和附录C关于规定执行。
4.5 操作办法
4.5.1 红外检测时普通先用红外热像仪或红外热电视对所有应测部位进行全面扫描，找出热态异常部位，然后对异常部位和重点检测设备进行精确测温。
4.5.2 精确测温应注意下列各项：
a)针对不同检测对象选取不同环境温度参照体；
b)测量设备发热点、正常相相应点及环境温度参照体温度值时，应使用同一仪器相继测量；
c)对的选取被测物体发射率(见附录E)；
d)作同类比较时，要注意保持仪器与各相应测点距离一致，方位一致；
e)对的键入大气温度、相对湿度、测量距离等补偿参数，并选取恰当测温范畴；
f)应从不同方位进行检测，求出最热点温度值；
g)记录异常设备实际负荷电流和发热相、正常相及环境温度参照体温度值。
4.6 设备缺陷性质
4.6.1 普通缺陷，是指对近期安全运营影响不大缺陷。可列入年、季度检修筹划中消除。
4.6.2 重大缺陷，是指缺陷比较重大，但设备仍可在短期内继续安全运营缺陷。应在短期内消除，消除前应加强监视。
4.6.3 紧急缺陷，是指严重限度已使设备不能安全运营，随时也许导致发生事故或危及人身安全缺陷。必要尽快消除或采用必要安全技术办法进行解决。
5 诊断办法和判断根据
5.1 表面温度判断法
依照测得设备表面温度值，对照GB 763关于规定(见附录A)，凡温度(或温升)超过原则者可依照设备温度超标限度、设备负荷率大小、设备重要性及设备承受机械应力大小来拟定设备缺陷性质，对在小负荷率下温升超标或承受机械应力较大设备要从严定性。
5.2 相对温差判断法
5.2.1 对电流致热型设备，若发现设备导流某些热态异常，应按4.5规定进行精确测温，按公式(1)算出相对温差值，按表1规定判断设备缺陷性质。
表1 某些电流致热型设备相对温差判据
设备类型
相对温差值%
普通缺陷
重大缺陷
视同紧急缺陷
SF6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
其她导流设备
≥35
≥80
≥95
5.2.2 当发热点温升值不大于10K时，不适当按表1规定拟定设备缺陷性质。对于负荷率小、温升小但相对温差大设备，如果有条件变化负荷率，可增大负荷电流后进行复测，以拟定设备缺陷性质。当无法进行此类复测时，可暂定为普通缺陷，并注意监视。
5.3 同类比较法
5.3.1 在同一电气回路中，当三相电流对称和三相(或两相)设备相似时，比较三相(或两相)电流致热型设备相应部位温升值，可判断设备与否正常。若三相设备同步浮现异常，可与同回路同类设备比较。当三相负荷电流不对称时，应考虑负荷电流影响。
5.3.2 对于型号规格相似电压致热型设备，可依照其相应点温升值差别来判断设备与否正常。电压致热型设备缺陷宜用容许温升或同类容许温差判断根据拟定。普通状况下，当同类温差超过容许温升值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影响。
5.4 热谱图分析法
依照同类设备在正常状态和异常状态下热谱图差别来判断设备与否正常。
5.5 档案分析法
分析同一设备在不同步期检测数据(例如温升、相对温差和热谱图)，找出设备致热参数变化趋势和变化速率，以判断设备与否正常。
6 各种电气设备红外诊断导引
6.1 发电机和电动机
6.1.1 定子绕组接头质量不良
检测办法分为外加电流检测法(见附录B)和停机直接检测法。
外加电流检测法是在发电机或电动机定子绕组中加入实验电流IS，待温升稳定后，对所有绕组接头进行热谱图记录并分析。合用于透平型发电机、水轮发电机和电动机。判断根据见表2。
表2 定子绕组接头质量诊断判断根据
序号
分析办法
判 断 依 据
说 明
1
直方图法
①温度低且分布集中接头质量良好；
②温度高且分布离散接头有缺陷；
③温度值高且远离持续分布区接头有重大缺陷
合用于接头构造一致电机
2
数据记录法
温差ΔT超过下列数值为有缺陷：
①IS=0.5Ie时，绝缘头为10K，裸露头为5K；
②当IS为其她值时，绝缘头为10K×2IS/Ie，裸露头5K×2IS/Ie
①Ie为电机额定电流；
②合用于接头构造复杂电机；
③依照接头构造分类记录测温成果；
④去掉明显高温值，取别的温度值加权平均值Tp，求出各接头温差ΔT=T-Tp
停机直接检测法合用于能迅速停机并可以不久进入检测位置水轮发电机。它运用负荷电流余热对接头进行热谱图记录并分析。判断根据见表2。诊断实例见附录H图H1和图H2。
6.1.2 定子铁芯绝缘质量不良
6.1.2.1 实验办法见附录C，判断根据见DL/T 596—1996表1第10项。
6.1.2.2 对于200MW及以上透平型发电机，实验时磁通密度宜为1.4T或不不大于80%设计磁密。诊断实例见附录H图H3。
6.1.3 碳刷和集电环接触不合格
碳刷和集电环检测宜在机组满负荷时进行。集电环温度及温升限值按GB/T 7064和GB 755执行，普通温升限值80K，温度限值120℃。当温升或温度均未超过限值时，对温度分布不均匀，超过平均温升30K碳刷应视为不合格。诊断实例见附录H图H4。
6.1.4 其她部位缺陷
发电机或电动机端盖因漏磁所引起涡流损耗发热，轴承发热，冷却系统局部堵塞等缺陷也可通过红外检测准拟定位。
6.2 变压器和电抗器
6.2.1 箱体涡流损耗发热
变压器漏磁通产生涡流损耗引起箱体或某些连接螺杆发热，其热像特性是以漏磁通穿过而形成环流区域为中心热谱图。
涡流损耗所引起箱体温度不得超过DL/T 572—954.1.3所规定顶层油温容许值。诊断实例见附录H图H5。
6.2.2 变压器内部异常发热
当变压器内部浮现异常发热时，有也许引起箱体局部温度升高。这种热谱图不具备环流形状。此类缺陷同步伴有变压器内部油气化，可采用红外诊断与色谱分析相结合办法进行判断。诊断实例见附录H图H6。
6.2.3 冷却装置及油路系统异常
6.2.3.1 潜油泵过热
热谱图上有明显热区。
6.2.3.2 管道堵塞或阀门未开
无热油循环某些管道或散热器在热谱图上呈现低温区。诊断实例见附录H图H7。
6.2.3.3 油枕缺油或假油位
热谱图上油枕内油气分界面清晰可辨。
6.2.3.4 油枕内有积水
热谱图上油枕底部有明显水油分界面。
6.2.4 高压套管缺陷
6.2.4.1 介质损耗增大
热像特性是套管整体温度偏高。正常时同类比较相间温差不应超过1K。诊断实例见附录H图H8。
6.2.4.2 套管缺油
热谱图上有明显油气分界面。诊断实例见附录H图H9和图H10。
6.2.4.3 导电回路连接件接触不良
热像特性是一种以发热点为中心热谱图。可依照5.2和5.3关于判据来判断。
6.2.5 铁芯绝缘不良
干式变压器在热谱图上体现为以缺陷部位为中心局部温度升高。油浸式变压器在吊罩后施加一定实验电压才干观测铁芯绝缘损坏状况，必要时配合变压器大修进行。
6.3 高压断路器
6.3.1 外部连接件接触不良
同6.2.4.3。诊断实例见附录H图H11。
6.3.2 内部连接件接触不良
是指封闭在断路器内部动静触头、中间触头及静触头座接触不良。
6.3.2.1 少油断路器
少油断路器进行相间比较时，相间温差不应不不大于10K。为便于掌握少油断路器内部温度状况，可参照表3内外部温差参照值。
a)动、静触头接触不良
是指动、静触头间接触电阻过大，引起发热，其热像是一种以顶帽下部为最高温度热谱图，以T1表达顶帽最高温度，T2表达瓷套外表温度，T3表达瓷套下法兰温度，则有T1>T3>T2，据此可定位缺陷部位在动静触头处。
b)中间触头接触不良
是指中间触头接触电阻过大，引起发热，其热像是一种如下部瓷套基座法兰为最高温度热谱图，有T3>T1>T2，据此可定位缺陷部位在中间触头处。
c)静触头基座接触不良
是指静触头基座与铝帽内台面接触不良而引起发热，其热像是一种以顶帽中部为最高温度热谱图，有T1>T3>T2，并且T3与T2接近，据此可定位缺陷部位在静触头基座处。
d)少油断路器内部缺陷性质判断
1)当内部元件温度(表面温度加内外温差参照值)超过附录A规定期应定为重大缺陷。
2)依照表面温度算出相对温差值，按表1规定判断。
表3 少油断路器内外部温差参照值
电压级别kV
各部位内外温差K
动静触头与顶帽
中间触头与法兰
基座连接与顶帽
6～10
30～40
20～30
20～30
35
40～50
30～40
30～40
110～220
50～70
40～60
40～60
诊断实例见附录H图H12～图H14。
6.3.2.2 多油断路器内部触头接触不良
是指断路器内部触头接触电阻过大，引起发热。其热像特性是箱体上部油面处温度较高，且温度从上至下是递减。进行相间比较时，油箱外表相间温差不应不不大于2K。诊断实例见附录H图H15。
6.3.2.3 其她断路器
其她断路器可参照本导则关于规定执行，如SF6断路器和真空断路器可参照5.2规定执行。
6.4 电压互感器
6.4.1 电磁型电压互感器
6.4.1.1 内部损耗异常
电磁型电压互感器储油柜表面温升及相间温差不得超过表4规定，必要时可配合色谱及电气实验成果综合分析，拟定缺陷性质及解决意见。诊断实例见附录H图H16。
表4 电磁型电压互感器容许最大温升和相间温差值
电压级别kV
表面最大温升K
相间温差K
6～10
—
4.0
35～66
5.0
1.5
110
5.0
1.5
220
6.0
1.8
6.4.1.2 缺油
在热谱图上油气交界面清晰可辨。当油面降至储油柜如下时互感器散热条件变坏，可引起整体温度升高。诊断实例见附录H图H17。
6.4.2 电容式电压互感器
6.4.2.1 分压电容器某些
同6.8.2。诊断实例见附录H图H33。
6.4.2.2 中间变压器某些
同6.4.1.1。
6.5 电流互感器
6.5.1 内部损耗异常
电流互感器储油柜表面温升及相间温差不得超过表5规定，必要时可配合色谱及电气实验成果综合分析，拟定缺陷性质及解决意见。诊断实例见附录H图H18和图H20。
表5 电流互感器容许最大温升和相间温差值
电压级别kV
表面最大温升K
相间温差K
6～10
—
4.0
35～66
4.0
1.2
110
4.0
1.2
220～500
4.5
1.4
6.5.2 内部连接件接触不良
其热像特性是以接触不良处为中心热谱图，最高温度在出线头或顶部油面处。此类缺陷性质可用5.2规定拟定。电流互感器内部连接件接触不良时，内外部温差为30K～45K，为了保证内部温度不超过附录A规定，油浸式互感器表面温度应限制在55℃如下。诊断实例见附录H图H19。
6.5.3 外部连接件接触不良
同6.2.4.3。
6.5.4 缺油
同6.4.1.2。
6.5.5 外壳发热
某些设计制造不合理干式电流互感器用导磁材料做外壳，并且没有采用限制磁通办法，因涡流损耗大而发热。诊断实例见附录H图H21。
6.6 电力电缆
6.6.1 出线接头接触不良
同6.2.4.3。诊断实例见附录H图H22。
6.6.2 电缆头局部绝缘不良
是指电缆头因加工不良或长期运营导致绝缘局部损伤、受潮、劣化等缺陷，其特性是电缆头交叉处浮现局部绝缘区域温升偏大。诊断实例见附录H图H23。
6.6.3 电缆头整体绝缘不良
是指电缆头因加工不良或长期运营导致绝缘整体受潮、劣化等缺陷，其特性是整个电缆头温度偏高。诊断实例见附录H图H24。
6.6.4 电缆头出线套管绝缘不良
是指35kV以上电缆出线套管因密封不良，引起进水受潮缺陷。其特性是套管整体温度升高，接近法兰中下部温度偏高，同类比较时相间温差不应超过0.5K。诊断实例见附录H图H25。
6.6.5 电缆整体发热
是指电缆绝缘老化或过负荷运营所引起缺陷。电缆及电缆头外表最高容许温升不得超过表6规定。
表6 各种电缆最高容许工作温升
电 缆 类 型
内部长期容许温度℃
表面容许温升K
带铠装
不带铠装
油性浸渍绝缘电缆
6kV如下
65
20
25
20kV～35kV
60
15
20
充油电缆
75～80
25～30
20～25
交联聚乙烯电缆
80～90
30～40
25～35
橡胶皮电缆
65
20
25
6.7 避雷器
6.7.1 普阀式避雷器
普阀式避雷器判断可按表7规定执行。当热像异常或相间温差超过表7规定期，应用其她实验手段拟定缺陷性质及解决意见。
表7 FZ型避雷器容许工作温升及相间温差参照值
电压级别kV
正常热像特性
异常热像特性
容许温升K
相间温差K
FZ-3～6
瓷套中上部有薄弱发热
发热区温升异常增大
0.5或1.0
—
FZ-10
1.0或1.5
0.5
FZ-15～35
瓷套上下各有一薄弱发热区
各发热区或元件间温升不一致，整体或个别部位温升异常增大
1.5或2.0
0.6
FZ-40～60
2.0或3.0
0.9
FZ-110
大多数组合元件上部有一发热区，且温升自上而下依次减少(有组合元也许有两个发热区)
元件发热限度不符合自上而下依次减少规律，整体和个别元件温升异常。
3.0或5.0
1.5
FZ-220
各元件上部有一发热区，且元件温升自上而下依次减少
7.0或9.0
2.7
注
1 配电型普阀避雷器正常时接近环境温度，凡浮现热区者均属异常。
2 容许工作温升大值合用于室内设备，小值合用于无风条件下室外设备

诊断实例见附录H图H26和图H27。
6.7.2 磁吹避雷器
磁吹避雷器诊断可按表8规定执行。当热像异常或相间温差超过表8规定期，应用其她实验手段拟定缺陷性质及解决意见。
表8 FCZ型避雷器容许相似温差及最大温升参照值
电压级别kV
正常热像特性
异常热像特性
容许温升K
相间温差K
FCZ-35
瓷套整体有轻微发热
局部或整体明显发热
0.5或1.0
—
FCZ-110
1.0或1.5
0.5
FCZ-220
资套整体有一定发热且上节温度略高
组合元件温升不符合上部略高规律，局部或整体明显发热
2.0或2.5
0.8
FCZ-330
2.5或3.0
0.9
FCZ-500
4.0或5.0
1.5
注
1 机电型2kV～15kV磁吹避雷器正常时瓷套基本无发热，凡浮现明显热区者均为异常。
2 容许温升大值合用于室内设备，小值合用于无风条件下室外设备

诊断实例见附录H图H28。
6.7.3 金属氧化物避雷器
无间隙金属氧化物避雷器诊断可按表9规定执行。当热像异常或相间温差超过表9规定期，应用其她实验手段拟定缺陷性质及解决意见。诊断实例见附录H图H29。
表9 金属氧化物避雷器容许相间温差及最大工作温升参照值
电压级别kV
正常热像特性
异常热像特性
容许温升K
相间温差K
3～20
整体有轻微发热，热场分布基本均匀
整体或局部有明显发热
0.5
—
35～60
1.0
—
110
1.0或1.5
0.5
220
1.5或2.0
0.6
330～500
3.0或4.0
1.2
注
1 有间隙金属氧化物避雷器正常时整体温度与环境温度基本相似，凡浮现整体或局部发热者均属异常。
2 容许温升大值合用于室内设备，小值合用于无风条件下室外设备

6.8 电力电容器
6.8.1 并联电容器(串联电容器)
并联电容器(串联电容器)判断按表10规定执行。当热像异常或同类相对温差超标时，应用其她实验手段拟定缺陷性质及解决意见。
表10 并联电容器(串联电容器)容许最大温升及同类相对温差值
浸渍材料
正常热像特性
异常热像特性
容许温升K
相对温差%
十二烷基苯
中上部及顶部铁壳有明显温升
整体或局部浮现异常高温升
75～Tom
≤30
二芳基乙烷
80～Tom
硅 油
85～Tom
注：Tom为设备安装场合年最高环境温度，若厂家另有规定按厂家规定执行
诊断实例见附录H图H30。
6.8.2 耦合电容器
耦合电容器判断按表11规定执行。当热像异常或温升超标或同类温差超标时，应用其她实验手段拟定缺陷性质及解决意见。
表11 耦合电容器容许最大温升及同类温差参照值
电压级别kV
正常热像特性
异常热像特性
容许温升K
同类温差K
35
瓷套表面有轻微发热
整体或局部有明显发热
膜纸0.5
油纸1.0
—
—
110～220
瓷套表面有一定发热
膜纸1.5
油纸3.0
0.5
1.0
330
膜纸2.0
油纸4.0
0.6
1.2
500
膜纸2.0
油纸5.0
0.6
1.5
注：耦合电容器上中部浮现明显温度梯度，也许是内部缺油，应依照详细状况判断
诊断实例见附录H图H31和图H32。
6.9 绝缘子
6.9.1 瓷绝缘子串
a)正常绝缘子串温度分布同电压分布规律相应，即呈不对称马鞍型，相邻绝缘子之间温差很小(参见附录F)。
b)低值绝缘子热像特性是钢帽温升偏大，零值绝缘子是钢帽温升偏低，污秽绝缘子体现为瓷盘温升偏大。诊断实例见附录H图H34和图H35。
6.9.2 支持绝缘子
正常支持绝缘子在接近导体处有轻微发热，异常绝缘子则体现为整体或局部明显发热。诊断实例见附录H图H36。
6.10 其她设备
6.10.1 导线、母线、隔离开关等连接部位接触不良。
同6.2.4.3。诊断实例见附录H图H37。
6.10.2 穿墙套管支撑板发热
大电流穿墙套管支撑铁板未开口，引起较大涡流损耗。诊断实例见附录H图H38。
6.10.3 阻波器内避雷器损坏
正常避雷器基本不发热。如明显发热阐明避雷器已损坏。诊断实例见附录H图H39。
6.10.4 二次回路接触不良
同6.2.4.3。诊断实例见附录H图H40。
7 红外检测和诊断工作技术管理
7.1 设备停电检修之前要做好红外检测诊断工作。必要时用其她检测手段核算红外诊断成果，检修后复查缺陷与否真正消除。
7.2 红外诊断提出缺陷应纳入设备缺陷管理制度范畴。
7.3 红外检测和诊断数据资料(涉及现场记录、设备照片、设备热谱图、磁盘(卡)、录像带及图像计算机分析解决记录等)，应妥善保管，备案存档。
7.4 现场记录应有专用表格(见附录G)。
7.5 红外检测和诊断人员应及时提出检测诊断报告。

附录A(原则附录)

《交流高压电器在长期工作时发热》(GB763—90)3.2条
电器中各零件、材料及介质最高容许温度和温升不应超过表A1中所规定数值。
注：空气和SF6用作高压电器产品介质时，其长期工作时最高容许温度和温升不需限制。
表A1 电器中各零件材料最高容许温度和温升
序号
电器零件、材料及介质
类别1)、2)、3)、4)
最高容许温度℃
周边空气温度为40℃时
容许温升K
空气中
SF6中
油 中
空气中
SF6中
油 中
1
触头5)、6)

裸铜或裸铜合金
75
90
80
35
50
40
镀锡
90
90
90
50
50
50
镀银或镀镍(涉及镀厚银及镶银片)
105
105
90
65
65
50
2
用螺栓或其她等效办法连接导体接合某些7)裸铜

(铜合金)和裸铝(铝合金)
90
105
100
50
65
60
镀(搪)锡
105
105
100
65
65
60
镀银(镀厚银)或镀镍
115
115
100
75
75
60
3
用其她裸金属制成或表面镀其她材料触头或连接8)

4
用螺栓或螺钉与外部导体连接端子9)

裸铜(铜合金)和裸铝(铝合金)

90

60

镀(搪)锡或镀银(镀厚银)

105

65

其她镀层8)

5
油开关用油10)、11)

90

50
6
起弹簧作用金属零件12)

7
下列级别绝缘材料及与其接触金属零件13)、14)、15)

a)需要考虑发热对机械强度影响

Y(对不浸渍材料)
85
90
—
45
50
—
A(对浸在油中或浸渍过)
100
100
100
60
60
60
E、B、F、H
110
100
110
70
70
60
b)不需要考虑发热对机械强度影响

Y(对未浸渍过材料)
90
90
—
50
50
—
A(对浸渍过材料)
100
100
100
60
60
60
E
120
120
100
80
80
60
B
130
130
100
90
90
60
F
155
155
100
115
115
60
H
180
180
100
140
140
60
c)漆

油基漆
100
100
100
60
60
60
合成漆
120
120
100
80
80
60
8
不与绝缘材料(油除外)接触金属零件(触头除外)

a)需要考虑发热对机械强度影响

裸铜、裸铜合金或镀银
120
120
100
80
80
60
裸铝、裸铝合金或镀银
110
110
100
70
70
60
钢、铸铁及其她
110
110
100
70
70
60
b)不需要考虑发热对机械强度影响

裸铜、裸铜合金、镀银
145
145
100
105
105
60
铝、裸铝合金、镀银
135
135
100
95
95
60
1)相似零件、材料及介质，其功能属于本表所列几种不同类别时，其最高容许温度和温升按各类别中最低值考虑。
2)本表中数值不合用于处在真空中零件和材料。
3)封闭式组合电器、金属封闭开关设备等外壳最高容许温度和温升由其相应原则规定(见表A2)。
4)以不损害周边绝缘材料为限。
5)当动、静触头有不同镀层时，其容许温度和温升应选用本表中容许值较低镀层之值。
6)涂、镀触头，在按电器相应原则进行下列实验后，接触表面应保存镀层，否则按裸触头解决。
a)关合实验和开断实验(如果有话)；
b)热稳定实验；
c)机械寿命实验。
7)当两种不同镀层金属材料紧固连接时，容许温升值以较高者计。
8)其值应依照材料特性来决定。
9)此值不受所连外部导体端子涂镀状况影响。
10)以油上层部位为准。
11)当采用低闪点油时，其温升值拟定应考虑油汽化和氧化作用。
12)以不损害材料之弹性为限。
13)绝缘材料耐热分级按GB11021规定执行。
14)对不需要考虑发热对机械强度影响铜、铜合金、铝、铝合金最高容许温度既不高于所接触绝缘材料最高容许温度，亦不得高于本表中序号8项b)所规定值。
15)耐热级别超过H级者以不导致周边零件损坏为限

表A2 组合电器外壳容许温升
外 壳 部 位
在环境温度为40℃时容许温升K
运营人员易触及部位
30
运营人员易触及但操作时不触及部位
40
运营人员不易触及个别部位
65
注：对温升超过40K部位应作出明显高温标记，以防维修人员触及，并应保证不损害周边绝缘材料和密封材料

附录B(原则附录)
发电机定子绕组接头质量外加电流检测法

B1 检测周期
B1.1 机组交接验收时。
B1.2 直流电阻超标时。
B1.3 更换绕组或绝缘后。
B1.4 必要时。

B2 检测规定
B2.1 外加电流可为直流或交流，直流电源可采用硅整流电源，直流电焊机或备用励磁机。
B2.2 电流值宜达到绕组额定电流Ie50%以上，受条件限制，可恰当减小。
B2.3 电流增长要分阶段进行，以0.1Ie～0.2Ie梯度上升，时间间隔为20min～30min。
B2.4 当绕组温升稳定期，对所有绕组接头进行热像记录。
B2.5 检测完毕后，将电流分段减少至零。
B2.6 对检测成果进行分析解决，找出有缺陷接头。
B2.7 对有缺陷接头进行解体分析，修复后复测。

B3 注意事项
B3.1 无条件抽出转子时，应采用办法使转子无剩磁。
B3.2 定子周边应无明显对流通风和各种热流。
B3.3 实验过程中要运用电机本来埋设测温元件检测铁芯和绕组温度，超过关于规定期应停止实验。
B3.4 绕组温升稳定是指绕组在外加电流不变状况下30min内温度上升不大于0.5℃。

附录C(原则附录)
发电机定子铁芯绝缘红外检测办法

C1 检测周期
C1.1 交接验收，定子安装完毕未穿转子前。
C1.2 第一次大修，转子抽出后。
C1.3 重新组装或更换、修理硅钢片后。
C1.4 更换定子槽楔后。
C1.5 必要时。
C2 检测办法
C2.1 依照关于参数和计算，选取适当励磁匝数和测量匝数，接线完毕后，用热像仪测量定子铁芯初始温度和环境温度。
C2.2 可以用厂用电源或用380V低压厂用电源经调压器升高后对定子铁芯励磁。普通来说125MW及如下汽轮发电机，运用380V直接合闸励磁能满足1T以上实验磁密。
C2.3 对200MW及以上汽轮发电机，为了使实验磁密符合6.1.2.2规定，可采用图C1并联补偿接线办法，减少实验电源容量。
C2.4 达到实验磁密10min后，开始进行红外检测，并依照热谱图将明显过热部位逐个做出标记。后来每隔10min检测一次，到规定实验时间时，还应测出铁芯齿最低温度，并把缺陷部位热谱图一一记录下来。
C2.5 对检测成果进行分析，温升和温差超过规定值部位应进行解决，解决后再复测。
C3 注意事项
C3.1 定子周边应无明显对流通风和各种热流。
C3.2 对汽轮发电机应将热像仪置于膛外，且在汽、励两侧检测；对直径较大水轮发电机，应在膛内检测。检测时应尽量减少漏磁对仪器影响。

B1—厂用变压器；C—电力电容器；
B2—中间变压器；WL—励磁线圈1匝；
T—三相调压器；WM—测量电压线圈1匝
图C1 200MW及以上汽轮发电机定子铁芯实验接线图
C3.3 对直径较大水轮发电机，应考虑由于磁密分布不均匀所引起误差。
C3.4 实验中若发现铁芯任意处温度超过规定值(普通为105℃)或有异常现象时，应及时停止实验。