红外诊断常见故障影响因素工作程序和要求1

1、二、红外诊断常见故障、影响因素、工作程序和要求§1 各种电力设备的常见故障及红外诊断一、变压器的常见故障及红外诊断电力变压器是电力系统发电厂和变电站的主设备。由于它价值昂贵，而且担当着极为重要的角色，因此对电力变压器的状态检测和故障诊断具有重要意义。长期以来色谱分析是检测变压器运行中潜伏性故障的一种有效手段，随着红外检测技术的发展，红外诊断也显示出巨大的优越性，可以检测大型变压器的许多潜伏性故障。由于电力变压器的结构复杂，所包含的部件也特别多，出现的故障也各式各样。有很多故障用红外的方式来检测和诊断，效果很好；但也有些故障，用红外的方式来检测效果并不好。这是因为某些故障适合于红外检测

2、，而另外某些故障不适合于红外检测。例如介损试验，可以检测出许多绝缘性故障，但同样也无法检测出变压器内部线圈与铁芯间是否有局部放电一样。因此，即不能认为红外诊断技术是万能的，也不能认为它的作用不大；关键是它能做什么。下表列出了变压器的各种故障类型及诊断方法：电力变压器潜伏性故障类型及各种诊断方法电力变压器潜伏性故障类型故障表现特征潜伏期可采取的诊断手段红外成像诊断效果佳不佳视情况不同本体绝缘断线或断股三相直流电阻不平衡停电测试直流电阻围屏及绝缘纸间树枝状爬电线圈过热色谱分析长时间通过短路电流或长期过负荷引起线圈过热线圈过热色谱分析进水受潮、绝缘老化介质损耗增大停电测介损、泄漏电流、绝缘电阻、吸收

3、比、糠醛、聚合度介损超标严重时，可诊断套管套管端部密封不严，进水受潮介损增大、整体发热，严重者局放超标测介损、局部放电量，停电检修时检查渗漏油，造成油位低明显的冷热分界面停电检查内部引线接触不良或焊接不良，内部接头接触不良接头过热试温蜡片或红外测温仪引线变压器内部引线焊接不良，引线断股或连接不良三相直流电阻不平衡，局部过热停电测直流电阻，色谱分析外部引线与套管连接不良局部过热试温蜡片或红外测温仪引线支架受潮、绝缘老化介损增大，绝缘不良停电测介损、泄漏电流、绝缘电阻、糠醛、聚合度铁芯多点接地铁芯过热停电检查铁芯绝缘电阻，运行中用钳型电流表测外引接地电流电流较大时，接地线过热分接开关接触不良、过渡

4、电阻烧坏气体继电器动作报警停电测直流电阻，色谱分析绝缘部件击穿、支架受潮介损增大、局部放电停电测介损、泄漏电流、绝缘电阻、色谱分析机械部件失灵不能正确调整档位分接开关动作时发现冷却装置风扇电机过热过热潜油泵与变压器导油管连接不良、密封不严、进入空气，散热器阀门未打开巡视观察外壳涡流引起局部过热箱体局部过热示温蜡片，红外点温仪局部测温油枕积水，出现假油位油、水、空气温度不同1、变压器外部故障的红外诊断 变压器的外部故障主要包括导体连接不良、漏磁引起的箱体涡流和冷却装置故障等。由于这类故障都是暴露在变压器的外部，所以，与其它电气设备外部故障一样，可以直接利用红外热成像仪检测。导体外部连接不良故障诊

5、断当变压器与外部载流导体连接不良或松动时，因电阻增大而引起局部过热。其热像图是以故障点为中心的热像图。冷却装置及油路系统故障诊断变压器的冷却器、潜油泵、油箱、油枕、防爆管等冷却装置及油路系统，都在变压器外壳，它们的故障（无论是冷却管道堵塞、假油位还是潜油泵过热等），都能够直接在红外热像图上清晰地显示出来。而且，它们存在故障时的热像特征是一个以故障中心的热像分布图。例如，如果潜油泵过热，则油泵相连的部位有一个明显的热区；冷却器堵塞，则因堵塞处无热油循环，相应的热像是一个暗区（低温区）；假如油枕油位不足，则在热像图上可以清晰地看到油枕油面低落。变压器漏磁和箱壳涡流故障诊断由于设计或制造不良，变压器

6、会出现漏磁通，该漏磁通在箱壳上感应电动势并形成以外壳螺栓（大盖螺杆）为环流路径的箱体环流，从而造成箱体局部过热，引起螺杆温度很高（有的温度可达近200，如长沙天顶变电站2主变），以及色谱异常，严重时还会影响到变压器的正常运行。2、变压器内部故障的红外诊断变压器本体内部的故障，主要包括线圈、铁芯、引线、分接开关、本体绝缘、支架等部件存在的缺陷。由于变压器结构和传热过程的复杂性，要利用红外成像方法直接在线检测变压器本体内部的各种故障是十分困难的。但是，如果采用一些特殊的运行方式，在动态过程中诊断本体内部的某些故障有时还是可行的。例如，变压器在增减负荷中诊断；在停掉冷却器后诊断；在停电降温过程中诊断

7、以及在吊芯（罩）状态下外施激磁电压进行诊断等。非漏磁引起的箱体局部过热故障的诊断当变压器箱体表面出现过热而大盖螺杆又毫无发热迹象时，就要考虑这种发热迹象可能不是箱体漏磁产生的涡流所致，而是内部故障点产生的热功率传导到箱体表面的结果。铁芯局部发热故障的诊断变压器铁芯局部发热故障起源于铁芯迭片间短路或铁芯多点接地所致，由于这两种原因引起的铁芯局部发热故障都在变压器内部，所以只有在干式变压器才能进行在线红外检测。而对于油浸变压器而言，因故障点产生的热功率往往不能反映到外面来，除非通过铁芯接地线的电流较大时，接地线才会过热，故只能吊芯（罩）后适当外施激励电压进行检测。二、互感器的常见故障及红外诊断1、

8、电流互感器的常见故障及红外诊断内连接故障内连接发热的热像特征是一个以引出线头或串联变比分接处为中心的热像图，最高温在这些线头及顶部油面处。负荷变化时，该温度值会产生相应变化。绝缘性故障其热像特征与正常相比无明显变化，只是整体温度有所上升，可通过相间相互比较来判断。缺油故障。从热像图上可明显地分辨出有油部分和无油部分的分界处。2、电磁式电压互感器的常见故障及红外诊断电磁式电压互感器的内部故障主要是由于内部绝缘材料的介质损耗增大造成的。其热像图的主要特征是整体温度升高。电磁式电压互感器并联在线路中，长期工作在系统运行电压下，通过一次线圈的电流很小，接头一般不会存在发热现象。电压互感器的异常温升主要

9、是由于内部的绝缘材料存在缺陷，介损增大造成的。介损增大时，绝缘材料温度升高，加热绝缘油使绝缘油的温度上升，经热传导，热量通过顶帽和瓷套管向外界散出。由于内部热量要经过绝缘油和瓷套管才能传导过来，热量部分被油和套管吸收，所以检测时，其外表的温度与正常相比，温差不大。正常情况下电磁式电压互感器内部热损耗发热特征是一个以顶部（储油柜）为中心的热图，并有上高下低的温度分布。出现故障时，主要依赖于本体温度场的分析和三相同型设备之间温度场的比较。若被检测设备出现整体故障、绝缘性故障、铁芯故障或线圈故障时，均会引起油温升高。可以通过三相比较而鉴别出非正常的温升。在初步诊断出设备存在缺陷后，再由其它电气试验或

10、油色谱分析作出结论。电压互感器缺油时，可以从热像图上明显看出有油部位和无油部位的分界面，直观地作出结论。三、高压断路器的常见故障及红外诊断高压断路器作为电力系统最重要的控制和保护设备，无论系统处于空载、还是发生短路故障的情况下，都要求高压断路器在切换过程中必须能够按要求可靠地动作，所以及时准确地检测出高压断路器缺陷显得非常重要。高压断路器可以通过红外检测的故障主要有以下几种;1、载流回路故障载流回路故障主要由于载流体连接不良引起的过热，进而造成烧毁或断裂事故。有两种情况，其一是断路器外部接线端子或线夹与导线连接不良引起的接头过热；其二是由于断路器内部触头与端部连接处或动静触头接触电阻过大引起的

11、过热故障，其反映到外部的温度变化较小，检测时要注意与外部接头发热区分。2、少油断路器本体绝缘故障当断路器受潮时，其热像显示为整体发热特征，如果断路器本体相间达到3以上，并且开断负荷电流后，相间温差仍不改变，则可视为内部受潮严重，应尽快安排处理。四、避雷器的常见故障及红外诊断避雷器是用来限制由线路传来的雷电过电压或操作过电压一种电气设备，并联接在被保护设备的附近，使它们免遭过电压的损害，如果避雷器存在故障，就起不到保护作用，严重的还会影响其它设备的运行，酿成事故。由于高电压等级的避雷器垂直几何尺寸较大，本体对地杂散电容产生的容性电流接近或超过电导电流的数量级，故多节串联串联元件的组合型设备往往使

12、其靠上部元件的泄漏电流明显偏大，发热也较为严重，然后逐级递减，这是多元件组合型设备一个十分明显的发热特征。避雷器的故障1、受潮缺陷2、并联分路电阻的老化3、并联分路电阻电路的断裂4、非线性电阻阀片的老化以上各种类型的故障，在许多情况下均可能引起设备纵向的温度分布场出现不均匀，或者引起设备整体发热。当用红外热成像仪方法对各类避雷器进行故障诊断时，如果根据上述热像特征发现有不正常的发热，局部温度升高或降低，或者有不正常的温度分布，或者同类设备间的温度分布明显不一样，则可以判断为异常，应该引起注意，跟踪监测，并采取其它试验项目验证。五、电力电容器的常见故障及红外诊断电力电容器是电力系统较为普遍应用的

13、一种电力设备，根据用途不同，主要可分为四类：移相电容器（并联电容器）、串联电容器、耦合电容器（含电容器式PT）以及均压电容器（断口电容）。根据现场运行经验，电力电容器的故障主要有这几方面原因：受潮、绝缘老化、支架放电、漏油缺油、连接片脱焊、浸渍不良、CVT电磁单元绕组断线或短路等因素。1、受潮这是普遍发生的基本故障，由于密封件老化，制造质量不良或安装工艺粗糙可发生电容器芯体受潮，大多数故障点发生在电容器上部，通过冷热循环产生的负压进水，进水后可导致绝缘介质受潮，如电容器组、绝缘支架、纸板等，水分还会使某些铁件生锈，吸潮后的绝缘材料可使介损tg迅速增大而发热严重，同时，介质耐电强度大幅度下降。如

14、纸含水量从1增到8时tg可增长几百倍。2、绝缘老化运行年限较久的设备，长期耐电可致绝缘介质如油、纸、膜等性能劣化，介损tg与发热增加，比如，移相电容器在投运时间久后，大多数电容器的tg都有不同的增加。一般油的老化还伴随着气体的产生，使内部发生局部放电；老化还常引起酸值的增大并与某些金属形成盐类，这是tg增大的重要原因。3、支架放电耦合电容器内部用到绝缘支撑杆，由于与浸渍液之间的介电常数不一致，如果材质不好，支架沿面容易在场强集中处发生局部放电，长期作用处可致大面积炭化沟道，使缺陷扩大。支架放电通常在某种程度上与受潮有内在联系。放电还可产生油分子缩聚成X蜡而放出气体，使油中局放加剧。4、漏油缺油

15、当电容器底部密封结构不良时，导致漏油，漏油后会带来某种程度的受潮，主要是通过呼吸作用将潮气吸入。轻微的漏油或油位下降常不会产生严重问题，当漏油达到电容芯子的浸渍不良时，则使电容板间或端面出现气隙而发生放电，严重时会导致局部元件击穿扩大缺陷。如2002年长沙天顶变就发生过110KV耦合电容器电容芯部分击穿的缺陷。5、连接片脱焊这种故障大多是组装工艺不良引起，可能在出厂时就已存在或是运输、安装、运行过程中发生的，脱焊可致小范围局部放电，局部发热，长期作用使绝缘介质普遍劣化，并伴随大量X蜡产生。6、浸渍不良浸渍不良主要是浸渍时抽真空不够，使电容芯子残存气体，这些气体长期困于极板间绝缘内，在电场作用下

16、发生局部放电，损耗增加，甚至造成电容单元击穿。由于这种局部放电在芯子内部普遍存在，所致的劣化作用也是存在的，X蜡和气体的产生更是加剧局部放电，如此恶性循环，可使整体设备的性能彻底恶化。从上述故障分析中发现，大部分内部缺陷都伴随着产热量的增长，有的为整体发热，如受潮、浸渍不良、绝缘老化，有的为局部发热，如漏油、脱焊、支架放电等。因此，可以看出，缺陷通常总是伴随着某种不正常的发热或温度分布，通过外部温度检测诊断其故障的根据也就在于此。移相电容器和串联电容器的最高温度点一般在宽面垂直平分线的三分之二高度处左右，其余点温度略有降低。符合这一温度分布规律者为正常，否则说明有上述分析的缺陷的可能，检测时最

17、好结合相邻元件比对法进行判别，漏液可致上部某一界面出现温度骤减现象。耦合电容器的温升符合自上而下逐步微小递减的规律。局部发热一般是故障的体现。如支架放电、局部放电等，受潮可使整体发热或伴随局部发热；漏油则使本来温度最高的顶部瓷套表面出现界线明显的低温区，这是易于发现的。这类故障的检测结合相邻相或同相元件对比进行可提高诊断的准确性。运行中的断路器电容器几乎没有任何电压，只有在热备用时才承受电压，所以一般难以进行红外检测。六、高压套管的常见故障及红外诊断高压套管按结构特点可分为单一介质套管、复合介质套管和电容式套管三种。用红外热成像技术诊断出的高压套管故障主要有以下几种：套管绝缘故障。由于受潮和老

18、化造成的介质损耗增大或绝缘故障，其热像特征是呈现以套管整体发热的热像图。凡发现套管有大面积分布性过热的情况都应加以重视。当三相温差达到0.5以上时，或与上次测试相比，三相温差的变化超过0.5时，应尽早安排停电试验，以便确认是否存在缺陷。套管端部过热。主要是穿缆线与引线焊接不良，导电管与将军帽连接螺母配合不当，或因受外力作用致使接触电阻增大，在通过大电流时产生发热。这时可以明显见到以热源为中心的过热分布图像。套管与外接引线接触不良。油位不足。由于漏油或充油时没有排掉套管内的空气而造成的。从热像图上可以直观地看到液面处有油的下部与缺油的上部之间有明显的分界处。若严重缺油引起局部放电时，还可从热像图

19、上看到放电部位造成的局部温升。七、电力电缆的常见故障及红外诊断电缆导体连接不良产生局部过热。从热像图上可明显见到接触不良处造成的高温部位。此类故障若不早期处理可能恶化并造成电缆的热击穿，形成重大事故。电缆头绝缘局部缺陷在高压电缆头的三相分叉处，由于电缆头浇灌或包扎不良造成的绝缘缺陷。其热像是以电缆头分叉处某相为中心的局部发热热像图，这类缺陷在电缆缺陷中占的比重较多，具有相当的危险性，应特别注意。电缆整体绝缘不良。当几条负荷基本相同的同型号电缆并排在一起时，如果其中某一条电缆整体温度高于其它电缆较多时，可认为这条电缆存在内部绝缘性缺陷。八、发电机的常见故障及红外诊断大型发电机的许多故障可以用红外

20、成像方法进行检测和诊断，甚至有许多其它方法不便于诊断的故障用红外成像技术可以方便快捷地进行诊断。较为典型的故障有以下几类：定子线棒接头焊接不良；铁芯局部短路缺陷；电刷和集电环缺陷。定子接头焊接不良定子线棒接头的检测方面仍使用测量绕组直流电阻或测量焊接头直流电阻的方法，有时也使用涡流探测仪进行探测。但测量单个接头电阻的方法只能在初始安装时才有机会，当包上绝缘后，如要单个接头测量，则必须使用钻孔刺针来测量，这样的工作量很大，并且损坏接头处的绝缘，而且这种方法也不可能逐个接头地检测。对这类故障的检测使用红外成像诊断的方法就方便有效得多，主要可以采用以下两种方法：在线检测法和外施电流试验法。在线检测测

21、到的接头温度及热像图，是发电机运行时接头的真实温度及发热分布，综合反应了接头的焊接质量和散热状况；但是这种方法检测时要做好安全措施，并且对汽轮发电机来说几乎是不可能的，因为无论采取何种冷却方式的电机，其端部都是密封的，窥视窗可透过可见光，但红外光不能透过。外施电流有外施交流和直流两种，它是一种静态的检测法，可以在抽出或不抽出转子的状态下进行，由于不涉及转子旋转带来的安全问题，因此试验前可以把盖板全部拆除，方便检测。铁芯局部短路过热铁芯局部缺陷主要是硅钢片片间短路。局部短路点多数在齿部表面，也有一些在槽部、铁芯和轭背。铁芯局部缺陷的红外检测，主要是利用铁损和温升试验的同时检测发热点。电刷和集电环

22、缺陷电刷和集电环缺陷大多是电刷的辨电流分布不均匀，部分电流密度大的严重发热，外观变色甚至烧断，集电环表面同时被灼伤，出现子浊伤痕。严重时，集电环四周环火，机组被迫减小无功负荷甚至停机。红外检测相当有效，特别是满负荷在线监测，更加有效，电刷的相互位置、温度分布在热像图上一一对应。其它部位缺陷发电机端盖因漏磁所引起的涡流损耗发热，轴承发热，冷却系统局部堵塞等缺陷也可通过红外检测准确定位。§2 电气设备红外诊断的影响因素 电力设备故障红外诊断技术的关键是检测数据的真实性和可靠性，判断设备缺陷的准确性和合理性，因此，对检测中发现的设备缺陷特别是内部缺陷要排除可能造成误判断的各种因素，进行综合

23、分析、比较、确认，防止把正常运行的设备判断为不正常，或把有缺陷的故障设备判断为正常。 影响红外诊断的因素很多，归纳起来主要有大气的影响，距离系数的影响，被测物辐射率的影响，相邻设备热辐射的影响，风力的影响，视场角的影响等。一、大气吸收的影响红外线辐射在传输过程中由于大气吸收作用总要受到一定的能量衰减，即使选择的波长区域在“大气窗口”的范围，也不可能百分之百的通过，造成这种衰减的原因之一就是由于大气吸收的影响。所谓吸收，是指大气中的水蒸气H2O、二氧化碳CO2、臭氧O3等气体分子有选择地吸收一定波长的红外线，使一部分红外线能量衰减；并且被测物体距离越远，影响越大。因此，在室外进行红外成像诊断时首

24、先应选择在无雨无雾、空气湿度低于75的环境下进行；其次，要使用具有对大气衰减能补偿修正的红外热成像仪。二、大气尘埃及悬浮粒子的影响大气中尘埃及悬浮粒子的存在是红外辐射在传输过程中能量衰减的又一原因。这主要是由于大气尘埃及悬浮粒子的散射作用影响，使红外线偏离了原来的传播方向而引起的。当悬浮粒子半径远远小于红外线波长时，对检测几乎没有影响。当悬浮粒子半径与红外线波长大小接近时，对检测的影响就比较大。如云雾的悬浮粒子的大小与红外辐射的波长0.7617m相近，这种粒子的半径在0.5880m之间，如果相近波长区域红外线在这样的空间传输，就会严重影响红外诊断。因此，红外诊断应在无尘或空气较清新的环境条件下

25、进行。三、太阳光辐射的影响当被测的电气设备处于太阳光辐射下时，由于太阳光的反射和漫反射在314m波长区域内，且它们的分布比例并不固定，因这一波长区域与红外诊断仪器设定的波长区域相同而极大地影响红外诊断仪器，特别是红外热成像仪的正常工作和准确判断；同时，由于太阳光的照射造成被测物体的温升将叠加在被测设备的稳定温升上。所以，红外检测最好选择在天黑或没有阳光的阴天进行，这样检测的效果要好得多。四、风力的影响当被测的电气设备处于室外露天运行时，在风力较大的环境下，由于受到风速的影响，缺陷设备产生的热量会被加速散发，使裸露导体及接触件的散热条件得到改善，散热系数增大，而使热缺陷设备的温度下降；如风速达到

26、1.5m/s时，大约可使接触部位的发热温升下降一半左右。因此，室外进行设备红外检测时，应在无风或风力很小的条件下进行。若实在无法满足要求，可按下式进行校正：T0Tv·exp(v/k)T0、Tv分别为静止空气中的温升和实测温升（）V为风速（m/s）K为风向衰减系数，顺风取0.9，背风取1.3。五、辐射率的影响辐射率是一个描述被测物体相对于黑体辐射能力大小的物理量，一切物体的辐射率都在01之间，其值的大小与物体的材料、表面光洁度、氧化程度、颜色厚度等有关；红外热像仪从物体上接受到的辐射能量大小与该物体的辐射率成正比。实际被测物体与黑体的差别体现在辐射率，透射率和反射率上。黑体的辐射率1，

27、透射率0，反射率0；实际被测物体的辐射率<1，透射率>0，反射率>0，不同物质的、互不相同且随物体表面状况变化，它们在不同的温度和不同的波长有不同的值，这些因素是红外检测的现场主要误差来源，也是实际应用时的困难所在。实践证明，物体的辐射率，透射率和反射率这三个参数对波长最敏感，其次是被测物体的表面状态，再其次是温度。根据这个次序选择与设备测量范围相适应的红外仪器，并在使用中对被测物体的辐射率设定尽量准确。然后，根据被测物体的形状改变不同的检测角度和方向；不过，对运行的电力设备进行红外诊断时，大多情况下，是通过比较法来判断的，即相邻相的横向比较和本身不同部位的纵向比较，一般只需

28、求出其相对温度的变化，不必对辐射率的精度过分苛求，但要进行绝对温度准确测量时，必须事先知道被测物体的辐射率，否则测出的温度值将与实际值有较大的误差，如下表所示：同一缺陷随辐射率设置不同的对应关系（以PM695型红外仪为例）值0.10.20.30.40.50.60.70.80.9缺陷温度(刀闸刀口)260.9168.6130.9109.695.685.678.172.267.5缺陷温度（低值绝缘子）126.584.968.559.654.050.147.245.143.3辐射率与测试方向有关。检测时最好保持测试角在30°之内，不宜超过45°，当不得不超过45°时，应

29、根据经验对辐射率进行修正。确定目标物体辐射率的方法。对仪器本身有设定标校附件的情况，首先要用标准辐射率的定标物体进行定标校准温度及辐射率。若仪器没有定标附件，可采用如下方法进行定标校正。1.用点温计或热电偶测定物体的表面温度T，不断调节红外成像仪的辐射率值，使显示温度为T，则此时的值即为该物体的辐射率。2.用黑胶布贴在被测物体的表面（注意覆盖面要大于仪器的光学目标），将仪器的值设置为0.94，测得温度T，然后将仪器对准未覆盖部分，不断调整仪器的辐射率，使其显示值为T，则此时为该物体的辐射率。3.用高温发射涂料，这种涂料的辐射率为0.90.97，耐温600800，将涂料涂在被测物体部分表面并用仪

30、器测涂层处温度T；然后测未涂层处表面温度，不断调节辐射率设定值，使之与测涂层时的温度相同，在以后的实际测量中该物体就采用这一设定值。六、距离的影响被测目标物体的距离只有满足红外仪光学目标的范围，才能对物体进行准确的温度测量，目标物体太远，仪器收到的辐射能量减小，对温升较小的设备检测十分不利，同时仪器的距离系数不能满足远距离目标物体的检测要求时，在这种被测物体小于光学目标的条件下测温，一般会造成较大的误差。七、临近物体热辐射的影响当环境温度比被测物体的表面温度高很多或低很多时，或被测物体本身的辐射率很低时，临近物体的热辐射的反射将对被测物体的测量造成显著影响。由于反射等于一个负的辐射率，两种情况

31、下都将有一个较大的反射总量。被测物体温度越低，辐射率越小，来自临近周围物体的辐射影响就越大。如果被测物体与周围环境之间的温差小，35m和812m两个波长区域都会受到相同的影响。如果被测物体的温度大大高于环境温度，35m波长区域测得的结果受环境温度的影响就要小得多。§3 电气设备红外诊断的工作程序和要求一、开展红外诊断工作的程序电气设备故障的红外成像诊断工作在我省普遍全面开展已有3年多，各单位都取得了一定的现场经验，为了更加有效的开展该项工作，笔者认为应当注意以下几点：第一，在思想上重视，不能认为很简单，“只是查查接头是否过热而已”，这必然导致工作不可能达到应有的深度，取得应有的效果。

32、第二，成立组织机构，相对固定测温工作人员；明确由谁来承担具体工作、谁来归口管理、谁来领导等。第三，组织与该项工作有关的工作人员及领导加强专业方面的学习、培训，真正了解和掌握有关的理论、技术、实践等方面的问题。尤其要必须了解电力设备红外诊断技术包含哪些问题、能诊断哪些类型故障、如何诊断、工作如何安排等。第四是建立完善的规章制度和工作要求并进行管理方面的配套。第五加强缺陷报告的分析，监督缺陷处理的流程管理。二、对工作人员的要求1、 红外测温工作人员要求工作认真负责，责任心强；爱惜设备；身体健康，适于晚上工作。2、 熟悉红外诊断技术的基本原理，红外仪器的工作原理、操作步骤、使用要求。3、 接受专业培

33、训，学会正确的掌握使用，操作方法和掌握一定的使用技巧。4、 了解电力设备的工作原理、内部结构、外部接线，运行状况和导致设备故障的基本因素。5、 遵守电业生产安全工作规程和生产现场的安全规定，操作时严格保持对带电设备相应电压等级的安全距离。6、 根据不同的气候条件，环境温度，负荷电流，发热部位等对现场测温可能造成的影响，掌握所应采取的对比分析、推导倒的方法并进行综合判断的能力。 三、对管理制度的要求1、成立专门的管理机构，明确各岗位人员责任，并制定相应的待遇和奖罚措施。2、制定检测设备范围，检测周期和检测内容。3、建立完善电力设备缺陷的档案管理制度，形成缺陷处理的闭环处理。四、对检测工作的要求1

34、、应检测的设备：包括各电压等级中具有电压、电流致热效应或其他致热效应的设备，如变压器、断路器、互感器、避雷器、电容器、电抗器、刀闸、高压电缆、高压套管、绝缘子、载流导线、低压电器和二次回路等。2、检测的分类2.1一般检测：对检测的环境和仪器要求较低，适宜对被检测设备进行大面积快速扫描，主要检测电流致热引起的发热，用于监测设备整体发热状况。2.2准确检测：对检测环境和仪器要求较高，特别要消除风速和其它热辐射的影响，主要检测电压致热引起的内部缺陷，用于对设备的故障准确判断。3 、检测周期3.1 变电设备每年应确保安排两次普检，原则上要求分别在每年的第二季度（防暑度夏）和设备集中预试前进行；当两者时

35、间接近或重合时，可统一安排一次普检，而将第二次普检安排在当年的冬季用电负荷高峰时进行。3.2 红外检测的临检工作视实际情况在必要时进行安排。3.3 新设备或重要设备大修投运后在一个月内（但最早不得低于24h）应检测一次。4、 环境条件4.1被检设备为带电运行设备，并尽量避开视线中的遮挡物，如铁门和盖板等。4.2检测环境温度一般不低于5、空气湿度不大于85。4.3检测不应在雷、雨、雾、雪等天气情况下进行，风速一般不大于5m/s。4.4检测时以阴天、多云气候为宜，晴天要避开阳光直射或反射，一般在日落后2小时进行。5 、现场操作5.1 正常的电力设备普查，最好安排在气温高、负荷重的季节进行。以提高发现缺陷的辨别率和防止高温季节重负荷条件下突发事故的发生。5.2 检测温升所用的环境温度参照体应尽可能选择与被测设备类似的物体，且最好能在同一方向或同一视场中选择。 5.3 对设备负荷率低于50的局部缺陷所测的温升值应按经验公式T额TS·（IN/IS）1。8换算到额定负荷下的温升，以进行缺陷程度的判别。5.4 红外热像仪应在安全距离允许范围内尽量靠近被检测设备，以提高红外热像仪对被检测设备表面细节的分辨能力及测温精度。有条件时，可使用中、长焦距镜头，线路检测一般需使用长焦距镜头。5.5 尽量准