110kV电缆终端红外测温培训系统开发

红外测温作为一项非接触式带电检测技术,可快速、安全地发现电缆终端异常发热缺陷.为了相应地提高巡检人员红外拍摄技能水平和图像分析能力,在总结归纳各类电缆终端故障案例特点的基础上,设计了一种110 kV电缆终端红外测温培训系统,该系统等比还原了110 kV电缆终端.内部结构采用110 kV终端样品和加热系统相结合,可真实模拟电缆终端运行工况;布置多个定制加热器及温控表,灵活配置发热状态;采用PID控温算法,使温度控制平稳;采用ModBus-Tcp协议与温控表通信,通过WiFi-485总线实现移动终端对温控箱的远程设置;人机交互界面可灵活设置温度并实时显示监测结果.该系统在实训中取得良好效果.     

110kV电缆复合套管终端漏油缺陷分析

针对某110kV电缆复合套管终端红外测温异常,对红外测温结果进行了分析,结合现场巡检终端漏油情况,判断该电缆缆复合套管终端出现了设备缺陷。通过对缺陷电缆终端进行解剖,对该类缺陷产生的原因和电缆终端的结构进行了探讨,指出"欧式无锥罩型复合套管终端"结构固有不足和施工终端头密封工艺不到位问题是该类电缆复合套管终端漏油、发热的原因,并提出了相应建议。     

一起单芯电缆GIS终端发热原因分析与处理

对一起使用红外热成像仪发现的110 kV电缆GIS终端发热情况进行简述,通过护套电流检测和环流计算等方法对发热的原因进行分析和探讨,及时处理了设备隐患,避免恶性事故的发生。通过本次事故的分析和判断表明红外测温和护套电流检测技术对发现电缆缺陷的重要作用。     

非典型110 kV电缆瓷套终端发热漏油缺陷分析

典型输电电缆瓷套终端尾管发热多为局部发热,在红外测温图片中表征为集中高亮度热点。针对某110 kV电缆瓷套终端红外测温中发现的尾管直至底座整体发热异常进行了分析,结合终端结构及后续现场抢修过程中发现的该组终端漏油情况,对此类整体发热特征缺陷的形成机理进行了探讨,指出该类终端结构上存在的问题及工艺上可能的诱因,并从结构和工艺上提出了相应的建议。研究结果可为高压输电电缆运维工作提供参考。     

某变电站35kV电缆终端发热原因分析及处理

介绍了一起35 k V电缆终端发热缺陷发现、分析及处理情况,通过对发热电缆终端进行解体、红外测温等方式,查找、分析发热缺陷产生的部位,并对地网引起的环流进行计算,确定缺陷产生的原因。同时,针对发热缺陷制定了对35 k V单芯电缆加装保护接地箱的整改措施,以确保35 k V电缆设备的安全可靠运行,并为同类缺陷的消除及后期基建工程电缆施工及验收提供了技术依据。     

最新绝缘文摘

高压充油电缆绝缘热老化的红外光谱分析研究／江裕熬，等／《高压电器》，2006，42(2)高压充油电缆绝缘老化与其绝缘内部微观缺陷的产生和发展以及油纸劣化有着极为密切的关系。笔者以充油电缆绝缘结构为研究对象，采用红外光谱分析技术对不同热老化阶段的电缆油油样进行了理化     

35kV电缆终端电压致热型缺陷分析与诊断

介绍35 kV三芯电缆单相终端结构及电场情况，结合利用红外检测技术发现的35 kV电缆终端电压致热型缺陷典型案例，分析电缆终端电压致热型缺陷的主要原因以及电缆终端表面相间温差与缺陷严重程度的正相关性，提出电压致热型缺陷检修与防范建议，为超前预防电缆线路隐患、降低非计划停电率提供参考。     

基于红外测温的变电站电缆缺陷分析与处理?

随着人们生活水平的不断提高，对电力系统的稳定、可靠运行也提出了更高要求。红外检测技术能对电力系统设备进行在线检测，及时发现设备缺陷，预测设备故障。介绍了一起由红外精确测温发现的变电站电缆缺陷，通过停电检查后确定了电缆缺陷所在，对缺陷原因进行了分析，并对缺陷问题进行了处理，提出了相关建议，为变电站设备检修提供了一定参考。     

红外成像检测配电电缆终端缺陷

随着电力系统中电缆数量的增加,电缆运行的可靠性在电力系统的安全运行中占有非常重要的地位。通过红外成像测温技术,可以在不停电的情况下对运行电缆终端进行检测,并能有效的发现电缆终端的发热故障。近年来,随着我国城市及乡村电网改造工作的开展,电力电缆在电力系统中的使用量迅速增加,而电力系统中电缆故障的数量也随之增多,电力电缆的运行质量直接影响到电网的安全。根据天津电网长期以来的运行经验,电缆终端是电缆线路中     

带电检测技术在电缆设备缺陷发现中的应用

随着电缆技术的不断发展及运行管理水平的不断提升,电缆线路的故障原因和故障特点也在不断发生变化。针对天津某110 kV线路户外电缆终端带电检测过程中发现的红外、接地电流异常情况,介绍设备的基本情况与带电检测情况,并针对检测结果与解体过程中发现的尾管封铅不严问题造成的间隙进行详细分析,确定电缆终端在安装过程中的工艺问题及验收不规范是造成此次设备缺陷的根本原因。为避免此类事故的发生,建议在既有带电检测技术手段的基础上,增加涡流探伤。     

高压电缆终端局部放电超声信号传输特性仿真分析

高压电缆终端的绝缘可靠性直接关系着城市输电网络的稳定运行。常用超声检测法开展高压电缆终端局部放电检测以及绝缘性能评估。在运的高压电缆终端一般有充油式和干式两种类型，目前缺乏对局部放电超声信号在两种类型的终端中传播特性的对比研究。因此文中首先从基本结构和材料特性上阐述了充油和干式电缆终端的区别。随后采用电—力—声类比方法说明电缆终端中局部放电产生超声信号的机理。利用有限元方法建立充油终端和干式终端的仿真模型，在不同位置施加不同频率的超声信号，获取超声信号在不同介质中的传播规律及分布特性，并通过法兰处的压力评估不同位置以及不同频率的超声信号对高压电缆局部放电检测的影响。     

红外测温技术在氧化锌避雷器故障诊断中的应用

发热是电力设备最典型的故障特征之一,借助红外测温技术能够有效诊断变电站内部电力设备的早期缺陷.近几年来,孝感供电公司将红外测温技术应用于设备的状态检修,效果显著,先后发现了多起设备的严重缺陷.重点介绍一起220 kV氧化锌避雷器(MOA)异常红外测温结果的详细处理情况.对该MOA的带电检测、停电试验以及解体检查与分析表明,通过红外测温与阻性电流测量可及时、准确发现MOA受潮故障,提高了MOA的工作可靠性.     

远红外测温缺陷管理系统的设计与应用

远红外测温技术在变电站的缺陷检测中发挥着越来越重要的作用，而远红外测温缺陷管理还没有一个实用的系统。为此介绍一种网页形式的在线远红外测温缺陷管理系统，以及它的总体结构，设计思路等。该系统实现了红外测温缺陷网页式查询，并可指导缺陷设备检修。     

红外测温技术在复合绝缘子检测中的应用

分析了广东佛山供电局220kV和北京超高压公司500kV故障复合绝缘子的红外测温结果,说明红外测温技术能够实现远距离、大面积快速扫描,是发现复合绝缘子内部缺陷的有效手段。同时将红外测温结果和电场分布测量结果进行了比较,表明红外测温技术可以发现局部发热的内绝缘缺陷,电场分布测量法可发现导通性通道的内绝缘缺陷。     

基于红外热成像的电缆终端漏油缺陷检测机理分析

电缆终端漏油缺陷是影响电缆安全运行的常见问题之一,目前尚无明确的带电检测手段。提出了一种基于红外热成像的终端漏油缺陷检测方法,首先从传热学的基本原理出发,建立了漏油终端的数值模型,分析了漏油现象导致电缆终端表面形成温度差的机理,然后采用有限元方法对上述机理进行仿真验证,发现随着终端液位高度的下降,硅油层和空气层对应的终端表面温度温差值呈现逐渐增大的趋势,最后通过缺陷电缆终端的红外实测和解剖对比,论证了将红外热成像技术应用于终端漏油缺陷检测的可行性。     

红外精确测温技术在电力设备状态检修中的应用

红外精确测温技术在电力系统中应用非常广泛。研究电力设备红外图谱并配合其他检测手段,可以准确判断设备故障部位和类型,为检修工作提供指导。本文总结了红外精确测温技术在发现各类电力设备发热缺陷中的应用,并根据工作中发现的两起典型电压致热型缺陷图谱,初步判断了缺陷成因,电气试验及解体检查结果分别验证了两个案例中红外测温结论即绝缘子发生劣化和套管内部存在结构缺陷,为电力设备状态检修提供了典型案例依据。     

高压充油电缆绝缘热老化的红外光谱分析研究

高压充油电缆绝缘老化与其绝缘内部微观缺陷的产生和发展以及油纸劣化有着极为密切的关系。笔者以充油电缆绝缘结构为研究对象,采用红外光谱分析技术对不同热老化阶段的电缆油油样进行了理化分析。实验结果表明:利用红外光谱分析法可以测量电缆油中的糠醛含量:随着老化时间的延长,电缆纸有加速老化的趋势;油中糠醛含量与油中氢气浓度的比值(KFH)可以反映绝缘老化的危险程度。KFH饱和值越高,对充油电缆绝缘剩余寿命的危害越大。     

高压电缆充油终端接地系统缺陷电压和电流特征分析

为探究高压电缆充油终端铜网缺失和铅封缺陷等接地系统缺陷对终端电压和电流的影响,利用集中参数电路,建立电缆充油终端电阻电感电容（RLC）等效模型,基于COMSOL计算终端电容参数以及实验测试电阻参数,分析缺陷下终端电压和电流的变化特征,并通过实际故障案例加以验证。结果表明：铜网缺失导致终端外半导电层接地失效,外半导电层电...     

高压电缆瓷套式终端发热原因

为了及早发现电缆线路的安全隐患,防止事故发生,采用红外热成像仪在线检测了某110kV高压电缆终端,发现了高压电缆瓷套式终端异常发热的现象,通过一系列的检测和研究试验,查明了终端发热的原因为终端填充的硅油介损过高所致,获得了试验数据,为今后电缆线路在线监测积累了经验。     

一起35kV断路器室内电缆过热故障的分析和处理

金华电业局修试工区高试班某日对220kV云山变进行设备红外测温,发现35kV断路器室内2号电容器电缆A相应力管以及电缆终端连接处发热。当天环境温度为20℃,具体测温结果为：电缆A相应力管温度为30．2℃,A相电缆终端连接处温度为29．0℃。两处的正常温度应为21℃,计算可知A相应力管的相对温差为90．2％。