在线监测实验报告

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1、电力设备在线监测与故障诊断综合试验报告一前言本课程做了四次试验，分别为：套管、变压器的绝缘预防性试验、避雷器绝缘预防性试验、局部放电在线监测、利用红外照相机观测变电站发热状况。其中前两次为设备的状态检测，是离线进展的，依据规程，对设备绝缘电阻，介质损耗tg 等参数进展测量，通过数据分析试验设备的绝缘状况。操作性较强，但设备和时间有限， 只能完成绝缘预防性试验的局部内容。后两次试验为设备的在线监测。利用到先进仪器在线观测设备的局放、发热等状况。其中局放试验为演示试验。主要为了了解观测方法，试验的设计思路和大致原理。绝缘预防性试验主要依据规程为“电力设备预防性试验规程”DL/T 5961996，以

2、下简称规程。二套管、变压器离线状态绝缘预防性试验本次绝缘预防性试验主要测量了套管和变压器离线状态下的绝缘电阻和吸取比、以及介质损失角tg 。测量电气设备的绝缘电阻，是检查其绝缘状态最简洁的关心方法。电气设备有休止状态转为运行状态前，或者在进展绝缘耐压试验前，必需进展绝缘电阻，以确定设备有无受潮或绝缘特别。测量介质损失角tg 可有效的觉察绝缘受潮、穿透性导电通道、绝缘内含气泡的游离、绝缘分层和脱壳以及绝缘有赃物或劣化等缺陷。1. 套管的绝缘预防性试验套管属于电容型绝缘构造的设备，特点是高压端对地有较大的等值电容。对于电容型绝缘的设备，通过对其介电特性的测量，可觉察绝缘缺陷。反映介电特性的参数有介

3、质损耗角正切 tg 、电容值C 和电流值I对于变压器高压端出线的套管，规程规定的前两项即为绝缘电阻的测量和tg 的测量。由于试验设备的限制，选择这两项进展测量。本试验承受的套管为 126kV，油纸绝缘套管。序号 项 目1 主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻周 期1)13 年2) 大修(包括主设备大修后3) 必要时要 求1) 主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000M2) 末屏对地的绝缘电阻不应低于1000M说 明承受 2500V 兆欧表2 主绝缘及1)13 年1) 20时的tg (%)值应不大于下表中数值： 1)油纸电容型套管的tg电容型套2)大修(包括电压等级2066220一般不进展温度换算，当

4、管对地末主设备大修kV35110500tg 与出厂值或上一次屏tg 与电后大充 油 型3.01.5测试值比较有明显增长容量3)必要时修油纸电容型1.01.00.8或接近左表数值时，应综后充 胶 型3.02.0合分析tg 与温度、电压胶纸电容型2.01.51.0的关系。当tg 随温胶 纸 型2.52.0度增加明显增大或试验运充 油 型3.51.5电压由10kV升到/ 3 mU行油纸电容型1.01.00.8时，tg 增量超过中充 胶 型3.52.00.3%，不应连续运行胶纸电容型3.01.51.02)20kV 以下纯瓷套管及胶 纸 型3.52.0与变压器油连通的油压2) 当电容型套管末屏对地绝缘电

5、阻小于1000M 时，应测量末屏对地tg ，其值不大于2%3) 电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差异超出5%时，应查明缘由1.1 套管的绝缘电阻测定依据规程规定，如下图连线。式套管不测tg3)测量变压器套管tg时，与被试套管相连的全部绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正接线测量图 1 测套管主绝缘对地绝缘电阻接线图测定其绝缘电阻，觉察其绝缘电阻为5000M 小于规程规定值。考虑到测量方法，由于套管长时间放置于户外，便面有很多灰尘，固有外表泄漏电流影响，要测得准确的绝缘电阻， 可以有两种方法，即一为没有装设屏蔽线以短路掉外表泄露电流，另一种方法为将套管外表 清洁干净

6、。由于套管外表积很大而且设备有限，故实行利用在外表缠绕屏蔽线以短路泄漏电 流的方法。加装屏蔽线后，绝缘电阻大于 10000M ，由于兆欧表量程精度有限，故无法在准确读取，并且无法计算出吸取比。但主绝缘对地绝缘电阻符合规程规定。测量末屏对地绝缘电阻时，将末屏的接地极取下，然后测量末屏对地绝缘电阻，在装设屏蔽线的条件下，测得末屏对地绝缘电阻大于10000 M ，符合规程规定。从绝缘电阻的数据可以得出，绝缘电阻满足规程要求。但由于兆欧表的量程及精度问题， 无法测得准确的吸取比。1.2 套管 tg测定依据规程规定，当电容型套管末屏对地绝缘电阻大于或等于1000M 时，不用测量末屏对地tg ，故只测量主

7、绝缘tg 。连线如以下图所示图2 测套管tg 接线图利用M8000型变频介质测试仪进展测量，施加10.0kV电压，可测得：tg =2.648 C=208.93pF依据规程规定，运行中110kV，20C 油纸绝缘型套管tg 不应大于 1.0，但试验测得数据为 2.648，明显不符合规程规定。1.3 套管绝缘状况分析所测得绝缘电阻符合规程规定，未测吸取比，tg 值不符合规程规定，内部绝缘可能存在缺陷，但未进展局放试验，无法推断绝缘状况是否符合规定。2. 单向变压器绝缘预防性试验变压器的绝缘分为内绝缘和外绝缘，内绝缘指变压器油箱以内的绝缘，外绝缘指油箱以 外的空气绝缘。内绝缘包括套管绝缘、绕组绝缘、

8、引线及分接开关绝缘。绕组绝缘分为纵绝 缘和主绝缘。纵绝缘指同一绕组的不同匝间、层间、段间、引线间、分接开关各局部间的绝缘，主绝缘材料是包在导线上的纸带，或匝间、段间的垫块或油道等。绕组主绝缘是一种油-屏障的构造，由作为掩盖层缠在导线上的绝缘纸带、油道、放在导体和接地体间油道中的绝缘纸板所构成。可见变压器中的主要绝缘材料是油和纸。在长期运行中，由于受电场、水分、温度和机械力的作用会渐渐劣化，最终引起故障而导致变压器寿命的终结。对于单向变压器，规程规定的前两项即为绝缘电阻的测量和tg 的测量。由于试验设备的限制，选择这两项进展测量。这样能测出的是绕组主绝缘。锁定后测量t 1 - t 2换算 R=

9、R 1.51 0 21式中 R1、R2 分别为温度t t时的绝缘1 2电阻值5)吸取比和极化指数不进展温度换算本试验所测得电压器为单向变压器，参数为AX 50kV；ax 380V；N1 N2500V序项 目周 期要 求说 明号2绕组直1)13 年或1)1.6MVA 以上变压器，各相绕组电1)如电阻相间差在出厂时超过规定，流电阻自行规定阻相互间的差异不应大于三相平均值制造厂已说明白这种偏差的缘由，按2)无励磁调压的2%，无中性点引出的绕组，线间差要求中3)项执行变压器变换分别不应大于三相平均值的1%2)不同温度下的电阻值按下式换算接位置后2)1.6MVA 及以下的变压器，相间差3)有载调压变压器

10、的分接开别一般不大于三相平均值的4%，线间差异一般不大于三相平均值的2%R= R T + t2 21 T + t 关检修后(在全局部接侧)3)与以前一样部位测得值比较，其变化不应大于2%式中 R1、R2 分别为在温度t 、t时的12电阻值；T 为计算用常数，铜导线取4)大修后4)电抗器参照执行235，铝导线取2255)必要时3)无励磁调压变压器应在使用的分接3绕组绝1)13 年或自1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一1)承受2500V 或5000V 兆欧表缘阻、行规定次测试结果相比应无明显变化2)测量前被试绕组应充分放电吸取比2)大修后2)吸取比(1030范围)不低于1.3 或3)测量温度以顶

11、层油温为准，尽量使或(和)3)必要时极化指数不低于1.5每次测量温度相近极化4)尽量在油温低于50时测量，不同指数温度下的绝缘电阻值一般可按下式4绕组的1)13 年或自1)20时tg 不大于以下数值：1)非被试绕组应接地或屏tg行规定330500kV 0.6%蔽2)大修后66220kV 0.8%2) 同一变压器各绕组tg 的要求值3)必要时35kV 及以下 1.5%一样2)tg 值与历年的数值比较不应3)测量温度以顶层油温为准，尽量使有显著变化(一般不大于30%)每次测量的温度相近3)试验电压如下：4)尽量在油温低于50时测量，不同绕组电压 10kV 及以上10kV温度下的tg 值一般可按下式

12、换算绕组电压 10kV 以下 Un绕组电压 10kV 及以上10kVtg 2 =tg 11.3 t 、t12式中tg 1、tg 2 分别为温度t 、t时12绕组电压 10kV 以下Un的tg 值4)用M 型试验器时试验电压自行规定2.1 变压器绕组直流电阻测定依据规程规定方法测量，测量结果为：AX 间直流电阻为 147.50Ax 间 0.28 N1N2 间 0.26测出的绕组直流电阻RAX:Rax=526.8,将其与变压器变比 131.8：1 进展比较，2.2 变压器绝缘电阻测定变压器AX 与 ax 间，AX 与地之间都应能承受 50kV 电压，故测量时先用铜线将 A 与 X，a与 x 分别接

13、到一起，再测AX 与 ax 间绝缘电阻以及AX 与地间的绝缘电阻。测得结果为：AX 与 ax 之间绝缘电阻 1000M AX 与地之间绝缘电阻 1000M由于兆欧表的精度有限故无法准确测得吸取比。依据规程要求绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化即合格，但没有之前绝缘电阻及其测量温度的记录，故不好推断绝缘状况。2.3 变压器 tg测定测量时将 a、x、N1、N2 利用铜线短路接地，将A 与 X 短接，测量 AX 与地之间的tg ， 测量结果：tg =1.505% C=700.76pF U=10.0kV依据规程规定，35kV 以下变压器其绕组tg 值应在 1.5%及以下，实测

14、值略大于规程规定值。2.4 变压器绝缘状况分析本试验主要测的是单向变压器内绝缘中的绕组主绝缘。通过试验数据可看出，该变压器介损略大于规定值，说明存在肯定的绝缘缺陷，还可进展油中溶解气体色谱分析，可更好确实定其绝缘状况。三避雷器绝缘预防性试验1. 避雷器绝缘预防性试验介绍氧化锌的电阻片具有极为优越的非线性特性。正常工作电压下其电阻值很高，实际上相 当于一个绝缘体，而在过电压作用下，电阻片的电阻很小，残压很低。但正常工作电压下， 由于阀片长期承受工频电压作用而产生劣化，引起电阻特性的变化，导致流过发片的泄漏电 流的增加。电流中的阻性重量急剧增加，会使阀片上温度上升而发生热崩溃，严峻时，甚至 引起避

15、雷器的爆炸事故。依照规程 14.2 项规定，金属氧化物避雷器的检测工程共 6 项，分别为1绝缘电阻2直流U及 0.75U下的泄漏电流3运行电压下的沟通泄漏电流4工频参考电流下1mA1mA的工频参考电压5底座绝缘电阻6检查放电计数器动作状况。依据试验室条件，可测出前四项。序号项 目周期要 求说 明1绝缘电阻1)发电厂、变电1)35kV 以上，不低于2500M承受 2500V 及以上兆欧表所避雷器每年雷雨季节前2)必要时2)35kV 及以下，不低于1000M2直流 1mA1) 发电厂、变电1)不得低于GB11032 规定值1)要记录试验时的环境温度电压(U1mA) 及0.75U1mA所避雷器每年雷

16、雨季前2) U1mA 实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于5%和相对湿度2)测量电流的导线应使用屏下的泄漏电2)必要时3)0.75U1mA 下的泄漏电流应大蔽线流于50 A3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值3运行电压下1) 投运的测量运行电压下的全电流、阻性电应记录测量时的环境温度、相的沟通泄漏110kV 及以上者流或功率损耗，测量值与初值比对湿度和运行电压。测量宜在电投运3 个月后测较，有明显变化时应加强监测，当瓷套外表枯燥时进展。应留意流量1 次；以阻性电流增加1 倍时，应停电检查相间干扰的影响后每半年1次；运行1年后，每年雷雨季节前1 次2)必要时4工频参考电必要时应符

17、合 GB11032 或制造厂规定1)测量环境温度2015流下的工频2) 测量应每节单独进展，整参相避雷器有一节不合格，应更考电压换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器为合格5底座绝缘电1) 发电厂、变电自行规定承受 2500V 及以上兆欧表阻所避雷器每年雷雨季前2)必要时2. 绝缘电阻的测定本组所用的氧化锌避雷器为型号HY5W5-10/30 型氧化锌避雷器，参数如下表所示：直流 1mA 参考电压标称放电电流下残压15.6kV30kV额定电压运行电压泄漏电流局放10kV8kV7 A 1.0pC利用试验室 2500V 兆欧表进展测量绝缘电阻大于 10000M 。满足规程要求。3. 直流 U1mA

18、0.75U及1mA下的泄漏电流测定为了检查氧化锌阀片是否受潮或者是否劣化，确定其动作性能是否符合产品性能要求，可测其直流 1mA 电压U,及 0.75U下的泄漏电流测量1mA1mA将避雷器瓷套外表擦拭干净。测量过程为：如以下图接线：图 3 避雷器试验接线图C=0.05 F，电压表量程 15kV承受高压直流发生器进展试验接线选用的试验设备额定电压应高于被试避雷器的直流1mA 电压，泄漏电流应在高压侧读表，测量电流的导线应使用屏蔽线。在直流泄漏电流超过 200 A 时，此时电压上升一点，电流将会急剧增大，所以应放慢升压速度，在电流到达1mA 时，读取电压值U 后，降压至零。1mA计算 075 倍

19、U值。升压至 0.75U，测量泄漏电流大小。降压至零，断开试验电1mA1mA流。待电压表指示根本为零时，用放电杆对避雷器放电，挂接地线，拆试验接线。测量结果：环境温度 干温度 17.6相对湿度 76%测量值U=16.1kV1mA计算值 0.75U=12.1kV1mA0.75U下泄漏电流I=5.9 A1mA依据规程规定，查阅GB11032“典型电站和配电用避雷器参数表”可得到U不应小1mA于 15.0kV，且应在 15.6kV 的5%以内，从试验结果看满足规程规定。避雷器直流 1mA 电压的数值不应当低于GB11032 中的规定数值，且 U实测值与初始值或制造厂规定值比较1mA变化不应超过土 5

20、%泄漏电流 5.9 A 小于 50 A，且与初始值 7 A 相差不大，故符合规程规定。依据规程规定 0.75 U下的泄漏电流不得大于 50 A，且与初始值相比较不应有明显变化。如1mA试验数据虽未超过标准要求，但是与初始数据消灭比较明显变化时应加强分析，并且在确认数据无误的状况下加强监视，如增加带电测试的次数等。 可得出结论避雷器阀片无受潮或劣化。4. 工频参考电流下的工频参考电压测定该试验工程能推断避雷器的老化、劣化程度。并测量避雷器阻性电流，当超过避雷器的阻性电流为工频参考电流时，快速读取工频电压的数值施加工频电压的时间应严格掌握在10s 以内。降压，断开电源，挂接地线、撤除试验接线。图

21、5 试验接线图避雷器工频参考电流下的工频参考电压必需大于避雷器的额定电压。利用示波器观看避雷器上电压与电流波形，电流波形的观测承受给避雷器串联一个阻值为 R=1.863k 的电阻利用示波器观测电阻上的电压波形即流经避雷器的电流波形。电压波为 1 通道，电流波为 2 通道，下同直流参考电流为 1mA 参考电压为 16.1kV，取沟通参考电流为 1mA 则沟通参考电压峰值约为 16.1kV，其有效值为 11.4kV。不清楚直流电流和工频电流对避雷器的影响是否一样，即不清楚直流参考电流和工频参考电流一样时，工频参考电压和直流参考电压值是否接近， 还是有差异以下图示为U=10.8kV 的避雷器电压与电

22、流波形。图 5 电压 10.8kV 时电压电流波形图电压为利用铁板分压器测得通过波形可以看出在 10.8kV 时，已超过额定电压，全电流最大值为 0.043mA，主要为容性电流，故电流很小，但电流超前电压不到90，说明电流中已存在阻性重量，即已存在阻性泄漏电流。电流波形已开头畸变。以下图为U=13.1kV 时电压和电流波形图 6 电压 13.1kV 时电压电流波形图由图可看出，电压已超过额定电压，电流最大值为1.28mA，已超过工频参考电流，此时根本为阻性电流，波形畸变已很严峻说明阀片已表现出明显的非线性，由上两张图可分析出工频参考电流 1mA 下的工频参考电压在 10.8 和 13.1kV

23、之间，但没有做出更具体的数据故无法得出准确值。5. 氧化锌避雷器绝缘状况分析从绝缘电阻和直流泄漏电流值可看出绝缘状况根本良好。但出于对工频参考电流和工频参考电压的理解尚存在疑心，故没有测出运行电压下的阻性泄漏电流，以及工频参考电流下准确的工频参考电压。四局部放电在线监测本试验主要对试验室在线监测电力电容器中的金属微粒造成的局部放电，承受三种方 法，分别是脉冲电流法、特高频法和超声波法。并且介绍了 GIS 的特高频法和超声波法测局放的方法。另外，还对测量的局放信号进展了模式识别。1. 脉冲电流法在线监测局放承受脉冲电流测量法测局放，其根本原理是任何一个部位放电，都会向外部接线的测量端子传送信号，

24、而这些信号在各个测量端子上所显示出不同的幅值。假设将校正脉冲依次加到某两个端子之间时，则校正脉冲同时向各个测量端子传送，在各个测量端子上测出其校正电荷量值，并将各端子上的校正电荷值依次做比值。在实际部放电在线监测中，监测系统自动测量并记录出各个端子上的放电量值，并将各端子上的放电量值同样依次做出比值。假设放电的比值序列与校正时某个比值序列相像，则可认为放电点在相应的校正端子邻近部位上。2. 超声波法在线监测局放局部放电会产生声波。在GIS 通过 SF6 传播的声波只有纵波。声波在GIS 中传播速度很慢，仅为140m/s。纵波在钢中传播速度较快，为6000m/s；横波的传播速度较慢，约为纵 波的

25、一半，而且衰减也小，纵波和横波的衰减随着频率增高而增大，但比在 SF6 中的衰减要小。与变压器油相比，由于声阻抗不匹配造成的界面衰减，从 SF6 传到钢板比从油中传到钢板造成的衰减大得多。因此从 GIS 外壳上测得的声波，往往是延金属材料最近的方向传到金属体后，以横波形式传播到传感器的。局部放电的声谱范围很广泛，约为 10Hz-107Hz。检测到的声波频谱随不同的电气设备、放电状态、传播媒质以及环境条件而不同。在 GIS 中，由于高频重量在传播过程中都衰减掉了，能监测到的声波含低频重量比较丰富。在 GIS 中，除局放产生的声波外，还有导电微粒碰撞金属外壳，电磁振动以及操作引起的机械振动等发出的

26、声波，但这些声波的频率较 低，一般都在 10kHz 以下。综上所述，监测频率一般选为 1kHz-20kHz。由于测量频率较低，传感器选用加速度传感器，也可用超声传感器。声测法的优点是无电磁干扰。由于信号在 GIS 中有相当高的衰减，用一个传感器有可能测出放电源的大致位置，而用两个传感器的时间差可能找到在 1cm 以内的准确定位，依据波形特征可进展放电模式的识别。声测法的缺点是由于信号衰减严峻，不适用于固定安装的永久性装置，由于这样需要的传感器太多，另一缺点是难以对放电量进展标定。3. 特高频法在线监测 GIS 局放局部放电是绝缘中局部区域的电击穿，这一过程可辐射宽频带的电磁波，最高频率可达数

27、GHz，通过传感局部放电所辐射的电磁波信号，可进展局部放电检测。这种电磁波信号传感需解决两大关键问题：抗电磁干扰和传感器安装。由于电晕放电等缘由存在大量的电磁干扰信号，对局放在线监测传感构成严峻的干扰。承受特高频电磁波传感可有效地抗电磁干扰。特高频监测就是将局部放电监测频带选在特高 频段，从数百MHz 至数GHz。由于特高频信号传播时衰减速度快，故GIS 以外的特高频段的电磁干扰信号不仅频带比 GIS 中局放电信号的带宽要窄，而且其强度随频率增加而快速下降，故一般不能到达GIS。由于 GIS 的金属同轴构造类似一个波导，其内部局放所产生的特高频信号可有效地沿着它传播。因此，比之其他方法，特高频

28、检测可有效地抑制干扰，得到较高的信噪比。固然， GIS 并非是一个抱负的波导，内有绝缘隔垫划分成 T 形截面或间隔，有时外壳直径还有变化， 故特高频信号沿 GIS 传播还是要发生衰减的。因此，检测到的局部放电信号的振幅即放电量受检测点和放电源之间的距离及间隔数的影响很大，也使校准很困难。4. 放电模式识别目前，局部放电的故障诊断还是以阈值诊断为主，即当消灭最小危急放电量时，发出 警告信号，由运行试验人员进一步推断后，在做出处理打算。阈值诊断方法简洁，但信息量单一，不行能做出较全面和准确的诊断。为此，近年来进展起来的局部放电科研的一个重要方面，即放电模式识别。主要是以下几个过程：1） 学习过程

29、首先从变压器提取有典型意义的几种放电模型，通过试验，获得局部放电数据。从这些所得的数据中提取特征，包括时域特征或者统计特征。2） 识别过程 对于未知的放电类型，在猎取数据和提取特征后，依据同样的规章和已存在的特征库，在限定条件下进展匹配，从而推断放电的类型。本试验主要观看了存在故障的电力电容器局放在线监测利用声测法和特高频法，并利用仪器进展放电位置的观测模式识别。五利用红外照相机观测变电站发热状况1. 红外照相机工作原理电气设备的工作状态与热有着亲热联系，不同类型的故障包括接触不良、绝缘劣化、磁路故障都会以发热升温的形式表现出来，假设不准时觉察，会造成巨大损失。例如：AR01 LI0232.7

30、32AR023130LI012928.1上图示中间的电流互感器明显温度过高，说明存在故障，假设不准时排解，很可能对互感器的绝缘造成很大的破坏，导致巨大的损失。这就依靠红外照相机对在线运行的电力设备进展拍照以观看其运行状况。工作原理主要是把空间二维分布的红外辐射信息变成一维时序电信号，再经放大、信号处理后转换成视频信号，最终在显示器上组合成为整个物体外表热图像。大致分为光机扫描系统，制冷红外探测器，前置放大装置，信号处理系统，显示记录装置。2. 变电站发热状况分析本试验承受红外照相机在天桥上观测沙坡110kV 变电站的设备发热状况。利用肉眼观测，沙坡变电站接线方式为单母带旁母接线，利用红外照相机

31、拍照后图片上两张图拍摄于沙坡变电站现场，第一张图所示为变电站内各个电力设备的总体发热状况，可看出变压器温度最高。其余设备均比变压器温度低很多，且无特别过热的状况。以下图为杆塔以及连接的绝缘子、导线、防震锤的发热状况。由图可看出个绝缘子的发热状况根本一样，且绝缘子上各局部温度根本全都，故绝缘子不存在明显的绝缘缺陷。还可看出最上端避雷线温度明显低于导线温度。上两张图在拍摄得不够具体，尤其是变电站内部的图，假设能更近距离拍摄不同相之间同种电力设备的发热状况，以及某一电力设备各局部的发热状况，能更好的做出推断。六 试验总结本课程试验主要争论了电力设备的状态监测与在线监测。从状态监测试验中主要把握了一局部绝缘预防性试验的方法，包括稳固了测绝缘电阻， tg等方法，尤其重要的是通过避雷器绝缘预防性试验学到了如何着手预备绝缘预防性试 验。即依据“电力设备预防性试验规程”所对应的步骤和方法入手预备试验仪器，画出试验 接线图，测出相应的绝缘参数。再与相应设备的国标规定值或规程规定值相比较，分析绝缘 状况。从在线监测的两个试验中初步生疏了在线监测的重要性和方法，觉察了在线监测的特 点，即仪器更简单，测量时操作较简洁，得出的结果更具有全面性且更直观。重点了解了在线监测的几个方法的思路，即利用绝缘缺陷所造成的一系列脉冲或发热进展测量。