2高压设备接点过热分析及处理

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1、高压设备接点过热分析及处理作者：左云峰湖北省丹江口市汉江集团水电公司(442700)1　事故实例2000年5月3日，汉江水电公司苏家沟变电所10kV系统苏211出线GW9型隔离开关，运行人员巡视时在出线门架设备线夹处发出"噼啪"的断裂声响，造成停电事故。2　原因分析(1)高压设备连接点过热按其机理可分为三个阶段：①过热起始阶段，温升30～220K，由于雨水蒸发、雪、霜的影响，通过观察试温蜡片可发现接点过热；②过热变形阶段，温升220～420K(铝)560K(铜)，可明显看到设备接点过热后变色、变形，有烧灼异味，并发生

2、固态裂变，强度、韧性、耐磨蚀性退化、脆化而造成裂纹等缺陷；③电弧烧熔阶段，温升660K(铝)、1083K(铜)，设备接点由固态变为液态，在电弧作用下直至更高的温度，可明显看到设备接点的熔化弧光。(2)电气设备连接点过热，基本包括下面几种原因：①导电回路接头、连接件和触头，因接触不良造成过度发热；②绝缘介质老化、受潮后，其介质损耗增大，发热功率增大；③铁心和可导磁部位因绝缘不良，设计结构不当，造成短路和漏磁形成局部涡流过热；④电压型设备内部元器件缺陷，引起电压分布异常，其相应的发热功率也将发生改变。3　解决措施(1)设

3、备设计选型时，应按规范做好热稳定校验，保证设备连接点的热稳定性。(2)在电力系统中采用高新技术，充分利用远红外线测温仪、远红外线成像测温仪，定期对电力系统高压设备连接点进行测温。(3)做好预防措施，对于运行设备，运行人员要定期巡视其连接头发热情况，增加夜巡及雨、雪、大负载时的特殊巡视次数。(4)建立电气设备连接点安装、运行、验收和试验制度，定期对运行设备做电气试验。(5)定期做好设备试验检修，及时处理内部缺隐，清扫污秽，防止连接点过热，使事故扩大。高压输电线路红外检测初探作者：郭贤珊　李炜　蔡汉生前言架空高压输电线路

4、是电力系统的动脉，其运行状态直接决定电力系统的安全和效益，在华东、华中和广东曾经发生过高压架空线路掉线事故。而红外检测具有远距离、不停电、不接触、不解体等特点，给电力系统线路状态监测提供了一种先进手段，但是目前我国对线路等的检测经验还较少，没有相应的国家标准。4为此，本文就红外热像仪在线路红外检测时，警界温升法［1］和相对温升法［2］的不足进行了分析。结合试验情况，提出了绝对温差判别法，并对高压输电线路缺陷情况进行了探讨。1　高压线路红外检测的故障判别方法文［1］中提出用发热点相对环境温度的温升来判断热缺陷，并给出了

5、对不同负荷电流下不同导线接头过热的警界温升表，当被检测点对环境温度的温升大于表中所规定的警界温升时就认为有缺陷，并按表中的警界温升确定缺陷种类，这种方法简单、直观、实用性较强，但是在线路红外检测时存在以下不足：1)对于架空高压输电线路，由于条件限制，不可能准确测量线路周围的环境温度、湿度、风速以及检测距离，一般采用地面环境温度、湿度、风速作线路的环境参数，估计检测距离，这样所测得的发热点相对环境温度的温升存在误差，必然带来热缺陷判断的误差；2)对于高压直流和交流线路，即使相同材料、相同环境条件，由于集肤效应和邻近效应

6、，在相同负荷电流情况下，交流线路的发热应比直流严重，而文［1］中只根据导线型号和负荷电流来规定警界温升是有局限性的；3)不同设备、不同材料的发热特性各不相同，在不同条件下的允许温升应各不相同，例如在有太阳辐射时，会在被检测对象上附加一定的温升，这时的警界温升显然应与没有太阳辐射时的不一样，显然，简单地采用这种方法来分析热缺陷并不方便、准确。《带电设备红外诊断技术应用导则》对电流致热型设备的热故障判别提出用相对温升判断法，该方法通过分析相对温差与接触电阻的变化关系，依托电力行业标准《电力设备预防性试验规程》(DL/T5

7、96)中对接触电阻的规定［3］，确定了分析电流致热型设备热缺陷的相对温升判据。这种方法从发热的内在原因出发确定判断方法，克服了一些环境因素及负荷电流等对测量结果的影响，对电力设备的红外诊断具有指导性，但是对于线路的红外检测，该判据存在不足：1)目前我国还没有对运行中的线路金具接触电阻的定量的国家标准，该导则中所依托的电力行业标准《电力设备预防性试验规程》中也无规定，因此难以确定相对温差判断标准；2)该导则和文［2］中对断路器、开关以外的所有其它导流设备的相对温升判断标准与隔离开关相同，而隔离开关的接触电阻要求与线路金

8、具的接触电阻要求不一样；3)相对温升法无法考虑太阳辐射引起的附加温升；4)该导则同时也指出当发热点的实际温升<10　K时，相对温差值与相对电阻偏差值会出现较大的分散性，影响对设备缺陷的准确判断，而这种类型的热缺陷在线路上占很大比重；5)该导则认为如负荷率接近100%，就可以参照《交流高压电器在长期工作时的发热》(GB763—90)来执行。对于高