2高压设备接点过热分析及处理.docx

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：过热起始阶段，温升30220K，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； 过热变形阶段，温升220420K(铝)560K(铜)，可明显看到设备接点过热后变色、变形，有烧灼异味，并发生固态裂变，强度、韧性、耐磨蚀性退化、脆化而造成裂纹等缺陷；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：导电回路接头、连接件和触头，因接触不良造成过度发热；绝缘介质老化、受潮后，其介质损耗增大，发热功率增大；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；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。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，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/T596)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10K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(GB76390)来执行。对于高压架空输电导线的发热，交流高压电器在长期工作时的发热(GB76390)和高压直流架空送电线路技术导则(DL43691)要求钢芯铝绞线的最高工作允许温度为+70，我国目前还没有高压交、直流线路金具发热的国家标准，根据电力金具通用技术条件(GB231485)，电力金具的电气接触性能应符合下列要求：1) 导线接续处两端点之间的电阻，应不大于同样长度导线的电阻；2) 导线接续处的温升应不大于被接续导线的温升；3) 承受电气负荷的所有金具，其载流量应不小于被安装导线的载流量。根据上述规则，可以认定在正常负荷运行情况下，接续管、耐张线夹、调整板、二线联板等处的温度应与直流输电线路的导线相同或比它小，因此，可以取被检测对象附近正常运行导线的温度作为参考温度，即对于有热缺陷的地方，可以在离发热点1m远的地方取导线或线路金具的温度作参考温度。此时可采用绝对温差法来判断：取被测对象附近1m远的地方正常运行的导线或线路金具的最高温度为参考温度Ta，被测量对象的温度为T，TTTa，根据T来判断热缺陷情况，这种方法可以消除太阳辐射造成的附加温升的影响。同时，由于同向性，检测距离、环境温度、湿度、风速等参数的不准确性带来的误差也减小了。在对缺陷的判断标准上，考虑到：1) 对红外热像仪，有一定的测量误差，如目前很先进的AGEMA的THV570和Inframetrics的PM280，它们的精度为2%(读数范围)或2；2) 对于已经运行很长时间的线路，由于压接时对导线有损伤，在长期运行中有腐蚀、磨损，对于运行中的线路金具如接续管等，我们认为应该有一个允许的温升范围，而不一定要严格按GB231485的标准，即线路金具处的温度不一定要比周围正常运行导线的温度低或相等；3) 由于测量的误差和参考点选取的随机性，选取的参考点温度就有一定变化范围，从理论分析和实际观测结果来看，这个温度范围2；4) 由于实际的环境条件千差万别，使任何红外热像仪都不能给出与检测现场的实际情况吻合的普适的修正方案，再加上红外热像仪要求输入的修正测量温度的环境参数有误差，因此测量结果有一定误差。综上分析，并参考有关国家标准和国内外经验，在满负荷时(不是额定负荷时，一般的红外热像仪可折算到额定负荷)，对高压线路发热判别取T超过5时可认为有轻微接触隐患(一般热缺陷)，T超过15即为重大缺陷，T超过40即为紧急缺陷。由于测量等各方面的误差，T判断缺陷界限值不是绝对的，要根据测量情况具体分析。按照上述判断标准，在实际检测中判断热缺陷效果较好，需要指出的是，由于目前国内无相应的国家标准，对输电线路红外检测的经验还很少，处在摸索阶段，有待进一步研究。2高压线路易发生缺陷部分及原因分析根据大量红外检测结果来看，高压线路中线路金具的热缺陷较多，集中在耐张线夹、四分裂变三分裂连接导流板、跳线线夹、接续管等机械连接部分，见图16。图1中参考点温度38，最高温度265；图2参考点温度38，最高温度92；图3参考点温度24，最高温度60.9；图4参考点温度17，最高温度24.5；图5参考点温度22.8，最高温度27.5；图6参考点温度25，最高温度35.4。图1调整板、二线连板、耐张线夹多处过热图2间隔棒与跳线连接处过热图3耐张线夹过热图4直线接续管过热图5四变三导流板过热图6四变三导流板过热从我们对葛南直流高压线路的红外检测结果来看，抽查了14个耐张塔和部分导线段的接续管，共发现20个缺陷点，其故障概率如表1所示。表1葛南直流线路红外检测情况统计热缺陷部位缺陷点占总缺陷点的百分比/%耐张线夹630四变三导流板420调整板315接续管315间隔棒15其它315造成过热的原因为：1) 氧化腐蚀。由于外部热缺陷的导体接头部位长期裸露在大气中运行，长年受到日晒、雨淋、风尘结露及化学活性气体的侵蚀，造成金属导体接触表面严重锈蚀或氧化，氧化层都会使金属接触面的电阻率增加几十倍甚至上百倍；2) 导线接头松动。导体连接部位在长期遭受机械震动、抖动或在风力作用下摆动，使导体压接螺丝松动；3) 安装质量差。a) 如接头紧固件未紧到位；b) 安装时紧固螺丝上下未放平垫圈或弹簧垫圈，受气温热胀冷缩的影响而松动；c) 线夹与导线接续前未清刷，没有涂电力复合脂，或复合脂封闭不好，使潮气侵入造成氧化使接触电阻变大而发热；d) 铝导线与铜接点连接未加铜铝过渡接头；e) 线夹结构不好，导线在线夹端口受伤断股；f) 线夹大小与导线不配套，输电线连接点前后截面及导流能力不匹配；g) 线夹结构造成的磁滞涡流损耗发热。3结论与建议a.用绝对温差法判别架空输电线路热缺陷是一种较适用、合理的方法。b.加强导体监督，导体和绝缘是电力系统中不可缺少的两部分，导体是电力系统的动脉，导体(如线路金具、导线、接头等)的性能直接决定电力系统安全和送电性能。长期以来，电力系统一直比较重视绝缘监督，绝缘事故越来越少，而对导体监督就缺乏有力的管理和技术上的检测手段，对导体的运行水平就不如绝缘那样心中有数；红外热像仪给我们提供了一种方便有效