红外热像图范例.doc

精品文档带电电力设备红外检测范例及故障案例1 红外热像图拍摄范例 图1-1 变压器一次套管理 图1-2 变压器二次套管 图1-3 变压器一次避雷器 图1-4 变压器二次避雷器 92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载92欢迎下载。 图1-5 220kV避雷器、电压感器拍摄在同一张热像图上，便于分析 图1-6 220kV避雷器、电压感器拍摄在同一张热像图上，互不遮挡，便于分析 图1-7 220kV结线母线避雷器、电压互感器 图1-8 220kV出线耦合电容器、CVT 图1-9 220kV倒置式电流互感器 图1-10 220kV正立式电流互感器图1-11 220kV SF6开关 图1-12 220kVSF6开关图1-13 66kV间隔内开关、电流互感器拍摄在同一张热像图上，便于分析图1-14 66kV间隔内开关、电流互感器拍摄在同一张热像图上，便于分析图1-15 干式电流互感器的红外热像图主要分析部位是下部箱体内绕组图1-16 66kV母线避雷器、电容式电压互感器拍摄在同一张热像图上，便于分析图1-17 66kV母线倒挂式避雷器图1-19 66kV电容器组图1-21 66kV电容器组中干式电抗器组图1-18 变电站220kV绝缘子串图1-20 变电站隔离开关 图1-22 220kV HGIS开关气室图1-23 220kV HGIS母线气室 图1-24 220kV HGIS电压互感器气室图1-2566kV电缆升高站电缆端头、避雷器热像图应尽可能将所有接点拍摄在一张热像图上 图1-26 10kV 配电变压器图1-27 66kV电缆升高站电缆终端头、避雷器 图1-28 配网柱上真空开关图1-29 配网线路避雷器 图1-30 配网变压器台避雷器2 电力设备红外检测热像图异常、故障范例2.1 变电设备2.1.1 变压器1） 500kV变压器一次套管本体温度异常图2.1.1-1热像图特征及分析：电网设备状态检测典型案例(2014版)，某500kV变电站进口干式套管，红外检测发现C相比B相高1.6K，怀疑套管介损异常。停电更换套管，试验介损、电容量均无异常。红外分析误判断原因：a) 温区压缩范围过小，不到3K；b) 干式套管缺陷热像图温场分布特征为局部本体高温，与热像图特征及分析不符；c) 缺陷判断标准规定为2K3K，未达到判断标准；d) 没有进行红外复测并与历史红外检测数据做比对分析; d) 没有检查和考虑变压器本体散热对套管的影响，B相套管下部受变压器热气流影响明显温度偏高，局部套管伞裙温度甚至高于本体温度。本案热像图分析可直接诊断为变压器辐射热源影响，套管无异常。如要证实分析结论，应环境条件(风向、风速)改变后进行复测。 2） 220kV变压器一次套管渗漏油温场分布异常 图2.1.1-2-a 图2.1.1-2-b 图2.1.1-2-c 图2.1.1-2-d热像图特征及分析：图2-2-a为2011-03-31日拍摄的热像图，图2-2-b为2011-10-10日拍摄的热像图，图2-2-c、图2-2-d为2011-04-21日拍摄的热像图，套管外观检查未见有渗漏情况，根据三次红外热像图分析，判定C相套管向变压器油箱渗油，渗漏速度较慢。3） 220kV变压器一次套管温场分布异常，怀疑套管内部局部过热图2.1.1-3-a热像图特征及分析： A相、B相套管温场分布不均，与C相同位置最大温差4.4K。升高座温度基本相同。热像图分析存在的疑点：a) 变压器套管过热应整体过热，本热像图套管只有中下部过热; b) 套管上端三相温度相差不大。红外复测，三相套管温场分析基本均匀，最大相间同位置温差上、中、下部分别为0.4K、0.7K、0.9K（见图2-3-b），说明套管是被外部热源加热。现场调查证实为变压器散热器热气流随变化的风向，加热了套管局部区域。图2.1.1-3-b4） 变压器三相套管温度有规律升高图2.1.1-4热像图特征及分析：变压器220kV套管自西向东逐渐升高，相间温差2K。为西偏北微风导致变压器本体热气流对套管加热。5） 220kV变压器一次三相套管缺油图2.1.1-5热像图特征及分析：变压器220kV三相一次套管热像图显示中部油温明显不同，误判断套管缺油。变压器一次三相套管同时缺油的原因只能是套管同时外渗，这样的概率极小，套管油同时内渗的概率同样极小，并且内渗套管的油位不会低于油枕油位，原因应为套管油循环未达到整只套管。6） 220kV变压器一次三相套管缺油图2.1.1-6热像图特征及分析：变压器220kV三相一次套管热像图显示中上部油温明显不同，油位基本相同，应为套管缺油热像特征，但变压器油位计脏污观察不到油位。本变压器为1980年投运的老旧变压器，停电清扫检查，各套管补油50kg左右。套管缺油极易发生套管受潮、裸露电容屏局部放电，应结论为严重缺陷。三相套管均缺油，应为老旧变压器套管多次采油样后没有补过油，生产管理系统应吸取经验教训。7） 220kV变压器二次b相套管整体缺油图2.1.1-7热像图特征及分析：变压器220kV b相二次套管热像图显示整体温度低，误判断该套管整体缺油。变压器套管整体缺油或无油无此可能，套管整体缺油将导致套管电容屏放电出现高温区，甚至绝缘击穿爆炸。套管温场异常应为套管尾锥部分油路不暢。8） 500kV变压器一次套管局部发热 图2.1.1-8-a 图2.1.1-8-b热像图特征及分析：变压器500kV干式套管下部局部发热，怀疑内部故障。变压器干式套管存在缺陷一般为固体绝缘开裂，进水受潮放电，缺陷部位本体出现高温区，并且温度相当高。本支套管伞裙温度高于本体温度，发热部位下部温度高于中上部，且发热区域上部右侧向上倾斜，应为变压器器身辐射影响。停电试验套管正常。9） 变压器66kV套管A、B相上部温度偏低，怀疑套管缺油图2.1.1-9热像图特征及分析：a) 套管油位线清楚，不缺油; b) 套管油全循环时间因其内部安装条件不同而不同，变压器负荷变化引起的套管温度变化速度不同；c) 没有检查套管油位；d) 没有核对近期拍摄的热像图。10） 66kV变压器压油式套管缺油 图2.1.1-10-a 2.1.1-10-b热像图特征及分析：变压器套管有不同区域的低温区，与正常套管温度比低6.0K6.9K。11） 220kV变压器66kV套管缺油图2.1.1-11热像图特征及分析：变压器66kV b相套管缺油，经核对，b相套管油外渗。12） 变压器绕组引线断股或开焊 图2.1.1-12-a 图2.1.1-12-b热像图特征及分析：变压器套管升高座及套管本体均匀过热，最大温差3K4K，为变压器引线自套管尾锥以下发生开焊或断股。如缺陷发生在套管尾锥内，套管间的温差将更大。13） 变压器套管柱头过热图2.1.1-13热像图特征及分析：变压器套管柱头温度高于设备线夹温度，套管屏蔽罩上部温度高于设备线夹温度。14） 变压器设备线夹接触不良过热图2.1.1-14热像图特征及分析：以变压器设备线夹与引线连接处为中心的发热。15） 变压器设备线夹接触不良过热图2.1.1-15热像图特征及分析：500kV750MVA变压器，红外检测时带负荷21MW31MW，一次绕组N端套管设备线夹连接处为中心的发热，与低压绕组套管最大温差13.4K。变压器负荷为额定负荷的3%左右，如果变压器带50%负荷，变压器一次绕组N端套管设备线夹连接处的温度测算可达到300以上。16） 变压器纯瓷套管导电杆下端接触不良过热图2.1.1-16热像图特征及分析：变压器套管整体过热，A相套管升高座过热，温差较大。本案套管上部最大温差13K，升高座上部温差4.5K。17） 220kV套管导表面温场分布异常图2.1.1-17热像图特征及分析：220kV套管本体多处温场异常，A相套管最高温度为：18.3 ; R2最高温度为：17.2 ；R3最高温度为：21.8 ，温差4.6K，发热点多为套管伞裙下沿。热像图反应的应为表面污秽，且检测环境高湿。环境变化后复测或配合停电涂抹防污材料。电压致热分析温度范围应使用10K15K间。18） 66kV干式电抗器包峰汇流线接触处发热 图2.1.1-18-a 图 2.1.1-18-b热像图特征及分析：66kV干式电抗器包峰汇流线连接处发热，与参考体温差22.2K、23.5K，为汇流线端子接触不良。19） 变压器气体继电器主油管路蝶形阀未开启图2.1.1-19-a图2.1.1-19-b图2.1.1-19-c热像图特征及分析：变压器气体断电器主油管路温度与气体继电器本体、变压器储油柜温度相同，远低于变压器上部油温。本案图2.1.1-19-a，对应的220kV主变压器在冬季低温状态下气体继电器动作跳闸，热像图为事故后查找判断事故原因时拍摄，事故原因为该主油管路蝶形阀开启位置标识与实际相反。变压器气体继电器主油管路蝶形阀开启的正常红外热像图图2.1.1-19-c。20） 变压器散热器效率下降图2.1.1-20热像图特征及分析：强油循环变压器散热器油管路进口油温与出口油温的温差下降。强油循环变压器散热器散热效率正常的油进、出口温差应不低于2K，本案油进、出口温差为0.8K。21） 变压器散热器效率下降图2.1.1-21热像图特征及分析：强油循环导向风冷500kV变压器开启的散热器油管路进口油温与出口油温的温差0.2K。应安排对散热器进行清洗。22） 自然风冷变压器散热器蝶形阀未开启图2.1.1-22热像图特征及分析：未开启的变压器散热器自上至下温度平衡，与变压器上部油温有较大温差。本案变压器的各组散热器均未开启，变压器上部油温高峰负荷时超过90，散热器的温度基本为环境温度。23） 风冷自然循环变压器散热器蝶形阀关闭图2.1.1-23热像图特征及分析：未开启的变压器散热器自上至下温度平衡，上部油管理与主变上层油温相近。24） 变压器散热器风扇电机发热图2.1.1-24热像图特征及分析：自然油循环变压器散热器风扇电机温度相差较大，上部电机温度36.1，下部电机温度22.1，两电机本体温差14.0K。为风扇电机轴承磨损机械卡滞。25） 500kV变压器本体温场分布异常图2.1.1-25某220kV变电站，红外检测本体油箱上部温度31.0，中下部温度分别为34.5、32.5、32.2，边缘温度29.8，中下部比上部高3.5K。怀疑红外热像仪温度一致性差或变压器漏磁通影响、变压器内部下部有发热点。处理意见a) 更换热像仪复测；b) 复测结果规律相同，注意油色谱、铁芯接地电流变化；c) 配合停电进行高压诊断性项目试验。26） 变压器上下节油箱连接处螺栓过热图 2.1.1-26热像图特征及分析：变压器上下节油箱连接螺栓不同程度发热，以变压器线圈轴线上的螺栓温度最高，且螺栓发热温度与变压器负荷的平方成比例。本案螺栓的最高热点温度分别为：171.2、130.87、95.05，变压器油质未发生变化。27） 变压器上下节油箱连接处螺栓过热 图 2.1.1-27-a 图 2.1.1-27-b图 2.1.1-27-c热像图特征及分析：变压器上下节油箱连接螺栓不同程度发热。本案发热螺栓分别使用硅钢片、软铜线短接，使用硅钢片后螺栓发热现象明显减轻，使用软铜线短接无效果。28） 变压器油枕局部假象过热图2.1.1-28热像图特征及分析：变压器油枕中上部热像图表征的局部过热。为变压器油枕右后上方照明灯的反射干扰。2.1.2 电流互感器1） 220kV电流互感器内部局部放电导致的本体过热图2.1.2-1热像图特征及分析：局部放电区域在互感器一次绕组V部的中下部，局部放电导致电流互感器本体，包括油箱、一次绕组连接处均过热，以一次绕组连接处温度最高。本案互感器本体上部套管最大相间同位置温差3.1K，一次绕组连接处端子箱最大相间同位置温差10.3K，互感器油位指示压力异常增高。2） 220kV电流互感器内部局部放电导致本体过热图2.1.2-2热像图特征及分析：本案B相互感器本体上部最大相间同位置温差0.7K，红外检测当天油色谱检测H2=7549L/L、C1+C2=855.7L/L，其中CH4=765.4L/L，C2H6=90.3L/L，C2H4、C2H2未见。3） 220kV倒置式电流互感器变比结线端子接触不良过热 图2.1.2-3-a 图2.1.2-3-b 图2.1.2-3-c热像图特征及分析：互感器变比结线端子盒发热，结线盒内发热点将盒体局部加热到较高温度。本案结线盒体局部最高温度90.7,内部电流致热，判定为危急缺陷。图2.1.2-3-b、图2.1.2-3-c为500kV互感器变比结线端子盒体局部熔化、内连接端子螺栓扭断导致发热。4） 220kV倒置式电流互感器二次结线端子接触不良过热 图2.1.2-4-a 图2.1.2-4-b热像图特征及分析：220kV倒置式电流互感器二次结线端子箱有局部发热区，温差11.7K，发热端子温度59.4，温差65K。5） 66kV倒置式电流互感器绕组箱体过热图2.1.2-5热像图特征及分析：互感器绕组箱处最高温度分别为A相18.0，B相15.0，C相14.8，相间最大同位置温差3.2K，应安排油色谱检测，检查互感器二次回路连接情况。判定为危急缺陷。6） 66kV倒置式电流互感器变比结线端子接触不良过热图2.1.2-6-a 图2.1.2-6-b 图2.1.2-6-c热像图特征及分析：互感器变比结线设备线夹联接处发热，非互感器内部电气联接点接触不良过热，为一般电流致热类缺陷。7） 110kV电流互感器小套管发热图2.1.2-7热像图特征及分析：互感器下部小套管接线端子处发热，停电检查结果为电流互感器小套管端子螺栓未紧固，接触不良发热。8） 66kV倒置式电流互感器绕组油箱温度异常图2.1.2-8热像图特征及分析：互感器绕组油箱发热，相间最大温差3.5K。应安排油色谱检测，检查互感器二次回路连接情况。判定为危急缺陷。9） 110kV电流互感器介损异常升高或内部局部放电发热图2.1.2-9热像图特征及分析：互感器本体整体过热，最高热点位于互感器上部。本案互感器最大相间同位置温差4.5K。10） 干式电流互感器二次回路开路导致的过热图2.1.2-10热像图特征及分析：互感器绕组箱体整体过热，相间温差较大。本案体整体过热，最高热点位于互感器上部。本案互感器最大相间同位置温差15.2K，电流互感器二次开路，铁芯过励磁发热。11） 66kV电流互感器一次绕组油箱内连接部位接触不良发热图2.1.2-11热像图特征及分析：互感器绕组油箱整体过热，相间温差较大。为互感器上部油箱内一次绕组连接处接触不良。12） 500kV电流互感器一次绕组油箱内连接部位接触不良发热图2.1.2-12热像图特征及分析：互感器绕组油箱最高热点为引线接线端子的下部，与CT油箱下部磁套连接处温差11.5K，与其他不发热设备温差21.4K，CT油箱下部磁套连接处与不发热C相同位置温差17.4K。为互感器上部油箱内一次绕组连接处接触不良，为严重缺陷。2.1.3 电压互感器1） 220kV电磁式电压互感器绕组发热 图2.1.3-1-a 图2.1.3-1-b 图2.1.3-1-c 图2.1.3-1-d相别试验日期CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2总烃A2010-9-2627.90.5210.130112.7451.2398.5438.552011-8-333.230.819.350140.147.38367.2543.392011-10-2234.160.9710.90142.4858.01392.2546.032012-3-1633.150.9610.20140.3257.66384.2134.11B2010-9-2611.510.458.820117.2646.56448.2420.782011-8-313.010.469.780149.0239.27268.5623.252011-10-2214.410.5510.190151.3552.19413.7825.152012-3-1613.960.539.910148.653.21411.5524.4C2010-9-2634.650.5511.020154.9749.62413.446.222011-8-338.410.5611.880192.4953.62424.6750.852011-10-2239.20.5410.480196.6951.95386.9350.222012-3-1637.360.7110.850153.2656.53398.9550.3表2.1.3-1热像图特征及分析：电磁式电压互感器C相上下极绕组处温度较高，相间同位置最大温差到2012-03-10日上部电极处达到2.3K，下部电极处达到2.75K。图2.1.3-1-a为2011-04-06日拍摄的热像图，图2.1.3-1-b为2011-12-13日拍摄的热像图，图2.1.3-1-c为2012-03-10日拍摄的热像图。2012-03-10日C相电压互感器爆炸。各次红外检测均在白天有日光辐射条件下，如避开日光辐射，电压互感器的相间温差会更大，缺陷暴露会更明显。故障电压互感器油色谱数据分析，直到故障当天的油色谱数据，仍不能感觉互感器内部存在异常。2） 66kV电容式电压互感器C1电容内部故障局部发热 图2.1.3-2-a 图2.1.3-2-b热像图特征及分析：电容式电压互感器C1电容位置局部发热。本案电容器发热部位最大相间温差4.1K，为局部电容绝缘劣化。3） 500kV电容式电压互感器中间变压器油箱温度异常图2.1.3-3热像图特征及分析：500kV电容式电压互感器中间变压器油箱温度偏差较大，A、C相存在5.5K温差，电压指示正常，怀疑中间变压器绕组存在故障。热像图发制造商，制造商立即发来同型号电容式电压互感器协助更换，设备返厂解体结果无法获取。4） 220kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热图2.1.3-4热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱本体温度异常升高，以油箱上部温度最高。一般电容式电压互感器中间变压器油箱的最高热点温度比C1电容温度高1K3K，本案中间变压器油箱的最高热点温度比C21电容温度高14K，为中间变压器油箱接线存在故障。5） 220kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热图2.1.3-5热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱本体温度异常升高，以油箱上部温度最高。一般电容式电压互感器中间变压器油箱的最高热点温度比C1电容温度高3K6K，本案中间变压器油箱的最高热点温度比C21电容温度高12.5K，运行后期中间变压器油箱出现连续的放电声，更换后解体检查为中间变压器油箱内接线存在错误。6） 220kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热 图2.1.3-6-a 图2.1.3-6-b热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱二次结线盒左侧面的油箱壁上部温度最高，为36.2，与下节电容器温差16.3K。二次结线盒内箱壁最高热点温度为26.4，低于左侧箱壁9.8K。二次结线盒右侧箱壁最高热点温度为24.3，低于左侧箱壁7.9K。对于单支电容式电压互感器，中间变压器油箱可与下节电容器进行温差比较，温差5K可诊断为一般缺陷，温差8K应诊断为严重缺陷，温差12K应诊断为危急缺陷。本案温差16.3K，应诊断为危急缺陷，做好更换准备。7） 220kV电容式电压互感器中间变压器二次结线箱过热图2.1.3-7-a 图2.1.3-7-b热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器二次结线箱上部发热，比油箱上部高11.7K，打开箱门检测，N端子温度59.4并有油渗漏，与其他端子温差65.0K。停电检查为N端子安装接线时拧转造成密封损坏漏油，内端子松动接触不良发热。8） 110kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热图2.1.3-8热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱本体温度异常升高，以油箱上部温度最高。一般电容式电压互感器中间变压器油箱的最高热点温度比C1电容温度高3K6K，本案中间变压器油箱的最高热点温度比C1电容温度高20.9K，为中间变压器未屏接地不良与箱壁放电。9） 110kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热图2.1.3-9-a 图2.1.3-9-b 图2.1.3-9-c热像图特征及分析：110kV CVT中间变压器油箱最高热点温度108，与电容器本体温差68K。测量电压比正常值低10%，油色谱结论700以上高温过热。解体检查为阻尼电阻严重过热，周边电胶板被烤黄、炭化，阻尼器电容器击穿。10） 35kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热 图2.1.3-10-a 图2.1.3-10-b 图2.1.3-10-c 图2.1.3-10-d热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱本体相间温差8.0K，解体检查为阻尼回路电容器击穿短路。11） 110kV电容式电压互感器中间变压器油箱局部过热 图2.1.3-11-a 图2.1.3-11-b 热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器C相油箱本体箱壁上有一局部热点33.6，对应A相、B相点的温度为26.3、26.5，相间温差7.3K，解体检查为阻尼电阻绕组引出螺栓与油箱壁接触流过电流接触处发热。12） 35kV电磁式电压互感器本体及消谐装置发热 图2.1.3-12-a 图2.1.3-12-b 图2.1.3-12-c 图2.1.3-12-d 图2.1.3-12-e 图2.1.3-12-f 图2.1.3-12-g 图2.1.3-12-h 图2.1.3-12-i 图2.1.3-12-j 图2.1.3-12-k 图2.1.3-12-l 热像图特征及分析：21:30分，某风电场35kV系统发生单相接地，经三次选线接地未消除。22:34分使用红外热像仪对升压站内35kV系统巡视检测，发现一出线间隔电磁式电压互感器C相本体、消谐装置箱严重发热，C相电压互感器下油箱上部温度41.1，相间同位置温差21.9K，C相电压互感器瓷套上部温度35.7，相间同位置温差16.5K(见图2.1.3-12-a)；消谐装置箱体严重发热，底部温度最高，为90.7，与其他间隔消谐装置箱同位置温差72.5K(见图2.1.3-12-cf)。间隔停电打开消谐箱检查，发现C相箱体内接地，消缺后投入运行。设备投运2小时后01:45分测量故障间隔电压互感器本体及消谐装置箱温度，各部温度明显下降，C相电压互感器下油箱上部温度23.4，相间同位置温差7.6K，下降14.4K，C相电压互感器瓷套上部温度19.2，相间同位置温差3.9K，下降14.6K (见图2.1.3-12-g)；消谐装置箱体温度与其他间隔基本相同。设备投运4小时后03:53分测量故障间隔电压互感器本体及消谐装置箱温度，各部温度继续下降，C相电压互感器下油箱上部温度19.2，相间同位置温差3.8K，又下降3.8K，C相电压互感器瓷套上部温度17.0，相间同位置温差2.3K，又下降1.6K (见图2.1.3-12-i)。设备投运6小时后06:26分测量故障间隔电压互感器本体及消谐装置箱温度与其他间隔同类设备基本相同(见图2.1.3-12-k)。2.1.4 耦合电容器1） 220kV耦合电容器上节电容异常发热图2.1.4-1热像图特征及分析：耦合电容器上节均匀发热。本案耦合电容器上节同位置最大相间温差11.2K，为电容器整体受潮绝缘严重劣化。2） 耦合电容器局部严重发热图2.1.4-2热像图特征及分析：耦合电容器下节中部有集中高温发热区域。本案耦合电容器下节发热区域与上节电容器最大温差11.32K，为下节电容器绝缘油2/3漏失。3） 耦合电容器铁瓷结合部局部发热图2.1.4-3-a图2.1.4-3-b热像图特征及分析：耦合电容器下节上部铁瓷结合部发热，与下节耦合电容器柱体温差4.5K。为耦合电容器下节上部金属结构件焊渣未清理导致发热。2.1.5 断路器1） 220kV少油断路器上基座接触不良发热图2.1.5-1热像图特征及分析：少油开关一断口上端盖均匀发热，断口下基座温度无异常、灭弧瓷套温度有轻度升高。本案同位置最大温差10.3K，停电测量回路电阻达到1170，超出制造商规定值8倍。2） 220kV SF6开关断口下基座发热图2.1.5-2热像图特征及分析：SF6开关一断口下基座发热，断口消弧气室瓷套自下至上温度逐渐降低。本案发热断口下基座同位置最大温差2.8K。3） 35kV SF6开关断口下基座发热图2.1.5-3-a图2.1.5-3-b表2.1.5-3热像图特征及分析：C相下基座温度82.4，B相对应部位温度34.0，同位置温差48.4K。断路器内部严重接触不良，诊断为危急缺陷。停电回路电阻测试，C相回路电阻为B相的4.4倍，超过技术条件要求3倍以上。解体检查，断路器动、静触头严重接触不良，触头、触指烧损严重。4） 220kV 少油开关绝缘接杆进水受潮发热图2.1.5-4热像图特征及分析：少油开关一个柱绝缘瓷套、三角机械均过热，以开关支持瓷套上节下部温度最高。本案少油开关支持瓷柱上节下部最大温差6.52K，绝缘油击穿电压18kV，停电试验整体直流泄漏电流5kV试验电压下530A(标准规定：40kV试验电压下5A)，拉杆(含瓷套)直流泄漏电流10kV试验电压下240A(标准规定：40kV试验电压下5A)。5） 220kV SF6开关套管温场分布异常 图2.1.5-5-a 图2.1.5-5-b图2.1.5-5-c热像图特征及分析：SF6开关支持瓷套出线线夹下部多处温场异常，发热区域多为瓷裙伞沿下部。应为瓷套表面污秽，不应诊断为缺陷，应对变电站污秽情况进行调查，结合防潮工作处理。2.1.6 隔离开关1） 隔离开关设备线夹连接处过热 图2.1.6-1-a 图2.1.6-1-b热像图特征及分析：热像表象为隔离开关一侧设备线夹与导电杆联接处过热，分析最热点为线夹根部（见图2.1.4-42-b），说明热源在刀闸柱头帽防雨罩的内部，为软联接与设备线夹连接处接触不良过热。2） 隔离开关刀闸口过热图2.1.6-2-a 图2.1.6-2-b 图2.1.6-2-c 图2.1.4-2-d热像图特征及分析：隔离开关动静触头处发热。图2.1.6-2-b、图2.1.6-2-c、图2.1.6-2-d为对应各相刀闸触头近距离红外热像图，最高热点温度分别为：91.3、124.8、35.6。3） 间隔内设备引线、线夹复合型发热 图2.1.6-3-a 图2.1.6-3-b热像图特征及分析：设备间隔内多处引线、线夹处发热，其中A处隔离开关设备线夹与引线夹联接处温度95.37，某些引线线夹外约180mm处导线，怀疑为压接不良。对此类复合型发热的设备联接处应逐一拍摄红外热像图进行分析。4） 隔离开关瓷柱内部裂纹柱体局部过热 图2.1.6-4-a 图2.1.6-4-b 图2.1.6-4-c 图2.1.6-4-d热像图特征及分析：对应隔离开关瓷柱体内部裂纹位置，柱体整体过热，瓷裙温度低于柱体温度。本案图2.1.6-4-a裂纹处柱体最高温度53.9，与瓷柱其他部位温差27.4K；图2.1.6-4-b裂纹处柱体最高温度15.8，与瓷柱其他部位温差7.6K。类似案例如图2.1.6-4-c、图2.1.6-4-d。5） 35kV隔离开关瓷柱上局部发热 图2.1.6-5-a 图2.1.6-5-b图2.1.6-5-c热像图特征及分析：35kV隔离开关瓷柱红外检测，最大温差3.5K。绝缘电阻测量：正常瓷柱103G，故障瓷柱43M，加压至72kV(热像图见图2.1.6-5-b)，正常瓷柱的泄漏电流接近于零，故障瓷柱电流在12A以下剧烈波动，试验电压不稳定，放电声音较大。如做介质因数试验，会发现介损值显著增大。6） 220kV隔离开关瓷柱上端部铁瓷结合部局部发热图2.1.6-6热像图特征及分析：229kV隔离开关瓷柱上端铁瓷结合部温度15.5，向下2个瓷裙柱体温度温度12.9，正常柱体温度11.4，最大温差4.1K。怀疑瓷柱发热处表面污秽、有异物或瓷釉异常。a) 拍摄高清可见光照片，检查瓷柱发热处表面是否存在异常；b) 依靠自然清洁后复测；c) 如无异常，结合计划停电对发热柱体部位进行超声检测，是否存在裂纹。7） 10kV隔离开关刀闸口处发热图2.1.6-7热像图特征及分析：隔离开关刀闸口处发热。本案刀闸口处温度95.1，使用70测温腊测试刀闸不熔化。测温腊测试结果应代表刀闸表面的实际温度。2.1.7 避雷器1） 220kV瓷绝缘外套避雷器阀片受潮劣化发热图2.1.7-1热像图特征及分析：A相避雷器中上部2处柱体异常发热。本案避雷器上节发热区域与其他相同位置最大相间同位置温差2.7K，判定为危急缺陷。2） 220kV瓷绝缘外套避雷器阀片受潮劣化发热图2.1.7-2热像图特征及分析：避雷器上节中上部局部发热，下节温度升高。分析为上节进水受潮，部分阀片承担的运行电压降低，下节承担的运行电压增加。3） 220kV变压器中性点避雷器误安装在主变一次运行发热 图2.1.7-3-a 图2.1.7-3-bHY1.5WZ3-146/300变压器中性点避雷器接于主变一次运行的耐受时间电网电压运行电压值 (kV)避雷器额定电压倍数耐受时间(s/min）0.92Ue116.80.8007200/1200.95Ue120.70.8272520/421.00Ue127.00.870720/121.05Ue133.40.91372/1.21.10Ue139.70.95734/0.571.15Ue146.01.00020/0.33表2.1.7-3热像图特征及分析：C相避雷器（主变中性点避雷器）上下节均匀发热。本案避雷器红外热像图为-15环境温度拍摄，上节避雷器最大相间同位置温差1.7K，温度折算后温差3.825K，核对避雷器技术参数，按标准要求，经计算环境温度20，在220kV系统额定电压下运行，该避雷器故障时间应大于12min，避雷器在系统运行7d未故障原因为环境温度低，避雷器阀片超压运行的产热量与散热量出现短时间的平衡，判定为特危急缺陷，立即退出运行。4） 220kV硅橡胶绝缘避雷器进水受潮发热 图2.1.7-4-a 图2.1.7-4-b图2.1.7-4-c避雷器停电试验数据相别绝缘电阻（）U1 mA电压（kV）75%U1 mA电压下电流（A）A上节1330014917A下节12439.7B上节1420015020B下节1350015016表2.1.7-4-a热像图特征及分析：A相避雷器上节均匀过热，以上中部温度最高，下节中部过热，上、下部温度偏低。本案A相避雷器上节最大温差6.6K，下节最大温差6.5K，判定A相避雷器下节进水受潮，上节过压发热，为危急缺陷。避雷器底座绝缘受潮绝缘下降，运行泄漏电流减小到其他避雷器的2/3，避雷器运行全电流、阻性电流检测，受底座绝缘劣化分流影响，避雷器电容电流减小，阻性电流与正常比略有增加。图2.1.7-62-c为实验室模拟试验热像图，与现场拍摄的热像图一致，避雷器分压比上节承担运行电压80.13%，下节承担运行电压19.87%。故障避雷器节直流U1mA试验电压39.7kV，为初值的25.61%。故障节阀片33片，其中绝缘电阻1G以上8片， 200 M500 M7片，20 M200 M8片，20 M以下10片，绝缘电阻500 M以下阀片应认定为零值阀片，占故障节避雷器阀片总数的75.76%，与直流U1mA试验电压结果相对应。5） 220kV避雷器进水受潮发热 图2.1.7-5-a 图2.1.7-5-b避雷器带电检测试验数据对比日期主变220kV侧C相主变220kV侧A相阻性电流(mA)全电流(mA)阻性电流(mA)全电流(mA)2009.4.120.0550.6470.0520.6472009.12.130.8501.6630.2820.720表2.1.7-5-a避雷器直流试验数据对比序号安装位置1mA下参考电压U1mA（kV）75%U1mA泄漏电流（A）出厂值试验值出厂值现场试验值1A相上节151.112416.6(113.3kV)6 (试验电压93kV)2A相下节151.615715.24 (试验电压113.5kV)3C相上节151.67515.5(113.5kV)232(试验电压56.25kV)4C相下节151.715814.112(试验电压113.5kV)表2.1.7-5-b热像图特征及分析：C相避雷器下节均匀过热，以上中部温度最高，上节上部过热，下部温度偏低。本案为12月12日环境温度-10拍摄的红外热像图，C相避雷器上节最大温差4.6K，下节最大温差3.6K，判定C相避雷器上节进水受潮，下节过压发热，为危急缺陷。停电试验C相下节直流U1mA电压由151kV降至75kV不合格，A相避雷器上节直流U1mA电压由151kV降至124kV不合格。6） 220kV避雷器阀片受潮老化发热 图2.1.7-6-a 图2.1.7-6-b避雷器运行中持续电流检测数据相别测试日期Ijsq(A)Ix(A)Ir(A)Ic1p(A)A2011-4-266506211338792011-7-28650635150875B2011-4-266506201528762011-7-28650615179902C2011-4-26600550187772011-7-2860058988801表2.1.7-6-a避雷器停电试验数据序号相别测试日期绝缘电阻MU1mA0.75U1mA泄漏电流1A相上节2011-7-30152162A相下节2011-7-30152213B相上节2011-7-3060000 155194B相下节2011-7-30260 1292615C相上节2011-7-30152146C相下节2011-7-3015116表2.1.7-6-b热像图特征及分析：热像仪不同距离温度一致性较差，调整温度范围设备至最清晰后目视热像图不能有效分辨避雷器过热位置，线温分析发现B相避雷器下节中部温度偏高。本案对红外热像仪距离影响温度一致性进行人为修正后，判定B相避雷器下节与A相同位置最大相间温差2.2K，为危急缺陷。本组避雷器同时进行的避雷器全电流、阻性电流测试，参数未见异常。7） 220kV避雷器阀片受潮老化发热 图2.1.7-7-a 图2.1.7-7-b避雷器运行中持续电流检测数据相别测试日期Ijsq(uA)Ix(uA)Ir(uA)Ic1p(uA)A2011-4-26650611117862B2011-4-26650639178867C2011-4-2660056942802相别测试日期Ijsq(uA)Ix(uA)Ir(uA)Ic1p(uA)A2011-7-28650618175840B2011-7-28800740301956C2011-7-2860059789839表2.1.7-7-a避雷器停电试验数据序号相别测试日期绝缘电阻MU1mA0.75U1mA泄漏电流1A上节2011-7-3076000 152242A下节2011-7-301500 1401003B上节2011-7-306000 152504B下节2011-7-30411 1352615C上节2011-7-30152146C下节2011-7-3015115表2.1.7-7-b热像图特征及分析：热像仪温度一致性较差，调整温度范围设备至最清晰后目视热像图发现避雷器B相下节中部过热，线温分析发现B相、A相避雷器下节中部温度均偏高。本案对红外热像仪距离影响温度一致性进行人为修正后，判定B相避雷器下节与C相同位置