紅外熱像圖范例

可編輯可編輯帶電電力設(shè)備紅外檢測范例及故障案例1紅外熱像圖拍攝范例圖1-1變壓器一次套管理47.4℃4℃50.5℃℃圖1-2變壓器二次套管402017.6℃圖1-3變壓器一次避雷器圖1-4變壓器二次避雷器圖1-5220kV避雷器、電壓感器拍攝在同一張熱像圖上，便于分析圖1-6220kV避雷器、電壓感器拍攝在同一張熱像圖上，互不遮擋，便于分析圖1-7220kV1結(jié)線母線避雷器、電壓互感器圖1-9220kV倒置式電流互感器圖1-10220kV正立式電流互感器圖1-12220kVSF6開關(guān)圖1-11220kVSF6開關(guān)℃圖1-1366kV間隔內(nèi)開關(guān)、電流互感器拍攝在℃圖1-1466kV間隔內(nèi)開關(guān)、電流互感器拍攝在同一張熱像圖上，便于分析同一張熱像圖上，便于分析圖1-15干式電流互感器的紅外熱像圖主要分析部位是下部箱體內(nèi)繞組-5-10避雷7℃℃6543圖1-1966kV電容器組圖1-20變電站隔離開關(guān)圖1-2166kV電容器組中干式電抗器組23.0℃7.0℃圖1-22220kVHGIS開關(guān)氣室圖1-23220kVHGIS母線氣室圖1-24220kVHGIS電壓互感器氣室圖1-2610kV圖1-2610kV配電變壓器圖1-2566kV電纜升高站電纜端頭、避雷器熱

像圖應(yīng)盡可能將所有接點拍攝在一張熱像圖上圖古電纜AR021==.圖1-29配網(wǎng)線路避雷器圖1-28配網(wǎng)柱上真空開關(guān)圖1-30配網(wǎng)變壓器臺避雷器2電力設(shè)備紅外檢測熱像圖異常、故障范例2.1變電設(shè)備2.1.1變壓器1）500kV變壓器一次套管本體溫度異常一瑞嚼嚼與謠嚏5^*r一瑞嚼嚼與謠嚏5^*r圖2.1.1-1熱像圖特征及分析：電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢測典型案例（2014版），某500kV變電站進口干式套管，紅外檢測發(fā)現(xiàn)C相比B相高1.6K,懷疑套管介損異常。停電更換套管，試驗介損、電容量均無異常。紅外分析誤判斷原因：a）溫區(qū)壓縮范圍過小，不到3K；b）干式套管缺陷熱像圖溫場分布特征為局部本體高溫，與熱像圖特征及分析不符；c）缺陷判斷標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定為2K?3K,未達到判斷標(biāo)準(zhǔn)；d）沒有進行紅外復(fù)測并與歷史紅外檢測數(shù)據(jù)做比對分析；d）沒有檢查和考慮變壓器本體散熱對套管的影響，B相套管下部受變壓器熱氣流影響明顯溫度偏高，局部套管傘裙溫度甚至高于本體溫度。本案熱像圖分析可直接診斷為變壓器輻射熱源影響，套管無異常。如要證實分析結(jié)論，應(yīng)環(huán)境條件（風(fēng)向、風(fēng)速）改變后進行復(fù)測。2）220kV變壓器一次套管滲漏油溫場分布異常圖2.1.1-2-a圖2.1.1-2-b2）220kV變壓器一次套管滲漏油溫場分布異常圖2.1.1-2-a圖2.1.1-2-b圖2.1.1-2-c圖2.1.1-2-d熱像圖特征及分析：圖2-2-a為2011-03-31日拍攝的熱像圖，圖2-2-b為2011-10-10日拍攝的熱像圖，圖2-2-c、圖2-2-d為2011-04-21日拍攝的熱像圖，套管外觀檢查未見有滲漏情況，根據(jù)三次紅外熱像圖分析，判定C相套管向變壓器油箱滲油，滲漏速度較慢。3）220kV變壓器一次茬AR0203AR10AR12AR04AR0603）220kV變壓器一次茬AR0203AR10AR12AR04AR060,AR11‘AR0527.0℃圖2.1.1-3-a熱像圖特征及分析：A相、B相套管溫場分布不均，與C相同位置最大溫差4.4K。升高座溫度基本相同。熱像圖分析存在的疑點：a）變壓器套管過熱應(yīng)整體過熱，本熱像圖套管只有中下部過熱；b）套管上端三相溫度相差不大。紅外復(fù)測，三相套管溫場分析基本均勻，最大相間同位置溫差上、中、下部分別為0.4K、0.7K、0.9K（見圖2-3-b），說明套管是被外部熱源加熱?，F(xiàn)場調(diào)查證實為變壓器散熱器熱氣流隨變化的風(fēng)向，加熱了套管局部區(qū)域。圖2.1.1-3-b35.5了套管局部區(qū)域。圖2.1.1-3-b35.5℃變壓器三相套管溫度有規(guī)律升高可編輯可編輯28.128.1℃圖2.1.1-4熱像圖特征及分析：變壓器220kV套管自西向東逐漸升高，相間溫差2K。為西偏北微風(fēng)導(dǎo)致變壓器本體熱氣流對套管加熱。220kV變壓器一次三相套管缺油圖2.1.1-5熱像圖特征及分析：變壓器220kV三相一次套管熱像圖顯示中部油溫明顯不同，誤判斷套管缺油。變壓器一次三相套管同時缺油的原因只能是套管同時外滲，這樣的概率極小，套管油同時內(nèi)滲的概率同樣極小，并且內(nèi)滲套管的油位不會低于油枕油位，原因應(yīng)為套管油循環(huán)未達到整只套管。6)220kV變壓器一次三相套管缺油圖2.1.1-6熱像圖特征及分析：變壓器220kV三相一次套管熱像圖顯示中上部油溫明顯不同，油位基本相同，應(yīng)為套管缺油熱像特征，但變壓器油位計臟污觀察不到油位。本變壓器為1980年投運的老舊變壓器，停電清掃檢查，各套管補油50kg左右。套管缺油極易發(fā)生套管受潮、裸露電容屏局部放電，應(yīng)結(jié)論為嚴(yán)重缺陷。三相套管均缺油，應(yīng)為老舊變壓器套管多次采油樣后沒有補過油，生產(chǎn)管理系統(tǒng)應(yīng)吸取經(jīng)驗教訓(xùn)。精品文檔精品文檔可編輯可編輯7）220kV變壓器二次b相套管整體缺油圖2.1.1-7熱像圖特征及分析：變壓器220kVb相二次套管熱像圖顯示整體溫度低，誤判斷該套管整體缺油。變壓器套管整體缺油或無油無此可能，套管整體缺油將導(dǎo)致套管電容屏放電出現(xiàn)高溫區(qū)，甚至絕緣擊穿爆炸。套管溫場異常應(yīng)為套管尾錐部分油路不^。8）500kV變壓器一次套管局部發(fā)熱-25圖2.1.1-7熱像圖特征及分析：變壓器220kVb相二次套管熱像圖顯示整體溫度低，誤判斷該套管整體缺油。變壓器套管整體缺油或無油無此可能，套管整體缺油將導(dǎo)致套管電容屏放電出現(xiàn)高溫區(qū)，甚至絕緣擊穿爆炸。套管溫場異常應(yīng)為套管尾錐部分油路不^。8）500kV變壓器一次套管局部發(fā)熱-25-2D-3D-15圖2.1.1-8-a圖2.1.1-8-b1305'Clr136.14'C-35熱像圖特征及分析：變壓器500kV干式套管下部局部發(fā)熱，懷疑內(nèi)部故障。變壓器干式套管存在缺陷一般為固體絕緣開裂，進水受潮放電，缺陷部位本體出現(xiàn)高溫區(qū)，并且溫度相當(dāng)高。本支套管傘裙溫度高于本體溫度，發(fā)熱部位下部溫度高于中上部，且發(fā)熱區(qū)域上部右側(cè)向上傾斜，應(yīng)為變壓器器身輻射影響。停電試驗套管正常。9）變壓器66kV套管A、B相上部溫度偏低，懷疑套管缺油圖2.1.1-9熱像圖特征及分析：a）套管油位線清楚，不缺油；b）套管油全循環(huán)時間因其內(nèi)部安裝條件不同而不同，變壓器負荷變化引起的套管溫度變化速度不同；c）沒有檢查套管油位；d）沒有核對近期拍攝的熱像圖。10)66kV變壓器壓油式套管缺油圖2.1.1-10-a2.1.1-10-b油油熱像圖特征及分析：變壓器套管有不同區(qū)域的低溫區(qū)，與正常套管溫度比低6.0K?6.9K。220kV變壓器66kV套管缺油熱像圖特征及分析：變壓器66kVb相套管缺油，經(jīng)核對，b相套管油外滲。變壓器繞組引線斷股或開焊47.0℃AR02464450424540384036AR05AR0647.0℃AR02464450424540384036AR05AR06AR07AR0134.6℃34.134.6℃圖2.1.1-12-a圖圖2.1.1-12-a熱像?特征及分析■壓器套管■座及套■體均勻過熱■大溫差3K?4KH■■器■自套管尾錐以下發(fā)生開焊或斷股。如缺陷發(fā)生在套管尾錐內(nèi)，套管間的溫差將更大。變壓器套管柱頭過熱

47.5℃4047.5℃302010圖2.1.1-1314)變壓器設(shè)備線夾接觸不良過熱圖2.1.1-14熱像圖特征及分析：以變壓器設(shè)備線夾與引線連接處為中心的發(fā)熱。14)變壓器設(shè)備線夾接觸不良過熱圖2.1.1-14熱像圖特征及分析：以變壓器設(shè)備線夾與引線連接處為中心的發(fā)熱。15)變壓器設(shè)備線夾接觸不良過熱32.1℃圖2.1.1-15熱像圖特征及分析：500kV750MVA變壓器，紅外檢測時帶負荷21MW?31MW,一次繞組N端套管設(shè)備線夾連接處為中心的發(fā)熱，與低壓繞組套管最大溫差13.4K。變壓器負荷為額定負荷的3%左右，如果變壓器帶50%負荷，變壓器一次繞組N端套管設(shè)備線夾連接處的溫度測算可達到300℃以上。變壓器純瓷套管導(dǎo)電桿下端接觸不良過熱

圖2.1.1-16熱像圖特征及分析：變壓器套管整體過熱，A相套管升高座過熱，溫差較大。本案套管上部最大溫差13K,升高座上部溫差4.5K。220kV套管導(dǎo)表面溫場分布異常圖2.1.1-17熱像圖特征及分析：220kV套管本體多處溫場異常，A相套管最高溫度為：18.3℃;R2最高溫度為：17.2℃；R3最高溫度為：21.8℃，溫差4.6K，發(fā)熱點多為套管傘裙下沿。熱像圖反應(yīng)的應(yīng)為表面污穢，且檢測環(huán)境高濕。環(huán)境變化后復(fù)測或配合停電涂抹防污材料。電壓致熱分析溫度范圍應(yīng)使用10K~15K間。18)66kV干式電抗器包峰匯流線接觸處發(fā)熱圖2.1.1-18-a圖2.1.1-18-b

熱像圖特征及分析：66kV干式電抗器包峰匯流線連接處發(fā)熱，與參考體溫差22.2K、23.5K，為匯流線端子接觸不良。變壓器氣體繼電器主油管路蝶形閥未開啟PP造;十可十.彳?P08a圖2.1.1-19-a圖2.1.1-19-b圖2.1.1-19-c熱像圖特征及分析：變壓器氣體斷電器主油管路溫度與氣體繼電器本體、變壓器儲油柜溫度相同，遠低于變壓器上部油溫。本案圖2.1.1-19-a,對應(yīng)的220kV主變壓器在冬季低溫狀態(tài)下氣體繼電器動作跳閘，熱像圖為事故后查找判斷事故原因時拍攝，事故原因為該主油管路蝶形閥開啟位置標(biāo)識與實際相反。變壓器氣體繼電器主油管路蝶形閥開啟的正常紅外熱像圖圖2.1.1-19-c。變壓器散熱器效率下降

圖2.1.1-20熱像圖特征及分析：強油循環(huán)變壓器散熱器油管路進口油溫與出口油溫的溫差下降。強油循環(huán)變壓器散熱器散熱效率正常的油進、出口溫差應(yīng)不低于2K,本案油進、出口溫差為0.8K。變壓器散熱器效率下降37.0℃37.0℃圖2.1.1-21熱像圖特征及分析：強油循環(huán)導(dǎo)向風(fēng)冷500kV變壓器開啟的散熱器油管路進口油溫與出口油溫的溫差0.2K。應(yīng)安排對散熱器進行清洗。自然風(fēng)冷變壓器散熱器蝶形閥未開啟圖2.1.1-22熱像圖特征及分析：未開啟的變壓器散熱器自上至下溫度平衡，與變壓器上部油溫有較大溫差。本案變壓器的各組散熱器均未開啟，變壓器上部油溫高峰負荷時超過90℃，散熱器的溫度基本為環(huán)境溫度。風(fēng)冷自然循環(huán)變壓器散熱器蝶形閥關(guān)閉-44.1℃圖2.1.1-23熱像圖特征及分析：未開啟的變壓器散熱器自上至下溫度平衡，上部油管理與主變上層油溫相近。變壓器散熱器風(fēng)扇電機發(fā)熱34.1℃-12.2℃圖2.1.1-24熱像圖特征及分析：自然油循環(huán)變壓器散熱器風(fēng)扇電機溫度相差較大，上部電機溫度36.1℃，下部電機溫度22.1℃,兩電機本體溫差14.0K。為風(fēng)扇電機軸承磨損機械卡滯。)500kV變壓器本體溫場分布異常圖2.1.1-25

某220kV變電站，紅外檢測本體油箱上部溫度31.0℃,中下部溫度分別為34.5℃、32.5℃、32.2℃,邊緣溫度29.8℃,中下部比上部高3.5K。懷疑紅外熱像儀溫度一致性差或變壓器漏磁通影響、變壓器內(nèi)部下部有發(fā)熱點。處理意見a)更換熱像儀復(fù)測；b)復(fù)測結(jié)果規(guī)律相同，注意油色譜、鐵芯接地電流變化;c)配合停電進行高壓診斷性項目試驗。26)變壓器上下節(jié)油箱連接處螺栓過熱圖2.1.1-26熱像圖特征及分析：變壓器上下節(jié)油箱連接螺栓不同程度發(fā)熱，以變壓器線圈軸線上的螺栓溫度最高，且螺栓發(fā)熱溫度與變壓器負荷的平方成比例。本案螺栓的最高熱點溫度分別為：＞171.2℃、130.87℃、95.05℃，變壓器油質(zhì)未發(fā)生變化。27)變壓器上下節(jié)油箱連接處螺栓過熱圖2.1.1-27-a圖2.1.1-27-b圖2.1.1-27-c熱像圖特征及分析：變壓器上下節(jié)油箱連接螺栓不同程度發(fā)熱。本案發(fā)熱螺栓分別使用硅鋼片、軟銅線短接，使用硅鋼片后螺栓發(fā)熱現(xiàn)象明顯減輕，使用軟銅線短接無效果。28)變壓器油枕局部假象過熱

圖2.1.1-28熱像圖特征及分析：變壓器油枕中上部熱像圖表征的局部過熱。為變壓器油枕右后上方照明燈的反射干擾。2.1.2電流互感器1)220kV電流互感器內(nèi)部局部放電導(dǎo)致的本體過熱30.0℃302826242220℃圖2.1.2-1熱像圖特征及分析：局部放電區(qū)域在互感器一次繞組V部的中下部，局部放電導(dǎo)致電流互感器本體，包括油箱、一次繞組連接處均過熱，以一次繞組連接處溫度最高。本案互感器本體上部套管最大相間同位置溫差3.1K，一次繞組連接處端子箱最大相間同位置溫差10.3K，互感器油位指示壓力異常增高。2)220kV電流互感器內(nèi)部局部放電導(dǎo)致本體過熱26.5℃25201510圖2.1.2-2

熱像圖特征及分析：本案B相互感器本體上部最大相間同位置溫差0.7K,紅外檢測當(dāng)天油色譜檢測H2=7549RL/L、C1+C2=855.7RL/L,其中CH4=765.4rL/L,C2H6=90.3rL/L,C2H4、C2H2未見。3)220kV倒置式電流互感器變比結(jié)線端子接觸不良過熱端子18.7℃1510端子18.7℃1510圖2.1.2-3-a圖2.1.2-3-b圖2.1.2-3-c熱像圖特征及分析：互感器變比結(jié)線端子盒發(fā)熱，結(jié)線盒內(nèi)發(fā)熱點將盒體局部加熱到較高溫度。本案結(jié)線盒體局部最高溫度90.7℃,內(nèi)部電流致熱，判定為危急缺陷。圖2.1.2-3-b、圖2.1.2-3-c為500kV互感器變比結(jié)線端子盒體局部熔化、內(nèi)連接端子螺栓扭斷導(dǎo)致發(fā)熱。4)220kV倒置式電流互感器二次結(jié)線端子接觸不良過熱，AR0^^^f.AR03ARAR0■圖2.1.2-4-

次結(jié)線端子箱有局部發(fā)熱區(qū)，溫溫度59.4℃,溫差65K。5)66kV倒置式電流互感器繞組箱體過熱圖2.1.2-5熱像圖特征及分析：互感器繞組箱處最高溫度分別為A相18.0℃,B相15.0℃,C相14.8℃,相間最大同位置溫差3.2K,應(yīng)安排油色譜檢測，檢查互感器二次回路連接情況。判定為危急缺陷。6)66kV倒置式電流互感器變比結(jié)線端子接觸不良過熱

圖2.1.2-6-a圖2.1.2-6-b圖2.1.2-6-c熱像圖特征及分析：互感器變比結(jié)線設(shè)備線夾聯(lián)接處發(fā)熱，非互感器內(nèi)部電氣聯(lián)接點接觸不良過熱，為一般電流致熱類缺陷。7)110kV電流互感器小套管發(fā)熱7)110kV電流互感器小套管發(fā)熱N0.1圖2.1.2-7熱像圖特征及分析：互感器下部小套管接線端子處發(fā)熱，停電檢查結(jié)果為電流互感器小套管端子螺栓未緊固，接觸不良發(fā)熱。8)66kV倒置式電流互感器繞組油箱溫度異常圖2.1.2-8熱像圖特征及分析：互感器繞組油箱發(fā)熱，相間最大溫差3.5K。應(yīng)安排油色譜檢測，檢查互感器二次回路連接情況。判定為危急缺陷。9)110kV電流互感器介損異常升高或內(nèi)部局部放電發(fā)熱圖2.1.2-9熱像圖特征及分析：互感器本體整體過熱，最高熱點位于互感器上部。本案互感器最大相間同位置溫差4.5K。10)干式電流互感器二次回路開路導(dǎo)致的過熱圖2.1.2-10熱像圖特征及分析：互感器繞組箱體整體過熱，相間溫差較大。本案體整體過熱，最高熱點位于互感器上部。本案互感器最大相間同位置溫差15.2K,電流互感器二次開路，鐵芯過勵磁發(fā)熱。66kV電流互感器一次繞組油箱內(nèi)連接部位接觸不良發(fā)熱

7.8℃<-45.07.8℃<-45.0℃圖2.1.2-11熱像圖特征及分析：互感器繞組油箱整體過熱，相間溫差較大。為互感器上部油箱內(nèi)一次繞組連接處接觸不良。500kV電流互感器一次繞組油箱內(nèi)連接部位接觸不良發(fā)熱-18.9℃圖2.1.2-12熱像圖特征及分析：互感器繞組油箱最高熱點為引線接線端子的下部，與CT油箱下部磁套連接處溫差11.5K，與其他不發(fā)熱設(shè)備溫差21.4K，CT油箱下部磁套連接處與不發(fā)熱C相同位置溫差17.4K。為互感器上部油箱內(nèi)一次繞組連接處接觸不良，為嚴(yán)重缺陷。2.1.3電壓互感器1)220kV電磁式電壓互感器繞組發(fā)熱圖1)220kV電磁式電壓互感器繞組發(fā)熱圖2.1.3-1-a圖2.1.3-1-b圖2.1.3-1-c圖2.1.3-1-d相別試驗日期CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2總烴2010-9-2627.90.5210.130112.7451.2398.5438.552011-8-333.230.819.350140.147.38367.2543.39A2011-10-2234.160.9710.90142.4858.01392.2546.032012-3-1633.150.9610.20140.3257.66384.2134.112010-9-2611.510.458.820117.2646.56448.2420.782011-8-313.010.469.780149.0239.27268.5623.25B2011-10-2214.410.5510.190151.3552.19413.7825.152012-3-1613.960.539.910148.653.21411.5524.42010-9-2634.650.5511.020154.9749.62413.446.222011-8-338.410.5611.880192.4953.62424.6750.85C2011-10-2239.20.5410.480196.6951.95386.9350.222012-3-1637.360.7110.850153.2656.53398.9550.3表2.1.3-1熱像圖特征及分析：電磁式電壓互感器C相上下極繞組處溫度較高，相間同位置最大溫差到2012-03-10日上部電極處達到2.3K,下部電極處達到2.75K。圖2.1.3-1-a為2011-04-06日拍攝的熱像圖，圖2.1.3-1-b為2011-12-13日拍攝的熱像圖，圖2.1.3-1-c為2012-03-10日拍攝的熱像圖。2012-03-10日C相電壓互感器爆炸。各次紅外檢測均在白天有日光輻射條件下，如避開日光輻射，電壓互感器的相間溫差會更大，缺陷暴露會更明顯。故障電壓互感器油色譜數(shù)據(jù)分析，直到故障當(dāng)天的油色譜數(shù)據(jù)，仍不能感覺互感器內(nèi)部存在異常。2)66kV電容式電壓互感器C1電容內(nèi)部故障局部發(fā)熱圖2.1.3-2-a圖2.1.3-2-b

熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器C1電容位置局部發(fā)熱。本案電容器發(fā)熱部位最大相間溫差4.1K,為局部電容絕緣劣化。3)500kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱溫度異常圖2.1.3-3熱像圖特征及分析：500kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱溫度偏差較大，A、C相存在5.5K溫差，電壓指示正常，懷疑中間變壓器繞組存在故障。熱像圖發(fā)制造商，制造商立即發(fā)來同型號電容式電壓互感器協(xié)助更換，設(shè)備返廠解體結(jié)果無法獲取。4)220kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱過熱-6.1℃圖2.1.3-4熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器中間變壓器油箱本體溫度異常升高，以油箱上部溫度最高。一般電容式電壓互感器中間變壓器油箱的最高熱點溫度比C1電容溫度高1K?3K，本案中間變壓器油箱的最高熱點溫度比C21電容溫度高14K，為中間變壓器油箱接線存在故障。5)220kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱過熱-6.8℃

圖2.1.3-5熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器中間變壓器油箱本體溫度異常升高，以油箱上部溫度最高。一般電容式電壓互感器中間變壓器油箱的最高熱點溫度比C1電容溫度高3K?6K,本案中間變壓器油箱的最高熱點溫度比C21電容溫度高12.5K，運行后期中間變壓器油箱出現(xiàn)連續(xù)的放電聲，更換后解體檢查為中間變壓器油箱內(nèi)接線存在錯誤。6)220kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱過熱圖2.1.3-6-a圖2.1.3-6-b熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器中間變壓器油箱二次結(jié)線盒左側(cè)面的油箱壁上部溫度最高，為36.2℃,與下節(jié)電容器溫差16.3K。二次結(jié)線盒內(nèi)箱壁最高熱點溫度為26.4℃,低于左側(cè)箱壁9.8K。二次結(jié)線盒右側(cè)箱壁最高熱點溫度為24.3℃,低于左側(cè)箱壁7.9K。對于單支電容式電壓互感器，中間變壓器油箱可與下節(jié)電容器進行溫差比較，溫差＞5K可診斷為一般缺陷，溫差＞8K應(yīng)診斷為嚴(yán)重缺陷，溫差＞12K應(yīng)診斷為危急缺陷。本案溫差16.3K,應(yīng)診斷為危急缺陷，做好更換準(zhǔn)備。7)220kV電容式電壓互感器中間變壓器二次結(jié)線箱過熱熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器中間變壓器二次結(jié)線箱上部發(fā)熱，比油箱上部高11.7K,打開箱門檢測，N端子溫度59.4℃并有油滲漏，與其他端子溫差65.0K。停電檢查為N端子安裝接線時擰轉(zhuǎn)造成密封損壞漏油，內(nèi)端子松動接觸不良發(fā)熱。8)110kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱過熱

圖2.1.3-8熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器中間變壓器油箱本體溫度異常升高，以油箱上部溫度最高。一般電容式電壓互感器中間變壓器油箱的最高熱點溫度比C1電容溫度高3K?圖2.1.3-8熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器中間變壓器油箱本體溫度異常升高，以油箱上部溫度最高。一般電容式電壓互感器中間變壓器油箱的最高熱點溫度比C1電容溫度高3K?6K,本案中間變壓器油箱的最高熱點溫度比C1電容溫度高20.9K，為中間變壓器未屏接地不良與箱壁放電。9)110kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱過熱圖2.1.3-9-a圖2.1.3-9-b圖2.1.3-9-c熱像圖特征及分析：110kVCVT中間變壓器油箱最高熱點溫度108℃，與電容器本體溫差68K。測量電壓比正常值低10%，油色譜結(jié)論700℃以上高溫過熱。解體檢查為阻尼電阻嚴(yán)重過熱，周邊電膠板被烤黃、炭化，阻尼器電容器擊穿。10)35kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱過熱

圖2.1.3-10-a圖2.1.3-10-b圖2.1.3-10-c圖2.1.3-10-d熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器中間變壓器油箱本體相間溫差8.0K,解體檢查為阻尼回路電容器擊穿短路。11)110kV電容式電壓互感器中間變壓器油箱局部過熱圖2.1.3-11-a圖2.1.3-11-b熱像圖特征及分析：電容式電壓互感器中間變壓器C相油箱本體箱壁上有一局部熱點33.6℃，對應(yīng)A相、B相點的溫度為26.3℃、26.5℃，相間溫差7.3K，解體檢查為阻尼電阻繞組引出螺栓與油箱壁接觸流過電流接觸處發(fā)熱。12)35kV電磁式電壓互感器本體及消諧裝置發(fā)熱圖2.1.3-12-a區(qū)域分析數(shù)值f區(qū)域口］最高溫度35.1V區(qū)域口2最高溫度15.3r區(qū)域“最高溫度19.2C11區(qū)域口4最高溫度41.ir區(qū)域口5最高溫度24.71C區(qū)域0遇高溫度6P圖2.1.3-12-b圖2.1.3-12-c區(qū)域分析費值區(qū)域01最高溫度90.7V區(qū)域02最高溫度42.4X；區(qū)域口3最高溫度36.2V圖2.1.3-12-d圖2.1.3-12-e區(qū)曼分析敷值區(qū)域01最高溫度is.sr區(qū)域的最高溫度20”區(qū)域的最高溫度21.圖2.1.3-12-f圖2.1.3-12-g區(qū)續(xù)分析戴值區(qū)域01最高溫度23.4r區(qū)域露最高溫度16.0U區(qū)域d3最高溫度區(qū)域04最高溫度i4.zr區(qū)域。3最高溫度19.2r區(qū)域g最高溫度i5.7r區(qū)域071高溫《15.3P圖2.1.3-12-h圖2.1.3-12-i區(qū)域分析敷值區(qū)域口1最高溫度區(qū)域02最高溫度15.笆區(qū)域口最高溫度15一笆區(qū)域口4最高溫度1至9七區(qū)域口渥高溫度n.or區(qū)域06最高溫度區(qū)域口渥高14一代圖2.1.3-12-j-21-的-19Ir18I-171-16I-i5I圖2.1.3-12-l圖圖2.1.3-12-l熱像圖特征及分析：21:30分，某風(fēng)電場35kV系統(tǒng)發(fā)生單相接地，經(jīng)三次選線接地未消除。22:34分使用紅外熱像儀對升壓站內(nèi)35kV系統(tǒng)巡視檢測，發(fā)現(xiàn)一出線間隔電磁式電壓互感器C相本體、消諧裝置箱嚴(yán)重發(fā)熱，C相電壓互感器下油箱上部溫度41.1℃，相間同位置溫差21.9K，C相電壓互感器瓷套上部溫度35.7℃，相間同位置溫差16.5K（見圖2.1.3-12-a）；消諧裝置箱體嚴(yán)重發(fā)熱，底部溫度最高，為90.7℃，與其他間隔消諧裝置箱同位置溫差72.5K（見圖2.1.3-12-c?f）。間隔停電打開消諧箱檢查，發(fā)現(xiàn)C相箱體內(nèi)接地，消缺后投入運行。設(shè)備投運2小時后01:45分測量故障間隔電壓互感器本體及消諧裝置箱溫度，各部溫度明顯下降，C相電壓互感器下油箱上部溫度23.4℃，相間同位置溫差7.6K，下降14.4K，C相電壓互感器瓷套上部溫度19.2℃，相間同位置溫差3.9K，下降14.6K（見圖2.1.3-12-g）；消諧裝置箱體溫度與其他間隔基本相同。設(shè)備投運4小時后03:53分測量故障間隔電壓互感器本體及消諧裝置箱溫度，各部溫度繼續(xù)下降，C相電壓互感器下油箱上部溫度19.2℃，相間同位置溫差3.8K，又下降3.8K，C相電壓互感器瓷套上部溫度17.0℃，相間同位置溫差2.3K，又下降1.6K（見圖2.1.3-12-i）。設(shè)備投運6小時后06:26分測量故障間隔電壓互感器本體及消諧裝置箱溫度與其他間隔同類設(shè)備基本相同（見圖2.1.3-12-k）。2.1.4耦合電容器1）220kV耦合電容器上節(jié)電容異常發(fā)熱

向inn向inn圖2.1.4-1熱像圖特征及分析：耦合電容器上節(jié)均勻發(fā)熱。本案耦合電容器上節(jié)同位置最大相間溫差11.2K,為電容器整體受潮絕緣嚴(yán)重劣化。2)耦合電容器局部嚴(yán)重發(fā)熱-4.9℃-4.9℃圖2.1.4-2熱像圖特征及分析：耦合電容器下節(jié)中部有集中高溫發(fā)熱區(qū)域。本案耦合電容器下節(jié)發(fā)熱區(qū)域與上節(jié)電容器最大溫差11.32K，為下節(jié)電容器絕緣油2/3漏失。3)耦合電容器鐵瓷結(jié)合部局部發(fā)熱7.1℃4

圖2.1.4-3-b熱像圖特征及分析：耦合電容器下節(jié)上部鐵瓷結(jié)合部發(fā)熱，與下節(jié)耦合電容器柱體溫差4.5K。為耦合電容器下節(jié)上部金屬結(jié)構(gòu)件焊渣未清理導(dǎo)致發(fā)熱。2.1.5斷路器1)220kV少油斷路器上基座接觸不良發(fā)熱33.6℃2.1.5-1圖熱像圖特征及分析：少油開關(guān)一斷口上端蓋均勻發(fā)熱，斷口下基座溫度無異常、滅弧瓷套溫度有輕度升高。本案同位置最大溫差10.3K,停電測量回路電阻達到1170RQ,超出制造商規(guī)定值8倍。220kVSF6開關(guān)斷口下基座發(fā)熱圖2.1.5-2熱像圖特征及分析：Sy開關(guān)一斷口下基座發(fā)熱，斷口消弧氣室瓷套自下至上溫度逐漸降低。本案發(fā)6熱斷口下基座同位置最大溫差2.8K。35kVSF6開關(guān)斷口下基座發(fā)熱

圖2.1.5-3-a圖2.1.5-3-bSF■斷路器診斷性試臆報告導(dǎo)電回路電限酒試回路電阻試驗標(biāo)法（Fn>A相（產(chǎn)G）B相(⑷)C相⑷處理前〈1008579356處理后<100868078表2.1.5-3熱像圖特征及分析：C相下基座溫度82.4℃,B相對應(yīng)部位溫度34.0℃,同位置溫差48.4K。斷路器內(nèi)部嚴(yán)重接觸不良，診斷為危急缺陷。停電回路電阻測試，C相回路電阻為B相的4.4倍，超過技術(shù)條件要求3倍以上。解體檢查，斷路器動、靜觸頭嚴(yán)重接觸不良，觸頭、觸指燒損嚴(yán)重。220kV少油開關(guān)絕緣接桿進水受潮發(fā)熱

圖2.1.5-4熱像圖特征及分析：少油開關(guān)一個柱絕緣瓷套、三角機械均過熱，以開關(guān)支持瓷套上節(jié)下部溫度最高。本案少油開關(guān)支持瓷柱上節(jié)下部最大溫差6.52K,絕緣油擊穿電壓18kV,停電試驗整體直流泄漏電流5kV試驗電壓下530uA（標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定：40kV試驗電壓下＜5rA）,拉桿（含瓷套）直流泄漏電流10kV試驗電壓下240RA（標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定：40kV試驗電壓下45rA）。5）220kVSF6開關(guān)套管溫場分布異常圖2.1.5-5-a圖2.1.5-5-b圖2.1.5-5-c熱像圖特征及分析：sf6開關(guān)支持瓷套出線線夾下部多處溫場異常，發(fā)熱區(qū)域多為瓷裙傘沿下部。應(yīng)為瓷套表面污穢，不應(yīng)診斷為缺陷，應(yīng)對變電站污穢情況進行調(diào)查，結(jié)合防潮工作處理。2.1.6隔離開關(guān)1）隔離開關(guān)設(shè)備線夾連接處過熱精品文檔精品文檔可編輯可編輯可編輯可編輯特征及分析：熱像表象為隔圖2.1.6-1-a圖2.1.6-1-b特征及分析：熱像表象為隔圖2.1.6-1-a設(shè)備線夾與導(dǎo)電桿聯(lián)接處過熱，分析最熱點為線夾根部2)隔離開關(guān)刀閘口過熱圖2.1.6-2-a圖2.1.6-2-b圖2.1.6-2-c圖2.1.4-2-d熱像圖特征及分析：隔離開關(guān)動靜觸頭處發(fā)熱。圖2)隔離開關(guān)刀閘口過熱圖2.1.6-2-a圖2.1.6-2-b圖2.1.6-2-c圖2.1.4-2-d熱像圖特征及分析：隔離開關(guān)動靜觸頭處發(fā)熱。圖2.1.6-2-b、圖2.1.6-2-c、圖2.1.6-2-d為對應(yīng)各相刀閘觸頭近距離紅外熱像圖，最高熱點溫度分別為：91.3℃、124.8℃、35.6℃。3)間隔內(nèi)設(shè)備引線、線夾復(fù)合型發(fā)熱圖2.1.6-3-a圖2.1.6-3-b熱像圖特征及分析：設(shè)備間隔內(nèi)多處引線、線夾處發(fā)熱，其中A處隔離開關(guān)設(shè)備線夾與引線夾聯(lián)接處溫度95.37℃,某些引線線夾外約180mm處導(dǎo)線，懷疑為壓接不良。對此類復(fù)合型發(fā)熱的設(shè)備聯(lián)接處應(yīng)逐一拍攝紅外熱像圖進行分析。隔離開關(guān)瓷柱內(nèi)部裂紋柱體局部過熱圖2.1.6-4-c圖2.1.6-4-d熱像圖特征及分析：對應(yīng)隔離開關(guān)瓷柱體內(nèi)部裂紋位置，柱體整體過熱，瓷裙溫度低于柱體溫度。本案圖2.1.6-4-a裂紋處柱體最高溫度53.9℃，與瓷柱其他部位溫差27.4K；圖2.1.6-4-b裂紋處柱體最高溫度15.8℃，與瓷柱其他部位溫差7.6K。類似案例如圖2.1.6-4-c、圖2.1.6-4-d。35kV隔離開關(guān)瓷柱上局部發(fā)熱圖2.1.6-5-a圖圖2.1.6-5-a圖2.1.6-5-b圖2.1.6-5-c熱像圖特征及分析：35kV隔離開關(guān)瓷柱紅外檢測，最大溫差3.5K。絕緣電阻測量：正常瓷柱103GQ,故障瓷柱43MQ,加壓至72kV（熱像圖見圖2.1.6-5-b）,正常瓷柱的泄漏電流接近于零，故障瓷柱電流在12A以下劇烈波動，試驗電壓不穩(wěn)定，放電聲音較大。如做介質(zhì)因數(shù)試驗，會發(fā)現(xiàn)介損值顯著增大。6）220kV隔離開關(guān)瓷柱上端部鐵瓷結(jié)合部局部發(fā)熱圖2.1.6-6熱像圖特征及分析：229kV隔離開關(guān)瓷柱上端鐵瓷結(jié)合部溫度15.5℃，向下2個瓷裙柱體溫度溫度12.9℃，正常柱體溫度11.4℃，最大溫差4.1K。懷疑瓷柱發(fā)熱處表面污穢、有異物或瓷釉異常。a）拍攝高清可見光照片，檢查瓷柱發(fā)熱處表面是否存在異常；b）依靠自然清潔后復(fù)測；c）如無異常，結(jié)合計劃停電對發(fā)熱柱體部位進行超聲檢測，是否存在裂紋。7）10kV隔離開關(guān)刀閘口處發(fā)熱圖2.1.6-7

熱像圖特征及分析：隔離開關(guān)刀閘口處發(fā)熱。本案刀閘口處溫度95.1℃，使用70℃測溫臘測試刀閘不熔化。測溫臘測試結(jié)果應(yīng)代表刀閘表面的實際溫度。2.1.7避雷器1)1)220kV瓷絕緣外套避雷器閥片受潮劣化發(fā)熱圖2.1.7-1熱像圖特征及分析：A相避雷器中上部2處柱體異常發(fā)熱。本案避雷器上節(jié)發(fā)熱區(qū)域與其他相同位置最大相間同位置溫差2.7K,判定為危急缺陷。2)220kV2)220kV瓷絕緣外套避雷器閥片受潮劣化發(fā)熱圖2.1.7-2熱像圖特征及分析：避雷器上節(jié)中上部局部發(fā)熱，下節(jié)溫度升高。分析為上節(jié)進水受潮，部分閥片承擔(dān)的運行電壓降低，下節(jié)承擔(dān)的運行電壓增加。3)220kV變壓器中性點避雷器誤安裝在主變一次運行發(fā)熱℃-8-10-12-14-16-18-203℃-10-15-20線li01li02最小-19.0℃-20.0℃℃-8-10-12-14-16-18-203℃-10-15-20線li01li02最小-19.0℃-20.0℃最大-10.1℃-11.8℃光標(biāo)圖2.1.7-3-bIR01li01li02HY1.5WZ3-146/300變壓器中性點避雷器接于主變一次運行的耐受時間電網(wǎng)電壓運行電壓值（kV）避雷器額定電壓倍數(shù)耐受時間〉（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2.1.7-34）220kV硅橡膠絕緣避雷器進水受潮發(fā)熱℃7.1℃2826242220185.1℃IR01li01li02熱像圖特征及分析:C相避雷器（主變中性點避雷器）上下節(jié)均勻發(fā)熱。本案避雷器紅外熱像圖為-15℃環(huán)境溫度拍攝，上節(jié)避雷器最大相間同位置溫差1.7K,溫度折算后溫差3.825K,核對避雷器技術(shù)參數(shù)，按標(biāo)準(zhǔn)要求，經(jīng)計算環(huán)境溫度20℃，在220kV系統(tǒng)額定電壓下運行，該避雷器故障時間應(yīng)大于4）220kV硅橡膠絕緣避雷器進水受潮發(fā)熱℃7.1℃2826242220185.1℃IR01li01li02線li01li02最小最大光標(biāo)線li01li021.6℃29.0℃-18.8℃22.4℃-圖2.1.7-4-b圖2.1.7-4-c避雷器停電試驗數(shù)據(jù)相別絕緣電阻（MQ）U1mA電壓（kV）75%U1mA電壓下電流（rA）A上節(jié)1330014917TOC\o"1-5"\h\zA下節(jié)12439.78B上節(jié)1420015020B下節(jié)1350015016

表2.1.7-4-a熱像圖特征及分析：A相避雷器上節(jié)均勻過熱，以上中部溫度最高，下節(jié)中部過熱，上、下部溫度偏低。本案A相避雷器上節(jié)最大溫差6.6K,下節(jié)最大溫差6.5K,判定A相避雷器下節(jié)進水受潮，上節(jié)過壓發(fā)熱，為危急缺陷。避雷器底座絕緣受潮絕緣下降，運行泄漏電流減小到其他避雷器的2/3，避雷器運行全電流、阻性電流檢測，受底座絕緣劣化分流影響，避雷器電容電流減小，阻性電流與正常比略有增加。圖2.1.7-62-c為實驗室模擬試驗熱像圖，與現(xiàn)場拍攝的熱像圖一致，避雷器分壓比上節(jié)承擔(dān)運行電壓80.13%，下節(jié)承擔(dān)運行電壓19.87%。故障避雷器節(jié)直流U1mA試驗電壓39.7kV，為初值的25.61%。故障節(jié)閥片33片，其中絕緣電阻1GQ以上8片，200MQ?500MQ7片，20MQ?200MQ8片，20MQ以下10片，絕緣電阻500MQ以下閥片應(yīng)認定為零值閥片，占故障節(jié)避雷器閥片總數(shù)的75.76%,與直流U1mA試驗電壓結(jié)果相對應(yīng)。5)220kV避雷器進水受潮發(fā)熱℃-4-6-8-10-12-14-16-18℃-4-6-8-10-12-14-16-18線最小最大光標(biāo)li01-18.3℃-4.0℃-li02-16.7℃-8.2℃-li03-13.7℃-8.4℃-日期主變220kV側(cè)C相主變220kV側(cè)A相阻性電流(mA)全電流(mA)阻性電流(mA)全電流(mA)2009.4.120.0550.6470.0520.6472009.12.130.8501.6630.2820.720圖2.1.7-5-b避雷器帶電檢測試驗數(shù)據(jù)對比表2.1.7-5-aIR01li01li02li03避雷器直流試驗數(shù)據(jù)對比序號安裝位置1mA下參考電壓U1mA(kV)75%U1mA泄漏電流(rA)出廠值試驗值出廠值現(xiàn)場試驗值1A相上節(jié)151.112416.6（113.3kV）6(試驗電壓93kV)2A相卜.節(jié)151.615715.24（試驗電壓113.5kV）3C相上節(jié)151.67515.5（113.5kV）232（試驗電壓56.25kV）40相下節(jié)151.715814.112（試驗電壓113.5kV）表2.1.7-5-b熱像圖特征及分析：C相避雷器下節(jié)均勻過熱，以上中部溫度最高，上節(jié)上部過熱，下部溫度偏低。本案為12月12日環(huán)境溫度-10℃拍攝的紅外熱像圖，C相避雷器上節(jié)最大溫差4.6K,下節(jié)最大溫差3.6K,判定C相避雷器上節(jié)進水受潮，下節(jié)過壓發(fā)熱，為危急缺陷。停電試驗C相下節(jié)直流U1mA電壓由151kV降至75kV不合格，A相避雷器上節(jié)直流U1mA電壓由151kV降至124kV不合格。"

6)220kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱6)220kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱線條圖2.1.7-6-a圖2.1.7-6-b避雷器運行中持續(xù)電流檢測數(shù)據(jù)相別測試日期Ijsq(pA)Ix(pA)Ir(pA)Ic1p(pA)A2011-4-262011-7-28650650621635133150879875B2011-4-262011-7-28650650620615152179876902C2011-4-262011-7-286006005505891888777801序號相別表2.1.7-6-a避雷器停電試驗數(shù)據(jù)測試日期絕緣電阻MQU1mA0.75U1mA泄漏電流1A相上節(jié)2011-7-30152162人相卜.節(jié)2011-7-30152213B相上節(jié)2011-7-30600001551948相下節(jié)2011-7-302601292615C相上節(jié)2011-7-30152146。相下節(jié)2011-7-30表2.1.7-6-b15116熱像圖特征及分析：熱像儀不同距離溫度一致性較差，調(diào)整溫度范圍設(shè)備至最清晰后目視熱像圖不能有效分辨避雷器過熱位置，線溫分析發(fā)現(xiàn)B相避雷器下節(jié)中部溫度偏高。本案對紅外熱像儀距離影響溫度一致性進行人為修正后，判定B相避雷器下節(jié)與A相同位置最大相間溫差2.2K,為危急缺陷。本組避雷器同時進行的避雷器全電流、阻性電流測試，參數(shù)未見異常。7)220kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱

圖2.1.7-7-a圖2.1.7-7-b避雷器運行中持續(xù)電流檢測數(shù)據(jù)相別測試日期Ijsq(uA)Ix(uA)Ir(uA)Ic1p(uA)A2011-4-26650611117862B2011-4-26650639178867C2011-4-2660056942802相別測試日期Ijsq(uA)Ix(uA)Ir(uA)Ic1p(uA)A2011-7-28650618175840B2011-7-28800740301956C2011-7-2860059789839表2.1.7-7-a避雷器停電試驗數(shù)據(jù)序號相別測試日期絕緣電阻MQU1mA0.75U1mA泄漏電流1A上節(jié)2011-7-3076000152242A卜.節(jié)2011-7-3015001401003B上節(jié)2011-7-306000152504B下節(jié)2011-7-304111352615C上節(jié)2011-7-30152146C下節(jié)2011-7-3015115表2.1.7-7-b熱像圖特征及分析：熱像儀溫度一致性較差，調(diào)整溫度范圍設(shè)備至最清晰后目視熱像圖發(fā)現(xiàn)避雷器B相下節(jié)中部過熱，線溫分析發(fā)現(xiàn)B相、A相避雷器下節(jié)中部溫度均偏高。本案對紅外熱像儀距離影響溫度一致性進行人為修正后，判定B相避雷器下節(jié)與C相同位置最大相間溫差3.9K，判定A相避雷器下節(jié)與C相同位置最大相間溫差2.3K，均為危急缺陷。本組避雷器同時進行的避雷器全電流、阻性電流測試，B相阻性電流環(huán)比增長19%，A相參數(shù)未見異常。8)220kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱圖2.1.7-8-a℃222018線最小li0119.1℃li0218.3℃li0318.4℃li04-li05-li07-最大光標(biāo)22.9℃-23.2℃-20.6℃-圖2.1.7-8-c相別測試日期2011-4-26Ijsq(uA)650Ix(uA)601Ir(uA)94Ic1p(uA)843U2011-8-36506281208722011-4-26650592101829V2011-8-36506191268562011-4-2665060931845W2011-8-3650611表2.1.7-8-144863避雷器運行中持續(xù)電流檢測數(shù)據(jù)IR01li01li02li03li04li05li07熱像圖特征及分析：線溫分析圖中紅色曲線為避雷器B相曲線。A相、B相避雷器上節(jié)中部溫度均偏高，B相避雷器下節(jié)溫度目視偏高于A相、C相下節(jié)，線溫分析證實目視觀察準(zhǔn)確。本案A相、B相避雷器上節(jié)均異常發(fā)熱，A相上節(jié)與C相上節(jié)比，溫差2.1K，B相上節(jié)與C相上節(jié)比，溫差2.2K，A相下節(jié)與C相下節(jié)比，溫差0.2K，B相下節(jié)與C相下節(jié)比，溫差0.6K，避雷器A相、B相上節(jié)閥片均受潮老化，B相避雷器閥片受潮老化最較嚴(yán)重，影響避雷器下節(jié)過熱。9)220kV避雷器本體溫度異常圖2.1.7-9-a圖2.1.7-9-b熱像圖特征及分析：避雷器A相、B相上下節(jié)均比C相高，且下節(jié)溫度高于上節(jié)溫度，避雷器均勻發(fā)熱，各節(jié)無突出溫度異常區(qū)域。本案避雷器上節(jié)最大相間溫差3.7K,下節(jié)最大相間溫差4.8K,現(xiàn)場可見光照片(圖2.1.7-67-b)分析可知，避雷器本體溫度異常為變壓器散熱氣流影響。10)66kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱圖2.1.7-10-a圖2.1.7-10-b熱像圖特征及分析：紅外熱像儀不同距離溫度一致性較差，距熱像儀鏡頭近的A相避雷器溫度較高，但B相避雷器距鏡頭處于中間位置，目視分辨溫度仍高于避雷器A相，線溫分析證實B相避雷器本體溫度異常。本案采用了從不同方向拍攝紅外熱像圖進行數(shù)據(jù)加權(quán)平均的方法修正儀器的溫度不一致性，確定B相、C相避雷器中部溫差2.8K10)66kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱圖2.1.7-10-a圖2.1.7-10-b熱像圖特征及分析：紅外熱像儀不同距離溫度一致性較差，距熱像儀鏡頭近的A相避雷器溫度較高，但B相避雷器距鏡頭處于中間位置，目視分辨溫度仍高于避雷器A相，線溫分析證實B相避雷器本體溫度異常。本案采用了從不同方向拍攝紅外熱像圖進行數(shù)據(jù)加權(quán)平均的方法修正儀器的溫度不一致性，確定B相、C相避雷器中部溫差2.8K，判定為危急缺陷。11)66kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱℃28262422熱像圖特征及分析：A相避雷器中部溫度較高，B相、線最小最大li0123.7℃28.6℃li0223.4℃24.2℃li0323.4℃23.9℃光標(biāo)圖2.1.7-11-bIR01li01li02li03C相避雷器溫場分布均勻。本案避雷器間最大相間同位置溫差3.5K，判定為危急缺陷。12)110kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱圖2.1.7-12-a7月12日1號主變壓器220kV側(cè)避雷器帶電測試數(shù)據(jù)單元編號平（甩掂超前電國角度）總泄漏電流有效值（mA）陰性電流基波峰值CmA）評主受壓器220kV州避雷器A73.闋**9390.368K85.5M07530.082C一63：32°1.3870.877表2.1.7-12-a熱像圖特征及分析：電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢測技術(shù)應(yīng)用典型范例（2014版）信息顯示避雷器C相下節(jié)本體溫差3.0K,帶電全電流、阻性電流檢測，A相全電流0.939mA,阻性電流0.368mA;C相全電流1.387mA,阻性電流0.877mA。與B相比較均出現(xiàn)較大增長。帶電檢測數(shù)據(jù)分析：以B相全電流數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)分析，A相增大24.7%，受潮節(jié)50%的閥片（13片?14片）受潮劣化；C相增大83.0%，受潮節(jié)75%閥片（20片~21片）受潮劣化。紅外檢測數(shù)據(jù)分析：由于在強日光輻射環(huán)境下檢測，只有C相下節(jié)局部區(qū)域有3.0K的溫差。按帶電檢測數(shù)據(jù)推導(dǎo)避雷器溫場分布，應(yīng)為C相下節(jié)1/4區(qū)域發(fā)熱，C相上節(jié)超壓運行整體發(fā)熱，溫差均在5.0K以上。A相進水受潮節(jié)1/2區(qū)域發(fā)熱，溫差5.0K以上，未進水受潮節(jié)超壓發(fā)熱，溫差3.0K以上。強日光輻射條件下進行紅外檢測縮小了故障閥片發(fā)熱的溫差，掩蓋了故障現(xiàn)象。另外避雷器熱像圖分析使用線溫造成數(shù)據(jù)失準(zhǔn)。13）110kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱圖2.1.7-13-a

圖2.1.7-13-b熱像圖特征及分析：電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢測技術(shù)應(yīng)用典型范例（2014版）避雷器本體同位置溫差7.3K,停電試驗直流U1mA由140kV降至17.6kV，交流測試38kV電壓下4.183mA。根據(jù)停電直流試驗數(shù)據(jù)分析，避雷器87.5%的閥片受潮劣化，避開日光輻射紅外檢測并年息到環(huán)境溫度20℃，相間最大溫差將超過15K，避雷器進水受潮時間應(yīng)較久。110kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱圖1避雷器紅外精確測溫圖譜

《三相’左邊為A相.迎光側(cè)拍攝）圖2.1.7-14-a表I1B6線路避雷器歷次帶電測試數(shù)據(jù)（電流法）測試時間A相B相c相L(pA)IrpC^jA)f(mW)Imp(.fiA1)P(mW)%(fiA)『HP(fiA)2013-5-16107319010875010713、77611082013-5-9J07619&1107431087375H110201210^9出2127561561107611622012-4-267531611137561561107611622011-10-26772】147151471057281512011-6-1774915分1137301521097431562010-11-972S154110712144ioe720158表2.1.7-14-a熱像圖特征及分析：電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢測技術(shù)應(yīng)用典型范例（2014版）2013-05-0913:49分紅外檢測，110kV避雷器發(fā)現(xiàn)A相比其他兩相溫度略高。2012-04-26避雷器帶電檢測，全電流、阻性電流正

常，2012-10-09帶電檢測，避雷器A相全電流增長8.6%,阻性電流增長10.4%;2013-05-09帶電檢測，與2012-04-26檢測數(shù)據(jù)比，避雷器A相全電流增長42.9%,阻性電流增長20.2%。帶電檢測數(shù)據(jù)分析：2012-10-09A相避雷器已發(fā)生進水受潮，避雷器又經(jīng)過7個月受潮后運行，全電流、阻性電流均有增長,全電流增長的幅度大于阻性電流增長幅度。盡管在有日光輻射條件進行的紅外檢測,而且是在迎光側(cè)拍攝的熱像圖，熱像圖仍可以看出A相中上部溫度較高。檢測人員按標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定避開日光輻射進行紅外檢測,也沒有使用分析軟件對熱像圖進行分析。按本支避雷器進水受潮的發(fā)展和標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定方法進行紅外檢測，最遲2012-10-09會發(fā)現(xiàn)避雷器進水受潮缺陷，溫差3.0K以上。110kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱圖2.1.7-15-a■Lil光標(biāo)；-最小;最大；-11.1平均值;411.7■Li2光標(biāo)最小產(chǎn)T3.2最大；*-9.5平均值110?Li3光標(biāo)；-最?。还?。最大；*78平均值;*-8,9圖2.1.7-15-b表1歷年測試數(shù)據(jù)測試時間相別全電流n(mA)阻性電流L(pA)計數(shù)器底數(shù)2010-3-29A499703B4附683C5077132O1O-0-1UA536753B520733C5307432011-1-25A5017Q3B488683~C8801303表2.1.7-15-a停電測試數(shù)據(jù)相兔ARC廠號13B451384713848Ux(kV)152-9153,62L70,755端下泄漏電流3.53.698絕緣電阻(Mil)>106G0-1>1000014表2.1.7-15-b熱像圖特征及分析：電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢測技術(shù)應(yīng)用典型范例(2014版)河北110kV化營變電站，2013-01-25日光輻射條件拍攝的110kV避雷器熱像圖，最高溫度區(qū)應(yīng)位于避雷器中上大部分區(qū)域，線溫最大溫差6.3K。電壓致熱溫差修正乘系數(shù)1.82,常溫下溫差應(yīng)為11.466K，應(yīng)診斷為危急缺陷。2010-08-10避雷器帶電檢測，全電流、阻性電流正常，2011-01-25帶電檢測，避雷器C相全電流增長73.6%，阻性電流增長83.1%，帶電檢測也判斷出避雷器進水受潮。避雷器停電試驗數(shù)據(jù)分析：C相避雷器直流U1mA已從152.9kV降至21.7kV，86%閥片受潮劣化。0.75U1mA泄漏電流試驗電壓使用避雷器出廠或初次試驗的U1mA電壓，即152.9kV，應(yīng)為114.675kV，故障避雷器U1mA試驗電壓已低至21.7kV，試驗電壓加不到114.675kV避雷器即會擊穿或直流試驗器跳閘，泄漏電流絕不會是98〃A。盡管在有日光輻射條件進行的紅外檢測，熱像圖分析仍有6.3K的溫差，檢測人員按標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定避開日光輻射進行紅外檢測，故障避雷器與正常避雷器溫差15.0K以上。避雷器86%閥片受潮劣化未發(fā)生崩潰是閥片發(fā)熱量與散熱量借助-11℃的低溫環(huán)境出現(xiàn)短暫的熱量平衡。16)110kV避雷器閥片受潮老化發(fā)熱圖2.1.7-16表I某變電站避雷器帶電測速數(shù)據(jù)流等數(shù)全電施h工疝u圖性電流值(mA)A相0」796106B相0.3310-017c相Q337U.05表2.1.7-16-a表3故障避雷器直流泄漏試驗數(shù)據(jù)悔劇DC%<kV)Ljme印A)本次檢查交揍本次檢查克接A相100.2152.2|4009B相152.6152.589C相152.4152.589表2.1.7-16-b熱像圖特征及分析：電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢測技術(shù)應(yīng)用典型范例（2014版）溫州220kV瑞仙變2號主變110kV側(cè)避雷器熱像圖，A相中上部有一局部發(fā)熱區(qū)域，熱點溫度36.1℃,同位置溫差8.1K,應(yīng)診斷為危急缺陷。避雷器帶電檢測，全電流為B相的2.4倍，阻性電流為B相的8.6倍。直流U1mA已從152.6kV降至100.2kV,34.3%閥片受潮劣化。0.75U1mA泄漏電流試驗電壓應(yīng)為114.2kV,應(yīng)遠大于1000〃A,試驗單位現(xiàn)場試驗是在U1mA100.2kV電壓下直接測量0.75U1mA泄漏電流，數(shù)值錯誤。110kV避雷器受潮發(fā)熱iJLIfiffijrFOV大iJLIfiffijrFOV大F且殳CLM-xg-4.0*圖2.1.7-17志II號主變壓器11璃V避聲髭阻性電器橙蒯I分析表相別阻性電瓶（mA）峰值全電詆＜hA＞峰值其波相痢口.1UE防7LS7工。6以觀C0.1050.81881.71表2.1.7-17-a表214王案粒”叫、悠霸益厚酬住試睡分析去加值漁斷值和別5M電舐工酒］LI［針冏此.11上）能戰(zhàn)電BiA1^-5皿&非P3WE射題￡7川0⑴0-型C亂1卻150-乙27?810法叫B和度雷器葩熱電阻火眠，直施型需電流無法就試,表2.1.7-17-b熱像圖特征及分析：避雷器為瓷絕緣，熱像圖白天拍攝，B相本體局部溫度較高，溫差10.7K。帶電檢測B相全電流增長4倍，阻性電流增長17倍。解體檢查，鐵件腐蝕嚴(yán)重，避雷器基本上與外界貫通，空腔沿面、金屬件、絕緣件、閥片外釉面有大量水份，但各閥片絕緣電阻無均在10GQ以上。故障原因為

避雷器進水，瓷件內(nèi)桶、絕緣件表面潮濕，絕緣劣化，但避雷器閥片由于運行自身發(fā)熱防止的受潮劣化，熱像圖、帶電檢測數(shù)據(jù)所反應(yīng)的是瓷件、絕緣件特性的變化。110kV避雷器本體溫場異常圖2.1.7-18白華15心級避雷捐帶電測試數(shù)據(jù)天晴信用！1口七疆%55K世聯(lián)1AK1。右型號eYH1DWZ-L0Q/7WW生”日躺r飆臥3生產(chǎn)廠家工副州泰倫電力觸器有眼強擊相勤A相R相CHI設(shè)備ID91S156y]￥l57瞬15g1.fmA)也劃a3霹0.373Lt塘0,0.0?嘰制u(mA)0.045卷。茄即-62服S6H5.59表2.1.7-18-a表2.1.7-18-b熱像圖特征及分析：避雷器紅外檢測分析，C相上部35.8℃,下部33.5℃,溫差2.1K。停電試驗直流U1mA試驗電壓下降4.9%,0.75U1mA泄漏電流430uA,避雷器更換。避雷器直流試驗參數(shù)變化應(yīng)為天氣濕度增大，避雷器表面污穢沿表面泄漏增大導(dǎo)致的直流U1mA下降，0.75U1mA泄漏電流隨試驗電壓下降呈近似線性下降,即下降較慢。運行中的避雷器發(fā)熱熱量會向上傳導(dǎo),避雷器上部溫度要高于下部溫度,避雷器熱像圖分析使用相間同位置進行溫差比較。19)主變35kV側(cè)避雷器閥片受潮劣化發(fā)熱

圖2.1.7-19標(biāo)準(zhǔn)：濟量運行電壓下的全電流.阻性電流，涮俄值與初始值相比,應(yīng)有明顯變化.陽性電流初值差達到+5。%標(biāo)準(zhǔn)：濟量運行電壓下的全電流.阻性電流，涮俄值與初始值相比,應(yīng)有明顯變化.陽性電流初值差達到+5。%時.適當(dāng)縮短監(jiān)測周期,惟電流增加一倍時,必須停電檢查n強備名彝相別罌35kV例避雷器帶電測試數(shù)據(jù)2013年4月27H全電流阻性電流全電流阻性電流標(biāo)但絕象電阻不低于lOgkfm75下的泄漏電流不大于50rA.設(shè)警名林絕壕電阻(MH)底座絕豫電阻(W1)直流1mA標(biāo)但絕象電阻不低于lOgkfm75下的泄漏電流不大于50rA.設(shè)警名林絕壕電阻(MH)底座絕豫電阻(W1)直流1mA時的電壓5*CkV)花%5M下的IftiW電漉＜/iA)號主變壓器號避雷罌77.7表2.1.7-19-a避雷器停電試驗數(shù)據(jù)25000320000比000310Q0023000表2.1.7-19-b熱像圖特征及分析：電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢測技術(shù)應(yīng)用典型范例(2014版)信息顯示，主變35kV側(cè)避雷器2013-12-2410:45紅外檢測，a相40.1℃，b相3.1℃，c相3.0℃，相間溫差37.1K。a相避雷器全電流、阻性電流8個月增長近10倍，停電試驗a相避雷器直流U1mA電壓由77.7kV降至15.2kV,0.75U1mA泄漏電流360rA。根據(jù)停電直流試驗數(shù)據(jù)分析，避雷器80.4%的閥片受潮劣化，0.75U1mA試驗電壓為避雷器出廠試驗電壓或初次試驗的試驗電壓，應(yīng)不低于58.275kV,故障避雷器U1mA試驗電壓已低至15.2kV,試驗電壓加不到58.275kV避雷器即會擊穿或直流試驗器跳閘，0.75U1mA泄漏電流已大到無法測量。110kV避雷器上部鐵瓷結(jié)合部瓷套發(fā)熱

圖2.1.7-20袁12011年I月15日避寓器般漏電藻帶電檢窩數(shù)掘1~^別運行膽隹(kVj至電流tfiA)阻性電流(fiA)電容電流RA1勢UC)旭瑞電流CmA)r*68.?4895S錨眼04E1BW.1521朧51480.245C弭94B34S481M.315表：201V年7月齡雷器他漏電流帶息檢期數(shù)據(jù)和別運行電星(kV)冷電流m阻性電流心電容電流(f*A)辦-￡t")泄漏電流E2J67.94745347188.615B6&507855Q0肺，367C￡?.947]421&984.B37時比發(fā)現(xiàn)該避由器帶電檢測數(shù)據(jù)與上次帶電檢測比較在規(guī)定的范圉內(nèi)?繼續(xù)開展重點特巡工作,每月阡展帶電檢測口加11年7月13日的帶電測試中發(fā)現(xiàn)阻性電流突然增大?泄漏電流增大較多?同時安俳停與檢查試險，散據(jù)配表3,根據(jù)避雷器狀態(tài)址評價標(biāo)準(zhǔn)，?詼避雷器被評價為瑋常狀態(tài).表321UJ隹7月13日避雷器泄漏電流帶電檢測數(shù)據(jù)相別運行電壓rwj全電流CjiA)阻性應(yīng)濰3電容電瓶(PA)G-」泄漏電擊(mA)理6&1537軸533弭36B5695657?.0H25C弭1期87而風(fēng)皿24表2.1.7-20熱像圖特征及分析：電網(wǎng)設(shè)備狀態(tài)檢測技術(shù)應(yīng)用典型范例(2014版)2支避雷器上部鐵瓷結(jié)合部瓷套局部發(fā)熱，相間溫差5.3K,按DL/T664-2008標(biāo)準(zhǔn)避雷器本體溫差0.5?1.0K規(guī)定，診斷為嚴(yán)重缺陷，停電試驗避雷器參數(shù)正常，要求按受潮設(shè)備加強管理。本支避雷器為瓷套避雷器，避雷器閥片部位溫場正常，僅上部鐵瓷結(jié)合部瓷套局部發(fā)熱，帶電避雷器持續(xù)電流檢測不能認定全電流、阻性電流異常，避雷器不存在進水受潮。應(yīng)檢查避雷器上部鐵瓷結(jié)合部發(fā)熱部位是否表面有雜質(zhì)異物或表面污穢，配合停電進行瓷套超聲檢測，判斷瓷套是否有裂紋。后停電涂抹防污涂料，熱像圖正常。110kV避雷器本體溫場分布異常

IH氏、羅店變電站所有11口心等縱避雷器試蝮結(jié)果世普班(Mfl)口4(kV)仙北1S44A相9500150*569仙北1544B相:23OJC150.124岫4匕15MC相10渤150+2S5鹿羅1317A相117014*4>100麻歲1317K根19JDC149,224照羅1的7C相101015。+5>lflO表2.1.7-21熱像圖特征及分析:檢測時間2011-9-2020:00A相與B相溫差2.56K,C相與B相溫差2.16K,型號：HY10W-100/260上次試驗時間：2006-2-27。停電試驗，鹿羅1317A、C相0.75U1mA泄漏電流超過1。0陽認定存在嚴(yán)重缺陷退出運行。lmA紅外檢測、停電試驗數(shù)據(jù)分析：各支避雷器確實存在本體溫度不一致的問題，如果有應(yīng)與紅外檢測的初始數(shù)據(jù)或上次紅外檢測數(shù)據(jù)進行對比分析；本次檢測溫場分布基本均勻，不應(yīng)是避雷器閥片受潮劣化；避雷器溫場異?？赡苁沁M水絕緣件受潮絕緣降低，合成絕緣避雷器此種情況可能性不大；對應(yīng)的避雷器絕緣阻值下降，可能存在外絕緣污穢影響；直流U1mA電壓基本未變，說明避雷器閥片正常，規(guī)程規(guī)定直流U1mA電壓、I0.75U1mA電流兩個項目均超出規(guī)定方能認定避雷器不合格，一項不合格應(yīng)查找原因，本組避雷器I0.75U1mA試驗應(yīng)加屏蔽對比。66kV故障避雷器實驗室實驗熱像圖

AR0123.3℃22201814.2℃圖2..7-22a熱?特征及分析：加?初JL01AR0123.3℃22201814.2℃圖2..7-22a熱?特征及分析：加?初JL0121.5℃201615.5℃圖2.1.7-22-b始時，避■■熱點■■體■穩(wěn)定■熱■?場■■相同，即故障避雷器中部溫度較高。電容器、電抗器66kV并聯(lián)電容器箱體局部發(fā)熱圖2.1.8-1熱像圖特征及分析：電容器箱體側(cè)面中上部局部發(fā)熱。本案并聯(lián)電容器箱體熱點與其他電容器同位置溫差9.7K，電容器已鼓肚，電容器內(nèi)部電容極板擊穿，為危急缺陷。2)66kV并聯(lián)電容器箱體局部發(fā)熱圖2.1.8-2圖2.1.8-2熱像圖特征及分析：電容器組熔絲發(fā)熱，電容器箱體局部發(fā)熱。本案電容器組50號電容器熔絲上部接觸不良過熱，53號電容器上部溫度比其他電容器同位置電容高2.9K，54號電容其他電容器同位置高3.3K。3)66kV電容器干式電抗器本體發(fā)熱異常

圖2.1.8-3熱像圖特征及分析：干式電抗器本體上部異常發(fā)熱。本案干式電抗器B相上部同位置最大相間溫差11K。組合電器1)110kV1)110kV組合電器母線聯(lián)接觸頭接觸不良發(fā)熱圖2.1.9-1熱像圖特征及分析：GIS母線觸頭接觸不良處溫度最高，氣室筒壁上部溫度比下部高，離接觸不良觸頭越近溫度越高。本案GISA相上刀閘母線氣室的母聯(lián)接處管壁最高溫度61.3℃，母線管下部最高溫度在48.5℃，B相母線管下部最高溫度35.7℃，C相母線管下部最高溫度34.2℃。最大相間同位置溫度14.3K，A相刀閘上部母線端蓋處管壁最大相間同位置溫差為23.1K，判定為危急缺陷。2)220kV組合電器母線聯(lián)接觸頭接觸不良發(fā)熱35.6℃

35.6℃圖2.1.9-2熱像圖特征及分析：HGIS母線觸頭接觸不良處溫度最高，C相氣室筒壁上部溫度比其他相高7.1K,內(nèi)部觸頭接觸不良。氣室打開檢查，發(fā)現(xiàn)為觸頭設(shè)計錯誤，觸頭、觸指接觸直徑應(yīng)正公差3.0mm配合，實際為負公差2.0mm配合。3)220kV組合電器母線聯(lián)接觸頭接觸不良發(fā)熱27.9℃27.9℃圖2.1.9-3熱像圖特征及分析:HGIS母線觸頭接觸不良處溫度最高，A相氣室右側(cè)筒壁溫度比垂直筒壁高8.7K，內(nèi)部觸頭接觸不良。氣室打開檢查，觸頭、觸指接觸直徑應(yīng)正公差3.0mm配合，實際為負公差2.0mm配合。4)220kV組合電器避雷器氣室溫度異常圖2.1.9-4-a圖2.1.9-4-a圖2.1.9-4-b熱像圖特征及分析：220kVGIS避雷器氣室B相上部與其他相出現(xiàn)2.2K溫差，超聲檢測診斷內(nèi)部存在金屬性放電。解體檢測為避雷器下部連接處接觸不良放電。2.1.10電氣設(shè)備連接、母線、引線連接1)變壓器二次軟連接發(fā)熱47.6℃9.01)變壓器二次軟連接發(fā)熱47.6℃9.0℃圖2.1.10-12)66kVSF6開關(guān)聯(lián)板與引線連接處過熱熱像圖特征及分析：2)66kVSF6開關(guān)聯(lián)板與引線連接處過熱熱像圖特征及分析：Sy開關(guān)聯(lián)板與引線連接處6圖2.1.10-3-a熱像圖特征及分析：變壓器二次套管引出的軟聯(lián)接三相均過熱，最高溫度130℃。停電檢查為銅鋁過渡軟聯(lián)接片質(zhì)量不良。圖分析，為開關(guān)聯(lián)板與引線連接接觸不良過熱，見圖2.1.10-85-b。3)電流互感器一次接線端子接觸不良發(fā)熱

圖2.1.10-3-b圖2.1.10-3-c熱像圖特征及分析：互感器一次引線連接處發(fā)熱。紅外檢測時應(yīng)同時拍攝過熱處的近距離熱像圖，輔助判定發(fā)熱的具體部位和原因。4)220kV電流互感器軟連接固定金具發(fā)熱圖2.1.10-4-a圖2.1.10-4-b熱像圖特征及分析：電流互感器與硬母線軟連接處上部局部點發(fā)熱，與導(dǎo)體溫差30.5K。可見光照片分析為軟連接上部萬向節(jié)結(jié)構(gòu)的固定金具接觸點發(fā)熱，屬分流負荷電流導(dǎo)致的固定金具接觸點發(fā)熱。處理辦法應(yīng)為將固定金具絕緣截斷電流回路。5)66kVSF6開關(guān)聯(lián)板及上基座過熱熱像圖特征及分析：SF6開關(guān)聯(lián)板及上基座過熱，最高熱點為聯(lián)板根部120.5℃，上基座最高溫度97.9℃。停電檢查為開關(guān)聯(lián)板安裝錯誤，導(dǎo)致接觸不良根部過熱，熱傳導(dǎo)開關(guān)上基座整體過熱。6)220kV電流互感器設(shè)備線夾連線發(fā)熱

圖2.1.10-6-a圖2.1.10-6-b圖2.1.10-6-c圖2.1.10-6-d圖2.1.10-6-e熱像圖特征及分析：線夾溫度低于導(dǎo)線溫度，最高熱點位于線夾口外150mm?180mm處。線夾口處多股導(dǎo)線熔斷，夾口外150mm?180mm處多股導(dǎo)線熔斷并有金屬熔化痕跡。為線夾體與導(dǎo)線接觸不良，應(yīng)判定為危急缺陷。停電檢查，42股導(dǎo)線燒斷12股，距離線夾50mm?250mm范圍內(nèi)的導(dǎo)線氫化發(fā)黃變脆。

7)66kV母線"T”型壓接管發(fā)熱。圖2.1.10-7熱像圖特征及分析：“T”型壓接管整體過熱，靠近“T”型線夾的母線及“T”型線夾擴張口處溫度最高，為“T”型線夾壓接管與母線導(dǎo)線接觸不良，判定為重要缺陷。8)220kV母線“T”型線夾處發(fā)熱圖2.1.10-8-a圖2.1.10-8-b圖2.1.10-8-c圖2.1.10-8-d熱像圖特征及分析：“T”型接線線夾附近多處發(fā)熱，最熱點為導(dǎo)線破股處，其次是“T”型線夾喇叭口，引線導(dǎo)流聯(lián)板與線夾聯(lián)接處溫度比導(dǎo)線溫度高。發(fā)熱原因為母線導(dǎo)線與“T”型線夾接觸不良。9)母線“T”型線夾與母線接觸不良發(fā)熱

圖2.1.10-9熱像圖特征及分析：線夾溫度低于導(dǎo)線局部發(fā)熱的溫度，母線螺旋狀發(fā)熱，發(fā)展下去導(dǎo)線將逐根發(fā)生燒斷，最后導(dǎo)線燒斷吞事故。導(dǎo)線與線夾接觸接觸不良發(fā)熱缺陷性質(zhì)的判定標(biāo)準(zhǔn)要求較嚴(yán)，也是變電站母線或引流線斷線的主要故障原因，危害程度遠大于一般線夾與線夾聯(lián)接處過熱。10)66kV母線“T”型接線線夾發(fā)熱圖2.1.10-10熱像圖特征及分析：“T”型接線線夾與母線聯(lián)接處過熱，為母線與“T”型線夾接觸不良。停電檢查發(fā)現(xiàn)20%母線斷股。11)220kV阻波器引線“T”型線夾發(fā)熱圖2.1.10-11熱像圖特征及分析：“T”型線夾與引線聯(lián)接處過熱，應(yīng)為導(dǎo)線或母線與線夾接觸不良。停電檢查發(fā)現(xiàn)30%母線斷股。12)220kV隔離開關(guān)引線與壓接線夾發(fā)熱

圖2.1.10-12-a圖2.1.10-12-b熱像圖特征及分析：引線導(dǎo)線壓接管發(fā)熱及其引線大范圍發(fā)熱，其最熱點位于壓接管外100mm?150mm處，最高熱點溫度比設(shè)備線夾本體高14K,最高熱點同位置最大溫差34.1K,為壓接管與引線接觸不良，判定為嚴(yán)重缺陷。停電檢測，導(dǎo)線與壓接管接觸電阻1141RQ,為正常值的數(shù)十倍。圖2.1.10-95-b為壓接管解體內(nèi)部銹蝕情況。13)66kV隔離開關(guān)引線燒熔斷股導(dǎo)線發(fā)熱熱像圖特征及分析：導(dǎo)線局部發(fā)熱?？梢姽庹掌?，至少3股導(dǎo)線燒熔斷、過熱導(dǎo)線2股氧化顏色變淺。原因為壓接管與導(dǎo)線接觸不良。14)220kV母線線夾壓接不良發(fā)熱圖2.1.10-14熱像圖特征及分析：導(dǎo)線局部發(fā)熱?？梢姽庹掌?，導(dǎo)線斷股點、破股點對應(yīng)導(dǎo)線發(fā)熱部位，各點最高溫度為109.1℃、130.8℃、118.3℃，為導(dǎo)線壓接管接觸不良。15)220kV母線線夾壓接不良發(fā)熱

圖2.1.10-15熱像圖特征及分析：母線多處局部發(fā)熱，為導(dǎo)線壓接管接觸不良。16)220kV母線線夾壓接不良發(fā)熱圖2.1.10-16熱像圖特征及分析：母線“T”型線夾附近導(dǎo)線比線夾本體溫度高，導(dǎo)線呈螺旋狀發(fā)熱，為導(dǎo)線與線夾接觸不良。目前最高溫度21.1℃,溫差11.7K，核對負荷情況，如為較輕負荷狀態(tài)下檢測，可診斷為嚴(yán)重缺陷。17)66kV干式電抗器中性線T接線夾過熱圖2.1.10-17-a圖2.1.10-17-b

圖2.1.10-17-c圖2.1.10-17-d熱像圖特征及分析：66kV干式電抗器中性線T接線夾發(fā)熱，線夾口導(dǎo)線最高溫度135.2℃,線夾本體溫度104.7℃，為導(dǎo)線與壓接管接觸不良。解體檢查，線夾內(nèi)導(dǎo)線外層24股至少有15股接觸不良導(dǎo)線與線夾發(fā)生電蝕。18)66kV避雷器上接線端子過熱圖2.1.10-18熱像圖特征及分析：三相避雷器上接線端子均發(fā)熱。本案為變電站避雷器引線連接工藝錯誤，導(dǎo)致避雷器接線端子發(fā)熱。19)10kkV母線與電流互感器聯(lián)接處接觸不良發(fā)熱圖2.1.10-19熱像圖特征及分析：鋁母線與電流互感器聯(lián)接螺栓處發(fā)熱。本案最高熱點溫度73.8℃，原裝設(shè)的測溫臘熔化，分析大負荷時接點溫度更高。20)電容器組SVC電容器發(fā)熱

區(qū)域分析數(shù)值區(qū)域01最高溫度14.1r區(qū)域02最高溫度44.6r區(qū)域03最高溫度14.1C圖2.1.10-19-a圖2.1.10-19-b熱像圖特征及分析：動態(tài)無功補償裝置(SVC)A相一支電容器本體嚴(yán)重發(fā)熱，同比溫差30.5K,診斷為危急缺陷。建議將紅外檢測報告立即轉(zhuǎn)制造商，準(zhǔn)備備品安排盡速更換，防止電容器元件故障導(dǎo)致的更大事故。2.1.11變電站二次結(jié)線箱

1)變電站現(xiàn)場二次結(jié)線箱端子接觸不良發(fā)熱圖2.1.11-1-a圖2.1.11-1-b熱像圖特征及分析：變電站出線間隔電流互感器二次回路端子發(fā)熱，溫差9.2K2)變電站二次結(jié)線箱端子排端子發(fā)熱