手机版
|
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，沧州欧谱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<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》(GB763—90)和《高压直流架空送电线路技术导则》(DL436—91)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》(GB2314—85)，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1 m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，ΔT＝T－Ta，根据ΔT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，沧州欧谱我们认为应该有一个允许的温升范围，而不一定要严格按GB2314—85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ΔT超过5℃时可认为有轻微接触隐患(一般热缺陷)，ΔT超过15℃即为重大缺陷，ΔT超过40℃即为紧急缺陷。由于测量等各方面的误差，ΔT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1～6。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。
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的导体监督手段；
c.从大量检测结果来看，采用爆压的线路金具故障率比采用液压的高很多，如广东高压线路接续金具采用液压后，故障率明显下降；
d.在线路安装施工上要加强管理。
|
