两起500千伏变电站站内设备发热缺陷的检修分析

盛晓文 刘勇

摘 要：判断内部发热还是外部发热是正确处理设备发热问题的前提，且对发热缺陷定性也具有重要帮助。本文对两起500千伏变电站站内设备发热缺陷处理的检修过程进行分析与思考，提出电力设备内部发热具有隐蔽性，红外测温要结合设备的原理结构的建议，并根据发热类别归纳总结出热像特征、故障原因及处理建议。

关键词：电力设备 发热缺陷 原因分析 内部发热

引言：

变电一次设备导电触头连接采用机械拧紧螺栓的方式。在安装连接过程中，尽管接触面是光滑的，但仍会存在接触面不能完全吻合的问题，实际只是一些点在接触。运行中负荷电流从截面较大的导体过渡到截面很小的接触点时，由于电流密度的变化，产生了收缩电阻，接触部位电阻增大，所以使金属发生蠕变，导致螺栓压力下降，并随着负荷电流及接触点的温度变化，接触面在不断减小，电阻随之增大。因此接头当在大电流长时间运行时就会出现发热，温度相应升高。如果长时间的运行下去，将会进一步恶化，导致内部放电。

一、电力设备发热原因概述

电力设备发热是常见的运行缺陷，发热类别有三种，分别为电流致热型、电压致热型、综合致热型。变电站内设备依靠运维专业红外测温排查运行状况，常用相对温差作为标准，即两个对应测点之间的温升之差与其中较高温度点的温升之比的百分数：

（T0被测设备区的环境温度）

设备发热的原因可分为以下五类：

（一）电阻损耗增大

（二）介质损耗增大

（三）铁磁损耗增大

1.铁芯局部或多点短路，回路磁滞或磁饱和或短路环流

2.变压器、电抗器出现磁回路漏磁，在铁制箱体产生涡流

（四）电压分布异常和泄漏电流增大

（五）缺油及其他

1.设备内部油位面上下介质（如空气和油）热容系数不同所致

2.严重时引起油面放电，表面温度分布异常

二、现场检修过程

案例一：500千伏QY站运维人员发现LCWB-35W型 CT接线板发热缺陷，在检修处理时接线板部位并未有烧蚀痕迹，螺栓力矩合格亦无松动情况。检查红外图谱：导电触头和电流互感器本体连接处的温度是78.8℃，线夹的温度是73℃，它们的温差是5.8℃;而电流互感器上部温度是71.6℃，与本体连接处的温度相差7.2℃。

原因分析：CT一次导流接线柱分别用螺丝固定。因接头在设备内部，且外围有瓷瓶和绝缘油包裹，测温时不易发现是内部接头发热。测温时，其与线夹发热的红外图谱很相似，只有经过仔细对比才能发现它与线夹发热存在细微的不同。红外图谱中触头和电流互感器本体连接处的温度最高，线夹是触头的一部分，热量可直接传导，所以温度次之。而电流互感器上部温度是通过绝缘油传导出来的，温度要比其它兩处低一些。可以判断出此次发热是由电流互感器内部引起的。

解体检修后，电流互感器内接线柱上的螺丝垫片有疑似闪络痕迹，这也证明了上述的判断是正确的。将垫片和紧固螺丝进行抛光处理，并重新进行紧固。

案例二：2020年9月29日，500千伏XS变电站上报GW4-40.5DW型隔离开关A相电抗器侧线夹发热97.6度严重缺陷。11月12日检修人员对母线、开关两侧六个接线板进行回路电阻测量，处理前最高为65uΩ、最低为4.8uΩ，处理后最高3.7uΩ、最低1.9uΩ，均不大于20uΩ，螺栓力矩120N·m。2021年1月5日该站又上报生产监控中心该隔离开关A相母线侧接线座发热94.6℃。1月11日检修人员结合上次检修试验数据，判断设备为内部发热故障，运维描述缺陷部位不准确，遂对隔离开关上导电部分解体，更换导电带后缺陷消除。

电力设备发热，通过肉眼不能完全肯定其是外部还是内部发热，测温有时也难以区分。常有的易发热点——接头和线夹，特别要认真观察红外热成像图。若接线柱线夹显示结果是线夹处发热97℃，其他部位都低于97℃，而且螺丝发热比较明显，则属于外部发热。需注意热量直接传导，内部发热温度最高，周围温度次之的考虑因素。

三、结论

电气设备内部发热具有隐蔽性，不宜被发现。当红外测温时，要结合设备的原理结构，仔细分析并不断积累经验，才能保证测温的准确性。针对不同的发热类别，归纳总结如下：

参考文献：

[1]《如何判断35千伏充油型电流互感器是内部发热还是外部发热》路亚恒、姚宇《技术天地》

[2]《红外测温与红外检漏》董超群《带电检测》