高压输电线路故障的红外诊断技术

第26卷　第4期
2005年4月
电　力　建　设
Electric Power Constructi on
Vol .26　No .4Ap r,2005　
高压输电线路故障的红外诊断技术
戴文进,郭世才
(南昌大学,南昌市,330029)
[摘　要]　在红外测温原理的基础上,介绍了1种新型的高压输电线路故障诊断方法———远距离红外测温法。

它是
通过对线路故障发生原因的分析,经比较推荐使用,以相对温差法为主的故障判别方法。

[关键词]　红外诊断　输电线路故障　相对温差　接触电阻
中图分类号:TK223　文献标识码:B 文章编号:1000-7229(2005)04-0046-02
I nfrared D iagnostic Technique for Failures of HV Trans m issi on L ines
Dai W enjing,Guo Shicai
(Nanchang University,Nanchang City,330029)
[Keywords]　infrared diagnostic;failure of trans m issi on line;relative te mperature difference;contact resistance
我国大多数高压输电线采用架空形式,它们长期暴露在外,很容易产生故障。

电力输电线路的故障主要集中在线路的连接处,如接续管、耐张线夹、调整板、二线联板等处,当出现故障时该连接处便会产生高温。

红外诊断技术利用红外远距离测温原理,可以对高压架空线路的连接处进行远距离测温,从而可以根据电力线路连接处的温度变化来判断是否存在故障。

由于这种方法具有远距离、不停电、不接触、不解体等特点,因此方便有效,并可将故障消除在萌芽状态。

1　基本原理
[1]
任何具有一定温度的物体是一热源都会向外界辐射能量。

所辐射能量的大小,首先与该物体的温度有关。

具体地说是与该物体热力学温度的4次方成正比,用公式可表达为:
E =σε(T 4-T 40)
(1)式中　E ———辐射出射度,W /m 3
;
σ———斯蒂芬—波尔兹曼常数,5.67×10-8
,
W /(m 2・K 4
);ε———物体的辐射率;T ———物体的温度,K;
T 0———物体周围的环境温度,K 。

测量出物体所发射的E ,便可求得温度。

利用
该原理制成的温度测量仪便称为红外温度仪。

这种测量不需要与被测对象接触,因此属于非接触式测量。

红外温度仪可用于很宽温度范围的测温,从-50℃至3000℃。

在不同的温度范围内,发出的电磁波能量的波长分布便不同。

在常温(0℃～100℃)范围,能量主要集中在中红外和远红外波长。

用于不同温度范围和用于不同测量对象的仪表,其具体的设计也不同。

红外温度计的基本工作原理如图1所示。

图1　红外温度计原理
1.1　主光学系统
将被测处的红外线集中到检测元件上,进入仪
表的红外线发射面,限制在固定范围内。

1.2　检测单元
检测单元把红外线能量转换为电信号。

1.3　信号处理单元
信号处理单元把检测单元输出的信号,用电子技术和计算机技术进行处理,变成人们需要的各种
收稿日期:2004-12-26
作者简介:戴文进(1948-),男,教授,从事本科教学、研究生指导及教育管理工作。

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第4期高压输电线路故障的红外诊断技术
模拟量和数字量信息。

1.4　显示单元
显示单元把处理过的信号变成人们可阅读的数
字或画面。

1.5　瞄准系统
瞄准系统用于瞄准(或指示)被测部位。

2　故障分析
从发热原理来看,电力设备有电流致热型、电压
致热型及综合型。

输电线路显然属于电流致热型,
其发热量主要由电流I及回路电阻R决定。

在一定
的散热条件下,由于输电电流I基本不变,所以温升
主要决定于电阻R。

因此,故障处比正常处温度更
高的内在本质,为在故障处的接触电阻比正常处大,
即接触不良。

产生的原因有:(1)接头连接不良,螺
栓未压紧;(2)导体因长期运行而腐蚀氧化;(3)大
气中的有害气体、灰尘引起的腐蚀;(4)设备材质
差,加工安装工艺不良等造成导体损伤;(5)机械振
动等各种原因所造成的导体实际截面降低;(6)负
荷电流不稳定或超标等。

3　故障判断方法
3.1　相对温差法[2]
是为了排除设备负荷及环境温度不同时对红外
诊断的影响而提出的,即在环境温度低、负荷电流小
的情况下,电力线路的温升较小,但此时的温升值不
能说明线路没有缺陷或故障隐患。

大量现场实际表
明,往往在负荷增大、环境温度上升后,就会引发设
备事故。

所以对于输电线这种电流型设备往往采用
相对温差法来判别设备的缺陷或故障。

如在某个温度工作区间内,电流致热型设备的温
升T与电流I的K次方成比例,K值可通过试验求出。

这样对同一出线回路的两对应点来说,可写成:
T1=B1R1I K1(2)
T2=B2R2I K2(3)
式中　T
1
———发热点的温度;
T2———正常对应点的温度;
B1,B2———散热系数;
R1,R2———对应电阻值。

求出T
1及T
2
后便可求出相对温差值ΔT:
ΔT=(T
1
-T2)
T2
=
(B
1
R1I K1-B2E2I K2)
B2R2I K2
经简化可得:
R1≈
R2
(1-ΔT)
(4)
由上式可看出,若测出ΔT,便可测出被测点的
接触电阻的近似值。

如前所述,电力线路的故障本
质为接触电阻大,因此已找到了判别故障的方法。

根据DL/T596—1996《电力设备预防性试验规程》对
接触电阻的规定,代入数据得ΔT≥0.35时,线路可
判断为有故障,当线路的接触电阻值为正常的5倍
时ΔT=0.80,可见线路故障越严重ΔT越大。

因此
可从ΔT的大小来判断故障程度,从而做出维修决
定。

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。

3.2　同类比较法
是指在同一回路的同类型设备或同一设备在相
同运行工况下,同一部件之间进行的温升比较方法。

具体做法是对不同的线路的对应部位温度值进行纵
向和横向比较,便可判断出线路是否正常。

同类比
较法适用范围比较广,操作也比较简单,一般用普通
的红外测温仪即可。

3.3　台帐分析法
将测量结果与线路的红外技术台帐记录的数据
相比较后进行分析,是为线路建立红外检测技术台
帐。

在诊断线路有无异常时,可分析该线路在不同
时期的红外检测结果,包括温度、温升和温场分布变
化,以掌握线路发热的变化趋势,然后进行判断。

由于多方条件限制,设备的红外技术台帐建立
不是很完全,因此目前这种方法运用有限。

原因之
一是生产厂家提供的原始资料缺少相关红外检测数
据,目前仅大型发电机、变压器和高压开关等这类重
要设备有部分检测数据;二是有些电力单位没有开
展设备红外技术台帐建立工作,这就给这种方法的
应用造成了困难。

4　结束语
以上方法各有千秋,若运用场合选择得当,效果
均很好,能有效地检测出许多潜在故障,保持输电线
路的正常工作。

尤其是在电力超负荷的夏季,高压
输电线路的发热故障基本都是采用上述的方法诊断
出来的。

为了保证红外测量的精度,最大程度减少环境
等因素带来的误差,推荐使用相对温差判断法。

5　参考文献
1　张继培.S ARS预防中的红外体温测量法及应注意的问题.htt p://
,2003,05
2　胡世征.电气设备红外诊断的相对温差判断法及判断标准[J].电
网技术,1998,22(10):10
(责任编辑:赵廷昌)
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