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前 言
架空高壓輸電線路是電力系統的動脈，其運行狀態直接決定電力系統的安全和效益，在華東、華中和廣東曾經發生過高壓架空線路掉線事故。而紅外檢測具有遠距離、不停電、不接觸、不解體等特點，給電力系統線路狀態監測提供了一種先進手段，但是目前我國對線路等的檢測經驗還較少，沒有相應的國家標準。為此，本文就紅外熱像儀在線路紅外檢測時，警界溫升法［1］和相對溫升法［2］的不足進行了分析。結合試驗情況，提出了絕對溫差判別法，并對高壓輸電線路缺陷情況進行了探討。
1 高壓線路紅外檢測的故障判別方法
文［1］中提出用發熱點相對環境溫度的溫升來判斷熱缺陷，并給出了對不同負荷電流下不同導線接頭過熱的警界溫升表，當被檢測點對環境溫度的溫升大于表中所規定的警界溫升時就認為有缺陷，并按表中的警界溫升確定缺陷種類，這種方法簡單、直觀、實用性較強，但是在線路紅外檢測時存在以下不足：
1) 對于架空高壓輸電線路，由于條件限制，不可能準確測量線路周圍的環境溫度、濕度、風速以及檢測距離，一般采用地面環境溫度、濕度、風速作線路的環境參數，估計檢測距離，這樣所測得的發熱點相對環境溫度的溫升存在誤差，必然帶來熱缺陷判斷的誤差；
2) 對于高壓直流和交流線路，即使相同材料、相同環境條件，由于集膚效應和鄰近效應，在相同負荷電流情況下，交流線路的發熱應比直流嚴重，而文［1］中只根據導線型號和負荷電流來規定警界溫升是有局限性的；
3) 不同設備、不同材料的發熱特性各不相同，在不同條件下的允許溫升應各不相同，例如在有太陽輻射時，會在被檢測對象上附加一定的溫升，這時的警界溫升顯然應與沒有太陽輻射時的不一樣，顯然，簡單地采用這種方法來分析熱缺陷并不方便、準確。
《帶電設備紅外診斷技術應用導則》對電流致熱型設備的熱故障判別提出用相對溫升判斷法，該方法通過分析相對溫差與接觸電阻的變化關系，依托電力行業標準《電力設備預防性試驗規程》(DL/T596)中對接觸電阻的規定［3］，確定了分析電流致熱型設備熱缺陷的相對溫升判據。這種方法從發熱的內在原因出發確定判斷方法，克服了一些環境因素及負荷電流等對測量結果的影響，對電力設備的紅外診斷具有指導性，但是對于線路的紅外檢測，該判據存在不足：
1) 目前我國還沒有對運行中的線路金具接觸電阻的定量的國家標準，該導則中所依托的電力行業標準《電力設備預防性試驗規程》中也無規定，因此難以確定相對溫差判斷標準；
2) 該導則和文［2］中對斷路器、開關以外的所有其它導流設備的相對溫升判斷標準與隔離開關相同，而隔離開關的接觸電阻要求與線路金具的接觸電阻要求不一樣；
綜上分析，并參考有關國家標準和國內外經驗，在滿負荷時(不是額定負荷時，一般的紅外熱像儀可折算到額定負荷)，對高壓線路發熱判別取ΔT超過5℃時可認為有輕微接觸隱患(一般熱缺陷)，ΔT超過15℃即為重大缺陷，ΔT超過40℃即為緊急缺陷。由于測量等各方面的誤差，ΔT判斷缺陷界限值不是絕對的，要根據測量情況具體分析。
按照上述判斷標準，在實際檢測中判斷熱缺陷效果較好，需要指出的是，由于目前國內無相應的國家標準，對輸電線路紅外檢測的經驗還很少，處在摸索階段，有待進一步研究。
2 高壓線路易發生缺陷部分及原因分析
根據大量紅外檢測結果來看，高壓線路中線路金具的熱缺陷較多，集中在耐張線夾、四分裂變三分裂連接導流板、跳線線夾、接續管等機械連接部分，見圖1～6。圖1中參考點溫度38℃，最高溫度265℃；圖2參考點溫度38℃，最高溫度92℃；圖3參考點溫度24℃，最高溫度60.9℃；圖4參考點溫度17℃，最高溫度24.5℃；圖5參考點溫度22.8℃，最高溫度27.5℃；圖6參考點溫度25℃，最高溫度35.4℃
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狀 態：
離線
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