红外热像图范例

-.z.带电电力设备红外检测范例及故障案例1红外热像图拍摄范例图1-1变压器一次套管理图1-2变压器二次套管图1-3变压器一次避雷器图1-4变压器二次避雷器-.z.图1-5220kV避雷器、电压感器拍摄在同一张热像图上，便于分析图1-6220kV避雷器、电压感器拍摄在同一张热像图上，互不遮挡，便于分析-.z.图1-7220kV结线母线避雷器、电压互感器图1-8220kV出线耦合电容器、CVT-.z.-.z.图1-9220kV倒置式电流互感器图1-10220kV正立式电流互感器-.z.-.z.图1-11220kVSF6开关图1-12220kVSF6开关-.z.图1-1366kV间隔内开关、电流互感器拍摄在同一张热像图上，便于分析图1-1466kV间隔内开关、电流互感器拍摄在同一张热像图上，便于分析-.z.图1-15干式电流互感器的红外热像图主要分析部位是下部箱体内绕组图1-1666kV母线避雷器、电容式电压互感器拍摄在同一张热像图上，便于分析-.z.图1-1766kV母线倒挂式避雷器图1-1966kV电容器组图1-2166kV电容器组中干式电抗器组图1-18变电站220kV绝缘子串图1-20变电站隔离开关图1-22220kVHGIS开关气室图1-23220kVHGIS母线气室图1-24220kVHGIS电压互感器气室-.z.图1-2566kV电缆升高站电缆端头、避雷器热像图应尽可能将所有接点拍摄在一张热像图上图1-2610kV配电变压器-.z.图1-2766kV电缆升高站电缆终端头、避雷器图1-28配网柱上真空开关-.z.图1-29配网线路避雷器图1-30配网变压器台避雷器-.z.-.z.电力设备红外检测热像图异常、故障范例变电设备变压器500kV变压器一次套管本体温度异常图2.1.1热像图特征及分析：电网设备状态检测典型案例(2014版)，*500kV变电站进口干式套管，红外检测发现C相比B相高1.6K，疑心套管介损异常。停电更换套管，试验介损、电容量均无异常。红外分析误判断原因：a)温区压缩范围过小，不到3K；b)干式套管缺陷热像图温场分布特征为局部本体高温，与热像图特征及分析不符；c)缺陷判断标准规定为2K～3K，未到达判断标准；d)没有进展红外复测并与历史红外检测数据做比对分析;d)没有检查和考虑变压器本体散热对套管的影响，B相套管下部受变压器热气流影响明显温度偏高，局部套管伞裙温度甚至高于本体温度。本案热像图分析可直接诊断为变压器辐射热源影响，套管无异常。如要证实分析结论，应环境条件(风向、风速)改变后进展复测。220kV变压器一次套管渗漏油温场分布异常图2.1.1-2-a图2.1.1图2.1.1-2-c图2.1.1热像图特征及分析：图2-2-a为2011-03-31日拍摄的热像图，图2-2-b为2011-10-10日拍摄的热像图，图2-2-c、图2-2-d为2011-04-21日拍摄的热像图，套管外观检查未见有渗漏情况，根据三次红外热像图分析，判定C相套管向变压器油箱渗油，渗漏速度较慢。220kV变压器一次套管温场分布异常，疑心套管内部局部过热图2.1.1热像图特征及分析：A相、B相套管温场分布不均，与C一样位置最大温差4.4K。升高座温度根本一样。热像图分析存在的疑点：a)变压器套管过热应整体过热，本热像图套管只有中下部过热;b)套管上端三相温度相差不大。红外复测，三相套管温场分析根本均匀，最大相间同位置温差上、中、下局部别为0.4K、0.7K、0.9K〔见图2-3-b〕，说明套管是被外部热源加热。现场调查证实为变压器散热器热气流随变化的风向，加热了套管局部区域。图2.1.1-变压器三相套管温度有规律升高图2.1.1-4热像图特征及分析：变压器220kV套管自西向东逐渐升高，相间温差2K。为西偏北微风导致变压器本体热气流对套管加热。220kV变压器一次三相套管缺油图2.1.1-热像图特征及分析：变压器220kV三相一次套管热像图显示中部油温明显不同，误判断套管缺油。变压器一次三相套管同时缺油的原因只能是套管同时外渗，这样的概率极小，套管油同时内渗的概率同样极小，并且内渗套管的油位不会低于油枕油位，原因应为套管油循环未到达整只套管。220kV变压器一次三相套管缺油图6热像图特征及分析：变压器220kV三相一次套管热像图显示中上部油温明显不同，油位根本一样，应为套管缺油热像特征，但变压器油位计脏污观察不到油位。本变压器为1980年投运的老旧变压器，停电清扫检查，各套管补油50kg左右。套管缺油极易发生套管受潮、裸露电容屏局部放电，应结论为严重缺陷。三相套管均缺油，应为老旧变压器套管屡次采油样后没有补过油，生产管理系统应吸取经历教训。220kV变压器二次b相套管整体缺油图2.1.1-7热像图特征及分析：变压器220kVb相二次套管热像图显示整体温度低，误判断该套管整体缺油。变压器套管整体缺油或无油无此可能，套管整体缺油将导致套管电容屏放电出现高温区，甚至绝缘击穿爆炸。套管温场异常应为套管尾锥局部油路不暢。500kV变压器一次套管局部发热图2.1.1-8-a图2.1.1-8-b热像图特征及分析：变压器500kV干式套管下部局部发热，疑心内部故障。变压器干式套管存在缺陷一般为固体绝缘开裂，进水受潮放电，缺陷部位本体出现高温区，并且温度相当高。本支套管伞裙温度高于本体温度，发热部位下部温度高于中上部，且发热区域上部右侧向上倾斜，应为变压器器身辐射影响。停电试验套管正常。变压器66kV套管A、B相上部温度偏低，疑心套管缺油图9热像图特征及分析：a)套管油位线清楚，不缺油;b)套管油全循环时间因其内部安装条件不同而不同，变压器负荷变化引起的套管温度变化速度不同；c)没有检查套管油位；d)没有核对近期拍摄的热像图。66kV变压器压油式套管缺油图10-a10-b热像图特征及分析：变压器套管有不同区域的低温区，与正常套管温度比低6.0K~6.9K。220kV变压器66kV套管缺油图-11热像图特征及分析：变压器66kVb相套管缺油，经核对，b相套管油外渗。变压器绕组引线断股或开焊图12-a图12-b热像图特征及分析：变压器套管升高座及套管本体均匀过热，最大温差3K~4K，为变压器引线自套管尾锥以下发生开焊或断股。如缺陷发生在套管尾锥内，套管间的温差将更大。变压器套管柱头过热图13热像图特征及分析：变压器套管柱头温度高于设备线夹温度，套管屏蔽罩上部温度高于设备线夹温度。变压器设备线夹接触不良过热图14热像图特征及分析：以变压器设备线夹与引线连接处为中心的发热。变压器设备线夹接触不良过热图15热像图特征及分析：500kV750MVA变压器，红外检测时带负荷21MW~31MW，一次绕组N端套管设备线夹连接处为中心的发热，与低压绕组套管最大温差13.4K。变压器负荷为额定负荷的3%左右，如果变压器带50%负荷，变压器一次绕组N端套管设备线夹连接处的温度测算可到达300℃以上。变压器纯瓷套管导电杆下端接触不良过热图-16热像图特征及分析：变压器套管整体过热，A相套管升高座过热，温差较大。本案套管上部最大温差13K，升高座上部温差4.5K。220kV套管导外表温场分布异常图-17热像图特征及分析：220kV套管本体多处温场异常，A相套管最高温度为：18.3℃;R2最高温度为：17.2℃；R3最高温度为：21.8℃，温差4.6K，发热点多为套管伞裙下沿。热像图反响的应为外表污秽，且检测环境高湿。环境变化后复测或配合停电涂抹防污材料。电压致热分析温度范围应使用10K~15K间。66kV干式电抗器包峰汇流线接触处发热图-18-a图18-b热像图特征及分析：66kV干式电抗器包峰汇流线连接处发热，与参考体温差22.2K、23.5K，为汇流线端子接触不良。变压器气体继电器主油管路蝶形阀未开启图-19-a图-19-b图-19-c热像图特征及分析：变压器气体断电器主油管路温度与气体继电器本体、变压器储油柜温度一样，远低于变压器上部油温。本案图-19-a，对应的220kV主变压器在冬季低温状态下气体继电器动作跳闸，热像图为事故后查找判断事故原因时拍摄，事故原因为该主油管路蝶形阀开启位置标识与实际相反。变压器气体继电器主油管路蝶形阀开启的正常红外热像图图19-c。变压器散热器效率下降图20热像图特征及分析：强油循环变压器散热器油管路进口油温与出口油温的温差下降。强油循环变压器散热器散热效率正常的油进、出口温差应不低于2K，本案油进、出口温差为0.8K。变压器散热器效率下降图21热像图特征及分析：强油循环导向风冷500kV变压器开启的散热器油管路进口油温与出口油温的温差0.2K。应安排对散热器进展清洗。自然风冷变压器散热器蝶形阀未开启图22热像图特征及分析：未开启的变压器散热器自上至下温度平衡，与变压器上部油温有较大温差。本案变压器的各组散热器均未开启，变压器上部油温顶峰负荷时超过90℃，散热器的温度根本为环境温度。风冷自然循环变压器散热器蝶形阀关闭图23热像图特征及分析：未开启的变压器散热器自上至下温度平衡，上部油管理与主变上层油温相近。变压器散热器风扇电机发热图24热像图特征及分析：自然油循环变压器散热器风扇电机温度相差较大，上部电机温度36.1℃，下部电机温度22.1℃，两电机本体温差14.0K。为风扇电机轴承磨损机械卡滞。500kV变压器本体温场分布异常图25*220kV变电站，红外检测本体油箱上部温度31.0℃，中下部温度分别为34.5℃、32.5℃、32.2℃，边缘温度29.8℃，中下部比上部高3.5K。疑心红外热像仪温度一致性差或变压器漏磁通影响、变压器内部下部有发热点。处理意见a)更换热像仪复测；b)复测结果规律一样，注意油色谱、铁芯接地电流变化；c)配合停电进展高压诊断性工程试验。变压器上下节油箱连接处螺栓过热图26热像图特征及分析：变压器上下节油箱连接螺栓不同程度发热，以变压器线圈轴线上的螺栓温度最高，且螺栓发热温度与变压器负荷的平方成比例。本案螺栓的最高热点温度分别为：>171.2℃、130.87℃、95.05℃，变压器油质未发生变化。变压器上下节油箱连接处螺栓过热图27-a图27-b图27-c热像图特征及分析：变压器上下节油箱连接螺栓不同程度发热。本案发热螺栓分别使用硅钢片、软铜线短接，使用硅钢片后螺栓发热现象明显减轻，使用软铜线短接无效果。变压器油枕局部假象过热图28热像图特征及分析：变压器油枕中上部热像图表征的局部过热。为变压器油枕右后上方照明灯的反射干扰。电流互感器220kV电流互感器内部局部放电导致的本体过热图-1热像图特征及分析：局部放电区域在互感器一次绕组V部的中下部，局部放电导致电流互感器本体，包括油箱、一次绕组连接处均过热，以一次绕组连接处温度最高。本案互感器本体上部套管最大相间同位置温差3.1K，一次绕组连接处端子箱最大相间同位置温差10.3K，互感器油位指示压力异常增高。220kV电流互感器内部局部放电导致本体过热图-2热像图特征及分析：本案B相互感器本体上部最大相间同位置温差0.7K，红外检测当天油色谱检测H2=7549μL/L、C1+C2=855.7μL/L，其中CH4=765.4μL/L，C2H6=90.3μL/L，C2H4、C2H2未见。220kV倒置式电流互感器变比结线端子接触不良过热图-3-a图3-b图3-c热像图特征及分析：互感器变比结线端子盒发热，结线盒内发热点将盒体局部加热到较高温度。本案结线盒体局部最高温度90.7℃,内部电流致热，判定为危急缺陷。图-3-b、图3-c为500kV互感器变比结线端子盒体局部熔化、内连接端子螺栓扭断导致发热。220kV倒置式电流互感器二次结线端子接触不良过热图-4-a图4-b热像图特征及分析：220kV倒置式电流互感器二次结线端子箱有局部发热区，温差11.7K，发热端子温度59.4℃，温差65K。66kV倒置式电流互感器绕组箱体过热图-5热像图特征及分析：互感器绕组箱处最高温度分别为A相18.0℃，B相15.0℃，C相14.8℃，相间最**位置温差3.2K，应安排油色谱检测，检查互感器二次回路连接情况。判定为危急缺陷。66kV倒置式电流互感器变比结线端子接触不良过热图-6-a图-6-b图6-c热像图特征及分析：互感器变比结线设备线夹联接处发热，非互感器内部电气联接点接触不良过热，为一般电流致热类缺陷。110kV电流互感器小套管发热图-7热像图特征及分析：互感器下部小套管接线端子处发热，停电检查结果为电流互感器小套管端子螺栓未紧固，接触不良发热。66kV倒置式电流互感器绕组油箱温度异常图-8热像图特征及分析：互感器绕组油箱发热，相间最大温差3.5K。应安排油色谱检测，检查互感器二次回路连接情况。判定为危急缺陷。110kV电流互感器介损异常升高或内部局部放电发热图-9热像图特征及分析：互感器本体整体过热，最高热点位于互感器上部。本案互感器最大相间同位置温差4.5K。干式电流互感器二次回路开路导致的过热图-10热像图特征及分析：互感器绕组箱体整体过热，相间温差较大。本案体整体过热，最高热点位于互感器上部。本案互感器最大相间同位置温差15.2K，电流互感器二次开路，铁芯过励磁发热。66kV电流互感器一次绕组油箱内连接部位接触不良发热图-11热像图特征及分析：互感器绕组油箱整体过热，相间温差较大。为互感器上部油箱内一次绕组连接处接触不良。500kV电流互感器一次绕组油箱内连接部位接触不良发热图-12热像图特征及分析：互感器绕组油箱最高热点为引线接线端子的下部，与CT油箱下部磁套连接处温差11.5K，与其他不发热设备温差21.4K，CT油箱下部磁套连接处与不发热C一样位置温差17.4K。为互感器上部油箱内一次绕组连接处接触不良，为严重缺陷。电压互感器220kV电磁式电压互感器绕组发热图-1-a图1-b图-1-c图1-d相别试验日期CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2总烃A2010-9-2627.90.5210.130112.7451.2398.5438.552011-8-333.230.819.350140.147.38367.2543.392011-10-2234.160.9710.90142.4858.01392.2546.032012-3-1633.150.9610.20140.3257.66384.2134.11B2010-9-2611.510.458.820117.2646.56448.2420.782011-8-313.010.469.780149.0239.27268.5623.252011-10-2214.410.5510.190151.3552.19413.7825.152012-3-1613.960.539.910148.653.21411.5524.4C2010-9-2634.650.5511.020154.9749.62413.446.222011-8-338.410.5611.880192.4953.62424.6750.852011-1039.20.5410.480196.6951.95386.9350.222012-3-1637.360.7110.850153.2656.53398.9550.3表-1热像图特征及分析：电磁式电压互感器C相上下极绕组处温度较高，相间同位置最大温差到2012-03-10日上部电极处到达2.3K，下部电极处到达2.75K。图-1-a为2011-04-06日拍摄的热像图，图1-b为2011-12-13日拍摄的热像图，图1-c为2012-03-1066kV电容式电压互感器C1电容内部故障局部发热图-2-a图2-b热像图特征及分析：电容式电压互感器C1电容位置局部发热。本案电容器发热部位最大相间温差4.1K，为局部电容绝缘劣化。500kV电容式电压互感器中间变压器油箱温度异常图-3热像图特征及分析：500kV电容式电压互感器中间变压器油箱温度偏差较大，A、C相存在5.5K温差，电压指示正常，疑心中间变压器绕组存在故障。热像图发制造商，制造商立即发来同型号电容式电压互感器协助更换，设备返厂解体结果无法获取。220kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热图-4热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱本体温度异常升高，以油箱上部温度最高。一般电容式电压互感器中间变压器油箱的最高热点温度比C1电容温度高1K~3K，本案中间变压器油箱的最高热点温度比C21电容温度高14K，为中间变压器油箱接线存在故障。220kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热图-5热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱本体温度异常升高，以油箱上部温度最高。一般电容式电压互感器中间变压器油箱的最高热点温度比C1电容温度高3K~6K，本案中间变压器油箱的最高热点温度比C21电容温度高12.5K，运行后期中间变压器油箱出现连续的放电声，更换后解体检查为中间变压器油箱内接线存在错误。220kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱二次结线盒左侧面的油箱壁上部温度最高，为36.2℃，与下节电容器温差16.3K。二次结线盒内箱壁最高热点温度为26.4℃，低于左侧箱壁9.8K。二次结线盒右侧箱壁最高热点温度为24.3℃，低于左侧箱壁7.9K。对于单支电容式电压互感器，中间变压器油箱可与下节电容器进展温差比拟，温差≥5K可诊断为一般缺陷，温差≥8K应诊断为严重缺陷，温差≥12K应诊断为危急缺陷。本案温差16.3K，应诊断为危急缺陷，做好更换准备。220kV电容式电压互感器中间变压器二次结线箱过热图7-a图7-b热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器二次结线箱上部发热，比油箱上部高11.7K，翻开箱门检测，N端子温度59.4℃并有油渗漏，与其他端子温差65.0K。停电检查为N端子安装接线时拧转造成密封损坏漏油，内端子松动接触不良发热。110kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热图2.1.3-8热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱本体温度异常升高，以油箱上部温度最高。一般电容式电压互感器中间变压器油箱的最高热点温度比C1电容温度高3K~6K，本案中间变压器油箱的最高热点温度比C1电容温度高20.9K，为中间变压器未屏接地不良与箱壁放电。110kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热9-a99-c热像图特征及分析：110kVCVT中间变压器油箱最高热点温度108℃，与电容器本体温差68K。测量电压比正常值低10%，油色谱结论700℃以上高温过热。解体检查为阻尼电阻严重过热，周边电胶板被烤黄、炭化，阻尼器电容器击穿。35kV电容式电压互感器中间变压器油箱过热1010-b1010-d热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器油箱本体相间温差8.0K，解体检查为阻尼回路电容器击穿短路。110kV电容式电压互感器中间变压器油箱局部过热11-b热像图特征及分析：电容式电压互感器中间变压器C相油箱本体箱壁上有一局部热点33.6℃，对应A相、B相点的温度为26.3℃、26.5℃，相间温差7.3K，解体检查为阻尼电阻绕组引出螺栓与油箱壁接触流过电流接触处发热。35kV电磁式电压互感器本体及消谐装置发热22-b2-c2-d2-e2-f2-g2-h2-i2-j2-k2-l热像图特征及分析：21:30分，*风电场35kV系统发生单相接地，经三次选线接地未消除。22:34分使用红外热像仪对升压站内35kV系统巡视检测，发现一出线间隔电磁式电压互感器C相本体、消谐装置箱严重发热，C相电压互感器下油箱上部温度41.1℃，相间同位置温差21.9K，C相电压互感器瓷套上部温度35.7℃，相间同位置温差16.5K(见图2.1.3-12-a)；消谐装置箱体严重发热，底部温度最高，为90.7℃，与其他间隔消谐装置箱同位置温差72.5K(见图2.1.3-12-c~f)。间隔停电翻开消谐箱检查，发现C相箱体内接地，消缺后投入运行。设备投运2小时后01:45分测量故障间隔电压互感器本体及消谐装置箱温度，各部温度明显下降，C相电压互感器下油箱上部温度23.4℃，相间同位置温差7.6K，下降14.4K，C相电压互感器瓷套上部温度19.2℃，相间同位置温差3.9K，下降14.6K(见图2.1.3-12-g)；消谐装置箱体温度与其他间隔根本一样。设备投运4小时后03:53分测量故障间隔电压互感器本体及消谐装置箱温度，各部温度继续下降，C相电压互感器下油箱上部温度19.2℃，相间同位置温差3.8K，又下降3.8K，C相电压互感器瓷套上部温度17.0℃，相间同位置温差2.3K，又i)。设备投运6小时后06:26分测量故障间隔电压互感器本体及消谐装置箱温度与其他间隔同类设备根本一样(见图2.1.3-12-k)。耦合电容器220kV耦合电容器上节电容异常发热图-1热像图特征及分析：耦合电容器上节均匀发热。本案耦合电容器上节同位置最大相间温差11.2K，为电容器整体受潮绝缘严重劣化。耦合电容器局部严重发热图-2热像图特征及分析：耦合电容器下节中部有集中高温发热区域。本案耦合电容器下节发热区域与上节电容器最大温差11.32K，为下节电容器绝缘油2/3漏失。耦合电容器铁瓷结合部局部发热图-3-a图-3-b热像图特征及分析：耦合电容器下节上部铁瓷结合部发热，与下节耦合电容器柱体温差4.5K。为耦合电容器下节上部金属构造件焊渣未清理导致发热。断路器220kV少油断路器上基座接触不良发热图-1热像图特征及分析：少油开关一断口上端盖均匀发热，断口下基座温度无异常、灭弧瓷套温度有轻度升高。本案同位置最大温差10.3K，停电测量回路电阻到达1170μΩ，超出制造商规定值8倍。220kVSF6开关断口下基座发热图-2热像图特征及分析：SF6开关一断口下基座发热，断口消弧气室瓷套自下至上温度逐渐降低。本案发热断口下基座同位置最大温差2.8K。35kVSF6开关断口下基座发热图-3-a图-3-b表-3热像图特征及分析：C相下基座温度82.4℃，B相对应部位温度34.0℃，同位置温差48.4K。断路器内部严重接触不良，诊断为危急缺陷。停电回路电阻测试，C相回路电阻为B相的4.4倍，超过技术条件要求3倍以上。解体检查，断路器动、静触头严重接触不良，触头、触指烧损严重。220kV少油开关绝缘接杆进水受潮发热图-4热像图特征及分析：少油开关一个柱绝缘瓷套、三角机械均过热，以开关支持瓷套上节下部温度最高。本案少油开关支持瓷柱上节下部最大温差6.52K，绝缘油击穿电压18kV，停电试验整体直流泄漏电流5kV试验电压下530μA(标准规定：40kV试验电压下≤5μA)，拉杆(含瓷套)直流泄漏电流10kV试验电压下240μA(标准规定：40kV试验电压下≤5μA)。220kVSF6开关套管温场分布异常图-55-b图-5-c热像图特征及分析：SF6开关支持瓷套出线线夹下部多处温场异常，发热区域多为瓷裙伞沿下部。应为瓷套外表污秽，不应诊断为缺陷，应对变电站污秽情况进展调查，结合防潮工作处理。隔离开关隔离开关设备线夹连接处过热图-1-a图-b热像图特征及分析：热像表象为隔离开关一侧设备线夹与导电杆联接处过热，分析最热点为线夹根部〔见图-42-b〕，说明热源在刀闸柱头帽防雨罩的内部，为软联接与设备线夹连接处接触不良过热。隔离开关刀闸口过热图-2-a图2.1.6-2-b图2.1.6-2-c图2热像图特征及分析：隔离开关动静触头处发热。图2.1.6-2-b、图2.1.6-2-c、图2.1.6-2-d为对应各相刀闸触头近距离红外热像图，最高热点温度分别为：91.3℃、124.8℃、35.6℃间隔内设备引线、线夹复合型发热图2.1.6-3-a图2.1.6-3热像图特征及分析：设备间隔内多处引线、线夹处发热，其中A处隔离开关设备线夹与引线夹联接处温度95.37℃，*些引线线夹外约180mm处导线，疑心为压接不良。对此类复合型发热的设备联接处应逐一拍摄红外热像图进展分析。隔离开关瓷柱内部裂纹柱体局部过热图-4-a图-b图-4-c图-d热像图特征及分析：对应隔离开关瓷柱体内部裂纹位置，柱体整体过热，瓷裙温度低于柱体温度。本案图-4-a裂纹处柱体最高温度53.9℃，与瓷柱其他部位温差27.4K；图-b裂纹处柱体最高温度15.8℃，与瓷柱其他部位温差7.6K。类似案例如图-c、图-d。35kV隔离开关瓷柱上局部发热图图-5-c热像图特征及分析：35kV隔离开关瓷柱红外检测，最大温差3.5K。绝缘电阻测量：正常瓷柱103GΩ，故障瓷柱43MΩ，加压至72kV(热像图见图-5-b)，正常瓷柱的泄漏电流接近于零，故障瓷柱电流在12A以下剧烈波动，试验电压不稳定，放电声音较大。如做介质因数试验，会发现介损值显著增大。220kV隔离开关瓷柱上端部铁瓷结合部局部发热图-6热像图特征及分析：229kV隔离开关瓷柱上端铁瓷结合部温度15.5℃，向下2个瓷裙柱体温度温度12.9℃，正常柱体温度11.4℃，最大温差4.1K。疑心瓷柱发热处外表污秽、有异物或瓷釉异常。a)拍摄高清可见光照片，检查瓷柱发热处外表是否存在异常；b)依靠自然清洁后复测；c)如无异常，结合方案停电对发热柱体部位进展超声检测，是否存在裂纹。10kV隔离开关刀闸口处发热图-7热像图特征及分析：隔离开关刀闸口处发热。本案刀闸口处温度95.1℃，使用70℃测温腊测试刀闸不熔化。测温腊测试结果应代表刀闸外表的实际温度。避雷器220kV瓷绝缘外套避雷器阀片受潮劣化发热图-1热像图特征及分析：A相避雷器中上部2处柱体异常发热。本案避雷器上节发热区域与其他一样位置最大相间同位置温差2.7K，判定为危急缺陷。220kV瓷绝缘外套避雷器阀片受潮劣化发热图-2热像图特征及分析：避雷器上节中上部局部发热，下节温度升高。分析为上节进水受潮，局部阀片承当的运行电压降低，下节承当的运行电压增加。220kV变压器中性点避雷器误安装在主变一次运行发热图-3-a图3-bHY1.5WZ3-146/300变压器中性点避雷器接于主变一次运行的耐受时间电网电压运行电压值(kV)避雷器额定电压倍数耐受时间≥(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-3热像图特征及分析：C相避雷器〔主变中性点避雷器〕上下节均匀发热。本案避雷器红外热像图为-15℃环境温度拍摄，上节避雷器最大相间同位置温差1.7K，温度折算后温差3.825K，核对避雷器技术参数，按标准要求，经计算环境温度20℃，在220kV系统额定电压下运行，该避雷器故障时间应大于12min，避雷器在系统运行7d未故障原因为环境温度低，避雷器阀片超压运行的产热量与散热量出现短时间的平衡，判定为特危急缺陷，立即退出运行。220kV硅橡胶绝缘避雷器进水受潮发热图-4-a图4-b图-4-c避雷器停电试验数据相别绝缘电阻〔ΜΩ〕U1mA电压〔kV〕75%U1mA电压下电流〔µA〕A上节1330014917A下节12439.7∞B上节1420015020B下节1350015016表-4-a热像图特征及分析：A相避雷器上节均匀过热，以上中部温度最高，下节中部过热，上、下部温度偏低。本案A相避雷器上节最大温差6.6K，下节最大温差6.5K，判定A相避雷器下节进水受潮，上节过压发热，为危急缺陷。避雷器底座绝缘受潮绝缘下降，运行泄漏电流减小到其他避雷器的2/3，避雷器运行全电流、阻性电流检测，受底座绝缘劣化分流影响，避雷器电容电流减小，阻性电流与正常比略有增加。图-62-c为实验室模拟试验热像图，与现场拍摄的热像图一致，避雷器分压比上节承当运行电压80.13%，下节承当运行电压19.87%。故障避雷器节直流U1mA试验电压39.7kV，为初值的25.61%。故障节阀片33片，其中绝缘电阻1GΩ以上8片，200MΩ～500MΩ7片，20MΩ～200MΩ8片，20MΩ以下10片，绝缘电阻500MΩ以下阀片应认定为零值阀片，占故障节避雷器阀片总数的75.76%，与直流U1mA试验电压结果相对应。220kV避雷器进水受潮发热图-5-a图5-b避雷器带电检测试验数据比照日期主变220kV侧C相主变220kV侧A相阻性电流(mA)全电流(mA)阻性电流(mA)全电流(mA)0.0550.6470.0520.6470.8501.6630.2820.720表-5-a避雷器直流试验数据比照序号安装位置1mA下参考电压U1mA〔kV〕75%U1mA泄漏电流〔μA〕出厂值试验值出厂值现场试验值1A相上节151.112416.6(113.3kV)6(试验电压93kV)2A相下节151.615715.24(试验电压113.5kV)3C相上节151.67515.5(113.5kV)232(试验电压56.25kV)4C相下节151.715814.112(试验电压113.5kV)表-5-b热像图特征及分析：C相避雷器下节均匀过热，以上中部温度最高，上节上部过热，下部温度偏低。本案为12月12日环境温度-10℃拍摄的红外热像图，C相避雷器上节最大温差4.6K，下节最大温差3.6K，判定C相避雷器上节进水受潮，下节过压发热，为危急缺陷。停电试验C相下节直流U1mA电压由151kV降至75kV不合格，A相避雷器上节直流U1mA电压由151kV降至124kV不合格。220kV避雷器阀片受潮老化发热图-6-a图6-b避雷器运行中持续电流检测数据相别测试日期Ijsq(µA)I*(µA)Ir(µA)Ic1p(µA)A2011-4-266506211338792011-7-28650635150875B2011-4-266506201528762011-7-28650615179902C2011-4-26600550187772011-7-2860058988801表-6-a避雷器停电试验数据序号相别测试日期绝缘电阻MΩU1mA0.75U1mA泄漏电流1A相上节2011-7-30152162A相下节2011-7-30152213B相上节2011-7-3060000155194B相下节2011-7-302601292615C相上节2011-7-30152146C相下节2011-7-3015116表-6-b热像图特征及分析：热像仪不同距离温度一致性较差，调整温度范围设备至最清晰后目视热像图不能有效分辨避雷器过热位置，线温分析发现B相避雷器下节中部温度偏高。本案对红外热像仪距离影响温度一致性进展人为修正后，判定B相避雷器下节与A一样位置最大相间温差2.2K，为危急缺陷。本组避雷器同时进展的避雷器全电流、阻性电流测试，参数未见异常。220kV避雷器阀片受潮老化发热图-7-a图7-b避雷器运行中持续电流检测数据相别测试日期Ijsq(uA)I*(uA)Ir(uA)Ic1p(uA)A2011-4-26650611117862B2011-4-26650639178867C2011-4-2660056942802相别测试日期Ijsq(uA)I*(uA)Ir(uA)Ic1p(uA)A2011-7-28650618175840B2011-7-28800740301956C2011-7-2860059789839表-7-a避雷器停电试验数据序号相别测试日期绝缘电阻MΩU1mA0.75U1mA泄漏电流1A上节2011-7-3076000152242A下节2011-7-3015001401003B上节2011-7-306000152504B下节2011-7-304111352615C上节2011-7-30152146C下节2011-7-3015115表-7-b热像图特征及分析：热像仪温度一致性较差，调整温度范围设备至最清晰后目视热像图发现避雷器B相下节中部过热，线温分析发现B相、A相避雷器下节中部温度均偏高。本案对红外热像仪距离影响温度一致性进展人为修正后，判定B相避雷器下节与C一样位置最大相间温差3.9K，判定A相避雷器下节与C一样位置最大相间温差2.3K，均为危急缺陷。本组避雷器同时进展的避雷器全电流、阻性电流测试，B相阻性电流环比增长19%，A相参数未见异常。220kV避雷器阀片受潮老化发热图-8-a图-8-b图8-c避雷器运行中持续电流检测数据相别测试日期Ijsq(uA)I*(uA)Ir(uA)Ic1p(uA)U2011-4-26650601948432011-8-3650628120872V2011-6505921018292011-8-3650619126856W2011-4-26650609318452011-8-365061144863表2.1.热像图特征及分析：线温分析图中红色曲线为避雷器B相曲线。A相、B相避雷器上节中部温度均偏高，B相避雷器下节温度目视偏高于A相、C相下节，线温分析证实目视观察准确。本案A相、B相避雷器上节均异常发热，A相上节与C相上节比，温差2.1K，B相上节与C相上节比，温差2.2K，A相下节与C相下节比，温差0.2K，B相下节与C相下节比，温差0.6K，避雷器A相、B相上节阀片均受潮老化，B相避雷器阀片受潮老化最较严重，影响避雷器下节过热。220kV避雷器本体温度异常图-9-a图9-b热像图特征及分析：避雷器A相、B相上下节均比C相高，且下节温度高于上节温度，避雷器均匀发热，各节无突出温度异常区域。本案避雷器上节最大相间温差3.7K，下节最大相间温差4.8K，现场可见光照片〔图-67-b〕分析可知，避雷器本体温度异常为变压器散热气流影响。66kV避雷器阀片受潮老化发热图-10-a图10-b热像图特征及分析：红外热像仪不同距离温度一致性较差，距热像仪镜头近的A相避雷器温度较高，但B相避雷器距镜头处于中间位置，目视分辨温度仍高于避雷器A相，线温分析证实B相避雷器本体温度异常。本案采用了从不同方向拍摄红外热像图进展数据加权平均的方法修正仪器的温度不一致性，确定B相、C相避雷器中部温差2.8K，判定为危急缺陷。66kV避雷器阀片受潮老化发热图-11-a图11-b热像图特征及分析：A相避雷器中部温度较高，B相、C相避雷器温场分布均匀。本案避雷器间最大相间同位置温差3.5K，判定为危急缺陷。110kV避雷器阀片受潮老化发热图-12-a表-12-a热像图特征及分析：电网设备状态检测技术应用典型范例〔2014版〕信息显示避雷器C相下节本体温差3.0K，带电全电流、阻性电流检测，A相全电流0.939mA，阻性电流0.368mA；C相全电流1.387mA，阻性电流0.877mA。与B相比拟均出现较大增长。带电检测数据分析：以B相全电流数据为根底分析，A相增大24.7%，受潮节50%的阀片(13片~14片)受潮劣化；C相增大83.0%，受潮节75%阀片(20片~21片)受潮劣化。红外检测数据分析：由于在强日光辐射环境下检测，只有C相下节局部区域有3.0K的温差。按带电检测数据推导避雷器温场分布，应为C相下节1/4区域发热，C相上节超压运行整体发热，温差均在5.0K以上。A相进水受潮节1/2区域发热，温差5.0K以上，未进水受潮节超压发热，温差3.0K以上。强日光辐射条件下进展红外检测缩小了故障阀片发热的温差，掩盖了故障现象。另外避雷器热像图分析使用线温造成数据失准。110kV避雷器阀片受潮老化发热图-13-a图-13-b热像图特征及分析：电网设备状态检测技术应用典型范例〔2014版〕避雷器本体同位置温差7.3K，停电试验直流U1mA由140kV降至17.6kV，交流测试38kV电压下4.183mA。根据停电直流试验数据分析，避雷器87.5%的阀片受潮劣化，避开日光辐射红外检测并年息到环境温度20℃，相间最大温差将超过15K，避雷器进水受潮时间应较久。110kV避雷器阀片受潮老化发热图-14-a表-14-a热像图特征及分析：电网设备状态检测技术应用典型范例〔2014版〕2013-05-0913:49分红外检测，110kV避雷器发现A相比其他两相温度略高。2012-04-26避雷器带电检测，全电流、阻性电流正常，2012-10-09带电检测，避雷器A相全电流增长8.6%，阻性电流增长10.4%；2013-05-09带电检测，与2012-04-26检测数据比，避雷器A相全电流增长42.9%，阻性电流增长20.2%。带电检测数据分析：2012-10-09A相避雷器已发生进水受潮，避雷器又经过7个月受潮后运行，全电流、阻性电流均有增长，全电流增长的幅度大于阻性电流增长幅度。尽管在有日光辐射条件进展的红外检测，而且是在迎光侧拍摄的热像图，热像图仍可以看出A相中上部温度较高。检测人员按标准规定避开日光辐射进展红外检测，也没有使用分析软件对热像图进展分析。按本支避雷器进水受潮的开展和标准规定方法进展红外检测，最迟2012-10-09会发现避雷器进水受潮缺陷，温差3.0K以上。110kV避雷器阀片受潮老化发热图-15-a图-15-b表-15-a表-15-b热像图特征及分析：电网设备状态检测技术应用典型范例〔2014版〕**110kV化营变电站，2013-01-25日光辐射条件拍摄的110kV避雷器热像图，最高温度区应位于避雷器中上大局部区域，线温最大温差6.3K。电压致热温差修正乘系数1.82，常温下温差应为11.466K，应诊断为危急缺陷。2010-08-10避雷器带电检测，全电流、阻性电流正常，2011-01-25带电检测，避雷器C相全电流增长73.6%，阻性电流增长83.1%，带电检测也判断出避雷器进水受潮。避雷器停电试验数据分析：C相避雷器直流U1mA已从152.9kV降至21.7kV，86%阀片受潮劣化。0.75U1mA泄漏电流试验电压使用避雷器出厂或初次试验的U1mA电压，即152.9kV，应为114.675kV，故障避雷器U1mA试验电压已低至21.7kV，试验电压加不到114.675kV避雷器即会击穿或直流试验器跳闸，泄漏电流绝不会是98μA。尽管在有日光辐射条件进展的红外检测，热像图分析仍有6.3K的温差，检测人员按标准规定避开日光辐射进展红外检测，故障避雷器与正常避雷器温差15.0K以上。110kV避雷器阀片受潮老化发热图-16表-16-a表-16-b热像图特征及分析：电网设备状态检测技术应用典型范例〔2014版〕**220kV瑞仙变2号主变110kV侧避雷器热像图，A相中上部有一局部发热区域，热点温度36.1℃，同位置温差8.1K，应诊断为危急缺陷。避雷器带电检测，全电流为B相的2.4倍，阻性电流为B相的8.6倍。直流U1mA已从152.6kV降至100.2kV，34.3%阀片受潮劣化。0.75U1mA泄漏电流试验电压应为114.2kV，应远大于1000μA，试验单位现场试验是在U1mA100.2kV电压下直接测量0.75U1mA泄漏电流，数值错误。110kV避雷器受潮发热图-17表-17-a表-17-b热像图特征及分析：避雷器为瓷绝缘，热像图白天拍摄，B相本体局部温度较高，温差10.7K。带电检测B相全电流增长4倍，阻性电流增长17倍。解体检查，铁件腐蚀严重，避雷器根本上与外界贯穿，空腔沿面、金属件、绝缘件、阀片外釉面有大量水份，但各阀片绝缘电阻无均在10GΩ以上。故障原因为避雷器进水，瓷件内桶、绝缘件外表潮湿，绝缘劣化，但避雷器阀片由于运行自身发热防止的受潮劣化，热像图、带电检测数据所反响的是瓷件、绝缘件特性的变化。110kV避雷器本体温场异常图-18表-18-a表-18-b热像图特征及分析：避雷器红外检测分析，C相上部35.8℃，下部33.5℃，温差2.1K。停电试验直流U1mA试验电压下降4.9%，0.75U1mA泄漏电流430μA，避雷器更换。避雷器直流试验参数变化应为天气湿度增大，避雷器外表污秽沿外表泄漏增大导致的直流U1mA下降，0.75U1mA泄漏电流随试验电压下降呈近似线性下降，即下降较慢。运行中的避雷器发热热量会向上传导，避雷器上部温度要高于下部温度，避雷器热像图分析使用相间同位置进展温差比拟。主变35kV侧避雷器阀片受潮劣化发热图-19表-19-a表-19-b热像图特征及分析：电网设备状态检测技术应用典型范例〔2014版〕信息显示，主变35kV侧避雷器2013-12-2410:45红外检测，a相40.1℃，b相3.1℃，c相3.0℃，相间温差37.1K。a相避雷器全电流、阻性电流8个月增长近10倍，停电试验a相避雷器直流U1mA电压由77.7kV降至15.2kV，0.75U1mA泄漏电流360μA。根据停电直流试验数据分析，避雷器80.4%的阀片受潮劣化，0.75U1mA试验电压为避雷器出厂试验电压或初次试验的试验电压，应不低于58.275kV，故障避雷器U1mA试验电压已低至15.2kV，试验电压加不到58.275kV避雷器即会击穿或直流试验器跳闸，0.75U1mA泄漏电流已大到无法测量。110kV避雷器上部铁瓷结合部瓷套发热图-20表-20热像图特征及分析：电网设备状态检测技术应用典型范例〔2014版〕2支避雷器上部铁瓷结合部瓷套局部发热，相间温差5.3K，按DL/T664-2008标准避雷器本体温差0.5~1.0K规定，诊断为严重缺陷，停电试验避雷器参数正常，要求按受潮设备加强管理。本支避雷器为瓷套避雷器，避雷器阀片部位温场正常，仅上部铁瓷结合部瓷套局部发热，带电避雷器持续电流检测不能认定全电流、阻性电流异常，避雷器不存在进水受潮。应检查避雷器上部铁瓷结合部发热部位是否外表有杂质异物或外表污秽，配合停电进展瓷套超声检测，判断瓷套是否有裂纹。后停电涂抹防污涂料，热像图正常。110kV避雷器本体温场分布异常图-21-a图-21-b表-21热像图特征及分析：检测时间2011-9-2020:00A相与B相温差2.56K，C相与B相温差2.16K，型号：HY10W-100/260上次试验时间：2006-2-27。停电试验，鹿罗1317A、C相0.75U1mA泄漏电流超过100μA，认定存在严重缺陷退出运行。红外检测、停电试验数据分析：各支避雷器确实存在本体温度不一致的问题，如果有应与红外检测的初始数据或上次红外检测数据进展比照分析；本次检测温场分布根本均匀，不应是避雷器阀片受潮劣化；避雷器温场异常可能是进水绝缘件受潮绝缘降低，合成绝缘避雷器此种情况可能性不大；对应的避雷器绝缘阻值下降，可能存在外绝缘污秽影响；直流U1mA电压根本未变，说明避雷器阀片正常，规程规定直流U1mA电压、I0.75U1mA电流两个工程均超出规定方能认定避雷器不合格，一项不合格应查找原因，本组避雷器I0.75U1mA试验应加屏蔽比照。66kV故障避雷器实验室实验热像图图-22-a图22-b热像图特征及分析：加压初始时，避雷器阀片热点显现，本体温升稳定后，热像图与现场拍摄的一样，即故障避雷器中部温度较高。电容器、电抗器66kV并联电容器箱体局部发热图-1热像图特征及分析：电容器箱体侧面中上部局部发热。本案并联电容器箱体热点与其他电容器同位置温差9.7K，电容器已鼓肚，电容器内部电容极板击穿，为危急缺陷。66kV并联电容器箱体局部发热图-2热像图特征及分析：电容器组熔丝发热，电容器箱体局部发热。本案电容器组50号电容器熔丝上部接触不良过热，53号电容器上部温度比其他电容器同位置电容高2.9K，54号电容其他电容器同位置高3.3K。66kV电容器干式电抗器本体发热异常图-3热像图特征及分析：干式电抗器本体上部异常发热。本案干式电抗器B相上部同位置最大相间温差11K。组合电器110kV组合电器母线联接触头接触不良发热图-1热像图特征及分析：GIS母线触头接触不良处温度最高，气室筒壁上部温度比下部高，离接触不良触头越近温度越高。本案GISA相上刀闸母线气室的母联接处管壁最高温度61.3℃，母线管下部最高温度在48.5℃，B相母线管下部最高温度35.7℃，C相母线管下部最高温度34.2℃。最大相间同位置温度14.3K，A相刀闸上部母线端盖处管壁最大相间同位置温差为23.1K，判定为危急缺陷。220kV组合电器母线联接触头接触不良发热图-2热像图特征及分析：HGIS母线触头接触不良处温度最高，C相气室筒壁上部温度比其他相高7.1K，内部触头接触不良。气室翻开检查，发现为触头设计错误，触头、触指接触直径应正公差3.0mm配合，实际为负公差2.0mm配合。220kV组合电器母线联接触头接触不良发热图-3热像图特征及分析：HGIS母线触头接触不良处温度最高，A相气室右侧筒壁温度比垂直筒壁高8.7K，内部触头接触不良。气室翻开检查，触头、触指接触直径应正公差3.0mm配合，实际为负公差2.0mm配合。220kV组合电器避雷器气室温度异常图-4-a图-4-b热像图特征及分析：220kVGIS避雷器气室B相上部与其他相出现2.2K温差，超声检测诊断内部存在金属性放电。解体检测为避雷器下部连接处接触不良放电。电气设备连接、母线、引线连接变压器二次软连接发热图-1热像图特征及分析：变压器二次套管引出的软联接三相均过热，最高温度130℃。停电检查为铜铝过渡软联接片质量不良。66kVSF6开关联板与引线连接处过热图-2-a图2-b热像图特征及分析：SF6开关联板与引线连接处发热，热传导导致开关上基座、中腰基座过热。热像图分析，为开关联板与引线连接接触不良过热，见图-85-b。电流互感器一次接线端子接触不良发热图-3-a图-3-b图3-c热像图特征及分析：互感器一次引线连接处发热。红外检测时应同时拍摄过热处的近距离热像图，辅助判定发热的具体部位和原因。220kV电流互感器软连接固定金具发热图-4-a图4-b热像图特征及分析：电流互感器与硬母线软连接处上部局部点发热，与导体温差30.5K。可见光照片分析为软连接上部万向节构造的固定金具接触点发热，属分流负荷电流导致的固定金具接触点发热。处理方法应为将固定金具绝缘截断电流回路。66kVSF6开关联板及上基座过热图-5热像图特征及分析：SF6开关联板及上基座过热，最高热点为联板根部120.5℃，上基座最高温度97.9℃。停电检查为开关联板安装错误，导致接触不良根部过热，热传导开关上基座整体过热。220kV电流互感器设备线夹连线发热图-6-a图-6-b图6-c图-6-d图-6-e热像图特征及分析：线夹温度低于导线温度，最高热点位于线夹口外150mm～180mm处。线夹口处多股导线熔断，夹口外150mm～180mm处多股导线熔断并有金属熔化痕迹。为线夹体与导线接触不良，应判定为危急缺陷。停电检查，42股导线烧断12股，距离线夹50mm~250mm范围内的导线氢化发黄变脆。66kV母线"T〞型压接收发热。图-7热像图特征及分析："T〞型压接收整体过热，靠近"T〞型线夹的母线及"T〞型线夹扩张口处温度最高，为"T〞型线夹压接收与母线导线接触不良，判定为重要缺陷。220kV母线"T〞型线夹处发热图-8-a图8-b图-8-c图8-d热像图特征及分析："T〞型接线线夹附近多处发热，最热点为导线破股处，其次是"T〞型线夹喇叭口，引线导流联板与线夹联接处温度比导线温度高。发热原因为母线导线与"T〞型线夹接触不良。母线"T〞型线夹与母线接触不良发热图-9热像图特征及分析：线夹温度低于导线局部发热的温度，母线螺旋状发热，开展下去导线将逐根发生烧断，最后导线烧断吞事故。导线与线夹接触接触不良发热缺陷性质的判定标准要求较严，也是变电站母线或引流线断线的主要故障原因，危害程度远大于一般线夹与线夹联接处过热。66kV母线"T〞型接线线夹发热图-10热像图特征及分析："T〞型接线线夹与母线联接处过热，为母线与"T〞型线夹接触不良。停电检查发现20%母线断股。220kV阻波器引线"T〞型线夹发热图-11热像图特征及分析："T〞型线夹与引线联接处过热，应为导线或母线与线夹接触不良。停电检查发现30%母线断股。220kV隔离开关引线与压接线夹发热图-12-a图12-b热像图特征及分析：引线导线压接收发热及其引线大范围发热，其最热点位于压接收外100mm~150mm处，最高热点温度比设备线夹本体高14K，最高热点同位置最大温差34.1K，为压接收与引线接触不良，判定为严重缺陷。停电检测，导线与压接收接触电阻1141μΩ，为正常值的数十倍。图-95-b为压接收解体内部锈蚀情况。66kV隔离开关引线烧熔断股导线发热图-13-a图13-b热像图特征及分析：导线局部发热。可见光照片，至少3股导线烧熔断、过热导线2股氧化颜色变浅。原因为压接收与导线接触不良。220kV母线线夹压接不良发热图-14热像图特征及分析：导线局部发热。可见光照片，导线断股点、破股点对应导线发热部位，各点最高温度为109.1℃、130.8℃、118.3℃，为导线压接收接触不良。220kV母线线夹压接不良发热图-15热像图特征及分析：母线多处局部发热，为导线压接收接触不良。220kV母线线夹压接不良发热图-16热像图特征及分析：母线"T〞型线夹附近导线比线夹本体温度高，导线呈螺旋状发热，为导线与线夹接触不良。目前最高温度21.1℃，温差11.7K，核对负荷情况，如为较轻负荷状态下检测，可诊断为严重缺陷。66kV干式电抗器中性线T接线夹过热图-17-a图17-b图-17-c图17-d热像图特征及分析：66kV干式电抗器中性线T接线夹发热，线夹口导线最高温度135.2℃，线夹本体温度104.7℃，为导线与压接收接触不良。解体检查，线夹内导线外层24股至少有15股接触不良导线与线夹发生电蚀。66kV避雷器上接线端子过热图-18热像图特征及分析：三相避雷器上接线端子均发热。本案为变电站避雷器引线连接工艺错误，导致避雷器接线端子发热。10kkV母线与电流互感器联接处接触不良发热图-19热像图特征及分析：铝母线与电流互感器联接螺栓处发热。本案最高热点温度73.8℃，原装设的测温腊熔化，分析大负荷时接点温度更高。电容器组SVC电容器发热图-19-a图-19-b热像图特征及分析：动态无功补偿装置(SVC)A相一支电容器本体严重发热，同比温差30.5K，诊断为危急缺陷。建议将红外检测报告立即转制造商，准备备品安排尽速更换，防止电容器元件故障导致的更大事故。变电站二次结线箱变电站现场二次结线箱端子接触不良发热热像图特征及分析：变电站出线间隔电流互感器二次回路端子发热，温差9.2K变电站二次结线箱端子排端子发热图1-2热像图特征及分析：热像图特征及分析：变电站66kV母差结线箱××线接线端子A330：4.2℃，C330：4.0℃，其它端子：0.1℃，最大温差3.9K，二次回路中电流应为2.29A。现场检查为接线端子未紧固，螺丝紧了4圈多方到达紧固。变电站控制屏二次结线端子接触不良发热热像图特征及分析：变电站控制屏二次结线端子接触不良发热，温度约75℃，同位置温差30K。电站站用电系统变电站现场二次结线箱端子接触不良发热图2.1.12-1-a图2..1.12-1-b热像图特征及分析：变电站变电站站用电交流系统熔断器保护内部过热。变电站现场二次结线箱端子接触不良发热图2..1.12-2-a图2..1.12-2-b热像图特征及分析：变电站现场结线箱内站用交流回路开关闸口、端子接触不良发热，闸口温差15.7K，下出线温差31.5K。变电站控制屏二次结线端子接触不良发热z图2..1.12-3-a图2..1.12-3-b图2..1.12-3-c图2..1.12-3-d热像图特征及分析：变电站主变站用电结线箱开关、结线端子接触不良发热，温差30K。输电设备架空线路220kV变电站进线门型构架空地线耐张线夹发热图-1热像图特征及分析：架空地线耐张线夹联接处发热。热像图分析，热点为耐张线夹与门型构联接的"U〞形螺栓联接处，最高热点温度113.3℃，相邻同类线夹温度-9.4℃，为架空地线感应电流在联接处电弧放电。判定为危急缺陷。本案于缺陷判定当日带电处理，检查发现耐张线夹与门型构联接的"U〞形螺栓联接处有明显电弧放电烧灼痕迹。500kV复合绝缘子芯棒发热图-2-a图2-b图-2-c热像图特征及分析：500kV复合绝缘子下数第5个大伞附近，远距离热像图显示存在8.0K温差，近距离热像复合绝缘子下数第3个大伞至第9个大伞间芯棒均存在发热现象，以第5个大伞处温度最高，温差30.1K。为第5个大伞处芯棒绝缘放电击穿，棒体进水受潮发热，芯棒粉化、玻璃纤维松散失去聚合能力。图-2-c为500kV复合绝缘子运行中断裂的断面照片。500kV复合绝缘子芯棒发热图-3-a图-3-b热像图特征及分析：500kV合成绝缘子近距离红外检测，绝缘子下部有9个伞裙发热，最高热点与绝缘子正常部位温差43.6K。更换后解剖检查，从导线第一个伞到第九个伞之间护套和芯棒损坏严重，伞裙内的护套局部出现粉化，芯棒粉化起毛，13与14伞之间的穿孔已贯穿护套。500kV复合绝缘子芯棒发热图-4热像图特征及分析：500kV合成绝缘子近距离红外检测，下数第10个大伞处芯棒处发热区温度最高热点41.4℃，与绝缘子正常部位温差18.7K。220kV复合绝缘子端部发热图-5-a图5-b热像图特征及分析：220kV复合绝缘子端部密封不良进水发热，温差5.0K以上。500kV线路复导线间隔棒绝缘不良发热图-6热像图特征及分析：500kV线路复导线间隔棒绝缘不良发热，温差36.49K。220kV复导线耐张拉杆端部发热图-7热像图特征及分析：220kV线路复导线耐张拉杆端部连接处发热，温差65.22K。发热原因为复导线电位差平衡电流导致金具连接处发热。220kV架空地线联接线夹接触处发热图-8热像图特征及分析：架空地线线夹联接处发热，联接点温度270.61℃，下侧绝缘子击穿，地线感应电压接地电流导致的联接多处发热。电缆线路66kV电缆终端头铜屏蔽、金属外护套引出线接头处发热图-1-a图1-b热像图特征及分析：电缆终端铜屏蔽、铝波纹外护套接地引出线绝缘包裹处过热。本案发热点与其他电缆同位置温差16.4K。停电检查，电缆铜屏蔽、铝波纹外护套接地引出线未采用焊接工艺，引出线联接处氧化接触不良过热，充填绝缘胶熔化、变形。66kV电缆终端头铜屏蔽、金属外护套引出线接头处发热图-2-a图2-b热像图特征及分析：电缆终端铜屏蔽、铝波纹外护套接地引出镀锌软铜线与接地螺栓联接处过热。最高热点温度80.19℃，与电缆本体外绝缘温差75.85K。登杆检查，接地螺栓严重锈蚀。66kV电缆终端头铜屏蔽、金属外护套引下线接头处发热图-3热像图特征及分析：电缆终端铜屏蔽、铝波纹外护套接地引下线与接地螺栓联接处过热。接点温度79.2℃，温差58.8K。66kV线路避雷器受潮或阀片劣化发热图-4热像图特征及分析：B相避雷器中上部本体最大温差1.9K，判定为严重缺陷。更换后试验，避雷器直流U1mA电压由145.2降至83.2kV，降低了42.7%。110kV电缆终端头根部发热图-5-a图5-b热像图特征及分析：电缆终端头根部异常发热。本案发热处与电缆终端头中上部温差2.9K。解体结果，电缆头下部硅油中有较多杂质沉积，树枝状放电超过1/2锥体(见图-5-b)，电缆头制作工艺质量不良。110kV电缆终端头下部发热图-66-b图-66-d热像图特征及分析：110kV电缆终端头下部多相异常发热，A相上部温度17.31℃，中部16.71℃，下部20.81℃，温差4.1K；B相上部温度17.90℃，中部17.31℃，下部19.43℃，温差2.12K。本案发热处与电缆终端头中上部温差2.9K。解体检查，电缆头应力锥下部出现区域性放电(图-6-c标识区域)，放电原因确定为电缆终端头的外绝缘套同径小，局部电场强度分布出现畸变，应力锥下部外侧局部(放电)发热痕迹。110kV电缆终端头套管中部发热图-7热像图特征及分析：电缆终端头套管中部过热。本案发热处与电缆终端头下部套管温差2.1K，翻开检查电缆终端头顶部密封不严进水。66kV电缆终端电缆本体固定线夹处发热图-8-a图8-b图-8-c图8-d热像图特征及分析：电缆终端头以下电缆本体与杆塔固定处过热，相间同位置温差上线12.56K、中线25.75K，一个月后检测，中线电缆固定点处最大温差增大至56K，数天内电缆本体发热点绝缘击穿，系统B相100%接地。35kV电缆终端头及应力锥处发热图-9热像图特征及分析：电缆