崔 明,贾 晨,王 朔,张敬武

(1.吉林省电力有限公司电力科学研究院,长春 130021;2.长春供电公司,长春 130021;3.大唐长春第三热电厂,长春 130021)

电气设备载流导线与压接线夹、设备线夹接触不良发热,是造成导线烧断事故的主要原因之一,而电气设备接点接触不良发热故障是电力设备电流型致热的主要故障。在接点接触不良导致的发热故障中,对电网安全运行威胁最大的是导线与压接线夹、设备线夹接触不良故障。2012年10月下旬,吉林某发电厂及时发现并处理了导线与设备线夹接触不良发热的典型案例。本文对本起故障的形成和发展结合实验室试验数据进行分析,并介绍了类似的案例,提出了导线与线夹接触不良故障的红外热像特征和缺陷性质认定判据调整意见。

1 故障发现

2012年 10月 22日,吉林某发电厂进行特殊气象条件下红外检测时发现220 kV RSY线U相套管设备线夹附近导线多处过热,东侧导线最高热点温度 31.0℃,同位置温差 17.0 K,发热导线热像呈螺旋状,西侧导线发热股较少,发热集中在 1至 2根导线上,且 2根导线可见多处断股,诊断为导线与线夹严重接触不良,判定为危急缺陷,建议安排停电处理。 RSJ和 RSY线导线型号皆为 JL/G1A-500/45,双导线联接,套管线夹为 U形线槽,导线直接放入线夹线槽内,上敷压豆使用双 U形螺栓紧固。运行方式:1号机组单机运行,负荷 125 MW,RSJ和RSY线并列运行,RSY线电流 105 A。

2012年 10月 24日,环境温度 8℃,1号机组负荷增加至286 MW,RSY线电流330 A。红外检测 U相套管设备线夹附近东侧导线最高热点温度 94.6℃、同位置温差 77.4 K(见图1),东侧导线上有放电亮点。RSY线未退出运行前,运检人员每小时对故障点进行一次红外检测。 10月 30日 8时左右,环境温度5℃,2号机组并网带负荷,1、2号机组负荷520 MW,RSY线电流 620 A。红外检测 RSY线 U相套管设备线夹附近东侧导线最高热点温度 143.9℃,同位置温差 138.0 K,2根导线断股均有增多,当即将 RSY线退出运行。 10月 31日,RSY线 U相套管整条回路导线完成更换。

图1 2012年 10月 24日红外热像分析图

2 导线与线夹接触电阻测量及解体检查

2.1 接触电阻测量

220 kV RSY线 U相套管引线、设备线夹更换过程中,对更换前后的导线与线夹接触电阻进行测量,新导线与线夹的平均接触电阻为 11.8μ Ω,更换前 RSY线 U相套管东侧导线与线夹及导线层间的接触电阻合计为 178.3μ Ω,为新导线与线夹平均接触电阻的15.11倍;更换前 RSY线 U相套管西侧导线与线夹及导线层间的接触电阻合计为71.3μ Ω,为新导线与线夹平均接触电阻的6.04倍。

2.2 解体检查

导线型号为 JL/G1A-500/45,采用双分裂结构,单根导线铝芯共 48股,外层 22股,邻外层 16股,内层 10股,钢芯 7股。

东侧导线断 12股 ,外层导线断 11股,邻外层导线断1股。其中1股断在线夹内部,1股在线夹根部;距线夹100～180 mm内断7股,距线夹270 mm处断1股,距线夹 500 mm处断 2股:断股率 25%。

西侧导线断 8股,均为外层导线断股。距线夹100～180 mm内断 6股,距线夹 350 mm处断 1股,距线夹500 mm处断1股:断股率16.67%。导线断股均呈热熔状态。外层多股导线过热,表面呈铝高温氧化后的黄色。线夹与外层导线接触面,导线严重电蚀。线夹内各层导线接触面,导线存在不同程度的电蚀现象。

2.3 导线抗拉强度试验

外层过热变色导线的单股平均抗拉强度为 70 MPa,远低于 GB 1179— 2008《圆线同心绞架空导线》中不小于160×95%MPa的抗拉强度要求。外层未过热变色导线的单股平均抗拉强度为 158 MPa,也不能满足 GB 1179— 2008要求。邻外层导线的单股平均抗拉强度为 171 MPa,内层导线的单股平均抗拉强度为 167 MPa,满足 GB 1179— 2008要求。

2.4 单线的电阻率试验

单线的电阻率 28.179 n Ω· m,满足 GB 1179—2008中 不大 于 28.264 n Ω· m的 电 阻 率要求。

3 相关案例及模拟试验

3.1 相关案例

a.220 kV隔离开关引线压接管接触不良发热。某220 kV变电站例行红外检测,发现一 220 kV间隔内隔离开关引线发热,其温度最高点位于距压接管口约100 mm的导线上,最高热点温度48.0℃,同位置温差 34.1 K,导线压接管、设备线夹连接处温度最高温度34.0℃,比导线最高热点低 14.0 K,为压接管与导线接触不良。停电处理测量压接管与导线的接触电阻为 1 141μ Ω,等长导线电阻为 11μ Ω,压接管解体检查发现导线、压接管表面严重氧化变黑。经计算,故障状态下系统短路电流0.65 s即能将线夹及压接管内导线全部熔化。

b.66 kV隔离开关引线压接管接触不良发热。某 220 kV变电站 66 kV例行红外检测,发现一 66 kV间隔内隔离开关引线异常发热,导线最热点温度116.2℃,距压接管口约 120 mm,第 2热点温度77.9℃,距第 1热点约 70 mm,压接管本体 29.7℃,参考体温度 6℃,导线最高热点处外层 1股导线熔断,2根导线过热变色,导线的第 2热点为外层导线绕回至面对红外热像仪一侧位置,为压接管与导线接触不良。

c.220 kV间隔人字引导线 T形线夹接触不良过热。某220 kV变电站220 kV电流互感器人字引导线 2处发热,导线最高热点温度 42.57℃,距 T形线夹压接管约 50 mm,导线的第 2热点为外层导线绕回至面对热像仪一侧位置,距第 1热点约 120 mm,T形线夹压接管本体最高热点温度 30.16℃。为 T形线夹压接管与导线接触不良。

d.220 kV间隔隔离开关间人字引导线断线。某220 kV变电站 220 kV间隔 U相东、西隔离开关间人字引导线正常运行时距 T形线夹约 100 mm处导线熔断,2台主变压器二次主断路器跳闸,母线全停。熔断导线断口整齐,钢芯断口各股呈金属熔化后拔丝的锥状。人字引导线型号为JL/G1A-185/25,钳压压接工艺。测量导线熔断后压接管与导线的接触电阻为 57μ Ω。

3.2 模拟试验

某220 kV变电站发生220 kV设备人字引导线熔断事故后,使用原人字引同型号旧导线采用原压接工艺模拟T形线夹压接管接触不良状态和正常接触状态两种模式联接导线,测量长度 150 mm,导线电阻为23μ Ω,模拟故障试品线夹与导线的电阻为27 μ Ω,试品线夹与导线的接触电阻略大于导线电阻值。实验在两试品同时连续施加400 A交流电流60min,拍摄热像图进行分析。 T形线夹与导线接触不良热像图见图2,模拟试验导线红外热像图及温度场分布曲线见图3。模拟试验红外热像图分析如下。

图2 T形线夹与导线接触不良热像图

图3 模拟试验导线红外热像图及温度场分布曲线

a.线夹与导线接触不良温度场为线夹温度较低0 mm处(40℃),线夹外导线温度迅速上升,到线夹管口处(150 mm处)105℃,300 mm处导线最高热点温度达到117℃后温度略有下降;600～1 800 mm导线温度稳定在103℃左右;1 800～3 000 mm导线温度缓慢下降;到3 300 mm线夹管口处导线温度下降至 44℃;到 3 450 mm线夹处温度 33℃(见图3)。

b.线夹与导线接触不良,其发热区域为线夹与导线的接触部位,热量由接触部位分别通过线夹截面向线夹表面传导和通过导线截面向导线轴向传导。前者提高了线夹温度,后者提高了导线温度。由于线夹表面积较大,散热较好,温度相应较低。由于导线表面积比线夹表面积小,线夹外导线远比线夹内导线松散,所以导线的线芯向导线表面传热能力远小于线夹芯线向线夹表面传热。因为温度是由高向低传导,所以距离线夹较近导线的热量向表面温度较低的线夹传导,因此靠近线夹的导线温度较低,于是形成了导线最高热点不是在线夹本体和线夹压接管口的导线上。 3.1d中变电站220 kV间隔 U相东、西隔离开关间人字引导线正常运行时距 T形线夹约 100 mm处导线熔断,与模拟试验导线热场分布吻合。

c.模拟试验为新的压接试品,虽然使用了与现场熔断导线型号相同的导线和线夹,但设置的缺陷与长时间运行形成的缺陷有一定差别。

4 结论

a.无论采用何种工艺完成的导线与线夹联接,当导线与线夹接触不良时,其温度最高区域不在线夹本体,而在距线夹约 30～300 mm的区域内,这一规律与文献[1]中规定的“线夹或接头接触不良,以线夹和接头为中心的热像,热点明显”的定义不符。

b.导线经长时间运行各层、各股导线表面氧化,股、层间电流转移的能力下降。现场大量线夹与导线接触不良的红外热像图细化分析时,均会发现导线温度高于线夹温度,相当部分红外热像图导线温度场呈等间距螺旋状。线夹与导线联接结构,导线温度高于线夹温度、导线热像呈等间距螺旋发热是线夹与导线接触不良的2个主要热像特征。

c.外层导线单股或数股过热熔断主要集中在距线夹管 100～180 mm范围。

d.线夹与导线接触不良缺陷形成的原因为,设备长时间运行后,导线与线夹联接的结合部有雨水等水分渗入,水中的盐分使水具备电解功能,特别是发电厂排除的二氧化碳等酸性气体增大了水中的电解液浓度,线夹与导线金属成分不能完全相同,材料接触面电化腐蚀情况严重。