前　言
　　架空高压输电线路是电力系统的动脉，其运行状态直接决定电力系统的安全和效益，在华东、华中和广东曾经发生过高压架空线路掉线事故。而红外检测具有远距离、不停电、不接触、不解体等特点，给电力系统线路状态监测提供了一种先进手段，但是目前我国对线路等的检测经验还较少，没有相应的国家标准。为此，本文就红外热像仪在线路红外检测时，警界温升法［1］和相对温升法［2］的不足进行了分析。结合试验情况，提出了绝对温差判别法，并对高压输电线路缺陷情况进行了探讨。

1　高压线路红外检测的故障判别方法
　　文［1］中提出用发热点相对环境温度的温升来判断热缺陷，并给出了对不同负荷电流下不同导线接头过热的警界温升表，当被检测点对环境温度的温升大于表中所规定的警界温升时就认为有缺陷，并按表中的警界温升确定缺陷种类，这种方法简单、直观、实用性较强，但是在线路红外检测时存在以下不足：
　　1) 对于架空高压输电线路，由于条件限制，不可能准确测量线路周围的环境温度、湿度、风速以及检测距离，一般采用地面环境温度、湿度、风速作线路的环境参数，估计检测距离，这样所测得的发热点相对环境温度的温升存在误差，必然带来热缺陷判断的误差；
　　2) 对于高压直流和交流线路，即使相同材料、相同环境条件，由于集肤效应和邻近效应，在相同负荷电流情况下，交流线路的发热应比直流严重，而文［1］中只根据导线型号和负荷电流来规定警界温升是有局限性的；
　　3) 不同设备、不同材料的发热特性各不相同，在不同条件下的允许温升应各不相同，例如在有太阳辐射时，会在被检测对象上附加一定的温升，这时的警界温升显然应与没有太阳辐射时的不一样，显然，简单地采用这种方法来分析热缺陷并不方便、准确。
　　《带电设备红外诊断技术应用导则》对电流致热型设备的热故障判别提出用相对温升判断法，该方法通过分析相对温差与接触电阻的变化关系，依托电力行业标准《电力设备预防性试验规程》(DL/T596)中对接触电阻的规定［3］，确定了分析电流致热型设备热缺陷的相对温升判据。这种方法从发热的内在原因出发确定判断方法，克服了一些环境因素及负荷电流等对测量结果的影响，对电力设备的红外诊断具有指导性，但是对于线路的红外检测，该判据存在不足：
　　1) 目前我国还没有对运行中的线路金具接触电阻的定量的国家标准，该导则中所依托的电力行业标准《电力设备预防性试验规程》中也无规定，因此难以确定相对温差判断标准；
　　2) 该导则和文［2］中对断路器、开关以外的所有其它导流设备的相对温升判断标准与隔离开关相同，而隔离开关的接触电阻要求与线路金具的接触电阻要求不一样；
　　综上分析，并参考有关国家标准和国内外经验，在满负荷时(不是额定负荷时，一般的红外热像仪可折算到额定负荷)，对高压线路发热判别取ΔT超过5℃时可认为有轻微接触隐患(一般热缺陷)，ΔT超过15℃即为重大缺陷，ΔT超过40℃即为紧急缺陷。由于测量等各方面的误差，ΔT判断缺陷界限值不是绝对的，要根据测量情况具体分析。
　　按照上述判断标准，在实际检测中判断热缺陷效果较好，需要指出的是，由于目前国内无相应的国家标准，对输电线路红外检测的经验还很少，处在摸索阶段，有待进一步研究。
　　
2　高压线路易发生缺陷部分及原因分析
　　根据大量红外检测结果来看，高压线路中线路金具的热缺陷较多，集中在耐张线夹、四分裂变三分裂连接导流板、跳线线夹、接续管等机械连接部分，见图1～6。图1中参考点温度38℃，最高温度265℃；图2参考点温度38℃，最高温度92℃；图3参考点温度24℃，最高温度60.9℃；图4参考点温度17℃，最高温度24.5℃；图5参考点温度22.8℃，最高温度27.5℃；图6参考点温度25℃，最高温度35.4℃