110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作

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110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作(一)
单相接地故障引起的主变差动保护动作分析

单相接地故障引起的主变差动保护动作分析 作者:吕天石

来源:《电子世界》2012年第20期

【摘要】线路单相接地是小电流接地系统中常见的一种故障,而两点接地作为一种故障形式也屡见不鲜。文章总结了两点接地故障情况下线路保护的动作情况,从而根据实际故障事例进一步探讨分析单相接地故障引起主变差动保护动作的原因。

【关键词】单相接地;小电流接地系统;差动保护动作

1.引言

在小电流接地系统中,单相接地是一种常见故障。对输电线路而言,单相接地故障的接地点和大地之间不能形成电流回路,故障线路的线电压大小不变且相位对称,因此线路保护不会动作,从而大大提高了供电可靠性。但是随着近年来配电网络的日益复杂,系统中两点接地故障引起的线路保护动作跳闸时有发生,甚至在一些特殊情况下,系统的单相接地故障还会引起主变差动保护的动作。

2.两点接地故障线路保护的动作情况【110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作】

2.1 过电流保护

【110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作】

电力系统中,当输电线路发生相间短路故障时,短路点的电流远远大于负荷电流,利用短路时电流迅速增大(超过整定值)的特点构成的保护就是过电流保护。过电流保护具有简单、可靠,并能快速切除故障的优点,因此在35千伏及以下的小电流接地系统中广泛使用。

2.2 两点接地两相式保护动作情况分析

在小电流接地系统中,当线路发生单相接地故障时,不会产生大的接地电流,只有很小的电容电流存在,故障线路的线电压大小不变且相位对称,因此线路保护不会动作,且规程允许故障线路继续允许2小时。但此时,非故障相的电压升高至倍,对系统的绝缘将构成威胁。而当不同线路不同相别的两点同时发生接地时,就会形成两点接地短路,造成线路保护动作跳闸。在实际运用中,小电流接地系统的过电流保护通常采用两相不完全星形接线方式,而为了提高供电可靠性,若发生两点接地故障,只需切除一个故障点。但是,由于两相不完全星形接线方式下B相没有装设电流互感器,这就使得不同线路不同相别两点接地时保护动作情况产生差异[1]。

如图1所示,线路1的A相接地,线路2的B相接地,由于A相装有电流互感器而B相没有,那么线路1的保护将动作跳闸,线路2保护则不动作。同理可以归纳出其他情况下线路保护的动作情况,如表1所示。

3.单相接地引起的主变差动保护动作【110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作】

2011年4月,笔者所在的一座220千伏变电站2号主变35千伏侧套管引线处发生单相接地故障,在处理故障期间,该主变所在35千伏副母线上一条线路和2号主变同时跳闸。

3.1 系统运行方式及保护动作情况简介【110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作】

如图2所示,该站220千伏、110千伏和35千伏均为双母线接线。2号主变2502、702、302开关分别运行于220千伏、110千伏、35千伏副母线,35千伏319线运行于35千伏副母线。主变配置两套国电南自的PST-1200型差动保护装置,35千伏线路配置一套国电南瑞的RCS-9621保护装置。

2011年4月12日18时30分左右监控通知,35千伏副母线B相发单相接地告警。运维人员至现场检查发现,2号主变35千伏侧套管至2号主变3023闸刀间B相引线断裂跌落在地,如图2中故障点①,运维人员立即将故障情况汇报调度。在等待调度发令隔离故障点操作期间,运行于35千伏副母线上的319线保护动作跳闸,与此同时,2号主变第二套差动保护动作出口(第一套启动未出口),主变三侧开关跳闸。319线RCS-9621保护装置报文显示:19时42分19秒846毫秒,过流I段保护动作出口,AB相故障,故障电流21.83A;2号主变第二套PST-1200保护装置报文如表2所示。

3.2 保护动作行为分析及故障判断

如果只是接地点①处发生单相接地故障,由于该故障点在主变差动保护范围内,线路保护首先不可能动作,而对于差动保护[2],由于小电流接地系统单相接地时的特性,即便故障点在差动保护范围内,也不会破坏差流平衡,保护也不会动作,因此,一定还存在另外的故障点。作以下两种考虑:

考虑一:主变差动保护范围内存在相间短路故障,同时319线路上也发生相间短路故障。现场在主变差动范围内只有一处明显的故障点①,如果是差动保护范围内存在相间短路故障,那么就只可能存在于主变内部,这样再加上319线路的短路故障,就存在3处故障点,并且我们注意到,主变差动保护和319线路保护几乎同时动作,这就意味着319线路的短路故障与主变故障要同时发生,这种情况出现的概率非常小。

考虑二:319线路A相或C相发生接地故障,与已经存在的故障点①构成两点接地短路。故障点①处接地发生时,35千伏系统非故障的A、C两相相电压升高至倍,如果此时319线路上A相或C相存在绝缘薄弱点,那么就有可能因为相电压的升高而被击穿,这样就会形成前文所述的两点接地短路故障,如图2中故障点②处。此时,故障点①处的单相接地转变为相间短路故障,差动保护差流失去平衡,差动保护动作,319线路也因为相间短路故障而跳闸。

3.3 故障点的查找及处理

110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作(二)
一起110kV主变差动保护动作的分析

一起110kV主变差动保护动作的分析

摘要:当变压器等设备发生一系列较为复杂的故障后,若继电保护工作人员对于故障点的位置以及具体发生原因无法进行及时准确的判断,就会导致在后续工作的开展过程中为相关问题的反措等环节带来了一定程度的阻碍,影响设备及系统的正常运转。所以笔者认为有必要对一些实际案例进行分析探讨。

关键词:差动保护 主变区内外故障

【110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作】

一、系统的运行方式以及保护配置

实际一次系统运行主接线方式如下图1中所示:

图1:一次系统运行主接线方式

(一)110kV变电所B使用双母线接线方式,将甲线连接到110kV的I段母线,并且设置于运行状态,其主要供电电源来自220kV变电所A,而乙线连接到110kVII段母线,并同样设置于运行状态,其主要的供电电源来自220kV变电所C。其中110kV #1主变和110kV #2主变处于分裂运行方式, 110kV母联开关以及10kV母联开关处于热备用状态。

(二)主要终端变为110kV的变电所B,在110kV变电所B并不配置任何线路保护设备;其中对两台主变压器分别配置差动保护、高后备保护、低后备保护和非电量保护措施,而对于差动保护措施,其二次电流分别采自110kV线路以及主变压器10kV侧3相的电流互感器,当差动保护产生动作时,变压器两侧两台断路器同时跳开。而在10kV的线路上主要配置微机线路保护装置一套,在线路进行单相接地时保持不动作状态,发生相间故障的同时发出信号并且跳开对应线路的断路器。

【110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作】

(三)在110kV变电所B两侧(110kV以及10kV侧)分别安装备用电源自投装置一套,使得110kV的两段母线间以及10kV两段母线间可以起到相互暗备用的作用。

二、事故的发生以及动作的过程

在2008年11月07日02点22分,110kV变电所B的#2主变差动保护动作,将110kV的乙线以及#2主变10kV侧断路器跳开,而110kV的备用电源自投装置因为受到#2主变的差动保护动作产生的信号闭锁备自投而保持无动作状态,而10kV备用电源自投装置产生备自投动作,合上10kV母联开关,通过#1主变恢复对于10kVII段母线供电,差动保护动作后进行的所有过程都符合保护装置

110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作(三)
一起110kV变电站主变差动保护跳闸的分析

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一起110kV变电站主变差动保护跳闸的分析

作者:曾生健

来源:《科技创新与应用》2014年第36期

摘 要:论述某110kV变电站1号主变由于主变低压侧避雷器故障引起主变差动保护动作的故障,并对故障进行了分析及对策探讨。

关键词:主变;差动保护;避雷器;故障分析

变压器是电力系统中最重要的设备之一,它的正常运行与否直接影响电力系统的安全稳定运行。主变差动保护是变压器的主要保护手段;基本原理是反应被保护变压器各端流入和流出电流的差,在保护区内故障,差动回路中的电流值大于整定值,差动保护瞬时动作;而在保护区外故障,主变差动保护则不应动作,其主要反映变压器内部相间故障、高压侧单相接地短路及匝间层间短路故障,其保护范围亦涵括变压器各侧电流互感器之间的一次电气部分。本案例发生在某110kV变电站,雷雨天气时,由于主变低压侧避雷器故障,产生的不平衡电流使主变差动动作。

1 故障前110kV变电站系统运行方式

某110kV变电站正常运行情况下:有110kV、35kV、10kV三个电压等级,事故当天,运行方式为:该变电站110kV 152开关热备用,110kV 153开关运行,通过110kV分段112开关110kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行。1、2号主变并列运行。35kV、10kVⅠ段、Ⅱ段母线并列运行。

2 事件经过

×年×月×时58分,该站主控室警铃喇叭响,控制屏“差动保护动作”光字牌亮,1号主变三侧断路器绿灯闪光,1号主变三侧负荷指示为零,保护装置显示:差流越限告警信息。1号主变RCS-9671B差动保护装置动作信息:X年X月X日21:01分09MS,1号主变比率差动动作。动作电流5.51Ie,相别为BC。1号主变差动保护跳110kV101、35kV501、10kV901开关。

3 事故处理检查情况

二次检修班负责人接到地调通知该站1号主变差动保护动作情况后立即出发到达现场。经检查1号主变保护装置故障报文为BC相短路,比例差动动作,故障电流5.51倍Ie,动作时间X月X日21时01分。故障录波装置报文BC相电流、电压发生突变。检修人员对1号主变及

110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作(四)
110kV变电所1#主变压器失压高、中、低压三侧跳闸故障分析

  摘 要:随着我国经济发展水平的不断提高,电力行业得到了显著发展,但是随着电网结构布局日渐复杂,电力系统的稳定性开始降低,为了确保用电安全,使电力系统运行更为稳定,就要做好对电力系统故障的检查与修补。文章针对110kV变电所的1#主变压器失压高、中、低压三侧跳闸故障进行具体分析,并提出了一些故障防范措施,希望能够为相关部门提供一些借鉴。

  关键词:110kV变电所;变压器;跳闸故障分析;电力系统安全
  通常来说,电力系统中变压器故障发生率较低,但因为某些因素发生故障以后,将对整个电力系统的稳定运行造成威胁,对有序供电造成相应影响,并且,变压器是变电站中的关键设备,故障发生以后对其的维护较为复杂,容易为相关部门造成较大的经济损失。由此,做好对110kV变电所的1#主变压器失压高、中、低压三侧跳闸故障分析,是确保电力系统安全、稳定运行的关键。
  1 故障案例
  在某市电力系统中,因为某些原因海努克110kV变电站1#主变压器发生了三侧跳闸故障,经过值班人员的仔细排查发现因为1#主变器在高压一侧出现了开关过流,致使ii段的i时限的保护动作出现了故障,引发了设备跳闸,其中,动作电流为ia=6.78a,ib=5.05a,ic=3.14a。跳闸故障发生以后,调度中心的工作人员对此做出了及时处理,将原来的主变转变为3#主变,但是鉴于3#当前正处于备用状态中,不能及时运行,为此,没有适合的主变进行替换,事故最终导致整个变电站出现了严重的失压,时间长达30分钟[1]。与此同时,站内各级技术人员及时赶到现场对故障出现的原因进行分析,最终总结了几点故障发生的具体原因,站内变压器的高压侧位出现了短路现象;站内变压器中侧出现了短路。
  站内变压器低侧出现了短路;因为故障发生在主变差动保护区域内,致使差动灵活性大大降低;主变的后备保护出现了误动作,线路出现了保护拒动现象,在长时间的拒动下,引发了后备保护跳闸。
  2 主变站电力系统运行情况以及事故分析结果总结
  2.1 主变站的基本情况介绍
  110kV中心变电站的主要线路与电力容量为:主变容量为10000kVA,在110kV海努克变电站站内一条110kV进线,一条110kV出线路,容量是一万kVA的一台1#主变压器,35kV两条线路,一个是35kV海八线,还一个是35kV还都线路等。这些线路在相互作用下支撑起了该市的供电系统,为供电系统稳定运行创造了条件,而同时,如果系统出现了失压现象,将牵扯到整个城区电力系统的稳定性,容易出现大面积电力故障,为人们的生产生活造成了阻碍[2]。
  2.2 事故的检测试验
  通过与相关技术部门的沟通,结合《电力设备预防性试验规范》中的q/csg10008-2005的相关指标,对1#主变进行系统性的试验,从而更为深入的了解故障发生原因,试验数据的具体内容如下:
  开展升流试验:高、低、中各侧的保护在试验当中都出现了跳闸动作,对1#主变的绝缘电阻性能、电能吸收比例、介质损耗情况等进行试验,通过对试验数据的分析可知,没有出现变压器高压侧短路现象与后备保护误动。
  3 事故原因分析
  通过上述对1#主变高、中、低压侧的检查试验可以判断,1#主变后备出现保护动作的原因是线路接地故障,致使设备电流、电压不能达到中侧保护标准,但是,动作电流已经流经了ii段i时保护条件,出现了动作跳闸现象[3]。由此,要加强对系统各线路接地故障原因的分析,还要考察是否存在外部环境的影响,针对1#、2#110kV侧位120开关、123开关主变过流设置限时保护定值,将“复合电压闭锁”投入到保护项目中。
  4 防范措施
  为了确保变电站运行能够更为稳定、安全,减低故障发生率,就要从设备安装、人员管理等方面做好防范。
  4.1 做好设备质量的监督与管理
  电力系统中设备质量与故障存在着密切联系,在对变压器进行选择时,一定要做好对质量的监督与检查,尤其是在变压器结构与材质上加强设计监督,防止出现严重的质量缺陷。此外,要做好变压器的安装与改造,对于重点工程项目,要对相关环境进行验收与管理,隐蔽工程也要进行验收管理,确保设备运行能够更为安全。在完成设备选择与安装以后,就要做好对变压器的日常维护,可以定期对其运行进行监测以便及时对故障做出判断。
  4.2 提高工作人员运行管理能力
  工作人员的日常管理是非常关键的,不管是部门的各级技术人员还是管理人员都要加强对设备的巡视与检查,严格落实设备运行规范制定,结合相关制度加强对设备的检查与对系统的巡视,对主变站进行全面的检查,对设备做出及时的维护。
  4.3 加强对变压器等设备的在线检测
  设备检测的方式多种多样,其中,在线检测工作能够更及时、更准确的发现设备故障,在线检测设备可以安装在变压器上。在安装完以后,就要定期对设备运行情况进行监测,如果出现了故障预兆,要提前做好防范,使故障的生产率得以降低。可以在主变站的变压器上安装跟踪监测仪器[4],并使用油色谱对故障信息进行跟踪分析,结合跟踪结果,可以将设备设置上跟踪周期,工作人员定期查看跟踪结果就可以。
  4.4 在部门内制定合理的奖惩制度
  很多时候,工作人员工作时的疏忽也会引发故障,为此,管理人员要制定出严格的管理机制,对工作人员的工作进行约束,定期对工作人员的工作进行考核,查看其各项工作开展的是否规范,工作内容是否能合理。针对不按照规范或规定工作的人员要给予适当的惩罚,使其提高工作的责任心,将故障发生率降低。
  5 结束语
  文章通过结合具体的故障案例,对110kV变电所1#主变压器失压高、中、低压三侧跳闸故障出现的原因以及表现进行了分析,并针对这些故障提出了一些防范措施,可见,若要使主变站变压器设备能够稳定、安全运行,就要做好对设备跳闸故障的预防。
  参考文献
  [1]符树雄,刘志鹏.变压器低压侧故障跳三侧开关及高压侧出线的原因分析[J].电工技术,2014(6):26-27.
  [2]古斌.基于功率量的电力变压器保护新原理及高速算法研究[D].广西大学,2014.
  [3]陈舒捷,孙鹏.一起某110kV变电站主变压器跳闸故障分析[J].硅谷,2014(22):164-164.
  [4]王鲜花.某220kV变35kV零序保护频繁跳闸事故分析及对策[A].2013年中国电机工程学会年会论文集[C].2013:1-5.

110kV主变低压侧差动保护范围内单相接地故障主变哪些保护动作(五)
110kV主变差动动作故障分析与处理

  摘要:本文根据笔者多年工作经验,结合实例,对110KV主变差动动作故障作出简要分析及处理,仅供参考。

  关键词:110KV;变电站;主变差动动作;故障;分析处理
  江西樟树福城110kV变电站是江西省电力公司所属,由江西樟树市供电有限责任公司负责运行和维护的变电站,拥有2台容量为40000KVA主变,本站采用国电南瑞DSA系列变电站成套保护装置。
  1、情况介绍
  2012年7月8日22时38分,福城110kV#1主变差动保护动作。经检查,#1主变差动保护装置显示“比率差动动作”,#1主变压器本体及附属设备无故障,其高低压侧电流互感器外观检查无异常等,901开关柜端子排二次电流接线处烧焦凝结并炭化。
  2、故障分析
  引起主变差动保护误动的原因很可能是由以下某种原因引起的:
  1、定值错误;2、差动保护装置故障;3、主变内部故障;4、主变气体继电器故障或误动;5、电流互感器故障;6、二次电流回路断线、接地或短路故障。
  3、故障处理
  如果是保护定值错误引起差动误动,应首先对定值重新进行计算。
  3.1.1差动整定值
  差动门坎定值Im的整定值应躲过变压器最大负荷情况下的不平衡电流,一般按变压器高压侧二次额定电流的5~20倍整定,即:
  式中Se主变容量,40000KVA;Uh为高压侧额定电压,110kV;Kh为高压侧互感器变比,600/5;Khjk为高压侧互感器接线系数,取1,则有:Ie=Se/(31/2Uh×Kh)×Khjk=40000/
  根据上述计算,确定该主变差动保护的整定值正确无误。至此,由整定值错误引起差动误动的怀疑被排除。
  3.2 确认微机差动保护装置故障
  #1主变差动保护装置为国电南瑞科技股份有限公司产,型号为DSA2323-3型,为微机型保护装置。首先对保护装置进行外观检查,确认设备表面无任何缺陷;其次检查直流回路,校验交流回路,检测结果与出厂参数一致。为了进一步确认保护装置是否存在问题,在咨询厂家技术人员并征得其允许的情况下,关闭保护装置电源,将保护装置内的集成电路板换成新的,重新开机后,检查保护装置各显示正常,且工作正常,与原集成电路板工作时无异。通过实施一系列检查方法,排除了保护装置内部故障的可能。
  3.3 确认主变本体及外部设备是否存在问题
  通过开展预防性试验,对#1主变的参数进行检测,并与出厂报告值进行比较,检测数据与变压器出厂试验数据基本相同;检查#1主变外观无渗漏油现象,防爆管、呼吸器、压力释放阀无异常;检查 #1主变瓦斯继电器外观无异常,气压正常,未动作。通过开展一系列检测和检查工作,全面排除了主变本身存在问题。
  3.4 检查电流互感器本体 校验极性错误和内部故障
  检查#1主变高低压侧电流互感器外观无异常,#1主变110kV侧电流互感器无渗漏油现象,10kV侧电流互感器无发热变形和烧灼痕迹;对#1主变高低压侧电流互感器的参数进行检测,并与出厂报告值比较,极性全部正确,角差、比差、变比、绝缘电阻等检测数据与电流互感器出厂试验数据基本相同。通过开展一系列检测和检查工作,全面排除了#1主变高低压侧电流互感器存在问题。
  3.5 检查二次回路、相序故障或错误
  在排除以上原因之后,查找引起#1主变差动保护动作原因重点放在电流互感器二次回路上。
  首先对#1主变高低侧电流互感器与保护装置之间的二次电流回路进行检测,经检测的二次回路全部导通,除低压侧a、b相二次电流回路电阻略微偏高之外,其余电阻检测均符合要求。其后,对#1主变保护装置二次电流接线端子进行检查,端子处未见发热氧化、更未见烧灼发黑现象,相邻端子间也未见绝缘击穿和炭化痕迹,排除了电流互感器二次回路开路引起跳闸的原因。
  最后检查#1主变10kV侧901开关柜二次电流接线端子排时,发现二次电流Ia、Ib接线端子处相邻的绝缘塑胶部分存在焦灼碳化的痕迹,两端子处螺丝受高温影响略微氧化发黄。
  从上述迹象判断,可以初步判定引起#1主变差动保护动作的原因是#1主变低压侧901开关柜二次电流Ia与Ib接线端子短路,原理如图3所示:
  向量图如图4所示:
  如图4(b)所示,当电流互感器二次侧Ia与Ib端子短接时,流经#1主变差动保护装置的a、b相电流值为零,而流经#1主变差动保护装置的电流只有Ic,即三相不平衡电流In=Ic。
  通过翻查#1主变差动保护装置历史动作记录得知当时#1主变差动保护动作时Ia=0、Ib=0、Ic=0.54A。与设定的比率差动定值Iz =0.525相比较,Ic>Iz,故而引起#1主变差动保护动作。
  3.6 确认二次线故障原因
  通过开展一系列检查和分析,最终确定引起#1主变差动保护动作的最终原因为#1主变10kV侧901开关柜Ia和Ib二次接线端子绝缘部分击穿短路。而引起Ia和Ib二次接线端子绝缘部分击穿的原因有三:
  一、福城110kV变电站投运日期为2011年7月15日,距#1主变跳闸刚好一年。一般情况下新设备在运转一定时间后会容易出现一些问题,诸如二次系统接线端子连接不牢是其中之一。用万用表对Ia和Ib端子处电阻进行检测,测的电阻值Ra=3.3Ω、Rb=3.4Ω,高于相关技术规程要求。而导致接触电阻升高的主要原因是Ia和Ib端子处螺丝长期受热产生松动或变形,二次线头和端子连接不紧密造成的。
  二、根据当日的负荷的情况来看,#1主变差动保护跳闸时,901开关柜一次侧负荷显示为1575.8A,根据901开关CT变比3000/5计算,Ia和Ib二次电流大概为2.62A。当电流通过接触电阻很大的端子处时,产生的高温使Ia和Ib二次接线端子绝缘部分受热溶化,并烧黑炭化直至被击穿而使Ia和Ib二次接线端子导通短路。
  三、根据当日的运行环境来看,#1主变差动保护跳闸当日正值酷暑,高压室的室温很高,901开关柜内温度也非常高,柜内积聚的热量在一定程度上加剧了故障点的温度升高。
  在查明故障原因后,将开关柜故障点处的端子排进行了更换,并重新接好线。经试送电,#1主变未发生差动保护动作跳闸。
  4、结束语
  为防止再次出现同样故障,提出以下几点建议:
  一、端子排的绝缘性能好坏直接关系到二次回路的好坏,更关系到二次系统的正常运转。有些端子排的故障点不明显,容易忽视,查起来比较麻烦。福城变开关柜为同一厂家、同一批次产品,开关柜所用端子排完全一样,材质略显轻薄,绝缘性不高。对于具有相同端子排的开关柜,充分利用线路或设备停电检修的机会对端子排的进行了更换。更换后的端子排材质更好、绝缘性能更好、抗氧化、防老化能力更强、完全符合技术规程要求。
  二、合格的运行环境和条件对于二次回路至关重要。从故障点所处情况来看,901开关柜各方面均处于封闭状态,并且相邻开关柜都是紧挨着的,极不利于柜内设备散热,尤其在迎峰度夏高峰负荷的时候、设备本身所产生的热量多,导致柜内温度升高。虽然开关柜上的温度显示装置显示的温度均未达到开关运行的上限温度,但长时间的高温易加剧端子排老坏,降低其绝缘性能。为满足设备运行条件要求,给开关柜加装智能温控装置;在必要时刻开启高压室排风扇,加强室内空气流通散热,降低室内温度。
  三、迎峰度夏高峰负荷期间,运行人员在对设备进行测温时采用的是红外线测温仪,其测温的方式只是“点对点”测温。由于二次设备端子点太多,容易遗漏;逐个测温的工作量巨大,且费时费力,效率不高,为此采用红外线测温成像仪进行测温。红外线测温成像仪采取的是“面对面”的测温方式,被检测面的高温点均可自动显示,省去了逐个点测温的繁琐,大大提高了工作效率,尤其对于数量众多的二次接线端子,更为有效。
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