1. 课程导入与热故障危害认知

电力设备在运行中总会发热，但“发热”本身并不等于故障。真正需要警惕的是温升异常：当设备某处的温度持续高于同工况下的正常水平，或局部温升速率明显加快时，往往意味着内部已经出现了接触电阻增大、绝缘劣化、散热受阻或过载等问题。温升监测的意义，就是把这些看不见、摸不着的热状态变化，转化为可测量、可比较、可判断的温度与温升数据，从而在故障发展为事故之前给出预警。

要理解温升，先要区分两个容易混淆的概念。温度是设备某点相对于环境的热状态绝对值，单位是摄氏度；温升则是该点温度与环境温度之差，即 ΔT = T_测点 − T_环境。例如某开关柜触头温度为 68 ℃，柜内环境温度为 32 ℃，则温升为 36 K。为什么工程上更关注温升？因为环境温度会随季节、负荷和通风条件变化，而温升更能反映设备自身的发热与散热能力。同一台设备在冬季 5 ℃ 环境下测得 45 ℃，和在夏季 35 ℃ 环境下测得 75 ℃，绝对温度差别很大，但温升都约为 40 K，说明其内部发热状态基本一致。因此，判断设备是否异常，通常以温升为主、绝对温度为辅，并结合负荷电流和历史趋势综合判断。

热故障的危害具有隐蔽性和累积性。以常见的导体连接部位接触不良为例：螺栓松动或接触面氧化会使接触电阻从正常的几十微欧升高到几百微欧甚至毫欧级。假设某 400 V 出线回路额定电流 630 A，接触电阻由 50 μΩ 升至 500 μΩ，仅这一处接触点的发热功率 P = I²R 就从约 19.8 W 增大到约 198 W。这些热量集中在很小的接触面上，温度迅速上升，进而加速氧化，形成“电阻增大—温度升高—氧化加剧—电阻进一步增大”的正反馈。若未被发现，最终可能烧蚀触头、引燃绝缘，甚至引发相间短路和火灾。

从实际案例看，热故障高发部位集中在接头、触头、母排搭接面、电缆终端、变压器套管、互感器一次接线端子等电流集中且接触面较多的位置。某变电站曾出现 10 kV 开关柜内隔离触头温升由 25 K 逐步升至 70 K 的情况，红外测温发现该触头温度明显高于同柜其他两相，停电检查确认触头弹簧压力不足、接触面有氧化层。若继续运行，触头可能因过热退火而失去弹性，最终导致电弧故障。这类案例说明，热故障往往不是突然发生的，而是有可观测的温升演变过程，关键在于是否建立了有效的监测手段和判断标准。

本课程围绕“测什么、怎么测、怎么判、怎么处理”展开，学习路径分为四个层次。第一层是热基础与故障机理，理解发热来源、传热方式和温升与负荷、电阻、环境的关系；第二层是监测手段与装置，包括红外测温、光纤测温、无线无源测温、铂电阻和热电偶等，掌握其适用场景、安装方式和精度限制；第三层是数据分析与故障判断，学习温升阈值、相对温差、三相不平衡、趋势外推等判据；第四层是典型案例与处置，通过开关柜、变压器、电缆接头等场景完成从数据到结论、从结论到措施的闭环。

需要特别强调的是，温升监测不是简单地“装一个温度传感器”。测点位置是否具有代表性、传感器是否与被测面可靠接触、环境温度补偿是否合理、数据采样周期是否足够捕捉温升趋势，都会直接影响判断结果。例如在开关柜中，触头盒内部空间狭小、电场强度高，普通有线传感器难以安装，此时无线无源声表面波传感器或光纤测温更具优势；而母排搭接面相对开阔，红外测温或贴片式铂电阻即可满足要求。选择监测手段时，应综合考虑被测部位、绝缘距离、电磁环境、安装条件和维护便利性。