高压开关柜发热解析.docx

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高压开关柜发热解析

高压柜内接头发热事故的分析

作者：

峰志仪器  转载自：

  发布日期：

2007-2-24

封闭式高压柜内接头发热事故的分析

　　运行中的电力设备经常发生接头发热现象，如不及时发现并处理就会导致严重的生产事故。

近几年电力生产中广泛运用各种先进的温度测试设备，如：

红外热成像仪、红外线点温仪等，取得了很好的效果，电力设备接头的温度得到了有效监视，接头发热事故大大减少。

封闭式高压柜在运行中不能打开，因此无法测量运行中柜内接头的实际温度。

密封式开关柜内接头发热事故在近几年有增长的趋势，已经成为严重影响安全生产的难题。

结合生产实践，我们发现接头发热事故主要发生在负荷较重的10kV小车式封闭开关柜内，下面以10kV小车式封闭开关柜为对象对此类事故进行分析。

　一、10kV封闭式开关柜概况

1、10kV封闭式开关柜的应用概况

　　封闭式高压开关柜以其安全可靠、结构紧凑、占地盛操作方便等优点，在开闭站、小区配电室、变电站内广泛使用。

在北京供电局变电管理处所属的变电站内目前登记在册的10kV密封式高压开关柜共有2311台，分布在北京地区51座变电站内。

其中运行时间最长的是右安门变电站的固定式开关柜，1955年出厂，由华通开关厂生产；最新投产的是西大望变电站型号为ZS1的小车式开关柜，由厦门ABB开关厂生产。

目前使用中的10kV开关柜主要存在设备型号多样、质量参差不齐、备品备件不全、部分设备严重老化等问题

2、封闭式开关柜结构特点

　　封闭式高压开关柜的一次设备分布在3个相互独立的隔室内，分别是开关室、母线室、出线室。

按有关的规程要求，除实现电气连接、控制、通风而必须在隔板上开孔外，所有隔室呈封闭状态。

在开关室内的主开关上一般有6个主插头，有18个流过负荷电流的连接点；在出线室有连接出线电缆的3个主接头与连接旁路刀闸的十几个接点。

以上所说连接点直接流过负荷电流，当负荷较大时存在隐患的连接点就会发热。

由于发热点在密封柜内，运行中的柜门禁止打开，值班人员无法通过正常的监视手段发现发热缺陷。

发热严重时接头会变红甚至熔断，直接造成生产事故。

3、封闭式高压开关柜接头事故统计

　　封闭式高压柜内接头发热事故在近几年屡有发生。

10kV开关直接承担用户负荷，其中不少是重要负荷，如果发生突然停电事故，不但会造成不良的社会影响，而且给供电部门造成很大的经济损失。

二、事故原因分析

　　事故分析发现，发生事故的原因主要有：

检修试验人员工作失误，设备安装连接工艺不当，负荷变化，设备老化变形等。

　　1、检修试验人员工作失误

　　检修人员进行开关检修或试验时必须拆开部分连接点，工作结束时再恢复原样。

由于工作人员失误，本来应该安装4根紧固螺栓的接头，只装了3根甚至只装了1根。

线路负荷较小时这样的隐患不会被立即发现，当负荷突增时该接头就会过热。

这样的情况一般出现在电流互感器的连接点。

事故的主要原因是检修人员的工作态度与责任心的问题，此类事故主要发生在1997年以前，近几年随着检修工作责任制的推行，此类现象已经大大减少。

　　2、设备的安装、连接工艺不当

　　设备的安装工艺不当主要是施工质量问题，封闭式高压柜内小车式开关插嘴的位置与固定的插头位置如有偏差，开关推入后插头部分就可能接触不实，造成发热。

这是施工安装时的问题，需要运行人员在设备验收时把好关。

另一个连接工艺问题出在出线电缆与开关引出线的连接处。

10kV连接开关的引线一般使用40mm宽铝排，旁路刀闸一般安装在铝排上，出线电缆也在这一位置。

10kV电缆较粗，通常只使用1根螺栓来连接运行与备用2条电缆，连接的受力面较小，电流通过的有效截面减小，于是造成发热。

　　3、负荷突变的影响

　　电力负荷的变化会影响设备的温度，正常的负荷变化引起的温度升高不会超过规定的75℃。

如果负荷增加的较多时（如比平时增加了1倍或几倍），或者线路受到短路电流冲击后，设备的薄弱环节就会发热，发热后连接点的材料会发生变形、氧化等物理或化学变化。

发热后如不及时发现，再次受负荷冲击后，又会过热，经过多次反复的恶性循环，接头的连接状况越来越差，最后直至造成接头熔断事故。

　　4、设备变形老化

　　随着电网改造的进一步深入，新材料、新工艺、新设备大量在电网中推广应用，设备的健康水平也有了明显提高，但是仍有很多老旧设备还在运行。

北京供电局变电管理处所属变电站的高压开关柜在1980年之前出厂的还有121台仍在使用中，出厂日期在1980～1990年的有368台在使用中。

因此设备的质量与新旧程度参差不齐，也是发生问题的重要原因，老旧设备接头发热发生的几率普遍较高。

　三、预防接头发热事故的措施及方法

　　密封高压开关柜内的接头发热是生产中的难题，通过采取各种措施，如：

实行检修人员责任制，更新老旧设备，改进接头的连接、安装工艺等，可以大大减少接头发热事故，但是从目前的设备状况看要想完全避免接头发热事故也是不现实的。

于是希望通过监视的方法，提前发现开关柜内设备接头发热的迹象，以便采取措施，防止出现恶性事故。

这方面的工作我们一直在研究、探讨。

　　1、目前经常使用的柜内接头温度监视方法

　　现在经常使用的柜内接头发热监视方法主要有：

在接头粘贴测温蜡片；手摸柜门感知柜内温度；通过异常气味发现设备过热；通过异常音响发现设备过热等。

粘贴测温蜡片是室外接头常用的测温法，用在封闭柜内有很大局限性，大部分接头通过柜门的观察窗看不到，只能在开关停电检修时检查接头有无过热情况，对预防事故作用不大。

手摸柜门的方法可大概判断温度有无异常，在变电管理处的左安门变电站曾通过此方法发现2起严重的接头发热故障，但是这种方法具有很大的随意性与偶然性，而且由于个人感觉的差异，相同情况也会有不同判断。

当有过热的接头时，一定会有异常气味或者异常声音，特别是连接电流互感器的接头发热时，可以发出强烈的异常气味，工作人员可根据气味的来源作出进一步的判断。

总之，通过综合应用以上几种方法可以大概判断开关柜内有无接头发热故障，但是不科学、不严谨，对无人值班的变电站、开闭站无实用价值。

　　2、预防封闭柜内接头发热事故的新方法

　　如何通过科学的方法发现开关柜内的接头发热故障一直是我们研究的课题之一，我们在这方面进行了多次试验与探讨。

　　最初试验选择的是直接监测法，在接头上安装温度传感器，将温度信号集中处理，判断接头温度是否超过允许值。

其技术难点是温度传感器的安装，温度信号由传感器到处理机的传送。

要求温度传感器直接安装在10kV电压的接头上，其体积有严格限制，不能影响开关的绝缘与正常运行。

信号传送使用有线方式是绝对不允许的，通过无线发射存在强电场磁场干扰与发射装置电源不易解决的问题。

这一方案最终没有试验成功。

　　随后又进行了间接监测的研究与试验。

主要方案是在接头位置涂一种特种涂料，使其在规定温度时发出特定气体，在柜顶部安装特定气体的传感器，当气体浓度达一定值时发出报警信号。

这一方法的技术难点之一是气体的选择，该气体要求在空气中含量少，不受被测物温升后挥发气体干扰，对此气体检测最好使用成熟的传感器。

难点之二是发出气体的涂料的稳定性，要保证在室温中长期存放不挥发。

选用氢气与一氧化碳进行了试验。

由于受气体浓度限制，要求传感器灵敏度较高（带来干扰信号太多的问题）。

此方案虽然有所突破，但由于其成本太高，不易在生产中推广应用而最终被否定。

　　最后受手摸感知法的启发，决定通过监视开关柜内空气温度的方法来判断有无接头发热故障。

总体方案是在每台开关柜顶的排气孔上安装一个温度传感器，如果空气温度达到规定值即发出报警信号；或是柜内空气温度与环境温度差值到规定值时即报警。

具体温度报警定值要通过试验的方法确定。

我们先将传感器的温度信号经过模数转换后输入计算机作记录，然后将开关的负荷数据（变电站内的监控机实测信息）也存入同一台计算机，通过对比分析，确定开关负荷与温度的关系曲线，根据温度曲线确定其报警温度值。

报警信号由计算机发出，直接送到控制室。

控制室内的值班员也可以通过计算机随时查询开关柜内的实时温度值。

对于无人值班变电站，可以将过热信号作为一个遥测量通过RTU直接送到监控中心。

这一测温方法温度传感器安装方便简单，运行可靠，投入较小，技术成熟后可在变电站内大量应用。

四、小结

　　实时监视开关柜内接头温度从目前的生产形势来看还是必要的。

总结以上分析看出，通过监视柜内空气温度来间接监视柜内接头的运行状况是可行的，完全可以起到预防接头事故的目的。

高压开关柜实际温升超标原因分

对国产JYN、KYN手车柜和合资厂生产的8BK20开关柜的实际温升数据进行分析后发现，运行中开关柜的温升水平均超过型式试验测得数据。

然后，从试验条件、金属膨胀效应、紧固螺栓压力、导体材料电导率等方面进一步分析了温升超标的原因。

最后提出建议，应根据实际情况选用和维护开关柜。

随着电网的发展和设备技术的提高，10，35kV系统开关柜在电网中已大量使用。

而开关柜的内部过热现象已成为开关柜使用中的常见问题，由于开关柜体的密闭性，在一些负荷较重的地区，存在开关柜的温升超标问题。

开关柜的温升超标，直接影响设备的安全稳定运行，而且，过热问题是一个不断发展的过程，如果不加以控制，过热程度会不断加剧，并对绝缘件的性能及设备寿命产生很大的影响。

目前，对电力系统内部使用的开关柜，严格遵守设备采购程序及技术政策，确保入网的开关柜都通过型式试验，尤其对温升的要求比较严格。

运行中，负荷通常都不会达到开关柜的设计满容量，开关柜的温升问题应该不会很突出，但是实际情况并不尽然。

1开关柜实际温升数据分析

1.1国产JYN手车柜

表1为某变电站2台同型号、同参数的10kV主变开关柜的实测温升与负荷关系的统计。

开关柜为福建某开关厂生产，JYN1-10型。

测试温度为开关柜箱体的外表温度。

数据显示，随着负荷的增加，开关柜的温升迅速加快。

当负荷接近1900A（约为开关柜额定电流2500A的76%），温升尤为明显，最大达47℃，已经不符合标准要求（标准为满负荷条件下30℃），而负荷较低时（1200A以下），温升则不明显。

1.2国产KYN手车柜

表2为某变电站10kV主变开关柜的实测温升与负荷关系的统计，开关柜为扬州某开关厂生产，KYN28-10型，配用VD4断路器。

测温前打开部分顶盖，对开关柜箱体外表温度及主母排温度同时进行测试。

数据表明，母排最高温度已经达到100℃，温升88℃，明显超标（母排温升标准为65℃）。

由于该站温升问题比较突出，制造厂针对这一情况对该变电站10kV开关柜1，2号母线桥采用新型钢重新制作，主母线铜排规格更换为2×TMY120×10（原规格为2×TMY100×10），并进一步改进了通风系统。

2号主变开关柜经改造后，其实测温度如表3所示。

改造后温升情况略有好转，但是与该开关柜型式试验提供的温升数据偏差仍然较大。

1.3合资厂的手车柜

某合资厂开关柜，为上海某开关有限公司生产，型号为8BK20，测试位置为开关柜箱体外表及内部母线母排。

此处，开关柜温升暂时没有超标，但是应该注意，此时负荷并没有达到额定容量的70%，但是温升已经接近上限。

由此可见，合资厂产品虽然温升情况优于国产设备，但同样也存在温升超标情况。

数据证明，运行中的开关柜实际温升水平通常都要超过试验室测出的温升数据。

而且，多数情况下温升超标时开关柜甚至远没有达到设计满容量。

2开关柜实际温升超标原因分析

开关柜内部实际温升情况，尤其是母排连接等部位，通常总是比型式试验测出的数据高。

主要有以下几点原因：

（1）型式试验测得数据通常是在试验室完成的，持续时间不长，通常不超过8h，不具备温升累积效应，不能等同于长期运行并持续发热的设备。

（2）不同金属的膨胀效应不同。

钢制螺栓的金属膨胀系数要比铜质、铝质母线小得多，尤其是螺栓型设备接头，在运行中随着负荷电流及温度的变化，其铝或铜与铁的膨胀和收缩程度将有差异而产生蠕变，也就是金属在应力的作用下缓慢的塑性变形，蠕变的过程还与接头处的温度有很大的关系。

实践证明，当接头处的运行工作温度超过80℃时，接头金属将因过热而膨胀，使接触表面位置错开，形成微小空隙而氧化。

当负荷电流减小温度降低回到原来接触位置时，由于接触面氧化膜的覆盖，不可能是原安装时金属间的直接接触。

每次温度变化的循环所增加的接触电阻，将会使下一次循环的热量增加，所增加的温度又使接头的工作状况进一步变坏，因而形成恶性循环。

（3）连接部位紧固螺栓压力不当。

部分安装或检修人员在导体连接上认为连接螺栓拧得愈紧愈好，其实不然。

特别是铝质母线，弹性系数小，当螺母的压力达到某个临界压力值时，若材料的强度差，再继续增加不当的压力，将会造成接触面部分变形隆起，反而使接触面积减少，接触电阻增大，从而影响导体接触效果。

（4）选用的导体材料电导率不满足要求，多数属于导体原材料纯度不够。

（5）现场的其它因素，比如可能存在安装检修工艺不当，如母线在加工、连接、安装过程中，对母线接触表面处理不到位、不平整、不光滑、没有涂专用电力脂等，导致有效接触面积减少接触电阻增大而发热。

3结束语

开关柜型式试验中的温升数据，并不能正确反映运行中的开关柜实际温升水平，特别是长期运行负荷比较重的开关柜，由于长时间温升的累积效应，运行中的开关柜实际温升水平通常都要超过试验室测出的温升数据。

部分制造厂对开关柜实际运行中的温升水平并没有深入地研究，比如大多数厂家给额定3150A的开关柜按照2500A的标准启动风扇，在开关柜经历长时间的高负荷运行后，再采取这个标准是不合理的，通常是风扇没有启动，温升早已超标了。

所以，选用开关柜设备的时候，不能盲目相信制造厂的试验室数据，在日常运行维护管理中，也不能盲目套用试验室的数据标准。

实践经验，往往也是非常重要的。

只有重视实践，并不断针对实际情况，分析解决问题，才能真正把对设备的安全运行管理工作做到实处。

一叶岂可障目干扰必须消除

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   发电厂、变电站由于生产过程繁长且环节较多，故而受到各类干扰是必然的。

在所有的干扰源中，以电场和磁场对测量仪器仪表及继电保护、安全控制装置等影响较大。

一、干扰的危害

   众所周知，测量仪表是电业工作者的“眼睛”，在一般情况下，继电保护和安全自动装置是电力系统的“守护神”，当干扰未造成较大影响时往往容易被大家忽视，普遍轻视干扰信号是生产现场较常发生的，对干扰究竟有多大危害没有足够的认识。

首先，干扰信号可使测量仪器仪表的准确度、特别是数字显示仪表指示失准，使我们的测量结果偏离实际值，轻则影响设备监测、监视（如220千伏隔离开关分合操作产生的高频干扰对测量仪表的指示），重则影响安全生产和经济效益（如有功电度的计量、升压站设备投运前的试验等）；其次，干扰信号可导致开关电路翻转，并使数字电路中发生误传数据或地址，造成逻辑紊乱、计算程序错误或数据丢失，严重时引起保护延时、误动、拒动或装置死机等，较强的干扰信号还可造成电力电子设备的性能降低、以致设备损坏等。

再者，断路器操作送电空载线路产生的高频振荡诱发线路电压互感器回路谐振烧毁设备。

二、干扰的来源和干扰方式

   复杂和恶劣的工作环境是产生电磁干扰的源头，电气设备不仅直接和间接地受到外部如：

焊接作业的电火花、设备操作过电压、大气环境过电压、无线对讲设备高频电波、大容量电机和开关设备如35千伏以上升压站隔离开关分合操作以及直供馈线停投操作、电力系统接地故障时工频故障电流流入接地网上不同两点间将呈现较大电位差（其最大值可达每千安故障电流10伏特）、恶劣天气雷击等等的外部干扰。

有时也受到内部电气设备本身产生的干扰，如机端励磁或硅整流励磁系统输出中高次谐波对本机转子保护等的干扰，电压波动、系统多点接地电位差，（无蓄电池的）变电站继电保护电源滤波不好或浮充电供电品质差等的内部干扰。

   由于电磁干扰方式不同又可将其叫做辐射干扰如：

在电气设备周围进行焊接作业、无线对讲机联系、高压试验等形成电磁场直接对设备产生的干扰。

有由于设备布局、布线不合理，相临或相连设备之间存在有电容、电感或者绝缘薄弱漏电的耦合型干扰等。

由多处（点）对一个测量装置同时出现表现为共模干扰的干扰源有影响较小的特点，实践经验表明仅有1伏、2伏。

干扰信号与测量信号叠加起来使测量装置大副偏离实际值的差模干扰要重点防范。

三、预防和减少干扰的措施

   1、 隔离：

例如采用光电耦合器使电气测量的开关量信号在电气上完全隔离，又可实现地电位的隔离，对抑制共模干扰尤为有效；采用隔离变压器，如电压、电流、直流逆变电源、导引线保护等，避免将弱电信号线与电力线放在同一根电缆线中，将信号电缆、控制电缆、电力电缆分层敷设；避免测量回路与强电回路采用同一接地线等。

   2、 屏蔽：

a电场屏蔽良导体制成的法拉第笼接地良好以保证零电位，阻止屏蔽设备外的电场进入屏蔽体内部。

b磁场屏蔽，在低频段要采用导磁材料较好的硅钢等金属作为屏蔽体，使干扰磁场的磁力线沿磁阻较小的屏蔽层通过，以减少干扰磁场穿入屏蔽体内；在高频段采用上述两种屏蔽方式，利用屏蔽体阻止高频电磁场在空间的传播：

利用金属导体对电磁波的反射衰减和吸收衰减，在电磁波入射到金属屏蔽层时由于波阻抗的不同一部分被反射，另一部分在金属屏蔽层形成涡流而损失，即吸收损耗。

如采用带有铠装铅包屏蔽层的控制电缆其屏蔽层在升压站和控制室两端可靠良好接地，可以有效削减地电位升高对仪表和继电保护的干扰；电缆有中间过度或中继连接时要处理好屏蔽层的连续性；不要认为信号电缆是低压设备而忽视其绝缘状态，要保证测量电缆有良好的绝缘层或干燥环境；测量回路的二次插件的屏蔽层要在保护屏处可靠接地；禁止用电缆芯线两端接地做为抗干扰措施。

   3、 接地：

例如电压互感器二次中性点的接地与电流互感器二次电流回路的接地宜选择在控制室接地；高频保护的二次电压电缆回路的接地点与一次接地线的接地点有3到5米的距离，有时要用多根导线接地；继电保护的交流电压、交流电流和直流进线有时为消除高频干扰在进入测量装置前先经电容接地，经过抗干扰后引入装置的走线还应远离直流操作电源线及高频回路的导线，不要习惯性地将同一方向的进线捆帮在一起等

   4、 其它措施：

对继电保护的测量继电器要进行1兆赫兹脉冲群干扰试验、静电放电试验（一般选8千伏试验电压）、辐射电磁场试验和快速瞬变干扰试验；对有可能在继电保护装置周围使用对讲机的场所，进行无线电信号干扰试验，否则在其附近禁止使用无线对讲机或改进屏蔽措施；敷设二次电缆要选好位置，尽量远离高压母线和避免与之平行，尽量远离电容式电压互感器等电容设备，动力电缆与控制电缆不要放在同一电缆层架，信号电压较弱的电缆尤其要远离电力或信号电压较强的电缆，合理布置和安排电缆走向以减少和消除寄生电压的干扰；提高设备自身的抗干扰性能，采用性能可靠的滤波装置使整流后的输出电压波纹系数小于5%；加强接地铜排的维护保养消除氧化和腐蚀对接地性能的危害，保护屏或保护装置的接地是否可靠（应有两各以上的接地连接点）、接地电阻是否符合反措要求要定期检验。

大型电力变压器非电量保护的探讨

   部颁电力变压器运行规程规定：

发生以下任一现象变压器应立即停用。

   1.变压器内部响声很大、且伴有爆炸声；

   2.在正常负荷及冷却条件下，变压器的油温不正常的不断升高；

   3.变压器油枕和安全气道（防爆管）喷油喷烟；

   4.变压器油色变化过甚、油内出现碳质等；

   5.变压器套管有严重破损以及放电现象。

思考一、

   目前，大、中型企业早期投运的大型电力变压器为提高设备运行可靠性，消除安全气道（防爆管）的玻璃或铝箔动作值的分散性以及易渗漏等，逐步将变压器的安全气道（防爆管）更换为压力释放阀，做为变压器非电量保护的安全装置，压力释放阀是用来保护油浸电气设备的，即在变压器油箱内部发生故障时，油箱内的油被分解、气化，产生大量气体，油箱内压力急剧升高，此压力如不及时释放，将造成变压器油箱变形、甚至爆裂。

安装了压力释放阀，就使变压器在油箱内部发生故障、压力升高到压力释放阀的开启压力时，压力释放阀在2ms内迅速开启，使变压器油箱内的压力很快降低。

当压力降到关闭压力值时，压力释放阀又可靠关闭，使变压器油箱内永远保持正压，有效地防止外部空气、水分及其它杂质进入油箱。

比之安全气道（防爆管）其动作可靠、精确，且动作后无元件损坏、无须更换等优点而广受用户欢迎。

然而，压力释放阀的安装绝非一劳永逸，据笔者根据当地一些电力生产单位和大型国有电力用户的调查了解，压力释放阀的安装与检修和维护、管理工作未能同步进行，个别单位不能科学使用：

不同容量的变压器而安装的压力释放阀动作压力却一致（相同），以致使压力释放阀未能发挥应有的作用；其动作后未接入中央信号或解列变压器。

（目前，根据资料统计，新上设备、进口和引进型的大型电力变压器如：

西门子、ABB、三菱重工等绝大多数是压力释放阀动作接入跳闸。

有专家统计，大型电力变压器内部故障，瓦斯保护动作或压力释放阀动作以后，变压器故障部位的损坏程度已到了非“开肠剖肚”“器官移植”而不能修复）。

特别是无人值班的生产现场（或离值班地点较远的设备）更是如此。

思考二、

   电力变压器的电量型继电保护，如差动保护、电流速断保护、零序电流保护等，对变压器内部故障是不灵敏的，这主要是内部故障从匝间短路开始的，短路匝内部的故障电流虽然很大，但反映到线电流不大。

只有到故障发展到多匝短路或对地短路时才能切断电源。

变压器内部故障的主保护是瓦斯保护，它能瞬间切除故障设备，但气体继电器的灵敏度却取决于整定值（流速）。

   变压器油既是冷却介质也是绝缘介质，当变压器内部故障发生电弧时，故障点附近的油将被高温分解，由液态的高分子电离分解为气态的烃类气体。

其主要特征气体有甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙炔（C2H2）、乙烯（C2H4）以及氢气（H2），烃类气体的主要成分为乙炔（C2H2），约占70%~80%，少量的气体首先溶于变压器油中当产气速率大于溶解速率时，就在故障区域产生气泡。

油是不能压缩的物质，分解的气体占了变压器油的空间，必定有同等体积的变压器油被挤向储油柜。

油流和气体是同时发生的，一定的产气速率必定有一定的油流速通过瓦斯继电器，而产生的速率则取决于燃弧功率。

我们总是祈望把故障范围限制在尽可能小的区域内，那么通过变压器瓦斯继电器油的流速整定值就应该小于最小故障功率的产气速率。

最小故障功率应是一匝短路。

一匝短路时的短路功率取决很多因素，比如：

匝间电压、弧间电阻、电弧路径，以及线圈的几何尺寸等等。

这是比较难以正确计算的。

因此，我们不妨按照变压器保护规程规定的整定流速来反推故障功率。

一般在现场变压器瓦斯保护的整定值是根据变压器容量大小的不同取流速0.8m/s~1.2m/s。

这个定值的理论依据和实践依据是什么？

是根据什么原则整定的？

笔者虽然求教了一些专家、学者及有关书刊，但仍未得到令人信服的结果。

这个0.8~1.2的数值也可能是从“苏联老大哥”那儿学来的。

是否科学、合理暂且不去讨论。

我们可以用故障时瓦斯继电器的流速假设为1m/s=100cm/s来反推一下故障时的故障功率，通常110kV电压等级的电力变压器油枕与瓦斯继电器与主油箱连接的油管道为8cm，则管道截面πD2/4=50cm2，故，1秒流过瓦斯继电器的油的体积为50×100=5000cm3，即5L。

按照有关资料介绍，变压器油离解为乙炔占70%~80%的炔类和30%~20%烃类气体所需的离解能量约为750~800kJ/mol，则5L/s的产气速率