地线融冰线夹锈蚀原因分析与对策
对线路覆冰的分析及保护措施分析
会发生倒杆等严重的事故。 １ ． ３不均匀 荷载导致线路荷载静 态纵 向 不 平 衡 受到塔高 、档距等因素的影响 ，去除覆 冰 的 区 域 存 在 严 重 不 平 衡 ， 导 致 导 线 固 定 点 承 受较 大 的 冲 击 。 １ ． ４ 白雪 凝 聚 使 直 径 增 加 ，截 面 均 衡 没 变 。 白雪 覆 层 并 没 有 改 变 导 线 的 阻 尼 ， 随 着 风 力消耗，导向直径 增加，振 动幅度 要大于 裸线 ，此 外，较 低的频 率可 能会 降至防震器 有效运行 范围以下。 ２、覆冰事故的分类 ２ ． １线 路覆 冰 过载 引 发 的事 故 第一 ， 导线和架 空地线从压接 管内抽 出； 或 外 层 铝 股 全 断 ，钢 芯 抽 出 的事 故 ：也 有 整 根 拉 断 或 耐 张 线 夹 出 口 附近 导线 外 层 断若 干 股 的事 故 。 第二 ， 有悬垂线夹船体在 ｕ型螺丝 附近 断裂的事故，也存在拉线楔型线夹断裂导致 的倒杆。 第三 ，弧垂增加 ，导线对地问距减小而 产生闪络；或者地线弧垂增加 ，受到风舞动 等因素的影响而产生烧伤或者断线事故。 第四，主线路的塔干， 由于导地线导致 杆头顺着线路的方向折断，导线的布置不对 称 也可 能引发 垂直 线路 方 向的塔头 折 断事
【 关键词 】 线路覆冰 ；危 害；保护对策
前言
与南方相 比，北方的线路覆冰 问题更加 突出 ，严重威胁 电力系统的安全运转，必须 要引起高度的重视。因此，有必要掌握线路 覆冰的特征及规律 ，采取针对性的对策 ，降 低冰灾事故发生的频率。 １ 、输 电线路产生冰害事故的直接原因 综合分析，导致冰害事故的直接原因较 多，其随机性导致覆冰的尺寸、密度和形式 都会发生一定变化，我们可 以将其分为 以下 几类： １ ． １ 垂 直 荷 载 使 冰 的 重 量 增 加 ，支 持 结 构和金具荷载的垂直荷载增加 如果输电线路发生覆冰 ，架空地线弧垂 多会超 过导线 弧垂，发生短路 故障。另外 ， 由于覆冰 ，导线 与地线 的拉力 也会增加 ，会 对 转角 塔及 基础 的角变 荷载 产 生一 定的影
接地装置腐蚀的原因及防腐措施
接地装置腐蚀的原因及防腐措施防雷裝置的防护效果很大程度上取决于接地装置的效果，而接地装置又因各种缘由简单被破坏。
本身土壤具有电阻率较低的特征，部分土地相对潮湿，在土地中含有电解物质、酸、碱、盐等成分，这些成分会严峻地腐蚀接地装置，在这种状况下，接地装置的使用寿命将大大缩短，严峻时甚至会导致接地线和接地网断裂或脱离，最终引起严峻的接地隐患。
从相关资料一周可以看书，一旦接地装置被土地中的电剪绒制品等成分腐蚀以后，接地装置中的接地电阻就会严峻超标，当接地装置的接地线患病严峻腐蚀，会与接地网断裂，最终导致发生“失地”的状况。
部分防雷设备以及电力设备一旦消失“失地”的问题，就会导致防雷设备的防雷功能失效，在接地过程中会消失短路的问题，引起多重事故。
因此，必需重点解决接地装置中的腐蚀问题，通过有效的防腐措施来有效地规避接地装置被腐蚀而指示设备“失地”的状况发生。
1、接地装置腐蚀环境和腐蚀部位1.1 接地装置的腐蚀环境大气和土壤是导致接地装置遭到腐蚀的两个主要的环境，前者主要是对接地装置中的接地引线以及电缆沟内的均压带进行腐蚀，后者则主要腐蚀水平接地体。
1.2 接地装置简单发生腐蚀的部位接地引线、接地装置的连接螺丝、干接触、均压带、水平接地体等都是接地装置最简单发生腐蚀的地方，这些地方不仅仅会受到土壤的腐蚀，甚至大气环境也会对这些装置进行腐蚀。
2、接地装置的腐蚀缘由接地装置受到腐蚀的缘由多种多样，电化学腐蚀以及吸氧腐蚀都会导致接地装置受损，在污染较严峻的场所中，接地装置的腐蚀缘由主要是吸氧腐蚀。
接地装置的腐蚀缘由大致可以分为下述几种类型。
（1）在风化石、砂质、偏酸性等土壤中，对接地装置的腐蚀性最强，这些土壤环境中也最易发生吸氧腐蚀。
如各种高山微波站、转播台等的接地网的腐蚀就属于典型的吸氧腐蚀。
（2）一般是采纳再生钢材来制作接地体，当再生钢材的杂质中超标时，接地体在土壤中就会对电池进行腐蚀。
这在很多地网改造工程中，由于施工单位偷工减料，建设单位监督不良而又不进行防雷工程验收的状况下易发生。
供电公司接地装置的腐蚀及防腐措施
供电公司接地装置的腐蚀及防腐措施前言接地装置长期处在地下，特别是土壤电阻率低的地方，如潮湿且含有一些可溶的电解质，酸、碱、盐等成分的地方。
这些水分和电解质对接地装置会产生腐蚀，极大地影响装置的使用寿命。
腐蚀会造成接地局部断裂，接地线与接地脱落，形成严重的接地隐患或构成事故。
据潍坊市防雷中心防雷年度检测资料，每年都发生因接地装置腐蚀造成接地电阻超标，甚至断裂使一些设备“失地”的情况。
防雷设备和电力设备“失地”会造成严重后果，使防雷设备失去作用，在接地短路故障发生时，使局部电位升高造成反击，使事故扩大。
因而对接地装置的腐蚀问题必须认真对待，并采取切实可行的防腐措施。
1 接地装置腐蚀环境和腐蚀部位1.1 接地装置的腐蚀环境接地装置的腐蚀环境主要分为两种：⑴大气腐蚀;⑵土壤腐蚀。
大气腐蚀主要涉及接地引线和电缆沟内的均压带，土壤腐蚀主要涉及各种垂直和水平接地体。
1.2 接地装置容易发生腐蚀的部位接地装置容易发生腐蚀的部位主要有：⑴设备接地引线及其连接螺母;⑵各焊接处;⑶电缆沟内的均压带;⑷水平接地体。
这些部位既有大气腐蚀的环境，又有土壤腐蚀的环境。
2 接地装置的腐蚀原因接地装置的腐蚀原因是多方面的，主要为电化学腐蚀，又为吸氧腐蚀为主，在一些工业污染严重的场所，如有害气体及酸、碱存在的场所，还会有严重的化学腐蚀。
接地装置腐蚀原因大致可归纳为以下几种情况：⑴土壤腐蚀性强，特别的在偏酸性的土壤、风化石土壤和砂质土壤中，最易发生吸氧腐蚀。
各种高山微波站、转播台等接地的腐蚀就属于典型的吸氧腐蚀。
⑵接地体采用再生钢材，这样的钢材由于杂质超标，在地下易发生电偶电池腐蚀。
这在许多地改造工程中，由于施工单位偷工减料，建筑单位监督不力又不进行防雷工程验收的情况下易发生。
⑶使用了腐蚀性较强的降阻剂，特别是一些化学降阻剂。
由于降阻剂含有大量的无机盐，加速了接地体的电化学腐蚀。
一些固体降阻剂也由于膨胀系数与钢接地体不一致，经过一定的时间后由于热胀冷缩等原因降阻剂与接地体产生缝隙，产生了腐蚀电位差，加速了接地体的腐蚀。
变电站OPGW接地引下线锈蚀（断开）原因分析及接续方法研究
变电站OPGW接地引下线锈蚀（断开）原因分析及接续方法研究摘要：本文主要对变电站OPGW接地引下线锈蚀（断开）的原因进行分析，并提出了相应的接续方法研究。
通过对环境因素、材料因素、施工质量因素以及维护和检修不到位因素进行分析，找出了引下线锈蚀断开的可能原因。
接下来，针对这些原因提出了清除锈蚀部分、使用合适的接续材料、施工质量控制以及维护和检修措施等方法，以保证引下线的良好接续和运行。
最后，对本文进行总结，供读者进一步深入研究。
关键词：变电站、OPGW接地引下线、锈蚀、断开引言：变电站是电力系统中重要的组成部分，负责将输电线路中的高压电能转换为适用于分配给用户的低压电能。
在变电站的运行过程中，OPGW接地引下线发挥着重要的作用，它将变电站的接地系统与输电线路的接地系统连接起来，以确保系统的安全运行。
由于环境因素、材料因素、施工质量因素等多种因素的影响，OPGW接地引下线可能会出现锈蚀、断开等问题。
为了确保变电站的正常运行，必须及时清除接地引下线的锈蚀，并及时修复断开的部分。
一、变电站OPGW接地引下线锈蚀（断开）原因分析（一）环境因素随着电力系统的发展，变电站的接地引下线在其运行中发挥着至关重要的作用，但在实际运行中，经常会遇到接地引下线出现锈蚀甚至断开的情况。
这给电力系统的安全稳定运行带来了一定的风险和隐患。
环境因素是导致接地引下线锈蚀断开的主要原因之一。
环境中的湿度、盐雾、酸雨等因素会导致接地引下线表面的金属材料发生氧化反应，从而形成锈蚀。
特别是在海边或者工业区域附近，大量的盐雾和化学物质的存在会加速接地引下线的锈蚀速度。
此外，气候变化、温度变化等因素也会对接地引下线的材料造成一定的影响，使其易于腐蚀和断裂。
（二）材料因素由于接地引下线处于高压电力系统中，其所使用的材料必须具备良好的导电性能和耐腐蚀性能。
然而，在实际生产中，由于材料的质量问题或者外来因素的影响，接地引下线的材料可能存在一定的缺陷，比如金属材料的含氧量过高、材料的导电性能不足等等。
电力系统接地装置的腐蚀及防腐措施
电力系统接地装置的腐蚀及防腐措施摘要：由于接地装置长期在地下相对潮湿、阴暗的环境下运行，避免不了地存在被腐蚀的现象发生，而被腐蚀的接地装置起不到相应的保护作用，当接地装置的接地线遭受严重腐蚀后，会造成严重的影响，导致其与接地网断裂的状况发生。
在接地过程中更容易出现短路的问题，导致事故的发生这就需要我们积极采取相关的防腐措施以便于改善此种情况，本文针对电力理系统接地装置腐蚀问题提出相关防腐措施。
关键词：电力系统；接地装置；防腐措施；引言在土壤中往往含有酸、碱、盐等酸性成分较多，而接地装置遭遇这些成分会出现严重腐蚀的情况，出现接地装置使用周期缩短，还会引发一些相关事故的发生，造成严重的接地隐患。
因此，这需要我们对接地装置中的腐蚀问题要提出相关措施，积极进行解决，避免安全隐患的发生。
1接地装置腐蚀环境和腐蚀部位由于接地网直接埋设在土壤中，受到化学物质、氧化反应、杂散电流的影响，使得导体在土壤中存在的时间越长就越易产生锈蚀。
研究发现，如果将接地网金属导体埋设在腐蚀性较强的土壤中，那么其年腐蚀量将可能达到2.0~3.4mm；如果将其埋设在腐蚀性极强的土壤里，那么其年腐蚀量可能高达8.0mm[1]。
由变电站接地网的电阻值间接地判断接地网状态是实际工程中最为常用的方法[2]。
该方法简单直观且易于操作，但难以准确分析并判断变电站接地网的腐蚀程度，仅能得知变电站接地网是否工作正常，而对变电站接地网健康程度缺乏预判。
同时，即使变电站接地网发生了极其严重的腐蚀（表示具有巨大故障风险），变电站接地网测量电阻值也极易达到合理标准，从而被运行人员判定为变电站接地网健康状况良好。
其腐蚀部位主要如下：（1）接地装置的腐蚀环境接地装置往往处于地下潮湿的环境下，土壤是是最容易导致接地装置遭到腐蚀主要的环境；（2）接地装置容易发生腐蚀的部位在接地装置中，对于接地引线、以及接地装置的连接螺丝上都是容易受到是接地装置最容易发生腐蚀的地方，这些地方不仅仅会在土壤中受到腐蚀，还存在大气环境的因素，对其进行腐蚀作用。
输电线路接地装置发生腐蚀问题的原因与改进措施
输电线路接地装置发生腐蚀问题的原因与改进措施◎王治臻随着我国电力事业的不断向前发展，供电系统的构成越来越复杂，在供电工作效率和稳定性上都有了全面提升，在供电系统当中接地装置是输电线路接地系统中非常重要的构成部分，接地装置在经过长时间的使用过程中，经常会受到外部环境因素的干扰造成使用安全性下降。
输电线路接地装置工作性能，会直接影响到整个供电系统的防雷接地、供电接地以及防静电接地工作效果，同时输电线路接地装置在使用过程中，会受到工作环境因素的影响而产生腐蚀性问题。
因为输电线路接地装置长期处于阴暗潮湿的工作条件下，会造成金属材料产生锈蚀情况，如果没有及时进行处置会造成接地网局部位置产生材料断裂，进而可以引发一些供电安全性事故。
对此，在实际供电工作过程中必须要充分做好接地设备的控制工作，有效降低输电线路产生的各种安全隐患问题，提高输电线路的使用周期，保证整个供电工作的安全性和稳定性。
一、接地装置及其运行工作分析1.输电线路。
输电线路在工作过程中，主要是通过大量的架空线路、架线金属部件、铁塔基础结构部分以及接地装置等各环节所构成，这些装置在实际工作过程中，通常情况下会直接暴露在外部环境当中，很容易受到环境因素的影响而产生破坏性问题，特别是输电线路的整体跨度相对较大，同时所处工作环境也有着明显的差异性。
某些供电线路由于长时间在野外环境下工作，受到特殊天气环境因素的影响，造成输电线路各个不同工作环节受到了比较严重的外部破坏性问题，因此在很大程度上影响到整个输电线路的正常供电和使用。
其中接地工作装置是最容易产生腐蚀的位置，因此在电力系统供电工作过程中，需要对输电线路防腐蚀工作进行深入分析和研究，全面提高输电线路的抗腐蚀性能和稳定性，保证整个供电系统的工作安全性。
2.接地装置。
在电力系统内部接地装置的安装工作，主要目的是保证供电设备的工作安全性和稳定性，同时保证周围各种电气设备的工作环境稳定，在接地装置当中被称之为接地的部分，具有良好导电作用的电器设备，其中主要包含中性点外壳和支架结构，根据其功能和作用的差异性，可以将其分为三种形式：第一种是在电力系统当中，可以保持正常稳定工作和运行的接地装置，比如中性点直接接地；第二，是防止触电问题所使用的保护工作装置，通常情况下被称之为保护接地装置，又称之为安全接地装置，其主要工作原理是实现和大地之间的绝缘效果。
输电线路接地装置的防腐措施
输电线路接地装置的防腐措施输电线路接地装置的防腐措施输电线路接地装置承担着将线路中的故障电流引入地下的重要作用，它的正常工作对于输电线路的安全稳定运行至关重要。
而在使用过程中，接地装置容易受到氧化、腐蚀、风化等环境因素的影响，从而导致接地装置的性能下降，影响其正常工作。
为了确保接地装置的防腐措施有效，以下是一些常用的方法。
1. 选用耐腐蚀材料：接地装置的制造材料是防腐措施的关键。
通常情况下，不锈钢、铜、铝等材料具有良好的耐腐蚀性能，在选择接地装置材料时，应优先选择这些材料。
还可以通过对材料表面进行防腐处理，如镀锌、喷塑等方式来提高材料的耐腐蚀性能。
2. 表面处理：接地装置的表面处理也是防腐的重要步骤。
常用的表面处理方法包括喷塑、涂装、喷砂等。
通过这些表面处理方式，可以在接地装置的表面形成一层防腐蚀的保护膜，提高接地装置的耐腐蚀能力。
3. 定期清洗保养：接地装置在使用的过程中容易积累灰尘、污垢等物质，影响装置的正常工作。
定期清洗接地装置非常重要。
清洗时应选择合适的清洁剂，避免对装置造成损害，并且可借助清洗时的防水防潮措施减少装置的受潮机会。
4. 定期检测和维修：应定期对接地装置进行检测和维修，及时发现和解决存在的问题。
检测可以通过测量接地电阻、观察装置表面是否损坏等方式进行。
一旦发现问题，应立即进行维修或更换，以确保装置的正常工作。
5. 防雷接地装置的选择：若输电线路经常遭受雷电袭击，除了接地装置外，还需选择合适的防雷接地装置。
防雷接地装置通常需要具备良好的导电性能和耐腐蚀性能，并通过合适的接地方式将雷电引入地下，以降低对输电线路的影响。
输电线路接地装置的防腐措施是确保装置长期稳定运行的重要手段。
选用耐腐蚀材料，进行表面处理，定期清洗保养，定期检测和维修以及选择合适的防雷接地装置是常用的防腐措施。
这些措施的有效使用可以提高接地装置的耐腐蚀性能，延长其使用寿命，并确保输电线路的安全运行。
输电线路地线融冰接线装置的应用及发展现状
输电线路地线融冰接线装置的应用及发展现状摘要：随着我国经济高速增长，能源问题成为当今社会关注的一大焦点，为了实现我国有限能源资源的高效利用，更大范围内优化配置电力资源，规划建设了大量高压、特高压电网，其安全稳定运行显得尤为重要。
在架空输电线路中，覆冰灾害是最典型的灾害之一，当线路覆冰严重时，会使线路弧垂增大，当线路发生风振舞动时，线路间容易发生闪络，严重时会导致线路跳闸，从而影响线路正常运行。
同时，铁塔两侧的覆冰厚度差异较大，塔顶受到的不平衡张力会随之增大，当铁塔不能承受这种载荷，便会导致掉线或杆塔倒塌。
不同相导线之间可以将其短接成回路，地线则需要相关电力人员临时短接导地线，传统融冰方法需要人工登塔接线，完成效率较低且安全隐患很大。
关键词：输电线路；地线融冰；接线装置；应用；发展现状1融冰机理分析为实现地线融冰，需将覆冰区架空地线绝缘起来，利用地线自动融冰接线小型化装置使导地线连接起来，使导线上电流通入地线，使其获得足够大的电流，产生的热量使地线温度在短时间内升高，从而使将地线表面覆冰融化。
输电线路覆冰是一种热量交换过程，其主要通过传导、对流和蒸发实现，当大气中的水遇到低温，低于其凝固点，即环境温度低于水分凝固点，且有风速时，水分在地线表面运动，从而在地线表面放热形成覆冰。
根据覆冰柱体内部融冰的相关研究，建立相应的融冰模型。
根据模型，融冰过程大致可分为两阶段，第一个阶段是圆柱体被冰完全包围的融冰，第二个阶段是将圆柱体上的冰剪破，当冰和圆柱体的接触面较小时，覆冰因自身重力将从表面脱落出来。
2地线融冰自动接线装置2.1自动接线装置的结构组成和运行过程地线融冰自动接线装置类似于旋转式的刀闸类开关，通过执行合闸和分闸动作来完成导线和地线的接通和断开。
其主要结构包括传动机构、开合导电器、保护设施、跳线串取电器、控制箱和电源等。
其中，传动机构、开合导电器、跳线串取电器和保护设施安装于铁塔上，开合导电器通过软铜连接线与地线相连，跳线串取电器通过取电器与导线相连。
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2017 NO.12 （ 上 ）
工业技术
地线融冰线夹锈蚀原因分析与对策
胡江 （中国南方电网超高压输电公司贵阳局，贵州 贵阳 550000） 摘 要 ： 冰雪灾害时超高压线路积雪成冰是影响电网稳定运行的重要因素，实施超高压线路融冰，能有效除雪抗 冰，保护超高压电网的安全。然而，实施超高压线路融冰改造后，存在线夹锈蚀的风险和隐患。以某超高压线路 融冰改造后地线线夹锈蚀为例，采取试验方法分析地线融冰线夹锈蚀原因，并提出确切有效的改进对策，为预防 后续超高压线路融冰改造后线夹锈蚀提供借鉴。 关键词 ： 地线 ； 融冰改造 ； 线夹锈蚀 ； 超高压线路 中图分类号 ： TM752 文献标识码 ： A ０． 引言 近年来，为降低冰雪灾害对超高压线路影响，国内积极 实施线路融冰改造，取得良好抗冰效果。但是，本文所研究 的某 500kV 超高压线路在实施融冰改造后，地线线夹出现一 定程度的锈蚀。为探究地线融冰线夹锈蚀原因， 采取 X 衍射、 金相分析、盐雾分析等对线夹锈蚀进行研究，针对试验结果 分析线夹锈蚀原因，提出改进对策，为后续超高压线路融冰 改造后线夹锈蚀提供借鉴。 １． 案例概述 某超高压线路在 2012 年实施地线融冰改造，改造后运 行约 3 年，发现乙线 19# 塔 CH 线夹处锈蚀严重，经打开线 夹发现地线钢绞线 7 股已锈断 5 股。另在该线路实施融冰试 验时，293# 塔大号侧右相架空地线掉线引起跳闸，经检查由 于该线路段 CH 线夹连接处锈蚀严重引起。为明确超高压线 路地线融冰改造后线夹锈蚀的原因，对抽查的地线线夹样品 进行检测和腐蚀试验，从而为改进融冰改造方案，提升超高 压线路融冰线路安全性和可靠性提供借鉴。 ２． 试验研究与结果 为研究地线融冰线夹锈蚀原因，对抽查样品进行外观、 X 射线衍射、金相分析、盐雾分析及通流分析等试验，具体 试验如下 ： 2.1 外观分析 对抽查样品的锈蚀情况进行外观分析，发现样品锈蚀段 均为镀锌钢绞线，而且地线与线夹连接处也容易发生严重的 锈蚀，镀锌层基本消耗，锈蚀长度约为 20cm ～ 25cm。在线 夹上的锈蚀主要有黄色锈蚀和白色锈蚀两种，其他部位则是 少数绞线发生锈蚀，虽然镀锌层发生颜色变化，但是仍具有 防锈蚀功能。 2.2 X 射线衍射分析 对抽查的线夹样品的成分进行光谱定量分析，并与相应 的电力金具技术指标进行核对， 样品中铝含量均高于 99.5%， 符合线夹化学成分设计要求。光谱分析结果详见表 1。
图 2 线夹锈蚀样品金相分析
组织则疏松多孔，而且金相颜色发深，但是晶体结构并无显 著变化。金相组织中也有明显得脱碳现象，晶粒较大，提示 此处发生锈蚀过程中温度较高，线夹金属组织发生再生长。 2.4 盐雾分析 为分析超高压线路在盐雾环境下的锈蚀情况，对线夹 进行盐雾环境下的试验分析。盐雾试验后线夹附近产生明显 大面积黄锈，没有黄锈的镀锌钢绞线缝隙之间也出现大量白 锈，在多个样品中腐蚀最严重。 2.5 通流分析 根据本文的前期试验结果，超高压线路的线夹按某超高 压线路的现场工艺压接后与等长导线的电阻比为 0.85，若通 电后线路升温，则升温后的电阻比为 4.02 ； 说明当腐蚀产生 温升后电阻更进一步剧烈增大，成数量级增加。过大的接触 电阻将导致通流时发热。完成经盐雾腐蚀试验后的对线夹样 品进行与超高压线路通电同样条件的通流试验。 （1）温升前直流电阻测量。试验时，在回路中通入稳定 的 20A、30A 正反向直流电流，采用直流压降法进行测量。 +20A 电流线夹样品 1 电阻值为 945.0µΩ、线夹样品 2 电阻 值为 1379.5µΩ ； 对应等长导线 1 电阻值为 1730.0µΩ，等长 导线 2 电阻值为 1837.0µΩ。-20A 电流线夹样品 1 电阻值 为 960.0µΩ、线夹样品 2 电阻值为 1435.0µΩ ； 对应等长导 线 1 电阻值为 1745.0µΩ，等长导线 2 电阻值为 1850.0µΩ。 +30A 电流线夹样品 1 电阻值为 954.0µΩ、线夹样品 2 电阻 值为 1409.7µΩ ； 对应等长导线 1 电阻值为 1734.3µΩ，等长 导线 2 电阻值为 1847.3µΩ。-30A 电流线夹样品 1 电阻值为 961.0µΩ、线夹样品 2 电阻值为 1450.0µΩ ； 对应等长导线 1 电阻值为 1740.0µΩ，等长导线 2 电阻值为 1848.0µΩ。 （2） 温升后直流电阻测量。 试验在电气试验室进行。 在回 路中通入稳定的 20A、 30A 正反向直流电流， 采用直流压降法 进行测量。+20A 电流线夹样品 1 电阻值为 240.5µΩ、 线夹样 品 2 电阻值为 578.0µΩ； 对应等长导线 1 电阻值为 179.0µΩ，
表 1 线夹化学成分分析
元素成分 测点１ 测点２ 铝（ｗｔ％） ９９．６３ ９９．５３ 镁（ｗｔ％） — ０．４０ 硅（ｗｔ％） ０．２３ — 铁（ｗｔ％） ０．１４ ０．０７１
图 1 黄锈与白锈的 X 射线衍射分析结果
为分析黄色锈蚀和白色锈蚀的衍射光谱，分别从线夹样 品中刮取黄色锈蚀和白色锈蚀粉末， 采用 Rigaku Ultima IV 型 X 射线衍射仪进行 X 衍射光谱分析。分析结果如图 1 所示。 X 射线衍射结果表明， 黄色锈蚀样品中主要含有铁、 锌、 铝的氧化物，并含有少量的氯和硫，表明线夹已经发生严重 的锈蚀。白色锈蚀样品中主要是铝的氢氧化物和氧化物，提 示白色锈蚀为铝发生氧化锈蚀。 2.3 金相分析 选取线夹的内部锈蚀样品，经过镶样、打磨、抛光后进 行金相检验，线夹的金相检验结果如图 2 所示。 金相检验显示，样品的金相组织属于正常的珠光体，渗 碳体也呈均匀层状分布。但是，发生黄色锈蚀的样品的金相
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工业技术
2017 NO.12 （ 上）
中国新技术新产品
等长导线 2 电阻值为 328.5µΩ。-20A 电流线夹样品 1 电阻值 为 244.5µΩ、线夹样品 2 电阻值为 583.5µΩ ； 对应等长导线 1 电阻值为 180.0µΩ，等长导线 2 电阻值为 330.5µΩ。+30A 电流线夹样品 1 电阻值为 245.7µΩ、线夹样品 2 电阻值为 579.7µΩ； 对应等长导线 1 电阻值为 179.7µΩ， 等长导线 2 电 阻值为 334.7µΩ。-30A 电流线夹样品 1 电阻值为 247.0µΩ、 线夹样品 2 电阻值为 583.0µΩ ； 对应等长导线 1 电阻值为 180.7µΩ，等长导线 2 电阻值为 334.0µΩ。 ３． 原因分析与对策 3.1 原因分析 （1）镀锌钢与铝的异种金属接触形成腐蚀电偶，加速电 化学腐蚀的发生。采用线夹压接的地线，表面是锌层，基体 是钢铁，而线夹是铝材质，3 种金属腐蚀电位不同，相互接 触时形成腐蚀电偶，发生电化学腐蚀。 （2）线夹铝发生阳极氧化腐蚀。线夹分别与两根地线相 连，但一侧腐蚀重，一侧腐蚀轻，具有显著差异，体现出阳 极氧化的特征。腐蚀重的一侧线夹内壁出现大量疏松白锈， 经试验分析均证实为铝的氧化物。