电力设备带电检测技术规范0530.docx
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电力设备带电检测技术规范0530
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电力设备带电检测技术规范20130530
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电力设备带电检测技术规范
国家电网公司
2010年1月
TOC\o"1-1"\h\z\uHYPERLINK\l"_Toc251844558"前言PAGEREF_Toc251844558\hI
HYPERLINK\l"_Toc251844559"1范围PAGEREF_Toc251844559\h1
HYPERLINK\l"_Toc251844560"2规范性引用文件PAGEREF_Toc251844560\h1
HYPERLINK\l"_Toc251844561"3定义PAGEREF_Toc251844561\h1
HYPERLINK\l"_Toc251844562"5变压器检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844562\h4
HYPERLINK\l"_Toc251844563"6套管检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844563\h5
HYPERLINK\l"_Toc251844564"7电流互感器检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844564\h6
HYPERLINK\l"_Toc251844565"8电压互感器、耦合电容器检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844565\h8
HYPERLINK\l"_Toc251844566"9避雷器检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844566\h9
HYPERLINK\l"_Toc251844567"10GIS本体检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844567\h10
HYPERLINK\l"_Toc251844568"11开关柜检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844568\h12
HYPERLINK\l"_Toc251844569"12敞开式SF6断路器检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844569\h12
HYPERLINK\l"_Toc251844570"13高压电缆带电检测项目、周期和标准PAGEREF_Toc251844570\h13
HYPERLINK\l"_Toc251844571"附录A高频局部放电检测标准PAGEREF_Toc251844571\h17
HYPERLINK\l"_Toc251844572"附录B高频局部放电检测典型图谱PAGEREF_Toc251844572\h18
HYPERLINK\l"_Toc251844573"附录CGIS超高频局部放电检测典型图谱PAGEREF_Toc251844573\h21
HYPERLINK\l"_Toc251844574"附录D高压电缆局部放电典型图谱PAGEREF_Toc251844574\h29
HYPERLINK\l"_Toc251844575"附录E编制说明PAGEREF_Toc251844575\h30
前言
电力设备带电检测是发现设备潜伏性运行隐患的有效手段，是电力设备安全、稳定运行的重要保障。
为规范和有效开展电力设备带电检测工作，参考国内外有关标准，结合实际情况，制订本规范。
本标准附录A为规范性附录，附录B、附录C、附录D为资料性附录。
本标准由国家电网公司生产技术部提出。
本标准由国家电网公司科技部归口。
本标准主要起草单位：
北京市电力公司、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院
本标准参加起草单位：
江苏省电力公司、福建省电力公司、湖北省电力公司
本标准的主要起草人：
刘庆时、张国强、丁屹峰、韩晓昆、黄鹤鸣、杨清华、赵颖、闫春雨、毛光辉、彭江、牛进仓、孙白、王承玉
本标准由国家电网公司生产部负责解释。
本标准自发布之日起实施。
范围
本规范规定了主要电力设备带电检测的项目、周期和判断标准，用以判断在运设备是否存在缺陷，从而预防设备发生故障或损坏，保障设备安全运行。
本规范适用于10kV及以上交流电力设备的带电检测。
规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款，其最新版本适用于本规范。
GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB/T7354局部放电测量
GB/T7252变压器油中溶解气体分析和判断标准
GB7674六氟化硫封闭式组合电器
GB/T8905六氟化硫设备中气体管理和检验导则
GB/T5654液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量
DL/T596电力设备预防性试验规程
DL/T664带电设备红外诊断应用规范
DL419电力用油名词术语
DL429.9绝缘油介电强度测定法
Q/GDW168输变电设备状态检修试验规程
Q/GDW169油浸式变压器（电抗器）状态评价导则
Q/GDW170油浸式变压器（电抗器）状态检修导则
Q/GDW171SF6高压断路器状态评价导则
Q/GDW172SF6高压断路器状态检修导则
定义
带电检测
一般采用便携式检测设备，在运行状态下，对设备状态量进行的现场检测，其检测方式为带电短时间内检测，有别于长期连续的在线监测。
高频局部放电检测
高频局部放电检测技术是指对频率介于3MHz-30MHz区间的局部放电信号进行采集、分析、判断的一种检测方法。
红外热像检测
利用红外热像技术，对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备进行检测和诊断。
超声波信号检测
超声波检测技术是指对频率介于20kHz-200kHz区间的声信号进行采集、分析、判断的一种检测方法。
超高频局部放电检测
超高频检测技术是指对频率介于300MHz-3000MHz区间的局部放电信号进行采集、分析、判断的一种检测方法。
暂态地电压检测
局部放电发生时，在接地的金属表面将产生瞬时地电压，这个地电压将沿金属的表面向各个方向传播。
通过检测地电压实现对电力设备局部放电的判别和定位。
接地电流测量
通过电流互感器或钳形电流表对设备接地回路的接地电流进行检测。
相对介质介质损耗因数
两个电容型设备在并联情况下或异相相同电压下在电容末端测得两个电流矢量差，对该差值进行正切换算，换算所得数值叫做相对介质介质损耗因数。
SF6气体分解物检测
在电弧、局部放电或其他不正常工作条件作用下，SF6气体将生成SO2、H2S等分解产物。
通过对SF6气体分解物的检测，达到判断设备运行状态的目的。
SF6气体泄漏成像法检测
通过利用成像法技术（如：
激光成像法、红外成像法），可实现SF6设备的带电检漏和泄漏点的精确定位。
金属护套接地系统
为限制电缆金属护套感应电压，将电缆金属护套通过不同方式与地电位连接构成的完整系统。
总则
对电力设备的带电检测是判断运行设备是否存在缺陷，预防设备损坏并保证安全运行的重要措施之一。
带电检测实施原则
带电检测的实施，应以保证人员、设备安全、电网可靠性为前提，安排设备的带电检测工作。
在具体实施时，应根据本地区实际情况（设备运行情况、电磁环境、检测仪器设备等），依据本规范，制定适合本地区的实施细则或补充规定。
带电局部放电检测判定
带电局部放电检测中缺陷的判定应排除干扰，综合考虑信号的幅值、大小、波形等因素，确定是否具备局部放电特征。
缺陷定位
电力设备互相关联，在某设备上检测到缺陷时，应当对相邻设备进行检测，正确定位缺陷。
同时，采用多种检测技术进行联合分析定位。
与设备状态评价相结合
状态检测是开展设备状态评价的基础，为消隐除患、更新改造提供必要的依据。
同时，状态评价为较差的设备、家族缺陷设备等是下一周期状态检测的重点对象。
最终目的都是尽最大可能控制设备故障停电风险、减少事故损失。
与电网运行方式结合
同一电网在不同运行方式下存在不同的关键风险点，阶段性的带电检测工作应围绕电网运行方式来展开，对关键设备适度加强测试能有效防范停电、电网事故。
与停电检测结合
带电检测是对常规停电检测的弥补，同时也是对停电检测的指导。
但是带电检测也不能解决全部问题，必要时、部分常规项目还是需要停电检测。
所以应以带电检测为主，辅以停电检测。
横向与纵向比较
同样运行条件、同型号的电力设备之间进行横向比较，同一设备历次检测进行纵向比较，是有效的发现潜在问题的方法。
新技术应用
带电检测已被证实为有效的检测手段，新技术不断涌现。
在保证电网、设备安全的前提下，积极探索使用新技术，积累经验，保证电网安全运行。
在进行与温度和湿度有关的各种检测时（如红外热像检测等），应同时测量环境温度与湿度。
进行检测时，环境温度一般应高于+5℃；室外检测应在良好天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。
室外进行红外热像检测宜在日出之前、日落之后或阴天进行。
室内检测局部放电信号宜采取临时闭灯、关闭无线通讯器材等措施，以减少干扰信号。
进行设备检测时，应结合设备的结构特点和检测数据的变化规律与趋势，进行全面地、系统地综合分析和比较，做出综合判断。
对可能立即造成事故或扩大损伤的缺陷类型（如涉及固体绝缘的放电性严重缺陷、产气速率超过标准注意值等），应尽快停电进行针对性诊断试验，或采取其它较稳妥的监测方案。
在进行带电检测时，带电检测接线应不影响被检测设备的安全可靠性。
当采用一种检测方法发现设备存在问题时，要采用其它可行的方法进一步进行联合检测，检测过程中发现异常信号，应注意组合技术的应用进行关联分析。
当设备存在问题时，信号应具有可重复观测性，对于偶发信号应加强跟踪，并尽量查找偶发信号原因。
老旧设备局部放电带电检测
带电高频局部放电检测需从末屏引下线抽取信号，很多老旧设备没有末屏引下线，不能有效进行带电检测，可以在工作中结合停电安装末屏端子箱和引下线，为带电检测创造条件。
从末屏抽取信号时，尽量采用开口抽取信号，不影响被检测设备的安全可靠运行。
带电检测信号表现出的家族性特征
应重视带电检测发现家族性缺陷的分析统计工作，查找缺陷发生的本质原因，着重从设备的设计、材质、工艺等方面查找，总结同型、同厂、同工艺的设备是否存在同样缺陷隐患，并分析这些缺陷在带电状态下表征出来的信号是否具有家族性特征。
变压器检测项目、周期和标准
红外热像检测
检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头及电缆终端，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。
检测和分析方法参考DL/T664。
油中溶解气体分析
对于66kV及以上设备，除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进行解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进行一次本项试验。
若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短试验周期。
烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。
取样及测量程序参考GB/T7252，同时注意设备技术文件的特别提示。
当怀疑有内部缺陷（如听到异常声响）、气体继电器有信号、经历了过负荷运行以及发生了出口或近区短路故障时，应进行额外的取样分析。
高频局部放电检测
检测从套管末屏接地线、高压电缆接地线（变压器为电缆出线结构）、铁芯和夹件接地线上取信号。
正常时应无典型放电图谱（见附录B）。
当怀疑有局部放电时，比较其它检测方法，如油中溶解气体分析、超高频局部放电检测、超声波检测等方法对该设备进行综合分析。
套管检测项目、周期和标准
红外热像检测
检测高压引线连接处、套管本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。
检测和分析方法参考DL/T664。
高频局部放电检测
检测从套管末屏接地线上取信号。
正常时应无典型放电图谱。
当怀疑有局部放电时，应比较其它检测方法进行综合分析。
相对介质介质损耗因数
检测从套管末屏接地线上取信号。
如取同相的电流互感器末屏电流与本身末屏电流差值的正切值。
当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
相对电容量比值
检测从套管末屏接地线上取信号。
如取同相的电流互感器电容与本身电容的比值。
当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
电流互感器检测项目、周期和标准
红外热像检测
检测高压引线连接处、电流互感器本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。
检测和分析方法参考DL/T664。
高频局部放电检测
检测从套管末屏接地线上取信号。
正常时应无典型放电图谱。
当怀疑有局部放电时，应比较其它检测方法进行综合分析。
相对介质介质损耗因数
检测从末屏接地线上取信号。
如取异相电流互感器或同相的套管末屏电流换算与自身末屏电流差值的正切值。
当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
相对电容量比值
检测从末屏接地线上取信号。
如取异相电流互感器或同相的套管末屏电流换算电容值与本身电容的比值。
当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
电压互感器、耦合电容器检测项目、周期和标准
红外热像检测
检测高压引线连接处、耦合电容器本体等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。
检测和分析方法参考DL/T664。
高频局部放电检测
检测从电容末端抽取信号。
正常时应无典型放电图谱。
当怀疑有局部放电时，应比较其它检测方法进行综合分析。
相对介质介质损耗因数
检测从电容末端接地线上取信号。
如取临近同相的电流互感器末屏电流与本身电流差值的正切值。
当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
相对电容量比值
检测从电容末端接地线上取信号。
如取临近同相的电流互感器末屏电流换算电容值与本身电容的比值。
当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
避雷器检测项目、周期和标准
红外热像检测
用红外热像仪检测避雷器本体及电气连接部位，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。
检测和分析方法参考DL/T664。
高频局部放电检测
检测从避雷器末端抽取信号。
正常时信号谱图应不具备局部放电特征。
当怀疑有局部放电时，应比较其它检测方法进行综合分析。
通过与同组间其它避雷器的测量结果相比较做出判断，应无显著差异。
本项目宜在每年雷雨季节前进行。
GIS本体检测项目、周期和标准
红外热像检测
检测各单元及进、出线电气连接处，红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对温差。
注意与同等运行条件下其他相同单元进行比较。
测量时记录环境温度、负荷及其近3小时内的变化情况，以便分析参考。
1）检测和分析方法可参考DL/T664。
2）新设备投运、A类检修后１周内完成。
3）对电压互感器隔室、避雷器隔室、电缆仓隔室重点检测。
4）异常情况应缩短检测周期。
超高频局部放电检测
GIS中局部放电波形有很陡的上升前沿，脉冲的持续时间只有几个纳秒，但在气室中的谐振时间达到毫秒数量级，使得在气室中多次谐振的频率最高可达1.5GHz以上；GIS的同轴结构相当于一个良好的波导，信号在其内部传播时衰减很小。
超高频放电脉冲的特征参数主要有信号的幅值、放电起始点和脉冲间隔，都可用于缺陷的识别。
超高频放电信号频谱范围一般为500-2000MHz，通过检测超高频电磁波信号可实现对电力设备局部放电类型的判别和定位。
在检测前应尽量排除环境的干扰信号。
检测中对干扰信号的判别可综合利用超高频法典型干扰图谱、频谱仪和高速示波器等仪器和手段进行。
进行局部放电定位时，可采用示波器（采样精度至少1GHz以上）等进行精确定位，必要时也可通过改变电气设备一次运行方式进行。
1）新设备投运、A类检修后１周内完成。
2）适用于非金属法兰绝缘盆子，带有金属屏蔽的绝缘盆子可利用浇注开口进行检测；其它结构参照执行。
3）异常情况应缩短检测周期。
超声波局部放电检测
一般检测频率在20－100kHz之间的信号，若有数值显示，可根据显示的dB值进行分析。
若检测到异常信号可利用超高频检测法、频谱仪和高速示波器等仪器、手段进行综合判断。
1）新设备投运、A类检修后１周内完成。
2）异常情况应缩短检测周期。
SF6气体湿度检测
SF6气体可以从补气口处取样，测量方法可参考DL/T506、DL/T914和DL/T915。
测量完成之后，按要求恢复补气口，注意按力矩要求紧固并检漏。
SF6气体纯度和SF6气体分解物检测
可选择性地进行测量SF6气体分解物。
测量方法参考DL/T917、DL/T918、DL/T919、DL/T920、DL/T921。
开关柜检测项目、周期和标准
红外热像检测
检测开关柜及进、出线电气连接处，红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对温差。
注意与同等运行条件下相同开关柜进行比较。
测量时记录环境温度、负荷及其近3小时内的变化情况，以便分析参考。
1）检测和分析方法按DL/T664规定。
2）新设备投运后１周内应开展一次测温。
3）对大电流柜酌情考虑。
超声波局部放电检测
一般检测频率在20－100kHz之间的信号，若有数值显示，可根据显示的dB值进行分析。
若检测到异常信号可利用超高频检测法、频谱仪和高速示波器等仪器和手段进行综合判断。
1）新设备投运、大修后１周内应进行一次检测。
2）异常情况应缩短检测周期。
暂态地电压检测
每个站所有开关柜检测时应使用同一设备进行。
有异常情况时可开展长时间在线监测，采集监测数据进行综合判断。
1）新设备投运后１周内应进行一次检测。
2）相对值：
被测设备数值与环境数值（金属）差。
3）异常情况可开展长时间在线监测。
敞开式SF6断路器检测项目、周期和标准
红外热像检测
检测断路器本体及电气连接处，红外热像图显示应无异常温升、温差和（或）相对温差。
注意与同等运行条件下其他断路器进行比较。
测量时记录环境温度、负荷及其近3小时内的变化情况，以便分析参考。
1）检测和分析方法按DL/T664规定。
2）新设备投运、A类检修后１周内应开展一次检测。
3）异常情况应缩短检测周期。
高压电缆带电检测项目、周期和标准
红外热像检测
利用红外成像技术，对电力电缆终端和非直埋式电缆中间接头、交叉互联箱、外护套屏蔽接地点等部位进行检测和诊断。
检测时最好在设备负荷高峰状态下进行，尽量移开或避开电缆与测温仪之间的遮挡物，记录环境温度、负荷及其近3小时内的变化情况，以便分析参考。
1）检测和分析方法可参考DL/T664；
2）新设备投运、大修后１周内完成；
3）当电缆线路负荷较重（超过50%）时，应适当缩短红外热像检测周期，建议一个月测量一次；
4）对电缆线路各处分别进行测量。
外护层接地电流
对电缆金属护套的环流和接地电流进行测量，对电缆线路接地系统的运行状态进行检测和分析。
1）新建、扩改建电气设备在投运初期一周内应进行一次接地电流检测；
2）在每年大负荷来临之前以及大负荷过后，或者度夏高峰前后，应加强对外护层接地电流的检测；
3）对于运行环境差、设备陈旧及缺陷设备，应增加检测次数；
4）对接地电流测量数据的分析，要结合电缆线路的负荷情况，综合分析接地电流异常的发展变化趋势。
电缆终端及中间接头高频局部放电检测
检测从电缆终端接地线上取信号，在电缆本体取同步信号。
正常时应无典型放电图谱。
当怀疑有局部放电时，应比较其它检测方法进行综合分析。
电缆终端及中间接头超高频局部放电检测
检测从电缆中间接头或交叉互联箱接地线上取信号，在电缆本体取同步信号。
正常时应无典型放电图谱。
当怀疑有局部放电时，应比较其它检测方法进行综合分析。
电缆终端及中间接头超声波局部放电检测
一般检测频率在20－100kHz之间的信号，若有数值显示，可根据显示的dB值进行分析。
若dB值显示为0，或无显示，但通过检测仪器可以听到疑似放电声音，也应引起注意。
附录A高频局部放电检测标准
（规范性附录）
附录B高频局部放电检测典型图谱
（资料性附录）
附录CGIS超高频局部放电检测典型图谱
（资料性附录）
定义：
单周期检测数据：
检测一个50Hz周期局部放电的峰值与相位角。
峰值检测数据：
检测50Hz周期的相位角与局部放电信号的峰值和放电速率的关系。
PRPD检测数据
获取局部放电信号峰值时，数据显示不同大小峰值的局部放电信号个数与50Hz周期相位角的关系。
GIS超高频局部放电典型图谱：
GIS超高频典型干扰图谱：
附录D高压电缆局部放电典型图谱
（资料性附录）
附录E编制说明
1.目的和意义
随着用电需求的迅猛增长，电网规模迅速扩大，社会对电网供电可靠性要求越来越高。
近年来，电力科技的高速发展使电力设备带电检测成为可能，凭借先进成熟的检测设备和诊断技术，我们在超前防范设备隐患、降低事故损失、提高工作效率、降低供电风险等方面大有可为。
国家电网公司适应新形势的需要，在公司系统内部推行电力设备带电检测工作。
带电检测的目的是采用有效的检测手段和分析诊断技术，及时、准确的掌握设备运行状态，保证设备的安全、可靠和经济运行。
此外，带电检测有别于在线监测，其具有投资小，见效快的特点，适合当前我国电力生产管理模式和经营模式。
带电检测技术的全面深入应用，能够提前发现电力设备潜伏性隐患，针对性的采取措施，避免设备事故的发生，节省人力、物力，避免由于检修时间较长所造成的经济损失，从而取得良好的经济效益。
2.编制过程回顾
本规范由国家电网公司生产技术部在广泛的调研基础上，结合部分带电检测工作开展比较好的单位经验，于2009年8月提出由北京市电力公司编写技术规范的要求。
本标准在编制中，国家电网公司生产技术部先后组织多次会议，对规范的编制给予协调和指导，并组织专家对规范多次提出修改意见。
2009年9月至11月期间，国家电网公司委派中国电科院专家多次到北京市电力公司进行现场调研、考察、验证，有关网省公司组织人员到北京公司交流，国家电网公司生产技术部主任会议期间，各网省公司生产技术部主任等领导现场观摩北京公司带电检测工作，一致认为该项工作值得推广应用。
2009年12月3日，由国家电网公司生产技术部、北京市电力公司、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院、江苏省电力公司、福建省电力公司、湖北省电力公司有关专家共同讨论，形成征求意见稿。
国家电网公司生产技术部利用函调方式，向系统内各网省公司广泛征求了对本规范征求意见稿的意见。
2010年1月，国家电网公司收到24个网省公司的反馈意见，规范起草人针对每条反馈意见均给出答复，对合理的建议给予采纳完善规范，并形成送审稿。
3.实施带电检测需要说明的几个问题
电力设备带电检测由于是在设备运行状态下开展的检测，因此，人员与设备安全是最重要的，各种带电检测技术必须有安全措施，不可为了得到测试数据而牺牲安全因素。
带电检测与成熟的在线监测技术相比较，前者在技术层面上劣于后者，但前者具有投资小见效快的特点，更容易建立技术及管理人员的信心，适合当前的电力管理模式。
同时在检测设备维护成本方面，前者与后者相比较几乎可以忽略不计。
同时，任何一项在线监测技术都可以转化为带电检测技术，而部分带电检测技术转化为在线监测是很难实现的。
带电检测受环境因素影响较大，测试过程中要注意信号的可重复性，重复性包括周期、幅值、波形、频率等。
带电检测技术要注重组合技术的应用。
当一项技术认为存在异常后，要采取多项技
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