电力设备带电检测技术规范.docx

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电力设备带电检测技术规范

电力设备带电检测技术规范

国家电网公司

2010年1月

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。

11　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。

12　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

13　定义

.1　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。

.2　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。

.3　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。

.4　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。

.5　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。

.6　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。

.7　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。

.8　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。

.9　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。

.10　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。

.11　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。

14　总则

.1　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。

.2　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。

4.2.1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。

4.2.2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。

4.2.3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。

4.2.4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。

4.2.5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。

4.2.6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。

4.2.7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。

.3　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。

.4　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%。

.5　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。

.6　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。

.7　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。

.8　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。

.9　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。

.10　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。

.11　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。

.12　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。

.13　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。

15　变压器检测项目、周期和标准

序号

项目

周期

标准

说明

1

红外热像检测

1）半年至1年

2）投运后

3）必要时

按DL/T664要求执行。

新设备投运后1周内完成。

2

油中溶解气体分析

1）330kV及以上：

3月；

220kV：

半年；

110kV及66kV：

1年；

2）投运后

3）必要时

按Q/GDW168要求执行。

1）异常情况应缩短检测周期。

2）已安装成熟在线监测的设备，可根据情况适当缩短在线检测周期，延长人工取样周期。

3

高频局部放电检测

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

无典型放电图谱。

2）异常：

在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。

3）缺陷：

具有典型局部放电的检测图谱。

1）与标准图谱（附录）比较。

2）新设备投运、大修后1周内完成。

3）适用于铁芯、夹件及电容末屏接地线，其它结构参照执行。

4）异常情况应缩短检测周期。

4

铁芯接地电流测量

必要时

≤100mA

当怀疑有铁芯多点接地时进行该项测量

.1　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。

.2　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。

.3　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。

16　套管检测项目、周期和标准

序号

项目

周期

标准

说明

1

红外热像检测

1）半年至1年

2）投运后

3）必要时

按DL/T664要求执行。

新设备投运后1周内完成。

2

高频局部放电检测

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

无典型放电图谱。

2）异常：

在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。

3）缺陷：

具有典型局部放电的检测图谱。

1）与标准图谱（附录）比较。

2）新设备投运、大修后1周内完成。

3）适用于电容末屏接地线，其它结构参照执行。

4）异常情况应缩短检测周期。

3

相对介质介质损耗因数

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

初值差≤10%。

2）异常：

初值差>10%且≤30%

3）缺陷：

初值差>30%

1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证在15米以内。

2）初值宜选取：

设备停电状态下的介质损耗因数为合格，带电后立即检测的数值作为初值。

3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。

4

相对电容量比值

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

初值差≤5%。

2）异常：

初值差>5%且≤20%

3）缺陷：

初值差>20%

1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证在15米以内。

2）初值宜按下述方法选取：

设备停电状态下的电容量合格，带电后立即检测的数值作为初值。

3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。

.1　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。

.2　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。

.3　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。

.4　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。

17　电流互感器检测项目、周期和标准

序号

项目

周期

标准

说明

1

红外热像检测

1）半年至1年

2）投运后

3）必要时

按DL/T664要求执行。

新设备投运后1周内完成。

2

高频局部放电检测

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

无典型放电图谱。

2）异常：

在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。

3）缺陷：

具有典型局部放电的检测图谱。

1）与标准图谱（附录）比较。

2）新设备投运、大修后1周内完成。

3）适用于电容末屏接地线，其它结构参照执行。

4）异常情况应缩短检测周期。

3

相对介质介质损耗因数

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

初值差≤10%。

2）异常：

初值差>10%且≤30%

3）缺陷：

初值差>30%

1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证在15米以内。

2）初值宜选取设备停电状态下的介质损耗因数合格，带电后立即检测的数值作为初值。

3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。

4

相对电容量比值

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

初值差≤5%。

2）异常：

初值差>5%且≤20%

3）缺陷：

初值差>20%

1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证在15米以内。

2）初值宜按下述方法选取：

设备停电状态下的电容量合格，带电后立即检测的数值作为初值。

3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。

.1　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。

.2　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。

.3　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。

.4　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。

18　电压互感器、耦合电容器检测项目、周期和标准

序号

项目

周期

标准

说明

1

红外热像检测

1）半年至1年

2）投运后

3）必要时

按DL/T664要求执行。

新设备投运后1周内完成。

2

高频局部放电检测

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

无典型放电图谱。

2）异常：

在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。

3）缺陷：

具有典型局部放电的检测图谱。

1）与标准图谱（附录）比较。

2）新设备投运、大修后1周内完成。

3）适用于从电容末端抽取信号，其它结构参照执行。

4）异常情况应缩短检测周期。

3

相对介质介质损耗因数

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

初值差≤10%。

2）异常：

初值差>10%且≤30%

3）缺陷：

初值差>30

1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证在15米以内。

2）初值宜选取设备停电状态下的介质损耗因数合格，带电后立即检测的数值作为初值。

3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。

4

相对电容量比值

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

初值差≤5%。

2）异常：

初值差>5%且≤20%

3）缺陷：

初值差>20%

1）采用相对值比较法，单根测试线长度应保证在15米以内。

2）初值宜按下述方法选取：

设备停电状态下的电容量合格，带电后立即检测的数值作为初值。

3）相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。

.1　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。

.2　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。

.3　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。

.4　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。

19　避雷器检测项目、周期和标准

序号

项目

周期

标准

说明

1

红外热像检测

1）半年至1年

2）投运后

3）必要时

按DL/T664要求执行。

新设备投运后1周内完成。

2

高频局部放电检测

1）1年至2年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

无典型放电图谱。

2）异常：

在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。

3）缺陷：

具有典型局部放电的检测图谱。

1）与标准图谱（附录）比较。

2）新设备投运、大修后1周内完成。

3）适用于从避雷器末端抽取信号，其它结构参照执行。

4）异常情况应缩短检测周期。

3

运行中持续电流检测

1）35kV及以上金属氧化物避雷器：

投运后半年内测量1次，运行1年后每年雷雨季前测量1次

2）必要时

1）测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，不应有明显变化，当阻性电流增加一倍时，必须停电检查。

2）当阻性电流初值差达到+50%时，适当缩短监测周期。

测量时应记录环境温度，相对湿度，和运行电压，应注意瓷套表面状况的影响及相间干扰影响。

.1　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。

.2　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。

110　GIS本体检测项目、周期和标准

序号

项目

周期

标准

说明

1

红外热像检测

1）半年至1年

2）投运后

3）大修后

4）必要时

参考DL/T664

见10.1条

2

超高频局部放电检测

1）半年至1年

2）投运后

3）大修后

4）必要时

1）正常：

无典型放电图谱。

2）异常：

在同等条件下同类设备检测的图谱有明显区别。

3）缺陷：

具有典型局部放电的检测图谱。

见10.2条

3

超声波局部放电检测

1）半年至1年

2）投运后

3）大修后

4）必要时

1）正常：

无典型放电波形或音响，且≤5dB。

2）异常：

数值>5dB。

3）缺陷：

数值>10dB。

见10.3条

4

SF6气体湿度20℃（μL/L）

1）投运后1年，以后3年1次

2）补气24h后

3）大修后

4）必要时

新安装、大修后：

1）断路器灭弧室气室：

≤150

2）其他气室：

≤250

运行中：

1）断路器灭弧室气室：

≤300

2）其他气室：

≤500

见10.4条

5

SF6气体纯度

1）投运后1年内

2）必要时

1）正常：

纯度≥97%。

见10.5条

6

SF6气体分解物20℃（μL/L）

1）投运后1年，以后3年1次

2）必要时

1）正常：

SO2≤2且H2S≤2

2）缺陷：

SO2≥5或H2S≥5

见10.5条

7

SF6气体泄漏成像法检测

1）补气间隔小于2年时

2）必要时

SF6设备各部位无泄漏迹象

.1　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。

.2　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。

.3　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。

.4　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。

.5　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。

111　开关柜检测项目、周期和标准

序号

项目

周期

标准

说明

1

红外热像检测

1）半年至1年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

柜体表面温度与环境温差≤20K。

2）缺陷：

柜体表面温度与环境温差>20K。

见11.1条

2

超声波局部放电检测

1）半年至1年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

无典型放电波形或音响，且数值≤8dB。

2）异常：

数值>8dB且≤15dB。

3）缺陷：

数值>15dB。

见11.2条

3

暂态地电压检测

1）半年至1年

2）投运后

3）必要时

1）正常：

相对值≤20dB。

2）异常：

相对值>20dB。

见11.3条

.1　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。

.2　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