电力设备带电检测技术要求规范0530

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1、word电力设备带电检测技术规X国家电网公司2010年1月29 / 32目录前言I1 X围12 规X性引用文件13 定义15 变压器检测项目、周期和标准46 套管检测项目、周期和标准57 电流互感器检测项目、周期和标准68 电压互感器、耦合电容器检测项目、周期和标准89 避雷器检测项目、周期和标准910 GIS本体检测项目、周期和标准1011 开关柜检测项目、周期和标准1212 敞开式SF6断路器检测项目、周期和标准1213 高压电缆带电检测项目、周期和标准13附录A 高频局部放电检测标准17附录B 高频局部放电检测典型图谱18附录C GIS超高频局部放电检测典型图谱21附录D 高压电缆局部放

2、电典型图谱29附录E 编制说明30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X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X。本标准附录A为规X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：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：某某省电力公司、某某省电力公司、某某省电力公司本标准的主要起草人：X庆时、X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

3、国家电网公司生产部负责解释。本标准自发布之日起实施。1 X围本规X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X适用于10kV与以上交流电力设备的带电检测。2 规X性引用文件如下文件中的条款通过本规X的引用而成为本规X的条款，其最新版本适用于本规X。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如此GB/T 5654 液体绝缘材料工频相对介电常数、

4、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XDL 419电力用油名词术语DL 429.9 绝缘油介电强度测定法Q/GDW 168 输变电设备状态检修试验规程Q/GDW 169 油浸式变压器电抗器状态评价导如此Q/GDW 170 油浸式变压器电抗器状态检修导如此Q/GDW 171 SF6高压断路器状态评价导如此Q/GDW 172 SF6高压断路器状态检修导如此3 定义3.1 带电检测一般采用便携式检测设备，在运行状态下，对设备状态量进展的现场检测，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。3.2 高频局部放电检测高频

5、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展采集、分析、判断的一种检测方法。3.3 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展检测和诊断。3.4 超声波信号检测超声波检测技术是指对频率介于20kHz-200kHz区间的声信号进展采集、分析、判断的一种检测方法。3.5 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展采集、分析、判断的一种检测方法。3.6 暂态地电压检测局部放电发生时，在接地的金属外表将产生瞬时地电压，这个地电压将沿金属的外表向各个方向传播。通过检测地电压

6、实现对电力设备局部放电的判别和定位。3.7 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展检测。3.8 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一样电压下在电容末端测得两个电流矢量差，对该差值进展正切换算，换算所得数值叫做相对介质介质损耗因数。3.9 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。3.10 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准确定位。3.11 金属护套接地系统

7、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。4 总如此4.1 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。4.2 带电检测实施原如此带电检测的实施，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X，制定适合本地区的实施细如此或补充规定。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

8、设备上检测到缺陷时，应当对相邻设备进展检测，正确定位缺陷。同时，采用多种检测技术进展联合分析定位。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根底，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X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

9、能解决全部问题，必要时、局部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 横向与纵向比拟同样运行条件、同型号的电力设备之间进展横向比拟，同一设备历次检测进展纵向比拟，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。4.3 在进展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。4.4 进展检测时，环境温度一般应高于+5；室外检测应在良好天气进展，且空气相对湿度一般不高于80%。4.5 室外进展红外热像检测宜在日出

10、之前、日落之后或阴天进展。4.6 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。4.7 进展设备检测时，应结合设备的结构特点和检测数据的变化规律与趋势，进展全面地、系统地综合分析和比拟，做出综合判断。4.8 对可能立即造成事故或扩大损伤的缺陷类型如涉与固体绝缘的放电性严重缺陷、产气速率超过标准注意值等，应尽快停电进展针对性诊断试验，或采取其它较稳妥的监测方案。4.9 在进展带电检测时，带电检测接线应不影响被检测设备的安全可靠性。4.10 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展联合检测，检测过程中发现异常信号，应注意组合技术的应用进展关

11、联分析。4.11 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。4.12 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，不能有效进展带电检测，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。4.13 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

12、出来的信号是否具有家族性特征。5 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1330kV 与以上：3月；220kV：半年；110kV与66kV：1年；2投运后3必要时按Q/GDW 168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11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与标准图谱附录比拟。2新设备

13、投运、大修后1周内完成。3适用于铁芯、夹件与电容末屏接地线，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展该项测量5.1 红外热像检测检测变压器箱体、储油柜、套管、引线接头与电缆终端，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。5.2 油中溶解气体分析对于66kV与以上设备，除例行试验外，新投运、对核心部件或主体进展解体性检修后重新投运的变压器，在投运后的第1、4、10、30天各进展一次本项试验。假如有增长趋势，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。取样与测量程

14、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与发生了出口或近区短路故障时，应进展额外的取样分析。5.3 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，比拟其它检测方法，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展综合分析。6 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11年至2

15、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与标准图谱附录比拟。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11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） 采用相对值比拟法，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

16、。4相对电容量比值11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） 采用相对值比拟法，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。6.1 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。6.2 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，应比拟其它检测方法进展

17、综合分析。6.3 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，应停电进展例行试验。6.4 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，应停电进展例行试验。7 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11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

18、标准图谱附录比拟。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11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） 采用相对值比拟法，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11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） 采用相对值比拟法，

19、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。7.1 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。7.2 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，应比拟其它检测方法进展综合分析。7.3 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

20、值。当达到缺陷标准时，应停电进展例行试验。7.4 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，应停电进展例行试验。8 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11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与标准图谱附录比拟。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

21、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11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301） 采用相对值比拟法，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11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） 采用相对值比拟法，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

22、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。8.1 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。8.2 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，应比拟其它检测方法进展综合分析。8.3 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，应停电进展例行试验。8.4 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

23、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，应停电进展例行试验。9 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11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与标准图谱附录比拟。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135kV与以上金属氧化物避雷器：投运后半年内测量1次，运行1年

24、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，测量值与初始值比拟，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，应注意瓷套外表状况的影响与相间干扰影响。9.1 红外热像检测用红外热像仪检测避雷器本体与电气连接部位，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。9.2 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，应比拟其它检测方法进展综合分析。通过与同组间其它避雷器的测量结果相

25、比拟做出判断，应无显著差异。本项目宜在每年雷雨季节前进展。10 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/T6642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。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10 dB。4SF6气体湿度20 (L/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

26、灭弧室气室：1502其他气室：250运行中：1断路器灭弧室气室：3002其他气室：5005SF6气体纯度1投运后1年内2必要时1正常：纯度97%。6SF6气体分解物20 (L/L)1投运后1年，以后3年1次2必要时1正常：SO22且H2S22缺陷： SO25或H2S57SF6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10.1 红外热像检测检测各单元与进、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一样单元进展比拟。测量时记录环境温度、负荷与其近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

27、备投运、A类检修后周内完成。 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。10.2 超高频局部放电检测GHz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X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展。进展局部放电定位时，可采用示波器采样精度至少1GHz以上等进

28、展准确定位，必要时也可通过改变电气设备一次运行方式进展。 1新设备投运、A类检修后周内完成。 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展检测；其它结构参照执行。 3异常情况应缩短检测周期。10.3 超声波局部放电检测一般检测频率在20100kHz之间的信号，假如有数值显示，可根据显示的dB值进展分析。假如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、手段进展综合判断。 1新设备投运、A类检修后周内完成。 2异常情况应缩短检测周期。10.4 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

29、成之后，按要求恢复补气口，注意按力矩要求紧固并检漏。10.5 SF6气体纯度和SF6气体分解物检测可选择性地进展测量SF6气体分解物。测量方法参考DL/T917、DL/T918、DL/T919、DL/T920、DL/T921。11 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：柜体外表温度与环境温差20K。2缺陷：柜体外表温度与环境温差20K。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。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2

30、0dB。2异常：相对值20dB。11.1 红外热像检测检测开关柜与进、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一样开关柜进展比拟。测量时记录环境温度、负荷与其近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新设备投运后周内应开展一次测温。3对大电流柜酌情考虑。11.2 超声波局部放电检测一般检测频率在20100kHz之间的信号，假如有数值显示，可根据显示的dB值进展分析。假如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展综合判断。1新设备投运、大修后周内应进展一次检测。2异常情况应缩短检测周期。11.3

31、 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展。有异常情况时可开展长时间在线监测，采集监测数据进展综合判断。1新设备投运后周内应进展一次检测。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。12 敞开式SF6断路器检测项目、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大修后4必要时1正常：热像图本体相间同类部位热点温差3K2异常：热像图本体相间同类部位热点温差3K2SF6气体湿度20 (L/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：150运行中：3003SF6气体纯度1投运后1年内2必要时1正常：纯度97

32、%4SF6气体分解物20 (L/L)1投运后1年，以后3年1次2必要时1正常：SO22且H2S22缺陷：SO25或H2S55SF6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12.1 红外热像检测检测断路器本体与电气连接处，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展比拟。测量时记录环境温度、负荷与其近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类检修后周内应开展一次检测。3异常情况应缩短检测周期。13 高压电缆带电检测项目、周期和标准序号项目周期标准说明1 红外热像检测1大修后带负荷一

33、周内但应超过24h；2其他3个月1次；3必要时1对于外部金属连接部位，相间温差超过6应加强监测，超过10应申请停电检查；2终端本体相间超过2应加强监测，超过4应停电检查。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必要时：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。注意：需要对电缆线路各处分别进展测量，防止遗漏测量部位；被检电缆带电运行，带电运行时间应该在24小时以上，并尽量移开或避开电缆与测温仪之间的遮挡物，如玻璃窗、门或盖板等；最好在设备负荷顶峰状态下进展，一般不低于额定负荷30%。2外护层接地电流1） 交接后一周内2） 3个月

34、1次3必要时正常： 满足下表全部条件时；异常： 满足下表任何一项条件时；接地电流绝对值100A接地电流与负荷比值20单相接地电流最大值/最小值1dB且3dB。3缺陷：数值3dB。13.1 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展检测和诊断。检测时最好在设备负荷顶峰状态下进展，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、负荷与其近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/T 664；2新设备投运、大修后周内完成；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

35、线路各处分别进展测量。13.2 外护层接地电流 对电缆金属护套的环流和接地电流进展测量，对电缆线路接地系统的运行状态进展检测和分析。1新建、扩改建电气设备在投运初期一周内应进展一次接地电流检测；2在每年大负荷降临之前以与大负荷过后，或者度夏顶峰前后，应加强对外护层接地电流的检测；3对于运行环境差、设备陈旧与缺陷设备，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开展变化趋势。13.3 电缆终端与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，应比拟其它检测方法进展综合分析。13

36、.4 电缆终端与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，应比拟其它检测方法进展综合分析。13.5 电缆终端与中间接头超声波局部放电检测一般检测频率在20100kHz之间的信号，假如有数值显示，可根据显示的dB值进展分析。假如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X性附录高频局部放电测试结果图谱特征放电幅值说明缺陷具有典型局部放电的检测图谱且放电幅值较大放电相位图谱具有明显180度特征，且幅值正负清楚大于500mV，并参考放电频率。

37、缺陷应密切监视，观察其开展情况，必要时停电检修。通常频率越低，缺陷越严重。异常具有局部放电特征且放电幅值较小放电相位图谱180度分布特征不明显，幅值正负模糊小于500mV大于100mV，并参考放电频率。异常情况缩短检测周期。正常无典型放电图谱没有放电特征没有放电波形按正常周期进展附录B 高频局部放电检测典型图谱资料性附录放电类型图谱类型图谱特征电晕放电相位图谱分类图谱单个脉冲时域波形单个脉冲频域波形内部放电相位图谱分类图谱单个脉冲时域波形单个脉冲频域波形沿面放电相位图谱分类图谱附录C GIS超高频局部放电检测典型图谱资料性附录定义：1、 单周期检测数据： 检测一个50Hz周期局部放电的峰值与相

38、位角。2、 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。3、 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：电晕放电单周期检测图谱峰值检测图谱PRPD检测图谱金属颗粒放电单周期检测图谱峰值检测图谱PRPD检测图谱空隙放电单周期检测图谱峰值检测图谱PRPD检测图谱移动电极局部放电单周期检测图谱峰值检测图谱PRPD检测图谱GIS超高频典型干扰图谱：雷达噪音单周期检测图谱峰值检测图谱PRPD检测图谱马达噪音单周期检测图谱峰值检测图谱PRPD检测图谱闪光噪音单周期检测图谱峰值检测

39、图谱PRPD检测图谱移动 噪音单周期检测图谱峰值检测图谱PRPD检测图谱附录D 高压电缆局部放电典型图谱资料性附录序号项目周期标准说明高压电缆局部放电电缆本体与接头局部放电试验12年2必要时正常：无典型放电图谱。正常35kVQ20pC110kVQ10pC220kVQ10pC异常：具有局部放电特征但放电量较小。异常I,II35kV20pCQ100pC110kV10pCQ40pC40pCQ80pC220kV10pCQ20pC20pCQ80pC220kVQ50pC处理标准停电，进展离线检测并检修1曾经发生事故的电缆线路应密切关注，并适当缩短监测周期。2与标准图谱附录B 高频局部放电检测典型图谱比拟，

40、确定局部放电与类型。3异常与缺陷应根据处理标准进展处理。4当测试须加滤波器时应把无滤波器和加滤波器的文件分别命名和存储；5当检测到异常时，需对该电缆接头相邻的两组接头进展检测并分别建文件进展放电谱图和放电波形的记录；6当检测到异常情况时，每个记录部位应记录不少于5X放电谱图3X波形图。附录E 编制说明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，电力科技的高速开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X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

41、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，与时、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，防止设备事故的发生，节省人力、物力，防止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。本规X由国家电网公司生产技术部在广泛的调研根底上，结合局部带电检测工作开展比拟好的单位经验，于2009年8月提出由市电力公司编写技术规X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屡次会议

42、，对规X的编制给予协调和指导，并组织专家对规X屡次提出修改意见。2009年9月至11月期间，国家电网公司委派中国电科院专家屡次到市电力公司进展现场调研、考察、验证，有关网省公司组织人员到公司交流，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、市电力公司、中国电力科学研究院、国网电力科学研究院、某某省电力公司、某某省电力公司、某某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X征求意见稿的意见。2010年1

43、月，国家电网公司收到24个网省公司的反应意见，规X起草人针对每条反应意见均给出答复，对合理的建议给予采纳完善规X，并形成送审稿。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拟，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，更容易建立技术与管理人员的信心，适合当前的电力管理模式。同时在检测设备维护本钱方面，前者与后者相比拟几乎可以忽略不计。同时，任何一项在线监测技术都可以转化为带电检测技术，而局部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

44、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，要采取多项技术加以验证，最后通过停电检测来比照分析。比如带有频率的信号，要不但要注意幅值的变化，还要注意频率的X围、带宽和开展趋势，这可能需要超高频、高频、射频、超声波、声波组合检测，再通过频谱仪分析，高速示波器分析等，也许还需要红外、气体检测等技术，通过组合技术的应用，能够给设备进展确诊。带电检测目前刚刚走向实用化阶段，规X中的标准还是经验值，可能局部标准过于严格，会给设备诊断带来一定的误判。但这项工作给我们设备管理者带来一种新的诊断设备状态量的方法，符合国家电网公司开展状态检修的大方向。各单位在实施过程中应不断积累经验，采用带电检测与例行试验相结合的方式，不断修正标准，假如干年后我们就会真正会将规X上升为标准。由于局部设备带电检测受当地电磁环境影响较大，各单位可根据规X适当修订局部数值，并上报国家电网公司备案。规X目前所列设备与项目并没有完全涵盖电网中全部设备，今后将不断吸收其他类设备带电检测成功经验和新增项目，以充实丰富该规X。