電力設備帶電檢測技術規范國家電網公司2010年1月目 錄前 言I1 范圍12 規范性引用文件13 定義15 變壓器檢測項目、周期和標準46 套管檢測項目、周期和標準57 電流互感器檢測項目、周期和標準68 電壓互感器、耦合電容器檢測項目、周期和標準89 避雷器檢測項目、周期和標準910 GIS本體檢測項目、周期和標準1011 開關柜檢測項目、周期和標準1212 敞開式SF6斷路器檢測項目、周期和標準1213 高壓電纜帶電檢測項目、周期和標準13附錄A 高頻局部放電檢測標準17附錄B 高頻局部放電檢測典型圖譜18附錄C GIS超高頻局部放電檢測典型圖譜21附錄D 高壓電纜局部放電典型圖譜29附錄E 編制說明30Q/GDW 2009前 言電力設備帶電檢測是發現設備潛伏性運行隱患的有效手段，是電力設備安全、穩定運行的重要保障。為規范和有效開展電力設備帶電檢測工作，參考國內外有關標準，結合實際情況，制訂本規范。本標準附錄A為規范性附錄，附錄B、附錄C、附錄D為資料性附錄。本標準由國家電網公司生產技術部提出。本標準由國家電網公司科技部歸口。本標準主要起草單位：北京市電力公司、中國電力科學研究院、國網電力科學研究院本標準參加起草單位：江蘇省電力公司、福建省電力公司、湖北省電力公司本標準的主要起草人：劉慶時、張國強、丁屹峰、韓曉昆、黃鶴鳴、楊清華、趙穎、閆春雨、毛光輝、彭江、牛進倉、孫白、王承玉本標準由國家電網公司生產部負責解釋。本標準自發布之日起實施。1 范圍本規范規定了主要電力設備帶電檢測的項目、周期和判斷標準，用以判斷在運設備是否存在缺陷，從而預防設備發生故障或損壞，保障設備安全運行。本規范適用于10kV及以上交流電力設備的帶電檢測。2 規范性引用文件下列文件中的條款通過本規范的引用而成為本規范的條款，其最新版本適用于本規范。GB50150電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準GB/T7354 局部放電測量GB/T7252 變壓器油中溶解氣體分析和判斷標準GB7674六氟化硫封閉式組合電器GB/T8905六氟化硫設備中氣體管理和檢驗導則GB/T 5654 液體絕緣材料工頻相對介電常數、介質損耗因數和體積電阻率的測量DL/T596 電力設備預防性試驗規程 DL/T664 帶電設備紅外診斷應用規范DL 419電力用油名詞術語DL 429.9 絕緣油介電強度測定法Q/GDW 168 輸變電設備狀態檢修試驗規程Q/GDW 169 油浸式變壓器（電抗器）狀態評價導則Q/GDW 170 油浸式變壓器（電抗器）狀態檢修導則Q/GDW 171 SF6高壓斷路器狀態評價導則Q/GDW 172 SF6高壓斷路器狀態檢修導則3 定義3.1 帶電檢測一般采用便攜式檢測設備，在運行狀態下，對設備狀態量進行的現場檢測，其檢測方式為帶電短時間內檢測，有別于長期連續的在線監測。3.2 高頻局部放電檢測高頻局部放電檢測技術是指對頻率介于3MHz-30MHz區間的局部放電信號進行采集、分析、判斷的一種檢測方法。3.3 紅外熱像檢測利用紅外熱像技術，對電力系統中具有電流、電壓致熱效應或其他致熱效應的帶電設備進行檢測和診斷。3.4 超聲波信號檢測超聲波檢測技術是指對頻率介于20kHz-200kHz區間的聲信號進行采集、分析、判斷的一種檢測方法。3.5 超高頻局部放電檢測超高頻檢測技術是指對頻率介于300MHz-3000MHz區間的局部放電信號進行采集、分析、判斷的一種檢測方法。3.6 暫態地電壓檢測局部放電發生時，在接地的金屬表面將產生瞬時地電壓，這個地電壓將沿金屬的表面向各個方向傳播。通過檢測地電壓實現對電力設備局部放電的判別和定位。3.7 接地電流測量通過電流互感器或鉗形電流表對設備接地回路的接地電流進行檢測。3.8 相對介質介質損耗因數兩個電容型設備在并聯情況下或異相相同電壓下在電容末端測得兩個電流矢量差，對該差值進行正切換算，換算所得數值叫做相對介質介質損耗因數。3.9 SF6氣體分解物檢測在電弧、局部放電或其他不正常工作條件作用下，SF6氣體將生成SO2、H2S等分解產物。通過對SF6氣體分解物的檢測，達到判斷設備運行狀態的目的。3.10 SF6氣體泄漏成像法檢測通過利用成像法技術（如：激光成像法、紅外成像法），可實現SF6設備的帶電檢漏和泄漏點的精確定位。3.11 金屬護套接地系統為限制電纜金屬護套感應電壓，將電纜金屬護套通過不同方式與地電位連接構成的完整系統。4 總則4.1 對電力設備的帶電檢測是判斷運行設備是否存在缺陷，預防設備損壞并保證安全運行的重要措施之一。4.2 帶電檢測實施原則帶電檢測的實施，應以保證人員、設備安全、電網可靠性為前提，安排設備的帶電檢測工作。在具體實施時，應根據本地區實際情況（設備運行情況、電磁環境、檢測儀器設備等），依據本規范，制定適合本地區的實施細則或補充規定。4.2.1 帶電局部放電檢測判定帶電局部放電檢測中缺陷的判定應排除干擾，綜合考慮信號的幅值、大小、波形等因素，確定是否具備局部放電特征。4.2.2 缺陷定位電力設備互相關聯，在某設備上檢測到缺陷時，應當對相鄰設備進行檢測，正確定位缺陷。同時，采用多種檢測技術進行聯合分析定位。4.2.3 與設備狀態評價相結合狀態檢測是開展設備狀態評價的基礎，為消隱除患、更新改造提供必要的依據。同時，狀態評價為較差的設備、家族缺陷設備等是下一周期狀態檢測的重點對象。最終目的都是盡最大可能控制設備故障停電風險、減少事故損失。4.2.4 與電網運行方式結合同一電網在不同運行方式下存在不同的關鍵風險點，階段性的帶電檢測工作應圍繞電網運行方式來展開，對關鍵設備適度加強測試能有效防范停電、電網事故。4.2.5 與停電檢測結合帶電檢測是對常規停電檢測的彌補，同時也是對停電檢測的指導。但是帶電檢測也不能解決全部問題，必要時、部分常規項目還是需要停電檢測。所以應以帶電檢測為主，輔以停電檢測。4.2.6 橫向與縱向比較同樣運行條件、同型號的電力設備之間進行橫向比較，同一設備歷次檢測進行縱向比較，是有效的發現潛在問題的方法。4.2.7 新技術應用帶電檢測已被證實為有效的檢測手段，新技術不斷涌現。在保證電網、設備安全的前提下，積極探索使用新技術，積累經驗，保證電網安全運行。4.3 在進行與溫度和濕度有關的各種檢測時(如紅外熱像檢測等)，應同時測量環境溫度與濕度。4.4 進行檢測時，環境溫度一般應高于+5；室外檢測應在良好天氣進行，且空氣相對濕度一般不高于80%。4.5 室外進行紅外熱像檢測宜在日出之前、日落之后或陰天進行。4.6 室內檢測局部放電信號宜采取臨時閉燈、關閉無線通訊器材等措施，以減少干擾信號。4.7 進行設備檢測時，應結合設備的結構特點和檢測數據的變化規律與趨勢，進行全面地、系統地綜合分析和比較，做出綜合判斷。4.8 對可能立即造成事故或擴大損傷的缺陷類型（如涉及固體絕緣的放電性嚴重缺陷、產氣速率超過標準注意值等），應盡快停電進行針對性診斷試驗，或采取其它較穩妥的監測方案。4.9 在進行帶電檢測時，帶電檢測接線應不影響被檢測設備的安全可靠性。4.10 當采用一種檢測方法發現設備存在問題時，要采用其它可行的方法進一步進行聯合檢測，檢測過程中發現異常信號，應注意組合技術的應用進行關聯分析。4.11 當設備存在問題時，信號應具有可重復觀測性，對于偶發信號應加強跟蹤，并盡量查找偶發信號原因。4.12 老舊設備局部放電帶電檢測帶電高頻局部放電檢測需從末屏引下線抽取信號，很多老舊設備沒有末屏引下線，不能有效進行帶電檢測，可以在工作中結合停電安裝末屏端子箱和引下線，為帶電檢測創造條件。從末屏抽取信號時，盡量采用開口抽取信號，不影響被檢測設備的安全可靠運行。4.13 帶電檢測信號表現出的家族性特征應重視帶電檢測發現家族性缺陷的分析統計工作，查找缺陷發生的本質原因，著重從設備的設計、材質、工藝等方面查找，總結同型、同廠、同工藝的設備是否存在同樣缺陷隱患，并分析這些缺陷在帶電狀態下表征出來的信號是否具有家族性特征。5 變壓器檢測項目、周期和標準序號項目周期標準說明1紅外熱像檢測1）半年至1年2）投運后3）必要時按DL/T664要求執行。新設備投運后1周內完成。2油中溶解氣體分析1）330kV 及以上：3月；220kV：半年；110kV及66kV：1年；2）投運后3）必要時按Q/GDW 168要求執行。1）異常情況應縮短檢測周期。2）已安裝成熟在線監測的設備，可根據情況適當縮短在線檢測周期，延長人工取樣周期。3高頻局部放電檢測1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：無典型放電圖譜。2）異常：在同等條件下同類設備檢測的圖譜有明顯區別。3）缺陷：具有典型局部放電的檢測圖譜。1）與標準圖譜（附錄）比較。2）新設備投運、大修后1周內完成。3）適用于鐵芯、夾件及電容末屏接地線，其它結構參照執行。4）異常情況應縮短檢測周期。4鐵芯接地電流測量必要時100mA當懷疑有鐵芯多點接地時進行該項測量5.1 紅外熱像檢測檢測變壓器箱體、儲油柜、套管、引線接頭及電纜終端，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664。5.2 油中溶解氣體分析對于66kV及以上設備，除例行試驗外，新投運、對核心部件或主體進行解體性檢修后重新投運的變壓器，在投運后的第1、4、10、30天各進行一次本項試驗。若有增長趨勢，即使小于注意值，也應縮短試驗周期。烴類氣體含量較高時，應計算總烴的產氣速率。取樣及測量程序參考GB/T7252，同時注意設備技術文件的特別提示。當懷疑有內部缺陷（如聽到異常聲響）、氣體繼電器有信號、經歷了過負荷運行以及發生了出口或近區短路故障時，應進行額外的取樣分析。5.3 高頻局部放電檢測檢測從套管末屏接地線、高壓電纜接地線（變壓器為電纜出線結構）、鐵芯和夾件接地線上取信號。正常時應無典型放電圖譜（見附錄B）。當懷疑有局部放電時，比較其它檢測方法，如油中溶解氣體分析、超高頻局部放電檢測、超聲波檢測等方法對該設備進行綜合分析。6 套管檢測項目、周期和標準序號項目周期標準說明1紅外熱像檢測1）半年至1年2）投運后3）必要時按DL/T664要求執行。新設備投運后1周內完成。2高頻局部放電檢測1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：無典型放電圖譜。2）異常：在同等條件下同類設備檢測的圖譜有明顯區別。3）缺陷：具有典型局部放電的檢測圖譜。1）與標準圖譜（附錄）比較。2）新設備投運、大修后1周內完成。3）適用于電容末屏接地線，其它結構參照執行。4）異常情況應縮短檢測周期。3相對介質介質損耗因數1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：初值差10%。2）異常：初值差10%且30%3）缺陷：初值差30%1） 采用相對值比較法，單根測試線長度應保證在15米以內。2） 初值宜選取：設備停電狀態下的介質損耗因數為合格，帶電后立即檢測的數值作為初值。3） 相對設備宜選擇同相異類設備，如果因距離原因可選擇同類異相設備，但一經確定就不可更改。4相對電容量比值1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：初值差5%。2）異常：初值差5%且20%3）缺陷：初值差20%1） 采用相對值比較法，單根測試線長度應保證在15米以內。2） 初值宜按下述方法選取：設備停電狀態下的電容量合格，帶電后立即檢測的數值作為初值。3） 相對設備宜選擇同相異類設備，如果因距離原因可選擇同類異相設備，但一經確定就不可更改。6.1 紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、套管本體等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664。6.2 高頻局部放電檢測檢測從套管末屏接地線上取信號。正常時應無典型放電圖譜。當懷疑有局部放電時，應比較其它檢測方法進行綜合分析。6.3 相對介質介質損耗因數檢測從套管末屏接地線上取信號。如取同相的電流互感器末屏電流與本身末屏電流差值的正切值。當達到缺陷標準時，應停電進行例行試驗。6.4 相對電容量比值檢測從套管末屏接地線上取信號。如取同相的電流互感器電容與本身電容的比值。當達到缺陷標準時，應停電進行例行試驗。7 電流互感器檢測項目、周期和標準序號項目周期標準說明1紅外熱像檢測1）半年至1年2）投運后3）必要時按DL/T664要求執行。新設備投運后1周內完成。2高頻局部放電檢測1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：無典型放電圖譜。2）異常：在同等條件下同類設備檢測的圖譜有明顯區別。3）缺陷：具有典型局部放電的檢測圖譜。1）與標準圖譜（附錄）比較。2）新設備投運、大修后1周內完成。3）適用于電容末屏接地線，其它結構參照執行。4）異常情況應縮短檢測周期。3相對介質介質損耗因數1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：初值差10%。2）異常：初值差10%且30%3）缺陷：初值差30%1） 采用相對值比較法，單根測試線長度應保證在15米以內。2） 初值宜選取設備停電狀態下的介質損耗因數合格，帶電后立即檢測的數值作為初值。3） 相對設備宜選擇同相異類設備，如果因距離原因可選擇同類異相設備，但一經確定就不可更改。4相對電容量比值1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：初值差5%。2）異常：初值差5%且20%3）缺陷：初值差20%1） 采用相對值比較法，單根測試線長度應保證在15米以內。2） 初值宜按下述方法選取：設備停電狀態下的電容量合格，帶電后立即檢測的數值作為初值。3） 相對設備宜選擇同相異類設備，如果因距離原因可選擇同類異相設備，但一經確定就不可更改。7.1 紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、電流互感器本體等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664。7.2 高頻局部放電檢測檢測從套管末屏接地線上取信號。正常時應無典型放電圖譜。當懷疑有局部放電時，應比較其它檢測方法進行綜合分析。7.3 相對介質介質損耗因數檢測從末屏接地線上取信號。如取異相電流互感器或同相的套管末屏電流換算與自身末屏電流差值的正切值。當達到缺陷標準時，應停電進行例行試驗。7.4 相對電容量比值檢測從末屏接地線上取信號。如取異相電流互感器或同相的套管末屏電流換算電容值與本身電容的比值。當達到缺陷標準時，應停電進行例行試驗。8 電壓互感器、耦合電容器檢測項目、周期和標準序號項目周期標準說明1紅外熱像檢測1）半年至1年2）投運后3）必要時按DL/T664要求執行。新設備投運后1周內完成。2高頻局部放電檢測1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：無典型放電圖譜。2）異常：在同等條件下同類設備檢測的圖譜有明顯區別。3）缺陷：具有典型局部放電的檢測圖譜。1）與標準圖譜（附錄）比較。2）新設備投運、大修后1周內完成。3）適用于從電容末端抽取信號，其它結構參照執行。4）異常情況應縮短檢測周期。3相對介質介質損耗因數1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：初值差10%。2）異常：初值差10%且30%3）缺陷：初值差301） 采用相對值比較法，單根測試線長度應保證在15米以內。2） 初值宜選取設備停電狀態下的介質損耗因數合格，帶電后立即檢測的數值作為初值。3） 相對設備宜選擇同相異類設備，如果因距離原因可選擇同類異相設備，但一經確定就不可更改。4相對電容量比值1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：初值差5%。2）異常：初值差5%且20%3）缺陷：初值差20%1） 采用相對值比較法，單根測試線長度應保證在15米以內。2） 初值宜按下述方法選取：設備停電狀態下的電容量合格，帶電后立即檢測的數值作為初值。3） 相對設備宜選擇同相異類設備，如果因距離原因可選擇同類異相設備，但一經確定就不可更改。8.1 紅外熱像檢測檢測高壓引線連接處、耦合電容器本體等，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664。8.2 高頻局部放電檢測檢測從電容末端抽取信號。正常時應無典型放電圖譜。當懷疑有局部放電時，應比較其它檢測方法進行綜合分析。8.3 相對介質介質損耗因數檢測從電容末端接地線上取信號。如取臨近同相的電流互感器末屏電流與本身電流差值的正切值。當達到缺陷標準時，應停電進行例行試驗。8.4 相對電容量比值檢測從電容末端接地線上取信號。如取臨近同相的電流互感器末屏電流換算電容值與本身電容的比值。當達到缺陷標準時，應停電進行例行試驗。9 避雷器檢測項目、周期和標準序號項目周期標準說明1紅外熱像檢測1）半年至1年2）投運后3）必要時按DL/T664要求執行。新設備投運后1周內完成。2高頻局部放電檢測1）1年至2年2）投運后3）必要時1）正常：無典型放電圖譜。2）異常：在同等條件下同類設備檢測的圖譜有明顯區別。3）缺陷：具有典型局部放電的檢測圖譜。1）與標準圖譜（附錄）比較。2）新設備投運、大修后1周內完成。3）適用于從避雷器末端抽取信號，其它結構參照執行。4）異常情況應縮短檢測周期。3運行中持續電流檢測1）35kV及以上金屬氧化物避雷器：投運后半年內測量1次，運行1年后每年雷雨季前測量1次2）必要時1）測量運行電壓下的全電流、阻性電流或功率損耗，測量值與初始值比較，不應有明顯變化，當阻性電流增加一倍時，必須停電檢查。2）當阻性電流初值差達到+50%時，適當縮短監測周期。測量時應記錄環境溫度，相對濕度，和運行電壓，應注意瓷套表面狀況的影響及相間干擾影響。9.1 紅外熱像檢測用紅外熱像儀檢測避雷器本體及電氣連接部位，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和/或相對溫差。檢測和分析方法參考DL/T664。9.2 高頻局部放電檢測檢測從避雷器末端抽取信號。正常時信號譜圖應不具備局部放電特征。當懷疑有局部放電時，應比較其它檢測方法進行綜合分析。通過與同組間其它避雷器的測量結果相比較做出判斷，應無顯著差異。本項目宜在每年雷雨季節前進行。10 GIS本體檢測項目、周期和標準序號項目周期標準說明1紅外熱像檢測1）半年至1年2）投運后3）大修后4）必要時參考DL/T664見10.1條2超高頻局部放電檢測1）半年至1年2）投運后3）大修后4）必要時1）正常：無典型放電圖譜。2）異常：在同等條件下同類設備檢測的圖譜有明顯區別。3）缺陷：具有典型局部放電的檢測圖譜。見10.2條3超聲波局部放電檢測1）半年至1年2）投運后3）大修后4）必要時1）正常：無典型放電波形或音響，且5dB。2）異常：數值5dB。3）缺陷：數值10 dB。見10.3條4SF6氣體濕度20 (L/L)1）投運后1年，以后3年1次2）補氣24h后3）大修后4）必要時新安裝、大修后：1）斷路器滅弧室氣室：1502）其他氣室：250運行中：1）斷路器滅弧室氣室：3002）其他氣室：500見10.4條5SF6氣體純度1）投運后1年內2）必要時1）正常：純度97%。見10.5條6SF6氣體分解物20 (L/L)1）投運后1年，以后3年1次2）必要時1）正常：SO22且H2S22）缺陷： SO25或H2S5見10.5條7SF6氣體泄漏成像法檢測1）補氣間隔小于2年時2）必要時SF6設備各部位無泄漏跡象10.1 紅外熱像檢測檢測各單元及進、出線電氣連接處，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和（或）相對溫差。注意與同等運行條件下其他相同單元進行比較。測量時記錄環境溫度、負荷及其近3小時內的變化情況，以便分析參考。1）檢測和分析方法可參考DL/T664。 2）新設備投運、A類檢修后周內完成。 3）對電壓互感器隔室、避雷器隔室、電纜倉隔室重點檢測。4）異常情況應縮短檢測周期。10.2 超高頻局部放電檢測GIS中局部放電波形有很陡的上升前沿，脈沖的持續時間只有幾個納秒，但在氣室中的諧振時間達到毫秒數量級，使得在氣室中多次諧振的頻率最高可達1.5GHz以上；GIS的同軸結構相當于一個良好的波導，信號在其內部傳播時衰減很小。超高頻放電脈沖的特征參數主要有信號的幅值、放電起始點和脈沖間隔，都可用于缺陷的識別。超高頻放電信號頻譜范圍一般為500-2000MHz，通過檢測超高頻電磁波信號可實現對電力設備局部放電類型的判別和定位。在檢測前應盡量排除環境的干擾信號。檢測中對干擾信號的判別可綜合利用超高頻法典型干擾圖譜、頻譜儀和高速示波器等儀器和手段進行。進行局部放電定位時，可采用示波器（采樣精度至少1GHz以上）等進行精確定位，必要時也可通過改變電氣設備一次運行方式進行。 1）新設備投運、A類檢修后周內完成。 2）適用于非金屬法蘭絕緣盆子，帶有金屬屏蔽的絕緣盆子可利用澆注開口進行檢測；其它結構參照執行。 3）異常情況應縮短檢測周期。10.3 超聲波局部放電檢測一般檢測頻率在20100kHz之間的信號，若有數值顯示，可根據顯示的dB值進行分析。若檢測到異常信號可利用超高頻檢測法、頻譜儀和高速示波器等儀器、手段進行綜合判斷。 1）新設備投運、A類檢修后周內完成。 2）異常情況應縮短檢測周期。10.4 SF6氣體濕度檢測SF6氣體可以從補氣口處取樣，測量方法可參考DL/T506、DL/T914和DL/T915。測量完成之后，按要求恢復補氣口，注意按力矩要求緊固并檢漏。10.5 SF6氣體純度和SF6氣體分解物檢測可選擇性地進行測量SF6氣體分解物。測量方法參考DL/T917、DL/T918、DL/T919、DL/T920、DL/T921。11 開關柜檢測項目、周期和標準序號項目周期標準說明1紅外熱像檢測1）半年至1年2）投運后3）必要時1）正常：柜體表面溫度與環境溫差20K。2）缺陷：柜體表面溫度與環境溫差20K。見11.1條2超聲波局部放電檢測1）半年至1年2）投運后3）必要時1）正常：無典型放電波形或音響，且數值8dB。2）異常：數值8dB且15dB。3）缺陷：數值15dB。見11.2條3暫態地電壓檢測1）半年至1年2）投運后3）必要時1）正常：相對值20dB。2）異常：相對值20dB。見11.3條11.1 紅外熱像檢測檢測開關柜及進、出線電氣連接處，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和（或）相對溫差。注意與同等運行條件下相同開關柜進行比較。測量時記錄環境溫度、負荷及其近3小時內的變化情況，以便分析參考。1）檢測和分析方法按DL/T664規定。2）新設備投運后周內應開展一次測溫。3）對大電流柜酌情考慮。11.2 超聲波局部放電檢測一般檢測頻率在20100kHz之間的信號，若有數值顯示，可根據顯示的dB值進行分析。若檢測到異常信號可利用超高頻檢測法、頻譜儀和高速示波器等儀器和手段進行綜合判斷。1）新設備投運、大修后周內應進行一次檢測。2）異常情況應縮短檢測周期。11.3 暫態地電壓檢測每個站所有開關柜檢測時應使用同一設備進行。有異常情況時可開展長時間在線監測，采集監測數據進行綜合判斷。1）新設備投運后周內應進行一次檢測。2）相對值：被測設備數值與環境數值（金屬）差。3）異常情況可開展長時間在線監測。12 敞開式SF6斷路器檢測項目、周期和標準序號項目周期標準說明1紅外熱像檢測1）半年至1年2）投運后3）大修后4）必要時1）正常：熱像圖本體相間同類部位熱點溫差3K2）異常：熱像圖本體相間同類部位熱點溫差3K見12.1條2SF6氣體濕度20 (L/L)1）投運后1年，以后3年1次2）補氣24h后3）大修后4）必要時新安裝、大修后：150運行中：300見10.4條3SF6氣體純度1）投運后1年內2）必要時1）正常：純度97%見10.5條4SF6氣體分解物20 (L/L)1）投運后1年，以后3年1次2）必要時1）正常：SO22且H2S22）缺陷：SO25或H2S5見10.5條5SF6氣體泄漏成像法檢測1）補氣間隔小于2年時2）必要時SF6設備各部位無泄漏跡象12.1 紅外熱像檢測檢測斷路器本體及電氣連接處，紅外熱像圖顯示應無異常溫升、溫差和（或）相對溫差。注意與同等運行條件下其他斷路器進行比較。測量時記錄環境溫度、負荷及其近3小時內的變化情況，以便分析參考。1）檢測和分析方法按DL/T664規定。2）新設備投運、A類檢修后周內應開展一次檢測。3）異常情況應縮短檢測周期。13 高壓電纜帶電檢測項目、周期和標準 序號項目周期標準說明1 紅外熱像檢測1）大修后帶負荷一周內（但應超過24h）；2）其他3個月1次；3）必要時1）對于外部金屬連接部位，相間溫差超過6應加強監測，超過10應申請停電檢查；2）終端本體相間超過2應加強監測，超過4應停電檢查。電力電纜終端和非直埋式電纜中間接頭、交叉互聯箱、外護套屏蔽接地點等部位必要時：當電纜線路負荷較重（超過50%）時，應適當縮短紅外熱像檢測周期，建議一個月測量一次。注意：需要對電纜線路各處分別進行測量，避免遺漏測量部位；被檢電纜帶電運行，帶電運行時間應該在24小時以上，并盡量移開或避開電纜與測溫儀之間的遮擋物，如玻璃窗、門或蓋板等；最好在設備負荷高峰狀態下進行，一般不低于額定負荷30%。2外護層接地電流1） 交接后一周內2） 3個月1次3）必要時正常： 滿足下表全部條件時；異常： 滿足下表任何一項條件時；接地電流絕對值100A接地電流與負荷比值20單相接地電流最大值/最小值1dB且3dB。3）缺陷：數值3dB。13.1 紅外熱像檢測利用紅外成像技術，對電力電纜終端和非直埋式電纜中間接頭、交叉互聯箱、外護套屏蔽接地點等部位進行檢測和診斷。檢測時最好在設備負荷高峰狀態下進行，盡量移開或避開電纜與測溫儀之間的遮擋物，記錄環境溫度、負荷及其近3小時內的變化情況，以便分析參考。1）檢測和分析方法可參考DL/T 664；2）新設備投運、大修后周內完成；3）當電纜線路負荷較重（超過50%）時，應適當縮短紅外熱像檢測周期，建議一個月測量一次；4）對電纜線路各處分別進行測量。13.2 外護層接地電流 對電纜金屬護套的環流和接地電流進行測量，對電纜線路接地系統的運行狀態進行檢測和分析。1）新建、擴改建電氣設備在投運初期一周內應進行一次接地電流檢測；2）在每年大負荷來臨之前以及大負荷過后，或者度夏高峰前后，應加強對外護層接地電流的檢測；3）對于運行環境差、設備陳舊及缺陷設備，應增加檢測次數；4）對接地電流測量數據的分析，要結合電纜線路的負荷情況，綜合分析接地電流異常的發展變化趨勢。13.3 電纜終端及中間接頭高頻局部放電檢測檢測從電纜終端接地線上取信號，在電纜本體取同步信號。正常時應無典型放電圖譜。當懷疑有局部放電時，應比較其它檢測方法進行綜合分析。13.4 電纜終端及中間接頭超高頻局部放電檢測檢測從電纜中間接頭或交叉互聯箱接地線上取信號，在電纜本體取同步信號。正常時應無典型放電圖譜。當懷疑有局部放電時，應比較其它檢測方法進行綜合分析。13.5 電纜終端及中間接頭超聲波局部放電檢測一般檢測頻率在20100kHz之間的信號，若有數值顯示，可根據顯示的dB值進行分析。若dB值顯示為0，或無顯示，但通過檢測儀器可以聽到疑似放電聲音，也應引起注意。附錄A 高頻局部放電檢測標準（規范性附錄）高頻局部放電測試結果圖譜特征放電幅值說明缺陷具有典型局部放電的檢測圖譜且放電幅值較大放電相位圖譜具有明顯180度特征，且幅值正負分明大于500mV，并參考放電頻率。缺陷應密切監視，觀察其發展情況，必要時停電檢修。通常頻率越低，缺陷越嚴重。異常具有局部放電特征且放電幅值較小放電相位圖譜180度分布特征不明顯，幅值正負模糊小于500mV大于100mV，并參考放電頻率。異常情況縮短檢測周期。正常無典型放電圖譜沒有放電特征沒有放電波形按正常周期進行Q/GDW 2009附錄B 高頻局部放電檢測典型圖譜（資料性附錄）放電類型圖譜類型圖譜特征電暈放電相位圖譜分類圖譜單個脈沖時域波形單個脈沖頻域波形內部放電相位圖譜分類圖譜單個脈沖時域波形單個脈沖頻域波形沿面放電相位圖譜分類圖譜附錄C GIS超高頻局部放電檢測典型圖譜（資料性附錄）定義：1、 單周期檢測數據： 檢測一個50Hz周期局部放電的峰值與相位角。2、 峰值檢測數據： 檢測50Hz周期的相位角與局部放電信號的峰值和放電速率的關系。3、 PRPD檢測數據獲取局部放電信號峰值時，數據顯示不同大小峰值的局部放電信號個數與50Hz周期相位角的關系。GIS超高頻局部放電典型圖譜：電暈放電單周期檢測圖譜峰值檢測圖譜PRPD檢測圖譜金屬顆粒放電單周期檢測圖譜峰值檢測圖譜PRPD檢測圖譜空隙放電單周期檢測圖譜峰值檢測圖譜PRPD檢測圖譜移動電極局部放電單周期檢測圖譜峰值檢測圖譜PRPD檢測圖譜GIS超高頻典型干擾圖譜：雷達噪音單周期檢測圖譜峰值檢測圖譜PRPD檢測圖譜馬達噪音單周期檢測圖譜峰值檢測圖譜PRPD檢測圖譜閃光噪音單周期檢測圖譜峰值檢測圖譜PRPD檢測圖譜移動電話噪音單周期檢測圖譜峰值檢測圖譜PRPD檢測圖譜附錄D 高壓電纜局部放電典型圖譜（資料性附錄）序號項目周期標準說明高壓電纜局部放電電纜本體及接頭局部放電試驗1）2年2）必要時正常：無典型放電圖譜。正常35kVQ20pC110kVQ10pC220kVQ10pC異常：具有局部放電特征但放電量較小。異常（I,II）35kV20pCQ100pC110kV10pCQ40pC40pCQ80pC220kV10pCQ20pC20pCQ80pC220kVQ50pC處理標準停電，進行離線檢測并檢修1）曾經發生事故的電纜線路應密切關注，并適當縮短監測周期。2）與標準圖譜（附錄B 高頻局部放電檢測典型圖譜）比較，確定局部放電及類型。3）異常及缺陷應根據處理標準進行處理。4）當測試須加濾波器時應把無濾波器和加濾波器的文件分別命名和存儲；5）當檢測到異常時，需對該電纜接頭相鄰的兩組接頭進行檢測并分別建文件進行放電譜圖和放電波形的記錄；6）當檢測到異常情況時，每個記錄部位應記錄不少于5張放電譜圖3張波形圖。附錄E 編制說明1.目的和意義隨著用電需求的迅猛增長，電網規模迅速擴大，社會對電網供電可靠性要求越來越高。近年來，電力科技的高速發展使電力設備帶電檢測成為可能，憑借先進成熟的檢測設備和診斷技術，我們在超前防范設備隱患、降低事故損失、提高工作效率、降低供電風險等方面大有可為。國家電網公司適應新形勢的需要，在公司系統內部推行電力設備帶電檢測工作。帶電檢測的目的是采用有效的檢測手段和分析診斷技術，及時、準確的掌握設備運行狀態，保證設備的安全、可