电网设备带电检测技术

国网安徽省电力公司池州市贵池区供电公司调控分中心的研究人员朱亚平，在2017年第11期《电气技术》杂志上撰文指出，检验设备能否正常运行的主要方式是带电检测。

简要分析我国电网带电检测技术的应用，探究电网输变电设备带电检测技术，说明带电检测技术整体的使用范围、技术要求、综合水平、数据分析情况、以及存在的问题等等，后续制定相对完善的管理意见，促进输变电设备带电检测技术水平提升，为今后的检验奠定基础。

当前电力系统的发展水平正在提升，相应的容量也在不断扩大，未来将会对基本的安全性提出更高的要求，但是传统管理方式进行实验存在诸多不足。预防性实验操作过程中需要按照特定的周期实施，不能准确找出电气设备存在的问题，整体的管理状况也无从知晓，运行环节会和检测结果之间存在较大的差距，所以不能作为有效的理论依据分析设备状态以及最终结果[1]。

从各项管理技术、方法的完善，电力设备带电检测技术整体水平也在不断提升。带电检测通常需要有专业的设备作为主要支撑，另外实际运行过程中应该对基本的数据信息进行采集、分析、处理等等，完成整体的带电审核检验，此种方式能够检测短时间的基本情况，和长期检测存在一定不同之处。

全面分析带电检测技术，可以了解电力设备存在的各种问题，采取有效的方式进行处理，避免影响后续正常工作，最大限度挽回对于企业造成的损失以及不良影响。关于资料信息的收集，应该分析电网输变电设备带电检测技术，了解使用过程中可能会出现的矛盾等，制定有效的管理政策，促进整体发展[2]。

1电网输变电设备带电检测技术应用情况

1.1变压器带电检测技术应用情况

电网进行变压器带电检测使用到的方式主要有溶解气体分析、红外检测、接地电流检测、以及放电检测等等。目前应用范围比较广的是红外检测，能够检验变压器出现的故障，包括发热检测，同时溶解其他分析已经成功使用在各个领域，可以说是百分百的使用率[3]。

剩余的几种检测方法，因为各自具备的优势不同，实际情况也存在一定差异。

1.1.1带电局部放电检测

经过相关数据统计，2014年9月电网公司使用的10kV及以上主变压器总共有3460台，带电检测的主变压器为260台，整体的利用比例为8%；实施局部放电检测管理之后，发现自身设备存在问题的主要有2台[4]。

结合不同的电压等级进行判断，500kV主变压器带电局部放电检测应用范围以及全面覆盖；220kV主变压器带电局部放电测试所占的比重为5%；110kV主变压器带电局部放电测试应用所占的比重最低，为0.3%，详情看图1。

图1不同电压等级下变压器局部放电带电测试应用情况

电网公司管理过程中主要使用的是主变压器局部放电检测技术，通过放油阀内部的高频探头完成整体的放电测试。传感器在整个过程中可以借助排油阀以及滤油阀实施安装建设，倘若出现无法安装等问题，将会直接影响最终放油阀的检测[5]。针对这种情况可以选择超高频局部放电进行测试研究，主要方法是超生检测。

整体分析，主变压器进行局部放电管理需要有专业人员执行操作，同时对于操作人员的专业技术水平、专业知识、管理经验等都有一定的要求，但是此前并没有完善的管理体系进行约束，主变压器进行局部放电管理的应用水平不高。

变压器带电局部放电检测需要借助超高频以及超声波进行处理，经过检验发现整体效果良好，能够全面处理主变压器存在的绝缘缺陷，避免各种矛盾、问题的产生等等，后续应该提升整体的推广水平[6]。

1.1.2铁心接地电流检测

主变压器铁心接地电流整体的变化主要受电压的影响，详情看图2。220kV主变压器应用铁心接地电流所占的比重最大，高达87%；500kV主变压器应用铁心接地电流所占的比重为53%；110kV主变压器应用铁心接地电流所占的比重最低，为50%[7]。由此可得铁心接地电流在各个领域的应用都比较普遍。

图2不同电压等级下变压器铁心接地电流测试应用情况

铁心接地电流的检测相对比较简便，对于专业技术人员的要求水平也不高，同时一旦发现主变压器等地方出现问题能够有效应对，这就是铁心接地电流检测能够成功应用在各个领域的关键因素。

随着时间的推移，铁心接地电流各项检测缺乏专业的依据，整体操作也没有完善的管理规范约束，维修人员对于设备的检验评估没有专业标准参照，都是根据厂家提供的意见做出判断，经常容易出现数据分析不合理，数据不完整等问题[8]。

1.2电容型设备带电检测技术应用情况

电容型设备带电检测技术整体的利用水平不高，多数设备管理都是使用接地结构进行的，不同检测方法最终都要通过接地导线做出调整，才能正确规避末屏受潮等问题，保证基本的安全性。

除此之外分析存在的各种矛盾，因为电容型设备整体的带电检测水平不高，使用过程中经常出现不稳定等情况，容易造成检验缺陷，不利于整体发展。

电容型设备带电检测技术具体分析应该按照电压等级做出判断，具体情况看图3。

500kV主变压器套管带电检测应用所占的比重最大，为5.7%；110kV和220kV主变压器套管带电检测应用二者所占的比重以此是1.7%和1.5%[9]。110kV电容式电压互感器及耦合电容器带电检测应用占据的比重最大，为4.4%；220kV带电检测应用占据的比重是4%，550kV应用设备所占比重最少，是3.6%。

分析电流互感器可以得出的信息是110kV设备整体利用比重最大，是5.3%，220kV设备所占的比重为4.1%；500kV设备还没有实行带电检测[10]。

图3容性设备各电压等级带电测试应用情况

1.3开关柜带电检测技术应用情况

如今公司关于开关柜设置的有56900面，多数都是借助地电波进行局部问题分析探究，成功进行检测的开关柜有55300面，所占应用比例为97.2%。使用超声波进行检验开关柜的有55300面，所占的比重为97.2%。使用红外线技术做出检测的有51000面，整体的应用比例为89.6%[11]。

关于各项缺陷问题探究，红外检测技术出现问题的频率比较高，最高为260次。超声波进行局部范围内的放电检测出现缺陷的可能性比较小。

正常10kV以上的电压开关柜带电检测等级都是按照特定的要求判断，最终的处理结果详情看表1的内容。局部放电检测技术以及红外检测技术对于基本的开关柜要求比较高，覆盖范围也比较广，涉及到的领域有很多。

但是使用20kV开关柜整体数量比较有限，对应的应用水平也存在诸多问题。35kV开关柜提供的带电检测技术以及总体水平相对不足。

表1不同电压等级开关柜带电检测技术应用现状

1.4隔离开关带电检测技术应用情况

当前电网设置的运隔离开关总共有26990组，借助红外线技术检验隔离开关的有26340组，整体的应用比例为97.6%。使用紫外线进行检测的隔离开关为480组，应用比例为1.8%。由此可以得出的结论是红外线技术的应用领域非常广。

针对存在的问题做出判断，红外线技术在使用过程中出现失误的次数为1400，证明红外线检测技术整体利用水平比较高[12]。因此紫外线技术的使用范围有限，没有在整个范围内全面落实，关于有效性还需要进一步分析。

隔离开关带电检测技术根据不同的电压等级做出区分，详情看表2。由于红外线技术的使用范围比较广，利用效率也比较高。紫外线整体利用效率十分有限，同时使用范围比较小，虽然在500kV占据的比重加大，但是仍然无法和红外线进行对比。

1.5 GIS带电检测技术应用情况

关于GIS带电检测技术的分析，其中存在5100个间隔，具体的带电检测技术管理现状看图3。红外线检测管理方式作为有效的，同时整体的使用领域非常广；SF6气体湿度、气体分解物的检测应用范围也非常广，同时局部放电检验过程中，使用超声检验的比重为87%，超高频的检测所占比重为84%；SF6气体泄露通过红外线成像是最新研发的一种方式，在诸多领域都取得了很大进步，整体覆盖水平为6.1%

表2不同电压等级隔离开关带电检测技术应用现状

综合实际检测问题做出判断，SF6气体泄漏红外成像能够技术发现操作过程中出现的问题，这对于整体发展起到很大的帮助，使用此种方式能够准确发现存在的漏洞，同时采取有效的方式处理。

SF6气体湿度分析以及SF6气体产物分析存在很多问题，但是这两种方式依然在整个过程中占据重要地位。局部放电使用过程中会有诸多因素限制，出现的问题也非常明显，都可以借助超高频的方式完成。

在整个过程中还可以利用不同方式推动整体进步，借助外部绝缘结构实施GIS测验，推动整体的发展，对于不同的测试管理提出帮助，分析设备的内部变化，中心导体热辐射能够降低外壳的问题，同时减少红外测试整体的灵敏性问题。

2 带电检测技术的应用实例

2.1 某变电站TA故障情况分析

2016年3月8日中午，在对某变电站进行红外测温时发现530电流互感器C相膨胀器与本体连接处热点温度为58.2℃，A，B两相均为18℃。3月9日对该台互感器取油样进行色谱检测，检测结果发现油中总烃、乙炔、氢气含量已严重超标。

继续对该台电流互感器进行了红外测温，其C相膨胀器与本体连接处热点温度达到了95℃(如图4)，A，B两相均为30℃，判定为危急缺陷，立即进行停电处理。

图4 故障TA红外测温情况

通过对该互感器C相进行绝缘电阻、直流电阻、高压介损测试等各项测试结果可知，除了一次绕组直流电阻值较正常值偏大外均无异常，解体检查发现该电流互感器2组一次绕组与出现接线端子处分别都存在严重烧灼的痕迹，绑带已松开(如图5)。

图5 一次绕组与出现接线端子处绑带

在拆除该电流互感器上均压环后，将一次绕组与出线接线端子处的螺帽进行拧紧加固处理，重新测量的一次绕组直流电阻值为99.0μΩ。综合解体前各项测试结果和红外测温结果，判断故障原因为一次绕组与出线接线端子处螺丝松动，造成接触不良，导致该处接触电阻过大，产生发热。

2.2 某110kVGIS变电站TV故障分析

2016年10月，在对某110kVGIS变电站进行普测时，发现母线TVB相内部有局放声音，开口电压达10V。通过采用超高频测试仪器结果的对比及分析，初步判定母线TVB相内存在局部放电，通过图谱显示电位悬浮故障连续模式中有效值和峰值都会增大，信号稳定，而100Hz相关性明显，50Hz相关性较弱，判断为悬浮电位放电(如图6，7)。

图6 超声局放连续图谱

经验表明，电位悬浮一般发生在开关气室的屏蔽松动，TV/TA气室绝缘支撑松动或偏离，母线气室绝缘支撑松动或偏离，气室连接部位接插件偏离或螺母松动等。经更换拆除后，解体发现连接导体棒的螺纹紧固处松动，取下导体及均压罩发现大量白色粉尘。

图7 超声局放相位图谱

3 开展输变电带电检测工作的建议

3.1 加强技术监督，规范仪器设备管理

当前带电检测设备众多，有效性和可靠性良莠不齐，产品质量不稳定，需要制定相关标准对仪器选型、使用和维护进行规范。

3.2 着手数据采集，完善带电检测标准

数据采集是带电检测技术的基础所在，大力开展设备普测工作，依托海量数据建立检测信息化平台，为设备全寿命资产管理提供有效判据。结合现场各类设备实际测量数据，进一步完善带电检测技术标准。

3.3 建立专家队伍，加大仪器配置力度

开展相关培训和经验交流，推广先进工作经验，造就一支高水平的专家队伍。针对220kV及以上变压器(电抗器)、GIS设备、SF6断路器及互感器等变电主设备，加大相对成熟的检测仪器配置力度，提高设备普测效率，提高故障定位精度。

3.4 结合在线检测，深化状态检修工作

结合在线检测工作，扩充带电检测、在线监测实时数据状态量，实现设备状态静态数据与动态数据全面覆盖，形成信息化的状态检修决策系统。结合输变电设备状态监测系统建设，制定设备在线监测技术规范、检验规程等技术标准，建立健全覆盖设备例行试验、诊断试验和在线监测等各种技术手段的状态检修技术标准体系。

4 结语

文章重点分析电网公司输变电设备检测研究，掌握带电检测技术的整体发展方向，全面分析各种问题，带动整体管理技术的提升，制定有效的发展规划。带电检测技术在电网公司的应用非常广，同时还可以为公司的建设发展提供一定依据，为今后的稳定发展做出重大贡献，推动电力设备的安全稳定。

实际过程中带电检测也存在一定的约束，因为整个工程项目过于庞大，技术领域存在一定不足，输变电装置带实际应用环节存在诸多问题，需要有各项技术作为支撑，提升整体的建设门槛，推动相关性能的完善发展，确保基本的检测数据不受影响。

变电设备带电检测与在线监测应用成果案例集 ￥45 天猫 购买