近年来，随着电力系统不断向高电压、大容量方向发展，对电力系统中输变电设备运行可靠性的要求也大大提高。国家电网公司在此背景下提出了输变电设备的状态检修，并发布了相关标准。带电检测是状态检修的有效手段，与传统的预防性试验相比，带电检测不需要设备停电，能够反映设备的实时状况并及时发现设备缺陷^[1]。

带电检测是对运行状态下的输变电设备的状态量进行现场检测，用特殊传感器采集由缺陷引起的物理及化学变化量，从而检测输变电设备的运行状态^[1]。类似的检测方法还有例行试验及在线监测。相对于例行试验，带电检测具有灵活性，可根据设备运行状况安排检测；相对于在线监测，带电检测时间短且精确度高。深入开展带电检测工作，能够有效发现设备的潜伏性故障，指导运维人员及时采取针对性措施，防止设备缺陷升级，引发事故。带电检测可以有效避免由于意外停电造成的经济损失，有利于提高企业的经济效益。

带电检测技术包括红外测温、SF₆气体检测、红外检漏、超声波局部放电检测、特高频局部放电检测等。采用单一的带电检测技术往往具有一定的局限性，不利于找出设备缺陷的根本原因。本文提出应用多种检测技术联合诊断设备缺陷的方法，根据前期检测结果选择下一步联合诊断检测方法，有利于寻找设备缺陷根源，从而快速、准确地对输变电设备做出状态评价。

目前红外测温、变压器油色谱分析等方法应用较为成熟，但特高频、超声波、暂态地电压等局部放电带电检测技术则是新兴的检测技术，近几年逐步引入电网带电检测领域^{[2, 3]}。本文仅介绍实例分析中用到的红外测温、SF₆气体检测、局部放电检测技术。

输变电设备的红外辐射能量与自身温度有着固定的关系，红外测温技术通过测量红外辐射能量，达到检测设备温度的目的。根据斯蒂芬—波尔兹曼定律，物体的红外辐射能功率密度与物体表面绝对温度、物体表面辐射率有关，其关系式为：

ε—辐射系数（辐射率、发射率）；

σ—波尔兹曼常数，自然界中σ=5.67×10^-8 W/（m²·K⁴）；

T—物体表面绝对温度，K。

可见，物体的红外辐射能功率密度与物体表面绝对温度的四次方成正比，与物体表面的辐射率成正比。

电力设备的发热类型主要有电流致热型及电压致热型^[4]。其中，电流致热型发热原理为电阻损耗，按照焦耳定律，电流通过导体会产生热能，其发热功率为：

I—电流强度，A；

R—电器或载流导体的直流电阻，Ω；

K_f—附加损耗系数。

电压致热型发热原理为介质损耗，在电场的作用下，介质的极化方向不断改变而消耗电能引起发热，发热功率为：

ω—交流电的频率，rad/s；

C—介质的等值电容，F；

tanδ—介质损耗正切值。

由公式（1）—（3）可知，输变电设备的电流致热型缺陷位置发热量与电阻值及电流值有关，电压致热型缺陷位置发热量与介质的等值电容、介质损耗正切值、施加的电压有关，因此可以通过红外技术对设备的温度进行监视，从而判断设备的运行状态，有利于及时发现设备隐患，避免设备相关事故的发生。

到目前为止，在国内电网设备红外检测中，已发现很多重大缺陷案例，体现了红外测温检测技术较强的实用价值。

以SF₆作为绝缘气体的电气设备在运行过程中会产生各种类型的缺陷，如泄漏、电弧放电、机械磨损、材料的融化和分解、电晕和火花等，这些缺陷会造成SF₆气体成分发生改变。SF₆气体检测技术就是通过检测SF₆气体中各成分的体积分数，确定设备缺陷的类型。根据实际经验，总结出SF₆气体中主要杂质的来源如表 1所示。

表1(Table 1)

表 1 SF6气体中主要杂质及其来源

表 1 SF6气体中主要杂质及其来源

在输变电设备绝缘系统中，只发生部分区域放电，而没有击穿的情况，叫作局部放电。局部放电是由于局部电场畸变、局部场强集中而引起的绝缘介质在局部范围放电或击穿现象。局部放电是一种脉冲放电，它会在放电的时候产生一系列的光、声、电气和机械振动等物理现象或化学变化，超声波局部放电检测就是通过检测声信号来监视电力设备内部绝缘状态^[5]。

声波是一种机械振动波。当输变电设备发生局部放电时，放电区域的分子间会产生剧烈的撞击，宏观表现为一种压力。由于局部放电都是以脉冲形式发生的，所以表现出来的压力波也是脉冲形式，即声波^[6]。频率在20 kHz~50 MHz范围的声波称为超声波，超声波局部放电检测就是检测该频段的信号。因为超声波在输变电设备绝缘系统中传播时其衰减速度较快，因此超声波局部放电检测技术的检测范围有限，但是它具有定位准确的优点。

当设备发生局部放电故障时，击穿速度很快，会产生很陡的脉冲电流，脉冲电流幅值上升时间小于1 ns，同时能激发频率高达数GHz的电磁波。特高频（UHF）局部放电检测就是利用特高频传感器对设备局部放电产生的特高频电磁信号（300 MHz≤ f≤3 GHz）进行检测，从而获得局部放电的相关信息，实现对输变电设备绝缘系统局部放电情况的监测。

由于现场的电晕干扰主要集中在300 MHz频段以下，而特高频传感器检测的频段为300 MHz~3 GHz，因此特高频局部放电检测法能有效地避开现场的电晕等干扰，具有故障定位以及缺陷类型识别等优点^[7]。

局部放电源可能为设备外壳或导体上的毛刺，盆式绝缘子内部砂眼、松动的固定夹件等。而特高频传感器可以为内置传感器或外置传感器，其中内置传感器抗干扰性更好。特高频局部放电检测原理如图 1所示。

图1(Figure 1)

图 1 特高频局部放电检测原理图

当输变电设备存在缺陷时，有时其异常信号比较单一，只能用特定的检测手段才能发现设备隐患。但大多数的设备缺陷都伴随着多种异常信号，如光、声、温度、电气和机械振动等物理现象或化学变化。因此，本文提出采用多种带电检测技术联合诊断设备缺陷的方法。

（1）2015-09-19，某变电站运维值班人员通过红外测温发现U相换流变阀侧套管温度异常，为48.5 ℃，比其他套管温度高10~15 ℃；同时套管压力升至0.38 MPa，较其他套管压力高0.02~0.03 MPa，异常套管红外谱图见图 2。

图2(Figure 2)

图 2 异常套管红外谱图

（2）发现温度异常后，立即对该套管开展SF₆气体检测，并与最近1次检测结果进行对比，对比结果见表 2。

表2(Table 2)

表 2 SF6气体检测结果对比

表 2 SF6气体检测结果对比

通过对比，发现SO2体积分数异常（增加），初步怀疑该套管接头处的过渡材料在高温下融化或分解，或存在局部放电情况，导致SO₂体积分数升高。

（3）在套管周围进行特高频局部放电检测，检测所得异常套管环境噪声局部放电相位特性（PRPD）、异常套管脉序相位特性（PRPS）图谱见图 3。可以看出，只有少量环境噪声，未发现典型局部放电图谱。

图3(Figure 3)

图 3 异常套管PRPD、PRPS图谱

综合分析，认为该发热缺陷不是由于局部放电引起的发热，而是由于套管内部的过渡接头处接触电阻过高引起的电流致热型缺陷。

将疑似缺陷套管停电并拆除，通过电气试验及解体进行进一步检测分析。

测试了故障套管直流电阻、局放、电容量及介损。导电杆直流电阻为337.8 μΩ；加压至476 kV局部放电测量未见异常；电容量及介损试验未见异常（见表 3）。

表3(Table 3)

表 3 故障套管导杆—末屏部位电容量及介损测试结果

表 3 故障套管导杆—末屏部位电容量及介损测试结果

电气试验结果与之前的推断相符，直流电阻偏大，电容量及介损无异常，说明发热类型为电流致热型，而非电压致热型。

将故障套管进行解体验证，在套管顶部1/3处锯开1个1500 mm×600 mm的窗口，露出套管导电杆和电容芯子。检查发现铜导电杆靠近铜铝过渡接头处有过热变色痕迹，如图 4所示。

图4(Figure 4)

图 4 铜铝过渡接头处过热变色痕迹

将套管直立，打开套管顶部固定螺栓，用吊车吊动套管顶部，拔开铜铝过渡接头，发现铜导杆顶部发热迹象明显，尼龙导向锥因温度过高已烧融，见图 5。

图5(Figure 5)

图 5 拔开铜铝过渡接头后设备烧损情况

铝导管内3条铜铝过渡处的触点（MC触点）表带已失去弹性且严重变形、损坏，见图 6。

图6(Figure 6)

图 6 因过热烧毁失去弹性而脱落的MC触点

套管的解体检查结果验证了应用多种带电检测技术联合诊断该套管缺陷结论的正确性，即套管缺陷为铜铝过渡接头处接触电阻过大造成的电流致热型缺陷。

目前，有多种带电检测方法应用于电力系统，但每种检测方法都有自身的优缺点。根据缺陷类型选择多种有效的带电检测技术进行联合诊断，并与在线监测、停电试验有效结合，有利于发现导致缺陷的根本原因，从而快速、准确地对设备做出状态评价，并为运维检修提供参考。

在日常测量过程中，若采用某种检测方法发现异常后，则应考虑采用多种检测技术联合诊断。根据相关检测原理及现场检测经验，表 4列出几种典型缺陷类型的联合检测方法。

表4(Table 4)

表 4 典型缺陷的有效检测方法

表 4 典型缺陷的有效检测方法

在实际工作中，将带电检测与在线监测有效结合起来，可以减少工作量。例如，检测到一般缺陷后需要对该缺陷加强监视，人工测量无法满足测量的频率及每次测量时环境的近似度。此时采用在线监测设备或移动式带电检测设备进行检测可大大减少工作量并提高检测结果的准确度。

停电试验能够有效验证带电检测结论的准确性。在本文故障实例中，通过停电后的试验结果，即套管的电容量及介质损耗因数，排除了电压致热型发热的可能性。

本文分析了多种带电检测技术的原理及应用现状，对工作过程中遇到的故障诊断实例进行了分析，结果表明，采用多种带电检测技术联合诊断电气设备缺陷方法具有明显的优越性，可在电力系统应用推广。