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高压电缆带电检测技术规范 （征求意见稿）  目 录 1 范围 2 2 规范性引用文件 2 3 定义和符号 2 4 总则 2 5 高压电缆带电检测项目、周期和标准 3 附录A 高压电缆高频局部放电的典型图谱 6 附录B 中压电缆局部放电定位图 11 前 言 电力设备是发现设备潜性隐患的有效手段，是电力设备安全、稳定运行的重要保障。为规范和有效开展设备工作，参考国内外有关标准，结合实际情况，制订本。 带电检测 在。 总则 对高压电缆设备的状态监测是判断电缆设备是否存在缺陷，预防设备损坏并保证安全运行的重要措施。 在进行高压电缆带电检测时，应同时测量环境温度与湿度。 进行检测时，检测目标及环境温度一般应高于+5℃；户外试验应在良好天气进行，且空气相对湿度一般不高于80%。 室外进行红外检测时宜在日出之前、日落之后或阴天进行。 检测局放信号时，应采取一定的技术措施，如可靠接地、避开干扰源、临时闭灯、关闭无线通讯设备等，减少干扰信号。 检测仪器、检测系统应定期校准、自检，减少系统误差，保证检测结果准确可靠。 检测完成后，应及时对检测结果进行全面地、系统地综合分析和比较，结合设备的结构特点，根据测试数据的变化规律和趋势，做出综合分析判断。 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需要对电缆线路各处分别进行测量，容易遗漏测量部位；②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；③最好在设备负荷高峰状态下进行，一般不低于额定负荷30%。 2电缆油检测 电缆及附件内的电缆油 1）击穿电压 2）tanδ 3）油中溶解气体 1）投运后1年，以后3年1次 2）必要时 1）新油不低于50kV/2.5mm，运行中油不低于45 kV /2.5mm 2）油温100±1℃和场强1MW/m下新油不大于0.5%；运行中油不大于1.0% 3）电缆油中溶解气体组分含量的注意值 注意值μL/L（v/v） 可燃气总量1500 H2 500 C2H2痕量 CO 100 CO2 1000 CH4 200 C2H4 200 C2H6 200 油中溶解气体的试验只在交接时,或是当怀疑电缆绝缘过热老化或塞止接头存在严重局部放电时进行。 注意：①试验时应在专用实验室内进行，实验室空气应洁净，相对湿度不超过70%；②绝缘油介质损耗因数的测试，每个样品需测量两次，两次读数之间的差别不应大于0.0001加上两个值中较大一个的25%如果不能满足上述要求，继续对样品进行测量直至合格为止，取两次有效测量中较小的一个值作为样品的介质损耗因数。 2 典型电缆设备温度检测 电缆设备沿线及重点部位的温度 1）光纤测温系统投运后实时测量。 2）大负荷期间对重点线路温度进行监测 3）每日重点关注电缆表面及电力隧道最高温度超过30℃的线路 1）电缆线路表面最高温度不应高于50℃； 2）电缆线路的温升速率应小于2℃/min； 3）每条电缆线路分区的温度最高值与平均值差值应小于15℃（户外终端分区除外，户外终端分区的峰值与平均值差值应小于25℃）； 4）测温光缆在运行过程中不应出现光纤断裂等故障。 1）光纤测温系统的相关参数应满足技术条件要求； 2）电缆线路的监测部位包括电缆本体、中间接头和终端； 3）对由于电缆负荷变化而引起的电缆表皮温度以及线芯温度变化情况进行分析； 4）电缆线芯温度是通过将电缆表皮最高温度及电缆相关参数输入到温度换算系统得来的； 5）测温设备工作环境温度在5～40 oC，空气湿度不宜大于95%。 6）典型线路的范围说明 3 接地电流检测 金属套的环流和接地电流测量 1）大修后带负荷一周内（但带负荷应超过24h）； 2）220kV及以上线路每年至少2次，35至110kV线路每年至少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（或环流）与负荷比值 20％ 单相接地电流最大值/最小值 3 接地电流 绝对值 ≥100A且≤200A 接地电流与负荷比值 ≥20％且≤50％ 单相接地电流最大值/最小值 ≥3且≤5 缺陷：满足下表任何一项条件时； 接地电流 绝对值 ＞200A 接地电流与负荷比值 ＞50％ 单相接地电流最大值/最小值 ＞5 必要时： 新建、扩改建电气设备在投运初期一周内应进行一次接地电流检测； 在每年大负荷来临之前以及大负荷过后，或者度夏高峰前后，应加强对接地电流的检测。 对于运行环境差、设备陈旧及缺陷设备，要增加监测次数。 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发展变化趋势。 5 高压电缆设备局部放电检测 电缆设备局部放电验 1） 4 泄漏