红外线是波长介于微波与可见光之间的电磁波，其波长范围为760 nm～1 mm，也经常被称作为“红外辐射”。在自然界中，一切绝对零度(-273℃)以上的物体都会向周围空间不停的辐射红外线，红外辐射能量会物体表面温度密切相关，只要通过测得物体自身红外辐射产生的能量，便可准确的测定其表面温度。电力设备在运行过程中一般会通过电流、电压等方式产生热效应，并因此产生对外辐射的红外能量。

常用的红外测温仪器功能模块及原理如图1所示：

图  1  红外测温仪器原理

Figure 1.  The Principle of Infrared Thermometer

红外测温检测技术可实现对设备表面辐射的红外光谱进行非接触式、远距离热成像检测，并且具有免受电场干扰、灵敏度高、直观、安全准确等特点，目前已成为电力设备状态监测和故障诊断的重要手段^[2-3]。

在现场实际操作中，利用红外测温检测技术具有如下特点，如表1所示：

图2为某变电站220kV主变35kV套管(C相)及升高座整体发热检测图谱，从图2可以看出C相套管和升高座整体发热，套管桩头没有热点，怀疑升高座及套管的热度可能是内部导电杆与绕组接头连接不良发热通过导电杆及绝缘油传导而来，应为电流致热性缺陷^[5]。

图  2  某主变35 kV套管红外测温结果

Figure 2.  Infrared Temperature Measurement Results of 35 kv Bushing of Transformer

对于一些内部结构比较复杂的大型电力设备而言，若其内部故障点距离设备表面较远，或故障点的发热功率较低，由于热量的横向传递特性，均会导致故障发热在设备表面产生的特征响应不够明显。若设备内部的热传递过程十分复杂，也会导致内部的故障发热难以在设备表面形成特征性热场分布，红外测温技术便难以确定其警戒温升^[6]。

此外，由于SF₆对红外光具有极强的吸收特性，基于红外成像法的SF₆气体检漏方法(激光成像检漏)在GIS等设备上也具有广泛应用^[7-8]。

红外检漏的主要原理如下：当特定波长的红外激光(激光特定波长为10.56 μm)入射至被测物体表面时，入射光会发生反射，随后反射光被探测器接收，对于具有不同背景吸收率(反射率)的气体，其反射至探测器的光子数会有一定的差别，通过处理返回的光子数，检漏仪便会显示出设备表面的相应成像。当检测区域不存在SF₆泄漏时，返回的红外能量与背景反射的能量一致，显示设备上看到的只有目标区域的红外成像图；当检测区域存在SF₆泄漏时，由于SF₆气体对红外光强烈的吸收作用，此时反射到检测设备上的红外光能量会发生急剧地减弱，SF₆气体在显示设备上便显示为黑色烟雾，并且随着气体浓度的不同，显示的黑度成像也会发生变化，从而准确发现SF₆气体的泄漏点，相关过程如图3所示：

图  3  激光成像检测原理图

Figure 3.  The Principle of Laser Imaging Detection

紫外线的波长范围是10～400 nm，太阳光中也含有紫外线，但由于大气中的臭氧会吸收波长小于280 nm的紫外线部分(该部分也被称为“太阳盲区”)，可以通过大气传输的只有波长为315～400 nm的紫外线。

高压设备因放电产生的紫外线波长一般在280～400 nm之间，有小部分在230～280 nm范围内，探测这部分波长的紫外线，可以作为判断设备是否产生放电的依据^[9]。

常用的紫外电晕检测仪工作原理如图4所示：

图  4  紫外电晕检测仪工作原理

Figure 4.  The Principle of Ultraviolet Corona Detecting Apparatus

紫外成像技术就是利用图4所示原理，接收设备放电时产生的紫外信号，经处理后与可见光影像合成，从而确定电的位置和强度，并为进一步评估设备的运行状况提供依据。

紫外成像技术主要用来检测设备(如绝缘子、管母等)表面由于局部放电而形成的碳化通道和电蚀损^[10-11]；还可用于检测导线外伤、高压设备的污染程度及绝缘缺陷等。某变电站2号主变35 kV侧B相管母存在放电缺陷时的紫外电晕检测图如图5所示^[5]。

图  5  管母紫外电晕检测图

Figure 5.  Ultraviolet Corona Detection on Pipe Type Bus Bar

作为一种新型的无损带电检测手段，紫外检测目前基本上还只是处于定位分析阶段，国内外尚没有相关标准或机构能够对紫外放电检测做出定量要求。对于产生的电晕是否会影响设备正常运行，或是否需要对设备立即进行停电处理尚无法做出有效判断。因此对电晕放电强度检测进行进一步量化，并找出其与设备电晕放电不同阶段的对应关系，将会是紫外成像技术在今后的主要研究方向^[9]。

紫外成像技术与红外成像技术两者可形成优势互补关系，紫外成像可用来检测设备放电异常，红外成像一般用来检测设备发热异常，这两项技术的结合应用，将会大大提高高压设备故障点的全面检测及诊断能力。

超声波是一种机械振动波，当设备内部有局部放电发生时，在放电区域的分子间会产生剧烈的撞击，由于放电是一连串的脉冲形式，由此产生的压力波也是脉冲形式的，它含有各种频率的分量。当局部放电产生的超声波向四周传播时，会经过气、液、固等介质到达电气设备表面，因此检测此超声信号便可以判断设备内部是否有局部放电发生。

超声波信号的频率范围一般为数kHz到数MHz(20～200 kHz)。测试时应在传感器测量面上涂抹超声耦合剂，以保证传感器与被测设备表面之间无气泡或空隙，从而减少超声信号的衰减，并提高测试的灵敏度。

超声波检测技术适用于测量变压器、开关柜/环网柜、配电柜、电缆分支箱以及断路器(或GIS)中的局部放电，对于电缆终端或接头等部件，其内部产生局部放电所导致的振动幅度较弱，一般难以利用超声波法对其进行有效测量。

超声波具有频率高、波长短、方向性强且能量集中等特点，因此容易进行定位。此外，超声波法检测抗电磁干扰性能好，它是目前除超高频法外最成熟的局部放电检测方法^[12-13]。

局部放电是一个复杂的物理过程，除了在上文中提到的声效应外，还伴随有电磁波信号的辐射，该信号频段范围为300 MHz～1 GHz，在该频段范围内干扰信号较少。应用宽带高频天线传感器检测设备内部局部放电所激发的电磁波信号，再经过相应的数据处理及分析便可以判断设备的绝缘情况。根据超高频传感器的使用及安装位置不同，一般可以分为内置式和外置便携式。

超高频法检测技术的关键在于传感器技术及信号处理与模式识别^[14]。超高频法对GIS等设备进行局部放电现场测量时，一般有时域测量和频域测量两种方法，时域法常用来定位，而频域法则对有无放电的定性检测更为有效^[7,15]。

超高频法局部放电检测对于颗粒、毛刺以及绝缘盆内部缺陷产生的放电较为灵敏^[7]，目前主要应用于GIS、变压器以及开关柜等设备的局部放电检测^[15-17]。

利用超高频传感器测量局部放电时容易受到设备内部和外部环境的一些干扰，现场测试时应尽量避免诸如手机、无线电通讯信号等干扰，为消除干扰信号对测量结果的影响，可以尝试在不同时段对同一位置进行多次测量。

暂态地电压(Transient Earth Voltage, TEV)是指设备内部局部放电产生的电磁波信号通过设备金属外壳至接地体间感应出能持续纳秒数量级的暂态电压脉冲。其产生的基本原理为：当设备内部有局放发生时，放电产生的电子由带电体向非带电体移动，放电点所产生交变的电磁波信号，会向两个方向传播，由于趋肤效应的作用，电磁波一般会集中在金属柜/箱体表面进行传播，而无法直接穿透金属柜/箱体外壳。电磁波信号首先传到金属外壳的内表面时，大部分信号会被金属外壳屏蔽，而少部分信号会通过金属外壳断开或绝缘连接处、绝缘衬垫或缝隙等处向周围空间传播，进而在设备接地的金属柜/箱体表面产生一个瞬时对地电压。通过测量该瞬时对地电压即可以检测设备内部的绝缘故障情况，这种检测技术称为暂态地电压技术，即TEV测量法^[18]，测试原理如图6所示。

图  6  TEV检测原理图

Figure 6.  The Principle of TEV Detection

暂态地电压技术一般是用TEV传感器进行测量，主要用在配电柜、开关柜/环网柜等配电设备的内部放电测量。此外，利用安装在设备金属外壳表面的两个TEV传感器所测量到的信号到达时差，还可对放电点进行粗略的定位。暂态地电压幅值直接受设备电流的大小、频率等参数影响，并与传播途径的衰减程度有关，衰减量主要取决于放电点的位置、设备的内部结构以及配电设备金属外壳缝隙开口的大小。离放电点越接近，传感器所检测的TEV值就越大。一般TEV信号与局部放电活动程度的关系可以用相对读数(dB/mV)方式来表征。

暂态地电压检测技术对于检测开关柜内部绝缘缺陷，如金属尖端、绝缘气隙、悬浮电位等缺陷均有较好的测量效果^[19]。

根据理论计算和实际测量，无论是在交流还是直流电压作用下，高压输电线路上安装的绝缘子可以等效视为夹在两金属电极之间的连续绝缘材料。在正常情况下，电场强度沿绝缘子的纵向分布一般是一条光滑，且呈两端强中间弱的“U”型曲线，即靠近高压金具端场强最高，随着向接地端移动且场强迅速降低，在接近接地金具端又有所提高。由于复合绝缘子电场强度是电位沿长度的变化率，因此，当绝缘子串中存在零值或内绝缘导通性故障时，缺陷处的纵向电场强度将突然降低，电场分布曲线在相应的位置上有畸变，画出的电场分布曲线也就不再平滑^[20-21]，如图7所示。

图  7  谐波电场法检测原理图

Figure 7.  The Principle of Harmonic Electric Field Methods

因此，只要通过测量绝缘子的纵向电场分布，便可找出绝缘子的内绝缘导通性缺陷的位置和大小。

据现有文献报道，谐波电场法主要应用于合成绝缘子内绝缘局部缺陷的检测，且具有对天气等外界环境要求低，受干扰的影响较小，所用仪器较为简单等特点，所以可作为高压输电线路开展复合绝缘子带电检测的常规技术手段^[21-22]。

以SF₆气体当绝缘介质的电气设备称为SF₆电气设备。纯净的SF₆气体是无色、无味、无毒、不燃的惰性气体，其自身分解温度大于500 ℃，由于其具有极强的负电特性，加之具有密度大、分子半径大且移动速度慢等特点，因此具有很好的绝缘性能和灭弧性能。

SF₆电气设备内部有局部放电发生或有开断电弧高温作用时，SF₆气体与开关灭弧室内的触头材料铜(Cu)和钨(W)以及灭弧室结构材料铝(Al)等都会发生化学反应，其主要分解产物为SO₂、H₂S、SOF₂(氟化亚硫酰)和HF等，相应的化学反应过程如式(1)～(7)所示。

由于SO₂是一种水解产物，其多少取决于SF₆气体中水份含量的大小。当SF₆气体水份含量较大时(>500 μL/L)，SO₂占主要成份；当水份含量较少(<100 μL/L)时，SOF₂占主要成份。

SF₆电气设备内部的绝缘材料，除了SF₆气体外，还有部分固体绝缘材料，如热固形环氧树脂、聚酯尼龙、聚酯乙烯、聚四氟乙烯、绝缘纸、绝缘漆等，这些固体绝缘材料在高温条件下也会分解产生相应的特征气体，如表2所示：

综上所述，可以通过对分解物的主要成分的含量分析来判断设备内部故障，一般按SO₂、HF为SF₆分解特征组分，H₂S为热固形环氧树脂分解特征组分，CO是聚酯乙烯、绝缘纸和绝缘漆分解的特征组分来处理。该方法几乎不受任何外界环境因素的影响，因此是目前检测SF₆类设备放电性缺陷最有效的方法^[14,17]。

目前通过检测罐体内部SF₆气体分解产物来判断设备故障的方法主要应用在依靠SF₆作为绝缘介质的设备中，如GIS、SF₆电流互感器、断路器等。

对于SF₆分解产物的测定国内尚未制订相关标准，但IEC与CIGRE已有导则和推荐值。CIGRE对总的分解物浓度的推荐值为500～2 000uL/L，作为是否超标的依据^[14]。国家电网公司于2010年颁布的《电力设备带电检测技术规范》中规定：对于GIS本体或敞开式SF₆断路器而言，SO₂和H₂S的浓度均不大于2.0 uL/L时为正常，当SO₂浓度≥5.0 uL/L或H₂S浓度≥5.0 uL/L时认为设备存在异常。

从目前的使用情况来看，带电检测的广泛开展，对于提升电网设备的运行维护水平起到了积极的作用，是开展电网设备状态检修和状态评价的重要依据。

然而，电网设备的带电检测工作是一项复杂的系统工程，目前各网省公司使用的设备厂家不尽统一，在检测标准及评判依据上缺乏统一规定，因此为达到国家电网公司目前对带电检测工作日益提高的各项要求，确保电网设备状态可控、在控，防止重要设备损坏事故的发生，建议各网省公司之间能够加强信息和技术共享，不断提升自身带电检测业务能力，并更好的服务于电网。