本书选取了国网江苏、浙江电力等单位26个具有示范作用的低电压治理典型案例，为配网低电压治理工作提供示范，包括典型运维管理措施、变电站中压母线电压治理、中压线路末端低电压治理、配电变压器台区低电压治理、配网低电压监测五部分。
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内容简介
本书涵盖了输电线路、变压器设备、开关设备、互感器设备、避雷器设备、电缆设备和开关柜设备等的状态检测典型案例。书中阐述了各案例的经过、检测分析方法以及经验体会，是各单位应用状态检测技术的宝贵经验。
章节目录
- 封面
- 书名页
- 版权页
- 编写人员名单
- 前 言
- 目录
- 上 册
- 第1章 输电线路状态检测
- 1.1 红外热像检测技术
- 1.1.1 红外热像检测发现110kV闻兴1178线耐张线夹发热
- 1.1.2 红外热像检测发现220kV店新4463线耐张线夹过热
- 1.1.3 红外热像检测发现10kV团结线输电线路线夹过热
- 1.1.4 红外测温检测发现110kV蜀柳双回预绞式耐张线夹发热
- 1.1.5 红外热像检测发现220kV滦周一线42号大号侧线夹过热
- 1.1.6 红外热像检测发现220kV桃晓2571线26号塔耐张线夹发热
- 1.1.7 红外热像检测发现110kV马溱792线60号塔C相跳线线夹过热
- 1.1.8 红外热像检测发现110kV昆仑变电站7021隔离开关上方导线线夹过热
- 1.1.9 红外热像检测发现110kV葛潮线引流线过热
- 1.1.10 红外热像检测发现110kV昌溪1093线引流线并沟线夹发热
- 1.1.11 红外热像检测发现220kV禹嘉4725线148号杆塔引流板过热
- 1.1.12 红外热像检测发现110kV池杏442线路耐张杆塔跳线串绝缘子过热
- 1.1.13 红外热像检测发现220kV鸡西变电站母联导线过热
- 1.1.14 红外热像检测发现110kV白测线133号架空地线发热
- 1.1.15 红外热像检测发现35kV戚林Ⅱ线弓子线过热
- 1.1.16 红外热像检测发现110kV北六堡线路T接点过热
- 1.2 图像监测技术
- 1.2.1 图像监测发现110kV航鹿1743线外力破坏事故隐患
- 1.2.2 图像监测发现110kV东昌1422线13号大号侧道通图像监测外力破坏紧急隐患
- 1.2.3 图像监测发现110kV合梅1042线外力破坏事故隐患
- 1.2.4 图像监测发现110kV线路外力破坏事故隐患
- 1.2.5 图像监测发现110kV瓦黄1205南湾支线异物缠绕导线
- 1.2.6 图像监测发现500kV秦乔5413线通道下重大危险点
- 1.2.7 图像监测发现110kV洋大1119线线路下方山区火灾隐患
- 1.3 多方法联合技术
- 1.3.1 紫外成像及红外热像检测发现110kV葛李二线输电线路绝缘子局部放电
- 1.3.2 红外热像检测及紫外成像检测发现500kV姆舜5482线复合绝缘子发热
- 1.3.3 综合检测方法发现220kV桓秋线分裂导线粘连状态
- 1.4 其他检测技术
- 1.4.1 雷电监测系统监测发现330kV金柞Ⅱ线雷击故障
- 1.4.2 输电杆塔倾斜在线监测发现110kV白平线杆塔倾斜
- 1.4.3 直升机巡检发现500kV沥富5921线线路地线金具发热
- 1.4.4 覆冰监测发现220kV桐国2335线96号导线严重覆冰
- 1.4.5 微风振动监测发现220kV晓昌4R19线、晓洲4R20线大跨越防振设备隐患
- 1.4.6 输电线路接地电阻测试发现35kV迎五线接地体锈蚀
- 1.4.7 无人机巡线检测发现110kV碾双一线导线断股
- 1.4.8 零值带电检测发现220kV滨利线瓷复合绝缘子劣化率过高
- 1.4.9 零值带电检测发现110kV向安Ⅰ回线低值绝缘子缺陷
- 第2章 变压器状态检测
- 2.1 油中溶解气体分析技术
- 2.1.1 油中溶解气体分析发现35kV友谊路变电站2号主变压器有载开关绝缘筒与变压器本体渗漏
- 2.1.2 油中溶解气体分析发现110kV侉子庄变电站变压器铁芯多点接地
- 2.1.3 油中溶解气体分析发现500kV安定变电站变压器乙炔含量超标
- 2.1.4 油中溶解气体分析发现500kV金山岭变电站66kV站用变压器氢气含量超标
- 2.1.5 油中溶解气体分析发现35kV西团变电站1号变压器有载开关渗油故障
- 2.1.6 油中溶解气体分析发现110kV松溪变电站1号主变压器油中含乙炔
- 2.1.7 油中溶解气体分析发现220kV遂昌变电站1号主变压器油色谱数据异常
- 2.1.8 油中溶解气体分析发现110kV潮音寺变电站2号主变压器总烃含量超标
- 2.1.9 油中溶解气体分析发现110kV龙石变电站2号主变压器油色谱数据异常
- 2.1.10 油中溶解气体分析发现110kV港头变电站1号主变压器油色谱数据异常
- 2.1.11 油中溶解气体分析发现110kV云和变电站1号主变压器油色谱数据异常
- 2.1.12 油中溶解气体分析发现110kV松溪变电站2号主变压器油中含乙炔
- 2.1.13 油中溶解气体分析发现110kV磐安变电站2号主变压器有载分接开关故障
- 2.1.14 油中溶解气体分析发现220kV岗阳变电站变压器总烃超过注意值
- 2.1.15 油中溶解气体分析发现110kV草塔变电站主变压器铁芯内部非正常焊接
- 2.1.16 油中溶解气体分析发现220kV梧桐变电站1号主变压器乙炔含量超标
- 2.1.17 油中溶解气体分析发现220kV江湾变电站2号主变压器油中总烃含量超标
- 2.1.18 油中溶解气体分析发现110kV前于变电站1号主变压器氢气含量超标
- 2.1.19 油中溶解气体分析发现110kV邦均变电站2号主变压器触头氧化
- 2.1.20 油中溶解气体分析发现220kV西陶变电站2号主变压器油中总烃含量超标
- 2.1.21 油中溶解气体分析发现500kV芝堰变电站3号主变压器内部故障
- 2.1.22 油中溶解气体分析发现110kV海涂变电站1号主变压器总烃含量超标
- 2.1.23 油中溶解气体分析发现110kV普陀变电站主变压器无载励磁开关静触头烧损
- 2.1.24 油中溶解气体分析发现110kV衙城变电站1号主变压器油色谱数据异常
- 2.1.25 油中溶解气体分析发现110kV东华变电站变压器油中氢气含量超标
- 2.1.26 油中溶解气体分析发现220kV潘桥变电站1号主变压器局部过热
- 2.1.27 油中溶解气体分析发现220kV白马垅变电站2号主变压器铁芯多点接地
- 2.1.28 油中溶解气体分析发现220kV变压器潜油泵和分接开关缺陷
- 2.1.29 油中溶解气体分析发现220kV武垣变电站220kV变压器内部放电
- 2.1.30 油中溶解气体分析发现35kV盘龙变电站1号主变压器分接开关过热
- 2.1.31 油中溶解气体分析发现110kV梨园变电站110kV变压器裸金属过热
- 2.1.32 油中溶解气体分析发现220kV镁都变电站1号主变压器股间短路
- 2.1.33 油中溶解气体分析发现500kV高岭换流站041B换流变压器引线屏蔽管松动
- 2.1.34 油中溶解气体分析发现500kV穆家换流站021C换流变压器磁屏蔽接触不良
- 2.1.35 油中溶解气体分析发现220kV佟二堡变电站2号主变压器导电地屏脱焊
- 2.1.36 油中溶解气体分析发现66kV站用变压器油色谱异常
- 2.1.37 油中溶解气体分析发现220kV西郊变电站主变压器铁芯制造缺陷
- 2.1.38 油中溶解气体分析发现110kV城南变电站2号主变压器异常
- 2.1.39 油中溶解气体分析发现750kV宝鸡变电站1号主变压器A相材质缺陷
- 2.1.40 油中溶解气体分析发现110kV苇泊变电站2号主变压器内部引线压接不良发热
- 2.1.41 油中溶解气体分析发现750kV吐鲁番变电站吐哈一线B相高压电抗器内部放电
- 2.1.42 油中溶解气体分析发现220kV山北变电站1号主变压器乙炔含量超标
- 2.1.43 油中溶解气体分析发现35kV煤窟沟变电站2号主变压器高温过热
- 2.1.44 油中溶解气体分析发现750kV哈密变电站哈吐一线C相高压电抗器悬浮放电
- 2.1.45 油中溶解气体及铁芯接地电流检测发现110kV金源路变电站1号主变压器铁芯多点接地
- 2.1.46 油中溶解气体分析发现220kV神农变电站1号主变压器高压侧套管末屏放电
- 2.1.47 油中溶解气体分析发现110kV泊里变电站2号主变压器引线断股
- 2.1.48 油中溶解气体分析发现主变压器高温过热
- 2.1.49 油中溶解气体分析发现750kV伊犁变电站伊苏线C相高压电抗器内部金属异物放电
- 2.1.50 油中溶解气体分析发现500kV王石变电站电抗器等电位连线烧蚀
- 2.1.51 油中溶解气体分析发现500kV松北变电站并联电抗器绝缘缺陷
- 2.1.52 油中溶解气体分析发现750kV海西开关站海月Ⅱ线A相电抗器内部故障
- 2.2 铁芯接地电流检测技术
- 2.2.1 铁芯接地电流检测发现110kV弓家庄变电站主变压器铁芯多点接地
- 2.2.2 铁芯接地电流检测发现35kV秣陵变电站主变压器多点接地
- 2.2.3 接地电流检测发现110kV平圩变电站2号主变压器夹件多点接地
- 2.2.4 铁芯接地电流检测发现110kV新桥变电站1号主变压器铁芯多点接地
- 2.2.5 铁芯接地电流检测发现500kV变压器夹件接地电流缺陷
- 2.3 红外热像检测技术
- 2.3.1 红外热像检测发现220kV前铺变电站220kV电容式电压互感器过热
- 2.3.2 红外热像检测发现220kV主变压器110kV套管内部丝套过热
- 2.3.3 红外热像检测发现220kV金山变电站变压器线夹断裂
- 2.3.4 红外热像检测发现220kV变压器套管接头过热
- 2.3.5 红外热像检测发现220kV变压器高压套管缺油
- 2.3.6 红外热像检测发现220kV冶峪变电站1号变压器箱沿大盖螺栓发热
- 2.4 联合检测技术
- 2.4.1 铁芯接地电流检测及油中溶解气体分析发现35kV小站变电站35kV主变压器铁芯多点接地
- 2.4.2 高频及超声波局部放电检测发现500kV宗州变电站变压器内部放电
- 2.4.3 油中溶解气体分析及超声波局部放电检测发现500kV道观河变电站2号主变压器C相铁芯硅钢片尖端变形
- 2.4.4 油中溶解气体分析及铁芯接地电流等检测发现±660kV银川东换流站1号主变压器乙炔含量异常增长
- 2.4.5 油中溶解气体分析及超声波局部放电等检测发现220kV夏庄变电站2号主变压器绝缘老化
- 2.4.6 油中溶解气体结合高频局部放电检测排除110kV南坪变电站2号主变压器内部局部放电
- 2.5 其他检测技术
- 2.5.1 变压器油中金属含量检测发现110kV梅花变电站变压器绝缘下降
- 2.5.2 高频局部放电检测技术发现500kV船山变电站2号主变压器套管末屏断线
- 2.5.3 射频局部放电检测发现220kV昌吉变电站110kV变压器套管局部放电
- 第3章 开关类设备状态检测
- 3.1 红外热像检测技术
- 3.1.1 红外热像检测发现110kV真理道变电站110kV隔离开关出线座发热
- 3.1.2 红外热像检测发现500kV浑源开闭站500kV隔离开关接线板发热
- 3.1.3 红外热像检测发现500kV安各庄变电站220kV隔离开关发热
- 3.1.4 红外热像检测发现500kV唐山西变电站35kV隔离开关连接排发热
- 3.1.5 红外热像检测发现110kV干校变电站35kV隔离开关支柱绝缘子发热
- 3.1.6 红外热像检测发现110kV奔南变电站多处隔离开关发热
- 3.1.7 红外热像检测发现500kV莆田变电站隔离开关推动和调节连杆发热
- 3.1.8 红外热像检测发现66kV开关站红白线2号6675－甲隔离开关接线座线夹过热
- 3.1.9 红外热像检测发现35kV鄢家变电站35kV隔离开关绝缘子发热缺陷
- 3.1.10 红外热像检测发现220kV开关站220kV母联正母线隔离开关过热缺陷
- 3.1.11 红外热像检测发现500kV林海变电站罐式断路器套管接头过热缺陷
- 3.1.12 红外热像检测发现500kV遂宁变电站1号主变压器35kV侧301断路器B相电流互感器接线板发热
- 3.2 SF6 气体检漏技术
- 3.2.1 红外热像检测发现220kV渡东变电站GIS SF6 气体泄漏
- 3.2.2 红外热像检测发现220kV西子变电站GIS SF6 气体泄漏
- 3.2.3 红外热像检测发现110kV莲花变电站GIS SF6 气体泄漏
- 3.2.4 红外热像检测发现500kV蒲河变电站GIS断路器气室SF6 气体泄漏
- 3.2.5 红外热像检测发现110kV浩门变电站822隔离开关气室漏气
- 3.2.6 红外热像检测发现220kV东鸣变电站220kV GIS设备盆式绝缘子SF6 气体泄漏
- 3.2.7 红外热像检测发现500kV海会变电站220kV GIS AC母线分段间隔2030－C隔离开关盆式绝缘子SF6气体泄漏
- 3.2.8 红外热像检测发现500kV福瑞变电站220kV GIS气室密度继电器相间连接管路SF6气体泄漏
- 3.2.9 激光成像检测发现220kV徐庄变电站220kV GIS母线SF6 气体泄漏
- 3.2.10 红外热像检测发现220kV双龙变电站GIS设备SF6 气体泄漏
- 3.2.11 红外热像检测发现110kV港城变电站110kV断路器SF6 气体泄漏
- 3.2.12 红外热像检测发现220kV水寨变电站断路器SF6 气体泄漏
- 3.2.13 红外热像检测发现110kV姚家洲变电站、丹江变电站110kV断路器SF6 气体泄漏
- 3.2.14 红外热像检测发现110kV丹桂变电站103号C相断路器SF6 气体泄漏
- 3.2.15 红外热像检漏发现220kV平顺变电站110kV 161断路器盆式绝缘子SF6 气体泄漏
- 3.2.16 红外热像检测发现500kV伊敏换流站5031断路器A相罐体侧面焊接处存在漏点
- 3.2.17 红外热像检测发现110kV郭道变电站110kV断路器SF6 气体泄漏
- 3.2.18 带电检测发现220kV河峪变电站102断路器SF6 气体泄漏
- 3.3 SF6 气体分解产物检测技术
- 3.3.1 SF6 气体分解产物检测发现220kV夏庄变电站110kV GIS接触不良
- 3.3.2 SF6 气体分解产物检测发现220kV富家变电站GIS设备安装及制造工艺不良
- 3.3.3 SF6 气体分解产物检测发现66kV崔家变电站GIS分支母线导体设备对中不良
- 3.3.4 SF6 气体分解产物检测发现750kV武胜变电站GIS设备Ⅱ母C相避雷器导电杆与导电杆座连接松动
- 3.3.5 SF6 气体分解产物检测发现220kV新立变电站HGIS母线隔离开关设备合闸不到位
- 3.3.6 SF6 气体分解产物检测发现220kV长治西变电站110kV断路器内部局部放电
- 3.3.7 SF6 气体分解产物检测发现110kV安沙变电站断路器内部放电
- 3.3.8 SF6 气体分解产物检测发现110kV西庄变电站110kV断路器内部局部放电
- 3.3.9 SF6 气体分解产物检测发现330kV凉州变电站3322A相断路器灭弧室侧轴承脱落
- 3.3.10 SF6 气体分解产物检测发现220kV华山变电站35kV母线电压互感器缺陷
- 3.4 超声波局部放电检测技术
- 3.4.1 超声波局部放电检测发现110kV万码变电站GIS内部异物缺陷
- 3.4.2 超声波局部放电检测发现110kV新中村变电站110kV GIS振动
- 3.4.3 超声波局部放电检测发现220kV海河下游变电站110kV GIS振动
- 3.4.4 超声波局部放电检测发现220kV井矿变电站110kV GIS内部异常声响
- 3.4.5 超声波局部放电检测发现220kV边务变电站220kV GIS母线支撑绝缘子缺陷
- 3.4.6 超声波局部放电检测发现220kV高寺台变电站220kV GIS气室内部放电
- 3.4.7 超声波局部放电检测发现110kV顾家屯变电站GIS内部放电
- 3.4.8 超声波局部放电检测发现220kV芙蓉变电站220kV GIS内部颗粒放电
- 3.4.9 超声波局部放电检测发现500kV鞍山变电站220kV罐式断路器内部器件松动
- 3.4.10 超声波局部放电检测发现220kV柳林变电站110kV GIS内部放电
- 3.4.11 超声波局部放电检测发现500kV永源变电站GIS断路器局部放电
- 3.4.12 超声波局部放电检测发现110kV滨河变电站GIS内部放电
- 3.4.13 超声波局部放电检测发现110kV南康变电站110kV GIS内部异常
- 3.4.14 超声波局部放电检测发现110kV河口变电站110kV GIS电压互感器铁芯夹件螺栓松动
- 3.4.15 超声波局部放电检测发现220kV乐安变电站110kV GIS导向杆松动
- 3.4.16 超声波局部放电检测发现220kV尚店变电站110kV GIS内部构件移位松动
- 3.4.17 超声波局部放电检测发现220kV延农变电站110kV延佳线522间隔盆式绝缘子闪络
- 3.4.18 超声波局部放电检测发现110kV桃花变电站1122号隔离开关气室内部自由金属颗粒缺陷
- 3.5 特高频局部放电检测技术
- 3.5.1 特高频局部放电检测发现110kV新街口变电站GIS 134间隔断路器气室内部放电缺陷
- 3.5.2 特高频法发现110kV神路街变电站145间隔GIS盆式绝缘子沿面放电缺陷
- 3.5.3 特高频局部放电监测发现220kV大堡头变电站220kV GIS内部局部放电信号
- 3.5.4 特高频局部放电检测发现220kV平顺变电站110kV GIS断路器内部局部放电信号
- 3.5.5 特高频局部放电检测发现500kV张家港变电站500kV HGIS绝缘缺陷
- 3.5.6 特高频局部放电检测发现1000kV南阳变电站1000kV HGIS盆式绝缘子缺陷
- 3.6 X射线检测技术
- 3.6.1 X射线检测发现110kV虹桥变电站GIS焊缝未熔合缺陷
- 3.6.2 X射线数字成像检测发现GIS设备塑料吸附剂罩断裂
- 3.6.3 X射线成像检测发现220kV高桥变电站220kV GIS间隔隔离开关合闸不到位
- 3.6.4 X射线检测发现220kV荷花变电站隔离开关触头镀银层厚度不合格
- 3.7 联合检测技术
- 3.7.1 超声波局部放电和SF6 气体分解产物检测发现220kV GIS避雷器导电杆断裂
- 3.7.2 超声波和特高频局部放电检测发现220kV兆通变电站220kV GIS电缆终端放电
- 3.7.3 SF6 气体分解产物检测、特高频和超声波局部放电检测发现220kV华山变电站110kV GIS局部放电
- 3.7.4 运行中持续电流及超声波局部放电检测发现220kV紫云变电站110kV GIS内避雷器绝缘老化
- 3.7.5 特高频和超声波局部放电带电检测发现110kV东宝变电站GIS 02电流互感器C相内部螺栓松动
- 3.7.6 SF6 气体分解产物检测及特高频局部放电检测发现220kV GIS避雷器局部放电
- 3.7.7 超声波和特高频局部放电检测发现220kV龙桥变电站220kV GIS 1号母线内部器件松动
- 3.7.8 渗透和超声波探伤检测发现330kV明珠变电站110kV GIS设备母线筒体支架焊缝裂纹缺陷
- 3.7.9 超声波和特高频局部放电检测发现220kV水浒变电站GIS内部避雷器处屏蔽松动
- 3.7.10 多方法检测发现日月山750kV变电站GIS隔离开关C相气室内部异音
- 3.7.11 特高频和超声波局部放电检测发现220kV堰上变电站2215间隔GIS母线仓内部放电
- 3.7.12 特高频和超声波局部放电检测发现500kV西津渡变电站500kV HGIS微粒缺陷
- 3.7.13 超声波和特高频局部放电检测发现330kV西庄变电站HGIS隔离开关异常缺陷
- 3.7.14 超声波局部放电和SF6 气体分解产物检测发现110kV南康变电站110kV仲南线104断路器内部放电
- 3.7.15 超声波和特高频局部放电检测发现750kV烟墩变电站750kV罐式断路器局部放电
- 3.7.16 X射线检测、特高频及超声波局部放电检测发现220kV白沙变电站110kV母线隔离开关气室母线紧固螺栓松动
- 3.7.17 特高频及超声波局部放电检测发现220kV龙泉变电站开关柜局部放电
- 3.7.18 SF6 气体分解产物检测及超声波局部放电检测发现220kV凌水变电站PASS设备内部放电故障
- 3.8 其他检测技术
- 3.8.1 SF6 气体压力监测发现220kV北田变电站101北隔离开关气室漏气
- 3.8.2 声学振动检测发现220kV赵店子变电站隔离开关绝缘子断裂缺陷
- 3.8.3 声学振动检测发现110kV小营变电站隔离开关瓷质绝缘子损伤
- 3.8.4 渗透探伤检测分析500kV宗元变电站隔离开关拐臂连杆开裂
- 3.8.5 遥控照相检测发现110kV五家渠变电站110kV隔离开关设备线夹开裂
- 3.8.6 光谱分析发现500kV瓯海变电站隔离开关操作连杆螺栓成分不合格
- 3.8.7 渗透探伤检测分析220kV龙塘变电站断路器拐臂盒裂纹
- 3.8.8 特性曲线测试发现110kV驼井变电站10kV断路器机构缺陷
- 3.8.9 特性曲线测试发现110kV山口水电厂升压变电站35kV断路器机构辅助开关缺陷
- 3.8.10 SF6 湿度检测发现110kV秀湖变电站19180、19280号接地开关气室SF6水分超标缺陷
- 3.8.11 SF6 湿度检测发现220kV夺底变电站110kV GIS SF6水分超标
- 下 册
- 第4章 互感器状态检测
- 4.1 红外热像检测技术
- 4.1.1 红外热像检测发现220kV九越变电站110kV线路122电流互感器接头发热
- 4.1.2 红外热像检测发现220kV哈变变电站66kV电流互感器本体发热
- 4.1.3 红外热像检测发现220kV长春变电站220kV电流互感器设备线夹接触不良发热
- 4.1.4 红外热像检测发现110kV鸣谦变电站2号主变压器102电流互感器B相内部发热
- 4.1.5 红外热像检测发现220kV红卫变电站231电流互感器内部发热缺陷
- 4.1.6 红外热像检测发现110kV干校变电站35kV电流互感器发热
- 4.1.7 红外热像检测发现110kV曹桥变电站110kV电流互感器发热
- 4.1.8 红外热像检测发现220kV曹城变电站110kV TA接点过热
- 4.1.9 红外热像检测发现500kV朔州变电站35kV母线电压互感器油箱内部发热
- 4.1.10 红外热像检测发现220kV临晋变电站271线路电压互感器电磁单元阻尼器故障
- 4.1.11 红外热像检测发现110kV泊里变电站35kVⅠ段母线电容式电压互感器内部发热缺陷
- 4.1.12 红外热像检测发现220kV天柱变电站220kVⅡ母线C相电容式电压互感器内部缺陷
- 4.1.13 红外热像检测发现220kV抚顺变电站电容式电压互感器过热
- 4.1.14 红外热像检测发现110kV梅花变电站电容式电压互感器内部放电缺陷
- 4.1.15 红外热像检测发现110kV季桥变电站电容式电压互感器内部局部发热
- 4.1.16 红外热像检测发现220kV哈达湾和城西变电站66kV电容器本体发热
- 4.1.17 红外热像检测发现10kV跌落式熔断器闸口及熔丝管发热
- 4.2 油中溶解气体分析技术
- 4.2.1 油中溶解气体分析发现220kV高楼变电站110kV电流互感器内部放电
- 4.2.2 油中溶解气体分析发现110kV康保变电站110kV电流互感器内部严重放电
- 4.2.3 油中溶解气体分析发现110kV庙洼变电站110kV电流互感器内部放电
- 4.2.4 油中溶解气体分析发现220kV广安变电站220kV电流互感器内部放电
- 4.2.5 油中溶解气体分析发现220kV康仙变电站220kV电流互感器内部放电
- 4.2.6 油中溶解气体分析发现220kV察北变电站220kV电流互感器绝缘缺陷
- 4.2.7 油中溶解气体分析发现110kV太滆变电站110kV电流互感器局部放电
- 4.2.8 油中溶解气体分析发现220kV万溶江变电站电流互感器内部接地
- 4.2.9 油中溶解气体分析发现220kV前郭变电站电流互感器放电
- 4.2.10 油中溶解气体分析发现220kV图门变电站220kV图延甲线电流互感器放电
- 4.2.11 油中溶解气体分析发现220kV白城乔家变电站220kV电流互感器放电
- 4.2.12 油中溶解气体分析发现110kV七市变电站新富线2814电流互感器绝缘缺陷
- 4.3 联合检测技术
- 4.3.1 红外热像和油中溶解气体分析发现110kV方埠变电站110kV电流互感器绝缘缺陷
- 4.4 其他检测技术
- 4.4.1 介质损耗及电容量检测发现220kV鹿泉变电站110kV电流互感器绝缘缺陷
- 4.4.2 介质损耗检测发现220kV隆城变电站110kV电流互感器绝缘缺陷
- 4.4.3 红外热像检测发现500kV巴南变电站5013号电流互感器SF6 气体泄漏
- 4.4.4 湿度检测发现110kV下梁变电站电压互感器SF6 气体湿度超标
- 4.4.5 暂态地电压局部放电检测发现35kV先进变电站长先331电压互感器外绝缘放电
- 4.4.6 不平衡电压监测发现220kV沥汇变电站电容式电压互感器电磁单元进水
- 第5章 避雷器状态检测
- 5.1 红外热像检测技术
- 5.1.1 红外热像检测发现10kV铁兆线避雷器进水受潮发热
- 5.1.2 红外热像检测发现10kV西昌线避雷器进水受潮发热
- 5.1.3 红外热像检测发现66kV主母线避雷器B相进水受潮发热
- 5.1.4 红外热像检测发现66kV避雷器进水受潮发热
- 5.1.5 红外热像检测发现220kV三岔子变电站避雷器本体进水受潮发热
- 5.1.6 红外热像检测发现220kV临江变电站220kV避雷器进水受潮发热
- 5.1.7 红外热像检测发现10kV河南线柱上避雷器受潮
- 5.1.8 红外热像检测发现330kV炳灵变电站1号主变压器330kV侧避雷器内部阀片老化
- 5.1.9 红外热像检测发现110kV方北变电站110kV金属氧化物避雷器受潮
- 5.1.10 红外热像检测发现220kV丹河变电站1号主变压器35kV侧避雷器本体过热
- 5.1.11 红外热像检测发现110kV柏树庄变电站氧化锌避雷器内部受潮
- 5.1.12 红外热像检测发现110kV罗店变电站多只110kV避雷器受潮
- 5.1.13 红外热像检测发现220kV宁国变电站1号主变压器220kV侧避雷器A、C相老化
- 5.1.14 红外热像检测发现220kV华阳变电站110kV避雷器本体发热
- 5.1.15 红外热像检测发现110kV避雷器表面污秽
- 5.1.16 红外热像检测发现66kV长兴变电站避雷器阀片受潮
- 5.2 泄漏电流检测技术
- 5.2.1 避雷器带电检测发现220kV致富变电站66kV避雷器受潮
- 5.2.2 避雷器带电检测发现110kV横林变电站芳横7709线线路避雷器受潮
- 5.2.3 泄漏电流检测发现110kV腰庄变电站731腰田线避雷器C相内部受潮
- 5.2.4 阻性电流检测发现110kV钟管变电站林钟1572线避雷器受潮
- 5.2.5 阻性电流检测发现220kV双山变电站110kV避雷器受潮和老化
- 5.2.6 持续运行电流检测发现220kV五光变电站220kV避雷器绝缘受潮
- 5.2.7 阻性电流在线检测发现220kV赤水变电站110kV线路避雷器泄漏电流增大
- 5.3 多方法联合技术
- 5.3.1 红外热像和阻性电流测试发现500kV清苑变电站35kV避雷器受潮
- 5.3.2 红外热像检测和阻性电流检测发现220kV钱塘变电站110kV钱院1168线线路避雷器内部故障
- 5.3.3 阻性电流检测、红外热像检测发现110kV避雷器内部受潮
- 5.3.4 综合法带电检测发现220kV井矿变电站220kV GIS避雷器气室内局部放电
- 5.3.5 避雷器泄漏电流带电检测和红外测温发现220kV瑞仙变电站2号主变压器110kV避雷器A相内部受潮
- 5.3.6 避雷器带电检测和红外热像检测发现220kV莫梁变电站莫贝1527线及220kV白雀变电站白华1583线避雷器绝缘
- 5.3.7 避雷器带电检测和红外热像检测发现110kV避雷器内部受潮
- 5.3.8 高频、特高频检测发现330kV杨乐变电站2号主变压器110kV侧避雷器泄漏电流表螺栓松动局部放电
- 第6章 电缆状态检测
- 6.1 振荡波局部放电检测技术
- 6.1.1 振荡波局部放电检测发现10kV大成路电缆线路局部放电
- 6.1.2 振荡波局部放电检测发现10kV京会花园二路电缆应力锥安装失效
- 6.1.3 振荡波局部放电检测发现10kV世纪一路电缆中间接头安装工艺粗糙
- 6.1.4 振荡波电缆局部放电检测发现10kV洞宇1号至洞新1号开关柜电缆终端接头制作工艺不规范
- 6.1.5 振荡波局部放电检测发现35kV东升乙线电力电缆局部放电
- 6.2 电缆接地电流检测技术
- 6.2.1 电缆外护层电流检测发现110kV新区7506线15－16号电缆接地箱缺陷
- 6.2.2 XLPE单芯高压电缆接地电流带电检测发现110kV东云1421线、东云1421线迪荡支线电缆接地系统缺陷
- 6.2.3 电缆护层接地电流检测发现110kV梁苇线电缆护层保护器击穿
- 6.2.4 电缆接地电流在线监测发现110kV一电2号线电缆外护层破损
- 6.2.5 电缆护套接地电流检测发现110kV及以上交联单芯电缆护层破损
- 6.2.6 电缆护套接地电流检测发现110kV电力电缆两端接地
- 6.3 高频局部放电检测技术
- 6.3.1 高频局部放电检测发现220kV闸蕴2268电缆接头缺陷
- 6.3.2 高频电流局部放电检测发现10kV朗庭4号配电所3号主变压器电缆接头处破损
- 6.3.3 高频局部放电检测发现220kV电缆终端故障隐患
- 6.3.4 高频局部放电检测发现110kV 1236线路电缆局部放电超标
- 6.3.5 高频局部放电带电检测发现10kV东风大道8－9号道路变压器02柜路灯供电电缆中间接头绝缘缺陷
- 6.4 多方法联合技术
- 6.4.1 高频、超声波局部放电检测发现220kV朝阳门变电站1号主变压器电缆终端应力锥放电
- 6.4.2 特高频及超声法联合检测发现220kV静宜变电站开关柜局部放电
- 6.4.3 局部放电检测发现110kV城中变电站繁荣Ⅱ线195开关柜出线电缆放电
- 6.4.4 振荡波法和故障测寻检测发现110kV河南东路变电站10kV河展一线电力电缆中间接头受潮
- 6.4.5 超声波局部放电及暂态地电压检测发现110kV相思湖变电站10kV电缆放电
- 6.4.6 超声波局部放电和暂态地电压联合检测发现110kV金山变电站10kV电缆外绝缘局部放电
- 6.4.7 超声波局部放电及暂态地电压联合检测发现220kV楼兰变电站35kV电缆头局部放电
- 6.4.8 超声波和暂态地电压联合检测发现110kV阿瓦提变电站35kV瓦塔线3573电缆局部放电
- 6.5 其他检测技术
- 6.5.1 特高频法发现110kV仁和变电站112间隔GIS电缆终端内部空穴放电
- 6.5.2 视频监控在线监测发现10kV向阳B833线电缆通道进水
- 6.5.3 油色谱检测发现220kV上森2264充油电缆接头缺陷
- 6.5.4 电缆终端塔防盗在线监测发现110kV接地电缆被盗
- 6.5.5 X光机检测220kV电缆绝缘屏蔽层与主绝缘之间有缝隙
- 6.5.6 暂态地电压检测发现110kV川底变电站35kV川户线440开关柜内电缆头局部放电
- 6.5.7 红外热像检测发现110kV下栅站2号电容器10kV电缆过热
- 6.5.8 红外热像检测发现110kV苇泊变电站35kV电缆终端发热
- 6.5.9 红外热像检测发现35kV电缆过热
- 第7章 开关柜状态检测
- 7.1 红外热像检测技术
- 7.1.1 红外热像检测发现110kV迎宾路变电站10kV开关柜隔离开关触头过热
- 7.1.2 红外热像检测发现110kV古堆变电站5323隔离开关发热
- 7.1.3 红外热像检测发现10kV开关柜隔离开关静触头与母线排连接处过热
- 7.2 暂态地电压检测技术
- 7.2.1 暂态地电压检测发现220kV清漾变电站35kV开关柜绝缘件缺陷
- 7.2.2 暂态地电波检测技术发现220kV温泉变电站35kV开关柜穿墙套管屏蔽环局部放电
- 7.2.3 暂态地电波检测技术发现110kV永昌变电站1号主变压器10kV开关柜异常放电
- 7.2.4 暂态地电位检测技术发现220kV宝桥变电站35kV 1号站用变压器3017开关柜穿柜套管局部放电
- 7.2.5 暂态地电压检测发现220kV惠安变电站10kV开关柜瓷支柱绝缘子裂纹
- 7.2.6 暂态地电压检测发现110kV青坨变电站35kV受总开关柜套管局部放电
- 7.2.7 暂态地电压检测发现110kV秀水变电站10kV开关柜内电流互感器等电位连接线松动放电
- 7.2.8 暂态地电压检测发现110kV新港变电站35kV开关柜内局部放电
- 7.2.9 暂态地电压检测发现35kV开关柜电缆护层保护器放电
- 7.3 超声波局部放电检测技术
- 7.3.1 超声波局部放电检测技术发现漷县变电站36出线开关柜内穿柜管等电位簧片虚接
- 7.3.2 超声波局部放电检测技术发现35kV福州道变电站303开关柜套管放电
- 7.3.3 超声波局部放电检测技术发现10kV开关柜内部放电
- 7.3.4 超声波局部放电检测发现110kV喀什明珠变电站35kV开关柜悬浮放电
- 7.3.5 超声波局部放电检测发现110kV达勒特变电站35kV开关柜局部放电
- 7.3.6 超声波局部放电检测发现110kV三北变电站35kV开关柜局部放电
- 7.3.7 超声波局部放电检测技术发现110kV广场变电站20kV开关柜内放电
- 7.4 其他方法联合技术
- 7.4.1 超声波和红外热成像检测发现35kV航园变电站316开关柜局部放电
- 7.4.2 暂态地电压及超声波检测发现35kV琼州道变电站311开关柜B相母线均压环悬浮放电
- 7.4.3 声电联合检测发现220kV石各庄变电站35kV开关柜存在局部放电
- 7.4.4 声电联合及在线监测发现35kV万新庄变电站35kV开关柜内部放电
- 7.4.5 超声波、暂态地电压检测发现10kV开关柜内部放电
- 7.4.6 暂态地电压、特高频局部放电联合检测发现110kV龙南变电站10kV开关柜放电
- 7.4.7 超声波、特高频局部放电联合检测发现110kV马鞍山变电站10kV开关柜放电
- 7.4.8 超声波、特高频局部放电联合检测发现220kV王源变电站10kV开关柜放电
- 7.4.9 暂态地电压和超高频局部放电检测发现110kV 29团变电站10kV开关柜螺栓松动
- 7.4.10 超声波局部放电和暂态地电压检测发现110kV腾飞变电站10kV开关柜内积灰
- 7.4.11 超声波局部放电和暂态地电压检测发现35kV亚瓦克变电站10kV开关柜间隙放电
- 7.4.12 超声波局部放电和暂态地电压检测发现110kV碱梁变电站10kV开关柜螺栓松动
- 7.4.13 超声波局部放电检测、暂态低电压检测发现110kV伽师变电站10kV开关柜螺栓松动
- 7.4.14 超声波局部放电检测、暂态低电压、射频检测发现110kV库车东城变电站10kV开关柜螺栓松动
- 7.4.15 超声波局部放电检测、暂态低电压检测发现220kV钟山变电站35kV开关柜螺栓松动
- 7.4.16 暂态地电压和超声波局部放电检测发现110kV凤台变电站10kV开关柜母线套管受潮
- 第8章 其他设备状态检测
- 8.1 红外热像检测技术
- 8.1.1 红外热像检测发现10kV漪苑线29号杆电缆隔离开关绝缘子裂纹
- 8.1.2 红外热像检测发现66kV电容器连接排发热
- 8.1.3 红外热像检测发现500kV串补电容器套管发热
- 8.1.4 红外热像检测技术发现35kV北蔡变电站10kV穿墙套管设备发热
- 8.1.5 红外热像检测技术发现500kV 5278石山线38号杆塔合成绝缘子端部发热
- 8.1.6 红外热像检测发现220kV汇控柜端子发热
- 8.1.7 红外热像检测发现110kV夏履变电站支柱绝缘子裂痕
- 8.1.8 红外热像检测发现藕池A472线4号杆隔离开关过热
- 8.1.9 红外热像检测发现10kV求安8310线6号杆真空开关（受电侧）搭头发热
- 8.1.10 红外热像检测发现天乐4482开关端子箱母差电流回路发热
- 8.1.11 红外热像检测发现10kV跌落式熔断器发热
- 8.1.12 红外热像检测发现110kV穿墙套管瓷绝缘子污秽
- 8.1.13 红外热像检测发现220kV白沙变电站110kV及220kV悬式绝缘子劣化
- 8.1.14 红外热像检测发现500kV龙嘉66kV管母线O型线夹接触不良发热
- 8.1.15 红外热像检测发现200kV梅河变电站220kV母线T型线夹及母线发热
- 8.1.16 红外热像检测发现110kV锦开变电站瓷质绝缘子串局部发热
- 8.1.17 红外热像检测发现110kV城南变电站10kV电容器套管柱头发热
- 8.1.18 红外热像检测发现110kV晋清线低值绝缘子
- 8.1.19 红外热像检测发现220kV珏山变电站220kV兴珏Ⅱ线293间隔悬式绝缘子发热
- 8.1.20 红外热像检测发现220kV榆次变电站220kV悬式绝缘子发热
- 8.1.21 红外热像检测发现35kV电容器连接排发热缺陷
- 8.1.22 红外热像检测发现220kV威文线耐张引流线夹过热
- 8.1.23 红外热像检测发现500kV复合绝缘子过热
- 8.2 紫外放电检测技术
- 8.2.1 紫外放电检测技术发现±500kV宝鸡换流站极Ⅱ平波电抗器母线侧套管异常放电
- 8.2.2 紫外成像检测发现500kV阻波器支柱绝缘子上端尖刺放电
- 8.3 多方法联合技术
- 8.3.1 紫外光电和超声波检测发现支柱瓷绝缘子断裂
- 8.3.2 紫外、红外成像和超声波局部放电检测技术发现220kV宝钢变电站35kV全绝缘管型母线外绝缘局部击穿
- 8.4 其他检测技术
- 8.4.1 SF6 气体红外成像检测技术发现直流500kV平抗阀侧套管漏气
- 8.4.2 超声波局部放电检测技术发现220kV盐湖变电站35kV穿墙套管内部悬浮电位放电
- 8.4.3 局部放电在线监测发现13.8kV发电机定子绕组线棒松动
- 8.4.4 特高频局部放电检测技术发现110kV西山变电站合成支持绝缘子对母排悬浮放电
- 8.4.5 光电全站仪带电检测发现±500kV换流站钢构架下挠变形超标
- 封底
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电网设备状态检修技术应用典型案例（2011-2013年）·上下册是2014年由中国电力出版社出版,作者国家电网公司运维检修部。
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本书以国家电网公司十八项电网重大反事故措施为章节，包括单项选择、多项选择、判断、填空、简答和案例分析等六种题型，内容基本涵盖了十八项反措的各项条款。
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本书结合智能变电站等新技术的发展，紧密围绕变电运维及检修试验生产实际，以问答形式对变电及配网所涉及的运行、维护、操作、验收、检修、试验、规范化及反事故等技术管理知识，进行了系统全面的介绍，内容包括：变电运维基础知识，变电运维监控规范化管理、一次设备及诊断验收等技术管理、变电站用电及设备运维技术管理、互感器及避雷器技术管理、继电保护及安全自动装置技术管理、智能（数字）变电站、检修试验及反事故管理等。
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本书对2014年所发布的公司技术标准、行业标准、国家标准和国际标准信息进行了选择、梳理和分类，并对《国家电网公司技术标准体系表(2013版)》部分标准进行调整。
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