电气设备的绝缘试验长沙理工大学李景禄.

电气设备的绝缘试验长沙理工大学李景禄

第一节绝缘电阻及吸收比试验一、绝缘电阻试验使用范围
第一节绝缘电阻及吸收比试验一、绝缘电阻试验使用范围绝缘电阻试验是电气设备绝缘试验中一种最简单、最常用的验方法。当电气设备绝缘受潮，表面变脏，留有表面放电或击穿痕迹时，其绝缘电阻会显著下降。根据绝缘等级的不同，测试要求的区别，常采用的兆欧表输出电压有100V、250V、500V、1000V、2500V、5000V、10000V等。由于绝缘电阻试验所施加的电压较低，对于一些集中性缺陷，即使可能是很严重的缺陷，但在测量时显示绝缘电阻仍然很大的现象，因此，绝缘电阻试验只适用于检测贯穿性缺陷和普遍性缺陷。

二、绝缘电阻试验的主要参数及技术指标电气设备的绝缘，不能等值为单纯的电阻，其等值电路往往是电阻电容的混合电路。很多电气设备的绝缘都是多层的，例如电机绝缘中用的云母带，变压器等绝缘中用的油和纸，因此，在绝缘试验中测得的并不是一个纯电阻。如图4-1为双层电介质的一个简化等值电路。图4-2吸收曲线及绝缘电阻变化曲线图4-2吸收曲线及绝缘电阻变化曲线

当合上开关K将直流电压U加到绝缘上后，等值电路中电流i的变化如图4-2中曲线所示，开始电流很大，以后逐渐减小，最后趋近于一个常数Ig；这个过程的快慢，与绝缘试品的电容量有关，电容量越大，持续的时间越长，甚至达数分钟或更长时间。图4-2中曲线i和稳态电流Ig之间的面积为绝缘在充电过程中从电源“吸收”的电荷Qa。这种逐渐“吸收”电荷的现象就叫做“吸收现象”。从图4-2曲线可以看出，在绝缘电阻试验中，所测绝缘电阻是随测量时间变化而变化的，只有当t＝∞时，其测量值为R=R∞，但在绝缘电阻试验中，特别是电容量较大时，很难测量R∞的值，因此，在实际试验中，规程规定，只需测量60s时的绝缘电阻值，即R60S的值，当电容量特别大时，吸收现象特别明显，如大型发电机，可以采用10min时的绝缘电阻值。

对于不均匀的绝缘试品，如果绝缘状况良好，则吸收现象明显，如果绝缘受潮严重或内部有集中性的导电通道，这一现象更为明显。工程上用“吸收比”来反映这一特性，吸收比一般用K表示，其定义为：
K ＝ R60s / R15s （4－1）式中 R60s为t=60s测得绝缘电阻值，R15s为t=15s时测得的绝缘电阻值。对于电容量较大的绝缘试品，K可采用下式表示： K ＝ R10min / R1min （4－2）式中 R10min为t=10min时测得的绝缘电阻值，R1min为t=1min时测得的绝缘电阻值，K在工程上称为极化指数。当绝缘状况良好时，K值较大，其值远大于1，当绝缘受潮时，K值将变小，一般认为如K<1.3时，就可判断绝缘可能受潮。从上面的分析可知，对电容量较小的绝缘试品，可以只测量其绝缘电阻，对于电容量较大的绝缘试品，不仅要测量其绝缘电阻，还要测量其吸收比。

三、试验设备工程上进行绝缘电阻试验所采用的设备为兆欧表，兆欧表有三个接线端子：线路端子（L），接地端子（E），屏蔽（或保护）端子（G），被试品接在L和E之间，G用以消除绝缘试品表面泄漏电流的影响，其试验原理接线如图4－3所示。在绝缘试验中，如不接屏蔽端子，测得的绝缘电阻是表面电阻和体积电阻的并联值，因为这时沿绝缘表面的泄漏电流同样流过兆欧表的测量回路。如果在表面上缠上几匝裸铜线，并接到端子G上，则绝缘表面泄漏电流不流过兆欧表的测量回路，这时测得的结果便是消除了表面泄漏电流影响的真实的体积电阻。 1－电缆金属铠装；2－电缆绝缘；3－导电芯图4－3 绝缘电阻试验原理接线示意图

兆欧表种类较多，根据测量对象的不同，采用的测量电压不同，如前所述。根据电压产生的方式不同，分为手摇式兆欧表和电子式兆欧表，其原理图如图4－4和4－5所示。
图4－4 手摇式兆欧表原理接线图图4－5 电子式兆欧表原理接线图

手摇式兆欧表采用了流比计的测量机构，仪表的读数与手摇式发电机的端电压或转速绝对值的关系不大，一般只要使得手柄的转速达到额定转速（通常为120r/min）的80%以上就行，重要的是必须保持转速的恒定。需要注意的是，当试品电容较大时，测量后须先将兆欧表从测量回路中断开，然后才能停止转动发电机，以免试品电容电流反充损坏仪器。电子式兆欧表测量原理与手摇式兆欧表的测量原理一样，只是电源的产生方式不一样。由于电力电子技术的发展，开关电源技术已比较成熟，因此，工程上大量采用了电子式兆欧表。与手摇式兆欧表相比，不仅试验工作量降低，测量吸收比时更容易，而且电源容量可以做得较大，同时，一台兆欧表还可以将几种不同电压集成在一台设备中，适用面更广

四、绝缘电阻试验结果判断的基本方法五、测量绝缘电阻的规定 1．测试规定
在绝缘电阻试验中，绝缘电阻的大小与绝缘材料的结构、体积有关，与所用的兆欧表的电压高低有关，还与大气条件有关，因此，不能简单的用绝缘电阻的大小或吸收比来判断绝缘的好坏。在排除了大气条件的影响后，所测绝缘电阻值和吸收比应与其出厂时的值比较，与历史数据相比较，与同批设备相比较，其变化不能超过规程允许的范围。同时，应结合绝缘电阻值与吸收比的变化结合起来综合考虑。五、测量绝缘电阻的规定 1．测试规定（1）试验前应拆除被试设备电源及一切外连线，并将被试物短接后接地放电1min，电容量较大的应至少放电2min，以免触电。（2）校验兆欧表是否指零或无穷大。 (3)用干燥清洁的柔软布擦去被试物的表面污垢，必要时可先用汽油洗净套管的表面积垢，以消除表面的影响。

（4）接好线，如用手摇式兆欧表时，应用恒定转速（120r/min）转动摇柄，兆欧表指针逐渐上升，待1min后读取其他绝缘电阻值。
（5）在测量吸收比时，为了在开始计算时就能在被试物上加上全部试验电压，应在兆欧表达到额定转速时再将表笔接于被试物，同时计算时间，分别读取15s和60s的读数。（6）试验完毕或重复进行试验时，必须将被试物短接后对地充分放电。这样除可保证安全外，还可提高测试的准确性。（7）记录被试设备的铭牌、规范、所在位置及气象条件等。 2．测试时注意事项（1）对于同杆双回架空线或双母线，当一路带电时，不得测量另一回路的绝缘电阻，以防感应高压损坏仪表和危及人身安全。对于平行线路，也同样要注意感应电压，一般不应测其绝缘电阻。在必须测量时，要采取必要措施才能进行，如用绝缘棒接线等。（2）测量大容量电机和长电缆的绝缘电阻时，充电电流很大，因而兆欧表开始指示数很小，但这并不表示被试设备绝缘不良，必须经过较长时间，才能得到正确的结果。使用手摇式兆欧表测量大容量设备的绝缘电阻时，试验结束时手不能停，要先断开L线与被测设备之间的联接，再停止转动摇表，并立即对被测设备放电和接地，防止被试设备对兆欧表反充电损坏兆欧表和被测设备所带高电压电人。

（3）如所测绝缘电阻过低，应进行分解试验，找出绝缘电阻最低的部分。
（4）一般应在干燥、晴天、环境温度不低于50C时进行测量。在阴雨潮湿的天气及环境湿度太大时，不应进行测量。（5）测量绝缘的吸收比时，应避免记录时间带来的误差。由上述可知，变压器、发电机等设备绝缘的吸收比，是用兆欧表在加压15s和60s时记录其绝缘电阻值后计算求得的。测量时，流过绝缘的电流分量中漏导电流不随时间变化，其值很小，分析时可以略去；充电电流在很短时间（小于1s）内衰减到零，也可以略去。随时间变化的主要分量是吸收电流，它与测量时间t的关系为：（4-3）式中 A—常数，决定于被试品绝缘材料； n—指数。

试验时，记录时间往往不是实际加压时间，设记录时间与加压时间的绝对误差为
故（4-4）试验时，记录时间往往不是实际加压时间，设记录时间与加压时间的绝对误差为，则此时测得的绝缘电阻为（4-5）而实际的绝缘电阻R为：

由上两式计算出的绝缘电阻测量值的相对误差为：
（4-6）式中 —测量时间的相对误差。试验时，时间记录往往不易准确，兆欧表刻度展开时间一般1~2s。若记录时间有2s误差，则对15s而言，为，对60s而言，为3%左右。若取吸收比K=2，则n=0.5。因此，当记录时间的相对误差为2s时，对15s绝缘电阻的相对误差对60s绝缘电阻的相对误差

对于和的相对误差引起的吸收比计算结果的误差可达 5%~9%，这样，在现场测量吸收比时，往往导致测量结果重复性较差，给测试结果分析带来困惑。因此，应准确过自动记录15s和60s的时间。若用极化指数来监测吸收过程，上述误差可以忽略。（6）屏蔽环装设位置。为了避免表面泄漏电流的影响，测量时应在绝缘表面加等电位屏蔽环，且应靠近E端子装设。（7）兆欧表的L和E端子接线不能对调。用兆欧表测量电气设备绝缘电阻时，其正确接线方法是L端子接被试品与大地绝缘的导电部分，E端子接被试品的接地端。（8）兆欧表与被试品间的连线不能铰接或拖地，否则会产生测量误差。（9）采取兆欧表测量时，应设法消除外界电磁场干扰引起的误差。在现场有时在强磁场附近或在未停电的设备附近使用兆欧表测量绝缘电阻，由于电磁场干扰也会引起很大的测量误差。

1）磁耦合。由于兆欧表没有防磁装置，外磁场对发电机里的磁钢和表头部分的磁钢的磁场都会产生影响。当外界磁场强度为400A/m时，误差为
外界磁场愈强，影响愈严重，误差愈大。 2）电容耦合。由于带电设备和被试设备之间存在耦合电容，将使被试品中流过干扰电流。带电设备电压愈高，距被试品愈近，干扰电流愈大，因而引起的误差也愈大。消除外界电磁场干扰的办法是：①远离强电磁场进行测量；②采用高电压级的兆欧表，例如使用5000V或10000V的兆欧表进行测量；③利用兆欧表的屏蔽端子G进行屏蔽。（10）为便于比较，对同一设备进行测量时，应采用同样的兆欧表、同样的接线。当采用不同型式的兆欧表测绝缘电阻，特别是测量具有非线性电阻的阀型避雷器时，往往会出现很大的差别。当用同一只兆欧表测量同一设备的绝缘电阻时，应采用相同的接线，否则将测量结果放在一起比较是没有意义的。

六、影响测试绝缘电阻的主要因素 1．湿度 2．温度
随着周围环境的变化，电气设备绝缘的吸湿程度也随着发生变化。当空气相对湿度增大时，由于毛细管作用，绝缘物（特别是极性纤维所构成的材料）将吸收较多的水分，使电导率增加，降低了绝缘电阻的数值，尤其是对表面泄漏电流的影响更大。 2．温度电气设备的绝缘电阻随温度变化而变化的，其变化的程度随绝缘的种类而异。富于吸湿性的材料，受温度影响最大。一般情况下，绝缘电阻随温度升高而减小。这是因为温度升高时，加速了电介质内部离子的运行，同时绝缘内的水分，在低温时与绝缘物结合得较紧密。当温度升高时，在电场作用下水分即向两极伸长，这样在纤维质中，呈细长线状的水分粒子伸长，使其电导增加。此外，水分中含有溶解的杂质或绝缘物内含有盐类、酸性物质，也使电导增加，从而降低了绝缘电阻。

由于温度对绝缘电阻值有很大影响，而每次测量又不能在完全相同的温度下进行，所以为了比较试验结果，我国有关单位曾提出过采用温度换算系数的问题，但由于影响温度换算的因素很多，如设备中所用的绝缘材料特性、设备的新旧、干燥程度、测温方法等，所以很难规定出一个准确的换算系数。目前我国规定了一定温度下的标准数值，希望尽可能在相近温度下进行测试，以减少由于温度换算引起的误差。 3．表面脏污和受潮由于被试物的表面脏污或受潮会使其表面电阻率大大降低，绝缘电阻将明显下降。必须设法消除表面泄漏电流的影响，以获得正确的测量结果。 4．被试设备剩余电荷对有剩余电荷的被试设备进行试验时，会出现虚假现象，由于剩余电荷的存在会使测量数据虚假地增大或减小。

图4-6 不同的放电时间后绝缘电阻与加压时间的关系曲线
要求在试验前先充分放电10min。图4-6示出了不同放电时间后，绝缘电阻与加压时间的关系。剩余电荷的影响还与试品容量有关，若试品容量较小时，这种影响就小得多了。 5．兆欧表容量实测表明，兆欧表的容量对绝缘电阻、吸收比和极化指数的测量结果都有一定的影响。兆欧表容量愈大愈好。考虑到我国现有一般兆欧表的容量水平，推荐选用最大输出电流1mA及以上的兆欧表，这样可以得到较准确测量结果。图4-6 不同的放电时间后绝缘电阻与加压时间的关系曲线

七、测量结果各种电力设备的绝缘电阻允许值，见规程规定。
将所测得的结果与有关数据比较，这是对实验结果进行分析判断的重要方法。通常用来作为比较的数据包括：同一设备的各相间的数据、出厂试验数据、耐压前后数据等。如发现异常，应立即查明原因或辅以其他测试结果进行综合分析、判断。电气设备的绝缘电阻不仅与其绝缘材料的电阻系数成正比，而且还与其尺寸有关。它们的关系可用来表示。即使是同一工厂生产的两台电压等级完全相同的变压器，绕组间的距离L应该大致相等，其中的绝缘材料也应该相同，但若它们的容量不同，则会使绕组表面积S不同，容量大者S大。这样它们的绝缘电阻就不相同，容量大者绝缘电阻小。因此，即使是同一电压等级的设备，简单地规定绝缘电阻允许值是不合理的，而应采用科学的“比较”方法，所以在规程中一般不具体规定绝缘电阻的数值，而强调“比较”，或仅规定吸收比与极化指数等指标。

R10min—加压10min时测的绝缘电阻，Ω； R1min—加压1min时测的绝缘电阻，Ω。
对于吸收过程较长的大容量设备，如大型变压器、发电机、电缆等，有时用R60/R15吸收比值不足以反映绝缘介质的电流吸收全过程，为更好地判断绝缘是否受潮，可采用较长时间的绝缘电阻比值进行衡量，称为绝缘的极化指数，表示为（4--7）式中 K2—极化指数： R10min—加压10min时测的绝缘电阻，Ω； R1min—加压1min时测的绝缘电阻，Ω。极化指数测量加压时间较长，用手摇兆欧表很难控制转速稳定，一般采用电动兆欧表测量。测定的电介质吸收比率与温度无关，变压器的极化指数一般应大于1.5，绝缘较好时其值可达3—4。

第二节泄漏电流和直流耐压试验一、泄漏电流 1．泄漏电流测量的特点
第二节泄漏电流和直流耐压试验一、泄漏电流由于绝缘电阻测量的局限性，所以在绝缘试验中就出现了测量泄漏电阻的项目。关于泄漏电流的概念在上节中已加以说明。测量泄漏电流所用的设备要比兆欧表复杂，一般用高压整流设备进行测试。由于试验电压高，所以就容易暴露绝缘本身的弱点，用微安表直测泄漏电流，这可以做到随时进行监视，灵敏度高。并且可以用电压和电流、电流和时间的关系曲线来判断绝缘的缺陷。因此，它属于非破坏性试验。由于电压是分阶段地加到绝缘物上，便可以对电压进行控制。当电压增加时，薄弱的绝缘将会出现大的泄漏电流，也就是得到较低的绝缘电阻。 1．泄漏电流测量的特点测量泄漏电流的原理和测量绝缘电阻的原理本质上是完全相同的，而且能检出缺陷的性质也大致相同。但由于泄漏电流测量中所用的电源一般均由高压整流设备供给，并用微安表直接读取泄漏电流。因此，它与绝缘电阻测量相比又有自己的以下特点：

（1）试验电压高，并且可随意调节。测量泄漏电流时是对一定电压等级的被试设备施以相应的试验电压，这个试验电压比兆欧表额定电压高得多，所以容易使绝缘本身的弱点暴露出来。因为绝缘中的某些缺陷或弱点，只有在较高的电场强度下才能暴露出来。（2）泄漏电流可由微安表随时监视，灵敏度高，测量重复性也较好。（3）根据泄漏电流测量值可以换算出绝缘电阻值，而用兆欧表测出的绝缘电阻值则不可换算出泄漏电流值。因为要换算首先要知道加到被试设备上的电压是多少，兆欧表虽然在铭牌上刻有规定的电压值，但加到被试设备上的实际电压并非一定是此值，而与被试设备绝缘电阻的大小有关。当被试设备的绝缘电阻很低时，作用到被试设备上的电压也非常低，只有当绝缘电阻趋于无穷大时，作用到被试设备上的电压才接近于铭牌值。这是因为被试设备绝缘电阻过低时，兆欧表内阻压降使“线路”端子上的电压显著下降。

图4-7 泄漏电流与加压时间的关系曲线 1—良好；2—受潮或有缺陷
（4）可以用或的关系曲线并测量吸收比来判断绝缘缺陷。泄漏电流与加压时间的关系曲线如图4-7所示。在直流电压作用下，当绝缘受潮或有缺陷时，电流随加压时间下降得比较慢，最终达到的稳态值也较，即绝缘电阻较小。图4-7 泄漏电流与加压时间的关系曲线 1—良好；2—受潮或有缺陷

（5）测量原理当直流电压加于被试设备时，其充电电流（几何电流和吸收电流）随时间的增加而逐渐衰减至零，而泄漏电流保持不变。故微安表在加压一定时间后其指示数值趋于恒定，此时读取的数值则等于或近似等于漏导电流即泄漏电流。对于良好的绝缘，其漏导电流与外加电压的关系曲线应为一直线。但是实际上的漏导电流与外加电压的关系曲线仅在一定的电压范围内才是近似直线，如图4-8中的OA段。若超过此范围后，离子活动加剧，此时电流的增加要比电压增加快得多，如AB段，到B点后，如果电压继续再增加，则电流将急剧增长，产生更多的损耗，以致绝缘被破坏，发生击穿。图4-8 绝缘的伏安特性

在预防性试验中，测量泄漏电流时所加的电压大都在A点以下，故对良好的绝缘，其伏安特性应近似于直线。当绝缘有缺陷（局部或全部）或有受潮的现象存在时，则漏导电流急剧增长，使其伏安特性曲线就不是直线了。因此，可以通过测量泄漏电流来判断绝缘是否有缺陷或是否受潮。将直流电压加到绝缘上时，其泄漏电流是不衰减的，在加压到一定时间后，微安表的读数就等于泄漏电流值。绝缘良好时，泄漏电流和电压的关系几乎呈一直线，且上升较小；绝缘受潮时，泄漏电流则上升较大；当绝缘有贯通性缺陷时，泄漏电流将猛增，和电压的关系就不是直线了。因此，通过泄漏电流和电压之间变化的关系曲线就可以对绝缘状态进行分析判断。在图4-9和图4-10中绘出了泄漏电流和电压及时间的关系曲线。

图4-9 泄漏电流和电压的关系曲线图4-10 泄漏电流和时间的关系曲线

2．影响测量结果的主要因素（1）高压连接导线
由于接往被测设备的高压导线时暴露在空气中的，当其表面场强高于约20kV/cm时（决定于导线直径、形状等），沿导线表面的空气发生电离，对地有一定的泄漏电流，这一部分电流会结果回来而流过微安表，因而影响测量结果的准确度。一般都把微安表固定在升压变压器的上端，这时就必须用屏蔽线作为引线，也要用金属外壳把微安表屏蔽起来。屏蔽线金额已用低压的软金属线，因为屏蔽和心之间的电压极低，致使仪表的压降而已，金属的外壳屏蔽一定要接到仪表和升压变压器引线的接点上，要尽可能地靠近升压变压器出线。这样，电晕虽然还照样发生，但只在屏蔽线的外层上产生电晕电流，而这一电流就不会流过微安表，只要可以完全防止高压导线点与放电对测量结果的影响。由上述可知，这样接线会带来一些不便，为此，根据电晕的原理，采取用粗而短的导线，并且增加导线对地距离，避免导线有毛刺等措施，可减小电晕对测量结果的影响。

图4-11 通过被试设备的体积泄漏电流和表面泄漏电流及消除示意图
（2）表面泄漏电流图4-11 通过被试设备的体积泄漏电流和表面泄漏电流及消除示意图（a）未屏蔽（b）屏蔽

泄漏电流可分为体积泄漏电流和表面泄漏电流两种，如图4-11所示。表面泄漏电流的大小，只要决定于被试设备的表面情况，如表面受潮、脏污等。若绝缘内部没有缺陷，而仅表面受潮，世界上并不会降低其内部绝缘强度。为真实反映绝缘内部情况，在泄漏电流测量中，所要测量的只是体积电流。但是在实际测量中，表面泄露电流往往大于体积泄漏电流，这给分析、判断被试设备的绝缘状态带来了困难，因而必须消除表面泄漏电流对真实测量结果的影响。消除的办法实施被试设备表面干燥、清洁、且高压端导线与接地端要保持足够的距离；另一种是采用屏蔽环将表面泄漏电流直接短接，使之不流过微安表Ⅰ，见图4-11（b）（3）温度与绝缘电阻测量相似，温度对泄漏电流测量结果有显著影响。所不同的是温度升高，泄漏电流增大。由于温度对泄漏电流测量有一定影响，所以测量最好在被试设备温度为30～80oC时进行。因为在这样的温度范围内，泄漏电流的变化较为显著，而在低温时变化小，故应停止运行后的热状态下进行测量，或在冷却过程中对几种不同温度下的泄漏电流进行测量，这样做也便于比较。

（4）电源电压的非正弦波形在进行泄漏电流测量时，供给整流设备的交流高压应该是正弦波形。如果供给整流设备的交流低压不时正线波，则对测量结果是有影响的。影响电压波形的主要是三次谐波。必须指出，在泄漏电流测量中，调压器对波形的影响也是很多的。实践证明，自耦变压器畸变小，损耗也小，故应尽量选用自耦变压器调压。另外，在选择电源时，最好用线电压而不用相电压，因相电压的波形易畸变。如果电压是直接在高压直流侧测量的，则上述影响可以消除。（5）加压速度对被试设备的泄漏电流本身而言，它与加压速度无关，但是用微安表所读取得并不一定是真实的泄漏电流，而可能是保护吸收电流在内的合成电流。这样，加压速度就会对读数产生一定的影响。对于电缆、电容器等设备来说，由于设备的吸收现象很强，这是的泄漏电流要经过很长的时间才能读到，而在测量时，又不可能等很出的时间，大都是读取加压后1min或2min时的电流值，这一电流显然还包含着被试设备的吸收电流，而这一部分吸收电流是和加压速度有关的。

如果电压是逐渐加上的，则在加压的过程中，就已有吸收过程，读得的电流值就较小，如果电压是很快加上的，或者是一下子加上的，则在加压的过程中就没有完成吸收的过程，而在同一时间下读得的电流就会大一些，对于电容大的设备就是如此，而对电容量很小的设备，因为他们没有什么吸收过程，则加压速度所产生的影响就不大了。但是按照一般步骤进行系列电流测量时，很难控制加压的速度，所以对大容量的设备进行测量时，就出现了问题。（6）微安表接在不同位置时在测量接线中，微安表接的位置不同，测得的泄漏电流竖直也不同，因而对测量结果有很大影响。图4-12所示为微安表接在不同位置时的分析用图。由图4-12可见，当微安表处于μA1位置时，此时升压变压器T和CB及C12（抵押绕组可看成地电位）和稳压电容C的泄漏电流与高压导线的电晕电流都将有可能通过微安表。这些试具的泄漏电流有时甚至远大于被试设备的泄漏电流。在某种程度上，当带上被试设备后，由于高压引线末端电晕的减少，总的泄漏电流又可能小于试具的泄漏电流，这使得企图从总的电流间去试具电流的做法将产生异常结果。

特别是当被试设备的电容量很小，又没有装稳压电容时，在不接入被试设备来测量试具的泄漏电流时，升压变压器T的高压绕组上各点的电压与接入被试设备进行测量时的情况有显著的不同，这使上述减去所测试具泄漏电流的办法将产生更大的误差。所以当微安表处于升压变压器的低压端时，测量结果受杂散电流影响最大。为了既能将微安表装于低压端，又能比较真实地消除砸三电流及电晕电流的影响。可选用绝缘较好的升压变压器，这样，升压变压器一次侧对地及一、二次侧之间杂散电流的影响就可以大大减小。经验表明，一、二次侧之间杂散电流的影响很大的。另外，还可将高压进线用多层塑料管套上，被试设备的裸露部分用塑料、橡皮之类绝缘物覆盖上，能提高测量的准确度。除采用上述措施外，也可将接线稍加改动。如图4-12所示，将1、2两点，3、4两点连接起来（在图中用虚线表示），并将升压变压器和稳压电容器对地绝缘起来。这样做能够得到较为满意的测量结果，但并不能完全消除杂散电流等的影响，因为高压引线的电晕电流还会流过微安表。

图4-12 微安表接在不同位置时的分析图除采用上述措施外，也可将接线稍加改动。如图4-12所示，将1、2两点，3、4两点连接起来（在图中用虚线表示），并将升压变压器和稳压电容器对地绝缘起来。这样做能够得到较为满意的测量结果，但并不能完全消除杂散电流等的影响，因为高压引线的电晕电流还会流过微安表。当被试设两极对地均可绝缘时，可将微安表接于μA2位置，即微安表处于被试设备低电位端。此位置处理受表面泄漏的影响外，不受杂散电流的影响。当微安表接于图4-12中的μA位置时，如前所述，若屏蔽很好，其测量结果是很准确的。

（7）试验电压极性 1) 电渗透现象使不同极性试验电压下油纸绝缘电气设备的泄漏电流测量值不同电渗透现象是指在外加电场作用下，液体通过多孔固体的运动现象，它是胶体中常见的电动现象之一。由于多孔固体在与液体接触的交界面处，因吸附离子或本身的电力而带电荷，液体则带相反电荷，因此在外电场作用下，液体会对固体发生相对移动。运行经验表明，电缆或变压器的绝缘受潮通常是从外皮或外壳附近开始的。根据电渗现象，电缆或变压器的绝缘中的水分在电场作用下带正电，当电缆心或变压器绕组加正极性电压时，绝缘中的水分被其排斥而渗向外皮或外壳，使其水分含量相对减小，从而导致泄漏电流减少；当电缆心或变压器绕组加负极性电压时，绝缘中的水分会被其吸引而渗过绝缘向电缆心或变压器绕组移动，使其绝缘中高场强区的水分相对增加，导致泄漏电流增大。 a）实验电压的极性对新的电缆和变压器的测量结果无影响。因为新电缆和变压器绝缘基本没有受潮，所含水分甚微，在电场作用下，电渗现象很弱，故正、负极性试验电压下的泄漏电流相同。 b）实验电压的极性对旧的电缆和变压器的测量结果有明显的影响。

2) 试验电压极性小于对引线电晕电流的影响在不均匀、不对称电场中，外加电压极性不同，其放电过程及放电电压不同的现象，称为极性效应。根据气体放电理论，在直流电压作用下，对棒－板间隙而言，其棒为负极性时的火花放电电压比棒为正极性时高得多，这是因为棒为负极性时，游离形成的正空间电荷，使棒电极前方的电场被削弱；而在棒为正极性时，正空间电荷使棒电极前方电场加强，有利于流注的发展，所以在较低的电压下就导致间隙发生火花放电。对电晕起初是电压而言，由于极性效应，会使棒为负极性的电晕起始电压较棒为正极性时略低。这是因为棒为负极性时，虽然有利仍从电场最强的棒端附近开始，但正空间电荷使棒极附近的电场增强，故其电晕起始电压较低；而棒为正极性时，由于正空间电荷的作用犹如帮电极的“等效”曲率半径有所增大，故其电晕起始电压较高。在进行直流泄漏电流试验时，其高压引线对地构成的电场可等效为棒—板电场，由上述分析可知，当实验电压为负极性时，电晕其实电压较低，所以此时的电晕电流影响较大。从这个角度而言，测量泄漏电流较小的设备（如少油断路器等）时，宜采用正极性试验电压。

3．测量时的操作规定（1）按接线图接好线，并由专人认真检查接线和仪器设备，当确认无误后，方可通电及升压。
（2）在升压过程中，应密切监视被试设备、实验回路及有关表计。微安表的读数应在升压过程中，按规定分阶段进行，且需要有一定的停留时间，以避开吸收电流。（3）在测量过程中，若有击穿、闪络等异常现象发生，应马上降压，以断开电源，并查明原因，详细记录，待妥善处理后，再继续测量。（4）实验完毕、降压、断开电源后，均应对被试设备进行充分放电。放电前先将微安表短接，并先通过有高阻值电阻的放电棒放电，然后直接接地，否则会将微安表烧坏，例如在图4-12中，无论在哪个位置放电，都会有电流流过微安表，即使微安表短接，也发生由于冲击而烧表现象，因此必须严格执行通过高电阻放电的办法，而且还应注意放电位置。对电缆、变压器、发电机的放电时间，可以其容量大小由1min增至3min，电力电容器可长至5min，除此之外，还应注意附近设备有无感应静电电压的可能，必要时也应放电或预先短接。（5）若是三相设备，同理应进行其它两项测量。（6）按照规定的要求进行详细记录。

在电力系统交接和预防性实验中，测量泄漏电流时，常遇到的主要异常情况如下。
4．测量中的问题在电力系统交接和预防性实验中，测量泄漏电流时，常遇到的主要异常情况如下。（一）从微安表中反映出来的情况（1）指针来回摆动。这可能是由于电源波动、整流后直流电压的脉动系数比较大以及试验回路和被试设备有充放电过程所致。若摆动不大，又不十分影响读数，则可取其平均值；若摆动很大，影响读数，则可增大主回路和保护回路中的滤波电容的电容量。必要时可改变滤波方式。（2）指针周期性摆动。这可能是由于回路存在的反充电所致，或者是被试设备绝缘不良产生周期性放电造成的。（3）指针突然冲击。若向小冲击，可能是电源回路引起的；若向大冲击，可能是试验回路或被试设备出现闪络或产生间歇性放电引起的。（4）指针指示数值随测量时间而发生变化。若逐渐下降，则可能是由于充电电流减小或被试设备表面绝缘电阻上升所致；若逐渐上升，往往是被试设备绝缘老化引起的。（5）测压用微安表不规则摆动。这可能是由于测压电阻断线或接触不良所致。（6）指针反指。这可能是由于被试设备经测压电阻放电所致。（7）接好线后，未加压时，微安表有指示。这可能是外界干扰太强或地电位抬高引起的。遇到（3）、（4）两种情况时，一般应立即降低电压，停止测量，否则可能导致被试设备击穿。

（二）从泄漏电流数值上反映出来的情况（1）泄漏电流过大。这可能是由于测量回路中各设备的绝缘状况不佳或屏蔽不好所致，遇到这种情况时，应首先对实验设备和屏蔽进行认真检查，例如电缆电流偏大应先检查屏蔽。若确认无上述问题，则说明被试设备绝缘不良。（2）泄漏电流过小。这可能是由于线路接错，微安表保护部分分流或有断脱现象所致。（3）当采用微安表在低压侧读数，且用差值法消除误差时，可能会出现负值。这可能是由于高压线过长、空载时电晕电流大所致。因此高压引线应当尽量粗、短、无毛刺。（三）硅堆的异常情况在泄漏电流测量中，有时发生硅堆击穿现象，这是由于硅堆选择不当、均压不良或质量不佳所致。为防止硅堆击穿，首先应正确选择硅堆，使硅堆不致在反向电压下击穿；其次应采用并联电阻的方法对硅堆串进行均压，若每个硅堆工作电压为5kV时，每个并联电阻常取为2

5．测量结论对某一电气设备进行泄漏电流测量后，应对测量结果进行认真、全面地分析，以判断设备的绝缘状况，做出结论是合格或不合格。
对泄漏电流测量结果进行分析、判断可从下述几方面着手。（一）与规定值比较泄漏电流的规定值就是其允许的标准，它是在生产实践中根据积累多年的经验制订出来的，一般能说明绝缘状况。对于一定的设备，具有一定的规定标准。这是最简便的判断方法。（二）比较对称系数法在分析泄漏电流测量结果时，还常采用不对称系数（即三相之中的最大值和最小值的比）进行分析、判断。一般说来不对称系数不大于2。（三）查看关系曲线法利用泄漏电流和外加电压的关系曲线即曲线可以说明绝缘在高压下的状况。如果在实验电压下，泄漏电流与电压的关系曲线是一近似直线，那就说明绝缘没有严重缺陷，如果是曲线，而且形状陡峭，则说明绝缘有缺陷。

（四）空载电流对试验结果的影响如果试验时天气比较潮湿，绝缘支架受潮、试验回路有尖端毛刺，等尖端放电现象存在，则不带被试品就有较大的空载泄漏电流存在，对试验结果会造成较大的影响，有些人会用先测一下空载电流，然后再带上被试下测出负载试验泄漏电流，用负载试验泄漏电流减去空载泄漏电流的办法进行校正，实际上这是不科学的，因为带上被试品后会改变电位分布，有时会出负载试验泄漏电流小于空载泄漏电流的现象，因而正确的做法是，先不带负载，加压到额定值，看空载泄漏电流在什么水平，如果较小可以忽略不计，如果较大，则应排除造成空载泄漏电流较大的原因，如清擦或烘干绝缘支架，改变微安表的位置，清除试验回路的尖端毛刺，直到空载泄漏电流合格为止。

二、直流耐压试验直流耐压试验与交流耐压相比有以下几个特点：
直流耐压试验和直流泄漏试验的原理、接线及方法完全相同，差别在于直流耐压试验的试验电压较高，所以它除能发现设备受潮、劣化外，对发现绝缘的某些局部缺陷具有特殊的作用、往往这些局部缺陷在交流耐压试验中是不能被发现的。直流耐压试验与交流耐压相比有以下几个特点：（1）设备较轻便。在对大容量的电力设备（如发动机）进行试验，特别是在试验电压较高时，交流耐压试验需要容量较大的试验变压器，而当进行直流耐压试验时，试验变压器的容量可不必考虑。通常负荷的泄漏电流都不超过几毫安，核算到变压器侧的容量微不足道。因此，直流耐压试验的试验设备较轻便。（2）绝缘无介质极化损失。在进行直流耐压试验时，绝缘没有极化损失，因此不致使绝缘发热，从而避免因热击穿而损坏绝缘。进行交流耐压试验时，既有介质损失，还有局部放电，致使绝缘发热，对绝缘的损伤比较严重，而直流下绝缘内的局部放电要比交流下的轻得多。基于这些原因，直流耐压试验还有些非破坏性试验的特性。

（3）可制作伏安特性。进行直流耐压试验时，可制作伏安特性曲线，可根据伏安特性曲线的变化来发现绝缘缺陷。并可由此来预测击穿电压，如图4-13所示。预测击穿电压的方法是将泄漏电流与电压关系曲线延长，泄漏电流急剧增长的地方，表示即将击穿，此时即停止试验，如图4-13中的Ｕ０即为近似的击穿电压。图4-13 延长伏安特性曲线预测击穿电压

根据预测的直流击穿电压，有人认为可以估算出交流击穿电压的幅值，换算公式为：交流击穿电压幅值＝直流击穿电压
交流击穿电压幅值＝直流击穿电压式中Ｋ——巩固系数，与设备的绝缘材料和结构有关，可用直流击穿电压与交流击穿电压的幅值来表示，其值一般在1.0~4.2范围内。（4）在进行直流耐压试验时，一般都兼做泄漏电流测量，由于直流耐压试验时所加电压较高，故容易发现缺陷。（5）易于发现某些设备的局部缺陷。对电缆来说，直流试验也容易发现其局部缺陷。综上所述，直流耐压试验能够发现某些交流耐压所不能发现的缺陷。但交流耐压对绝缘的作用更近于运行情况，因而能检出绝缘在正常运行时的最弱点。因此，这两试验不能互相代替，必须同时应用于预防性试验中，特别是电机、电缆等更应当作直流试验。

图4-14 棒—板空气间隙的直流火花放电电压与间隙距离的关系
（一）试验电压的确定　　　进行直流耐压试验时，外施电压的数值通常应参考该绝缘的交流耐压试验电压和交、直流下击穿电压之比，但主要是根据运行经验来确定。（二）实验电压的极性电力设备的绝缘分为内绝缘和外绝缘，外绝缘对地电场可以近似用棒—板电极构成的不对称、极不均匀电场中，气体间隙相同时，由于极性效应，负棒—正极的火花放电电压是正棒—负极的火花放电电压的2倍多，如图4-14所示。图4-14 棒—板空气间隙的直流火花放电电压与间隙距离的关系

由图4-14可见，当间隙距离为100cm时，正、负极性的火花放电电压分别为450kV和1000kV，即1000／450＝2
通常，电力设备的外绝缘水平比其内绝缘水平高，显然，施加负极性试验电压外绝缘更不容易发生闪络，这有利于实现直流耐压试验检查内绝缘缺陷的目的，另外，对电缆等油浸纸绝缘的电力设备，由于电渗现象，其内绝缘施加负极性试验电压时的击穿电压较正极性低10％左右，也就是说，电缆心接负极试验电压检出缺陷的灵敏度更高，即更容易发生绝缘缺陷。应指出，直流耐压试验的时间可比交流耐压试验的时间（1min）长些。直流耐压试验结果的分析判断，可参阅交流耐压试验分析判断的有关原则。

第三节介质损失角正切值试验　电介质就是绝缘材料。当研究绝缘物质在电场作用下所发生的物理现象时，把绝缘物质称为电介质；而从材料的使用观点出发，在工程上把绝缘物质称为绝缘材料。既然绝缘材料不导电，怎么会有损失呢？我们确实总希望绝缘材料的绝缘电阻愈高愈好，即泄漏电流愈小愈好，但是，世界上绝对不导电的物质是没有的。任何绝缘材料在电压作用下，总会流过一定的电流，所以都有能量损耗。把在电压作用下电介质中产生的一切损耗称为介质损耗或介质损失。如果电介质损耗很大，会使电介质温度升高，促使材料发生老化（发脆、分解等），如果介质温度不断上升，甚至会把电介质熔化、烧焦，丧失绝缘能力，导致热击穿，因此电介质损耗的大小是衡量绝缘介质电性能的一项重要指标。在外加交流电压作用下，绝缘介质就流过电流，电流在介质中产生能量损耗，这种损耗成为介质损耗。介质损耗很大时，就会使介质温度升高而老化，甚至导致热击穿。因此，介质损耗的大小就反映了介质的优劣状况。

图4-15 在绝缘物上加交流电压时的等值电路及相量图（a）介质等值电路（b）等值电路电流、电压相量
图4-15 在绝缘物上加交流电压时的等值电路及相量图（a）介质等值电路（b）等值电路电流、电压相量

由相量图可知，介质损耗由产生，夹角大时，就越大，故称为介质损失角，其正切值为
由相量图可知，介质损耗由产生，夹角大时，就越大，故称为介质损失角，其正切值为（4-8）（4-9）介质损耗由上式可见，当U、f、C一定时，P正比于，所以用来表征介质损耗。测量的灵敏度较高，可以发现绝缘的整体受潮、劣化、变质及小体积设备的局部缺陷。

一、介质损失角正切值的测量原理介质损耗角正切的测量方法很多，从原理上来分，可分为平衡测量法和角差测量法两类。传统的测量方法为平衡测量法，即高压西林电桥法。由于技术的发展和检测手段的不断完善，角差测量法使用的越来越普遍。当绝缘受潮、老化时，有功电流将增大，tgδ也增大。通过测tgδ 可以反映出绝缘的分布性缺陷。如果缺陷是集中性的，有时测tgδ 就不灵敏，这是因为集中性缺陷为局部的，可以把介质分为缺陷和无缺陷的两部分；无缺陷的部分为R1和C1的并联；有缺陷部分为R2和C2的并联。则：（4-10）（4-11）（4-12）

当有缺陷部分占的比例很小时，就很小，所以测整体的时就不易发现局部缺陷。
当有缺陷部分占的比例很小时，就很小，所以测整体的时就不易发现局部缺陷。在《电力设备预防性试验规程》中对电机、电缆等绝缘，因为缺陷的集中性及体积较大，通常不做此项试验；而对套管、电力变压器、互感器、电容器等则做此项试验。我国目前使用的测试验装置有西林电桥（图4-16给出了QS1西林电桥的三种试验接线），M型介质试验器，还有P5026M型交流电桥、GWS-1型光导微机介质损耗测试仪等，具体的使用方法可参见制造厂说明。本节主要介绍西林电桥法测量。西林电桥的两个高压桥臂，分别由试品ZN及无损耗的标准电容器CN组成；两个低压桥臂，分别由无感电阻R3及无感电阻R4与电容C4并联组成，如图4-16所示。各桥臂的导纳为

调节R3、C4使电桥达到平衡时，应满足（4-13）解此方程，实部、虚部分别相等，可得（4-14）（4-15）

当tgδ<0.1，误差允许不大于1%时，式（4-15）可改写为
（4-16）高压西林电桥是用于工频高压，于是ω=2πf=100π是固定的；同时电桥中的R4取，也是固定的，这时 tgδ=ωR4C4=KC4×106 （4-17）式中C4的单位是F，若C4以μF计则上式可写为 tgδ=KC4 （4-18）式中 K=F-1。

于是C4就可以直接分度为tgδ。在西林电桥上tgδ是直读的。Cx是按R3的读数，通过式（4-15）计算得出。CN一般都用100pF，个别也有用50pF或1000pF，但都是固定已知值。

（a）正接线（b）反接线（c）对角线接线 Zx—被测绝缘阻抗；CN—标准电容；R3—可变电阻；C4—可变电容；G—检流计
图4-16 QS1型西林电桥原理接线（a）正接线（b）反接线（c）对角线接线 Zx—被测绝缘阻抗；CN—标准电容；R3—可变电阻；C4—可变电容；G—检流计

图4-16（a）正接线用于两极对地绝缘的设备，用于试验室或绕组间测。图4-16（b）反接线用于现场被试设备为一极接地的设备，要求电桥有足够的绝缘。由于R3和C4处于高电位，为保证操作的安全应采取一定的措施。一个办法是将电桥本体和操作者一起放在绝缘台上或放在一个叫法拉第笼的金属笼里对地绝缘起来，使操作者与R3、C4处于等电位。另一种办法是人通过绝缘连杆去调节R3和C4。现场试验通常采用反接线试验方法。图4-16（c）对角线接线用于被试设备为一极接地的设备且电桥没有足够的绝缘。电桥测试中的注意事项：在电桥测试中，有些问题往往容易被忽视，使测量数据不能反映被试设备的真实情况，常被忽视的问题有：（1）外界电场干扰的影响。在电压等级较低（例如35kV电压等级）的电气设备测试中，容易忽视电场干扰的影响。（2）高压标准电容器的影响。现场经常使用的BR-16型标准电容器，电容量为50pF，要求 %<0.1%。由于标准电容器经过一段时间存放、应用和运输后，本身的质量在不断变化，会受潮、生锈，如忽视了这些质量问题，同样会影响测试的数据。（3）试品电容量变化的影响。在用QS1型西林电桥测量电气设备绝缘状况时，往往重视值，而容易忽视试品电容量的变化，由此而产生一些事故。

（4）消除表面泄漏的方法。当测量电气设备绝缘的时，空气相对湿度对其测量结果影响很大，当绝缘表面脏污，且又处于湿度较大的环境中时，表面泄漏电流增加，对其测量结果影响更大。
采取其有效的方法，如电热风法、瓷套表面瓷群涂擦法、化学去湿法等。（5）测试电源的选择。在现场测试中，有时会遇到试验电压与干扰电源不同步，用移相等方法也难以使电桥平衡的情况。（6）电桥引线的影响： 1）引线长度的影响。分析研究表明，在一般情况下，Cx引线长度约为5~10m，其电容约为1500~3000pF；而CN引线约为1~1.5m，其电容约为300~500pF。当R4=3184欧和R3较小时，对测量结果影响很小，但若进行小容量试品测试时，就会产生偏大的测量误差。 2）高压引线与试品夹角的影响。测量小容量试品时，高压引线与试品的杂散电容对测量的影响不可忽视。 3）引线电晕的影响。高压引线的直径较细时，当试验电压超过一定数时，就可能产生电晕。例如若用一般的导线做高压引线，当电压超过50kV后，就会出现电晕现象。电晕损耗通过杂散电容将被计入被试品的内。严重影响测量结果，并可能导致误判断。

4）引线接触不良的影响。当QS1电桥高压线或测量引出线与被试品接触不良时，相当于被试支路串联一个附加电阻。该电子在交流电压作用下会产生有功损耗并与被试品自身有功损耗叠加，使测量的介质损耗因数超过规定的限值，导致误判断。（7）接线的影响。小电容（小于500pF）试品主要有电容型套管、3~110kV电容式电流互感器等。对这些试品采用QS1型电桥的正、反接线进行测量时，其介质损耗因数的测量结果是不同的。按正接线测量一次对二次或一次对二次及外壳（垫绝缘）的介质损耗因数，测量结果是实际被试品一次对二次及外壳绝缘的介质损耗因数。而一次和顶部周围接地部分的电容和介质损耗因数均被屏蔽掉（电桥正接线测量时，接地点是电桥的屏蔽点）。由于正接地具有良好的抗电场干扰，测量误差较小的特点，一般应以正接线测量结果作为分析判断绝缘状况的依据。

（二）角差测量法测量tgδ 由于介质损耗角很小，如果直接测量其角差很困难，因此，传统的测量方法均采用平衡测量法。随着技术的进步及元器件的发展，可以通过直接测量电压和电流的角差来测量tgδ，即角差法测量tgδ。这种方法免去了平衡测量法中需要调节平衡的繁琐，大大减少了试验的工作量。角差法测量方法很多，如图4-17所示为角差法典型的测量原理接线图，其工作原理如下：由图4-15所示，测量tgδ实际上就是测量流过试品容性电流与全电流的相角差，在试验时同时测量流过标准电容器电流（其相角与流过试品的容性电流的相角一致）和流过试品的电流（全电流），这样可测得到二者之间的相角差，从而可以计算tgδ的数值。采样电阻是无感精密电阻。测量回路将电流信号变为数字信号，通过傅立叶变换能精确稳定地测量畸变波形的相位差。但测量精度完全由高速高精度器件和计算处理的精度决定。考虑到正、反接线及高低压隔离问题，数据传输可以通过光纤传输或将数据转换为红外光并发送到接收器来进行隔离。

图4－17 非平衡法测量tgδ接线示意图

二、测量中的抗干扰措施在现场进行测量时，试品和桥体往往处于周围带电部分的电场作用范围之内，虽然电桥本体及联接线采用了屏蔽措施，但试品无法做到全屏蔽。这时干扰就会通过试品高压极的杂散电容产生干扰，影响测量结果。为了消除或减少由电场干扰引起的误差，采用平衡法测量时可以采用如下措施：（1）加设屏蔽当试品体积不大时，可用金属屏蔽罩或网将试品与干扰源隔开，可以减少测量误差。（ 2）采用移相电源由于干扰源的相位一般是无法改变的，因此，可以通过改变电源的相位，使得电源的相位和干扰的相位同相或反相，来达到消除或减少同频率干扰的目的。（3）倒相法测量时将电源正接和倒相各测量一次，测得两组结果tgδ1、C1和tgδ2、C2, 然后通过式4－19和式4－20计算求得tgδ和C：＝（4-19）（4-20）

三、影响测试的主要因素及分析判断采用非平衡法测量时，可采用如下措施：
（1）采用异频电源。由于干扰的频率一般为工频或工频的谐波，因此，可将输入电源整流成直流后通过开关逆变电路逆变为异于工频的正弦波，避开干扰的频率范围，这样可大大提高测量精度。这种方法在非平衡法测量中使用较多，而且抗干扰的效果较好。（2）补偿法。通过计算机数据处理，将测量数据进行补偿，使得测量波形为不畸变的正弦波形后，计算得到tgδ和C。三、影响测试的主要因素及分析判断 1．影响因素（1）温度的影响。值受温度影响而变化，为了比较试验结果，对同一设备在不同温度下的变化必须将结果归算到一个巩固的基准温度，一般归算到。（2）湿度的影响。在不同的湿度下测得的值也是有差别的，应在空气相对湿度小于80%下进行试验。（3)绝缘的清洁度和表面泄漏电流的影响。这可以用清洁和干燥表面来将损失减到最小，也可采用涂硅油等办法来消除这种影响。

2．分析（1）和《电力设备预防性试验规程》的要求值作比较。（2）对逐年的试验结果应进行比较，在两个试验间隔之间的试验测量值不应该有显著的增加或降低。（3）当值未超过规定值时，可以补充电容量来分析，电容量不应该有明显的变化。（4）应充分考虑温度等的影响，并进行修正。（5）通过测 =f（U）的曲线，观察是否随电压而上升，来判断绝缘内部是否有分层、裂纹等缺陷。 3．综合判断由上述可知，每一项预防性试验项目对反映不同绝缘介质的各种缺陷的特点及灵敏度各不相同，因此对各项预防性试验结果不能孤立地、单独地对绝缘介质做出试验结论，而必须将各项试验结果全面地联系起来，进行系统地、全面地分析、比较，并结合各种试验方法的有效性及设备的历史情况，才能对被试设备的绝缘状态和缺陷性质做出科学的结论。例如，当利用兆欧表和电桥分别对变压器绝缘进行测量时，如果值不高，其绝缘电阻、吸收比较低，则往往表示绝缘中有集中性缺陷；如果值也高，则往往说明绝缘整体受潮。

一般地说，如果电气设备各项预防性试验结果（也包括破坏性试验）能全部符合规定，则认为该设备绝缘状况良好，能投入运行。但是对非破坏性试验而言，有些项目往往不作具体规定，有的虽有规定，然而，试验结果却又在合格范围内出现“异常”，即测量结果合格，增长率很快。对这些情况如何作出正确判断，则是每个试验人员非常关心的问题。根据现场试验经验，现将电气设备绝缘预防性试验结果的综合分析判断概括为比较法。它包括下列内容：（1）与设备历年（次）试验结果相互比较，因为一般的电气设备都应定期地进行预防性试验，如果设备绝缘在运行过程中没有什么变化，则历次的试验结果都应当比较接近。如果有明显的差异，则说明绝缘可能有缺陷。（2）与同类型设备试验结果相互比较。因为对同一类型的设备而言，其绝缘结构相同，在相同的运行和气候条件下，其测试结果应大致相同。若悬殊很大，则说明绝缘可能有缺陷。（3）同一设备相间的试验结果相互比较。因为同一设备，各相的绝缘情况应当基本一样，如果三相试验结果相互比较差异明显，则说明有异常的绝缘可能有缺陷。

（ 4）与《电力设备预防性试验规程》规定的“允许值”相互比较。对有些试验项目，《电力设备预防性试验规程》规定了“允许值”，若测量值超过“允许值”，应认真分析，查找原因，或在结合其他试验项目来查找缺陷。
总之，应当坚持科学态度，对试验结果必须全面地、历史地综合分析，掌握设备性能变化的规律和趋势，这是多年来试验工作者总结出来的一条综合分析判断试验结构的重要原则，并以此来正确判断设备绝缘状况，为检修提供依据。表4-1列出了非破坏性试验基本方法的比较，在试验中应充分利用它们的特点去发掘绝缘缺陷。

试验方法能发现的缺陷不能发现的缺陷评价测量绝缘电阻贯通的集中性缺陷，整体受潮或有贯通性的受潮部分未贯通的集中性缺陷，绝缘整体老化及游离基本方法之一测量吸收比受潮，贯通的集中性缺陷未贯通的集中性缺陷，绝缘整体老化应用于判断受潮测量泄漏电流同绝缘电阻测量，但较灵敏同绝缘电阻测量整体受潮、劣化，小体积被试品的贯通及未贯通缺陷大体积被试品的集中性缺陷

一、局部放电及局部放电测量可检测的缺陷种类
第四节局部放电试验一、局部放电及局部放电测量可检测的缺陷种类在电气设备的绝缘系统中，各部位的电场强度往往是不相等的，当局部区域的电场强度达到电介质的击穿场强时，该区域就会出现放电，但这种放电并没有贯穿施加电压的两导体之间，即整个绝缘系统并没有击穿，仍然保持绝缘性能，这种现象称为局部放电。发生在绝缘体内的称为内部局部放电；发生在绝缘体表面的称为表面局部放电；发生在导体表面而周围都是气体的，可称之为电晕放电。局部放电会逐渐腐蚀、损坏绝缘材料，使放电区域不断扩大，最终导致整个绝缘体击穿。故必须把局部放电限制在一定水平之下。高压绝缘设备都把局部放电的测量列为检查产品质量的重要指标，产品不但出厂时要做局部放电试验，而且在投入运行之后还要经常进行测量。

二、局部放电基本物理过程及其主要技术参数
局部放电是一种复杂的物理过程，有电、声、光、热等效应，还会产生各种生成物。从电气性能方面分析，产生放电时，在放电处有电荷交换、有电磁波辐射、有能量损耗。最明显的是反映到试品施加电压的两端，有微弱的脉冲电压出现。如果绝缘中存在有气泡，当工频高压施加于绝缘体的两端时，如果气泡上承受的电压没有达到气泡的击穿电压，则气泡上的电压就随外加电压的变化而变化。若外加电压足够高，即上升到气泡的击穿电压时，气泡发生放电，放电过程使大量中性气体分子电离，变成正离子和电子或负离子，形成了大量的空间电荷，这些空间电荷，在外加电场作用下迁移到气泡壁上，形成了与外加电场方向相反的内部电压，这时气泡上剩余电压应是两者叠加的结果，当气泡上的实际电压小于气泡的击穿电压时，于是气泡的放电暂停，气泡上的电压又随外加电压的上升而上升，直到重新到达其击穿电压时，又出现第二次放电，如此出现多次放电。当试品中的气隙放电时，相当于试品失去电荷q，并使其端电压突然下降△U，这个一般只有微伏级的电源脉冲叠加在千伏级的外施电压上。所有局部放电测试设备的工作原理，就是将这种电压脉冲检测出来。其中电荷q称为视在放电量。

三、局部放电测量的基本回路如图4－18所示为测量局部放电的三种基本回路。图中C代表试品电容，Z（Z）代表测量阻抗，Ck代表耦合电容，它的作用是为Cx与Zm之间提供一个低阻抗的通道。Z代表接在电源与测量回路间的低通滤波器，Z可以让工频电压作用到试品上，但阻止被测的高频脉冲或电源中的高频分量通过。图4－18（a）中，试验电压U经Z施加于试品Cx，测量回路由Ck与Zm串联而成，并与 Cx并联，因此称为并联测量回路。试品上的局部放电脉冲经Ck耦合到Zm上，经放大器A送到测量仪器M。这种测量回路适合于试品一端接地的情况，在实际工作中应用较多。图4－18（b）为串联测量回路，测量阻抗Zm串联接在试品Cx低压端与地之间，并经由Ck形成放电回路。因此，试品的低压端必须与地绝缘。图4－18（c）为桥式测量回路，又称平衡测量回路。试品Cx与耦合电容Ck均与地绝缘，测量阻抗Zm与Zm分别接在 Cx与Ck的低压端与地之间。

图4－18 测量局部放电的基本回路

四、局部放电测量中的抗干扰措施 1．干扰来源
广义的电磁干扰除了包括与局放信号一起通过电流传感器进入监测系统的干扰以外，还包括影响监测系统本身的干扰，诸如接地、屏蔽、以及电路处理不当所造成的干扰等。现场电磁干扰特指前者，它可分为连续的周期型干扰、脉冲型干扰和白噪声。周期型干扰包括系统高次谐波、载波通讯以及无线电通讯等。脉冲型干扰分为周期脉冲型干扰和随机脉冲型干扰。周期脉冲型干扰主要由电力电子器件动作产生的高频涌流引起。随机脉冲型干扰包括高压线路上的电晕放电、其他电气设备产生的局部放电、分接开关动作产生的放电、电机工作产生的电弧放电、接触不良产生的悬浮电位放电等。白噪声包括线圈热噪声、地网的噪声和动力电源线以及变压器继电保护信号线路中耦合进入的各种噪声等。电磁干扰一般通过空间直接耦合和线路传导两种方式进入测量点。测量点不同，干扰耦合路径会不同，对测量的影响也不同；测量点不同，干扰种类、强度也不相同。

２．常用的抑制干扰方法干扰的抑制总是从干扰源、干扰途径、信号后处理三方面考虑。找出干扰源直接消除或切断相应的干扰路径，是解决干扰最有效最根本的方法，但要求详细分析干扰源和干扰途径，且一般不允许改变原有的变压器运行方式，因此在这两方面所能采取的措施总是很有限。对于经电流传感器耦合进入监测系统的各种干扰，采取各种信号处理技术加以抑制。一般从以下几方面区分局放信号和干扰信号；工频相位、频谱、脉冲幅度和幅度分布、信号极性、重复率和物理位置等。在抗干扰技术中有两种不同的思路：一种是基于窄带(频带一般为10kHz至数10kHz)信号的。它通过合适频带的窄带电流传感器和带通滤波电路拾取信号，躲过各种连续的周期型干扰，提高了测量信号的信噪比。这种方法只适合某一具体的变电站，使用上不方便。此外，由于局部放电信号是一种宽频带脉冲，窄带测量会造成信号波形的失真，不利于后面的数字处理。另一种是基于宽频(频带一般为10至1000kHz)信号的处理方法。检测信号中包含局放的大部分能量和大量的干扰，但信噪比较低。对于这些干扰的处理步骤一般是：a.抑制连续周期型干扰；b.抑制周期型脉冲干扰；c.抑制随机型脉冲干扰。随着数字技术的发展及模式识别方法在局放中的应用，这种处理方法往往能取得较好的效果。在后级处理中，很多处理方法是一致的。可归纳为频域处理和时域处理方法。频域方法是利用周期型干扰在频域上离散的特点处理之；而时域处理方法是根据脉冲型干扰在时域上离散的特点处理。有硬件和软件两种实现方式。

由于局部放电脉冲信号是很微弱的信号，现场的电磁干扰都将对测量结果产生较大误差，因此，要做到准确测量很困难。为了提高测量精度，除了采取上述介绍的抗干扰措施外，在测量中还应可采取如下措施：
（1）试验中所使用的设备应尽量采用无晕设备，特别是试验变压器和耦合电容Ck。（2）滤波器的性能要好，要做到电源与测量回路的高频隔离。（3）试验时间应尽量选择在干扰较小的时段，如夜间等。（4）测量回路的参数配合要适当，耦合电容要尽量小于试品电容Cx，使得在局部放电时Cx与Ck间能很快地转换电荷。（5）必须对测量设备进行校准。

第五节交流耐压试验交流耐压试验是对电气设备绝缘外加交流试验电压，该试验电压比设备的额定工作电压要高，并持续一定的时间（一般为1min）。交流耐压试验是一种最符合电气设备的实际运行条件的试验，是避免发生绝缘事故的一项重要的手段。因此，交流耐压试验是各项绝缘试验中具有决定性意义的试验。但是，交流耐压试验也有缺点，它是一种破坏性的试验；同时，在试验电压下会引起绝缘内部的累积效应。因此，对试验电压值的选择是十分慎重的，对于同一设备的新旧程度和不同的设备所取的数值是不同的，在我国《电力设备预防性试验规程》中已作了有关的规定。交流耐压试验可以分为下列几种：（1）交流工频耐压试验。（2）0.1HZ试验。（3）冲击波耐压试验。（4）倍频感应电压试验和操作波试验。（5）局部放电试验。

一、交流工频耐压试验图4－19中给出交流工频耐压试验的接线图。图4－19 交流耐压试验接线图
图4－19 交流耐压试验接线图 S1、S2——开关；FU——熔断器；T1——调压器；T2——试验变压器；KM——过流继电器； P1、P2——测量线圈；R1——保护电阻；R2——球隙保护电阻；G——保护球隙； C1、C2——电容分压器；Cx——被试绝缘

在图中接于测量线圈P1、P2的电压表属于低压侧测量，可以通过变比换算到高压侧。而接于C1和C2之间电压表属于高压侧测量，这是现场常用的方法，它可以避免由于容性电流而使被试设备端电压升高所带来的影响。
我国的试验变压器有各种电压和容量等级，各单位在购置试验器时应对本单位的电气设备在实验电压下的充电进行计算，根据充电电流小于试验变压器的额定输出电流的原则来选择试验变压器的容量。而充电电流可以用被试物的电容Cx来估算，Cx可用西林电桥来测定。有时，为得到高电压，可以采用串级方法，谐振式交流耐压装置。二、试验注意事项（1）必须在被试设备的非破坏性试验都合格后才能进行此项试验，如果有缺陷（例如受潮），应排除缺陷后进行。（2）被试设备的绝缘表面应擦干净，对多油设备应使油静止一定的时间。（3）应控制升压速度，在1/3试验电压以前可以快一些，其后应以每秒钟3%的试验电压连续升到试验电压值。（4）实验前后应比较绝缘电阻、吸收比，不应有明显的变化。（5）应排除湿度、温度、表面脏污等影响。

三、操作规定（1）试验前应了解被试设备的非破坏性试验项目是否合格，一殷应在所有非破坏试验项目全部做完，且合格以后才做交流耐压试验，若有缺陷或异常，应在排除缺陷（如受潮时要干燥）或异常后再进行试验。（2）试验现场应围好遮栏，挂好标志牌，并派专人监视。（3）试验前应将被试设备的绝缘表面擦拭干净。对多油设备应按有关规定使油静止一定时间，如大容量变压器，应使油静止12-20h，3~10kV变压器，应使油静止5~6h后再做试验。（4）调整保护球隙，使其放电电压为试验电压的105%~110%，连续试验三次，应无明显差别，并检查过流保护装置动作的可靠性。（5）根据试验接线图接好线后，应由专人检查，确认无误（包括引线对地距离、安全距离等）后方可准备加压。（6）加压铅要检查调压器是否在“零位”，若在“零位”方可加压，而且要在高呼“加高压”后才能实施操作。

（7）升压过程中应监视电压表及其他表计的变化，当升至0
（7）升压过程中应监视电压表及其他表计的变化，当升至0.5倍额定试验电压时，读取被试设备的电容电流；当升至额定电压时，开始计算时间，时间到后缓慢降下电压。（8）对于升压速度，在1/3试验电压以下可以稍快一些，其后升压应均匀，约按每秒3%试验电压升压，或升至额定试验电压的时间为10~15s。（9）实验中若发现表针摆动或被试设备、实验设备发出异常响声、冒烟、冒火等，应立即降下电压，在高压侧挂上地线后，查明原因。（10）被试设备无明显规定者，一般耐压时间为1min，对绝缘棒等用具，耐压时间为5min，实验后应在挂上接地棒后触摸有关部位，应无发热现象。（11）试验电压值要认真确定，特别是发电机的耐压试验，一定要严格监督不要升高到规定值以上。（12）实验前后应测量被试设备的绝缘电阻及吸收比，两次测量结果不应有明显差别。

四、交流试验中的问题 1．调压器的情况　　当接通电源，合上电磁开关，接通调压器后，调压器便发出沉重的声响，这可能是将220v的调压器错接到380v的电源上了，若此时电流出现异常读数，则又可能是调压器不在零位，并且其输出侧有短路或类似短路的情况，最常见的是接地棒忘记摘除。 2．电压表的情况　　（1）电压表有指示。接通电源后，电压表马上就有指示，这说明调压器不在零位，若电压表指示甚大，且伴有声响，则可能马上嗅出味来。　　（2）电压表无指示，接通电源后，调节调压器，电压表无指示，这可能是由于自耦变压器碳刷接触不良，或电压表回路不通，若变压器测量线卷（或变压器输入线圈）有断线的地方所致。 3．升压过程中出现的情况　　（1）在升压或持续试验的过程中，出现限流电阻内部放电，这可能是由于管内没有水或水不够所致。有时出现管外表面闪络，这可能是由于水阻过大、管子短或表面脏污所致。

（2）在升压过程中，电压缓慢上升，而电流急剧上升，这可能是由于被试设备存在短路或类似短路的情况所致，也可能是被试设备容量过大或接近于谐振所致。
（3）若随着调压器往上调节，电流下降，电压基本不变可有下降趋势，这可能是由于试验负荷过大、电流容量不够所致。在这种情况下，可改用大容量电源进行尝试。否则可能是由于波形畸变的影响所致。图4－20 移卷调压器（12.5kVA）调压的试验变压器（150kV，25kVA）在工频耐压试验过程中的电压变化曲线（被试品电容为6410pF）

（4）在升压过程中，随着移卷调压器调节把手的移动，输出电压不均匀地上升，而出现一个马鞍形，即通常所说的“Ｎ形曲线”如图4－20所示。这是由于移卷调压器的漏抗与负载电容的容抗相匹配而发生串联谐振造成的，遇到这种情况可采用增大限流电阻或改变回路参数的办法来解决。 4．从被试设备方面反映出的情况被试设备在耐压试验时合格，但是在交流试验后却发现被击穿。这可能是由于试验者的疏忽，在试验后，忘记降压就拉闸所造成的。五、交流耐压试验结果的分析（1）被试设备一般经过交流耐压试验，在规定的持续时间内不发生击穿为合格，反之为不合格。被试设备是否击穿，可按下述情况分析： 1）根据试验时接入的表记进行分析。一般情况下，若电流表突然上升，则表明被试设备击穿。但当被试设备的容抗与试验变压器的漏抗之比等于2时，虽然被试设备击穿，电流表的指示也不会发生变化，因为此时回路电抗没有变化；而当与的比值小于2时，虽然被试设备被击穿，电流表的指示反而下降，这是由于此时回路电抗增大所致。上述现象可用图4－21进行分析，图中为被试品的容抗，为试验变压器的漏抗。

图4－21 交流耐压试验的等值回路

当采用串并联补偿法或被试设备容量较大、试验变压器容量不够时，就有可能出现上述异常现象。当采用电压互感器或电容分压器等方法测高压端部电压，被试设备击穿时，其表针指示会突然下降，低压侧的电压表也能反映出来。 2）根据试验控制回路的状况进行分析。若过流继电器整定值适当，则被试设备击穿时，过电流继电器要动作，电磁开关跟着就要跳开；若整定值过小，可能在升压过程中，并非被试设备击穿，而是由于被试品电流较大，造成电磁开关跳开；若整定值过大，即被试设备放电或发生小电流击穿，也不会有反映。 3）根据被试设备状况进行分析。在被试过程中，如被试设备发生击穿声响，发生断续放电声响、冒烟、焦臭、跳火以及燃烧等，一般都是不允许的，当查明这种情况确实来自被试设备绝缘部分（如在绝缘中发现贯穿性小孔、开裂等现象）时，则认为被试设备存在问题或早已被击穿。除此之外，若在被试过程中，出现局部放电，则应按各种不同的被试设备，就其有关规定，进行处理或判断。（2）当被试设备为有机绝缘材料，经试验后，立刻进行触摸，如出现普遍或局部发热，都认为绝缘不良，需要处理（如烘烤），然后再进行试验。

（3）对组合绝缘设备或有机绝缘材料，耐压前后期绝缘电阻不应下降30％，否则就认为不合格。对于纯瓷绝缘或表面以瓷绝缘为主的设备，易受当时气候条件的影响，可酌情处理。
（4）在试验过程中若空气湿度、温度、或表面脏污等的影响，仅引起表面滑闪放电或空气放电，则不应认为不合格。在经过清洁、干燥等处理后，在进行试验；若并非由于外界因素影响，而是由于瓷件表面釉层绝缘损伤、老化等引起的（如加压后表面出现局部红火），则应认为不合格。（5）精心综合分析、判断。应当指出，有的设备及时通过了耐压试验，也不一定说明设备毫无问题，特别是像变压器那样有绕组的设备，即使进行了耐压试验，也往往不能检出匝间、层间等缺陷，所以必须汇同其他试验项目所得的结果进行综合判断。除上述测量方法外，还可以进行色谱分析、微水分析、局部放电测量等。

第一节充油电气设备内部主要绝缘材料的性能
第五章绝缘油的气相色谱试验与分析第一节充油电气设备内部主要绝缘材料的性能充油电气设备内部的主要绝缘材料有变压器油、纸和纸板等A级绝缘材料，当运行年限为20年左右时，最高允许温度为105℃。一、变压器油的性能变压器油的耐电强度、传热性及热量都比空气好得多，因此目前国内外的电气设备，特别是大中型电力变压器和电抗器、电流互感器、电压互感器等基本上都采用油浸式结构，并且变压器油起着绝缘和散热的双重作用。运行中的变压器油质量标准如表5-1所示。

表5-1 运行中变压器油质量标准序号项目设备电压等级/kV 质量标准检验方法投入运行前的油运行油 1 外状透明、无杂质或悬浮物
外观目视 2 水溶性酸/pH ＞5.4 ≥4.2 GB/T7598 3 酸值（mgKOH/g） ≤0.03 ≤0.1 GB/T7599或 GB/T264 4 闪点（闭口） /℃ ≥140（10、25号油） ≥135（45号油）与新油原始测定值相比不低于10 GB/T261 5 水分/（mg/L） 330～500 220 ≤110 ≤10 ≤15 ≤20 ≤25 ≤35 GB/T7600 或GB/T7601 6 界面张力（25℃）/（mN/m） ≥35 ≥19 GB/T6541

7 介质损耗因数（90℃） 500 ≤330 ≤0.007 ≤0.010 ≤0.020 ≤0.040 GB/T5654 8 击穿电压/kV 330 66～220 35及以下 ≥60 ≥50 ≥40 ≥35 ≥45 ≥30 GB/T507 或DL/T429.9 9 体积电阻率（90℃）/Ω•m) ≥6×1010 ≥1×1010≥ 5×109 或DL/T421 10 油中含气量/（%）（体积分数） 330～500 ≤1 ≤3 DL/T423或 DL/T450 11 油泥与沉淀物/（%）（质量分数）＜0.02（以下可忽略不计） GB/T511 12 油中溶解气体组分含量色谱分析按DL/T 规定 GB/T17623 GB/T7252 取样油温为40～60℃

运行中变压器油的质量随着老化程度与所含杂质等条件不同而变化很大，除能判断变压器故障的项目（如油中溶解气体色谱分析等）外，通常不能单凭任何一种试验项目作为评价油质状态的依据，应根据几种主要特性指标进行综合分析，并随变压器电压等级和容量不同而有所区别。表5-2为运行中变压器油常规检验周期及检验项目。由于充油电气设备容量和运行条件的不同，油质老化的速度也不一样。当变压器用油的PH值接近4.4或颜色骤然变深，其他某项指标接近允许值或不合格时，应缩短检验周期，增加检验项目，必要时采取有效处理措施。

表5-2为运行中变压器油常规检验周期及检验项目
设备名称设备规范检验周期表5.1.1中检验项目变压器（电抗器） 330～500kV 设备投运前或大修后每年至少一次必要时 1～10 1～3，5～10 4，11 66～220kV、8MVA 以上 1～9 1～3，5，7，8 6，9，11 ＜35 kV 设备投运前或大修后三年自行规定套管 1～3年

二、固体绝缘材料的性能充油电气设备的内绝缘常采用油纸绝缘结构，所用的植物纤维纸及其制品包含电缆纸、电话纸、皱纹纸、金属皱纹纸、点胶绝缘纸、绝缘纸板等。变压器油与绝缘纸相结合构成的油纸绝缘结构具有很高的耐电强度，比两者分开单独的（油和纸）任何一种材料都高得多。由于油的绝缘强度和介电系数低于纤维质，油承受较大的电场强度，因此，用纸把油分成一定数量的小油隙，既可以消除油中纤维杂质的积累而不易形成“小桥”，又可以使电场均匀，提高绝缘的电气强度。油纸绝缘的缺点是油和纸两者均易被污染，只要含百分之几的杂质，影响就相当严重。因此，在工艺过程中要尽可能地获得较纯净的油和纸，并根据此选择合适的工作场强，才能保证变压器绝缘结构的可靠性。 1．绝缘纸纸的分子结构有羟基，宏观上为多孔结构，极易吸引水分，在正常大气条件下含水分为7%~9%，饱和时可达15%。纸易被干燥，即使在空气中加热也可干燥至含水分仅0.1%，而在真空中可大大提高干燥速度。由于纸和水的亲和力较油和水的亲和力强，因此，一般纸都从油中吸收水分，并且纸吸收水分后不会与油平均分担水分而影响耐电强度、绝缘老化和机械强度。同时还应指出，纸在干燥过程中不仅很难驱出纸层中的最后残存水分（约0.1%），而且一般在干燥的最后阶段极易伴有热老化分解而放出的水分，两者难以直接区分。

纸受热能分解放出气体的比例约为H2O：CO：CO2=70：12：18，其中CO、CO2是由纸纤维焦化所致。由于变压器绝缘中纤维上承担的工作场强并不高，通常不需要干燥到含0.1%水分这一危险临界值。实际上，不仅纸的热老化与水分和氧的存在有关，也与其他参数有很复杂的关系。一般说来，除非纸被油完全浸透，否则纸中都会有空气或其他气体的空隙。空隙所分担的电压比纸高得多，如果空隙发生局部放电，将会使油纸绝缘逐渐腐蚀绝缘而最终导致损坏。 ①电缆纸。电缆纸是充油变压器主要绝缘材料之一，一般是由未漂白硫酸盐纸浆经抄纸而制成。在充油电力变压器中，一般采用DLZ-08和DLZ-12型电缆纸，其厚度分别为0.08mm和0.12mm。电缆纸主要用作导线绝缘、纸圈层间绝缘和引线包扎绝缘等。对于超大型高压电力变压器，为了提高纸圈匝绝缘的电气强度，可采用高气密性、高均匀性的绝缘纸，如厚度为0.075mm和0.045mm的纸圈匝绝缘纸。0.075mm绝缘纸的冲击和工频击穿场强比DLZ-08型电缆纸提高27.6%~36%。为了提高绝缘纸的耐热性，近年来国内外研制成了多种改性的耐热绝缘纸，如将纸浆在有碱性触媒下使纤维素与氰乙烯起化学反应，以氰乙基换普通纤维分子中最容易老化的第一羟基，经氰化处理后的使用温度可提高20℃。如果使用温度不变，氰化纸可延长使用寿命，并能减轻变压器的重量。

②电话纸。电话纸由硫酸盐纸浆制成，主要用作线圈导线绝缘和线圈端的端绝缘。在充油电力变压器中采用型号为DH-50型的电话纸，其厚度为0
②电话纸。电话纸由硫酸盐纸浆制成，主要用作线圈导线绝缘和线圈端的端绝缘。在充油电力变压器中采用型号为DH-50型的电话纸，其厚度为0.5±5%mm，卷成宽度为500±10mm纸卷。 ③皱纹纸。皱纹纸是将底纸为纤维绝缘纸的绝缘纸经加工而成。各种皱纹纸的引伸率分别为15%，20%，30%，50%，100%，200%和300%，目前采用的皱纹纸型号为JW-50，底纸分低密度和高密度两种。以高密度纤维绝缘纸为底纸和单方向引申率为20%的皱纹纸，一般用作匝绝缘。底纸厚度为0.075~0.125mm，并有两种不同的颜色。当第二层与第一层匝间绝缘颜色不同时，容易发现第一层绝缘纸有无跑层现象。以高密度纤维绝缘纸为底纸和具有双方向引申率的皱纹纸，一般用作引线绝缘。这种皱纸的底纸厚0.1mm，包括皱纹高度为0.45mm，长度方向引申率为50%，垂直于长度方向引申率为20%。由于它可使引线弯曲时最小半径小于绝缘后引线外径的4倍，加之浸油性能好，抗张强度、撕裂强度和伸长率都比电缆纸高，因此，目前在变压器线圈的引线中已广泛采用这种皱纹纸包扎绝缘。 ④金属皱纹纸。在底纸为0.075mm的纤维绝缘纸一面上粘0.0075mm的铝箔，可制成0.5mm厚的金属皱纹纸。它的引申率至少为60%，可用作电屏蔽材料。由于它有较高的引申率和柔软性，可制成任意形状的光滑表面，即可制成宽度为1000mm的大张金属皱纹纸带，也可制成宽度为12.5，20，25，30，40，50，75，100mm等的金属皱纹纸带。

⑤点胶绝缘纸。如在底纸厚度为0. 08~0. 5mm纤维绝缘纸的单面或双面涂以环氧树脂胶点，可制成胶层厚度为0. 0125~0
⑤点胶绝缘纸。如在底纸厚度为0.08~0.5mm纤维绝缘纸的单面或双面涂以环氧树脂胶点，可制成胶层厚度为0.0125~0.025mm、黏合强度达450kPa的点胶绝缘纸，可作为层间绝缘。这种纸在120℃或150℃分别烘焙40min或80min后，胶层固化而使各层纸粘固在一起，机械强度增加，当用作中小型变压器层式线圈的层间绝缘时，可使抗短路机械力的能力有所提高。同时，由于绝缘纸上的树脂涂层是呈点胶状，涂层在溶化与固化过程中仅有微量树脂渗透于纤维纸中，从而可保证绝缘材料中气体的排出和油的浸入，可将局部放电对绝缘的损坏程度减少到最小。 2．绝缘纸板它由木质纤维或掺有适量棉纤维的混合纸浆经抄纸、压光而制成。目前有木质纤维和棉纤维各占一半的50/50型和不掺棉纤维的100/100型两种纸板。从表5-3中的纤维程度可以看出，，棉纤维中含99%以上纯α纤维素，而木纤维中的α纤维素只占80%左右，并还含一定的β纤维素和木质。易吸收水分的β纤维素和木质混合在一起将增加吸湿能力，同时也增强纤维的结构作用。木质具有离子交换树脂的作用，对热稳定较差的β纤维素的电离现象可起到催化作用，即 H2O+CO+CO2=H2CO3→H++CO (5-1)

由于β纤维素和木质的存在，基于上述化学反应中电离现象的催化作用，连锁反应将促进热分解，因此木纤维热性能不够稳定。
表5-3 棉不纤维物理性能比较种类指标棉纤维木纤维断面粗度 10～20μm 25～45μm 纤维间隙多而少少而大毛细管现象多少由于β纤维素和木质的存在，基于上述化学反应中电离现象的催化作用，连锁反应将促进热分解，因此木纤维热性能不够稳定。在变压器绝缘中，绝缘纸板被广泛用作主绝缘的隔板（纸筒）、线圈间支撑条、垫块、线圈的支撑绝缘和铁轭绝缘。在110kV级以上变压器中用作隔板、角环等的绝缘纸板，通常采用型号为100/100，其厚度有0.5，1.0，1.5，2.5和3mm，目前已开始采用4~8mm的厚纸板。

随着制造超高压和特高压大型及特大型充油电力变压器的需要，国内外都在不断的提高绝缘纸板的性能，如瑞士Weidmann公司的T系列绝缘纸板、美国Dubeent公司的芳香族聚酰胺纸板都显示良好的高耐热性和机械性能。由于绝缘纸和绝缘纸板的介电系数εz为4.5左右，变压器油的介电系数εy仅为2.2，而油纸绝缘在交流电压下纸层的场强Ey按Ez：Ey = εy：εz分布，油隙是油纸绝缘结构的薄弱环节。因此，在木质纤维中适当掺合低介电系数（2.1~3.8）组分的合成树脂纤维的纸板，在超高压大容量变压器制造中有良好的应用前景。同时，由于采用纸浆成型的绝缘件稳定性好，强度适中，可以提高绝缘结构的可靠性。因此，国内已研制出各种由纸浆成型的绝缘件，以此来解决超高压电力变压器绝缘结构和引线绝缘问题。

第二节变压器油中气体的产生机理一、变压器油劣化及产气油和纸是充油电气设备的主要绝缘材料，油中气体的产生机理与材料的性能和各种因素有关。
变压器油是由天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油。它是由各种碳氢化合物所组成的混合物，其中，碳、氢两元素占其全部重量95%~99%，其他为硫、氮、氧及极少量金属元素等。石油基碳氢化合物有环烷烃（CnH2n）、烷烃（CnH2n + 2）、芳香烃（CnH2n - m）以及其他一些成分。一般新变压器油的分子量在270~310之间，每个分子的碳原子数在19~23之间，其化学组成包含50%以上的烷烃、10%~40%的环烷烃和5%~15%的芳香烃。表5-4列出了部分国产变压器油的成分分析结果。

表5-4部分国产变压器油的成分分析依据油类及厂家芳烃/（CA%）烷烃/（CP%）环烷烃/（CN%）新疆独炼，#45 3.30
49.70 47.00 新疆独炼，#25 4.56 45.83 50.06 兰炼，#45 4.46 49.71 兰炼，#25 6.10 57.80 36.10 东北七厂，#25 8.28 60.46 31.26 天津大港，#25 11.80 24.50 63.70

环烷烃具有较好的化学稳定性和介电稳定性，黏度随温度的变化小。芳香烃化学稳定性和介电稳定性也较好，在电场作用下不析出气体，而且能吸收气体。变压器油中芳香烃含量高，则油的吸气性强，反之则吸气性差。但芳香烃在电弧作用下生成碳粒较多，又会降低油的电气性能；芳香烃易燃，且随其含量增加，油的比重和黏度增大，凝固点升高。环烷烃中的石蜡烃具有较好的化学稳定性和易使油凝固，在电场作用下易发生电离而析出气体，并形成树枝状的X腊，影响油的导热性。变压器油在运行中因受温度、电场、氧气及水分和铜、铁等材料的催化作用，发生氧化、裂解与碳化等反应，生成某些氧化产物及其缩合物（油泥），产生氢及低分子烃类气体和固体X腊等。绝缘油劣化反应过程为 RH + e → R*+ H* (5-2) 式中，e为作用于油分子RH的能量；R*和H*分别为R和H的游离基。游离基是极其活泼的基团，与由中氧作用生成更活泼的过氧化游离基，即 R* + O2 → ROO*(过氧化基) (5-3) H* + H* →H (5-4) ROO* + RH →ROOH + R* (5-5)

过氧化氢也是极不稳定的，可分解成ROO. 和OH
在变压器油中加抗氧化剂对延缓变压器油老化有明显效果；此外，如加1，2，3苯并三唑（BTA）还可抑制油流带电现象。通常，为了抑制变压器油老化，在油未开始氧化时氨基比林，在氧化初期加的氨基比林或烷基酚等，在油激烈氧化阶段加邻位氨基苯酚。上述ROO*、R*仍会继续反应，过氧化物再经一系列反应，最终生成醇（ROH）、醛（RCHO）、酮（RCOR）、有机酸（RCOOH）等中间氧化物，并生成H2O、CO2及氢和碳链较短的低分子烃类。此外，在无氧气参加反应时，RH也会生成低分子烃类，以C3H8为例，即： C3H8→C2H4+CH4 　　　　　　　　　 (5-6) 2（C3H3）→2C2H8+C2H4 　　　　　　　　　　 (5-7)

表5-5在场强为130kV/cm作用下变压器油的产气组分（体积%）
试样编号 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 1 3.3 1.7 1.9 3.0 2 2.2 1.4 2.3 2.4 3 3.72 1.01 1.61` 1.42 变压器油中溶解的气体在电场作用下将发生电离，释放出的高能电子与油分子发生碰撞，使C─H或C─C键断裂，把其中的H原子或CH3原子团游离出来而形成游离基，促使产生二次气泡。

当电场能量足够时即可发生上述反应。上述反应的产气速率取决于化学键强度，键强度越高，产气速率越低；同时产气速率还与电场强弱、液相表面气体的压力有关，可用经验关系式描述，即
（5-8）式中，为产气速率；k为常数，取0.06；u为工作电压，kV；Us为析气时的起始电压，一般为3±0.5kV，p为油面气体压力；n为常数，取1.82；γ为常数，取0.16。总之，在热、电、氧的作用下，变压器油的劣化过程以游离基链式反应进行，反应速率随着温度的上升而增加。氧和水分的存在及其含量高低对反应影响很大，铜和铁等金属也起触媒作用使反应加速，老化后所生成的酸和H2O及油泥等危及油的绝缘特性。经过精炼的变压器油中不含低分子烃类气体，但变压器油在运行中受到高温作用将分解产生二氧化碳、低分子烃类气体和氢气等。

综上所述，变压器油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3. ,CH2. 和CH
综上所述，变压器油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3*,CH2*和CH*化学基团，并由C─C键键合在一起。由于电或热故障的原因，可以使某些C─H键和C─C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物（X腊）。在故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成游离气体。油碳化生成碳粒的温度在 ℃，碳的固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备的内部。低能量放电性故障，如局部放电通过离子反应促使最弱的键C─H键（338kJ/mol）的形成重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。乙烯虽然在较低的温度时也有少量生成，但主要是在高于甲烷和乙烷的温度即大约为500℃下生成。乙炔一般在 ℃的温度下生成，而且当温度降低时，反应迅速被抑制，作为重新化合物的稳定产物而积累。因此，虽然在较低的温度下（低于800℃）也会有少量乙炔生成，但大量乙炔是在电弧的弧道中产生。此外，油在起氧化反应时，伴随生成少量CO和CO2，并且CO和CO2能长期积累，成为数量显著的特征气体。

二、固体绝缘材料的分解及气体油纸绝缘包括绝缘纸、绝缘纸板等，它们的主要成分是纤维素。木纤维是由许多葡萄糖基借1-4配键连结起来的大分子，其化学式为(C5H10O5)n。纤维素分子呈链状，是主链中含有六节环的线型高分子化合物。每个链节中含有3个羟基（即OH），每根长链间由羟基生成氢键。氢键是由于与电负性很大的元素如F、O相结合的氢原子与另一个分子中电负性很大的原子间的引力而形成。长期互相之间氢键的引力和摩擦力，纤维素有很大的强度和弹性，因此机械性能良好。N代表长链并连的个数，成为聚合度，一般新纸N≈1300，极度老化以致寿命终止的绝缘纸N为。纸、层压板或木版等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C─O化合。聚合物裂解的有效温度高与105℃，完全裂解和碳化高于300℃，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2及少量烃类气体和呋喃化合物，同时油被氧化。CO和CO2的生成不仅随温度升高而加快，而且随油中氧的含量和纸的湿度增大而增加。由表5-6的试验结果可知，纤维素热分解的气体组分主要是CO和CO2。

表5-6 温度470℃时纤维素热分解产物分解产物重量/（%）水 35.5 CO2 10.40 醋酸 1.40 CO 4.20 丙铜
表5-6 温度470℃时纤维素热分解产物分解产物重量/（%）水 35.5 CO2 10.40 醋酸 1.40 CO 4.20 丙铜 0.07 CH4 0.27 焦油 C2H4 0.17 其他有机物质 5.20 焦炭 39.59

第三节电气设备内部故障与油中特征气体的关系
充油电气设备内部故障模式主要是机械、热和电三种类型，而又以后两种为主，并且机械性故障常以热的或电的故障形式表现出来。从表5-7国内对359台故障变压器的故障类型进行统计的结果可以看出，运行中充油电气设备的故障主要有过热性故障和高能放电性故障。根据模拟试验和大量的现场试验，电弧放电的电弧电流大，变压器主要分解出乙炔、氢及较少的甲烷；局部放电的电流较小，变压器油主要分解出氢和甲烷；变压器油过热时分解出氢和甲烷、乙烯、丙烯等，而纸和某些绝缘材料过热时还分解出一氧化碳和二氧化碳等气体。我国现行的《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（DL/T ），将不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体归纳为表5-8。同时，通过对充油变压器在运行中发生的大量事故的诊断和吊心检验，在表5-9和表5-10中列出了电力变压器及其高压引线套管内的典型故障与故障类型的关系。

表5-8 充油电力变压器不同故障类型产生的气体
表5-7充油电气设备故障类型的统计故障类型台次比率/（%）过热性故障 226 53 高能量放电故障 65 18.1 过热兼高能放电故障 36 10.0 火化放电故障 25 7.0 受潮或局部放电 7 1.9 表5-8 充油电力变压器不同故障类型产生的气体故障类型主要气体组分次要气体组分油过热 CH4、C2H2 H2、C2H6 油和纸过热 CH4、C2H4、CO、CO2

注：进水受潮或油中气泡可使氢含量升高表5-9 充油电力变压器的典型故障油纸绝缘中局部放电 H2、CH4、CO C2H2、C2H6、CO2
油中火化放电 H2、C2H2 油中电弧 CH4、C2H4、C2H6 油和纸中电弧 H2、C2H2、CO、CO2 注：进水受潮或油中气泡可使氢含量升高表5-9 充油电力变压器的典型故障故障类型举例局部放电由不完全津渍、高湿度的纸、油的过饱和，或空腔造成的充气空腔中的局部放电，并导致形成Xl蜡低能量放电不良连接形成不同电位或悬浮电位的。造成的火花放电或电弧，可发生在屏蔽环、绕组中相邻的线饼间或导体间，以及连线开焊处或铁心的闭合回路中夹件间、套管与箱壁、线圈内的高压的地端的放电木质绝缘块、绝缘构件胶合处，以及绕组垫块的沿面放点。油击穿、选择开关的切断电流

高能量放电局部高能量或由短路造成的闪络，沿面放电或电弧低压对地、接头之间、线圈之间、套管与箱体之间、铜排与箱体之间、绕组与铁芯之间的短路环绕主磁通的两个邻近导体之间的放电。铁芯的绝缘螺丝、固定铁芯的金属环之间的放电过热t＜300℃ 在救急情况下，变压器超铭牌运行绕组中油流被阻塞在铁轭夹件中的杂散磁通量过热 300℃＜t＜700℃ 螺栓连接处（特别是铜排）、滑动接触面、选择开关内的接触面（形成积碳），以及套管引线和电缆的连接接触不良铁轭处夹件和螺栓之间、夹件和铁芯叠片之间的环流，接地线中的环流，以及磁屏蔽上的不良焊点和夹件的环流绕组中平行的相邻导体之间的绝缘磨损过热 t＞700℃ 油箱和铁芯上的大的环流油箱壁为补偿的磁场过高，形成一定的电流铁芯叠片之间的短路

表5-10 充油变压器套管的典型障故故障类型举例局部放电
纸受潮、不完全浸渍、油的过饱和、或纸被X蜡沉积物污染，造成充气空腔中的局部放电。也可能在运输期间把松散的绝缘纸弄皱、弄折，造成局部放电低能量放电电容末屏连接不良引起的火花放电静电屏蔽连接线中的电弧纸上有沿面放电高能量放电在电容均压金属箔片间的短路，局部高电流密度熔化金属箔片，但不会导致套管爆炸热故障 300℃＜t＜700℃ 由于污染或不合理地选择绝缘材料引起的高介损，从而造成纸绝缘中的环流，并造成热崩溃套管屏蔽间或高压引线接触不良，温度又套管内的导体传出

第四节三比值法的基本原理及方法一、三比值法的原理
大量的实践证明，采用特征气体法结合可燃气体含量法，可做出对故障性质的判断，但还必须找出故障产气组分含量的相对比值与故障点温度或电场力的依赖关系及其变化规律。为此，人们在用特征气体法等进行充油电气设备故障诊断的过程中，经不断的总结和改良，国际电工委员会（IEC）在热力动力学原理和实践的基础上，相继推荐了三比值法和改良的三比值法。我国现行的DL/T 《导则》推荐的也是改良的三比值法。一、三比值法的原理通过大量的研究证明，充油电气设备的故障诊断也不能只依赖于油中溶解气体的组分含量，还应取决于气体的相对含量；通过绝缘油的热力学研究结果表明，随着故障点温度的升高，变压器油裂解产生烃类气体按CH4→C2H6→C2H4→C2H2的顺序推移，并且H2是低温时由局部放电的离子碰撞游离所产生。基于上述观点，产生以CH4/H2，C2H6/CH4，C2H4/C2H6，C2H2/C2H4的四比值法。由于在四比值法中C2H6/CH4的比值只能有限地反映热分解的温度范围，于是IEC将其删去而推荐采用三比值法。随后，在人们大量应用三比值法的基础上，IEC对与编码相应的比值范围、编码组合及故障类别做了改良，得到目前推荐的改良三比值法（以下简称三比值法）。

由此可见，三比值法的原理是：根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从5种特征气体中选取两种溶解度和扩散系数相近的气体组成三对比值，以不同的编码表示；根据表5-11的编码规则和表5-12的故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应的影响，使判断充油电气设备故障类型的主要方法，并可以得出对故障状态较可靠的诊断。表5-11和表5-12是我国DL/T 《导则》推荐的改良的三比值法（类似于IEC推荐的改良的三比值法）的编码规则和故障类型的判断方法。表5-11 编码规则气体范围比值范围的编码 C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 ＜0.1 1 ≥0.1～＜1 ≥1～＜3 2 ≥3

表5-12 故障类型判断方法编码组合故障类型判断故障实例 C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H2/C2H6 1 低温过热
1 低温过热（低于150℃）绝缘导线过热，注意CO和CO2的含量及CO2/CO的值 2 （150～300℃）分解开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良、铁芯多点接地等中温过热（300～700℃） 0，1，2 高温过热（高于700℃）局部放电高温度、含气量引起油中低能量密集的局部放电

2 0，1 0，1，2 低能放电引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分解抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的电火花放电低能放电兼过热 1 电弧放电线圈匝间、层间短路、相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引起对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其他接地体放电等。电弧放电兼过热同时，DL/T 《导则》还提示利用三对比值的另一种判断故障类型的方法，即溶解气体分析解释表（表5-13）和解释简表（表5-14）。

表5-13是将所有故障类型分为6种情况，这6种情况适合于所有类型的充油电气设备，气体比值的极限依赖于设备的具体类型，可稍有不同；表5-13显示D1和D2两种故障类型之间既有重叠又有区别，这说明放电的能量有所不同，必须对设备采取不同的措施。表5-14给出了粗略的解释，对于局部放电，低能量或高能量放电以及热故障可有一个简便粗略的区别。表5-13 溶解气体分析解释表情况特征故障 C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H2/C2H6 DP 局部放电（见注3） NS① ＜0.1 ＜0.2 D1 低能量局部放电＞1 0.1～0.5 D2 高能量局部放电 0.6～2.5 0.1～1 ＞2 T1 热故障t＜300℃ ＞1但NS①＞1 ＜1 T2 热故障300℃＜t＜700℃ 1～4 T3 热故障t＞700℃ ＜0.2① ＞4

2．以上比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常值增长速率时才增长有效；
注：1．上述比值在不同地区可稍有不同； 2．以上比值在至少上述气体之一超过正常值并超过正常值增长速率时才增长有效； 3．在互感器中CH4/H2＜0.2时为局部放电。在套管中CH4/H2＜0.7为局部放电； 4．气体比值落在极限范围之外，而不对应于本表中的某个故障特征时，可认为是混合故障或一种新的故障。这个新的故障包含了高含量的背景气体水平。在这种情况下，本表不能提供诊断。但可以使用图示法给出直观的、在本表中最接近的故障特征。 NS表示无论什么数值均无意义； C2H2的总量增加，表明热点温度增加，高于1000℃。表5-14 溶解气体分析解释简表情况特征故障 C2H2/C2H4 CH4/H2 C2H4/C2H6 PD 局部放电＜0.2 D 低能量或高能量放电＞0.2 T 热故障

二、三比值法的应用原则三比值法的应用原则是：
（1）只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值有理由判断设备可能存在故障时，气体比值才是最有效的，并应予以计算。对气体含量正常，且无增长趋势的设备，比值没有意义。（2）假如气体的比值与以前的不同，可能有新的故障重叠或正常老化上。为了得到仅仅相对于新故障的气体比值，要从最后一次分析结果中减去上一次的分析数据，并重新计算比值（尤其在CO和CO2含量较大的情况下）。在进行比较时，要注意在相同的负荷和温度等情况下在相同的位置取样。（3）由于溶解气体分析本身存在的试验误差，导致气体比值也存在某些不确定性。利用DL/T 《导则》所述的方法，分析油中溶解气体结果的重复性和再现性。对气体浓度大于10 μL/L的气体，两次的测试误差不应大于平均值的10%，而在计算气体比值时，误差提高到20%。当气体浓度低于10 μL/L时，误差会更大，使比值的精确度迅速降低。因此在使用比值法判断设备故障性质时，应注意各种可能降低精确度的因素。尤其是对正常值较低的电压互感器、电流互感器和套管，更要注意这种情况。

三、三比值法的不足通过大量的时间，发现三比值法存在以下不足：
（1）由于充油电气设备内部故障非常复杂，有典型事故统计分析得到的三比值法推荐的编码组合，在实际应用中常常出现不包括表5-12范围内的编码组合对应的故障。如表中编码组合202的故障类型为低能放电，但实际在装有带负荷调压分解开关的变压器中，由于分解开关筒里的电弧分解物渗入变压器油箱内，一般是过热与放电同时存在；对编码组合010，通常是H2组分含量较高，但引起H2高的原因甚多，一般难以作出正确无误的判断。（2）只有油中气体各组分含量足够高或超过注意值，并且经综合分析确定变压器内部存在故障后，才能进一步用三比值法判断故障性质。如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，就有可能对正常的变压器造成误判断。（3）在实际应用中，当有多种故障联合作用时，可能在表中找不到相对应的比值组合；同时，在三比值编码边界模糊的比值区间内的故障，往往易误判。（4）在实际中可能出现的故障没有包括在表5-12比值组合对应的故障类型中，例如，编码组合202或201在表中为低能放电故障，但对于有载调压变压器，应考虑切换开关油室的油可能向变压器本体油箱渗漏的情况。此时要用比值C2H2/H2配合诊断。

（5）三比值法不适用于气体继电器里收集到的气体分析诊断故障类型。
（6）当故障涉及固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解时，将引起CO和CO2含量明显增长，表5-12中无此编码组合。此时要利用下述的比值CO2/CO配合诊断。（7）由于故障分类存在模糊性，一种故障状态可能引起多种故障特征，而一种故障特征也可在不同程度上反映多种故障状态，因此三比值法不能全面反映故障状况。同时，对油中各种气体组分含量正常的变压器，其比值没有意义。总之，由于故障分类本身存在模糊性，每一组编码与故障类型之间也具有模糊性，三比值还未能包括和反映变压器内部故障的所有形态，所以，它还在不断的发展的积累经验，并继续进行改良，其发展方向之一是通过把比值法与故障稳定的关系变为模糊关系矩阵来判断，以便更全面的反映故障信息。

四、以三比值法诊断故障的步骤我国DL/T 《导则》指出，对出厂的设备，按《导则》规定的注意值进行比较，并注意积累数据；当根据试验结果怀疑有故障时，应结合其他检查性试验进行综合诊断。对运行中的变压器，按下述步骤进行故障诊断： 1．将试验结果的几项主要指标（总烃、甲烷、乙炔、氢）与充油电气设备产气速率注意值作比较。短期内各种气体含量迅速增加，但尚未超标的数据，也可诊断为内部有异常状况；有的设备因某种原因使气体含量基值较高，但增长速率低于产气率注意值的，仍可认为是正常设备。 2．当认为设备内部存在故障时，可用特征气体法、三比值法和其他方法并参考溶解气体分析解释表和气体比值的图示法，对故障类型进行诊断。 3．对CO和CO2进行诊断。 4．在气体继电器内出现气体的情况下，应将继电器内气体的分析结果按本节所述的方法进行诊断。 5．根据上述结果以及其他检查性试验（如测量绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分等）的结果，并结合该设备的结构、运行、检修等情况进行综合分析，诊断故障的性质及部位。根据具体情况对设备采取不同的处理措施（如缩短试验周期，加强监视，限制负荷，近期安排内部检查，立即停止运行等）。

第五节无编码比值法的原理及方法一、故障类型诊断的原理
尽管我国现行的DL/T 《导则》中采用了改良的三比值法，提高了诊断故障的可靠性，但三比值法故障编码不多，实际工作中有许多变压器的故障因查不到编码而无法判断，而且判断方法也较复杂。因此，寻求更简单、更精确的诊断技术已成为各国研究的主要课题。我国电力研究者通过10多年收集的全国部分省市变压器故障实例和对国外模拟故障色谱数据的分析研究，提出了用“无编码比值法”分析和诊断变压器故障性质的方法，可以从一个层面解决三比值法故障编码少，有的故障用三比值法难于诊断的问题。一、故障类型诊断的原理如前所述，变压器油和固体绝缘材料在不同的温度、不同的放电形式下产生的气体也不相同。日本等国通过大量的模拟试验，得到过热、放电分解的不同气体。从试验结果可以看出以下规律：

（1）在油中发生600℃以下过热时，产生的主要气体是甲烷，其次是乙烯、乙烷和少量氢气。
（2）在电弧放电时，油产生的气体以氢气和乙炔为主，有少量的甲烷、乙烯；在纸和油中电弧放电时产生的CO是纯油中的10倍多。（3）在局部放电时，无乙炔，而且甲烷较多。（4）火化放电产生的气体近似于电弧放电。利用上述试验得到的规律，我们可以利用某些特征气体的组分含量和它们之间的相互比值来判断变压器中存在的不同故障类型。如用过热时甲烷过氢气少、放电时氢气多而甲烷少的特点，用甲烷与氢气比率就可区分放电与过热故障。为此，共计算出9种不同组合形式的气体比率值，并按变压器实际故障分类统计，从中找出故障性质相关的量。于是，我们就可以用表5-15与故障性质相关的气体比率来确定故障性质。

表5-15 气体比值与实际故障性质分类统计表序号气体比值分类实际故障与比值编码分类高能量放电102
高能量放电112，110，101，100 低能量放电202，212，200 低能量放电兼过热220，222 高能量放电兼过热120，121，122 高温过热022，002 中温过热021，001 低温过热020，000 1 CH4/H2 0.1～0.97 0.03～0.75 0.01～0.96 1.6～3.5 1.05～2.48 0.37～8.4 0.75～24.2 0.62～3.2 2 C2H2/C2H4 0.1～2.91 0.11～2.63 3.02～20.0 3.13～18.46 0.10～2.81 0～0.10 3 C2H4/C2H6 3.4～50 0.24～11.6 3.2～65.2 0.08～11.5 0.2～18.0 3.07～17.1 1.25～3.0 0.12～0.95

4 C2H2/(C1+C2)/(%) 4.4～67.4 3.5～56.5 17.2～89.4 43.3～74.0 1.7～60.7 0～5.99 0～4.2 0～3 5 H2/(H2+C1+C2)/(%) 3.3～87.6 5.9～81.4 6.3～95.7 11.1～37.3 0～31.3 0～60.5 0～40.8 0～40.3 6 C2H4/(C1+C2)/(%) 21.3～66 21.5～45.2 0～20 2.4～18.2 8.8～57.6 46.1～92.0 31.6～53.4 15.9～30.3 7 CH4/(C1+C2)/(%) 6.0～74.0 17.9～43.7 0～39.5 20～23.0 12.6～81.4 4.7～70.3 17.2～53.8 17.2～85.6 8 C2H6/(C1+C2)/(%) 0～15.2 1.8～72.0 0～13.0 1.9～32.0 0～44.0 3.4～16.8 12.6～38.0 17～42.0 9 (CH4+C2H4)/(C1+C2)/(%) 37.6～86.7 41.7～72.0 22.6～82.8 22.7～41.7 34.0～91.0 79.7～98.2 35.0～87.0 34.5～74.0

该方法不需要对比值编码，而是直接由两个比值确定一个故障性质，减去了传统的“三比值法”先变法然后由编码查找故障性质的过程，使分析判断方法简化而可操作性又较强。
二、诊断故障性质的方法以计算比值诊断：根据计算的比值，按表5-16进行诊断，步骤如下：表5-16无编码比值故障性质分析诊断方法故障性质 C2H2/C2H4 C2H4/C2H6 CH4/H2 典型例子低温过热＜300℃ ＜0.1 ＜1 无关引线外包绝缘脆化，绕组油道堵塞，铁芯局部短路中温过热 300~700℃ 1＜比值＜3 铁芯多点接地或局部短路，分接开关引线接头接触不良高温过热＞700℃ ＞3 高能量放电 0.1＜比值＜3 绕组匝间、饼间短路，引线对地放电，分接开关拨叉处围屏放电，有载分接开关、选择开关切断电流兼过热＞1 低能量放电围屏树枝状放电，分接开关错位，铁芯接地铜片与铁芯多点接触，选择开关调节不到位。

三、无编码比值法的特点 1）以计算的乙炔比乙烯值诊断过热或放电性故障。当计算的比值小于0.1时为过热性故障，大于0.1时为放电性故障。
（2）计算乙烯比乙烷的值并以过热温度诊断故障程度。当乙烯比乙烷的计算比值小于1时为低温过热（小于300℃）；大于1小于3为中温过热（300～700℃）；大于3时为高温过热（大于700℃）。（3）以计算的甲烷比氢气值诊断是否放电或过热性故障并存。当甲烷比氢气的计算比值大于1时，为放电兼过热性故障，反之为纯放电性故障。三、无编码比值法的特点与三比值法相比，无编码比值法具有以下一些特点： 1．可诊断放电兼过热故障对收集到的102台次变压器故障的色谱分析数据进行分析诊断比较如下：（1）按三比值法编码规则编码的台次是：“120”码16台次、“121”码14台次、“122”码65台次、“222”码2台次。

（2）吊芯检查确认的实际故障是：放电和过热两种故障同时存在的变压器24台次，如引线焊接不良又有引线对均压环放电，铁芯两点接地又有分解开关故障，围屏放电又有铁芯多点接地等；一种故障显示两种特征的变压器有54台次，如匝间过热后导致击穿放电、引线脱焊等，铁芯接地铜片或穿心螺丝与铁芯多点接触、分接开关接触不良等。纯属放电的变压器13台次，原因不明的12台次。（3）用无编码比值法进行诊断，并将诊断结果与②的实际故障进行比较，其准确判断率为87.3%，而用三比值法诊断的结果与②的实际故障不符合。上述实践证明，无编码比值法运行中确实存在将故障性质划分为放电兼过热故障的这类故障，这对分析变压器故障部位更为有利。２．提高过热性故障诊断的准确率按三比值法，“000”组合编码应诊断为设备绝缘正常老化而无故障，而实际上属“000”组合编码的往往仍有故障。为此，用无编码比值法对收集到的属“000”组合编码的变压器进行了诊断，其结果列于表5-17。从表中可知，无编码比值法诊断为过热性故障，从而提高了热故障诊断的准确率。

表5-17“000”码故障实例统计表故障发生单位发生时间总烃 /（μL/L）编码无编码比值法判断结论实际故障情况
郑铁临疑1#主变 722 000 低温过热局部放电黄石电厂2#主变 138 铁芯两点接地本溪局南分区主变B相套管 1982 4100 第一屏、第二屏放电邓工二组变CT 1994.4 410 过热鞍山红一变2#变 188 赵山708路CT 753.3

第六节油中气体分析的多种判据对故障进行综合诊断
深圳横岗站1#变 103.1 000 低温过热未查找深圳横岗站2#变 138.1 韶关局梅田1#变 126.1 可能是烧焊引起第六节油中气体分析的多种判据对故障进行综合诊断如前所述，充油变压器在长期运行中，由于变压器的容量、电压等级、结构、运行环境、油质状况、运行参数等的差异，以及每种诊断方法都涉及特定的参数或大量模拟及事故数据分析统计而得出的经验公式或判据，因此在对运行中故障变压器进行故障诊断及故障发展趋势预测时，若仅采用一种判据很难得出正确的诊断结论，甚至会造成误判，造成更大的经济损失。同时，即使是用前述的油中溶解特征气体组分含量和比值法已诊断出变压器的故障类型及性质，但为了进一步预测变压器的故障状况，往往还应考察故障源的温度、功率、绝缘材料的损伤程度、故障危害性，以及故障的发展导致油中溶解气体达到饱和并使瓦斯保护动作等诸因素。

一、综合诊断的辅助方法 1．故障源温度的估算变压器油裂解后的产物与温度有关，温度不同产生的特征气体也不同；反之，如已知故障情况下油中产生的有关各种气体的浓度，可以估算出故障源的温度。比如对于变压器油过热，且当热点温度高于400℃时，可根据月冈淑郎等人推荐的经验公式来估算，即（5-9）国际电工委员会（IEC）标准指出，若CO2/CO的比值低于3或高于11，则认为可能存在纤维分解故障，即固体绝缘的劣化。当涉及估计绝缘裂解时，绝缘低热点的温度经验公式如下：（5-10） 300℃以下时：（5-11） 300℃以上时：

如果已知单位故障时间内的产气量，即可导出故障源功率估算公式为
2．故障源功率估算变压器油裂解需要的平均活化能约为210kJ/mol，即油热解产生1mol体积（标准状态下为22.4L）的气体需要吸收热能为210kJ，则每升热裂解气所需能量的理论值为： Qi=210/22.4=9.38(kW/L) 但油裂解时实际消耗的热量要大于理论值。若热解时需要吸收的理论热量为，实际需要吸收的热量为，则热解效率系数为（5-12）如果已知单位故障时间内的产气量，即可导出故障源功率估算公式为（5-13）

式中，P为故障源的功率，kW；为理论热值，9
式中，P为故障源的功率，kW；为理论热值，9.38kW/L,V为故障时间内的产气量，L；t为故障持续时间，s；ε为热解效率系数。ε可以查热解效率系数与温度关系的曲线，或用该曲线测定出的近似公式来表示，即局部放电 ε=1.27×10-3 铁芯局部过热 ε= T-3 线圈层间短路 ε= T-5.33 其中，T为热源温度，℃。 3．油中气体达到饱和状态所需时间的估算在变压器发生故障时，油被裂解的气体逐渐溶解于水中。当油中全部溶解气体（包括O2、N2）的分压总合与外部气体压力相当时，气体将达到饱和状态。据此可在理论上估计气体进入气体继电器所需的时间，即油中气体达到饱和状态所需时间。（5-14）

式中，Ci为气体成分（包括O2、N2）的浓度，μL/L；ki为气体成分的溶解度系数，即奥斯特瓦尔德系数。
当接近100%，即油中气体接近饱和状态，则达到饱和时所需的时间为（5-15）式中，Ci1为i 成分第一次分析值，μL/L；Ci2为i成分第二次分析值，μL/L；△t为两次分析间隔的时间，月。由于实际的故障往往是非等速发展，在故障加速发展的情况下估算出的时间可能比油中气体实际达到饱和的时间长，因此在追踪分析期间应随时根据最大产气速率重新进行估算，并修正所得的分析结果。

中表5-18 SFPS3-150000/220主变压器油溶解气体含量（μL/L）
二、以油中溶解气体分析为依据综合诊断故障的基本过程如前所述，我们在利用油中溶解气体分析变压器内部故障时，不仅注意油中气体组分含量和特征气体比值的判据，而且还要综合考虑气体一些辅助的诊断判据。为此，我们以一台SFPS /220主变压器的铁芯多点接地故障诊断为例，说明油中溶解气体分析为依据综合诊断故障的大致全过程。（1）以特征气体组分含量判断故障类型。从该台主变压器的色谱分析数据可知，主要气体为CH4、C2H2，次要气体为C2H6、H2，根据前面所述，初步诊断存在油过热故障，然后再进行以下诊断。中表5-18 SFPS /220主变压器油溶解气体含量（μL/L）试验日期 H2 CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO CO2 C1+C2 24.8 5.3 15.0 787.1 4109.1 45.1 22.2 50.7 24.1 56.9 970.5 4715.2 131.7

（2）以油中溶解气体绝对产气率和相对产气率判断故障的严重程度
（3）以三比值法诊断故障类型（4）估算热点温度（5）估算故障源功率（6）估算油中溶解气体达到饱和态所需时间（7）根据故障在导电回路和磁回路时气体比值特征和C2H2的强弱，判断故障是否发生在磁路上。（8）综合分析诊断根据上述基本步骤的诊断结果，结合铁芯接地电流，铁芯对地电阻值，诊断为铁芯存在多点接地故障，其诊断结果与停电检查相符合。如上述诊断过程中出现三比值法的无组合编码故障时，还可利用无编码比值法诊断。

第六章常用电气设备的试验、检测与诊断第一节电力变压器试验
电力变压器是电力系统电网安全性评价的重要设备，它的安全运行具有极其重要意义，预防性试验是保证其安全运行的重要措施。预防性试验的有效性对变压器故障诊断具有确定性影响，通过各种试验项目，获取准确可靠的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。对电力变压器进行绝缘性试验是保证进行安全运行的重要措施。电力变压器绝缘性试验项目主要有以下，如表6-1 所示：

绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数的测量
表6-1 电力变压器试验项目序号试验项目 1 绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数的测量 2 绕组泄漏电流的测量 3 绕组连同套管介质损耗角正切tgδ的测量 4 交流耐压试验的测量 5 直流耐压试验的测量 6 绕组直流电阻的测量 7 绕组所有分接头的电压比的测量 8 铁心对地绝缘电阻的测量 9 冲击电压试验 10 校核三相变压器的组别或单相变压器极性 11 空载电流和空载损耗的测量 12 绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析 13 检查有接开关的动作情况

一、绕组绝缘电阻、吸收比或和极化指数试验
1．测量方法及接线测量绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数，它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷，如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地及对其他绕组间的绝缘电阻值。测量时，被测绕组各引出端均应短接在一起，其余非被测绕组均应短路接地。测量时的接线图如图6-1，绝缘电阻和吸收比测量的顺序和部位如表6-2所示。

表6-2 变压器绝缘电阻和吸收比测量的顺序和部位
双绕组变压器三绕组变压器被测绕组接地部位 1 低压绕组外壳及高压绕组外壳、高压绕组及中压绕组 2 高压绕组外壳及低压绕组中压绕组外壳、高压绕组及低压绕组 3 —— 外壳、中压绕组及低压绕组 4 高压绕组及低压绕组外壳高压绕组中压绕组 5 高压绕组、中压绕组及低压绕组

如为自耦变压器时，应按如下测量： ①低压绕组——高、中压绕组及地； ②高、中、低压绕组——地； ③高、中压绕组——低压绕组及地。测量绕组绝缘电阻时，对额定电压为10000V以上的绕组用2500V兆欧表，其量程一般不低于10000MΩ，1000V以下者用1000V 兆欧表。为避免绕组上残余电荷导致较大的测量误差，测量前或测量后均应将被测绕组与外壳短路充分放电，放电时间不小于2min。对于新投入或大修后的变压器，应充满合格油并静止一段时间，待气泡消除后方可试验。一般110kV及以上变压器应静止20h以上，3～10kV的变压器需静止5h以上。测量时，以变压器顶层油温作为测量时的温度。（a）

（a）高压绕组对外壳及低压绕组（b）低压绕组对高压绕组及外壳
图6-1 用兆欧表测量变压器绝缘电阻示意图（a）高压绕组对外壳及低压绕组（b）低压绕组对高压绕组及外壳 2．试验结果的分析与判断将测得的数值与出厂测量结果比较进行判断，当无出厂数据时，按表6-3做参考。

当测量温度与出厂测量温度不相符合时，按表6-4换算。表6-4 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数
表6-3油浸式电力变压器绝缘电阻的最低允许值（单位：ΜΩ）绕组电压等级/kV 温度/℃ 5 10 20 30 40 50 60 70 80 3～10 675 450 300 200 130 90 25 20～35 900 600 400 270 180 120 35 63～330 1800 1200 800 540 360 240 160 100 500 4500 3000 2000 1350 当测量温度与出厂测量温度不相符合时，按表6-4换算。表6-4 油浸式电力变压器绝缘电阻的温度换算系数温差K 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 换算系数A 1.2 1.5 1.8 2.3 2.8 3.4 4.1 5.1 6.2 7.5 9.2 11.2 当变压器电压等级为35kV以上，且容量在4000kVA以上时，应测量吸收比，吸收比与出厂试验值应无明显差别，在常温下不应小于1.3 。

二、泄漏电流试验直流泄漏电流试验原理与绝缘电阻试验完全相同，但是，泄漏电流试验所加的试验电压远远高于绝缘电阻试验，并且是逐渐施加的、可以调节的，能发现某些绝缘电阻试验所不能发现的绝缘缺陷。例如，能更灵敏地反应变压器绝缘的部分穿透性缺陷、套管的缺陷、绝缘油劣化等。图6-2 直流泄漏电流试验接线图6-2 直流泄漏电流试验接线１．测量方法及接线　　现场常采用下图6-2所示的接线方式：图6-2 直流泄漏电流试验接线

表6-5 油浸式电力变压器绝缘直流泄露电流参考值
2．标准及判断 ① 当变压器电压等级为35kV 及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄露电流。 ②试验电压标准见表6-5。当施加电压达到1min时，在高压端读取泄露电流。泄露电流也不宜超过表6-5所示。表6-5 油浸式电力变压器绝缘直流泄露电流参考值额定电压/kV 试验电压峰值/kV 在下列温度时绕组泄露电流值（μA） 10℃ 20℃ 30℃ 40℃ 50℃ 60℃ 70℃ 80℃ 2～3 5 11 17 25 39 55 83 125 178 6～15 10 22 33 50 77 112 166 250 356 20～35 20 74 111 167 400 570 63～330 40 550 60 30 45 67 100 150 235 330 如测得数值突升，则变压器有严重的缺陷，应查明原因。

三、绕组介质损耗角正切tgδ 测量变压器绕组连同套管的介质损耗角正切tgδ时，主要用于更进一步检查变压器是否受潮、绝缘老化、绝缘油劣化等严重的局部缺陷。 1．测量方法及接线用QS1西林电桥测量tgδ，考虑到实际情况，常采用反接法，接线如下图6-3所示。图6-3 用QS1西林电桥测量tgδ原理图

表6-6 油浸式电力变压器绕组介质损耗角正切tgδ（%）最高允许值
２．标准及判断 ①当变压器电压等级为35kV 及以上时，且容量在8000kVA及以上时，应测量介质损耗角正切tgδ。 ②介质损耗角正切tgδ执行标准按如下表6-6所示。 ③测量的tgδ值不应大于出厂试验值的1.3倍。若大于，且不符合表6-5的规定，应取绝缘油样测量tgδ值，如不合格，则更换标准油，换油后tgδ值还不能达标的，则将变压器加温至出厂试验温度并稳定5小时以上，重新测量，还不达标则为不合格变压器。 ④当测量温度与出厂试验温度不同，则按如下表6-6所示换算。表6-6 油浸式电力变压器绕组介质损耗角正切tgδ（%）最高允许值电压等级/kV 温度/℃ 5 10 20 30 40 50 60 70 35及以下 1.3 1.5 2.0 2.6 3.5 4.5 6.0 8.0 35～220 1.0 1.2 330～500 0.7 0.8 1.7 2.2 2.9 3.8

表6-7 介质损耗角正切tgδ（%）温度换算系数
温差K 5 1/ 15 20 25 30 35 40 45 50 换算系数A 1.15 1.3 1.5 1.7 1.9 2.2 2.5 2.9 3.3 3.7 当测量时的温度差不是以上时，可以按A=1.3K/10 计算。四、交流耐压试验１．测量方法及接线交流耐压试验是检验变压器绝缘状况最直接有效的方法，通常做法是对变压器施加超过其一定倍数的工作电压，并持续1min左右，以检查其绝缘情况。常用的接线图如下6-4所示。

图6-4 变压器交流耐压试验接线

２．标准及判断容量在8000kVA以上，且额定电压在110kV以上的变压器，按下表6-8所示标准施加试验电压进行交流耐压试验。（注：交接即变压器经过修理或定期试验时）表6-8 油浸式电力变压器试验电压标准额定电压（kV）最高工作电压（kV） 1min工频交流耐压值（kV）出厂交接 3 3.5 18 15 6 6.9 25 21 10 11.5 35 30 17.5 45 38 20 23.0 55 47 40.5 85 72 63 69.0 140 120 110 126.0 200 170

根据仪表指示及试验过程可以迅速作出判断：如试验中是否发出声响，是否出现冒烟、冒气、火花、燃烧和闪络等各种现象，指示仪表是否出现大幅度的摆动等。
当额定电压为220kV、330kV和500kV时，应进行局部放电试验，试验接线如下图6-5所示，加压时间为30min，执行标准如下表6-9所示。图6-5 变压器局部放电试验接线图

表6-9 油浸式电力变压器局部放电试验电压标准
表6-9 油浸式电力变压器局部放电试验电压标准额定电压（kV）最高工作电压（kV） 30min工频交流试验电压值（kV）出厂交接 220 252.0 395 335 330 363.0 510 433 500 550.0 680 578 注意事项：其放电量应不大于500pC，交流耐压试验及局部放电试验均需将变压器充满标准绝缘油，并静止一段时间后才能进行，局部放电是在所加电压达到一定值出现的现象，所以，当放电量急剧增加时，说明被试品将很快被击穿。

五、直流耐压试验直流耐压试验能发现交流耐压试验所不能发现的缺陷，其原理接线及方法与直流泄露电流试验相同，但是直流耐压试验所加电压较高。外加电压应参考绝缘交流耐压试验电压和交直流下击穿电压，并参考运行经验。被试品是否合格从其是否被击穿可以迅速判断，若接入电压表读数急剧减小或微安表读数急剧增大，说明试品被击穿。六、绕组直流电阻测量绕组直流电阻测量１．测量方法及接线使用变压器直流电阻测试仪测量，接线时按说明书即可。２．标准及判断 ① 不同温度下的R转换按公式R2=R1（T+t2）/（T+t1）进行转换。其中：T—电阻温度常数，铜为235，铝为225，R1 、 R2 分别为t1 、 t2时的电阻值。 ②对于容量在1600kVA以上的变压器，应有：ΔR≤2% , 其中ΔR为各相绕组电阻的差别, 为三相绕组电阻平均值。若变压器无中性点引出，应为：ΔR≤３% 。 ③对绕组的历次测量其结果不应有明显的差别。若是做交接试验时则与出厂时的比较不应有太大变化。

七、测量绕组所有分接头的电压比八、冲击电压试验１．测量方法及接线
使用变压比测试仪，接线时按说明书即可，对绕组分接头进行电压比的测量，可以检查分接开关的位置及出线端标志的正确性。特别提示：一定要按说明书将变压比测试仪与被测变压器正确接线，并仔细检查。２．标准及判断 ①　各相测得的电压比顺序与铭牌应一致 ②　变压器额定电压在35kV以下，变压比小于３时其允许误差为±1％，其他所有的额定电压等级的变压器其允许误差为±0.5％。八、冲击电压试验冲击电压试验可以模拟雷电波的侵袭，一般情况下，变压器出厂时的冲击电压试验要求试验电压大于300kV，变压器改型定型时的型式试验时试验电压可以小于300kV。测量方法及接线：使用冲击电压发生器，其接线参考冲击电压发生器使用说明书，对于变压器则有多种方式，参考变压器绕组连接方式即可。

九、铁心对地绝缘电阻的测量１．方法打开铁心接地连接片，将地线端子用接地线和变压器的外壳连接好，用绝缘把手将相线接触被测变压器的铁心。测量60s并作好记录。最后注意：试验完毕后，应先将把手从铁心处断开，并保持兆欧表匀速摇动，以防铁心反击兆欧表，而后关闭兆欧表并将铁心放电。２．试验判断 ①绝缘电阻≧10MΩ（使用2500V） ②加压1min应无闪络现象。 ③铁心绝缘电阻与变压器本身有一定的对应关系，若其绝缘电阻过低，应查明原因。

第二节发电机试验发电机在运行过程中不断受到电、热、物理和化学的以及机械振动等的作用，其绝缘和焊接头都会逐渐老化，直至损坏。虽然发电机设计的使用寿命在25年以上，但由于上述原因，发电机的某些绝缘部件将会提前损坏，从而引起发电机的故障。由于发电机故障损失巨大，所以保证其安全运行十分重要。为了能事先掌握发电机各部分的技术性能，便于发现隐藏的各种薄弱环节，除应对发电机进行定期大小修外，还应进行定期的预防性试验。发电机的预防性试验项目有测量定子、转子绕组的绝缘电阻和直流电阻，测量定子绕组的吸收比和泄漏电流，定子绕组的直流耐压试验和工频耐压试验，测量绕组的介质损失角正切和局部放电试验等。一、绝缘电阻测量１．对兆欧表的要求（1）因为高压发电机几何尺寸较大，定子绝缘都是夹层复合绝缘，几何电容电流和吸收电流都较大，所以兆欧表要有能满足吸收过程的容量；（2）兆欧表电压要与被测设备的电压等级适应。测定子绕组绝缘电阻要用 V的兆欧表，测转子绕组绝缘电阻则用 V的兆欧表。

（ 3）测量大型发电机的绝缘电阻时，要先接地放电至少2min，放尽剩余电荷。测量完毕，也应进行放电。
（4）兆欧表转动速度应均匀，且保持在120r/min左右。（5）记下被测绕组的温度和环境温度，记下60s时的电阻值。２．测量方法（1）被试发电机必须和其他连接设备断开试验时发电机本身不能带电，端口出线必须和外部连接母线以及其他连接设备断开，尽可能避免外部的影响（如拆除有困难，在分析判断时要考虑外部连接部分的影响）。（2）充分预放电被测发电机定子绕组相间及相对地间要试前进行充分放电（现场叫做预放电），放电时间应大于充电时间好几倍才行。否则所测得的绝缘电阻值将会偏大，而吸收比又会偏小。

（3）测量方法测量定子绕组相间，测量引线应具有足够的绝缘水平，当将火线用绝缘把手接触在被测量的绕组的引出端头上时，该绕组两端应用导线将绝缘表面加以屏蔽，从而消除边缘泄漏对测量值的影响。测量时将地线和发电机外壳接触良好，转动兆欧表到额定转速后表头指示到”∞”时，再将火线和被测绕组的导体接触，同时记录时间，读取15秒，45秒，60秒的绝缘电阻值。在整个连续测量的过程中，兆欧表应保持平稳的额定转速。测量完毕，在兆欧表仍保持额定转速下断开火线，然后断开地线，以防止对兆欧表反充电烧毁兆欧表的线圈。３．测量结果的分析判断发电机定转子绕组的绝缘电阻值与绕组的温度有很大关系。温度每上升10℃绝缘电阻值就下降一半；反之，温度每下降10℃，绝缘电阻值就上升1倍。所以历次测得的绝缘电阻值都应换算到同一温度才可进行比较，通常采用75℃作为计算发电机绕组热状态下绝缘电阻的标准温度。对于具体绝缘电阻值的判断标准，由于受赃污、潮湿、温度等影响很大，所以现行有关规程未作硬性规定。若在相近试验条件下（温度和湿度），绝缘电阻降低至初次（交接或大修）测得结果的三分之一到五分之一时，应查明原因并设法消除。各相或各分支绝缘电阻不平衡系数不应大于2，绝缘电阻的最低值，在75℃下不应低于1MΩ/kV。

二、吸收比测量发电机定子绕组绝缘，如受潮气、油污的侵入，不仅绝缘下降，而且会使其吸收特性的衰减时间缩短，即R60/R15的比值减小。由于吸收比对绝缘受潮反映特别灵敏，所以一般它作为判断绝缘是否干燥的主要指标之一。我国和欧洲一些国家都采用60秒和15秒的绝缘电阻之比作为吸收比（即k = R60/R15）。而北美一些国家多采用10分钟和1分钟得到的绝缘电阻之比作为吸收比（即k = R10/R1）。后者显然对大型发电机更为准确些，但必须用整流型兆欧表，或电动兆欧表才能满足试验的要求。因为绝缘电阻和温度的关系较密切，所以吸收比同样地受温度的影响，故测量吸收比时也不能忽略温度条件。根据我国气候条件，最好在20~40℃范围内测量。

三、直流泄漏电流和耐压试验直流泄漏的测量和绝缘电阻的测量在原理上是一致的，所不同的是前者的电压较高，漏流和电压成指数关系上升；而后者一般成直线关系，符合欧姆定律。发电机定子绕组直流耐压试验可以发现存在的局部缺陷和受潮。直流耐压试验时绕组上的电压是按照电阻分布的，所以端部电压也较高，能有效地发现绕组端部的绝缘缺陷。在耐压试验时，可同时记录不同试验电压下泄漏电流随加压时间变化的数值，并可根据绘制出的泄漏电流─时间特性曲线和泄漏电流─电压特性曲线的变化，判断绝缘劣化的趋势。如果直流耐压试验时绝缘击穿，说明绝缘已损坏。要根据泄漏电流判断绝缘的好坏，首先要把测出的泄漏电流换算到75℃的数值，再与以往的测量数据比较。如果泄漏电流随时间的增长而逐渐减小，随电压上升而按比例成线性上升，三相（或分支）的泄漏电流平衡，与历史资料比较没有很大的增长时，则认为绝缘状况是好的。如果试验中出现泄漏电流随时间的增长而上升，三相（或分支）的泄漏电流不平衡系数大于2，泄漏电流随电压的增加不成比例增加，泄漏电流数值与历次相近试验条件下试验数值比较有很大的增长等，说明绝缘存在缺陷，必须找出缺陷点并消除。目前直流耐压试验所用仪器室成套装置，但为了试验准确，必须把微安表接在高压侧，并加以屏蔽。

四、工频交流耐压试验１．交流耐压试验的意义
交流耐压试验，是发电机绝缘试验项目之一，它的优点是试验电压和工作上电压的波形、频率一致，作用于绝缘内部的电压分布，及击穿性能能够适应发电机的工作状态无论从劣化或热击穿的观点来看，交流耐压试验对发电机主绝缘是比较可靠的检查考验方法。由于上述优点，所以交流耐压试验在电机制造、安装、检修和运行以及预防性试验中得到普遍地采用。２．试验步骤（1）交流耐压试验前，首先应用兆欧表检查发电机定子绕组的绝缘电阻，如有严重受潮或严重缺陷，需经消除后方可进行交流耐压试验。并应保证所有试验设备仪表仪器，接线正确指示准确。（2）一切设备仪表接好后，在空载条件下调整保护间隙，其放电电压为试验电压的110~120%范围内，并调整电压在高于试验电压5%下维持两分钟后将电压降至零位，拉开电源。（3）经过限流电阻在高压侧短路，调试过流保护跳闸的可靠性。

（4）电压及电流保护调试检查无误，各种仪表接线正确后，即可将高压引线接到被试发电机绕组上进行试验。
定子绕组有并联支路时，同相支路间也应进行同样电压等级的耐压试验。３．交流耐压试验的分析判断（1）击穿的预兆 ①电压表指针摆动很大； ②毫安表的指示急剧增加； ③发现有绝缘烧焦气味或冒烟； ④被试发电机内部有放电响声； ⑤过流跳闸等。发现上述情况，绝缘可能将要击穿或已经击穿，必须找出原因。（2）可能产生电压或电流谐振若电源电压稍微升高，电流剧烈增加，意味着将要产生电压谐振。反之，若电源电压稍微升高，电流反而减少，说明将要产生电流谐振。前者属于串联谐振，后者属于并联谐振。

经验表明，尽管直流耐压试验可以发现一些局部缺陷，尤其是对发现端部的绝缘弱点更为有效，但通过直流耐压后，交流耐压仍然有可能通不过，这就说明交流工频耐压更接近发电机实际运行状况，有时交流耐压试验能发现直流耐压试验所不能发现的绝缘缺陷。因此两种方式不能互相代替，应互为补充。五、发电机定子、转子绕组直流电阻测量发电机定子、转子绕组中有大量接头，而且这些接头多为锡焊，在运行中受到振动和短路故障的大电流冲击时，接头焊接质量差的，便形成开焊事故。为了及早发现个别接头缺陷或断股，定期测量定子、转子绕组直流电阻是很必要的。由于发电机定子、转子绕组直流电阻数值很小，应采用精确度在0.5%以内的双臂电桥测量，且使通过被测绕组的电流很小，远小于10%额定电流，以避免被测绕组发热影响测量精度。由于绕组铜线有较大的电阻温度系数，在测直流电阻的同时，还要用温度计测量绕组各部分的实际温度，以便将测量的电阻值，换算到75℃时的电阻值。换算公式为：（6-1） R2 = R1 ×

六、发电机轴电压测量式中 R2 ─ 换算到75℃时的电阻值，Ω； R1 ─ 实际测得的电阻值，Ω； T ─ 实际测量的绕组平均温度，℃。
定子绕组各相（各分支）换算到75℃的直流电阻值，扣除引线长度不同而引起的误差后，相互间的差别不得大于最小值1.5%（水轮发电机为1%）；与以前测得的直流电阻值比较，相对变化不得大于1%。转子绕组的直流电阻与基准值（数次测量的平均值）比较，不得大于2%。如果超出上述范围，应该找出原因并消除。六、发电机轴电压测量发电机轴电压所引起的轴电流会使轴承、汽轮机蜗母轮等产生严重的电腐蚀。为了切断轴电流的通路，在发电机励磁侧的轴承下、励磁机轴承的各个油管接头处都要垫上绝缘垫。在运行中，绝缘垫可能因油污堆积、损坏或老化等原因而失去作用，使轴电流能够流通而造成设备损坏。为了检查运行中发电机轴承与底座间的绝缘状况，应定期测量发电机的轴电压。

轴电压产生的原因：一是发电机磁通不对称产生的轴电压，称为“单极效应”；二是高速蒸汽产生的静电引起的轴电压，其数值很高。
测量轴电压时应将轴上原有的接地保护电刷提起，发电机两侧轴与轴承用铜刷短路，用交流电压表PV1测量发电机轴的电压U1；然后将发电机轴承与轴经铜丝刷短路，消除油膜压降，在励磁机侧，用PV2测量轴承支座与地之间的电压U2。判断标准：当U1≈U2时，说明绝缘垫绝缘情况良好；当U1＞U2时（U2低于U1的10%），说明绝缘垫的绝缘不好；当U1＜U2时，说明测量不准，应检查测量方法和仪表。测量时应该用高内阻（不小于100kΩ/V）的交流电压表或真空管电压表，在发电机各种工况下（包括空转无励磁、空载额定电压、短路额定电流以及各种负荷下）进行测量。

第三节断路器试验一、测量绝缘电阻本节以少油断路器为例，介绍其试验项目、试验过程及检验方法，其他型号的断路器试验方法类似。
油断路器试验项目如表6-10所示：表6-10 油断路器试验项目序号试验项目 1 测量绝缘电阻 4 交流耐压试验 2 测量35kV及以上非纯瓷套管断路器的tgδ值 5 测量分合闸电磁铁的最低动作电压 3 测量35kV及以上少油断路器的泄露电流 6 辅助回路和控制回路的交流耐压试验一、测量绝缘电阻绝缘电阻可以发现各种沿面贯穿性试验，如引线套管和拉杆受潮及裂纹等。是断路器试验最基本的试验。其接线方式参考图6-1用兆欧表测量变压器绝缘电阻示意图，测量时使用2500V兆欧表，并记录合闸时导电部分对地和分闸时断口之间的绝缘电阻，若其拉杆为有机物，则绝缘电阻应符合表6-11要求：

表6-11 断路器合闸时导电部分对地和分闸时断口之间的绝缘电
试验类型额定电压 kV ﹤24 24～40．5 126～252 交接时或大修后（MΩ） ﹥1200 ﹥3000 ﹥6000 运行中（MΩ） ﹥600 ﹥1500 整体绝缘电阻则参考厂规或按经验规定。二、tgδ值的测量一般只对35kV及以上非纯瓷套管断路器和多油断路器测量介质损耗角正切值。接线采用QS1西林电桥的正接线法。测量时，将被测断路器从外电路断开，在分闸状态下分支测量，对tgδ值的分析主要参考规程中的规定进行。必须注意：历年及同型号断路器的测量值不应有较大差异。

三、测量泄露电流测量泄露电流是35kV及以上少油断路器的试验重要项目之一，它能发现断路器的外壳污秽、拉杆及灭弧室受潮等缺陷。试验接线如图6-6所示。图6-6 测量少油断路器泄露电流接线图

根据规程及断路器的额定电压确定试验电压，一般情况下，额定电压为35kV以下取试验电压为20kV，当额定电压为35kV以上取试验电压为40kV。电压表采用1.5级，微安表为0.5级。根据试验电压和估计的泄露电流选取合适电容和电阻，高压引线要用屏蔽线，必要时还要将绝缘子表面进行屏蔽。试验时应对3相分别进行测量，并将其引线短路接地，从零开始逐渐加压，试验电压按0.5Un分级升高，并停留1min，记录此时的微安表读数，并记下环境温度。对于35kV及以上的断路器，其泄露电流不大于10uA，而当额定电压为220kV以上时，泄露电流不大于5uA。如果在升压过程中微安表读数急剧变化，应查明其原因。四、交流耐压试验交流耐压试验是鉴定断路器最有效最直接的方法，本试验属破坏性试验，所以应在其他试验完成后进行。35kV油断路器在新安装或大修后应进行交流耐压试验，有时在预防性试验中也要进行。交流耐压试验应在其合闸状态导电部分对地之间和分闸状态下断口之间进行。对于新加油的断路器应将绝缘油静止至少3个小时后，待油中气泡全部溢出，方可加压试验。以免气泡引起击穿放电。接线采用图6-7所示。

6-7 工频串联谐振耐压试验接线图

耐压时间为1min，耐压参考值见表6-12所示。
表6-12 断路器交流耐压限定值（单位：kV）断路器额定电压 10 35 66 110 220 耐压值出厂试验 48（28） 95 140 200 395 交接试验 38（25） 85 155 180 356 注：括号内为低电阻接地系统试验时应无击穿无闪络现象，试验时应在周围设围栏并有专人看护，如果发现电压表指针摆动很大或电流表读数急剧增加，或者绝缘烧焦气味、冒烟等情况时，应立即停止加压并断开电源对被试品进行接地放电后再对其检查。

五、测量分合闸电磁铁的最低动作电压１．方法
用直流电压源可以测量断路器的动作电压，要求直流电压输出电压为0—250V，电流大于或等于5A，纹波系数小于3% 。将直流电压源输出经刀闸开关分别接入断路器二次侧合闸或分闸回路，先加较小电压，此时断路器不动作，然后渐渐提高此电压值，待断路器正确动作时，停止加压并记录此时所加电压。则为其最低动作电压。２．判断依据 ①合闸电磁铁的最低动作电压应小于其额定电压的80%，在其额定电压的80%-110%范围内应可靠动作。 ②分闸电磁铁的最低动作电压应在其额定电压的30%-65%范围内，在其额定电压的65%-120%范围内应可靠动作。当降到其额定电压的30%时或更低时不应引起脱扣。

第四节电容器试验一、电容器的试验项目及方法１．测量绝缘电阻
测量电容器的绝缘电阻必须在做交流耐压试验之前进行，常用2500V兆欧表测量电容器的绝缘电阻。通过测量绝缘电阻可以检查电容器是否整体受潮，套管是否损坏。对并联电容器，测量两极对外壳的绝缘电阻(测量时两极应短接)，这主要是检查器身套管等的对地绝缘；对耦合电容器，测量两极间的绝缘电阻。试验选用2500V兆欧表，并按下图6-8所示接线。一般要求并联电容器的绝缘电阻不低2000MΩ，耦合电容器的绝缘电阻不低于5000 MΩ。注意：在测量前后均应对电容器充分放电；测量过程中，应先断开兆欧表与电容器的连接再停止摇动兆欧表的手柄，以免电容器反充放电损坏兆欧表。

图6-8 兆欧表测量电容器绝缘电阻接线图绝缘良好的电容器，常温下绝缘电阻应不小于2000MΩ。若与同型号的电容器或以前的测量结果相比较，绝缘电阻明显下降，则说明有绝缘缺陷，当其小于1000 MΩ时，大多是由于套管受潮引起的。

二、测量极间电容量１．电流电压表法接线如图6-9所示，测量电压取(0.05～0.5)Un ，额定电压Un较低的电容器应取较大的系数。测量时电源应为稳定的正弦波。所用电流、电压表均不低于0.5级。图6-9 用电流、电压表法测电容量的接线

加上试验电源，待电压、电流表指针稳定以后，同时读取电流和电压。当被试品的容抗较大时，电流表的内阻可以忽略不计，其被测电容表达式为：
Cx=（I*106）／（2fU）式中I一通过被试电容器的电流(A)； U—加于被试电容器的试验电压(v)； f—试验电源的频率(Hz)； Cx—被测电容量(时r)。２．双电压表法双电压表法的试验接线，如图6-10所示。

图双电压表法的试验接线 (a)接线图 (b)相量图

由图6-10（b）可知, ,故有

四、星形和三角形连接的三相电容器电容量的测量和计算
式（6-2）中rv——电压表PVI的内阻(Ω)； U1、U2——电压表PV1、PV2的读数(V)； Cx一被测电容器的电容量(µF)。三、用电桥法测量电容量耦合电容器电容量的测量可在测量tgδ时一并进行，现行“标准”规定运行中耦合电容器的tgδ不大于0．5％(油纸绝缘)及0 2％(膜纸复合绝缘)。测得的电容值与额定值比较，其偏差应不超出-5％及+10％。四、星形和三角形连接的三相电容器电容量的测量和计算星形和三角形连接的三相电容器，可采用电流、电压表法或电桥法测量电容量的试验的接线和计算方法，如表6-13和表6-14所示。

表6-13 三角形接线电容量的测量接线及计算测量序号接线方式短接线路测量线路测量电容计算电容 1 2、3 1—2、3 2 1、2
3—1、2 3

表6-14 星形接线电容量的测量及计算测量序号接线方式测量线路测量电容计算电容 1 1—2 2 2—3 3 3—1

五、并联电容器的交流耐压试验两极对外壳的交流耐压试验可以发现下列缺陷：①电容器瓷套管损伤 ②内瓷套不清洁 ③主绝缘裂化 ④内部潮气和油面下降等。并联电容器的极间一般不作交流耐压试验，只有出厂型式试验或返修后才进行。如果需要作极间交流耐压，而试验设备容量又不够时，可采用补偿的办法来解决。当进行交流耐压有困难时，可用直流耐压代替，试验时，应将所有电极引出线短接起来，外壳接地，在电极和外壳间加试验电压，试验电压标准参照下表进行。其试验标准如下：极间交流耐压2.15Un，持续时间l0s；极间直流耐压4.3Un，持续时间10s。其中Un为电容器额定电压的有效值。并联电容器两极对外壳的交流耐压试验，与其他设备的交流耐压相同，试验标准如表6-15所示。

六、并联电容器的冲击合闸试验当试验电压与表6-15不同时，交接时的耐压值可取出厂试验电压的75％。
表两极对外壳的交流耐压试验标准额定电压（kV）〈1 1 3 6 10 15 20 35 出厂实验电压（kV） 5 18 25 45 55 85 交接实验电压（kV） 2.2 3.8 14 19 26 34 41 63 当试验电压与表6-15不同时，交接时的耐压值可取出厂试验电压的75％。六、并联电容器的冲击合闸试验交接时应在电网额定电压下，对并联电容器组进行三次冲击合闸试验。当开关每次合闸时，熔断器不应熔断，电容器组各相电流的差值不应超过5％。此外，对于并联电容器极间介质损耗和热稳定试验，只有在出厂试验或分析事故等特殊情况下才进行，它是保证电容器质量和安全运行的重要试验项目。

第五节电力电缆的试验一、绝缘电阻的测量电力电缆的试验包括绝缘电阻的测量、交流耐压试验、直流耐压和泄露电流试验。
对电力电缆绝缘电阻的测量可以判断电缆是否老化、受潮，通过耐压试验前后绝缘电阻的比较，还可以发现电缆在耐压时所暴露出来的缺陷。1000V以下的电缆用1000V的兆欧表，1000V以上的电缆用2500V的兆欧表。运行中的电缆要充分放电，拆除一切对外连线，并用清洁干燥的布擦净电缆头，逐相测量。由于电缆电容很大，操作时兆欧表的摇动速度要均匀。测量完毕后，应先断开兆欧表与电缆的连接再停止摇动，以免电容电流对兆欧表反冲充电；每次测量后都要充分放电，操作应采用绝缘工具，以防止电击。为了测得准确，应在缆芯端部绝缘上或套管端都装屏蔽环并接往兆欧表的屏蔽端子。此外，当电缆较长充电电流较大时，兆欧表开始时指示数值很小，如使用手动兆欧表，则应继续摇动。短电缆的读数很快就趋于一稳定值，而长电缆一般均取15s和60s的读数R15和R60。

测量时要注意以下事项：（1）必须在试验现场设围栏，被试电缆两端均应该有专人看护，且通讯畅通，负责升压的人员一定要注意周围情况，一有异常应立即切断电源，待查明原因后方可继续进行试验。（2）检查摇表：先不接L摇动手柄，指针应指向“∞”，将L与E短接，缓慢旋转手柄，指针应指向零。（3）手摇转速应大于额定转速的80%。（4）进行绝缘电阻和交流耐压试验后，应对电缆充分放电。（5）兆欧表停止摇动前，必须先断开测试回路以防反充电。（6）若被测电缆较长，由于充电电流较大，因此兆欧表开始指示数值较小，必须经过较长时间摇才会得到正确的结果。试验接线按图6-11所示：

将被测相接兆欧表L端，其余两相与电缆外皮相连并接E端，被测相外层加屏蔽短路圈接G端。
图6-11 电力电缆绝缘电阻测量接线图将被测相接兆欧表L端，其余两相与电缆外皮相连并接E端，被测相外层加屏蔽短路圈接G端。

试验结果判断（以下测量温度均为20℃）：（1）110kV及以上电缆进行外护套绝缘电阻试验时，必须在有外电极下进行，可使用500V兆欧表，每500M电缆绝缘电阻值应大于0.25MΩ。（2）1kV及以下电缆进行绝缘电阻试验时，每500M电缆绝缘电阻值应不低与10MΩ。（3）3kV及以下电缆进行绝缘电阻试验时，每500M电缆绝缘电阻值应不低与200MΩ。（4）6～10kV之间电缆进行绝缘电阻试验时，每500M电缆绝缘电阻值应不低与400MΩ。（5）20～35kV之间电缆进行绝缘电阻试验时，每500M电缆绝缘电阻值应不低与600MΩ。另外，多芯电缆各芯线绝缘电阻中最大值与最小值之比不大于2.5。运行中的电缆，其绝缘电阻应从各次试验数值的变化规律及相问的相互比较来综合判断．其相间不平衡系数一般不大于2～2.5。电缆绝缘电阻的数值随电缆的温度和长度而变化。为便于比较，应换算为20℃时每千米长的数值，即 R20=Rt K L 式中R20——电缆在20℃时的单位绝缘电阻(Mn·km)； Rt——电缆长度为f，在f℃时的绝缘电阻(Mn)； L一电缆长度(km)； K——温度系数。见表6-16

二、直流耐压试验和泄露电流试验 1．原理及接线
表6-16 电缆绝缘的温度换算系数温度（℃） 5 10 15 20 25 30 35 40 K 0.48 0.57 0.70 0.85 1.0 1.13 1.41 1.66 1.92 二、直流耐压试验和泄露电流试验 1．原理及接线直流耐压试验可以检查绝缘干枯、气泡机械损伤及出厂时的包扎缺陷，而泄露电流试验可以灵敏地反应绝缘老化和受潮等情况。直流耐压试验和泄露电流试验可以采用如图6-12所示的接线同时进行，注意：对于35kV以下的电缆，高压侧微安表处侧应加接屏蔽线，35kV以上的电缆采用两端屏蔽的方法，可利用电缆的非测试相作为屏蔽线。

图6-12 电缆直流泄露电流及直流耐压试验接线图
2．试验判断根据电力行业DL—T 试验规程中各种电缆的直流耐压试验电压，分别选用不同的试验电压进行试验，表6-17为油浸纸绝缘电力电缆长度为250M及以下时的试验电压及泄露电流参考值。

表6-17 油浸纸绝缘电力电缆长度为250M及以下时的试验电压及泄露电流参考值
电缆类型工作电压/kV 试验电压/kV 泄露电流/(μA) 三芯电缆 35 140 85 20 80 10 50 6 30 3 15 单芯电缆 70 45

因一般电缆的缺陷须持续5min才能暴露出来，所以，试验时应分别均匀升压至0. 25、 0. 5、 0. 75和1
因一般电缆的缺陷须持续5min才能暴露出来，所以，试验时应分别均匀升压至0.25、 0.5、 0.75和1.0倍试验电压并停留1min，读取泄露电流值，在1.0倍试验电压并停留5min，仍然读取泄露电流值并作好记录，并要求不超过上表的参考值。每次试验结束后，应降压并切断电源，并经100 kΩ-200kΩ的限流电阻对地放电书次无火花后，再直接对地放电。注意：电力电缆必须在直流耐压试验合格后才能投入运行，泄露电流试验只能作为绝缘情况的参考,绝不能作为是否投入运行的判断标准。若试验过程中泄露电流急剧增大或随时间的延长不断增加，都说明绝缘有缺陷。若试验电压固定，但微安表指针呈周期性的摆动，则说明电缆绝缘中存在孔隙型缺陷。若相间泄露电流之比超过2则说明某相缆芯存在局部缺陷。

三、交流耐压试验采用如图6-13所示的工频串联谐振耐压试验接线，其中试验变压器额定电流IN应大于试品所需电流IX （IX= UωC），高压侧额定电压UN应大于试验电压的1.2倍。串联电抗器额定电流IN 应等于UωC，耐压高于试验电压UX ，电感量L≈I/ω2Cx 。要注意调压器B的容量和变压器应匹配。图6-13 工频串联谐振耐压试验接线

试验步骤：（1）按上图所示接线完成并仔细检查，保证设备和仪器仪表工作正常，在空载下调整好保护间隙，（2）调整电压到高于试验电压5%并维持2min,后将电压归零，而后切断电源。（3）待高压引线接到试品上后，既可从零开始升压，当升压在试验电压的40%以内可以不受限制，其后按每秒3%的试验电压升压。如果试验过程中未发生击穿放电现象，则认为是试品合格。近年来，橡塑绝缘特别是交联聚乙烯电缆，因其具有优异的性能，得到了迅速的发展。目前在中低压电压等级中已基本取代了油浸纸绝缘电缆，超高压交联聚乙烯绝缘电缆已发展至500kV等级，110kV及220kV交联聚乙烯电缆正逐渐取代充油电缆。由于交联聚乙烯电缆材质、结构的特点，所以尽管在正式颁布的标准中要求在交接试验中做直流耐压，但实际上有不少人认为对交联聚乙烯电缆不宜采用直流电压试验，其基本观点是： (1)直流电压试验过程中在交联聚乙烯绝缘电缆及附件中会形成空间电荷，对绝缘有积累效应，加速绝缘老化，缩短使用寿命。

(2)直流电压下绝缘电场分布与实际运行电压下不同，前者按电阻率分布而后者按介电常数分布，因此，直流试验合格的交联聚乙烯电缆，投入运行后，在正常工作电压作用下也会发生绝缘事故。
国内外一些运行经验也表明，采用直流电压试验不能有效地检出交联聚乙烯电缆及附件的缺陷。因此，有人建议除了对交联聚乙烯电缆金属外护套采用10kV、1min。直流试验外，对电缆主绝缘可采用交流电压试验，如用串联谐振法或0.1Hz超低频来进行试验。

第六节高压套管的试验套管是电力系统广泛使用的一种电气设备，用于变压器、断路器等设备引出线对金属外壳的绝缘，也用于母线穿过墙壁时的绝缘。按套管的绝缘结构可分为纯瓷套管、充油套管和电容型套管。纯瓷套管主要用于10kV及以下系统；充油套管适用于35kV及以下系统；电容型套管的导电杆与地之间采用电场分布较均匀的串联圆柱形电容器。电容器极间的绝缘是由很薄的油纸或胶纸作成，所以电容式套管又分为油纸电容式和胶纸电容式，其结构为全密封，比同一电压等级的充油套管的体积小，重量轻。油纸电容式套管多用于110kV及以上的电气设备中，胶纸电容式套管多用于35kV多油断路器上。套管的试验项目，一般包括测量绝缘电阻、测量介质损失角正切值tgδ和交流耐压试验。一、测量绝缘电阻测量绝缘电阻可以发现套管瓷套裂纹、本体严重受潮以及测量小套管（末屏）绝缘劣化、接地等缺陷。

对于已安装到变压器本体上的套管，摇测其高压导电杆对地的绝缘电阻时应连同变压器本体一起进行，而摇测抽压小套管和测量小套管（末屏）对地绝缘电阻可分别单独进行。由于套管受潮一般总是从最外层电容层开始，因此测量小套管对地绝缘电阻具有重要意义。《规程》规定了摇测测量小套管（末屏）对地绝缘电阻应使用2500V摇表，其阻值一般不应低于1000MΩ。《规程》还规定套管主绝缘的绝缘电阻不应低于10000 MΩ。二、测量介质损失角正切值tgδ 套管tgδ和电容量的测量是判断套管绝缘状况的一项重要手段。由于套管体积较小，电容量较小（几百皮法），因此测量其tgδ可以较灵敏地反映套管劣化受潮及某些局部缺陷。测量其电容量也可以发现套管电容芯层局部击穿、严重漏油、测量小套管断线及接触不良等缺陷。 1．具有轴压和接地端子引出的高压套管，其tgδ的测量，可分别测量它们相互之间的tgδ。

（1）测量导电杆对接地端子的tgδ的试验时，非测量的抽压端子悬空。
以上三种测量，电桥均采用正接线。 2．无抽压和接地端子的高压套管tgδ的测量当高压套管没有抽压和接地端子引出时，可用热电领法测量套管的tgδ值。变压器套管热电领试验将套管的导电杆（和变压器绕组连在一起）作为接地极，在套管瓷裙之间绕以金属带（称为电领）作为另一极，电桥采用反接线。各瓷裙之间都缠上电领时，称为多热电领，是最常用的方法。如果只缠一个电领，称为单电领法，用单电领逐次试验每个瓷裙，可以发现缺陷位置（如潮气浸入套管的深度）。套管在热状态下试验，电领法的灵敏度较高，因此，在变压器刚退出运行后就立即试验，所以称为热电领试验。正常绝缘的套管用热电领试验与常规试验测的tgδ大致相同，而有缺陷的套管以热电领法所测的tgδ比常规试验约增大一倍以上，因为热电领试验时套管上部的绝缘介质也承受全部试验电反应充油套管中油的老化，对这种套管若热电领测量tgδ的标准还在摸索中，有待于积累经验，目前只能各相套管互相比较，或和以前测量结果比较。

三、交流耐压试验热电领试验应注意的事项：
1、电领与套管应接触紧密，每只套管的紧密程度应相同，才便于互相比较，以免由于接触不良产生电晕，引起介质损失角正切值tgδ增大。 2、套管表面应擦干净，以免表面泄漏引起tgδ值增加，屏蔽环距上下法兰应有10~20毫米的距离。 3、试验电压不宜太高，一般以2500~5000伏为宜。如电压太高，电领处就会产生电晕损失或使表面泄漏增加，因此使tgδ增大。三、交流耐压试验《规程》要求，交接或大修后的套管应做交流耐压试验，以考验主绝缘的绝缘强度。通过交流耐压试验曾发现过纯瓷充油套管瓷质裂纹、电容套管电容芯棒局部爬电、胶纸电容套管下部绝缘表面有擦痕等缺陷。交流耐压试验时，应将被试套管瓷套表面擦干净，将套管下部浸在绝缘油内（模拟运行状况），法兰与测量小套管可靠接地后，再在导电杆上施加试验电压。耐压时间为1分钟，预防性试验时试验电压值为出厂值的85%。

第七节避雷器的试验一、概述避雷器预防性试验的目的和意义
(1)避雷器在制造过程中可能存在缺陷而未被检查出来，如在空气潮湿的时候或季节装配出厂，则会预先带进潮气； (2)在运输过程中受损，内部瓷碗破裂、并联电阻震断、外部瓷套碰伤； (3)在运输中受潮、瓷套端部不平、滚压不严、密封橡胶垫圈老化变硬、瓷套裂纹等原因； (4)并联电阻和阀片在运行中老化； (5)其他劣化。这些劣化都可以通过预防性试验来发现，从而防止避雷器在运行中的误动作和爆炸等事故。因避雷器的型号多样，本节以FS型避雷器和无间隙金属氧化物避雷器（MOA）为例介绍其试验方法，至于其他型号的避雷器与该两类避雷器的试验方法类似。

二、阀式避雷器的预防性试验 (1)绝缘电阻试验测量前应检查瓷套有无外伤。测量时应用2500兆欧表，把试验连线与避雷器可靠连接。摇表放水平位置，摇的速度不要太快或太慢，一般120r／s。当天气潮湿时，瓷套表面对泄漏电流的影响较大，应用干净的布把瓷套表面擦净，并用金属丝在下端瓷套的第一裙下部绕一圈再接到摇表的屏蔽接线柱，以消除其影响(其测量值应大于2500MΩ)。当FS避雷器受潮后，如云母垫片吸潮、水气附着在瓷套的内壁，则避雷器绝缘电阻降低，所以测量绝缘电阻是判断避雷器是否受潮的有效方法。 (2)工频放电电压试验工频放电电压试验接线图如图6-14所示，FS型避雷器在击前泄电流很小，当保护电阻Rl数值不大时，变压器高压侧的电压为作用在避雷器的电压。因此可根据变压器的变化，以低压侧电压表的读数决定避雷器的放电电压。但应事先校准试验变压器变比，低压侧应使用较高精度的电压表。

TR—调压器 TT—实验变压器 PV—低压电压表 R1—保护电阻器 F1—保护放电间隙 FX—被试品
图工频放电电压实验接线图 TR—调压器 TT—实验变压器 PV—低压电压表 R1—保护电阻器 F1—保护放电间隙 FX—被试品

b)升压速度。升压过快时，因表针的机械惯性可能带来15％的测量误差，以3～5kV/S为宜。
(3) 注意事项 a)R值大小的选取。应考虑避雷器击穿后工频放电电流不超过0．7A和对试验变压器的保护，R的值取小一些为好；同时避雷器击穿后应在0．5s内跳闸，以免烧坏间隙。 b)升压速度。升压过快时，因表针的机械惯性可能带来15％的测量误差，以3～5kV/S为宜。 c)其他影响因素。避雷器表面有污秽，附近有接地的金属物品等，对测量结果也会有影响。 d)R的选择。使试品击穿时的放电电流限制到试验变压器的1～5倍额定电流。通常采用水电阻，将蒸馏水装在硬塑料管或玻璃管内制成。为了降低阻值，可以加一些硫酸铜溶液。电阻要有足够的直径和长度，以保证试验进行中的热稳定和试品击穿后不发生沿面放电。一般采用可承受电压10kV，直径约25mm、长约50cm的水电阻。升压可用自耦、移圈调压器与试验变压器配合使用。现场一般采用10k＼A及以下的自耦调压器。自耦调压器漏抗小，输出波形好，功率损耗小。移圈式调压器用于配合100kV以上试验变压器。测量工频放电电压，可用高压侧静电电压表、分压器和低压侧测量。

对FS型避雷器工频放电电压的要求见表6-18。
如工频放电电压的测量值高于上限值，则冲击放电电压升高(冲击系数一定)．而如工频放电电压测量值低于下限值，则灭弧电压降低，避雷器可能在内部过电压下动作。 6-18 FS型避雷器放电电压要求额定电压（kV） 3 6 10 放电电压（kV）大修后 9～11 16～19 26～31 运行中 8～12 15～21 23～33

2．带并联电阻的阀式避雷器的预防性试验带并联电阻的阀式避雷器包括FZ型，FCZ型和FCD型磁吹避雷器。 1）绝缘电阻试验测量方法和普通阀式避雷器相同，但通过测量绝缘电阻还可以检查并联电阻接触是否良好，有无断裂。但由于各生产厂以及不同时期的产品，并联电阻的阻值及并联电阻的伏安特性不同，故对测量结果不作统一规定，主要是与以前的测量结果或同类产品相比较后判断。 2）电导电流试验电导电流试验可停电试验，也可带电测量。（ 1）停电试验试验的主要目的是检查避雷器是否受潮、并联电阻有无断裂、老化以及同一相内各组合元件的非线性系数的差值是否符合要求。采用直流电压发生器时，避雷器电导电流试验接线图如图6—15所示。

PA1、 PA3—微安表 PA4—串高电阻测量电压用的微安表 R1—保护电阻
图避雷器电导电流实验接线图 PA1、 PA3—微安表 PA4—串高电阻测量电压用的微安表 R1—保护电阻 R2—测量用高值电阻 C—滤波电容 V—高压二极管 PV1—低压电压表 PV2—静电电压表 TR—调压器 TT—实验变压器 F—保护间隙 FX—被试品

当被试避雷器的接地端可以打开时，微安表宜放在PA1处；如避雷器接地端不便打开，微安表也可放在位置PA2或PA3处。但放在PA1处最好，因为此时流过微安表的电流主要是避雷器电导电流，准确度较高，且微安表处于低电位。如放在PA2处，需进行屏蔽，并且微安表要尽量靠近被试避雷器，否则测量误差很大。这时微安表处于高电位，应放在安全遮栏内。如放在PA3处，因为回路其他所有元件的泄漏电流都要通过微安表，因此要进行两次测量：第一次不接入避雷器，第二次接人避雷器，再以两次的测量结果相减作为实测结果。滤波电容约0.1uF左右，现场可以采用并联电容器，允许加在并联电容器上的直流电压可为电容器交流额定电压的3倍。直流电压的测量，可以用静电电压表或高电阻串微安表等方法测量。一般现场测量是用静电电压表或高阻串联微安表。高阻值电阻R2都使用高压合成电阻，或者把金属膜电阻串联起来固定在环氧树脂板上，并进行防潮和防止表面泄漏的处理。阻值一般取60～24MΩ，即在实验电压下流过电阻的电流约为100μA。

现在很多单位都有了晶体管便携式直流高压试验器，如KGS-200、JGS-2型等直流发生器。利用该类装置测量时，可不用稳压电容。由于现场一般没有220kV及以上静电电压表，所以在做220kV及以上电压等级的避雷器试验时，应用高阻串联微安表或数量直流分压器来测量。如果直流电压发生器经过校验，也可以读取低压侧数据作为粗略测量结果。测量过程中，高压引线应尽量平直并注意屏蔽。非线性系数测量35～220kV的普通阀式避雷器都是由数个标准元件组成的，须测量校核其每个元件的非线性系数a是否相近式中 U2，I2——额定试验电压及对应的电导电流；判断标准为：①电导电流值应符合制造厂的标准，并与历次试验数据对比，不应有明显的变化；②同一相内各串联组合元件的电导电流的最大相差值 <30％，而非线性系数a的差值不应大于0 05，FZ型的a值一般为0．25～0．45。

（2）带电测量为了减小停电次数，一些地方采用了在工作电压下测试避雷器电导电流的方法，带电测量避雷器电导电流接线图如图6—16所示。 ①测量避雷器电导电流的平均值。经过计算和估算表明，若每一个组合元件上所加的交流电压的有效值约等于厂家规定的直流试验电压的92％，此法和直流试验等效。但实际上运行电压下加在避雷器上的电压比直流试验电压低得多，所以测得电流值也比规定值小得多，主要根据三相测量结果相互比较，与前一次测量结果相比较作出判断。 ②用峰值电流表测量电导电流的峰值。 ③用MF-20型万用表的交流微安档和动作计数器并联进行测量，表计电阻为几十欧，计数器内阻为1～2kΩ。判断标准为：测量结果不能超出经验范围；三相之间及和上一次测量结果相比不得超过某一限度。 ④高阻值电阻(避雷器里的并联电阻)串接一个全波整流的电流表测量。测量FZ一35型和FZ-110型避雷器的电导电流只和避雷器最下面一个元件并联测一次，测量FZ-220型避雷器和最下面两节并联测一次。判断测量结果时，要根据三相测量结果．由三相测量结果最大误差小于某个经验数据为合格，超过时应进行复查。

带电测试中应注意的几个问题： a校正运行电压的波动； b表计应放在同一档，注意外部湿度、温度、表面污秽； c应注意外部电磁场的干扰： d表计与避雷器要有一个公共接地点； e对带电测试中发现有问题的避雷器，要停电重做一次，再最后下结论。 3）工频放电电压试验对有并联电阻避雷器进行工频放电电压试验时，应保证试验电压超过灭弧电压的时间小于2s，避雷器击穿后电流应在0 5s内切断，放电电流小于0 7A。在现场做此项试验时需要有快速升压设备以及相应的测量设备。

(a) 全波整流法 (b) 峰值电流表法 (c) MF-20万用表法 (d) 高阻串微安表法
图6-16带电测量避雷器电导电流接线图 (a) 全波整流法 (b) 峰值电流表法 (c) MF-20万用表法 (d) 高阻串微安表法 PC—避雷器计数器 F—被试品 R—测量用高值电阻 1、4 —全波整流单元2 —峰值电压表 3—MF-20万用表

三、MOA的预防性试验由于MOA是一种新型的避雷器，所以前几年其试验方法和试验设备都不很完善，但随着MOA在电力系统中的推广和应用，对MOA的研究也越来越深入，运行经验也在逐渐积累，随之也发现了一些重要的问题。例如：①MOA阀片性能不佳，参数设计不合理；②内部绝缘部件爬电距离不够和材质不良，内部结构不合理；③在装配中受潮或密封不良造成运行中受潮；④额定电压选择不合理等。随着运行时间的增加，MOA阀片在长期运行电压下的老化问题也变得突出。所以加强投运前的交接验收试验和运行中的监测，及时总结运行经验是一项重要的工作。目前国内预试规程对MOA的试验有三项规定： (1)绝缘电阻试验； (2)直流1mA下电压及75％该电压下泄漏电流的测量； (3)运行电压下交流泄漏电流及阻性分量的测量(有功分量和无功分量)。

由于氧化锌阀片在小电流区域具有很高的阻值，故绝缘电阻主要取决于阀片内部绝缘部件和瓷套。进口避雷器一般按厂家的标准进行绝缘电阻试验。
1．绝缘电阻试验测量氧化锌避雷器绝缘电阻的目的是为了了解其内部是否受潮。氧化锌避雷器绝缘电阻试验与其他避雷器的绝缘电阻试验相同。电压等级在35kV及以下用2500V兆欧表，35kV以上用5000V兆欧表。由于氧化锌阀片在小电流区域具有很高的阻值，故绝缘电阻主要取决于阀片内部绝缘部件和瓷套。进口避雷器一般按厂家的标准进行绝缘电阻试验。也可参考电力设备试验规程（DL/T ），如表6-18所示。 2．直流1mA下电压及75％该电压下泄漏电流测量该项试验有利于检查MOA直流参考电压及MOA在正常运行中的荷电率，对确定阀片片数，判断额定电压选择是否合理及老化状态都有十分重要的作用。其试验原理接线图如图6-17所示。试验步骤：先以指针式微安表监测泄漏电流值，升至1mA。停止升压确定此时电压值，再降压至该电压的75％时，测量其泄漏电流，因该电流值较小，应用数字式万用表来检测。试验中应注意的问题：①试验必须与地绝缘，外表面应加屏蔽，屏蔽线要封口；②直流电压发生器应单独接地；③试品底部与匝绝缘应保持干燥；④现场测量应注意场地屏蔽。

表 6-19 金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求
试验分析：①试验中如U1mA电压比工厂所提供的数据偏差较大，与铭牌不符时，应与厂家进行联系。②通常在70％U1mA下的电流值偏大或电压加不上去，则有可能严重受潮；电流>50uA，则有可能有受潮情况。投运后，随着运行时间增加，电流有一定增大。但电流不能超过50μA。泄漏电流测量结果参考电力设备试验规程（DL/T ），如表6-19所示。表金属氧化物避雷器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明 1 绝缘电阻 1)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季节前 2)必要时 1)35kV以上，不低于2500MΩ 2)35kV及以下，不低于1000MΩ 采用2500V及以上兆欧表 2 直流1mA电压(U1mA)及0.75U1mA下的泄漏电流 1)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 1)不得低于GB11032规定值 2) U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于±5% 3)0.75U1mA下的泄漏电流不应大于50μA 1)要记录试验时的环境温度和相对湿度 2)测量电流的导线应使用屏蔽线 3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值

3 运行电压下的交流泄漏电流 1)新投运的110kV及以上者投运3个月后测量1次；以后每半年1次；运行1年后，每年雷雨季节前1次 2)必要时测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初始值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1倍时，应停电检查应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时进行。应注意相间干扰的影响 4 工频参考电流下的工频参考电压必要时应符合GB11032或制造厂规定 1)测量环境温度20±15℃ 2)测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器为合格 5 底座绝缘电阻 1)发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前自行规定采用2500V及以上兆欧表 6 检查放电计数器动作情况测试3～5次，均应正常动作，测试后计数器指示应调到”0”

3． MOA在持续运行电压下的交流泄漏总电流、阻性电流及损耗功率测量
现在国内外测量仪器有： (1)瑞典TXL型MOA泄漏电流分析仪，常配有与其雷电计数器(环形线匝接口)。 (2)日本日立公司的避雷器泄漏电流检测仪，它可测总泄漏平均值，也可测3次谐波成分，3次谐波经函数变换为阻性电流的信号量。以上两种仪器的基本原理是在MOA阀片劣化后，其阻性电流中的谐波成分明显增加，通过谐波分析法，反映出全电流中阻性电流的变化，但都不明确表明阻性电流的峰值。因容易受系统谐波含量影响，无法反应MOA表面受污秽受潮等问题。 (3)日本LCD-4型阻性电流测量仪。其基本原理是利用外加容性电流将流过阀片的Ix的容性电流(无功分量)补偿掉，而只保留阻性电流分量。国内众多厂家生产的测量仪，其原理大致与LCD-4型相似。这种测量方式可在现场带电测量．测量较简便。现场测量应注意的问题是： (1)注意正确选取参考电压的相位； (2)现场试验测量回路应一点可靠接地，接地点的不稳定也将影响测量结果； (3)220kV及以上电压等级避雷器在现场带电测量时应注意其相间干扰(目前国内有些测量设备也附带有移相消除相间干扰的功能)。

第八节绝缘油试验一、绝缘油的电气性能试验
在高压电气设备中广泛、大量使用绝缘油，如变压器油、断路器油、电容器油和电缆油等。这些液体都具有油类的粘稠性，所以都叫做“油”。它们大量用于变压器、油断路器中，用于改善电气设备的绝缘状况，统称绝缘油。一、绝缘油的电气性能试验绝缘油的电气性能试验有两项，即电气强度试验和测量tgδ值。影响绝缘油电气强度的主要因素，是油中所含的水分和杂质。电气强度不合格的绝缘油不能注入电气设备。但经过过滤处理除去其中所含的水分和杂质后仍会变成好油。油的tgδ值反应油质好坏的重要指标之一。绝缘油老化后，将生成大量的极性基和极性物质，这也使油的电导和松弛极化加剧。因此，测定绝缘油的tgδ，无论对新油或运行中的油，都是十分必要的。

１．电气强度试验（1）试验方法：电气强度试验，即测量绝缘油的瞬时击穿电压值。试验接线与交流耐压试验相同，即在绝缘油中放上一定形状的标准试验电极，电极间加上工频电压，并以一定的速率逐渐升压，直至电极间的油隙击穿为止。该电压即绝缘油的击穿电压（kV），或换算为击穿强度（kV/cm）。试验电极，根据有关规程规定，用黄铜或不锈钢制成，直径为25毫米，厚4毫米，倒角半径R为2毫米。安置电极的油杯的容量按规定应为200毫升，油杯是用瓷或玻璃制成，其几何尺寸应能保证；①从电极到杯壁和杯底的距离应不小于15厘米；②电极至上层油面的距离应不小于电极至杯底的距离。电极面应垂直，两电极必须平行。（2）试验步骤及注意事项　　①清洗油杯试验前电极和油杯应先用汽油、苯或四氯化碳洗净烘干，洗涤时用洁净的丝绢，不可用布和棉纱。电极表面有烧伤痕迹的不可再用。调整好电极间距离，使其保持2.5毫米。油杯上要加玻璃盖或玻璃罩。试验在室温15~35℃，湿度不高于75%的条件下进行。

②油样处理试油样送到试验室后，必须在不破坏原有储藏密封的状态下放置相当时间，直至油样接近室温。在油倒出前，应将储油容器颠倒数次，使油均匀混合，并尽可能不产生气泡。然后用被试油杯和电极冲洗两、三次。再将被试油杯壁徐徐注入油杯。盖上玻璃盖或玻璃罩，静置10分钟。 ③加压试验调节调压器使电压从零升起，升压速度约3千伏/秒，直至油隙击穿，并记录击穿电压值。这样重复试验5次，取平均值。 ④击穿时的电流限制为了减少油击穿后产生的碳粒，应将击穿时的电流限制在5毫安左右。在每次击穿后要对电极间的油进行充分搅拌，并静置5分钟后再重复试验。２．tgδ值的测量将被试油装入tgδ值测量专用的油杯中，并接在高压交流平衡电桥上，在工频电压下进行测量。（1）试验接线和使用仪器试验时应按所用电桥说明书要求进行接线。目前我国使用较多的有关仪器有以下几种。

①油杯有单圆筒式、双圆筒式及三接线柱电极式的。采用最多的是单圆筒式，又叫圆柱形电极。包括外电极（高压电极）、内电极（测量电极）和屏蔽电极三部分。 ②交流平衡电桥常用的国产电桥有QS3型或其它可测量tgδ值小于0.01%灵敏度较高的电桥。（2）试验步骤 ①清洗油杯试验前先用有机溶剂将测量油杯仔细清洗并烘干，（以防附着于电极上的任何污舞杂质及水分潮气等影响试验结果。即保证空杯的tgδ值小于0.01%，才能满足对绝缘油测试准确度的要求）。然后用被试油冲洗测量油杯两、三次，再注入被试油，静置10分钟以上，待油中气泡逸出后再进行测量。

②适当的试验电压和温度试验电压由测量油杯电极间隙大小而定，一般应保证间隙上的电场强度为1千伏/毫米。在注油试验前，还必须对空杯进行1. 5倍工作电压的耐压试验。由于绝缘油的tgδ值很小，特别是电缆油和电容器油，所以要用精密度较高的西林电桥测量，以保证至少能测出0.01%的tgδ值。由于绝缘油的tgδ值随温度的升高而按指数规律剧增，因此除了在常温下测量油的tgδ值外，还必须将被直油样升温（变压器油要升温至70℃，电缆油要升温至100℃），测量高温下tgδ值。因为判断油质的好坏主要是以高温下测得的tgδ值为准；而在低温时，有时好油和坏油的tgδ值差别不大。又由于好油的tgδ值随温度升高，增长较慢；而坏油的tgδ值则随温度升高，增长很快。因此高温下二者的tgδ值会差别很大，更利于区分油质的好坏。按有关标准规定，对于变压器油、新油和再生油升温至70℃时的tgδ值应不大于0.5%，运行中的油70℃时的tgδ值应不大于2%，电缆油100℃时的tgδ值应不大于0.5%。

二、油中溶解气体的气相色谱分析对绝缘油中溶解气体的气相色谱分析，是近年我国发展的新的试验方法。用这种方法分析绝缘油中所溶解的气体的组分和浓度含量，可以判断变压器（或其它充油电气设备）内部可能存在的潜伏性故障。目前，这种方法已得到普遍推广，已成为提高充油设备运行可靠性和杜绝运行中发生烧损事故的有效方法之一，并已列入国家有关试验标准中。１．分析方法油中溶解气体分析采用质谱仪和气相色谱仪。目前国内多采用气相色谱仪。对油中溶解气体分析工作要求较高，主要有以下几点要求：（1）分析人员要求素质高。分析油中溶解气体和气体继电器中气样，技术要求较高，而且工艺复杂，所以分析人员需经过专门培训和实习，经考核合格后才能担任。（2）分析人员应严格执行导则。分析人员应认真学习、理解并在工作中严格执行GB7252─87《变压器油中溶解气体分析和判断导则》。（3）取样。油样应能代表变压器油箱本题的油，一般应在设备下部取样阀取。当需要取气体继电器中的气样时，必须在尽可能短的时间内取出气样，并尽快分析，以减少不同组分的不同回溶率的影响。油样保存期不得超过4天。油样和气样都必须避光保存。（4）脱气。同一脱气装置，每次试验应尽可能使用同样油量。（5）分析和结果表示方法。气相色谱仪要能满足对油中气体最小检知浓度：乙炔不大于1ppm；氢不大于10ppm。分析结果用每升油中所含各气体组分的微升数表示，单位用ppm（1ppm = 10-6）。

２．分析结果判断方法油中溶解气体分析结果的判断，以往采用总可燃气体法，近年来为了和IEC统一，采用以下方法：（1）特征气体法正常运行时绝缘油老化过程中产生的气体主要是CO和CO2。在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是H2和CH4。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是CH4和C2H6逐渐成为主要特征。当温度高于100℃时，如在电弧温度的作用下，油裂解产生的气体含有较多的C2H2。如果进水受潮或油中有气泡，则H2含量极大。如果故障涉及固体绝缘材料时，会产生较多的CO和CO2。固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO的含量上，一般情况下没有严格界限，CO2含量的变化规律更不明显。因此，在判断这两种气体含量时，应注意结合具体变压器的结果特点、运行温度、负荷情况、运行历史等情况加以综合分析。对贮油柜中带有胶囊或隔膜的变压器，油中CO含量一般高于开放式变压器的。突发性绝缘击穿时，油中溶解的CO、CO2含量不一定高，此时应结合气体继电器中的气体分析作出正确判断。

（2）依据气体含量和采用产气速率法故障性质越严重，则油中溶解的气体含量就越高。所以根据油中溶解气体的绝对值含量多少，和导则中规定的注意值比较，凡大于注意值者，应跟踪分析，查明原因。但仅根据油中溶解气体绝对值含量超过“正常值”即判断为“异常”，是很不全面的。国内外的实践经验表明，要制定出变压器油中溶解气体的正常值是很困难的，尤其是C2H2的含量正常值，可低到0.5ppm，也可高达330ppm。因此，除看油中气体组分的含量绝对值外，还要看发展趋势，也就是看产气速率。总烃的相对产气速率大于10%时，应引起注意。但对总烃起始含量很低的设备，不宜采用此法。出厂和新投运设备的油中不应含C2H2成分，其他组分也应该很低。出厂试验前后两次分析，结果不应有明显差别。（3）三比值法油的热分解温度不同，烃类气体各组分的相互比例不同。任一特定的气态烃的产气率随温度而变化，在某一特定温度下，有一最大产气率，但各气体组分达到它的最大产气率所对应的温度不同。利用产生的各种组分气体浓度的相对比值，作为判断产生油裂变的条件，就是目前使用的“比值法”。应用三比值法时应注意只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值判断可能存在故障时，才能进一步用三比值法判断其故障性质。气体含量正常，三比值法没有意义。

②如果气体继电器中的自由气体含量明显超过油中溶解气体含量时，说明释放气体较多，设备存在产生气体较快的故障。
（4）平衡判据当气体继电器发出信号时，可使用平衡判据进行分析判断。对油中溶解气体和气体继电器中的自由气体的浓度分析比较后，可以判断自由气体与溶解气体是否处于平衡状态，进而可以判断故障的持续时间。对油中溶解气体和气体继电器气样进行色谱分析，然后进行比较。首先是把自由气体中各组分的浓度值利用各组分的奥斯特瓦尔德系数Ki ，计算出油中溶解气体理论值，或从油中溶解气体各组分的浓度值计算出自由气体的各组分的理论值，然后再进行比较。奥斯特瓦尔德系数定义为 Ki = 平衡判据判断方法如下。 ①如果理论值与实测值近似相等，可认为气体是在平衡条件下放出来的。这有两种可能：一种是故障气体各组分含量均很少，说明设备是正常的；另一种是溶解气体含量略高于自由气体含量，则说明设备存在产生气体较慢的潜伏性故障。 ②如果气体继电器中的自由气体含量明显超过油中溶解气体含量时，说明释放气体较多，设备存在产生气体较快的故障。

5）综合判断方法运行中的充油设备色谱分析值与导则给出的注意值进行比较，如果超出注意值，应进行分析。另外，如果测出有乙炔，虽色谱分析值未超过注意值，也应认真分析。 ①首先排除外界影响。如是否油箱电焊过；有载调压开关的油有否渗进本体油箱内的可能；设备运行过程中是否过热等等。只有排除了外界影响，才能确认分析结果是可靠的，才可进一步分析。 ②根据上述介绍的方法，如产气速率、特征气体和三比值法，进一步确定故障性质。如果气体继电器已有自由气体，还要用平衡判据进行分析。 ③有了故障性质，还要结合其他检查性试验，如测各绕组的直流电阻、空载特征试验、绝缘试验、局部放电试验和微水测量、油中微量金属分析等，再进一步确定故障性质和部位。 ④根据分析结果和具体设备情况，采取不同的处理措施。如果性质不严重，而部位又一时确定不下来，则可继续跟踪分析，以加强监督。如果暂时停电困难，可以先限制负荷安排近期处理。如果综合分析认为故障严重，随时都有可能发生事故，则应立即停运，进行处理。总之，色谱分析的结果应重视，但也不要只凭一次分析进行处理，应进行综合分析后，甚至多次跟踪分析后，才能最后确定处理方案。

电气设备的绝缘试验长沙理工大学李景禄.

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