高电压绝缘试验及诊断及相关知识

高电压绝缘试验及电气诊断相关知识电气故障的主要原因制造工艺存在缺陷恶劣的环境和苛刻的运行条件材料的劣化

缺乏良好的管理及维护

现代电气设备的造价及运行可靠性在很大程度上取决于设备的绝缘结构。电力设备金属材料绝缘材料

绝缘介质紧固支撑冷却媒介

绝缘结构的作用

绝缘材料液体绝缘:绝缘油固体绝缘：绝缘纸、电瓷、云母交联聚乙烯等气体绝缘:空气、SF6

真空绝缘绝缘劣化及其影响因素电气因素机械因素温度和热稳定性受潮化学稳定性和抗生物特性

为了使设备的外形尺寸保持在可以接受的水平，现代变压器相对于以往的设计采用了更为紧凑的绝缘方式，因此在运行中其内部各组件间的绝缘所需承受的热和电应力水平显著提高。图1有机绝缘的伏秒特性及运行中各种电压下的场强

1

油纸电气强度；

2

胶纸电气强度；

3

运行中各种电压下的场强；

E0

长期工作场强1.电气影响

长期工作电压

短时的过电压

2.机械影响

机械负荷长时间振动短路应力

图2不同耐热等级的绝缘材料在各种运行温度下长期运行的寿命3.温度影响

季节变化长期过负荷热老化表1电介质的耐热等级耐热等级工作温度(℃)电介质O90木材、纸、纸板、棉纤维、天然丝；聚乙烯；聚氯乙烯；天然橡胶A105油性树脂漆及其漆包线；矿物油及浸入其中的纤维材料E120酚醛树脂塑料；胶纸板、胶布板；聚酯薄膜；聚乙烯醇缩甲醛漆B130沥青油漆制成的云母带、玻璃漆布、玻璃胶布板；聚酯漆；环氧树脂F155聚酰亚胺漆及其漆包线；改性硅有机漆及其云母制品及玻璃漆布H180聚酰胺聚酰亚胺漆及其漆包线；硅有机漆及制品；硅橡胶及玻璃漆布C>180聚酰亚胺漆及薄膜；云母；陶瓷；玻璃及其纤维；聚四氟乙烯

水分被吸收到电介质内部或吸附到电介质的表面以后，它能溶解离子类杂质或使强极性的物质解离，严重影响介质内部或沿面的电气性能：在外施电压下，或者在电极间构成通路，或者在高温下汽化形成“汽桥”而使击穿电压显著降低。4.受潮局部电弧水带绝缘介质5.化学稳定性及抗生物特性

在户外工作的绝缘应能长期耐受日照、风沙、雨雾冰雪等大气因素的侵蚀。在含有化学腐蚀气体等环境中工作时，选用的材料应具有更强的化学稳定性，如耐油性等。工作在湿热带和亚湿热带地区的绝缘还要注意材料的抗生物（霉菌、昆虫）特性，如有的在电缆护层材料中加入合适的防霉剂和除虫涂料等。绝缘介质的电气特性

可以将不同电场强度下，电介质中所呈现的电气现象分为两类：1.在强电场下（当外施场强大于该介质的击穿强度时），将出现放电、闪络、击穿等现象，这在气体中表现最为明显。2.在弱电场下（当外施场强比该介质的击穿场强小得多时），主要是介质中的极化、电导、介质损耗等。以下将分析气体放电及液、固体介质的电气性能。

气体放电的基本过程放电（Discharge)击穿(Breakdown)闪络(Flashover)火花放电(Sparkover)

电弧(Arc)气隙击穿的三个必要条件

足够高的电压。在气隙中存在能引起电子崩并导致击穿的有效电子。需要一定的时间让放电得以逐步发展直至击穿。图9盘形绝缘子串在雨下的可能闪络路径

在有污秽的地区，污闪所造成的损失很大，因它可在工作电压下发生，且引起大面积停电。常用的防污措施：增大泄漏距离。定期或不定期的清扫。使用憎水性涂料。改用防污性能好的绝缘子。防污措施液体及固体介质的电气特性

电介质的电气特性，主要表现为它们在电场下的导电性能、介电性能和电气强度。常以以下四个特征参数来表示：

电导率γ（或绝缘电阻率ρ）介电常数ε（或电容C）介质损耗角正切（介质损耗因子）tgδ

击穿电场强度Eb。绝缘试验及检测的特点

破坏性试验及非破坏性试验直流耐压及交流耐压离线试验及在线监测电气方法与非电方法1.破坏性试验及非破坏性试验绝缘试验绝缘特性试验绝缘电阻试验介质损失角正切值(tgδ)试验局部放电试验绝缘耐压试验交流电压试验直流电压试验雷电冲击电压试验操作冲击电压试验绝缘试验的分类

如需进行耐压试验，必须在非破坏试验即绝缘特性试验合格后才进行。2.交流耐压、直流耐压及冲击试验

冲击试验：考核设备在雷电及操作过电压下的特性。比较真实、可靠的，特别对变压器等绕组结构的而言。难于在现场进行。

交流耐压试验：一般仅在交接试验及大修后进行，因为它虽然考验很严格，有利于发现某些缺陷，但可能产生严重的“副作用”。

直流耐压试验：

1.

对电容很大的试品

2.交流耐压试验所带来的残余破坏远大于直流耐压。

图15油纸电缆的寿命曲线

1-粘性浸渍；2-充油电缆

但交流设备用直流试验不够真实，例如油纸串联时，交流下电场分布取决于介电常数ε，而直流却取决于电阻率ρ。因此两者并不等效。

破坏性试验及非破坏性试验a、非破坏性试验（绝缘特性试验）：在较低电压作用下，用不损伤绝缘的方法测量绝缘的不同特性，采用综合分析的方法来判断绝缘内部的缺陷。包括：绝缘电阻和泄漏电流试验、介质损耗角正切试验、局部放电试验、绝缘油色谱分析等。b、破坏性试验（耐压试验）：以高于设备正常运行电压来考核设备设备的耐受能力和绝缘水平，对绝缘考核严格，能保证绝缘具有一定的绝缘水平和裕度。但会给绝缘造成一定的损伤，同时不能反映绝缘缺陷的性质。包括：交流、直流、冲击耐压试验。绝缘试验绝缘特性试验绝缘电阻试验介质损失角正切值(tgδ)试验局部放电试验绝缘耐压试验交流电压试验直流电压试验雷电冲击电压试验操作冲击电压试验

如需进行耐压试验，必须在非破坏试验即绝缘特性试验合格后才进行。绝缘试验的分类绝缘材料的电气特性

电介质的电气特性，主要表现为它们在电场下的导电性能、介电性能和电气强度。常以以下四个特征参数来表示：

电导率γ（或绝缘电阻率ρ）电导特性介电常数ε（或电容C）极化特性介质损耗角正切（介质损耗因子）tgδ损耗特性击穿电场强度Eb。击穿特性电介质的电导和损耗电介质中的传导电流

电气传导电流概念：是表征单位时间内通过某一截面的电量

传导电流的组成：电介质中的传导电流含漏导电流和位移电流两个分量

漏导电流：由介质中自由的或联系弱的带电质点在电场作用下运动造成的

位移电流：由电介质极化造成的吸收电流 电介质电导—充电电流

—吸收电流（数分钟以上）

—泄漏电流

电介质中的电导是由于电介质的基本物质及其中所含杂质分子的化学分解或热离解形成带电质点(电子、正离子、负离子)，沿电场方向移动而造成的。它是离子式的电导，也就是电解式的电导。测量介质中电流的电路图固体介质中的电流与时间的关系

一、气体电介质的电导：

气体中无吸收电流； 气体离子的浓度约为500~1000对/cm2；

分成三个区域

区域1：E≈5×10-3V/cm，电流密度j随着E增加而增加；

区域2：当E进一步增大，j趋向饱和；

以上两者的电阻率约1022Ω•cm量级。

区域3：当场强超过E2≈103V/cm时，气体电介质将发生碰撞电离，从而使气体电介质电导急剧增大气体电介质中的电流密度—场强特性二、液体电介质电导一是由液体本身的分子和杂质的分子解离成离子，构成离子电导；

二是由液体中的胶体质点(如变压器油中悬浮的小水滴)吸附电荷后，变成带电质点，构成电泳电导。

特点：1、与纯净度有关:杂质越多，电导越大2、与介质分子的离解度有关:介电常数越大，电导越大3、与温度有关温度升高液体电介质粘度降低，离子迁移率增加，电导增大温度升高液体电介质或离子的热离解度增加，电导增大

A、B—常数；T—绝对温度—电导率4、与电场强度有关:当场强到达一定程度后，电导将迅速增大

用三电极法测量介质的体积电阻率ρV为

式中S为测量电极的面积，d为介质厚度，RV由测量的漏导电流ig及电压值决定，RV=U/ig。那么介质的体积电导率γV则为三、固体电介质的体积电导离子电导：带电粒子是离子，低电场电导区（介质的工作范围），以离子电导为主电子电导：带电粒子是电子，高电场电导区，以电子电导为主特点：1、与温度有关，与液体类似2、与电场强度有关：当电场强度大于某一定值时3、与杂质有关：合成高分子绝缘材料的催化剂、增塑剂、填料（以增大机械强度，改善耐弧性、耐热性等）；多孔性纤维材料易吸入水分等—电导率与电场强度无关时的电导率—电导率与电场强度无关时的最大电场强度—与材料性质有关的常数

由体积电阻率划分各种介质的结果导电状态超导体导体半导体绝缘体电阻率[Ω·cm]

10-6~10-210-2~109109~1022介质

金属无机、有机物无机、油、有机单位Ω

介质的表面电阻率和电导率：l代表两电极间距，b代表电极长。实际测量时用平行电极存在极间场强不均匀的问题需加保护电极，或者用三电极法上的同心圆环测量四、固体电介质的表面电导由附着于介质表面的水分和污秽引起

特点：

1、与环境因素有关

2、与绝缘材料的憎水性有关

3、与绝缘材料的性质有关

如：·电瓷能被水湿润，但表面无脏物时，即使在潮湿环境仍能保持相当大的电阻率

·大部分玻璃部分溶于水，但表面电阻较小，而且与温度关系较大

·多孔性纤维材料不仅表面电阻小，体积电阻也小见表讨论介质电导的意义:1、在绝缘预防性试验中，要测绝缘电阻和泄漏电流以判断绝缘是否受潮或有其它劣化现象。在试验中需注意将表面电导与体积电导区别开来。图:某变压器的绝缘电阻与时间关系曲线

1受潮时；2经干燥后吸收比:通常用加压60s测量的绝缘电阻与加压15s测量的绝缘电阻的比值可以有效地判断绝缘的好坏，即

如良好、干燥的绝缘，吸收电流较大，K值较大（应大于某一定值）；受潮或有缺陷的绝缘，吸收比较小。２、设计绝缘结构时要考虑到环境条件，特别是湿度的影响。注意环境湿度对固体介质表面电阻的影响，注意亲水性材料的表面防水处理。３、并不是所有情况下都希望绝缘电阻高，有些情况下要设法减小绝缘电阻值。如在高压套管法兰附近涂上半导体釉，高压电机定子绕组出稽口部分涂半导体漆等，都是为了改善电压分布，以消除电晕。1.绝缘电阻和泄漏电流的测量

1）测量绝缘电阻与吸收比的工作原理

2）测量绝缘电阻与吸收比的方法

3）泄漏电流的测量

4）测量绝缘电阻和泄漏电流的功效

5）测量绝缘电阻和泄漏电流的注意事项1）测量绝缘电阻与吸收比的工作原理

双层介质模型的电流－时间特性

i（t）=[U/(R1+R2)]+{U(R1C1－R1C2)2/ [(C1+C2)2(R1+R2)R1R2]}exp(-t/τ)

τ＝R1R2(C1+C2)/(R1+R2)双层介质等值电路图吸收和泄漏电流及绝缘电阻的变化曲线

i（t）=Kexp(-t/τ)

τ＝R1R2(C1+C2)/(R1+R2)

在工程应用上的表达方便，把介质处在吸收过程时的U/i也称呼为绝缘电阻R

双层介质等值电路图

吸收和泄漏电流及绝缘电阻的变化曲线定义吸收比K：为加压60秒时的绝缘电阻R60″与15秒时电阻R15″之比值

K=R60″/R15″

定义极化指数P：为加压10分钟时的绝缘电阻R10′与1分钟时电阻R1′之比值

P=R10′/R1′

我国电力行业标准DL/T596－1996即电力设备预防性试验规程等规定：

电力变压器及大型发电机凡采用沥青浸胶及烘卷云母绝缘者：K值应不小于1.3，P值应不小于1.5

大发电机当采用环氧粉云母者：K值应不小于1.6，P应不 小于2.0。 发电机容量在200MW及以上者推荐测量

绝缘状态的判定

若绝缘内部有集中性导电通道，或绝缘严重受潮，则电阻R1、R2会显著降低，泄漏电流大大增加，时间常数τ大为减小，吸收电流迅速衰减。即使绝缘部分受潮，只要R1与R2中的一个数值降低，τ值也会大为减小，吸收电流仍会迅速衰减，仍可造成吸收比K（及极化指数P，下同）的下降。当K＝1或接近于1，则设备基本丧失绝缘能力。不同绝缘状态下的绝缘电阻的变化曲线

2）测量绝缘电阻与吸收比的方法

测量仪表：一般用兆欧表进行绝缘电阻与吸收比的测量

摇表：为了测准吸收比，需用灵敏度足够高的兆欧表。现场仍较多采用带有手摇直流发电机的兆欧表，俗称摇表

晶体管兆欧表：采用电池供电，晶体管振荡器产生交变电压，经变压器升压及倍压整流后输出直流电压

兆欧表的电压：500、1000、2500、5000V等

兆欧表选择：根据设备电压等级的不同，选用不同电压的兆欧表。例：额定电压1kV及以下者使用1000V兆欧表；1kV以上者使用2500V兆欧表兆欧表的原理结构图

屏蔽端子G：主要用于屏蔽表面泄漏电流EGLEGL表面电导体积电导绝缘屏蔽环

例：用兆欧表测量电缆绝缘电阻

用兆欧表测电缆绝缘电阻的接线图1－铅铠外皮2－绝缘3－导芯4-屏蔽环3）泄漏电流的测量微安表直读法（高电位和低电位两种接法）测量电力变压器主绝缘泄漏电流的接线

T1―调压器；T2―高压试验变压器；D―高压硅堆R―保护电阻；C―滤波电容；T―被试变压器4）测量绝缘电阻和泄漏电流的功效测量绝缘电阻和泄漏电流能有效地发现的缺陷：

1、两极间穿透性的导电通道

2、绝缘受潮

3、表面污垢测量绝缘电阻和泄漏电流不易发现的缺陷：

1、绝缘的局部缺陷（局部损伤或裂缝、含有气泡、绝缘分层、脱开等）

2、绝缘的老化（此时的绝缘电阻还相当高）影响绝缘电阻的因素１、湿度的影响：当空气相对湿度较大，绝缘物由于毛细管作用将吸收较多的水分，使电导率增加，降低了绝缘电阻的数值。２、温度的影响：电力设备的绝缘电阻是随温度变化而变化的，其变化的程度随绝缘的种类而异。（我国规定了一定温度下的标准换算系数，只能减少误差，应尽量在相近温度下测量。３、表面脏污和受潮的影响：被试物表面脏污或受潮会使其表面电阻率大大降低，绝缘电阻显著下降。４、被试设备剩余电荷的影响：剩余电荷的极性与兆欧表极性相同时会使测量结果虚假增大，否则虚假减少。（放电）５、兆欧表容量的影响：可以认为兆欧表容量越大越好，推荐选用最大输出电流1ｍＡ及以上的兆欧表，可以得到较准确测量结果。影响泄漏电流测量结果的因素１、高压连接导线对地泄露电流的影响由于接往被试设备的高压导线暴露在空中，当其表面场强高于约20kV/cm(决定于导线直径、形状)等，沿导线表面发生电离，对地有一定的泄露电流，这部分电流会经过回路而流过微安表，影响测量结果的准确性。处理方法：将微安表移至被试设备的上端。实际操作时，将微安表固定在被试设备的上端是比较困难的，一般都是将微安表固定在升压变压器的上端，此时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。屏蔽线可以用低压的软金属线，因为屏蔽和芯之间的电压极低，只是仪表的压降而异。金属的外层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产生，但只在屏蔽线的外层上产生电晕电流，而不会流过微安表。2、表面泄露电流的影响实际测量中，表面泄露电流往往大于体积泄露电流，这给分析、判断被试设备的绝缘状况带来了困难。因而必须消除表面泄露电流的影响。消除的办法一种是使被试设备表面干燥、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露电流直接短接，使之不流过微安表。3、温度的影响经验表明：温度每增高10℃时，发电机的泄露电流约增加0.6倍。测量最好在被试设备温度为30~80℃时进行。故应在停止运行后的热状态下进行测量。或在冷却状态中对几种不同温度下的泄露电流进行测量，以便于比较。4、电源电压的非正弦波形对测量结果的影响•

如电源电压为尖顶波，整流后的直流电压要大于交流基波电压有效值的1.414倍，导致产生误差；•

调压器对波形的影响也很大。如电压是在高压直流侧直接测量的，则上述影响可以消除。5、加压速度的影响对被试设备的泄露电流本身而言，它与加压速度无关，但用微安表所读取的可能是包含吸收电流在内的合成电流。对于电缆、电容等设备来说，由于设备的吸收现象很强，真实的泄露电流需要经过很长的时间才能读到，而在测量时，有不可能等很长的时间，大多是读取加压后1min或2min时的电流值，这一电流显然包含被试设备的吸收电流，而这一部分的吸收电流和加压速度有关。如果电压是逐渐加上去的，则在加压的过程中，就已有吸收过程，读得的电流数值就较小；而如果电流是很快加上的，或者是一下子加上的，则加压过程中就没有完成吸收过程，而在同一时间下读得的电流就会大一些，对于电容量较大的设备都是如此。5、加压速度的影响（续）例如：对一条三芯电缆进行测量，以３kV、6kV、9kV、12kV、16kV等不同电压一次加压，测得结果如左表，又以每隔1min升压1kV的速度加压，结果如下表。比较左右两表，发现：后者泄漏电流绝对值减小了。三相不对称系数也由1.56降为1.1。产生这种现象的原因就是吸收现象。若由左表判断，则设备要退出运行，但该设备实际绝缘良好。处理措施：每一级加压的数值可定为全部试验电压的1/4~1/10左右，每级升压后停30s，再进行第二次加压。6、试验电压极性的影响1）电渗现象的影响：采用如下接线分别对新旧电缆进行试验，为测量方便，将被试设备外皮或外壳对地绝缘，微安表接在低电位侧。试验结果见下页表：由表可以看出：1)试验电压极性对新的电缆无影响。因为新电缆基本没有受潮，所含水分甚微；2)试验电压极性对旧电缆的测量结果有明显影响，因此用负极性试验电压考察泄漏电流较为严格，易于发现绝缘缺陷。6、试验电压极性的影响2）对引线电晕电流的影响在进行直流泄露电流试验时，其高压引线对地构成的电场可以等效为棒-板电场，此时正、负极性的起始电晕电压各不相同，U-<U+，因此外施直流试验电压极性不同时，高压引线的电晕电流是不同的。试验表明：40kV下电晕电流负极性较正极性高50%~80%，对泄漏电流较小的设备(如少油断路器)，高压引线电晕电流对测量结果将其举足轻重的作用，有时甚至出现负值现象。综上所述，直流试验电压极性对电力设备泄露电流的测量结果是有影响的。对油纸绝缘电力设备，采用负极性试验电压有利于发现其绝缘缺陷。而从消除电晕电流影响的角度出发，宜采用正极性试验电压。5）测量绝缘电阻和泄漏电流的注意事项A、测量结果不应作为最后定论，应与下列数据比较：（1）、历史资料（2）、同类设备数据（3）、同一设备不同部位（不同相）的数据当K>2时，有缺陷存在

(4)、其它实验结果B、要考虑测量时温度的影响，只有同一温度下的结果才能比较C、测量电压要稳定，直流脉动不应大于3%D、测量仪表的保护与屏蔽E、测量前应充分放电，避免残余电荷造成误差F、被试品的接地问题G、如所测绝缘电阻较低，应进行分解试验，找出绝缘电阻最低的部分H、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，以免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．I、高压测试连接线应尽量保持架空，确需使用支撑时，要确认支撑物的绝缘对被试品绝缘测量结果的影响极小。J、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，但这并不代表被试设备绝缘不良，必须经过较长时间，才能得到正确结果。采用兆欧表测量时，应设法消除外界电磁场干扰（磁耦合或电容耦合）所引起的误差。具体措施：A.远离强电磁场进行测量；B.采用高电压等级的兆欧表；C.采用兆欧表的屏蔽端子G进行屏蔽。对于两节以上的被试品，如避雷器、耦合电容器等，可将端子Ｇ接到被测避雷器上一节的法兰上，这样，由上方高压线路引起的干扰电流由端子G经兆欧表的电源入地，而不经过电流线圈，从而避免了干扰电流的影响。对于最上节的避雷器，可以将其上法兰接兆欧表E端子后在接地，使干扰电流直接入地。D.选用抗干扰能力强的兆欧表，如ZC-30，GZ-5A2500/5000等。泄漏电流测量时的异常现象及其分析1、从微安表中反映出来的情况指针来回摆动可能是由于电源波动、整流后直流电压脉动系数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，可取其平均值读数；若摆动过大，影响读数，可增大主回路和保护回路中的滤波电容的容值，必要时可改变滤波方式。指针周期性摆动这可能是由于回路存在反充电所致，或者是被试设备绝缘不良产生周期性放电造成。指针突然冲击若向小冲击，可能是电源回路引起；若向大冲击，可能是试验回路或被试设备出现闪络或者间歇性放电引起。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所引起的。测压用微安表不规则摆动可能是由于测压电阻断线或接触不良所致。指针反转，可能是由于被试设备经测压电阻放电所致。接好线后，未加压时，微安表有指示，可能是外界干扰太强或电位抬高引起。上述情况，若遇C、D，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。2、从泄漏电流数值上反映出来的情况泄漏电流过大，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，应首先对试验设备和屏蔽进行认真检查。例如，电缆电流偏大应首先检查屏蔽，若确认无上述问题，则说明被试设备绝缘不良泄漏电流过小，可能是由于线路接错，屏蔽线处理不好，微安表保护部分分流或者有短脱现象所致。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，这可能是由于高压引线过长、空载时电晕电流大所致。所以高压引线应尽量短、粗，无毛刺。3、硅堆的异常情况

在泄漏电流测量中，有时会发生硅堆击穿现象，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，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5MΩ。泄漏电流测量时的异常现象及其分析3介质损耗角正切的测量

1）介损的基本概念

2）西林电桥的基本原理

3）反接法的西林电桥

4）存在外界电磁场干扰时的测量

5）测量介损的功效

6）测量介损的注意事项介质损失的一般概念电介质损耗，按其物理性质可分为下列三种基本形式。1.漏导引起的损耗电介质所具有的电导引起的损耗，直流交流下均存在，与下面两种损耗相比较小。2.电介质极化引起的损耗极化损耗只有在交流电压下才呈现出来，并且随着电源频率的增加而加剧。3.局部放电引起的损耗常用的固体绝缘中往往不可避免地存在气隙，在交流电压作用下，各层的电场分布于该材料的介电常数成反比，而气体的介电常数比固体绝缘材料小得多，所以分担的电场强度较大，但气体的耐电强度又远低于固体绝缘材料，当外施电压足够高时，气隙中首先发生局部放电。交流电压下绝缘体的局部放电和介质损耗都远比直流下强烈。—真空和无损极化引起的电流密度—漏导引起的电流密度—有损极化引起的电流密度损耗角正切：单位体积介质中的损耗功率：含有均匀介质的平板电容器总损耗功率：因为：电导损耗极化损耗包括均匀介质中总的有功损耗：1、气体电介质中的损耗1、当场强不足以产生碰撞电离时气体中的损耗是由电导引起的，损耗极小（＜10-8）2、当外施电压U超过局放起始电压U0时，将发生局部放电，损耗急剧增加，这在高压输电线上是常见的，称为电晕损耗。2、液体电介质中的损耗t＜t1时：电导和极化损耗都很小，随着温度的升高，极化损耗显著增加t1＜t＜t2:由于分子热运动加快，妨碍极性分子的转向极化，极化损耗的减小比电导损耗的增加更快t＞t2时：电导损耗占主要部分非极性或弱极性电介质损耗很小，损耗主要由电导决定损耗主要由电导决定1、损耗功率P：当频率升高到一定值时，转向极化跟不上频率的变化，损耗功率趋于恒定2、介电常数：当频率升高到一定值时，转向极化跟不上频率的变化，介电常数也达到较低的稳定值3、损耗：当频率升高到一定值时，转向极化跟不上频率的变化，与频率成反比地减小tg∝p/fr3、固体电介质中的损耗1、极性固体电介质包括：纤维材料——纸、纤维板等结构不紧的材料含有极性基的有机材料——聚氯乙烯、有机玻璃、酚醛树脂、硬橡胶等2、极性固体电介质的与温度、频率的关系和极性液体相似，其值较大，高频下更为严重，1、不均匀结构的电介质包括：电机绝缘中用的云母制品(是云母和纸或布以及环氧树酯所组合的复合介质)被广泛使用的油浸纸、胶纸绝缘等。2、不均匀结构的电介质的：取决于其中各成分的性能和数量间的比例峰值可能由纸极化损耗引起峰值可能由复合胶极化损耗引起1、反映单位体积中的损耗，与绝缘体的体积大小无关例1：当试品绝缘有两种不同绝缘并联组成

则：

当C2/Cx越小，C2中缺陷（增大）在测整体的时越难发现解决办法是分解测量（如分别对变压器线圈和套管的进行测量）例2：当集中性缺陷所占的体积相对于被试绝缘的体积越小，则集中性缺陷处的介质损耗占被试绝缘全部介质损耗中的比重越小如：电机、电缆设备，被试绝缘体积较大，虽然集中性缺陷的发展是运行中故障的主要原因，但测很难发现，一般不测电介质损耗的特点及影响因素2、与温度和频率有复杂的关系3、与试验电压的关系

当所加试验电压足以使绝缘中的气泡游离或足以使绝缘产生电晕或局部放电等情况时，的值将随试验电压的升高而迅速增大。因此，测定所用的电压，最好接近于被试品的正常工电压，所加电压过低不易发现绝缘中的缺陷；而过高则容易对绝缘造成不必要的损伤．测量介质损耗因数能发现的缺陷测量介质损耗因数是一项灵敏度很高的试验项目，它可以发现电力设备绝缘整体受潮、劣化变质以及小体积设备贯通和未贯通的局部缺陷。例如对绝缘油而言，一般在耐压试验时，好油的耐电强度可达250kV/cm，坏油为25kV/cm，其差别为1：10；而测量其介质损耗因数时，好油很小，约为0.0001，而坏油则达到0.1，二者之间的差别是1：1000.后者的灵敏度提高了100倍。测量介质损耗因数能发现的缺陷但是，当被试设备体积较大，缺陷所占的体积较小时，灵敏度就下降了，因为缺陷的损耗占整个设备的比重太小。因此，对大容量的变压器、发电机绕组以及较长的电缆进行试验，只能检查出它们的普遍绝缘状况，而不容易发现可能存在的局部缺陷，而对电容量较小的设备以及可以分解成部件进行分解试验的设备进行介质损耗因数测量时，易于发现局部缺陷。1）西林电桥的基本原理

高压臂：一个是代表试品的Z1；另一个是无损耗的标准电容C0，它以阻抗Z2作为代表。

低压臂：一个处在桥箱体内，一个是可调无感电阻R3；另一个是无感电阻R4和可调电容C4的并联回路。前者以Z3来代表，后者以Z4来代表 保护：放电管P

电桥平衡：检流计G检零

屏蔽：消除杂散电容的影响西林电桥的基本回路

电桥的平衡条件：Z1/Z3=Z2/Z4

串联等值回路

tgδ=ωR4C4 Cx=R4C0/R3

并联等值回路

tgδ=ωR4C4 Cx=R4C0/[R3 (1+tg2δ)]

Cx：因为tg2δ极小，故两种等值电路的Cx相等西林电桥的基本回路

解之得：

GxG4–

ω2CxC4=0(1)

G4Cx+GxC4=G3C0(2)由（1）得：

tgδ=IRx/ICx=Gx/ωCx

=ωC4/G4=ωR4C4取R4=104/лΩω=100л则

tgδ=106C4（F）=C4（μF）将Gx=ωCxtgδ;C4=G4tgδ/ω代入（2）得：Cx=R4C0/[R3(1+tg2δ)]

CxGxδICxIRxIUtgδ=IRx/ICx

屏蔽：

杂散电容：高压引线与低压臂之间会有电场的影响，可以看作其间有杂散电容 由于低压臂的电位很低，Cx和C0的电容量很小，如C0一般只有50～100pF。所以杂散电容Cs的引入，会产生测量误差 若附近另有高压源，其间的杂散电容Cs1会引入干扰电流iS，也会造成测量误差 所以需要屏蔽，消除杂散电容的影响西林电桥的基本回路

在实验室内：通常测试材料及小设备，被试品是对地绝缘的

现场试验中：有许多一端接地的试品，如敷设在地下的电缆及摆在地面的重大电气设备，要改成对地绝缘是不可能的，只能改变电桥回路的接地点。这样就产生了一种反接法的西林电桥

反接法西林电桥的接线

2）反接法的西林电桥3）存在外界电磁场干扰时的测量在现场进行测量时，试品和桥体往往处在周围带电部分的电场作用范围之内，虽然电桥本体及连接线都如前所述采取了屏蔽，但对试品通常无法做到全部屏蔽。这时等值干扰电源电压就会通过对试品高压电极的杂散电容产生干扰电流，影响测量。

倒相两次测量法：第一次先调电桥到平衡，测得tgδ1和Cx′，然后倒换试验变压器原边电源线的两头，即把试验电压U的相位转一个180°，然后再测得第二次的数值tgδ2和Cx″，可用下式计算得准确的tgδ和Cx值。

tgδ=（Cx′tgδ1+Cx″tgδ2） /(Cx′+Cx″) Cx=(Cx′+Cx″)/2西林电桥的基本回路消除或减小外界电场影响的测试方法

磁场干扰时介损的测量

检流计正反接抗磁场干扰的原理：先设想当无磁干扰时，调电桥到平衡，两个测量臂的数值分别为R3和C4。如存在磁干扰时，调节电桥到平衡，两个测量臂的数值分别为（R3+△R3）和（C4+△C4），此时电桥两臂实际上是有电位差的，由于它克服了磁干扰电势，才使检流计指零。假若把检流计和电桥两臂相接的两端倒换一下，由于其他条件不变，此时如又调电桥到平衡，两个测量臂的数值将分别为(R3－△R3)和(C4－△C4)

当检流计正接时测得：tgδ1=ω(C4+△C4)R4 CX1=C0R4/（R3+△R3）

当检流计反接时测得：tgδ2=ω(C4－△C4)R4

CX2=C0R4/（R3－△R3)

因无磁场干扰时：

tgδ=ωC4R4 CX=C0R4/R3，

故可得：tgδ=(tgδ1+tgδ2)/2 CX=2ＣX1CX2/（CX1+CX2

）如何判断现场干扰•

电场干扰用QS1电桥测量绝缘的tanδ时，其试验电压一般为10kV，当在10kV电压下电桥平衡时，先不减小检流计的灵敏度，而缓慢降低试验电压，观察电桥检流计光带是否展宽，如果展宽，则认为有明显的电场干扰。当然，如果电力设备内部绝缘有缺陷，当试验电压变化时，光带也会发生明显变化。但此时在不同电压下用倒相法或者移相法测量和计算出的试品电容量和介质损耗因数将是不同的，由此可以方便地鉴别出是电场干扰还是绝缘内部存在缺陷。•

磁场干扰磁场干扰一般较小，电桥本体一般都有磁屏蔽。磁场干扰主要影响检流计回路。先将检流计调谐，然后自桥体断开，并将灵敏度调至最大，即可观察检流计中是否有磁感应干扰电流存在。消除或减小由于电场干扰引起的误差，可以采取下列措施：（1）加设屏蔽，用金属屏蔽罩或网把试品与干扰源隔开。（2）采用移相电源（3）倒相法•

移相法利用移相器改变试验电源的电压，使被试设备中的电流Ix与干扰电流Ig同相或者反相分别测两次，取其平均值作为测量值。优点：移相法的准确度较高，例如，对于一台110kV的电流互感器，在无干扰时测得介质损耗因数为4.4%，有干扰时，测得>6%,采用移相法后，测出值仍为4.4%。缺点：接线较为复杂，测量时间较长，需要采用移相器。•

倒相法测量时正、反相各测量一次，得到两组结果，再根据其计算实际的Cx与tanδ。4）测量介损的功效测量介损能有效地发现的缺陷：（1）绝缘受潮（2）穿透性导电通道（3）绝缘内含气泡的游离、绝缘分层、脱壳等（4）老化劣化，绕组上附积油泥（5）绝缘油脏污、劣化等测量介损不易发现的局部性缺陷：（1）非穿透性局部损坏（测介损时没有发生局部放电）（2）很小部分绝缘的老化劣化（3）个别的绝缘弱点例1：当试品绝缘有两种不同绝缘并联组成则：当C2/Cx越小，C2中缺陷（tgδ

增大）在测整体的时越难发现解决办法是将整体绝缘分解后分部测量（如分别对变压器线圈和套管的tgδ

进行测量）5）西林电桥测量法的几个问题1.负值现象及其原因在电桥测量中，将C4调至零，检流计振幅虽最小，但仍不平衡，称为负值现象。造成这种现象的主要原因如下：A.标准电容器CN有损耗，且tanδN>tanδx。此时可采用R3与C4并联的方法测量出电容和介质损耗都极小的试品。B.电场干扰C.空间干扰试品周围的构架、杂物或试品内部绝缘构成的干扰网络，此外还与接地、接线方式有很大关系。例如，华东某110kV变电所对1号主变110kV侧套管进行测试。当时套管未安装在变压器上，将套管由螺丝紧固在套管铁支架上，再将铁支架接地。进行套管介损测试，测得A、B、C相均为负值。查找各方面原因，最后将接地线直接将法兰接地，负值消除。2.强电场干扰下介质损耗因数的测量现场试验表明，测量小电容量（70~100pF)试品的介质损耗因时，若存在电场干扰，无论采用倒相法还是移相法都难以获得准确的结果。建议：A、小容量试品宜采用电桥正接法；B.采用分级加压法：只需在10kV下调整电桥平衡，然后将试验电压调至5kV，如果电桥仍平衡，说明无干扰，否则调至平衡，记录数据，利用两组数据计算Cx和tanδx.C.桥体加反干扰源法D.采用抗干扰交流电桥（如QS1-GK型，常州电力设备厂生产).E.改变频率法3.与温度的关系：温度对tanδ值的影响很大，具体的影响程度随绝缘材料和结构的不同而异。一般来说，tanδ随温度的增高而增大。现场试验时的绝缘温度是不一定的，不同温度下的测量结果不能换算，为进行比较，要求在相同温度条件下测试。4.与电压的关系：试验电压过低，不易发现缺陷，因接近工作电压。5.试品电容量的影响对于电容量较小的试品(例如套管、互感器等)，测量tanδ能有效地发现局部集中性缺陷和整体分布性缺陷。但对电容量较大的试品(例如大中型发电机、变压器、电力电缆、电力电容器等)测量tanδ只能发现整体分布性缺陷。所以对大型设备尽可能地分部测试。6.试品表面泄漏的影响试品表面泄漏电阻总是与试品等值电阻Rx并联，显然会影响所测得的tanδ值，这在试品的Cx较小时尤需注意。排除表面泄漏的方法：加屏蔽环7.测试电源的影响如果试验电源与干扰电源不同步，用移相法等方法也难使电桥平衡。8.电桥引线的影响A.引线长度的影响，一般情况下，Cx引线长度约为5-10m，电容约为1500~3000pF；CN引线约为1~1.5m，电容约为300~500pF。若进行小容量试品测试时，会产生较大的测量误差。B.高压引线与被试品夹角的影响，夹角等于90°时，杂散电容最小，测量结果最接近真实值。C.宜将高压引线垂直下落至被试品，尽量减小高压引线对被试品的杂散电容，引线电晕的影响。D.引线接触不良的影响9.避免电感和励磁铁损造成误差

测量绕组绝缘时，应将绕组首尾短接，绝缘预防性试验中的非破坏性试验结果的综合分析判断一.综合分析的必要性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。设备名称绝缘电阻（MΩ）泄漏电流（μA）tgδ（%）规程要求综合分析解体分析或后果98年99年66kV电流互感器A10000-0.2130.96tgδ值不大于3%A相tgδ增长过快，且远大于同设备的B、C相解体后发现A相受潮B10000-0.1280.125C10000-0.1520.173220kV电流互感器10000-0.411.4tgδ值不大于1.5%tgδ增长过快投运10小时即发生爆炸60kV少油断路器A8007--泄漏电流不大于10μAA相绝缘电阻及泄漏电流远差于B、C相检查发现绝缘受潮。B50001--C50001--二.试验结果的分析判断原则根据现场试验经验，常采用比较法：三、各项非破坏预防性试验结果进行综合分析判断交流耐压、直流耐压及冲击试验

交流耐压

交流耐压：是交流设备的基本耐压方式。适用于≤220kV以下的电力设备。以变压器为例如图所示

交流耐压试验实施办法：电力设备预防性试验规程（DL/T596）已对各类设备的耐压值作出了规定。以电力变压器为例，当大修而全部更换绕组后，按出厂试验电压值进行试验。在其它情况下，它们的耐压值取出厂试验电压的85％。规程给出了电力变压器的交流工频耐压值如表所示电力变压器交流试验电压值

括号内数值适用于不固定接地或经小电抗接地系统

额定电压kV最高工作电压kV线端交流试验电压值kV中性点交流试验电压值kV全部更换部分更换绕组全部更换部分更换绕组3540.5857285726672.5140120140120110126.0200170（195）9580220252.036039530633685（200）72（170）330363.046051039143485（230）72（195）500550.06306805365788514072120工频串联谐振试验设备当试品电容很大时，采用谐振方式谐振条件：稳定后，L的磁能与C的场能相互交换，不消耗电源能量串联谐振的优点：1、对试验变压器要求较低2、试品电流主要由L、C决定，激磁电流比重小，电压波形比较好。3、试品击穿后，由于谐振条件被破坏，高压立即消失，不会产生电弧。4、由于L大，时间常数大，恢复电压慢，不会出现“过冲”，对绝缘没有危险。直流耐压

直流耐压：是直流电力设备的基本耐压方式。对于交流电网中的长电力电缆等，在现场进行交流耐压试验常出现困难，因为长电缆的电容量较大。为了减小试验电源的试验容量，规程规定采用直流耐压来检查电缆绝缘的质量。但目前的研究表明直流耐压会产生空间电荷，引起绝缘的老化，主要原因是空间电荷引起绝缘内部场强畸变，从而引发电树的产生。

直流耐压特点：

与交流耐压不同，直流耐压无局部放电： 对于电缆等油纸绝缘，在交、直流电压作用下，在油和纸上的电压分布不一样。因此两者并不等效。

交流时电压按介电常数ε分布：电压较多作用在油层上

直流时电压按电阻系数ρ分布：电压较多作用在纸上 纸的耐压强度较高，所以电缆能耐受较高的直流电压 为了加强绝缘的考验，电缆的直流耐压值规定得较高。尽管如此，对于使用在交流电网中的电缆，进行直流耐压对绝缘的考验不如交流耐压接近实际。 对电力电缆的直流耐压持续时间为5分钟，可同时进行泄漏电流的测量，加压极性为负 对电力变压器绝缘的泄漏电流测试时所施加的直流电压不很高，可以认为是非破坏性试验 对电机绝缘进行直流耐压，也是发现绝缘缺陷的重要方法雷电冲击耐压

雷电冲击耐压用作为考验电力设备承受雷电过电压的能力。对电力变压器类试品不仅考验了主绝缘，而且是考验纵绝缘的主要方法。只在制造厂进行本项试验，因为本项试验会造成绝缘的积累效应，所以在规定的试验电压下只施加3次冲击。对小变压器是作为型式试验进行的。国家标准规定额定电压≥220kV，容量≥120MVA的变压器出厂时应进行本项试验。电力系统中的绝缘预防性试验，不进行本项试验。对主绝缘的耐受雷电过电压的能力，由交流耐压试验等值地承担

操作冲击耐压

≥330kV电力设备的出厂试验应进行本项试验。对变压器进行出厂试验时，大多采用在高压绕组上直接加压法。在电力系统现场进行各个电压等级变压器的耐压试验时，可采用操作冲击感应耐压方式来取代工频耐压试验。由于利用被试变压器自身的电磁感应作用来升高电压，所以冲击电源装置电压较低，整个装备比较简单。因为工频耐压试验本来是等值地代表雷电和操作过电压的，所以从这个意义上来说，进行操作冲击耐压试验是合理的。而且试验本身不会在绝缘中产生残留性损伤各种预防性试验方法的特点总结各种预防性试验方法的特点

序号试验方法能发现的缺陷1测量绝缘电阻及泄漏电流贯穿性的受潮、脏污和导电通道2测量吸收比大面积受潮、贯穿性的集中缺陷3测量tgδ绝缘普遍受潮和劣化4测量局部放电有气体放电的局部缺陷5油的气相色谱分析持续性的局部过热和局部放电6交流或直流耐压试验使抗电强度下降到一定程度的主绝缘局部缺陷7操作波或倍频感应耐压试验(限于变压器)使抗电强度下降到一定程度的主绝缘或纵绝缘的局部缺陷表中序号6和7两项为破坏性试验，其它各项均属于非破坏性试验3.离线试验及在线监测在线监测的优点高压设备上所加的是运行电压，比停电试验电压高得多，因此测得的参数更真实、灵敏；可以随时进行检测，能够及时发现缺陷。在线监测的缺点可测试项目较少；易受环境因素影响，对测量、抗干扰等多方面技术技术要求很，高造价高；4.电气方法与非电方法

绝缘介质的劣化过程，常伴有热、声、化学等参数的变化。而有些参数较易于测到、或外界干扰少，更应充分予以利用。油中气体分析DGA(DissolvedGasAnalysis)对发现油浸电力设备中的电弧放电、局部过热等潜伏性故障相当有效；红外热成象（Thermovision）可用于发现较小尺寸设备，如避雷器、互感器、套管等的热点故障；超声法对测量振动以及放电定位相当有效。运行现场的两种检测方法带电测量(On-sitedetection):对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。在线监测(On-linemonitoring):在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。在线监测的优点高压设备上所加的是运行电压，比停电试验电压高得多，因此测得的参数更真实、灵敏；可以随时进行检测，能够及时发现缺陷。在线监测的缺点造价高；可测试项目较少；易受环境因素影响。在线监测的非电方法

绝缘介质的劣化过程，常伴有热、声、化学等参数的变化。而有些参数较易于测到、或外界干扰少，更应充分予以利用。油中气体分析DGA(DissolvedGasAnalysis)对发现油浸电力设备中的电弧放电、局部过热等潜伏性故障相当有效；红外热成象（Thermovision）可用于发现较小尺寸设备，如避雷器、互感器、套管等的热点故障；超声法对测量振动以及放电定位相当有效。在线监测的发展趋势由于状态监测与故障诊断技术的难度，不论是国内，还是国外，目前多数监测系统的功能还比较单一。今后发展趋势为：（1）多功能多参数的综合监测和诊断，即同时监测能反映某电气设备的绝缘状态的多个特征参数（2）对电站或变电站的整个电气设备实行集中监测和诊断，形成一套完整的分布式在线监测系统（3）不断提高监测系统的可靠性和灵敏度（4）在不断积累监测数据和诊断经验的基础上，发展人工智能技术，建立人工神经网络和专家系统，实现绝缘诊断的自动化。电气设备状态维修保证设备安全的基本途径

制造100%可靠的设备建立完善的维修计划虽然设备的质量和可靠性主要取决于设计和制造阶段，但为了保证设备的正常运行，在很大程度上也需要借助于投运后的维护工作，即在运行过程中通过对设备进行必要的巡视检查、监测和试验，建立完善的维修计划，以减少事故的发生，提高运行可靠性。但随着设备运行年限的增长，设备的性能会逐年下降。需要不断的保养和维修。电力系统维修方式的演变过程1.事后修理BM（BreakdownMaintenance）或故障维修；2.定期检修TBM（TimeBasedMaintenance）或预防性维修PM（PreventiveMaintenance）；3.状态维修CBM（ConditionBasedMaintenance）或预知性维修（PredictiveMaintenance）。事后维修体制

早期技术及管理水平都很低，即使再重要的设备也只能坏了再修。以致工作毫无计划性，供电可靠性很低。简单方便，对消耗性产品是有效的。随着电力系统的不断扩大，设备故障所造成的停电损失也越来越大，事后维修无法满足系统对运行稳定性的需求。现行维修体制—计划维修

预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一。在我国已有40年的使用经验。预防性试验、大修和小修构成了计划维修制的基本内容。

1.维修周期频繁设备发电机变压器电力电缆GIS小修周期（年）1111大修周期（年）35~10552.预防性试验项目过多电力变压器32项发电机25项互感器11项

GIS达20项计划维修制的种种弊端大修一台30万kVA的发电机需要大约3个月的时间，耗费资金近百万元。大修一台12万kVA的变压器需投入300多个工作人日，资金10万元。大修一台220kV开关需投入100多个工作人日，资金2万元。长时间停电检修，将造成大量的电量损失。300MW机组停运一天，少发电720万度，直接损失150万元。3.经济性差4.增大不安全因素易发生人身和设备安全事故。发生在检修、试验人员身上的伤亡事故占全部供电伤亡事故的77.8%。停送电过程易造成误操作。5.过度维修对110台高压变压器进行的162台次定期吊检大修结果进行统计。共发现缺陷24项，其中一般性缺陷23项，危及安全运行的仅1项。对110kV及以上油开关大修统计表明，95%以上未发现部件损坏。定期检修虽有成效，但过于保守。实践证明，频繁检修非但不能改善设备性能，反而常常会因拆卸、组装等频繁而出现过早损坏及意外故障。

6.维修不足

由于采用周期性定期检查，很难预防由于随机因素引起的偶发事故和发展迅速的故障。设备仍可能在试验间隔期间内由于微小缺陷的迅速发展导致发生故障。

预防性试验是在停电情况下，进行的非破坏性试验，试验电压一般不超过10kV。而大部分变电设备工作电压为110~500kV。很难正确反映高压电气设备在运行中存在的潜伏性缺陷。同时不能顾及绝缘劣化、潜伏性缺陷的发生和发展时间，不能及时准确地发现故障。7.预防性试验条件与实际运行工况不同

设备的现代化对设备的维修体制提出了变革的要求，设备运行的高可靠性和维修方式的经济性已成为电力系统降低运行成本的关键。发展中的维修体制—状态维修状态维修方式的基本思想“治于未病”

采用状态监测和故障诊断技术后，可使预防性维修过渡到预知性维修—

状态维修，从到期维修过渡到该修则修，为变电站无人化提供了技术支持。

状态维修即根据具体设备的实际情况来确定检修周期和检修内容的维修体制。通过对设备运行情况的实时监测，随时查明设备可能“存在着什么样的隐患，什么时候会发生故障”，预先得知将要发生事故的部位和时间，设备管理人员因此可以从容地安排停电计划和组织维修人力，采购必须的备件，以便在短时间内完成高质量的维修工作。实现“无病不修、有病才修、修必修好”的目的。

状态维修的必要性

虽然设备内部缺陷的出现和发展具有很强随机性，但大多都具有一个的较为缓慢的发展过程，在这期间，会产生各种前期征兆，表现为其电气、物理、化学等特性发生渐进的量变。根据这些特征量值的大小及变化趋势，即可对设备的可靠性随时做出判断，从而发现早期潜伏性故障。

状态维修的技术可行性设备状态状态监测故障诊断维修决策状态维修的基础状态监测和故障诊断的作用是1、准确判断运行设备当前处于正常状态还是处于异常状态；2、若有故障，则判断故障的性质、类型和原因；3、根据故障信息和信息处理结果，预测故障的可能发展，对故障的严重程度、发展趋势作出诊断；4、提出控制故障的措施，防止和消除故障；5、提出设备维修的合理方法和相应的反事故措施；6、对设备的设计、制造、装配等提出改进意见，为设备全寿命现代化管理提供科学依据和建议。运行现场的两种检测方法带电检测(On-sitedetection):对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的检测。在线监测(On-linemonitoring):在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动进行的。

设备状态维修管理系统

电气诊断特点

任何诊断问题都是以征兆为线索的，变压器故障诊断的困难在于：一般说来，故障和征兆之间并不存在简单的一一对应关系，一种故障可能对应多种征兆，而一种征兆也可能对应着多种故障。因此仅仅依靠单一的检测项目，对故障的分析是不全面的，需要对各种试验结果进行综合推理。

运行电气设备

电、热、机械、环境等因素作用

性能逐渐劣化故障事故

巨大损失

故障各种前期征兆

电气、物理、化学特性的少量、渐变

特性变化的大小和趋势

早期发现故障电气诊断定义

通过对电气设备的试验和各种特性的测量，

了解其特征，

评估设备在运行中的状态(老化程度)，

从而能早期发现故障的技术

作用

提高电气设备及电力系统的运行可靠性

明显的经济效益和社会效益检测表征工作状态的信号

进行信号处理

提取信号特征

根据信号特征

分析故障类型、性质及严重程度

对故障点进行定位电气诊断的功能根据设备特征推断设备的状态

特征变量Kj，j=1,2,…,n

特征函数G(K1,K2,…,Kj,…,Kn)

状态变量Di，i=1,2,…,m

状态函数F(D1,D2,…,Di,…,Dm)

诊断规则E

特征与状态不一一对应需要诊断规则

E(K1,K2,…,Kn；D1,D2,…,Dm)

特征和状态间的相互关系

工程诊断

找到三者间关系

由特征函数、诊断规则推断设备状态

特征变量分布的随机性

完好绝缘D1和故障绝缘D2

特性参数x的概率密度曲线

fD1(x)及fD2(x)

fD1(x)和fD2(x)分离

在a，b区间中

选择阈值x0fD1(x)和fD2(x)相交

确定x0可能错判(虚报或漏报)

增大x0

减小虚报增大漏报

减小x0

减小漏报增大虚报

考虑上述各种因素

合适的诊断规则

损失最小

因果监测量的随机性电力设备完好设备故障设备判断标准

故障报警

阈值报警关联报警趋势报警一、阈值报警被检测设备监测量“注意值”变压器套管介质损耗tg0.8%变压器油中总烃含量150ppm变压器局部放电量500pC变压器绕组对地绝缘电阻500M

电力设备检测中常用的“注意值”标准监测量时间阈值阈值的确定

试验的方法：最直观的方法是通过试验确定阈值，即通过对设备的型式试验和大量的破坏性试验，来获得设备的监测参量与设备故障间的量化关系。但这种方法由于成本和测试周期的原因，对大型电力设备是不可取的。

简化试验法：通过对设备可靠性模型的简化，对其薄弱环节的材料和结构进行试验测试，以确定监测参量的阈值水平。

实际统计法：有关的导则和规程中给出的各种“注意”值，实际上大多是基于以往停电试验经验的总结。每次在制订规程、导则时，都需要收集和整理现场大量的运行数据及经验，并以此作为故障阈值设定的基础。

监测参量的阈值，决定了设备能够正常运行的基本条件。所以如何保证所设定的阈值能够真实、可靠地反映设备是否存在故障，是阈值报警的关键。确定阈值的90%原则

首先需要通过机理分析和基础试验，确定被监测参量与设备故障是相关联的。并进一步对运行设备的监测参量进行统计。阈值的90%原则是基于90%的设备是运行正常的，而将其余10%高于此标准的设备看作内部存在着可能引发事故的早期故障。监测量台次累计台次占总台次的90%阈值水平监测参量的统计分布

例如80年代时，我国在“导则”中所提出的变压器油中溶解气体注意值，如总烃（C1+C2）：150ppm，乙炔：5ppm，氢：150ppm。是在对19省市6000多台次变压器的实地调查统计后获得的，如表2所示。

设备名称气体组分提出的“注意值”(ppm)6000台·次中超过该注意值的比例变压器及电抗器总烃1505.6%乙炔55.7%氢1503.6%

因此，对变压器的当前DGA测值分析中，如某气体含量超过此“注意值”，只说明它已属小概率事件，应该引起注意，但并不能确切地给出该设备有问题的判断。表2当时“注意值”的统计依据

对于运行设备来说，检测参量的不安全或不可接受的水平一直是一个有争议的问题，实践表明很难把判断有无故障这样一个复杂的具体问题，简单化为仅由一个数值界限去机械地判断。

实际运行经验表明：在某些情况下，监测量虽未达到注意值，但因有的监测参量增长很快，则往往很值得重视；反之，即使略有超过注意值而历年来很少增长的设备，则其危险程度就小得多。

即在实际故障诊断中，不仅要看当前的测值，而且要认真进行多方面的综合比较，例如纵比及横比：此纵比指的是应考虑进行该设备的历史参数（出厂数据、刚投入时的交接试验数据、以前的运行中状况及试验数据等）的比较；而横比是指同一设备不同相间的比较、同类产品的相互比较等。

二、关联报警

关联报警，也称横向比较报警。主要目的是为了提高报警的准确程度，减小误判率。

同一设备、不同监测量间的关联报警；

———多种传感器组合检测及报警多台设备、相同监测参量的比较报警。同一设备、不同监测量间的关联报警

任何电力设备的故障源，都会存在多种物理-化学表现，所以可以同时在多种监测量中得到反映。例如充油电力设备中的过热性故障和放电性故障。过热性故障放电性故障绕组温度油中溶解气体顶层油温红外探测超声测量油中溶解气体局部放电量UHF探测例某230kV故障变压器特征气体COCO2H2CH4C2H6C2H4C2H2结论含量(ppm)458355380224463110538内部存在放电性故障其油中溶解特征气体的监测情况放电监测情况放电监测结论：在B相高压引出线处，存在较强烈的放电点。吊芯检查结果：B相高压引出线的均压球与高压引线接触不良，发生悬浮放电。多台设备、相同监测参量的比较报警

在电力现场通常会安装多台同一类型的设备，如不同母线上的电流互感器、电压互感器以及三相分体的电力变压器等等。这些设备通常都是同一厂家、同一型号以及相近生产年份的产品，因此其结构和特性是基本接近的。

而且通常多台设备同时发生故障的几率是非常小的（小于百万分之一）。比较报警就是通过对同一类型、不同设备的相同监测量进行比较，来发现设备参量的异常变化。

ABC母线

通常以三相设备的相对变化率作为判断指标：优点：能够很好地消除由于负荷及环境变化等共性因素导致的误判。缺点：很难建立统一的标准。上式中，i为被监测参量，I=1，2，···，n

为各监测参量的平均值

可见因负载变化所导致的突变点已成功地被剔除，而正常的数据变化得到很好