高电压技术：第6章_电气设备的预防性试验

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1、高电压工程基础预防性试验方法的分类：预防性试验方法的分类：a. 破坏性试验（耐压试验）。能揭露危险性大的集中性缺陷b. 非破坏性试验（在较低的电压下或用其它不会损伤绝缘的办法来测量绝缘的各种特性，从而判断绝缘的内部缺陷） 破坏性试验和非破坏性试验各有其特点，所反映绝缘缺陷的性质不同，且对不同绝缘结构和材料的有效性也不同。电气设备绝缘缺陷的分类：电气设备绝缘缺陷的分类：a.集中性缺陷（例如悬式绝缘子的瓷质开裂；发电机绝缘局部磨损、挤压破裂；电缆绝缘逐渐损坏等）b. 分布式缺陷（电气设备整体绝缘性能下降，如电机、变压器、套管中有机绝缘材料的受潮、老化、变质） 第第6 6章章 电气设备的预防性试验电

2、气设备的预防性试验6.1 绝缘电阻的测试绝缘电阻的测试6.2 泄漏电流的测量泄漏电流的测量6.3 介质损耗角正切值的测量介质损耗角正切值的测量6.4 局部放电的测试局部放电的测试6.5 电压分布的测量电压分布的测量6.6 绝缘油的电气试验和气相色谱分析绝缘油的电气试验和气相色谱分析6.7 绝缘状态的在线监测绝缘状态的在线监测高电压工程基础6.1 绝缘电阻的测试绝缘电阻的测试 双层介质的吸收现象双层介质的吸收现象双层介质的等值电路 吸收曲线 阴影部分面积为绝缘在充电过程中逐渐“吸收”的电荷。“吸收现象” 对应的电流称为吸收电流吸收电流Ia。由介质中偶极子逐渐转向，并沿电场方向排列而产生的。 电导

3、电流电压按电容分布电压按电阻分布过渡过程吸收现象吸收现象 吸收比与绝缘结构和体积无关，能揭示绝缘整体受潮、局部严重受潮、存在贯穿性缺陷等情况。 一般以Ka1.3作为设备绝缘状态良好的标准。但有些变压器的Ka虽大于1.3，但R值却很低；有些Ka虽小于1.3，但R值却很高。应将R值和Ka值结合起来考虑，除与标准标准比较外，还应与历史历史资料比较，与同类设备同类设备的试验数据比较、与本设备的不同部分不同部分的试验（比如其它相的试验结果）进行比较。 K Ka a值远大于值远大于1-1-绝缘状况良好良好K Ka a值接近于值接近于1-1-绝缘状况不佳不佳 当绝缘受潮或有缺陷时，电流的吸收现象不明显，总电

4、流随时间下降较缓慢。根据其变化，可初步判断绝缘的状况。 绝缘电阻和吸收比的测量绝缘电阻和吸收比的测量绝缘电阻在不高的直流电压作用下测量绝缘电阻在不高的直流电压作用下测量。测量时，绝缘电阻的值是不断变化的；稳态时，等于两层介质绝缘电阻的串联值。规定所加电压60s60s（稳态）（稳态）后测得的数值为绝缘电阻值绝缘电阻值。绝缘电阻和吸收比反映绝缘性能的最基本的指标，通常现场多采用带手摇直流发电机直流发电机的兆欧表兆欧表（俗称摇表、高阻计、绝缘电阻测试仪等）进行绝缘电阻与吸收比的测量。兆欧表兆欧表主要由三部分组成:直流高压发生器、测量回路和显示。其额定电压有250、500、1000、2500V等几种，

5、测量范围500、1000、2000M等。兆欧表的原理和接线图兆欧表的原理和接线图兆欧表根据指针的偏转角度测量绝缘电阻接地端子屏蔽端子接线端子线圈1、2绕向相反，固定于转子上，带动指针旋转（1）试验前将试品放电，以避免试品残余电荷残余电荷而造成误差；（2）试验时，将被试品接于L、E之间，如果被试品表面的泄漏电流较大，为避免表面泄漏电流表面泄漏电流的影响，必须加以屏蔽屏蔽，屏蔽线应接在兆欧表屏蔽端G上；（3）驱动兆欧表达到额定转速，并保持恒定额定转速，并保持恒定；（4）测量吸收比时，先驱动兆欧表达额定转速，待指针指到（空载）时，用绝缘工具将火线迅速接至试品上，同时记录时间，分别读取15s和和60s

6、的绝缘电阻值的绝缘电阻值；（5）测试时必须记录温度温度。 绝缘电阻和吸收比测量的实验方法绝缘电阻和吸收比测量的实验方法手摇式兆欧表测量三芯电缆绝缘电阻6.2 泄漏电流的测量泄漏电流的测量泄漏电流指外加直流电压直流电压时绝缘上流过的电流泄漏电流的测量不仅可反映绝缘电阻大小，还可反映兆欧表所不能反映的绝缘损坏或弱点。泄漏电流的测量除关注电流值之外，还特别关注电流随外加电压变化的曲线。被试品一极必须接地时用反接法。 测量泄漏电流的电路图T.O.被试品； H高电位电极；L低电位电极； A直流电流表；R保护电阻； P放电管；T.O.接地的屏蔽笼无晕高压过压保护常闭，读数打开高电压工程基础 与吸收电流相比

7、，绝缘材料受潮后泄漏电流会增加。当介质上所加电压去掉后，介质放电会出现与吸收过程类似的过程，但没有泄漏电流现象。可根据下面的极化指数和泄漏指数来判断受潮程度。 对于旋转电机，如果极化指数小于1.5，泄漏指数大于30，可以判定为受潮。高电压工程基础泄漏电流的测量与绝缘电阻测量的不同： 加在试品上的直流电压比兆欧表的工作电压高高得多。能发现兆欧表所不能发现的缺陷。如：在20kV电压下测量额定电压为35kV变压器的泄露电流值，能相当灵敏的发现瓷套开裂、绝缘纸桶沿面炭化、变压器油劣化及内部受潮等缺陷。 施加在试品上的直流电压是逐渐增大直流电压是逐渐增大的，这样就可以在升压过程中监视泄漏电流的增长动向。

8、 在电压升到规定的试验电压值后，要保持保持1min1min再读出最后的泄漏电流值泄漏电流值。当绝缘良好时，泄漏电流应保持稳定，且其值很小。高电压工程基础测量泄漏电流应注意的事项：测量泄漏电流应注意的事项：（1）电压的稳定性电压的稳定性：直流电压脉动系数不大于3%，电压降落尽可能低。（2）测量仪表的保护测量仪表的保护：微安表上并联保护放电管，当电压过高时，放电管放电。大于1uF的电容C不仅使电流表读数稳定，且其电压不能突变，平缓放电管上的电压，使得P来得及动作。（3）杂散电流造成的误差杂散电流造成的误差：要求直流高压部分不发生电晕，或者高压引线采用屏蔽屏蔽线，被试品的低压极和测量装置用接地屏蔽笼

9、屏蔽起来。（4）被试品的接地被试品的接地：有些设备一端必须直接接地，测量系统串接在高压侧回路中。应将测量系统放在屏蔽笼测量系统放在屏蔽笼中，尽可能将试品的高压极和引线屏蔽起来，并与电源侧的高压引线连接。高电压工程基础6.3 介质损耗角正切的测量介质损耗角正切的测量介质损失角正切介质损失角正切tg ： 交流电压作用下电介质中电流的有功分量和无功分量的比值，是一个无量纲的数。介质的功率损耗P与介质损耗角正切值成正比。（1）在一定的电压和频率下，介质损失角正切值tg反映了电介质内单位体积中能量损耗的大小，与绝缘介质的形状、大小无关，只与介质的固有特性有关。（2） 测量tg可以有效的发现绝缘的整体性缺

10、陷和小电容试品的严重局部放电。比如介质的受潮、穿透性导电通道、绝缘内气泡及老化等缺陷。高电压工程基础6.3.1 西林电桥的基本原理西林电桥的基本原理若：若：电桥平衡时：电桥平衡时：则：则：（电阻（电阻、电容、电容uF）试品试品正接法正接法(试品高、低压端对地绝缘)正接法中，试品高、低压端对地绝缘。但设备一般都是外壳接地的，也就是试品往往一端固定接地，无法实现正接法，应采用反接法。反接法：C点接地。各调节元件R3、C4、检流计P、R4处于高电位，必须屏蔽， 最好能包括试品的低压电极。西林电桥的反接法若：若：则：则：（电阻（电阻、电容、电容uF）高电压工程基础6.3.2 外界电磁场对电桥的干扰外界

11、电磁场对电桥的干扰外界电场干扰源（1）外界电场的干扰 包括试验时高压电源、电晕放电、及其他高压带电体引起的干扰。 高压引线对标准电容CN(50-100pF) 、B处引线 、Z4臂元件的杂散电容高压引线对试品Cx(几十几千pF) 、A处引线 、Z3臂元件的杂散电容（2）外界磁场的干扰 电桥工作时处在交变磁场中，桥路内将感应出一干扰电势，也会造成测量结果的不准确。，（3）消除电磁干扰的办法 将电桥的低压部分（最好能包括试品的低压电极）全部用接地的金属网屏蔽金属网屏蔽起来，引线也用屏蔽电缆屏蔽电缆线，这样基本上就消除了上述误差。 但对于现场的试品：难以实现屏蔽，故干扰较严重。西林电桥的反接法高电压工

12、程基础 6.3.3 影响测量结果的其它因素影响测量结果的其它因素（1）温度温度的影响 一般情况，tg是随温度上升而增大的。现场试验时，设备温度是变化的，为便于比较，应将不同温度下测得的tg值换算至20。（2）试验电压电压的影响 额定电压范围，良好绝缘的tg几乎不变。若绝缘中存在气泡，当试验电压足以使气泡局部放电时，tg值将随试验电压的升高而迅速增大。 测定tg所加电压，最好接近于被试品的正常工作电压。高电压工程基础（3）测量tg与试品电容的关系 对电容量较小电容量较小的设备，如套管、互感器等，测量tg 值能有效地发现局部集中性和整体分布性集中性和整体分布性的缺陷。但对电容电容量较大的设备量较大

13、的设备，如大中型变压器、电力电缆、电容器、发电机等，测tg 只能发现整体分布性缺陷整体分布性缺陷。 对于可以分解为几个绝缘部分的被试品，分解后进行tg的测试，可以更有效地发现缺陷。（4）试品表面泄漏的影响 为消除表面泄漏，除应将套管表面擦干净外，还可加屏蔽。但应注意，屏蔽线不应改变被试品内的电场分布。高电压工程基础6.3.4 数字化测量方法数字化测量方法 数字化测量tg，不仅可以很容易地调节电桥平衡，而且可以防止外界干扰。 原理：原理：利用传感器从试品上取得所需的电压信号U 和电流信号I，经前置A/D转换电路数字化后，送至数据处理计算机或单片机，经数据处理后算出电流电压之间的相位差，最后得到t

14、g的测量值。局部放电的危害：局部放电的危害： 局部放电将加速绝缘的老化和破坏，发展到一定程度时，可能导致整个绝缘的击穿。测定电气设备在不同电压下局部放电强度与变化规律，能预示设备的绝缘状态，也是估计绝缘电老化速度的重要依据。6.4 局部放电的测试局部放电的测试 介质内部发生的局部放电伴随着发生许多现象。电脉冲产生，介质损耗的增加和电磁波放射；如光、热、噪声、气压的变化和化学变化。 局部放电的检测方法有：脉冲电流法、超声检测法脉冲电流法、超声检测法、超高超高频法频法、光测法、化学检测方法、红外热像法、射频检测法以及数字化局放的检测。也将油的气相色普分析气相色普分析归为局部放电检测的方法。 6.4

15、.1 脉冲脉冲电流法流法该方法通过检测阻抗，检测设备接地线中由于局放引起的脉冲电流,获得视在放电量。脉冲电流法是研究最早、应用最广泛的一种检测方法,IEC 对此制定了专门的标准。目前规程中已规定了定量的指标。该方法的主要缺点是: (a) 检测阻抗和放大器对测量的灵敏度、准确度、分辨率以及动态范围等都有影响。 (b) 测试频率低,一般小于1MHz ,包含的信息量少; (c) 在离线状态其灵敏度较高,而现场中易受外界干扰,抗干扰能力差。 高电压工程基础 脉冲电流法测量局部放电的检测回路脉冲电流法测量局部放电的检测回路检测原理：检测原理：耦合电容器为被试品和测量阻抗之间提供一个低阻抗的通道。被试品一

16、发生局部放电，因被试品Cx、耦合电容Ck和检测阻抗Zm构成的回路内有电流流过，就可由检出阻抗把与脉冲电流成比例的脉冲电压检测出来，检测到的信号通过放大器送到测量仪器上。 Cx 被试品的电容；Ck 耦合电容；Zm，Zm测量阻抗；Z 低通滤波器；u 电压源；M 测量仪器；A 放大器 高频脉冲电流检测通过安装在设备地线上的钳型电流传感器，在足够宽的频带范围内，检测局部放电产生的脉冲电流信号。 高频脉冲电流法通过HFCT感应而不是直接测量放电的脉冲电流，不受运行设备电容量的影响。测量频带宽、包含信息量大，可真实地反映局部放电的原始脉冲电流特征，是非侵入式的检测方法。高频脉冲电流法高频脉冲电流法6.4.

17、2 6.4.2 超声波检测法超声波检测法局部放电可产生声信号，该声信号以球面波形式向四周传播，若在设备外壳安装几个压电传感器，利用几传感器信号时间先后之间的关系，可进行局部放电的定位，但不能定量的检测局部放电的视在放电量。抗电磁干扰能力强。目前还不能确定超声信号强弱与绝缘劣化的定量关系超声信号强弱与绝缘劣化的定量关系，超声法只是一种辅助测量手段，用于定性地判断局部放电信号的有无及放电源定位。可用于本地局部放电的检测。一般将将声测法和声测法和声测法和声测法和电测法电测法电测法电测法结合起来使用。结合起来使用。当开关柜等存在局部放电时，设备内部会辐射出电磁波信号。电磁波在空间传播遇到金属时，在柜体

18、内表面会感应出幅值大小、频率等参数与局部放电电磁波相关的感感应应脉脉冲冲电电流流。由于开关柜有缝隙，该脉冲电流传播到开关柜外表面，沿着金属柜体外表面传到大地，在金属外壳上形成暂暂态态对对地地电电压压（TEV）。若在其金属外箱壳上放置一个电电容容传传感感器器，就可检测到与局部放电相关的暂态地电波，即检测到局部放电。 6.4.3 6.4.3 暂态地电波检测法暂态地电波检测法 离线振荡波局部放电检测系统 有些设备电容量大，在运行现场电源容量不够大。如高压电缆，无法实现工频耐压试验的现场测量。目前采用振荡波方法，利用电缆电容与电感线圈发生串联谐振，将所需的低频高压试验电压加到试品上。在振荡波耐压试验时

19、同时通过高频耦合器测量测量局部放电。6.4.4 6.4.4 振荡波局部放电检测振荡波局部放电检测法法6.5 电压分布的测量电压分布的测量（1）绝缘表面的电压分布）绝缘表面的电压分布 a. 当表面比较清洁时：电压分布由绝缘电容和杂散电容决定 b. 当表面因污染而电阻下降时：电压分布由表面电导决定 （2）测量电压分布可以发现的绝缘状况）测量电压分布可以发现的绝缘状况 电压分布能反映绝缘子的一些特征，如污秽分布状况、绝缘子绝缘状况等。另一方面，通过测量电压分布可判别零值绝缘子。因此，测量电压分布是不停电检查劣化绝缘子以及绝缘子污秽的有效方法。高电压工程基础短路叉测量电压分布方法：短路叉测量电压分布方

20、法： 当短路叉的一端2先和下而绝缘子的铁帽接触，而将另一端l靠近被测绝缘子的铁帽时，在1和铁帽间便会产生火花。被测绝缘子承受的电压越高，则出现火花越早，而且火花的声音亦越大。高电压工程基础音响式测杆的原理接线：音响式测杆的原理接线： 图中左侧所示的高压电容C及放电管等在工作时处于高电位，而右侧所示的接收器及仪表等处于低电位，两者用空心绝缘杆连接起来。测量原理：测量原理： 当被测绝缘子两端电压降低时，放电管的放电频率降低，发声器中发出的声音频率也变低，于是，仪表读数较小，反之则较大。（音响式测杆的检出电压范围约为120kV。）高电压工程基础6.6 绝缘油的性能检测绝缘油的性能检测 绝缘油广泛应用

21、于高压电气设备的内绝缘，其中使用最广泛的是变压器油。变压器油是从石油分馏后经精制而成的碳氢化合物的混合物，其性能稳定。 变压器油的试验内容较多，大致可分为电气性能的测试和理化性能的测试两大类：电气性能试验电气性能试验：电阻率的测量、 tg 的测量、介电常数的测量、电气强度的测量等；理化性能试验理化性能试验：酸值试验、凝固点试验、闪火点试验、粘度试验、变压器油的气相色普分析和液相色普分析等。 介质损耗角正切值的试验介质损耗角正切值的试验 在专用的试验电极中测油的tg 可以检查油的损耗性能。 由于油温对tg值影响较大，温度高时不同质量油的tg差别可能更大，故测量tg 时需将电极放在恒温箱中。 电气

22、强度试验电气强度试验 在标准油杯中做油的击穿试验。每个试样做6次，以6次击穿电压的平均值作为其电气强度。 由于气泡的存在会导致油击穿强度的降低，因而试验时油样的抽取和注入，需防止气泡的产生。比如“杯壁下流”、静放，保证无气泡后进行试验。 液相色谱分析通过分离技术，将液体混合物进行分离，利用为色谱仪进行分析其组分和含量。 液相色普分析液相色普分析高电压工程基础 绝缘油在不同性质的故障下受热分解，产生不同成分、不同含量的烃类气体。 绝缘油的气相色谱分析绝缘油的气相色谱分析（19061906年、俄植物学家年、俄植物学家Tsweet ）在热和电的作用下，变压器绝缘发生如下变化：绝缘油会逐渐老化、分解而

23、产生各种低分子烃、氢气以及有机酸和石蜡等；而以纤维素为基础的固体绝缘材料（纸和纸板）发生劣化分解时，除释放出水、醛类、酮类和有机酸外，还会产生相当数量的一氧化碳和二氧化碳。 变压器油中溶解的各种气体成分各种气体成分的相对数量相对数量和形成速度速度，主要主要取决于故障点能量的释放形式能量的释放形式以及故障的严重程度故障的严重程度，所以根据油中溶解气体的色谱分析色谱分析可以判断设备内部是否是否存在异常异常，推断故故障类型障类型及故障能量能量等。 高电压工程基础 绝缘油在不同性质的故障下受热分解，产生不同成分、不同含量的烃类气体。通过气相色普分析可以发现充油设备中某些用tg等方法所不能发现的局部性缺

24、陷（如局部过热、局部放电），迅速简便，不需要设备停电。 取出运行设备的油样，将油样经喷嘴喷入真空罐内，使油中溶解的气体迅速释放出来。然后将脱出的气体压缩至常压，用注射器抽取试样后送入气相色普仪，对不同气体进行分离和定量。 GB/T725201变压器油中溶解气体分析和判断导则推荐了气体各组分、产气速率的注意值和判断故障性质方法。气相色谱试验适合于预防性试验的要求。可以及时掌握变压器、互感器等设备的运行情况，有效地防止事故的发生。（1）看特征气体的）看特征气体的含量、含量、组成和主次组成和主次 油和固体材料在电、热作用下分解各种气体，判断故障的特征气体主要包括乙炔C2H2、氢H2、烃类(甲烷CH4

25、 、乙烷C2H6 、乙烯C2H4、乙炔C2H2）、及CO、CO2等。 油中故障不同，产生不同的特征气体。可以根据绝缘油的气相色谱测定结果、产气的特征、特征气体的注意值注意值，对变压器等设备有无故障及故障性质作出初步判断。 金属局部过热金属局部过热：总烃总烃含量较高，其中甲烷CH4、乙烯C2H4较多；固体绝缘热分解固体绝缘热分解：CO、CO2含量高；油中局部放电油中局部放电：乙炔C2H2和H2的含量较大。绝缘材料受潮绝缘材料受潮：总烃不高，H2在总烃中的比例高。 油中溶解气体含量的油中溶解气体含量的“ “注意值注意值” ” 总烃含量150 ppm (体积分数)H2含量150 ppmC2H2含量5

26、 ppm (500 kV等级变压器为1 ppm) 运行设备的油中运行设备的油中H2H2与总烃含量超过下列任何一项值时应与总烃含量超过下列任何一项值时应引起注意：引起注意：注 总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体。（2）看特征气体的产气速率）看特征气体的产气速率 特征气体的组分、含量及与是否超注意值，不能完全判断设备是否故障和其故障类型。 不同特征气体的产气速率，可更直接的反映故障的存在、严重程度及其发展趋势，可以进一步确定故障的有无及性质。油中溶解气体含量增量的油中溶解气体含量增量的“ “注意值注意值” ” 总烃产气速率大于0.25ml/h (开放式)0.5ml/h (密封式

27、), 相对产气速率大于10%/月。（3）三比值法判断）三比值法判断 只有根据各特征气体含量的注意值或产气速率注意值判断可能存在故障时，才能用三比值法判断其故障的类型。 国标采用国际电工委员会(IEC)提出的特征气体比值的三比值法（ 乙炔C2H2/乙烯C2H4、 甲烷CH4/氢气H2、 乙烯C2H4/乙烷C2H6）作为判断变压器等充油电气设备故障类型的主要方法。 三比值法中，每种典型故障对应的一组比值。判断变压器故障类型的判断变压器故障类型的IECIEC三比值法三比值法 编码说明：如 =13时，编码为1三比值法的编码规则三比值法的编码规则特征气体特征气体比值范围比值范围比值范围编码比值范围编码

28、3222序序号号故障性故障性质编 码典典 型型 例例 子子0无故障无故障000正常老化正常老化1低能量密度局部低能量密度局部放放电010绝缘材料气隙未完全浸材料气隙未完全浸渍，存在气泡，存在气泡，含气空腔或高湿度作用。含气空腔或高湿度作用。2高能量密度局部高能量密度局部放放电110原因同上，但程度已原因同上，但程度已导致固体致固体绝缘产生生放放电痕迹或穿孔。痕迹或穿孔。3低能放低能放电12012不良接点不良接点间或或悬浮浮电位体的位体的连续火花放火花放电，固体材料，固体材料间的油的油击穿。穿。4高能放高能放电102存在工存在工频续流，相流，相间、匝、匝间或或绕组对地地电弧弧击穿，有穿，有载分接

29、开关切断分接开关切断电流等。流等。5 700高温高温过热故障故障022故障类型判断故障类型判断冷却冷却单元单元气体提取单元气体提取单元注入口注入口色谱柱色谱柱载气载气分析气体分析气体分析系统分析系统ModemModem数据传输数据传输传感器传感器变压器变压器DGADGA在线监测系统在线监测系统高电压工程基础6.7 绝缘状态的在线监测绝缘状态的在线监测 不论是预防性试验还是高压试验，电气设备都是处于离线（需退出运行）状态，停电后设备状态与运行时不完全相同，影响绝缘状态判断的正确性。定期维修定期维修( (现行维修体制现行维修体制) ) 预防性试验是电力设备运行和维护工作中的预防性试验是电力设备运行

30、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。在我国已有效手段之一。在我国已有40年的使用经验。年的使用经验。 预防性试验、大修和小修构成了定期维修制预防性试验、大修和小修构成了定期维修制的基本内容。的基本内容。维修周期频繁、项目多维修周期频繁、项目多 定期维修制的种种弊端定期维修制的种种弊端设备发电机变压器GIS电缆小修周期 年1111大修周期 年35-1055预防性试验数253220 经济性差经济性差设备大修所需时间大修所需资金300MVA发电机3个月约百万120MVA变压器300人日10万元220 kV开关100人日2万元预防性

31、试验条件与实际运行工况不同预防性试验条件与实际运行工况不同增大不安全因素增大不安全因素易发生人身和设备安全事故。易发生人身和设备安全事故。 发生在检修、试验人员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。停送电过程易造成误操作。过渡维修和维修不足过渡维修和维修不足某局对110台高压变压器进行的162台次定期吊检大修，发现一般性缺陷23项、危及安全运行的仅1项。110kV及以上油开关大修统计表明，95%以上未发现部件损坏。实践证明，频繁检修非但不能改实践证明，频繁检修非但不能改善设备性能，反而常常会引入新的故障因素。善设备性能，反而常常会引入新的故障因素。采用周期性定期检查

32、，很难预防由随机因素引起的偶发事故。设备仍可能在试验间隔期间由于微小缺陷持续发展导致发生故障。 设设备备现现代代化化对对其其维维修修体体制制提提出出了了变变革革要要求求，设设备备运运行行的的高高可可靠靠性性和和维维修修方方式式的的经经济济性性已已成成为为电电力力系系统统降低运行成本的关键。降低运行成本的关键。 发展中的维修体制发展中的维修体制状态维修状态维修 状态维修即根据具体设备的实际情况来确定检修时间和状态维修即根据具体设备的实际情况来确定检修时间和检修内容的维修体制。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

33、什么样的隐患，什么时候会发生故障存在着什么样的隐患，什么时候会发生故障”，预先得知将，预先得知将要发生事故的部位和时间，设备管理人员可以从容地安排停要发生事故的部位和时间，设备管理人员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。完成高质量的维修工作。 目的：目的：“无病不修、有病才修、修必修好无病不修、有病才修、修必修好” 回答：有病没病？什么病？什么时候修？怎么修？ 虽然设备内部缺陷的出现和发展具有很强随机性，但大多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

34、，在这期间，会产生各种前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。期征兆，表现为其电气、物理、化学等特性发生渐进的量变。根据这些根据这些特征量特征量值值的大小及变化趋势，即可对设备的可靠性随的大小及变化趋势，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。时做出判断，从而发现早期潜伏性故障。 运行现场的两种检测方法运行现场的两种检测方法:带电测量带电测量 (On-site detection): 对在运行电压下的设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。备采用专用仪器由人员参与进行的测量。 电气设备状态监测

35、电气设备状态监测在线检测是设备状态维修和无人值班变电站的基础。一般将待检测的物理量通过传感器传感器，转换为电量（电压），经滤波、放大滤波、放大后，进行模数转换模数转换，将待测物理量变成数字信号。进行检测、监测，以及信号的处理、分析，并通过专家系统进行绝缘状态的判断（模式识别）。在线监测在线监测 (On-line monitoring): 在不影响设备运行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。常是自动进行的。 6.7.1 6.7.1 tg 的在线监测的在线监测1. 电桥法电桥法电压互感器PT降压，以适应标准电容器额

36、定电压 可用电桥法在线监测tg。但由于原电桥中的标准电容的额定电压是10kV，需引入电压互感器进行降压以适应高压设备的在线监测。互感器的引入会带来角差，可通过RC移相电路予以校正。 电桥法的优点是，它的测量与电源波形及频率不相关；其缺点是，由于R3的接入，改变了被测设备原有的状态。 高电压工程基础2. 全数字测量法（数字积分法）全数字测量法（数字积分法） 原理：原理：用AD转换器分别对电压和电流波形进行数字采集，然后根据傅里叶分析法的原理进行的数字运算，最终可以求得tg的值。 6.7.2 局部放电的在线监测局部放电的在线监测电力变压器PD的在线声电联合监测CD电流脉冲检测器；MC-超声传感器；

37、RC-罗戈夫斯基线圈；NP-中心点套管电流脉冲及超声信号(a)来自某RC；(b)来自MC2；(c) 来自MC5离离PD近近现场干扰现场干扰线路或临近设备的电晕放电和内部放电；高频载波和保护信号的干扰；晶闸管等整流装置引起的干扰；无线电信号的干扰；其它的周期性干扰；以及白噪声。应针对不同干扰的特点有针对性的采取抗干扰措施。局部放电信号的分析方法局部放电信号的分析方法时域分析、频域分析、时频联合分析、以及其它现代信号处理方法（小波、神经网络等）。局部放电信号的特征提取局部放电信号的特征提取不同放电，其放电特征不同。目前常用局部放电分布谱图（幅值相位、放电次数相位）的统计算子，进行分析：偏斜度、陡峭

38、度等等（37个算子）。局部放电信号的模式识别局部放电信号的模式识别根据已获得的典型放电的数据库，判断放电类型及位置。高电压工程基础 局部放电超高频检测技术局部放电超高频检测技术通过传感变压器、GIS等电气设备内部局部放电所激发的超高频电磁波，实现局部放电的检测和定位，检测信号的中心频率和带宽可调，抗干扰能力强。超高频法GIS局部放电的在线监测原理图高电压工程基础6.7.3 6.7.3 油中气体含量的在线监测油中气体含量的在线监测 油中气体在线检测装置主要由脱气、混合气体分离、气体检测三大部分构成。 现场监测的油脱气装置有：利用某些塑料薄膜(如聚四氟乙烯、聚酰亚胺)独特的透气性，让油中所含的气体透析到气室里；另一种是用微型泵在现场将油样吹入空气而释出某些气体(如氢气)。 目前，可用于变压器油中气体监测的气体定量检测方法主要是传感器检测法。 以检测对象分类，油中气体在线检测包括：可燃性气体（H2、CO和各类气体烃类含量的总和）、单种气体（H2）浓度的测量、多种气体组分的浓度等。 种种非破坏性试验各具功能，也各有局限性。 必须将各项试验结果联系起来进行综合分析。 当有个别试验项目不合格时，宜用“三比较三比较”办法来处理： 与同类型设备比较 在同一设备的三相试验结果之间进行比较 与该设备技术档案中的历年试验所得数据作比较。