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电力设备预防性试验按其对被试绝缘的危险性可分为非破坏性试验和破坏性试验两类。
（1）非破坏性试验是指在较低试验电压（低于或接近额定电压）下或用其他不损伤绝缘的办法来检测绝缘特性的试验。主要指测量绝缘电阻、泄漏电流和介质损耗因数等电气试验项目。由于这类试验所施加的电压较低，故不会损伤设备的绝缘性能，其目的是判断绝缘状态，及时发现可能的劣化现象。
（2）破坏性试验是指在高于工作电压下所进行的试验。试验时在设备绝缘上加上规定的试验电压，考虑绝缘对此电压的耐受能力，因此也叫耐压试验。它主要指交流耐压和直流耐压试验，以及冲击耐压试验。由于这类试验所加电压较高，考验比较直接和严格，但也有可能在试验过程中给绝缘造成一定的损伤，故而得名。
应当指出，这两类试验是有一定顺序的，应首先进行非破坏性试验，然后再进行破坏性试验，这样可以避免不应有的击穿事件。例如进行变压器预防性试验时，当用非破坏性试验检测出其受潮后，应当先进行干燥，然后再进行破坏性试验，这样可以避免变压器一开始试验就被打坏，造成修复困难。
电力设备的预防性试验是指为了发现运行中设备的隐患，预防事故发生或设备损坏，对设备进行的检查、试验或检测，也包括取油样或气样进行的试验。具体地讲，电力设备预防性试验是指对已投入运行的设备按规定的试验条件（如规定的试验设备、环境条件、试验方法和试验电压等）、试验项目、试验周期所进行的定期检查或试验，以发现运行中电力设备的隐患、预防发生事故或电力设备损坏。它是判断电力设备能否继续投入运行并保证安全运行的重要措施。
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。我国电力设备预防性试验规程的内容实际上超出了预防性试验的范围，它不仅包括定期试验，还包括大修、小修后的试验及新设备投运前的试验。
（1）按对电力设备绝缘的危险性分：
1）非破坏性试验。在较低电压（低于或接近额定电压）下进行的试验称为非破坏性试验。主要指测量绝缘电阻、泄漏电流和介质损耗因数（tan δ ）等电气试验项目。由于这类试验施加的电压较低，故不会损伤电力设备的绝缘性能，其目的是判断绝缘状态，及时发现可能的劣化现象。
2）破坏性试验。在高于工作电压下所进行的试验称为破坏性试验。试验时在电力设备绝缘上施加规定的试验电压，考验对此电压的耐受能力，因此也叫耐压试验。它主要是指交流耐压、直流耐压试验和冲击耐压试验。由于这类试验所加电压较高，考验比较直接和严格，但也有可能在试验过程中给绝缘造成一定的损伤，故而得名。
（2）按停电与否分：
1）常规停电预防性试验。这就是通常所说的预防性试验。
2）在线检测。它是指在不影响电力设备运行的条件下，即不停电对电力设备的运行工况和（或）健康状况连续或定时进行的监测。它是预防性试验的重要组成部分，是发展的最高形式。
（3）按测量的信息分：
1）电气法。是指测量各种电信息的方法。如测量泄漏电流、介质损耗因数tan δ 等。
2）非电气法。是指测量各种非电信息的方法。如油中溶解气体色谱分析和油中含水量测定等。
应当指出，尽管试验项目很多，但是并不要求每一电力设备都要做全上述各项目。对不同类型的电力设备以及同类型不同电压等级的电力设备，只需要按《电力设备预防性试验规程》（DL/T 596—1996）（以下简称《规程》）所要求的项目进行即可。测试时，应首先进行非破坏性试验，然后再进行破坏性试验，以避免不应有的击穿事件发生。
各种预防性试验方法和项目是从不同角度对电力设备进行诊断，各有其独特性，它们发现绝缘缺陷的效果，对不同的电力设备并不完全一样，根据现场的试验经验，可以变压器类设备为例将各种预防性试验方法能发现的缺陷及其效果归纳成表2-1中所列的各项。
表2-1 各种预防性试验方法能发现的绝缘缺陷及其效果
续表
目前，对电力设备预防性试验的各种方法，很难根据某一项试验结果就作出结论。另外，电力设备的绝缘运行在不同的条件时，缺陷的发展趋势也有差异。因此应根据多个项目的试验结果并结合运行情况、历史试验数据作综合分析，才能对绝缘状况及缺陷性质得出科学的结论。
概括地说，电力设备预防性试验结果的综合分析和判断就是比较法。具体地说，它包括如下几个方面：
（1）与设备历次（年）的试验结果相互比较。因为一般的电力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。
例如，某66kV电流互感器，连续两年测得的介质损耗因数tan δ 分别为0.58%和2.98%。由于认为没有超过《规程》要求值3%而投入运行，结果10个月后发生爆炸。实际上，只比较两次试验结果（2.98/0.58=5.1倍），就能判断不合格，从而避免事故的发生。
（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。
例如，某66kV电流互感器，连续两年测得的三相介质损耗因数tan δ 分别为：A相0.213%和0.96%；B相0.128%和0.125%；C相0.152%和0.173%。没有超过《规程》要求值3%，但A相连续两年测量值之比为0.96/0.213=4.5，而且较B、C相的测量值也显著增加，其比值分别为0.96/0.125=7.68；0.96/0.173=5.5。由综合分析可见，A相互感器的tan δ 值虽未超过《规程》要求，但增长速度异常，且与同类设备比较悬殊较大，故判断绝缘不合格。打开端盖检查，上盖内有明显水锈迹，说明进水受潮。
（3）同一设备相间的试验结果相互比较。因为对同一设备，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，则说明有异常的相绝缘可能有缺陷。
例如，某FCZ-220J型磁吹避雷器（每相由两节FCZ-110J组成），用兆欧表测量并联电阻的绝缘电阻，其中一节为∞，另外五节均在800～1000MΩ范围内，这说明为∞的那节可能有问题，后来又测量电导电流并拍摄示波图，确认并联电阻出现了断线。
（4）与《规程》的要求值比较。对有些试验项目，《规程》规定了要求值，若测量值超过要求值，应认真分析，查找原因，或再结合其他试验项目来查找缺陷。
例如，其66kV电流互感器，测得A、C相的绝缘电阻均为25MΩ，显著降低；测得该两相的tan δ 和电容值 C x 分别为3.27%和1670.75pF；3.28%和1695.75pF。tan δ 值超过《规程》要求值3%， C x 较正常值102pF增大约16.4倍，根据上述测量结果可判断绝缘受潮。检修时，从该互感器中放出大量水，证实了上述分析和判断的正确性。
（5）结合被试设备的运行及检修等情况进行综合分析。
总之，应当坚持科学态度，对试验结果必须全面地、历史地进行综合分析，掌握设备性能变化的规律和趋势，这是多年来试验工作者经验积累出来的一条综合分析判断试验结果的重要原则，并以此来正确判断设备绝缘状况，为检修提供依据。
为了更好进行综合分析判断，除应注意试验条件和测量结果的正确性外，还应加强设备的技术管理，健全并积累设备资料档案。目前我国许多单位已经应用计算机管理，收到良好效果。
对这个问题要根据具体情况作具体分析后决定。一般说来，若交、直流耐压试验合格，即认为可以投入运行。如果其他个别项目不合格，应及时采取措施，予以处理。但有时如果急需发、供电，缺陷的性质又不太严重，而且立即进行检修的条件又不具备，有时也可先让该设备投入运行，在运行中认真加强监视。
多年来，常规停电预防性试验对保证电力设备安全运行起到了积极的作用。但是随着电力设备的大容量化、高电压化、结构多样化及密封化，对常规停电预防性试验而言，由于所采用的方法大多是传统的简易诊断方法，因而显得不太适应，主要表现在如下几个方面：
（1）试验时需要停电。目前，我国电力供应还比较紧张，即使是计划性停电，也会给生产带来一定的影响。在某些情况下，当由于系统运行的要求设备无法停运时，往往造成漏试或超周期试验，这就难以及时诊断出绝缘缺陷。另外，停电后设备温度降低，测试结果有时不能反映真实情况。研究表明，约有58.8%的设备难以根据低温度试验结果作出正确判断。
（2）试验时间集中、工作量大。我国的绝缘预防性试验往往集中在春季，由于要在很短的时间（通常为3个月左右）内，对数百甚至数千台设备进行试验，一则劳动强度大，二则难以对每台设备都进行十分仔细的诊断，对可疑的数据未能及时进行反复研究和综合判断，以致酿成事故。例如，某SW 6 -220型少油断路器，测得A、B、C三相泄漏电流分别为2μA、7μA、2μA。B相泄漏电流异常、且绝缘油火花放电电压仅有18.8kV，由于忽视综合分析和判断，认为B相泄漏电流没有超过《规程》要求值10μA，而投入运行，结果投运10个月后发生爆炸。
（3）试验电压低、诊断的有效性值得研究。现行的变电设备中有很大部分的运行相电压为110/
～500/
kV，而传统的诊断方法的试验电压一般在10kV及以下，即试验电压远低于工作电压。由于试验电压低，不易发现缺陷，所以曾多次发生预防性试验合格后的设备烧坏或爆炸情况。例如，某OY-110
-0.0066型耦合电容器试验合格，而运行不到3个月就发生爆炸。
由于近几年来愈来愈多的技术人员从实践中意识到：有些试验项目现在不太灵了。例如，某台220kV油纸电容式电流互感器，停电预试时，按《规程》加10kV试验电压，测得其介质损耗因数tan δ 为1.4%，未超过《规程》的要求值1.5%，但投运10h后就爆炸了。这是因为随着电力设备的电压增高、容量增大，现有的停电下进行的非破坏性试验测得的一些参数还难以全面反映绝缘情况，特别是其耐电强度或寿命。为此，应当继续研究以下两方面的问题：
（1）新的预防性试验的参数与方法。近几年来，色谱分析、局部放电等试验项目的引入，对发现某些缺陷相当有效，但对有些缺陷仍难以在早期发现。因此，继续研究新的预防性试验参数及方法是势在必行的。
（2）在线监测。电力设备虽然都按规定按时做了预防性试验，但事故往往仍然有所发生，其主要原因之一是由于现行的试验项目和方法不能检出一个周期内的故障。由于绝大多数故障在事故前都有先兆，这就要求发展一种连续或选时的监视技术，在线监测就是在这种情况下产生的。它是利用运行电压本身对高压电力设备绝缘情况进行试验，这样可大大提高试验的真实性和灵敏度，这是在线监测的一个重要出发点，但是不能认为将原有的停电预防性试验项目都改为在线监测就大功告成了，也应研究新的监测参数和方法。重点研究信息传递手段的更新和绝缘劣化机理。
近年来随着传感器技术、光纤技术、计算机技术等的发展和应用，为在线监测开发了新的一篇。图2-1给出了在线监测中一个最基本的流程方框图。由各种传感器系统所获得的各种信号——采集的可能是电气参量，也可能是温度、压力、超声等非电参量，经过必要的转换后，统一送进数据处理系统进行分析。当然，为采集及处理不同的参量还需要相应的硬件与软件支持。在综合分析判断后给出结果，既可以用微型打字机打印，也可以直接存盘或屏幕显示；有的如“超标”，可立刻发出警报；也可与上一级检测中心相连，即形成多级监控系统的一部分。这时，为轻便起见，在设备旁边的在线监测仪一般可用单片（或单板）机来完成；而在变电所里另有个人计算机即可对各电力设备、各参量统一进行分析处理，实现存储、分析、对比、诊断等功能。
目前电力设备绝缘在线监测技术正沿着两个方向发展：一是发展多功能、全自动的绝缘在线监测系统，它用计算机控制，能够实现全天候自动监测、自动记录、自动报警；二是发展便携式绝缘监测仪，由工作人员带到现场对电力设备的绝缘状况进行在线监测。
图2-1 在线监测流程示意图
电力设备的电压等级越高，其器身也越高，引接线面积越大，感应电压也越高，拆除高压引线需要用升降车、吊车，工作量大，拆接时间长，耗资大，且对人身及设备安全均构成一定威胁。为提高试验工作效率，节省人力、物力，减少停电时间，当前需要研究不拆高压引线进行预防性试验的方法。
由于不拆引线进行预防性试验，通常是在变电所电力设备部分停电的状况下进行，将会遇到电场干扰强，测试数据易失真，连接在一起的各种电力设备互相干扰、制约等一系列问题。为此，必须解决以下难题：
（1）被试设备能耐受施加于其他设备上的试验电压。
（2）被试设备在有其他设备并联的情况下，测量精度不受影响。
（3）抗强电场干扰的试验接线。
（4）检测数据判断方法。
《规程》规定，进行电力设备预防性试验时，应同时记录被试物和周围空气的温度。对变压器绕组，一般以“上层油温”为准；对互感器、断路器等少油电力设备，一般以“环境温度”为准；对变压器上的套管，则未明确规定，根据国内外运行经验，较准确的套管试验温度可用下式计算
t =0.66 t 1 +0.34 t 2 （℃）
式中 t 1 ——上层油温，℃；
t 2 ——周围环境温度，℃。
例如，若变压器的上层油温为60℃，环境温度为32℃，则套管的内部温度为
t =0.66×60℃ +0.34×32℃ =50.5℃
对于电缆，应取“土壤的温度”作为温度换算的依据。对于发电机，一般以定子绕组的“平均温度”（一般测取3～4个位置）为准。
在《规程》中对有些试验项目的“要求值”采用“自行规定”或“不作规定”的处理方法，主要综合考虑下列因素。
（1）设备容量的影响。首先以变压器为例说明之。变压器的绝缘电阻在一定程度上反映绕组的绝缘情况，而绝缘电阻可用下式表示
R
=
式中 ρ ——变压器绝缘材料的电阻系数；
L ——绕组间或绕组与外壳间距离；
S ——绕组表面积。
对两台电压等级完全相同的变压器， L 应该相等， ρ 也应该相同。但是，若其容量不同，则 S 就不相等，容量大者 S 大，容量小者 S 小，这样，容量大者绝缘电阻就小，容量小者绝缘电阻就大，所以即使对同一电压等级的电力设备，简单地规定统一的绝缘电阻“要求值”是不合理的。
对电容器而言，其极间绝缘电阻的大小与电极面积或电容量有直接关系，电容量越大，绝缘电阻越小，所以无法规定统一的“要求值”。
（2）设备绝缘状况的影响。由于我国电力事业发展速度较快，各地区、各单位的设备运行时间不同，因而电力设备的绝缘状况就有差异。对于老旧设备较多的地区，希望《规程》中的“要求值”订得宽些，否则将因设备绝缘状况较差而难以“达标”。例如，辽宁省有不少20～44kV的老旧产品，运行时间已有15～20年，甚至更长，若“要求值”订得较严，则不合格率达12%～14%，但实际上有些tan δ 值较大的电流互感器仍能安全运行；若将“要求值”订得宽些，则不合格率仅为4%。然而对新设备较多的地区，则希望把“要求值”订得严些，以避免降低设备固有的绝缘性能，这是可以理解的。所以在《规程》中对绝缘状况不同的设备区别对待。
（3）气候条件的影响。我国幅员辽阔，各地的气候条件相差很大，例如，北方空气较干燥，南方空气较潮湿，即使同一地区，不同季节的空气湿度也不尽相同。实测表明，空气湿度的差别对设备绝缘的试验结果有较大的影响，表2-2列出了一组LCLWD-220型电流互感器在不同空气相对湿度下用2500V介质损失试验器（M型）测得的tan δ 值。表2-3列出了某110kV电流互感器在不同空气相对湿度下用QS1型西林电桥测得的tan δ 值。由表2-2中数据可见，两种相对湿度下的测量结果相差1.94～2.72倍。由表2-3中数据可见，两种相对湿度下的测量结果相差甚大，以至于难以置信，而且易发生误判断。
表2-2 不同空气相对湿度下测试220kV电流互感器的tan δ 值
%
注
1.两次试验间，对电流互感器未作检修处理；
2.tan
δ
p
为相对湿度70%～80%时，瓷套表面屏蔽时的测量值。
表2-3 不同空气相对湿度下测试110kV电流互感器的绝缘情况
考虑到气候条件的影响，《规程》规定，试验应在天气良好、干燥并在瓷套管表面清洁的状态下进行，空气相对湿度一般不高于80%。
由于气候条件的影响，不同地区对“要求值”的规定有不同的意见。气候条件较为干燥的地区，希望将“要求值”订得较严些，例如，有的干燥地区认为，35kV以上的少油断路器，在40kV直流电压下，泄漏电流值一般不大于10μA的规定较宽，因为少油断路器的绝缘电阻多为10000MΩ，按欧姆定律计算，其泄漏电流应为4μA，但实际测量泄漏电流大多在2～3μA或以下，若大于5μA，则可能存在绝缘缺陷。而气候条件较为潮湿的地区，希望将“要求值”订得较宽些，例如，有的潮湿地区认为少油断路器有绝缘缺陷时，泄漏电流大多超过10μA，故难以统一其“要求值”。
（4）试验方法和接线的影响。比较突出的是串级式电压互感器。首先，国产串级式电压互感器高压绕组接地端的绝缘较低，制造厂设计时所考虑的出厂试验电压为2000V，因此在预防性试验中，试验电压不宜过高，一般仅能施加1600V，但是，有的单位曾在试验中施加2500～3000V电压，并未发现端部绝缘损坏或其他异状。由于所加试验电压不同，所以测得的tan δ 就不同，因而不宜使用同一“要求值”。其次，近年来，不少单位根据串级或电压互感器结构特点，研究采用“自激法”、“末端屏蔽法”、“末端加压法”等进行tan δ 测量，测量方法不同、接线不同，对同一设备的测量结果就不会相同。表2-4列出了几台进水受潮的JCC 1 -220型电压互感器用末端屏蔽法与常规法的测量结果，由表2-4可见，两者差别很大，不宜规定统一的“要求值”。在《规程》中建议采用末端屏蔽法，并给出相应的“要求值”，其他试验方法与“要求值”自行规定。
（5）绝缘的下限值尚难确定。目前，电力设备预防性试验还不能保证在下一次试验前不发生事故。如上述，某些试验合格的设备，在投运后几个月内就发生爆炸。这些事实迫使试验工作者考虑两个问题：一是试验方法的有效性；二是判据的合理性。对于前者，目前正在推广新技术和在线监测方法加以解决；对于后者，还需要从理论上和实践中继续加以论证，通过论证明确绝缘性能到底下降到什么程度会出问题。由于对有的项目目前还缺乏足够的证据，所以执行起来各地悬殊甚大。例如，变压器轭铁梁和穿芯螺栓的绝缘电阻“要求值”的下限究竟为多少，各地区很不一致。表2-5列出了国内几个地区和单位的数据，由表2-5可见，彼此之间差别很大，难以统一。
表2-4 常规法与末端屏蔽法tan δ 测量结果的比较
表2-5 变压器轭铁梁和穿芯螺栓的绝缘电阻允许值
综上所述，由于各地区气候条件、设备绝缘结构及绝缘状态、试验方法和接线的差异，除少数结构比较简单和部分低电压设备规定有最低绝缘电阻值外，多数高压电力设备的绝缘电阻难以规定统一的“要求值”，故在《规程》中采用了“自行规定”或“不作规定”的处理方法，同时强调综合分析判断的方法，正确判断电力设备绝缘状况。
另外，为便于基层单位执行《规程》，不少省电力局和有关局厂分别颁发了本省或本单位的补充规定，对《规程》中未作具体规定的项目提出了自己执行的“要求值”或“允许值”。
在《规程》中对有些试验项目只在“必要时”进行，主要原因如下：
（1）电力设备容量的变化。近些年来的试验实践表明，随着变压器的单台容量增大，制造、检修质量的不断提高，绝缘油防劣化措施普遍加强，使变压器整体受潮和劣化缺陷相应减少，有的项目检出缺陷的灵敏度就不够理想。例如，测整台变压器绝缘的介质损耗因数tan δ 为
式中 C i 、tan δ i ——绝缘组成部分的电容和相应的介质损耗因数。
实际上上式反映的是绕组绝缘、套管绝缘、引线绝缘等部分综合的介质损耗因数。如果仅仅有一部分绝缘的介质损耗因数tan δ i 增大，而它又仅占此变压器绝缘结构中很小的一部分（ C i /∑ C i ≪1），则测得的tan δ 仍变化不大。表2-6列出了一台套管有裂纹的15000kVA变压器几年来泄漏电流和tan δ 的测量结果。由表2-6可见，尽管1962年较1961年的泄漏电流的上升率为1252.9%，而tan δ 的上升率仅为16%。由于有的地区多年来测量变压器的tan δ 值没有发现缺陷，所有提出在预防性试验中可不进行该项试验，单台变压器容量越大的地区，这种意见越强烈。然而，对老旧变压器，特别是中、小变压器较多的地区，在实践中用tan δ 值来反映变压器的受潮程度还是较为有效的，认为该项试验仍应保留，所以《规程》提出“必要时”进行该项试验。
表2-6 东北某台变压器泄漏电流和tan δ 的历年数据
①上升率是1962年数据对1961年数据而言的。
（2）试验设备的限制。交流耐压试验是检查电力设备绝缘缺陷很有效的方法，它能对绝缘强度直接进行检验并把弱点明显地暴露出来。所以《规程》规定，对额定电压为110kV以下的电力设备，应进行耐压试验，对110kV及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。“必要时”，一般是指对设备在安装（运输）过程中发现异常或设备绝缘有怀疑时，应创造条件进行耐压试验。这主要是考虑到对110kV及以上的高电压、大容量的电力设备进行耐压所需的试验电压高、试验设备容量大，目前不少单位还无条件进行这项试验。若有条件时，也应对高电压、大容量的电力设备进行耐压试验，以及时发现和消除隐患。
（3）综合判断的需要。由于每种试验项目都具有独特性，它只能从某一角度反映绝缘缺陷，而且灵敏度也各有所异。所以为了进一步确定电力设备有无缺陷或缺陷性质与部位，为检修人员做好向导，往往需要增做一些试验项目，如测量绕组直流电阻、空载试验、局部放电试验、操作波试验和测量油中含水量等。
对变压器而言，其潜伏性故障有过热和放电两种型式，而过热又分为绝缘过热和金属性过热，金属性过热又包括分接开关接触不良、接点焊接不良、内部引线螺丝压接不紧、铁芯多点接地及匝间、股间短路等。例如，某文献中列出了6台变压器，首先从油中溶解气体色谱分析判断其故障，均属局部金属性高温过热，这种金属性高温过热可以发生在电路方面，也可以发生在磁路方面。为判断它发生在何处，又对6台变压器分别进行直流电阻和低压单相空载损耗测量，通过测量确定，5台变压器相间直流电阻不平衡，属电路方面的问题，1台变压器的A、C相磁路损耗偏大，属于磁路方面的问题，吊芯检查上夹件两侧穿芯螺丝接地。再如，某SFSL 1 -15000kVA/110kV变压器，在1982年底到1984年4月期间进行色谱分析时，总烃含量从0.017%逐渐增加到0.092%，而且乙烯含量占主要成分，判断为内部裸金属过热，后来测量其直流电阻，发现35kV侧直流电阻不平衡系数大于4%，经综合分析确认B相分接开关接触不良，经多次转动后正常。由此可见，对有些试验项目在必要时增做，作为检查性试验（在定期试验发现有异常时，为了进一步查明故障，进行相应的一些试验，也称诊断试验或跟踪试验），对综合分析判断具有重要意义。
（4）检测特定缺陷的需要。根据现场调查，油浸式互感器存在结构设计、制造质量不良的缺陷。在国产电压互感器中，主要存在端部结构密封不良进水、绝缘受潮，绕组绝缘匝间短路，绕组端部绝缘裕度不够，绝缘支架的绝缘板开裂，铁芯的穿芯螺丝电位悬浮，铁芯的磁通密度选用过高等缺陷；在国产电流互感器中，主要存在端部结构密封不良进水、绝缘受潮，电容芯棒的电容屏放置错误，绝缘包扎松散，一次绕组的支撑螺丝松动，铁芯电位悬浮等缺陷。例如，为检查支架缺陷，《规程》规定，在必要时应测量绝缘支架的介质损耗因数。为检查局部缺陷，必要时，进行局部放电试验等。
（5）缩短试验周期。实际运行统计表明，电力设备在整个寿命期间，故障率与时间的关系可用著名的浴盆曲线表示，如图2-2所示。由图可见，刚投入运行的设备，大约在4年的时间内，由于设计、制造工艺、出厂试验条件、安装和运行维护等方面的原因，故障率较高；大约经过8～12年到了损耗期，由于零部件老化、磨损等原因，故障率又开始增高，所以在这两个阶段中，经常检查特别重要，为此试验周期有必要缩短，以提高及时发现缺陷的概率。在偶然故障阶段，试验周期可适当延长。
例如，对电容器来说，投运的头两年为早期损坏率，一般高一些，以后10～15年时间内年损坏率较低，变化不大，再往后损坏率又要升高。基于此，《规程》规定投运后第一年内要进行预防性试验，以后可在1～3年或1～5年内进行一次预防性试验，当然在投运10～15年以后，又应该适当缩短预防性试验周期。
图2-2 浴盆曲线
另外，当测量的参数增长幅度较大时，也应缩短检测周期。
总之，在诊断过程中，有针对性地增加某些必要的试验项目，对提高检出缺陷的灵敏度、确定故障性质和部位都具有重要意义。
运行经验表明，温度较低时，电力设备绝缘预防性试验结果的准确性差，不易作出正确判断。某电业局曾在低温（低于+5℃）下对106件充油设备及套管的tan δ 进行测试，并在较高温度（13～20℃）下进行复试，其结果如表2-7所示。高、低温测量过程中未作任何检修处理。
表2-7 在不同温度下设备绝缘试验结果
由表2-7可见，约有58.5%的电力设备难以根据低温试验结果作出正确判断。吉林、北京、山西等地区在低温试验中也曾发现类似的情况。
图2-3 某些固体介质的tan δ 与温度的关系
分析认为，当电力设备中有水时，水分多沉积在底部。在低温下水结冰，导电性能较弱，tan δ 值不易灵敏地反映这种状态；在高温下，冰逐渐溶化成水并混入油中，使绝缘劣化，tan δ 值有明显增加。如东北某电业局曾先后发生两次国产66kV油纸电容式套管爆炸，事故发生后发现套管油中有冰碴。又如东北某电业局发现国产SW6-220型少油断路器B相油的火花放电电压为18.8kV，但到冬季12月再次试验就合格了。次年4月初该相断路器即发生爆炸，说明低温下测试设备绝缘虽然合格，并不能代表真实情况。
应当指出，某些绝缘材料在温度低于某一临界值时，tan δ 值可能随温度的降低而上升，而潮湿的材料在0℃以下时水分结冰，tan δ 会降低。所以过低温度下测得的tan δ 值不能反映真实的绝缘状况。图2-3为某些固体介质的tan δ 与温度的关系曲线示意图。可以看出在-10～+10℃之间为不稳定的测量区。
实测表明，在空气相对湿度较大时进行电力设备预防性试验，所测出的数据与实际值相差甚多。例如，当空气相对湿度大于75%时，测得避雷器的绝缘电阻由2000MΩ以上降为180MΩ以下；10kV电缆的泄漏电流由20μA以下上升为150μA以上，且三相值不规律、不对称；35kV多油断路器的介质损耗因数由3%上升为8%，从而使测量结果无法参考。
造成测量值差别甚大的主要原因：一是水膜的影响；二是电场畸变的影响。当空气相对湿度较大时，绝缘物表面将出现凝露或附着一层水膜，导致表面绝缘电阻大为降低，表面泄漏电流大为增加。另外，凝露和水膜还可能导致导体和绝缘物表面电场发生畸变，电场分布更不均匀，从而产生电晕现象，直接影响测量结果。为准确测量，通常在空气相对湿度为65%以下进行。
《规程》中规定耦合电容器的预防性试验项目有测量两极间的绝缘电阻、测量电容值和介质损耗因数tan δ 。实践表明，由于耦合电容器的结构特点，这些项目对检出缺陷的有效性不高，它可以从下列几方面分析。
（1）测量绝缘电阻对检出绝缘缺陷或开焊效果不好。对于电容器元件的开焊或未焊，一般认为可用兆欧表在测量绝缘电阻时是否有充电过程或放电时是否有放电声作出判断，但是，由于耦合电容器由100多个元件串联组成，元件间的连接片间隙很小，兆欧表电压又高，因此充放电过程均因间隙放电而不能反映出来。
对于电容元件受潮或局部缺陷的检测，也由于在串联电路中，只要有部分元件完好，就反映不出来。例如，某台由106个电容元件串联组成的耦合电容器严重受潮，微水量达52.45ppm [1] ，其绝缘电阻尚有750MΩ。浙江省某电力发现一台预防性试验结果为3500MΩ的耦合电容器五个月后就损坏了。
实测表明，测量下电极小套管对地的绝缘电阻对检出严重受潮缺陷是有效的。例如，测量上述电容器小瓷套对地的绝缘电阻为0MΩ。在总结各地试验经验的基础上，《规程》将测量耦合电容器小套管对地绝缘电阻增列为试验项目。要求用1000V兆欧表测量，绝缘电阻一般不小于100MΩ。
（2）电容量测量值的偏差不超过额定值的-5%或+10%的规定，对检出受潮、缺油的可能性不大。有的单位对发生事故的8台和解体已发现缺陷的7台耦合电容器的电容量测量表明，其电容量的变化均在合格的范围内；而个别元件的击穿所占的比例也很小。所以应用电容量偏差不超过额定值的-5%或+10%来检出受潮和缺油的可能不大。
（3）测量介质损耗因数也难于检出绝缘缺陷。由于耦合电容器有100多个电容元件串联组成，若其中仅有几个元件绝缘不良，即使介质损耗因数很大，它对总的介质损耗因数变化的影响却很小。表2-8列出了某单位解体的8台耦合电容器故障元件和总体的介质损耗因数。由表中数据可见，尽管故障元件的介质损耗因数很大，但总体介质损耗因数仍然很小。
表2-8 介质损耗因数测量值
注 绝缘良好的电容元件的tan δ 在0.1%～0.4%之间。
基于上述，在《规程》中，除增列测量小套管对地绝缘电阻外，还增加了耦合电容器的带电测量（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）。带电测量耦合电容器的电容值能够判断电力设备的绝缘状况。一些单位开展这项工作取得良好的效果。
《规程》规定，在运行电压下，用电流表或电流变换器测量流过耦合电容器接地线上的工作电流，并同时记录运行电压，然后计算其电容值。
判断方法是：①计算得到的电容值的偏差超过额定值的-5%或+10%时，应停电进行预防性试验；②与上次测量值相比，电容值变化超过±10%时，应停电进行预防性试验；③电容值偏差超过出厂试验值的±5%时，应增加带电测量次数（在较短时间内），若测量数据基本稳定可以继续运行。
另外，现场经验表明，色谱分析对发现早期故障也十分有效。
交联聚乙烯电缆具有电气绝缘性能好、能抗酸碱、防腐蚀、电缆芯长期允许工作温度高（80℃）等优点，它是当今高压电缆的发展方向。但是这种电缆（特别是用双层绕包式工艺生产）在有水分渗入和有较高电场的作用下会产生水树枝劣化，目前还没有形成一套较成熟的检测方法。
在国外（主要是日本），交联聚乙烯电缆在线监测方法主要有直流叠加法、直流成分法、电介质损耗因数法和低频电介质损耗因数法等。目前，由这三种方法组成一体的电缆在线监测仪已经问世。
国内将直流叠加法和直流成分法组合在一起，研制出一台电缆绝缘状况在线监测仪，在线监测电缆主绝缘和护层绝缘状况，并可以获得可信赖的结果；该仪器还可以通过测出的绝缘电阻来判断电缆的老化程度。但如何排除杂散电流的干扰问题，还需进一步研究。此外，国内有些单位用超声波、高频法进行局部放电检测也取得了较好效果。
发电机在线监测的主要目的是，检查出发电机在初始阶段出现的缺陷，以便有计划地安排检修，从而减少强迫停机次数，避免事故的发生，降低发电机的维护费和提高发电机的可用性。
目前世界上的一些国家采用和正在研制的发电机在线监测和诊断系统内容比较广泛，主要有：
（1）定子绕组绝缘状况在线监测。
（2）发电机局部过热监测与诊断。
（3）定子绕组端部振动监测。
（4）转子绕组匝间短路监测。
（5）氢冷发电机氢气湿度及漏气监测。
（6）汽轮发电机组扭振监测与诊断。
目前我国已研制出适用于水轮和汽轮发电机的局部放电在线监测装置、发电机局部过热在线监测装置等。
我国电力设备绝缘在线监测装置的研制、开发和应用是从20世纪80年代开始，并逐步发展。目前已研制出多功能、全自动的在线监测系统。该系统的主要监测对象有：
（1）主变压器、电抗器的局部放电监测及定位。
（2）容性电力设备（包括电流互感器、电容式电压互感器、耦合电容器、主变压器套管）的介质损耗因数tan δ 、泄漏电流、电容量监测。
（3）避雷器泄漏电流监测。
（4）电压互感器一次电流、绝缘电流监测。
（5）瓷绝缘子的污秽泄漏电流监测。
（6）系统母线电压谐波分量监测。
该系统具备的功能为：
（1）除开关外的变电所全部一次电力设备绝缘参数的自动巡回监测。
（2）变电所母线电压谐波自动分析。
（3）一次电力设备绝缘参数越限自动报警。
（4）一次电力设备绝缘参数的管理和档案存储。
（5）一次电力设备绝缘参数实时测量结果的显示与打印。
专家系统是人工智能的一种应用。它是一套高级而复杂的计算机程序，可以模拟具有极为丰富的独特经验的专家处理分析问题的方法。其具体做法是将多位专家的经验和知识建成一个大型的综合数据库；输入所需解答的问题后，计算机系统在数据库中寻得正确的答案。由于专家系统集多人的经验于一体，又由于计算机本身的优点，所以专家系统在解决问题方面有其独特的优点：速度快；不受人为因素的影响；对某一专业不甚了解的人员，甚至都可以使用专家系统得到满意的结果。
通常专家系统由知识库、数据库、推理机、解释部分和知识获取部分组成。知识库存放与问题求解相关的各类知识；数据库存放与问题求解过程相关的数据；推理机选择和执行知识库中的知识，完成问题的求解任务；解释部分回答用户的提问，对系统获得结论的过程作出解释；知识获取部分辅助知识库的扩充。
近年来专家系统在电力系统中也获得应用，其中应用较多的是输变电系统中电力设备的故障诊断和定位。
图2-4给出了电力变压器故障诊断专家系统的总结构图。
图2-4 电力变压器故障诊断专家系统总结构图
在线监测是指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。
多年来，常规停电预防性试验对保证电力设备安全运行起到了积极的作用，但是随着电力设备的大容量化、高电压化、结构多样化及密封化，对常规停电预防性试验而言，传统的简易诊断方法已显得不太适应，主要表现在：
（1）试验时需要停电。目前，我国电力供应还比较紧张，即使是计划性停电，也会给生产带来一定的影响。在某些情况下，当由于系统运行的要求设备无法停运时，往往造成漏试或超周期试验，这就难以及时诊断出绝缘缺陷。另外，停电后设备温度降低，测试结果有时不能反映真实情况。研究表明，约有58.5%的设备难以根据低温度试验结果作出正确判断。
（2）试验时间集中、工作量大。我国的绝缘预防性试验往往集中在春季，由于要在很短的时间（通常为3个月左右）内，对数百甚至数千台设备进行试验，一则劳动强度大，二则难以对每台设备都进行十分仔细的诊断，对可疑的数据未能及时进行反复研究和综合判断，以致酿成事故。例如，测得某220kV油纸电容式电流互感器的tan δ 为1.4%，虽小于原规程限值1.5%，但比上年的测量值0.41%增长2.4倍，也判断为合格，结果投运10h后，就发生了爆炸。
（3）试验电压低，诊断的有效性值得研究。对于传统的诊断方法，试验电压一般在10kV及以下，由于试验电压低，不易发现缺陷，所以曾多次发生预防性试验合格后的烧坏、爆炸情况。例如，安徽省某电业局曾发生OY-110/3-0.0066型耦合电容器试验合格，而运行不到3个月就爆炸的情况；东北地区某220kV少油断路器曾发生测得B相泄漏电流为7μA（小于限值10μA），判断为合格，投运10个月后就爆炸的情况。
基于上述情况，目前需要开展以下两方面的研究：
（1）新的预防性试验检测参数与方法。近几年来，色谱分析、局部放电等试验项目的引入，使检测的有效性明显提高，但是对有些缺陷仍难以及时发现。这就需要继续引入一些新的检测参数、新方法和新技术。目前国外也很重视这方面的研究和开发。例如，日本开发了自动加交流高压以及测量最大放电电荷量、介质损耗、电流增加率、电流急增点、直流分量等的自动绝缘诊断装置，它能给出测量曲线、综合特性等，完成自动测量和分析。
（2）在线监测。由上述可知，电力设备虽然都按规定、按时做了常规预防性试验，但事故往往仍然时有发生，其主要原因之一是由于现有的试验项目和方法往往难以保证在这一个周期内不发生故障。由于绝大多数故障在事故前都有先兆，这就要求发展一种连续或选时的监视技术，在线监测就是在这种情况下产生的。由于现在不少设备的运行电压已远高于停电后的试验电压，如能利用运行电压本身对高压电力设备绝缘情况进行试验，这样就可以大大提高试验的真实性和灵敏度，以便及时发现绝缘缺陷，这是在线监测的一个重要出发点。
近年来，随着传感器技术、光纤技术、计算机技术等的发展和应用，为在线监测技术揭开了新的篇章。图2-5所示为在线监测系统组成框图。由各种传感器系统所获得的各种信号（采集到的可能是电气参量，也可能是温度、压力、超声等非电气参量），经过必要的转换后，统一送进数据处理、分析系统。当然，为了采集及处理不同的参量，还需要相应的硬件与软件来支持。在综合分析判断后给出结果，既可以用微型打印机打印，也可以直接存盘或屏幕显示；如有“超标”，可立刻发出警报；也可与上一级检测中心相连，即形成多级监控系统的一部分。这时，为轻便起见，在设备旁边的在线监测仪一般可用单片（或单板）机来完成；而在变电站里另用个人计算机即可对各设备、各参量统一进行分析处理，实现存储、分析、对比、诊断等功能。
图2-5 在线监测系统组成框图
可以观测，在线监测有可能逐步取代常规停电预防性试验，但是，目前还不能这样做，原因如下：
（1）目前在线监测大多局限于测量电力设备在工频电压下的绝缘参量。这样，在线监测就难以得到直流电压下的绝缘特性。对一些特定设备，例如，聚乙烯电缆，在检测其水树时，也有采用在交流运行电压下叠加低压直流方法的，但是此类方法在多大程度上可以取代其他直流试验等问题还需要进一步探讨。
（2）在线监测无法测量电力设备在高于运行电压下的交流参数。
（3）在线监测尚有迫切需要研究的问题，它包括两个方面，一是确定绝缘诊断方法，即要测量什么参数，这些参数要发展到怎样的水平或出现怎样的模式作为预报故障的判据；另一方面是如何测准这些参数。总之，不能认为将常规停电预防性试验项目、测试方法都改为在线监测就大功告成了，必须对上述问题进行充分论证，并重点研究信息传递手段的更新和绝缘劣化机理。
目前国外从现有监测技术出发，把停电自动监测与在线监测系统结合起来，利用电力设备停运时自动进行常规性预防性试验是弥补在线监测不足的方法之一。采用这样的方法，要求测试时设备的一次侧能够与其他设备隔离，并要有自动加压设备，同时要求系统运行时自动断开这些加压设备，因此测试系统结构比较复杂。
目前我国的在线监测系统大体可以分成两种类型：
（1）集中式实时在线监测系统。这类系统通常是由安装在设备上的传感器、信号转换装置、信号传输电缆、信号显示和信号分析装置组成。为了实现整座变电站的在线监测，常常将各种监测信号集中传送到一台微机，由微机来承担各类数据的采集、处理、分析、显示和报警等方面的工作。发展成为多功能、全自动的绝缘在线监测系统。
（2）便携式在线监测系统。这类系统可以由安装在运行设备上的传感器、信号转换器和专用便携式信号接收机组成。某些便携式绝缘监测仪还可以自成系统独立完成对运行设备的探测，无需在运行设备上安装传感器。
研究表明，集中式实时在线监测系统与便携式在线监测系统所取得的实际效果相近，但在经济效益、稳定性和运行维护等方面，便携式在线监测技术具有明显的优势，因此在同等的情况下，目前宜大力推广便携式在线监测技术和监测装置。
从以上国内外发展情况的总体来看，目前多数监测系统的功能还比较单一。例如仅对一种设备或多种设备的同类参数进行监测，一般仅限于超标报警，而且基本上要由试验人员来完成分析诊断。今后在线监测技术的发展趋势如下：
（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绝缘状态的多个特征参数，类似加拿大的AIM系统。
（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。
美国的麻省理工学院已开发出对早期失效有较高灵敏度的、多功能（包括油中气体、局部放电、水分的监测）变压器在线监测系统，并正在配置相应的专家系统，以形成一套完整的变压器在线监测和诊断系统。日本正在发展配有高灵敏度传感器和专家系统的多功能在线监测系统，可集中监测变压器、全封闭式组合电器和变电站的其他主要电气设备。这项技术计划用于正在兴建的超高压变电站。
图2-6所示为一个变电站的电力设备监测系统示意图。这是一个包括监测电力变压器、气体绝缘金属全封闭开关设备（GIS）的三级计算机网络系统，采用了先进的光纤传输技术。
图2-6 变电站监测系统示意图
电力设备预防性试验的原始数据的完整性是分析判断试验结果的重要依据，应当认真对待。其记录通常应包括下列内容：
（1）试验名称和目的要求。
（2）试验时间和大气条件，如温度、气压和湿度等。
（3）被试设备铭牌和运行编号。
（4）试验接线和试验设备或重要仪器等实际布置的示意图，关键性仪器设备编号。
（5）试验部位、试验项目和试验原始数据。
（6）主要试验人员姓名。
（7）试验记录人和试验负责人的审核签名。
填写电力设备预防性试验报告时，一般应包括下列内容：
（1）按报告格式填写设备铭牌、技术规范。
（2）填写试验时间、温度、湿度、压力，对变压器还要写明上层油温。
（3）填写试验结果，必要时将绝缘电阻、直流电阻、介质损耗因数tan δ 换算到20℃值，以便与历次试验数据比较；对火花放电电压要注意温度和压力等的换算。
（4）写明试验人员和记录人姓名等。
（5）计算准确、数据齐全、字迹清楚、无涂改痕迹。
[1] 1ppm=1×10 -6 。