第二章
预防性试验总论

1.什么是破坏性试验？什么是非破坏性试验？在预防性试验中为什么必须先做非破坏性试验，后做破坏性试验？

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。

2.什么是电力设备预防性试验？

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。

3.电力设备预防性试验方法和项目有哪些？

（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。

4.各种预防性试验方法发现电力设备绝缘缺陷的效果如何？

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。

5.在电力设备预防性试验中，为什么要在进行多个项目试验后进行综合分析判断？

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。

6.什么是电力设备预防性试验结果的综合分析和判断？其原则是什么？

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。

7.电力设备某一项预防性试验结果不合格，是否允许该设备投入运行？

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。

8.常规停电预防性试验有哪些不足？

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。

9.当前电力设备预防性试验应当研究什么？

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。

10.为什么要研究不拆高压引线进行预防性试验？当前应解决什么难题？

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。

11.进行电力设备预防性试验时应记录何处的温度作为试验温度？

《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。

12.为什么《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”的字样？

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。

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。

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”。

13.为什么《规程》中的有些试验项目只在“必要时”才做？

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。

（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。

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。

14.为什么《规程》规定预防性试验应在天气良好、且被试物及周围环境温度不低于+5℃的条件下进行？

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。

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。

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。

15.为什么《规程》规定电力设备预防性试验应在空气相对湿度80%以下进行？

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。

16.为什么《规程》规定的预防性试验项目对检出耦合电容器缺陷的效果不够理想？

《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。

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。

17.交联聚乙烯电缆在线监测的方法有哪些？

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。

18.大型发电机在线监测的目的是什么？它包括哪些内容？

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。

19.目前我国变电所一次电力设备绝缘在线监测系统的主要监测对象和功能是什么？

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。

20.什么是专家系统？它由哪些部分组成？

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。

21.什么是在线监测？为什么要推广在线监测？它的发展前景如何？

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。

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。

22.电力设备在线监测技术的发展趋势是什么？

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。

23.电力设备预防性试验记录通常应包括哪些内容？

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。

24.如何填写电力设备预防性试验报告？

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 。 w6XZULMSMUVoM533BFHkrgiF2DwHruGZq++0Sc353v0n1DyH49XprHsdfzmh/jvK

第三章
测量绝缘电阻

1.为什么要测量电力设备的绝缘电阻？

电力设备的绝缘是由各种绝缘材料构成的。通常把作用于电力设备绝缘上的直流电压与流过其中稳定的体积泄漏电流之比定义为绝缘电阻。显然，电力设备的绝缘电阻高表示其绝缘良好，绝缘电阻下降，表示其绝缘已经受潮或发生老化和劣化，所以测量绝缘电阻可以及时发现电力设备绝缘是否存在整体受潮、整体劣化和贯通性缺陷。

2.兆欧表分为几类？

兆欧表按其测量原理可分为以下四类：

（1）直接测量试品的微弱漏电流兆欧表。

（2）测量漏电流在标准电阻上电压降的电流电压法兆欧表。

（3）电桥法兆欧表。

（4）测量一定时间内漏电流在标准电容器上积聚电荷的电容充电法兆欧表。

按测量方式可分为以下两种：

（1）双支路电压比或电流比的比较测量法兆欧表。

（2）利用单支路电流电压原理的直接测量法兆欧表。

按测试电压等级可分为以下两种：

（1）低压兆欧表：50V、100V、250V、500V、1000V。例如ZC90型兆欧表属于该种。

（2）高压兆欧表：2500V、5000V、10000V。例如HVM-5000型兆欧表属于该种。

按信息加工形式可分为以下两种：

（1）模拟—指针式指示仪表。例如，ZC48型高压兆欧表属于该种，它采用直流放大器的单支路电压测量法。

（2）模数转换—数码显示仪表。例如，GZ-5A型数字式兆欧表属于该种。

按接地形式可分为两种：

（1）高压正极性端钮接地，测量L端为负高压。

（2）测量电路输入端接地，处于低电平，输出负高压与试品相连接。除上述外，目前国外已开始用智能化兆欧表。

3.兆欧表容量指标的定义方法有哪些？

目前《规程》对兆欧表的容量未作明确的定量规定，根据各种文献资料，对兆欧表容量指标的定义方法如下：

（1）兆欧表测量端钮接入电阻等于仪表的中值电阻时，端钮电压应不低于仪表额定电压的90%。这是对电源负荷能力正确的定义方法。但是，兆欧表的容量决定于测试电源内阻和测试回路串接电阻值，在接有直流放大器以提高指示灵敏度的兆欧表中，中值电阻大小已不反映仪表测量回路的阻抗特性，与仪表测试能力无关，没有理由仍然取中值电阻的大小作衡量仪表测试电源负荷能力的参考负荷值。

（2）兆欧表测量端钮短路时的电流 I _d ，并要求此时测试电源的输出电压不低于额定值的80%。实际上，后一指标无现实物理意义。考虑到测试电源内阻是电源负荷的函数，非恒定值。

（3）兆欧表的短路电流 I _d ，并辅以测量负载20MΩ时的端钮电压与额定电压的比值 β 为仪表的容量指标。

（4）兆欧表向用户提供隐含了仪表回路串联电阻的测试电源负荷特性曲线 U _EL = f （ R _EL ）。

显然，第四种方式最完整，但无法以定量的形式给出容量参数。第三种方法也较为合理，增加了一个易于测量的辅助指标 β 。应当指出，不能仅凭 I _d 的大小来评价不同电压等级兆欧表的测试能力，其中比值 β 与电压等级基本无关，而 I _d 的计算或测量值与电压等级有关。

在《现场绝缘试验实施导则》（DL 474.1～6—2006）中指出，兆欧表的容量即最大输出电流值（输出端经毫安表测得）。它对吸收比及极化指数的测量有一定的影响，在上述测量中，应尽量选用最大输出电流为1mA及以上的兆欧表，以便得到较准确的测量结果。

应当指出，在比较绝缘电阻测量结果时，不应忽视兆欧表容量的影响，这是因为兆欧表容量不同，则试品电容分量充电至稳定值所需的时间不同，并影响测试电压在试品上的建立时间，从而试品内部的介质极化强度不同，试品视在绝缘电阻值、吸收比或极化指数的读测值也将出现差异。

4.为什么兆欧表采用比率表结构？

比率表主要特点是仪表的活动部分设有两个线圈：转矩线圈和反作用线圈，而不设游丝。其反作用力矩由反作用线圈产生。因此不通电时，活动部分处于随意平衡状态，通电后其活动部分偏转角与两个活动线圈电流的比率有关，所以叫比率表或流比计表。用兆欧表测量绝缘电阻时，要求测量值不受手摇发电机电压变化影响，用比率式仪表可满足此要求。

5.为什么测量电力设备的绝缘电阻时要记录测量时的温度？

电力设备的绝缘材料都在不同程度上含有水分和溶解于水的杂质（如盐类、酸性物质等）构成电导电流。温度升高，会加速介质内部分子和离子的运动，水分和杂质沿电场两极方向伸长而增加导电性能。因此温度升高，绝缘电阻就按指数函数显著下降。例如，温度升高10℃，发电机的B级绝缘电阻下降1.9～2.8倍；变压器A级绝缘电阻下降1.7～1.8倍。受潮严重的设备，其绝缘电阻随温度的变化更大。因此摇测绝缘电阻时，要记录环境温度。若从运行中停下，绝缘未充分冷却的设备，还要记录绝缘内的真实温度，以便将绝缘电阻换算到同一温度进行比较和分析。

6.为什么兆欧表的额定电压要与被测电力设备的工作电压相适应？

绝缘材料的击穿电场强度与所加电压有关，若用500V以下的兆欧表测量额定电压大于500V的电力设备的绝缘电阻时，则测量结果可能有误差；同理，若用额定电压太高的兆欧表测量低压电力设备的绝缘电阻时，则可能损坏绝缘。因此，兆欧表的额定电压与被测电力设备的工作电压要相适应。

7.测量10/0.4kV变压器低压侧绕组绝缘电阻时，是否可用1000V兆欧表？

当对10/0.4kV配电变压器进行交流耐压试验时，在0.4kV绕组绝缘上施加的交流试验电压为2kV，所以可以用1000V的兆欧表测量其低压侧绕组的绝缘电阻。

8.有些高压兆欧表（如额定电压为2500V、量限为10000MΩ）为什么在表壳玻璃上有段铜导线？

该铜导线的作用是消除静电荷对指针的引力，在修理中要特别注意，不要随意拆除。

9.用表面无屏蔽措施的兆欧表摇测绝缘电阻时，在摇测过程中，为什么不能用布或手擦拭表面玻璃？

如果用布或手擦拭表面玻璃，则会因摩擦起电而产生静电荷，对表针偏转产生影响，使测量结果不准确。而静电荷对表针的影响还与表针的位置有关，因此，用手或布擦拭无屏蔽措施的兆欧表的表面玻璃时，会出现分散性很大的测量结果。

10.用兆欧表测量绝缘电阻时，摇10min的测量结果准，还是摇1min的测量结果准？

当直流电压作用于绝缘介质时，在其中流过几何电容电流、吸收电流和电导电流，随着加压时间的增长，这三种电流的总和值下降，最后稳定为电导电流。由电导电流（体积）所决定的电阻即是绝缘电阻。当稳定到电导电流的过程就称为绝缘吸收过程。这一过程的完成决定于时间常数 τ= RC （ R 为试品等值电阻， C 为试品等值电容）。加压时间越长，吸收过程完成得越彻底，也就是流过试品的电流越接近于电导电流，因此，加压时间越长，测量的绝缘电阻越准。但对一般试品，加压1min后，吸收过程已基本完成，相应的绝缘电阻已基本代表了试品的绝缘状况。所以一般规定1min的绝缘电阻为试品的绝缘电阻值。但对某些大电容试品，如电力电缆、并联电容器、大型发电机、大型变压器等，由于试品电容量大且多为复合介质，极化（吸收）过程往往1min不能完成，所以宜测量10min的绝缘电阻。

11.为什么用兆欧表测量并联电容器、电力电缆等电容性试品的绝缘电阻时，表针会左右摆动？应如何解决？

兆欧表系由手摇直流发电机和磁电式流比计构成。测量时，输出电压会随摇动速度变化而变化，输出电压微小变动对测量纯电阻性试品影响不大，但对于电容性试品，当转速高时，输出电压也高，该电压对被试品充电；当转速低时，被试品向表头放电，这样就导致表针摆动，影响读数。

解决的办法是在兆欧表的“线路”端子 L 与被测试品间串入一只2DL型高压硅整流二极管，用以阻止试品对兆欧表放电。这样既可消除表针的摆动，又不影响测量准确度。

12.为什么兆欧表的 L 和 E 端子的接线不能对调？

用兆欧表测量电力设备绝缘电阻时，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，但在实际测量中，常有人提出， L 和 E 端子的接线能否对调？在回答这个问题之前，先看一组实测结果，如表3-1所示。

表3-1列出了采用ZC-7型2500V兆欧表对几种被试品的测量结果。由表3-1可见：

（1）除旧油纸绝缘变压器和电缆外，采用正确接线测得的绝缘电阻均大于错误接线（ E 端子接被试品与大地绝缘的导电部分； L 端子接被试品的接地端）测得的绝缘电阻。这个现象可用图3-1所示的等值电路来分析。

由图3-1（a）可见，由于屏蔽环的作用，表壳的泄漏电流 I _L 经 R _dW → R _HW →电源→ E 端子→地构成回路，它不经过测量线圈 L _A ，此时，兆欧表指针的偏转角 α 只决定于 I _V / I _A 。

当 L 与 E 端子对调时，如图3-1（b）所示，表壳的泄漏电流 经 L 端子→ L _A → R _A →电源→ E 端子→ → →地构成回路， 将流过测量线圈 L _A ，即使 L _A 中多了一个 ，这时兆欧表指针的偏转角 α 决定于 I _V /（ I _A + ），由于电流线圈 L _A 中流过的电流愈大，指针的偏转角愈小，所以按图3-1（b）接线测得的绝缘电阻较图3-1（a）接线测得的绝缘电阻小。显然，减小的程度与被试品的表面状况及表壳的绝缘状况等因素有关。

（2）对旧油浸纸绝缘的变压器和电缆，采用正确接线测得的绝缘电阻小于错误接线测得的绝缘电阻，是因为在这种情况下电渗效应起主导作用的缘故。在正确的接线下，由于电渗效应使变压器外壳或电缆外皮附近的水分移向变压器绕组或电缆芯，导致变压器或电缆的绝缘电阻下降；而在错误接线下，电渗效应则使绝缘中的水分移向变压器外壳或电缆外皮，从而导致绝缘电阻增大。对绝缘良好的新电缆，由于电渗效应不明显，所以表壳的泄漏电流的影响起主导作用。

由上分析可见，兆欧表的 L 和 E 端子的接线不能对调。

13.为什么被试品的屏蔽环装设位置应靠近其接地端？

在实际测量中，为了消除表面泄漏电流的影响，通常在被试品上装设屏蔽环。不少文献、资料认为屏蔽环应尽量靠近被试品接兆欧表 L 端子的一侧。这种装设方式是否合适，分析如下。

图3-2给出了兆欧表测量被试品绝缘电阻的实际接线和等值电路。由图3-2（b）可见， R _b2 与 R _A 并联， R _b1 与 R _V 并联。

当 R _b2 →∞时， I ₂ =0，兆欧表指针偏转角 α= = 。

当 R _b2 为有限值时，可列出方程

联立式（3-1）～式（3-3）可解出

则

故

由式（3-5）可见，（ α' - α ）决定于 ，对确定的兆欧表， R _A 、 R _V 为常数，对确定的被试品，可认为 R _X 也不变。这样，（ α' - α ）仅取决于 R _b2 ， R _b2 愈大，则（ α' - α ）愈小，即误差愈小； R _b2 愈小，则（ α' - α ）愈大。所以为减小误差，应增大 R _b2 ，即屏蔽环应装设在被试品的中、下部（即靠近 E 端子）。

表3-2列出了用ZC-7型2500V兆欧表对FZ-30型阀式避雷器绝缘电阻的测量结果。

由表3-2可见，相对测量误差随 R _b2 减小而增大，当 R _b2 =1MΩ时，相对误差高达368.1%，这是不允许的，容易造成误判断。所以应当注意被试品上屏蔽环的装设位置，特别是在湿度大、脏污较严重的情况更要注意。

在式（3-4）中，若令 R _b2 / R _A = K ，则

对ZC-7型2500V兆欧表， R _A =3.6MΩ，若取 R _b2 =72MΩ，相对误差为5%。

一般常用的兆欧表，如ZC-5型2500V兆欧表，其 R _A =5.1MΩ；ZC-11-10型2500V兆欧表，其 R _A =5.1MΩ。所以采用这类兆欧表进行测量时，若取 R _b2 =100MΩ，则相对误差约为5%。即使 R _b2 ≥100MΩ时，便可保证测量精度。

有的文献上之所以提出屏蔽环要靠近兆欧表 L 端子的接线位置，是沿用测量泄漏电流的做法，这在20世纪50年代是可行的。因为当时我国大多数单位使用的是进口兆欧表，其 R _A 一般为200～500kΩ，比目前常用的国产兆欧表的 R _A 小几十倍，由式（3-5）可见，由于 R _A 较小，所以 R _b2 的大小对误差的影响不大，即屏蔽环的位置可不严格要求。如上所述，对目前常用的国产兆欧表，再沿用测量泄漏电流的做法就不妥了。

14.为什么兆欧表与被试品间的连线不能绞接或拖地？

兆欧表与被试品间的连线应采用厂家为兆欧表配备的专用线，而且两根线不能绞接或拖地，否则会产生测量误差。表3-3列出了对一根长20cm环氧玻璃布绝缘管的测量结果。

由表3-3可见，两根连线绞接后测量值变小；两根连线绞接后再接地测量值更小。

对上述的测量结果可用图3-3进行分析。为突出物理概念，我们分析绞接及绞接后又接地的特殊情况。

由图3-3（b）可知，若连线绞接，测量值 应为 = 。

由图3-3（c）可知，若连线绞接后又接地，测量值 应为 = 。

讨论：

（1）若 R ₂ →∞，则 ≈ R _X ， ≈ R _X ，即连接线本身的绝缘电阻愈高愈好。

（2）若 R _X →∞，则 = R ， = R ₂ = ，即连线本身绝缘电阻愈低，绞接后测量结果误差愈大，绞接后又接地的测量值仅是 的一半。

（3）若 R ₂ =R _X ，则 = ， = 。

由上述分析可知，为保证测量的准确性，应采用绝缘电阻高的导线作为连接线，否则会引起很大误差。例如某台1000kVA、10kV的配电变压器高压绕组对低压绕组、高压绕组对地的绝缘电阻应为1700MΩ，现场测量时，由于采用长而拖地连接线，测得的绝缘电阻仅为50～80MΩ。再如，测试3台S ₇ -400/10型变压器的绝缘电阻，其值均为150MΩ，而出厂试验报告上的绝缘电阻均为10 ⁴ MΩ左右，数据很不相符。经检查，是兆欧表两引线盘绕在一起所致。

15.采用兆欧表测量时，外界电磁场干扰引起误差的原因是什么？如何消除？

在现场，有时使用兆欧表在强磁场附近或在未停电的设备附近测量绝缘电阻，由于电磁场干扰也会引起很大测量误差。

引起误差的原因如下。

（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5Oe（奥斯特）时，误差为±0.2%，外界磁场愈强，影响愈严重，误差愈大。苏联有一组АОДУТН-267000/500/20的自耦变压器，其绝缘电阻应为3300MΩ，但在强磁场下，用2500V兆欧表测得的绝缘电阻仅为600MΩ。我国某变电所对一台OSFPS3-120000/220变压器进行绝缘电阻测量，变压器前后及上空均有220kV母线，测得220kV绕组的绝缘电阻为10000MΩ以上（用ZC-48型兆欧表），而投产及历年来的绝缘电阻为3400MΩ左右；又用ZC-30型兆欧表测量，测得绝缘电阻为3300MΩ，分析认为主要是测量中受外界电磁场干扰强烈，由于ZC-48型兆欧表抗干扰能力差，所以产生这种虚假现象。第二天，变压器上空两条220kV母线停电，重新测试，ZC-48和ZC-30型兆欧表测得的绝缘电阻均为3300MΩ左右。进一步证明电磁场干扰带来的影响。事后对两只兆欧表进行检查，ZC-48型兆欧表为2500V，磁电式结构，抗干扰能力差；ZC-30型兆欧表为5000V，流比计结构，抗干扰能力较强。

（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如下。

（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 屏蔽。对于两节及以上的被试品，例如避雷器、耦合电容器，可用图3-4所示的接线。图中将端子 G 接到被测避雷器上一节的法兰上，这样，干扰电流由端子 G 经表的电源入地，而不经过电流线圈，从而避免了干扰电流的影响。对最上节避雷器，可将其上法兰接兆欧表 E 端子再接地，使干扰电流直接入地（见图3-4右侧接线）。

表3-4 列出了某变电所66kV避雷器均压电阻的测试数据。由表中数据可以看出，使用屏蔽法测得的结果很接近一年前停电测试的数据（经过一年，均压电阻实际上可能有些变化）。但不用屏蔽测量的结果都明显偏低，相差100～200MΩ不等。

对于只有“一节”的被试品，如下端能够对地绝缘，可将上端接地进行测量。

（4）选用抗干扰能力强的兆欧表。除上述ZC-30型兆欧表抗干扰能力较强外，苏州工业园区海沃科技有限公司生产的HVM-5000型兆欧表的抗干扰能力也较强。厂家曾在某电厂220kV旁路母线干扰场强较高的电容式电压式互感器上做比较测试。HVM-5000型兆欧表的抗干扰能力与美国希波公司指针式高压兆欧表相近，示值偶尔跳动后再复原，而国产ZC-48-1型指针式高压兆欧表偏过∞刻度值，表针摆至左端极限位置。顺便指出，有人在ZC-48-1型兆欧表中引入抗干扰电路进行改型，收到良好效果。

（5）利用整流设备，根据外加电压和泄漏电流计算绝缘电阻。例如某局在220kV运行母线下无法测量阀式避雷器的绝缘电阻，后来改用整流设备进行测量，获得满意结果。

16.为什么用兆欧表测量大容量绝缘良好设备的绝缘电阻时，其数值愈来愈高？

实质上，用兆欧表测量绝缘电阻实际上是给绝缘物上加上一个直流电压，在此电压作用下，绝缘物中产生一个电流 i ，所测得的绝缘电阻 。

由研究和试验分析得知，在绝缘物上加直流后，产生的总电流 i 由三部分组成：即电导电流、电容电流和吸收电流。测量绝缘电阻时，由于兆欧表电压线圈的电压是固定的，而流过兆欧表电流线圈的电流随时间的延长而变小，故兆欧表反映出来的电阻值愈来愈高。

设备容量愈大，吸收电流和电容电流愈大，绝缘电阻随时间升高的现象就愈显著。

17.使用兆欧表测量电容性电力设备的绝缘电阻时，在取得稳定读数后，为什么要先取下测量线，再停止摇动摇把？

使用兆欧表测量电容性电力设备的绝缘电阻时，由于被测设备具有一定的电容，在兆欧表输出电压作用下处于充电状态，表针向零位偏移。随后指针逐渐向∞方向移动，约经1min后，充电基本结束，可以取得稳定读数。此时，若停止摇动摇把，被测设备将通过兆欧表放电。通过兆欧表表内的放电电流与充电电流相反，表的指针因此向∞处偏移，对于高电压、大容量的设备，常会使表针偏转过度而损坏。所以，测量大电容的设备时，在取得稳定读数后，要先取下测量线，然后再停止摇动摇把。同时，测试之后，要对被测设备进行充分的放电，以防触电。

18.为什么要在变压器充油循环后静置一定时间再测其绝缘电阻？

主要是为了排除充油循环过程中产生的气泡。为说明静置时间的影响，表3-5～表3-7分别列出了一台SFSL ₁ -2500/110型电力变压器交接前及静置不同时间的测量结果。

由此可见，表3-7与表3-5结果相似，它反映了变压器的真实情况。所以在进行变压器绝缘电阻测量时，不仅要正确掌握各种测试方法和仪器，严格执行《规程》，而且要待其充油循环静置一定时间等气泡逸出后，再测量绝缘电阻。通常，对8000kVA及以上较大型电力变压器需静置20h以上，3～10kVA级的小容量电力变压器需静置5h以上。

19.变压器油纸的含水量对绝缘电阻有什么影响？

为说明变压器油纸含水量对绝缘电阻的影响程度，我们引入模拟试验结果，如表3-8所示。

由表3-8可见，从序号1～7，随着油的含水量增大，绝缘电阻逐渐减小，虽然其中5号纸的含水量1.40%比4号及3号纸的含水量2.82%和2.74%小近1倍，但绝缘电阻同样是减小的。也就是说，油是影响整个油—纸绝缘系统绝缘电阻高低的一个主要因素。实例也证明这个规律是正确的。

研究者由此引出结论：绝缘油质好坏是引起变压器绝缘电阻高、吸收比小或绝缘电阻低、吸收比高的一个主要原因。

20.测量变压器绝缘电阻时，温度增加，绝缘电阻下降，为什么当温度降到低于“露点”温度时，绝缘电阻也降低？

因温度增加，加速了绝缘介质内分子和离子的运动；同时，温度升高时绝缘层中的水分溶解了更多的杂质，这都使绝缘电阻降低。而当试品温度低于周围空气的“露点”温度时，潮气将在绝缘表面结露，增加了表面泄漏，故绝缘电阻也要降低。

21.为什么要测量电力设备的吸收比？

对电容量比较大的电力设备，在用兆欧表测其绝缘电阻时，把绝缘电阻在两个时间下读数的比值，称为吸收比。按规定吸收比是指60s与15s时绝缘电阻读数的比值，它用下式表示：

K = R _60s / R _15s

测量吸收比可以判断电力设备的绝缘是否受潮，这是因为绝缘材料干燥时，泄漏电流成分很小，绝缘电阻由充电电流所决定。在摇到15s时，充电电流仍比较大，于是这时的绝缘电阻 R _15s 就比较小；摇到60s时，根据绝缘材料的吸收特性，这时的充电电流已较接近饱和，绝缘电阻 R _60s 就比较大，所以吸收比就比较大。而绝缘受潮时，泄漏电流分量就大大地增加，随时间变化的充电电流影响就比较小，这时泄漏电流和摇的时间没有什么关系，这样 R _60s 和 R _15s 就很接近，换言之，吸收比就降低了。

这样，通过所测得的吸收比的数值，可以初步判断电力设备的绝缘受潮。

吸收比试验适用于电机和变压器等电容量较大的设备，其判据是，如绝缘没有受潮， K ≥1.3。而对于容量很小的设备（如绝缘子），摇绝缘电阻只需几秒钟的时间，绝缘电阻的读数即稳定下来，不再上升，没有吸收现象。因此，对电容量很小的电力设备，就用不着做吸收比试验了。

测量吸收比时，应注意记录时间的误差，例如当 R _60s / R _15s =1.35时，若考虑时间误差，若变为 R _59s / R _16s ，则 K ＜1.3；若变为 R _61s / R _14s ，则 K ＞1.4，导致 K 变大或变小，使试验次数增加，准确度也较差。为此，应准确或自动记录15s和60s的时间。

对大容量试品，国内外有关规程规定可用极化指数 R _10min / R _1min 来代替吸收比试验。

22.在《规程》中规定吸收比和极化指数不进行温度换算，为什么？

由于吸收比与温度有关，对于良好的绝缘，温度升高，吸收比增大；对于油或纸绝缘不良时，温度升高，吸收比减小。若知道不同温度下的吸收比，则就可以对变压器绕组的绝缘状况进行初步分析。

对于极化指数而言，绝缘良好时，温度升高，其值变化不大，例如某台167MVA、500kV的单相电力变压器，其吸收比随温度升高而增大，在不同温度时的极化指数分别为2.5（17.5℃）、2.65（30.5℃）、2.97（40℃）和2.54（50℃）；另一台360MVA、220kV的电力变压器，其吸收比随温度升高而增大，而在不同温度下的极化指数分别为3.18（14℃）、3.11（31℃）、3.28（38℃）和2.19（47.5℃）。它们的变化都不显著，也无规律可循。

鉴于上述，在《规程》中规定，吸收比和极化指数不进行温度换算。

23.测量变压器绝缘电阻或吸收比时，为什么要规定对绕组的测量顺序？

测量变压器绝缘电阻时，无论绕组对外壳还是绕组间的分布电容均被充电，当按不同顺序测量高压绕组和低压绕组绝缘电阻时，绕组间电容发生的重新充电过程不同，会对测量结果有影响，导致附加误差。因此，为了消除测量方法上造成的误差，在不同测量接线时，测量绝缘电阻必须有一定的顺序，且一经确定，每次试验时均应按此顺序进行。这样，也便于对测量结果进行比较。

24.绝缘电阻低的变压器的吸收比要比绝缘电阻高的变压器的吸收比低吗？

不一定。对绝缘严重受潮的变压器，其绝缘电阻低，吸收比也较小。但绝缘电阻是兆欧表摇测1min的测量值；而吸收比是1min与15s的绝缘电阻之比，且吸收比还与变压器容量有关。所以在一般情况下，绝缘电阻低，其吸收比不一定低。尤其对大型变压器，其电容大，吸收电流大，因此吸收比较高，而对小型变压器，其电容小，往往绝缘电阻高，但其吸收比却较小。

25.为什么变压器的绝缘电阻和吸收比反映绝缘缺陷有不确定性？

首先分析变压器绝缘的等值电路及其吸收过程。

变压器主绝缘系隔板结构，由纸板和油隙组成，如图3-5所示。

由于 d ≫ c 、 b ≫ a ，可以忽略纸撑条和纸垫块的电容。变压器主绝缘可近似由图3-6所示的等值电路来表示。

在直流电压作用下，吸收电流为

绝缘电阻为

式（3-7）中绝缘电阻稳定值为

吸收系数

吸收时间常数

显然， G =A / A ₀ ； R =U / A ₀ 。

式（3-7）表达了绝缘电阻 R （ t ）随时间增加而增大的吸收过程。也是分析绝缘电阻和吸收比反映绝缘缺陷不确定性的基础。

由式（3-7）得

可见 R _60s 正比于稳定值 R ，能反映变压器油纸串联的绝缘情况。然而， R _60s 还取决于吸收参数 G 和 T ，这就给判断绝缘状况优劣带来复杂性。

吸收比

由式（3-11）看出， G 增加导致 K 增加，如图3-7所示。

吸收系数 G 主要取决于介质的不均匀程度（ R _P C _P ≠ R ₀ C ₀ ）。由式（3-9）可知，当（ R _P C _P - R ₀ C ₀ ） ² 较大时， G 值增大；反之，当 R _P C _P ≈ R ₀ C ₀ 时，即两层介质均良好或均很差时， G 值较小，均使吸收比下降，这也给判断绝缘优劣带来复杂性。

此外，式（3-11）还表明，在固定的吸收系数 G 值情况下，某一吸收时间常数 T = T ₀ 时，吸收比 K 取得最大值 K _m ，如图3-8所示。

当 T ＞ T ₀ 时， T 增加导致 K 下降； T ＜ T ₀ 时， T 减小导致 K 也下降。

由式（3-10）知，吸收时间常数 T 与 R _P R ₀ /（ R _P +R ₀ ）成正比，双层介质两层或其中一层介质劣化时， R _P R ₀ /（ R _P +R ₀ ）小， T 小导致 K 小；但两层介质均良好时， R _P R ₀ /（ R _P +R ₀ ）大， T 大（ T ＞ T ₀ ）， K 也小。

综上所述，变压器绝缘不良时，吸收比 K 较小；但 K 小，也可能是绝缘良好的表现，从而给判断绝缘优劣常带来复杂性，出现反映绝缘缺陷的不确定性。

26.变压器绝缘的吸收比随温度变化的特点是什么？是否可用它来判断绝缘优劣？

变压器绝缘的吸收比随温度变化的特点是：与绝缘状况有关。绝缘状况不同，变化的规律不同。表3-9给出了变压器绝缘吸收比随温度的变化情况。

由表3-9数据可见，温度较低与较高时，不同变压器的吸收比变化差异很大。序号为1、2和4的变压器，其吸收比随温度上升而增大；序号为3和5的变压器，其吸收比随温度上升而减小。

吸收比随温度变化的这些特点，可用式（3-9）～式（3-11）进行如下解释：

（1）油和纸绝缘均良好时，（ R _P C _P - R ₀ C ₀ ） ² 较小， G 小， T 大（ T ＞ T ₀ ）， K 小。温度上升， T 减小，使 K 上升。

（2）纸绝缘良好，油绝缘较劣时，（ R _P C _P - R ₀ C ₀ ） ² 较大， G 大； T 小（ T ＜ T ₀ ）， K 较大。温度上升， T 减小，使 K 下降。

（3）纸绝缘不良时， R _P 和 R ₁ 均较小， 小，吸收系数 G 小， K 小。温度上升， 更小， K 下降。

根据对以上实例分析可知，采用升高温度的办法，检测吸收比，若吸收比上升，则说明变压器绝缘良好。诚然，这种升温测试法耗时费力，难以普遍推广。

27.当前在变压器吸收比的测量中遇到的矛盾是什么？它有哪些特点？

当前在变压器吸收比的测量中遇到的主要矛盾如下：

（1）一般工厂新生产的变压器，发现吸收比偏低的，而多数绝缘电阻值却比较高。

（2）运行中有相当数量的变压器，吸收比低于1.3，但一直运行安全，未曾发生过问题。例如西北地区统计，正常运行的72台变压器905次测量结果，其中吸收比小于1.3的占测量总数的13.9%。

这些现象究竟是何原因造成的，有各种各样的分析，一时难以统一。但有的看法是共同的，认为吸收比不是一个单纯的特征数据，而是一个易变动的测量值，总结起来有以下特点。

（1）吸收比有随着变压器绕组的绝缘电阻值升高而减小的趋势。研究者统计了46台某一型号规格的110kV级大型电力变压器和67台35～110kV的大容量变压器得出回归直线图如图3-9和图3-10所示。

由图3-9可以得出，绝缘电阻值每上升1MΩ， K 值下降约0.11。

（2）绝缘正常情况下，吸收比有随温度升高而增大的趋势。

例如，某120MVA、220kV变压器吸收比和温度的关系，某进口的167MVA、500kV和某3.15MVA、110kV变压器高压绕组吸收比和温度关系如图3-11所示，它们的吸收比均随温度升高而增大。

（3）绝缘有局部问题时，吸收比会随温度上升而呈下降的现象。

在实际测量中也发现有一些变压器的吸收比随着温度上升反而呈现下降的趋势，其中有一部分变压器绝缘状况属于合格范围，研究者对此进行了分析：

当变压器纸绝缘含水量很小（0.3%），油的tan δ 较大（0.08%～0.52%），吸收比数值会随温度上升而下降。这时的绝缘状况，也仍为合格的。

当变压器纸绝缘含水量愈大，其绝缘状况愈差，绝缘电阻的温度系数愈大，吸收比数值较低，且随温度上升而下降。

有的研究者认为，由于干燥工艺的提高，油纸绝缘材质的改善，变压器的大型化，吸收过程明显变长，出现绝缘电阻提高、吸收比小于1.3而绝缘并非受潮的情况是可以理解的。因此，当绝缘电阻高于一定值时，可以适当放松对吸收比的要求。

究竟绝缘电阻高到什么数值情况下，吸收比可作何种要求。研究者根据手头所积累的资料数据认为，从经验上说，当温度在10℃时，110kV、220kV的变压器，其绝缘电阻（ R _60s ）大于3000MΩ时，可以认为其绝缘状况没有受潮，可以对吸收比不作考核要求。另一个判别受潮与否的经验数据是，绝缘受潮的变压器， R _60s 与 R _15s 之差通常在数十兆欧以下，且最大值不会超过200MΩ。

看来吸收比的测量问题还有待于继续深入研究。

28.为什么要测量电容型试品（如电容型套管和电流互感器）末屏对地的绝缘电阻？

电容型套管和电流互感器一般由十层以上电容串联。进水受潮后，水分一般不易渗入电容层间或使电容层普遍受潮，因此，进行主绝缘试验往往不能有效地监测出其进水受潮。但是，水分的比重大于变压器油，所以往往沉积于套管和电流互感器外层（末层）或底部（末屏与法兰间）而使末屏对地绝缘水平大大降低，因此，进行末屏对地绝缘电阻的测量能有效地监测电容型试品进水受潮缺陷。使用2500V兆欧表测得的绝缘电阻值一般不小于1000MΩ。

29.在《规程》中，对电力电缆的绝缘电阻值为什么采用“自行规定”的提法？

这是因为电力电缆主要的试验项目为直流泄漏电流及直流耐压试验，如绝缘电阻不良，一般均可在泄漏电流试验中发现，至于绝缘电阻值，只作为耐压试验前后的比较作参考。

各种电缆的绝缘电阻换算到长度为1km、温度为20℃时的参考值如表3-10所示。

30.电缆厂在测试报告中给出某电缆20℃时每千米的绝缘电阻值，试问现有该电缆500m，其绝缘电阻应为多少才算合格？

电缆厂在测试报告中给出的绝缘电阻值是该种电缆试样的绝缘电阻值，它不是用兆欧表或高阻计测出的，而是采取比较法，与标准电阻比较而得出的。由于不同长度的电缆有不同的绝缘电阻值，为了统一尺度，规定换算到1km，其换算公式为

R _L = R _s L

式中 R _L ——每千米长度绝缘电阻值，MΩ·km；

R _s ——试样电缆的绝缘电阻值，MΩ；

L ——试样电缆的有效测量长度，km。

例如，试样电缆长10m，绝缘电阻值为32400MΩ，则此电缆每千米的绝缘电阻为

R _L =32400MΩ×0.01=324MΩ

此公式仅为换算需要而制定的，并不表示绝缘电阻与长度成反比关系。如果电缆测试报告中绝缘电阻值为324MΩ·km，则500m长度时不能认为是324MΩ÷0.5=648MΩ。对不足1km的电缆，用兆欧表测出的结果不必进行换算，直接与测试报告中的1km的电阻值进行比较，只要无异常就认为是合格的。

用兆欧表测量时，如多芯电缆的相—地绝缘或相—相绝缘差异过大，或同一电缆不同时间（使用一段时间后或施工前后）测量结果差异过大时，这根电缆的绝缘往往有了损伤，一般不能使用。

电缆的绝缘电阻受温度影响也很大，一般随温度升高而呈指数规律减小，因此测量电缆绝缘电阻时要记录环境温度（在现场测量要记录土壤温度）。

制造厂给出的电缆绝缘电阻值已换算到20℃，其换算公式为

R _20℃ = KR _L

式中 R _20℃ ——20℃时的绝缘电阻；

K ——绝缘材料温度校正系数。

例如，黏性浸渍纸绝缘电缆的温度校正系数见表3-11，当环境温度为30℃时测出的绝缘电阻值为312MΩ，换算到20℃时的绝缘电阻值为

R _20℃ =1.41×312=440（MΩ）

31.测量电力电缆的绝缘电阻和泄漏电流时，能否用记录的气温作为温度换算的依据？

不能。因为电力电缆埋在土壤中，电缆周围的温度与气温不一样，一年四季基本上是恒温（一般在120cm以下的潮湿土壤温度约为15～18℃），加上电缆每次试验前，已经停电2h多，电缆的缆芯温度早就降到土壤温度。如果要进行温度换算，也只能用土壤温度作为依据。

表3-12给出了某电力局对一条长200km、10kV电力电缆的绝缘电阻和泄漏电流进行测量的数据。可见5次测试的绝缘电阻和泄漏电流相应的数值都很接近，没有异常变化，就是气温相差很大，如果按照记录的气温进行换算，则变化比较大，可能将这条绝缘良好的电缆，误判为有问题。

32.不拆引线，如何测量220kV阀式避雷器的绝缘电阻？

不拆引线测量220kV阀式避雷器绝缘电阻的接线图，如图3-12所示。

用ZC-7型兆欧表测量FZ-220J型避雷器的绝缘电阻值如表3-13所示。

若第8节是直接接地的，测量第7节绝缘电阻时，应将兆欧表屏蔽端子 G 接于第5节与第6节之间的法兰上，线路端子 L 接于第7节与第8节之间的法兰上，接地端子 E 接于第6节与第7节之间的法兰上。

测量第8节绝缘电阻时， G 端子接于第6节和第7节之间的法兰上， L 端子接于第7节与第8节之间的法兰上， E 端子接地。

33.通水时，测量水内冷发电机定子绕组对地绝缘电阻，为什么必须使用水内冷电机绝缘测试仪而不用普通的兆欧表？

使用水内冷电机绝缘测试仪（简称专用兆欧表）测试通水时水内冷发电机定子绕组对地绝缘电阻的等值电路图如图3-13所示。

因为在通水情况下， R _y 很小，要求兆欧表输出功率大，用普通兆欧表，一是要过载，同时兆欧表输出电压降低太多，引起很大测量误差，只有在绕组内部彻底吹水后，方可使用普通兆欧表。另外，在通水情况下，汇水管与外接水管之间将产生一极化电势，不采取补偿措施将不能消除该电势和汇水管与地之间的电流对测量结果的影响，专用兆欧表（如HV-T型兆欧表）不但功率大，同时有补偿回路而且测量电路输入端接地，适用于在通水情况下，测试水内冷发电机的绝缘电阻。

34.有载调压分接开关支架绝缘对变压器整体绝缘电阻有什么影响？

有载调压分接开关是变压器本体的重要组成部分，在变压器试验中遇到异常情况时，往往只从绕组、套管、铁芯、绝缘油等方面进行分析，而忽视了有载调压分接开关不良对变压器试验结果的影响。

当有载调压分接开关支架绝缘不良时，会导致变压器整体绝缘电阻下降。例如，某变电所一台SFSZL ₁ -20000/110型变压器，在检修时发现有载分接开关支架中一支绝缘棒有裂纹，立即取下换上一支新的绝缘棒，分接开关检修后复原到变压器中，接着进行注油，然后对变压器110kV绕组进行绝缘电阻试验。测量结果是：绝缘电阻只有40MΩ，吸收比为1，兆欧表的指针数据非常稳定。当时分析认为一是变压器本体油可能劣化；二是变压器绕组绝缘可能严重老化或受潮。于是取油样化验，结果是油各项指标都符合标准，排除了油的影响，这样问题的焦点就集中到绕组上。有人提出吊芯，但考虑到工作量大，又要停役很长时间，所以决定先进行分解试验，然后再吊芯检查绕组。分解试验是将有载调压分接开关吊出变压器本体，对套管与绕组进行绝缘电阻测试，测试结果是：绝缘电阻为2000MΩ，吸收比为1.5，与历年来的绕组测试数据相近。由测试结果可以判定问题发生在分接开关上。于是又测量分接开关支架绝缘棒的绝缘电阻，只有40MΩ。原来新换上的绝缘棒在仓库中存放多年，安装前既未进行真空烘干处理，又未进行测试，将以往受潮支架绝缘棒安装在变压器上，自然导致变压器110kV绕组绝缘电阻下降。

35.如何测量电容式电压互感器（CVT）的分压电容器的绝缘电阻？

图3-14是电容式电压互感器接线图。由于电容分压器的中间抽头没有引出，无法直接测量 C ₁ 和 C ₂ 各自的绝缘电阻，此时可将中间变压器一次绕组末端，即 X 端作为一个测量端，分别测出 C ₁ 高压端（ B 点）对 X 端和 C ₂ 低压端（ J 点）对 X 端之间的绝缘电阻值，这是因为当在 B — X 之间通入直流电流时，电抗器 L 和中间变压器一次绕组的感抗为零，即 X _L =ω L，当 ω =0时， X _L =0。因此 B — X 之间的绝缘电阻值即为高压电容 C ₁ 的绝缘电阻， J — X 之间的绝缘电阻值即为分压电容 C ₂ 的绝缘电阻值。

36.如何确定橡塑电缆内衬层和外护套是否进水？

（1）用兆欧表测量绝缘电阻。用500V兆欧表分别测量橡塑电缆内衬层和外护套的绝缘电阻，当每公里的绝缘电阻小于0.5MΩ时，再用下述方法进一步判断。

（2）用万用表测量绝缘电阻。这种方法的依据是，不同金属在电解质中能形成原电池。

橡塑电缆的金属层、铠装层及其涂层用的材料有铜、铅、铁、锌和铝等，这些金属的电极电位分别为+0.334V、-0.122V、-0.44V、-0.76V和-1.33V。

当橡塑电缆的外护套破损并进水后，由于地下水是电解质，在铠装层的镀锌钢带上会产生对地-0.76V的电位。如内衬层也破损进水后，在镀锌钢带与钢屏蔽层之间形成原电池，会产生0.334-（-0.76）=1.1（V）的电位差，当进水很多时，测到的电位差会变小。在原电池中铜为“正”极，镀锌钢带为“负”极。

当外护套或内衬层破损进水后，用兆欧表测量时，每公里绝缘电阻低于0.5MΩ时，用万用表的“正”、“负”表笔轮换测量铠装层对地或铠装层对铜屏蔽层的绝缘电阻，此时在测量回路中由于形成的原电池与万用表内的干电池相串联，如图3-15所示。当极性组合使电压相加时，测得的电阻值较小；反之，测得的电阻值较大。因此，上述两次测得的绝缘电阻值相差较大时，表明已形成原电池，就可以判断外护套和内衬层已破损进水。例如，某橡塑电缆护套损伤受潮后，测得的电阻分别为7kΩ和55kΩ。 yZ7NdE1PA6EpoYPDswFZvAUcUOqF/KVrYPdB+bCSKykm7qjx9A3JIXEks1N1XEwN

第四章
测量泄漏电流与直流耐压试验

1.为什么要测量电力设备的泄漏电流？

测量电力设备的泄漏电流与测量其绝缘电阻的原理相同，只是由于测量泄漏电流时所施加的直流电压较兆欧表的额定输出电压高，测量中所采用的微安表的准确度较兆欧表的高，加上可以随时监视泄漏电流数值的变化，所以它发现绝缘的缺陷较测量绝缘电阻更为有效。

经验证明，测量泄漏电流能发现电力设备绝缘贯通的集中缺陷、整体受潮或有贯通的部分受潮以及一些未完全贯通的集中性缺陷，开裂、破损等。

2.在电力设备预防性试验中，产生直流高电压的基本回路有哪些？

电力设备绝缘进行直流高电压试验用的直流高电压是将交流电压经过高压硅堆整流获得的。根据变压器、电容器、硅堆等元件参数可组成不同的整流回路，电力设备预防性试验中常用的基本回路有半波整流回路、倍压整流回路和串级整流回路，如图4-1所示。

在图4-1（a）中，高压变压器T的高压绕组经整流元件V和保护电阻 R 对滤波电容 C 充电而得到直流高电压。直流高电压从电容 C 两端输出对被试品进行试验。

如果试验变压器输出的高压电压峰值低于直流高电压试验电压 U _s ，则可采用倍压整流回路，倍压整流回路有多种，图4-1（b）为一种两倍压整流回路。当电源电压在正半波时，硅堆V ₁ 导通，使下方的电容器充电到电源电压的幅值；相反，在负半波时，硅堆V ₂ 导通，使上方的电容器也充电到电源电压的幅值。这样，加在被试品上的电压为两倍电源电压的幅值。而且输出电压的脉动很小，可以得到一个较恒定的直流高电压。又由于输出电压是对地而言的，所以这种电路也适用于一极接地的被试品。但是，这种回路对变压器T有些特殊要求，T的次级电压仍为 U _T ，但其两个端头对地绝缘不同， A 点对地绝缘要求为2 U _T ，而 A' 点为 U _T ，硅堆的反峰电压约为2 ，输出电压为试验变压器次级电压幅值的两倍。这种回路的缺点是试验变压器的高压绕组为全绝缘，采用双套管对称输出，为了得到更高的电压就需要提高试验变压器、硅堆、电容器的工作电压。另一种倍压整流回路如图4-1（c）所示，此回路的特点是，被试品的一端接地，试验变压器的一个输出端子也接地，符合一般高压试验变压器的结构要求。硅堆V ₁ 和V ₂ 的反峰电压仍为2 ，电容器 C ₁ 的工作电压为 ，而电容器 C ₂ 的工作电压为2 。这种回路的优点是便于得到更高的直流电压，只要增加串级的级数即可组成串级回路。

直流串级整流回路如图4-1（d）所示。根据所需电压的高低，把不同级数的倍压整流回路串接起来，即组成直流高压串级回路，构成直流高压发生器。

假设串级数为 n ，电源变压器的输出电压最大值为 U _m ，并且设上柱、下柱电容器的电容量相等都等于 C ，则可推算出串级直流高电压发生器的电压脉动为

式中 I _d ——平均输出电流，A；

f ——电源频率，Hz。

最大输出电压的平均值为

串级直流高电压发生器的脉动因数为

输出电压的脉动因数是串级直流高电压发生器的重要技术指标之一。诚然，脉动因数越小越好。由上式可知，为减小脉动因数，可采用减少串级级数、增大电容器的电容量、提高串级回路的工作频率等方法。

（1）减少串级级数。为保证输出电压不变，在减少串级级数的条件下，只能提高高压变压器的输出电压及单台高压电容器的工作电压，这将增加高压直流电源的体积与重量。

（2）增大电容器的电容量。这会受到电容器额定容量的限制，此方法同样会使串级直流高电压发生器体积和重量增加。

（3）提高串级回路的工作频率。这是最有效的方法。提高工作频率 f 将使电压降、电压脉动及脉动因数均减小，所以通常采用这种方法。例如目前生产的几种直流高压发生器都采用这种方法来减小脉动因数。

3.在电力设备预防性试验中，测量直流试验电压的主要方法有哪些？

在电力设备预防性试验中，测量直流试验电压的主要方法有：

（1）高阻器与微安表串联的测量系统。这种测量系统的原理接线如图4-2所示。其测量电压的原理是，被测直流电压加在高阻器上，则在 R 中便有电流流过，与 R 串联的微安表指示这个电流的平均值。因此可根据微安表指示的电流值，来得到被测直流试验电压的数值，即

U _s = RI _d （V）

式中 R ——高阻器的电阻，MΩ；

I _d ——微安表的读数，μA；

U _s ——被测直流试验电压的平均值，V。

采用这种方法测量电压时，可将微安表的电流刻度直接换成相应的电压刻度，直接读出电压值；或事先校验出直流电压与微安表读数的关系曲线，使用时由微安表的数值，在这条曲线上查出相应的电压值。

这种方法的难点是电阻 R ₁ 的稳定性。在行业标准《现场直流和交流耐压试验电压测量装置（系统）的使用导则》（ZBF24002—90）中规定，高阻器的阻值的选择应尽可能大些，若阻值选择太小，则要求直流高压试验装置供给较大的电流 I ₁ ， R ₁ 本身的热损耗也会太大，以致 R ₁ 阻值不稳定而增加测量误差。然而也不能选得太大，否则由于 I ₁ 过小而使电晕放电和绝缘支架的漏电而引起测量误差。因此要求高阻器的阻值不仅要选择合适而且应该稳定。国际电工委员会规定 I ₁ 不低于0.5mA，一般选择在0.5～2mA之间，我国ZBF 24002—90按工作电流0.5～1mA，至少不小于200μA来选择其电阻值。换言之，高阻器的阻值应按下式选择

R =（1～5）MΩ/kV

例如，被测直流试验电压为60kV时，高阻器的电阻值应不大于300MΩ。实际上常按 R =1MΩ/kV，即1mA选取。

图4-2所示的放电管（或放电间隙） P 是作保护用的，在微安表或电压表超量程时起保护作用； R ₃ 的作用有两点，一是为防止引线和微安表（一般放在控制桌上）发生开路而在工作人员处出现高电压，二是为消除电阻的电压和温度系数的影响，起补偿作用。 R ₃ 的阻值比微安表内阻大2～3个数量级（正常测量时对微安表的分流可忽略不计），一般情况下取数百千欧。

测量用的微安表的准确度一般为0.5级，即其相对误差小于5%。

（2）电阻分压器与低压电压表测量系统。这种测量系统的原理接线图如图4-3所示。电阻分压器的高压臂 R ₁ 实质上也是一个高阻器，其低压臂的电阻 R ₂ 较小，它的两端跨接电压表，用来测量直流试验电压。

若低压电压表的指示值为 U ₂ ，分压器的分压比为 K =R ₁ R+ ₂ R ₂ ，则被测的直流试验电压为

R ₁ 的选择方法同（1）， R ₂ 的数值由 U ₁ 、 U ₂ 及 R ₁ 确定。例如，取 U ₁ =60kV， R ₁ =1MΩ， U ₂ =100V，则 R ₂ ≈ = ×1×10 ⁶ Ω=1.7kΩ。

根据所接电压表的型式可测量出直流电压的算术平均值、有效值或最大值。

电压表可选用静电电压表或高输入电阻的数字电压表。如果采用输入电阻较小的电压表进行测量，则应将其输入阻抗计入电阻分压器的低压臂电阻内。

国际电工委员会规定，分压器的分压比或串联电阻值应该是稳定的，其误差不大于1%。

（3）高压静电电压表。高压静电电压表是测量直流电压均方根值的一种很方便的仪表，量程从几伏到几百千伏，它的优点是内阻大，基本上不吸收功率。当被测直流电压的纹波因数满足国家标准《绝缘配合 第4部分：电网绝缘配合及其模拟的计算导则》（GB/T 311.4—2010）中的规定，即脉动因数不大于3%时，可以把静电电表的指示作为被测直流电压的平均值。在现场进行直流耐压试验时，高压静电电压表应在无风和无离子流的场所使用，使用前应检查高压静电电压表的各部件是否正常，绝缘支柱表面是否清洁干燥。

4.采用高值电阻和直流电流表串联的方法测量直流高压时有什么要求？

根据国家标准GB 311.4—2010和电力行业标准《现场绝缘试验实施导则》（DL 474.1～5—2006）等，采用高值电阻与直流电流表串联的方法测量直流高电压的要求是：

（1）为测得直流高电压的平均值，应采用反映平均电流的不低于0.5级的磁电式仪表。

（2）直流电压平均值的测量误差不大于3%。

（3）高值电阻的阻值在工作电压和温度范围内应足够稳定，其误差不大于1%。

（4）在全电压时流过电阻的电流应不小于0.5mA，以防止泄漏电流和电晕电流影响测量准确度。

5.校核直流试验电压测量系统的方法有哪些？

为了减小或消除直流试验电压测量系统的测量误差，在《现场直流和交流耐压试验电压测量系统的使用导则》（DL/T 1015—2006）中规定对流试验电压测量系统的参数应每年校验一次，校验用的测量系统或仪表的误差应不大于0.5%，并在去现场试验前，应该用下列任一种方法进行校核。如果校核结果不满足要求，则应用误差不大于0.5%的系统或仪表再校验一次。

（1）对比法。这种方法是用误差不大于1%的直流测量系统，在全电压下，与待校核的测量系统对比，两测量系统之间的相对误差应不大于1%。

（2）伏安特性法。这种方法是用误差不大于1%的直流电压测量系统和直流电流表，在25%、50%、75%和100%的工作电压下测定高阻器的伏安特性，由伏安特性确定电阻值，与以往的校验数值比较，其阻值的变化值应不大于1%。如果高阻器的阻值呈非线性，则电阻分压器的分压比或高阻器的电阻值应采用与试验电压对应的数值。

（3）电桥法。这种方法是用误差不大于1%的电桥校核高阻器的电阻值，与以往的校验数值比较，其变化值应不大于1%。因为测量直流电压用的高阻器的电阻值很大，所以一般只能进行元件的校核，而不能进行整个高阻器的校核。

6.直流试验电压测量系统误差的可能来源有哪些？用什么方法减小或消除？

现场直流试验电压测量系统误差的可能来源如下。

（1）高阻器的电阻值变化引起的误差。

1）电阻元件发热。测量直流试验电压用的高阻器采用的电阻元件一般是体积小、功率小。当其中通过电流的时间较长时，可能使其发热而改变其电阻值，引起测量误差。

2）支架绝缘电阻低。由于单个电阻元件的电阻值很大，而支架材料本身的绝缘电阻较低，或者支架受不良的气象条件和保存条件的影响，而使绝缘电阻降低，这就相当于电阻元件的两端并联一个高值电阻，引起高阻器的参数变化，导致分压比变化。因此，测量直流试验电压用的高阻器的电阻元件的功率不能太小，其支架应进行防止表面泄漏的处理，使其绝缘电阻应足够大。

3）高压端电晕放电。在高阻器的高压端和靠近高压端的电阻元件，由于处于高电位而发生电晕放电，电晕放电不仅会损坏电阻元件（特别是薄膜电阻的膜层），使之变质，而且也相当于在电阻元件上并接一个高值电阻，而使高阻器的电阻值发生变化，引起测量误差。因此，应避免高阻器高压端及其附近发生电晕放电。

为减小或消除因高阻器阻值发生变化引起的测量误差，通常采取的措施如下：

a.选用温度系数小、容量大的电阻元件。可用于高阻器的国产电阻元件有三种类型，即碳膜电阻、金属膜电阻和线绕电阻。碳膜电阻的温度系数最大，其值为-1000ppm/℃，精密金属膜电阻的温度系数则约为±（10～100）ppm/℃，而精密的线绕电阻（由Ni、Cr、Mn、Si和Al合金丝组成，性能比卡码丝稳定）的温度系数最小，其值不大于±10ppm/℃，一般仅为±（1～5）ppm/℃。例如，ZGS型试验器选用的是高精度金属电阻，满足测量要求。根据对测量系统准确度的要求，尽量选用温度系数小的电阻元件，以减少发热造成的电阻值变化。另外，选择电阻元件容量大一些，也有利于减小温升。

b.选用优质绝缘材料，并对其表面进行处理。为减小绝缘支架漏电引起的测量误差，应选用绝缘电阻大的绝缘材料，使支架的绝缘电阻比高阻器的电阻大好几个数量级。例如，ZGS型试验器高压电阻杆内充特殊绝缘胶，收到良好效果。

c.采用高压屏蔽电极或强迫均压措施。为减小电晕放电的影响，除宜将流过高阻器的电流 I ₁ 适当选得大一些外，还可以在高阻器高压端装设可使整个结构的电场比较均匀的金属屏蔽罩，强迫均压。

d.将电阻元件置于充油或充气的密封容器中，这样做不仅使流过高电阻元件的正常电流足够大，以减小误差电流的相对影响，而且可以增强散热，降低温升以及提高起始电晕电压。

（2）高阻器绝缘套筒的结构不合理引起的误差。由上述可知，为了便于使用和保存，高阻器应放在绝缘套筒里。绝缘套筒外表面暴露在空气中，容易脏污，导致泄漏电流增大。为了使绝缘套筒的泄漏电流不流过测量仪表，在绝缘筒的下端应装设屏蔽电极，高阻器的低压端子与绝缘套筒的屏蔽电极分开。屏蔽电极接地或接在测量仪表的屏蔽罩上，高阻器的低压端接在测量仪表上。绝缘筒最好不分段，如果要分段，则两段的连接器最好用绝缘材料制成，不用金属连接器。

（3）直流电阻分压器与周围带交流电压的导体之间的耦合电容电流引起的误差。当直流电压的测量系统靠近带交流电压的导体时，该系统会受带交流电压导体电场的影响而引起误差。图4-4是有带电导体电场影响时电阻分压器的原理图，图中 和 C _beq 分别为带电导体的等效电势和等效耦合电容， I _b 为带电导体电场产生的干扰电流。若试验变压器一次绕组不接电源，在电阻分压器低压臂电阻 R ₂ 上接一个小量程的高输入电阻有效值电压表V，由电压表指示值 U _b 可得到耦合电容电流的有效值，即

而瞬时值为

式中 I _bm ——电容耦合电流最大值；

ω ——电容耦合电流的角频率。

则在存在耦合电容电流 I _b 的情况下进行直流耐压试验时，电阻分压器低压臂电阻 R ₂ 上的电压为

式中 I _d ——低压臂上流过的直流电流。

如果接在电阻分压器 R ₂ 上的电压表是测量有效值的电压表（如静电电压表等），则电压表的指示值为

此时被测直流试验电压的实测值为

由上述可知，无外界电场干扰时，被测直流试验电压的计算式为

比较上述两式，便可得到周围带电导体电场引起的测量误差，即

或

分析上式可知，如果有交流高压导体存在而引起的耦合电容电流的干扰，用电阻分压器和低压有效值电压表的测量系统测量直流试验电压，加在被试设备上的实际电压值有可能低于标准中规定的电压值，这样就有可能使不合格的被试设备通过试验。

为了减小或消除这种误差，可以采取远离交流高压导体和选用高阻器与微安表串联的测量系统进行测量，这种测量系统不受外界电磁场的影响，这也是在行业标准DL/T 1015—2006中首先推荐采用高阻器与微安表串联的测量系统测量直流试验电压的原因。在ZGS型试验中也采用这种测量系统。

7.在直流高压试验中，脉动因数如何计算？其允许值是多少？

根据国家标准GB 311.3—83规定，在输出工作电压下直流电压的脉动因数 S 应按下式计算

式中 U _max ——直流电压的最大值；

U _min ——直流电压的最小值；

U _d ——直流电压的平均值。

U _max 、 U _min 、 U _d 的关系如图4-5所示。 S 的允许值小于3%。

8.测定直流试验电压脉动因数的方法有哪些？

由于脉动因数的定义为： S = ，所以为计算脉动因数，首先要测量脉动电压幅值δ U ，其主要方法有：

（1）半波整流法。也称电容电流整流法，其原理接线如图4-6（a）所示。

设被测电压为 u ，当它随时间变化时，流过隔直电容 C （可用高压标准电容器）的电流 i _C = 。因 u 随时间作正弦变化，则 i _C 在相位上超前于电压 u 90°作正弦变化。V ₁ 及V ₂

为两个二极整流管，μA为微安表。当 i _C 为正半波时，电流经V ₁ 及微安表入地。从图4-6（b）可以看出0～ t ₁ ， t ₂ ～ t ₃ ，…时间内整流管V ₁ 导通，电流流过微安表；在 t ₁ ～ t ₂ ， t ₃ ～ t ₄ ，…时间内，则V ₁ 不通而V ₂ 导通，电流不流经微安表，故在一周期内，流过微安表的平均电流为

式中 f ——直流高压电源频率。

可见，由微安表测得整流电流的平均值 I _d ，即可算出脉动电压幅值。

（2）全波整流法。全波整流法的原理接线如图4-7所示。可见微安表在正负半周内均有电流流过，流过隔直电容 C 中的电流 i _C = ，而流过微安表的平均电流为

所以δ U =

可见，由微安表测得的整流电流的平均值 I _d ，即可算出脉动电压幅值δ U 。

（3）分压器法。分压器法测量的原理接线如图4-8所示。图中M为显示仪器，只要用示波器或峰值电压表测出 C ₂ 两端的电压幅值 U _2m ，即可得

式中 C ₁ ——分压器高压臂电容；

C ₂ ——分压器低压臂电容。

当用有效值表测量时，测出的是脉动电压的有效值。

若将 C ₂ 改为电阻 R ₂ ，也可测出脉动电压的幅值或有效值。如果有效值为 U ， R ₂ 上测得的电压有效值为 U ₂ ，则

当 R ₂ ωC ₁ ≫1时，则 U ₂ ≈ U 。

9.在直流高压试验中，如何选择保护电阻器？

为了限制试品放电时的放电电流，保护硅堆、微安表及试验变压器，高压侧保护电阻器的电阻值可按下式选择：

式中 U _d ——直流试验电压值，V；

I _d ——试品电流，A。

当 I _d 较大时，为减少 R 发热，可取式中较小的系数。 R 的绝缘管长度应能耐受幅值为 U _d 的冲击电压，并留有适当裕度。表4-1列出不同试验电压下，电阻器表面绝缘长度的最小值。

高压保护电阻器通常采用水电阻器，水电阻管内径一般不小于12mm。采用其他电阻材料时应注意防止匝间放电短路。

10.直流耐压试验后，如何进行放电？

试验完毕，首先切断高压电源，一般需待试品上的电压降至 试验电压以下，将被试品经电阻接地放电，最后直接接地放电。对于大容量试品，如长电缆、电容器、大电机等，需放电5min以上，以使试品上的充电电荷放尽。另外，对附近电力设备，有感应静电电压的可能时，也应予以放电或事先短接。经过充分放电后，才能接触试品。对于在现场组装的倍压整流装置，要对各级电容器逐级放电后，才能进行更改接线或结束试验，拆除接线。

对电力电缆、电容器、发电机、变压器等，必须先经适当的放电电阻对试品进行放电。如果直接对地放电，可能产生频率极高的振荡过电压，对试品的绝缘有危害。放电电阻视试验电压高低和试品的电容而定，必须有足够的电阻值和热容量。通常采用水电阻，电阻值大致上可为每千伏200～500Ω。放电电阻器两极间的有效长度可参照高压保护电阻器的长度 l 选用。放电棒的绝缘部分的长度 l '应符合安全规程的规定，并不小于放电电阻器的有效长度。放电棒的尺寸如图4-9所示。

11.图4-10为泄漏电流试验中的短路开关和微安表的接线，按图4-10（b）接线容易烧坏微安表，为什么？

这是因为按图4-10（b）接线时，即使S处于闭合位置，由于引线电阻及开关S触头的接触电阻的压降作用在微安表上，可能将微安表烧坏。例如，有一块微安表，量程为5μA，内阻为2000Ω，接触电阻 R ₁ 与引线电阻 R ₂ 之和 R ₁ +R ₂ =0.1（Ω），当开关S处于闭合位置，流过开关的电流为1A，这时，在 R ₁ 与 R ₂ 上的压降为Δ U =1×0.1=0.1（V），这个电压降作用在微安表两端，使微安表中流过的电流为 I _μA = =0.5×10 ^-4 （A）=50μA≫5μA，所以它将导致微安表烧坏。

若按图4-10（a）接线，可以消除引线压降的影响，作用于微安表上的电压降低，从而流过微安表中的电流减小，保证了微安表的安全。

12.在电力设备额定电压下测出的泄漏电流换算成绝缘电阻时，与兆欧表测量的数值较相近，但当高出额定电压较多时，就往往不一致了，为什么？

电力设备的绝缘在干燥的状态和接近额定的工作电压下，其泄漏电流值与电压成正比例，此时的绝缘电阻为常数，故在试验方法和仪器准确的条件下，测出的泄漏电流换算成绝缘电阻与兆欧表测得的数值较相近。但当试验电压高于试品额定电压较多时，由于绝缘表面粗糙和污秽，使端部泄漏、电晕等随着电压的升高而显著增加，此时绝缘电阻已非常数，故由泄漏电流换算出的绝缘电阻值就会低于兆欧表的测量值。

13.当电力设备做直流泄漏电流试验时，若以半波整流获得直流电压，如不加滤波电容，而分别用球隙、静电电压表和永磁式电压表进行测量，测得的数值是否相同？为什么？

半波整流电路在不加滤波电容（即为纯电阻负荷）时，电压输出波形每一个周期只有一个半波。用球隙测量电压时，球隙在峰值电场强度最大时击穿，测得电压为直流输出半波的峰值；静电电压表的转动力矩与两电极间施加的电压有效值成正比，故测得的是输出半波的有效值；永磁式电压表测得的是直流输出电压一个周期内的平均值。结果是球隙测得的电压最大，永磁式电压测得的电压最小。

14.在分析泄漏电流测量结果时，应考虑哪些可能影响测量结果的外界因素？

在分析泄漏电流测量结果时，应考虑的外界影响因素主要有：

（1）高压引线及端头对地电晕电流。

（2）空气湿度、试品表面的清洁程度。

（3）环境湿度、试品湿度。

（4）试验接线、微安表位置。

（5）强电场干扰、地网电位的干扰。

（6）硅堆的质量。

15.为什么纸绝缘电力电缆不采用交流耐压试验，而只采用直流耐压试验？

（1）电缆电容量大，进行交流耐压试验需要容量大的试验变压器，现场不具备这样的试验条件。

（2）交流耐压试验有可能在纸绝缘电缆空隙中产生游离放电而损害电缆，电压数值相同时，交流电压对电缆绝缘的损害较直流电压严重得多。

（3）直流耐压试验时，可同时测量泄漏电流，根据泄漏电流的数值及其随时间的变化或泄漏电流与试验电压的关系，可判断电缆的绝缘状况。

（4）若纸绝缘电缆存在局部空隙缺陷，直流电压大部分分布在与缺陷相关的部位上，因此更容易暴露电缆的局部缺陷。

16.为什么交联聚乙烯电缆不宜采用直流高电压进行耐压试验？

（1）交联聚乙烯电缆绝缘在交、直流电压下的电场分布不同。交联聚乙烯电缆绝缘层是采用聚乙烯经化学交联而成，属整体型绝缘结构。其介电常数为2.1～2.3，且一般不受温度变化的影响。在交流电压下，交联聚乙烯电缆绝缘层内的电场分布是由介电常数决定的，即电场强度是按介电常数而反比例分配的。这种分布是比较稳定的。

在直流电压作用下，其绝缘层中的电场强度是按绝缘电阻系数而正比例分配的。然而，绝缘电阻系数分布是不均匀的。这是因为在交联聚乙烯电缆交联过程中不可避免地溶入一定量的副产品，如甲烷、乙酰苯、聚乙醇等，它们具有相对小的绝缘电阻系数，且在绝缘层径向的分布是不均的，所以，在直流电压下，交联聚乙烯电缆绝缘层中的电场分布不同于理想的圆柱体绝缘结构，而与材料的不均匀性有关。

另外，绝缘层的绝缘电阻系数受温度和场强的影响较油纸绝缘要大得多。可用下式表示

式中 E ——工作或试验场强；

θ ——温度；

α ——温度系数，取为0.15/℃；

γ ——系数，取为2.1～2.4。

由于在绝缘层中交、直流电压的电场分布不同，导致击穿不一致性。

（2）直流高电压试验不仅不能有效地发现交联聚乙烯电缆绝缘中的水树枝等绝缘缺陷，而且由于空间电荷的作用，还容易造成高电压电缆在交流情况下某些不会发生问题的地方，在进行直流高电压试验后，投运不久即发生击穿。例如，国际大电网会议（CIGRE）21—09工作组向欧美十几个国家调查，在15份答复中有5份报告了直流耐压后不久即发生运行事故的情况。我国也有类似的报导，例如，某供电局110kV交联聚乙烯电缆，通过直流耐层试验后，投入电网运行时却发生击穿。

此外，电缆的某些部分，例如电缆头在交流情况下存在的某些缺陷，在直流高电压耐压试验时却不会击穿；而在交流情况下某些不会发生问题的地方，在直流高电压试验时却会击穿。

（3）在现场进行直流高压试验时，发生闪络或击穿可能会对其他正常的电缆和接头的绝缘造成危害。

（4）直流高电压试验有积累效应，它将加速绝缘老化，缩短使用寿命。

（5）各国现有的直流耐压试验标准太低，直流试验电压绝大多数在4.0 U ₀ 以下。我国国家标准《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》（GB 50150—2016）规定，0.6～26kV的橡塑电缆，交接试验的直流试验电压为4 U ₀ ，而新的中压和高压交联聚乙烯电缆能耐受（6.0～8.0） U ₀ 直流电压，短时交流强度为（4.0～5.0） U ₀ ；有严重的气隙或缺陷的接头的直流强度远大于规定的4 U ₀ （交流强度却小于2.5 U ₀ ）。《规程》虽将直流试验电压进行了修改，但21/35kV及以上者，其直流试验电压仍在3.0 U ₀ 以下。

由于上述原因，人们考虑采用50Hz交流高电压进行试验，但又遇到试验设备笨重的困难。目前有的单位在研究采用0.1Hz超低频试验装置进行试验。

17.为什么对自容式充油电缆的主绝缘在投运后一般不做直流耐压试验？

（1）用其他试验进行监视。在运行中，外力可能对自容式充油电缆线路有破坏作用，这可以通过测量外护套的绝缘电阻和对油压进行监视；绝缘老化则可通过油性能变化进行监视。因此，无必要再进行直流耐压试验。

（2）电压高，试验困难。自容式充油电缆的电压等级高，因此试验电压也高，而且在终端头周围还有许多其他电气设备，一般难以进行电压很高的耐压试验。

基于上述，对自容式充油电缆的主绝缘在投运后，除特殊情况外，一般不做直流耐压试验。

18.为什么纸绝缘电力电缆做直流耐压及泄漏电流试验时，《规程》规定电缆芯导体接负极性电压？

在绝缘预防性试验中使用的直流电压，是由极性、平均值和脉动因数来表示。为了防止外绝缘的闪络和易于发现绝缘受潮等缺陷，《规程》规定采用负极性直流电压。对后者可作如下解释：

研究表明，电缆在运行中受潮后，有明显的电渗（在外加电场作用下，液体通过多孔固体的运动现象，称为电渗）现象。当电缆芯加正极性试验电压时，在电场作用下，水分被排斥，渗向铅包，绝缘中的水分相对减少，由于水带正电，所以泄漏电流就小，这样，就不易发现绝缘缺陷。当电缆芯导体加负极性试验电压时，由于水带正电，在电场作用下，水分由铅包渗过绝缘向电缆芯集中，使绝缘中的水分相对增加，所以泄漏电流增大，这样就能严格地判断受潮程度。同时，当绝缘有局部缺陷时，将引起局部电场畸变，这有助于使绝缘中的水分集中于局部缺陷区，从而易于发现绝缘局部缺陷。因此，测量泄漏电流时电缆芯导休施加负极性的试验电压。

对于前者的解释是由于极性效应负针正板的火花放电电压高于正针负板的火花放电电压，所以电缆芯导体施加负极性直流试验电压时外绝缘不易闪络。

19.测量电力电缆的直流泄漏电流时，为什么在测量中微安表指针有时会有周期性摆动？

如果没有电缆终端头脏污及试验电源不稳定等因素的影响，在测量中直流微安表出现周期性摆动。可能是被试的电缆的绝缘中有局部的孔隙性缺陷。孔隙性缺陷在一定的电压下发生击穿，导致泄漏电流增大，电缆电容经过被击穿的间隙放电；当电缆充电电压又逐渐升高，使得间隙又再次被击穿；然后，间隙绝缘又一次得到恢复。如此周而复始，就使测量中的微安表出现周期性的摆动现象。

20.测量10kV及以上电力电缆泄漏电流时，经常发现泄漏电流随电压升高而快速增长，这是否就能判断电力电缆有问题？在试验方法上应注意哪些问题？

测量10kV及以上电力电缆泄漏电流与直流耐压同时进行。试验电压分4～5级升至3～6倍额定电压值。因电压较高，随电压升高，引线及电缆端头可能发生电晕放电。在直流试验电压超过30kV以后，对于良好绝缘的电力电缆的泄漏电流也会明显增加，所以出现泄漏电流随试验电压上升而快速增长的现象，并不一定说明电力电缆有缺陷。此时必须采用极间障、绝缘层或覆盖，并加粗引线，增大引线对地距离等措施，以减小电晕放电产生的杂散泄漏电流，然后再根据测量结果判断电力电缆的真实绝缘水平。

21.导致电力电缆泄漏电流偏大测量误差的原因是什么？如何抑制或消除？

测量电力电缆的泄漏电流时，由于施加的试验电压较高，致使电缆的终端头，特别是室内干封头的电场强度较大，容易产生电晕现象。实测表明，即使将微安表接在高压侧并加以屏蔽，而且高压引线采用屏蔽线，但是如果对电缆终端头的出线铜杆裸露部分不采取任何措施，是电缆终端头在直流试验电压作用下产生的电晕将严重地影响泄漏电流的测量结果，导致明显的偏大测量误差，如表4-2所示。当空气潮湿或电缆终端头与周围接地部分间空气距离较小，或电缆终端头本身的相间距离较小时，这种偏大的测量误差将更加显著。另外，在逐级升压过程中，泄漏电流常常会在某一试验电压下迅速升高，类似电缆有缺陷的现象，导致试验人员误判断。

抑制或消除电晕对偏大测量误差影响的主要措施有两个。

（1）采用极间障改变不对称电场中的极间放电条件。根据气体放电理论，在不均匀不对称电场中，放置一个极间障，能改善极间电场分布，从而改变极间放电条件，使电晕及放电电压均可大大提高。根据这一理论，在测量电力电缆泄漏电流时，若在施加试验电压相的裸露终端头处设置一极间障，则可以减小出线铜杆的电晕影响，从而减小泄漏电流偏大的测量误差。具体做法是用35kV多油断路器消弧室屏蔽罩或其他绝缘纸筒套在终端头上，由于户外终端头相间空气距离较大，影响较小，所以通常套在户内终端头上。表4-2中的改善措施就是加装极间障，可见效果非常显著。

（2）采用绝缘层改善引线表面的电场以减小电晕的影响。根据绝缘理论，在不均匀电场中，曲率半径小的电极上包缠固体绝缘层会使引线表面的电场得到改善，从而使电晕电流减小，提高测量的准确性。现场的通常做法是将绝缘手套套在终端头上，这是一种简便有效的方法。

22.为什么统包绝缘的电力电缆做直流耐压试验时，易发生芯线对铅包的绝缘击穿，而很少发生芯线间的绝缘击穿？

对统包电力电缆做直流耐压试验时，系一芯对其他两芯及铅包间加电压，由于绝缘击穿一般发生在铅包损坏，绝缘受潮后，且芯间绝缘厚度较芯线对铅包绝缘厚度为厚，所以一般绝缘击穿发生在芯线对铅包间，而很少发生在芯线间。

23.为什么《规程》规定，电力电缆线路的预防性试验耐压时间为5min？

纸绝缘电力电缆的耐压试验普遍采用是直流耐压，其优点之一就是击穿电压与电压作用时间的关系不大。大量实验证明：当电压作用时间由几秒钟增加到几小时时，击穿电压只减小8%～15%，而一般缺陷都能在加全压后约1～2min内发现。所以，若5min内泄漏电流稳定不变，不发生击穿，一般说明电缆良好。

24.电力电缆做直流耐压试验时，为什么要在冷状态下进行？

因为温度对泄漏电流的影响极大，温度上升，则泄漏电流增加。如果在热状态下进行试验，往往泄漏电流的数值很大，并随着加压时间增长而加大，甚至可能导致热击穿。另外，在热状态时，高电场主要移向到靠近外皮的绝缘层上，使整个绝缘上电压分布不均匀。所以，为了保证试验结果准确和不损伤完好的电缆，试验最好在冷状态下进行并记录土壤温度，以便对照。

25.为什么做避雷器泄漏（电导）电流试验时要准确测量直流高压，而做电力电缆、少油断路器泄漏电流试验时却不要求十分准确测量直流高压？

阀型避雷器（FZ型）的并联电阻是非线性电阻。当加在其上的直流高压有很小变化时，其泄漏（电导）电流变化很大（一般电压变化3%，电流变化12%）。如不准确测量直流电压，往往会引起很大测量误差。其试验标准又规定了严格的泄漏（电导）电流范围，且非线性系数又是按不同电压下电导电流计算的，所以必须准确测量直流高电压和泄漏（电导）电流。当电压少许变化时，少油断路器、电力电缆的直流泄漏电流，基本按线性关系变化或不变，所以可以在低压电压表换算出高压直流电压下试验，而不十分准确测量高压直流电压也能满足试验要求。

26.为什么避雷器在做泄漏电流试验时需要并联一个电容器，而电缆和变压器则不需要？

在做避雷器的泄漏电流试验时，常采用半波整流方式，其脉动因数很大。避雷器是非线性元件，由于直流电压有微小的波动，则会引起电导电流很大的变化，造成较大的误差，所以要并联一个滤波电容器以减小脉动因数。

电缆和变压器本身对地电容较大，能起到滤波作用，因此不必另外并联滤波电容器。

27.绝缘电阻较大的带并联电阻的FZ型避雷器，其直流电压下的电导电流是不是一定比绝缘电阻较小的避雷器小？

不一定。FZ型避雷器的并联电阻系非线性电阻。其伏安特性为 U =CI ^α ， C 为材料常数， α 为非线性系数。制造厂出厂的FZ型避雷器并联电阻的非线性系数 α 一般为0.35～0.45。因此，每只避雷器并联电阻的伏安特性是不同的。绝缘电阻试验的直流电压为2.5kV，而电导电流试验时直流试验电压远大于2.5kV（一般为16～24kV）。由于伏安特性不同，在2.5kV电压下绝缘电阻大的避雷器，在电导电流试验的直流高电压下相应的电阻值，既可能较大也可能相对较小。因此，直流电导电流试验时绝缘电阻（2.5kV电压下）较大的避雷器不一定比绝缘电阻较小的避雷器的电导电流小。

28.FZ型和FS型阀式避雷器在做预防性试验时，为什么前者不做工频放电试验而要做电导电流试验，后者却要做工频放电试验？

因为两种阀式避雷器的结构不同。FZ型避雷器的间隙组有并联分路电阻，当工频电压作用于分路电阻时，随着电压增加，其电导电流急增，而分路电阻的热容量甚小，故要求做工频放电试验时的升压时间不得超过0.2s，而运行单位是很难达到这一要求的，所以FZ型不做工频放电试验。为检查分路电阻的完整性和密封情况，应做电导电流试验，并计算非线性系数 α 值。FS型避雷器无分路电阻，所以不必做电导电流试验，但要做工频放电试验及泄漏电流试验。

29.FZ型避雷器的电导电流在一定的直流电压下规定为400～650μA，为什么低于400μA或高于650μA都有问题？

FZ型避雷器内的串联放电间隙组都并有一个非线性电阻。当间隙正常时，试验电流主要经并联电阻形成回路。若电阻值基本不变，则在规定的直流电压下，非线性电阻的电导电流应在400～650μA范围内。若电压不变，而电导电流超过650μA，则说明并联电阻变质或放电间隙片间受潮而增加电流分路。如电流低于400μA，则说明电阻变质，阻值增加，甚至断裂。

30.在预防性试验中，FZ型阀式避雷器电导电流的试验电压是如何确定的？

FZ型阀式避雷器是由火花间隙、并联电阻，阀片等组成，每四个火花间隙放置于1个小瓷套内，组成火花间隙组，其上并联一对并联电阻，当其中流过的电导电流为600μA时，电压降为4000V±50V，因此，在《规程》中，测量阀式避雷器电导电流的试验电压是按每对并联电阻施加4kV电压来确定的。例如FZ-15具有16个火花间隙，组成4个火花间隙组，装设4对并联电阻，所以试验电压为16kV。

31.两组由4×FZ-30组成的FZ-110J型阀式避雷器试验都合格，但电导电流不同，选用哪一组较好？

应选用电导电流大的一组。因为4×FZ-30组成的FZ-110J阀式避雷器在运行时应力求分布在每节上的电压均匀，而分布在每节上的电压决定于避雷器本身流过的电导电流以及对地杂散电容电流。所以尽管安装了均压环，但实测表明，分布在每节上的电压是从上到下减小的。因对地的杂散电容电流基本不变，当电导电流较大时，杂散电容电流的影响可相对小一些，所以应当选用电导电流较大的一组，可使电压分布较均匀。

32.带电测量磁吹避雷器的交流电导电流时，为什么采用MF-20型万用表，而不采用其他型式的万用表？

因为测量时MF-20型万用表选择在1.5μA挡位上，此时表的内阻仅为10Ω，而放电记录器内阀片的电阻约为1～2kΩ，所以流过MF-20型万用表的电流基本等于流过磁吹避雷器的交流电导电流。

其他型式万用表的交流毫安挡的内阻较大，其测量误差很大。

用这一方法也可以测量有放电记录器的普通阀式避雷器的电导电流。

33.如何带电测量FZ型避雷器的电导电流？

带电测量FZ型避雷器电导电流的原理图如图4-11所示。在图4-11中，非线性电阻固定在长1.5m、直径为40mm的绝缘管（宜选用透明有机玻璃绝缘管）内。管内电阻选用FZ型阀式避雷器的非线性并联电阻。其阻值要求用2.5kV兆欧表测量时为1200～1800MΩ。为防止运输过程中电阻杆内电阻连接松动或断裂，应在每次测量前用2.5kV兆欧表测量电阻杆的电阻值，符合要求后方可使用。

测量时，仅需测量多元件组成的阀式避雷器的最下一节上端（图4-11中的 D 点）的电导电流。此时电导电流如图4-12所示，流过 D 点的电流 I ，即

I = I ₁ + I ₂

当任何一节避雷器发生并联电阻老化、变质、断裂或进水受潮等缺陷时，其电阻值将发生变化。从而使测量的交流电压下的电导电流 I ₂ 发生变化，现场可以根据 I ₂ 的大小，历次测量结果的变化以及三相间电流的差别来分析运行中避雷器的绝缘缺陷，或者决定是否应在停电条件下进行常规的预防性试验。根据 I ₂ 进行分析的方法如下：

（1）若最下节避雷器受潮（短路），例如FZ-110J由4节FZ-30J组成，当最下节短路后，交流运行电压全部分配在上3节上，只要每节分配的电压低于FZ 30J的最大允许工作电压（灭弧电压）25kV（有效值）时，避雷器是不会爆炸的。但此时整组避雷器已有很严重的缺陷，不能满足防雷保护的要求，必须停止运行。当下节短路后 R ₁ ≈0时，电流 I 在 D 点处按 R ₁ 、 R ₂ 的电阻值来分配。因 R ₁ ≈0，所以 R ₂ ≫ R ₁ ，则 I ₂ ≈0，故 I ₁ ≈ I ，此时测得的电导电流 I ₂ 很小，甚至为零。

（2）最下节避雷器断裂，此时 R ₁ 的电阻值很大，而 R ₁ ≫ R ₂ ，因此电流 I 在 D 点仍按 R ₁ 、 R ₂ 电阻值分配，则 I ₁ ≈0， I _{2 ≈} I 。此时测得的电导电流 I ₂ 较正常值要大得多。

（3）上部某节避雷器并联电阻老化、阻值减小或受潮，此时设最下一节元件符合要求，由于上部某节电阻减小而使正常电阻的其他元件分配电压相对增大，即最下节避雷器上的电压较无故障时的分配电压值要高。且由于 R ₂ 为非线性电阻，电压微小的增加能使电导电流 I ₂ 产生较大的增加，这样测量的电导电流较正常时要增大许多，易于检出缺陷。

（4）上部某节并联电阻老化使阻值增加，此时该节分配的电压增加，从而使其余各节避雷器分配电压降低，最下一节上的电压也相应减少，因此使测量的电导电流 I ₂ 减小。现场测量主要是根据历次测量结果和三相电导电流的相互比较进行分析判断。

（5）测量时应同时测量三相交流电压下的电导电流。相间电导电流的不平衡系数 γ _i 按下列公式计算

式中 I _max ——三相中最大相电导电流；

I _min ——三相中最小相电导电流。

当 γ _i ＞25%时，应使避雷器停止运行，并在停电条件下进行常规预防性试验。当 γ _i ＜25%时，则认为运行中三相避雷器是合格的，可不进行常规的预防性试验。

34.如何带电测量FZ型避雷器的交流分布电压？

当避雷器中非线性并联电阻变质、老化、断裂、受潮时，其阻值发生变化，从而使每个元件上分布电压发生变化，因而测量最下一节避雷器在运行电压下的分布电压，能够分析判断避雷器是否存在缺陷。

测量方法是：用Q ₃ -V静电电压表测量图4-12中 D 点的对地电压，即运行中FZ型避雷器最下一节的电压。测得三相分布电压后，可计算电压的不平衡系数 γ _u ，即

式中 U _max ——三相中最大分布电压；

U _min ——三相中最小分布电压。

当 γ _u ＜15%时，认为合格；当 γ _u ＞15%时，建议避雷器停止运行或进行常规预防性试验，进一步鉴定其是否可以继续运行。

顺便指出，除上述方法外，有的单位用MF-20型万用表并接在记录器两端测量分布电压，也取得好的经验。

35.如何测量FCZ型避雷器的电导电流？

测量方法主要有：

（1）串联测量法。如图4-13所示，将MF-20型万用表串接于放电记录器与地之间，并接FYS-0.25压敏电阻作保护，当表计接好后，拉开短路开关（或短接压板），测得电导电流后，即刻合上短路开关（或短接压板）。

图4-13 串联测量法接线图
1—FCZ型避雷器；2—闸刀开关或短路压板；3—放电记录器；4—MF-20型万用表；5—FYS-0.25压敏电阻

（2）并联测量法。如图4-14所示，将MF-20型万用表并接于放电记录器两端即可测量。因JS型放电记录器的内阻一般为1～2kΩ，而MF-20型万用表的交流电流部分由于采用了放大器，可以测得微弱的信号电流和电压，其内阻仅10Ω左右，因此测量时流过磁吹避雷器的交流电导电流主要经MF-20型万用表中流过，所以可以用这种方法进行测量。

测量时的注意问题如下：

（1）宜在MF-20型万用表两端并接FYS-0.25压敏电阻进行保护。

（2）为避免万用表内阻的影响，测量时最好固定在某一量程测量。

（3）记录系统电压、温度、湿度以及所用表计及挡位，以便更好分析测试数据。

对测量结果的判断方法是进行以下比较：

（1）三相避雷器相间相互比较。

（2）与上次测量数据比较。

当相间比较差达1倍以上，或与上次数据比较增大30%～50%时，应加强监视，分析原因。必要时停电复测。

华东电管局规定，FCZ ₁ 、FCZ ₂ 的电导电流一般控制在250～380μA左右；FCZ ₃ 的电导电流一般控制在80～150μA左右。

最后指出，上述方法也适用FZ型阀式避雷器。

36.测量金属氧化物避雷器直流1mA电压（ U _1mA ）时应注意的问题是什么？

当无间隙金属氧化物避雷器中通过1mA直流电流时，被试品两端的电压值称为 U _1mA 。测量 U _1mA 时应注意的主要问题有：

（1）根据《交流无间隙金属氧化物避雷器》（GB 11032—2010）规定，直流电压脉动部分应不超过±1.5%。ZGS系列直流高压试验器的输出电压脉动因数小于0.5%，因此可满足试验要求。

（2）准确读取 U _1mA 。因泄漏电流大于200μA以后，随电压的升高，电流急剧增大，故应仔细地升压，当电流达到1mA时，准确地读取相应的电压 U _1mA 。行业标准《现场绝缘试验实施导则》（DL 474.1～5—2006）推荐采用高阻器串微安表（用电阻分压器接电压表）在高压侧测量电压。

（3）防止表面泄漏电流的影响。测量前应将瓷套表面擦拭干净。测量电流的导线应使用屏蔽线。

（4）气温和湿度的影响。通常金属氧化物避雷器阀片的 U _1mA 的温度系数［ × 100%］约为0.05%～0.17%，即温度每增高10℃， U _1mA 约降低1%，为便于温度换算，应记录测量时的环境温度。由于相对湿度也会对测量结果产生影响，为便于分析，测量时还应记录相对湿度。

37.测量金属氧化物避雷器（MOA）在运行电压下的交流泄漏电流对发现缺陷的有效性如何？

测试表明，在运行电压下测量全电流、阻性电流可以在一定程度上反映MOA运行的状态。全电流的变化可以反映MOA的严重受潮、内部元件接触不良、阀片严重老化，而阻性电流的变化对阀片初期老化的反应较灵敏。

运行统计表明，MOA事故主要是受潮引起的，而老化引起的损坏则极少。据西安电瓷厂对1991年5月前产品运行中遭损坏的9相MOA的事故分析统计，其中78%是因密封不良侵入潮气引起的；另外22%则是因装配前干燥不彻底导致阀片受潮。

基于上述，在运行电压下测量全电流的变化对发现受潮具有重要意义。

例如，福建某电业局曾在运行电压下测量某变电所中两组110kV MOA的全电流，测试结果如表4-3所示。

由表中数据可见，该变电所Ⅱ段母线A相及主变压器A、B、C三相MOA在运行电压下的全电流明显增大（分别增大了52%、30%、77%、23%），说明上述4相MOA存在受潮的潜伏故障，经解体证实，确属内部受潮。由此可见，测量MOA在运行电压下的全电流对发现MOA受潮还是有效的。

另外，在运行电压下测量MOA的全电流具有原理简单、投资少、设备比较稳定、受外界干扰小等特点，所以应当继续积累经验。

目前国内已生产出两种测量泄漏全电流的测试仪，据报道，已检出多起MOA老化和受潮。

（1）JSH型避雷器漏电流及动作记录器。该产品集毫安电流表和计数器为一体，能够实现避雷器的在线监测。有两种型号：

1）JSH-1A型。与330～500kV电网的金属氧化物避雷器配套。

2）JSH-B型。与220kV及以下电网的金属氧化物避雷器、FCZ型磁吹避雷器及FZ型普通阀式避雷器配套。

（2）JC ₁ -MOA在线监测仪。主要用来在运行中显示MOA的泄漏全电流及记录MOA动作次数。已运行10000相左右。主要型号有：

1）JC ₁ -10/600。与35～220kV MOA配套。

2）JC ₁ -20/1500。与330～500kV MOA配套。

38.什么是金属氧化物避雷器的初始电流值、报警电流值？报警电流值是多少？

MOA的初始电流值是指在投运之初所测得的通过它的电流值，也称初期电流值，简称初始值。此值可以是交接试验时的测量值，也可以是投产调整试验时的测量值。如果没有这些值，也可用厂家提供的值。

MOA的报警电流值是指投运数年后，MOA的电流逐渐增大到应对其加强监视，并安排停运检查的电流值。根据GB 11032—2010中的技术参数、当前我国电力系统运行的MOA的基本特性以及MOA的伏安特性，表4-4给出了MOA的报警电流值。

39.如何用QS ₁ 型西林电桥测量金属氧化物避雷器的泄漏电流？

测量原理接线如图4-15所示。测量方法如下：

（1）测量基波分量。测量时，施加系统正常相电压，合上检流计开关S，调节 R ₃ 、 C ₄ 使电桥平衡。此时在 R ₃ 支路及 R ₄ 、 C ₄ 并联支路中，不但有基波分量电流，而且有三次谐波分量电流，但数值不等。由于平衡指示器的谐振频率只为基波分量，所以此时电桥的平衡只是对于基波分量而言的，即

（2）测量基波与谐波分量。电桥平衡后，拉开检流计开关S，此时金属氧化物避雷器非线性特性所产生的3次谐波分量（其他分量略去）只通过 R ₃ 支路，不能再通过 G → R ₃ → R ₄ 和 C ₄ 的并联支路，所以拉开检流计开关S后，测量电压 U _A0 是3次谐波与基波电流共同作用在 R ₃ 上的合成值，测量 U _A0 电压后即可通过计算得出在系统正常相电压作用下通过金属氧化物避雷器的总电流，即

拉开检流计开关后，由于 R ₃ 支路有3次谐波及基波电流分量，而 C ₄ 与 R ₄ 并联支路中无3次谐波电流通路，此时电压 U _A0 与 U _B0 的关系将为下式

测得的 U _AB 即是3次谐波电流在电阻 R ₃ 上产生的电压，所以3次谐波电流为

由于金属氧化物避雷器的等值电路是由晶界层非线性电阻 R 和阀片电容 C 并联而成，所以在系统运行作用下的相量图如图4-16所示。图中的 δ 角可由QS ₁ 电桥直接测出的金属氧化物避雷器的介质损耗因数tan δ 计算出来，即

综上所述，工频有功电流为

容性电流为

平均功率损耗为

阻性电流分量在某一时刻的峰值为

综上所述，当在金属氧化物避雷器上加系统运行电压后，调节QS ₁ 电桥并使之平衡，然后拉开检流计开关S，用数字万用表测量电压 U _A0 、 U _B0 、 U _AB 及电桥体指示值 R ₃ 、tan δ %值，再根据下列公式即可得到通过金属氧化物避雷器的总电流、阻性分量电流、容性分量电流、3次谐波分量电流及平均功率损失，即

应当指出，现场测量时，由于QS ₁ 西林电桥配用的标准电容器工作电压最高只有10kV，对系统电压在10kV以上的金属氧化物避雷器就不能在电容器上直接施加运行电压，这时只有将施加于金属氧化物避雷器上的运行电压和施加于QS ₁ 桥体上的工作电压分开，这样既能取得工频标准比较量，又能在运行电压下测量金属氧化物避雷器各分量电流。

现场测量的实际接线如图4-17所示。

某电厂对一台Y10W-200型金属氧化物避雷器的测量结果如表4-5所示。

40.说明DXY-1型金属氧化物避雷器泄漏电流测试仪的原理和测量方法。

（1）测量原理。如图4-18所示的金属氧化物避雷器的等值电路可以近似地用电阻和电容并联来表示。正常运行时，金属氧化物避雷器跨接于相线和地线之间，因此，作用于避雷器上的电压（相电压 U _xg ）和流过其中的电流 I _x 之间将产生相角差 φ 。如果以电源电压 U _xg 为基准相量，则通过避雷器的电压电流相量图如图4-19所示。由图4-19可见，只要测出 φ 角和 I _x 就可以简便地计算出有功分量 I _R 和无功分量 I _C ，即

由于 I _x 是金属氧化物避雷器的总电流，它可以用串接在避雷器下端的直流表测得，如图4-20所示，而 φ 角采用线性电压法测相差的原理进行测量。

图4-20是金属氧化物避雷器泄漏电流及相角差测量原理接线图，图中 R _a 是为测量而串入的纯电阻，对于纯电阻来说，其两端的电压 和流过其中的电流 必然同相位。又因为TV两侧电压 和 的相差（TV的角误差）很小，可以近似地认为 和 同相位，所以 和 之间的相差即为 φ 角。

（2）相角差 φ 的测量。相角差 φ 的测量方法很多，有示波器法、数字频率表法、微机法等，但由于这些仪器笨重且昂贵，操作也不够简便等，所以选用线性电压测相角差 φ 的方法。

图4-21为线性电压形成的原理图，它主要由三极管V ₁ 、V ₂ 等元件构成的相敏电路组成，其极性如图所示。因此， 与 同相时加到V ₁ 、V ₂ 基极交流电压的波形相差180°。

显然，只有在V _{1 与} V ₂ 都截止，即三极管输入电压 、 都是负的瞬间， a 点的电位才为高电位，从这个意义上讲，三极管V ₁ 与V ₂ 构成“与”电路；反之，当V ₁ 、V ₂ 中任何一个管子基极电位为正，则由于该三极管导通， a 点电位即为低电位，从这个意义上讲它又是“或”逻辑。当 与 的相差不等于零时， a 点电位的波形 u _a 如图4-22所示，它又是一系列幅值一定、宽度与相角差 φ 有关的矩形波，矩形波的宽度反映了 φ 角的大小。

由 a 点输出的电压方波经 R ₄ 、 C ₁ 组成的积分电路后，近似形成直流电压，再经双T型滤波电路后即可得到与 φ 成反比关系的直流电压 U _SL ， U _SL 与 φ 的关系曲线如图4-23所示；它是一条通过（0， U _SLmax ）和（π，0）的直线， U _SLmax 是相差等于零时的线性电压值。则对应于 φ ∈［0，π］内的任意一点（ φ ， U _SL ），根据直线方程可得到

或

将测得的 φ 值代入式（4-1）、式（4-2）即可得到 I _R 和 I _C 。

有关人员曾利用DXY-1型测试仪在试验室内和220kV变电所对金属氧化物避雷器进行测量，其结果与用其他仪器测量的结果基本一致。

41.为什么少油断路器要测量泄漏电流，而不测量介质损耗因数？

少油断路器的绝缘是由纯瓷套管、绝缘油和有机绝缘等单一材料构成，且其极间的容量不大，约为30～50pF。所以现场进行介质损耗因数测量时，其电容值和tan δ 值受外电场、周围物体和气候条件的影响较大而不稳定，带来分析判断困难。而对套管的开裂、有机材料受潮等缺陷，则可通过测量泄漏电流，灵敏而准确地反映出来。因此，少油断路器一般不测介质损耗因数tan δ ，而仅测量泄漏电流。

42.为什么测量110kV及以上少油断路器的泄漏电流时，有时出现负值？如何消除？

所谓“负值”在这里是指在测量110kV及以上少油断路器直流泄漏电流时，接好试验线路后，加40kV直流试验电压时，空载泄漏电流比在同样电压下测得的少油断路器的泄漏电流还要大，即 I _KZ ＞ I _L 。产生这种现象的主要原因是高压试验引线的影响，表4-6和表4-7列出了模拟试验和现场实测结果。

从试验数据可以看出，线端头状态从刷状换为小铜球时，泄漏电流减小了4.3～9.5μA。这个数量级对于少油断路器泄漏电流允许值仅为10μA以下的基数来说，已是一个对测量结果有举足轻重影响的数量。现场测试也证明了这一点：当线端头呈刷状时，测量均为负值；当线端头换为小铜球时，均为正值。

其次，升压速度的快慢及稳压电容充放电时间的长短，也是可能导致出现负值的一个原因。少油断路器对地电容仅为几十皮法，而与之并联的稳压电容器一般高达0.1～0.01μF。若升压速度快，当升到试验电压后又较快读数，会因电容器充电电流残存的不同，引起负值或各相有差值。

可采用下列措施来消除负值现象。

（1）引线端头采用均压措施。如用小铜球或光滑的无棱角的小金属体来改善线端头的电场强度，可减小电晕损失。

（2）尽量减少空载电流，把基数减小。如在高压侧采用屏蔽、清洁设备、接线头不外露等。增加引线线径，比增加对地距离还好，见表4-8，建议引线用 φ 2.5～4.0mm绝缘较好的多股软线，并尽量短。

（3）保持升压速度一定，认真监视电压表的变化，对稳压电容器要充分放电或每次放电时间大致相同。

（4）尽可能使试验设备、引线远离电磁场源。

（5）采用正极性的试验电压。根据气体放电理论，外施直流试验电压极性不同时，高压引线的起始电晕电压也不同。高压引线对地电场可用典型的棒—板电极等效，实测棒—板电极的起始电晕电压 U ₀ ，负极性和正极性分别为2.25kV和4kV，即 ，这是由于棒极附近正空间电荷的影响。正空间电荷使紧贴正棒附近的电场减弱，而使负棒附近的电场增强。由此导致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，表4-9列出了在不同极性试验电压高压引线电晕电流的测量结果。

由表4-9可见，40kV下的电晕电流负极性较正极性高出50%～80%，这对泄漏电流较小（10μA以下）的110kV及以上的少油断路器的测量结果有举足轻重的影响，有时导致负值现象，而采用正极性试验电压进行测量有可能避免这种现象。

43.如何能较准确地测量35kV多油断路器电容套管的泄漏电流？

测量35kV多油断路器电容套管的泄漏电流时，微安表的接法有三种位置，如图4-24所示。

由于第Ⅱ个位置微安表处于高电位，所以都希望采用第Ⅰ、Ⅲ种位置。但这两个位置测得的准确度不同，见表4-10。由表4-10可知，第Ⅰ种位置测得的泄漏电流误差大，不是试品的真实电流；第Ⅲ种位置测得的泄漏电流与试品实际的泄漏电流非常接近，因此测量套管的泄漏电流时，应采用第Ⅲ种位置的接线。由表4-11可知，采用第Ⅲ种位置接线时，高压连接线对地泄漏电流的影响基本上被消除。

采用第Ⅲ种接法时，应注意湿度的影响。由表4-12可知，试验环境的相对湿度对泄漏电流测量结果影响很大。同样一只套管（如6号）在相对湿度为85%时测得的泄漏电流不合格（大于5μA），但是在相对湿度为76%时测得的泄漏电流就合格。诚然，对试验环境影响的相对湿度应作出规定。

44.在500kV变电所测变压器泄漏电流时，如何消除感应电压的影响？

在500kV变电所测变压器泄漏电流时，由于部分停电，会有感应电压的影响，有时感应电压很高，给测量带来困难。现场试验表明，当在导线上对地并联一个0.1μF的电容时，导线上的感应电压便从19.6kV下降至250V。可见在变压器上对地并联一个0.1μF左右的电容器后，便可消除感应电压的影响，顺利地进行直流泄漏电流试验了。

45.在《规程》中为什么要突出测量发电机泄漏电流的重要性？

《规程》规定，在发电机的预防性试验中要测量其定子绕组的泄漏电流并进行直流耐压试验。改变了过去的提法。这是因为通过测量泄漏电流能有效地检出发电机主绝缘受潮和局部缺陷，特别是能检出绕组端部的绝缘缺陷。对直流试验电压作用下的击穿部位进行检查，均可发现诸如裂纹、磁性异物钻孔、磨损、受潮等缺陷或制造工艺不良现象。例如，某发电机前次试验A、B、C三相泄漏电流分别为2μA、2μA、6μA，后又发展为2μA、2μA、15μA，C相与前次比较有明显变化。经解体检查发现：泄漏电流显著变化的C相线棒上有一铁屑扎进绝缘中。

为了突出测量泄漏电流对判断绝缘性能的重要性，《规程》对原来提法进行了修改。

测试时的试验电压，在小修时或大修后将原来的（2.0～2.5） U _n ，改为2.0 U _n ，这是因为华北的一些电厂反映2.5 U _n 值偏高，而且小修时目前采用2.0 U _n 试验电压要求后也未出现问题。故《规程》规定在小修时和大修后采用2.0 U _n 试验电压。

46.影响发电机泄漏电流测试准确性的因素有哪些？

影响发电机泄漏电流测试准确性的主要因素有：

（1）测试接线的影响。测试时，微安表应接在高电位处，并对出线套管表面加以屏蔽，以消除表面泄漏电流和杂散泄漏电流的影响。

（2）应在停机后清除污秽前的热状态下进行测试。因为绕组温度在30～80℃的范围内，其泄漏电流的变化较为明显。如有可能，在发电机冷却过程中，在几种不同温度下进行测试，其结果对分析是非常有益的。

在交接时，或发电机处于备用状态时，可在冷状态下进行测试。由于温度对泄漏电流值影响较大，所以应在相近的温度下进行测试。对不同温度下的测试结果进行比较时，应进行温度换算。

（3）交流与直流耐压顺序的影响。经验表明，在同一温度下，交流耐压前后的直流泄漏电流测试结果是有差别的，在绝缘受潮情况下，差别更加明显，但这种差别没有规律，有的变大，有的变小，每相变化情况也不一致。目前，一般先做直流耐压试验，再做交流耐压试验。在必要情况下，也可以在交流耐压前后各进行一次直流耐压，以利于分析。

（4）发电机绕组引出线端子板的影响。经验表明，发电机绕组引出线端子板对测试结果也往往会产生影响，尤其在环境较潮湿时更严重。因此，可以采取烘干、拆除等措施，以排除影响。

（5）中断试验的影响。应尽量避免在试验过程中中断试验，因为如果在短期内重新升压试验，即使经过了放电，也会使泄漏电流有所变化。

47.对发电机泄漏电流测量结果如何进行分析判断？

在规定的试验电压下，测得的泄漏电流值应符合下列规定：

（1）各相泄漏电流的差别不应大于最小值的100%（交接时为50%）；最大泄漏电流在20μA以下时，相间差值与历次测试结果比较，不应有显著的变化。

例如，某发电厂13.8kV、72MW、TS845/159-40型水轮发电机，大修前，在2.5 U _n 下测得A、B、C三相泄漏电流分别为65μA、6600μA、4000μA。计算得相间泄漏电流差别分别为

可见B、C相绕组绝缘有严重问题。分析原因是：①该发电机曾在线棒端部表面不恰当地喷涂半导体漆层，降低了它的绝缘性能；②B、C相绕组的线棒端部锥体接缝处裂纹受潮，引起泄漏电流明显增加。大修后，三相泄漏电流基本平衡。

（2）泄漏电流不应随时间的延长而增大。例如，某发电厂10.5kV、100MW、QFN 100-2型汽轮发电机，小修时，定子绕组在2.0 U _n 的直流试验电压下，测得三相泄漏电流不平衡。其中 C ₂ 支路经40s后，泄漏电流由20μA突增至80μA，说明该发电机绝缘有缺陷。在大修分解试验中，发现 C ₂ 支路3号槽下线棒泄漏电流为96μA，经检查，该线棒在励磁机侧距槽口220mm处有豆粒大的一块修补充填物，附近绝缘已变色；5号槽下线棒泄漏电流为26μA，经检查，线棒在励磁机侧距槽口320mm处绝缘内嵌有一段长5mm、 φ 1mm的磁性钢丝；4号槽上线棒抬出后整体断裂。经检查是制造上遗留缺陷。更换线棒后，三相泄漏电流平衡。

（3）泄漏电流随电压不成比例地显著增长。例如，某发电机A相在2.0 U _n 和2.5 U _n 相邻电压阶段的泄漏电流分别为50和75μA。计算得试验电压和泄漏电流的增长率分别为

可见，泄漏电流的增长率较试验电压的增长率大1倍。检查发现其绝缘受潮。

（4）任一级试验电压稳定时，泄漏电流的指示不应有剧烈摆动。如有剧烈摆动，表明绝缘可能有断裂性缺陷。缺陷部位一般在槽口或端部靠槽口，或出线套管有裂纹。

48.发电机泄漏电流异常的常见原因有哪些？

发电机泄漏电流异常的常见原因如表4-13所示，可供分析判断时参考。

49.什么是电位外移测量法？为什么要研究这种方法？判断标准如何？

电位外移测量法也称表面电位测量法，是一种新的检测发电机定子线棒绝缘缺陷的测量方法。其目的是为了检测定子端部手包绝缘的密实性及相对绝缘强度。它可以弥补发电机定子绕组交、直流耐压试验所发现不了的端部绝缘缺陷的不足。

例如，某台国产200MW机组，在2.5 U _n 直流耐压试验时三相泄漏电流基本平衡，A相为70μA，B相为42μA，C相为56μA，符合《规程》要求，而做电位外移试验时，其中两侧共有36个接头出现异常，电位外移最大值竟达9.8kV，后来更换绝缘盒，并将接头锥体绝缘伸入绝缘盒内，电位外移现象即消除。

电位外移测量法的具体测量方法是在定子两端手包绝缘外包上铝箔纸，在定子绕组上对地施加一倍额定电压的直流电压，用一根内装100MΩ电阻的绝缘棒（电阻末端串微安表后接地，头部接一探针，同时并接静电电压表）搭在铝箔纸上，读取静电电压表及微安表的读数，当电压或电流超过某标准值时即认为该处绝缘有缺陷。

实践表明，电位外移测量法可以发现引线手包绝缘不良，线圈鼻端绝缘包扎缺陷，绝缘盒填充泥缺陷或填充不满，绑扎涤玻绳固化不良以及端部接头处定子空心铜线焊接质量不良造成的渗漏等缺陷，对防止国产200MW及以上氢冷发电机定子绕组短路事故发挥了重要作用。

关于判断标准，即表面电位高于多少时则必须进一步检查绝缘，这还要继续积累经验。目前，电力部推荐的容量为200MW、300MW国产水氢氢汽轮发电机定子绕组端绝缘判断标准如表4-14所示。

为将这种方法应用于双水内冷发电机上，华东电力试验研究院在不改变测量原理的基础上，研制出GC-1型发电机定子端部绝缘状况探测仪。该仪器采用手持式电阻分压器结构，无静电电压表和微安表，采用二次电阻分压方法测量一次电压，同时可推算出泄漏电流。该探测仪的直流工作电压为：0～25.0kV（a型）、0～19.99kV（b型），直流电压脉动因数小于0.003，准确度为1级。

目前已应用该测试仪检出石洞口电厂、吴泾电厂300MW水内冷发电机定子端部绝缘段内水管的微渗透水故障3起。

50.不拆引线，如何测量变压器本体的泄漏电流？

若要既不拆除全部引线，又屏蔽掉并联元件，如CVT、MOA、隔离开关等的影响，可采用铁芯串接微安表的方法，测量其泄漏电流。试验接线如图4-25所示。

由图4-25可见，微安表串接于铁芯与地之间，故表中通过的仅为高、中压绕组对低压绕组及铁芯间绝缘的泄漏电流，因此，可正确的反映变压器的绝缘状况。而变压器外部的所有对地电流 I _f ，均由电源提供直接入地，不流过微安表。当 C _p 取为100μF时，其工频阻抗为3.2Ω，远低于 R _L 值（1MΩ），因此，几乎全部交流干扰电流均被旁路掉。而 R _L 值又远远小于被试变压器的绝缘电阻 R _x ，故不会对测量产生影响。

这种接线的缺点是不能测出绕组、引线、分接开关对外壳间的绝缘状况。但从变压器内部绝缘结构来看，上述缺陷部位主要为绝缘油，所以可以通过监视油质变化的其他项目，如油绝缘、耐压、介质损耗因数、色谱分析、微水分析等来弥补。

51.不拆引线，如何测量金属氧化物避雷器的直流参考电压？

（1）变压器出口的MOA。500kV变压器出口MOA每节直流参考电压为150kV左右。当不拆高压引线时，MOA与CVT和变压器相连，若在MOA端部施加电压，则此电压将会传递到变压器中性点上，而变压器中性点可能耐受不住这样高的电压，因此，不能采用常规接线测量上节MOA。由于MOA的阀片是非线性电阻，正、反向加压通过的电流一致，因此，可通过反向加压进行测量，即将MOA首端通过毫安表接地，在上节MOA末端施加直流电压并接分压器。这样，MOA端部为低电位，CVT及变压器均不受影响。毫安表测量的仅为上节MOA的电流值，下面3节MOA的电流均由电源提供而不通过毫安表，因而测试结果准确、可靠。通过对比试验，与拆引线的测量结果完全相同。

（2）线路的MOA。由于线路的MOA不经隔离开关而直接与CVT、耦合电容器C及线路相接。因此，上节MOA的测量只能用高压读表的方法进行，其接线图如图4-26所示。

由图4-26可见，表中mA ₁ 测量的电流既包括上节MOA的电流，也包括各种对地的杂散电流，其中有引线的电晕电流，2、3、4节的MOA的泄漏电流，沿瓷套表面的泄漏电流。为提高测量的准确性，应消除杂散电流的影响。主要措施为采用屏蔽线加压，消除电晕电流的影响。后两者影响较小，例如mA ₂ 读数仅为10～20μA，对mA级电流来说，可忽略。表4-15列出了某500kV线路MOA不拆引线的测量结果，可见拆引线和不拆引线的测试结果基本相同。

52.不拆引线，微安表接于高电位处，如何测量220kV阀式避雷器的直流电导电流？

测量第1节避雷器电导电流的接线图如图4-27所示。

由图4-27可见，微安表μA ₁ 指示的电流就是第1节避雷器的电导电流，而非被测部分的电流被屏蔽，不经过微安表μA ₁ 。但应注意，此时的线路输出端和屏蔽端对地电位较高，所以不能和地线相碰。如用绝缘杆操作，绝缘杆应有足够的强度。

其他节的测量接线方法与测量绝缘电阻时的接法相同。表4-16给出FZ-220J型避雷器直流电导电流的测量结果。

需要指出，对于有绝缘底座的避雷器，测试第8节电导电流时，应将第8节与底座之间直接接地，线路输出端接于第8节与第7节之间的法兰上，屏蔽端接于第6节与第7节的法兰上。对于第8节是直接接地的，测量第7节的电导电流时，应将屏蔽端接于第5节与第6节的法兰上，线路端接于第6节与第7节之间的法兰上，然后将第7节与第8节的法兰接地即可。测量第8节时，依次往下推即可。

53.不拆引线，如何测量FZ-30型多节串联的避雷器的电导电流？

对于4×FZ-30的110kV避雷器，不拆引线测量电导电流的接线图如图4-28和图4-29所示。对8×FZ-30的220kV避雷器也可仿上述图示接线进行测量。

测量时，直流高压电源，地线和屏蔽线均可用绝缘杆触接相应部位，但应接触良好。

对图4-29，如天气潮湿，同样可加屏蔽环屏蔽，屏蔽环与 G 点相连。为减小表计误差，μA ₁ 和μA ₃ 应采用同一型号和同一量程的微安表。

54.不拆引线，如何测量500kV FCZ型和FCX型磁吹避雷器的电导电流？

不拆引线测量500kV FCZ和FCX型磁吹避雷器电导电流接线图如图4-30和图4-31所示。

如图4-31所示，以FCX型为例加以说明。接好线，经检查无误后开始升压，升压至90kV时，记录μA ₁ 和μA ₂ 读数，然后继续升到试验电压180kV再读μA _{1 和} μA ₂ 的数值。第1节电导电流数为μA ₁ -μA ₂ ；第2节电导电流为μA ₂ 读数。

采用图4-31所示接线，可测出第3节的电导电流，其数值为μA ₂ 的读数。

表4-17列出了某500kV变电所FCX型避雷器电导电流的测量结果。

应当指出，试验电源引线的电晕电流会影响测量精度，所以应当采取措施消除。另外，试验时，对FCZ型避雷器，每节施加160kV直流电压，电导电流为1600～1400μA。对FCX型避雷器，每节施加180kV直流电压，电导电流为500～800μA，所以可选用ZGS200/2型直流高压试验器作直流试验电源。