电力设备绝缘在线监测实验报告

综合试验报告

一． 前言

本课程做了四次试验，分别为：套管、变压器的绝缘预防性试验、避雷器绝缘预防性试验、局部放电在线监测、利用红外照相机观测变电站发热情况。

其中前两次为设备的状态检测，是离线进行的，根据规程，对设备绝缘电阻，介质损耗tgδ等参数进行测量，通过数据分析试验设备的绝缘状况。操作性较强，但设备和时间有限，只能完成绝缘预防性试验的部分内容。

后两次试验为设备的在线监测。利用到先进仪器在线观测设备的局放、发热等情况。其中局放试验为演示实验。主要为了了解观测方法，试验的设计思路和大致原理。

绝缘预防性试验主要根据规程为“电力设备预防性试验规程”DL/T 596—1996，以下简称规程。

二．套管、变压器离线状态绝缘预防性试验

本次绝缘预防性试验主要测量了套管和变压器离线状态下的绝缘电阻和吸收比、以及介质损失角tgδ。

测量电气设备的绝缘电阻，是检查其绝缘状态最简单的辅助办法。电气设备有休止状态转为运行状态前，或者在进行绝缘耐压试验前，必须进行绝缘电阻，以确定设备有无受潮或绝缘异常。

测量介质损失角tgδ可有效的发现绝缘受潮、穿透性导电通道、绝缘内含气泡的游离、绝缘分层和脱壳以及绝缘有赃物或劣化等缺陷。

1．套管的绝缘预防性试验

套管属于电容型绝缘结构的设备，特点是高压端对地有较大的等值电容。对于电容型绝缘的设备，通过对其介电特性的测量，可发现绝缘缺陷。反映介电特性的参数有介质损耗角正切tgδ、电容值C和电流值I

对于变压器高压端出线的套管，规程规定的前两项即为绝缘电阻的测量和tgδ的测量。由于试验设备的，选择这两项进行测量。

本试验采用的套管为126kV，油纸绝缘套管。

序号 项 目 1 主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻 主绝缘及 电容型套管对地末周 期 1)1～3 年 2)大修(包括主设备大修后 3)必要时 要 求 1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ 2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ 说 明 采用 2500V 兆欧表 2 1)1～3 年 1)20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值： 1)油纸电容型套管的tgδ 2)大修(包括 电压等级 当20～66～220～一般不进行温度换算，主设备大修） tgδ与出厂值或上一次kV 35 110 500 屏tgδ与电容量 后 3)必要时 大 修 后 运 行 中 充 油 型 油纸电容型 充 胶 型 胶纸电容型 胶 纸 型 充 油 型 油纸电容型 充 胶 型 胶纸电容型 胶 纸 型 3.0 1.0 3.0 2.0 2.5 3.5 1.0 3.5 3.0 3.5 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 1.5 1.0 2.0 1.5 2.0 — 0.8 — 1.0 — — 0.8 — 1.0 — 测试值比较有明显增长或接近左表数值时，应综合分析tgδ与温度、电压的关系。当tgδ随温 度增加明显增大或试验电压由10kV升到/ 3 m U 时，tgδ增量超过±0.3%，不应继续运行 2)20kV 以下纯瓷套管及与变压器油连通的油压式套管不测tgδ 3)测量变压器套管tgδ时，与被试套管相连的所有绕组端子连在一起加压，其余绕组端子均接地，末屏接电桥，正 接线测量 2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2% 3)电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出±5%时，应查明原因

1.1套管的绝缘电阻测定

按照规程规定，如图所示连线。

图1 测套管主绝缘对地绝缘电阻接线图

测定其绝缘电阻，发现其绝缘电阻为5000MΩ小于规程规定值。考虑到测量方法，由于套管长时间放置于户外，便面有很多灰尘，固有表面泄漏电流影响，要测得准确的绝缘电阻，可以有两种方法，即一为没有装设屏蔽线以短路掉表面泄露电流，另一种方法为将套管表面清洁干净。由于套管表面积很大而且设备有限，故采取利用在表面缠绕屏蔽线以短路泄漏电流的方法。

加装屏蔽线后，绝缘电阻大于10000MΩ，由于兆欧表量程精度有限，故无法在精确读取，并且无法计算出吸收比。但主绝缘对地绝缘电阻符合规程规定。

测量末屏对地绝缘电阻时，将末屏的接地极取下，然后测量末屏对地绝缘电阻，在装设屏蔽线的条件下，测得末屏对地绝缘电阻大于10000 MΩ，符合规程规定。

从绝缘电阻的数据可以得出，绝缘电阻满足规程要求。但由于兆欧表的量程及精度问题，无法测得准确的吸收比。 1.2套管tgδ测定

按照规程规定，当电容型套管末屏对地绝缘电阻大于或等于1000MΩ时，不用测量末屏对地tgδ，故只测量主绝缘tgδ。连线如下图所示

图2 测套管tgδ接线图

利用M8000型变频介质测试仪进行测量，施加10.0kV电压，可测得： tgδ=2.8 C=208.93pF

根据规程规定，运行中110kV，20ºC油纸绝缘型套管tgδ不应大于1.0，但试验测得数据为2.8，明显不符合规程规定。 1.3套管绝缘状况分析

所测得绝缘电阻符合规程规定，未测吸收比，tgδ值不符合规程规定，内部绝缘可能存在缺陷，但未进行局放试验，无法判断绝缘状况是否符合规定。

2．单向变压器绝缘预防性试验

变压器的绝缘分为内绝缘和外绝缘，内绝缘指变压器油箱以内的绝缘，外绝缘指油箱以外的空气绝缘。内绝缘包括套管绝缘、绕组绝缘、引线及分接开关绝缘。绕组绝缘分为纵绝缘和主绝缘。纵绝缘指同一绕组的不同匝间、层间、段间、引线间、分接开关各部分间的绝缘，主绝缘材料是包在导线上的纸带，或匝间、段间的垫块或油道等。绕组主绝缘是一种油-屏障的结构，由作为覆盖层缠在导线上的绝缘纸带、油道、放在导体和接地体间油道中的绝缘纸板所构成。可见变压器中的主要绝缘材料是油和纸。在长期运行中，由于受电场、水分、温度和机械力的作用会逐渐劣化，最后引起故障而导致变压器寿命的终结。

对于单向变压器，规程规定的前两项即为绝缘电阻的测量和tgδ的测量。由于试验设备的，选择这两项进行测量。这样能测出的是绕组主绝缘。

本试验所测得电压器为单向变压器，参数为AX 50kV；ax 380V；N1 N2 500V 序项 目 号 2 周 期 要 求 1)1.6MVA 以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1% 2)1.6MVA 及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2% 3)与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2% 4)电抗器参照执行 说 明 1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3)项执行 2)不同温度下的电阻值按下式换算 绕组直1)1～3 年或 流电阻 自行规定 2)无励磁调压变压器变换分接位置后 3)有载调压变压器的分接开关检修后(在所有分接侧) 4)大修后 5)必要时 绕组绝 缘阻、吸收比或(和) 极化 指数 1)1～3 年或自行规定 2)大修后 3)必要时 Tt2R2R1 Tt式中 R1、R2 分别为在温度t1、t2 时的电阻值；T 为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225 3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量 1)采用2500V 或5000V 兆欧表 2)测量前被试绕组应充分放电 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值一般可按下式换算R2R11.5t1t2103 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化 2)吸收比(10～30℃范围)不低于1.3 或极化指数不低于1.5 式中 R1、R2 分别为温度t1t2 时的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进行温度换算 4 绕组的tgδ 1)1～3 年或自行规定 2)大修后 3)必要时 1)20℃时tgδ不大于下列数值： 330～500kV 0.6% 66～220kV 0.8% 35kV 及以下 1.5% 2)tgδ值与历年的数值比较不应 有显著变化(一般不大于30%) 3)试验电压如下： 绕组电压 10kV 及以上10kV 绕组电压 10kV 以下Un 绕组电压 10kV 及以上 绕组电压 10kV 以下 1)非被试绕组应接地或屏 蔽 2) 同一变压器各绕组tgδ的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准，尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的tgδ值一般可按下式换算~tgδ2 =tgδ1ⅹ1.3 t1、t2 tgδ2 分别为温度t1、t2 时10kV 式中~tgδ1、的tgδ值 Un 4)用M 型试验器时试验电压自行 规定

2.1变压器绕组直流电阻测定

按照规程规定方法测量，测量结果为： AX间直流电阻为147.50Ω Ax间0.28Ω N1N2间0.26Ω

测出的绕组直流电阻RAX:Rax=526.8,将其与变压器变比131.8：1进行比较， 2.2变压器绝缘电阻测定

变压器AX与ax间，AX与地之间都应能承受50kV电压，故测量时先用铜线将A与X，a与x分别接到一起，再测AX与ax间绝缘电阻以及AX与地间的绝缘电阻。

测得结果为：

AX与ax之间绝缘电阻1000MΩ AX与地之间绝缘电阻1000MΩ

由于兆欧表的精度有限故无法准确测得吸收比。

根据规程要求绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化即合格，但没有之前绝缘电阻及其测量温度的记录，故不好判断绝缘状况。 2.3变压器tgδ测定

测量时将a、x、N1、N2利用铜线短路接地，将A与X短接，测量AX与地之间的tgδ，测量结果：

tgδ=1.505% C=700.76pF U=10.0kV

根据规程规定，35kV以下变压器其绕组tgδ值应在1.5%及以下，实测值略大于规程规定值。

2.4变压器绝缘状况分析

本试验主要测的是单向变压器内绝缘中的绕组主绝缘。通过试验数据可看出，该变压器 介损略大于规定值，说明存在一定的绝缘缺陷，还可进行油中溶解气体色谱分析，可更好的确定其绝缘状况。

三．避雷器绝缘预防性试验

1.避雷器绝缘预防性试验介绍

氧化锌的电阻片具有极为优越的非线性特性。正常工作电压下其电阻值很高，实际上相当于一个绝缘体，而在过电压作用下，电阻片的电阻很小，残压很低。但正常工作电压下，由于阀片长期承受工频电压作用而产生劣化，引起电阻特性的变化，导致流过发片的泄漏电流的增加。电流中的阻性分量急剧增加，会使阀片上温度上升而发生热崩溃，严重时，甚至引起避雷器的爆炸事故。

依照规程14.2项规定，金属氧化物避雷器的检测项目共6项，分别为（1）绝缘电阻（2）直流U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流（3）运行电压下的交流泄漏电流（4）工频参考电流下的工频参考电压（5）底座绝缘电阻（6）检查放电计数器动作情况。根据实验室条件，可测出前四项。 序号 项 目 1 绝缘电阻 周 期 1) 发电厂、变电所避雷器每年雷雨季节前 2)必要时 1) 发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 2)必要时 要 求 说 明 1)35kV 以上，不低于2500MΩ 采用 2500V 及以上兆欧表 2)35kV 及以下，不低于1000MΩ 2 直流 1mA 电压(U1mA) 及0.75U1mA 下的泄漏电流 运行电压下的交流泄漏电 流 1)不得低于GB11032 规定值 2) U1mA 实测值与初始值或制造厂规定值比较，变化不应大于5% 3)0.75U1mA 下的泄漏电流应大于50μA 测量运行电压下的全电流、阻性电流或功率损耗，测量值与初值比较，有明显变化时应加强监测，当阻性电流增加1 倍时，应停电检查 1)要记录试验时的环境温度和相对湿度 2)测量电流的导线应使用屏蔽线 3)初始值系指交接试验或投产试验时的测量值 应记录测量时的环境温度、相对湿度和运行电压。测量宜在瓷套表面干燥时进行。应注意相间干扰的影响 3 1) 新投运的110kV 及以上者投运3 个月后测量1 次；以 后每半年1次；运行1年后，每年雷雨季节前1 次 2)必要时 必要时 4 工频参考电流下的工频参 考电压 底座绝缘电阻 应符合 GB11032 或制造厂规定 1)测量环境温度20±15℃ 2) 测量应每节单独进行，整相避雷器有一节不合格，应更换该节避雷器(或整相更换)，使该相避雷器为合格 采用 2500V 及以上兆欧表 5 1) 发电厂、变电所避雷器每年雷雨季前 2)必要时 自行规定 2.绝缘电阻的测定

本组所用的氧化锌避雷器为型号HY5W5-10/30型氧化锌避雷器，参数如下表所示：

直流1mA参考电压 标称放电电流下残压 额定电压 运行电压 泄漏电流 局放 15.6kV <30kV 10kV 8kV 7μA 1.0pC 利用实验室2500V兆欧表进行测量绝缘电阻大于10000MΩ。满足规程要求。

3.直流U1mA及0.75U1mA下的泄漏电流测定

为了检查氧化锌阀片是否受潮或者是否劣化，确定其动作性能是否符合产品性能要求，可测其直流1mA电压U1mA,及0.75U1mA下的泄漏电流测量

将避雷器瓷套表面擦拭干净。测量过程为： 如下图接线：

图3 避雷器试验接线图C=0.05μF，电压表量程15kV 采用高压直流发生器进行试验接线（选用的试验设备额定电压应高于被试避雷器的直流1mA电压），泄漏电流应在高压侧读表，测量电流的导线应使用屏蔽线。在直流泄漏电流超过200μA时，此时电压升高一点，电流将会急剧增大，所以应放慢升压速度，在电流达到1mA时，读取电压值U1mA后，降压至零。

计算0．75倍U1mA值。升压至0.75U1mA，测量泄漏电流大小。降压至零，断开试验电流。待电压表指示基本为零时，用放电杆对避雷器放电，挂接地线，拆试验接线。

测量结果：

环境温度 干温度17.6 相对湿度76% 测量值U1mA=16.1kV 计算值0.75U1mA=12.1kV

0.75U1mA下泄漏电流I=5.9μA

根据规程规定，查阅GB11032“典型电站和配电用避雷器参数表”可得到U1mA不应小于15.0kV，且应在15.6kV的±5%以内，从实验结果看满足规程规定。（避雷器直流1mA电压的数值不应该低于GB11032中的规定数值，且U1mA实测值与初始值或制造厂规定值比较变化不应超过土5%）

泄漏电流5.9μA小于50μA，且与初始值7μA相差不大，，故符合规程规定。（根据规程规定0.75 U1mA下的泄漏电流不得大于50μA，且与初始值相比较不应有明显变化。如试验数据虽未超过标准要求，但是与初始数据出现比较明显变化时应加强分析，并且在确认数据无误的情况下加强监视，如增加带电测试的次数等。）

可得出结论避雷器阀片无受潮或劣化。

4.工频参考电流下的工频参考电压测定

该试验项目能判断避雷器的老化、劣化程度。并测量避雷器阻性电流，当超过避雷器的

阻性电流为工频参考电流时，迅速读取工频电压的数值（施加工频电压的时间应严格控制在10s以内）。降压，断开电源，挂接地线、拆除试验接线。

图5 试验接线图

避雷器工频参考电流下的工频参考电压必须大于避雷器的额定电压。 利用示波器观察避雷器上电压与电流波形，电流波形的观测采用给避雷器串联一个阻值为R=1.863kΩ 的电阻利用示波器观测电阻上的电压波形即流经避雷器的电流波形。（电压波为1通道，电流波为2通道，下同）

直流参考电流为1mA参考电压为16.1kV，取交流参考电流为1mA则交流参考电压峰值约为16.1kV，其有效值为11.4kV。（不清楚直流电流和工频电流对避雷器的影响是否相同，即不清楚直流参考电流和工频参考电流相同时，工频参考电压和直流参考电压值是否接近，还是有差异）

下图示为U=10.8kV的避雷器电压与电流波形。

图5 电压10.8kV时电压电流波形图（电压为利用铁板分压器测得）

通过波形可以看出在10.8kV时，已超过额定电压，全电流最大值为0.043mA，主要为容性电流，故电流很小，但电流超前电压不到90º，说明电流中已存在阻性分量，即已存在阻性泄漏电流。电流波形已开始畸变。

下图为U=13.1kV时电压和电流波形

图6 电压13.1kV时电压电流波形图

由图可看出，电压已超过额定电压，电流最大值为1.28mA，已超过工频参考电流，此时基本为阻性电流，波形畸变已很严重说明阀片已表现出明显的非线性，

由上两张图可分析出工频参考电流1mA下的工频参考电压在10.8和13.1kV之间，但没有做出更具体的数据故无法得出准确值。

5.氧化锌避雷器绝缘情况分析

从绝缘电阻和直流泄漏电流值可看出绝缘状况基本良好。但出于对工频参考电流和工频参考电压的理解尚存在疑惑，故没有测出运行电压下的阻性泄漏电流，以及工频参考电流下准确的工频参考电压。

四．局部放电在线监测

本试验主要对实验室在线监测电力电容器中的金属微粒造成的局部放电，采用三种方法，分别是脉冲电流法、特高频法和超声波法。并且介绍了GIS的特高频法和超声波法测局放的方法。另外，还对测量的局放信号进行了模式识别。

1.脉冲电流法在线监测局放

采用脉冲电流测量法测局放，其基本原理是任何一个部位放电，都会向外部接线的测量端子传送信号，而这些信号在各个测量端子上所显示出不同的幅值。如果将校正脉冲依次加到某两个端子之间时，则校正脉冲同时向各个测量端子传送，在各个测量端子上测出其校正电荷量值，并将各端子上的校正电荷值依次做比值。

在实际部放电在线监测中，监测系统自动测量并记录出各个端子上的放电量值，并将各端子上的放电量值同样依次做出比值。若放电的比值序列与校正时某个比值序列相似，则可认为放电点在相应的校正端子邻近部位上。

2.超声波法在线监测局放

局部放电会产生声波。在GIS通过SF6传播的声波只有纵波。声波在GIS中传播速度很慢，仅为140m/s。纵波在钢中传播速度较快，为6000m/s；横波的传播速度较慢，约为纵波的一半，而且衰减也小，纵波和横波的衰减随着频率增高而增大，但比在SF6中的衰减要小。与变压器油相比，由于声阻抗不匹配造成的界面衰减，从SF6传到钢板比从油中传到钢板造成的衰减大得多。因此从GIS外壳上测得的声波，往往是延金属材料最近的方向传到金属体后，以横波形式传播到传感器的。

局部放电的声谱范围很广泛，约为10Hz-107Hz。检测到的声波频谱随不同的电气设备、放电状态、传播媒质以及环境条件而不同。在GIS中，由于高频分量在传播过程中都衰减掉了，能监测到的声波含低频分量比较丰富。在GIS中，除局放产生的声波外，还有导电微粒碰撞金属外壳，电磁振动以及操作引起的机械振动等发出的声波，但这些声波的频率较低，一般都在10kHz以下。

综上所述，监测频率一般选为1kHz-20kHz。由于测量频率较低，传感器选用加速度传感器，也可用超声传感器。

声测法的优点是无电磁干扰。由于信号在GIS中有相当高的衰减，用一个传感器有可能测出放电源的大致位置，而用两个传感器的时间差可能找到在1cm以内的准确定位，根据波形特征可进行放电模式的识别。声测法的缺点是由于信号衰减严重，不适用于固定安装的永久性装置，因为这样需要的传感器太多，另一缺点是难以对放电量进行标定。

3.特高频法在线监测GIS局放

局部放电是绝缘中局部区域的电击穿，这一过程可辐射宽频带的电磁波，最高频率可达数GHz，通过传感局部放电所辐射的电磁波信号，可进行局部放电检测。这种电磁波信号传感需解决两大关键问题：抗电磁干扰和传感器安装。

由于电晕放电等原因存在大量的电磁干扰信号，对局放在线监测传感构成严重的干扰。采用特高频电磁波传感可有效地抗电磁干扰。特高频监测就是将局部放电监测频带选在特高频段，从数百MHz至数GHz。由于特高频信号传播时衰减速度快，故GIS以外的特高频段的电磁干扰信号不仅频带比GIS中局放电信号的带宽要窄，而且其强度随频率增加而迅速下降，故一般不能到达GIS。

由于GIS的金属同轴结构类似一个波导，其内部局放所产生的特高频信号可有效地沿着它传播。因此，比之其他方法，特高频检测可有效地抑制干扰，得到较高的信噪比。当然，GIS并非是一个理想的波导，内有绝缘隔垫划分成T形截面或间隔，有时外壳直径还有变化，故特高频信号沿GIS传播还是要发生衰减的。因此，检测到的局部放电信号的振幅（即放电量）受检测点和放电源之间的距离及间隔数的影响很大，也使校准很困难。

五．利用红外照相机观测变电站发热情况

1.红外照相机工作原理

电气设备的工作状态与热有着密切联系，不同类型的故障（包括接触不良、绝缘劣化、磁路故障）都会以发热升温的形式表现出来，若不及时发现，会造成巨大损失。

例如：

AR01LI0232.7℃AR02323130LI0129

上图示中间的电流互感器明显温度过高，说明存在故障，若不及时排除，很可能对互感器的绝缘造成很大的破坏，导致巨大的损失。这就依靠红外照相机对在线运行的电力设备进行拍照以观察其运行状况。

工作原理主要是把空间二维分布的红外辐射信息变成一维时序电信号，再经放大、信号处理后转换成视频信号，最终在显示器上组合成为整个物体表面热图像。大致分为光机扫描系统，制冷红外探测器，前置放大装置，信号处理系统，显示记录装置。

2.变电站发热情况分析

本试验采用红外照相机在天桥上观测沙坡110kV变电站的设备发热情况。

利用肉眼观测，沙坡变电站接线方式为单母带旁母接线，利用红外照相机拍照后图片

28.1℃

上两张图拍摄于沙坡变电站现场，第一张图所示为变电站内各个电力设备的总体发热情况，可看出变压器温度最高。其余设备均比变压器温度低许多，且无异常过热的情况。

下图为杆塔以及连接的绝缘子、导线、防震锤的发热状况。由图可看出个绝缘子的发热状况基本相同，且绝缘子上各部分温度基本一致，故绝缘子不存在明显的绝缘缺陷。还可看出最上端避雷线温度明显低于导线温度。

上两张图在拍摄得不够详细，尤其是变电站内部的图，若能更近距离拍摄不同相之间同种电力设备的发热情况，以及某一电力设备各部分的发热情况，能更好的做出判断。

六 实验总结

本课程试验主要研究了电力设备的状态监测与在线监测。

从状态监测试验中主要掌握了一部分绝缘预防性试验的方法，包括巩固了测绝缘电阻，tgδ等方法，尤其重要的是通过避雷器绝缘预防性试验学到了如何着手准备绝缘预防性试验。即根据“电力设备预防性试验规程”所对应的步骤和方法入手准备试验仪器，画出试验接线图，测出相应的绝缘参数。再与相应设备的国标规定值或规程规定值相比较，分析绝缘状况。

从在线监测的两个试验中初步认识了在线监测的重要性和方法，发现了在线监测的特点，即仪器更复杂，测量时操作较简单，得出的结果更具有全面性且更直观。重点了解了在线监测的几个方法的思路，即利用绝缘缺陷所造成的一系列脉冲或发热进行测量。