电气设备的介质损失角正切值试验.docx

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电气设备的介质损失角正切值试验

电气设备的介质损失角正切值试验

电介质就是绝缘材料。

当研究绝缘物质在电场作用下所发生的物理现象时，把绝缘物质称为电介质；而从材料的使用观点出发，在工程上把绝缘物质称为绝缘材料。

既然绝缘材料不导电，怎么会有损失呢？

我们确实总希望绝缘材料的绝缘电阻愈高愈好，即泄漏电流愈小愈好，但是，世界上绝对不导电的物质是没有的。

任何绝缘材料在电压作用下，总会流过一定的电流，所以都有能量损耗。

把在电压作用下电介质中产生的一切损耗称为介质损耗或介质损失。

如果电介质损耗很大，会使电介质温度升高，促使材料发生老化（发脆、分解等），如果介质温度不断上升，甚至会把电介质熔化、烧焦，丧失绝缘能力，导致热击穿，因此电介质损耗的大小是衡量绝缘介质电性能的一项重要指标。

在外加交流电压作用下，绝缘介质就流过电流，电流在介质中产生能量损耗，这种损耗成为介质损耗。

介质损耗很大时，就会使介质温度升高而老化，甚至导致热击穿。

因此，介质损耗的大小就反映了介质的优劣状况。

当绝缘物上加交流电压时，可以把介质看成为一个电阻和电容并联组成的等值电路，如图1-15（a）所示。

根据等值电路可以作出电流和电压的相量图，如图1-15（b）所示。

图1-15在绝缘物上加交流电压时的等值电路及相量图

（a）介质等值电路（b）等值电路电流、电压相量

由相量图可知，介质损耗由

产生，夹角

大时，

就越大，故称

为介质损失角，其正切值为

（1-8）

介质损耗

（1-9）

由上式可见，当U、

、C一定时，P正比于

，所以用

来表征介质损耗。

测量

（

）的灵敏度较高，可以发现绝缘的整体受潮、劣化、变质及小体积设备的局部缺陷。

一、介质损失角正切值的测量原理

介质损失角正切的测量方法很多，从原理上来分，可分为平衡测量法和角差测量法两类。

传统的测量方法为平衡测量法，即高压西林电桥法。

由于技术的发展和检测手段的不断完善，角差测量法使用的越来越普遍。

（一）用高压西林电桥法测量tgδ

当绝缘受潮、老化时，有功电流

将增大，

也增大。

通过测

可以反映出绝缘的分布性缺陷。

如果缺陷是集中性的，有时测

就不灵敏，这是因为集中性缺陷为局部的，可以把介质分为缺陷和无缺陷的两部分；无缺陷的部分为R1和C1的并联；有缺陷部分为R2和C2的并联。

则：

（1-10）

（1-11）

（1-12）

当有缺陷部分占的比例很小时，

就很小，所以测整体的

时就不易发现局部缺陷。

在《电力设备预防性试验规程》中对电机、电缆等绝缘，因为缺陷的集中性及体积较大，通常不做此项试验；而对套管、电力变压器、互感器、电容器等则做此项试验。

我国目前使用的测

试验装置有西林电桥（图1-16给出了QS1西林电桥的三种试验接线），M型介质试验器，还有P5026M型交流电桥、GWS-1型光导微机介质损耗测试仪等，具体的使用方法可参见制造厂说明。

本节主要介绍西林电桥法测量

。

西林电桥的两个高压桥臂，分别由试品ZN及无损耗（

）的标准电容器CN组成；两个低压桥臂，分别由无感电阻R3及无感电阻R4与电容C4并联组成，如图1-16所示。

各桥臂的导纳为

调节R3、C4使电桥达到平衡时，应满足

即

（1-13）

解此方程，实部、虚部分别相等，可得

（1-14）

（1-15）

当tgδ<0.1，误差允许不大于1%时，式（1-15）可改写为

（1-16）

高压西林电桥是用于工频高压，于是ω=2πf=100π是固定的；同时电桥中的R4取

，也是固定的，这时

tgδ=ωR4C4=KC4×106（1-17）

式中C4的单位是F，若C4以μF计则上式可写为

tgδ=KC4（1-18）

式中K=F-1。

于是C4就可以直接读为tgδ。

在西林电桥上tgδ是直读的。

Cx是按R3的读数，通过式（1-15）计算得出。

CN一般都用100pF，个别也有用50pF或1000pF，但都是固定已知值。

高压西林电桥的高压桥臂的阻抗比对应的低压臂阻抗大得多，所以电桥上施加的电压绝大部分都降落在高压桥臂上，只要把试品和标准电容器放在高压保护区，用屏蔽线从其低压端连接到低压桥臂上，则在低压桥臂上调节R3和C4就很安全，而且测量准确度较高，但这种方法要求被试品高低压端均对地绝缘。

图1-16QS1型西林电桥原理接线

（a）正接线（b）反接线（c）对角线接线

Zx—被测绝缘阻抗；CN—标准电容；R3—可变电阻；C4—可变电容；G—检流计

图1-16（a）正接线用于两极对地绝缘的设备，用于试验室或绕组间测

。

图1-16（b）反接线用于现场被试设备为一极接地的设备，要求电桥有足够的绝缘。

由于R3和C4处于高电位，为保证操作的安全应采取一定的措施。

一个办法是将电桥本体和操作者一起放在绝缘台上或放在一个叫法拉第笼的金属笼里对地绝缘起来，使操作者与R3、C4处于等电位。

另一种办法是人通过绝缘连杆去调节R3和C4。

现场试验通常采用反接线试验方法。

图1-16（c）对角线接线用于被试设备为一极接地的设备且电桥没有足够的绝缘。

电桥测试中的注意事项：

在电桥测试中，有些问题往往容易被忽视，使测量数据不能反映被试设备的真实情况，常被忽视的问题有：

（1）外界电场干扰的影响。

在电压等级较低（例如35kV电压等级）的电气设备

测试中，容易忽视电场干扰的影响。

（2）高压标准电容器的影响。

现场经常使用的BR-16型标准电容器，电容量为50pF，要求

%<0.1%。

由于标准电容器经过一段时间存放、应用和运输后，本身的质量在不断变化，会受潮、生锈，如忽视了这些质量问题，同样会影响测试的数据。

（3）试品电容量变化的影响。

在用QS1型西林电桥测量电气设备绝缘状况时，往往重视

值，而容易忽视试品电容量的变化，由此而产生一些事故。

（4）消除表面泄漏的方法。

当测量电气设备绝缘的

时，空气相对湿度对其测量结果影响很大，当绝缘表面脏污，且又处于湿度较大的环境中时，表面泄漏电流增加，对其测量结果影响更大。

采取其有效的方法，如电热风法、瓷套表面瓷群涂擦法、化学去湿法等。

（5）测试电源的选择。

在现场测试中，有时会遇到试验电压与干扰电源不同步，用移相等方法也难以使电桥平衡的情况。

（6）电桥引线的影响：

1）引线长度的影响。

分析研究表明，在一般情况下，Cx引线长度约为5~10m，其电容约为1500~3000pF；而CN引线约为1~1.5m，其电容约为300~500pF。

当R4=3184欧和R3较小时，对测量结果影响很小，但若进行小容量试品测试时，就会产生偏大的测量误差。

2）高压引线与试品夹角的影响。

测量小容量试品时，高压引线与试品的杂散电容对测量的影响不可忽视。

3）引线电晕的影响。

高压引线的直径较细时，当试验电压超过一定数时，就可能产生电晕。

例如若用一般的导线做高压引线，当电压超过50kV后，就会出现电晕现象。

电晕损耗通过杂散电容将被计入被试品的

内。

严重影响测量结果，并可能导致误判断。

4）引线接触不良的影响。

当QS1电桥高压线或测量引出线与被试品接触不良时，相当于被试支路串联一个附加电阻。

该电子在交流电压作用下会产生有功损耗并与被试品自身有功损耗叠加，使测量的介质损耗因数超过规定的限值，导致误判断。

（7）接线的影响。

小电容（小于500pF）试品主要有电容型套管、3~110kV电容式电流互感器等。

对这些试品采用QS1型电桥的正、反接线进行测量时，其介质损耗因数的测量结果是不同的。

按正接线测量一次对二次或一次对二次及外壳（垫绝缘）的介质损耗因数，测量结果是实际被试品一次对二次及外壳绝缘的介质损耗因数。

而一次和顶部周围接地部分的电容和介质损耗因数均被屏蔽掉（电桥正接线测量时，接地点是电桥的屏蔽点）。

由于正接地具有良好的抗电场干扰，测量误差较小的特点，一般应以正接线测量结果作为分析判断绝缘状况的依据。

（二）角差测量法测量tgδ

由于介质损耗角很小，如果直接测量其角差很困难，因此，传统的测量方法均采用平衡测量法。

随着技术的进步及元器件的发展，可以通过直接测量电压和电流的角差来测量tgδ，即角差法测量tgδ。

这种方法免去了平衡测量法中需要调节平衡的繁琐，大大减少了试验的工作量。

角差法测量方法很多，如图1-17所示为角差法典型的测量原理接线图，其工作原理如下：

由图1-17所示，测量tgδ实际上就是测量流过试品容性电流与全电流的相角差，在试验时同时测量流过标准电容器电流（其相角与流过试品的容性电流的相角一致）和流过试品的电流（全电流），这样可测得到二者之间的相角差，从而可以计算tgδ的数值。

采样电阻是无感精密电阻。

测量回路将电流信号变为数字信号，通过傅立叶变换能精确稳定地测量畸变波形的相位差。

但测量精度完全由高速高精度器件和计算处理的精度决定。

考虑到正、反接线及高低压隔离问题，数据传输可以通过光纤传输或将数据转换为红外光并发送到接收器来进行隔离。

图1－17角差法（非平衡法）测量tgδ接线示意图

二、

测量中的抗干扰措施

在现场进行测量时，试品和桥体往往处于周围带电部分的电场作用范围之内，虽然电桥本体及联接线采用了屏蔽措施，但试品无法做到全屏蔽。

这时干扰就会通过试品高压极的杂散电容产生干扰，影响测量结果。

为了消除或减少由电场干扰引起的误差，采用平衡法测量时可以采用如下措施：

（1）加设屏蔽当试品体积不大时，可用金属屏蔽罩或网将试品与干扰源隔开，可以减少测量误差。

（2）采用移相电源由于干扰源的相位一般是无法改变的，因此，可以通过改变电源的相位，使得电源的相位和干扰的相位同相或反相，来达到消除或减少同频率干扰的目的。

（3）倒相法测量时将电源正接和倒相各测量一次，测得两组结果tgδ1、C1和tgδ2、C2,然后通过式1－19和式1－20计算求得tgδ和C：

＝

（1-19）

（1-20）

采用非平衡法测量时，可采用如下措施：

（1）采用异频电源。

由于干扰的频率一般为工频或工频的谐波，因此，可将输入电源整流成直流后通过开关逆变电路逆变为异于工频的正弦波，避开干扰的频率范围，这样可大大提高测量精度。

这种方法在非平衡法测量中使用较多，而且抗干扰的效果较好。

（2）补偿法。

通过计算机数据处理，将测量数据进行补偿，使得测量波形为不畸变的正弦波形后，计算得到tgδ和C。

三、影响测试的主要因素及分析判断

（一）影响因素

（1）温度的影响。

值受温度影响而变化，为了比较试验结果，对同一设备在不同温度下的变化必须将结果归算到一个巩固的基准温度，一般归算到20

。

（2）湿度的影响。

在不同的湿度下测得的值也是有差别的，应在空气相对湿度小于80%下进行试验。

（3）绝缘的清洁度和表面泄漏电流的影响。

这可以用清洁和干燥表面来将损失减到最小，也可采用涂硅油等办法来消除这种影响。

（二）分析

（1）和《电力设备预防性试验规程》的要求值作比较。

（2）对逐年的试验结果应进行比较，在两个试验间隔之间的试验测量值不应该有显著的增加或降低。

（3）当

值未超过规定值时，可以补充电容量来分析，电容量不应该有明显的变化。

（4）应充分考虑温度等的影响，并进行修正。

（5）通过测

=f（U）的曲线，观察

是否随电压而上升，来判断绝缘内部是否有分层、裂纹等缺陷。

（三）综合判断

由上述可知，每一项预防性试验项目对反映不同绝缘介质的各种缺陷的特点及灵敏度各不相同，因此对各项预防性试验结果不能孤立地、单独地对绝缘介质做出试验结论，而必须将各项试验结果全面地联系起来，进行系统地、全面地分析、比较，并结合各种试验方法的有效性及设备的历史情况，才能对被试设备的绝缘状态和缺陷性质做出科学的结论。

例如，当利用兆欧表和电桥分别对变压器绝缘进行测量时，如果

值不高，其绝缘电阻、吸收比较低，则往往表示绝缘中有集中性缺陷；如果

值也高，则往往说明绝缘整体受潮。

一般地说，如果电气设备各项预防性试验结果（也包括破坏性试验）能全部符合规定，则认为该设备绝缘状况良好，能投入运行。

但是对非破坏性试验而言，有些项目往往不作具体规定，有的虽有规定，然而，试验结果却又在合格范围内出现“异常”，即测量结果合格，增长率很快。

对这些情况如何作出正确判断，则是每个试验人员非常关心的问题。

根据现场试验经验，现将电气设备绝缘预防性试验结果的综合分析判断概括为比较法。

它包括下列内容：

（1）与设备历年（次）试验结果相互比较，因为一般的电气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。

（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。

（3）同一设备相间的试验结果相互比较。

因为同一设备，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，则说明有异常的绝缘可能有缺陷。

（4）与《电力设备预防性试验规程》规定的“允许值”相互比较。

对有些试验项目，《电力设备预防性试验规程》规定了“允许值”，若测量值超过“允许值”，应认真分析，查找原因，或在结合其他试验项目来查找缺陷。

总之，应当坚持科学态度，对试验结果必须全面地、历史地综合分析，掌握设备性能变化的规律和趋势，这是多年来试验工作者总结出来的一条综合分析判断试验结构的重要原则，并以此来正确判断设备绝缘状况，为检修提供依据。

表1-1列出了非破坏性试验基本方法的比较，在试验中应充分利用它们的特点去发掘绝缘缺陷。

表1-1非破坏性试验基本方法的比较

试验方法

能发现的缺陷

不能发现的缺陷

评价

测量绝缘电阻

贯通的集中性缺陷，整体受潮或有贯通性的受潮部分

未贯通的集中性缺陷，绝缘整体老化及游离

基本方法之一

测量吸收比

受潮，贯通的集中性缺陷

未贯通的集中性缺陷，绝缘整体老化

应用于判断受潮

测量泄漏电流

同绝缘电阻测量，但较灵敏

同绝缘电阻测量

基本方法之一

测量

整体受潮、劣化，小体积被试品的贯通及未贯通缺陷

大体积被试品的集中性缺陷

基本方法之一

第四节绝缘油试验

电力系统中用油作介质的设备包括变压器、带绕组的互感器等，其中变压器属于电力系统中最重要的和最昂贵的设备之一，也是导致电力系统事故最多的设备之一。

变压器在发生突发性事故之前，绝缘的劣化及潜伏性故障在运行电压下将产生光、电、声、热、化学变化等一系列效应及信息。

对于大型电力变压器，目前几乎是用油来绝缘和散热，变压器油与油中的固体有机绝缘材料（纸和纸板等）在运行电压下因电、热、氧化和局部电弧等多种因素作用会逐渐变质，裂解成低分子气体；变压器内部存在的潜伏性过热或放电故障又会加快产气的速率。

随着故障的缓慢发展，裂解出来的气体形成气泡在油中经过对流、扩散作用，就会不断地溶解在油中。

同一类性质的故障，其产生的气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度，可以作为反映电气设备异常的特征量。

本节只讲述绝缘油的电气性能试验，关于油中溶解气体的气相色谱分析将在第二章详细说明。

一、电气强度试验

电气性能试验的意义：

绝缘油的电气性能试验有两项，即电气强度试验和测量tgδ值。

影响绝缘油电气强度的主要因素，是油中所含的水分和杂质。

电气强度不合格的绝缘油不能注入电气设备。

但经过过滤处理除去其中所含的水分和杂质后仍会变成好油。

油的tgδ值反应油质好坏的重要指标之一。

绝缘油老化后，将生成大量的极性基和极性物质，这也使油的电导和松弛极化加剧。

因此，测定绝缘油的tgδ，无论对新油或运行中的油，都是十分必要的。

试验方法：

电气强度试验，即测量绝缘油的瞬时击穿电压值。

试验接线与交流耐压试验相同，即在绝缘油中放上一定形状的标准试验电极，电极间加上工频电压，并以一定的速率逐渐升压，直至电极间的油隙击穿为止。

该电压即绝缘油的击穿电压（KV），或换算为击穿强度（KV/cm）。

试验电极，根据有关规程规定，用黄铜或不锈钢制成，直径为25毫米，厚4毫米，倒角半径R为2毫米。

安置电极的油杯的容量按规定应为200毫升，油杯是用瓷或玻璃制成，其几何尺寸应能保证；①从电极到杯壁和杯底的距离应不小于15厘米；②电极至上层油面的距离应不小于电极至杯底的距离。

电极面应垂直，两电极必须平行。

试验步骤及注意事项

1、清洗油杯

试验前电极和油杯应先用汽油、苯或四氯化碳洗净烘干，洗涤时用洁净的丝绢，不可用布和棉纱。

电极表面有烧伤痕迹的不可再用。

调整好电极间距离，使其保持2.5毫米。

油杯上要加玻璃盖或玻璃罩。

试验在室温15~35℃，湿度不高于75%的条件下进行。

2、油样处理

试油样送到试验室后，必须在不破坏原有储藏密封的状态下放置相当时间，直至油样接近室温。

在油倒出前，应将储油容器颠倒数次，使油均匀混合，并尽可能不产生气泡。

然后用被试油杯和电极冲洗两、三次。

再将被试油沿杯壁徐徐注入油杯中。

盖上玻璃盖或玻璃罩，静置10分钟。

3、加压试验

调节调压器使电压从零升起，升压速度约3千伏/秒，直至油隙击穿，并记录击穿电压值。

这样重复试验5次，取平均值。

4、击穿时的电流限制

为了减少油击穿后产生的碳粒，应将击穿时的电流限制在5毫安左右。

在每次击穿后要对电极间的油进行充分搅拌，并静置5分钟后再重复试验。

二、tgδ值的测量

将被试油装入tgδ值测量专用的油杯中，并接在高压交流平衡电桥上，在工频电压下进行测量。

试验方法

1、试验接线和使用仪器

试验时应按所用电桥说明书要求进行接线。

目前我国使用较多的有关仪器有以下几种。

（１）油杯有单圆筒式、双圆筒式及三接线柱电极式的。

采用最多的是单圆筒式，又叫圆柱形电极。

包括外电极（高压电极）、内电极（测量电极）和屏蔽电极三部分。

（２）交流平衡电桥常用的国产电桥有QS3型或其它可测量tgδ值小于0.01%灵敏度较高的电桥。

2、试验步骤

（１）清洗油杯试验前先用有机溶剂将测量油杯仔细清洗并烘干，（以防附着于电极上的任何污舞杂质及水分潮气等影响试验结果。

即保证空杯的tgδ值小于0.01%，才能满足对绝缘油测试准确度的要求）。

然后用被试油冲洗测量油杯两、三次，再注入被试油，静置10分钟以上，待油中气泡逸出后再进行测量。

（２）适当的试验电压和温度试验电压由测量油杯电极间隙大小而定，一般应保证间隙上的电场强度为1千伏/毫米。

在注油试验前，还必须对空杯进行1.5倍工作电压的耐压试验。

由于绝缘油的tgδ值很小，特别是电缆油和电容器油，所以要用精密度较高的西林电桥测量，以保证至少能测出0.01%的tgδ值。

由于绝缘油的tgδ值随温度的升高而按指数规律剧增，因此除了在常温下测量油的tgδ值外，还必须将被直油样升温（变压器油要升温至70℃，电缆油要升温至100℃），测量高温下tgδ值。

因为判断油质的好坏主要是以高温下测得的tgδ值为准；而在低温时，有时好油和坏油的tgδ值差别不大。

又由于好油的tgδ值随温度升高，增长较慢；而坏油的tgδ值则随温度升高，增长很快。

因此高温下二者的tgδ值会差别很大，更利于区分油质的好坏。

按有关标准规定，对于变压器油、新油和再生油升温至70℃时的tgδ值应不大于0.5%，运行中的油70℃时的tgδ值应不大于2%，电缆油100℃时的tgδ值应不大于0.5%。