有载分接开关故障的综合诊断方式电器技术.docx
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有载分接开关故障的综合诊断方式电器技术
浅析分接开关故障的综合诊断方法和程序
摘要：
阐明分接开关故障综合诊断应遵循基本原则和故障诊断的常用方法，并通过故障综合诊断分析，探讨潜伏性故障和突发性故障的综合诊断的工作程序。
关键词：
分接开关，故障，诊断方法和程序
分接开关故障诊断就是当分接开关上某一部位出现某种故障时，要从这些状态及其参数的变化推断出导致这些变化的故障及其所在部位。
由于状态监测参数的数量浩大，必须找出其中的特性信息，提取特征值，才便于对故障进行诊断。
由某一故障引起的分接开关状态的变化称为故障的征兆。
因此，故障诊断的过程就是从己知征兆判定分接开关上存在的故障的类型及其所在部位的过程。
分接开关上不同部位、不同类型的故障，引起分接开关功能的不同变化，导致分接开关整体及各部位状态和运行参数的不同变化。
一般来说，故障和征兆之间不存在简单的一一对应的关系，一种故障可能对应多种征兆，而一种征兆也可能对应多种故障。
还有许多其他故障也都对应这一征兆。
这就为故障诊断增加了难度。
因此，必须对分接开关的故障进行综合诊断，通常采用是综合比较诊断法。
分接开关按其故障性质分为潜伏性故障和突发性故障两类。
潜伏性故障主要表现在分接开关触头过热、绝缘受潮、分接开关低能放电（局部放电或火花放电）故障；突发性故障主要表现在分接开关高能放电（电弧放电）故障，如雷击、外部短路、白然灾害等。
但有时某些潜伏性故障或者突发性故障往往是交错在一起，如故障从量变转为质变等。
当分接开关出现任何一种故障时，则要迅速进行故障诊断，通过试验，以确定故障的性质、可能位置、大概范围、严重程度、发展趋势及影响波及范围等。
下面简介分接开关故障综合诊断的原则与方法，并阐述潜伏性故障和突发性故障综合诊断程序。
1.综合诊断法遵循基本原则
分接开关常见故障诊断方法是采用综合比较法，故障综合比较诊断方法应遵循下述基本原则：
（1）与设备结构联系
熟悉和掌握变压器和分接开关的内部结构和状态是变压器与分接开关故障诊断的关键，如变压器内部的绝缘配合、引线走向、绝缘状况、油质状况、冷却方式、分接开关结构型式及运行的历史、检修记录等等，这些内容都是诊断故障时重要的参考依据。
（2）与外部条件相结合
诊断变压器和分接开关故障的同时，一定要了解变压器与分接开关外部条件是否构成影响，如是否发生过出口短路；电网中的谐波或过电压情况是否构成影响；负荷率如何；负荷变动幅度如何等等。
（3）与规程标准相对照
与规程规定的标准进行对照，若发生超标情况须查明原因，找出超标根源，并认真的处理和解决。
（4）与历次数据相比较
仅以是否超标准为依据进行故障判断，往往不够准确，需要考虑与本身历次数据进行比较才能了解潜伏性故障的起因和发展情况。
例如，试验结果尽管数值偏大，但一直比较稳定，应该认为仍属正常；但试验结果虽未超标而与上次相比却增加很多，就需要认真分析，查明原因。
（5）与同类设备相比较（横向比较）
一台变压器或分接开关发现异常，而同一地点的另一台相同容量或相同运行状态的变压器或分接开关是否有异常，这样结合分析有利于准确判断故障现象是外因的影响还是内在的变化。
（6）与自身不同部位相比较（纵向比较）
对变压器和分接开关本身的不同部位进行检查比较。
如变压器油箱的箱体温度分布是否变化均匀，局部温度是否有突变。
又如用红外成像仪检查变压器、分接开关、套管或油枕温度，以确定是否存在缺油故障等。
再如测绕组绝缘电阻时，分析高对中、低、地，中对高、低、地与低对高、中、地是否存在明显差异，测绕组电阻、测套管电容C及介损tgδ时，三相间有无异常不同，这些也有利于对故障部位的准确判断。
2.故障综合诊断常用方法
目前，国内分接开关几乎均采用采用埋入安装方式，有载分接开关的分接选择器或无励磁分接开关是埋在变压器油箱里。
当变压器发生故障时，一时难以分凊是分接开关的故障，还是变压器本体的故障。
所以，诊断分接开关故障时往往需要采用排它法，只有通过变压器一系列相关试验与检查，包括油中溶解气分析（DGA）、相关的电气试验或油务试验和巡视检查的状况，待变压器项目试验和巡检的结果后方可作出正确的故障判断，并能诊断岀故障发生的部位。
分接开关故障的综合诊断常用有下述方法：
⑴日常巡视检查法
日常巡视检查指的是在每天进行的变压器和分接开关外观表象的巡视检查。
当电力变压器或分接开关运行中发生潜伏性故障时，除油中气体成分和电气参数发生变化外，一般常伴有某些部位的外部颜色、气味、声音、温度、油位、负载等的变化，结合日常巡检中发现这些变化对分析与综合诊断变压器和分接开关的故障部位性质、程度、趋势和严重性等起到一定的作用。
实际上，至今电力设备的缺陷不少于一半是巡检发现的。
除突发性事故来自外部原因而不能预测外，其他故障是以某种形式体现出它的异常现象，尽菅有时极为轻微，只要日常巡检时充分留意，住往可在故障初期阶段就采取预防与纠正措施。
日常巡检所能发现的异常原因及采取的相应措施列于表1所示。
表1日常检查所能发现分接开关的异常原因及采取的相应措施
序
异常现象
异常诊断
故障原因分析
预防与纠正措施
1
外观异常特征：
目视检查外观是否有异常特征
1.1
爆破膜（盖）破裂
呼吸器堵塞或內部故障
储油柜压力发生变化或安装不慎
更换爆破膜，修通呼吸器或查它因
1.2
套管表面异常
套管表面龟裂或放电
內外部异常冲击电压或表面污秽
定期清洁套管的表面
1.3
渗漏油
油中含水量增大
油室或阀类接口密封不良，油箱焊接差
更换密封件或䃼焊,滤除油中水分
2
颜色、气味异常：
过热或局部过热引起颜色变化或特殊焦臭气味
2.1
导电端子变色异味
过热颜色变暗、异味
紧固松动或接触面氧化
重新紧固或研磨接触面
2.2
油箱过热油漆变色
漏磁或涡流
油箱局部过热造成喷漆变色
尽快对內部进行认真检查
2.3
异常臭气味
油泵烧损或套管电晕
风机、油泵烧损或套管污损电晕引起
更换备件
2.4
异常臭气
温升过高
超负载运行
降低负载
2.5
硅胶变色
吸湿器硅胶变粉红色
硅胶吸湿受潮
更换吸湿剂或加热再生
3
气体继电器內有气体：
采样检查分析，判断有无误动作
3.1
无色无味不可燃
O2含量＞16%为空气
新的或大修变压器注油带入空气
应及时排气
3.2
黄色不易燃焦糊味
CO含量大于1～2%
绝缘支架等木质材料烧损
停止运行检查
3.3
黑灰色可燃焦糊味
油闪点下降,H2＜30%
裸金属过热或绝缘闪络使油质分解
停止运行检查
3.4
白色不易燃臭味
CO2和CO含量高
绝缘击穿、绝缘纸或纸板烧损
停止运行检查
4
声响异常
4.1
“嗡嗡”声
正常交流声
硅钢片在工频磁场下振动声
正常运行
4.2
增大“嗡嗡”声
电网过电压
发生单相接地或谐振过电压
调整分接位置或监视运行
4.3
沉重“嗡嗡”声
过负载运行
突然有大的动力投入运行
监视运行
4.4
响声中夹有杂声
紧固松动或偏磁运行
紧固松动机械振动加大或直流偏磁造成
监视运行
4.5
响声中夹有放电声
局部放电或火花放电
悬浮放电或分接开关接触不良放电
监视运行或停止运行检查
4.6
夹有水沸腾声
油温变化大、油位升高
绕组內部短路或分接开关触头严重过热
停止运行检查
4.7
响声中夹有爆裂声
绝缘击穿
变压器和分接开关內部绝缘击穿
停止运行检查
4.8
夹有机械撞击声
机械结构故障
分接开关內部机械结构异常
作无载监视运行或停止运行
5
温度异常：
监视上层油溫和油温最大值
5.1
温度异常
内部故障
绕组短路，触头过热、铁心多点接地等
停止运行检查
5.2
温度升高异常
散热阀不通或忘打开
变压器油不能正常循环散热
打开散热阀
5.3
温度异常升高
冷却器潜油泵故障
冷却器潜油泵故障导致温度升高
降低负荷或修理故障附件
5.4
温度异常
呼吸器堵塞或严重漏油
油量不足影响散热，导致温度升高
停止运行检查
6.
油位异常：
6.1
假油位
油位虚假指示不正常
油位计、呼吸器、油管道堵塞
疏通油管道
6.2
油面异常
油面过低
严重漏油或未䃼油
采取补油措施
7
负载异常：
检验过载的性质
7.1
正常过载
急救下短时过载运行
符合油浸式电力变压器负载导则要朮
正常运行
7.2
事故过载
不允许过载运行
影响变压器和分接开关的绝缘寿命
监视运行或停止运行
分接开关触头过热性故障，常伴有触头或导电部位连接处的过热的色斑表象。
通过这些外表色斑、颜色变暗并失去光泽的变化状况，有利于分析与综合诊断分接开关的过热性故障的轻重程度。
分接开关放电性故障，常伴气体继电器的重瓦斯跳闸或分接开关头部过压释放装置动作（爆破盖爆裂），这在巡检中可以得以证实。
⑵油中溶解气体分析（DGA）法
在变压器和分接开关故障的诊断检测技术中．用DGA来分析诊断变压器和分接开关内部故障方法，其灵敏有效。
DGA能够发现其潜伏性的早期故障，可避免和减少变压器和分接开关损坏事故的发生，是目前所有电气试验项目无法替代的。
在现执行的电力设备预防性试验规程中，已把DGA分析技术放到首要的位置。
由此可知，这对监督和保障设备的安全运行起到了重要作用。
①以油中可燃性气体含量诊断法
此诊断法可初步确定故障的严重程度，其原理是故障产生的可燃性气体量是随着故障点的能量密度值的增加而增加的规律。
对于运行中的变压器和分接开关可按注意值判断。
即将分析结果的几项主要指标（总烃、乙炔、氢气含量）与DL／T596－1996“电气设备预防性试验规程”中的注意值作比较。
如果有一项或几项主要指标超过注意值时，只能粗略地判断变压器或分接开关的设备可能有早期故障存在，要引起注意。
但推荐的注意值是指导性的，它不是划分设备是否异常的唯一判据，不应当作强制性标准执行；而应进行跟踪分析，加强监视，注意观察其产生速率的变化。
②特征气体诊断法
特征气体法是根据不同性质的故障类型所产生的溶于油中气体的组分不同或气体含量的变化，据此可以判断出故障的类型。
特征气体可反映故障点引起的周围油、固体绝缘的热分解本质。
气体特征随着故障类型、故障能量及其涉及的绝缘材料不同而不同，即故障点产生烃类气体的不饱和度与故障源的能量密度之间有密切关系，见表2。
因此，特征气体判断法对故障性质有较强的针对性，比较直观方便，缺点是没有明确量的概念。
表2判断故障性质的特征气体法
序号
故障性质
特征气体的特点
1
一般过热性故障
总烃较高，C2H2＜5μL/L
2
严重过热性故障
总烃高，C2H2＞5μL/L，但C2H2未构成总烃的主要成分，H2含量较高
3
局部放电
总烃不高，H2＞100μL/L，CH4占烃中的主要成分
4
火花放电
总烃不高，C2H2＞10μL/L，H2较高
5
电弧放电
总烃高，C2H2高并构成总烃中的主要成分，H2含量高
当H2含量增大，而其他组分不增加时，有可能是由于设备进水受潮或有气泡引起水和铁的化学反应，或在高电场强度作用下，水或气体分子的分解或电晕作用而产生的。
③改良三比值（GB/T7252-2001）诊断法
基于油中溶解气体类型与内部故障性质的对应关系，人们先后提出了多种以油中特征气体为依据的判断设备故障的方法。
我国提出了改良三比值法（GB/T7252-2001）作为故障的诊断方法。
改良三比值法是在求出5种特征气体的三对比值（C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6）后，根据比值确定比值范围编码，从而根据比值范围编码查表来判断故障性质，其具体描述如表3所示。
表3分接开关特征气体与故障性质关系及常故障判断方法
序
故障性质
特征气体的特点
三比值编码
故障判断方法
1
轻微过热故障
（低于150℃）
产生的特征气体CH4不明显，难以被油中气体色谱分析所察觉；
001
触头或连接导线的接触不良唯一通过触头接触电阻或变压器绕组直流电阻的检测
2
低温过热故障
（150℃～300℃）
产生甲烷与乙烯之和占总烃的80％以上，且故障点温度提高，乙烯比例增加。
高、中温过热，氢占氢烃的27％以下，φ（H2）也会增加，但没有烃类气体增长的快，严重过热时，也会产生少量乙炔，但φ（C2H2）≤0.06φ（C1+C2）
020
①φ（C2H2）/φ（C2H4）<0.1且φ（CH4）/φ（H2）≥1，
判定为过热性故障。
φ（CH4）/φ（H2）=1～3[编码
记为2c，比值组合（0，2c，2）]判定磁回路过热
性故障；φ（CH4）/φ（H2）≥3[编码记为2D，比值
组合（0，2D，2）]判定导电回路过热性故障；
②触头接触电阻或变压器绕组直阻的检测。
3
中温过热故障
（300℃～700℃）
021
4
高温过热故障
（高于700℃）
022
5
低能量密度的局部放电
轻度局部放电总烃不高，主要是氢气，其次是甲烷，氢气占氢烃总量的80％～90％；重度局部放电其氢气降低，出现乙炔，但φ（C2H2）≤0.02φ（C1+C2）
010
①φ（C2H2）/φ（C2H4）≥3，判定为火花放电故障；φ（C2H2）/φ（C2H4）=0.1～3，判定为电弧放电；
②在火花放电或电弧放电中，φ（CH4）/φ（H2）＞1时，可判定放电伴隨有过热故障；
③当放电或过热故障涉及固体绝缘时，会引起CO或CO2含量明显增长，若CO2/CO＞7，怀疑固体绝缘材料老化；若CO2/CO＜3，怀疑故障涉及到固体绝缘材料劣化分解；
④当怀疑固体绝缘过度老化时，适当测试油中糠醛含量或固体绝缘的聚合度；
⑤进行必要的电气试验项目：
变比、绕组直阻、励磁电流、阻抗电压和绕组的绝缘电阻等，证实或否定绕组内存在匝、层间短路故障。
6
高能量密度的局部放电
110
7
火花放电
放电气体是乙炔和氢气，乙炔5%～15%,氢气70%～75%,甲烷2％～4％。
伴有过热时氢气降低，甲烷上升。
因放电能量低，烃总量比电弧放电少得多。
202、212
200
8
火花放电兼过热
220
222
9
电弧放电
乙炔和氢气的组分高，乙炔占总烃的20%～70%，氢气占氢烃的30%～90%，故障处温度较高时，乙烯占总烃50％
以上，H2占氢烃20%以上，则反之。
放电涉及固体绝缘时产生CO和CO2。
102、112
101、100
10
电弧放电兼过热
120、121
122
11
绝缘进水受潮
H2含量很高，其他组分并没有增加。
伴隨H2含量超标，CO、CO2含量较大，H2预警值为1000μL/L,相当油中H2的浓度为60μL/L。
由DGA（H2、CH4气体含量或组分比值）+绝缘特性试验（绝缘电阻、吸收比或极化指数、介损tgδ等）+油务试验（油中含水量检测等）的诊断方法来确定。
在应用三比值法中应注意，当油中特征气体含量或产气速率未达到注意值时，不宜应用三比值法进行判断。
④故障产气速率诊断法
当确定设备存在潜伏性故障时，就要对故障发展状态和严重性作出正确的判断。
判断设备故障的严重程度，必须根据产气速率试验数据来预测故障的发展趋势。
但产气速率取决于故障点的功率、温度以及故障范围。
对于某些发展状态的故障，求出其产气速率更是准确判断故障的重要环节。
目前采用较多的是绝对产气速率法（以每小时产生可燃气体组分的毫升数表示）、相对产气速率法（以每月可燃气体组分增加原有值的百分数表示）和产气平均速率法（以分接开关每次切换所产生特征气体的平均速率或平均增量来表示）三种方法，尤其产气平均速率法可用来判断分接开关油室内部的状况。
由于分接开关变换动作时，负载电流的转换在触头间产生电弧。
因而，采用DGA监控能检测出氢气（H2）、乙炔（C2H2）等特征气体。
单恁一或二次DGA的特征气体检测结果就判断分接开关存在故障是不确切的。
只有长期进行DGA监控，发现产气平均速率（每切换一次的特征气体平均的增量）有异常的跃变（超过注意值：
30μL/L）时，初步判断切换开关或选择开关可能存在放电性故障或严重过载的切换，并通过吊芯检查来进一步予以证实。
产气速率诊断法一般适用于过热性故障或低能放电故障的诊断。
对于除分接开关电弧触头开断外的电弧放电的故障，一旦确诊，应立即停运检修，不能要求进行产气速率的考察。
⑶电气试验参照诊断法
由于变压器油中可燃性特征气体的来源较为复杂，DGA法也有一定的局限性，如很难判断故障的准确部位或部件，甚至还会由于误判而造成不必要的检修。
因此，DGA判断故障，必须和电气试验项目或油务试验以及日常巡视检查有机结合，进行参照验证的综合分析判断，才能准确地对故障作出定性和定量的识别。
①绕组直流电阻的测量
绕组直流电阻的测量是一个很重要的试项目，次序排在预规的变压器试验项目的第二位。
在变压器的所有试验项目中，这是一项方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组有无断线或断股、分接开关以及导线接头接触不良等故障。
实际上它也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、分接开关档位是否正确的有效手段。
长期以来，绕组直流电阻的测量一直被认为是考查变压器纵绝缘的主要手段之一，有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。
对于有载调压变压器，要对每一分接位置下进行直阻的测定，以检查分接开关的接触状况。
最好与制造时（工厂出厂试验）的检测值比较，规定实测结果与原值偏差不超过2%即认为正常。
2绕组分接头电压比试验
绕组分接头电压比试验能够检验分接开关档位、变压器联结组别是否正确，对于匝间、层间短路等故障也能灵敏地反映。
因此，电压比试验是一种常规的带有检验和验证性质的试验。
电压比试验通常使用低压电源对高压线圈供电，测定变压比。
三相变压器时，对三相和单相均进行测定，比较两者的测定结果，并与名牌值或工厂试验值加以比较，确认有无异常。
③励磁电流、阻抗电压等参数测量
在相同电压下所测数据与原始值比较有无较大的变化，以确定变压器绕组有无层间短路等故障。
施加额定电压的1/10～1/3的电压，测定励磁电流，查明励磁电流是否在工厂试验励磁特性的电压一电流曲线上。
测定时最好改变施加电压，对励磁电流进行数次测定。
如果励磁电流大幅度增加，
就应考虑线圈层间或匝间发生了短路。
即便存在一些测定误差，也无影响。
由于变压器内部或外部短路事故形成的短路电流反复作用，有时会造成线圈变形。
如果测得的阻抗电压值与工厂试验不同，便可断定内部产生了严重变形。
④绝缘特性试验
绝缘特性试验包括绝缘电阻、吸收比或极化指数、介质损耗因数tgδ、泄漏电流试验和局部放电（PD）测量试验等。
1）绝缘电阻、吸收比或极化指数的测量
绕组绝缘电阻（RI）测量是指在绕组的导体上施加直流电压（2500V或5000V）条件下测量绕组导体对地的绝缘电阻。
测量使用绝缘电阻表，单位为MΩ或GΩ。
绕组绝缘施加直流电压后，输入试品的电流I包括二个分量，一是吸收电流Ia，另一是传导电流Ic。
由于Ia是衰减的，所以绝缘电阻RI对应于不同的施加电压时间有不同的读数。
如R15、R60和R600分别表示接通直流电压后15s、1min和10min时的绝缘电阻值。
Ia的衰减时间因绕组绝缘的结构不同而不同，但一般在10min以后已衰减到接近于0，此时的RI主要取决于Ic，因此把R600近似地认为是稳态绝缘电阻，以RI表示。
正常变压器（绝缘没有老化变质或严重污染）的RI只与绝缘中的水分有关。
水分对RI的影响有二个方面：
一是水分的含量，另一是水分的分布。
其中水分的分布形态对RI的作用更大。
温度对RI的影响主要是由温度影响水分分布所致，RI与温度之间不存在简单的函数关系。
RI既与测量时间有关，也与绕组的结构有关。
以前使用吸收比（R60/R15），并基于绝缘含水量，认为大于1.3为合格。
但由于变压器制造技术的进步，也发现绕组绝缘的含水量越少，R60越高，吸收比却越小，小于1.3的屡见不鲜。
于是开始引用极化指数（R600/R60）。
DL/T596—1996“预规”中要求吸收比（在10～30℃范围）不低于1.3或极化指数不低于1.5，满足其中之一都作为符合标准。
吸收比或极化指数能够反映绝缘受潮，至今仍是诊断受潮故障的有效手段。
相对来讲，绝缘电阻对吸湿非常敏感，据此可大体掌握绝缘件吸湿程度。
但单纯依靠绝缘电阻绝对值的大小对绝缘作出判断，其灵敏度、有效性比较低。
一方面是因为测量时试验电压太低难以暴露缺陷；另一方面也是因为绝缘电阻值与绝缘的结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度等有关。
但是，对于铁心、夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障。
这主要是因为这些部件的绝缘结构比较简单，绝缘介质单一，正常情况下基本上不承受电压，绝缘更多的是起“隔离”作用，而不像绝缘结构要承受高电压。
测定绝缘结构的绝缘电阻，据此判定其绝缘是否击穿。
一旦发生绝缘闪络，绝缘电阻值为0。
2）介质损耗因数tgδ测量tgδ%
测量绕组的tgδ是在绕组绝缘上施加50Hz工频电压，利用西林电桥或介质损耗测试仪测量绕组绝缘的电能损耗。
由于该损耗很小，不是以瓦（W）为单位计量，而近似地用tgδ表示。
实际绕组绝缘施加交流电压后，电能损耗是由电导电流和分子极化引起的。
而且绕组绝缘的介质损耗主要取决于分子极化引起的损耗。
水是极性分子，极化作用明显。
所以绕组绝缘的tgδ值能有效地反映绕组绝缘的总体含水量。
介质损耗因数tgδ值依产品的绝缘结构不同而不同，绝缘结构一定时随吸湿度、温度、电压而变化。
通常，温度对绕组tgδ的影响是由水分的分布所致。
绕组tgδ的波动性大是绝缘状态不佳的表现，也是一种信息。
应在稳定的温度下进行测量，不必强调温度相同或接近。
绝缘吸湿，温度升高，则tgδ值增加。
另外，提高电压，tgδ值也增加，这就是局部放电的起因。
油浸式变压器在额定电压以下时，tgδ的变化甚微。
以tgδ值判定油浸变压器的吸湿度和绝缘老化，通常都使用Gross提岀的图示曲线（见图1所示）。
图1中“要注意”范围系指对良好时某图1Gross提岀的tgδ图示曲线
种程度的吸湿。
然而并无甚妨碍，可以继续使用。
“不良”范围则
表示吸湿进一步加深，应及时更换绝缘油，对绕组进行干燥。
3）泄漏电流测量
绕组泄漏电流测量是指在更高的直流电压（10、20、40、60kV）下测量绝缘电阻。
施加直流高电压，测定泄漏电流与时间的关系，再与出厂时的值进行比较，便可判定绝缘状态。
隨着绝缘老化的发展，泄漏电流不断增加。
泄漏电流试验的有效性正随着变压器电压等级的提高、容量和体积的增大而下降。
可以说，单纯靠tgδ和泄漏电流来正确判断绕组绝缘状况的可能性也很小。
这主要是因为这两项试验存在“先天不足”——试验电压太低，绝缘缺陷难以得到充分暴露。
如果进行绕组泄漏电流测量，也应测量10min时的泄漏电流值。
并计算出绝缘电阻，以R′ 600表示，R′ 600接近于R600是正常的。
在R600和R′ 600的测量正确性均可信的前提下，R′ 600明显小于R600应视为绝缘受潮的一种信息。
4）局部放电（PD）测量
局部放电测量试验（以下简称局放试验）在GB1094.3或GB10230.1中称为长时感应电压试验（ACLD）。
该试验是在加电压的全过程中测量视在电荷量，单位为pC。
局放试验的本质是耐受电压测试，具有破坏性试验特有的发现绝缘缺陷的能力。
但应在全程监控局部放电量
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