电力设备绝缘在线监测实验报告

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1、电力设备在线监测与故障诊断综合试验报告一．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”D

2、L/T596—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

3、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。由于试验设备的限制，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。序号项目周期要求说明1主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻1)1～3年2)大修(包括主设备大修后3)必要时1)主绝缘的绝缘电阻值不应低于10000MΩ2)末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ采用2500V兆欧表2主绝缘及1)1～3年2)大修(包括主设备大修）1)20℃时的tgδ(%)值应不大于下表中数值：1)油纸电容型套

4、管的tgδ一般不进行温度换算，当tgδ电容型套管对地末屏tgδ与电容量后3)必要时与出厂值或上一次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/3mU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tgδ3)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，正接线测量电压等级kV20～3566～110220～500大修后充油型油纸电容型充胶型胶纸电容型胶纸型3.01.03.02.02.51.5

5、1.02.01.52.0—0.8—1.0—运行中充油型油纸电容型充胶型胶纸电容型胶纸型3.51.03.53.03.51.51.02.01.52.0—0.8—1.0—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，

6、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10000MΩ，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

7、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=2.648C=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2.648，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