绝缘预防性试验

绝缘预防性试验（精选8篇）

绝缘预防性试验 第1篇

1.1 绝缘预防性试验的重要性

随着我国电力用电客户的增加, 电力系统的规模和容量为了适应电力客户的发展也在不断的扩大, 但一旦停电则所导致的损失也会更加严重。目前我国电力系统中导致停电事故发生的绝大部分因素都来自于设备绝缘缺陷。电力设备绝缘缺陷的发生并不是一时的行为, 其需要一个发展周期, 在这个发展周期内绝缘材料会在物理、化学信息和电气信息等多个方面对绝缘状态的变化情况进行有效反映, 这就对电气试验人员提出了更高的要求。需要在设备投入运行前和投入运行过程中利用电气试验来对电气设备的绝缘情况进行充分的掌握, 这样就能够在绝缘劣化的初期就能及时发现并进行有效的处理。目前电力系统都是通过电气设备绝缘预防性试验来对设备的绝缘特性进行了解, 对绝缘状况进行掌握, 从而有效的提高电气设备的绝缘水平, 确保电力系统安全、经济的运行。利用绝缘预防性试验可以对绝缘内部存在的安全隐患进行及时处理, 对于危及安全的部件则要进行及时更换, 这样就有效的确保了设备运行过程中绝缘的稳定性, 减少了绝缘被击穿的机率, 避免了电气设备出现停电及损坏的可能性。

1.2 绝缘预防性试验的主要分类

非破坏性试验:指在较低电压下, 用不损伤设备绝缘的方法来判断绝缘缺陷的试验。这类试验对发现缺陷有一定的作用与有效性, 但此类试验电压较低, 发现缺陷的灵敏性还有待于提高。但目前这类试验仍是一种必要的手段。

破坏性试验:如交流耐压、直流耐压试验, 用较高的试验电压来考验设备的绝缘水平。此类试验的优点是易于发现设备的集中性缺陷, 缺点在于电压较高, 个别情况下有可能给被试设备造成一定损伤。应当指出破坏性试验必须在非破坏性试验合格后进行, 以避免对绝缘的无辜损伤乃至击穿。

2 绝缘预防性试验的基本原理

2.1 绝缘电阻的测试

绝缘电阻的测试是电气设备绝缘测试中应用最广泛, 试验最方便的项目。绝缘电阻值的大小, 能有效地反映绝缘的整体受潮、污秽以及严重过热老化等缺陷。绝缘电阻的测试最常用的仪表是绝缘电阻测试仪 (兆欧表) 。

2.2 泄漏电流的测试

一般直流兆欧表的电压在2.5k V以下, 比某些电气设备的工作电压要低得多。如果认为兆欧表的测量电压太低, 还可以采用加直流高压来测量电气设备的泄漏电流。当设备存在某些缺陷时, 高压下的泄漏电流要比低压下的大得多, 亦即高压下的绝缘电阻要比低压下的电阻小得多。

2.3 直流耐压试验

在对绝缘是否存在有局部缺陷检查时, 则需要通过直流耐压试验进行, 由于在试验过程中需要较高的电压, 所以可以及时对绝缘局部存有缺陷的问题进行及时发现。在实际试验过程中, 直流耐压试验往往与泄漏电流试验同步进行, 其试验设备较为轻便, 而且试验过程中对绝缘所带来的损伤率较小, 但其不如交流耐压试验与实际情况的贴近度。

2.4 交流耐压试验

在进行交流耐压试验时, 如果绝缘中存在一些弱点部位, 则会在试验过程中得以进一步扩大。所以需要在试验前做好各项准备工作。需要对试品先进行绝缘电阻、吸收比、泄漏电流和介质损耗等项目的试验, 若试验结果合格方能进行交流耐压试验。

3 绝缘预防试验结果的分析和判断

(1) 与被试设备出厂试验的数据进行比较, 全面分析设备绝缘变化的规律和趋势; (2) 与同类型或不同相别的设备的试验结果进行比较, 寻找异常; (3) 将试验数据与《电力设备预防性试验规程》技术标准作比较, 进行综合分析, 判断是否超标, 判断设备是否有局部缺陷或某部位有薄弱环节。

综合分析判断有时有一定复杂性和难度, 特别当试验结果比较接近技术要求限值时, 更应综合考虑气候条件的影响、测量仪器可能产生的误差以及要考虑操作人员的技术素质等因素。

4 电气设备绝缘预防性试验的安全管理

4.1 保证安全的组织措施

在对电气设备进行绝缘预防性试验过程中, 需要严格遵照相关的工作规程规定, 确保各项安全组织措施到位, 严格执行工作票制度、工作许可制度、工作监护制度和工作间断、转移和终结制度。填写工作票并严格按照工作票来进行试验作业。在进行绝缘预防性试验中需要由两人及两个以上人员来同步进行, 并指定其中一名有经验的人来担任试验的负责人, 在进行试验前需要对试验中各种安全注意事项对全体试验人员进行详细布置, 试验过程中还需要设置监护人员, 其在整个试验过程中只是承担监护的任务, 不需要参与直接试验, 在试验过程中监控安全操作人员及试验现场环境的变化, 对试验过程中的突发情况进行有效的防控, 确保试验的安全。

4.2 保证安全的技术措施

电气设备绝缘预防性试验需要在试验开始前对试验设备的接地情况进行检查, 确保实现可靠性接地, 而且在每一个被试设备试验完成后, 则需要对被试设备进行放电处理, 不仅为下一个试验项目做好准备, 同时也有效的保证了试验人员的人身安全。同时还要对试验现场进行检查, 通过装设必要的安全防范措施及指示牌, 来避免无关人员进入到试验规定的标准范围之内, 还要设置专人进行看守, 确保试验能够顺利进行。在试验完成后, 则需要对接地线拆除, 断开因为试验需要而装设的设备接头, 同时还要对设备进行必要的检查, 并将试验现场进行清理干净。

5 电气试验人员应具备的素质

作为电试验人员, 其需要承担重要的职责, 不仅需要确保电气设备运行的安全性, 而且还要及时发现设备存在的隐患, 并对故障进行有效的判断。所以作为一名优秀的电气试验人员需要具有较强的安全意识, 对安全技术知识能够全面的掌握, 熟悉各项安全生工作规程, 并按此进行操作;同时还要全面的掌握试验技术, 对试验设备的原理、结构、用途和使用方法都能够全面的掌握, 同时对设备与变电站电气主接图与运行方式也有一个全面的了解;其次, 对工作还要具有认真负责的精神, 以严谨的工作作风来进行试验操作, 确保试验的安全性和可靠性, 减少由于不正确操作所带来的人员伤亡及经济的损失的发生。

参考文献

[1]李霞, 张宝伟.电力设备预防性试验结果的判断与分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (6) .

高压电气设备的绝缘预防性试验浅析 第2篇

1.河南省电力公司濮阳供电公司 河南省濮阳市 457000；

2.国网河北省电力公司检修分公司 河北省石家庄市 050000

摘要：高压电气设备的绝缘预防性试验可帮助我们发现设备运行过程中存在的隐患。文章从绝缘预防性试验的主要分类入手，对绝缘预防性试验的基本原理进行了分析，并进一步对绝缘预防性试验的结果分析和判断及试验的安全管理进行了具体的阐述，以供参考。

关键词：电气设备；绝缘；预防性试验

一、前言

电气设备绝缘性能的好坏、系统对于过电压的限制能力都对高压电力系统能否实现安全经济的运行具有极大的影响。高压电气设备绝缘预防性试验是保障设备得到安全、有效运行的必要举措，所以，针对常规试验项目及其在实际中的应用的研究就显得尤为重要。

二、绝缘预防性试验的主要分类

1、电气设备的绝缘缺陷分类

a.局部性或集中性缺陷：如绝缘开裂、绝缘局部磨损、绝缘局部受潮。b.整体性和分布性缺陷：由于受潮、过热及长期运行过程中所引起的绝缘整体老化、变质、受潮、绝缘性能下降等。

2、绝缘预防性试验分类

非破坏性试验：指在较低电压下，用不损伤设备绝缘的方法来判断绝缘缺陷的试验，如绝缘电阻、吸收比试验、介质损耗因素tanδ试验、泄漏电流试验、油色谱分析试验等。这类试验对发现对发现缺陷有一定的作用与有效性，但此类试验电压较低，发现缺陷的灵敏性还有待于提高。但目前这类试验仍是一种必要的不可放弃的手段。破坏性试验：如交流耐压、直流耐压试验，用较高的试验电压来考验设备的绝缘水平。此类试验的优点是易于发现设备的集中性缺陷，缺点在于电压较高，个别情况下有可能给被试设备造成一定损伤。应当指出，破坏性试验必须在非破坏性试验合格后进行，以避免对绝缘的无辜损伤乃至击穿。

三、绝缘预防性试验的基本原理

1、绝缘电阻的测试

绝缘电阻的测试是电气设备绝缘测试中应用最广泛，试验最方便的项目。绝缘电阻值的大小，能有效地反映绝缘的整体受潮、污秽以及严重过热老化等缺陷。绝缘电阻的测试最常用的仪表是绝缘电阻测试仪（兆欧表）。绝缘电阻测试仪（兆欧表）通常有100V、250V、500V、1000V、2500V和5000V等类型。使用兆欧表应按照《电力设备预防性试验规程》的有关规定。

2、泄漏电流的测试

一般直流兆欧表的电压在2.5kV以下，比某些电气设备的工作电压要低得多。如果认为兆欧表的测量电压太低，还可以采用加直流高压来测量电气设备的泄漏电流。当设备存在某些缺陷时，高压下的泄漏电流要比低压下的大得多，亦即高压下的绝缘电阻要比低压下的电阻小得多。测量设备的泄漏电流和绝缘电阻本质上没有多大区别，但是泄漏电流的测量有如下特点：

3、直流耐压试验

直流耐压试验电压较高，对发现绝缘某些局部缺陷具有特殊的作用，可与泄漏电流试验同时进行。直流耐压试验与交流耐压试验相比，具有试验设备轻便、对绝缘损伤小和易于发现设备的局部缺陷等优点。与交流耐压试验相比，直流耐压试验的主要缺点是由于交、直流下绝缘内部的电压分布不同，直流耐压试验对绝缘的考验不如交流更接近实际。

4、交流耐压试验

交流耐压试验对绝缘的考验非常严格，能有效地发现较危险的集中性缺陷。它是鉴定电气设备绝缘强度最直接的方法，对于判断电气设备能否投入运行具有决定性的意义，也是保证设备绝缘水平、避免发生绝缘事故的重要手段。交流耐压试验有时可能使绝缘中的一些弱点更加发展，因此在试验前必须对试品先进行绝缘电阻、吸收比、泄漏电流和介质损耗等项目的试验，若试验结果合格方能进行交流耐压试验。否则，应及时处理，待各项指标合格后再进行交流耐压试验，以免造成不应有的绝缘损伤。

四、绝缘预防试验结果的分析和判断

由于电气设备绝缘预防性试验结果对判定电气设备能否继续长期稳定安全运行起着不可替代的作用，因而如何对试验结果做出正确的分析和判断则显得更为重要。《电力设备预防性试验规程》指出，对试验结果应进行综合分析和判断，一般应进行下列三步：（1）与被试设备出厂试验的数据进行比较，全面分析设备绝缘变化的规律和趋势；（2）与同类型或不同相别的设备的试验结果进行比较，寻找异常；（3）将试验数据与《电力设备预防性试验规程》技术标准作比较，进行综合分析，判断是否超标，判断设备是否有局部缺陷或某部位有薄弱环节。

综合分析判断有时有一定复杂性和难度，我们不能单纯地、教条地逐项对照《电力设备预防性试验规程》技术标准。特别当试验结果比较接近技术要求限值时，更应综合考虑气候条件的影响、测量仪器可能产生的误差以及要考虑操作人员的技术素质等因素。综合分析判断的准确与否，在很大程度上决定于判断者的工作经验、理论水平、分析能力和对被试设备的结构特点、采用的试验方法、测量仪器及测量人员的素质。

五、电气设备绝缘预防性试验的安全管理

1、保证安全的组织措施

在每次试验工作过程中都应当履行《电业安全工作规程》中所规定保证安全的组织措施，即工作票制度，工作许可制度，工作监护制度和工作间断、转移和终结制度。高压电气试验应填写第一种工作票，并且严格按照工作票实施试验作业。高压电气试验工作不得少于两人，试验负责人应由有经验的人员担任。开始试验前，试验负责人应对全体试验人员详细布置试验中的安全注意事项。试验中还应有监护人员，监护人员不应参与直接的试验工作，应把注意力集中在整个试验现场的监护上，不仅要监护实际操作人员的情况，还应该对整个试验现场环境起到监护作用，防止在进行试验的过程中有与试验无关的人员进入现场等突发情况的发生所带来的人身伤害事故。

2、保证安全的技术措施

保证安全的技术措施即停电、验电、装设接地装置和悬挂标示牌、装设遮拦。试验开始前检查试验设备的接地状态，确保各试验设备接地良好，并且每一次试验项目完成后都应当对被试设备充分放电，既保证参试人员的人身安全，也为下一个试验项目做准备。试验现场应装设遮拦或围绳，向外悬挂“止步，高压危险”的标示牌，并派人看守，被试设备两端不在同一地点时，另一端还应派人看守。试验结束后，试验人员应拆除自装的接地线，恢复因试验需要而断开的设备接头，并对被试设备进行检查和现场清理。

六、电气试验人员应具备的素质

电气试验人员在保证电气设备安全运行方面担负着重要责任，力争既不放过任何设备隐患，造成设备事故，又不能出现误判，将合格设备判为不合格。做一名合格的试验人员，必须具备以下条件：一是要有全面的安全技术知识和敏锐的安全意识，总的来讲是要熟悉《电业安全工作规程》的各项规定，并能严格按照《电业安全工作规程》的规定进行作业；二是要有全面熟练的试验技术，既要熟悉试验設备的原理、结构、用途以及使用方法，又要了解被试设备性能、用途、原理以及变电站电气主接线图与运行方式；三是要有认真负责的工作态度和严谨细致的工作作风。

七、结束语

电气设备绝缘预防性试验工作是电力设备运行管理中不可缺的一项基础性工作，对电力设备的长期稳定安全运行起着决定作用。随着科技的快速发展，电气设备绝缘预防性试验设备和技术也在不断更新。对此，首先要加强对试验人员的业务技能培训，提高试验人员的业务素质，确保试验结果的质量；其次是要及时对试验设备进行校验和技术更新，确保试验设备本身的准确性。

参考文献：

[1]李霞，张宝伟.电力设备预防性试验结果的判断与分析[J].中国石油和化工标准与质量，2011（6）.

绝缘预防性试验 第3篇

关键词：绝缘工具,试验,材料,现状,改进

随着科技进步, 人类社会对物质要求的不断提高, 对电力供应的依赖逐渐加深, 对电力系统的供电可靠性、及时性也提出了更高要求, 特别是带电作业, 在电力系统中已被提升到十分重要的位置, 它是提高供电可靠性最有效的手段之一。带电作业需要优质的绝缘工具作保障, 因为绝缘工具的性能优劣直接关系到作业者的人身安全和设备安全, 所以, 需要定期对绝缘工具进行预防性试验。通过严格的试验, 及时发现绝缘工具存在的缺陷和隐患, 更要求在试验中不对绝缘工器具造成损伤, 以保障作业者的生命安全, 因此, 预防性试验方法的正确与否对检测绝缘工具的安全性就显献得十分重要。

1 电力系统带电作业绝缘工具预防性试验的现状

绥化电业局带电作业绝缘工具预防性试验由该局试验部门试验或委托具有认证的试验室进行试验。

1.1绥化电业局试验部门

该局试验部门没有标准化的试验室, 没有标准化的试验程序、试验步骤和试验方法, 满足不了带电作业绝缘工具的试验环境及试验条件要求, 而且, 试验方法不正确, 造成有机绝缘材料的电老化, 其原因是:

a.放电产生的电子或离子, 在电场力的作用下撞击材料内部的高分子键使之被破坏。

b.放电产生的紫外线等辐射线, 也可以破坏材料内部高分子键的结构。

c.放电能量有一部分转化为热能, 如果热量在材料内不易散发, 不断积累的热量使材料温度升高造成热老化。

d.局部放电可使空气中的氧和氮形成臭氧和硝酸等物质, 他们都具有强烈的氧化作用, 使绝缘材料发生化学变质。

在试验过程中, 预防性试验不到位, 必将给作业者的人身安全和设备安全带来隐患, 给被试的带电作业绝缘工具造成无形的伤害, 制约带电作业的发展。

1.2委托具有认证的实验室

由于试验参数高, 需要高标准的试验室大大地增加了试验成本的费用, 所以, 委托具有认证的实验室进行试验, 这样虽然解决了绝缘工具的预防性试验, 但增加了试验费用。另外, 在绝缘工具的预防性试验中, 没有对试验过程中泄漏电流进行检测, 即使进行检测, 仪表的准确度比较低, 量程较大, 很难满足测量要求。经过多年的实际经验分析, 应该把绝缘工具的泄漏电流测量作为一项重要指标进行考核。

2 强电场对绝缘工具的影响

在制造厂型式试验中, 绝缘工器具在强电场的长期作用下, 因局部漏电、放电引起材质的电老化, 在耐压试验中, 沿绝缘件的电压分布极不均匀, 靠近带电体的端部电压高, 前端30%的绝缘承受约70%以上的电压, 在周期性的试验中, 反复承受数倍运行相电压的试验电压, 极易造成端部材料的电老化。采用较高的工频和冲击试验电压, 对绝缘工具进行整体耐压试验是必要的, 一方面它是对材料、绝缘长度、结构设计的全面考核;另一方面它是对绝缘工具安全性的一种极端考核, 有利于发现潜在的绝缘材料的缺陷和隐患, 暴露设计中存在的问题, 保证绝缘工具对作业人员在作业过程中有足够的安全裕度。所以, 至今, 仍采用数倍于正常运行电压的电压值进行试验。绝缘工具预防性试验, 主要检测可能发生的劣化、受潮和损伤, 对于材料状况监测来说, 采用分段耐压试验和测量泄漏电流相结合的方法比采用整体耐压更能发现缺陷, 实际应用起来更为方便。

目前, 我国带电作业绝缘工具使用的绝缘材料大致有下列几种:绝缘板材, 包括硬板和软板, 其多数为层压制品;绝缘管材;还有其他的如薄膜、绝缘绳索、绝缘漆等。

绝缘工具的绝缘材料有其特有的物理和化学特性, 预防性试验不当, 对绝缘工器具的绝缘性能将产生不良影响, 根据《电业安全工作规程》规定, 带电作业用绝缘工具每年进行一次预防性试验和检查性试验, 两次试验间隔半年。其试验方法是对绝缘工具进行整体耐压试验。目前各使用和试验单位, 在具体实施中, 发现存在试验电压过高, 造成部分绝缘工具在试验中损坏现象。在试验中发现, 绝缘工具在耐压过程中, 沿绝缘件的电压和电场分布不均匀, 在高压电极端的场强值明显高于25～30 kV/cm的空气游离场强, 在长时间工频耐压试验中, 发现当升至试验电压时, 绝缘工具的端部, 金属部分的附近出现明显的电晕放电现象, 随着加压时间的增长, 会出现刷状放电, 由于在预防性试验中的工频耐压高于运行相电压的数倍, 定期进行试验, 将较高的试验电压定期地应用于常规性的考核中, 则有可能降低绝缘工器具的安全性能。

3 预防性试验方法的改进

绝缘工具一旦通过型式试验, 所确定的长度和结构就已经考虑了长间隙的饱和特性影响, 只要绝缘工具的尺寸、结构和材料不发生变化, 其放电特性就不会变化。因此, 建议在预防性试验中采用分段耐压试验和测量泄漏电流相结合的方法进行试验。

试验方法:分段试验电压等于整根绝缘工具试验电压除以分段数后再乘以分段系数, 其计算公式为

Ud= 1/n×U×Kd

式中, Kd为分段系数;n为分段数;U为整根绝缘工具的试验电压, kV;Ud为分段后对每段试品的试验电压, kV。

多年来的试验证明:分段系数Kd=1.2的固定值适用范围有很大的局限性, 由于试验电压在绝缘件上的分布随着绝缘杆长度的增加趋于不均匀;因此绝缘件在各种不同长度、不同分段数的情况下, 分段试验电压与整根绝缘件的试验电压之间并不存在简单的固定比例关系, 现将不同情况下的分段系数及其计算公式介绍如下:

Kd2=1+ (L+0.5) /10, n=2时;

Kd3=1+0.5L/3, n=3时 ;

式中, L为整根绝缘件的有效长度, m。

泄漏电流测量加压1 mm后的稳定值, 如果泄漏电流比初次验收的泄漏电流大10%, 应查明原因, 一般影响泄漏电流的主要原因是脏污、潮湿、试品劣化、试验仪器或测量误差。若排除试验设备的原因, 对试品用无水酒精或适当的溶剂清洁或烘干, 如果采取以上措施泄漏电流依然大于10%, 应考虑被试品劣化的可能, 建议此被试品退出使用。

4 结束语

绝缘预防性试验 第4篇

关键词：色谱分析,电气试验,电气回路,磁回路

1 色谱分析及初步诊断

1.1 色谱分析发现异常

2005年7月3日, 修试所技术人员在对某局110k V某变电站2号主变绝缘油进行例行色谱分析时, 发现绝缘油中总烃、乙炔、氢等气体含量与上年试验结果相比变化较大呈急剧上升趋势, 且已超过国家标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 (GB7252-87) 中的注意值, 怀疑该变压器内部存在过热缺陷。

1.2 影响变压器绝缘油色谱分析结果的原因

正常情况下充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料, 在热和电的作用下, 绝缘材料会逐渐老化和分解, 产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等气体, 这些气体大部分溶解在油中。当存在潜伏性过热或放电故障时, 就会加快这些气体的产生速度。随着故障发展, 分解出的气体形成的气泡在油中经对流、扩散, 不断地溶解在油中。在电力变压器内部, 当产气速率大于溶解速率时, 会有一部分气体进入气体继电器。故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系。因此, 分析溶解于油中的气体, 就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并可随时掌握故障的发展情况。

1.3 变压器的故障产生的气体及故障类型

一般来说, 导致变压器内部析出气体的主要原因有局部电晕放电和电弧 (绕组匝间、层间短路、沿面放电、触点断开等) 、局部过热 (铁芯、绕组、触点) 。这些现象都会引起变压器油和固体绝缘的分解产生气体。从气体的结构来看主要有氢、烃类气体 (甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、丙烷、丙稀等) 、一氧化碳、

根据模拟试验和大量的现场试验数据, 电弧放电 (电流大) 使绝缘油主要分解出乙炔、氢及少量甲烷;局部放电 (电流较小) 主要分解出氢和甲烷;变压器油过热时分解出氢和甲烷、乙烯、丙稀等, 纸绝缘材料过热主要分解出一氧化碳和二氧化碳等。故障点温度较底时, 油中溶解气体的组成主要是CH4, 随着温度的升高, 产气率最大的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2。

2 通过电气试验手段确定故障类型

2.1 直流电阻试验

首先进行直流电阻试验, 以便确定热故障在电气回路还是磁回路。然后根据《电力设备预防性试验规程》 (DL/T 596—1996) 规定:

(1) 1.6MVA以上的电力变压器, 各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%, 无中性点引出线的绕组, 线间差别不应大于三相平均值的1%; (2) 与以前相同部位测得值比较, 其变化不应大于2%; (3) 对不同温度下的电阻值可按下式换算:

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。 (4) 无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量, 经过直流电阻测试, 各组数据均未超标, 由此可以排除故障部位在电气回路内 (如分接开关接触不良、引线接触松动、套管导电杆两端引出线接触不良等) 。

2.2 绝缘试验

2.2.1 绝缘电阻及吸收比试验分析

绝缘电阻及吸收比试验采用HD50Ⅱ数字高压兆欧表 (苏州华电电气) , 试验目的是检查变压器是否存在局部或整体受潮、脏污、绝缘油严重劣化、绝缘击穿和严重热老化等缺陷对同一绝缘而言, 受潮或者有贯穿型缺陷时吸收曲线会发生相应变化, 据此可以用吸收曲线来判断绝缘的好坏。工程上一般用K=R60″R15″表示。当绝缘受潮或存在缺陷时, 由于漏导电流的增加, 总电流随加压时间下降缓慢R60″与R15″比值就接近1;当绝缘良好时, 漏导电流很小, 电容电流随着加压充电时间的增加而减小, 总电流下降趋势明显, R60″与R15″的比值就大于1。从现场测试试验结果来看:各电压等级的主绝缘吸收比都≧1.3, 绝缘电阻值与上年预防性试验结果变化不大, 符合《电力设备预防性试验规程》 (DL/T 596—1996) 要求。

2.2.2 直流泄漏试验

直流泄漏电流从原理上来说与测量绝缘电阻相同, 但直流泄漏试验电压比绝缘试验高 (一般施加电压均在10k V以上) , 更容易使绝缘本身存在的弱点暴露出来。值得注意的是直流泄漏试验也要考虑吸收电流的影响, 试验时应读取1min时的泄漏电流值或待微安表读数相对稳定后再读取, 避免给试验结果分析带来误差。

2.2.3 铁芯绝缘试验

变压器铁芯处于绕组对地的高压电场中由于电容耦合作用, 铁芯对地产生一定的悬浮电压, 导致铁芯对相邻的金属夹件、油箱壁等接地零部件放电。因此, 变压器的铁芯是一定要接地的, 大中型变压器一般采用导线穿过一只套管将铁芯引至油箱外部接地。当铁芯或其它金属构件有两点或两点以上接地时, 不同的接地点间和接地引线就会形成闭合回路, 造成环流, 有时高达数十安培。该电流会引起局部过热, 导致油分解产生可燃性气体, 可能导致铁芯局部烧损, 酿成须更换铁芯硅钢片的重大故障。接地线可能因流过大电流而熔断, 铁芯的悬浮电位随之升高, 导致放电。因此, 变压器铁芯不允许两点或多点接同时接地。

从试验结果来看铁芯对地绝缘仅为70, 与交接试验数据5.47 MΩ相比有很大变化, 结合绝缘油样色谱分析的分析结果, 该变压器铁芯多点接地特征明显故障。

3 故障点查找与排除

确定铁芯多点接地故障后, 我局组织技术人员对2号主变进行吊罩检查, 查找故障点。箱盖吊罩后发现变压器油箱底部多处出现锈渍现象, 但油箱上部并没有出现锈渍, 表明变压器本体进潮油箱底部有水分沉积, 为准确查找到故障点, 采用交流电弧法查找。即将铁芯接地连接片取开后, 在铁芯及轭铁上施加34V的交流电压, 在铁芯故障接地点处将产生电弧或放电声。通过连续三次加压, 试验人员在铁芯下夹件与轭铁之间的缝隙观察到明显的白烟及放电声, 由此确定了故障点的准确位置。

由于该缝隙无法打开, 现场采用高压水枪喷射绝缘油的方法对缝隙内部进行清洗。多次冲洗后, 从该缝隙内冲出部分包扎导线的棉质扎带碎片和大量油泥。再测量铁芯绝缘, 已经恢复至2 MΩ。考虑到环境温度、湿度等影响, 该数据虽与交接试验数据5.47 MΩ有一定的下降, 但可以判定故障接地点已经消除。

4 结束语

本文通过综合利用各种电气试验以及绝缘油色谱分析等手段, 扬长避短、捕捉疑点, 注重测试数据与诊断经验的积累, 找出故障发生的深层次原因, 最大限度地控制和预防变压器故障, 为以后修理和准确定位变压器提供了参考。

参考文献

[1]陈化刚.电力设备预防性试验方法及诊断技术.北京:中国科学技术出版社, 2001.

潮湿天气绝缘试验分析 第5篇

在潮湿天气即大气相对湿度达65%左右进行设备绝缘试验时, 尤其是摇测绝缘电阻、测量电缆泄漏电流或测介质损失时, 若不采取相应的措施, 或采取的措施不合适, 则测出的数据就会因潮气的影响而失真。当被试验品周围日温差较大或者相对湿度大于75%时, 测出的数据与实际值相差更大。例如避雷器绝缘电阻由5 000 MΩ以上降为580 MΩ左右;10 kV电缆泄漏电流由20μA以下上升为150μA以上, 且三相之值不规则、不对称;35 k V多油断路器的介质损失由3%上升为8%等, 从而使测试结果失去参考价值。

2 原因分析

我们通过深入细致的分析, 找出了潮湿天气绝缘试验数据失真的主要因素, 分析情况见表1。

3 解决方法

3.1 摇测绝缘电阻

潮湿天气下摇测绝缘电阻, 除了兆欧表的相线要悬空, 兆欧表相线与地线之间的绝缘表面及被试验品表面应擦干净, 还应在试验品上加屏蔽环。屏蔽环不能远离相线端面而过分靠近接地端, 因屏蔽环至地表面距离近, 泄漏大, 会造成兆欧表发电机过负荷、引起发电机端电压降低而影响测量准确度。

3.2 直流耐压及泄漏试验

(1) 潮湿天气, 应保证瓷套管的洁净, 可用电吹风机吹干瓷套管表面。

(2) 由于试验电压较高, 屏蔽环的装设不能简单地用裸线加以绑扎, 必须使其与绝缘表层有紧密接触。可用质地柔软的多股细软铜线紧绕数匝, 还可在底层敷设 (缠) 锡箔等金属导电纸、布, 也可涂一薄层凡士林或导电膏。

(3) 要减少大气放电等造成杂散电流的影响, 应尽量减少试验回路中的尖端, 增大带电线路与地面之间的距离, 减少高压导线与大气直接接触的面积。可用外包截面较大的导线作为高压引线, 且尽量缩短。

(4) 对于多尖端的被试验品, 例如电力电缆, 应解开接头的电动机定子绕组等, 并将非加压端的各相线头分别用绝缘物罩住, 现场可用合格的绝缘手套罩住各个裸露线头。

(5) 若试验品周围间隔狭窄, 不能保证足够的对地距离, 则可用干净的绝缘板 (一般用环氧树脂纤维板, 厚度5 mm以上) 将四周接地间隔遮住。

(6) 试验加压前, 应对试验品进行充分放电, 尽量将所连接的其他设备拆离, 并视情况用绝缘隔板加以遮蔽。

3.3 测量介质损耗

当空气相对湿度较大时, 会使绝缘表面有低电阻导电支路, 对tanδ测量形成空间干扰。一般情况下, 正接法时有偏小的测量误差, 而反接法则有偏大的测量误差。加装屏蔽环又会改变测量时的电场分布, 导致得出难以置信的测量结果。因此可采取以下措施:用电吹风吹干瓷套管表面或待阳光充分曝晒后进行测量;试验品附近的木梯、构架、引线等所形成的杂散损耗, 会对测量结果产生较大影响 (因为套管电容越小, 其影响也越大) , 应予搬除;必须消除试验品周围外界电场、磁场对介质的影响, 选用带有抗干扰功能的介损测试仪 (如2618-C测试仪) 测量。

3.4 交流耐压试验

调整试验回路中各带电点的对地距离以免闪络, 减少尖端放电 (耐压设备套管及试验品表面也应擦拭干净) 。

4 现场实施及效果数据检测

有了潮湿天气绝缘试验的解决措施, 我们在生产工作中进行了验证实施及效果数据检测。

4.1 实施一:对变压器进行绝缘电阻测试

在湿度较大天气里对变压器进行绝缘电阻测试时, 通过将相应套管表面擦拭洁净、套管上加屏蔽环、兆欧表相线悬空、兆欧表相线绝缘表面擦拭这一系列操作, 试验数据达到正常环境下的标准5 200 MΩ。

4.2 实施二:对电力电缆进行泄漏测试

在湿度较大天气里对10 kV电力电缆进行泄漏测试时, 首先让试验品放电并且将试验品表面擦拭洁净, 试验品绝缘层加屏蔽, 然后将TDM试验装置高压引入线直接接到试验品上, 将微安表装于高压侧, 测试高压线与屏蔽线保持足够的安全距离, 用绝缘罩将试验品连接处罩住, 试验数据达到正常环境下的标准18μA。

绝缘靴试验方法的技术改进 第6篇

绝缘安全用具性能的好坏直接关系到工作人员的人身安全，所以绝缘安全工器具的试验是《电力安全工器具预防性试验规程》的常设性项目之一。绝缘安全工器具分基本安全工器具和辅助安全工器具。基本安全工器具含验电器、绝缘杆、绝缘隔板等，它们预试周期为1年，数量虽多，但能采取多只同时试验的方法，相对来讲工作量小，工作人员劳动强度较低。辅助安全工器具含绝缘靴、绝缘手套等，此类工器具试验周期为半年1次。河南省新郑市供电公司采用工器具集中后进行试验的方法，以绝缘靴为例，目前采用单只水浸的工频耐压方法，试验方法落后，且数量较多，试验时间较长。

2 目前试验方法

2.1 绝缘靴试验项目、周期和要求

绝缘靴试验项目为工频交流耐压，周期为半年，工频耐压要求为15 kV，持续时间为1 min，泄漏电流为小于等于7.5 mA。试验接线如图1所示。

2.2存在的缺点

(1) 由于采用水浸式试验方法, 不能恰当摆放绝缘靴的试验位置, 不能很好地掌握绝缘靴内外水面距靴口50 mm的要求。

(2) 在向绝缘靴内注水时, 由于人为因素, 往往造成靴口露出水面部分浸水受潮, 导致加压时出现闪络和沿面放电现象, 严重时导致误击穿。

(3)由于水箱尺寸的限制，不能实现多只同时试验，即使实现多只同时试验，但测试回路毫安表显示的是多只绝缘靴泄漏电流的总和，不能监视每只绝缘靴的真实数据。

(4)绝缘靴试验后，需用清水清洗和烘干处理，据统计每只绝缘靴试验时间和处理时间均在10 min以上，劳动强度大，工作效率低。

3 试验方法的改进

3.1 绝缘靴试验项目、周期和要求

绝缘靴试验项目为工频交流耐压，周期为半年，工频耐压要求为25 kV，持续时间为1 min，泄漏电流为小于等于10 mA。

3.2 试验方法

将一个与试验绝缘靴一致的金属片为内电极放入绝缘靴内，金属片上铺满直径不大于4 mm的金属球，其厚度不小于15 mm，外接导线焊一片直径大于4 mm的铜片，并埋入金属盘内，外电极为置于金属盘内的浸水海绵，如图2所示。

3.3 改进措施

如将上述试验方法稍加变动，即可实现多只绝缘靴同时试验的目的，其原理图如图3所示。

3.4 试验优点

(1)由于此种试验接线方法改变了传统的水浸工频耐压试验方法，避免了人为因素造成被试品绝缘强度降低，可得出真实的测试数据;(2)可以实现多只被试品共同试验的目的，且每只被试品都串联一只毫安表，可准确得出每只被试品的泄漏电流，从而可以判断被试品的绝缘情况。

3.5 试验时注意事项

浅析绝缘油击穿试验测定方法 第7篇

关键词：绝缘油,击穿电压,测试方法

0 引言

当前国内电力行业测定绝缘油的击穿电压采用了几种不同的方法和标准,各方法之间有明显的差异,导致测定结果不同。各部门对方法和标准的认识、理解不尽统一,对结果的解释也不尽相同。本文拟就测定方法的统一以及结果的分析判断作些探讨。

当前有关绝缘油击穿电压测试方法通常有以下两个标准:第一,GB/T507—1986《电气用油绝缘强度测定法》(其主要参照IEC156《绝缘油电气强度测定方法》来进行制定,简称为方法一);第二,DL/T429—1991《电力系统油质试验方法》(简称为方法二)。这两种标准的测试方法有很大的差别:(1)有着不一样的电极形状。方法一采用的是球形电极以及球盖形电极。方法二采用的是平板倒角形电极。(2)测定的油杯容量不一样。方法一规定油杯容积是三百到五百毫升;方法二规定油杯容积应大于两百毫升(DL/T429—1991的附录中另有小电极、小油杯、小间隙的试验方法)。在DL/T429—1991中有一条注释:“经过滤处理,脱气和干燥后的油及电压高于220kV以上的电力设备,应按GB507《电气用油绝缘强度测定法》,采用球盖形电极进行试验。”这两种方法的应用在相关变压器油质量测定标准中有明显的规定:GB/T2536—1990《变压器油》和SH0040—1991《超高压变压器油》中规定击穿电压的测定采用方法一;在GB/T7595—2000《运行中变压器油的质量标准》中规定击穿电压的测定采用方法一或方法二;在GB/T50150—1991《电气设备安装工程电气设备交接试验标准》中规定绝缘油的电气强度试验采用方法一,但试验电极采用平板倒角形电极。

1 现状

目前国内电力行业,尤其是供电系统和安装系统,绝大多数采用方法二测试绝缘油击穿电压,即以平板倒角形电极和较小的油杯进行测试,但又忽略了DL/T429—1991中的注释,无论是什么状态的油,从什么电压等级的电气设备中采集的油样,统统都用方法二进行测试。

2 原因分析

在电力系统中基本上采用方法二测试绝缘油击穿电压,这种状况的形成有历史沿革的原因,也有方法一用油量大的原因。

这些年来,用油部门大都使用方法二测定击穿电压,设计的诸如油杯和电极的设备也都与方法二相适应。应严格依据标准,对于不一样的油样,不论何时都要替换油杯和电极,这样一来就给试验人员带来了很多不必要的麻烦。在很多情况下,试验人员用一种油杯和电极去测定所有的油样,假如结果可以达到击穿电压的标准的话,也是一种很好的选择。然而,假如测定值在符合标准与不符合标准之间,那么,同样会出现麻烦。比如,在测定一台五百千伏运行中变压器油的击穿电压,使用一些试验设备(电极和油杯等),电极间距为两点五毫米,测定的结果是四十六千伏,这明显达不到GB/T7595—2000规定的击穿电压不小于50kV的要求。然而,由于依据DL/T429—1991中的注释规定,电压高于220kV的电气设备的油击穿电压试验要采用方法一,因而,这时并不可以判断此油样不合格。判断此油样合格与否,就要采用球盖形电极与大油杯再取样。这样一来,势必会给试验工作产生较大的麻烦。然而,某些单位以加深本体油处理的方法,依然采用平板倒角形电极,直到测定值达到合格。这种做法虽然加大了绝缘油的绝缘性,但是,从美国经济方面考虑,它会增加处理的成本。GB/T7959—2000附录B中对采用3种电极((1)平板倒角形电极(2)球形电极(3)球盖形电极)测定的击穿电压值做了比较:采用(2)比采用(1)大约高6kV;采用(3)比采用(1)高3～6kV。在击穿电压值在30kV以下的时候,(1)和(2)的测定值大体上相同,然而,这只是一种统计规律,不可以简单的把采用(1)测得的击穿电压都加上三到六千伏。对于个别的油样来说,差别或许很小,或许很大。

由于方法一使用的油量很大,这就需要在电气设备中经过多次的取样,然而,对于少油电气设备(例如:互感器、电抗器等),通过多次取样之后,在油量不充足时就不得不补充油,着就带来了很多麻烦。所以,许多单位大都采用方法二,用小油杯进行测试。

3 试验方法的改进建议

3.1 方法标准要向国际标准贴近当前,绝大部分的国家都认可IEC156的试验方法。

它的通用性以及先进性是不用受到怀疑的。在制订本国的标准的时候,其中最主要的一个基本思路就是优选先进的和国际通用的标准。然而,GB/T507—1986大体上是依据IEC156制订的,要求大体上一样。

3.2 由于在运行过程中,测试结果的影响不主要是油量和油杯,因此能够对GB/T507—1986中油杯容量的限制适当的放宽。

比如从300～500mL放宽至200～500mL。

3.3 相比较与方法二来讲,方法一较为靠近绝缘油的使用情况。

在设备中产生的油隙击穿是在电场高而集中的区域,和球形电极或球盖形电极间隙十分类似,但与平板倒角形电极间隙不一样。

4 影响试验结果的主要因素

按照标准来说,对于纯净油(不含有水分等杂质),击穿来源于在电场里单个油分子的极化和电离,它的化学组成对击穿电压并没有很大的影响。不同产地以及类型的绝缘油在大体上有着一样的击穿电压,另外,同一个试样平行的实验结果的分散性也相对较小。在电极距离是两点五毫米时,击穿电压值可以达到两百千伏之上。然而,在现实的应用过程中,油与纯净油也有很大的不同之处,即使用当前先进的净化设备经过多次的净化得到的纯净油,它的含水量也常常不小于2mg/kg,每100mL油中长度在5μm以上的杂质颗粒也多于数千个。此外,在取样测定过程中,油样也难免和大气中的水分和尘埃等混合在一起,在油分子还没有极化与电离的时候,这些杂质以及和油分子紧紧联系在一起的水分子就按着电场的强度方向聚集,从而形成所谓的“小桥”———微小通路。这条微小的通路连接通达在两极之间,致使油快速的击穿。油里面的杂质越少,越难形成小桥,击穿的电压也就越高。因此,测定绝缘油的击穿电压,其实就是在测定油中的杂质到底有多少,也就是判断绝缘油在多大程度上被污染。

其实,油的击穿过程是随机的,它和油隙电场的瞬间状况有紧密的联系。由于油里面的杂质不规则的分布以及杂质颗粒呈运动状态,故而其颗粒的分布会随着时间的变化而呈现出不同的分布状态。所以,在电场当中,小桥的位置是不能够事先知道的。特别是对于平板倒角形电极来说,相对有规则的电场要比球形电极与球盖形电极所形成的电场所占据的空间体积大许多,这样一来,小桥所处的位置就更加的不确定,因此产生的概率也要大许多。在测定油的击穿电压值时,其他两种比平板倒角形电极测定值高的本质性原因也就在于此。

在探析了击穿原理之后,我们能够了解到油隙的击穿虽具有瞬间性,但他对过程是复杂的。即使为一杯试样,经过很多次的实验后,所测得的值也有非常大的分散性。实验的结果是取六次实验的平均值,这样的规定在通常的测试之中是很少见到的。因此,我们有必要将一些明显的因素作人为的规定,并将此些因素对结果的影响保持在稳定的水平。

参考文献

[1]温念珠,郝有明.电力用油及监督[Z].沈阳:东北电力试验研究院,1993.

浅谈电力电缆绝缘性试验 第8篇

关键词：交联聚乙烯绝缘电缆,绝缘试验试验,分析判断

0 前言

在过去对交联聚乙烯电力电缆与油浸纸绝缘电缆都采用直流耐压试验。 但发现交联聚乙烯电力电缆在直流耐压试验后, 加速了交联聚乙烯电力电缆绝缘性能早期劣化, 大大缩短了电缆的运行寿命;所以国内外陆续制订交联电缆交流耐压试验的标准。交流耐压试验作为目前交联电缆最有效的绝缘试验方法。

1 绝缘电阻的测试

对电缆主绝缘部分的绝缘电阻测试, 其目的是为了判断电缆主绝缘是否受潮, 老化, 在耐压试验后进行绝缘电阻测试, 是判断电缆主绝缘是否存在缺陷。 绝缘电阻高表示电缆的绝缘性能良好, 交联聚乙烯绝缘电缆绝缘电阻不少于1000MΩ, 耐压试验前后, 绝缘电阻测量应无明显变化。

2 泄漏电流及直流耐压试验

2.1 试验原理

泄漏电流试验是测量电缆在直流电压作用下, 流过被试电缆绝缘的持续电流, 从而有效地发现电缆的绝缘缺陷。 测量泄漏电流与测量绝缘电阻在原理上是相同的, 不同的只是测量泄漏电流时所用的直流电压较高, 能发现一些用兆欧表测量绝缘电阻所不能发现的缺陷, 如尚未贯通两电极的集中性缺陷等。 通常, 泄漏电流的测量是与电缆直流耐压试验同时进行的, 有时也在降低试验电压的情况下单独测量。

2.2 试验步骤

( 1) 18/30k V及以下电压等级的橡塑绝缘电缆直流耐压试验电压。

按照Ut=4×U0计算。 例:8.7/15k V橡塑绝缘电缆直流耐压试验电压为35k V。

( 2) 试验时, 试验电压可分为25%, 50%, 75%, 100%4 阶段均匀升压, 每阶段停留1min, 并读取泄漏电流值, 试验电压升至规定值后维持15min, 其间读取1min和15min时泄漏电流, 测量时应消除杂散电流影响。

( 3) 泄漏电流值和不平衡系数只作为判断绝缘状况的参考, 不作为是否能投入运行的判据。

2.3 工程中的问题与分析

某工程有一条电缆, 型号为YJV22—8.7/15, 长度约有680m, 耐压前用兆欧表测量绝缘电阻, 相间及相对地能达到2500MΩ, 耐压时B相电压升到15k V就升不上去, 泄漏电流很大, 达到800 多 μA, 显然此相电缆存在问题。外观检查没发现异样, 用干布把电缆头擦拭干净, 再用兆欧表测量绝缘, 显示2500MΩ, 其后再进行一次耐压试验, 目的是检查电缆中间接头是否存在异常。 这时对其缓慢升压, 显示泄漏电流依然很大, 这时随着电压的升高, 电缆中间接头电缆处发出吱吱的声音, 同时冒烟, 最后中间接头被击穿。通过施加直流耐压及查看泄漏电流, 能够查找出此电缆的B相的中间接头存在着工艺方面的问题, 确保电缆在以后运行中的安全性。

2.4 电缆试验经验总结

在对电缆进行直流耐压试验时, 不仅看达到耐压时间时的泄漏电流值, 而且要全面观察, 旋转调压器必须缓慢、匀速, 电压升高的时候泄漏电流也随之升高, 但稍有停顿, 泄漏电流就会大幅下降, 这是正常的现象, 如果停止升压, 泄漏电流值还不减小, 就说明电缆可能存在缺陷。

3 电缆的交流耐压试验

3.1 交流耐压试验的优点

按高压试验的通用原则, 被试品上所施加的试验电压场强应模拟高压电气设备的运行状况, 直流耐压试验对交联聚乙烯绝缘电缆存在局限性, 而且还可能产生负作用, 主要表现在以下几个方面:

( 1) 交联聚乙烯电缆绝缘层在直流和交流电压下, 内部电场分布情况完全不同。在直流电压下, 电场按绝缘电阻系数呈正比例分配, 而XLPE绝缘材料存在电阻系数不均匀性, 导致在直流电压下电场分布的不均匀性。 交流电压下, 电场按介电系数呈反比例分配, XLPE为整体绝缘结构, 其介电系数为2.1~2.3, 且一般不受温度变化的影响。 因此, 在交流电压下XLPE绝缘内部电场分布是比较稳定的。

( 2) 交联聚乙烯绝缘电缆在直流电压下会积累单极性电荷, 释放由直流耐压试验引起的单极性空间电荷需要很长时间。如果在直流残余电荷未完全释放之前投入运行, 直流电压便会叠加在工频电压峰值上, 电缆上的电压值将远远超过其额定电压。 这会导致电缆绝缘老化加速, 使用寿命缩短, 严重的会发生绝缘击穿。

( 3) 交联聚乙烯绝缘电缆的一个致命弱点是其绝缘内容易产生水树枝, 在直流电压, 水树枝会迅速转变为电树枝, 并形成放电, 加速了绝缘水劣化, 以致于在运行工频电压作用下形成击穿。

( 4) 直流耐压试验不能有效地发现在交流电压作用下电缆的某些缺陷。

3.2 电缆试验的发展

在1980 年左右, 国外电力部门发现了直流耐压试验对橡塑绝缘是无效的且具有危害性。 1997 年国际大电网会议 ( CIGRE) 发表《 高压挤包绝缘峻工验收试验导则》 ( 30~300Hz及试验电压标准) , 在全世界范围内广泛推广应用。 我国在20 世纪90 年代中期已开始并关注此问题, 并颁发了相关标准:Q/CSG10007-2004 中国南方电网有限责任公司企业标准《 电力设备预防性试验规程》 。

3.3 交流耐压试验方法

交流220V或380V电源, 由变频源转换成频率、电压可调的电源, 经励磁变压器T, 送入由电抗器L和被试电缆Cx构成的高压串联谐振回路, 分压器是纯电容式的, 用来测量试验电压。变频器经励磁变压器T向主谐振电路送入一个较低的电压Ue, 调节变频器的输出频率, 当频率满足条件f=1/ (2π√LC) 时, 电路即达到谐振状态。

3.4 电缆交流试验注意

( 1) 试验设备 ( 电抗器、分压器、励磁变压器等) 应尽量靠近被试电缆头, 减少试验接地线的长度, 即减少接地线的电感量。

( 2) 采用配套供应的专用的一点接地式试验接地线。 应尽可能地短, 不要任意延长接地线的长度

( 3) 如果电缆头安装在杆塔上, 电缆的屏蔽层和非试相连接接地, 该接地线不可利用杆塔架代替, 须采用专配的接地线与变频谐振系统连成回路

(4) 试验电压大于26k V时, 必须在电抗器底部加专用绝缘底座。

(5) 电抗器不能放置在金属物体上。

4 结论

直流耐压试验对交联聚乙烯绝缘电缆存在局限性, 而且还可能产生负作用, 在工程上, 存在着很多旧电缆驳接新电缆的情况, 使用直流耐压试验, 试验电压很高 ( 达到35k V) 击穿或者破坏旧电缆的风险较高。

交流耐压试验由于试验电压较低 ( 交接试验21.75k V, 预试13.92k V) 不能用来检查正常绝缘的绝缘水平所以在现实中, 遇到这样的情况下, 大多数还是选择使用直流耐压试验。

参考文献

[1]电力工人技术等级暨职业技能鉴定培训教材.电气试验工[M].中国水利水电出版社.2009.8.

[2]中华人民共和国国家标准GB50150—2006电气装置安装工程, 电气设备交接试验标准[M].中国计划出版社, 2006.10.