1、第一章 電氣設備的絕緣試驗第一節 絕緣電阻、吸收比試驗一、絕緣電阻試驗使用范圍 絕緣電阻試驗是電氣設備絕緣試驗中一種最簡單、最常用的試驗方法。當電氣設備絕緣受潮，表面變臟，留有表面放電或擊穿痕跡時，其絕緣電阻會顯著下降。根據絕緣等級的不同，測試要求的區別，常采用的兆歐表輸出電壓有100v、250V、500V、1000V、2500V、5000V、10000V等。 二、絕緣電阻試驗的主要參數及技術指標 電氣設備的絕緣，不能等值為單純的電阻，其等值電路往往是電阻電容的混合電路。很多電氣設備的絕緣都是多層的，如圖1-1為雙層電介質的一個簡化等值電路。 當合上開關K將直流電壓U加到絕緣上后，等值電路中電

2、流i的變化如圖1-2中曲線所示，開始電流很大，以后逐漸減小，最后趨近于一個常數Ig； 圖1-2中曲線i和穩態電流Ig之間的面積為絕緣在充電過程中從電源“吸收”的電荷Qa。這種逐漸“吸收”電荷的現象就叫做“吸收現象”。 在實際試驗中，規程規定，只需測量60s時的絕緣電阻值，即R60S的值，當電容量特別大時，吸收現象特別明顯，如大型發電機，可以采用10min時的絕緣電阻值。 圖1-1 雙層電介質簡化等值電路 圖1-2吸收曲線及絕緣電阻變 化曲線 工程上用“吸收比”來反映絕緣狀態是否良好，吸收比一般用K表示，其定義為： K R60s / R15s （11） 式中 R60s為t=60s測得絕緣電阻值，

3、R15s為t=15s時測得的絕緣電阻值。 對于電容量較大的絕緣試品，K可采用下式表示： K R10min / R1min （12） 式中 R10min為t=10min時測得的絕緣電阻值，R1min為t=1min時測得的絕緣電阻值，K在工程上稱為極化指數。 當絕緣狀況良好時，K值較大，其值遠大于1，當絕緣受潮時，K值將變小，一般認為如K0.20.20.2 油中溶解氣體色譜分析法對變壓器內部早期故障的診斷是靈敏的，能盡早發現充油電氣設備內部存在的潛伏性故障。但它在故障的診斷上也有不足之處，例如對故障的準確部位無法確定；對涉及具有同一氣體特征的不同故障類型（如局部放電與進水受潮)的故障易于誤判。因此

4、，在判斷故障時，必須結合電氣試驗、油質分析以及設備運行、檢修等情況進行綜合分析，采用放電波形、油中溶解氣體分析(包括與瓦斯繼電器集氣氣體相比較的平衡判斷)、介質中的功率損耗tg、在線監測法(包括總烴的產生速率)、多端子測量局部放電及其圖形比較法、超聲波探測和定位法進行綜合的判斷。第四章 電氣設備在線監測 第一節 絕緣電阻及泄漏電流的在線監測 一、絕緣電阻的在線監測 絕緣電阻是反映絕緣性能的最基本的指標之一，通常都用搖表來測量絕緣電阻。對絕緣電阻進行在線監測時，一般是先檢測出電氣設備的泄漏電流，再通過歐姆定理算出其絕緣電阻。二、泄漏電流的在線監測 電氣設備在運行電壓下，總有一定的泄漏電流通過絕緣

5、體到低電位處或流入大地。只要這種電流不超過一定的數值，電氣設備的使用仍然是安全的。但是當電氣設備中的絕緣材料老化、電氣設備受潮或存在故障時，這種泄漏電流將會明顯增大，絕緣體損耗增大，它可能造成火災、觸電或損壞設備等事故。電力設備絕緣系統老化、吸潮、過熱等導致發生故障的因素，都會反映在絕緣體電容CX和損耗因數tg的變化上，因此，在線監測泄漏電流，是診斷絕緣狀態的有效手段之一。而且，高壓電氣設備絕緣在線監測是在電氣設備處于運行狀態中，利用其工作電壓來監測絕緣的各種特征參數。因此，能真實的反映電氣設備絕緣的運行工況，從而對絕緣狀況作出比較準確的判斷。 變電站的電力設備戶外絕緣泄漏電流受電壓、污穢、氣

6、候三要素綜合影響，污穢嚴重時就可能發生污穢閃絡。下面通過變電站電力設備戶外絕緣泄漏電流在線監測系統的運行情況監測數據并分析泄漏電流的變化規。 一般泄漏電流信號的采集可在設備的接地線中串入取樣電阻或微安表，在接地線上加套電流傳感器等。但通常設備接地線不易拆開，故圖41中的系統利用泄漏電流沿面形成的原理，在絕緣子串鐵塔側的最后一片絕緣子上方安裝一開口式的引流裝置卡，將泄漏電流通過雙層屏蔽線引入到數據采集單元中。采用該引流器，無需停電即可安裝，不影響線路正常運行。 設計了適用于泄漏電流采集的傳感器之后，采用一種基于高速數據采集卡的計算機數據采集系統，本系統的特點是采集和處理都由上位機完成。為了提高報

7、警的可靠性，提出一種模糊報警模型。 第二節 介質損耗角正切值的在線監測 絕緣在線監測損耗因數tg的方法很多，如電橋法、全數字測量法等，常用的方法是監測絕緣體的泄漏電流及PT信號，通過計算泄漏電流和電壓的相角差而得到損耗因數tg的數值。其測量原理大都使用硬件鑒相及過零比較的方法。目前的絕緣在線監測產品基本都是用快速傅立葉變換（FFT）的方法來求介損。取運行設備PT的標準電壓信號與設備泄漏電流信號直接經高速A/D采樣轉換后送入計算機，通過軟件的方法對信號進行頻譜分析，僅抽取50Hz的基本信號進行計算求出介損。這種方法能消除各種高次諧波的干擾，測試數據穩定，能很好地反映出設備的絕緣變化。但由于絕緣體

8、的泄漏電流非常微弱，而且現場的干擾較大，要準確監測絕緣體的泄漏電流比較困難。因此，要實現絕緣損耗因數tg的在線監測，必須解決微弱電流的取樣及抗干擾問題。 一、電橋法 電橋法在線監測tg的原理圖如所示，由電壓互感器帶來的角差，可通過RC移相電路予以校正。然而角差會隨負載大小等因素的影響有所變動，所以校正也不可能是很理想的。電橋中R3，C4的調動可以手動，也可以自動。由于是有觸頭的調節，為了長年的使用，必須選擇十分可靠R3，C4可調節元件。 電橋法的優點是，它的測量與電源波形及頻率不相關；其缺點是，由于R3的接入，改變了被測設備原有的狀態。為了安全，還要裝有周密的保護裝置 Cx試品；C0標準電容器

9、；PT電壓互感器；G指零儀 二、全數字測量法 又稱數字積分法。這是一種用A/D轉換器分別對電壓和電流波形進行數字采集，然后根據傅里葉分析法的原理進行的數字運算，最終可以求得tg值。 被測設備的電壓信號由同相的電壓互感器PT提供，或再經電阻分壓器輸出。電流信號由電容式套管末屏Cx2接地線或設備接地線上所環繞的低頻電流傳感器CT獲得。由后者把電流信號轉換為電壓信號。這種CT需要特殊設計，以使所產生的角差極小。由于獲取電流信號方面的限制，全數字測量法僅限于使用在電容型設備上。下圖表示電壓和電流信號的拾取。（a）電壓信號的拾取；（b）電流信號的拾取 實際的電壓波和電流波是含有諧波的周期性函數。在電路原

10、理中已闡明，當一個周期性函數f(t)，在滿足狄里赫利條件時，它可以展開成三角形式的傅里葉級數： 或式中，為基波角頻。現只取基波，即只取n=1的一個項，其中幅值 各有關電路原理的書籍中均已證明了系數其中，T為周期。系數 對于流過試品的電流i（t）和加在試品上同一個相的電壓u(t)的兩路信號，分別可以通過上式求得各自的電流及電壓基波幅值I1，U1和基波相位i和u。這樣可得介質損失角正切 所測介質的電容為 在理想條件下，根據采樣定理的概念，A/D的采樣率不必取得很高，即可達到足夠的準確度。在此條件下，求系數a1和b1時的數字積分的運算工作量不大。但是電力系統的頻率f允許在一定范圍內變動（我國為（50

11、0.5）Hz），盡管采樣率可以很準確地達到一定值，但真正要實現同步采樣是比較困難的。同步采樣是指被采樣信號的真正周期T等于等間隔采樣周期Ts的整數倍。不能實現同步采樣就會產生非同步采樣誤差。為了解決或減小這一誤差，需在軟件或硬件上另行采取措施，例如采樣方法可采用準同步采樣。 本法的優點是硬件系統比直接測量介質損耗角的方法簡單。此外，因只對基波進行運算，故等于對諧波進行了比較理想的數字濾波。 第三節 局部放電的在線監測 一、絕緣內部局部放電在線監測的基本方法 局部放電的過程除了伴隨著電荷的轉移和電能的損耗之外，還會產生電磁輻射、超聲、發光、發熱以及出現新的生成物等。因此針對這些現象，局部放電監測

12、的基本方法有脈沖電流測量、超聲波測量、光測量、化學測量、超高頻測量以及特高頻測量等方法。其中脈沖電流法放電電流脈沖信息含量豐富，可通過電流脈沖的統計特征和實測波形來判定放電的嚴重程度，進而運用現代分析手段了解絕緣劣化的狀況及其發展趨勢，對于突變信號反應也較靈敏，易于準確及時地發現故障，且易于定量，因此，脈沖電流法得到廣泛應用。目前，國內不少單位研制的局部放電監測裝置普遍采用這種方法來提取放電信號。該方法通過監測阻抗、接地線以及繞組中由于局部放電引起的脈沖電流，獲得視在放電量。它是研究最早、應用最廣泛的一種監測方法，也是國際上唯一有標準（IEC60270）的局放監測方法，所測得的信息具有可比性。

13、下圖為比較典型的局部放電在線監測（以變壓器為例，圖中CT表示電流互感器）原理框圖 隨著技術的發展，針對不同的監測對象，近年來發展了多種局部放電在線監測方法。如光測量、超高頻測量以及特高頻測量法等。利用光電監測技術，通過光電探測器接收的來自放電源的光脈沖信號，然后轉為電信號，再放大處理。不同類型放電產生的光波波長不同，小電暈光400nm呈紫色，大部為紫外線；強火花放電光波長自700nm，呈桔紅色，大部為可見光，固體、介質表面放電光譜與放電區域的氣體組成、固體材料的性質、表面狀態及電極材料等有關。這樣就可以實現局部放電的在線監測。同樣，由于脈沖放電是一種較高頻率的重復放電，這種放電將產生輻射電磁波

14、，根據這一原理，可以采用超高頻或特高頻測量法監測輻射電磁波來實現局部放電在線監測。 日本H.KAwada等人較早實現了對電力變壓器PD的聲電聯合監測（見圖4-5）。由于被測信號很弱而變電所現場又具有多種的電磁干擾源，使用同軸電纜傳遞信號會接受多種干擾，其中之一是電纜的接地屏蔽層會受到復雜的地中電流的干擾，因此傳遞各路信號用的是光纖。通過電容式高壓套管末屏的接地線、變壓器中性點接地線和外殼接地線上所套裝的帶鐵氧體（高頻磁）磁心的羅戈夫斯基線圈供給PD脈沖電流信號。通過裝置在變壓器外殼不同位置的超聲壓力傳感器，接受由PD源產生的壓力信號，并由此轉變成電信號。在自動監測器中設置光信號發生器，并向圖中

15、所示的CD及各個MC發出光信號。最常用的是，用PD所產生的脈沖電流來觸發監測器，在監測器被觸發之后，才能監測到各超聲傳感器的超聲壓力波信號。后由其中的光信號接收器接收各個聲、電信號。 綜合分析各個傳感器信號的幅值和時延，可以初步判斷變壓器內部PD源的位置。如果像下圖所示的波形及時延情況，則可判斷PD源離MC2的位置更近一些。 由于現場存在大量的干擾，故在線測量的PD靈敏度要比屏蔽的實驗室條件下測量的靈敏度低得多。IEC要求新生產的300kV變壓器在制造廠的實驗室里試驗時，PD的視在放電量應小于300pC500pC。一般認為現場大變壓器的PD量在10000pC時，應引起嚴重關切。所以PD的監測靈

16、敏度至少應達到5000pC。然而即使是這樣一個要求，在進行在線測量時，也并非一定能夠實現。 圖 電力變壓器PD的在線聲電聯合監測CD電流脈沖檢測器；MC超聲壓力傳感器；RC羅戈夫斯基線圈；NP中性點套管圖 電力變壓器PD的在線監測時獲得的電流脈沖及超聲信號(a)來自某RC；(b)來自MC2；(c) 來自MC5RC羅戈夫斯基線圈；NP中性點套管二、局部放電在線監測中的抗干擾措施簡介 局部放電在線監測系統主要采用脈沖電流法，但是，實際應用效果往往不夠理想，因為現場環境中局部放電信號的提取較為困難，干擾有時比局部放電脈沖信號強23個數量級，而且局部放電測量中的干擾信號是多種多樣的，按頻帶可分為窄帶干

17、擾和寬帶干擾，而按其時域波形特征可分為連續的周期性干擾、脈沖型干擾和白噪聲3類，連續的周期性干擾包括：電力系統載波通信和高頻保護信號引起的干擾、無線電干擾。此類干擾的波形通常是高頻正弦波，有固定的頻率和頻帶寬度。脈沖型干擾信號包括：供電線路或高壓端的電暈放電、電網中的開關及晶閘管整流設備閉合或開斷引起的脈沖干擾、電力系統中其他非監測設備放電引起的干擾、試驗線路或鄰近處的接地不良引起的干擾、浮動電位物體放電引起的干擾、設備的本機噪音和其他的隨機干擾。此類干擾在時域上是持續時間很短的脈沖信號，而在頻域上是包含多種頻率成分的寬帶信號，具有與局部放電信號相似的時域和頻域特征。 白噪聲包括各種隨機噪聲，

18、如變壓器繞組的熱噪聲、配電線路及變壓器繼電保護信號線路中由于耦合進入的各種噪聲以及監測線路中的半導體器件的散粒噪聲等。因此，如何有效地識別和抑制干擾，獲得可靠的局部放電信號就成為局放在線監測中需要解決的問題。 局部放電在線監測抗干擾措施已有很多方法，有的已應用于監測系統，由于干擾是多樣的，表現出的特性也不同，用一種方法來有效地抑制所有的干擾是不可能的，針對不同的干擾源，需采取不同的措施，綜合運用，達到抗干擾的目的。抑制干擾的措施有消除干擾源、切斷干擾途徑和干擾的后處理三種方法。對于因系統設計不當引起的各種噪聲，可以通過改進系統結構、合理設計電路、增強屏蔽等加以消除；保證測試回路各部分良好連接，

19、可以消除接觸不良帶來的干擾；提供一點接地，消除現場的孤立導體，可以消除浮動電位物體帶來的干擾；通過電源濾波可以抑制電源帶來的干擾；屏蔽測試儀器，可以抑制因空間耦合造成的干擾。而對于其他的通過測量傳感器進入監測系統的干擾，則需要通過各種硬件和軟件的方法，進行干擾的后處理來抑制。這些措施主要包括頻域開窗和時域開窗。頻域開窗利用周期型干擾在頻域上離散的特點對其加以抑制；時域開窗利用脈沖干擾在時域上離散的特點來消除。對于這兩種處理方法，應采用頻域開窗在前、時域開窗在后的原則。近年來，小波分析的發展，又開辟了通過時頻分析來抑制干擾的新思路。 三、存在的問題 目前抑制干擾的方法和思路雖很多，但真正成功地用

20、于監測系統的不多，有的效果并不理想。需要在理論和應用方面作進一步的研究，如噪聲干擾的特性，特別是對排除了載波干擾和無線電干擾等已知的且較易排除的強大干擾后的其它干擾的特性、局部放電脈沖在電力設備中的傳播規律等。 近年來，局部放電監測已廣泛用于評定電力設備的絕緣狀態，但由于現場存在大量干擾信號，在線監測系統的靈敏度和監測的可靠性受到了嚴重的影響。因此干擾的消除和抑制是電力設備局部放電在線監測的一個關鍵技術問題。第四節 絕緣油溶解氣體的在線色譜分析 一、氣相色譜分析及在線監測方法簡介 油中溶解氣體分析就是分析溶解在充油電氣設備絕緣油中的氣體，根據氣體的成分、含量及變化情況來診斷設備的異常現象。例如

21、當充油電氣設備內部發生局部過熱、局部放電等異常現象時，發熱源附近的絕緣油及固體絕緣（壓制板、絕緣紙等）就會發生過熱分解反應，產生CO2、CO、H2和CH4、C2H4、C2H2等碳氫化合物的氣體。由于這些氣體大部分溶解在絕緣油中，因此從充油設備取樣的絕緣油中抽出氣體，進行分析，就能夠判斷分析有無異常發熱，以及異常發熱的原因。氣相色譜分析是近代分析氣體組分及含量的有效手段，現已普遍采用。圖4-7所示為油色譜分析在線監測的原理框圖。 油色譜分析在線監測原理框圖 進行氣相色譜分析，首先要從運行狀態下的充油電氣設備中取油樣，取樣方法和過程的正確性，將嚴重影響到分析結果的可信度。如果油樣與空氣接觸，就會使

22、試驗結果發生一倍以上的偏差。因此，在IEC和國內有關部門的規定中都要求取樣過程應盡量不讓油樣與空氣接觸。其次，要從抽取的油樣中進行脫氣，使溶解于油中的氣體分離出來。脫氣方法有多種，常用的是振蕩脫氣法，即在一密閉的容器中，注入一定體積的油樣，同時再加入惰性氣體（不同于油中含有的待測氣體），在一定溫度下經過充分振蕩，使油中溶解的氣體與油達到兩相動態平衡。于是就可將氣體抽出，送進氣相色譜儀進行氣體組分及含量的分析。 常規的油色譜分析法存在一系列不足之處，不僅脫氣中可能存在較大的人為誤差，而且監測曲線的人工修正法也會加大誤差，從取油樣到實驗室分析，作業程序復雜，花費的時間和費用較高，在技術經濟上不能適

23、應電力系統發展的需要；監測周期長，不能及時發現潛伏性故障和有效的跟蹤發展趨勢；因受其設備費用和技術力量的限制，不可能每個電站都配備油色譜分析儀，運行人員無法隨時掌握和監視本站變壓器的運行狀況，從而會加大事故率。因此，國內外不僅要定期作以預防性試驗為基礎的預防性檢修，而且相繼都在研究以在線監測為基礎的預知性檢修策略，以便實時或定時在線監測與診斷潛伏性故障或缺陷。 絕緣油氣相色譜在線監測主要解決油氣分離問題，目前在線監測油氣分離采用的是不滲透油只滲透各種氣體的透氣膜，集存滲透氣體的測量管和裝在變壓器本體放油閥上變換氣流通過的六通閥以及電動設備；氣體監測包括分離混合氣體的氣體分離柱及監測氣體的傳感器

24、，控制氣體分離柱工作溫度的恒溫箱、載氣、繼電器自動控制以及輔助電路設施。 二、油色譜傳感器簡介 為了解決油色譜氣相分析在線監測，近年來研究出了各種滲透性薄膜，把它裝在被測設備的油道中，可以把不同氣體滲透出來，再通過各種傳感器，分別監測不同的氣體。最簡單的是氫氣（H2）的滲透膜技術。 常用的從油中分離H2的滲透性薄膜原料有聚四氟乙烯及其共聚物、聚酰亞胺。這種薄膜有獨特的透氣性，只讓油中所含的氣體能從薄膜中透析到氣室內，如圖4-8所示。另外要求H2的滲透度較其他氣體有較大的差異。厚度一般為5.010-3cm，具有良好的抗油性能，例如Panametric公司生產的Hydran型H2測定儀采用的是0.

25、005cm厚的聚四氟乙烯薄膜，日立公司研制的H2測定儀采用0.005cm厚的聚酰亞胺薄膜。 圖 現場用色譜分析系統 1實時氣體分析器；2CO2傳感器 H2是充油電力設備絕緣材料分解所產生的主要氣體之一，可作為監測分析絕緣材料異常現象的依據之一，但僅憑H2的測量還不能完全作出準確判斷。因此，為了進行準確的監測和診斷，還需要測量CO2、CH4、C2H2、C2H4和C2H6等氣體，特別是某種表征異常狀態所對應的特征氣體。這就需要研究能滲透過多種氣體的滲透膜。最近，發明了用PFA(Tetrafluoroethylene-Perfluoroalkylvinylether)共聚薄膜，從油中分離出H2、CO

26、2、CH4、C2H2、C2H4及C2H6等氣體進行監測的技術。 三、絕緣油溶解氣體的在線檢測1油中氫氣的在線檢測 不論是放電性故障還是過熱性故障都會產生H2，由于生成氫氣需克服的鍵能最低，所以最容易生成。換句話說，氫氣既是各種形式故障中最先產生的氣體，也是電力變壓器內部氣體各組成中最早發生變化的氣體，所以若能找到一種對氫氣有一定的靈敏度、又有較好穩定性的敏感元件，在電力變壓器運行中監測油中氫氣含量的變化、及時預報，便能捕捉到早期故障。 目前常用的氫敏元件有燃料電池或半導體氫敏元件。燃料電池是由電解液隔開的兩個電極所組成，由于電化學反應，氫氣在一個電極上被氧化，而氧氣則在另一電極上形成。電化學反

27、應所產生的電流正比于氫氣的體積濃度（ppm）。半導體氫敏元件也有多種：例如采用開路電壓隨含氫量而變化的鈀柵極場效應管，或用電導隨氫含量變化的以SnO2為主體的燒結型半導體。半導體氫敏元件造價較低，但準確度往往還不夠滿意。 2油中多種氣體的在線檢測 監測油中的氫氣可以診斷變壓器故障，但它不能判斷故障的類型。下圖給出了診斷變壓器故障及故障性質的多種氣體在線檢測裝置。 氣體分離單元包括不滲透油而只滲透各氣體成分的氟聚合物薄膜（PFA）、集存滲透氣體的測量管和裝在變壓器本體排油閥上改變氣流通過的六通控制閥，排油閥通常在打開位置。當滲透時間相當長時，則滲透氣體濃度與油中氣體濃度成正比。檢測單元通過一直通

28、管與氣體分離單元相連，利用空氣載流型輕便氣相分析儀進行管中各滲透組成氣體的定量測定，診斷單元包括信號處理、濃度分析和結果輸出等功能。 圖4-9 變壓器油中氣體在線檢測原理 用色譜柱進行氣體分離后可測量出變壓器油中色譜圖所示得到這些氣體的含量，就可根據比值準則，利用計算機進行故障分析，可以診斷變壓器中局部放電、局部過熱、絕緣紙過熱等故障。 圖 六種氣體色譜圖例 第五節 MOA避雷器在線監測 在交流電壓作用下，避雷器的總泄漏電流（全電流）包含阻性電流（有功分量）和容性分量（無功分量）。在正常運行情況下，流過避雷器的主要電流為容性電流，阻性電流只占很小一部分，約10%20%左右。但當閥片老化、避雷器

29、受潮、內部絕緣部件受損以及表面嚴重污穢時，容性電流變化不多，而阻性電流卻大大增加，所以目前對氧化鋅避雷器主要進行全電流和阻性電流的在線監測。 一、全電流在線監測 目前國內許多運行單位使用MF-20型萬用表（或數字式萬用表）并接在動作記數器上測量全電流，其測量原理與有并聯電阻避雷器電導電流測量原理基本相同，這是一種簡便可行的方法。俄羅斯等國廣泛使用的全電流監測儀原理如下圖所示。 全電流在線監測原理圖 測量時，可采用交流毫安表A1，也可用經橋式蒸餾器連接的支流毫安表A2。當電流增大到23倍時，往往認為已達到危險界限。現場測量經驗表明，這一標準可以有效地監測氧化鋅避雷器在運行中的劣化。 由于MOA的

30、非線性特性，即使外施電壓是正弦的，全電流也非正弦，它包含有高次諧波。使用MOA電流測試儀測量MOA中的三次諧波電流，來推出阻性電流。使用這種方法測量較為方便，但當電力系統中諧波分量較大時，常會遇到困難，難以作出在正確的判斷。 測量三相氧化鋅避雷器的零序電流，是三次諧波法的特殊形式。當3臺避雷器均為同一類型且均正常時，測得的三相基波之相量和接近于零。但避雷器閥片為非線性元件，因而即使三相電源電壓正弦且平衡，仍有三相三次諧波電流之和可以測出。只要三相避雷器不是同步老化的話，就可以采用此法來發現缺陷。 二、阻性電流在線監測 監測流經MOA的阻性電流分量或由此產生的功耗能發現MOA的早期老化，因阻性電

31、流僅占全電流的5%20%，故監測全電流很難判斷MOA的絕緣劣化，故應進行阻性電流的在線監測。而在線監測MOA全電流、諧波電流、零序電流等方法都只是從MOA下端取得電流信號，但要從全電流中分出阻性分量來，需取試品的端電壓來作為參考信號。 我國引進最多的LCD-4阻性電流測量儀就是利用這原理，其基本原理如下圖所示。它是先用鉗形電流互感器（傳感器）從MOA的引下線處取得電流信號，再從分壓器或電壓互感器側取得電壓信號。后者經移相器前移900相位后得到（以便與中的電容電流分量同相），再經放大后與一起送入差分放大器。在放大器中，將G與相減；并由乘法器等組成的自動反饋跟蹤，以控制放大器的增益G使同相的的差值

32、降為零，即中的容性分量全部被補償掉，剩下的僅為阻性分量，再根據及即可獲得MOA的功率損耗P了。 采用這種類型的阻性電流監測儀比較方便實用，因為它是以鉗形電流互感器取樣，不必斷開原有接線，而且不需人工調節，自動補償到能直接讀取及P。鉗形電流互感器的磁芯質量很重要，要保證不因各次鉗合時由于電流互感器鐵芯勵磁電流變化而引起比差，特別是角差的改變，并需要采用良好的屏蔽結構以盡量減小在變壓所里實測時外來干擾的影響。國內依據上述原理研制開發出多種阻性電流在線監測儀。 LCD-4阻性電流測量儀基本原理 三、在線監測時相間干擾的影響 現場試驗經常發現，當三個同類的MOA組成三相而呈一字形排列時，如用阻性電流在

33、線監測儀進行測量時，讀出這三相MOA各自的及P往往相差很大，而且往往是中間相的數據中，而兩邊相中有一相偏大、另一相偏小。那么為什么即使是同型號、同批生產的三臺MOA，在線監測的全電流值相差很小，而阻性分量及功耗P卻有顯著的差別呢？研究表明。這主要是由于在線監測時的相間電容耦合造成的。由于相同電壓耦合的影響，使得邊相MOA上沿高度方向各處的電位已不同相，即并不都與外施電壓的相位保持相同。在國內一般的500KV三相MOA的布置中，邊相MOA最低部閥片上的電壓梯度的相位與外施電壓的相位之間可能有30左右的相移角。這樣如采用常規的阻性電流分量的測量原理，仍以外施電壓的相位為準，來區分與其同相的或差90

34、0相位的，那必將對的正確測量帶來嚴重誤差。 比較成功的消除相間干擾的方法是：當測量處于邊相位置的MOA時，不僅用一鉗形電流互感器測取該相MOA下端的電流，且用另一鉗形電流互感器測取與其對稱位置的另一邊相下端的電流。由于相間雜散電容的耦合，使兩邊相下端測得這兩電流之間的相位差已不是1200，而是1200，因而可用軟件求出后將基準電壓相位自動移相角，然后仍可用常規的測阻性電流方法測出比較準確的及P。另一種方法是在被測MOA的最下端的瓷套外貼以金屬箔電極，認為感應得的電壓相位與最下端閥片上的電壓梯度同相，以此為基準來分辨MOA下端處測得電流中的阻性及容性分量。 第六節 電氣設備在線監測與離線測試的綜

35、合判別 一、在線監測與離線測試綜合判別的意義 電力設備的檢修隨著電壓等級的提高和容量的增大，從最早的事故后檢修到預防性檢修（或計劃檢修），發展到現在的狀態檢修。要達到設備的狀態檢修，這就要求在工作電壓下經常監測電氣設備的運行狀態，以便做出設備是否需要維修的結論。狀態檢修的實質就是建立一整套確定設備的實際狀況診斷系統來確定設備是否需要檢修。目前，國內開展狀態檢修的研究一般從兩個方面進行，一類是對設備進行不間斷實時動態的在線監測，用在線的數據來判別設備狀態，即實行設備的在線監測。另一類是以離線檢測為主，通過各種離線數據分析對設備狀態進行綜合診斷。 二、綜合判別的過程1.在線監測(1)設預警值 對電

36、氣設備進行在線監測時，由于在線監測的數據參數還沒制定規程標準，應根據每個需檢測的電氣設備的實際情況與運行經驗，確定測量結果的判別標準的上限和下限，或設定一個預警值。比如對避雷器的泄漏電流設置上限是在雷雨天氣后避雷器受潮情況下的測量值，下限是在晴好天氣測得的泄漏電流值。(2)數據分析 當傳感器或其它監測儀器完成最新的數據采集后，測量的數據超過預警值，首先應分析所測的數據是否正確，分析現場環境對傳感器等監測設備的干擾情況，檢查所進行監測設備的電氣回路接線。這要求試驗人員熟悉電氣設備的結構和每個試驗項目所能反映的問題。還要能夠及時的排除試驗誤差。如若存在上述情況，則可判斷測量數據不準確，要重新取數據

37、進行分析。 若經分析排除了干擾原因和測量儀器自身問題，測量數據是準確的且超過預警值，應根據該設備的缺陷發生頻度和發生危害程度，確定對該設備的狀態影響，并且修改設備的狀態，使其狀態級別下降或直接顯示不良，推論該設備在同樣運行條件下，會產生類似缺陷，因而提前作出檢修安排。2.離線補充測試 在線監測判斷電氣設備需進行檢修后，應對設備進行離線補充測試。比如變壓器、斷路器的油樣試驗，就是做的帶電離線測試，抽出油樣進行色譜分析，以監測其潛伏性故障。對在線監測異常的電氣設備進行離線跟蹤，為了確定試驗的準確性，以便及時處理故障，保證電氣設備的正常運行。3.停電試驗 如果通過在線監測和離線測試分析出設備存在潛伏

38、性故障，則應該將設備退出運行，做停電試驗綜合分析其性能。停電試驗是為了保證供電安全，恢復供電設備壽命，延長服役期限，提高供電設備抵御突發事件的能力，所必須進行的設備檢修、試驗作業。 電氣設備的綜合判別是在線監測與離線測試數據融合的過程，是一個綜合分析的過程。因電氣設備在線監測的數據還沒有標準，確定設備故障原因時應該在運行中摸索，結合運行情況，如設備絕緣的老化與設備運行時所帶負荷的大小、運行時間，特別是過負荷時間有關；絕緣積累效應和放電性故障，與有無近區短路、雷擊等異常運行有關；電網異常運行故障性質不同對電氣設備造成的損傷也不同，那么反映在試驗結果數據也就會有差異，必要時可安排特殊試驗項目對電氣

39、設備進行試驗。從而得出常規性的標準。將測量數據與歷史數據比，建立完善的設備試驗檔案，掌握設備參數的變化規律。如某一參數向劣化的方向變化較大應引起注意，找出變化的原因。在比較試驗數據時，要注意兩次試驗的外部環境條件和試驗方法，以及所用儀器、儀表是否一致，一般應換算到標準條件下進行比較。試驗結果還應與同類設備的試驗結果進行比較。一般正常情況下，不會有較大的差別。如差別過大，則應找出原因。例如變壓器的局部放電監測就是首先在變壓器本體建立固定的測試點，以第一次測量的超聲波大小為基準值，建立超聲波指紋，根據必要性定期進行檢測，通過縱向波測量值比較，監視變壓器內部局部放電水平的變化量，并結合變壓器油色譜分

40、析、遠紅外測溫等試驗項目的綜合分析，判斷變壓器的絕緣狀況，診斷變壓器健康水平，確保變壓器安全運行。 第五章 電力變壓器的試驗與狀態分析第一節 電力變壓器的絕緣性試驗 由于電力變壓器內部結構復雜，電場、熱場分布不均勻，因而事故率相對較高。因此要認真地對變壓器進行定期的絕緣預防性試驗，一般為13年進行一次停電試驗。不同電壓等級、不同容量、不同結構的變壓器試驗項目略有不同。 變壓器絕緣電阻、泄漏電流和介質損耗等性能主要與絕緣材料和工藝質量有關，它們的變化反映了絕緣工藝質量或受潮情況，但是一般而言，其檢測意義比電容器、電力電纜或電容套管要小得多，不作硬性指標要求。變壓器絕緣主要是油和紙絕緣，最主要的是

41、耐電強度。 對于電壓等級為220kV及以下的變壓器，要進行1min工頻耐壓試驗和沖擊電壓試驗以考核其絕緣強度；對于更高電壓等級的變壓器，還要進行沖擊試驗。 由于沖擊試驗比較復雜，所以220kV以下的變壓器只在型式試驗中進行；但220kV及以上電壓等級的變壓器的出廠試驗也規定要進行全波沖擊耐壓試驗。出廠試驗中，常采用二倍以上額定電壓進行耐壓試驗，這樣可以同時考核主絕緣和縱絕緣。 測量繞組連同套管一起的絕緣電阻、吸收比和極化指數，對檢查變壓器整體的絕緣狀況具有較高的靈敏度，能有效地檢查出變壓器絕緣整體受潮、部件表面受潮或臟污以及貫穿性的集中缺陷。 例如，各種貫穿性短路、瓷件破裂、引線接殼、器身內有

42、銅線搭橋等現象引起的半貫通性或金屬性短路。經驗表明，變壓器絕緣在干燥前后絕緣電阻的變化倍數比介質損失角正切值變化倍數大得多。 測量繞組絕緣電阻時，應依次測量各繞組對地和其他繞組間的絕緣電阻值。被測繞組各引線端應短路，其余各非被測繞組都短路接地。將空閑繞組接地的方式可以測出被測部分對接地部分和不同電壓部分間的絕緣狀態，測量的順序和具體部件見表5-1。一、絕緣電阻、吸收比和極化指數測量順序雙繞組變壓器三繞組變壓器被測繞組接地部位被測繞組接地部位1低壓外殼及高壓低壓外殼、高壓及中壓2高壓外殼及低壓中壓外殼、高壓及低壓3-高壓外殼、中壓及低壓4（高壓及低壓）（外殼）（高壓及中壓）（外殼及低壓）5-（高

43、壓、中壓及低壓）（外殼） 變壓器繞組絕緣電阻測量應盡量在50時測量，不同溫度（t1,t2）下的電阻值（R1、R2）可按工程簡化公式 在實際測量過程中，會出現絕緣電阻高、吸收比反而不合格的情況，其中原因比較復雜，這時可采用極化指數PI來進行判斷，極化指數定義為加壓10min時絕緣電阻與加壓1min的絕緣電阻之比，即PI=P10/P1。目前現場試驗時，常規定PI不小于1.5。二、泄漏電流測量 測量泄漏電流比測量絕緣電阻有更高的 靈 敏 度。運 行檢測經驗表明，測量泄漏電流能有效地發現用其他試驗項目所不能發現的變壓器局部缺陷。 雙繞組和三繞組變壓器測量泄漏電流的順序與部位如表5-2所示。測量泄漏電流

44、時，繞組上所加的電壓與繞組的額定電壓有關，表5-3列出了試驗電壓的標準。表5-2 變壓器泄漏電流測量順序和部位順序雙繞組變壓器三繞組變壓器加壓繞組接地部分加壓繞組接地部分1高壓低壓、外殼高壓中、低壓、外殼2低壓高壓、外殼中壓高、低壓、外殼3低壓高、中壓、外殼 測量時，加壓至試驗電壓，待1min后讀取的電流值即為所測得的泄漏電流值，為了是讀數準確，應將微安表接在高電位處。三、介質損耗角正切測量 測量變壓器的介質損耗角正切值tan主要用來檢查變壓器整體受潮、釉質劣化、繞組上附著油泥及嚴重的局部缺陷等，是判斷31.5MVA以下變壓器絕緣狀態的一種較有效的手段。測量變壓器的介質損耗角正切值是將套管連同

45、在一起測量的，但是為了提高測量的準確性和檢出缺陷的靈敏度，必要時可進行分解試驗，以判明缺陷所在位置。 表5-4給出了規定tan測量值，測量結果要求與歷年數值進行比較，變化應不大于30%。 變壓器電壓等級330500kV66220kV35kV及以下tan0.6%0.8%1.5%表5-4 介質損耗角正切值規定平衡電橋測量方法 由于變壓器外殼均直接接地，采用QS-1型西林電橋的反接法進行測量。對雙繞組和三繞組變壓器的測量部位見表5-5 雙繞組變壓器三繞組變壓器序號測量端接地端序號測量端接地端1高壓低壓+鐵心1高壓中壓、鐵心、低壓2低壓高壓+鐵心2中壓高壓、鐵心、低壓3高壓+低壓鐵心3低壓高壓、鐵心、

46、中壓4高壓+低壓中壓、鐵心5高壓+中壓低壓、鐵心6低壓+中壓高壓、鐵心7高壓+中壓+低壓鐵心對于三繞組變壓器測量C及tan的接線方式如圖5-2所示。 （a）高壓-中、低壓及地 （b）中壓-高、低壓及地 （c）低壓-高、中壓及地 （d）（高+中）壓-低壓及地；（e）（中+低）壓-高壓及地； （f）（高+低）壓-中壓及地（g）（高+中+低）壓-地 在雙繞組變壓器中，試驗2直接測出高壓-地的tan，試驗4直接測出低壓-地的tan。若試驗1、2、3、4所測量的視在功率分別為S1、S2、S3、S4，有功功率分別為P1、P2、P3、P4，則高壓-低壓之間的 在三繞組變壓器中，試驗2、4、6可直接測出高壓、

47、低壓、中壓對地的tan。若試驗1、2、3、4、5、6所測得的視在功率分別為S1、S2、S3、S4、S5、S6，有功功率分別為P1、P2、P3、P4、P5、P6，則高壓-低壓之間的，低壓-中壓之間的中壓-高壓之間的四、交流耐壓試驗 交流耐壓試驗是鑒定絕緣強度最有效的方法，特別對考核主絕緣的局部缺陷。如繞組主絕緣受潮、開裂、繞組松動、絕緣表面污染等，具有決定性作用。 交流耐壓試驗對于10kV以下的電力變壓器每15年進行一次；對于66kV及以下的電力變壓器僅在大修后進行試驗，如現場條件不具備，可只進行外施工頻耐壓試驗；對于其他的電力變壓器只在更換繞組后或必要時才進行交流耐壓試驗。 電力變壓器更換繞組

48、后的交流耐壓試驗標準見表5-7。 在變壓器注油后進行試驗時，需要靜置一定時間。通常500kV變壓器靜置時間大于72h，220kV變壓器靜置時間大于48h，110kV變壓器靜置時間大于24h.。 額定電壓50A，則有可能有受潮情況。 投運后，隨著運行時間增加，電流有一定增大，但電流不能超過50 A 。 3、MOA在持續運行電壓下的交流泄漏總電流、阻性電流及損耗功率測量 金屬氧化物避雷器（MOA）在保護電力系統安全運行上有十分重要的作用，但由于MOA沒有放電間隙，ZnO電阻片長期承受工頻電壓，沖擊電壓和內部受潮等影響，引起內部ZnO閥片（MOA）老化，阻性電流增加，功耗增大，導致MOA內部閥片溫度

49、升高，直至發生熱崩潰。如果MOA在動作負載下發生劣化，將會使正常對地絕緣水平降低，泄漏電流增大，直至MOA被擊穿而損壞。為了及時發現MOA的隱患，需要經常監測其運行狀態，MOA老化后，內部電阻減小，泄漏電流阻性分量按指數規律極大地增加。因此，準確監測阻性分量電流的變化對于MOA的健康診斷非常重要。 目前，現在國內外測量儀器有： （1）瑞典nL型MOA泄漏電流分析儀，常配有雷電計數器(環形線匝接口)。 （2）日本日立公司的避雷器泄漏電流檢測儀，它可測總泄漏平均值，也可測3次諧波成分，3次諧波經函數變換為阻性電流的信號量。 以上兩種儀器的基本原理是在MOA閥片劣化后，其阻性電流中的諧波成分明顯增加

50、，通過諧波分析法，反映出全電流中阻性電流的變化，但都不明確表明阻性電流的峰值。因容易受系統諧波含量影響，無法反應MOA表面受污穢受潮等問題。 （3）日本LCD-4型阻性電流測量儀。其基本原理是利用外加容性電流將流過閥片的IX的容性電流(無功分量)補償掉，而只保留阻性電流分量。 國內眾多廠家生產的測量儀，其原理大致與LCD-4型相似。這種測量方式可在現場帶電測量，測量較簡便。現場測量應注意的問題是： 注意正確選取參考電壓的相位； 現場試驗測量回路應一點可靠接地，接地點的不穩定也將影響測量結果； 220kV及以上電壓等級避雷器在現場帶電測量時應注意其相間干擾(目前國內有些測量設備也附帶有移相消除相

51、間干擾的功能)第二節 避雷器的紅外診斷和在線監測 對運行中的避雷器進行紅外診斷和在線監測是電力設備帶電診斷的行之有效的技術手段。本節將分析幾種常用避雷器運行和受潮缺陷下的發熱原因、特點和紅外熱像特征，運行中避雷器進行紅外測溫和故障分析的方法，并重點介紹金屬氧化物的在線監測。 一、避雷器的紅外診斷 對于運行中的各型避雷器，將利用紅外測溫儀測出的避雷器的表面各部分的溫度進行相間、上下元件間和同類設備間的相互比較，或用紅外熱像儀對避雷器的熱像圖譜進行分析，如果根據上述熱像特征發現有不正常的發熱或不正常的溫度分布，可判斷為避雷器存有受潮缺陷，應引起注意，進行跟蹤監測或停電進行其它試驗，以免故障進一步惡

52、化而引起事故的發生。這里我們主要介紹一下金屬氧化物避雷器的熱像特征。 目前電力系統所采用的氧化鋅避雷器主要是無間隙氧化鋅避雷器，由氧化鋅閥片直接承受系統的運行電壓。此類避雷器都是單柱式結構，瓷套體積較小。這種結構得益于氧化鋅閥片的高涌流能力和極好的非線性。根據運行保護參數的設計，正常運行的無間隙氧化鋅避雷器將有0.51.0 mA的工頻電流流過，并且主要屬于容性成分，阻性電流僅占10%20%,因此，無間隙氧化鋅避雷器正常運行時消耗一定的功率，由于幾何布置較均勻，外表發熱也是整體性的。因正常狀態下的氧化鋅避雷器有一定的阻性電流分量，因此，熱像特征表現為整體輕度發熱。其中小型瓷套封裝的結構,最熱點一

53、般在中部偏上位置，且基本均勻；較大型瓷套封裝的結構,最熱點通常靠近上部，不均勻程度較大。 氧化鋅避雷器受潮主要是密封系統不良引起的。氧化鋅避雷器受潮會大大增加本身的電導性能，阻性電流明顯增大，由于多數氧化鋅避雷器沒有串聯間隙，所以，其閥片將長期承受工作電壓的作用。氧化鋅避雷器的閥片在小電流區域也有負的電阻溫度系數，此外氧化鋅避雷器的體積較其他型式小，內部受潮后容易造成沿瓷套內壁或閥片側面的沿面爬電，引起局部輕度發熱，嚴重時會產生閃絡擊穿。對于多元件串聯結構的氧化鋅避雷器，當輕度受潮時，通常因氧化鋅閥片電容較大而只導致受潮元件本身阻性電流增加并發熱，當受潮嚴重時，阻性電流可能接近或超過容性電流，

54、在受潮元件溫升增加的同時,非受潮元件的功率損耗和發熱開始明顯,甚至超過受潮元件的相應值。 氧化鋅避雷器受潮時的熱像特征：對于單元件結構表現為整體明顯發熱；對于多元件結構，受潮初期表現為故障元件自身發熱增加，受潮嚴重后，可引起非故障元件發熱超過故障元件，當受潮故障進一步惡化時，還會伴有局部溫升高于整體溫升的現象。 二、避雷器在線檢測 1、在線監測概況 DL/T596-1996電力設備預防性試驗規程規定，每年或雷雨季節前要對氧化鋅避雷器進行預防性試驗，但是常規試驗卻存在一些無法避免的問題： (1) 需要停電。被測設備要退出運行狀態，勢必影響系統的正常的運行。單母線接線方式下避雷器的停電預防性試驗必

55、須將母線及其全部的饋線停電，十分不方便，影響生產。 (2) 試驗所加的電壓和實際運行電壓不一致，不能真實的反映設備的實際絕緣狀況。 (3) 一般預防性試驗的時間間隔較長，而氧化鋅避雷器的性能變化到一定程度會加劇，造成事故不可預測。對此在試驗周期內發生的事故常規的預防性試驗無能為力，從而難以避免事故的發生。 開展在線監測是電力設備狀態維修發展的必然要求。計劃檢修實行“到期才修、到期必修”，致使盲目檢修和過度檢修現象，帶來了人力和物力的浪費。狀態維修應該實行“該修必修，不該修不修”，從而使檢修具有較強的針對性和先見性，節約了檢修成本，減少了停電時間，提高了設備利用率和可靠性。目前國外的狀態維修已經

56、進入了具有監測、判斷、告警專家系統的高級階段。開展在線監測技術正是順應了這一發展趨勢，必將在電力設備實施狀態維修種發揮重要作用。對金屬氧化物避雷器的運行狀態進行在線監測，主要是針對以下幾個方面： (1) 金屬氧化物避雷器老化與發生熱擊穿的情況。導致發生熱擊穿的最終原因是發熱功率大于散熱功率，積蓄的熱量使閥片溫度升高直到發生熱擊穿。只要氧化鋅閥片溫度不超過穩定溫度閾值，就不會發生熱擊穿；反之，閥片的溫度超過不穩定閾值，熱擊穿就不可避免。氧化鋅閥片的發熱功率取決于流過氧化鋅閥片電流的有功分量，散熱功率取決于氧化鋅閥片所處的環境溫度、周圍介質特性和的結構和尺寸。因此，監測全電流中的有功分量,就可以了

57、解其發熱功率的變化，只要發熱功率與散熱功率之間有足夠的裕度，就不會發生熱擊穿。據此監測阻性電流分量的變化可以對運行是否安全進行預報。 (2) 金屬氧化物避雷器內部受潮。自身密封不嚴，會導致內部受潮, 或在安裝時內部有水分侵入，那么在運行中，全電流將出現增大現象,如果受潮嚴重，則在運行電壓作用下，會發生沿氧化鋅閥片柱表面或避雷器瓷套內壁表面的放電，嚴重時可能引起避雷器爆炸，這是必須要注意的一個問題。受潮引起的全電流的增加，主要是由于基波阻性分量增加成的，監測基波阻性電流分量的變化，并根據其變化的大小可以判斷受潮的程度。 (3) 氧化鋅閥片與外瓷套之間局部放電現象。當外瓷套受到污穢作用時，外部瓷套

58、上電位分布發生變化，內部閥片與外部瓷套之間電位差加大，嚴重時可發生徑向局部放電，產生脈沖電流。如果這種脈沖電流很大，會使氧化鋅閥片在電流聚集的地方被燒熔，損壞氧化鋅閥片，導致整個的損壞，這種情況對避雷器的危害很大，必須退出運行,以保證設備的安全運行。資料提出在發生閥片與外部瓷套之間放電、產生脈沖電流時，在避雷器阻性電流波形上會有脈沖電流尖峰出現，這個現象可以作為一個判斷依據，用以及時發現內部徑向放電故障，并加以處理保證的安全正常運行。 2、在線監測方法 (1)泄漏電流 評價MOA運行質量狀況好壞的一個重要參數就是泄漏電流的大小。MOA的泄漏電流的大小。MOA的泄漏電流（簡稱全電流）由阻性電流分

59、量Ir（簡稱阻性電流）和容性電流分量Ic（簡稱容性電流）兩部分組成。阻性電流Ir的基波分量與電壓同相，Ic超前電壓90。 全電流基波相位取決于Ir與Ic分量的大小，因此，可以用補償容性電流的方法直接測量泄漏全電流及阻性電流的大小。 (2)檢測方法 MOA的定期檢查是指在不停電的情況下定期測量避雷器的泄漏電流或功率損耗，然后根據測試數據對避雷器的運行狀況做出判斷分析，對隱患做到早發現早處理，確保電網安全運行。目前經常采用的幾種監測方法有： a）全電流法 直接在MOA接地引下線中串接電流監測儀（交流毫安表），平時將其用閘刀短路，讀數時則將閘刀打開，流過毫安表的電流可視為總泄漏電流。該法簡便，適于在

60、現場大量監測使用。但當阻性電流變化時，總泄漏電流的變化不是很明顯、靈敏度也低。 b）基波法 基波法是通過采用數學諧波分析技術從總泄漏電流中分離出阻性電流的基波值，并以此來判斷金屬氧化物避雷器的健康狀況。 c）諧波法 由于金屬氧化物的非線性特性，當在其兩端加正弦波電壓時，泄漏電流的阻性電流中不僅含有基波還含有諧波。對于特定的MOA，其阻性電流和諧波量的關系是可以預先找到的。這樣就可以通過測量諧波達到測量MOA阻性電流的目的。但當MOA兩端施加的電壓含有諧波時，就不能正確測量阻性電流；MOA受潮時也不能測量出來。 關于避雷器在線監測的內容在第四章有詳細介紹，這里不再做太多闡述。第三節 避雷器性能分