电力变压器绝缘电阻及吸收比、极化指数检测技术

绝缘电阻试验是对变压器主绝缘性能的试验，主要诊断变压器由于机械、电场、温度、化学等作用及潮湿污秽等影响程度，能灵敏反映变压器绝缘整体受潮、整体劣化和绝缘贯穿性缺陷，是变压器能否投运的主要参考判据之一。

电力变压器绝缘电阻试验，过去采用测量绝缘电阻的R60(一分钟的绝缘电阻值)，同时对大中型变压器测量吸收比值(R60/R15)。这对判断绕组绝缘是否受潮起到过一定作用。但近几年来，随着大容量电力变压器的广泛使用，且其干燥工艺有所改进，出现绝缘电阻绝对值较大时，往往吸收比偏小的结果，造成判断困难。吸取国外经验，采用极化指数，即10min与1min的比值。有助于解决正确判断所遇到的问题。

为了比较不同温度下的绝缘电阻值， 国家标准规定了不同温度下测量的绝缘电阻值换算到标准温度20度时的换算公式。

预试规程规定吸收比(10-30度范围)不低于1.3 或极化指数不低于1.5，且对吸收比和极化指数不进行温度换算。在判断时，预试规程规定吸收比或极化指数中任一项，达到上述相应的要求都作为符合标准。

绝缘电阻的测试分析

(1)与测试时间的关系。对不同容量、不同电压等级的变压器的绝缘电阻随加压时间变化的趋势也有些不同，一般是60S之内随加压时间上升很快，60S到120S上升也较快,120S 之后上升速度逐渐减慢。从绝对值来看，产品容量越大的电压等级愈高，尤其是220kV及以上电压等级的产品，60S之前的绝缘电阻值越小、60s之后达到稳定的时间越长，一般约要8min以后才能基本稳定。这是由于在测量绝缘电阻时，兆欧表施加直流电压，在试品复合介质的交界面上会逐渐聚集电荷，这个过程的现象称为吸收现象，或称界面极化现象。通常吸收电荷的整个过程需经很长时间才能达到稳定。吸收比仅反映测量刚开始时的数据，不能或来不及反映介质的全部吸收过程。而极化指数时间较长，在更大程度上反映了介质吸收过程，因此极化指数在判断大型设备绝缘受潮问题上比吸收比更为准确。因此，220 kV及以上电压等级的变压器应该测量极化指数。

(2)与测试温度的关系。当变压器的温度不超过30度时，吸收比随温度的上升而增大，约30度时吸收比达到最大极限值，超过30度时吸收比则从最大极限值开始下降。但220kV、500kV 产品的吸收比和极化指数达到最大极限值的温度则为40度以上。

(3)与变压器油中含水量的关系。变压器油中含水量对绝缘电阻的影响比较显著，反映在含水量增大，绝缘电阻减小、绝缘电阻吸收比降低，因此变压器油的品质是影响变压器绝缘系统绝缘电阻高低的重要因素之一。

(4)与变压器容量和电压等级的关系。在变压器容量相同的情况下，绝缘电阻常随电压等级的升高而升高，这是因为电压等级越高，绝缘距离越大的缘故。在变压器电压等级相同的情况下，绝缘电阻值常随容量的增大而降低，这是因为容量越大，等效电容的极板面积也增大，在电阻系数不变的情况下，绝缘电阻必然降低。

吸收比或极化指数能够有效反映绝缘受潮，是对变压器诊断受潮故障的重要手段。相对来讲，单纯依靠绝缘电阻绝对值的大小，对绕组绝缘作出判断，其灵敏度、有效性比较低。这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绕组绝缘的结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度等有关。但是，对于铁芯、夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障。主要是因为这些部件的绝缘结构比较简单，绝缘介质单一。

绝缘电阻检测与诊断实例

(1)变压器充油循环后测绝缘电阻大幅下降。

造成原因可能是充油循环后油中产生的气泡对绝缘电阻的影响，因此要待油中气泡充分逸出，再测绝缘电阻才能真实反映变压器的绝缘状况，

(2)油中含水量对变压器绝缘电阻的影响。某变压器绝缘电阻R60为750MW，吸收比为1.12，油中含水量的微水分析超标，与二年前相近温度条件下R>2500 相比变化很大。经油处理，微水正常，绝缘电阻R60为2500 MW，吸收比为1.47。

(3)吸收比和极化指数随温度变化无规律可循。它们的变化都不显著，也无规律可循，因规程规定，吸收比和极化指数不进行温度换算。