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1、第四章 电气设备在线监测,第一节 绝缘电阻及泄漏电流的在线监测,一、绝缘电阻的在线监测 绝缘电阻是反映绝缘性能的最基本的指标之一，通常都用摇表来测量绝缘电阻。对绝缘电阻进行在线监测时，一般是先检测出电气设备的泄漏电流，再通过欧姆定理算出其绝缘电阻。二、泄漏电流的在线监测 电气设备在运行电压下，总有一定的泄漏电流通过绝缘体到低电位处或流入大地。只要这种电流不超过一定的数值，电气设备的使用仍然是安全的。但是当电气设备中的绝缘材料老化、电气设备受潮或存在故障时，这种泄漏电流将会明显增大，绝缘体损耗增大，它可能造成火灾、触电或损坏设备等事故。电力设备绝缘系统老化、吸潮、过热等导致发生故障的因素，都会反
2、映在绝缘体电容CX和损耗因数tg的变化上，因此，在线监测泄漏电流，是诊断绝缘状态的有效手段之一。而且，高压电气设备绝缘在线监测是在电气设备处于运行状态中，利用其工作电压来监测绝缘的各种特征参数。因此，能真实的反映电气设备绝缘的运行工况，从而对绝缘状况作出比较准确的判断。,变电站的电力设备户外绝缘泄漏电流受电压、污秽、气候三要素综合影响，污秽严重时就可能发生污秽闪络。下面通过变电站电力设备户外绝缘泄漏电流在线监测系统的运行情况监测数据并分析泄漏电流的变化规。一般泄漏电流信号的采集可在设备的接地线中串入取样电阻或微安表，在接地线上加套电流传感器等。但通常设备接地线不易拆开，故图41中的系统利用泄漏
3、电流沿面形成的原理，在绝缘子串铁塔侧的最后一片绝缘子上方安装一开口式的引流装置卡，将泄漏电流通过双层屏蔽线引入到数据采集单元中。采用该引流器，无需停电即可安装，不影响线路正常运行。设计了适用于泄漏电流采集的传感器之后，采用一种基于高速数据采集卡的计算机数据采集系统，本系统的特点是采集和处理都由上位机完成。为了提高报警的可靠性，提出一种模糊报警模型。,第二节 介质损耗角正切值的在线监测,绝缘在线监测损耗因数tg的方法很多，如电桥法、全数字测量法等，常用的方法是监测绝缘体的泄漏电流及PT信号，通过计算泄漏电流和电压的相角差而得到损耗因数tg的数值。其测量原理大都使用硬件鉴相及过零比较的方法。目前的
4、绝缘在线监测产品基本都是用快速傅立叶变换（FFT）的方法来求介损。取运行设备PT的标准电压信号与设备泄漏电流信号直接经高速A/D采样转换后送入计算机，通过软件的方法对信号进行频谱分析，仅抽取50Hz的基本信号进行计算求出介损。这种方法能消除各种高次谐波的干扰，测试数据稳定，能很好地反映出设备的绝缘变化。但由于绝缘体的泄漏电流非常微弱，而且现场的干扰较大，要准确监测绝缘体的泄漏电流比较困难。因此，要实现绝缘损耗因数tg的在线监测，必须解决微弱电流的取样及抗干扰问题。,一、电桥法,电桥法在线监测tg的原理图如所示，由电压互感器带来的角差，可通过RC移相电路予以校正。然而角差会随负载大小等因素的影响
5、有所变动，所以校正也不可能是很理想的。电桥中R3，C4的调动可以手动，也可以自动。由于是有触头的调节，为了长年的使用，必须选择十分可靠R3，C4可调节元件。电桥法的优点是，它的测量与电源波形及频率不相关；其缺点是，由于R3的接入，改变了被测设备原有的状态。为了安全，还要装有周密的保护装置,Cx试品；C0标准电容器；PT电压互感器；G指零仪,二、全数字测量法,又称数字积分法。这是一种用A/D转换器分别对电压和电流波形进行数字采集，然后根据傅里叶分析法的原理进行的数字运算，最终可以求得tg值。被测设备的电压信号由同相的电压互感器PT提供，或再经电阻分压器输出。电流信号由电容式套管末屏Cx2接地线或
6、设备接地线上所环绕的低频电流传感器CT获得。由后者把电流信号转换为电压信号。这种CT需要特殊设计，以使所产生的角差极小。由于获取电流信号方面的限制，全数字测量法仅限于使用在电容型设备上。下图表示电压和电流信号的拾取。,（a）电压信号的拾取；（b）电流信号的拾取,实际的电压波和电流波是含有谐波的周期性函数。在电路原理中已阐明，当一个周期性函数f(t)，在满足狄里赫利条件时，它可以展开成三角形式的傅里叶级数：,或,式中，为基波角频。现只取基波，即只取n=1的一个项，其中幅值,各有关电路原理的书籍中均已证明了系数,其中，T为周期。系数,对于流过试品的电流i（t）和加在试品上同一个相的电压u(t)的两
7、路信号，分别可以通过上式求得各自的电流及电压基波幅值I1，U1和基波相位i和u。这样可得介质损失角正切,所测介质的电容为,在理想条件下，根据采样定理的概念，A/D的采样率不必取得很高，即可达到足够的准确度。在此条件下，求系数a1和b1时的数字积分的运算工作量不大。但是电力系统的频率f允许在一定范围内变动（我国为（500.5）Hz），尽管采样率可以很准确地达到一定值，但真正要实现同步采样是比较困难的。同步采样是指被采样信号的真正周期T等于等间隔采样周期Ts的整数倍。不能实现同步采样就会产生非同步采样误差。为了解决或减小这一误差，需在软件或硬件上另行采取措施，例如采样方法可采用准同步采样。本法的优
8、点是硬件系统比直接测量介质损耗角的方法简单。此外，因只对基波进行运算，故等于对谐波进行了比较理想的数字滤波。,第三节 局部放电的在线监测,一、绝缘内部局部放电在线监测的基本方法 局部放电的过程除了伴随着电荷的转移和电能的损耗之外，还会产生电磁辐射、超声、发光、发热以及出现新的生成物等。因此针对这些现象，局部放电监测的基本方法有脉冲电流测量、超声波测量、光测量、化学测量、超高频测量以及特高频测量等方法。其中脉冲电流法放电电流脉冲信息含量丰富，可通过电流脉冲的统计特征和实测波形来判定放电的严重程度，进而运用现代分析手段了解绝缘劣化的状况及其发展趋势，对于突变信号反应也较灵敏，易于准确及时地发现故障
9、，且易于定量，因此，脉冲电流法得到广泛应用。目前，国内不少单位研制的局部放电监测装置普遍采用这种方法来提取放电信号。该方法通过监测阻抗、接地线以及绕组中由于局部放电引起的脉冲电流，获得视在放电量。它是研究最早、应用最广泛的一种监测方法，也是国际上唯一有标准（IEC60270）的局放监测方法，所测得的信息具有可比性。下图为比较典型的局部放电在线监测（以变压器为例，图中CT表示电流互感器）原理框图,随着技术的发展，针对不同的监测对象，近年来发展了多种局部放电在线监测方法。如光测量、超高频测量以及特高频测量法等。利用光电监测技术，通过光电探测器接收的来自放电源的光脉冲信号，然后转为电信号，再放大处理
10、。不同类型放电产生的光波波长不同，小电晕光400nm呈紫色，大部为紫外线；强火花放电光波长自700nm，呈桔红色，大部为可见光，固体、介质表面放电光谱与放电区域的气体组成、固体材料的性质、表面状态及电极材料等有关。这样就可以实现局部放电的在线监测。同样，由于脉冲放电是一种较高频率的重复放电，这种放电将产生辐射电磁波，根据这一原理，可以采用超高频或特高频测量法监测辐射电磁波来实现局部放电在线监测。,日本H.KAwada等人较早实现了对电力变压器PD的声电联合监测（见图4-5）。由于被测信号很弱而变电所现场又具有多种的电磁干扰源，使用同轴电缆传递信号会接受多种干扰，其中之一是电缆的接地屏蔽层会受到
11、复杂的地中电流的干扰，因此传递各路信号用的是光纤。通过电容式高压套管末屏的接地线、变压器中性点接地线和外壳接地线上所套装的带铁氧体（高频磁）磁心的罗戈夫斯基线圈供给PD脉冲电流信号。通过装置在变压器外壳不同位置的超声压力传感器，接受由PD源产生的压力信号，并由此转变成电信号。在自动监测器中设置光信号发生器，并向图中所示的CD及各个MC发出光信号。最常用的是，用PD所产生的脉冲电流来触发监测器，在监测器被触发之后，才能监测到各超声传感器的超声压力波信号。后由其中的光信号接收器接收各个声、电信号。综合分析各个传感器信号的幅值和时延，可以初步判断变压器内部PD源的位置。如果像下图所示的波形及时延情况
12、，则可判断PD源离MC2的位置更近一些。,由于现场存在大量的干扰，故在线测量的PD灵敏度要比屏蔽的实验室条件下测量的灵敏度低得多。IEC要求新生产的300kV变压器在制造厂的实验室里试验时，PD的视在放电量应小于300pC500pC。一般认为现场大变压器的PD量在10000pC时，应引起严重关切。所以PD的监测灵敏度至少应达到5000pC。然而即使是这样一个要求，在进行在线测量时，也并非一定能够实现。,图 电力变压器PD的在线声电联合监测CD电流脉冲检测器；MC超声压力传感器；RC罗戈夫斯基线圈；NP中性点套管,图 电力变压器PD的在线监测时获得的电流脉冲及超声信号(a)来自某RC；(b)来自
13、MC2；(c)来自MC5RC罗戈夫斯基线圈；NP中性点套管,二、局部放电在线监测中的抗干扰措施简介,局部放电在线监测系统主要采用脉冲电流法，但是，实际应用效果往往不够理想，因为现场环境中局部放电信号的提取较为困难，干扰有时比局部放电脉冲信号强23个数量级，而且局部放电测量中的干扰信号是多种多样的，按频带可分为窄带干扰和宽带干扰，而按其时域波形特征可分为连续的周期性干扰、脉冲型干扰和白噪声3类，连续的周期性干扰包括：电力系统载波通信和高频保护信号引起的干扰、无线电干扰。此类干扰的波形通常是高频正弦波，有固定的频率和频带宽度。脉冲型干扰信号包括：供电线路或高压端的电晕放电、电网中的开关及晶闸管整流
14、设备闭合或开断引起的脉冲干扰、电力系统中其他非监测设备放电引起的干扰、试验线路或邻近处的接地不良引起的干扰、浮动电位物体放电引起的干扰、设备的本机噪音和其他的随机干扰。此类干扰在时域上是持续时间很短的脉冲信号，而在频域上是包含多种频率成分的宽带信号，具有与局部放电信号相似的时域和频域特征。白噪声包括各种随机噪声，如变压器绕组的热噪声、配电线路及变压器继电保护信号线路中由于耦合进入的各种噪声以及监测线路中的半导体器件的散粒噪声等。因此，如何有效地识别和抑制干扰，获得可靠的局部放电信号就成为局放在线监测中需要解决的问题。,局部放电在线监测抗干扰措施已有很多方法，有的已应用于监测系统，由于干扰是多样
15、的，表现出的特性也不同，用一种方法来有效地抑制所有的干扰是不可能的，针对不同的干扰源，需采取不同的措施，综合运用，达到抗干扰的目的。抑制干扰的措施有消除干扰源、切断干扰途径和干扰的后处理三种方法。对于因系统设计不当引起的各种噪声，可以通过改进系统结构、合理设计电路、增强屏蔽等加以消除；保证测试回路各部分良好连接，可以消除接触不良带来的干扰；提供一点接地，消除现场的孤立导体，可以消除浮动电位物体带来的干扰；通过电源滤波可以抑制电源带来的干扰；屏蔽测试仪器，可以抑制因空间耦合造成的干扰。而对于其他的通过测量传感器进入监测系统的干扰，则需要通过各种硬件和软件的方法，进行干扰的后处理来抑制。这些措施主
16、要包括频域开窗和时域开窗。频域开窗利用周期型干扰在频域上离散的特点对其加以抑制；时域开窗利用脉冲干扰在时域上离散的特点来消除。对于这两种处理方法，应采用频域开窗在前、时域开窗在后的原则。近年来，小波分析的发展，又开辟了通过时频分析来抑制干扰的新思路。,三、存在的问题,目前抑制干扰的方法和思路虽很多，但真正成功地用于监测系统的不多，有的效果并不理想。需要在理论和应用方面作进一步的研究，如噪声干扰的特性，特别是对排除了载波干扰和无线电干扰等已知的且较易排除的强大干扰后的其它干扰的特性、局部放电脉冲在电力设备中的传播规律等。近年来，局部放电监测已广泛用于评定电力设备的绝缘状态，但由于现场存在大量干扰
17、信号，在线监测系统的灵敏度和监测的可靠性受到了严重的影响。因此干扰的消除和抑制是电力设备局部放电在线监测的一个关键技术问题。,第四节 绝缘油溶解气体的在线色谱分析,一、气相色谱分析及在线监测方法简介 油中溶解气体分析就是分析溶解在充油电气设备绝缘油中的气体，根据气体的成分、含量及变化情况来诊断设备的异常现象。例如当充油电气设备内部发生局部过热、局部放电等异常现象时，发热源附近的绝缘油及固体绝缘（压制板、绝缘纸等）就会发生过热分解反应，产生CO2、CO、H2和CH4、C2H4、C2H2等碳氢化合物的气体。由于这些气体大部分溶解在绝缘油中，因此从充油设备取样的绝缘油中抽出气体，进行分析，就能够判断
18、分析有无异常发热，以及异常发热的原因。气相色谱分析是近代分析气体组分及含量的有效手段，现已普遍采用。图4-7所示为油色谱分析在线监测的原理框图。,油色谱分析在线监测原理框图,进行气相色谱分析，首先要从运行状态下的充油电气设备中取油样，取样方法和过程的正确性，将严重影响到分析结果的可信度。如果油样与空气接触，就会使试验结果发生一倍以上的偏差。因此，在IEC和国内有关部门的规定中都要求取样过程应尽量不让油样与空气接触。其次，要从抽取的油样中进行脱气，使溶解于油中的气体分离出来。脱气方法有多种，常用的是振荡脱气法，即在一密闭的容器中，注入一定体积的油样，同时再加入惰性气体（不同于油中含有的待测气体）
19、，在一定温度下经过充分振荡，使油中溶解的气体与油达到两相动态平衡。于是就可将气体抽出，送进气相色谱仪进行气体组分及含量的分析。,常规的油色谱分析法存在一系列不足之处，不仅脱气中可能存在较大的人为误差，而且监测曲线的人工修正法也会加大误差，从取油样到实验室分析，作业程序复杂，花费的时间和费用较高，在技术经济上不能适应电力系统发展的需要；监测周期长，不能及时发现潜伏性故障和有效的跟踪发展趋势；因受其设备费用和技术力量的限制，不可能每个电站都配备油色谱分析仪，运行人员无法随时掌握和监视本站变压器的运行状况，从而会加大事故率。因此，国内外不仅要定期作以预防性试验为基础的预防性检修，而且相继都在研究以在
20、线监测为基础的预知性检修策略，以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷。绝缘油气相色谱在线监测主要解决油气分离问题，目前在线监测油气分离采用的是不渗透油只渗透各种气体的透气膜，集存渗透气体的测量管和装在变压器本体放油阀上变换气流通过的六通阀以及电动设备；气体监测包括分离混合气体的气体分离柱及监测气体的传感器，控制气体分离柱工作温度的恒温箱、载气、继电器自动控制以及辅助电路设施。,二、油色谱传感器简介,为了解决油色谱气相分析在线监测，近年来研究出了各种渗透性薄膜，把它装在被测设备的油道中，可以把不同气体渗透出来，再通过各种传感器，分别监测不同的气体。最简单的是氢气（H2）的渗透膜技术。常用的
21、从油中分离H2的渗透性薄膜原料有聚四氟乙烯及其共聚物、聚酰亚胺。这种薄膜有独特的透气性，只让油中所含的气体能从薄膜中透析到气室内，如图4-8所示。另外要求H2的渗透度较其他气体有较大的差异。厚度一般为5.010-3cm，具有良好的抗油性能，例如Panametric公司生产的Hydran型H2测定仪采用的是0.005cm厚的聚四氟乙烯薄膜，日立公司研制的H2测定仪采用0.005cm厚的聚酰亚胺薄膜。,图 现场用色谱分析系统 1实时气体分析器；2CO2传感器,H2是充油电力设备绝缘材料分解所产生的主要气体之一，可作为监测分析绝缘材料异常现象的依据之一，但仅凭H2的测量还不能完全作出准确判断。因此，
22、为了进行准确的监测和诊断，还需要测量CO2、CH4、C2H2、C2H4和C2H6等气体，特别是某种表征异常状态所对应的特征气体。这就需要研究能渗透过多种气体的渗透膜。最近，发明了用PFA(Tetrafluoroethylene-Perfluoroalkylvinylether)共聚薄膜，从油中分离出H2、CO2、CH4、C2H2、C2H4及C2H6等气体进行监测的技术。,三、绝缘油溶解气体的在线检测,1油中氢气的在线检测 不论是放电性故障还是过热性故障都会产生H2，由于生成氢气需克服的键能最低，所以最容易生成。换句话说，氢气既是各种形式故障中最先产生的气体，也是电力变压器内部气体各组成中最早发
23、生变化的气体，所以若能找到一种对氢气有一定的灵敏度、又有较好稳定性的敏感元件，在电力变压器运行中监测油中氢气含量的变化、及时预报，便能捕捉到早期故障。目前常用的氢敏元件有燃料电池或半导体氢敏元件。燃料电池是由电解液隔开的两个电极所组成，由于电化学反应，氢气在一个电极上被氧化，而氧气则在另一电极上形成。电化学反应所产生的电流正比于氢气的体积浓度（ppm）。半导体氢敏元件也有多种：例如采用开路电压随含氢量而变化的钯栅极场效应管，或用电导随氢含量变化的以SnO2为主体的烧结型半导体。半导体氢敏元件造价较低，但准确度往往还不够满意。,2油中多种气体的在线检测 监测油中的氢气可以诊断变压器故障，但它不能
24、判断故障的类型。下图给出了诊断变压器故障及故障性质的多种气体在线检测装置。,气体分离单元包括不渗透油而只渗透各气体成分的氟聚合物薄膜（PFA）、集存渗透气体的测量管和装在变压器本体排油阀上改变气流通过的六通控制阀，排油阀通常在打开位置。当渗透时间相当长时，则渗透气体浓度与油中气体浓度成正比。检测单元通过一直通管与气体分离单元相连，利用空气载流型轻便气相分析仪进行管中各渗透组成气体的定量测定，诊断单元包括信号处理、浓度分析和结果输出等功能。,图4-9 变压器油中气体在线检测原理,用色谱柱进行气体分离后可测量出变压器油中色谱图所示得到这些气体的含量，就可根据比值准则，利用计算机进行故障分析，可以诊
25、断变压器中局部放电、局部过热、绝缘纸过热等故障。,图 六种气体色谱图例,第五节 MOA避雷器在线监测,在交流电压作用下，避雷器的总泄漏电流（全电流）包含阻性电流（有功分量）和容性分量（无功分量）。在正常运行情况下，流过避雷器的主要电流为容性电流，阻性电流只占很小一部分，约10%20%左右。但当阀片老化、避雷器受潮、内部绝缘部件受损以及表面严重污秽时，容性电流变化不多，而阻性电流却大大增加，所以目前对氧化锌避雷器主要进行全电流和阻性电流的在线监测。,一、全电流在线监测 目前国内许多运行单位使用MF-20型万用表（或数字式万用表）并接在动作记数器上测量全电流，其测量原理与有并联电阻避雷器电导电流测
26、量原理基本相同，这是一种简便可行的方法。俄罗斯等国广泛使用的全电流监测仪原理如下图所示。,全电流在线监测原理图,测量时，可采用交流毫安表A1，也可用经桥式蒸馏器连接的支流毫安表A2。当电流增大到23倍时，往往认为已达到危险界限。现场测量经验表明，这一标准可以有效地监测氧化锌避雷器在运行中的劣化。由于MOA的非线性特性，即使外施电压是正弦的，全电流也非正弦，它包含有高次谐波。使用MOA电流测试仪测量MOA中的三次谐波电流，来推出阻性电流。使用这种方法测量较为方便，但当电力系统中谐波分量较大时，常会遇到困难，难以作出在正确的判断。测量三相氧化锌避雷器的零序电流，是三次谐波法的特殊形式。当3台避雷器
27、均为同一类型且均正常时，测得的三相基波之相量和接近于零。但避雷器阀片为非线性元件，因而即使三相电源电压正弦且平衡，仍有三相三次谐波电流之和可以测出。只要三相避雷器不是同步老化的话，就可以采用此法来发现缺陷。,二、阻性电流在线监测 监测流经MOA的阻性电流分量或由此产生的功耗能发现MOA的早期老化，因阻性电流仅占全电流的5%20%，故监测全电流很难判断MOA的绝缘劣化，故应进行阻性电流的在线监测。而在线监测MOA全电流、谐波电流、零序电流等方法都只是从MOA下端取得电流信号，但要从全电流中分出阻性分量来，需取试品的端电压来作为参考信号。我国引进最多的LCD-4阻性电流测量仪就是利用这原理，其基本
28、原理如下图所示。它是先用钳形电流互感器（传感器）从MOA的引下线处取得电流信号，再从分压器或电压互感器侧取得电压信号。后者经移相器前移900相位后得到（以便与中的电容电流分量同相），再经放大后与一起送入差分放大器。在放大器中，将G与相减；并由乘法器等组成的自动反馈跟踪，以控制放大器的增益G使同相的的差值降为零，即中的容性分量全部被补偿掉，剩下的仅为阻性分量，再根据及即可获得MOA的功率损耗P了。,采用这种类型的阻性电流监测仪比较方便实用，因为它是以钳形电流互感器取样，不必断开原有接线，而且不需人工调节，自动补偿到能直接读取及P。钳形电流互感器的磁芯质量很重要，要保证不因各次钳合时由于电流互感器
29、铁芯励磁电流变化而引起比差，特别是角差的改变，并需要采用良好的屏蔽结构以尽量减小在变压所里实测时外来干扰的影响。国内依据上述原理研制开发出多种阻性电流在线监测仪。,LCD-4阻性电流测量仪基本原理,三、在线监测时相间干扰的影响 现场试验经常发现，当三个同类的MOA组成三相而呈一字形排列时，如用阻性电流在线监测仪进行测量时，读出这三相MOA各自的及P往往相差很大，而且往往是中间相的数据中，而两边相中有一相偏大、另一相偏小。那么为什么即使是同型号、同批生产的三台MOA，在线监测的全电流值相差很小，而阻性分量及功耗P却有显著的差别呢？研究表明。这主要是由于在线监测时的相间电容耦合造成的。由于相同电压
30、耦合的影响，使得边相MOA上沿高度方向各处的电位已不同相，即并不都与外施电压的相位保持相同。在国内一般的500KV三相MOA的布置中，边相MOA最低部阀片上的电压梯度的相位与外施电压的相位之间可能有30左右的相移角。这样如采用常规的阻性电流分量的测量原理，仍以外施电压的相位为准，来区分与其同相的或差900相位的，那必将对的正确测量带来严重误差。比较成功的消除相间干扰的方法是：当测量处于边相位置的MOA时，不仅用一钳形电流互感器测取该相MOA下端的电流，且用另一钳形电流互感器测取与其对称位置的另一边相下端的电流。由于相间杂散电容的耦合，使两边相下端测得这两电流之间的相位差已不是1200，而是12
31、00，因而可用软件求出后将基准电压相位自动移相角，然后仍可用常规的测阻性电流方法测出比较准确的及P。另一种方法是在被测MOA的最下端的瓷套外贴以金属箔电极，认为感应得的电压相位与最下端阀片上的电压梯度同相，以此为基准来分辨MOA下端处测得电流中的阻性及容性分量。,第六节 电气设备在线监测与离线测试的综合判别,一、在线监测与离线测试综合判别的意义 电力设备的检修随着电压等级的提高和容量的增大，从最早的事故后检修到预防性检修（或计划检修），发展到现在的状态检修。要达到设备的状态检修，这就要求在工作电压下经常监测电气设备的运行状态，以便做出设备是否需要维修的结论。状态检修的实质就是建立一整套确定设备
32、的实际状况诊断系统来确定设备是否需要检修。目前，国内开展状态检修的研究一般从两个方面进行，一类是对设备进行不间断实时动态的在线监测，用在线的数据来判别设备状态，即实行设备的在线监测。另一类是以离线检测为主，通过各种离线数据分析对设备状态进行综合诊断。,二、综合判别的过程1.在线监测(1)设预警值 对电气设备进行在线监测时，由于在线监测的数据参数还没制定规程标准，应根据每个需检测的电气设备的实际情况与运行经验，确定测量结果的判别标准的上限和下限，或设定一个预警值。比如对避雷器的泄漏电流设置上限是在雷雨天气后避雷器受潮情况下的测量值，下限是在晴好天气测得的泄漏电流值。(2)数据分析 当传感器或其它
33、监测仪器完成最新的数据采集后，测量的数据超过预警值，首先应分析所测的数据是否正确，分析现场环境对传感器等监测设备的干扰情况，检查所进行监测设备的电气回路接线。这要求试验人员熟悉电气设备的结构和每个试验项目所能反映的问题。还要能够及时的排除试验误差。如若存在上述情况，则可判断测量数据不准确，要重新取数据进行分析。,若经分析排除了干扰原因和测量仪器自身问题，测量数据是准确的且超过预警值，应根据该设备的缺陷发生频度和发生危害程度，确定对该设备的状态影响，并且修改设备的状态，使其状态级别下降或直接显示不良，推论该设备在同样运行条件下，会产生类似缺陷，因而提前作出检修安排。2.离线补充测试 在线监测判断
34、电气设备需进行检修后，应对设备进行离线补充测试。比如变压器、断路器的油样试验，就是做的带电离线测试，抽出油样进行色谱分析，以监测其潜伏性故障。对在线监测异常的电气设备进行离线跟踪，为了确定试验的准确性，以便及时处理故障，保证电气设备的正常运行。3.停电试验 如果通过在线监测和离线测试分析出设备存在潜伏性故障，则应该将设备退出运行，做停电试验综合分析其性能。停电试验是为了保证供电安全，恢复供电设备寿命，延长服役期限，提高供电设备抵御突发事件的能力，所必须进行的设备检修、试验作业。,电气设备的综合判别是在线监测与离线测试数据融合的过程，是一个综合分析的过程。因电气设备在线监测的数据还没有标准，确定
35、设备故障原因时应该在运行中摸索，结合运行情况，如设备绝缘的老化与设备运行时所带负荷的大小、运行时间，特别是过负荷时间有关；绝缘积累效应和放电性故障，与有无近区短路、雷击等异常运行有关；电网异常运行故障性质不同对电气设备造成的损伤也不同，那么反映在试验结果数据也就会有差异，必要时可安排特殊试验项目对电气设备进行试验。从而得出常规性的标准。将测量数据与历史数据比，建立完善的设备试验档案，掌握设备参数的变化规律。如某一参数向劣化的方向变化较大应引起注意，找出变化的原因。在比较试验数据时，要注意两次试验的外部环境条件和试验方法，以及所用仪器、仪表是否一致，一般应换算到标准条件下进行比较。试验结果还应与同类设备的试验结果进行比较。一般正常情况下，不会有较大的差别。如差别过大，则应找出原因。例如变压器的局部放电监测就是首先在变压器本体建立固定的测试点，以第一次测量的超声波大小为基准值，建立超声波指纹，根据必要性定期进行检测，通过纵向波测量值比较，监视变压器内部局部放电水平的变化量，并结合变压器油色谱分析、远红外测温等试验项目的综合分析，判断变压器的绝缘状况，诊断变压器健康水平，确保变压器安全运行。,
