高壓開關介質損耗因數的測量

真空斷路器、SF₆斷路器與少油斷路器不作此項試驗，因其絕緣結構主要是電瓷與環氧玻璃布等之類絕緣，其本體電容很小(僅十至幾十皮法)，所測得的tgδ分散性很大，不能有效地發現絕緣缺陷。對于多油式斷路器，tgδ測量是重要的測試項目。

多油斷路器的基本部件有套管、滅弧室、提升桿與導向筒、絕緣油與油箱，絕緣圍屏五大部分。測試證明，任一部分絕緣情況的劣化都使整體tgδ發生明顯變化。

該試驗要在合閘與分閘兩種狀態下進行。在分閘狀態下試驗時，要對每個套管分別測量，如果tgδ超過標準，或與歷年數據比較有顯著增大者，應進行下列分解試驗，以找到缺陷部位。

落下油箱或放油(當油箱無法落下者)，使滅弧室露出油面后進行復測，如tgδ明顯下降3％，(對DW₁—35型為5％)者，則說明tgδ時增大的原因是絕緣油與油箱絕緣圍屏絕緣不良。

如落下油箱或放油后，tgδ無明顯變化，則應擦凈油箱內套管表面再試，如仍無明顯變化，則依次卸去弧室屏蔽罩和滅弧室進行試驗。如此時tgδ降到2.5％左右，則表明是滅弧室受潮，否則可能是套管絕緣不良，可按套管標準判斷(GB50150--1991表15. 03的規定)。將滅弧室外加屏蔽罩，將其接于電橋的屏蔽回路，即消除了滅弧室的影響。表9—3為典型實例。

Q／CSG10007—2004規定：35kV充膠型套管大修后，20℃時tgδ不大于3%(運行中不大于3.5％)。

測量多油斷路器的tgδ時，也應注意測得的C_X值，要對同一電壓等級、同一類型的套管，或同一套管歷次測試數據進行比較，t如C_X (即R₃)差別很大，則套管可能存在缺陷。C_X增大即R₃變小時，對于充膠套管，可能缺膠；對于充油套管，可能嚴重缺油；對于電容型套管，可能是電容短路。反之，則可能內部干枯，老化或填充物流失。

在實際工作中，影響測量結果的因素很多，對來自外界的影響，必須采取措施加以消除；對于測量用的儀器、儀表應定期校驗，使用方法要正確，從而使測量結果能反映絕緣的真實情況，這樣才能根據測量結果作出正確的判斷。

測量單套管時一般用正接法，這樣受干擾小，測量結果較為準確，操作安全方便。使用反接法時，應盡量排除干擾，例如采用抗干擾電橋。

溫度對測量結果的影響也十分明顯。溫度升高，極化損失與電導損失增加，因而tgδ值也會變大，具體相關因素還未完全定論。有關文獻推薦了不同溫度下tgδ的校正公式    tgδ（20℃）=tgδ·K^{（20-t）/10}式中K一不同結構材料的系數，電容套管K=1. 2～1.25；溫度超過20℃時，所鍘值變化歸算到20℃下的tgδ時， K值越小越安全，低于20℃下測量時，情況正好相反。

空氣濕度和表面污穢對測量的影響也很大。表面污穢應該擦洗干凈，應盡量避免在空氣溫度大的環境下進行測量。