第9章容性设备相对介损及电容量

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1、.第#章 相对介质损耗因数和电容量比值检测技术【本章内容提要】本章主要介绍了电容型电流互感器、电容式电压互感器、耦合电容器和电容型套管等电容型设备相对介质损耗因数及电容量比值带电检测的基本原理，介绍了相对介损和电容量带电检测仪器的现场操作方法、相关注意事项和标准检测流程，以及如何应用相对介质损耗因数和电容量比值的带电测试结果分析电容型设备的运行状况。第一节 相对介质损耗因数及电容量检测技术概述一、发展历程相对介质损耗因数和电容量测量是以设备绝缘介质损耗因数和电容量测量方法演变而来，由于介质损耗因数测量和电容量检测能够较好的发现电气设备绝缘大部分受潮、整体绝缘缺陷等缺陷而受到广泛的运用。但是由于

2、介质损耗因数和电容获得需要电气设备停电后，给电气设备施加一定电压后测量，因为是停电项目受到停电周期的限制，而带电测试相对介质损耗和电容量比值方法是在设备正常运行条件下开展的，摆脱了停电周期的限制。 相对介质损耗因属和电容量比值带电检测的方法有绝对法测量和相对法测量，绝对法测量的电压信号取该电气设备上母线PT二次端子的电压信号，电流信号为被试设备末屏接地线或者末端接地线上的电流信号，经过计算得到上述两个电气设备参数，但是绝对法测量受PT角差及二次负荷的影响，导致不停电的绝对法测量结果不准确，受到很大的限制。相对介质损耗因数及电容量比值带电检测克服了绝对法测量的缺点，指选择一台与被试设备并联的其它

3、电容型设备作为参考设备，通过测量在其设备末屏接地线或者末端接地线上的电流信号，通过两电气设备电流信号的幅值比和相角差来获取相对介质损耗因数及电容量。二、技术特点电容型设备介质损耗因数和电容量比值的带电检测可以分为绝对测量法和相对测量法两种。绝对测量法的主要优点是能够直接带电测量电容型设备的介质损耗因数和电容量的绝对值，与传统停电测量的原理和判断标准都较为类似，但由于需要从电压互感器的二次获取电压参考信号，该方法存在以下缺点：（1）测量误差较大，主要由于以下几个方面造成：PT固有角差的影响。根据国家标准对电压互感器的角误差的容许值的规定，对于目前绝大多数精品.0.5级电压互感器来说，使用其二次侧

4、电压作为介损测量的基准信号，本身就可能造成20的测量角差，即相当于0.006的介损测量绝对误差，而正常电容型设备的介质损耗通常较小，仅在0.002-0.006之间，显然这会严重影响检测结果的真实性。PT二次负荷的影响。电压互感器的测量精度与其二次侧负荷的大小有关，如果PT二次负荷不变，则角误差基本固定不变。由于介损测量时基准信号的获取只能与继电保护和仪表共用一个线圈，且该线圈的二次负荷主要由继电保护决定，故随着变电站运行方式的不同，所投入使用的继电保护会作出相应变化，故PT的二次负荷通常是不固定的，这必然会导致其角误差改变，从而影响介损测试结果的稳定性。（2）需要频繁操作PT二次端子，增加了误

5、碰保护端子引起故障的几率。相对值测量法能够克服绝对值测量法易受环境因素影响、误差大的缺点，因为外部环境（如温度等）、运行情况（如负载容量等）变化所导致的测量结果波动，会同时作用在参考设备和被试设备上，它们之间的相对测量值通常会保持稳定，故更容易反映出设备绝缘的真实状况；同时，由于该方式不需采用PT（CVT）二次侧电压作为基准信号，故不受到PT角差变化的影响，且操作安全，避免了由于误碰PT二次端子引起的故障。三、应用情况相对介质损耗因数及电容量比值带电检测技术可广泛应用于电容型设备（如：电容型电流互感器、电容式电压互感器、电容型套管、耦合电容器等）绝缘情况的带电检测，有效性较高。目前，相对介质损

6、耗因数及电容量比值带电检测方法在河北省电力公司、福建省电力公司等地已作为常规项目定期开展，并通过该方法及时发现了多例缺陷设备，积累了由于绝缘受潮、绝缘老化、局部放电等缺陷导致相对介质损耗因数及电容量比值异常的缺陷案例，通过案例分析，验证了测量方法的准确性和有效性。伴随目前多家测试仪器厂家研发仪器日趋成熟，以及测试人员理论和技能水平的逐步提高，相对介质损耗因数及电容量比值带电检测技术具备了进一步扩大推广应用的必要条件。第二节 相对介质损耗因数及电容量比值检测技术基本原理一、介质损耗因数及电容量的基本知识电介质在电压作用下，由于电导和极化将发生能量损耗，统称为介质损耗，对于良好的绝缘而言，介质损耗

7、是非常微小的，然而当绝缘出现缺陷时，介质损耗会明显增大，通常会使绝缘介质温度升高，绝缘性能劣化，甚至导致绝缘击穿，失去绝缘作用。在交流电压作用下，电容型设备绝缘的等值电路如图4-1所示。流过介质的电流由电容电流分量和电阻电流分量两部分组成，电阻电流分量就是因介质损耗而产生的，电阻电流分量精品.使流过介质的电流偏离电容性电流的角度称为介质损耗角,其正切值反映了绝缘介质损耗的大小,并且仅取决于绝缘特性而与材料尺寸无关,可以较好地反映电气设备的绝缘状况。此外通过介质电容量C 特征参数也能反映设备的绝缘状况，通过测量这两个特征量以掌握设备的绝缘状况。 （a）等值电路图； （b）向量示意图图4-1 电容

8、型设备绝缘等值电路电容型设备通常是指采用电容屏绝缘结构的设备，例如：电容型电流互感器、电容式电压互感器、耦合电容器、电容型套管等，其数量约占变电站电气设备的 40-50%。这些设备均是通过电容分布强制均压的，其绝缘利用系数较高。电容型设备由于结构上的相似性，实际运行时可能发生的故障类型也有很多共同点，其中有：(1)绝缘缺陷（严重时可能爆炸），包括设计不周全，局部放电过早发生；(2)绝缘受潮，包括顶部等密封不严或开裂，受潮后绝缘性能下降；(3)外绝缘放电，爬距不够或者脏污情况下，可能出现沿面放电；(4)金属异物放电，制造或者维修时残留的导电遗物所引起。对于上述的几种缺陷类型，绝缘受潮缺陷约占电容

9、型设备缺陷的85%左右，一旦绝缘受潮往往会引起绝缘介质损耗增加，导致击穿。对于电容型绝缘的设备，通过对其介电特性的检测，可以发现尚处于早期阶段的绝缘缺陷，是设备绝缘的局部缺陷中，由介质损耗引起的有功电流分量和设备总电容电流之比，它对发现设备绝缘的整体劣化较为灵敏，如包括设备大部分体积的绝缘受潮，而对局部缺陷则不易发现。测量绝缘的电容，除了能给出有关可能引起极化过程改变的介质结构的信息（如均匀受潮或者严重缺油）外，还能发现严重的局部缺陷（如绝缘击穿），但灵敏程度也同绝缘损坏部分与完好部分体积之比有关。二、相对介质损耗因数及电容量比值检测技术的基本原理（一）相对介质损耗因数及电容量比值检测技术的基

10、本原理精品.电容型设备介质损耗因数和电容量带电检测按照参考相位获取方式不同可以分为绝对测量法和相对测量法两种，相对介质损耗因数及电容量比值是通过相对测量法得到的。1.绝对测量法绝对测量法是指通过串接在被试设备Cx末屏(或低压端)接地线上，以及安装在该母线PT二次端子上的信号取样单元，分别获取被试设备Cx的末屏(或低压端)接地电流信号Ix和PT二次电压信号，电压信号经过高精度电阻转化为电流信号In，两路电流信号经过滤波、放大、采样等数字处理，利用谐波分析法分别提取其基波分量，并计算出其相位差和幅度比，从而获得被试设备的绝对介质损耗因数和电容量比值，其原理如图4-2（a）所示。 （a）测试原理图；

11、 （b）向量示意图图4-2 绝对测量法原理示意图图4-2（b）是利用PT（CVT）的二次侧电压（即假定其与设备运行电压Un的相位完全相同）作为参考信号的绝对值测量法向量示意图，此时仅需准确获得设备运行电压Un和末屏(或低压端)接地电流Ix的基波信号幅值及其相位夹角, 即可求得介质损耗tan和电容量C，如式1-1和1-2所示。tan= tan(90-) （4-1）Cx=Icos/U （4-2）绝对值测量法尽管能够得到被测电容型设备的介质损耗和电容量，但现场应用易受PT（CVT）自身角差误差、外部电磁场干扰及环境温湿度变化的影响。 2.相对测量法相对测量法是指选择一台与被试设备Cx并联的其它电容型

12、设备作为参考设备Cn，通过串接在其设备末屏(或低压端)接地线上的信号取样单元，分别测量参考电流信号In和被测电流信号Ix，两路电流信号经滤波、放大、采样等数字处理，利用谐波分析法分别提取其基波分量，计算出其相位差和幅度比，从而获得被试设备和参考设备的相对介损差值和电容量比值。其原理如图精品.4-3（a）所示。 （a） （b）图4-3 相对测量法原理示意图（a）测试原理图；（b）向量示意图图4-3（b）是利用另一只电容型设备末屏(或低压端)接地电流作为参考信号的相对值测量法的向量示意图，此时仅需准确获得参考电流In和被测电流Ix的基波信号幅值及其相位夹角,即可求得相对介损差值tan和电容量Cx/

13、Cn 的值，如式4-3和4-4所示。tan= tan2- tan1tan(1-2)= tan （4-3）Cx/Cn=Ix/In （4-4）相对介质损耗因数是指在同相相同电压作用下，两个电容型设备电流基波矢量角度差的正切值（即tan）。相对电容量比值是指在同相相同电压作用下，两个电容型设备电流基波的幅值比（即Cx/Cn）。（二）信号取样方式及其装置现场进行电容型设备相对介质损耗因数和电容量比值测试需要获得电容型设备的末屏（电容型电流互感器、电容型套管）或者低压端（耦合电容器、电容式电压互感器）的接地电流，但由于电容型设备的末屏（或低压端）大都在其本体上的二次端子盒内或设备内部直接接地，难以直接获

14、取其接地电流，因此需要预先对其末屏（或低压端）接地进行改造，将其引至容易操作的位置，并通过取样单元将其引入到测试主机。1、信号取样单元信号取样单元的作用是将设备的接地电流引入到测试主机，测试准确度及使用安全性是其技术关键，必须避免对人员、设备和仪器造成安全伤害。目前所使用的电容型设备带电测试取样装置主要可以分为两种，即接线盒型和传感器型（其中传感器型还可以分为有源传感器和无源传感器）。精品.（1）接线盒型电流取样单元接线盒型取样单元串接在设备的接地引下线中，主要功能是提供一个电流测试信号的引出端子并防止末屏（或低压端）开路，但没有信号测量功能，测试时需通过测试电缆将电流引入带电测试仪内部的高精

15、度穿心电流传感器进行测量，如图4-4所示。该型取样单元主要由外壳、防开路保护器、放电管、短接连片及操作刀闸等部件构成，其中短连接片和刀闸并接后串接在接地引下线回路中，平常运行时短连接片和刀闸均闭合，构成双重保护防止开路，测量时先打开连接片并将测试线接到该接线柱，拉开小刀闸即可开始测量。防开路保护器可有效避免因末屏（或低压端）引下线开断或测量引线损坏或误操作所导致的末屏(或低压端)开路，保证信号取样的安全性。 （a） （b）（c）图4-4 接线盒型取样单元（a）内部结构示意图；（b）原理图；（c）外观图接线盒型取样单元应满足以下要求：精品.1) 取样单元应采用金属外壳，具备优良的防锈、防潮、防腐

16、性能，且便于安装固定在被测设备下方的支柱或支架上使用；2) 取样单元内部含有信号输入端、测量端及短接压板等，并应采用多重防开路保护措施，有效防止测试过程中因接地不良和测试线脱落等原因导致的末屏（或低压端）电压升高，保证测试人员的安全，且完全不影响被测设备的正常运行。防开路保护器通常有2个大功率二极管反向并联而成，设备的末屏（或低压端）对地电压大于1V时，防开路保护器即可发生作用，把末屏（或低压端）接地电压限位在1V之内，且可长期通过5A以上的工频电流，同时可承受10kA的冲击电流。3) 对于套管类设备的信号取样，应根据被监测设备的末屏(或低压端)接地结构，设计和加工与之相匹配的专用末屏(或低压

17、端)引出装置，并保证其长期运行时的电气连接及密封性能。4) 对于线路耦合电容器的信号取样，为避免对载波信号造成影响，应采用在原引下线上直接套装穿芯式零磁通电流传感器的取样方式。5) 回路导线材质宜选用多股铜导线，截面积不小于4mm2，并应在被测设备的末屏(或低压端)引出端就近加装可靠的防断线保护装置。6) 取样单元应免维护，正常使用寿命不应低于10年。（2）传感器型电流取样单元传感器型取样单元可分为无源传感器和有源传感器两种，均采用穿心式取样方式，就近安装在被测电容型设备的末屏（或低压端）接地引下线上，该型取样单元留有标准航空插头的插孔，平常运行时插孔有端盖密封，测量时用带有航空插头的试验引线

18、将被测电流信号变换成电压信号，并引入测试主机进行测量。无源电流传感器。由于激磁磁势的存在，无源电流传感器测量误差较大，电容型设备末屏（低压端）接地电流通常为毫安级，传感器的激磁阻抗很小，而且又必须采用穿芯取样方式，角度差的微小变化，即可以引起介损值较大的变化，故无源传感器通常无法保证相位变换误差的精确度和稳定性，难以满足介损参数的测量要求。目前该类传感器已逐渐退出应用。有源电流传感器。采用有源零磁通技术有效提高了小电流传感器检测精度，除了选用起始导磁率较高、损耗较小的特殊合金作铁芯外，还借助电子信号处理技术对铁芯内部的激磁磁势进行全自动的跟踪补偿，保持铁芯工作在接近理想的零磁通状态。有源传感器

19、能够准确检测1精品.00A1000mA范围内的工频电流信号，相位变换误差不大于0.02,并具有极好的温度特性和抗电磁干扰能力,解决了对电容型设备末屏（或低压端）电流信号精确取样的技术难题。目前现场应用的传感器型取样单元主要以有源型传感器为主，如图5所示。传感器型取样单元应满足以下要求：1) 采用穿心结构，输入阻抗低，能够耐受10A工频电流的作用以及10kA雷电流的冲击。2) 具有完善的电磁屏蔽措施和先进的数字处理技术，可确保介质损耗测试结果不受谐波干扰及脉冲干扰的影响，绝对检测精度应达到0.05%。3) 具有较好的防潮和耐高低温能力。4) 采用即插式标准接口设计，方便操作。 （a） （b）图4

20、-5 有源传感器型取样单元（a）外观图；（b）有源电流传感器原理（3）两种取样单元的优缺点比较目前电网中常用的取样单元主要为接线盒型和有源电流传感器型两种，它们各自的优缺点如下：1）接线盒型取样单元的优点： 结构简单，价格相对较低便宜； 受现场电磁场干扰较小； 停电例行试验时，可以通过操作取样单元内的刀闸来断开接地，而无需登高打开压接螺母，操作方便且安全性高； 只需要对仪器主机器进行定期校验即可，无需对所有取样单元进行定期校验； 电流信号均采用仪器主机的内置的两个高精度传感器进行测量，测试误差可以相互抵消，提高了检测的准确性。精品.2）接线盒型取样单元的缺点： 整个末屏（或低压端）接地回路由于

21、串入了刀闸等节点，存在断路风险，给安全运行带来隐患； 现场测试时，由于需要操作刀闸断开末屏（或低压端）接地，存在操作不当造成末屏（或低压端）失去接地的风险。3）有源传感器型取样单元的优点： 穿心电流传感器套在末屏（或低压端）接地线上，整个接地回路上无断点，不会给设备运行带来风险； 现场测试接线简单明了，操作方便。4）有源传感器型取样单元的缺点： 由于其内部采用了放大器等电子元器件，其可靠性及寿命稍差； 测试系统的定期校验较为困难，需要把每一个取样单元连同试验仪器都进行校验，数量庞大，且传感器安装在现场难以校验； 相对于接线盒型，传感器型取样单元在接地引下回路无断开点，停电例行试验工作仍然需要登

22、高打开末屏（或低压端）接地压接螺母，较为不便； 由于每台设备的接地电流都通过传感器进行测量，从而引入了更多的测量误差，降低了测量的准确度； 带电测试结果异常时，往往需要首先检查传感器是否存在测量问题，影响数据分析和故障诊断的效率。2、设备末屏（或低压端）引下方式电容型设备相对介质损耗因数及电容量比值带电检测需要将设备末屏（或低压端）进行引下改造，由于各类设备的结构不同，其引下方式也不同。（1）电容型电流互感器、耦合电容器这两类设备由于结构简单，其末屏引下线方式也较简单。直接将末屏接地打开，用双绞屏蔽电缆引下至接线盒型取样单元接地或穿过穿芯电流传感器接地。（2）电容式电压互感器对于中间变压器末端

23、（X端）接地可以打开的情况，应选用如图4-6（a）所示的优先方案，把X端接地打开，把电容分压器的末端（N端）和X端连接后引下，其优点是所有接地电流均流过测试仪器，能够全面反映设备绝缘状况。如果X端接地无法打开，可选用如图4-6（b）所示的备选方法，可以把N端和X端连接打开后，将N端单独引下，在这种方式下，只有大部分电流流过测试仪器，另一小部分电流经中间变压器分流入地，对设备绝缘状况的反应不如前者全面。精品.取样单元 取样单元（a）优先方案； （b）备选方案图4-6 电容式电压互感器低压端引下方式（3）电容型套管套管末屏接地一般分为外置式、内置式和常接地式，其接地引下改造首先要保证其在运行中不会

24、失去接地。1）外置式。末屏接地引出线穿过小瓷套通过引线柱（螺杆）引出，引线柱对地绝缘，外部通过接地金属连片或接地金属软线等于接地部位底座金属相连，如图4-7（a）所示。2）内置式。末屏接地引出线穿过小瓷套通过引线柱引出，引线柱对地绝缘，引线柱外加金属接地盖或接地帽，引线柱和接地盖相连，接地盖直接接地，如图4-7（b）所示。3）常接地式。末屏接地引出线穿过小瓷套通过引线柱引出，引线柱对地绝缘，引线柱外套有一个连接有弹簧装置的金属套，金属套与引线柱紧密接触，运行时金属套受内部弹簧的压力与套管内侧接地金属法兰相连，末屏可靠接地，最外部有金属护套盖保护并密封防潮，如图4-7（c）所示。精品. （a）

25、（b） （c）图4-7 常见的变压器电容型套管末屏结构（a）外置式；（b）内置式；（c）常接地式变压器电容型套管末屏改造主要有两种方式，一种是对末屏帽外形加以改装，将小型化传感器型取样单元放置于改装后的末屏帽内（如图4-8所示），另一种是对末屏头进行改造，制作专用的适配器（如图4-9所示）。 （a） （b）图4-8 改装后的末屏帽（a）外观图；（b）内部结构图 （a） （b）精品.图4-9 套管末屏专用适配器（a）结构示意图；（b）外观图（三）相对介质损耗因数的测量原理介损的测量关键技术是如何准确获得并求取两个工频基波电流信号的相位差，电容的测量只要获取工频信号的两路电流的幅值，由于电容的测量

26、容易获得，主要研究介质损耗的求取。介质损耗数字化测量可通过硬件与软件两种方式实现，采用硬件方式主要方法是过零检测法和过零电压比较法，通过检测电流、电压信号过零点的时间差计算介质损耗角，而过零电压比较法将电流、电压信号转换为同幅电压信号后，根据两信号在过零点电压差值、电压幅值来计算相位差。软件法基本上可以分为谐波分析法、相关函数法、高阶正弦拟合法和正弦波参数法。1、 过零点时差法过零点时差法是一种将相位测量变为时间测量的方法。由于经电容型电流互感器可测得反映被试品电流幅值和相位的，而有TV可测得反映母线电压的，这样根据和，这样根据和即可求出被试品的及。采用过零点时差法的基本步骤：先将和分别在过零

27、点转为同幅值的方波和，并将前移成，再反相成；由与相加后便可得到反映角的时间差。这种方法具有原理简单，测量分辨率高等优点，但即使用检测一个周期内波形过零点的方法来减小硬件电路的固有零点失调，过零点时差法对波形失真度和波形过零点的依赖性仍然很大，多零的准确性的要求较高。2、 过零点电压比较法过零点电压比较法是测量两个同幅值、同频率正弦波在过零点附近的电压差，并由电压差来计算相位差和的方法。若反映母线线电压及泄露电流的两个同幅值、同频率正弦电压信号分别如式4-5和4-6所示。 （4-5） （4-6）幅值相同，即时，两信号的差值电压可以表示式4-7。 （4-7）当处于过零点处，即：精品.根据上述公式，

28、求得两信号的相位差后即可算出介质损耗因数，如果2个正弦波的幅值不等，但的条件能够满足，依然可以计算得出2个正弦波的相位差，然而在实际测量中，的条件是很难满足的，这种方法只要检测电压过零附近时的电压差，而不严格要求测量过零点。在过零点附近即使测量点有一定偏差，其差值电压也不会有明星的变化。3、 正弦波参数法正弦波参数法是假设被测得电压、电流信号都是理想的工频正弦信号，并通过模数转换，将电流、电压信号离散化后应用一定的算法求得相应的正弦波参数，在根据参数计算出超前的相位差，进而算得介质损耗的一种方法。设流经绝缘的电流及绝缘两端电压的基波分量分别如式4-8所示。（4-8）式中：、电流、电压信号的幅值

29、；、电流、电压的初相角。由此可得介质损耗因数如式4-9所示。 （4-9）假设以采样率从某一时刻开始和采样，分别得到对采样值和，其中为不同的采样时刻，采用最小二乘法来求取、，即拟合信号与实际信号的总体误差平方和达到最小。令误差平方和如式4-10和4-11所示。 （4-10） （4-11）为使、最小，则应有下面公式成立精品.，由此可建立线性方程组，求解得到、，进而求出。正弦波参数法应用了三角函数正交性，但是正交性仅在和工频电压频率整数倍时才成立，因此在电网频率波动的时候下应用这种算法，需要相应的硬件同步采样卡。4、 高阶正弦拟合法高阶正弦拟合法是非同步采样条件下测量的算法，考虑到实测数据可能包含直

30、流和谐波分量，所以它以直流分量幅值，基波频率，基波和谐波分量的幅值和初相角为优比对象，用高阶正弦模型来拟合，的采样数据。设被测量信号有直流、基波和谐波分量组成，且谐波被限制在次内，则信号可表示为式4-12。 （4-12）式中：直流分量；基波频率；，次谐波的幅值和初相角。当一采样周期对信号采用后得到点离散序列，0,1,2.，则拟合的目标函数为式4-13 （4-13）数据拟合可以在某一拟合优度下进行，一般用数据点差值的范数来衡量。正弦拟合法能够适应电网频率波动的变化，较好的解决了数据采样频率和电网频率白天不的问题，且信号的谐波分量在较大范围内对计算准确性影响较小。5、 相关函数法经采样，滤波后得到

31、的泄露电流信号，绝缘两端的电压信号，当两波形无延时时，其自相关函数和相互关函数如式4-14、4-15和4-16所示。 （4-14） （4-15）精品. （4-16）式中：整周期；电流信号的自相关系数；电压信号的自相关系数；电流和电压信号的相关系数。在实际算法中，设为为内的采样点数，则相关算法的离散时间表达式如式4-17、4-18和4-19所示。 （4-17） （4-18） （4-19）由此得出介质损耗角如式4-20所示。 （4-20）通过上述公式可以看出，相关函数法算法简单，对采样硬件要求较低，看随机干扰能。6、 谐波分析法谐波分析法是目前最主要的软件测量方法之一，其原理是通过传感器等装置分别

32、测量运行电压和流进试品的电流，在将获得的模拟信号转化为数字信号，然后采用数字频谱分析的方法求出两个信号的基波，进而通过对基波相位的比较求出介质损耗因数。实际上满足狄利克雷条件的电网电压和流过设备绝缘的电流进行傅里叶级数分解，其表达式如式4-21和4-22所示。 （4-21） （4-22）式中：、电压、电流的直流分量；精品.、电压、电流的各次谐波幅值；，电压、电流的各次谐波初相角。由此可知，求解电容设备介质损耗因数的关键就在于去除系统谐波干扰的影响，准确地求得，的初相角。考虑到实际获得的、是经过离散、量化后的有限长度的离散周期序列，假设分别用、表示，以为例，经离散傅里叶变换后如4-23所示。 （

33、4-23）由此可知式中：、分别为的实部和虚部。可以看出，序列的初相角如式4-24所示。 （4-24）同理可以得出的初相角，进而求其介质损耗因数。综合上述各种算法的特点，对于硬件实现的过零点时差法和过零点电压比较法，测量精度易受到谐波干扰、零漂等因素的影响，对信号进行预处理以满足测量条件，会增加硬件处理环节而带来设计、累计误差等问题；高阶正弦拟合法由于其自身固有的特点，导致计算量过大不适合于在线监测系统，相关分析法可满足计算精度，又可以简化硬件的设计，计算量也适中，但需经滤波消噪环节进行信号处理；正弦波参数法要求整周期采样，并且无法克服电网谐波和噪声带来的影响；谐波分析法也要求整周期采样，但可以

34、避免因电网高次谐波对信号的影响而造成的误差,由于该算法的这种特点，使其能够满足实际系统的要求。三、相对介质损耗因数及电容量比值检测仪组成及基本原理（一）仪器的组成及工作原理电容型设备相对介质损耗因数及电容量比值带电检测系统一般由取样单元、测试引线和主机等部分组成，如图4-10所示。取样单元用于获取电容型设备的电流信号或者电压信号；测试引线用于将取样单元获得的信号引入到主机；主机负责数据采集、处理和分析。精品.图4-10 容性设备带电检测仪器组成图4-11为电容型设备带电测试仪的工作原理框图，被测电流信号Ix和In在经过高精度穿心式电流传感器后，变换为电压信号，然后通过自适应程控放大器对其幅度大

35、小进行调理，并经过多级低通滤波器消除高次谐波分量，最终经高精度模数转换器（AD）对这两路信号进行数字化处理，通过全数字化的谐波分析法求取基波信号的幅值和相位，从而计算出相对介质损耗因数和电容量比值等参量。图4-11 电容型设备介质损耗因数及电容量比值带电测试仪的工作原理图（二）仪器应具备的主要功能及技术指标1、主要功能精品.在不影响电容型设备正常运行条件下，带电检测电容型设备的相对介质损耗因数和电容量比值，应主要具备以下功能：（1）取样单元串接在电容型设备接地线上，应具备必要的保护措施（如二极管和放电间隙），以防止意外（如测量引线断开）导致设备末屏(或低压端)开路，并能够承受过电压的冲击；（2

36、）测试仪器提供绝对测量法和相对测量法两种测量模式，现场使用操作灵活、方便；（3）测试仪器内置大功率蓄电池，充满电后至少能够连续工作4小时以上；（4）测试仪器具备数据存储、导入/导出和查询功能；（5）测试仪器具备自校验仪功能，测量时自动发送工频小电流校验信号给两个通道的电流传感器检查测试仪是否工作正常、测试精度是否满足要求。2、主要技术指标（1）环境适应能力 环境温度：-10+55； 环境相对湿度：0%85%； 大气压力：80kPa110kPa。（2）性能要求电容型设备相对介质损耗因数和电容量比值带电测试系统的性能指标需满足表4-1要求。表4-1 相对介质损耗因数和电容量比值带电测试系统性能指标

37、检测参数测量范围测量误差要求电流信号1mA1000mA（标准读数0.5%+0.1mA）电压信号3V300V（标准读数0.5%+0.1V）相对介质损耗因数-11（标准读数绝对值0.5%+0.001）电容量比值100pF50000pF（标准读数0.5%+1pF）第三节 相对介质损耗因数及电容量比值检测及诊断方法一、检测方法（一）现场测试应满足的要求1、人员要求（1） 熟悉电容型设备介质损耗因数和电容量比值带电测试的基本原理、诊断程序和缺陷定性的方法，了解电容型设备带电检测仪器的工作原理、技术参数和性能，掌握带电检测仪的操作程序和使用方法；精品.（2） 了解各类电容型设备的结构特点、工作原理、运行状

38、况和设备故障分析的基本知识；（3） 接受过电容型设备介质损耗因数和电容量比值带电测试的培训，具备现场测试能力；（4） 具有一定的现场工作经验，熟悉并能严格遵守电力生产和工作现场的相关安全管理规定。（5） 带电检测过程中应设专人监护。监护人应由有带电检测经验的人员担任，拆装取样单元接口时，一人操作，一人监护。对复杂的带电检测或在相距较远的几个位置进行工作时，应在工作负责人指挥下，在每一个工作位置分别设专人监护。带电测试人员在工作中应思想集中，服从指挥。2、安全要求（1） 应严格执行国家电网安监2009664号国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）试行的相关要求；带电检测过程中，按照安规要求应与

39、带电设备保持足够的安全距离。（2） 应有专人监护，监护人在检测期间应始终行使监护职责，不得擅离岗位或兼职其他工作；（3） 防止设备末屏(或低压端)开路。取样单元引线连接牢固，符合通流能力要求；试验前应检查电流测试引线导通情况；测试结束保证末屏(或低压端)可靠接地。（4） 从电压互感器获取二次电压信号时应防止短路。（5） 带电检测测试专用线在使用过程中，严禁强力生拉硬拽或摆甩测试线，防止误碰带电设备。3、检测条件要求（1） 被试设备已安装取样单元，满足带电测试要求；（2） 雨、雪、大雾等恶劣天气条件下避免户外检测，雷电时严禁带电测试；（3） 被测设备表面应清洁、干燥；（4） 采用相对测量法时，应

40、注意相邻间隔对测试结果的影响，记录被试设备相邻间隔带电与否。4、检测周期要求精品.（1） 110（66）kV及以上电压等级的电容型设备投运后一个月内进行一次相对介质损耗因数和电容量比值的带电测试，记录作为初始数据；（2） 110（66）kV及以上电压等级的电容型设备带电测试每1-2年测试一次；（3） 必要时。（二）参考设备的选择选择合适的参考设备对于电容型设备带电检测至关重要，应遵循以下原则：1、采用相对值比较法，基准设备一般选择停电例行试验数据比较稳定的设备；2、宜选择与被试设备处于同一母线或直接相连母线上的其它同相设备，宜选择同类型电容型设备；如同一母线或直接相连母线上无同类型设备，可选择

41、同相异类电容型设备；3、双母线分裂运行的情况下，两段母线下所连接的设备应分别选择各自的参考设备进行带电检测工作；4、选定的参考设备一般不再改变，以便于进行对比分析。（三）现场带电检测流程及注意事项1、工作前准备（1）工作前应办理变电站第二种工作票，并编写电容型设备带电检测作业指导书、现场安全控制卡和工序质量卡；（2）试验前应详细掌握被试设备和参考设备历次停电试验和带电检测数据、历史缺陷、家族性缺陷、不良工况等状态信息；（3）准备现场工作所使用的工器具和仪器仪表，必要时需要对带电检测仪器进行充电。2、测试前准备（1） 带电检测应在天气良好条件下进行，确认空气相对温度应不大于80%。环境温度不低于

42、5，否则应停止工作；（2） 选择合适的参考设备，并备有参考设备、被测设备的停电例行试验记录和带电检测试验记录；（3） 核对被试设备、参考设备运行编号、相位，查看并记录设备铭牌；（4） 使用万用表检查测试引线，确认其导通良好，避免设备末屏或者低压端开路；（5） 开机检查仪器是否电量充足，必要时需要使用外接交流电源。3、接线与测试精品.（1） 将带电检测仪器可靠接地，先接接地端再接仪器端，并在其两个信号输入端连接好测量电缆；（2） 打开取样单元，用测量电缆连接参考设备取样单元和仪器In端口，被试设备取样单元和仪器Ix端口。按照取样单元盒上标示的方法，正确连接取样单元、测试引线和主机，防止在试验过程

43、中形成末屏或低压端开路；（3） 打开电源开关，设置好测试仪器的各项参数；（4） 正式测试开始之前应进行预测试，当测试数据较为稳定时，停止测量，并记录、存储测试数据；如需要，可重复多次测量，从中选取一个较稳定数据作为测试结果；（5） 测试数据异常时，首先应排除测试仪器及接线方式上的问题，确认被测信号是否来自同相、同电压的两个设备，并应选择其他参考设备进行比对测试。4、记录并拆除接线（1）测试完毕后，参考设备侧人员和被试设备侧人员合上取样单元内的刀闸及连接压板。仪器操作人员记录并存储测试数据、温度、空气湿度等信息；（2）关闭仪器，断开电源，完成测量；（3）拆除测试电缆，应先拆设备端，后拆仪器端；（

44、4）恢复取样单元，并检查确保设备末屏或低压端已经可靠接地；（5）拆除仪器接地线，应先拆仪器端，再拆接地端。5、其它注意事项（1）采用同相比较法时，应注意相邻间隔带电状况对测量的影响，并记录被试设备相邻间隔带电与否；（2）采用相对值比较法，带电检测单根测试线长度应保证在15米以内。（3）对于同一变电站电容型设备带电检测工作宜安排在每年的相同或环境条件相似的月份，以减少现场环境温度和空气相对湿度的较大差异带来数据误差。二、诊断方法电容型设备介质损耗因数和电容量比值带电检测属于微小信号测量，受现场干扰等多种因素的制约，其准确性和分散性与停电例行试验相比都较大，因此不能简单通过阈值判断设备状态容易造成

45、误判，应充分考虑历史数据和停电试验数据进行纵向比较和横向比较，对设备状态做出综合判断。1、纵向比较对于在同一参考设备下的带电测试结果，应符合电力设备带电检测技术规范（试行）的相关要求，如表1所示。精品.表4-4 电力设备带电检测技术规范（试行）中关于电容型设备带电检测的标准被试设备测试项目要求电容型套管电容型电流互感器电容式电压互感器耦合电容器相对介质损耗因数（1）正常：变化量0.003（2）异常：变化量0.003且0.005（3）缺陷：变化量0.005电容量比值（1）正常：初值差5（2）异常：初值差5且20（3）缺陷：初值差202、横向比较（1） 处于同一单元的三相电容型设备，其带电测试结果

46、的变化趋势不应有明显差异；（2） 必要时，可依照公式4-25和4-26，根据参考设备停电例行试验结果，把相对测量法得到的相对介质损耗因数和电容量比值换算成绝对量，并参照Q/GDW 168输变电设备状态检修试验规程中关于电容型设备停电例行试验标准（如表4-5所示），判断其绝缘状况；tanX0 =tan(X-N)+ tanN0 （4-25）CX0 =CX/CNCN0 （4-26）其中：tanX0换算后的被试设备介质损耗因数绝对量；tanN0参考设备最近一次停电例行试验测得的介质损耗因数；tan(X-N)：带电测试获得的相对介质损耗因数；CX0换算后的被试设备电容量绝对量；CN0参考设备最近一次停电

47、例行试验测得的电容量；CX/CN带电测试获得的相对电容量比值。表4-5 输变电设备状态检修试验规程中关于电容型设备停电试验的标准设备类型要求电容型电流互感器（固体绝缘或油纸绝缘）1.电容量初值差不超过5（警示值）；2.介质损耗因数tan满足下表要求（注意值）Um（kV）126/72.5252/363550tan0.0080.0070.006聚四氟乙烯缠绕绝缘：0.005电容式电压互感器1.电容量初值差不超过2（警示值）；2.介质损耗因数：精品.0.005（油纸绝缘）（注意值）；0.0025（膜纸复合）（注意值）变压器电容型套管1.电容量初值差不超过5（警示值）；2.介质损耗因数符合以下要求：

48、500kV及以上0.006（注意值）； 其他（注意值）：油浸纸：0.007；聚四氟乙烯缠绕绝缘：0.005；树脂浸纸：0.007；树脂粘纸（胶纸绝缘）：0.015耦合电容器1. 电容量初值差不超过5（警示值）； 2. 介质损耗因数：膜纸复合0.0025，油浸纸0.005（注意值）（3） 对于电容式电压互感器，受其电磁单元结构及参数等因素影响，测得的介质损耗差值可能较大，可通过历次试验结果进行综合比较，根据其变化趋势做出判断；（4） 数据分析还应综合考虑设备历史运行状况、同类型设备参考数据，同时参考其他带电测试试验结果，如油色谱试验、红外测温以及高频局部放电测试等技术手段进行综合分析。第四节 典

49、型相对介质损耗因数及电容量比值检测案例分析1.【案例1】某220kV电流互感器典型案例分析（1）案例概述2010年8月4日，在对某220kV变电站电流互感器开展相对介损电容量带电检测时，发现212单元A相电流互感器相对介损值远远高于同单元B、C两相，但电容量未发现异常；油色谱数据显示总烃含量严重超标，并有乙炔出现；解体后发现电容屏上出现X蜡。该电流互感器基本参数：型号：LB9-220W；额定电流比：2600/1A；出厂日期：2005年7月6日；投运日期：2005年12月21日。（2）带电检测数据分析212单元ABC三相电流互感器相对介损电容量历年带电检测数据见表4-6。表4-6 212单元电流

50、互感器带电检测数据试验时间基准单元试验数据A相B相C相2010-8-42130.0256/1.00690.003/0.9923-0.0002/0.99432009-7-212130.001/0.99890.001/0.99450.0005/0.9975被测212单元及基准213单元历史停电数据见表4-7。表4-7 历史停电试验数据精品.单元试验时间试验数据A相B相C相2132008-10-110.00265/789.5pF0.00289/793.6pF0.00262/785.6pF2122008-10-120.00285/796pF0.00275/788.5pF0.00278/782.3pF1

51、）纵向分析。212单元A相2010年带电测试相对介损值较2009年增长为0.0256-0.001=0.0246，变化量超过0.005，达到缺陷标准。电容量变化（1.0069-0.9989）/0.9989=0.8%，电容量未见异常。2）横向分析。B、C相两年的带电测试数据较稳定，但A相相对介损值有较明显的增长，与B、C相变化趋势明显不同。3）对相对值进行换算。参考基准单元停电例行试验结果，将带电测试结果换算到绝对量，其中介损为0.0256+0.00265=0.02825，与历史数据比较有明显增长，并远远超过了状态检修规程给出的标准注意值0.007；电容量1.0069789.5pF=794.9pF

52、，与历史数据（796pF）变化不大。综合以上分析，初步判断212A相相对介损值明显超标，设备内部存在缺陷。（3）综合分析1）油色谱试验对212A相进行油色谱分析，发现总烃含量明显超标，并有乙炔出现，试验数据见表4-8。表4-8 212A相电流互感器油色谱数据 （单位：L/L）测试时间CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2C1+C2微水2010-8-41498.100.91114.531.3445586.01155.64637.721614.8820mg/L三比值编码为110，初步判断为内部存在低能量放电性故障。2）停电介损及电容量试验212单元A相电流互感器10kV电压下介损电容量试验数

53、据见表4-9。表4-9 212A相电流互感器停电试验数据试验时间试验数据2010-8-50.02165/793.6pF从表4-9可以看出，212单元A相电流互感器停电后介损值为0.02165，超过状态检修规程给出的0.007的标准注意值，并与带电检测换算结果0.02825接近。3）局部放电测试对212单元A相电流互感器进行局部放电试验，预加压1.2Um即302.4kV，测量电压1.2Um/精品.3即175kV下局部放电量为578pC（标准为不大于20pC），局部放电量严重超标。局部放电起始电压为62kV，熄灭电压为50kV，均低于设备正常运行电压。4）综合分析综合分析油色谱试验及更换后电气试验

54、数据，进一步确定了212A相设备内部存在绝缘缺陷。（4）解体检查情况吊出212单元A相电流互感器器身后，外观检查未发现异常。对一次绕组进行解体检查，结果发现从4号电容屏（从里向外为0号电容屏到9号电容屏即末屏）开始出现X蜡（X蜡为一种不溶于油的树脂状物质，为不饱和烃聚合分子结构改变后形成的产物），见图4-12，部分绝缘纸已经硬化，当解体到2号电容屏后，出现褶皱的绝缘纸，且越来越明显。图4-12 212单元A相电流互感器电容屏上析出的蜡质2、【案例2】某220kV电流互感器典型案例分析（1） 案例概述2013年3月19日, 在对某220kV变电站193单元C相电流互感器进行介质及电容量带电测试时

55、，发现其相对介质损耗因数较历次测试数据增大明显，高于同一单元A、B两相，综合油色谱分析、红外测温测试数据，判断认为该电流互感器存在缺陷，解体发现其电容屏出现不同程度的纵向开裂，电场畸变引起局部放电造成绝缘劣化。该电流互感器基本参数：型号：LB7110W；额定电压：110kV；额定绝缘水平：126185450 kV；额定电流比 ：23005 A；生产日期：2002年5月。（2）带电测试与分析2013年3月19日，对某220kV变电站进行例行电容型设备带电测试时发现，193单元C相电流互感器相对介质损耗因数较A、B相横向比较，其变化趋势明显不同。精品.将本次测试数据与该设备初值数据进行纵向比较（将

56、临近187单元电流互感器作为参考设备），C相的相对介质损耗因数变化量为0.0043，超过规定值，而另外A、B相变化很小、未超过规定值。本次及历年带电测试数据见表4-10。表4-10 193单元电流互感器带电测试相对介质损耗及电容量数据试验时间参考设备测试数据ABC2012-10-25（初值）187-0.0001/0.9454pF0.0009/1.0129pF0.0006/1.0054 pF2013-3-191870.0003/0.9462pF0.0012/1.0136pF0.0049/0.9994 pF1）纵向分析。193单元C相电流互感器2013年带电测试介损值较2012年增长为0.0043

57、，变化量0.003且0.005，达到异常标准。电容量未见异常。2）横向分析。A、B相的带电测试数据较稳定，但C相电流互感器相对介损值有较明显的增长，与A、B相变化趋势明显不同。3）对相对值进行换算。参考设备187单元C相电流互感器的停电介损值为0.00258（见表4-11），193单元C相电流互感器的相对介质损耗因数为0.0049，根据换算公式，推算出193单元C相电流互感器本次的介损值为0.00748，其值接近了Q/GDW 168输变电设备状态检修试验规程要求的注意值（0.008）。表4-11 187单元电流互感器停电例行试验数据试验时间试验数据ABC2008-5-180.00288/667

58、.1pF0.002/626.7pF0.00258/645.1pF为避免参考设备选择不当对测试结果的影响，以188单元电流互感器为参考设备再次对193单元进行测试。经比对，193单元C相相对介损值较A、B相仍有较大变化，可以排除187单元C相电流互感器存在质量问题。考虑到影响带电测试数据的因素较多，于是对该电流互感器补充进行了红外测温和带电油色谱分析试验作为参考。红外测温结果显示无明显异常。油色谱试验数据显示C相设备试验色谱分析氢气含量13011.9L /L、总烃640.0L /L（如表4-12所示），均严重超过注意值，经计算三比值为编码为010，故障类型判断为低能量密度的局部放电。表4-12

59、193单元C相电流互感器油色谱试验数据 (单位：L /L)日期CH4C2H6C2H4C2H2C1+C2H2COCO2微水mg/L2013-3-20621.7717.840.460640.013011.9377.031761.151.92008-3-192.90.70.303.90167.035214204精品.2005-4-131.90.50.202.6099.0103.9447.7/初步判定193单元C相电流互感器存在严重缺陷。（3）综合分析随后，对193单元C相电流互感器进行停电更换，并对更换下来的电流互感器进行诊断试验。1）主绝缘介损和电容量测试数据见表4-13，C相试验介损值与换算介损值比较，变化趋势一致。表4-13 193单元电流互感器更换后停电介损及