1、第#章 相對介質損耗因數和電容量比值檢測技術【本章內容提要】本章主要介紹了電容型電流互感器、電容式電壓互感器、耦合電容器和電容型套管等電容型設備相對介質損耗因數及電容量比值帶電檢測的基本原理，介紹了相對介損和電容量帶電檢測儀器的現場操作方法、相關注意事項和標準檢測流程，以及如何應用相對介質損耗因數和電容量比值的帶電測試結果分析電容型設備的運行狀況。第一節 相對介質損耗因數及電容量檢測技術概述一、發展歷程相對介質損耗因數和電容量測量是以設備絕緣介質損耗因數和電容量測量方法演變而來，由于介質損耗因數測量和電容量檢測能夠較好的發現電氣設備絕緣大部分受潮、整體絕緣缺陷等缺陷而受到廣泛的運用。但是由于介

2、質損耗因數和電容獲得需要電氣設備停電后，給電氣設備施加一定電壓后測量，因為是停電項目受到停電周期的限制，而帶電測試相對介質損耗和電容量比值方法是在設備正常運行條件下開展的，擺脫了停電周期的限制。 相對介質損耗因屬和電容量比值帶電檢測的方法有絕對法測量和相對法測量，絕對法測量的電壓信號取該電氣設備上母線PT二次端子的電壓信號，電流信號為被試設備末屏接地線或者末端接地線上的電流信號，經過計算得到上述兩個電氣設備參數，但是絕對法測量受PT角差及二次負荷的影響，導致不停電的絕對法測量結果不準確，受到很大的限制。相對介質損耗因數及電容量比值帶電檢測克服了絕對法測量的缺點，指選擇一臺與被試設備并聯的其它電

3、容型設備作為參考設備，通過測量在其設備末屏接地線或者末端接地線上的電流信號，通過兩電氣設備電流信號的幅值比和相角差來獲取相對介質損耗因數及電容量。二、技術特點電容型設備介質損耗因數和電容量比值的帶電檢測可以分為絕對測量法和相對測量法兩種。絕對測量法的主要優點是能夠直接帶電測量電容型設備的介質損耗因數和電容量的絕對值，與傳統停電測量的原理和判斷標準都較為類似，但由于需要從電壓互感器的二次獲取電壓參考信號，該方法存在以下缺點：（1）測量誤差較大，主要由于以下幾個方面造成：PT固有角差的影響。根據國家標準對電壓互感器的角誤差的容許值的規定，對于目前絕大多數0.5級電壓互感器來說，使用其二次側電壓作為

4、介損測量的基準信號，本身就可能造成±20的測量角差，即相當于±0.006的介損測量絕對誤差，而正常電容型設備的介質損耗通常較小，僅在0.002-0.006之間，顯然這會嚴重影響檢測結果的真實性。PT二次負荷的影響。電壓互感器的測量精度與其二次側負荷的大小有關，如果PT二次負荷不變，則角誤差基本固定不變。由于介損測量時基準信號的獲取只能與繼電保護和儀表共用一個線圈，且該線圈的二次負荷主要由繼電保護決定，故隨著變電站運行方式的不同，所投入使用的繼電保護會作出相應變化，故PT的二次負荷通常是不固定的，這必然會導致其角誤差改變，從而影響介損測試結果的穩定性。（2）需要頻繁操作PT二

5、次端子，增加了誤碰保護端子引起故障的幾率。相對值測量法能夠克服絕對值測量法易受環境因素影響、誤差大的缺點，因為外部環境（如溫度等）、運行情況（如負載容量等）變化所導致的測量結果波動，會同時作用在參考設備和被試設備上，它們之間的相對測量值通常會保持穩定，故更容易反映出設備絕緣的真實狀況；同時，由于該方式不需采用PT（CVT）二次側電壓作為基準信號，故不受到PT角差變化的影響，且操作安全，避免了由于誤碰PT二次端子引起的故障。三、應用情況相對介質損耗因數及電容量比值帶電檢測技術可廣泛應用于電容型設備（如：電容型電流互感器、電容式電壓互感器、電容型套管、耦合電容器等）絕緣情況的帶電檢測，有效性較高。

6、目前，相對介質損耗因數及電容量比值帶電檢測方法在河北省電力公司、福建省電力公司等地已作為常規項目定期開展，并通過該方法及時發現了多例缺陷設備，積累了由于絕緣受潮、絕緣老化、局部放電等缺陷導致相對介質損耗因數及電容量比值異常的缺陷案例，通過案例分析，驗證了測量方法的準確性和有效性。伴隨目前多家測試儀器廠家研發儀器日趨成熟，以及測試人員理論和技能水平的逐步提高，相對介質損耗因數及電容量比值帶電檢測技術具備了進一步擴大推廣應用的必要條件。第二節 相對介質損耗因數及電容量比值檢測技術基本原理一、介質損耗因數及電容量的基本知識電介質在電壓作用下，由于電導和極化將發生能量損耗，統稱為介質損耗，對于良好的絕

7、緣而言，介質損耗是非常微小的，然而當絕緣出現缺陷時，介質損耗會明顯增大，通常會使絕緣介質溫度升高，絕緣性能劣化，甚至導致絕緣擊穿，失去絕緣作用。在交流電壓作用下，電容型設備絕緣的等值電路如圖4-1所示。流過介質的電流由電容電流分量和電阻電流分量兩部分組成，電阻電流分量就是因介質損耗而產生的，電阻電流分量使流過介質的電流偏離電容性電流的角度稱為介質損耗角,其正切值反映了絕緣介質損耗的大小,并且僅取決于絕緣特性而與材料尺寸無關,可以較好地反映電氣設備的絕緣狀況。此外通過介質電容量C 特征參數也能反映設備的絕緣狀況，通過測量這兩個特征量以掌握設備的絕緣狀況。 （a）等值電路圖； （b）向量示意圖圖4

8、-1 電容型設備絕緣等值電路電容型設備通常是指采用電容屏絕緣結構的設備，例如：電容型電流互感器、電容式電壓互感器、耦合電容器、電容型套管等，其數量約占變電站電氣設備的 40-50%。這些設備均是通過電容分布強制均壓的，其絕緣利用系數較高。電容型設備由于結構上的相似性，實際運行時可能發生的故障類型也有很多共同點，其中有：(1)絕緣缺陷（嚴重時可能爆炸），包括設計不周全，局部放電過早發生；(2)絕緣受潮，包括頂部等密封不嚴或開裂，受潮后絕緣性能下降；(3)外絕緣放電，爬距不夠或者臟污情況下，可能出現沿面放電；(4)金屬異物放電，制造或者維修時殘留的導電遺物所引起。對于上述的幾種缺陷類型，絕緣受潮缺

9、陷約占電容型設備缺陷的85%左右，一旦絕緣受潮往往會引起絕緣介質損耗增加，導致擊穿。對于電容型絕緣的設備，通過對其介電特性的檢測，可以發現尚處于早期階段的絕緣缺陷，是設備絕緣的局部缺陷中，由介質損耗引起的有功電流分量和設備總電容電流之比，它對發現設備絕緣的整體劣化較為靈敏，如包括設備大部分體積的絕緣受潮，而對局部缺陷則不易發現。測量絕緣的電容，除了能給出有關可能引起極化過程改變的介質結構的信息（如均勻受潮或者嚴重缺油）外，還能發現嚴重的局部缺陷（如絕緣擊穿），但靈敏程度也同絕緣損壞部分與完好部分體積之比有關。二、相對介質損耗因數及電容量比值檢測技術的基本原理（一）相對介質損耗因數及電容量比值檢

10、測技術的基本原理電容型設備介質損耗因數和電容量帶電檢測按照參考相位獲取方式不同可以分為絕對測量法和相對測量法兩種，相對介質損耗因數及電容量比值是通過相對測量法得到的。1.絕對測量法絕對測量法是指通過串接在被試設備Cx末屏(或低壓端)接地線上，以及安裝在該母線PT二次端子上的信號取樣單元，分別獲取被試設備Cx的末屏(或低壓端)接地電流信號Ix和PT二次電壓信號，電壓信號經過高精度電阻轉化為電流信號In，兩路電流信號經過濾波、放大、采樣等數字處理，利用諧波分析法分別提取其基波分量，并計算出其相位差和幅度比，從而獲得被試設備的絕對介質損耗因數和電容量比值，其原理如圖4-2（a）所示。 （a）測試原理

11、圖； （b）向量示意圖圖4-2 絕對測量法原理示意圖圖4-2（b）是利用PT（CVT）的二次側電壓（即假定其與設備運行電壓Un的相位完全相同）作為參考信號的絕對值測量法向量示意圖，此時僅需準確獲得設備運行電壓Un和末屏(或低壓端)接地電流Ix的基波信號幅值及其相位夾角, 即可求得介質損耗tan和電容量C，如式1-1和1-2所示。tan= tan(90°-) （4-1）Cx=Icos/U （4-2）絕對值測量法盡管能夠得到被測電容型設備的介質損耗和電容量，但現場應用易受PT（CVT）自身角差誤差、外部電磁場干擾及環境溫濕度變化的影響。 2.相對測量法相對測量法是指選擇一臺與被試設備Cx

12、并聯的其它電容型設備作為參考設備Cn，通過串接在其設備末屏(或低壓端)接地線上的信號取樣單元，分別測量參考電流信號In和被測電流信號Ix，兩路電流信號經濾波、放大、采樣等數字處理，利用諧波分析法分別提取其基波分量，計算出其相位差和幅度比，從而獲得被試設備和參考設備的相對介損差值和電容量比值。其原理如圖4-3（a）所示。 （a） （b）圖4-3 相對測量法原理示意圖（a）測試原理圖；（b）向量示意圖圖4-3（b）是利用另一只電容型設備末屏(或低壓端)接地電流作為參考信號的相對值測量法的向量示意圖，此時僅需準確獲得參考電流In和被測電流Ix的基波信號幅值及其相位夾角,即可求得相對介損差值tan和電

13、容量Cx/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）相對介質損耗因數是指在同相相同電壓作用下，兩個電容型設備電流基波矢量角度差的正切值（即tan）。相對電容量比值是指在同相相同電壓作用下，兩個電容型設備電流基波的幅值比（即Cx/Cn）。（二）信號取樣方式及其裝置現場進行電容型設備相對介質損耗因數和電容量比值測試需要獲得電容型設備的末屏（電容型電流互感器、電容型套管）或者低壓端（耦合電容器、電容式電壓互感器）的接地電流，但由于電容型設備的末屏（或低壓端）大都在其本體上的二次端子盒內或設備內部直接接地，

14、難以直接獲取其接地電流，因此需要預先對其末屏（或低壓端）接地進行改造，將其引至容易操作的位置，并通過取樣單元將其引入到測試主機。1、信號取樣單元信號取樣單元的作用是將設備的接地電流引入到測試主機，測試準確度及使用安全性是其技術關鍵，必須避免對人員、設備和儀器造成安全傷害。目前所使用的電容型設備帶電測試取樣裝置主要可以分為兩種，即接線盒型和傳感器型（其中傳感器型還可以分為有源傳感器和無源傳感器）。（1）接線盒型電流取樣單元接線盒型取樣單元串接在設備的接地引下線中，主要功能是提供一個電流測試信號的引出端子并防止末屏（或低壓端）開路，但沒有信號測量功能，測試時需通過測試電纜將電流引入帶電測試儀內部的

15、高精度穿心電流傳感器進行測量，如圖4-4所示。該型取樣單元主要由外殼、防開路保護器、放電管、短接連片及操作刀閘等部件構成，其中短連接片和刀閘并接后串接在接地引下線回路中，平常運行時短連接片和刀閘均閉合，構成雙重保護防止開路，測量時先打開連接片并將測試線接到該接線柱，拉開小刀閘即可開始測量。防開路保護器可有效避免因末屏（或低壓端）引下線開斷或測量引線損壞或誤操作所導致的末屏(或低壓端)開路，保證信號取樣的安全性。 （a） （b）（c）圖4-4 接線盒型取樣單元（a）內部結構示意圖；（b）原理圖；（c）外觀圖接線盒型取樣單元應滿足以下要求：1) 取樣單元應采用金屬外殼，具備優良的防銹、防潮、防腐性

16、能，且便于安裝固定在被測設備下方的支柱或支架上使用；2) 取樣單元內部含有信號輸入端、測量端及短接壓板等，并應采用多重防開路保護措施，有效防止測試過程中因接地不良和測試線脫落等原因導致的末屏（或低壓端）電壓升高，保證測試人員的安全，且完全不影響被測設備的正常運行。防開路保護器通常有2個大功率二極管反向并聯而成，設備的末屏（或低壓端）對地電壓大于1V時，防開路保護器即可發生作用，把末屏（或低壓端）接地電壓限位在1V之內，且可長期通過5A以上的工頻電流，同時可承受10kA的沖擊電流。3) 對于套管類設備的信號取樣，應根據被監測設備的末屏(或低壓端)接地結構，設計和加工與之相匹配的專用末屏(或低壓端

17、)引出裝置，并保證其長期運行時的電氣連接及密封性能。4) 對于線路耦合電容器的信號取樣，為避免對載波信號造成影響，應采用在原引下線上直接套裝穿芯式零磁通電流傳感器的取樣方式。5) 回路導線材質宜選用多股銅導線，截面積不小于4mm2，并應在被測設備的末屏(或低壓端)引出端就近加裝可靠的防斷線保護裝置。6) 取樣單元應免維護，正常使用壽命不應低于10年。（2）傳感器型電流取樣單元傳感器型取樣單元可分為無源傳感器和有源傳感器兩種，均采用穿心式取樣方式，就近安裝在被測電容型設備的末屏（或低壓端）接地引下線上，該型取樣單元留有標準航空插頭的插孔，平常運行時插孔有端蓋密封，測量時用帶有航空插頭的試驗引線將

18、被測電流信號變換成電壓信號，并引入測試主機進行測量。無源電流傳感器。由于激磁磁勢的存在，無源電流傳感器測量誤差較大，電容型設備末屏（低壓端）接地電流通常為毫安級，傳感器的激磁阻抗很小，而且又必須采用穿芯取樣方式，角度差的微小變化，即可以引起介損值較大的變化，故無源傳感器通常無法保證相位變換誤差的精確度和穩定性，難以滿足介損參數的測量要求。目前該類傳感器已逐漸退出應用。有源電流傳感器。采用有源零磁通技術有效提高了小電流傳感器檢測精度，除了選用起始導磁率較高、損耗較小的特殊合金作鐵芯外，還借助電子信號處理技術對鐵芯內部的激磁磁勢進行全自動的跟蹤補償，保持鐵芯工作在接近理想的零磁通狀態。有源傳感器能

19、夠準確檢測100µA1000mA范圍內的工頻電流信號，相位變換誤差不大于±0.02,并具有極好的溫度特性和抗電磁干擾能力,解決了對電容型設備末屏（或低壓端）電流信號精確取樣的技術難題。目前現場應用的傳感器型取樣單元主要以有源型傳感器為主，如圖5所示。傳感器型取樣單元應滿足以下要求：1) 采用穿心結構，輸入阻抗低，能夠耐受10A工頻電流的作用以及10kA雷電流的沖擊。2) 具有完善的電磁屏蔽措施和先進的數字處理技術，可確保介質損耗測試結果不受諧波干擾及脈沖干擾的影響，絕對檢測精度應達到±0.05%。3) 具有較好的防潮和耐高低溫能力。4) 采用即插式標準接口設計，方

20、便操作。 （a） （b）圖4-5 有源傳感器型取樣單元（a）外觀圖；（b）有源電流傳感器原理（3）兩種取樣單元的優缺點比較目前電網中常用的取樣單元主要為接線盒型和有源電流傳感器型兩種，它們各自的優缺點如下：1）接線盒型取樣單元的優點： 結構簡單，價格相對較低便宜； 受現場電磁場干擾較??； 停電例行試驗時，可以通過操作取樣單元內的刀閘來斷開接地，而無需登高打開壓接螺母，操作方便且安全性高； 只需要對儀器主機器進行定期校驗即可，無需對所有取樣單元進行定期校驗； 電流信號均采用儀器主機的內置的兩個高精度傳感器進行測量，測試誤差可以相互抵消，提高了檢測的準確性。2）接線盒型取樣單元的缺點： 整個末屏（

21、或低壓端）接地回路由于串入了刀閘等節點，存在斷路風險，給安全運行帶來隱患； 現場測試時，由于需要操作刀閘斷開末屏（或低壓端）接地，存在操作不當造成末屏（或低壓端）失去接地的風險。3）有源傳感器型取樣單元的優點： 穿心電流傳感器套在末屏（或低壓端）接地線上，整個接地回路上無斷點，不會給設備運行帶來風險； 現場測試接線簡單明了，操作方便。4）有源傳感器型取樣單元的缺點： 由于其內部采用了放大器等電子元器件，其可靠性及壽命稍差； 測試系統的定期校驗較為困難，需要把每一個取樣單元連同試驗儀器都進行校驗，數量龐大，且傳感器安裝在現場難以校驗； 相對于接線盒型，傳感器型取樣單元在接地引下回路無斷開點，停電

22、例行試驗工作仍然需要登高打開末屏（或低壓端）接地壓接螺母，較為不便； 由于每臺設備的接地電流都通過傳感器進行測量，從而引入了更多的測量誤差，降低了測量的準確度； 帶電測試結果異常時，往往需要首先檢查傳感器是否存在測量問題，影響數據分析和故障診斷的效率。2、設備末屏（或低壓端）引下方式電容型設備相對介質損耗因數及電容量比值帶電檢測需要將設備末屏（或低壓端）進行引下改造，由于各類設備的結構不同，其引下方式也不同。（1）電容型電流互感器、耦合電容器這兩類設備由于結構簡單，其末屏引下線方式也較簡單。直接將末屏接地打開，用雙絞屏蔽電纜引下至接線盒型取樣單元接地或穿過穿芯電流傳感器接地。（2）電容式電壓互

23、感器對于中間變壓器末端（X端）接地可以打開的情況，應選用如圖4-6（a）所示的優先方案，把X端接地打開，把電容分壓器的末端（N端）和X端連接后引下，其優點是所有接地電流均流過測試儀器，能夠全面反映設備絕緣狀況。如果X端接地無法打開，可選用如圖4-6（b）所示的備選方法，可以把N端和X端連接打開后，將N端單獨引下，在這種方式下，只有大部分電流流過測試儀器，另一小部分電流經中間變壓器分流入地，對設備絕緣狀況的反應不如前者全面。取樣單元 取樣單元（a）優先方案； （b）備選方案圖4-6 電容式電壓互感器低壓端引下方式（3）電容型套管套管末屏接地一般分為外置式、內置式和常接地式，其接地引下改造首先要保

24、證其在運行中不會失去接地。1）外置式。末屏接地引出線穿過小瓷套通過引線柱（螺桿）引出，引線柱對地絕緣，外部通過接地金屬連片或接地金屬軟線等于接地部位底座金屬相連，如圖4-7（a）所示。2）內置式。末屏接地引出線穿過小瓷套通過引線柱引出，引線柱對地絕緣，引線柱外加金屬接地蓋或接地帽，引線柱和接地蓋相連，接地蓋直接接地，如圖4-7（b）所示。3）常接地式。末屏接地引出線穿過小瓷套通過引線柱引出，引線柱對地絕緣，引線柱外套有一個連接有彈簧裝置的金屬套，金屬套與引線柱緊密接觸，運行時金屬套受內部彈簧的壓力與套管內側接地金屬法蘭相連，末屏可靠接地，最外部有金屬護套蓋保護并密封防潮，如圖4-7（c）所示。

25、 （a） （b） （c）圖4-7 常見的變壓器電容型套管末屏結構（a）外置式；（b）內置式；（c）常接地式變壓器電容型套管末屏改造主要有兩種方式，一種是對末屏帽外形加以改裝，將小型化傳感器型取樣單元放置于改裝后的末屏帽內（如圖4-8所示），另一種是對末屏頭進行改造，制作專用的適配器（如圖4-9所示）。 （a） （b）圖4-8 改裝后的末屏帽（a）外觀圖；（b）內部結構圖 （a） （b）圖4-9 套管末屏專用適配器（a）結構示意圖；（b）外觀圖（三）相對介質損耗因數的測量原理介損的測量關鍵技術是如何準確獲得并求取兩個工頻基波電流信號的相位差，電容的測量只要獲取工頻信號的兩路電流的幅值，由于電容的

26、測量容易獲得，主要研究介質損耗的求取。介質損耗數字化測量可通過硬件與軟件兩種方式實現，采用硬件方式主要方法是過零檢測法和過零電壓比較法，通過檢測電流、電壓信號過零點的時間差計算介質損耗角，而過零電壓比較法將電流、電壓信號轉換為同幅電壓信號后，根據兩信號在過零點電壓差值、電壓幅值來計算相位差。軟件法基本上可以分為諧波分析法、相關函數法、高階正弦擬合法和正弦波參數法。1、 過零點時差法過零點時差法是一種將相位測量變為時間測量的方法。由于經電容型電流互感器可測得反映被試品電流幅值和相位的，而有TV可測得反映母線電壓的，這樣根據和，這樣根據和即可求出被試品的及。采用過零點時差法的基本步驟：先將和分別在

27、過零點轉為同幅值的方波和，并將前移成，再反相成；由與相加后便可得到反映角的時間差。這種方法具有原理簡單，測量分辨率高等優點，但即使用檢測一個周期內波形過零點的方法來減小硬件電路的固有零點失調，過零點時差法對波形失真度和波形過零點的依賴性仍然很大，多零的準確性的要求較高。2、 過零點電壓比較法過零點電壓比較法是測量兩個同幅值、同頻率正弦波在過零點附近的電壓差，并由電壓差來計算相位差和的方法。若反映母線線電壓及泄露電流的兩個同幅值、同頻率正弦電壓信號分別如式4-5和4-6所示。 （4-5） （4-6）幅值相同，即時，兩信號的差值電壓可以表示式4-7。 （4-7）當處于過零點處，即：根據上述公式，求

28、得兩信號的相位差后即可算出介質損耗因數，如果2個正弦波的幅值不等，但的條件能夠滿足，依然可以計算得出2個正弦波的相位差，然而在實際測量中，的條件是很難滿足的，這種方法只要檢測電壓過零附近時的電壓差，而不嚴格要求測量過零點。在過零點附近即使測量點有一定偏差，其差值電壓也不會有明星的變化。3、 正弦波參數法正弦波參數法是假設被測得電壓、電流信號都是理想的工頻正弦信號，并通過模數轉換，將電流、電壓信號離散化后應用一定的算法求得相應的正弦波參數，在根據參數計算出超前的相位差，進而算得介質損耗的一種方法。設流經絕緣的電流及絕緣兩端電壓的基波分量分別如式4-8所示。（4-8）式中：、電流、電壓信號的幅值；

29、、電流、電壓的初相角。由此可得介質損耗因數如式4-9所示。 （4-9）假設以采樣率從某一時刻開始和采樣，分別得到對采樣值和，其中為不同的采樣時刻，采用最小二乘法來求取、，即擬合信號與實際信號的總體誤差平方和達到最小。令誤差平方和如式4-10和4-11所示。 （4-10） （4-11）為使、最小，則應有下面公式成立，由此可建立線性方程組，求解得到、，進而求出。正弦波參數法應用了三角函數正交性，但是正交性僅在和工頻電壓頻率整數倍時才成立，因此在電網頻率波動的時候下應用這種算法，需要相應的硬件同步采樣卡。4、 高階正弦擬合法高階正弦擬合法是非同步采樣條件下測量的算法，考慮到實測數據可能包含直流和諧波

30、分量，所以它以直流分量幅值，基波頻率，基波和諧波分量的幅值和初相角為優比對象，用高階正弦模型來擬合，的采樣數據。設被測量信號有直流、基波和諧波分量組成，且諧波被限制在次內，則信號可表示為式4-12。 （4-12）式中：直流分量；基波頻率；，次諧波的幅值和初相角。當一采樣周期對信號采用后得到點離散序列，0,1,2.，則擬合的目標函數為式4-13 （4-13）數據擬合可以在某一擬合優度下進行，一般用數據點差值的范數來衡量。正弦擬合法能夠適應電網頻率波動的變化，較好的解決了數據采樣頻率和電網頻率白天不的問題，且信號的諧波分量在較大范圍內對計算準確性影響較小。5、 相關函數法經采樣，濾波后得到的泄露電

31、流信號，絕緣兩端的電壓信號，當兩波形無延時時，其自相關函數和相互關函數如式4-14、4-15和4-16所示。 （4-14） （4-15） （4-16）式中：整周期；電流信號的自相關系數；電壓信號的自相關系數；電流和電壓信號的相關系數。在實際算法中，設為為內的采樣點數，則相關算法的離散時間表達式如式4-17、4-18和4-19所示。 （4-17） （4-18） （4-19）由此得出介質損耗角如式4-20所示。 （4-20）通過上述公式可以看出，相關函數法算法簡單，對采樣硬件要求較低，看隨機干擾能。6、 諧波分析法諧波分析法是目前最主要的軟件測量方法之一，其原理是通過傳感器等裝置分別測量運行電壓和

32、流進試品的電流，在將獲得的模擬信號轉化為數字信號，然后采用數字頻譜分析的方法求出兩個信號的基波，進而通過對基波相位的比較求出介質損耗因數。實際上滿足狄利克雷條件的電網電壓和流過設備絕緣的電流進行傅里葉級數分解，其表達式如式4-21和4-22所示。 （4-21） （4-22）式中：、電壓、電流的直流分量；、電壓、電流的各次諧波幅值；，電壓、電流的各次諧波初相角。由此可知，求解電容設備介質損耗因數的關鍵就在于去除系統諧波干擾的影響，準確地求得，的初相角?？紤]到實際獲得的、是經過離散、量化后的有限長度的離散周期序列，假設分別用、表示，以為例，經離散傅里葉變換后如4-23所示。 （4-23）由此可知式

33、中：、分別為的實部和虛部?？梢钥闯觯蛄械某跸嘟侨缡?-24所示。 （4-24）同理可以得出的初相角，進而求其介質損耗因數。綜合上述各種算法的特點，對于硬件實現的過零點時差法和過零點電壓比較法，測量精度易受到諧波干擾、零漂等因素的影響，對信號進行預處理以滿足測量條件，會增加硬件處理環節而帶來設計、累計誤差等問題；高階正弦擬合法由于其自身固有的特點，導致計算量過大不適合于在線監測系統，相關分析法可滿足計算精度，又可以簡化硬件的設計，計算量也適中，但需經濾波消噪環節進行信號處理；正弦波參數法要求整周期采樣，并且無法克服電網諧波和噪聲帶來的影響；諧波分析法也要求整周期采樣，但可以避免因電網高次諧波對

34、信號的影響而造成的誤差,由于該算法的這種特點，使其能夠滿足實際系統的要求。三、相對介質損耗因數及電容量比值檢測儀組成及基本原理（一）儀器的組成及工作原理電容型設備相對介質損耗因數及電容量比值帶電檢測系統一般由取樣單元、測試引線和主機等部分組成，如圖4-10所示。取樣單元用于獲取電容型設備的電流信號或者電壓信號；測試引線用于將取樣單元獲得的信號引入到主機；主機負責數據采集、處理和分析。圖4-10 容性設備帶電檢測儀器組成圖4-11為電容型設備帶電測試儀的工作原理框圖，被測電流信號Ix和In在經過高精度穿心式電流傳感器后，變換為電壓信號，然后通過自適應程控放大器對其幅度大小進行調理，并經過多級低通

35、濾波器消除高次諧波分量，最終經高精度模數轉換器（AD）對這兩路信號進行數字化處理，通過全數字化的諧波分析法求取基波信號的幅值和相位，從而計算出相對介質損耗因數和電容量比值等參量。圖4-11 電容型設備介質損耗因數及電容量比值帶電測試儀的工作原理圖（二）儀器應具備的主要功能及技術指標1、主要功能在不影響電容型設備正常運行條件下，帶電檢測電容型設備的相對介質損耗因數和電容量比值，應主要具備以下功能：（1）取樣單元串接在電容型設備接地線上，應具備必要的保護措施（如二極管和放電間隙），以防止意外（如測量引線斷開）導致設備末屏(或低壓端)開路，并能夠承受過電壓的沖擊；（2）測試儀器提供絕對測量法和相對測

36、量法兩種測量模式，現場使用操作靈活、方便；（3）測試儀器內置大功率蓄電池，充滿電后至少能夠連續工作4小時以上；（4）測試儀器具備數據存儲、導入/導出和查詢功能；（5）測試儀器具備自校驗儀功能，測量時自動發送工頻小電流校驗信號給兩個通道的電流傳感器檢查測試儀是否工作正常、測試精度是否滿足要求。2、主要技術指標（1）環境適應能力 環境溫度：-10+55； 環境相對濕度：0%85%； 大氣壓力：80kPa110kPa。（2）性能要求電容型設備相對介質損耗因數和電容量比值帶電測試系統的性能指標需滿足表4-1要求。表4-1 相對介質損耗因數和電容量比值帶電測試系統性能指標檢測參數測量范圍測量誤差要求電流

37、信號1mA1000mA±（標準讀數×0.5%+0.1mA）電壓信號3V300V±（標準讀數×0.5%+0.1V）相對介質損耗因數-11±（標準讀數絕對值×0.5%+0.001）電容量比值100pF50000pF±（標準讀數×0.5%+1pF）第三節 相對介質損耗因數及電容量比值檢測及診斷方法一、檢測方法（一）現場測試應滿足的要求1、人員要求（1） 熟悉電容型設備介質損耗因數和電容量比值帶電測試的基本原理、診斷程序和缺陷定性的方法，了解電容型設備帶電檢測儀器的工作原理、技術參數和性能，掌握帶電檢測儀的操作程序和使用方

38、法；（2） 了解各類電容型設備的結構特點、工作原理、運行狀況和設備故障分析的基本知識；（3） 接受過電容型設備介質損耗因數和電容量比值帶電測試的培訓，具備現場測試能力；（4） 具有一定的現場工作經驗，熟悉并能嚴格遵守電力生產和工作現場的相關安全管理規定。（5） 帶電檢測過程中應設專人監護。監護人應由有帶電檢測經驗的人員擔任，拆裝取樣單元接口時，一人操作，一人監護。對復雜的帶電檢測或在相距較遠的幾個位置進行工作時，應在工作負責人指揮下，在每一個工作位置分別設專人監護。帶電測試人員在工作中應思想集中，服從指揮。2、安全要求（1） 應嚴格執行國家電網安監2009664號國家電網公司電力安全工作規程（

39、變電部分）試行的相關要求；帶電檢測過程中，按照安規要求應與帶電設備保持足夠的安全距離。（2） 應有專人監護，監護人在檢測期間應始終行使監護職責，不得擅離崗位或兼職其他工作；（3） 防止設備末屏(或低壓端)開路。取樣單元引線連接牢固，符合通流能力要求；試驗前應檢查電流測試引線導通情況；測試結束保證末屏(或低壓端)可靠接地。（4） 從電壓互感器獲取二次電壓信號時應防止短路。（5） 帶電檢測測試專用線在使用過程中，嚴禁強力生拉硬拽或擺甩測試線，防止誤碰帶電設備。3、檢測條件要求（1） 被試設備已安裝取樣單元，滿足帶電測試要求；（2） 雨、雪、大霧等惡劣天氣條件下避免戶外檢測，雷電時嚴禁帶電測試；（3

40、） 被測設備表面應清潔、干燥；（4） 采用相對測量法時，應注意相鄰間隔對測試結果的影響，記錄被試設備相鄰間隔帶電與否。4、檢測周期要求（1） 110（66）kV及以上電壓等級的電容型設備投運后一個月內進行一次相對介質損耗因數和電容量比值的帶電測試，記錄作為初始數據；（2） 110（66）kV及以上電壓等級的電容型設備帶電測試每1-2年測試一次；（3） 必要時。（二）參考設備的選擇選擇合適的參考設備對于電容型設備帶電檢測至關重要，應遵循以下原則：1、采用相對值比較法，基準設備一般選擇停電例行試驗數據比較穩定的設備；2、宜選擇與被試設備處于同一母線或直接相連母線上的其它同相設備，宜選擇同類型電容型

41、設備；如同一母線或直接相連母線上無同類型設備，可選擇同相異類電容型設備；3、雙母線分裂運行的情況下，兩段母線下所連接的設備應分別選擇各自的參考設備進行帶電檢測工作；4、選定的參考設備一般不再改變，以便于進行對比分析。（三）現場帶電檢測流程及注意事項1、工作前準備（1）工作前應辦理變電站第二種工作票，并編寫電容型設備帶電檢測作業指導書、現場安全控制卡和工序質量卡；（2）試驗前應詳細掌握被試設備和參考設備歷次停電試驗和帶電檢測數據、歷史缺陷、家族性缺陷、不良工況等狀態信息；（3）準備現場工作所使用的工器具和儀器儀表，必要時需要對帶電檢測儀器進行充電。2、測試前準備（1） 帶電檢測應在天氣良好條件下

42、進行，確認空氣相對溫度應不大于80%。環境溫度不低于5，否則應停止工作；（2） 選擇合適的參考設備，并備有參考設備、被測設備的停電例行試驗記錄和帶電檢測試驗記錄；（3） 核對被試設備、參考設備運行編號、相位，查看并記錄設備銘牌；（4） 使用萬用表檢查測試引線，確認其導通良好，避免設備末屏或者低壓端開路；（5） 開機檢查儀器是否電量充足，必要時需要使用外接交流電源。3、接線與測試（1） 將帶電檢測儀器可靠接地，先接接地端再接儀器端，并在其兩個信號輸入端連接好測量電纜；（2） 打開取樣單元，用測量電纜連接參考設備取樣單元和儀器In端口，被試設備取樣單元和儀器Ix端口。按照取樣單元盒上標示的方法，正

43、確連接取樣單元、測試引線和主機，防止在試驗過程中形成末屏或低壓端開路；（3） 打開電源開關，設置好測試儀器的各項參數；（4） 正式測試開始之前應進行預測試，當測試數據較為穩定時，停止測量，并記錄、存儲測試數據；如需要，可重復多次測量，從中選取一個較穩定數據作為測試結果；（5） 測試數據異常時，首先應排除測試儀器及接線方式上的問題，確認被測信號是否來自同相、同電壓的兩個設備，并應選擇其他參考設備進行比對測試。4、記錄并拆除接線（1）測試完畢后，參考設備側人員和被試設備側人員合上取樣單元內的刀閘及連接壓板。儀器操作人員記錄并存儲測試數據、溫度、空氣濕度等信息；（2）關閉儀器，斷開電源，完成測量；（

44、3）拆除測試電纜，應先拆設備端，后拆儀器端；（4）恢復取樣單元，并檢查確保設備末屏或低壓端已經可靠接地；（5）拆除儀器接地線，應先拆儀器端，再拆接地端。5、其它注意事項（1）采用同相比較法時，應注意相鄰間隔帶電狀況對測量的影響，并記錄被試設備相鄰間隔帶電與否；（2）采用相對值比較法，帶電檢測單根測試線長度應保證在15米以內。（3）對于同一變電站電容型設備帶電檢測工作宜安排在每年的相同或環境條件相似的月份，以減少現場環境溫度和空氣相對濕度的較大差異帶來數據誤差。二、診斷方法電容型設備介質損耗因數和電容量比值帶電檢測屬于微小信號測量，受現場干擾等多種因素的制約，其準確性和分散性與停電例行試驗相比都

45、較大，因此不能簡單通過閾值判斷設備狀態容易造成誤判，應充分考慮歷史數據和停電試驗數據進行縱向比較和橫向比較，對設備狀態做出綜合判斷。1、縱向比較對于在同一參考設備下的帶電測試結果，應符合電力設備帶電檢測技術規范（試行）的相關要求，如表1所示。表4-4 電力設備帶電檢測技術規范（試行）中關于電容型設備帶電檢測的標準被試設備測試項目要求電容型套管電容型電流互感器電容式電壓互感器耦合電容器相對介質損耗因數（1）正常：變化量0.003（2）異常：變化量0.003且0.005（3）缺陷：變化量0.005電容量比值（1）正常：初值差5（2）異常：初值差5且20（3）缺陷：初值差202、橫向比較（1） 處于

46、同一單元的三相電容型設備，其帶電測試結果的變化趨勢不應有明顯差異；（2） 必要時，可依照公式4-25和4-26，根據參考設備停電例行試驗結果，把相對測量法得到的相對介質損耗因數和電容量比值換算成絕對量，并參照Q/GDW 168輸變電設備狀態檢修試驗規程中關于電容型設備停電例行試驗標準（如表4-5所示），判斷其絕緣狀況；tanX0 =tan(X-N)+ tanN0 （4-25）CX0 =CX/CN×CN0 （4-26）其中：tanX0換算后的被試設備介質損耗因數絕對量；tanN0參考設備最近一次停電例行試驗測得的介質損耗因數；tan(X-N)：帶電測試獲得的相對介質損耗因數；CX0換算

47、后的被試設備電容量絕對量；CN0參考設備最近一次停電例行試驗測得的電容量；CX/CN帶電測試獲得的相對電容量比值。表4-5 輸變電設備狀態檢修試驗規程中關于電容型設備停電試驗的標準設備類型要求電容型電流互感器（固體絕緣或油紙絕緣）1.電容量初值差不超過±5（警示值）；2.介質損耗因數tan滿足下表要求（注意值）Um（kV）126/72.5252/363550tan0.0080.0070.006聚四氟乙烯纏繞絕緣：0.005電容式電壓互感器1.電容量初值差不超過±2（警示值）；2.介質損耗因數：0.005（油紙絕緣）（注意值）；0.0025（膜紙復合）（注意值）變壓器電容型套

48、管1.電容量初值差不超過±5（警示值）；2.介質損耗因數符合以下要求： 500kV及以上0.006（注意值）； 其他（注意值）：油浸紙：0.007；聚四氟乙烯纏繞絕緣：0.005；樹脂浸紙：0.007；樹脂粘紙（膠紙絕緣）：0.015耦合電容器1. 電容量初值差不超過±5（警示值）； 2. 介質損耗因數：膜紙復合0.0025，油浸紙0.005（注意值）（3） 對于電容式電壓互感器，受其電磁單元結構及參數等因素影響，測得的介質損耗差值可能較大，可通過歷次試驗結果進行綜合比較，根據其變化趨勢做出判斷；（4） 數據分析還應綜合考慮設備歷史運行狀況、同類型設備參考數據，同時參考其他

49、帶電測試試驗結果，如油色譜試驗、紅外測溫以及高頻局部放電測試等技術手段進行綜合分析。第四節 典型相對介質損耗因數及電容量比值檢測案例分析1.【案例1】某220kV電流互感器典型案例分析（1）案例概述2010年8月4日，在對某220kV變電站電流互感器開展相對介損電容量帶電檢測時，發現212單元A相電流互感器相對介損值遠遠高于同單元B、C兩相，但電容量未發現異常；油色譜數據顯示總烴含量嚴重超標，并有乙炔出現；解體后發現電容屏上出現X蠟。該電流互感器基本參數：型號：LB9-220W；額定電流比：2×600/1A；出廠日期：2005年7月6日；投運日期：2005年12月21日。（2）帶電檢

50、測數據分析212單元ABC三相電流互感器相對介損電容量歷年帶電檢測數據見表4-6。表4-6 212單元電流互感器帶電檢測數據試驗時間基準單元試驗數據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被測212單元及基準213單元歷史停電數據見表4-7。表4-7 歷史停電試驗數據單元試驗時間試驗數據A相B相C相2132008-10-110.00265/789.5pF0.00289/793.6pF0.00262/785.6pF2122008

51、-10-120.00285/796pF0.00275/788.5pF0.00278/782.3pF1）縱向分析。212單元A相2010年帶電測試相對介損值較2009年增長為0.0256-0.001=0.0246，變化量超過0.005，達到缺陷標準。電容量變化（1.0069-0.9989）/0.9989=0.8%，電容量未見異常。2）橫向分析。B、C相兩年的帶電測試數據較穩定，但A相相對介損值有較明顯的增長，與B、C相變化趨勢明顯不同。3）對相對值進行換算。參考基準單元停電例行試驗結果，將帶電測試結果換算到絕對量，其中介損為0.0256+0.00265=0.02825，與歷史數據比較有明顯增長，

52、并遠遠超過了狀態檢修規程給出的標準注意值0.007；電容量1.0069789.5pF=794.9pF，與歷史數據（796pF）變化不大。綜合以上分析，初步判斷212A相相對介損值明顯超標，設備內部存在缺陷。（3）綜合分析1）油色譜試驗對212A相進行油色譜分析，發現總烴含量明顯超標，并有乙炔出現，試驗數據見表4-8。表4-8 212A相電流互感器油色譜數據 （單位：L/L）測試時間CH4C2H4C2H6C2H2H2COCO2C1+C2微水2010-8-41498.100.91114.531.3445586.01155.64637.721614.8820mg/L三比值編碼為110，初步判斷為內部

53、存在低能量放電性故障。2）停電介損及電容量試驗212單元A相電流互感器10kV電壓下介損電容量試驗數據見表4-9。表4-9 212A相電流互感器停電試驗數據試驗時間試驗數據2010-8-50.02165/793.6pF從表4-9可以看出，212單元A相電流互感器停電后介損值為0.02165，超過狀態檢修規程給出的0.007的標準注意值，并與帶電檢測換算結果0.02825接近。3）局部放電測試對212單元A相電流互感器進行局部放電試驗，預加壓1.2Um即302.4kV，測量電壓1.2Um/3即175kV下局部放電量為578pC（標準為不大于20pC），局部放電量嚴重超標。局部放電起始電壓為62kV，熄滅電壓為50kV，均低于設備正常運行電壓。4）綜合分析綜合分析油色譜試驗及更換后電氣試驗數據，進一步確定了212A相設備內部存在絕緣缺陷。（4）解體檢查情況吊出212單元A相電流互感器器身后，外觀檢查未發現異常。對一次繞組進行解體檢查，結果發現從4號電容屏（從里向外為0號電容屏到9號電容屏即末屏）開始出現X蠟（X蠟為一種不溶于油的樹脂狀物質，為不飽和烴聚合分子結構改變后形成的產物），見圖4-12，部分絕緣紙已經硬化，當解體到2號電容屏后，出現褶皺的絕緣紙，且越來越明顯。圖4-12 212單元A相電