免费在线 概述 第五章 一、电容型设备的构成 电容型设备的试验、监测与诊断 电容型设备是重要的输变电设备，包括电力电容器、电容 式高压套管、电容式绝缘电流互感器、电容式电压互感器，耦 合电容器等； 方瑞明 博士/教授 电力电容器大量用于改善功率因数及降低配电损失等目 的，并为输变电设备不可缺少的器件。电容式套管是大型变压 Email: fangrm@ 器高压引线 概述 二、电容型设备的常见故障 三、常规的停电试验方法 以电容式套管为例，DL/T 596-1996 （预试规程）规定的停电试验项 以电容式电流互感器为例，其常见绝缘故障及发生 目如下： 原因见下表。 1、主绝缘及末屏对地绝缘电阻（用兆欧表，直流电压常为1、2.5或 5KV）； 2、主绝缘及末屏对地绝缘的介质损耗角正切值及电容量（用西林电 桥，施加10KV交流）； 3、油中溶解气体分析； 4、交流耐压试验； 5、局部放电试验。 在大修后或必要时，预试规程要求对上述5项都做试验。而对其 中前两项要求每1~3年进行一次试验。 试验项目及程序 套管绝缘试验包括以下试验项目 5.2 电容型设备的绝缘预防性试验 a) 绝缘电阻测量； b) 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电容量测量； c ）110kV及以上电容型套管的局部放电测试； d) 交流耐压试验。 1 试验项目及程序 试验项目及程序 试验程序 试验程序 应在试验开始之前检查试品的状态并进行记录，有影响试验 正常的情况下，应在绝缘电阻测量之后再进行介质损耗及电容 进行的异常状态时要研究，并向有关人员请示调整试验项 量测量，这两项试验数据正常的情况下才可以进行试验电压 较高的局部放电测试和交流耐压试验；交流耐压试验后宜 目。 重复进行局部放电测试或介质损耗及电容量测量，以判断 详细记录试品的铭牌参数和出厂参数。 耐压试验前后试品的绝缘有无变化。 应根据交接或预试等不同的情况依据相关规程规定从上述项 试验后要将试品的各种接线、末屏、盖板等进行恢复。 目中确定本次试验所需进行的试验项目和程序。 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 绝缘电阻测量 容测量 使用仪器 1. 使用仪器 2500V绝缘电阻测量仪（又称绝缘兆欧表） 电容/介质损耗电桥（或自动测量仪）及标准电容器、升 测量要求 压装置（有的自动介损测量仪内置10kV标准电容器和升 主绝缘的绝缘电阻，电容型套管末屏对地绝缘电阻。 压装置）； 现场用测量仪应选择具有较好抗干扰能力的型号，并采用 试验结果判断依据 倒相、移相等抗干扰措施。 a) 主绝缘的绝缘电阻：110kV以下电压等级的套管一般不 低于5000M Ω，110kV及以上电压等级的套管一般不低于 10000M Ω。 b) 末屏对地的绝缘电阻：应不低于1000 M Ω。 注意事项 试验时应记录环境湿度。某些情况下测量时需要将外绝缘的 几个伞裙进行清洁，或将外绝缘泄漏采取屏蔽措施。 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 主绝缘及电容型套管末屏对地 容测量 的tg δ及电容测量 2. 试验接线) 用西林电桥测量单独套管的tg δ值， 2) 已安装于电力设备上的高压套管， 可采用图示的正接线方式。此时套管 垂直放置于稳固的支架上，在导杆上 其法兰盘与设备金属外壳直接连接 加试验电压，中部法兰盘借助高电阻 并接地。测量这些套管的tan δ值 的绝缘垫对地绝缘．并与电桥的另一 时，首先应将与套管连接的引线或 引线连接。如被试套管的末屏经小套 绕组断开。除末屏经小套管引出 管引出时，则电桥的另一引线与小套 管的导电杆连接，此时法兰盘可直接 时，可用上述正接法测量外，一般 接地。对带有抽压端子的套管，在测 用反接线法测量，如图所示。 量套管整体的tg δ值时，将抽压端子 “悬空” ；测量抽压端子对地的tg δ值 及其电容C2时，施加于抽压端子上 的电压一般不得超过3000～5000V， 此时被试套管的导杆“悬空”，不能接 地． 2 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 容测量 2. 试验接线 还应指出，只测量油纸套管导电芯对抽压或测量端子间的 tan δ，而忽视测量测量端子或抽压端子与法兰间的tan δ 对发现初期进水、受潮缺陷是不灵的。 如图所示，高压电容套管电容芯子的结构特点是在管形导 电杆外围，交替绕有同心绝缘层与铝箔层，而且都用绝缘 材料固定在法兰根部。测量端子内部引线接至末屏，供测 取套管介质损耗因数及局部放电用。抽压端子内部引线接 至靠近末屏的铝箔层，供测量用。有些老式电容套管，没 有测量端子和抽压端子，电容芯子的末屏由引出线接至法 兰。 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 容测量 容测量 2. 试验接线. 试验接线 高压电容套管的等值电路如图所示。一些部门和单位，在采用西林电桥 右图示出了油纸套管绝缘的tan δ与受 测量套管的介质损耗因数时，往往只测电容芯子的介质损耗因数，质 潮时间的关系曲线。由曲线可知，当 损耗因数。由于初期进水受潮时，潮气和水分只进入末屏附近的绝缘 受潮120h后，抽压端子和法兰间绝缘 层，故占总的体积的比例很小，往往反映不出来，给电气设备安全运 tan δ0( 曲线)比开始受潮时已经增 行留下隐患。 大许多倍，而导电芯和抽压端子与接 地部分间绝缘的tan δ1(曲线)还没 有明显变化。因此，要监视绝缘的开 始受潮阶段，测量tan δ0 比测量 tan δ1要灵敏得多。 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 容测量 容测量 3.试验结果判断依据 3.试验结果判断依据 (1)根据国内外运行经验，我国《规程》中规定20℃时tan δ(％)不应 (2)当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000M Ω时，应测量末屏对地 tan δ，其值不大于2 ％。 大于表中的数值。 (3)在测量套管的介质损耗因数时，可同时测得其电容值，电容型套管 的电容值与出厂值或上一次测量值的差别超出士5％时应查明原因。 通常有以下两种情况： 1) 测得电容型少油设备，如套管的电容量比历史数据增大。此时一 般存在两种缺陷：①设备密封不良，进水受潮，因水分是强极性介 质，相对介电常数很大。而电容与其成正比，水分侵入使电容量增 大。②电容型少油设备如套管内部游离放电．烧坏部分绝缘层的绝 缘，导致电极间的短路。由于电容型少油设备的电容量是多层电极 串联电容的总电容量，如一层或多层被短路，相当于串联电容的个 数减少，则电容量就增大。 2)测得电容型少油设备的电容量比历史数据减小。此时，主要是漏 油，即设备内部进入了部分空气，因空气的介电常数约为1。故使设 备电容量减小。 3 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 容测量 容测量 3.试验结果判断依据 3.试验结果判断依据 值得指出的是，判断时，油纸电容型套管的tan δ一般不进行温度换算。 规程中对套管的介损因数测量要求较严，主要原因在于： 这是因为油纸电容型套管的主绝缘为油纸绝缘，其tan δ与温度的关系 1) 易于检出受潮缺陷。目前套管在运行中出现的事故和预防性试验检出的故 取决于油与纸的综合性能。良好绝缘套管在现场测量温度范围内，其 tan δ基本不变或略有变化，且略呈下降趋势。因此，一般不进行温度 障，受潮缺陷占很大比例，而测量tan δ又是监督套管绝缘是否受潮的重 要手段。因此，对套管tan δ要求值规定得严一些有利于检出受潮缺陷。 换算。 2) 符合实际。我国预防性试验的实践表明，正常油纸电容型套管的tan δ值 对受潮的套管，其tan δ随温度的变化而有明显的变化，表列出了现场对 一般在0.4%左右，有的单位对63～500kV的234支套管统计，tan δ没有 油纸电容型套管在不同温度下的实测结果。可见绝缘受潮的套管的 tan δ随温度升高而显著增大。 超过0.6 ％的。制造厂的出厂标准定为0.7 ％，因此运行与大修标准不能严 于出厂标准，所以长期以来，tan δ的要求值偏松。运行经验表明， tan δ大于0.8 ％者，已属异常。如某电业局一支500kV套管，严重缺油(油 标见不到油面)，绝缘受潮，tan δ只为0.9 ％，所以只有严一些才符合实 际,也才有利于及时发现受潮缺陷。 鉴于近年来电力部门频繁发生套管试验合格而在运行中爆炸的事故以及电容 型套管的要求值提高到0.8 ％～1.0％，现场认为再用准确度较低的QS1l型 电桥(绝对误差为≤0.3 ％)进行测量值得商榷，建议采用准确度高的测量仪 器，其测量误差应≤0.1 ％，以准确测量小介质损耗因数tan δ。 主绝缘及电容型套管末屏对地 主绝缘及电容型套管末屏对地 的tg δ及电容测量 的tg δ及电容测量 4. 不拆引线测量变压器套管的介质损耗因数 4. 不拆引线测量变压器套管的介质损耗因数 1)正接线)感应电压测量法。当感应电压超过2000V时，可利用感应电压测量变压 器的介质损耗因数，其原理接线图如图所示。 在套管端部感应电压不很高(2000V)的情况下，可采用QS1 型西林电桥正接线的方法测量。 此时，由于感应电压能量很小，当接上试验变压器后，感应 电压将大幅度降低。又由于试验变压器入口阻抗Zbr远小于 套管阻抗Zx，故大部分干扰电流将通过Zbr旁路而不经过电 桥，因此，测量精度仍能保证。 值得注意的是，当干扰电源很强时，需要做试验电源移 相，倒相操作，通过计算校正测量误差，给试验带来不便。 因此，在套管端部感应电压很高时，宜利用感应电压进行测 量。 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 主绝缘及电容型套管末屏对地的tg δ及电 容测量 容测量 4. 不拆引线测量变压器套管的介质损耗因数 (2)感应电压测量法。 4. 不拆引线测量变压器套管的介质损耗因数 表给出了某供电局利用外施电压和感应电压法测量变压器介质损耗因数的 (2)感应电压测量法。 结果。其中C相没有采用感应电压法测量，C相变压器运行位置距带电设备 采用此种接线无需使用试验变压器外施电压，而是利用感应电压作为试 较远。感应电压过低，不适宜用感应电压法测量。 验电源，因并联标准电容器CN仅为50pF，阻抗很大，虽干扰源的能量 很小，但由于去掉了阻抗较低的试验变压器，故套管端部的感应电压无 明显降低。由图可见，整个测试回路仅有eg一个电源，因此，不存在电 源叠加，即电源干扰的问题，这样，不但使电桥操作简单易行，同时也 提高了测量的准确性。 4 110kV及以上电容型套管的局 110kV及以上电容型套管的局部放电测试 部放电测试 使用仪器 试验结果判断依据 局部放电高电压试验变压器及测量装置（电压测量总不确 在测量电压，油纸电容型的局部放电量应不大于10pC 定度感±3%）、局部放电测量仪。 （运行中套管的局部放电量不大于20pC）；胶纸电容 试验方法 型不应大于250pC （非变压器、电抗器套管不应大于 先将电压升至预加电压（最高工作电压Um），维持5s后， 100pC）。 将电压降至局部放电测量电压（变压器及电抗套管的局部 放电测量电压为1.5 Um/ √3,其他套管局部放电测量电压为 1.05 Um/ √3），维持5min进行局部放电测量。 局部放电试验也可结合耐压试验进行，即在耐压60S后不将 电压回零，而是直接将电压降至局部放电测量电压进行局 部放电测量。 110kV及以上电容型套管的局部放电测试 交流耐压试验 注意事项 使用仪器 a)试验时应记录环境湿度，相对湿度超过80%时不应进行本试 高电压试验变压器及测量装置（电压测量总不确定度 验。 ≤±3%）。 b)升压设备的容量应足够，试验前应确认高压升压等设备功能 试验方法及试验结果判断依据 正常。 c)所用测量仪器、仪表在检定在效期内，局部放电测试仪及校 50Hz交流耐压60S，应无内外绝缘闪络或击穿。 准方波发生器应定期进行性能校核。 d)对变压器及电抗器套管进行耐压试验时，其下部必须浸入一 合适的油筒内，注入筒内的油应符合油质试验的有关标准， 并静置后才能做试验。穿墙或其他形式套管不需要放入油 筒。 e)试验前应保证试品有足够的静置时间，500kV设备静置时间 大于72h，220kV设备静置时间大于48h，,11 0kV及以下设备 静置时间大于24h。 交流耐压试验 5.3 电容型设备的在线监测 需要注意的几点 一、概述 a)试验时应记录环境湿度，相对湿度超过80%时不应进 行本试验。 b)升压设备的容量应足够。试验前应确认高压等设备功 能正常，所用测量仪器、仪表在检定有效期内。 c)对变压器及电抗器套管进行耐压试验时，其下部必须浸 入一合适的油筒内，注入筒内的油应符合油质试验的 有关标准，并静置后才能做试验。 d)试验前应保证套管有足够的静置时间，参见5.3.4 e。 e)35kV及以下纯瓷穿墙套管可随母线绝缘子一起耐压。 f) 耐压试验后宜重复进行主绝缘的介质损耗及电容量测 量和局部放电试验，注意耐压前后应无明显变化。 5 一、概述 二、三相不平衡电流法 如图所示，图中Y 、Y 、Y 为该三相试品的导纳，而用Y ‘ 、 A B C A 监测三相的三个同类型设备的电流之和 Y ’、Y ’反映周围相邻设备的影响。 B C 认为三相设备绝缘同时劣化的概率小，因此某相设备绝 缘劣化，流经三相的电流将不平衡，则三相电流之和将相应 会改变。 监测其变化就可以发 I 0 现故障 I d 图杂散电流I 对I 的影响示意图 d 0 二、三相不平衡电流法 三、三相不平衡电压法 采用该方法监测时，应主要分析I 测值的纵向（历史性）变化： 电路如图所示，设备刚安装好时，可调节可变电阻ＲＡ、 0 ＲＢ、ＲＣ，使三相不平衡电压Ｕ０降到最小的数值。以后当三 由于电源电压的不平衡，三相试品的阻抗也有差异，原来已导 相试品中有一相或者两相出现缺陷时，此Ｕ０就会有显著增加。 致中性点处有某不平衡电流I0.而当某一相试品中出现缺陷时， 该方法灵敏度较不平衡电流法高 将使I 改变为（I +∆I ）。但由于杂散电流I 的干扰，会影响到 0 0 0 d 中性点电流变化规律的灵敏程度。为此采用比例值： I 0 +ΔI 0 +I d K I 0 +I d 由于此比例取决于各电流矢量，当有一相故障引起∆I0增大时， K值可能增大，也可能减小，故不能仅用三相不平衡电流测量值 的变化来判断； 该方法简单、造价较低，监测仪表可靠性高，可做“初测”使用 三相不平衡电压法原理图 三、三相不平衡电压法 四、改进的三相不平衡法 在线监测三相不平衡电压的实例 电路如下图所示： 该方法简单易行，但要将试品末屏的接地线解开后才能接 入阻抗，不符合规程中不断开地线的要求； 该方法无法确定缺陷位于哪一相。 改用穿心式电流传感器，采用高速采样、ＡＤ转换技 术，利用采集的电流的幅值和相位来分析每相试品的Ｃ 及介损正切值。 6 五、介质损耗角正切的监测 五、介质损耗角正切的监测 １、电桥法 西林电桥法 监测前，先调整C 和R ，使指零仪指零，监测时只要调整C 。 4 3 4 若试验电压中含有某种频率的谐波分量时，欲使电桥平衡必须 是流过检流计的基波电流和谐波电流同时为零，正常的情况下是 不可能实现的 例如电源中三次谐波的存在就会使电桥两端始终残存零点到几 毫伏的电压，并且tan δ 越大残存电压越大 五、介质损耗角正切的监测 五、介质损耗角正切的监测 ２、相位差法 1）硬件实现：系统先通过采样电路捕捉电流和电压信号，进入 相位鉴别单元，求出电流电压相位差，进而得出损耗角正切 ２) 软件实现：过零时差比较法 系统先通过采样电路捕捉电流和电压信号的过零点，然后通过 一系列的逻辑转换电路形成一定宽度的方波信号，方波的宽度 反映了电流和电压信号的相位差。 五、介质损耗角正切的监测 五、介质损耗角正切的监测 影响电流和电压过零的因素有: 3、过零电压法 (1) 谐波频率 测量两个正弦波在过零点附近的电压差，并由电压差来计算 (2) 谐波正弦波形畸变率 相位差和介质损耗角正切的方法。 (3) 谐波初相角 (4) 试品的介质损耗 由两个被测正弦波之间的差值电压及正弦波的幅值就可以计 算出两个正弦波的相位差 设置低通滤波单元滤除三次谐波 7 五、介质损耗角正切的监测 五、介质损耗角正切的监测 现场环境对测试的影响 数字化测量法（软件） 1、湿度对测量结果的影响 过零电压法 环境湿度大时，电气设备表面的污垢尘埃受潮，导电性增强， 过零时差比较法 表面电导增大引起较大的电导电流。 湿度大于90 ％时的损耗角正切会比正常时大2～3倍 正弦波参数法 数字化测量法注意问题： 2、周围电磁场的影响 采用加屏蔽罩 （1）电压电流两路信号采集的同时性 （2）保证在一个周期内均匀采集到整数个点数，以防止出现 频谱泄漏，而导致采样误差 六、其它在线 电容型设备的故障诊断 一、概述 1、气体分析 只有掌握各方面，做全面、科学的综合分析，才能 做出较为准确的判断。 参照变压器 例如： 2、局部放电 电容型设备导电部分发生故障时常引起局部严重过 主要以脉冲电流法为主 热，可用红外热像仪带电检测(预试规程中对互感器要 求在必要时复测其直流电阻也包含这个目的) 电流传感器安装在低压套管接地线处 试品受潮，以测tan δ及C较灵敏； 试品有早期局部放电，局放测量较为灵敏。 应多种方法配合，取长补短，综合分析。 二、基于Ix及tan δ相对测值的诊断方案 5.4 电容型设备的故障诊断 tan δ和Ix超标的判据流程 二、基于Ix及tan δ相对测值的诊断方案 采用四个特征量：tan δ相对值（同相、同母线下两设备间的比较）、 tan δ相对值差分序列与模型间的残差、相对电容量（同相、同母线下 两设备间的比较）、相对电容量差分序列与模型间的残差。诊断流程 如下： 8 5.4 电容型设备的故障诊断 5.4 电容型设备的故障诊断 三、基于tan δ测值及其随时间的变化趋势的定性诊断 三、基于tan δ测值及其随时间的变化趋势的定性诊断 A ：有少量变化，继续监测，不需采取一定的措施； 不仅要看tan δ的当前值，还需要注意其变化趋势，并结合其他带 B：有明显变化，适当时宜离线复测、红外测 电检测的新方法（红外测温）、离线方法进一步确诊。流程如下： 温，考虑准备备品； C：很快变化，需离线检测分析，如继续恶 化，需更换； D：变化急剧，已持续高速恶化，应立即更 换； E：监测到有层间短路，需离线检测确认后更 换； F：稳定在危险水平上，可靠性已明显降低， 宜考虑更换； G：快速增高后已渐稳定，已丧失可靠性； H：在少量增长后已趋稳定，不需采取一定的措施 I：tan δ较高，还未测到很高的；老化速率， 可靠性下降，宜离线 诊断实例分析 实例：500 kV电容型套管故障 实例1：500 kV电容型套管故障 2、设备试验 电抗器高压套管介质损失角出厂试验值为0.37%,现场 1、500 kV高压套管参数 验收试验值为0.38%。2007年10月9 日秋检预防性试验 500 kV并联电抗器一次高压套管型式为 其数值达到0·587% (试验数据如表所示)。 GOE-06-B, 标称电压550 kV，额定电流2 500 A。 2005年出厂, 2006年11月投入运行。 实例：500 kV电容型套管故障 实例：500 kV电容型套管故障 取油样进行色谱分析,结果如表所示。 处理： 厂家技术人员确认套管上端部密封垫安 装顺序有误,造成设备密封不良,进水受潮, 出现电孤放电。对设备做更换。 判断：套管绝缘存在缺陷,套管内部存在电弧放电。 9

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