原标题：一次性讲清楚！电力变压器用高压套管的选用原则、维护、试验和检测方法

  近年来，电力变压器高压套管的故障时有发生，电力单位格外的重视套管的运作情况，制定各项反事故措施，保证套管的安全运行。小编整理了电力变压器用高压套管的选用原则以及套管的现场试验监测技术。

  2.1.1、套管的选用应满足变压器的性能指标,如:设备最高电压、最大运行电流、绝缘水平以及安装方法等满足电网安全运作的相关要求。

  c) 套管结构：载流方式、内绝缘形式(油浸纸式和胶浸纸式)、外绝缘套筒材料(瓷套或硅橡胶)；

  2.2.1、当套管的额定电压大于40.5kV时,套管的主绝缘结构及形式宜为电容式。

  2.2.2、当套管的额定电圧不大40.5kV时,套管的主绝缘结构形式则根据不一样的情况可以为纯瓷(复合) 式或为电容式。

  2.3.2、当套管的额定电流不小于630A或电压不小于220kV时套管的载流方式宜为导杆式。

  2.4.1、当变压器运行场所属于正常环境条件时,直接选用套管供方提供的标配规格的套管。

  2.4. 2、当变压器运行场所海拔大于1000m时, 应选用套管的外绝缘按GB/T4109校正后的尺寸规格,套管浸入油或SF6介质中的部分,其击穿场强和闪络电压不受海拔影响,绝缘距离不用进行校正,套管的内绝缘水平与海拔的影响无关, 无需进行校正。（注:由于受到浸入介质部分的介质击穿强度和闪络电压的限制,在高海拔地区使用的套管,无法在比运行地点低的海拔下用试验方法来校核所增加的电弧距高是否足够,因此套管供方应证明套管的外绝缘电弧距离增加的量足够。）

  2.4.3、电网系统的最大相电压可能会超过Um/√3,在任意24h内累计不超过8h及年累计不超过125h 时, 套管应能在如下电压值下运行:

  2.5.1、当变压器内部绝缘介质采用变压器油且外部与架空线直接连接时, 应选用油-空气结构的套管。

  2.5.2、当变压器内部绝缘介质采用变压器油并且与外部 GIS直连时,应选用油-SF6结构的干式套管。

  2.5.3、当变压器内部绝缘介质釆用SF6气体,外部绝缘为空气时,应选用SF6-空气结构的干式套管。

  2.5.4、当变压器内、外部绝缘介质均采用变压器油时,应选用油-油结构的套管。

  阀侧交直流套管, 宜选用胶浸纸式交直流套管或充SF6油纸电容式的交直流套管。

  油浸式平波电抗器, 阀厅侧宜选用胶浸纸式直流套管或充SF6油纸电容式的直流套管。

  下面以油纸电容型套管为例，对其日常维护、试验和检测的新方法进行讨论，分别从预防性试验技术、专业巡检技术和在线监测技术三方面方面介绍了停电试验、检查内容及注意问题，专业巡检的重点部位和项目，以及在线监测技术的应用和建议。

  110kV及以上的电力变压器高压套管多数为油纸电容型套管，它依靠电容芯子来改善电场分布电容芯子由多层绝缘纸构成，在层间按设计要求得位置上夹有铝箔，组成了一串同轴圆柱形电容器，以绝缘纸浸以矿物油为绝缘。

  油纸电容型套管的预防性试验是对套管进行定期停电试验和检查，主要是主绝缘试验和末屏试验，以及别的部位的检查。

  （一）主绝缘试验。主绝缘介损测量用正接法。介损值的增加，有很大的可能性是套管本身劣化、受潮都会引起。而介损值异常变小或负值，可能是套管底座法兰接地不良、套管表面脏污受潮、末屏受潮等形成“T”形网络干扰引起，也有很大的可能是介损仪标准电容器受潮等引起。

  电容量的增加可能是由于设备密封不良，进水受潮，也有一定的可能是套管内部游离放电，烧坏部分绝缘层的绝缘，导致电极间短路。而电容量的减少，可能是套管漏油引起，内部进入了部分空气。

  （二）末屏试验。测量绝缘电阻，小于1000MΩ时，应测量末屏对地tgδ，其值不大于2%。末屏介损测量用屏蔽反接法。末屏的绝缘情况反映外层绝缘水平，外层绝缘受潮，将导致主绝缘逐渐受潮。

  （三）将军帽的密封性以及与导电杆的接触情况检查。将军帽外面密封圈密封不良时，潮湿的空气进入将军帽里面空腔，使将军帽与导电芯杆连接的内螺纹氧化，导致将军帽与导电芯杆接触接触不良，易引起套管将军帽运行中异常发热。有些设计不合理的防雨罩，因与导电芯固定销接触不良处于“悬浮电位”，对瓷套产生高频放电，引起主绝缘介损测试值异常变大。

  检查时注意密封圈附近是否有铜绿锈迹或漏油现象；另外用万能表测量将军帽与导电杆的电阻是否为零；必要时检修前后进行变压器三相直流电阻测试，电阻值及平衡系数是否超标。

  （四）检查套管油位和漏油情况。油位异常变高，必须停电做主绝缘绝缘试验，必要时对套管绝缘油进行油中溶解气体色谱分析，检查氢气、乙炔和总烃的含量是否超标；如套管油位异常变低，则检查套管是否有漏油现象，一般是将军帽处和末屏处。必要时取油样进行水分含量测试。另外注意，油标管堵塞时会出现假油位现象。

  1.外接式：末屏通过外部铜片或铜线与套管底座连接，用螺丝上紧，底座接地。外接式非常容易看到接地情况，绝缘试验时，建议还是不要动末屏端，只拆开底座那端的接地螺丝。注意控制拧螺丝的力度，避免折断末屏金属棒。恢复接地后，建议用万能表检查末屏与变压器外壳的电阻，数值应为零。

  2.内接式：末屏通过接地帽接地，接地帽通过螺纹上紧在套管底座，接地帽内部压紧末屏，底座接地。注意仔细观察接地帽里面是不是真的存在火花放电痕迹。旋开接地帽时注意力度，避免折断末屏金属棒；旋紧时不应使用扳手，而应用手旋紧接地保护帽。接地帽应旋紧，避免里面受潮氧化腐蚀现象。

  3.推拔常接式：末屏通过弹簧直接将外铜套压紧套管底座内壁，底座接地。打开保护帽检查外铜套是否有火花放电痕迹或铜套有变色现象。绝缘试验恢复接地状态时应检查铜套是否活动自如，不能有卡涩，并使用万用表测量末屏对变压器外壳（地）的电阻值，如异常应处理。保护帽应旋紧，避免末屏处受潮，导致末屏接地装置中的金属部件锈蚀，进而造成外铜套与法兰接触面因铜锈存在而出现末屏接地不良现象。

  以上为停电时的试验、检查项目。如有必要进行油中溶解气体色谱分析、水分含量测试时，必须征求套管厂家的意见进行。四、专业巡检技术

  专业巡检是专业方面技术人员对运行中设备的某些项目进行有明确的目的性的检查和测试。一般配备望远镜和红外热像仪

  （一）套管的油位和漏油检查。采用望远镜进行仔细检查，检查部位跟以上一样。

  （二）红外检查。利用红外技术对电力系统中具有电流、电压致热效应或其他致热效应的带电设备做检测和诊断。

  1.仪器的选用。专业红外检测时，不宜使用红外测温仪（点温仪），而用红外热像仪。

  2.测试条件的选择。以阴天、多云、夜间或晴天日落2h后为宜，夜间最好，不应在雷、雨、雾、雪气象条件下进行仔细的检测。

  3.仪器的设置。设备的辐射率取0.9，色标温度量程宜设置在环境和温度加10K-20K左右的温升范围内。

  4.测量方法。首先对三相套管做全面的扫描。然后对异常发热点、重点部位进行重点测试分析。套管的重点扫描部位为三相套管的顶部导线接头处、柱头（包括将军帽处）、瓷瓶柱及末屏处。

  5.结果判断。套管属于综合致热型设备，既有电流致热损耗，又有电压致热损耗。首先用比较直观的同类比较判断法，根据三相套管之间对应部位的温差进行比较分析，找出异常部位。然后根据以下方法判断。

  对于一般缺陷，利用停电机会检修，有计划地安排试验检修消除缺陷；应在6个月内安排处理；对于严重缺陷，应在7天之内安排处理，对顶部导线接头处、柱头缺陷，应马上采取降低负荷电流措施；对瓷瓶柱、末屏缺陷，应立即采取一定的措施消缺；对于危急缺陷，应立即安排处理（消除缺陷或采取临时措施限制其继续发展），且不应超过24小时。一般来说，电压致热型的瓷瓶柱、末屏缺陷位置温差达2-3K就是严重缺陷，不容易发现，测试的时候必须特别细心比较才可能发现。

  （一）完善系统缺陷处理应对措施，以尽快排除一些故障恢复系统运行。在实际应用中，系统常常会出现硬件、软件、通信问题等等，这些故障往往需要厂家技术人员才能解决，并且原因查找起来不容易，花费时间也比较长。建议完善缺陷处理应对措施，逐步的提升系统管理人员和现场巡查人员异常故障处理应对能力，使监测系统正常工作。

  （二）在线监测的数据对绝缘缺陷的判断与传统预防性试验经验数据判断有差异，应考虑在线监测的特殊性，提高判断能力。

  试验条件的综合考虑。同一套管停电时与运行时的主绝缘介损值不宜简单的等同比较，因为在线监测时，设备上所加的运行电压不是单相而是三相电压，且电压值也与停电预试时很不相同；其他的还有邻相的影响及杂散干扰，温度、湿度、表面污秽等的情况也会有变化，这些都比停电时复杂得多。

  （三）格外的注意在线三相数据、在线历史数据的对比，有异常时，增加专业巡检次数，争取有停电机会时进行预防性试验项目的试验和检查。必要时，马上停电进行预防性试验。

  （四）加强基础研究工作。目前，大多数的在线监测技术仍停留在只提供监测数据的水平上，套管的在线监测参量的变化与绝缘劣化程度的关系仍缺乏判断经验。对在线监测数据的历史数据、相同型号的套管数据来进行比较分析，研究监测参数及其变化与被测套管绝缘老化的关系，找出其中的规律。

  总的来说，在套管的正常运行过程中，以上三种试验技术应考虑实施，取长补短，互为补充。在日常套管维护工作中，应加强专业巡检，特别在关键的保供电时期，必须增加专业巡检次数。如果已安装了在线监测系统，并且稳定性高，套管的预防性试验周期可以适当延迟，甚至考虑减少需要接拆线的试验工作，但停电全面检查工作是必要的。