第九章 套管和绝缘子的状态分析与诊断
500KV变电站绝缘子闪络的问题分析及处理
500KV变电站绝缘子闪络的问题分析及处理摘要】张家口发电厂塔山分厂针对某厂发生500kV升压站接地刀闸绝缘子闪络造成掉闸事故，通过对故障分析，最终确定故障产生的原因, 并采取了相应的措施。
【关键词】斗闪络、污闪、湿闪、PRTV涂料中图分类号：Ｇ71文献标识码：Ａ文章编号：ISSN1004-1621（2013）07-014-021 概述：在高电压作用下，气体或液体介质沿绝缘表面发生破坏性放电。
其放电时的电压称为闪络电压。
发生闪络后，电极间的电压迅速下降到零或接近于零。
闪络通道中的火花或电弧使绝缘表面局部过热造成炭化，损坏表面绝缘. 沿绝缘体表面的放电叫闪络。
而沿绝缘体内部的放电则称为是击穿。
沿面放电：沿绝缘子和空气的分界面上发生的放电现象。
闪络：沿面放电发展到贯穿性的空气击穿称为闪络[1]。
2 事故案例：2011年4月1日某发电厂发生500kV II母线接地刀闸绝缘子闪络造成II母线掉闸事故，当时厂内有7台机组运行，全厂总出力210MW，负荷分别送到500KV 侧两条母线，并由沙南一、二线送出，由于II母线事故掉闸，运行方式发生改变，导致单条母线运行，机组及变电站设备安全运行系数大大降低。
3 事故原因：3.1 当天持续降雪时间达10个多小时，由于当时的环境温度在零上，雪落到支柱瓷瓶上，一部分雪慢慢化，融化后的水又在瓷瓶伞裙之间形成小冰柱，造成瓷瓶伞裙之间绝缘距离降低，随着雪的慢慢积累、融化、结冰最后导致瓷瓶绝缘击穿，发生闪络接地，母线对地放电保护动作掉闸。
3.2 母线接地刀闸支柱瓷瓶产品投运时间早，制作工艺落后，防污等级低，瓷裙也不是防污等级高的大小伞裙（爬距较大）。
此型号瓷瓶已不能有效的防止雨季闪络事故的发生。
所以，防止污闪和湿闪是首要的问题。
4 塔山分厂所处现状：张家口发电厂塔山分厂区域污秽等级为三级，绝缘子选购时均适用于三级污秽等级区域，但是考虑到电厂的安全、可靠性要求较高，所以应满足四级污秽等级对绝缘子爬距的要求，即爬距应大于等于17050mm。
500kV_GIS绝缘套管击穿原因分析及处理措施
500kV GIS绝缘套管击穿原因分析及处理措施张文武引言：某厂500kV GIS绝缘套管在投运半年后，#1主变GIS侧A相绝缘套管发生放电击穿的故障；通过对故障现象分析，确定了故障原因并制定出处理及预防措施。
1 概述1.1SF6/air套管参数1.1.1型式；户外、充 SF6气体,用于GIB和架空线间的连接。
1.1.2额定绝缘水平（SF6侧/air侧）:(1)雷电冲击耐受电压: 相对地（峰值) 1550kV(2)工频耐受电压（50Hz，1min）：相对地（有效值)680kV 1.1.3额定电流：4000A1.1.4额定短时耐受电流（有效值）:63kA（3s）1.1.5额定峰值耐受电流: 158kA1.1.6爬电距离（相对地）：相对地:L相－地≥Kd·λ·Um其中：K d ─爬电距离增大系数K d，与瓷件平均直径D m有关,对应不同的D m，采用如下的：D m＜300mmK d＝1.0300mm≤Dm≤500mm K d＝1.1D m＞500mmK d＝1。
2λ─最小爬电比距，25mm/kVU m─最高线电压,550kV爬电系数：≤3。
61.1.7相邻套管顶部金属部分最小空气间隙净距≥4300mm。
1.1.8对瓷质套管，瓷裙升出比S/P≥0.8（S――相邻瓷裙间距mm，P――瓷裙伸出长度 mm）1.1。
9 生产厂家：平高东芝2 故障经过2008年1月25日22：53，某电厂#1机带负荷300MW,此时天降蒙蒙细雨，整个500kV升压站室外绝缘子及绝缘套管都存在不同程度的爬电现象，突然升压站内发出一声巨响,集控室通知说#1发变组保护动作，＃1机全停.经过检查发现#1主变差动及零序保护动作，对区内的电气一次设备检查，发现＃1主变GIS进线A相套管瓷瓶上部均压环有电弧击穿的痕迹,并留有大小不等的小洞,在套管瓷瓶下部基座部分同样有电弧击穿的痕迹,并穿出十几个小孔,大的直径达5—6mm。
基于红外测温技术的±500kV换流站平波电抗器套管缺陷诊断分析与处理
（1. Maintenance Company of State Grid Shaanxi Electric Power Company，Xi’an 710065，Shaanxi，China；2. State Grid Shaanxi Electric Power Company，Xi’an 710048，Shaanxi，China；3. Xi’an Jiaotong University，Xi’an 710049，Shaanxi，China）
1 红外测温技术的原理
红外测温技术作为目前电网企业应用最广泛 的 带 电 检 测 设 备 运 行 状 态 的 项 目 之 一 ，具 有 不 停 运、不接触、远距离、快速、直观地对设备的热状态 进行成像，是一种安全可靠、简便高效、准确直观、 远距离非接触探测的在线检测方法[15-17]。电气设备 在带电运行过程中，不同的运行工况条件下，其设 备内部或表面具有不同程度的发热现象，由于热传 导作用都会反映到设备表面温度场的分布情况上， 这种温度分布情况就是设备的热状态。设备正常 的热状态是运行电气设备的固有特性，其表面温度 场的分布是均匀平滑的，不会影响设备的安全稳定 运行。当设备出现安全隐患或绝缘故障等异常情 况时，便会出现设备表面局部温度的异常升高。通 过探测设备表面温度的变化情况，对发热的故障区
直流输电换流站核心设备主要包括换流阀、 换 流 变 压 器 、平 波 电 抗 器 、直 流 滤 波 器 、交 流 滤 波 器、控制及保护装置等[8-10]，实现交直流电力的转换 和跨区直流电能的输送。当运行设备内部本身存 在 潜 在 缺 陷 或 发 生 绝 缘 故 障 时 ，会 导 致 局 部 温 度 的 异 常 升 高 ，严 重 时 会 造 成 换 流 站 直 流 极 的 闭 锁 停运。通过利用红外测温技术对电气设备的运行 热状态进行检测分析 ，有 [11-14] 助于及时发现运行设 备 热 状 态 异 常 状 况 ，准 确 高 效 地 实 现 设 备 的 状 态 分析和故障定位，及时消除绝缘缺陷或故障，保障 电网安全稳定运行。本文针对换流站核心设备平 波电抗器，采用红外热像仪对某±500 kV 换流站平 波 电 抗 器 套 管 进 行 诊 断 分 析 ，发 现 了 极 Ⅰ 平 抗 极 母线侧套管和极Ⅱ平抗阀侧套管的异常发热现 象，通过检测分析和检修消缺，保证了直流系统的 安全稳定运行。
高压套管介绍及案例分析
高压套管介绍及案例分析摘要：高压套管主要用于变压器、电抗器、断路器等电力设备的进出线和高压电路穿越墙体等的对地绝缘。
文章主要对高压套管的分类进行分析，并探讨具体的执行方案。
关键词：高压套管；套管缺陷；套管故障；故障案例一、高压套管的分类1.1单一介质套管用纯瓷或树脂绝缘，常制成穿墙套管，用于35千伏及以下电压等级。
其绝缘件为管状，中部卡装或胶装法兰以便固定在穿孔墙上。
法兰一般为灰铸铁，当工作电流大于1500安时常用非磁性材料以减少发热。
单一绝缘套管的绝缘结构分为有空气腔和空气腔短路两类。
空气腔套管用于10千伏及以下电压等级，导体与瓷套之间有空气腔作为辅助绝缘，可以减少套管电容，提高套管的电晕电压和滑闪电压。
当电压等级较高时（20~30千伏），空气腔内部将发生电晕而使上述作用失效，这时采用空气腔短路结构。
这种瓷套管的瓷套内壁涂半导体釉，并用弹簧片与导体接通使空气腔短路，用以消除内部电晕。
但法兰附近仍可能发生电晕和滑闪。
1.2复合介质套管以油或气体作绝缘介质，一般制成变压器套管或断路器套管，常用于35千伏以下的电压等级。
复合绝缘套管的导体与瓷套间的内腔充满变压器油，起径向绝缘作用。
当电压超过35千伏时，在导体上套以绝缘管或包电缆线，以加强绝缘。
复合绝缘套管的导体结构有穿缆式和导杆式两种。
穿缆式利用变压器的引出电缆直接穿过套管，安装方便。
当工作电流大于600安时，穿缆式结构安装比较困难，一般采用导杆式结构。
电容式套管由电容心子、瓷套、金属附件和导体构成。
主要用于超高压变压器和断路器。
其上部在大气中、下部在油箱中工作。
电容式套管的电容心子作为内绝缘，瓷套作为外绝缘，也起到保护电容心子的作用。
瓷套表面的电场受内部电容心子的均压作用而分布均匀，从而提高了套管的电气绝缘性能。
金属附件有中间连接套筒（法兰）、端盖、均压球等。
导体为电缆或硬质钢管。
1.3电容式套管根据绝缘材料不同分为胶纸和油纸电容式套管。
该套管电容心子用胶纸制造时，机械强度高，可以任何角度安装，抗潮气性能好，结构和维修简单，可不用下套管，还可将心子下端车削成短尾式，缩小其尺寸。
绝缘子的测试与试验完事版
1、 绝缘电阻法 绝缘子在线检测过程中，绝缘电阻的测 量是通 过泄漏电流的测量得以实现的。 高压输电绝缘子一般采用盘形悬式绝缘 子。其等效电路可用RC串并联等效电路 表示，如下图：
Rp1 Rp2 Rp3 Rp4
Cp1 Cp2 Cp3 Cp4 Cp5 Ce3 Ce4 Ce1
二 、 电 量 测 验 法
• 4.测量方法
• 1）对于单元件的绝缘子，只能在停电的情况下测量其绝 缘电阻，相关规程中规定，采用2500V及以上的兆欧表。 • 2）对于多元件组合的绝缘子，可停电、也可带电测量 其绝缘电阻。其方法是用高电阻接至带电的绝缘子上，使测 量绝缘电阻的兆欧表处于地电位，从测得的绝缘电阻中减去 高电阻的电阻值，即为被测绝缘子的绝缘电阻值。
漏电流信号的 提前及传输
信号的前置处 理
A/D转换
微处理器进行型号处 理 结果输出 远程通信
非电气时的采集
图示为漏电流在线检测的基本步骤
• 绝缘子电压分布的检测 • 1、自爬式不良绝缘子检测
直流/直流 1000V变换器
检测 回路
电压脉 冲重复 率变换 回路
标志 音振 荡回 路
绝 缘 子 盒式磁带自动 记录回路 脉冲重复率电 压变换回路 描笔式记 录器
4、漏电流测量法 测量绝缘子表面污秽程度常用的方法有等值附 盐密度、测量 污层电导率和测量绝缘子表面泄漏电 流法。前两者是在停电时进 行，难以反映绝缘子在 运行中的真实情况。 污秽绝缘子的泄漏电流是运行电压作用下污秽受潮时测得的 流过绝缘子表面污层的电流。当绝缘子表面污秽物积累到一定程 度时， 在一定外界环境下可造成绝缘子的闪络，因而可通过测量 泄漏电流的大小变化来检测绝缘子的污秽程度。 泄漏电流在线监测的基本步骤如下图：
变压器套管电容量变化诊断及处理
变压器套管电容量变化诊断及处理发表时间：2015-01-23T11:32:44.570Z 来源：《防护工程》2014年第11期供稿作者：彭继中[导读] 套管为低值元件，且其属于主设备的关键部件，一旦发现问题或运行质量降低，应及时进行处理，必要时进行更换。
彭继中广东电网公司云浮供电局广东云浮 527300摘要：变压器套管作为电力变压器的关键部件，它的运行质量至关重要。
电容式套管是指采用电容屏均压的套管，它以若干串接的电容芯子作为内绝缘，其电容量初值差（与出厂值或交接值比较）应不超过±5%。
本文分析了电容式套管的原理和电容量测试方法，并以案例举例说明了变压器套管电容量变化的诊断和处理。
本文提出，电容量升高时情况较严重，应考虑电容屏击穿；电容量降低时应考虑老化；受潮情况较复杂，应具体问题具体分析。
套管为低值元件，且其属于主设备的关键部件，一旦发现问题或运行质量降低，应及时进行处理，必要时进行更换。
关键词：套管；电容量；诊断；处理1 前言电力变压器作为电网运行的主设备，它的安全可靠运行直接影响了电网的安全稳定性。
而变压器套管作为电力变压器的关键部件，它的运行质量也至关重要。
在生产实践中，变压器在运行中会出现套管电容量变化的情况，本文旨在就此种情况进行分析。
2 电容式套管的运行要求电容式套管是指采用电容屏均压的套管，它以若干串接的电容芯子作为内绝缘（也称主绝缘）。
其主绝缘好坏一是看它绝缘有否受潮、劣化等，通过测量绝缘电阻和介质损耗因数（简称介损）来判断；二是看若干串接的电容屏有否击穿，通过测量电容量来判断。
其电容量初值差（与出厂值或交接值比较）应不超过±5%，介损根据绝缘材料和电压等级也有相应的注意值。
电容式套管的电容量及介损测量通常采用西林电桥，用正接线方式，其测量结果有出厂值、首次安装后的交接值、运行中的例行试验值以及检修后的修后值等。
测试中不但要看它是否超过警示值和注意值，还要与历次试验结果比较，看变化趋势。
关于高压套管介损异常的解体分析与讨论
关于高压套管介损异常的解体分析与讨论发布时间：2022-10-18T06:40:34.151Z 来源：《福光技术》2022年21期作者：哈图[导读] 变压器套管例行试验时，中压侧套管Am、Bm、Cm介损均超过注意值0.8%，较上次测试结果增长明显，电容量无异常。
包头供电公司内蒙包头 014000摘要：本文中作者介绍了一起变压器高压套管介损异常缺陷，对缺陷套管开展了电气诊断性试验，进行了频域介电响应测试和分析，对缺陷套管进一步解体分析，测试了绝缘纸聚合度和表面物质成分，并进行分析讨论，针对讨论的结果，提出了几点运行建议和措施。
本文还对运行20年的油浸纸绝缘套管开展频域介电响应测试，对套管的频域介电谱特性开展研究，结合缺陷套管的其它电气试验和解体检查结果，分析套管的受潮和老化状态，给出运维建议和措施。
关键词：变压器；高压套管；频域介电响应；聚合度；近年来，因套管故障导致变压器停电的事故频发，部分事故甚至导致变压器本体受损。
变压器套管是将变压器绕组的高压线引至油箱外部的出线装置，其主绝缘承受主设备的全电压，载流导体承受主设备的全电流。
110k V及以上变压器高压侧套管通常是油纸电容型，由接线端子、储油柜、上瓷套、下瓷套、电容芯子、导电杆、绝缘油、法兰、接地套管、电压抽头和均压球等组成。
变压器套管属于电容型绝缘结构，通过对其电气特征参量和非电气特征参量的监测，可发现处在早期发展阶段的缺陷。
其中介质损耗因数能够反映套管内部绝缘材料受潮或劣化、绝缘脏污，介损与电压关系曲线亦可反映内部是否发生放电，套管电容量的变化量能够反映和判断内部电容屏的击穿数量。
介损-电压关系曲线出现异常的原因是多方面的，包括油污染、受潮、放电等，只要是随着电压增高，引起有功损耗异常增加的情况，介损-电压关系曲线都会有所反应。
1基本情况变压器套管例行试验时，中压侧套管Am、Bm、Cm介损均超过注意值0.8%，较上次测试结果增长明显，电容量无异常。
220kV干式穿墙套管绝缘缺陷原因分析及处理
220kV干式穿墙套管绝缘缺陷原因分析及处理发表时间：2019-07-03T08:42:55.447Z 来源：《基层建设》2019年第7期作者：蔡轲[导读] 摘要：高压穿墙套管是一种比较常见的电气设备，运行中的高压套管一旦绝缘损伤，则可能发生闪络、放电，严重时可能造成绝缘击穿，给电力系统的安全运行带来巨大的损失。
大唐三门峡发电有限责任公司河南三门峡 472143摘要：高压穿墙套管是一种比较常见的电气设备，运行中的高压套管一旦绝缘损伤，则可能发生闪络、放电，严重时可能造成绝缘击穿，给电力系统的安全运行带来巨大的损失。
关键词：220kV；穿墙套管；绝缘缺陷；原因分析随着现代输变电技术的发展，对高压输变电设备的紧凑性、可靠性提出了更高的要求，在此背景下，干式电容套管诞生了。
因干式套管具有介损小、局放低、重量轻、安装方便等特点且符合电力部门无油化、小型化的发展趋势，所以干式套管正以迅猛之势被市场所接受。
从农网、城网改造的市场需求来看，干式套管（包括干式穿墙套管）的市场需求量潜力较大，已经出现了供不应求的局面，然而从国内的发展现状来看，国内仅个别厂家从国外引进了胶浸纸干式套管的制造技术，但批量较小，价格昂贵，因此许多厂家竞相投资干式套管的生产，竞争十分激烈，但从研制过程来看，要真正掌握胶浸纸干式套管的制造技术难度较大，周期很长，因此研制一种胶浸纸干式套管的过渡产品已迫在眉睫。
一、套管结构1.套管以变压器油浸渍的电缆纸和金属均压板组成的多层圆柱形电容器（简称电容芯子）作为主绝缘，瓷套作为外绝缘及变压器油的容器。
2.套管为全密封结构，使套管中的变压器油绝对不受大气的影响。
其整体连接采用强力弹簧机械紧固的方法，以保证密封，并补偿由于温度变化而引起的套管各部件长度的变化。
该部分结构采用从瑞典ASEA公司引进的技术，保证了橡皮垫圈在很大的弹簧压力下仍具有良好的弹性。
3.为调节温度变化而引起的油的体积变化，使套管免受过大的压力，穿墙套管的户内部分设有油箱，油箱上有磁铁式油表。
220kV主变压器套管缺陷诊断分析
220kV主变压器套管缺陷诊断分析发布时间：2021-06-25T10:41:47.783Z 来源：《中国电业》2021年3月7期作者：陈湘桂[导读] 主变压器套管健康状况直接关乎着电网安全平稳运行陈湘桂大唐湘潭发电有限责任公司，湖南省湘潭市 411100摘要：主变压器套管健康状况直接关乎着电网安全平稳运行。
笔者介绍了一起220kV主变压器玻璃钢干式套管介质损耗因数异常后综合运用频域介电谱、局放试验等多种检测技术，确定了该套管存在缺陷。
通过套管解体检查和电磁场仿真计算分析了该套管缺陷原因，提出了玻璃钢干式套管该类缺陷的诊断方法，并分析了该类缺陷的预防措施，对主变压器套管安全运行具有一定的借鉴和指导意义。
关键词：220kV主变；套管；诊断分析1缺陷概述2020年10月29日，试验人员对某220kV变电站2号主变开展例行试验时，发现该2号主变110kV侧Bm相套管电容量数据合格，但介质损耗因数试验数据不合格，其他相同结构的两相套管试验数据均无异常，测试数据详见表1，套管外观检查正常，外绝缘无裂纹。
2停电试验2.1套管绝缘电阻试验对2号主变110kV侧套管开展主绝缘及末屏对地绝缘电阻试验，试验数据未见异常。
2.2套管电容量及介质损耗因数试验将2号主变110kV侧套管外绝缘表面清洁，并保持干燥状态，对套管主绝缘及末屏开展电容量及介质损耗因数测试，发现中压套管Bm相主绝缘及末屏介质损耗因数异常增大，且与其他两相横向对比，发现主绝缘介质损耗因数从0.354%增大至5.163%，增大约14倍；6末屏介质损耗因数从0.433%增大至7.666%，增大约18倍，见表1。
2.3频域介电谱试验为评估2号主变中压侧三相套管的运行状态，试验人员运用频域介电谱正接法方式反映各相套管运行状态，其测试电压200V，测试频带范围1mHz～1kHz，并对三相套管频域介电谱试验数据开展横向比对，中压侧频域介电谱与现场常规检测值相比数据一致，中压Bm相套管频域介电谱图与中压Am、Cm相套管频域介电谱图相差较大且介质损耗因数偏大，增大约11倍。
绝缘子基本结构
绝缘子基本结构绝缘子是电力系统中常见的一种电气设备，用于在输电线路上支撑和固定导线，同时起到绝缘和防止电流泄漏的作用。
绝缘子的基本结构通常包括绝缘子芯、绝缘子套管和金属附件等部分。
绝缘子芯是绝缘子的主要部分，由绝缘材料制成，一般选用瓷瓶、复合材料或玻璃钢等材料制造。
绝缘子芯的主要功能是承受导线的机械载荷，并保持导线与支架之间的绝缘。
绝缘子芯通常呈圆柱形或锥形，其表面通常有绝缘子串的设计，以增加绝缘子的绝缘距离，提高绝缘性能。
绝缘子套管是绝缘子的外壳，通常由金属材料制成，如铁、铝等。
绝缘子套管的主要作用是保护绝缘子芯免受外部环境的侵蚀，并提供机械强度支撑。
绝缘子套管通常具有一定的防水和防腐蚀性能，以确保绝缘子在恶劣环境下的可靠运行。
绝缘子的金属附件是连接绝缘子与导线或支架的部分，包括上下金具和接地线等。
上金具用于连接导线，下金具用于连接支架，而接地线用于将绝缘子接地，以确保系统的安全运行。
金属附件通常由耐腐蚀金属制成，如铜、铝等，以提供良好的导电性能和机械强度。
绝缘子的基本结构在电力系统中起到了至关重要的作用。
首先，绝缘子芯能够支持和固定导线，保证其在输电过程中不会受到外界力的干扰。
其次，绝缘子芯的绝缘性能能够防止电流泄漏，确保电力系统的安全运行。
此外，绝缘子套管和金属附件的作用在于保护绝缘子芯免受外部环境的影响，提高绝缘子的可靠性和使用寿命。
绝缘子的选择和设计需要考虑多个因素，如电压等级、环境条件和导线负荷等。
对于高压输电线路，通常采用瓷瓶绝缘子，其绝缘性能和机械强度较好。
而对于特殊环境下的输电线路，如沿海地区或高海拔地区，通常采用复合材料或玻璃钢绝缘子，以提高其防腐蚀和耐候性能。
绝缘子的基本结构对电力系统的正常运行具有重要意义。
合理选择和设计绝缘子，能够有效提高电力系统的可靠性和安全性，减少事故的发生。
因此，在电力系统的建设和运维中，需要重视绝缘子的选择和检测，确保其良好的绝缘性能和机械强度，以保障电力系统的正常运行。
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第九章套管和绝缘子的状态分析与诊断套管和绝缘子在搬运和施工过程中，可能会因碰撞而留下伤痕；在运行过程中，可能由于雷击，而使其破碎或损伤；由于机械负荷和高电压的长期联合作用，而导致劣化，这都将使其击穿电压不断下降。
当绝缘子击穿电压下降至小于沿面干闪电压时，就称为低值绝缘子。
当低值绝缘子的内部击穿电压为零时，就称为零值绝缘子。
当绝缘子串存在低值或零值绝缘子时，在污秽环境中，在过电压甚至在工作电压作用下就易发生闪络事故。
因此，及时检出运行中存在的不良绝缘子，排除隐患，对减少电力系统事故、提高供电可靠性是很重要的。
第一节套管和绝缘子的绝缘试验一、套管绝缘试验预防性试验项目主要有：主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻的测试和对地tan 的测试；在大修后或必要时进行油中溶解气体色谱分析、交流耐压试验和局部放电试验。
1、绝缘电阻的测试套管的绝缘电阻测量是为了初步检查套管的绝缘情况，在交流耐压试验前后均须进行。
测量前要先用干燥清洁的布擦去其表面污垢，并检查套管有无裂纹及烧伤情况。
应用2500V兆欧表进行测量，兆欧表的两个端钮分别接在套管的导杆和法兰上。
2、介质损耗角正切和电容量的测量测量20kV及以上非纯瓷套管的介质损耗角正切和电容值是判断高压套管绝缘的一项重要指标。
因为套管劣化、受潮等都会导致其介质损耗角正切的增加，所以根据介质损耗角正切的变化可以较灵敏地反映出绝缘的劣化和其他局部缺陷。
测量套管的介质损耗角正切可采用QS1型西林电桥，用西林电桥测量单独套管的tanδ值，可采用正接线方式。
已安装于电力设备上的高压套管，其法兰盘与设备金属外壳直接连接并接地。
测量这些套管的tanδ值时，首先应将与套管连接的引线或绕组断开。
除接地屏经小套管引出时可用上述正接线法测量外，一般用反接线法测量。
在采用西林电桥测量套管的介质损耗角正切时，有时往往只测电容芯子的介质损耗角正切，或只测量油纸套管导电芯对抽压或测量端子间的tanδ，而不测量端子或抽压端子的介质损耗角正切。
由于套管内部初期进水受潮时，潮气和水分只进入末屏附近的绝缘层，故占总体积的比例甚小，往往反映不出来，这给电气设备安全运行留下隐患。
3、交流耐压实验套管在交接时或大修后需要进行交流耐压试验，试验时应先将被试套管表面擦干净。
对于变压器或油断路器等充油设备上的套管，应将下部浸于绝缘油内，法兰与油箱外壳连接并接地，接地屏同时接地，在导杆上施加试验电压。
4、局部放电测量对66kV及以上的电容型套管在大修后可测量局部放电作为辅助试验。
二、绝缘子绝缘试验支柱绝缘子和悬式绝缘子的预防性试验项目主要包括：零值绝缘子检测、绝缘电阻测量、交流耐压试验、绝缘子表面污秽物的等值盐密测定等。
1、绝缘电阻的测试清洁干燥的良好绝缘子，其绝缘电阻是很高的。
电瓷有裂纹时，绝缘电阻一般也没有明显的降低。
当电瓷龟裂处有湿气及灰尘、脏污入侵后，绝缘电阻将显著下降，仅为数百甚至数十兆欧，用兆欧表可以明显地检出。
测量多元件支柱绝缘子每一元件的绝缘电阻时，应在分层胶合处绕铜线，然后接到兆欧表上，以免在不同位置测得的绝缘电阻数值相差太大，造成误判断。
《规程》规定，用2500V兆欧表测量绝缘电阻时，多元件支柱绝缘子和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ。
500kV悬式绝缘子的绝缘电阻不低于500MΩ。
2、交流耐压试验对于单元件的支柱绝缘子，交流耐压目前是最有效、最简易的试验方法。
预防性试验时，可用交流耐压试验代替测量电压分布和绝缘电阻，或用它来最后判断用上述方法检出的绝缘子。
对于绝缘子的交流耐压试验，各级电压的支柱绝缘子和悬式绝缘子的交流耐压试验电压标准见表9-1和表9-2。
按试验电压标准耐压1min，在升压和耐压过程中不发生跳弧为合格。
表9-1 支柱绝缘子的交流耐压试验标准（kV）对运行中的35kV变电所内的支柱绝缘子，可以连同母线进行整体耐压，试验电压为100kV，时间为1min。
耐压完毕后，必须测量各胶合元件的绝缘电阻，以检出不合格的元件。
对于穿墙套管绝缘子，应根据实际状态进行加压。
对变压器出线套管，如系35kV电压等级，试验时套管内应充满油，下半部应浸入绝缘油中再加压。
3、表面污秽物等值盐密测定定量评价绝缘子“脏”的程度而使用的最为广泛的一种方法。
等值盐密法是把绝缘子表面污秽密度按照其导电性转化为单位面积上NaCl含量的一种表示方法。
具体来说是用300ml蒸馏水，清洗并溶下一片绝缘子表面的污秽，在另一杯300ml 蒸馏水中逐渐放入NaCl ，直到2杯水的电导率相同，则用放入的NaCl 的量除以绝缘子的面积，所得结果称为该绝缘子的等值附盐密度。
当盐密值超过规定时，应根据具体情况采取相应的清扫措施。
等值盐密法的最大优点是直观易懂，便于推广。
其缺点是不反映污秽成分，不反映非电物质的含量，不反映污秽在绝缘子上的分布。
而污秽又分为4个阶段：污秽的沉积、受潮、干区的形成和局部电弧的发展，所以等值盐密法的测量结果只反映积累污秽的结果，不反映过程。
不能反映局部电弧的发展状况。
第二节 绝缘子的电位分布实验一、绝缘子串电压分布规律由于每个绝缘子的金属部分与杆塔（地）间、导线间均存在杂散电容，绝缘子串中每个绝缘子实际所分担的电压并不相同。
如图9-2中的曲线3所示。
沿绝缘子串的电压分布是极不均匀的，靠近导线的绝缘子电压降最大，离导线愈远的绝缘子两端压降愈小，当绝缘子靠近杆塔横担时，绝缘子电压降又升高。
绝缘子串愈长，电压分布愈不均匀，愈容易导致某些部位的绝缘损坏。
12345绝缘子编号每片绝缘子分担的电压(k V )图9-2 绝缘子串的电压分布曲线二、绝缘子串电压分布测量方法测量电压分布的工具有短路叉、电阻分压杆、电容分压杆、火花间隙检验杆等。
1、 短路叉这是检测损坏绝缘子（又称零值绝缘子）最简便的工具，其检测方法如图9-3所示。
图9-3 短路叉检测法检测杆端部装上一个金属丝做成的叉子，把短路叉的一端2和下面绝缘子的钢帽接触，当另一端1靠近被测绝缘子的钢帽时，1和钢帽间的空气隙会产生火花。
被测绝缘子承受的分布电压愈高，出现火花愈早，而且火花的声音也愈大，因此根据放电情况可以判断被测绝缘子承受电压的情况。
如果被测绝缘子是零值的，就不承受电压，因而就没有火花。
这种测杆不能测出电压分布的具体数值，但可以检查出零值绝缘子。
在使用时应注意，当电压等级较低时（35kV 及以下）不能因火花间隙放电而引起相对地闪络。
2、 电阻分压杆、电容分压杆电阻分压杆的内部结构和接线如图9-4所示，其中图9-4 (a) 、(b)是表示测量两点之间电位差的外部结构和内部连接图，适用于110kV 及以上的变电所和线路绝缘子串测量；图9-4 (c) 、(d)是表示测量某点对地电位的外部结构和内部连接图，适用于35kV 变电所内支柱绝缘子的测量。
这种检验杆应预先在室内求出端部电压和微安表读数的关系，并应经常校准。
通常盘形悬式绝缘子C ≈50pF ，Cω1=64M Ω。
当采用电阻为220MΩ的绝缘杆与之并联时，阻抗值降为50MΩ，将会导致约20%的误差，这需要在测量中注意。
在强电场附近测量时，要注意外界电场对表读数的影响，必要时需采用适当的抗干扰措施。
V绝缘杆CA5×22M(1W)5×22M(1W)A(10-15)×22M(1W)VC(a)(b)(c)(d)图9-4 电阻分压杆测量法(a)测量两点电位差的外部连接; (b)测量两点电位差的内部连接;(c)测量某点电位的外部连接; (d)测量某点电位的内部连接当采用图9-4 (a)方法测量时，若某片绝缘子片的电位差为0，则该片绝缘子即为零值绝缘子。
当采用图9-4 (c)方法测量时，应先从母线端开始读取微安表的读数，依次往下进行，所测得的微安数应该是递减的，如出现某片绝缘子与上一片绝缘子电流值相同，则该片绝缘子就是零值绝缘子。
电容分压杆与电阻分压杆类似，只是将电阻串和带有桥式整流的微安表，换成一个或几个串联且能承受被测电压的高压电容器与一个小量程指针式的静电电压表相串联。
当电容器的电容量取的足够小的时候，被测量的电压都分布在电容器上，因此小量限的电压表就可测量几千到几万伏的电压。
3、火花间隙检测杆图9-5 可调火花间隙检测杆测量法图9-5所示为一种可调火花间隙的检测杆，其测量部分是一个可调的放电间隙和一个小容量的高压电容器相串联，预先在室内校好放电间隙的放电电压值，并标在刻度板上，测杆在机械上可以旋转。
这样，在现场将高压电容器和放电间隙串联的部分并联到绝缘子片两端，转动操作杆，改变放电间隙，直至开始放电，即可读出相应于间隙距离在刻度板上所标出的放电电压值。
如果某一元件上的分布电压低于规定标准值，而相邻其他元件的分布电压又高于标准值时，则该元件可能有缺陷。
为了防止因火花间隙放电短接了良好的绝缘元件而引起相对地闪络，可以用电容与火花间隙串联后再接到探针上去。
电容值约为30pF,与一片良好的悬式绝缘子的电容值接近。
因为和电容串联的火花间隙的电容量只有几皮法（pF），所以电容的存在基本上不会降低作用于间隙上的被测电压。
这种检测工具的缺点是，动电极容易损伤而变形，放电电压受温度影响，检测结果分散性大，这些都使其检测的准确性较差，而且测量时劳动强度较大，时间也较长，因此，它仅用于检验性测量，对于零值绝缘子的检测还是有效的。
第三节套管和绝缘子故障诊断一、绝缘子运行状态分析绝缘子性能主要由电气性能、机械性能、热性能和抗老化性能等决定。
绝缘子的电气性能主要包括：绝缘子闪络特性、各种过电压下的电气性能、绝缘子的污秽闪络特性、油中工频击穿电压特性；绝缘子的机械性能主要包括：抗弯强度；绝缘子的热性能主要包括其冷热性能。
《规程》规定，用2500V兆欧表测量绝缘电阻时，多元件支柱绝缘子和每片悬式绝缘子的绝缘电阻不应低于300MΩ。
500kV悬式绝缘子的绝缘电阻不低于500MΩ。
绝缘子的交流耐压试验前面已论述过。
二、套管运行状态分析套管式结构是一种容易发生滑闪放电的绝缘结构。
为了提高套管的闪络电压，必须采取防止滑闪的措施，改善电场分布。
瓷套形外绝缘套管，其放电性能要求与一般绝缘子相同；内绝缘套管是一个电场比较复杂的电容芯子，其热稳定性、耐局部放电性能至关重要。
电容型套管绝缘电阻测量结果应满足：导电芯对抽压端子或测量端子间的绝缘电阻不小于10000MΩ，抽压端子和测量端子间的绝缘电阻不小于1000MΩ，测量端子对法兰的绝缘电阻应不小于1000MΩ。
套管的耐压试验标准见表9-5，试验时间为1min。
若试验中该套管无放电现象，内部无击穿响声，仪表指示稳定，则认为合格，试验时允许套管上部有电晕现象。
表9-5 套管的交流耐压试验标准（kV）《规程》规定20℃时tanδ值（%）不应大于表9-6的规定值。