变压器低压侧绝缘管型母线异常分析及防范措施
配电变压器常见故障原因和预防措施
配电变压器常见故障原因和预防措施一、绝缘失效绝缘失效是导致变压器故障的主要原因之一、绝缘材料老化、过热、潮湿和外力划伤等都可能导致绝缘失效。
为了防止绝缘失效，可以采取以下预防措施：1.定期进行绝缘电阻测试，发现问题及时处理；2.注意变压器的通风和散热，防止过热；3.避免外力对绝缘材料的划伤；4.变压器安装在干燥的地方，且定期检查绝缘材料的潮湿程度。
二、过载过载是指变压器运行时超过额定容量的电流，长期过载会导致变压器绕组温度过高，引发故障。
预防过载的措施如下：1.在变压器选型时要合理设计容量，预留一定的冗余；2.监测变压器的工作电流，避免超过额定容量；3.定期对变压器进行负荷测试，及时发现并处理过载问题。
三、油漏油漏是变压器常见的故障之一，可能是由于密封件老化、安装不良或机械冲击等原因造成的。
油漏不仅会导致绝缘性能下降，还会影响变压器的冷却效果。
预防油漏的措施如下：1.定期对变压器进行油位和油品质量检查，发现油漏及时修复；2.定期检查变压器的密封件，发现老化及时更换；3.变压器在运输、安装和使用过程中要注意避免机械冲击。
四、开关故障开关故障是指变压器中的开关元件出现损坏或接触不良等问题。
开关故障会导致变压器失去保护功能，增加其他设备的故障风险。
预防开关故障的措施如下：1.定期检查开关元件的接触情况，发现问题及时清理和修复；2.定期对开关元件进行润滑和维护，确保其正常工作；3.在变压器的操作中严格按照设备使用规范办理，避免不必要的操作误操作。
五、局部过热局部过热是指在变压器其中一部位温度异常升高，常见于绕组、接线端子等区域。
局部过热可能是由于电流过载、接触不良、绕组变形等原因引起的。
预防局部过热的措施如下：1.监测变压器各部位的温度，及时发现局部过热；2.定期对变压器绕组和接线端子进行检修和维护；3.定期对变压器进行冷却和散热系统的清洁和维护。
总之，配电变压器的故障会给电力系统带来严重的影响，因此要采取各种预防措施，定期进行检测和维护，及时处理故障隐患，确保变压器的安全运行。
变压器低压母线接地措施存在的问题及改进措施的探讨
变压器低压母线接地措施存在的问题及改进措施的探讨
刘斌 贺攀 谢 明
（国网黄石供 电公 司，湖北 黄石 ４ ３ ５ ０ ０ ０）
在停 电的高压设备上工作 ， 要装设接地 线 。其 目的是 为 了保 护工作 人员 的生命 安 全， 是工作地点 防止突然来电的可靠安全措 施 。同时也将设备断开部分 的剩余 电荷 ，因 接地而放尽 ， 防止了停电设 备可能产生的感 应 电压对工作人员的伤害。 在发 电厂或变电站中，主变压器低压母 线 的载流量是 比效大的， 这 就决定 了主变低 压侧母线的厚度大约其他母线 ，由于受地形 环境影响其母线安装在不规则支架基础上 ， 造成 了设备停电工作 中， 作业人员在 主变压 器低压母线接地困难 的实际 问题 。 原 因分 析 １ ．主变低压侧母线 的问题 由于主变低 压侧母 线桥 的厚 度取 决 于 主变低压侧的载 流量 ， 是根据主变低压侧 的 容量和电压等级计算而 出， 所 以对于在相 同 电压等级下 ，由于 ２ ２ ０ ｋ Ｖ 的主变的容量 比 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ的主变容量大 ，所以其主变低压侧 的 电流值 大。 为 了保证主变低压侧母线桥有足 够的载流量 。 在设计上要增加母线桥的截面 积， 所以２ ２ ０ ｋ Ｖ主变母 线桥比 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ主变母 线桥设计还要厚 。 ２ ．接地工具的问题
度增加到 ｌ Ｏ ｅ ｍ。
（ ２ ） 将线 夹 活动部 分成两 部分 ， 即开 口 高度＝ 宏观调节部分高度＋ 螺杆高度 。 可调螺 旋 杆用于微观调节 ，实现多功能调节 。 优点 ：Ａ 、能够满足所有母排厚度 的需
求
、
推动线夹舌板至适当高度 ， 其 长度也相应增
加 ，除去舌板 的厚度 ，可调螺旋 杆的高度 为
低压母线检修安全措施存在的问题及防范对策
低压母线检修安全措施存在的问题及对策在发电厂中，母线检修一般都跟随机组大、小修进行，因而检修次数较少；同时，因为电站母线的功能决定了停电检修时间不能太长，这就使母线检修的安全问题更加突出。
尤其是对低压母线的检修，由于系统比较复杂，工作面比较大，参加人员比较多，加之检修时间短、次数少，使低压母线检修的危险性比较大，因而更须重视检修安全措施的制定和完善。
1低压母线检修安全措施存在的问题(1) 用低压厂用变低压侧接地线代替母线本身的接地线。
由于低压母线本身不装设接地线，无法可靠地防止低压母线突然从备用电源侧呼叫的危险。
(2) 工作内容不明确。
签发的工作票的工作内容为公交车维修，而实际为母线及刀闸、熔断器座一起检修。
(3) 对有环并电源(动力盘、闸门盘等)的负荷闸刀开关不被视为电源，容易发生倒送电。
(4) 安全措施中所有进线母线均无负荷开关、刀闸、熔断器座下口的验电措施，可能发生环并电源在母线处刀闸(熔断器)下口带电的情况，引发人身触电不安全事件。
(5) 因为有许多负载连接到总线，在写安全措施时，往往只写拉开“所有”负荷刀闸，“所有”一词含意模糊。
(6) 对接入母线的控制、动力直流停电没有要求，这很容易被值班人员忽视，造成人员触电事件。
2预防措施(1) 对于母线检修，根据现场实际情况，可在母线上安装一组接地线，或在母线工作电源及备用电源侧装设接地线，防止母线突然来电。
此方法适用于敞开式母线。
(2) 对有环并电源的负荷刀闸应按照电源对待，在工作票安全措施栏中单独列一项，拉开刀闸，对于带有接触器或空气开关的装置，也应断开工作能量。
对于此类刀闸，有条件的可加装机械闭锁装置；对不能加装机械闭锁的此类回路，要在工作地点装设临时接地线，防止此类刀闸向工作地点倒充电。
解环处刀闸必须写入安全措施中。
(3) 严禁在安全措施中使用笼统、含糊的语言。
对母线的常用(备用)电源刀闸、开关(两侧)，环并电源的刀闸、开关(两侧)，都要在安全措施栏中逐一写清楚；对其它负荷刀闸可以写总称：“拉开××母线上全部出线刀闸”。
变压器低压故障诊断分析与解决对策
变压器低压故障诊断分析与解决对策在变电站一次主接线中，由于桥接线方式使用断路器比较少，而且结构简单，投资少，占地小，故在6～220KV终端变电站中广泛采用。
内桥接线母联断路器（桥断路器）接于线路断路器内侧，线路停送电比较方便，故较多使用在110KV 变电站中。
由于采用内桥接线方式时，线路断路器往往不设线路保护，线路故障由上级220KV变电站线路保护动作切除，因此主变压器（简称主变）差动保护、低后备保护、高后备保护、母联断路器保护与上级220KV线路保护存在配合问题，配合不当时可能造成保护不合理动作。
标签：变电站；一次主接线；KVKV线路；断路器；备自投内桥接线是110KV变电站广泛采用的电气主接线方式，介绍了一起内桥接线的110KV变电站主变压器低压侧故障相关保护的动作过程。
该故障为主变压器低压侧断路器因触指长期过热失去弹性，触头脱落造成相间短路，因主变压器高后备保护拒动，上级220KV变电站线路保护动作并重合，备自投不合理动作，备用线路投入，故障点多次冲击，造成低压断路器烧毁，全站失电。
此故障具有一定的典型性，说明典型设计中保护配置存在一定问题。
文中对这起故障的保护动作行为进行了全面分析，对如何合理配置保护，避免相同类型故障的发生，提出了建议与对策，对内桥接线变电站的保护配置与整定、运行与维护有参考意义。
1故障经过近日，某公司110KV城中变电站1号主变低压侧101断路器由于过热引起相间短路，因保护配置不合理，在1号主变高后备保护装置故障未正确动作时，造成了101断路器4次通过累计5s以上的故障电流，最终烧毁，同时也造成了全站失电。
1.1故障前运行方式110KV城中变电站是一个典型的内桥接线终端变电站。
110KV城中变电站故障前运行方式如图1所示，除城乙110KV2断路器、10KV母联110KV断路器在热备用外，其他断路器均在运行状态。
1.2保护配置城中变电站两只110KV进线断路器不设保护，220KV甲站、乙站相应线路各配置一套PSL641型线路保护，为3段式相间和接地距离、3段式零序电流保护。
变压器故障的分析处理及预防措施
变压器故障的分析处理及预防措施变压器是电力系统中非常重要的设备之一，它用于将高电压的输电线路的电能转换为适合用户使用的低电压。
然而，由于长期运行、环境影响和设计缺陷等原因，变压器可能会发生故障。
本文将对变压器故障的分析处理以及预防措施进行详细讨论。
首先，我们来分析变压器故障的种类和原因。
常见的故障包括短路、过载、绝缘损坏和局部放电等。
故障的原因可以归结为以下几点：1.设计不合理：变压器在设计阶段存在缺陷，如不合理的绕组接地设计、不合适的绝缘材料选择等。
2.环境因素：变压器长期运行在恶劣的环境中，如高温、潮湿、污染等，这些因素都可能导致变压器的故障。
3.运行条件：变压器在运行过程中可能由于过载、电流不平衡等原因而发生故障。
针对不同类型的故障，我们可以采取以下分析和处理方法：1.短路故障：当变压器发生短路故障时，首先应立即切断电源，确保人身安全。
然后检查并修复短路点，如短路的绕组、导线等。
2.过载故障：当变压器发生过载故障时，应立即减少负载并切断电源。
需要检查负载是否合理、是否有异常的绝缘材料等。
必要时进行维修或更换。
3.绝缘损坏：绝缘损坏可能导致变压器绝缘能力下降，进而导致其他故障的发生。
因此，定期进行绝缘材料的检查和测试是必要的。
一旦发现绝缘损坏，应及时修复或更换。
4.局部放电：发生局部放电可能会导致绝缘材料损坏，甚至火灾。
因此，应定期进行局部放电检测，并及时修复。
在预防措施方面，我们可以采取以下几个方面的措施：1.设计合理：在变压器的设计阶段，应优化设计以减少故障的发生。
选择合适的绝缘材料、合理的绕组接地设计、合适的散热系统等。
2.环境保护：为了避免环境对变压器的影响，我们应确保变压器的安装位置远离湿度、腐蚀性气体等有害环境。
定期进行清洁和维护以确保变压器的正常运行。
3.运行监控：对变压器的运行情况进行实时监测是非常重要的。
定期检查变压器的温度、电流、绝缘材料等参数是否正常，并在发现异常时及时采取措施。
主变压器低压侧35kV管型母线放电处理报告
1号主变压器低压侧35kV管型母线放电故障分析报告1号主变压器低压侧35kV管型母线放电故障分析报告2017年04月15日，运行人员巡检时发现1号主变低压侧35kV管型母线有异常放电声音。
经现场运维人员及厂家现场查看，确定需对35kVⅠ段母线停电进行处理，现将本次故障处理汇报如下：一、故障前运行方式1.220kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，110kVⅠ、Ⅱ段母线并列运行，35kVⅠ、Ⅱ段母线单母线运行。
2.1号、2号主变正常运行，2号主变高压侧中性点经隔直装置接地，中压侧直接接地，1号主变中性点不接地。
3.35 kV Ⅰ母带1号、2号SVG、1号站用变；Ⅱ母带3号、4号SVG、2号站用变正常运行。
二、故障现象运行人员巡检时发现1号主变低压侧35kV管型母线有异常放电声，现地检查1号主变低压侧35kV管型母线C相屏蔽线对管母有明显灼伤放电痕迹。
三、故障检查处理情况1.4月15日10时52分申请省、地调1号SVG、2号SVG转热备用，1号站用变运行转热备用，1号主变三侧断路器转热备用；2.12时08分，申请省、地调将35kV 1、2号SVG、 1号站用变转冷备用；3.12时35分，申请地调将35kV I段母线转冷备用；4.12时50分，现场检查故障处理安全措施已布置完毕，具备消缺条件；开展故障检查处理，经查1号主变低压侧35kV管型母线C相屏蔽线对管母有明显放电灼烧痕迹。
5.4月18日10时，管型母线到场，现场组织开展更换工作。
6.4月19日16时， 35kV管型母线C相整体开展电气试验；7.17时00分，完成试验准备工作；现场布置安全措施并开展耐压试验，试验数据合格。
8.18时30分，现场所做安全措施全部拆除，1号主变低压侧35kV管型母线C相屏蔽线对管母异常放电故障处理完毕，具备送电投运条件。
四、故障原因分析结合现场故障分析，判定为安装过程中35kV管型母线C相接触面未清理干净造成接触电阻增大，电场分布不均匀，过热灼烧放电，导致绝缘局部碳化，出现异常放电声音。
分析低压配电台区线损异常及对策
分析低压配电台区线损异常及对策低压配电台区线损异常是指配电系统中低压配电线路上出现的电能损失过大现象。
线损是指电能在输送过程中由于电缆、绝缘材料、电器设备等因素导致的电能损失。
线损异常是导致电能浪费和效益降低的主要原因之一，因此需要及时分析并采取相应的对策来降低线损异常。
造成低压配电台区线损异常的原因主要有以下几个方面：1. 电缆老化或损坏：电缆使用时间长了会出现老化或损坏，导致线路内部电阻增加，从而造成电能损失增加。
2. 设备故障：低压配电设备（如变压器、电缆接头等）的故障会导致电能损失增加，例如变压器损坏会导致电流不平衡，从而增加线损。
3. 不合理的线路设计：低压配电线路设计不合理，导致线路阻抗过大或过小，使得电能损失增加。
4. 负荷过大或过小：低压配电台区负荷过大或过小，都会导致线损异常。
负荷过大会造成电缆发热过多，负荷过小会导致变压器等设备的效率下降。
1. 定期检测和维护：对低压配电线路和设备进行定期检测和维护，及时发现并处理电缆老化、设备故障等问题，减少线损。
2. 优化线路设计：根据实际情况进行合理的线路设计，使线路阻抗合理，减少线损。
3. 平衡负荷：通过合理的负荷管理和调整，保持低压配电台区的负荷在合理范围内，避免因负荷过大或过小而增加线损。
4. 提高设备效率：选择效率高的设备，如变压器等，减少电能损失。
5. 加强监测和管理：建立完善的监测系统，实时监测低压配电线路和设备的工作状态，及时发现线损异常并采取相应措施。
要解决低压配电台区线损异常问题，需要从电缆和设备的检测和维护、线路设计优化、负荷管理、设备效率提高和监测管理等方面入手，采取综合措施，减少线损，提高配电系统的效益。
低压母线检修安全措施存在的问题及防范对策
低压母线检修安全措施存在的问题及防范对策低压母线是电力系统中的重要组成部分，其安全运行对于保障电力系统的稳定运行和保障人身财产的安全至关重要。
然而，在低压母线检修期间，存在着一定的安全隐患和问题，必须在检修过程中细心谨慎、切实加强安全措施，从而避免潜在的安全事故发生。
存在的安全隐患和问题：1. 非专业人员操作低压母线的检修需要经验丰富、技能高超的专业人员进行，但由于种种原因，有时候会出现非专业人员操作的现象。
这些人员不仅不能很好地掌握操作要领和方法，缺乏安全意识和技能，操作时可能会出现疏忽大意、盲目听从指令、操作不当等情况。
这样容易导致操作失误、设备损坏和人身伤害等安全事故。
2. 安全防护措施不足低压母线的检修需要进行防护措施，如足够的培训、安全带、安全鞋、安全头盔、手套等安全装备的配备等。
但在一些场合，为了省事、省钱，往往偷工减料，安全防护措施不足，极易导致安全事故的发生。
特别是许多检修场合空气不良，没有进行适当的通风措施，容易引发一些有害气体形成中毒。
3. 设备故障在低压母线检修期间，由于设备年限较长，接触表面腐蚀等原因，设备故障是一个潜在的安全风险，如果不加以处理，可能会导致设备电气性能下降，甚至整个设备的损坏。
如果发生此类情况，有可能会影响设备的正常运行，而对于电气系统的稳定性造成一定的影响。
防范对策：1. 严格管理在低压母线检修期间，必须对操作人员进行严格管理，要确保只有专业的工作人员能够进行检修。
在工作之前要先对相关人员进行培训和考核，确保工作人员能够熟练掌握操作方法和安全规范，确保人员的操作水平和安全意识符合标准。
2. 安全防护设备配备齐全在低压母线检修期间，必须配备齐全的安全防护设备，包括安全带、安全鞋、安全头盔、手套等，以确保人身安全。
特别是在检修现场空气不良的情况下，必须加强通风设备，确保工作人员不会中毒。
3.设备检查和保养在低压母线检修期间，必须进行设备检查和保养，以确保设备的正常运行。
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变压器低压侧绝缘管型母线异常分析及防范措施
摘要：本文主要介绍了变压器低压侧绝缘管型母线的缺陷案例，通过对存在缺
陷的管型母线进行相关试验数据的测量以及对其绝缘结构进行解剖，分析出管型
母线的接头密封不良，潮气侵入是导致绝缘管型母线出现异常发热缺陷的主要原因。
为了保障绝缘管型母线的安全运行，减少该类型设备故障，对日常运行维护、交接试验、现场安装、设备管理规范等多个环节的工作提出建议。
0 引言
相对于传统矩形铜排及封闭母线等同类设备，绝缘管型母线具有集肤效应低、单位截面
载流量大、散热条件好、机械强度高、电气绝缘性能强、维护工作量少等优点。
在主变容量
不断扩大以及变电站设计日趋紧凑的背景下，绝缘管型母线在越来越多的变电站中得到应用。
绝缘管型母线是一种新型导电产品，在国外已有几十年的运行经验，我国自2002年从国外
引进技术才开始国产化生产。
作为一种较新的电气连接设备，绝缘管型母线在设计、检测、
运行方面尚无标准可依。
国内已经投入运行的绝缘管型母线发生了多起烧损、鼓包等问题，
严重影响设备的正常运行和电网的安全稳定。
本文结合所在地区变压器低压侧10kV 绝缘管
型母线故障所暴露出的问题，分析了故障形成原因，并对该类型设备的运行维护及故障防范
提出建议。
1 绝缘管型母线结构设计原理
广东电网运行中的绝缘管母主绝缘主要是采用绕包、浇注、挤出三种方式。
绕包式绝缘管母利用电容均压原理，在管形导体上绕制有机绝缘材料，根据电压等级设
计包绕层数，在设定的层数中制作电容屏构成一串同轴圆柱电容器。
其主绝缘采用变屏距均
压设计，电容屏径向及轴向电压分布均匀。
环氧树脂浇注绝缘母线（简称环氧母线）同样利用电容均压原理，在母线外与电容屏间
浇注环氧树脂作为主绝缘。
环氧树脂整体浇注后的绝缘具有较高的密封性能，耐受酸碱类物
质或油脂、液体的腐蚀性、抗霉菌，可在高污染、高腐蚀环境下长期安全运行。
固化后的符
合绝缘材料具有较高的机械强度、耐磨耐冲击。
采用多种惰性无极矿物与少量特种环氧树脂
的配方及特殊工艺真空混合浇注而成，导热系数高、散热性能好。
特殊的配方设计可确保绝
缘材料热膨胀系数与导体一致，能有效的防止绝缘体开裂。
挤出式绝缘管母参考电缆的结构以高分子聚合物作为绝缘，利用特定形状的螺杆，在加
热的机筒中旋转，将高分子聚合物向前挤压，使其均匀的塑化（即熔融），通过机头和不同
形状的模具，使塑料挤压成连续性的塑料层并挤包在铜管上。
中密度聚乙烯（MDPE）其性能介于高密度聚乙烯（HDPE）和低密度聚乙烯（LDPE）两者之间，既保持了HDPE的刚性，又
有LDPE的柔性、耐蠕变性，集两者优点于一身。
MDPE因其良好绝缘性能、抗环境应力开裂性、焊接性和使用寿命长等，作为挤出式绝缘管母的主绝缘具有一定的优势。
挤出式绝缘管
母与环氧树脂浇注式及绕包式的填充硅油相比相对不容易受潮，但母线端部、中间接头以及
屏蔽接地引出线的密封仍然至关重要。
2 故障概述
2016年上半年，珠海地区变电站连续发现数起变压器低压侧绝缘管型母线存在发热异常
缺陷。
以其中一座110kV变电站为例，在进行红外成像测温时发现，#1主变变低型号为JTMP-12/3000A的绝缘管型母线出现异常发热情况。
发热点位于#1主变低压侧A、B两相绝
缘管型母线中部与10kV避雷器连接的引出铜牌处，其中A相温差14K、B相温差20K。
在全
漆黑环境下肉眼可见连接处有微弱发光，进行紫外线测试，可以发现A、B两相发热点处存
在明显放电现象。
图2变低管母A、B相紫外测试图片
根据广东电网有限责任公司《关于加强主变变低绝缘绝缘管型母线运维工作的通知》要求，发现温度高于绝缘管型母线本体温度5℃以上应及时安排停电检查。
在对变压器停电后
进行试验检测，录得数据如下：
从上表可以看出,A、B两相的绝缘电阻值明显偏低（绝缘电阻大于2000MΩ）。
3 设备缺陷原因分析及处理
3.1 故障绝缘管型母线情况
在判定该变压器绝缘管母存在异常后，为查明该设备在生产制造及现场施工安装过程中
存在的缺陷，并对其故障原因进行分析，对A、B两相存在发热缺陷的避雷器引线接头进行
解剖。
当剖开避雷器引出接头处绝缘管型母线外保护套后，发现其外绝缘护套上存在明显受
潮迹象，屏蔽层有明显水渍。
图3 外绝缘护套上存在明显受潮迹象
3.2 故障暴露出的综合缺陷分析
结合绝缘管型母线的解剖情况分析，缺陷的原因是珠海市位于沿海地区，冷暖空气频繁
交锋，天气以潮湿多雨为主，空气湿度较大。
特别是在日夜温差较大时，潮气容易在绝缘管
型母线表面形成凝露，对于安装在户内的绝缘管型母线，由于空气流动缓慢，则更为明显。
如果绝缘管型母线的中间接头，母线端部密封不良，潮气就会慢慢侵入绝缘内部。
由于潮气
自身的重量以及绝缘管型母线的结构，潮气最终会从外绝缘层的内表面慢慢向绝缘管型母线
的底部聚集，最后集中在靠近低压侧避雷器的引出线位置附近，由于避雷器引出线处为高电位，屏蔽层接地属于低电位，潮气刚好积聚在高低电位之间，最终会导致该区域发生沿面爬电。
3.3 缺陷处理
拆除原应力锥处的接地屏，并将旧绝缘层逐层剥下。
清理连接处接头和两侧电容屏后采
用了新的工艺来恢复接头处的绝缘。
采用绝缘自粘带间隔半导自粘带的多重反复缠绕的方式，将原工艺的梯度降压改进为为均匀降压，使管母的绝缘水平大幅提高。
同时在粘贴每层自粘
带后，都需用酒精清洁干净表面。
套上绝缘护套后，护套两端与绝缘自粘带之间需各粘贴一
圈防水密封胶条，保证水分不进入护套内，对绝缘护套进行烘干热缩，整个过程需要缓慢推进，使绝缘护套热缩均匀的紧贴在自粘带上。
对绝缘管母与避雷器连接处之间绝缘层进行处理。
拆除中间引出端抱箍固定螺丝，在清
洁完抱箍后，重新安装上抱箍并上紧固定螺丝，在其外层包裹绝缘自粘带并在其两侧在此各
粘贴上一圈防水密封胶条。
随后用黑色的母线保护套连同两端做好的新应力锥一同包裹并一
同烘干热缩。
最后用剖开抱箍紧固螺丝处绝缘套，装上引出铜排并在螺丝与护套之间包覆中
性防水玻璃密封胶。
缺陷处理完毕后，A、B两相绝缘电阻值已恢复正常。
4 防范措施及建议
绝缘管型母线常用于变压器低压侧作为汇流母线，一旦发生故障，将造成变压器、开关
柜等电气设备的损坏，同时还将限制变电站负荷输出，对系统造成影响。
在当前该类设备的
使用经验还不十分丰富的情况下，还须加强全过程状态管控，提高绝缘管型母线的运行可靠性。
（1）当前国内生产的绝缘管型母线多数尚未实现全线绝缘化，其中间接头、端部及避雷器引线附近、接地屏蔽层断开处的外护层表面均存在电位梯度，日常运维时需引起高度重视。
同时应将绝缘管型母线红外成像测温工作纳入到日常巡视工作中，特别在潮湿、大雾天气注
意安排做好专业巡视工作，有效掌握设备运行状态。
在雷雨潮湿季节及大负荷期间可安排高
频局放检测，及时发现并消除缺陷。
（2）将绝缘管母的试验纳入到主变预试工作范围，结合变压器停电计划对变压器低压侧绝缘管型母线进行绝缘电阻、介损及电容量、耐压试验等常规试验项目，为日后运维及检修
工作的数据分析对比收集基础信息。
（3）除做好设备制造生产环节的驻厂监督与出厂试验见证，还应加强基建工程中绝缘管型母线安装过程的旁站和技术监督工作，确保管母现场施工质量。
特别对于中间接头及避雷器引出线处等需现场安装的绝缘薄弱环节应加强技术监督，以确保其满足长期运行需要。
5 结语
绝缘管型母线自身具有的技术优势使其在电力系统中有着广泛的应用前景。
然而，目前仍缺乏对该类设备的运维指导意见和管理规定，给绝缘管母的运维带来困扰。
近年发生的多起缺陷及故障也表明，绝缘管型母线的技术性问题有待进一步完善，对绝缘管型母线的使用推广应当根据使用地区的具体情况进行充分论证。
参考文献：
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[3]张星海，刘凤莲，邓元实等《35kV绝缘管型母线运行异常分析及结构探讨》[J]，高压电器，2016年1月.
[4]扬帆、张耀东等《一起绝缘管型母线故障的综合缺陷分析及防范措施》[J]，湖北电力，2015年8月.。