第5.7章高压套管检修试验规程要求

5.7    高压套管
本节所述套管包括各类设备套管和穿墙套管，“充油”包括纯油绝缘套管、油浸纸绝缘套管和油气混合绝缘套管；“充气”包括SF6绝缘套管和油气混合绝缘套管；“电容型”包括所有采用电容屏均压的套管等。
5.7.1    高压套管巡检及例行试验
5.7.1.1    高压套管巡检及例行试验项目（见表19、表20）

表19  高压套管巡检项目

表20  高压套管例行试验项目

5.7.1.2    巡检说明
巡检时，具体要求说明如下：
a）高压引线、末屏接地线等连接正常；无异常声响或放电声；瓷套无裂纹；复合绝缘外套无电蚀痕迹或破损；无影响设备运行的异物；
b）充油套管油位正常、无油渗漏；充气套管气体密度值正常。
5.7.1.3    红外热像检测
检测套管本体、引线接头等，红外热像图显示应无异常温升、温差和/或相对温差。检测和分析方法参考DL/T664。
5.7.1.4    绝缘电阻
包括套管主绝缘和末屏对地绝缘的绝缘电阻。采用2500V兆欧表测量。5.7.1.5    电容量和介质损耗因数测量对于变压器套管，被测套管所属绕组短路加压，其它绕组短路接地。如果试验电压加在套管末屏的试验端子，则必须严格控制在设备技术文件许可值以下（通常为2000V），否则可能导致套管损坏。
测量前应确认外绝缘表面清洁、干燥。如果测量值异常（测量值偏大或增量偏大），可测量介质损耗因数与测量电压之间的关系曲线，测量电压从10kV到Um/，介质损耗因数的增量应不超过
±0.003，且介质损耗因数不大于0.007（Um≥550kV）、0.008（Um为363kV/252kV）、0.01（Um为126kV/72.5kV）。分析时应考虑测量温度影响。不便断开高压引线且测量仪器负载能力不足时，试验电压可加在套管末屏的试验端子，套管高压引线接地，把高压接地电流接入测量系统。此时试验电压必须严格控制在设备技术文件许可值以下（通常为2000V）。要求与上次同一方法的测量结果相比无明显变化。出现异常时，需采用常规测量方法验证。
5.7.1.6相对介质损耗因数（带电）
具备条件时做本项试验，检测从套管末屏接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15米以内。可取同相的电流互感器末屏电流与本身末屏电流相位差值的正切值。
变化量=|本次试验值-初值|。初值宜选取设备停电状态下的介质损耗因数为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
5.7.1.7相对电容量比值（带电）
具备条件时做本项试验，检测从套管末屏接地线上取信号，单根测试线长度应保证在15米以内。可取同相的电流互感器电容与本身电容的比值。
初值宜选取设备停电状态下的电容量为合格、带电后一周内检测的数值。相对设备宜选择同相异类设备，如果因距离原因可选择同类异相设备，但一经确定就不可更改。当达到缺陷标准时，应停电进行例行试验。
5.7.2    高压套管诊断性试验
5.7.2.1    高压套管诊断性试验项目（见表21）

5.7.2.2    油中溶解气体分析
在怀疑绝缘受潮、劣化，或者怀疑内部可能存在过热、局部放电等缺陷时进行本项目。取样时，务必注意设备技术文件的特别提示（如有），并检查油位应符合设备技术文件之要求。判断和检测方法参考GB/T24624。
5.7.2.3    末屏介质损耗因数
当套管末屏绝缘电阻不能满足要求时，可通过测量末屏介质损耗因数作进一步判断。试验电压应控制在设备技术文件许可值以下（通常为2000V）。
5.7.2.4    交流耐压和局部放电测量
需要验证绝缘强度，或诊断是否存在局部放电缺陷时进行本项目。如有条件，应同时测量局部放电。交流耐压为出厂试验值的80%，时间60s。对于变压器（电抗器）套管，应拆下并安装在专门的油箱中单独进行。试验方法参考GB/T4109。5.7.2.5高频局部放电检测（带电）检测从套管末屏接地线上取信号。当怀疑有局部放电时，应结合其它检测方法的检测结果进行综合分析。当套管应用于变压器或电抗器时，其内部局部放电会在套管测试数据表征出来，因此要结合变压器或电抗器本体测试结果综合分析。

本文标签：输变电设备状态检修试验规程QGDW 1168-2013高压套管检修试验要求

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