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变压器作为电力系统中电能传输与分配的核心设备,其运行可靠性直接影响电网安全。套管作为变压器高低压绕组与外部线路连接的关键组件,承担着导电、绝缘及机械支撑三重功能。在长期运行中,套管绝缘材料易受电场应力、环境温度、机械振动等因素影响,导致绝缘性能劣化甚至击穿故障。据统计,套管缺陷引发的变压器事故占比高达15%-20%。因此,定期开展套管绝缘测试已成为预防性维护的重要环节,对于延长设备寿命、降低非计划停运风险具有显著意义。
本检测适用于油浸式(OIP)、胶浸纤维式(RIP)、复合套管等多种类型,涵盖10kV至1000kV各电压等级设备。
绝缘电阻测试 通过测量导电杆与末屏之间的绝缘电阻值,评估主绝缘整体受潮或劣化程度。测试需在温度≥5℃、相对湿度≤80%环境中进行,采用5000V直流兆欧表施加电压60秒后读取稳定值。35kV以下套管合格值应≥10000MΩ,110kV及以上设备要求≥20000MΩ。当绝缘电阻下降超过初始值50%时,需结合介质损耗数据综合判断。
介质损耗因数(tanδ)测试 利用高压西林电桥测量绝缘介质在工频电压下的功率损耗,反映材料内部极化损耗和电导损耗情况。测试电压选取10kV(额定电压≤35kV)或额定相电压的80%(≥110kV设备)。合格标准为:新套管tanδ≤0.5%,运行中设备允许值≤0.8%。当tanδ值年增长率超过0.3%时,提示存在局部受潮或分层缺陷。
局部放电检测 采用高频电流传感器(HFCT)或超声波探头捕捉局部放电信号,识别绝缘内部气隙、裂纹等微观缺陷。试验电压按1.5倍额定相电压阶梯升压,持续10分钟。典型判据为:油纸套管视在放电量≤10pC,复合绝缘套管≤20pC。当存在≥100pC的持续性放电时,需立即停运检修。
电容与介损角变化率测量 通过电容电桥测量套管主电容(C1)和末屏对地电容(C2),计算电容变化率(ΔC/C)。运行中套管ΔC/C超过±3%或介损角正切值变化超过±30%,表明绝缘结构存在分层或位移缺陷。该参数对油纸绝缘老化具有高灵敏度,可与油色谱数据联合分析。
油中溶解气体分析(DGA) 针对油浸式套管,采用气相色谱仪检测绝缘油中H₂、CH₄、C₂H₂等特征气体含量。当H₂浓度>150μL/L或C₂H₂>1μL/L时,提示存在局部过热或放电性故障。该项检测可与变压器本体油样数据对比,辅助定位缺陷位置。
国际标准
国家标准
行业规范
绝缘电阻测试系统
介质损耗测试系统
局部放电检测系统
油色谱分析系统
近年来,智能检测技术取得突破性进展:基于UHF(特高频)传感的在线监测系统可实现套管局放实时监测;红外热像仪与紫外成像仪的组合应用,可非接触式识别表面放电热点;AI算法在油色谱数据挖掘中的应用,使故障识别准确率提升至92%以上。这些新技术与传统检测手段的融合,正推动绝缘状态评估向智能化、可视化方向发展。
变压器套管绝缘测试作为状态检修的核心内容,需要综合运用多种检测手段进行多维评价。检测人员应严格遵循标准流程,重点关注介质损耗变化趋势与局部放电特征量,结合设备运行历史数据进行综合诊断。随着在线监测技术的普及,未来将形成"在线监测预警+离线精确诊断"的新型检测体系,为电力设备全寿命周期管理提供更强技术支撑。
KS C 4307-2013(2018) POLE变压器套管
CSN 34 8150-1975 1 kV 和 3 kV;250 A到3150 A的室外变压器套管
CSN 34 8151-1996 10 kV 和 22 kV;250 A到3150 A的室外变压器套管
CSN 34 8018-1974 35 kV室外变压器套管
KS C 4307-1977 插针式变压器套管
DIN
1、对需要测试项目进行沟通;
2、寄送或登门采样,证实实验方案的正确性;
3、签订检测委托书并交纳测试费用;
4、进行试验测试;
5、对实验数据进行整理并出具测试报告。
产品质量控制:确定产品质量等级或缺陷
相关部门查验:工商查验,市场监督管控,招投标,申报退税等
协助产品上市:产品需入驻网上商城、