1. 电力变压器绝缘套管
套管的选用原则
2.1、基本选用原则
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式等满足电网安全运行的相关要求。
2.1.2 、套管的选用还应考虑其他因素,如：
a) 运行环境：海拔、污秽等级、环境温度、工作压力、布置方式；
b) 变压器结构：出线方式、套管安装方式、安装TA总高度；
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)；
d) 套管供货商,安全可靠性、运行业绩等因素。
2.1 3、套管的绝缘水平应高于变压器本体的绝缘水平。
2.2、按变压器额定电压等级选择
2.2.1、当套管的额定电压大于40.5kV时,套管的主绝缘结构形式宜为电容式。
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同情况可以为纯瓷(复合) 式或为电容式。
2.3、按套管的载流方式选择
2.3.1、当套管的额定电流小于630A时,套管的载流方式宜为穿缆式。
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、按变压器的运行条件选择
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:
对运行电压可能超过上述值的系统, 应选取较高Um值的套管。
2.4.4、抗震性能要求较高的变压器,宜选用干式套管。
2.5、按变压器的绝缘介质种类选择
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。
2.6、换流变压器调阀应用选择
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。
2.7、按油浸式平波电抗器应用选择
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。
2.8 实施在线监测的应用选择
对套管实施在线监测时,应选用带电压抽头的套管。
电力变压器高压套管维护、试验和检测方法
套管的选用原则
2.1、基本选用原则
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式等满足电网安全运行的相关要求。
2.1.2 、套管的选用还应考虑其他因素,如：
a) 运行环境：海拔、污秽等级、环境温度、工作压力、布置方式；
b) 变压器结构：出线方式、套管安装方式、安装TA总高度；
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)；
d) 套管供货商,安全可靠性、运行业绩等因素。
2.1 3、套管的绝缘水平应高于变压器本体的绝缘水平。
2.2、按变压器额定电压等级选择
2.2.1、当套管的额定电压大于40.5kV时,套管的主绝缘结构形式宜为电容式。
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同情况可以为纯瓷(复合) 式或为电容式。
2.3、按套管的载流方式选择
2.3.1、当套管的额定电流小于630A时,套管的载流方式宜为穿缆式。
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、按变压器的运行条件选择
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:
对运行电压可能超过上述值的系统, 应选取较高Um值的套管。
2.4.4、抗震性能要求较高的变压器,宜选用干式套管。
2.5、按变压器的绝缘介质种类选择
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。
2.6、换流变压器调阀应用选择
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。
2.7、按油浸式平波电抗器应用选择
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。
2.8 实施在线监测的应用选择
对套管实施在线监测时,应选用带电压抽头的套管。
2. 变压器的绝缘套管
变压器套管的组成
变压器套管是变压器箱外的主要绝缘装置，变压器绕组的引出线必须穿过绝缘套管，使引出线之间及引出线与变压器外壳之间绝缘，同时起固定引出线的作用。变压器套管由主绝缘电容芯子，外绝缘上下瓷件，连接套筒，油枕，弹簧装配，底座，均压球，测量端子，接线端子，橡皮垫圈，绝缘油等组成。
变压器绝缘套管的作用
变压器套管是将变压器内部高、低压引线引到油箱外部的绝缘套管，不但作为引线对地绝缘，而且担负着固定引线的作用。
变压器套管是变压器载流元件之一，在变压器运行中，长期通过负载电流，当变压器外部发生短路时通过短路电流。
变压器绕组的引出线从箱内穿出油箱引出时必须经过绝缘套管，以使带电的引线绝缘。
绝缘套管主要由中心导电杆和磁套组成。导电杆在油箱内的一端与绕组连接，在外面的一端与外线路连接。
它是变压器易出故障的部件。绝缘套管的结构主要取决于电压等级。电压低的一般采用简单的实心磁套管。
电压较高时，为了加强绝缘能力，在瓷套和导电杆间留有一道充油层，这种套管称为充油套管。电压在 nokV 以上，采用电容式充电套管，简称为电容式套管。
电容式套管除了在瓷套内腔中充油外，在中心导电杆（空心铜管）与法兰之间，还有电容式绝缘体包着导电杆，作为法兰与导电杆之间的主绝缘。
变压器套管漏油是最常见的故障，套管漏油的原因是套管上部算盘珠状橡胶密封圈和套管底部橡胶平垫老化引起。
3. 电力变压器的高压套管
套管需要！
高压套管是供高压导体穿过与其电位不同的隔板 （如墙壁和电力设备金属外壳），起绝缘和支持作用。由于套管内的电场分布不均匀，特别是中间法兰边缘电场十分集中容易导致表面滑闪放电。
电压等级较高的套管内部绝缘结构比较复杂，往往采用组合绝缘材料，并存在局部放电等问题。因此必须加强套管的试验检查。
变压器套管是将变压器内部高、低压引线引到油箱外部的绝缘套管，不但作为引线对地绝缘，而且担负着固定引线的作用，变压器套管是变压器载流元件之一，在变压器运行中，长期通过负载电流，当变压器外部发生短路时通过短路电流。因此，对变压器套管有以下要求：
(1)必须具有规定的电气强度和足够的机械强度。
(2)必须具有良好的热稳定性，并能承受短路时的瞬间过热。
(3)外形小、质量小、密封性能好、丨通用性强和便于维修。
4. 电力变压器绝缘套管规范
一、变压器高、低压绝缘套管是变压器箱外的主要绝缘装置，变压器高、低压绕组的引出线必须穿过绝缘套管，使引出线之间及引出线与变压器外壳之间绝缘，同时起固定引出线的作用。
二、因电压等级不同，绝缘套管有纯瓷套管、充油套管和电容套管等形式。纯瓷套管多用于10kV及以下变压器，它是在瓷套管中穿一根导电铜杆，瓷套内为空气绝缘。
三、充油套管多用在35kV级变压器，它是在瓷套管充油，在瓷套管内穿一根导电铜杆，铜杆外包绝缘纸。
四、电容式套管由主绝缘电容芯子，外绝缘上下瓷件，连接套筒，油枕，弹簧装配，底座，均压球，测量端子，接线端子，橡皮垫圈，绝缘油等组成。它用于100kV以上的高电压变压器上。
5. 电力绝缘护套管
1.交联聚乙烯电力电缆终端头有三种制作方式：预制、热收缩和冷收缩。无论采用何种接线方式，电缆终端均应严格按照电缆附件生产厂家的要求制作。
2.根据电缆终端和电缆固定方式，确定电缆头的位置，剥开电缆护套。过程中不得用力过大破坏电缆。对于多芯电力电缆，电缆头固定后各相弧度应保持一致，过渡自然；单芯电缆头高度和弧度应一致。
3.制作电缆头时，钢和铜带的屏蔽层应分别接地并做好标记。接地线应与钢带、铜带焊接或弹簧卡连接。接地线采用镀锡编织带，编织带铜鼻子采用镀锡。
4.多芯电缆的电缆头采用分支护套，分支护套应内衬一定的填料（软质材料可在电缆中使用填料），以保证电缆头的分支护套密实。分支护套应尽可能靠近电缆头根部，然后进行热收缩（或冷收缩）。在电缆头处切断钢带，从分支护套下部引出接地线。屏蔽层取决于布线位置和电缆头之间的长度。对于三芯电缆，通常在分支护套上方。
5.为保证多芯电缆三相过渡自然，弧度一致，需延长护管。分支护套、延伸护套、电缆终端头在热收缩（或冷收缩）后应与电缆紧密接触，不得有起皱、断裂现象。
6.当多段护套搭接时，上部是绝缘管应套在下部绝缘管外侧，搭接长度应符合制造厂说明书的要求。
7.根据端子位置和受力管长度确定保护管的长度。在保护管的上部，按说明书要求剥去屏蔽层，剩余长度应符合规范要求，然后制作铜带接地。
8.应使用电工刀或玻璃等将铜带上部的半导体层去除。铜带上部半导体层应按说明保持一定长度，切断处应光滑。半导体层剥落后，用细砂纸打磨去除绝缘层上半导体的残留物。但是，绝缘层不得损坏，若绝缘层有毛刺和凸起用酒精清洗。
9.根据受力管（热收缩）或电缆终端（预制和冷收缩）的长度和线鼻的长度，去掉多余的电缆。同时，在压接的接线鼻处剥离绝缘层。线芯剥皮时不得损坏。清理外露部分芯线表面的半导体层，打磨绝缘层的切割面和棱角，使电缆芯表面清洁，绝缘层的切割面光滑无毛刺。
10.选择烫锡形式的线鼻要用夹钳压紧。工艺符合规范要求。铜鼻子应该镀锡。用制造厂提供的填充胶带将绝缘层与鼻子的截止面之间的接合处做好，使其自然过渡，同时确保电缆终端头制作完成后顶部密实、密封良好。
11.冷缩式电缆终端头和预制式电缆终端头为组合式电缆终端头，压鼻后可直接安装。安装过程应按照制造商说明书的要求进行。对于预制电缆终端头，在安装时要涂上厂家提供的硅脂润滑脂，以便于预制电缆终端头的安装。
12.受力管应安装在热缩电缆终端头处。受力管与外半导体层的搭接应符合厂家要求，然后安装外绝缘护套管和防雨裙。外绝缘护套管及防雨裙的安装位置及间距应符合制造厂的要求。
13.最后用相应的色带进行ABC三相相序的识别。
14.安装电缆终端头时，应尽量避免潮湿天气，缩短绝缘暴露时间。安装过程中如遇雨雾等潮湿天气，应及时停止作业，并采取可靠的防潮措施。