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变压器套管CT由于安装在变压器上且另一端是浸入变压器油中的，CT一侧绕组是与变压器绕组连接在一起，所以很难进行试验，如果用传统的互感器测试仪，必须将套管CT拆除并从变压器上吊装下来后才能进行，一般试验过程需要检修班、高试班配合，需要吊机等大型设备配合，而且变压器套管CT吊装过程中又容易发生安全事故。
随着系统容量的增加，CT电流越来越大，最大可达数万安培，现场加电流也很困难，本司CTP系列互感器综合测试仪可完美解决上述问题，采用电压法测变比，体积小重量轻、简单方便，深受广大用户好评。
1、试验原理在CT二次绕组上施加交流电压，在一次侧将会产生感应电压，二次绕组铁心上的交流电压与一次侧感应电压幅值之比理论上等于匝比，与在一次侧通大电流的直接法相比，这种变比测试方法不需要大电流，具有测试设备容量小、安全可靠等特点。
电压法测套管CT的变比等效电路图如下图1所示。
▲图1电压法测套管CT的变比等效电路图其中：U1为套管CT一次侧感应电压；U2'为折算到一次侧的套管CT二次电压；r1、x1为套管CT一次线圈的电阻、电抗；r2'、x2'为套管CT二次线圈的电阻、电抗；rm、xm为套管CT的励磁电阻、电抗；ie为套管CT的励磁电流。
当用电压法测套管CT的变比时，一次线圈开路，贴心磁通密度很高，极易饱和，由等效图可得以下等式：。
一般由经验值可得套管CT二次线圈电阻和电抗小于1Ω，而套管CT的励磁电流都较小约为10mA，所以部分就很小基本可忽略不计，所以得，套管CT的变比。
2、试验接线我们做变压器套管A相的试验，将仪器的输出电流端子S1、S2与回采电压端子M1、M2在测试线另一头短接后接到套管CT的A相某一个绕组的两端，然后将一次线P1端接到套管CT一次输出端子（即为变压器输出引线的端子），另一侧接到中性点CT上，并做好非实验相B相和C相以及中性点位置短接后的可靠接地，试验接线图如图2所示：▲图2套管CT变比试验接线图3、试验及结果分析接好线之后按照CT铭牌上参数设置，测试套管CT一个0.5级计量绕组，开始运行试验大概50秒，装置自动完成励磁特性、误差曲线、变比极性等试验项目后自动停止试验，提示保存试验报告。
电工套管检测作业指导书电工套管作业指导书1范围本细则规定了建筑用绝缘电工套管的取样、检测项目、检测方法、判定依据、仪器设备、检测程序、原始记录、检测报告等。
本细则适用于建筑用绝缘电工套管及配件检测。
2规范性引用文件JG3050-1998《建筑用绝缘电工套管及配件》3检测项目参数及仪器设备要求4接样或抽样委托检测4.1.1接样人员检查样品数量及样品技术要求是否符合规范规定的要求。
4.1.2检查样品是否见证送检或委托送检，委托单是否签字盖章齐全等。
4.1.3检查委托单填写是否明确，如试样种类、生产厂家、数量、检测项目、检测依据等。
4.1.4检查样品状态，与委托人进行必要的确认，判定所检测样品是否满足检测标准要求。
抽样检测4.2.1抽取样品时要有受检方代表及第三方代表在场的情况下共同抽取，并在抽样单上签章；一旦抽样完毕，立即将样品封装好贴上加盖有本中心公章和受方代表及第三方代表签字的封条，对抽取样品采取有效保管、运输措施。
4.2.2检查抽样单、登台帐是否按要求内容逐填写清楚明确。
5检测前检查检查检测任务单与样品是否相符。
被检样品数量、规格、尺寸是否符合检测标准要求。
检测人员对不符合要求的样品，有权暂时停止检验，写明原因，上报检测室主任等待处理。
检查检测使用的计量器具、仪器设备是否在检定的有效期内。
检查仪器设备是否运转正常。
检查环境条件是否符合规定的要求。
6取样方法硬质套管应有六根制造长度取其中三根以备制样，半硬质和波纹套管，取36m制样时每隔3m取3m以备制样。
7试验方法试验环境与试样7.1.1除非另有规定,试验应在环境温度为23±2C条件下进行。
7.1.2除非另有规定，每项试验应取三个试样进行试验。
7.1.3试验应在产品产出10天后进行。
试验步骤7.2.1套管及配件外观检查按JG3050-1998中条进行。
套管及配件内外表面应光滑，不应有裂纹、凸棱、毛刺等缺陷。
穿入电线或电缆时套管不应损伤电线、电缆表面勺绝缘层。
薄壁套管检测报告1. 概述本报告为对薄壁套管进行检测的结果汇总和分析。
薄壁套管是一种常用于管道系统中的重要元件，它具有轻质、简单安装和良好的耐腐蚀性等特点。
然而，由于薄壁套管在使用过程中存在一定的风险，因此对其进行定期的检测和维护至关重要。
2. 检测方法本次薄壁套管的检测采用了无损测试技术，包括超声波检测和磁粉检测。
超声波检测主要用于检测套管的内部缺陷和腐蚀情况，而磁粉检测则用于检测套管表面的裂纹和其他表面缺陷。
超声波检测通过发送超声波脉冲到被测物体，并通过接收脉冲的反射信号来确定套管的内部缺陷和腐蚀程度。
磁粉检测则是在套管表面涂覆磁性粉末，通过施加磁场并观察磁粉粒子的分布情况来检测表面裂纹和缺陷。
3. 检测结果3.1 超声波检测结果经过超声波检测，我们对薄壁套管的内部缺陷和腐蚀情况进行了评估。
检测结果显示，共发现了3处内部缺陷和2处腐蚀区域。
3.1.1 内部缺陷•第一处内部缺陷位于套管的上部，长度为15cm，属于轻微缺陷，对套管的结构强度没有显著影响。
•第二处内部缺陷位于套管的中部，长度为20cm，为中等程度缺陷，需要关注其发展趋势并采取相应维修措施。
•第三处内部缺陷位于套管的下部，长度为10cm，属于较严重的内部缺陷，需要立即采取维修措施以防止进一步扩大。
3.1.2 腐蚀区域•第一处腐蚀区域位于套管的表面，面积约为5平方厘米，腐蚀程度轻微，需要定期观察其发展情况。
•第二处腐蚀区域位于套管的表面，面积约为8平方厘米，腐蚀程度中等，建议采取相应维修措施以防止进一步腐蚀。
3.2 磁粉检测结果经过磁粉检测，我们对薄壁套管的表面裂纹和缺陷进行了评估。
检测结果显示，未发现表面裂纹和其他明显缺陷。
4. 结论根据本次薄壁套管的检测结果，我们可以得出以下结论：1.薄壁套管存在多处内部缺陷和表面腐蚀区域，其中一处内部缺陷较为严重，需要立即采取维修措施，其他缺陷和腐蚀区域需要定期观察和维护。
2.目前未发现薄壁套管的表面裂纹和其他表面缺陷，套管整体表面状况较好。
电力变压器高压套管现场试验方法高压套管是电力变压器的重要组成部分，为了保证电力变压器能够安全、稳定的运行，必须要针对高压套管开展一系列的现场试验，根据试验结果，判断是否存在质量隐患，进而采取相应的处理措施。
现阶段电力行业常用的高压套管试验方法主要分为三种类型，分别是预防性试验、红外检查试验和在线监测试验。
本文分别对具体的试验方法，以及试验过程中的注意事项展开简要分析。
标签：电力变压器;高压套管;紅外检查;在线监测引言高压套管是广泛应用于电抗器、变压器、断路器等电力设备中的材料，主要发挥了绝缘与支撑的作用。
高压套管在生产制造、安装使用过程中，可能因为各种因素的影响，而出现不同类型的质量缺陷，例如物理磨损、化学腐蚀等等。
一旦高压套管出现质量问题，将会直接影响到电力变压器的正常使用。
因此，做好高压套管的现场试验尤其必要。
随着信息技术的发展，一些新型技术也逐渐应用到这一试验中，例如红外检测试验、在线监测试验等，为进一步获取更加精确和直观的试验结果提供了必要支持。
1.变压器高压套管预防性试验1.1主绝缘试验主绝缘介损测量用正接法。
介损值的增加，很有可能是套管本身劣化、受潮都会引起。
而介损值异常变小或负值，可能是套管底座法兰接地不良、套管表面脏污受潮引起，也有可能是介损仪标准电容器受潮等引起。
电容量的变化也是预防性试验的重要内容。
如果试验结果显示电容量增加，考虑是因为高压套管底部的密封垫圈失效，由于密封效果变差，出现了进水受潮的问题。
潮湿的空气或是附着在高压套管内壁上的水珠，引起了放电击穿，主绝缘被烧坏。
可以通过检查并更换橡胶垫圈，并重新加固高压套管底座螺丝，恢复良好密封性。
如果试验结果显示电容量减小，考虑是因为出现了漏油。
通过检查确定渗漏位置，采取封堵措施后，这一问题可以得到解决。
1.2末屏接地检查现阶段电力行业内常用的高压套管，其末屏接地方式大体上分为三类，分别是外接式、内接式和推拔常接式。
不同形式的试验方法也存在差异，以应用较为广泛的外接式为例，试验人员首先观察末屏与套管底座的连接位置，是否存在接触不良，或是铜片生锈的问题。
API油套管管体（外）螺纹检验规程1.0 目的本规程对API油套管管体（外）螺纹检验程序作了规定，以确保油套管管体（外）螺纹的质量。
2.0 适用范围本规程适用于API油套管（外）螺纹的检验和验收/拒收的依据3.0 检验依据3.1 API Spec 5B 套管、油管和管线管螺纹的加工、测量和检验规范3.2 API Spec 5CT套管和油管规范（第八版）4.0检验项目检验API油套管管体（外）螺纹包括以下项目：项目No.1：外观质量检验项目No.2：紧密距检验项目No.3：锥度检验项目No.4：齿高检验项目No.5：螺距检验项目No.6：螺纹总长L4检验项目No.7：全顶螺纹长度L C检验项目No.8：螺尾螺纹检验（圆螺纹除外）项目No.9：三角形标记检验（圆螺纹除外）5.0 检验量规进行API油套管管体(外)螺纹检验要求使用下列量规：1. 游标卡尺2．深度尺3．各种规格扣型的环规4．外螺纹锥度规5. 外螺纹齿高规以及齿高标准块6. 螺距规以及螺距标准块7. 螺尾规6.0 检验规则1.根据生产规格、螺纹类型准备好量规及相应的标准块和量规触头，检查量规是否在校准周期内，各种量规及相关标准块均须保证无任何氧化现象，检验过程中需轻拿轻放，避免损坏量规。
2.每班开始正式生产时，前两件产品必须对全部螺纹参数进行检验，所有参数应尽量控制在内控标准的中间值，符合本规程要求后方可进入正式生产。
3.机床加工过程中，如有参数调整，须对调整后的相邻两件产品进行相应检验。
4.如任何一项检验出现不合格，必须对此件前后相邻两件进行相应检验。
如再发现不合格，须继续向前和向后进行追查，排除所有不合格的产品。
5.所有检测数据都写入到相应的检验记录中，并保存。
7.0 检验程序及验收标准7.1 外观质量检验●检验项目号：No.1●量规类别：无●公差：无●量规校验：无●检验要求：1. 在完整螺纹最小长度Lc范围内，螺纹应无明显的撕裂、刀痕、磨痕、台阶或破坏螺纹连续性的任何其他缺欠。
套管损坏测井方法及建议用于检测套管损伤变形的测井方法有常规的机械、声波、放射性、光学、电测等方法。
1、机械方法：井径仪（X-Y，12、16、18、36、40、60臂等）2、声波方法：井壁超声波成像测井仪3、放射性方法：伽马-伽马测井仪4、光学方法：井下摄像电视测井仪5、电磁方法：接箍定位器、管子分析仪、电磁探伤测井仪用机械、声波、光学、放射性等方法只能检测单层套管的变化和套损，不能检查多层套管的腐蚀和厚度变化的情况：有的仪器外径大，使用受到限制；并且井壁超声波成像和井下电视摄像测井还受井内的介质影响。
电磁探伤仪测井技术成功低解决了在油管内探测套管的厚度、腐蚀、变形破裂等问题，可准确指示井下管柱结构、工具位置，并能探测套管以外的铁磁性物质。
电磁法测井电磁法检测是利用套管和油管在电磁总用下呈现出来的电学和磁学性质，根据电磁感应原理来检测井下套管的技术状况。
电磁法检测可确定套管的厚度、裂缝、变形、错段、内外臂腐蚀及射孔质量。
电磁检测仪是一种无损、非接触式的仪器，它不受井内液体、套管积垢、结腊及井壁附着物的影响，测量精度较高。
同时，电磁检测仪可以检测到套管外层管柱的缺陷。
由于电磁法检测有其独特的优点，因此成为当前最广泛应用的套管损坏检测技术之一。
套损监测工作流程多种测井方法组合测井为了能够准确找到套管漏失位置，节约测试时间，采用双示踪与氧活化多种测井技术相结合的方法来确定套管漏失位置。
具体方法如下：采用双示踪测井仪测量全井基线带流量确定油管是否有漏失，如果油管未有漏失，用双示踪测井仪在各级配水器上释放液体示踪剂I131进行连续相关测试，通过测井仪对液体源的跟踪记录确定流体在油管及环套空间内的走向，判定各级封隔器的密封情况、吸水层的吸水情况及套管漏失的大概位置，测量全井基线时带流量已确定油管未有漏失，用双示踪测井仪测量同位素时可以不用在井口投源，而是在第一级配水器上50m左右定点释放固体源I131（节约测试时间），测井仪对固体源走向反复跟踪记录，通过双示踪测井仪测得的连续相关与同位素资料相结合通常可以确定套管漏失位置，但如果套管漏失点在井口附近或距离射孔层较远，放射源随流体在环套空间走的距离过长，导致放射源强度衰减严重，很难确定套管漏失位置，针对此类情况加测氧活化，结合双示踪测井资料定点进行氧活化测试，可以准确确定套管漏失位置（单纯采用氧活化测井，操作人员对流体流向没有一个直观认识，很难确定套管漏失位置）；如果油管有漏失，放源位置在油管漏失点上50m左右定点放源即可，接下来操作同上。
变压器套管电流互感器的试验方法分析摘要：变压器套管是用来把变压器各侧线圈的出线引到箱体外侧，既能起到导线与接地的作用，又能起到固定线路的作用。
由于变压器套管 TA在变压器主体上安装后没有进行相应的检测，所以不能全面地检测出变压器出口 TA的线路，从而导致了安全隐患。
尤其是在主变压器进行了调试之后，变压器中的中性端口TA仍然没有电流，所以不能在有严重危险的负荷下进行试验。
基于此，本文主要阐述了变压器出口 TA的几种检测方法。
关键词：变压器；套管电流；互感器一、电力变压器套管电流互感器试验概述变压器出口电压互感器的检测是变压器的一项重要技术，特别是对变压器出口电流变流器的比例和极性进行了测试。
短路测试是变压器安装与维修中必不可少的一环。
变压器短路试验是在线圈的一边（一般是低电压）上进行短路，在线圈的另外一边施加额定频率的 AC电压，以减小绕组内的短路电流，由此来测定短路电流的大小和角度。
变压器短路试验是试验中的一个重要环节，其具有方便、准确、可靠的特点[1]。
另外，短路损失中还包含了由电流造成的电阻损失和漏磁场造成的额外损失。
对二次侧的效率、热稳定性、动态稳定性、电压波动率进行了测试。
变压器短路实验结果显示，变压器的各个部分（屏蔽，压力环，电容器环，轭梁板），油箱漏磁，局部过热，油箱盖或套管法兰等部件过热，电抗器绕组的中心转动短路，负载电压控制，变压器的低压线圈中的平行线间短路。
二、变压器套管 TA极性检验的基本原则TA的正确性是确保变电站整体保护向量精度的关键，直接关系到差动保护及其它方向保护的正确性。
中国采用减小极性组合的方法，在实践中， TA的一次绕组引线一般用P1、P2表示，二次绕组引线用S1、S2表示。
P1、S1、P2、S2是同极性的末端，而P1、S2、P2、S1是不等极性的末端。
TA次级线圈的S1端子与保护设备的 A、 B、 C连接，S2端子与保护设备的 AN、 BN、 CN连接，即 TA次级绕组的正导线。
套管在油水井作业中占据重要地位，然而套管运行期间受地质因素、工程因素、流体介质等多种因素的影响，导致套管很容易出现裂缝、孔洞、变形、缩径和错断等多种缺陷，因此被称为套损井。
套管一旦出现问题就会影响油水井的注水效果，进而降低产量，缩短油井使用寿命，甚至会引发其他质量事故。
套损检测是指采用一定的技术手段，对套管的直径、壁厚、变形、腐蚀、孔洞和断裂等状况进行测量，根据测量结果判断油水井的工作状况，为后期的防护措施提供准确参考。
目前常用的套损检测技术有超声波检测技术、机械井径检测技术、电磁检测技术、放射性同位素检测技术等，本文将对部分检测技术进行分析：1超声检测技术1.1原理分析超声波检测技术用到的仪器有超声波电视或超声波成像仪，该法主要是利用超声波反射原理进行检测。
井下仪器在井内旋转扫描，并能发射和接收脉冲式超声波，一旦套管出现异常，回波信号的幅度和传播时间将受到很大影响，经放大后回传到井上，然后利用计算机处理成像，通过2D或者3D的方式显示套管的纵横界面图、时间图、幅度图以及立体图，能对套管的内腐蚀、变形和错断进行直观反应。
1.2应用举例以西方阿特拉斯公司数字声波井周成像测井仪来说，仪器对套管扫描时采取脉冲回波的形式，在扫描过程中记录波幅度、回波时间等数据信息，据此可对套管的变形位置、断裂位置或射孔位置进行确定，但对大井眼的成像效果较差；除此之外，还有哈利波顿公司和斯伦贝谢公司的成像仪，不同品牌的成像仪具有的优势不同，在实际应用中应根据具体情况，科学选择成像仪，提高检测的准确性。
2机械井径检测技术2.1原理分析机械井径检测属于接触式测量技术，测试时，测量臂与套管内壁接触，通过测量臂径向位移的情况反映套管内经的变化情况，然后利用测量臂的内部机械转换结构，使径向位移转为推杆的垂直位移。
套管内径若发生异常，就会导致连杆滑键在可变电阻上移动，使电位信号发生变化，将信号放大后传输给地面设备，地面仪器将其转化为相应的井径值和曲线，从而对套管的腐蚀类型和腐蚀程度进行判断。
套管检测测井技术套管检测是油田开发中的一项重要内容，国内外的许多油田都将套管质量的检测作为一项常规作业项目开展，定期对开发中的套管井套管质量进行检测，及时发现问题，及时进行作业，减少套管质量问题的出现，延长油水井的可利用时间，提高油田的经济效益。
目前测井公司已有的套管检测技术有40臂井径测井、16臂井井成像测井、小井眼超声成像测井和电磁探伤测井，完全可以满足油田套管井质量检测的需要。
一、四十臂井径测井套管检测技术1、四十臂井径测井套管检测技术的原理与用途40臂井径测井是检查套管腐蚀、破裂、变形等各种异常情况的一种测井方法。
仪器的40条井径臂都是独立工作的。
测井时，每一深度点都有一个张开最大和最小的井径臂分别触发两个继电器，从而记录下该深度点的最小内径和剩余壁厚值。
连续测井时，则记录下沿深度变化的最小内径和剩余壁厚曲线。
根据这两条曲线就可以判断套管状况。
2、四十臂井径测井的适用性40臂井径测井的仪器指标如下：外径：9.2cm、长度：144.15cm、耐温：120℃、耐压：60MPa、测量范围：11.4—17.8cm、仪器测量精度为0.5mm。
3、四十臂井径测井仪器引进时间和目前使用情况该仪器于1986年引进与美国，到目前为止在油田内外部市场共测井100多井次，目前仍然在应用。
二、十六臂井径成像测井套管检测技术1、十六臂井径成像测井套管检测技术的原理与用途十六臂井径成像测井通过十六个独立测量臂与套管接触，将套管内壁的变化转换成电信号并传送到地面采集系统，经解释处理后，可显示十六条井径曲线和最大井径、最小井径及平均井径曲线，同时可处理出套管三维立体图以及内壁彩色成像效果图，套管内壁状况360o范围内可视。
它的主要用途是通过定期检测，及时发现套管质量问题，发现套管的断裂、腐蚀、内径变化、套管变形的情况或趋势，指导套管作业位置，延长套管井使用寿命。
2、十六臂井径成像测井的适用性十六臂井径成像测井的仪器指标如下：外径：7.0cm、长度：2.0m、耐温： 150 ℃（ 125 ℃）；耐压： 80Mpa （ 60Mpa ）；测量范围：7.4cm ～18.8cm；分辨率：0.46mm。
