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高压套管是用于穿过导体的一种绝缘子，其作为一种重要的绝缘部件，主要应用在变压器、电抗器、断路器等电力设备及墙体中，承担对地绝缘、支撑以及载流功能，应用十分广泛。
绝缘套管按用途可分为电站类和电器类，前者主要是穿墙套管；后者有变压器套管、电容器套管和断路器套管等。
按主绝缘结构可分为电容式和非电容式，电容式绝缘包括胶粘纸、胶浸纸、油浸纸、浇注树脂、其他绝缘气体或液体；非电容式绝缘包括气体绝缘、液体绝缘、浇注树脂、复合绝缘。
按套管的接线方式可分为穿缆式套管和导电式套管，穿缆式套管是指变压器绕组引线用电缆穿过套管的铜管，上端和接线头连接引出，常用于额定电流在1 250 A及以下变压器套管中；导电杆式套管是绕组引线在套管的下部均压罩内直接和下部接线头连接，电流直接由铜管传导，套管上部接线头直接和铜管连接。
根据绝缘方式不同，可以分为单一绝缘套管、复合绝缘套管和电容式绝缘套管。
（1）单一绝缘套管
单一绝缘套管的结构简单、用途单一，其应用时间可追溯到 20 世纪 50 年代。目前，在 35 kV以下的接引供电场合中单一绝缘套管仍被大量应用。图1.3 为单一绝缘套管的结构示意图，圆管式的套管为单一绝缘套管的主要绝缘部件，可由氧化铝陶瓷、硅橡胶或者树脂等材料制成，其中瓷套管的应用最为广泛。可通过将绝缘套管内部制成空心结构，并在内部充以空气进行绝缘，从而改善套管法兰和端盖附近的场强。
瓷套管的外表有伞裙用来防止滑闪，除此之外，用于穿墙套管的瓷套管也常采用波纹瓷棱来替代伞裙（户外使用伞裙，户内使用瓷棱），相比于伞裙，波纹瓷棱的宽度小、制作工艺简单，能减小瓷套管质量、降低制作成本。同时波纹瓷棱的数目较多，可以保证泄漏路径长度，防止闪络。随着电压等级提高，为均匀空气腔的电场分布和防止导电杆表面电晕，经常会在套管内壁喷涂铝膜和导电杆外壁缠绕绝缘纸，为提高套管闪络电压和削弱法兰边缘的电场强度，20~35 kV的瓷套管经常在法兰附近加以大伞裙，并在伞裙瓷壁上喷铝或上半导体釉。在更高等级的电压下，不适合采用单一绝缘套管。单一绝缘高温固体电制热储热装置穿墙套管的绝缘材料为外绝缘材料，因为其运行环境限制，必须采用耐高温的高温绝缘材料进行绝缘。常用的外绝缘材料包括硅橡胶、聚四氟乙烯、陶瓷及石英等。
图1.3 单一绝缘套管结构示意图
（2）复合绝缘套管
在 20 世纪 50 年代晚期之后，为了改善法兰和导电杆周围的电场并适应更高的工作标准电压，复合绝缘套管逐渐得到广泛使用，其中以充油套管最为常见。复合绝缘套管的结构类似于具有空气腔的单一绝缘层瓷套管，通过用绝缘油、绝缘气体、玻璃纤维或有机材料代替空气腔来组成复合绝缘套管。与单一绝缘套管相比，复合绝缘套管在体积、质量、耐压、散热等方面都具有明显优势。当电压在 35 kV及以上时，为防止导电杆表面的油道内场强过高，常在导电杆上缠绕厚 5~15 mm的绝缘纸以改善电场。然而在电压等级超过 66 kV时，为提高击穿电压和均匀导电杆周围电场，则必须相应增加绝缘纸厚度，从而导致工艺加工困难。因此对于66 kV及以上电压等级的充油套管，也会使用多个同轴胶纸筒以提高击穿电压。此外，也常采用环氧树脂浸渍的玻璃纤维棒制作干式复合绝缘套管，以此提高套管的耐污能力、防爆能力和抗震性能。
复合绝缘套管的特征在于选择合适的绝缘介质与外套管形成复合绝缘，并提高套管电晕电压。如图1.4（a）所示为一种采用真空结构的复合绝缘套管，利用真空的电气绝缘能力和隔热能力，可以有效地实现套管绝缘水平的提升，并防止炉内热量沿套管散失，同时其套管结构简单，便于生产、安装，能减轻套管质量。真空层内布置垫块作为支撑，增强套管强度。然而，实际运行中真空复合绝缘套管的绝缘和隔热性能主要由真空层的真空度决定，真空层的泄漏或破裂都会造成极大的危害，随着运行时间增加，真空度下降时也会影响套管绝缘性能。
如图1.4（b）所示的复合绝缘套管采用了冷却结构，利用燃点较高的绝缘油为冷却介质对套管进行冷却，避免套管因绝缘温度过高发生击穿或者缩短套管使用寿命，同时也保证了绝缘油温度处于合理的水平，不至于发生爆炸或分解。
如图1.4（c）所示复合绝缘套管采用内外层绝缘组件组合结构，内层绝缘为耐高温云母卷材组件，外层绝缘为充有SF 6 的石英管封闭套管组件，同时石英管与外部气体均压装置相连，以保障装置安全。如图1.4（b）和图1.4（c）所示的复合绝缘套管均通过复合绝缘方式实现套管绝缘强度的增强，但图1.4（b）所示的冷却式复合套管会产生较大的热量散失，不利于储热装置储热效率的提高。图1.4（c）所示的组合式复合绝缘套管绝缘结构比较合理，但该结构下套管的直径较大，仍有改进空间。
图1.4 复合绝缘高温穿墙套管
（3）电容式绝缘套管
电容式绝缘套管的出现有效解决了套管与高压设备的连接问题。电容式套管的主绝缘通过电容芯子来完成。通过在导电杆上缠绕铝箔和绝缘纸，电容器的分压原理可用于施加均匀的电场并有效地提高套管的击穿电压。根据电容芯子的浸渍工艺，电容式套管有油式套管和干式套管两种。其中，油式电容套管是电容套管中最常见的一种，绝缘油是一种性能稳定的浸渍介质，浸渍效果良好，并且油式套管的制造工艺简单。根据主绝缘材料的不同，电容式套管的电容芯子一般可分为胶纸和油纸两种。胶纸电容芯子由胶纸和电容极板卷制而成，其中，胶纸一般采用厚 0.05~0.07 mm的不透油单面上胶纸，所上胶多为环氧树脂，卷制时通常使用整张胶纸包绕。电容芯子的极板多为铝箔，常用半导体材料涂刷或镶边以提高局部放电电压。油纸电容芯子由电缆纸和电容极板卷制而成，与胶纸电容芯子相同，电容芯子卷制完成后，先与瓷套及其他附件总装成整体，再抽真空充油（一般使用黏度较大的矿物油）。关于干式套管我们将在后面小节详细介绍。
根据上述高压套管的介绍，高压套管种类繁多，其结构也不尽相同，适合的应用场合也不相同。高电压等级的套管一般采用电容式，在主绝缘中嵌入铝箔作为电容极板强迫电场分布，大大提高了套管的击穿电压。随着材料科学的发展，高压套管结构设计与绝缘材料不断得到优化，进一步提升了高压套管的各项性能。
20 世纪 80 年代及以前，我国电气设备的各部分分别由不同的工厂设计生产。各工厂的设计和生产只考虑单一产品，套管在设计和试验时虽满足绝缘要求，但与高压电气设备组装后进行整体耐压试验时，套管出现闪络现象的情况经常发生。原因在于套管设计时没有按照其实际运行时的条件进行绝缘分析和设计，导致套管与高压电气设备连接部位的场强超出允许极限值，进而导致闪络的产生甚至造成击穿。
因此，怎样设计使高压套管的结构更加合理或者怎样选择高压套管的构成材料是研究人员一直在探索的问题，接下来介绍 20 世纪以来，国内外对高压套管的结构设计及其材料选择的研究发展历程。
（1）高压套管结构设计
20 世纪 90 年代初期，由于制作工艺水平达不到标准，我国所生产的绝缘子的质量受到严重影响。因此，这一时期国内制造的绝缘套管主要是在 160 kV及以下电压等级。
21 世纪以来，我国的制造技术有了长足进步，部分产品已经达到国际先进水平。如NGK唐山电瓷有限公司已制造出交流系列 70~530 kV和直流系列 160~400 kV的产品，并且还制造出多种绝缘子形状，有单伞形、双伞形和三伞形。
复合绝缘子的伞裙护套成形工艺主要分为 3 种类型：
①在芯管上挤压护套，然后在护套上粘接伞裙。
②首先单片压制伞裙，然后再逐片粘接到芯管上。
③将芯材置于模具内，采用高温高压注射成型工艺外包护套及伞裙。
这三种类型各具特色，可根据实际工程应用的不同而采用不同的工艺。
在过去的几十年里，不少国内外学者对复合绝缘子进行了研究，并促进了复合绝缘子的推广和应用。为了解决在使用瓷套管时安全事故多的问题，复合绝缘子已被用于许多应用中。相较于瓷绝缘子，复合绝缘子的优势取决于它的疏水性强、抗污染闪络性强和质量轻的特性。所以，复合套管将会越来越普遍地被使用。尽管复合套管尚未完全取代传统的套管，但复合套管已经成为高压绝缘套管未来的发展趋势。
目前，我国已经可以大规模生产电压等级为 35~500 kV的棒形悬式复合绝缘子，并且已经大约有 250 万只复合绝缘子在联网运行。具备生产这个电压等级能力的公司有襄樊国网合成绝缘子股份有限公司、东莞高能实业有限公司和广州MPC国际电工有限公司等企业。其中，襄樊国网合成绝缘子股份有限公司等几家公司的产品已经销往国际市场。
我国现在已具备生产 550 kV、750 kV及 1 000 kV交流电压等级的复合绝缘子和± 500 kV、± 800 kV直流电压等级的复合空心绝缘子的能力。但由于特高压等级的复合绝缘套管电压等级高，在运行时需要考虑的影响因素较多，所以绝缘结构较为复杂，目前还没有切实可行的参数标准。再加上套管的高度过高、质量较大、制作工艺复杂，目前国内还没有自主生产特高压等级的套管，虽然国外已有生产能力，但造价昂贵。国内的工程建设正在向特高压等级发展，为特高压等级的套管研究和制造奠定了基础。
现阶段，国外复合绝缘子领域主要是发展完善的生产技术，以提高绝缘层的抗压强度和绝缘层材料的利用率，努力降低制造成本。我国和国外复合绝缘子产业的发展仍存在一定差异。海外资金已经投资于复合绝缘子用于特定用途，最大额定电压已达 1 200 kV。日本NGK公司生产的绝缘子普遍具有电压等级高、特性稳定和质量高的特点，其绝缘子的科学研究和制造标准一直处于世界领先水平。德国西门子高压电气设备公司生产的套管由于其完美的制造工艺而被广泛用于各种工程项目中。在我国的三峡工程中，采用的 500 kV复合硅橡胶套管是HSP公司的产品。瑞士的MICAFIL公司已能够生产出 765 kV及 1 050 kV电压等级、额定电流为 1 000~2 000 A的特高压绝缘套管，该公司生产的产品最长的运行时间已经达到 15 年；传奇德国公司、瑞士ABB、日本NGK以及英国BUSHING等公司均已经能够生产特高压等级的套管。国际上普遍采用的复合套管，通常芯筒都是由玻璃纤维增强塑料制作而成，伞套是由硅橡胶制成，最后将芯筒和伞套相粘接组成套管，而套管的外绝缘则采用LSE硅橡胶。
由于高压绝缘套管的广泛应用，国内外也相继研究专门用于套管设计的软件，目的是简单高效地实现套管的整机设计。主要的软件有IST（Insulator Selection Tool）、LPE（Line Performance Estimator）等，这些软件能完成绝缘套管的外绝缘设计功能。关于套管外绝缘的设计方法，目前国际上尚没有一套完整统一的理论，国外IEC 60815 提出了 3 种方法，CIGRE 158 也提出了两种方法，而这些方法的有效性还有待进一步证明。因此研发具有自主知识版权且有效可行的套管绝缘设计软件，具有理论和工程实际意义。
（2）高压套管绝缘材料
随着电压等级的升高，在进行电气设备绝缘设计时，对电气设备所采用的绝缘材料的绝缘可靠性提出了更高的要求。早期的绝缘套管采用的外绝缘材料均为瓷材料。瓷材料的介电常数高，有很强的绝缘能力。但同时也存在许多不足之处，如瓷材料的亲水性，雨水容易在套管表面聚集，并且也容易受到污秽的影响；瓷材料的密度相对较大，导致套管整体质量较大；此外，瓷材料脆，容易断裂，导致套管外闪；同时瓷材料的这些特性也给运输造成很大的困难。复合绝缘套管与单一绝缘套管相比，需考虑主绝缘材料，其主要作用为浸渍、散热以及提高套管内绝缘电晕起始电压，主要有绝缘油（矿物油、植物油和合成油等）、环氧树脂及SF 6 等。
1）绝缘油
矿物油是原油的分馏物质。由于其优异的电气设备特性、散热性能，矿物油现已成为电气设备中使用时间最长且市场份额较大的一种绝缘油。现阶段，在超高压和特高压输电行业中，矿物油仍然是最理想的绝缘油。其组成成分包括直链烷烃、异构烷烃、环烷烃和芳烃。而在这几种烷烃中，闪点高、凝点低、性能稳定、不易受潮是异构烷烃和环烷烃的优点，是用于制作理想矿物绝缘油的主要成分。
植物油是通过对纯天然油料作物提取和精炼而制成的绝缘油，主要成分是甘油三酯。它具有可重复再生、易降解的优点。在现阶段，关于使用植物油代替矿物油的研究尚在进行。根据国际电工委员会标准，由于其优异的防火性能，植物油可列为K级液体，为高燃点绝缘油。
合成酯油是一种合成油，其主要成分为多元醇酯基础油，具有很好的高低温性能、防潮性能和可降解性，目前主要用于海上风电的高压绝缘。合成酯油的分子极性较强，对水分子的亲和力也较强，因而具有很强的耐湿性能，在高水含量的环境中也能保持良好的绝缘水平。此外，合成酯的酸值较小，氧化诱导期更长，具有更好的抗老化能力，能延长更换周期。
2）环氧树脂
环氧树脂具有良好的电气绝缘性能和化学性能，且成本低，因而广泛应用于干式套管、胶纸电容套管。在某些领域，要求环氧树脂材料除满足基本的绝缘性能外，还要有良好的耐高温性能，因而常通过导入新结构或共混、共聚的方法改善其热物性。如国内有学者在采用增加环氧树脂官能度的方法后，使其固化物的分解温度提高到 365.9℃。也有学者使用有机硅将环氧树脂改性后，使其固化物的分解温度提高到 490.5℃。此外，根据研究，环氧树脂的放电起始场强与温度、间隙均呈负相关关系，即温度或间隙增大都会降低环氧树脂绝缘的可靠性。此外，随着温度升高，环氧树脂的分子结构会发生断裂，进而使环氧树脂固化物产生软化、变形，伴随该过程发生的热氧化反应还会继续破坏环氧树脂的分子结构，影响其电绝缘性能。
3）SF 6 气体
SF 6 气体是一种性能良好的绝缘气体，由于其较大的分子直径和强电负性，能有效阻碍气体放电，并提高绝缘击穿电压，同时因其具有不燃的特性，常被用作灭弧介质。由于SF 6 气体出色的介电性能和冷却性能，使用SF 6 气体的高压电器都具有体积小、质量轻、空间利用率高和安装运行方便的特点，目前SF 6 已广泛应用于各种高压电器。
近年来，国内外开始广泛采用绝缘性能相对较好的复合材料。复合绝缘子的质量比瓷绝缘子轻得多，因此，相比于瓷套管更有利于运输和抗震。此外，复合绝缘子具有优异的疏水性，可以避免在阴雨天气下产生雨帘，防止雨滴积聚在绝缘子的表面，同时其具有可靠的电气绝缘性能、不易发生湿闪以及有出色的污秽工作能力。另外，复合绝缘子的机械性能也非常稳定且不易破裂，为运输提供了极大的便利。同时，在实际的操作中，套管还具有很好的防爆特性。除此之外，复合绝缘子还有很好的抗紫外线性能。复合绝缘子的诸多优良性能使其应用范围越来越广，复合式套管正在广泛应用于不同的高压电气设备中。有很多国际上知名的大公司，目前都在变相进行复合绝缘子的研制，如日本NGK公司、法国SEDIVER公司等。这些公司原来都是以瓷绝缘子或者玻璃绝缘子为主要生产产品的公司。基于上述分析，复合式绝缘子的应用将成为高压套管研发的新趋势。
通过以上介绍，我们可以知道，电网中广泛应用的是油纸套管，其采用绝缘纸和变压器油作为内绝缘，瓷套作为外绝缘；油纸套管具有绝缘利用系数高、介质损耗低和比电容大等优点，同时也存在漏油、套管内部进气进水、绝缘纸受潮、瓷套开裂、防污闪能力弱、维护工作量大等缺点。高压套管有从油纸套管向干式套管过渡的趋势，干式套管生产工艺要求较高，技术被国外长期垄断，我国高压套管曾一度全靠进口，对其在运行电压下的绝缘性能研究比较少，因此，有必要开展对绝缘套管在运行电压下绝缘性能的试验研究。
目前对套管内绝缘的电气特征参量测试主要包括绝缘电阻和吸收比、介质响应、局部放电、介质损耗和电容量等参数。对套管内绝缘的化学特征参量主要包括绝缘纸的聚合度、油中糠醛、CO和CO 2 的浓度等。对套管电气特征参量测试大多在出厂试验、交接试验和定期预防性试验时进行。电力行业标准DL/T 596—2021《电力设备预防性试验规程》中对 66 kV及以上电容型套管预试规定：每 1~3 年或大修后测量主绝缘及末屏对地绝缘电阻、介质损耗和电容量；大修后进行交流耐压测试和局部放电测量；由于预试周期长，不能及时发现故障，因此导致套管故障增多。
（1）高压套管的电气特性
1）绝缘电阻和吸收比
绝缘电阻和吸收比是套管最简单常用的电气特征参量。当直流电压加在电介质上时，通过它的电流包括 3 个部分：纯电容电流、泄漏电流和吸收电流。纯电容电流衰减比较快，吸收电流衰减比较慢，它与电介质的有损极化有关，泄漏电流与时间无关，因此和泄漏电流相对应的电介质电阻就是绝缘电阻。多层电介质的吸收现象比较明显，电流随加压时间的延长而逐渐减低，最后趋于一个稳定值。当介质的绝缘状况良好时，吸收过程进行缓慢，泄漏电流比较小；当绝缘受潮严重或有集中性的导电通道时，吸收过程快，泄漏电流大；由此可知，绝缘电阻的变化情况可以用来区分绝缘是否良好。为了更好地反映电流量的变化，吸收比用于反映消化吸收的全过程。吸收比 K 是充电 60 s时的绝缘电阻与 15 s时的绝缘电阻之比。它与机械设备的规格无关，可用于反映绝缘层的状态。因为绝缘电阻测量而得的是体积绝缘电阻，所以有一些绝缘内部集中性缺陷严重发展，故测量的绝缘电阻和吸收比可能会很高。因此，仅通过测量绝缘电阻来判断绝缘是否良好是不可靠的。在大电容量的机械设备中，准确地测量吸收比可以更好地反映绝缘的质量优劣情况，通常基于加压 10 min和 1 min的绝缘电阻之比来衡量绝缘是否良好，该比率也被称为极化指数值。
2）介质响应
介质响应的测量过去主要被用来进行试验室样品的绝缘特性研究，近年来，随着计算机及测量技术的迅速发展，基于时域介质响应技术的回复电压法（RVM）、极化去极化电流法（PDC）和频域介电谱分析（FDS）在变压器绝缘系统现场诊断中得到应用，并在变压器绝缘老化及剩余寿命预测的研究中受到重视。由于回复电压法极化谱线的中心时间常数对反映油纸绝缘的水分含量有较高的灵敏度，而且其与绝缘系统的老化程度密切相关，固其常被用作表征电介质绝缘的微量水分变化和老化状态。目前我国在应用介质响应技术进行变压器绝缘老化状态诊断的研究上还停留在回复电压和极化指数等传统的参数上面，更为深入的研究尚未展开。同时介质响应的 3 种测量方法对老化的反映侧重点各不相同，目前国内外对试验现象和测量结果仅进行了定性分析，还需要进一步深入开展定量的研究工作。
3）局部放电
局部放电与电介质的绝缘老化之间有着密切的联系，当电场强度超过某个临界值时，在绝缘介质内部发生贯穿性击穿时的放电现象称为局部放电现象，一般局部放电开始发生在电介质内部介电常数比周围介质介电常数低的区域，比如固体电介质内部的气泡、裂缝处，液体电介质中的气泡或杂质处等。国内外研究表明，当绝缘介质发生局部放电时会产生一系列物理和化学现象，包括产生超声波信号、特高频信号、脉冲电流信号、光信号等。根据局部放电所产生的各种特征信号和特征物，科研人员研究出了不同的检测方法，主要包括：IEC 60270 脉冲电流法、宽频带脉冲电流法、紫外成像法、超声波检测法、UHF检测法等。随着高性能传感器的开发和应用，对局部放电特征参量的获取有了很大的提高。基于局部放电PRPS图谱、PRPD谱图和单次放电脉冲的智能分析技术越来越多应用到局部放电检测和识别中，常用的有神经网络分析、指纹分析、模糊聚类分析等。通常用于表征局部放电发展状态的特征量包括基本特征量、统计特征量、分形特征量和矩阵特征量等；基本特征量如起始放电电压（PDIV）、熄灭电压（PDEV）、视在放电量 q 、局部放电重复次数 n 等。基于PRPD谱图的统计特征量提取被广泛应用于局部放电特征提取研究中，在获取PRPD放电谱图后，利用陡度、偏斜度、不对称度、分布相关系数和翘度等统计特征量来表征局部放电特性。此外，研究表明Weibull分布尺寸参数和形状参数也能在一定程度上区分放电的剧烈程度。统计特征参量虽然能较为全面地反映放电特性，但统计参量数量太大，且有些参量的信息有交叉重叠现象，因此优化特征参量也是研究的重要方面。
目前套管的局部放电测量都还是在定期检修时进行测试，由于检修周期长短不一，因此很难通过局部放电测量及时发现套管的缺陷。对于在线局部放电监测系统，多数情况是对变压器内部局部放电进行监测，若采用IEC 60270 脉冲电流法或高频CT从套管末屏取脉冲电流信号，此时测得的局部放电信号是套管和变压器本体的信号，难以区分局部放电信号的归属。另外，变电站内设备复杂多样，电磁干扰信号强，容易使变压器套管在线局部放电信号淹没在背景噪声中。
4）介质损耗和电容量
介质损耗和电容量测试是电容型设备常用的测试项目，对判断电气设备的绝缘状况比较灵敏，因而在工程上得到了广泛的应用。介质损耗角正切值是指电介质在交流电压作用下，电介质中的有功电流分量和无功电流分量的比值；在绝缘状况良好的时候，有功分量是比较小的。在一定电压和频率下，对均匀介质来说，介质损耗角正切值反映了介质内部单位体积内有功功率的大小，它与绝缘介质的尺寸、体积大小无关，对整体受潮、劣化等分布性缺陷比较灵敏。实际中由于电气设备绝缘结构不同、材料成分不同造成绝缘介质分布不均匀，往往出现测得的总体介质损耗很小，但其中局部缺陷可能已经很大而反应不出来，尤其是大体积的绝缘介质，当其中含有集中性缺陷时，这种情况就尤为显著。
5）高压套管的非均匀雨闪特性
20 世纪七八十年代，全世界高压直流换流站内所使用的穿墙套管的外绝缘大部分为瓷绝缘子，瓷护套的大量使用造成了这一时期套管闪络事故频发。例如，巴西伊泰普± 600 kV换流站在投运 4 年内共发生 23 次套管闪络，其中负极性闪络18 次、正极性闪络 5 次，且所有闪络均发生在雨天；美国太平洋联络线直流升压工程中尽管将绝缘子爬距由± 400 kV时的 25 mm / kV增加到了± 500 kV时的40 mm/ kV，但仍然在投运不到 1 年的时间内发生了 7 起闪络事故；另外加拿大纳尔逊河直流输电工程中也出现了大爬距穿墙套管频繁闪络的现象。
某巴西研究人员对伊泰普换流站内瓷套管雨闪事故进行调研后发现，该地区的污秽等级不会引起常规的绝缘子闪络。后续研究表明，非均匀淋雨才是瓷套管在运行电压下发生闪络的根本原因。NGK、IREQ等公司和机构对换流站内绝缘子设备的非均匀雨闪特性进行了实验研究，结果发现：闪络电压与干区长度呈U形分布，即存在一个能使闪络电压降至最低的临界干区长度；闪络电压随雨水电阻率的增大而上升，两者呈轻微的幂函数关系；正极性闪络电压较负极性高约 10%；增大爬距无法显著提高闪络电压。对于瓷套管非均匀雨闪的预防措施主要有加装辅助伞裙、表面涂覆硅脂或RTV硅橡胶等憎水性涂料等，这些方法都需要定期对套管进行人工擦拭及水冲洗。
在 20 世纪 80 年代末，用于直流套管的硅橡胶绝缘子逐渐用于变电站。硅橡胶材料的疏水性使表面无法产生连续的收缩水。ABB公司生产的近 50 个 75~800 kV直流硅胶防水套管的运行统计数据表明，该套管的整体年故障率仅 0.1%；1992 年投入使用的 23.2 mm/ kV爬升距离的 400 kV壁式套管已经安全运行了近30 多年，而在同一输电和变电站中具有相同爬电距离的瓷套管则是经历了多次闪络故障，现已经根据RTV硅酮建筑涂料的涂层规范进行了处理；2002 年投入运行使用的500 kV换流变套管共有 16 条，在 2009 年仅发生了一次雨闪事故；2015 年，投入使用的带有FREP/HTV空心复合绝缘子共有 12 支，仅一支 800 kV穿墙套管在“哈郑”工程郑州站内发生了一起雪闪事故，其他已安全运行了 5 年多。不难看出，穿墙套管的非均匀雨闪问题随着憎水性涂料及硅橡胶绝缘子技术的改进得到了很好的解决。
6）直流电压下绝缘子的表面电荷特性
气体绝缘设备内部不可避免地需要采用绝缘子进行气室隔离或电极支撑。实际运行过程中绝缘子表面往往会先于其相邻的气体间隙发生沿面闪络，是绝缘结构中最薄弱的环节之一。直流电压下绝缘子表面存在电荷积聚现象，一定量的电荷将导致电场发生畸变，在极性反转等特定条件下会降低绝缘子的闪络电压。研究人员在压力为 0.4 MPa的SF 6 气体中对柱式绝缘子进行闪络实验后发现，施加负极性直流电压100 h后的闪络电压比加压1 h后降低了约30%；而另外的研究人员却发现当绝缘子表面存在大量异极性电荷时，其在直流电压下的闪络电压与在操作冲击电压下相当。表面电荷在交流和冲击电压下的积聚特性与在直流电压下有所不同：电荷在交流电压下做双向运动，且正、负半周期内绝缘子表面均存在异极性电荷复合的现象，因此电荷量较小，电荷分布存在明显的极性效应；而冲击电压下仅当气体侧发生放电时绝缘子表面才会出现明显的电荷积聚现象，电荷量随施加脉冲次数的增加而增大。在各种电压形式下对 550 kV盆式绝缘子进行了闪络实验，结果显示绝缘子在正极性直流、雷电冲击和正极性操作冲击电压下的闪络电压相当，而在工频、负极性直流和负极性操作冲击电压下则相对较低。
表面电荷测量的基本方法是采用静电探头，通过测量表面静电电位并进行反演计算得到表面电荷密度。在 20 世纪 80 年代初，研究人员利用静电探头测量了直流GIS用绝缘子的表面电荷分布，并与粉尘图法的结果进行了对比，两者吻合较好。但静电探头法亦存在标度、探头靠近试样表面时可能引发放电以及干扰测量结果等问题，另外其测量精度不高且无法进行在线测量。20 世纪 90 年代以来，基于Kelvin探头的有源静电探头法和基于Pockels效应和Kerr效应的光电测量方法陆续被用于表面电荷测量，其测量精度逐步提高且能够实现在线测量。
表面电荷一般有四种来源：气体自然电离、绝缘材料内部载流子、电极表面放电及局部放电、导电微粒。
①气体自然电离
气体分子是在高能宇宙射线作用下的一种弱电离形式。气体自然电离率与气体类型、辐射强度、气压等因素有关。通过对SF 6 气体中的聚四氟乙烯（PTFE）试样施加 300 V直流电压 3 h后便在其表面探测到数百伏的感应电位，证明了气体自然电离是小场强下表面电荷的主要来源。
②绝缘材料内部载流子
在弱静电场下，参与电导的本征（高温离子电导）和弱束缚（晶体的低温电导）离子构成了绝缘材料内部载流子，在宏观上则主要表现为绝缘材料的体积电导率 γ 与温度 T 呈指数关系[ γ ∝exp（- W / k B T ）， W 为势垒高度， k B 为玻尔兹曼常数]。通常在绝缘支撑点发现的环氧复合材料的磁场强度不超过 10 kV/mm，并且其导电原理属于上述情况。强电场下载流子还包括从电极注入后未被材料内部陷阱捕获而参与电导过程的自由电子，宏观上表现为 γ 随场强 E 的变化，如电子跃迁模型（ γ ∝sin h （ E ） / E ）。该情况常见于交联聚乙烯（XLPE）等电缆材料。
③电极表面放电及局部放电
电极表面放电主要是指电极表面细小突起引起的微放电，局部放电包括金属/绝缘介质接触面、三结合处等强电场区域内的放电。利用表面粗糙度不同的环电极对置于 0.5 MPa的SF 6 气体中的PTFE试样充电并测量其表面电位，实验结果显示，加压 3 h后试样表面出现明显的电荷积聚（感应电位大于 1 kV），光滑的电极表面宏观场强为 17.7 kV/ mm，粗糙度为2.1 mm和 10.9 mm的电极表面宏观场强分别为 7.1 kV/mm和 3.6 kV/mm。这表明电极表面微放电在低于一般控制场强的情况下便会发生。
与放电有关的电荷来源还包括其他因素。研究发现湿度对空气和SF 6 气体中的泄漏电流影响较大，并认为潮湿气体中电极附近水分子电离形成的簇离子是载流子的来源之一；对常压空气中的 220 kV盆式绝缘子进行表面电荷测量，发现仅当外施电压大于± 30 kV（电极表面场强接近 30 kV/cm）时绝缘子表面才会出现明显的电荷积聚，且分布极不均匀，据此认为气体侧随机发生的局部放电是电荷的主要来源。
④导电微粒
电力设备在生产、加工、安装和运行的整个过程中可能会产生一些金属材料颗粒。由于电场力的作用，它们运动并黏附在复合绝缘子的表面上后，通常会产生短暂电晕放电，从而在颗粒周边的绝缘子发生充电。颗粒的大小和位置将影响整个放电过程。
（2）高压套管的化学特性
电容式套管的主绝缘结构为油纸绝缘结构。绝缘纸在运行中由于温度、水分、氧气以及老化产物的作用，发生一系列的化学变化，首先表现为绝缘纸的纤维素大分子断裂，其物理表现为机械强度和聚合度（degree of polymerization，DP）下降，其次在降解过程中产生可以溶解在油中的老化产物，如糠醛和CO、CO 2 等。因此可以通过检测绝缘纸的聚合度和油中老化产物的含量来推测变压器的老化状态。
1）聚合度
电力行业中绝缘用绝缘纸主要是由大量的葡萄糖基（C 6 H 5 O 10 ）连接起来的大分子长管状纤维构成，其化学通式为（C 6 H 5 O 10 ） n ，分子式中的 n 即为绝缘纸的聚合度。DL/T 984—2018《油浸式变压器绝缘老化判断导则》中表明，实际测定新绝缘纸聚合度约为 1 000。
在高压套管绝缘纸的运行过程中，在水分、温度、氧气和老化产物的作用下，绝缘纸的纤维素会裂解，从而降低了聚合度值。由于机械强度与DP值之间存在一定的相关性，因此聚合度降低实质上降低了绝缘纸的机械强度。对于拉伸强度降低到 60%的绝缘纸，绝缘纸在遭受由外部短路故障引起的机械应力时，会失去绝缘层的工作能力，也就是达到了使用寿命的终点。当拉伸强度为 60%时，相对应的聚合度转变为温度初始值时的 40%~50%。新纸的聚合度约为 1 000 时，相对应的聚合度转变温度的使用寿命终点值为 400~500。聚合度的精确测量具有所需样品少和重复性良好的优点。准确测量的聚合度可以立即可靠地分析绝缘纸的绝缘状态。因此，在油纸绝缘的科学研究中，许多人将DP值用作反映绝缘纸老化状况的基本特征量。所以，测量绝缘纸的DP值是评估绝缘层脆性水平的关键方法之一，已经成为IEEE技术规范的基本参数之一。然而，为了进行机械设备的聚合度检测，需要对套管进行拆卸和采样，因此采用绝缘纸聚合度来评估绝缘层方面有较大局限。
2）油中糠酸
当绝缘纸发生劣化时，纤维素就会降解生成一种单糖——D-葡萄单糖，在变压器运行条件下，这种单糖的化学性能不稳定，很容易发生分解反应，分解成很多能够溶解在变压器油中的氧杂环化合物。其中一种主要的纤维素降解产物就是糠酸。
在新变压器油中是不含糠酸的，而且变压器中只有绝缘纸降解才能生成糠酸，其他非纤维绝缘材料劣化不生成糠酸，所以油中糠酸的含量能够反映变压器内部绝缘纸的劣化情况。研究表明，绝缘油糠酸含量与绝缘纸聚合度呈半对数线性关系，且在矿物油中具有中等溶解能力的糠酸，其不仅沸点高，而且不易挥发，在变压器运行中只有纤维素降解能够改变油中糠酸含量，所以监测油中糠酸含量能够判断绝缘纸的绝缘老化情况，油中糠酸含量也是评估绝缘纸绝缘状态的重要老化指标之一。但是电力变压器等电力设备在运行中，会因故障而更换变压器油，但绝缘纸还是原来服役的绝缘纸，所以新油中糠酸含量将不再能够表征电力设备的绝缘状态。
3）CO和CO 2
纤维素在热老化过程中分解糠酸的同时也将生成大量的CO、CO 2 气体，且二者含量比生成碳氢化合物的含量大得多，可以采用油中溶解气体分析技术（DGA）诊断绝缘的故障类型和严重程度。经研究表明，CO、CO 2 生成总量和二者的比值与油纸绝缘的老化程度有一定的关系，因此其能够间接地表征油纸绝缘的老化程度。目前现行的很多导则依据这种特性，给出了变压器老化的判据，例如：在IEC导则中，对于隔膜式变压器，当其CO/CO 2 比值大于0.5，对于氮式变压器，当二者比值大于 0.2，以上情况即可能存在异常；GB/ T 7252—2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》规定，对开放式变压器来说，CO含量如果超过 300 mg/L，则可能存在内部绝缘故障。但有研究发现，在设备运行中，不仅绝缘纸能降解生成CO、CO 2 ，绝缘油也可以氧化分解生成CO、CO 2 ，二者生成量没有确定的比例，所以应用此方法进行实际油纸绝缘故障诊断有很大的不确定性。
综上可知，由于糠醛、CO和CO 2 溶于绝缘油中，在设备运行时检修设备可能会进行换油滤油等处理，从而影响到油中二者的含量。所以通过这二者的含量来评估油纸绝缘的状态会有误差，甚至不能够准确诊断绝缘状态。绝缘纸聚合度是直接对绝缘纸的绝缘性能的表征，不随设备运行检修的进行而改变，可靠性高，所以绝缘纸聚合度被认为是评估油纸绝缘状态最基本的参量之一。但是由于测取绝缘纸聚合度要对设备进行拆装、取样，这样一来，不仅会影响到设备的正常运行，处理不当还可能造成设备的二次损坏。
（1）绝缘套管典型故障类型
实际运行中，套管内部潜伏性的绝缘缺陷在苛刻的运行过程中会逐渐暴露出来，造成放电故障，引起套管爆裂事故。套管绝缘缺陷可能产生于设计、制造、运输、安装及使用过程各个环节，包括外部水分因素、特定的制造缺陷以及非正常使用造成寿命缩短。在套管内部缺陷劣化的发展过程中，单个缺陷因子可能衍生多个不同性质的缺陷，从而导致严重故障。通常，根据故障部位可将套管故障分为顶部密封不良、电容芯子工艺控制不严、末屏接触不良、均压球（罩）接触不良、载流导体及端子接触不良、瓷套污秽及裂纹等，其中密封不良引起的水分侵入（受潮缺陷）、干燥浸渍不彻底引起的内层缺陷（受潮缺陷）是产生绝缘故障的主要原因。
水分对套管电气设备特性的危害较大。在实验技术规范中，用于区分防水套管机械设备关键绝缘层回潮率的特征参数包括介电损耗角正切、容量、局部放电等，但其受潮评价标准有待进一步完善。套管本身的绝缘电阻非常大（GΩ或TΩ级），因此泄漏电流很小，并且会受到外部绝缘表层泄漏电流的影响。因此，在套管绝缘层的诊断和检查中不涉及泄漏电流。套管密封效果不佳的特定原因包括密封设计方案、橡胶密封件的产品质量问题或不科学的维护。在整体密封设计中，裸露的垫片会危害橡胶密封件的抗收缩性和抗老化性，并且会降低密封结构的长期运行稳定性。操作维护管理人员和维护人员操作不当会导致套管的密封失效，如取油样后缺乏仔细的密封，见表1.1。进油口的地脚螺栓的设计规定应增加一个密封圈。如果不使用密封环，则会将水分引入套管中。另外，在修理套管时，从防水外壳的上端滴油并从底部取油后，密封塞很容易掉落或密封太松，导致水分很容易渗入防水外壳。同样，如果套管顶部用于真空包装的螺孔密封垫破裂，则整个密封也会损坏。在操作过程中，水分会因为螺孔的密封性失效而轻易进入套管并积聚在下部瓷套中。
表1.1 密封失效引起的进水受潮的故障模式
密封严格的套管绝缘故障与制造工艺密切相关。工艺过程中残留的潮气、不完全浸渍以及老化产物等因素严重威胁套管安全运行。此类缺陷常见于套管制造过程中工艺控制不严，出厂试验对潜伏性工艺缺陷不完全有效，进而导致潜伏性缺陷套管投运后绝缘劣化发展，引起层间放电甚至电容屏击穿。干燥浸渍不良缺陷是导致油浸纸套管故障的直接原因之一。在油纸绝缘套管制造中虽然采取了真空干燥浸渍工艺，但不可避免地存在干燥浸渍不良缺陷。目前，油浸纸套管故障机理的研究仍仅为对套管故障的简单分析，缺乏放电机理及缺陷诊断的试验研究。国内外对油浸纸套管浸渍不良缺陷与其介电特征、放电特征关系仍然研究不明。油纸绝缘套管浸渍不良缺陷模型与其多层细长同轴圆柱电容串联结构密切相关，要建立更为完善准确的油浸纸套管绝缘状态诊断方法，须深入研究电容芯子结构干燥浸渍不良缺陷劣化机理及特征，常见有如下 4 种缺陷：
①不完全干燥
电容芯子干燥技术是套管生产制造的核心技术。绝缘是否彻底干燥直接决定电气强度的优劣。套管电容芯子内外的均匀干燥，是套管长期运行介损稳定的重要保证。在套管的制造过程中，虽然采用干燥、真空浸油等干燥浸渍工艺，但电容芯子中仍会残留一定量的水分，尤其是绝缘厚、铝箔多的超特高压套管。在同一干燥罐内，套管放置的位置不同，干燥效果可能不一致。电容芯子干燥不彻底，引起芯子外干内湿的局部受潮，产生放电破坏绝缘。现有的检测方法，出厂试验时不一定能发现不完全干燥的套管。干燥不良缺陷的套管运行一段时间后，可能产生层间放电，如不能及时发现，就可能发生严重绝缘故障，见表1.2。
②不完全浸渍
在套管干燥浸渍工艺过程中真空度不足，或者大修中抽真空不彻底以及漏油未及时补油，使屏间残存空气，运行后在高电场作用下会发生局部放电，导致绝缘击穿甚至爆炸事故。
③电容芯子极板边缘尖刺、纸层褶皱等
电容芯子极板边缘尖刺、纸层褶皱等缺陷会导致芯子受到的电场不均匀，褶皱处和毛刺处承受比较集中的局部场强，容易引起尖刺放电，造成绝缘老化、性能降低。
④芯子卷制不紧
芯子卷制不紧缺陷在长期的运行过程中会造成芯体下沉移位，使得电场分布不均，在电场最集中的外边缘处容易达到起始局部放电场强，引起放电。
表1.2 电容芯子的故障模式
绝缘缺陷是影响套管安全运行的最重要因素。在运行电压下套管内部水分残留、浸渍不充分、潮气入侵等缺陷，会导致套管发生临界电离，内部产生电弧，使得油分解产生大量气体并发生套管爆炸。目前国内外对套管故障事故仅停留在故障现象的解释和可能原因的猜测，故障特征研究不明。现阶段，世界各国针对油纸绝缘水分迁移、放电特性的研究主要集中在简单油浸纸板、典型电极结构的研究上，缺乏对套管受潮过程及特征的科学研究。在整个过程中，套管的特性和特定的受潮过程有关。结构上的差异导致受潮套管的电极化特性和充放电特性与简单的锡箔绝缘层结构不同。目前，油纸绝缘层中的水危害规律还不能完全适用于套管结构。在这个阶段，还没有专业的科学研究来研究套管的故障模拟和特征研究。油浸纸套管受潮状态与其绝缘特性关系仍然研究不明。
根据上述典型故障可以发现，侵入的潮气、残留的潮气和浸渍不良是引起套管电容芯子绝缘破坏的主要原因。在特定环境下套管潮气侵入、不完全干燥、不完全浸渍缺陷具有突发性、灾难性。套管故障发生的内在规律并不清晰，故障特征及早期诊断研究不明。为保障电力系统的可靠运行，必须提前阻止灾难性的套管故障。全面掌握套管绝缘内部的运行状态对于防治套管失效非常关键。
（2）套管中X蜡的生成
实际工程中的缺陷套管，解体后常常发现芯子内层存在黏稠的黄色蜡状物。当套管内部发生潜伏性放电故障时，在电、热、水分等因素共同作用下绝缘油发生裂解反应和聚合反应，进而可能产生碳氢聚合物（蜡状物）。蜡状物的产生过程中，伴随油中特征气体的剧增，如氢气和甲烷。
目前未见资料详述该蜡状物，其分子式具体参数研究不详。国内外学者因不知蜡状物的分子式，故称为X蜡（X-wax）。蜡状物的存在反映了套管内部放电性缺陷，间接反映套管内部存在严重缺陷。ABB组件公司Bentt认为X蜡是由油中碳氢化合物在局部放电作用下C—H键或C—C键分裂形成的，反应过程短暂、不稳定。研究人员通过密封受潮和自然吸潮试验，发现油中受潮的局部放电生成了蜡状物。印度康普顿公司的研究人员认为浸渍不彻底产生的空穴、高湿度纸、油过饱和或者空穴，由于产生局部放电，进而导致X蜡的生成。加拿大和瑞典的实验人员在 2016 年GIGRE报告中指出（X蜡）是局部放电的产物，介电谱可以用于X蜡的检测。ABB公司的实验人员认为套管内部的蜡状物能够使 50 Hz下的介损增加，从而使整体损耗增加，导致介质温度升高。国内吉林省电力科学研究院有限公司的实验人员追踪发现了异常产气的高压电流互感器的绝缘夹层间存在大量X蜡，并认为X蜡源于绝缘夹层间的局部放电，其反应机理为自由基的裂解反应，自由基的裂解反应将产生CH 4 、H 2 等气体。根据国内外研究现状，油浸电力设备中产生蜡状物，电气特性表现为局部放电量增大、tan δ 增大、油中溶解气体组分H 2 和总烃含量超标。这三种检测数据的异常说明了油浸电力设备内部存在严重的缺陷。
由于现场环境复杂，对套管取油样必然破坏套管密封系统，而实际中并不建议对每个套管进行色谱分析。所以如何利用频域介电谱无损检测技术，检测套管设备内部蜡状物，对于套管安全运行非常关键。
（3）套管特征参量及评估方法
根据电力行业标准DL/T 596—2021《电力设备预防性试验规程》及国家电网公司的《输变电设备状态检修试验规程》规定，高压电容式套管的状态监测主要监测绝缘电阻、介质损耗因数tan δ 与电容量 C 。同时测量介质损耗因数和电容量分为在线监测和离线监测。
在线检测是在高压套管的末端屏蔽层上嵌入一个高性能的单管直通型细芯电流传感器，将末端屏蔽层的电流数据信号收集到地面。另外，从相应的变压器收集工作电压数据信号。计算并解析所采集的电流强度数据信号，以获得诸如介电损耗和等效电路容量之类的信息内容；增加端屏上的高频激励工作电压，收集高频激励引起的电流数据信号，然后计算出高压套管、等效电路电容器的介电损耗等主要参数。根据对三相套管最终屏蔽电流矢量和补充检查，在所有正常情况下，其矢量和为 0。当相中出现常见故障时，三相套管端滤网的矢量和将增大。即可根据测量三相套管端屏矢量和的准确大小，来检查套管的常见故障。
离线测试主要根据DL/T 596—2021《电力设备的预防性试验规程》进行。关键是在精确测量期间增加防水外壳高压端的直流通信和交流高压，并根据电桥电路准确测量电容器型套管的主绝缘层、介电损耗因子tan δ 和电容 C 。在直流电的情况下，介电损耗因子tan δ 在检测整体劣化（例如套管的湿润返回）时更加灵巧，但不容易发现一些缺点。当套管的体积增大时，其灵敏度将降低，从而难以检测其绝缘层中的常见故障。同样在直流的情况下，可以从套管的电容器芯的锡箔绝缘层转变所引起的绝缘层极化过程变化的信息内容中得出套管的电容 C ，以及缺陷信息内容中较严重的部分，但是根据容量 C 与给定信息内容来检测缺陷的敏感性还与绝缘层受损部分的体积与绝缘层的体积之比有关。
在高压套管中，由于高压绝缘问题和现场复杂的电场、磁场环境，使得在线监测的信号采集与评估难以在实际中得到广泛应用。离线时监测的工频下套管的电容量 C 和介质损耗因数tan δ 只能在套管绝缘遭到较大的破坏时才能很明显地被监测到，如高压套管漏油、进水以及末屏接地破坏等。因此，常规的诊断参量包括介损、电容量、油中微水含量等不足以对现场套管受潮状态形成有效评估，固寻找切实可行的套管受潮的诊断量及诊断依据十分必要。
在目前电网运行的高压套管中，其绝缘结构多为油纸绝缘结构。对于油纸绝缘结构的绝缘状态检测评估，学者们主要研究以介电响应为理论基础的无损诊断状态监测方法，如回复电压法（Recovery Voltage Method，RVM）、极化去极化电流法（Polarization and Depolarization，PDC）和频域介电谱法（Frequency Domain Spectroscopy，FDS）。其中回复电压法和极化去极化电流法为时域介电响应法，频域介电谱法为频域介电响应法。尽管时域介电响应方法在实验室研究中具有很好的实用效果，但在现场噪声检查中其难以准确测量响应工作电压和极化去极化电流的数量。而频域介电响应法可以合理地消除时域介电电极化响应法的缺点，使其在绝缘测试和评估方面得到了广泛的科学研究。基于介电响应的频域介电谱法作为一种无损检测方法，在铁电、压电、油纸等材料特性研究获得广泛应用，近 20 年来，基于频域介电谱的油纸绝缘评估技术，因现场抗干扰能力强、无损评估固体绝缘含水量及老化状态等优点，逐渐被国内外专家学者引入电力设备绝缘水分评估的诊断中。
国内外众多学者针对油纸绝缘的频域介电谱测试技术开展了大量的研究。加拿大魁北克大学的研究人员研究了 1 mHz~1 kHz不同水分含量、不同温度的套管电容芯子的频域介电谱特征，认为水分对于低于 1 Hz的tan δ 、 C 特征显著，并基于扩展德拜方程的电阻、电容，提出不依赖油纸绝缘尺寸的极值 P 作为新特征量，以此来评估绝缘的水分含量。挪威科技工业研究院和瑞典ABB公司的实验人员采用基于FDS测试技术的油纸绝缘老化评估方法，发现老化产生的低分子酸与微量水分类似，都影响着介电响应，且水分和酸对介电响应的影响很难区分。国内西安交通大学的研究人员基于FDS对套管受潮与老化状态诊断评估的方法，提出了基于介损特征频率 f 的水分评估拟合方程，并建立变压器油纸绝缘XY模型，通过比较拟合的方式获取绝缘纸含水量，并提出了基于频域介电谱介损最小值的含水量估算方法。现有基于FDS油纸绝缘水分评估的方法基本思路仍是基于XY模型的评估方法，提取特征频率介损、介损积分区间或Cole-Cole模型参数与含水量的关系等。在国外已有成熟商业的软件产品，但XY模型是否适用于受潮套管的绝缘状态诊断尚且未知，套管受潮定量诊断缺乏依据。
干式电容套管是近年来新兴的套管类型，其具有优越的防潮、防爆和防火性能，采用绝缘纤维或皱纹纸作为绝缘层，与铝箔或半导体材料交替绕制电容芯子后，以环氧树脂为浸渍剂在真空环境下浸渍，最后经过热处理和车削，使经过浸渍的电容芯子固化成型。通过这种方式制成的电容套管在解决绝缘油受潮、堵塞、泄漏等问题方面有很好的作用。
（1）干式套管分类
干式套管按照绝缘材料分为胶浸纸干式套管和胶浸纤维（简称玻璃钢）干式套管。
1）胶浸纸干式套管
胶浸纸干式套管为国外引进技术，研制时间较早，有资料显示在 19 世纪 60 年代国外就有胶浸纸套管出现。国内在 19 世纪 70 年代便开始试制，但后续发展较为缓慢，外国企业产品占据很大的份额。2000 年国内才开始大力开展胶浸纸干式套管的研究。胶浸纸干式套管芯体主绝缘是用树脂浸渍绝缘纸卷制而成，其主要生产工艺如下：
①采用金属管材为中心导管，在特制机床上卷绕上皱纹绝缘纸，到一定厚度时设置铝箔材质的屏蔽层，直到达到设计要求的直径。
②将卷绕好的芯体放入真空罐，进行真空浸渍环氧树脂，固化完成后进行电气试验检验。
③检验合格后，对芯体进行机械加工。
胶浸纸干式套管生产工艺比较复杂，国内能够生产的厂家较少，主流生产厂家有传奇电气（沈阳）有限公司、南京电气高压套管有限公司、西安西电高压套管有限公司等，国内主要应用于换流变的阀侧套管，电压等级可达到 800 kV。
2）胶浸纤维干式套管
胶浸纤维干式套管为我国自主研发产品，于 2001 年投入市场使用，并于 2008年在国家标准GB / T 4109—2008《交流电压高于1 000 V的绝缘套管》中命名为“胶浸纤维套管”。目前胶浸纤维套管在国内外广泛应用在电网、发电、新能源及各类工矿企业中，随着产品的不断升级和市场认可的提升，其在国际市场的使用量每年快速增长。
胶浸纤维干式套管芯体主绝缘是用树脂浸渍纤维卷制而成，俗称玻璃钢增强干式套管。其主要生产工艺如下：
①采用金属管材为中心导管，在机床上将树脂浸渍纤维卷绕在导管上制作成电容芯棒。
②将卷绕好的芯体在高温烘箱内进行绝缘胶料的固化，固化完成后进行电气试验检验。
③检验合格后，对芯体进行机械加工。
胶浸纤维干式套管生产工艺相对简单，国内能够生产该套管的厂家较多，有南京电气高压套管有限公司、北京天威瑞恒高压套管有限公司、山东七星高压电气有限公司、博世因（北京）高压电气有限公司（三合集团）、茨德格电气（北京）有限公司等。目前，生产胶浸纤维干式套管的电压等级达到 1 200 kV，并已成功应用于国网电力科学研究院武汉南瑞有限责任公司。
干式套管按照应用场合分为油-空气套管、油-SF 6 套管、油-油套管、直流套管、穿墙套管、GIS出线套管等。变压器用油-空气干式套管主要用于电力变压器和电抗器中作为引入以及引出变压器或电抗器的高、中、低压侧电流的载流导体并对变压器油箱外壳起绝缘和密封作用的绝缘套管。变压器用油/ SF 6 干式套管适用于充油变压器和SF 6 金属封闭开关设备之间的直接连接。套管可以水平、垂直或以任意角度安装。变压器用油-油干式套管适用于充油变压器和电缆盒之间以及其他充油设备之间的直接连接。套管可以水平、垂直或以任意角度安装。穿墙干式套管适用于交流变电站高压引线穿越墙壁或楼板，具有干式无油，抗震防爆以及免维护等优点。直流阀侧干式套管适用于高压直流系统中换流变压器，作为引出换流变压器的直流侧电流的载流导体并对变压器油箱外壳起绝缘和密封作用的绝缘套管。直流穿墙干式套管适用于直流变电站高压引线穿越墙壁或楼板，具有干式无油、抗震防爆以及免维护等优点。
（2）干式套管的技术特点
干式套管应用时既存在优点也存在缺点。
1）优点
①干式套管防火防爆
油纸套管故障是引发变压器火灾的主要原因，也是该类套管存在的致命缺点。根据加拿大魁北克水电公司近 25 年变压器故障统计，变压器火灾中套管故障占比72%。干式套管为无油化产品，内部芯子为阻燃绝缘材料，无燃烧及爆炸风险，因此套管故障时不会引发变压器火灾。使用复合外套干式套管时，即使套管出现故障，对周边设备也不会造成二次伤害。干式套管的防火防爆性能，对降低变压器火灾具有重要意义。
②干式套管维护工作量少
干式套管无油、质量轻、伞裙不怕磕碰，因此非常便于安装。干式套管运行中不存在渗漏油缺陷，无须测量油位和内部压力，也无须进行采油样分析，维护工作量很少。
③干式套管机械强度高
干式套管电容芯子为固体绝缘，其机械性能优于油纸电容式套管，在现场可以任意角度安装，油纸电容式套管在现场的安装角度宜控制在 0°~30°。复合外套干式套管因复合外套具有较高的韧性、抗弯强度和机械强度，可应用于重震地区。胶浸纤维干式套管芯体主绝缘是用树脂浸渍纤维卷制而成，而胶浸纸干式套管芯体主绝缘是用树脂浸渍卷制绝缘纸而成，两种生产工艺及原材料（玻璃纤维与皱纹纸）的差异，使得胶浸纤维套管具有更高的机械强度。
④干式套管绝缘裕度高
干式套管法兰下侧绝缘结构全部是固体绝缘，油纸电容式套管绝缘结构为电容芯子-油-瓷套，在相同尺寸下，干式套管绝缘厚度远大于油纸电容式套管，油中绝缘裕度能够提高 30%以上。干式套管在运行中，即使内部少数电容屏击穿，其他电容屏仍能承受运行电压并长时间运行。
⑤复合外套干式套管耐污闪能力强
干式套管采用复合外套时，具有良好的憎水性和防污闪性能，可以使用在重污秽地区。油纸电容式套管采用复合外身时，因变压器油对硅橡胶伞裙的溶胀作用，当油纸电容式套管发生漏油时，绝缘油会严重降低硅橡胶伞裙外绝缘性能，存在一定的运行风险。
⑥胶浸纤维干式套管生产周期短
胶浸纤维套管生周期短，可根据用户要求进行特殊设计，非常适合用于根据原有套管参数、环境及运行状态进行特殊设计，以替换现有的在用套管产品，提高故障套管替换效率。
2）缺点
①胶浸纸干式套管生产工艺复杂
胶浸纸干式套管的生产需采用全自动卷制设备、原材料脱气罐、备料脱气罐、静态混料器、真空干燥、浇注、固化一体罐、脱模机、卷制模具、浇注模具等设备，同时电容芯子卷制时需要采用恒温、恒湿、超洁净卷制厂房，使得胶浸纸干式套管前期投入成本和固定资产较高，导致胶浸纸套管生产成本较高。
②胶浸纸干式套管存在受潮隐患
因胶浸纸套管电容芯子是采用皱纹纸进行卷制，然后进行真空浸渍环氧树脂固化而成。电容芯子在潮湿环境下的受潮特性，使得套管在运输、存放过程中，容易受到环境影响，造成电容芯子受潮，进而影响套管的主体介损。
③胶浸纸干式套管温度分布不均匀
胶浸纸干式套管固体电容芯子散热性能较差，运行中当电流较大、温度较高时，易导致套管温度分布不均，进而影响胶浸纸套管的温升特性。胶浸纤维干式套管采用环氧树脂浸渍玻璃纤维固化工艺，玻璃纤维的加入使得套管能够承受更高的温度。油纸套管内部绝缘油的流动性使得套管温度分布比较均匀，并具有较好的散热性。
④现有工艺易导致部分产品出厂局部放电不合格
胶浸纤维干式套管是在非真空条件下缠绕而成，在现有工艺条件下，套管内部可能会残留气泡，导致部分产品出厂时局部放电不合格。
（3）干式套管的应用情况
通过对主流厂家的调研，截至 2020 年底，国内主要生产厂家在国内市场中干式套管总用量为 54 924 支，其中胶浸纤维套管 52 097 支、胶浸纸套管 2 827 支。其中 66 kV及以上电压等级占比为 59.55%，干式套管总用量为 32 708 支，其中胶浸纤维套管 30 054 支，胶浸纸套管2 654支。目前，干式套管已经大量应用于电网中的交直流工程、火电、水电、铁路、煤矿、石油化工、铝业等多个行业上的变压器油/空气套管、油/ SF 6 套管、油/油套管、直流套管、穿墙套管以及GIS出线套管等。在国内市场上（含电厂、铁路、化工企业等），胶浸纸套管共计应用了 2 827 支，其中220 kV及以上电压等级套管用量 2 169 支，占比 76.72%。对于 66 kV及以上电压等级，胶浸纸套管共计应用了 265 4 支，其中变压器油/空气套管 893 支、油/ SF 6 套管 601 支、油/油套管 147 支、直流套管 828 支、穿墙套管 185 支。在电网系统中，220 kV及以上电压等级胶浸纸套管共计应用了 1 160 支，主要应用在换流变上的直流套管（533 支）、变压器与GIS连接用的油/ SF 6 套管（316 支）以及变压器与电缆盒连接用的油/油套管（111 支）上，变压器上的油/空气套管（97 支）应用较少，厂家以传奇公司为主，运行经验 10 年。从应用效果看，据工作组统计胶浸纸套管目前共发生 6 个批次性缺陷，故障率相对偏高，此外还发生过一些零散缺陷，例如某变电站换流变中性点套管末屏受潮、悬浮放电异常等。
在国内市场上（含电厂、铁路、化工企业等），胶浸纤维套管共计应用了 52 097支，其中变压器油/空气套管 50 486 支、油/ SF 6 套管 643 支、油/油套管 351 支、穿墙套管 608 支，在直流套管领域应用量较少，在 66 kV以下低电压等级仅应用了 9支。对于 66 kV及以上电压等级，胶浸纤维套管共计应用了 30 054 支，其中变压器油/空气套管 28 871 支、油/ SF 6 套管 643 支、油/油套管 351 支、穿墙套管 189 支在电压等级上，胶浸纤维套管主要应用在 220 kV及以下，330 kV及以上应用量偏少。在电网系统中，胶浸纤维套管在 110 kV及以下电压等级的普及率较高，并已经受到用户的认可，在本材料中未详细统计；在 220 kV及以上电压等级，胶浸纤维套管总用量为 1 697 支，主要应用在变压器油/空气套管（1 603 支）、油/ SF 6 套管（33支）以及油/油套管 60 支，在直流套管上没有应用。220 kV电压等级的胶浸纤维套管运行经验最长已达 10 年。
（4）干式套管存在的关键问题
目前干式套管在结构设计和制作工艺上均存在一些关键问题亟待解决。
1）电容屏的场强设计与电、热老化的关联性问题
干式套管的场强设计存在较大差异，通常是套管对地运行电压与试验冲击电压的幅度差，仅以 40.5 kV和 1 500 kV套管为例，其冲击电压与工频对地电压之比为 7.698 和 4.88。而冲击电压损伤，往往是套管内部绝缘损伤的诱发因素。因此，套管的绝缘场强设计既要考虑经济效率比，同时也要考虑套管使用环境的落雷频率。这样对于绝缘场强的设计不可一概而论（环氧玻璃钢板材的通行检测规范工频为 10 kV/mm）。目前国内干式套管的芯体外形分作“棒形”和“锥形”两种，其散热形态存在差异；除此之外，胶浸纤维温升特性的性能略高于胶浸纸。
2）高电压等级套管的外绝缘（硅胶护套）整体性和分体性取舍问题
干式套管的绝缘护套（伞裙）的敷设分作整体模装和分片套装，其用作外绝缘的性能存在差异；绝缘护套（伞裙）通常采用硅橡胶制作，其配方的差异造成耐候性能（紫外线老化）的差异。
3）套管绝缘结构、制作工艺的稳定性问题
浸胶的黏稠度变化（胶浸纤维）和浸胶固化过程中的重力“悬垂”作用所造成的电容屏间绝缘厚度的改变。
4）套管电容屏材质使用问题
电容屏制作采用的低阻带（碳素纸，厚度 0.1 mm，宽度 20~25 mm）和采用整张碳素纸存在差异，由于低阻带电容屏采用挂胶缠绕，绝缘胶料会否造成低阻带呈空心电感线圈效应。低阻带电容屏在浸胶绕制过程中的脱碳问题，细小碳粒对屏间电容形成累积性故障（缺陷）起着主要作用，也是影响套管成品率的关键因素之一。
5）套管监视信号接出端子的标准化问题
干式套管的末屏出口端子应当考虑采用统一的端子接口，并统一接口端子信号的幅度。
6）套管的抗疲劳能力问题
干式套管的安装法兰及其套管芯体需要考核其抗震能力和抗机械力的长期效应，即抗疲劳能力。
（5）干式套管的发展趋势与应用前景
干式套管在结构及性能上的优越性，扩展了干式套管的应用场景。高机械性能，使其可以应用在电力机车套管、车载变套管等对机械强度要求很高的场合。高耐冷热性能，使其可以应用在温度变化较大的环境，如超导限流器、静电除尘器等设备上。而高可塑性，可根据客户需求进行特殊设计，例如穿墙式GIS出线套管等。尤其在城市环网供电、直流输电、GIS与变压器的连接、电缆与变压器的连接等方面，干式套管应用较广。干式套管具有防火、防爆、免维护、无污染、体积小、质量轻、使用方便等优点，且使用量逐年递增，良好的安全性能使得干式套管替代油纸套管成为一种发展趋势。对于干式套管的设计、制造，制造厂应重点提高结构设计能力，避免设计缺陷，降低干式套管运行故障率。长期稳定运行的业绩及安全性能是干式套管长远发展的基础。
总而言之，国内外针对高压套管从绝缘方式、结构设计、绝缘材料入手进行了研究，并主要关注套管材料性能和故障诊断。由于高压套管往往处于复杂外部环境，这对其工作安全性和供电可靠性带来了较大挑战。因此，针对高压套管进行深入分析，了解其绝缘性能和结构特点，对其合理设计和管理维护具有重要的理论意义和指导价值，也对高压套管的高可靠性运行具有重要的保障作用。除了油纸绝缘套管，干式套管的应用也逐渐变得广泛起来，因此，本节对干式套管的应用发展也进行了简要概述。