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[摘 要]2013年03月27日，某220kV套管油色谱试验过程中发现乙炔等特征气体，检查发现套管内部存在少量积水现象，该型产品顶部密封环节怀疑存在设计缺陷，热胀冷缩过程中存在密封不严进水隐患。由于提前发现并及时处理，避免了设备损坏停电事故的发生。
[关键词]套管；缺陷；积水；解决方案
中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0048-01
1 缺陷基本情况
2013年3月27日，某2200kV主变停电进行检修试验工作。油化人员对该主变高压侧套管进行油色谱试验后发现A相套管内部存在乙炔等特征气体，对其进行检查，发现套管内部存在少量积水，设备存在重大隐患，检修班组及时进行了处理，消除了隐患。
2 缺陷发现过程及分析
2.1 缺陷发现过程
2013年03月27日，结合主变例行检修试验计划，对主变进行套管取油样分析。高压侧A相套管初次取样60mL—70mL发现油样较混浊，取样器内悬浮有明显细小水珠，即怀疑套管底部靠近均压球处有积水存在。再次取样120mL，样品呈微黄色透明状、无明显水珠。
2.2 试验数据对比分析
2.2.1 油务化验
A相套管色谱分析乙炔含量0.69μL/L （注意值1μL/L），油中含有少量乙炔与前次试验结果相比，烃类气体均有少量增长，但未超过注意值。对B、C相套管油色谱试验未发现乙炔。
随即进行油中微水测试，超标严重。第二次取样复测，色谱分析结果与首次相同，但微水含量大大降低。第一次取样60mL—70mL后，第二次复测微水含量大大降低，分析套管底部积水量较小，水珠在高场强下放电，产生少量烃类气体。油水混悬物小于100mL，取样一次后基本排净。
2.2.2 电气试验
套管介质损耗因数及电容量未见异常。
3 缺陷处理过程
综合油化及电气试验结果可以判断，套管电容芯子绝缘未受到破坏，套管内部的中上层油未受到严重污染，结合厂家建议。决定对套管进行换油处理，同时检查套管油枕查找水份进入的原因。
首先，对该型所有密封点进行了分析，该型套管头部主要由七个密封点，如下图1所示：
其中a、b的作用是为了防止套管导电管（即变压器本体）与大气相通，cefg的作用是为了防止套管芯子与大气相通，d的作用是将套管芯子与套管导电管（即变压器本体）隔离。
现场人员首先对容易拆卸的aefg进行了拆卸，发现其密封螺栓压力充足，密封垫弹性良好，此三处密封不良的可能性被排除。
然后，检修人员打开油枕盖板，检查b密封点。发现油枕盖板上的密封槽及O形密封圈上涂抹有密封胶，O形密封圈圆周受到不均匀的压痕（如图2所示），表面粗糙，部分被挤压出密封槽。检查油枕弹性板上表面，未发现有进水痕迹。
打开油枕弹性板，检查c密封点。弹性板下O形密封圈整体上外观，弹性良好。但局部沿圆周有不均匀的压痕（如图3中箭头指示）。
检查弹性板，其材质为1mm后的不锈钢，其结构为若干凹凸的同心圆。检查弹性板下密封面，即与c.密封垫的接触面。存在c.密封垫与弹性板的不稳定压痕，部分清洁度高，为实接触，部分为虚接触，部分为双密封线。
检查弹性板和螺栓安装孔的尺寸配合，红色箭头指示部分相差约1.5-2mm。（见图4）
检查油枕底部凹槽处，未發现有明显水痕。
4 缺陷原因分析
该套管顶部储油柜密封结构设计不良，油枕弹性板在膨胀及收缩过程中，其与bc密封点的相对位置会发生水平或纵向的位移，微观上密封面的压力和密封面积会反复变化，密封面是随弹性板的变化动态变化的，整体密封稳定性能处于一种不稳定的状态，从而造成局部渗入水份受潮。示意图如图5：
由于属于微渗，水份未能在渗入路径上形成明显锈蚀或水痕，小型水珠经常性浸入，在油中漂浮、逐渐沉积，积聚到套管底部。
5 措施及建议
对该只（A相）套管芯部用清洁油进行反复冲洗，以清除电容芯子表面残留水份，重新抽真空注入新绝缘油，经电气试验及油务化验均合格。对头部bc密封点采取加强密封措施，更换密封效果不良的b密封垫，对bc密封面加涂401密封胶，扩大密封面积、强化密封效果，对密封面的外围加涂玻璃胶，堵塞潮湿空气渗入的通路。对BC相进行了同样的措施加强密封。
通过本台主变的实际情况，通过常规高压试验未能发现设备的缺陷信息，通过油色谱试验发现试验数据与历史试验数据有很大变化，变压器本体可结合带电取油样及在线监测不间断跟踪，可是根据状态检修试验规程套管周期为4.5年，有很大的空白期，需要采取有针对的措施。
[关键词]套管；缺陷；积水；解决方案
中图分类号：TM407 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）47-0048-01
1 缺陷基本情况
2013年3月27日，某2200kV主变停电进行检修试验工作。油化人员对该主变高压侧套管进行油色谱试验后发现A相套管内部存在乙炔等特征气体，对其进行检查，发现套管内部存在少量积水，设备存在重大隐患，检修班组及时进行了处理，消除了隐患。
2 缺陷发现过程及分析
2.1 缺陷发现过程
2013年03月27日，结合主变例行检修试验计划，对主变进行套管取油样分析。高压侧A相套管初次取样60mL—70mL发现油样较混浊，取样器内悬浮有明显细小水珠，即怀疑套管底部靠近均压球处有积水存在。再次取样120mL，样品呈微黄色透明状、无明显水珠。
2.2 试验数据对比分析
2.2.1 油务化验
A相套管色谱分析乙炔含量0.69μL/L （注意值1μL/L），油中含有少量乙炔与前次试验结果相比，烃类气体均有少量增长，但未超过注意值。对B、C相套管油色谱试验未发现乙炔。
随即进行油中微水测试，超标严重。第二次取样复测，色谱分析结果与首次相同，但微水含量大大降低。第一次取样60mL—70mL后，第二次复测微水含量大大降低，分析套管底部积水量较小，水珠在高场强下放电，产生少量烃类气体。油水混悬物小于100mL，取样一次后基本排净。
2.2.2 电气试验
套管介质损耗因数及电容量未见异常。
3 缺陷处理过程
综合油化及电气试验结果可以判断，套管电容芯子绝缘未受到破坏，套管内部的中上层油未受到严重污染，结合厂家建议。决定对套管进行换油处理，同时检查套管油枕查找水份进入的原因。
首先，对该型所有密封点进行了分析，该型套管头部主要由七个密封点，如下图1所示：
其中a、b的作用是为了防止套管导电管（即变压器本体）与大气相通，cefg的作用是为了防止套管芯子与大气相通，d的作用是将套管芯子与套管导电管（即变压器本体）隔离。
现场人员首先对容易拆卸的aefg进行了拆卸，发现其密封螺栓压力充足，密封垫弹性良好，此三处密封不良的可能性被排除。
然后，检修人员打开油枕盖板，检查b密封点。发现油枕盖板上的密封槽及O形密封圈上涂抹有密封胶，O形密封圈圆周受到不均匀的压痕（如图2所示），表面粗糙，部分被挤压出密封槽。检查油枕弹性板上表面，未发现有进水痕迹。
打开油枕弹性板，检查c密封点。弹性板下O形密封圈整体上外观，弹性良好。但局部沿圆周有不均匀的压痕（如图3中箭头指示）。
检查弹性板，其材质为1mm后的不锈钢，其结构为若干凹凸的同心圆。检查弹性板下密封面，即与c.密封垫的接触面。存在c.密封垫与弹性板的不稳定压痕，部分清洁度高，为实接触，部分为虚接触，部分为双密封线。
检查弹性板和螺栓安装孔的尺寸配合，红色箭头指示部分相差约1.5-2mm。（见图4）
检查油枕底部凹槽处，未發现有明显水痕。
4 缺陷原因分析
该套管顶部储油柜密封结构设计不良，油枕弹性板在膨胀及收缩过程中，其与bc密封点的相对位置会发生水平或纵向的位移，微观上密封面的压力和密封面积会反复变化，密封面是随弹性板的变化动态变化的，整体密封稳定性能处于一种不稳定的状态，从而造成局部渗入水份受潮。示意图如图5：
由于属于微渗，水份未能在渗入路径上形成明显锈蚀或水痕，小型水珠经常性浸入，在油中漂浮、逐渐沉积，积聚到套管底部。
5 措施及建议
对该只（A相）套管芯部用清洁油进行反复冲洗，以清除电容芯子表面残留水份，重新抽真空注入新绝缘油，经电气试验及油务化验均合格。对头部bc密封点采取加强密封措施，更换密封效果不良的b密封垫，对bc密封面加涂401密封胶，扩大密封面积、强化密封效果，对密封面的外围加涂玻璃胶，堵塞潮湿空气渗入的通路。对BC相进行了同样的措施加强密封。
通过本台主变的实际情况，通过常规高压试验未能发现设备的缺陷信息，通过油色谱试验发现试验数据与历史试验数据有很大变化，变压器本体可结合带电取油样及在线监测不间断跟踪，可是根据状态检修试验规程套管周期为4.5年，有很大的空白期，需要采取有针对的措施。