套管油色谱分析标准

一起220 kV主变套管末屏对地绝缘不合格的分析处理摘要：电容式套管最外层铝箔即末屏引出，供测量套管的介损和电容量，末屏在运行中应可靠接地。

末屏接地不良，会引起套管故障，严重的会发生套管爆炸事故。

通过整理一起220kV主变套管末屏对地绝缘不合格的分析处理实践，结合套管末屏的结构原理，解释了套管末屏对地绝缘不合格原因，提出主变套管末屏对地绝缘及介损不合格影响因素及排除方法，为现场问题处理和运行维护积累经验，同时提出同类型设备的运维建议。

关键词：套管末屏；绝缘；分析处理0 引言电容式套管广泛应用于66kV及以上电压等级的电网中，它利用电容分压原理调整电场，使径向和轴向电场分布均匀，从而提高绝缘的击穿电压。

它是在高电位的导电杆与接地的末屏之间，用一个多层紧密配合的绝缘纸和薄铝箔交替卷制而成的电容芯子作为套管的内绝缘。

最外层铝箔即末屏引出，供测量套管的介损和电容量，末屏在运行中应可靠接地。

由于某种原因末屏接地不良，那么末屏对地会形成一个电容，而这个电容远远小于套管本身的电容，按照电容串联原理，将在末屏与地之间形成一个很高的悬浮电压，造成末屏对地放电，引起套管故障，严重的会发生套管爆炸事故。

[1]1 套管末屏的结构原理变压器套管末屏装置的接地方式大致可分为外置式和内置式。

外置式末屏接地引出线穿过小瓷套通过引线柱(螺杆)引出，引线柱对地绝缘，外部通过接地金属连片或接地金属软线、接地金属连接装置与接地部位底座金属相连。

内置式末屏接地引出线穿过绝缘塑料套通过引线柱引出，引线柱对地绝缘，引线铜柱外加金属接地盖，引线铜柱与接地盖相连，金属接地盖直接接地，金属接地盖还起保护并密封防潮。

图1 内置式末屏结构原理图2 套管末屏对地绝缘不合格的分析处理2.1 套管基本信息220 kV某站主变为西门子变压器有限公司产品，变高及变中套管为传奇电气（沈阳）有限公司产品，变高套管型号为BRDLW1-252/1250-3，变高中性点套管型号为BRDLW-126/1250-3，变中套管为BRDLW-126/1600-3，变中中性点套管型号为BRLW3-72.5/1600-3，出厂日期均为2012年1月。

变压器油气相色谱分析一、基本原理正常情况下充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等。

这些气体大部分溶解在油中。

当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。

随着故障发展，分解出的气体形成的气泡在油里经对流、扩散，不断溶解在油中。

例如在变压器里，当产气量大于溶解量时，变有一部分气体进入气体继电器。

故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系。

因此，在设备运行过程中定期分析溶解与由衷的气体就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并随时掌握故障的发展情况。

当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的情况做出判断。

二、用气相色谱仪进行气体分析的对象氢（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）、氧（O2）、氮（N2）九种气体作为分析对象。

三、试验结果的判断1、变压器等充油电气中绝缘材料主要是绝缘油和绝缘纸。

设备在故障下产生的气体主要也是来源于油和纸的热裂解。

2、变压器内产生的气体：变压器内的油纸绝缘材料会在电和热的作用下分解，产生各种气体。

其中对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢、一氧化碳、二氧化碳。

在正常运行温度下油和固体绝缘正常老化过程中，产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。

在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。

在故障温度高于正常运行温度不多时，油裂解的产物主要是甲烷。

随着故障温度的升高，乙烯和乙烷的产生逐渐成为主要特征。

在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000℃）的作用下，油分解产物中含有较多的乙炔。

如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。

有时变压器内并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。

变压器油检验周期及处理的规定(1)、验收新油或对运行中的变压器油有怀疑，以及变压器油再生处理之后，都应对变压器油进行全面检验与分析，其物理和化学试验的分析项目按国家标准。

油样采集后，可以先进行外观检查，以初步判断油质的好坏。

(2)、运行中的变压器油或备用中的变压器油，应按下列期限进行试验:①电压35kV以下的变压器，每3年至少对油进行一次简化试验;变压器大修后，也应对油进行简化试验。

对充油最少的小型变压器或套管，可用更换油的方法替代简化试验。

油的粘度与凝固点测定，可根据需要安排。

②在前后两次简化试验之间，至少应对该油进行一次耐压试验。

(3)、新油和运行中的油，其质址检验按国家标准，若不符合标准时，则应进行过滤或再生处理。

(4)、当闪点燃点较上次试验值降低5℃以上时，或油中发现游离碳时，即表明变压器内部有故障，应进行变压器的内部检查;变压器有时使用闪燃点低的油，如油的闪燃点不低于125℃且不变化时，则允许使用，但此时变压器的顶层油温不得超过85℃。

(5)、变压器油的电气绝缘强度降低到接近运行中油的标准时，以及油中发现机械混合物油泥时，应进行过滤或分离处理。

油经过处理后在使用过程中继续发现油泥时，必须更换，同时应将变压器内部的油泥彻底清除。

(6)、运行中变压器油的酸碱反应呈中性。

当发现有酸或碱性反应时，应进行再生处理。

据DUT596-1996《电力设备预防性试验规程》和DL/T722-2000《变压器油中溶解气体分析和判断导则》制订了变压器油的检测周期如下。

一、主变压器⑴、油中溶解气体色谱分析：330kV及以上3个月一次，220kV主变压器6个月一次，35~llOkV主变压器1年一次，35kV及以上主变压器在新装投运前及大修后投运前做一次，投运4天、10天、30天各做一次。

⑵、常规测试项目（水溶性酸pH、酸值、闪点、杂质、游离碳、微水、介质损耗因数、耐压）：220—500kV主变压器1年二次（其中一次只做微水、耐压试验），35—llOkV主变压器1年一次（其中35kV主变压器的微水、介质损耗因数不作要求）。

750kV主变高压套管油色谱气体异常原因分析主变高压套管内的绝缘油与固体绝缘等有机材料在热和电的作用下会缓慢产生少量的低分子烃类气体、CO和CO 等气体。

变压器高压套管内部出现故障时，某些特殊组分气体舍量剧增，产生的气体大部分溶于油中，对油中气体进行色谱分析有利于发现变压器高压套管内部的早期故障。

标签：750kV乌北变电站2号主变压器高压套管;色谱分析;故障诊断1 引言变压器是电力系统中非常重要的的电气设备之一，变压器的安全可靠运行对于电力系统的的供电可靠性至关重要，通过对绝缘油中气体含量的分析，可以准确的得知变压器的绝缘水平，有效的判断故障的发生点，为排除故障提供零可靠地技术保障。

2019年05月05日试验专业在对新疆750kV乌北变电站的2号主变高压套管进行油色谱测试工作中，发现2号主变高压套管A相、2号主变高压套管B 相、2号主变高压套管C相绝缘油色谱数据乙烷和总烃存在异常。

2 绝缘油色谱分析绝缘油是有许多不同分子量的碳氢化合物分子組成的混合物，由于电和热的原因可以使碳氢化合物中的C-C键和C-H键断裂而形成新的化合物，可以通过气象色谱分析法检测新化合物的组分和含量从而来判断设备的故障类型，不同的故障类型所产生的特征气体不同。

当油过热时产生的特征气体主要有CH4、C2H4、H2、C2H6。

当油和纸过热时产生的特征气体主要有CH4、C2H4、CO、C2H6、CO2。

当油纸绝缘中局部放电时产生的特征气体主要有H2、CH4、CO、C2H4、C2H6、C2H2。

当油中火花放电时产生的特征气体主要有H2、C2H2。

当油中电弧放电时产生的特征气体主要有H2、C2H2、C2H4、CH4、C2H6。

当油和纸中电弧放电时产生的特征气体主要有H2、C2H2、C2H4、CH4、C2H6、CO、CO2。

产生的特征气体中各组份含量高低的不同，可大致判断故障类型，通过三比值的方法来进一步判断故障类型。

不同的编码组合对应的故障类型不同：000对应故障为低温过热（低于150°C），020对应故障为低温过热（150°C～300°C），021对应故障为中温过热（300°C～700°C），002 012 022对应故障为高温过热（高于700°C）010对应故障为局部放电，200 201 202 210 211 212 对应故障为低能放电，220 221 222 对应故障为低能放电兼过热，100 101 102 110 111 112对应故障为电弧放电，120 121 122对应故障为电弧放电兼过热。

220KV主变穿墙套管油色谱氢气超标分析及处理上海上电电力工程有限公司外一项目部陈毅峰摘要:外高桥一厂1#机组主变220KV穿墙套管为CRW2-220/1250-4由西安高压电瓷厂1993-1995年生产,1994-1996年投运至今、近年来,穿墙套管油中氢含量上升明显,特别就是#1主变220KV C相穿墙套管氢含量达到710×10-6,除油中的氢含量超标外,其它特征气体都很少或为零,且水分含量也均在合格范围内,为保证设备的安全运行,必须查明原因结合检修消除此缺陷,以防故障扩大,影响设备正常投运。

关键词:氢气跟踪试验换油抽真空1.设备简介1#机组主变220KV穿墙套管为1#机主变与220KV升压站的重要连接部件,一旦由于穿墙套管的缺陷长期未解决,造成扩大事故,后果将不堪设想。

此穿墙套管为单纯的氢气超标,且水分含量也均在合格范围内,故可排除油中的氢气就是由于水分电解或设备内部故障所产生。

2、缺陷分析2、1近期的油质气相色谱试验报告:表1 1#主变穿墙套管C相油质气相色谱试验报告:2、2油中氢气的来源互感器油中最有可能产生氢气的途径有三条,分述如下:2、2、1水分的电解及与铁的化学反应一般说来,当油中存在水分时,在电场的作用下,水分将发生电解产生氢气:水分也可与铁发生反应放出氢气:3H2O+2Fe→3H2+Fe2O3但就是,由于穿墙套管内部一般都保持微正压状态,而且设备密封性能优良,很少有可能内部受潮。

同时,由数据可见,油中氢气含量与油中含水量并无直接关系,因此可以认为套管油中氢气含量偏高,不太可能就是由于受潮而引起的。

2、2、2烷烃的裂化反应变压器油主要由烷烃、环烷烃与芳香烃组成,其中烷烃的热稳定性最差。

这些有机物在高温下会发生裂化。

在裂化过程中,主要就是由大分子烷烃转变成小分子烷烃、不饱与烃(烯烃与炔烃)及氢。

用气相色谱分析法检测充油设备内部故障的诊断原理即就是以此为依据。

由于当设备内部存在故障引起过热或高温而发生裂化反应时,与不同的故障温度相对应,必然会伴随一些气态烃的产生,如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等,而本事例的油中只有氢气含量高,其它特征气体很低,由此可以断定,不可能就是由设备内部故障所引起的。

一起变压器套管测试异常分析摘要:本文通过一起预试中发现变压器高压套管绝缘试验异常,辅助油化分析并根据套管解体检查验证,确定产生原因是由于密封装置失效引起绝缘受潮,导致套管长期在缺油状况下运行,最终发展为设备缺陷。

针对该类缺陷,从生产制造与运行维护两个方面提出了相应的防范措施并总结。

关键词:变压器套管受潮介损值异常高压套管用于隔离、固定电力系统中带电导体,并保护其穿过箱体或墙壁与其它设备相连接。

套管的使用场所决定了其体积较小、绝缘厚度较薄,加之套管法兰处电场强度极不均匀[1],运行中的要长期承受工作电压、负荷电流以及在故障中出现的短时过电压、大电流的作用,因此系统对套管的绝缘性能提出了较高要求。

近年来,电力系统中发生了多起变压器运行事故,其中因套管故障引发的变压器事故所占比例较大。

如何提高套管的运行维护与绝缘监督水平,成为了电气技术人员需要解决的突出问题。

1 现场情况介绍在某110kV变电站#1主变年度预试中,试验人员发现高压侧A相套管绝缘试验异常,排除各种干扰后,绝缘试验仍然不合格。

该主变型号为SFSZ8-31500/121,韶关变压器厂生产,生产日期为1996年10月;套管型号BRDW-110/630,湖南醴陵电瓷厂生产,生产日期为1996年3月。

A相套管绝缘比交接时大幅下降,同时电容值与交接时增长近5%,各项测试数据均超过南网预试规程[2]规定要求,初步判定为套管绝缘下降,但还需对套管绝缘油进行油化分析作进一步判定。

由于套管绝缘油数量较少且出厂前已经密封,加之现场取样人员不熟悉密封装置结构,如果贸然拆开密封装置取油样,有可能采样后不能恢复密封装置,造成潮气侵入的后果。

主变油样分析显示氢气、总烃、微水含量较交接值均有较大增长,同时油中检测到乙炔,说明绝缘油中已发生局部放电故障,并威胁到了主变的运行。

综合电气试验与油化分析,判定套管存在重大缺陷,必须尽快进行处理。

2 套管检查与分析2.1 套管检查与解体上报运行管理部门后,决定立即联系厂家处理该缺陷,并申请调度将该主变停运。

一起220kV变电站主变套管油色谱异常分析发布时间：2021-12-15T08:34:28.765Z 来源：《中国电业》2021年7月20期作者：姚浩鹏[导读] 针对汕头广兴站220kV广兴站#2主变停电开展周期预试、保护定检和规范化检修工作过程中姚浩鹏广东电网有限责任公司汕头供电局广东汕头515000摘要：针对汕头广兴站220kV广兴站#2主变停电开展周期预试、保护定检和规范化检修工作过程中，高压试验班在对#2主变变中套管预试发现#2主变变中B相套管末屏对地绝缘电阻测试数据为0MΩ，同时发现末屏外壳测量端子盖内有轻微放电痕迹。

因此，通过查清220kV广兴站#2主变变中B相套管末屏绝缘电阻值为0MΩ的原因，保证了设备安全稳定运行。

关键词：220kV变电站；主变套管；油色谱异常；原因分析一、前言变压器是电力系统的重要枢纽结构，是电网安全运行的保障。

鉴于此，必须选择质量好、工作效率高、安全性能佳的变压器。

除此之外，还要密切关注变压器的运行状况，针对经常发生故障的设备，给予及时的检修和维护。

当前，在变压器故障处理中，色谱分析法使用的比较多。

本文结合工作实践，对变压器绝缘油色谱异常的原因进行分析，然后结合相关的经验，介绍了色谱分析法在故障处理中的具体应用。

二、故障发现与分析2020年3月17日，220kV广兴站#2主变停电开展周期预试、保护定检和规范化检修工作过程中，高压试验班在对#2主变变中套管预试发现#2主变变中B相套管末屏对地绝缘电阻测试数据为0MΩ（如下表1），同时发现末屏外壳测量端子盖内有轻微放电痕迹。

表1、 #2主变变中套管末屏对地绝缘试验数据经联系变压器生产厂家反馈#2主变变中B相套管相关试验数据，变压器生产厂家根据试验的数据，判断#2主变变中套管可以恢复运行。

2020年3月19日，220kV广兴站#2主变暂时恢复运行,同时要求厂家后续到场对套管进行进一步检查和试验，查清220kV广兴站#2主变变中B相套管末屏绝缘电阻值为0MΩ的原因。

变压器套管油色谱异常原因分析及处理发布时间：2021-07-08T11:27:45.900Z 来源：《基层建设》2021年第11期作者：陈霞[导读] 摘要：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。

廊坊供电公司河北省廊坊市 065000摘要：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。

高压套管可分为充油式和电容式两种。

高压套管作为变压器的一个重要组成部件，直接关系着变压器的安全稳定运行。

本文通过油色谱分析法对一起变压器高压套管进行检测，通过对研究分析异常故障原因，结合系统的实际运行情况提出了相应的建议。

关键词：变压器；套管；油色谱1.概述在变压器的各种组件中，高压套管作为重要组件，在一定程度上影响和制约着变压器运行的可靠性，其作用是从油箱引出绕组引出线，进而与电网连接。

如果变压器的内部故障不能及时发现，或者对变压器维护不当，极易损坏绝缘，甚至将绝缘击穿引发爆炸事故。

对油中溶解气体的组分和含量通过采用油色谱进行检测，进而在一定程度上对油电气设备存在的潜伏性故障进行分析，并对故障的发展趋势和危害程度做出判断。

变压器油中气体组分含量分析技术（简称色谱分析技术）是建立在油中所含溶解气体类别与充油电气设备内部存在故障之间的对应关系的故障诊断方法，油色谱分析技术能灵敏地分析出充油电气设备存在的潜伏性故障，判断其发展趋势及危害程度。

不同性质故障产生的气体组分和含量不同，同类性质的故障产生的气体量随故障的严重程度不同，油中气体组分含量在一定程度上能反映出变压器故障的性质，如绝缘老化或故障程度，即可作为变压器异常的特征量来诊断变压器的性质、严重程度，甚至故障部位。

因此，为了确保套管和主设备运行的安全性，需要对套管内部存在的潜伏性故障进行判断。

第二章绝缘油气相色谱分析规程中相关变压器油试验项目12.1 变压器油12.1.1 变压器油（包含变压器、电抗器、互感器、有载开关、套管等设备中的绝缘油）的试验项目、周期和要求见表32。

如试验周期与设备电气试验周期有不同时，应按设备电气试验周期进行。

试验项目1、外状；2、水溶性酸；3、酸值；4、闪点；5、水分；6、界面张力；7、tanδ；8、击穿电压；9、体积电阻率；10、油中含气量；11、油泥与沉淀物；12、油中溶解气体组份含量色谱分析；13、腐蚀性硫；14、析气性；15、带电倾向；16、油中颗粒度5.1 油浸式电力变压器1、油中溶解气体色谱分析；2、油中水分；3、油中含气量；4、油中糠醛含量；5、油中颗粒度测试；6、绝缘油试验5.4 油浸式电抗器500kV油浸式电抗器试验项目1、油中溶解气体色谱分析；2、油中水分；3、油中含气量；4、油中糠醛含量；5、绝缘油试验5.5 油浸式串联电抗器1、绕组绝缘电阻；2、绕组直流电阻；3、阻抗测量；4、绝缘油击穿电压kV；5、绕组tanδ；6、绕组对铁芯和外壳交流耐压及相间交流耐压；7、轭铁梁和穿心螺栓(可接触到)的绝缘电阻；8.红外检测第一节充油设备主绝缘充油设备的主绝缘：油、纸复合绝缘绝缘材料：变压器油（矿物油）、油浸纸油、纸复合绝缘的优点：耐电强度高原因：1、消除油中杂质的积累；2、优化电场油纸绝缘的缺点：油和纸都容易被污染杂质对绝缘性能的影响非常大，因此必须保证油和纸的纯净。

运行中的变压器油质量标准序号项目设备电压等级/kV质量标准检验方法投入运行前的油运行油1外状透明、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸/pH＞5.4≥4.2GB/T75983酸值（mgKOH/g）≤0.03≤0.1GB/T7599或GB/T2644闪点（闭口）/℃≥140（10、25号油）≥135（45号油）与新油原始测定值相比不低于10GB/T2615水分/（mg/L）330～500220≤110≤10≤15≤20≤15≤25≤35GB/T7600或GB/T76016界面张力（25℃）/（mN/m）≥35≥19GB/T65417介质损耗因数（90℃）500≤330≤0.007≤0.010≤0.020≤0.040GB/T56548击穿电压/kV50033066～22035及以下≥60≥50≥40≥35≥50≥45≥35≥30GB/T507或DL/T429.99体积电阻率（90℃）/Ω•m)500≤330≥6×1010≥1×1010≥5×109GB/T5654或DL/T42110油中含气量/（%）（体积分数）330～500≤1≤3DL/T423或DL/T45011油泥与沉淀物/（%）（质量分数）＜0.02（以下可忽略不计）GB/T51112油中溶解气体组分含量色谱分析按DL/T722-2000规定GB/T17623 GB/T7252取样油温为40～60℃第二节油纸复合介质产气机理气体来源：变压器油，绝缘纸一、变压器油产气机理变压器油：由多种碳氢化合物组成的混合物；其中碳、氢两种元素占其全部重量95%-99%，其他为硫、氮、氧及极少量金属元素等。

一起 22 0kV变压器中压侧套管油色谱数据异常原因分析摘要:变压器套管是将变压器绕组的高压线引至邮箱外部的出线装置，作为导电部分支持物和对地绝缘作用。

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：必须具有规定的电气强度和足够的机械强度；必须具有良好的热稳定性，能承受短路时的瞬间过热，外形小、质量小、密封性好。

关键词:变压器；套管前言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。

1设备状况及测试情况国网新疆电力公司哈密供电公司220千伏某变电站2号主变型号：SFSZ11-180000/220，山东泰开变压器有限公司生产，2013年7月出厂，2015年06月29日投运，出厂编号为13798。

2号主变110千伏侧ABC三相型号BRDLW-126/1250-4，厂家：西安西电高压套管有限公司，A相出厂序号13050083，B相出厂序号13050061，C相出厂序号13050077，生产日期：2013年5月。

， 2020年6月15日-6月20日，220千伏某变2号主变停电检修、排油注氮装置完善改造。

检修人员对2号主变进行主变及三侧间隔例行试验，并对高中压侧套管取油样进行油色谱分析，分析发现2号主变中压侧A、B、C相套管氢气严重超注意值，同时A、C相甲烷超注意值，高压试验数据合格，需对该套管进行更换。

表1 ：某站2号主变套管油色谱测试数据依据GB_T_7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则》、《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 DL/T 722-2014、《国家电网公司变电检测管理规定（试行）》220kV某2号主变中压侧A、B、C相套管氢气严重超标，同时A、C相甲烷超标，但220kV某2号主变中压侧O相套管未见异常。

一起500kV主变高压套管缺陷分析及处理发布时间：2022-05-23T01:24:52.923Z 来源：《当代电力文化》2021年35期作者：尹显贵[导读] 500kV主变高压套管作为主变高压侧绝缘导电载体主要用于主变接引环节,在主设备安全可靠运行上起到至关紧要的作用尹显贵阳城国际发电有限责任公司 048102摘要：500kV主变高压套管作为主变高压侧绝缘导电载体主要用于主变接引环节,在主设备安全可靠运行上起到至关紧要的作用，本文通过对某电厂主变高压套管油中乙炔超过注意值的缺陷原因分析，提出了更换为环氧树脂浸渍纸套管方案，并详细介绍了主变高压侧套管的如何选型及更换步骤。

关键词：主变；高压套管；缺陷分析；更换引言变压器高压套管是将变压器内部高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。

近几年，油浸纸电容式高压套管的故障率较高其中上海MWB公司和德国HSP公司生产的产品已在南方电网2018年反事故措施中明确提出改造和运行要求。

1、缺陷简述某电厂1号主变为德国西门子公司于1999年生产的TRUM 8657型变压器，额定容量435MV A，额定电压550×2±2.5%/21kV，变压器500kV侧套管为HSP公司生产的OTF 1800-550-B E3型油纸电容式变压器套管。

2020年1月20日停机检修，根据隐患排查计划，电气专业于1月21日对1号主变高压侧三相套管进行了取油样，进行了油色谱试验根据检测结果，其A相高压套管油乙炔数值1.843uL/L，第二日重新对A 相高压套管取样乙炔值为2.00uL/L，两者相差不大。

进一步对1号主变三相高压套管进行了电容量、介损的测量，对套管本体及末屏进行了检查，并仔细与出厂值及历次电气预试数据进行了比对分析，电容量变化未超2%，介损值未有突变。