论文部分内容阅读
［摘 要］通过对变压器绝缘受潮引发主变压器故障的原因分析，并对变压器在运行中绝缘受潮的原因并进行分类，结合现场维护检修的实践经验给出了运行维护建议，通过现场大修改造给出了半密封变压器的消除事故隐患方法。
［关键词］ 半密封变压器抗 绝缘故障 受潮 事故隐患 维护
1 概述
变压器绝缘系统是变压器，尤其是超高压变压器的重要组成部分之一，变压器的各项技术指标无一不与绝缘系统相关联，而在变压器运行中由于绝缘受潮引发的故障，一般为结构设计不合理或选用的组配件存在缺陷留下的事故隐患，在运行维护中及大修中没有及时消除而引发故障。依据华东电网2000～2001年底的统计数据，110kV以上变压器设备故障中绝缘故障比率为69.3％，而直接因进水受潮引发事故的占15.6％，。基于以上缺陷，摆在我们运行和检修人员面前的一道难题是如何按变压器绝缘性能必须满足GB1094标准规定的电、机、热三方面的性能要求，来可靠保证变压器在电力系统中长期稳定的的工作。本文通过对一台绝缘受潮变压器引发的故障进行分析论证，根据多年来对变压器尤其半密封运行维护及检修细节中发现的绝缘受潮问题进行整理、分类，分析原因，给出了维护和改造建议。并总结了大修改造过程中的消除事故隐患的方法及现场安全施工工艺措施，供同行参考并进行更深入的探讨与分析。
2 一台绝缘受潮变压器的故障原因及分析
2．1 故障情况
2006年10月10日8时27分某站一台SFS－31500／110主变在停用三个月后恢复送电过程中非电量保护的重瓦斯动作主变跳掉，现场检查发现防爆桶玻璃未损坏，但主变的变压器油通过吸湿器喷出，经过试验发现故障后高压侧直阻不平衡A相增大50％，B、C两相无变化。高压A相的介损比B、C两相增大50％的变化。总之，经试验高压侧A相有故障，现场拆高压套管时发现A相套管的端子密封垫已经老化，已起不到密封作用，存在向油箱渗水的隐患，吊罩检查发现A相高压线圈中部出线右侧撑条靠近B相侧有2匝匝间短路将铜线烧损50％左右，在下节油箱距离高压线圈最外侧150mm左右处有直径约50mm的积碳点，短路的2匝线圈一周全部变形(见图1)。外观检查看B、C两相没有发现异常。试验数据见表1、2。
2．1 试验结果的分析判断及原因分析
(1)用气体特征法判断故障类型
从表1的试验数据反映的情况来分析，根据“三比值法”计算结果为“1、0、2”，变压器内部存在高能量放电故障，CO2大于1042ppm为4596.4故障部位可能在带薄绝缘的部位上，说明固体绝缘存在较严重的过热性故障，但从乙烯的含量超过28％来看，含量增长较大，故障部位可能在绕组上，从乙炔的产气量156ppm来分析，放电点应为绝缘较薄处，并且瞬间击穿，而对地未击穿。
(2)从变压器的绝缘数据分析
从表1可知含水量为126ppm，从表2可知，故障前后各绕组的R15和R60的绝对值变化不大，吸收比也都接近合格，表明绝缘故障对地没有击穿，但运行单位没有对较长时间搁置的半密封有足够的认识，没有考虑绝缘的绝对值仅有出厂标准的50％左右，单凭吸收比合格就投入变压器，是因为绝缘受潮没有引起足够的重视形成的故障。
(3)过电压放电造成绝缘故障
在送电合闸时如遇外施电压一相过零点(电角度)，则该相励磁涌流的峰值达到最大值，使铁心磁通高度饱和产生很大的漏磁通，因此在油箱及结构件上不同部位产生不同的电位差，因绝缘受潮使绝对值达不到的设计值的要求，形成过电压击穿。本次故障中下节油箱的500mm积碳证明了过电压放电的故障。
(4)从线圈结构进行分析
从线圈的结构来看本次故障的点在靠近高压出现右下撑条的换位处，既是绝缘的最薄弱处，也存在高压套管有漏水迹象，老结构变压器的纸包线为拼接缝，在换位时拼接处可能存在工艺缝，如果2匝间赶上包纸拼接缝这样一来就少了0.25mm甚至0.5mm的绝缘，加之合闸送电时励磁涌流振动垫块进一步伤害匝绝缘为本次放电性故障。
(5)从变压器半密封结构分析
由于该变压器为半密封结构(如作为油保护装置的储油柜和大气直接相通)。变压器又长时间的停运，温升低时因绝缘油的膨缩向油箱内进空气，形成高压绕组表面及结构件(如撑条、垫块等)受潮形成小桥爬电、绝缘油的耐压水平降低，预试的有些项目合格但达不到出厂值的要求。
3 运行中变压器进水受潮导致故障的分析
水是变压器绝缘系统的天敌，作为电力运行检修部门制定的变压器防事故措施中都规定要防止水分及空气进入变压器，控制绝缘系统中的含水量。这是因为，油一纸绝缘系统吸潮会使绝缘材料降解老化、绝缘电阻降低、泄露电流增大、介质损耗增加、局部放电的起始电压下降，导致变压器运行寿命缩短直至引发事故。
针对本次绝缘受潮的故障半密封变压器，对受潮的原因进行分析，进行结构上归类整理。
3．1 故障及其他变压器储油柜存在的结构缺陷
3．1．1 通过玻璃管油位计形成的进水受潮
半密封无囊或胶囊式储油柜玻璃管油位计中的油与变压器本体油相连通，这种储油柜没有加装防油老化装置，玻璃管油位计中的油长期受阳光照射油氧化变劣；其中油面通过吸湿器、另一侧通过安全气道(防爆筒)而和大气接触，尤其是老结构的玻璃管吸湿器，起不到干燥空气和过滤空气中粉尘的作用，水份在温升低时从玻璃管油位计上部的呼吸口进入变压器内部。
胶囊式储油柜还存在有的单位将防爆桶改为压力释放阀后，玻璃管油位计只加装了防雨罩保护，造成变压器的油通过玻璃管油位计直接和大气相通水份直接进入变压器。
带小胶囊玻璃管油位计的是直接和大气相通的，为外油式储油柜胶囊内部通过吸湿器与大气相通，在胶囊下端单独装一个油压袋，设计时考虑油压袋中的油仅供玻璃管油位计使用，虽然玻璃管油位计中的油老化了但不污染储油柜中的油。但在安装时小胶囊和管式油位计通过φ10的橡胶软管连接，结构原因安装非常不方便，有些干脆就没连接，造成变压器的油通过玻璃管油位计直接和大气相通。
3．1．2 通过隔膜式储油柜的柜沿形成的进水受潮
隔膜式储油柜箱檐大部分存在渗漏油现象，因为这种储油柜的柜檐上共有四个密封面，其中有两个密封面是柜檐胶排与隔膜间形成，胶排厚度10mm，而在柜檐上焊接的胶排挡铁厚度为6mm，焊接后挡铁变形量很大，110kV变压器配套储油柜长度又为3000mm以上，这样一来储油柜的柜檐很难拧紧、拧平，胶排与隔膜间压不紧存在温升高时渗漏油问题，反之在温升低时因变压器油体积的收缩，水份随储油柜的油位下降进入变压器中，造成变压器进水受潮。 3．1．3 金属波纹式储油柜集水过多
金属波纹式储油柜，因变压器油中的微水蒸发至储油柜中，遇冷凝结。储油柜底部凝结水过多，没有及时排放，回流至变压器造成进水烧毁变压器的也有。
3．1．4 储油柜与气体继电器的连接部位
早期生产的变压器储油柜与气体继电器的连接为硬连接，而气体继电器壳体为铸铁件，与连接法兰的钢板不同材质，在温度变化时发生渗漏形成的进水受潮。
3．2 故障及其他变压器气体继电器存在的结构缺陷
早期生产的变压器气体继电器为0Jl型，安装法兰孔径为130mm，通径80mm安装孔φ14，理论计算有18mm的密封面，而安装在φ80的导油管路中，法兰采用内焊接，形成焊接后法兰的密封面在φ115mm以上，使密封垫不在合理的使用范围内，形成渗漏。
有些厂家配套的气体继电器保护探针波纹管为锡焊接，或试验后或运行时温升变化经常会开焊形成渗漏出现进水受潮。
3．3 变压器出线装置存在的结构缺陷
电容式套管接线端子下部密封垫与将军帽间的垫子放置不正、垫子薄等形成进水受潮：在检修时遇潮湿天气没有对均压球拆解清理，均压球内部积水在安装时随油淋入器身：接线端子与导电杆接触不良长时间过热将密封垫烧憔老化行成的密封渗漏等。
低压出线铜排的设计不合理，温度变化时因应力变化，造成低压套管与油箱密封不好形成的。
套管CT出线装置接线柱的0.2kV小套管渗漏形成的，结构上0.2kV小套管本体结构从安装形式分析套管与升高座的安装板，主要依靠M6的螺母2和3来紧固压缩绝缘瓷件与限位绝缘套上、下密封垫，来实现套管与升高座接线盒安装板的固定安装，作为CT二次线的引出接线柱。经常出现的问题一是现场安装或检修时上面M6拧的太紧时经常出现绝缘瓷件或限位绝缘套破裂损坏，当时又无法发现运行时渗漏油：问题二在升高座安装板的观察孔直径仅为90mm，这样在拧M6螺母是凭感觉进行的当时拧的紧度正好，但随变压器温度变化因材质不同膨缩系数不一样，多数还会出现渗漏油导致进水受潮。
3．4 变压器冷却装置存在的结构缺陷
强油风冷却的潜油泵、油流继电器、管路阀门等渗漏，油泵运转的负压将水份带变压器形成受潮。
水冷却器的导油管路破裂形成的进水受潮。
以上是我们在运行维护过程中经检查，发现的比较多进水受潮部位，但多数是制造或者安装时留下的隐患，加之我们电力运行单位负荷较重，有时变压器有无法停运进行检修，从上面发生事故的变压器来讲，我们按照DL／T596-1996《电力设备预防性试验规程》来判断吸收比合格，因此我们应特别注意的是整体绝缘受潮也就说绝缘绝对值一旦下降，即使吸收比合格也要及时进行干燥处理，尤其是本次发生故障变压器存在绝缘局部受潮的隐患，但从吸收比上来看，反映的不规律，这一点更应引起运行维护部门注意。
4 我局采取的预防改进措施
通过对变压器绝缘造成进水受潮部位存在缺陷的分析，我局近2年对总山、浦美、角美、金峰等站6台主变全部进行了密封结构改造，(1)将出现缺陷的部位进行归类，如油保护装置、冷却装置、出线装置等，对缺陷问题先与有现场大修经验的制造厂进行结构论证与分析，向有关部门提出可行性的经济技术分析，在变压器修前已经有了完整的技术改造方案，这样在有机会进行大修时对所有缺陷进行改造时方可按照技术论证来进行，不是简单的更换密封垫，也不至于会出现停工待料的特殊情况，这样才能保证变压器的大修按照预计时间完成，更重要的是使变压器处于良好的运行状态，如近几年我局将6台原来的隔膜式储油柜全部更换为沈变组件厂生产的全密封软气囊指针式储油柜，并对不合理的管路法兰进行现场改造。(2)在发现有渗漏时要及时采取密封处理。(3)对有渗漏的变压器的绝缘油微水试验间隔缩短。绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。绝缘油中微量水分的存在，对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害，水分可导致绝缘油的火花放电电压降低，介质损耗因数tgδ增大，促进绝缘油老化，绝缘性能劣化。而设备受潮，不仅导致电力设备的运行可靠性和寿命降低，更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。
5 结语
多年来我们在运行维护变压器过程中，归纳为影响变压器绝缘性能的主要因素有：温度、湿度、油保护方式和过电压影响等。设计和现场运行的经验说明，维护得好的变压器，实际寿命能达到50～70年：而按制造厂的设计要求和技术指标，一般把变压器的预期寿命定为20～40年。因此，保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统的合理维护，很大程度上可以保证变压器具有相对较长的使用寿命，而预防性和预知性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键，
综上所述，掌握电力变压器的绝缘性能及合理的运行维护，在运行中进水受潮，直接影响到变压器的安全运行、使用寿命和供电可靠性，电力变压器是电力系统中重要而关键的主设备，作为变压器的运行维护人员和管理者必须了解和掌握电力变压器的绝缘结构、材料性能、工艺质量、维护方法及科学的诊断技术，并进行优化合理的运行管理，才能保证电力变压器的使用效率、寿命和供电可靠性。
［关键词］ 半密封变压器抗 绝缘故障 受潮 事故隐患 维护
1 概述
变压器绝缘系统是变压器，尤其是超高压变压器的重要组成部分之一，变压器的各项技术指标无一不与绝缘系统相关联，而在变压器运行中由于绝缘受潮引发的故障，一般为结构设计不合理或选用的组配件存在缺陷留下的事故隐患，在运行维护中及大修中没有及时消除而引发故障。依据华东电网2000～2001年底的统计数据，110kV以上变压器设备故障中绝缘故障比率为69.3％，而直接因进水受潮引发事故的占15.6％，。基于以上缺陷，摆在我们运行和检修人员面前的一道难题是如何按变压器绝缘性能必须满足GB1094标准规定的电、机、热三方面的性能要求，来可靠保证变压器在电力系统中长期稳定的的工作。本文通过对一台绝缘受潮变压器引发的故障进行分析论证，根据多年来对变压器尤其半密封运行维护及检修细节中发现的绝缘受潮问题进行整理、分类，分析原因，给出了维护和改造建议。并总结了大修改造过程中的消除事故隐患的方法及现场安全施工工艺措施，供同行参考并进行更深入的探讨与分析。
2 一台绝缘受潮变压器的故障原因及分析
2．1 故障情况
2006年10月10日8时27分某站一台SFS－31500／110主变在停用三个月后恢复送电过程中非电量保护的重瓦斯动作主变跳掉，现场检查发现防爆桶玻璃未损坏，但主变的变压器油通过吸湿器喷出，经过试验发现故障后高压侧直阻不平衡A相增大50％，B、C两相无变化。高压A相的介损比B、C两相增大50％的变化。总之，经试验高压侧A相有故障，现场拆高压套管时发现A相套管的端子密封垫已经老化，已起不到密封作用，存在向油箱渗水的隐患，吊罩检查发现A相高压线圈中部出线右侧撑条靠近B相侧有2匝匝间短路将铜线烧损50％左右，在下节油箱距离高压线圈最外侧150mm左右处有直径约50mm的积碳点，短路的2匝线圈一周全部变形(见图1)。外观检查看B、C两相没有发现异常。试验数据见表1、2。
2．1 试验结果的分析判断及原因分析
(1)用气体特征法判断故障类型
从表1的试验数据反映的情况来分析，根据“三比值法”计算结果为“1、0、2”，变压器内部存在高能量放电故障，CO2大于1042ppm为4596.4故障部位可能在带薄绝缘的部位上，说明固体绝缘存在较严重的过热性故障，但从乙烯的含量超过28％来看，含量增长较大，故障部位可能在绕组上，从乙炔的产气量156ppm来分析，放电点应为绝缘较薄处，并且瞬间击穿，而对地未击穿。
(2)从变压器的绝缘数据分析
从表1可知含水量为126ppm，从表2可知，故障前后各绕组的R15和R60的绝对值变化不大，吸收比也都接近合格，表明绝缘故障对地没有击穿，但运行单位没有对较长时间搁置的半密封有足够的认识，没有考虑绝缘的绝对值仅有出厂标准的50％左右，单凭吸收比合格就投入变压器，是因为绝缘受潮没有引起足够的重视形成的故障。
(3)过电压放电造成绝缘故障
在送电合闸时如遇外施电压一相过零点(电角度)，则该相励磁涌流的峰值达到最大值，使铁心磁通高度饱和产生很大的漏磁通，因此在油箱及结构件上不同部位产生不同的电位差，因绝缘受潮使绝对值达不到的设计值的要求，形成过电压击穿。本次故障中下节油箱的500mm积碳证明了过电压放电的故障。
(4)从线圈结构进行分析
从线圈的结构来看本次故障的点在靠近高压出现右下撑条的换位处，既是绝缘的最薄弱处，也存在高压套管有漏水迹象，老结构变压器的纸包线为拼接缝，在换位时拼接处可能存在工艺缝，如果2匝间赶上包纸拼接缝这样一来就少了0.25mm甚至0.5mm的绝缘，加之合闸送电时励磁涌流振动垫块进一步伤害匝绝缘为本次放电性故障。
(5)从变压器半密封结构分析
由于该变压器为半密封结构(如作为油保护装置的储油柜和大气直接相通)。变压器又长时间的停运，温升低时因绝缘油的膨缩向油箱内进空气，形成高压绕组表面及结构件(如撑条、垫块等)受潮形成小桥爬电、绝缘油的耐压水平降低，预试的有些项目合格但达不到出厂值的要求。
3 运行中变压器进水受潮导致故障的分析
水是变压器绝缘系统的天敌，作为电力运行检修部门制定的变压器防事故措施中都规定要防止水分及空气进入变压器，控制绝缘系统中的含水量。这是因为，油一纸绝缘系统吸潮会使绝缘材料降解老化、绝缘电阻降低、泄露电流增大、介质损耗增加、局部放电的起始电压下降，导致变压器运行寿命缩短直至引发事故。
针对本次绝缘受潮的故障半密封变压器，对受潮的原因进行分析，进行结构上归类整理。
3．1 故障及其他变压器储油柜存在的结构缺陷
3．1．1 通过玻璃管油位计形成的进水受潮
半密封无囊或胶囊式储油柜玻璃管油位计中的油与变压器本体油相连通，这种储油柜没有加装防油老化装置，玻璃管油位计中的油长期受阳光照射油氧化变劣；其中油面通过吸湿器、另一侧通过安全气道(防爆筒)而和大气接触，尤其是老结构的玻璃管吸湿器，起不到干燥空气和过滤空气中粉尘的作用，水份在温升低时从玻璃管油位计上部的呼吸口进入变压器内部。
胶囊式储油柜还存在有的单位将防爆桶改为压力释放阀后，玻璃管油位计只加装了防雨罩保护，造成变压器的油通过玻璃管油位计直接和大气相通水份直接进入变压器。
带小胶囊玻璃管油位计的是直接和大气相通的，为外油式储油柜胶囊内部通过吸湿器与大气相通，在胶囊下端单独装一个油压袋，设计时考虑油压袋中的油仅供玻璃管油位计使用，虽然玻璃管油位计中的油老化了但不污染储油柜中的油。但在安装时小胶囊和管式油位计通过φ10的橡胶软管连接，结构原因安装非常不方便，有些干脆就没连接，造成变压器的油通过玻璃管油位计直接和大气相通。
3．1．2 通过隔膜式储油柜的柜沿形成的进水受潮
隔膜式储油柜箱檐大部分存在渗漏油现象，因为这种储油柜的柜檐上共有四个密封面，其中有两个密封面是柜檐胶排与隔膜间形成，胶排厚度10mm，而在柜檐上焊接的胶排挡铁厚度为6mm，焊接后挡铁变形量很大，110kV变压器配套储油柜长度又为3000mm以上，这样一来储油柜的柜檐很难拧紧、拧平，胶排与隔膜间压不紧存在温升高时渗漏油问题，反之在温升低时因变压器油体积的收缩，水份随储油柜的油位下降进入变压器中，造成变压器进水受潮。 3．1．3 金属波纹式储油柜集水过多
金属波纹式储油柜，因变压器油中的微水蒸发至储油柜中，遇冷凝结。储油柜底部凝结水过多，没有及时排放，回流至变压器造成进水烧毁变压器的也有。
3．1．4 储油柜与气体继电器的连接部位
早期生产的变压器储油柜与气体继电器的连接为硬连接，而气体继电器壳体为铸铁件，与连接法兰的钢板不同材质，在温度变化时发生渗漏形成的进水受潮。
3．2 故障及其他变压器气体继电器存在的结构缺陷
早期生产的变压器气体继电器为0Jl型，安装法兰孔径为130mm，通径80mm安装孔φ14，理论计算有18mm的密封面，而安装在φ80的导油管路中，法兰采用内焊接，形成焊接后法兰的密封面在φ115mm以上，使密封垫不在合理的使用范围内，形成渗漏。
有些厂家配套的气体继电器保护探针波纹管为锡焊接，或试验后或运行时温升变化经常会开焊形成渗漏出现进水受潮。
3．3 变压器出线装置存在的结构缺陷
电容式套管接线端子下部密封垫与将军帽间的垫子放置不正、垫子薄等形成进水受潮：在检修时遇潮湿天气没有对均压球拆解清理，均压球内部积水在安装时随油淋入器身：接线端子与导电杆接触不良长时间过热将密封垫烧憔老化行成的密封渗漏等。
低压出线铜排的设计不合理，温度变化时因应力变化，造成低压套管与油箱密封不好形成的。
套管CT出线装置接线柱的0.2kV小套管渗漏形成的，结构上0.2kV小套管本体结构从安装形式分析套管与升高座的安装板，主要依靠M6的螺母2和3来紧固压缩绝缘瓷件与限位绝缘套上、下密封垫，来实现套管与升高座接线盒安装板的固定安装，作为CT二次线的引出接线柱。经常出现的问题一是现场安装或检修时上面M6拧的太紧时经常出现绝缘瓷件或限位绝缘套破裂损坏，当时又无法发现运行时渗漏油：问题二在升高座安装板的观察孔直径仅为90mm，这样在拧M6螺母是凭感觉进行的当时拧的紧度正好，但随变压器温度变化因材质不同膨缩系数不一样，多数还会出现渗漏油导致进水受潮。
3．4 变压器冷却装置存在的结构缺陷
强油风冷却的潜油泵、油流继电器、管路阀门等渗漏，油泵运转的负压将水份带变压器形成受潮。
水冷却器的导油管路破裂形成的进水受潮。
以上是我们在运行维护过程中经检查，发现的比较多进水受潮部位，但多数是制造或者安装时留下的隐患，加之我们电力运行单位负荷较重，有时变压器有无法停运进行检修，从上面发生事故的变压器来讲，我们按照DL／T596-1996《电力设备预防性试验规程》来判断吸收比合格，因此我们应特别注意的是整体绝缘受潮也就说绝缘绝对值一旦下降，即使吸收比合格也要及时进行干燥处理，尤其是本次发生故障变压器存在绝缘局部受潮的隐患，但从吸收比上来看，反映的不规律，这一点更应引起运行维护部门注意。
4 我局采取的预防改进措施
通过对变压器绝缘造成进水受潮部位存在缺陷的分析，我局近2年对总山、浦美、角美、金峰等站6台主变全部进行了密封结构改造，(1)将出现缺陷的部位进行归类，如油保护装置、冷却装置、出线装置等，对缺陷问题先与有现场大修经验的制造厂进行结构论证与分析，向有关部门提出可行性的经济技术分析，在变压器修前已经有了完整的技术改造方案，这样在有机会进行大修时对所有缺陷进行改造时方可按照技术论证来进行，不是简单的更换密封垫，也不至于会出现停工待料的特殊情况，这样才能保证变压器的大修按照预计时间完成，更重要的是使变压器处于良好的运行状态，如近几年我局将6台原来的隔膜式储油柜全部更换为沈变组件厂生产的全密封软气囊指针式储油柜，并对不合理的管路法兰进行现场改造。(2)在发现有渗漏时要及时采取密封处理。(3)对有渗漏的变压器的绝缘油微水试验间隔缩短。绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。绝缘油中微量水分的存在，对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害，水分可导致绝缘油的火花放电电压降低，介质损耗因数tgδ增大，促进绝缘油老化，绝缘性能劣化。而设备受潮，不仅导致电力设备的运行可靠性和寿命降低，更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。
5 结语
多年来我们在运行维护变压器过程中，归纳为影响变压器绝缘性能的主要因素有：温度、湿度、油保护方式和过电压影响等。设计和现场运行的经验说明，维护得好的变压器，实际寿命能达到50～70年：而按制造厂的设计要求和技术指标，一般把变压器的预期寿命定为20～40年。因此，保护变压器的正常运行和加强对绝缘系统的合理维护，很大程度上可以保证变压器具有相对较长的使用寿命，而预防性和预知性维护是提高变压器使用寿命和提高供电可靠性的关键，
综上所述，掌握电力变压器的绝缘性能及合理的运行维护，在运行中进水受潮，直接影响到变压器的安全运行、使用寿命和供电可靠性，电力变压器是电力系统中重要而关键的主设备，作为变压器的运行维护人员和管理者必须了解和掌握电力变压器的绝缘结构、材料性能、工艺质量、维护方法及科学的诊断技术，并进行优化合理的运行管理，才能保证电力变压器的使用效率、寿命和供电可靠性。