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摘要：油浸式电力变压器整体受潮缺陷产生时，其处理过程较为繁琐，且处理持续时间较长，当检修处理过程中出现人为因素（检修工艺不合格）、自然因素（温度、真空度、时间参数控制偏差）等影响因素，将会直接影响检修处理效率，致使设备故障时间延长，而不能及时恢复正常运行状态。因而，当判断出电力变压器绝缘受潮之后，则应及时依照现场条件、技术水平以及技术装备等，对产生受潮故障的电力变压器设备选择合理的方法进行干燥处理。
关键词：油浸式电力变压器；绝缘受潮；故障分析
一、油浸式电力变压器绝缘故障诊断
1.1油浸式电力变压器常见绝缘故障
相关运行经验表明，油浸式电力变压器常见的绝缘故障主要有以下几类：内部局部放电；绕组变形导致绝缘垫块脱落或绝缘纸破损；变压器内部进水或受潮；绝缘纸或垫块等固体绝缘老化等。
1.2故障综合诊断方法
1.2.1内部局部放电
为检验变压器内部是否发生局部放电故障，可采取油色谱分析的方法进行判断。通过油色谱分析的方法，能初步判断变压器内部是否存在低能放电、高能放电、还是存在过热故障。再结合绕组直流电阻、变比试验、绝缘电阻测试等试验项目，基本能对故障发生的原因及部位进行判断。
1.2.2绕组变形故障
在变压器发生出口近区短路的情况下，如果变压器本身的抗短路能力不强，极有可能发生绕组变形故障，进而影响其内部绝缘。为此，在变压器发生出口短路后，应对变压器采用的检测方法包括：油色谱分析；短路阻抗试验；空载电流试验等，以此判断变压器是否发生绕组变形故障。
1.2.3变压器绝缘受潮
为检验变压器绝缘是否出现受潮现象，则应对变压器的绝缘电阻、介质损耗、极化指数、油中微量水分含量、变压器油色谱分析等进行初步检测和判断，必要时可开展绝缘特征试验以及绝缘纸的含水量检测试验。
1.2.4固体绝缘老化
通常情况下，为判断变压器是否出现固体绝缘老化现象时，应采用色谱分析法对变压器油中的一氧化碳、二氧化碳的含量变化等进行分析，同时开展油中糠醛含量、绝缘纸、油酸值等方面的检测工作。
1.3溶解气体的在线监测技术
目前，油中溶解气体分析作為一种较为成熟的技术，能判断出油浸式变压器内部发生的绝大部分故障。通过对变压器加装溶解气体的在线监测装置，定期取样实现实时监测变压器内部绝缘油所分解的特征气体含量（H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2），可以实现对变压器故障进行实时而有效的诊断。以便当在运变压器出现内部故障时，及时采取有效的处理措施，提高故障的处理效率，降低设备及电网事故发生风险。
1.4其它绝缘故障诊断技术
1.4.1露点法
露点法主要用于检测变压器纸绝缘的含水量。对于充气运输的变压器，可通过此方法检测变压器是否在运输过程中受潮。同时，对怀疑受潮的变压器，也可通过取纸样的方法，判断受潮影响程度。此方法的原理是：当变压器内部气体达到一定条件后，并在气体和油纸中水分平衡的情况下，根据气体露点测量结果推断纸绝缘的含水量。若变压器内部充气时间较短，可通过多次测量的方式判断气体和油纸中水分是否处在一个平衡状态，若在12h内测量值保持不变，即可视为这二者达到一种平衡状态。可参照表1来判断该变压器纸的绝缘性能是否下降。
二、油浸式电力变压器绝缘受潮故障处理策略
2.1处理变压器油的策略
当检查出油浸式电力变压器出现绝缘受潮故障，可将变压器本体油位降到箱顶下的300mm左右，并适时关闭瓦斯继电器油箱侧阀门和所有散热器阀门，采用热油循环处理的方法对变压器绝缘故障进行处理。在进行油处理时可将滤油机的压力表有效控制在0.3MPa，并将真空压力表调为0.09MPa，出口油温可将其设定在75℃，并进行热油循环操作。在本体油温升到60℃左右时，将开始计时，在热油循环操作保持了36h后，将从设备顶部进行脱气2.5h。在静止24h之后，可测试变压器低压绕组的绝缘电阻、吸收比、泄露电流等，致使其相关数据达到合格。
2.2处理渗漏点
在进行油浸式电力变压器绝缘受潮故障的分析、处理过程中，发现存在渗漏点，则可根据相应的方法予以处理。将所有的电力变压器油排到油罐之后，变压器高压侧德尔孔门渗漏点进行补焊处理，并及时更换在变压器运行过程中损坏相关的密封垫。并及时拧紧导电杆，压紧螺母，致使密封垫能够固定在导电杆上。进而对变压器油内部存在的氢气采取加热过滤处理和真空脱气处理，以便能够尽可能的消除氢气成分，在变压器自身与附件采取真空脱水脱气处理之后，再进行热油循环处理，通过加热干燥而彻底抽取变压器油中的氢气、一氧化碳、二氧化碳等成分；当真空注油之后，油色谱显示正常及电器试验等达到合格之后则完成处理操作。
2.3其他处理方式
油浸式变压器绝缘受潮作为引发绝缘故障的重要影响因素之一，有效防止绝缘受潮工作需安装部门、运行管理部门以及检修维护部门严谨工作态度，严格遵循相关操作流程，降低变压器渗漏缺陷的发生率。增强预防式试验管理力度，根据变压器设备运行时间和运行状况，明确预防周期，及时对预防结果认真分析，当所搜集的数据值超过正常标准时，需注意其变化状况，若情况严重则采取相应的处理方法，以便对变压器的正常运行进行有效控制。再日常活动中需提高对变压器运行的监视力度，及时对变压器顶层油温、套管端部的温度以及气体继电器等部位密切监测，能够及时发行变压器故障或者存在的缺陷。安装、检修变压器的过程中，需严格控制变压器在空气中的暴露程度，予以严格的真空干燥操作和正确的真空注油操作，以便能够彻底清除绝缘件所吸附的水分。
三、结语
总而言之，为准确分析和判断油浸式电力变压器绝缘故障，需要采用多种试验及诊断技术，综合分析，综合判断。同时，在变压器的日常运维中，还应注意变压器日常运行状态，例行试验数据，在线诊断数据等，通过对各类数据的综合分析和把控，及时发现并处理其内部绝缘的早期隐患，进而保障油浸式变压器的安全稳定运行。
参考文献：
[1]邓世建，张宽，胡继普，等.油浸式电力变压器故障与其本体外表面温度关系分析[J].工矿自动化，2017，43（6）：25～31.
[2]魏云冰，王东晖，韩立峰，等.一种基于MIA的油浸式变压器放电性故障定位新方法[J].电力系统保护与控制，2015，43（21）：41～47.
[3]蒲丽娟，刘念，刘航宇，等.基于油浸变压器故障数据的IEC三比值统计分析[J].陕西电力，2015，43（5）：41～44.
研究项目：农网有载调容油浸式变压器（昆明供电局）资助
关键词：油浸式电力变压器；绝缘受潮；故障分析
一、油浸式电力变压器绝缘故障诊断
1.1油浸式电力变压器常见绝缘故障
相关运行经验表明，油浸式电力变压器常见的绝缘故障主要有以下几类：内部局部放电；绕组变形导致绝缘垫块脱落或绝缘纸破损；变压器内部进水或受潮；绝缘纸或垫块等固体绝缘老化等。
1.2故障综合诊断方法
1.2.1内部局部放电
为检验变压器内部是否发生局部放电故障，可采取油色谱分析的方法进行判断。通过油色谱分析的方法，能初步判断变压器内部是否存在低能放电、高能放电、还是存在过热故障。再结合绕组直流电阻、变比试验、绝缘电阻测试等试验项目，基本能对故障发生的原因及部位进行判断。
1.2.2绕组变形故障
在变压器发生出口近区短路的情况下，如果变压器本身的抗短路能力不强，极有可能发生绕组变形故障，进而影响其内部绝缘。为此，在变压器发生出口短路后，应对变压器采用的检测方法包括：油色谱分析；短路阻抗试验；空载电流试验等，以此判断变压器是否发生绕组变形故障。
1.2.3变压器绝缘受潮
为检验变压器绝缘是否出现受潮现象，则应对变压器的绝缘电阻、介质损耗、极化指数、油中微量水分含量、变压器油色谱分析等进行初步检测和判断，必要时可开展绝缘特征试验以及绝缘纸的含水量检测试验。
1.2.4固体绝缘老化
通常情况下，为判断变压器是否出现固体绝缘老化现象时，应采用色谱分析法对变压器油中的一氧化碳、二氧化碳的含量变化等进行分析，同时开展油中糠醛含量、绝缘纸、油酸值等方面的检测工作。
1.3溶解气体的在线监测技术
目前，油中溶解气体分析作為一种较为成熟的技术，能判断出油浸式变压器内部发生的绝大部分故障。通过对变压器加装溶解气体的在线监测装置，定期取样实现实时监测变压器内部绝缘油所分解的特征气体含量（H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2），可以实现对变压器故障进行实时而有效的诊断。以便当在运变压器出现内部故障时，及时采取有效的处理措施，提高故障的处理效率，降低设备及电网事故发生风险。
1.4其它绝缘故障诊断技术
1.4.1露点法
露点法主要用于检测变压器纸绝缘的含水量。对于充气运输的变压器，可通过此方法检测变压器是否在运输过程中受潮。同时，对怀疑受潮的变压器，也可通过取纸样的方法，判断受潮影响程度。此方法的原理是：当变压器内部气体达到一定条件后，并在气体和油纸中水分平衡的情况下，根据气体露点测量结果推断纸绝缘的含水量。若变压器内部充气时间较短，可通过多次测量的方式判断气体和油纸中水分是否处在一个平衡状态，若在12h内测量值保持不变，即可视为这二者达到一种平衡状态。可参照表1来判断该变压器纸的绝缘性能是否下降。
二、油浸式电力变压器绝缘受潮故障处理策略
2.1处理变压器油的策略
当检查出油浸式电力变压器出现绝缘受潮故障，可将变压器本体油位降到箱顶下的300mm左右，并适时关闭瓦斯继电器油箱侧阀门和所有散热器阀门，采用热油循环处理的方法对变压器绝缘故障进行处理。在进行油处理时可将滤油机的压力表有效控制在0.3MPa，并将真空压力表调为0.09MPa，出口油温可将其设定在75℃，并进行热油循环操作。在本体油温升到60℃左右时，将开始计时，在热油循环操作保持了36h后，将从设备顶部进行脱气2.5h。在静止24h之后，可测试变压器低压绕组的绝缘电阻、吸收比、泄露电流等，致使其相关数据达到合格。
2.2处理渗漏点
在进行油浸式电力变压器绝缘受潮故障的分析、处理过程中，发现存在渗漏点，则可根据相应的方法予以处理。将所有的电力变压器油排到油罐之后，变压器高压侧德尔孔门渗漏点进行补焊处理，并及时更换在变压器运行过程中损坏相关的密封垫。并及时拧紧导电杆，压紧螺母，致使密封垫能够固定在导电杆上。进而对变压器油内部存在的氢气采取加热过滤处理和真空脱气处理，以便能够尽可能的消除氢气成分，在变压器自身与附件采取真空脱水脱气处理之后，再进行热油循环处理，通过加热干燥而彻底抽取变压器油中的氢气、一氧化碳、二氧化碳等成分；当真空注油之后，油色谱显示正常及电器试验等达到合格之后则完成处理操作。
2.3其他处理方式
油浸式变压器绝缘受潮作为引发绝缘故障的重要影响因素之一，有效防止绝缘受潮工作需安装部门、运行管理部门以及检修维护部门严谨工作态度，严格遵循相关操作流程，降低变压器渗漏缺陷的发生率。增强预防式试验管理力度，根据变压器设备运行时间和运行状况，明确预防周期，及时对预防结果认真分析，当所搜集的数据值超过正常标准时，需注意其变化状况，若情况严重则采取相应的处理方法，以便对变压器的正常运行进行有效控制。再日常活动中需提高对变压器运行的监视力度，及时对变压器顶层油温、套管端部的温度以及气体继电器等部位密切监测，能够及时发行变压器故障或者存在的缺陷。安装、检修变压器的过程中，需严格控制变压器在空气中的暴露程度，予以严格的真空干燥操作和正确的真空注油操作，以便能够彻底清除绝缘件所吸附的水分。
三、结语
总而言之，为准确分析和判断油浸式电力变压器绝缘故障，需要采用多种试验及诊断技术，综合分析，综合判断。同时，在变压器的日常运维中，还应注意变压器日常运行状态，例行试验数据，在线诊断数据等，通过对各类数据的综合分析和把控，及时发现并处理其内部绝缘的早期隐患，进而保障油浸式变压器的安全稳定运行。
参考文献：
[1]邓世建，张宽，胡继普，等.油浸式电力变压器故障与其本体外表面温度关系分析[J].工矿自动化，2017，43（6）：25～31.
[2]魏云冰，王东晖，韩立峰，等.一种基于MIA的油浸式变压器放电性故障定位新方法[J].电力系统保护与控制，2015，43（21）：41～47.
[3]蒲丽娟，刘念，刘航宇，等.基于油浸变压器故障数据的IEC三比值统计分析[J].陕西电力，2015，43（5）：41～44.
研究项目：农网有载调容油浸式变压器（昆明供电局）资助