变压器故障一般因设计缺陷、制造质量、安装质量以及日常维护不当所致，为减少变压器故障的发生，开展变压器潜在、运行故障的预报和准确判断是非常重要的。油浸式电力变压器故障诊断中，电气试验往往很难发现某些局部过热和放电缺陷，变压器油中色谱分析对变压器内部的某些潜伏性故障及其发展程度的 早期诊断非常有效。变压器发生过热、放电、内部绝缘受潮故障时，变压器油和固体绝缘材料发生分解而产生特征气体(H，CH等)，这些气体大部分溶解到油中，变压器油内部的特征气体含量就会逐渐增加，不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体也不同，通过油色谱分析油中气体 含量能及时有效发现油中故障或潜在故障。

通过变压器油中溶解气体对变压器内部故障进行诊断的方法主要通过特征气体、产气速率、三比值法加以综合分析判断来实现。

1变压器故障分析与处理

1.1变压器故障分析

变压器内部主要绝缘材料为绝缘油、绝缘纸和绝缘板。变压器正常运行时，其内部油纸绝缘材料在热和电作用下，会逐渐老化和分解产生少量H2、低分子烃类气体及CO、CO2等气体，故油中H2、总烃及CO、

CO2等气体含量轻微增长属正常现象。变压器内部发生故障时，特征气体产生的速度和数量会迅速增加。不同的绝缘介质，不同性质的故障，分解产生的特征气体成分是不同的。因此分析油中气体的成分、含量及其随时间增长的规律，就可以判断故障的性质及发展 情况。

油和固体绝缘材料在电和热的作用下会产生特征气体，而不同类型的故障，特征气体组成是不同的。变压器每一种故障对应典型的特征气体，典型特征气体能灵敏的反映故障类型。变压器正常运行时，绝缘油老化过程产生的气体主要是CO、CO2；油纸绝缘中局部放电时，油裂解产生的气体主要是H2和CH4；油纸绝缘受潮时，产生的气体主要是 H2；低温过热时，主要产生CH4；中温过热主要产生C2H4和C2H6；C2H2是高温过热及电弧放电的典型特征气体；过热故障涉及固体绝缘时，会产生较多的CO、CO2。因此，可以根据主要特征气体组成来初步判断故障类型。

通过油中色谱含量分析，获悉油中特征气体含量，可以对故障做出初步判断，但还需结合产气速率和三比值法，考察故障的严重性及发展趋势。由于变压器的结构、绝缘材料、保护绝缘油的方式和运行条件等差别，如发现故障时，一般需缩短油化试验周期，并结合气体分析的历史数据、运行记录和其他电气试验结果，综合分析，做出正确判断。

1.2 变压器故障处理

本文针对变压器运行中出现O2和N2含量增长，而特征气体未见增长的现象，跟踪油中特征气体含量增长的趋势，综合分析故障产生原因。首先，油中H2、总烃及CO、CO2等气体含量轻微增长属绝缘油老化引起的，因此可以排除变压器过热、受潮和放电故障；其次，由于O2和N2是空气的主要组成成分，而油中O2和N2含量增长较快，故导致油中含气量增长的原因可能是变压器胶囊破损或管路阀门密封不严。因此需要进行变压器整体密封检查和绝缘油处理，消除隐患，确保变压器稳定可靠运行。

1)胶囊检查。胶囊破损检查的方法一般有胶囊气压试验、胶囊内部检查等。胶囊气压测试的重要方法是胶囊能保压12h及以上，但若胶囊破损非常小，往往胶囊也能保压12h及以上。因此本文结合实际检修经验，省去胶囊气压试验步骤，而是将胶囊内部检查与充气检查结合起来，综合判断胶囊破损情况。

2)整体密封性检查。将破损胶囊更换后，需对变压器进行整体密封性检查，查找其他漏气点，并及时处理。向储油柜胶囊内充入干燥空气，压力为20～30kPa时，停止充气，保压的过程中检查阀门、管路及箱沿等位置，若有发现密封不严，需检查处理，将漏气故障消除。

3)变压器油处理。在新胶囊更换且整体密封检查正常后，该主变需进行油处理。变压器油处理是保证变压器绝缘油质量、电气化学性能的重要手段。结合变压器实际运行情况，优化完善变压器油处理流 程和工艺，能有效地提高变压器检修质量。变压器油处理过程中，确保油路和气路畅通，避免因堵塞等因素引发滤油设备故障，从而对变压器造成损伤。

第一步: 热油循环。变压器热油循环遵循“上进下出”的原则，确保油从变压器底部流出，经滤油机后从变压器上部流入，热油循环示意图。首先，热油循环管路连接，变压器本体底部出油阀同真空滤油机进油阀相连，变压器本体上部进油阀同滤油机 出油阀相连。然后，开启真空滤油机，变压器热油循环 开始，油循环时间不低于48h、油循环油量不少于变压器总油量的3倍且油化数据合格后停止油循环过程。热油循环过程中，保持油枕呼吸管路畅通。滤油过程 中油温控制在65℃左右(±5℃)，在这个范围内滤油效果最好，温度偏低滤油效果差，温度偏高容易加速油老化甚至裂解。第二步: 变压器静置。油处理后静置时间不得少于 72 h，静放期间应对各排气塞多次排气。

第三步: 油化试验。热油循环结束前及变压器静置后，对绝缘油取样化验。油化试验是保证油处理合格的重要指标。绝缘油试验项目包含: 色谱分析、含气量、微水、击穿电压、介损。

2 案例分析

某电站22号主变压器是双绕组三相升压油浸式电力变压器，冷却方式为强迫油循环水冷，油箱为桶式全真空结构，储油柜为胶囊式全真空结构，额定容量840MV·A，额定电压为550/20kV，2007年6月投运。自2015年7月以来，油中含气量持续上升，且接近注意值3%，而油中总烃和H2含量增长不明显，O2和N2含量上升比较明显(数据见表1)。由于O2和

N2 是空气的主要组成成分，而油中O2和N2含量增长较快，故导致油中含气量增长的原因可能是变压器胶囊破损或管路阀门密封不严。

由于导致油中含气量增长的原因可能是变压器胶 囊破损或管路阀门密封不严。因此，首先需检查胶囊是否破损，然后再检查变压器整体密封性能。若要检查胶囊是否破损，需打开胶囊顶部盖板，检查胶囊内部情况。若胶囊内没有检查到油迹，则需向胶囊内充干燥空气，进一步确认胶囊情况。本文通过胶囊检查和整体密封性检查，发现胶囊破损是导致故障的原因，最 后通过胶囊更换和绝缘油处理，故障消除。故障查找及处理流程见图2。

2.1 前期准备

前期主要设备转场，包括滤油机、储油罐、废油罐提前进场并定点摆放。滤油管路清洗，其他工器具准备。

2.2 胶囊内部检查

打开油枕顶部盖板，用专用内窥镜检查胶囊内部，发现胶囊内壁挂有油渍，故判断胶囊可能破损，需排油更换新胶囊。

2.3 胶囊充气检查

首先油枕排油。油枕排油通过自流方式，即依靠油自身的重力将油排至油罐中。其次，胶囊取出。检修人员穿好专用防油服，通过人孔进入油枕并取出胶囊; 最后，将胶囊外表面清洗干净后舒展开，并向胶囊内充入干燥空气，保证胶囊鼓起并有一定压 力。1～2h后检查发现胶囊外表面出现很多渗油点，并将渗油点标记。由图3可知，渗油点主要集中在胶囊两侧中部偏上的位置。同时检查发现油枕内壁中部偏上的位置有很多尖锐毛刺，最后将毛刺清除，并将油枕内部清理干净。

在电力变压器检修导则及相关资料中，判断胶囊是否破损的一种重要方法是胶囊能否保压12h。根据现场检修经验，有时虽然胶囊能保压12h，但在胶囊内部及充气检查后，发现胶囊已破损。胶囊的作用是补偿变压器油由于热胀冷缩引起的体积变化，该主变在长期运行过程中，胶囊与油枕内壁挤压，最终油枕内壁尖锐细小的毛刺将胶囊磨破，但由于毛刺很细小， 故造成胶囊的破损很微小，故在进行气压试验时，胶囊能保住压力。

2.4 胶囊更换

将现场检验合格的新胶囊移入油枕内，固定新胶囊且检查确认胶囊在储油柜内自然伸展后封堵油枕盖 板( 盖板密封圈需更换) 。胶囊更换过程中，新胶囊更换前必须经过充气保压检验，确保其密封性能; 新胶囊移入油枕内部过程中，确保新胶囊干净，不能混入杂质、水分。

2.5 变压器油枕注油

通过油枕注排油阀注油，注油速度3～5t/h。注油过程中，本体和油枕之间的连通阀打开，同时保持油 枕呼吸管路畅通。油枕进油后不断用橡胶锤敲击储油柜，使胶囊充分展开。待油位与油位温度对照表一致或略高后停止注油( 注油前油位计指针应调零，注油后确认无假油位，否则进行调整) 。

2.6 整体密封性检查

拆除呼吸器，安装充气装置(含压力表)；向储油柜胶囊内充入干燥空气，充气的同时，打开油枕顶部排气塞，排尽气体直至有油渗出后关闭排气塞; 胶囊压力为20～30kPa 时，停止充干燥空气。胶囊内部气压保持12h，压力无明显变化，确认主变整体密封较好。

2.7 变压器油处理

按照2.2中的流程进行变压器油处理。本次油化试验项目包含: 色谱分析、含气量、微水、击穿电压、介损，各项试验数据合格。

3 结语

在变压器检修及制造厂家推荐的检修规程中，胶囊密封测试的重要方法是胶囊能保压12h及以上；但在实际检修中，首先应检查胶囊内部状况，然后结合正压密封性及胶囊充气试验，综合判断胶囊破损情况。