变压器运行中油温过高、局部放电、绝缘电阻下降怎么办？本文整理了变压器最常见的6类故障的现象、原因、处理方法和预防措施，建议收藏备用。
变压器是电力系统的核心设备，一旦出问题，影响的不只是变压器本身，而是整个供电区域。一个500kVA的变压器故障，可能导致一个小区停电；一个110kV主变故障，可能影响半个城区的供电。
但变压器故障并不是突然发生的。绝大多数故障在发生前都有预兆，只是容易被忽略。油温慢慢升高、局部放电量逐渐增大、绝缘电阻持续下降——这些信号如果能及时发现并处理，完全可以避免重大事故。
下面按故障从高到低的频率，逐一分析最常见的6类问题。
变压器运行中，上层油温超过85℃（油浸式变压器）或温升超过规定值。正常运行时，油浸式变压器的上层油温一般在60-75℃之间，超过85℃就属于偏高，超过95℃就是严重异常。
油温升高的原因通常可以归为三类。第一类是过载，变压器长时间超过额定容量运行，发热量超过散热能力。第二类是散热系统故障，比如散热器堵塞、风机不转、油泵故障、环境通风不良。第三类是内部故障，比如铁芯局部短路、绕组匝间短路、绝缘老化导致介质损耗增大。
发现油温异常升高，首先确认当时的负载率。如果负载率超过额定值，需要降低负载，把非重要负荷切除，观察温度是否下降。如果负载率正常但温度仍然偏高，检查散热系统：散热器表面是否积灰严重、风机是否正常运转、油泵是否有异响。
如果以上都正常，但油温仍然居高不下，就要考虑内部故障的可能性。此时需要取油样做色谱分析，检查特征气体含量是否异常。同时测量绕组直流电阻和绝缘电阻，判断是否存在匝间短路或铁芯多点接地。
定期清理散热器表面积灰，特别是在春季杨柳絮多的地区和秋季落叶多的季节。检查风机和油泵的自动启停功能是否正常，温控器整定值是否正确。每年做一次红外热成像巡检，可以发现散热器局部堵塞等问题。
局部放电是变压器内部绝缘中发生的局部击穿放电，但尚未形成贯穿性击穿。它表现为变压器内部有”滋滋”或”啪啪”的放电声，超声波检测可以定位放电位置。局部放电本身不会立即导致故障，但会持续侵蚀绝缘材料，最终导致绝缘击穿。
局部放电的主要原因包括：绝缘内部存在气泡或空穴（浇注工艺缺陷）、绝缘表面受潮或污染、金属部件存在尖端或毛刺导致电场集中、绕组端部绝缘距离不足、绝缘纸板中存在水分或杂质。
局部放电的检测和处理需要专业设备。发现疑似局部放电后，首先用超声波定位仪确定放电位置。如果是表面放电且位置在可触及的范围内（如套管表面），清洁绝缘表面、改善通风除湿即可。如果是内部放电（绕组内部、铁芯附近），就需要吊芯检查，更换受损绝缘件。
对于干式变压器，局部放电通常发生在环氧树脂浇注的绝缘表面或内部。可以用局部放电测试仪测量局部放电量，国标要求干式变压器局部放电量不超过10pC（皮库仑），如果超标就需要返厂处理。
变压器投运前做局部放电试验，建立初始数据基准。运行中定期做局部放电在线监测，与前次数据对比，如果放电量持续增大就要引起重视。保持变压器环境的清洁和干燥，特别是干式变压器所在配电室，湿度控制在70%以下。
用兆欧表测量变压器绕组对地或绕组之间的绝缘电阻，数值明显低于上次测量值，或低于规程要求的最低值。油浸式变压器绕组对地绝缘电阻一般不应低于1000MΩ（10kV等级），干式变压器不应低于500MΩ。如果数值持续下降，说明绝缘系统正在劣化。
绝缘电阻下降最常见的原因是受潮。变压器长期停运后重新投运、密封件老化导致进水、呼吸器硅胶失效使潮气进入油枕——这些都会导致绝缘受潮。其次是绝缘老化，变压器运行多年后，绝缘纸板的聚合度下降，纤维素分解，绝缘性能逐步降低。此外，油质劣化、油中杂质增多也会导致绝缘电阻下降。
首先要判断是受潮还是老化。测量吸收比（R60s/R15s）和极化指数（PI）。吸收比大于1.3、极化指数大于1.5说明绝缘状况良好；如果吸收比接近1、极化指数小于1，说明绝缘严重受潮。
受潮的处理方法是干燥处理。油浸式变压器可以采用热油循环干燥、真空干燥或热风干燥。干式变压器可以用热风干燥或红外线干燥。干燥后重新测量绝缘电阻，确认恢复后才可投运。
如果是老化导致的绝缘电阻下降，就需要评估剩余寿命。测量绝缘纸板的聚合度，新纸板聚合度约1000-1200，降到500以下时绝缘性能明显下降，降到250以下时必须更换。
定期检查呼吸器的硅胶颜色，变色超过2/3时及时更换。检查变压器各密封部位（法兰、人孔、套管）是否有渗漏油迹象。长期停运的变压器投运前必须先测绝缘电阻，必要时做干燥处理。每年做一次绝缘油色谱分析，油中水分含量控制在30ppm以下。
变压器瓦斯继电器（气体继电器）发出报警信号或跳闸信号。轻瓦斯报警，说明变压器内部有少量气体产生；重瓦斯跳闸，说明内部有严重故障，气体产生速度很快。
轻瓦斯动作最常见的原因是变压器内部存在轻微放电或过热，产生了少量气体。也可能是变压器油中含有空气（新投运或加油后），气泡逐渐释放聚集到瓦斯继电器中。重瓦斯动作通常意味着内部发生了严重的短路故障，如相间短路、匝间短路、铁芯严重过热等。
轻瓦斯动作后，首先要从瓦斯继电器中取气样，做气体成分分析。气体颜色和成分可以初步判断故障类型：无色无味的气体主要是空气，说明是加油时带入的空气，属于正常情况；黄色气体说明是纸板过热；灰色或黑色气体说明是油分解产生的；有强烈气味的气体说明是绝缘材料过热分解。
根据气体分析结果，结合变压器运行数据（油温、负载、油位等），综合判断是否需要停运检查。如果气体成分正常且变压器运行数据无异常，可以继续运行并加强观察；如果气体成分异常，需要安排停运检查。
重瓦斯跳闸后，在查明原因并排除故障前，严禁强行送电。
新投运或检修后的变压器，运行前要充分排气，排出油中的残留空气。定期检查瓦斯继电器的排气功能是否正常。变压器加油时，应从下部缓慢注入，避免空气混入油中。
变压器油箱、法兰、阀门、套管、散热器等部位出现油迹或滴油现象。渗漏油不仅浪费绝缘油，更重要的是让外界潮气和空气进入变压器，加速绝缘劣化。
渗漏油的原因可以归纳为：密封件老化（橡胶密封圈使用5-8年后会硬化开裂）、焊接质量缺陷（焊缝砂眼或裂纹）、法兰螺栓松动或紧固不均匀、散热器或油管因振动产生疲劳裂纹、阀门密封不严。
发现渗漏点后，先判断渗漏的严重程度。滴油（每分钟超过1滴）需要立即处理；渗油（表面有油迹但不滴落）可以安排在计划检修时处理。
处理渗漏油需要根据不同部位采取不同方法。密封件老化的，更换相同规格的耐油橡胶密封圈，涂密封胶后按规定扭矩紧固。焊缝渗漏的，需要放油后补焊。散热器渗漏的，可以夹管处理（暂时封堵渗漏的散热片），等检修时更换。
安装时使用合格的耐油密封件，法兰螺栓按对角线顺序分次紧固，达到规定扭矩值。运行中定期检查各密封部位，每年至少一次全面巡检。注意变压器的振动情况，异常振动往往会导致密封松动。
有载调压分接开关在切换过程中出现卡滞、切换不到位、开关触头烧损等故障。无励磁调压分接开关出现接触不良、定位不准等问题。分接开关故障会导致变压器输出电压异常，严重时会导致变压器烧毁。
有载调压开关故障的主要原因是：切换次数达到寿命极限（通常为5-10万次）、绝缘油碳化导致触头接触不良、切换机构机械故障、控制电路故障导致误动作。无励磁调压开关的故障主要是：长期不操作导致接触面氧化、定位弹簧失效导致接触不良、分接位置记忆错误。
有载调压开关出现切换异常时，首先检查控制电路和电动机构是否正常。如果控制电路正常但切换不到位，需要停电检查切换开关的触头烧损情况，必要时更换触头或切换开关芯子。定期做有载开关的绝缘油试验，油中乙炔含量超过150ppm说明触头严重烧损，需要检修。
无励磁调压开关操作时，必须先断开变压器所有负载，然后操作，操作后测量直流电阻确认接触良好。
有载调压开关按厂家规定周期进行检修（通常3-5年或切换2-5万次），更换绝缘油和触头。无励磁调压开关每年至少操作两次（空载下），防止接触面氧化。记录每次操作次数，建立维护档案。
变压器故障的预防，关键在平时的巡检和记录。建议巡检时重点关注以下项目：
看油位和油色。油位在正常范围内，油色透明淡黄。油位异常偏低可能漏油，油色变深或发黑说明油质劣化。听运行声音。正常变压器有均匀的”嗡嗡”电磁声，异常声音如”滋滋”声（放电）、”噼啪”声（击穿）、不规则的”咯咯”声（铁芯松动）都需要引起注意。测温度和负载。记录油温、绕组温度，对比前次数据，趋势比绝对值更重要。查呼吸器和密封。呼吸器硅胶是否变色，各密封部位是否有油迹。看套管和引线。套管表面是否清洁，有无裂纹和放电痕迹，引线连接处是否发热变色。
每次巡检的数据都要记录存档，建立变压器的运行档案。有了历史数据，才能判断运行趋势，在故障发生前采取预防措施。
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