油中溶解气体气相色谱法诊断变压器故障技术

1. 油中溶解气体气相色谱法诊断变压器故障技术 华北电力科学研究院有限责任公司 2007.5.

2. 一、前言 • 预测运行变压器等充油电气设备内部故障，对于安全发供电，防止事故于未然是极其重要的，经长期的实践证明，在所有绝缘监督手段中，油中溶解气体气相色谱分析诊断变压器等充油电气设备故障是最有效最灵敏的方法，这种技术经多年的发展，已趋于成熟，在世界得到广泛的应用和重视，是日常绝缘监督中不可缺少的工具。

3. 下面图片为变压器故障的情况

4. 二、绝缘材料的化学组成及故障气体产生的特征和机理二、绝缘材料的化学组成及故障气体产生的特征和机理 1) 绝缘材料的化学组成 2)故障气体的产生 绝缘物的热分解:当变压器内部发生各种过热性故障时，由于局部温度较高，可导致热点附近的绝缘物发生热分解（热解），析出气体。变压器油的烃分子约在300~400℃开始断链，并逐步生成低分子的饱和气态烃和CO2等，随着热解温度升高，油品产生低分子烃和不饱和度不断增加，亦有烯烃和炔烃生成，各种烃类和H2的含量也逐步增加。据实验表明，随着热解温度升高，热解气体中各组分出现的顺序为：烷烃→烯烃→炔烃。受热时间越长，气体的相对量愈大。变压器内的油浸绝缘纸，在空气中加热分解的主要产物是CO2和CO，其次是H2和气态烃，如表3，绝缘纸开始热解时产生的主要气体是CO2，随温度升高，产生CO的是增多，继而CO/CO2值升高，直至800℃左右可高达2.5。

5. 绝缘物的放电分解 • 绝缘物的放电能量对变压器油分解、对产生的气体组分有一定影响，一般情况下，放电能量较低对，产气中H2含量较多，其次为CH4、C2H4等低分子气态烃。随着放电能量的增高，有C2H2产生，其含量将不断增大。若油中存在固体绝缘物，放电时还会产生较多的CO和CO2 . • 变压器受潮时所产生的气体特征 • 当变压器内部进水受潮时，油中水份和含湿杂质形成“小桥”或者绝缘中含有气隙均能引起局部放电，而产生氢气，还因为水份在电场作用下电解作用和水与铁的化学反应，也可产生大量的氢气。 • 水与铁反应将按下式产生氢气： • 3H2O+2Fe→Fe2O3+3H2

6. 变压器油纸绝缘材料与电场热分解气体的关系

7. ①绝缘油在300~800℃受热，热分解产生的气体主要是低分子烷烃（甲烷、乙烷）和低分子烯烃（乙烯），也含有氢气；①绝缘油在300~800℃受热，热分解产生的气体主要是低分子烷烃（甲烷、乙烷）和低分子烯烃（乙烯），也含有氢气； • ②绝缘油暴露于电弧之中时，分解气体大部分是氢气和乙炔，并且有一定量的甲烷、乙烯； • ③局部放电时，绝缘油分解的气体主要是氢气和少量甲烷； • ④绝缘纸在120~150℃长期加热时，产生一氧化碳和二氧化碳，二氧化碳是主要部分； • ⑤绝缘纸在200～800℃下热解时，也产生少量烃氢类气体，CO/CO2比值越高，热点温度越高； • 变压器受潮时，主要产生氢气。

8. 三、油中溶解气体色谱分析的检测周期 • 1．出厂设备的检测 • 66KV及以上的变压器、电抗器、互感器和套管在出厂试验全部完成后要进行一次色谱分析。制造过程中的色谱分析由甲方和制造厂协商决定。 • 2．投运前的检测 • 按表1进行定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少做一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。

9. 表1：检测周期

10. 3．投运时的检测 • 按表1所规定的新的或大修后的变压器和电抗器至少应在投运后一天（仅对电压330KV及以上的变压器和电抗器、或容量在120MVA及以上的发电厂升压变）、4天、10天、30天各做一次检测，若无异常，可转为定期检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。套管在必要时进行检测。

11. 4．运行中的定期检测 • 对运行中设备的定期检测周期按表1的规定进行。 • 5．特殊情况下的检测 • 当设备出现异常情况时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。

12. 五、取样 • 1、从充油电气设备中取油样 • 取样部位应注意所取的油样能代表油箱本体的油。一般应在设备下部的取样阀门取油样，在特殊情况下，可在不同的取样部位取样。对于大油量的变压器、电抗器等取样量可为50～80mL,对少油量的设备要尽量少取,以够用为限。 • 取样时间：应充分考虑到气体在油中扩散的影响。没有强油循环的设备，试验后应停放一段时间后再取样。 • 取样容器为密封良好的玻璃注射器.

13. 2、样品的保存和运输 • 油样和气样应尽快进行分析,为避免气体逸散,油样保存期不得超过4天,气样保存期应更短些.在运输过程及分析前的放置时间内,必须保证注射器的芯子不卡涩. • 油样和气样都必须密封和避光保存,在运输过程中应尽量避免剧烈振荡.油样和气样空运时要避免气压的影响。

14. 五、从油中脱出溶解气体 • 最常用的脱气方法为振荡脱气方法，其重复性和再现性能满足实用要求。该方法的原理：在恒温条件下，油样在和洗脱气体构成的密闭系统内通过机械振荡，使油中溶解气体在气、液两相达到分配平衡。通过测试气相中各组分浓度，并根据平衡原理导出的奥斯特瓦尔德系数计算出油中溶解气体各组分的浓度。

15. 六、气体分析方法 • 1、分析对象 • 从油中得到的溶解气体的气样及从气体继电器所取的气样,均用气相色谱仪进行组分和含量的分析。分析对象为:氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。总烃，烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。

16. 2、气体分析步骤 • （1）进样：通常使用注射器进样。应选择气密好并经校准的注射器，以保证良好的进样体积的准确性。对怀疑有故障的设备，至少应两次进样，取其平均值。 • （2）仪器的标定：用外标法对各组分进行定性和定量分析。用测量每个组分的保留时间对各组分定性。用测量其色谱峰面积或峰高进行定量。 • 影响色谱仪灵敏度的因素很多，为保证测试结果的准确性，应在仪器稳定的情况下，在分析的当天，用外标气样进行标定。 • 标气应为有国家计量部门认证的单位专门配制并经准确标定的混合气样。

17. 七、油中溶解气体诊断充油电气设备的步骤 • 1、出厂和投运前的设备 • 对出厂和投运前的变压器和电抗器要求为：出厂试验前后的两次分析结果，以及投运前后的两次分析结果不应有明显的区别。此外气体含量应符合下表要求。

18. 表2：对出厂和投运前的设备气体含量的要求(单位: ul/L)

19. 2、运行中设备油中溶解气体的注意值 • （a）注意值不是划分设备有无故障的唯一标准.当气体浓度达到注意值时,应进行追踪分析,查明原因. • （b）对330KV及以上的电抗器，当出现小于1ul/L的乙炔时也应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危及绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行。 • （c）影响电流互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多，有的氢气含量虽低于表中的数值，有增长趋势，也应引起注意；有的只有氢气含量超过表中数值，若无明显增长趋势，也可判断为正常。

20. 表3：变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值（ul/L）表3：变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值（ul/L）

21. 表4：互感器油中溶解气体含量的注意值（ul/L）表4：互感器油中溶解气体含量的注意值（ul/L）

22. 2.2设备中气体增长率注意值 • 绝对产气速率：即每运行日产生某种气体的平均值，按下式计算： • ra=(Ci2-Ci1)/Δt·G/d • ra—绝对产气速率，mL/d • Ci2—第二次取样测得油中某气体浓度，ul/L • Ci1—第一次取样测得油中某气体浓度, ul/L • Δt—二次取样时间间隔中的实际运行时间，d • G—设备总油量，t • d—油的密度,t/m3

23. 表5：为变压器和电抗器绝对产气速率的注意值（单位：mL/d）表5：为变压器和电抗器绝对产气速率的注意值（单位：mL/d）

24. 3、故障类型的的判别 • 3.1特征气体法 • 用特征气体法初步判断故障的类型，此方法的判断标准如表6所示，在这个方法中，首先研究是否存在C2H2，当不存在C2H2时，根据C2H4、CO2、H2三种气体进行判断，再按其它同时存在的气体种类来判断故障。

25. 表6： 变压器中常见特征气体

26. 3.2三比值法 • 3.2.1在热动力学和和实践的基础上，推荐用三比值法作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。 • 三比值法的编码规则和判断方法如表17。

27. 表7：编码规则

28. 4、故障诊断的一般过程 • 当新变压器或大修后的变压器投入运行前，变压器油应进行真空过滤，滤油后采取一个油样进行色谱分析，以此作为变压器运行状态分析的基点。在变压器投运后第一天、第四天、第十天和一个月，分别采取油样进行色谱分析，将这些分析结果与投运前的分析结果进行比较。假如前后几次分析结果变化较小，而绝对值均小于导则规定的注意，我们可以认为变压器在运输、安装等各环节不存在问题，变压器可按正常监测周期进行监测。与此同时，应该建立变压器的综合档案，记载变压器的制造、投运时间、油量、油号，历次色谱分析结果，有关大小修记录和运行情况，以便今后有利于故障的分析和诊断。

29. 进行油中溶解气体分析后，首先将总烃、乙炔和氢气的含量与注意值进行比较，如果上述三个组分含量均小于注意值，可以认为变压器正常。如果大于注意值，应查看历次分析数据、检修和运行记录，以便消除带电补焊、故障后的变压器油没有滤油就投入使用等因素。另外，还应计算最近两次分析间隔的产气速率，如果产气速率也大于注意值，我们可以确定该变压器存在故障，这时可采用三比值法进一步确定故障的性质。值得注意的是：只有确定变压器内部存在故障后，才能使用三比值法，如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，有可能将正常变压器误判为故障变压器，造成不必要的损失。进行油中溶解气体分析后，首先将总烃、乙炔和氢气的含量与注意值进行比较，如果上述三个组分含量均小于注意值，可以认为变压器正常。如果大于注意值，应查看历次分析数据、检修和运行记录，以便消除带电补焊、故障后的变压器油没有滤油就投入使用等因素。另外，还应计算最近两次分析间隔的产气速率，如果产气速率也大于注意值，我们可以确定该变压器存在故障，这时可采用三比值法进一步确定故障的性质。值得注意的是：只有确定变压器内部存在故障后，才能使用三比值法，如果不论变压器是否存在故障，一律使用三比值法，有可能将正常变压器误判为故障变压器，造成不必要的损失。

30. 九、举例说明 • 1、一般过热：一般指无放电性的过热故障，故障会产生C2H4以及超过常量的C2H6、CH4，一般无C2H2或很少，这一类型一般发展缓慢，称为一般过热故障。 • 大港电厂一台启动变，3月份投运，油量11吨，色谱分析数据如下表所示： • 分析认为，总烃较高，C2H2＝0，主要特征气体为C2H4，为一般过热故障，后经检查发现此启动变在安装时未将稳钉上翻，造成铁芯多点接地。

31. 大港电厂启动变色谱分析结果 (μl/L)

32. 2、严重过热：一般温度超过800℃以上时，会产生少量C2H2，但其最大含量不超过C2H4的10％，且CO、CO2较高，CO／CO2比值越大，过热温度越高。2、严重过热：一般温度超过800℃以上时，会产生少量C2H2，但其最大含量不超过C2H4的10％，且CO、CO2较高，CO／CO2比值越大，过热温度越高。 • 国华盘电＃1主变为俄罗斯生产的，油量为33.5吨。该变于1996年2月投运，在基建和启动调试过程中均进行了色谱分析，未发现异常。移交生产后，于96年5月6日进行色谱分析发现A相总烃含量高达11665.4 μl/L，主要特征气体为C2H4、CH4和H2，C2H2不是主要特征气体。

33. 为了保证分析结果的可靠性，于5月7日再次取样分析，结果与5月6日大致相同（由于5月6日起机后，＃1主变C相重瓦斯动作，＃1主变已于6日停机）。将5月6日色谱分析数据与导则规定的注意值相比较可知，总烃11665.4 μl/L，远大于注意值150 μl/L，乙炔68.7 μl/L也远超过注意值5 μl/L，运行2个多月的产气速率为239.5ml/h，产气速率也大于注意值。因此，我们认为该变存在严重的过热性故障。三比值编码为022，故障为高于700℃的高温过热性故障，用经验公式计算热点温度为829℃，又因为C2H2含量为68.7 μl/L，估计热点温度可能大于1000℃。由于CO、CO2含量不高，因此不存在固体绝缘材料故障。该设备于5月7日进行电气试验未找出故障原因，进一步吊芯检查，发现拉杆处一螺母已被烧黑，原因是变压器铁芯上下轭铁之间拉杆的下端头锁定螺丝由于安装工艺不良，运行后松动，在强磁场作用下产生过热。经处理后对油进行过滤，于5月20日恢复运行，经运行1天、4天、…至7月，总烃有所上升，最后稳定中140 μl/L左右。

34. 3、局部放电：这种故障对电流互感器和电容套管的故障比例较大，由于设备受潮、制造工艺差或维护不当，都会造成放电，它产生的主要特征气体是氢，其次是CH4，当放电能量较高时，会产生少量C2H2。3、局部放电：这种故障对电流互感器和电容套管的故障比例较大，由于设备受潮、制造工艺差或维护不当，都会造成放电，它产生的主要特征气体是氢，其次是CH4，当放电能量较高时，会产生少量C2H2。 • 某台CTA相色谱分析如表9所示，显示总烃超过注意值，主要特征气体为H2、CH4，三比值编码为010，判断为低能量的局部放电，H2含量特别高，经电气试验检查，发现介损大幅度上升，可诊断故障为受潮所致。

35. 表9 CTA相色谱分析结果 单位(μl/L)

36. 4、火花放电：低能量放电一般指火花放电，是一种间歇性的放电故障，在变压器、互感器、套管中均有发生。火花放电产生的主要气体成分是C2H2和H2，但由于故障能量较小，总烃一般不高。4、火花放电：低能量放电一般指火花放电，是一种间歇性的放电故障，在变压器、互感器、套管中均有发生。火花放电产生的主要气体成分是C2H2和H2，但由于故障能量较小，总烃一般不高。 • 石景山热电厂＃2主变，89年10月投运，历次色谱分析结果列于表10，从色谱分析结果发现，7.24日C2H2含量超标,1－7月C2H2、H2的增长速率快，总烃不高，三比值编码为101，属于低能放电故障。CO、CO2急速上升，说明故障涉及固体绝缘，但从7月开始，CO、CO2趋于稳定，应该说故障点处绝缘烧黑后，故障点没有扩展到其它部位。经吊芯检查发现，此变压器比较特殊，不是用螺钉固定铁芯，而是用绑带包铁芯，绝缘带未包严，有一点露在外面，致使这点电位高，对箱体产生悬浮放电。固定点周围的绝缘已被烧黑。经对此固定点重新包扎绝缘后，设备运行正常。

37. 石热#2主变色谱分析结果 单位(μl/L)

38. 5、电弧放电：高能量放电，又称电弧放电。它通常是线圈匝、层间绝缘击穿，过电压引起内部闪络，引线断裂引起的闪弧，分接开关飞弧和电容屏击穿等。这种故障气体的特征是C2H2和H2占主要成分。一旦发生，会使轻、重瓦斯保护一起动作，气体继电器中的气体会被点燃，常称为突发性故障，先兆不明显，色谱也难预测，只起故障后的验证工作。5、电弧放电：高能量放电，又称电弧放电。它通常是线圈匝、层间绝缘击穿，过电压引起内部闪络，引线断裂引起的闪弧，分接开关飞弧和电容屏击穿等。这种故障气体的特征是C2H2和H2占主要成分。一旦发生，会使轻、重瓦斯保护一起动作，气体继电器中的气体会被点燃，常称为突发性故障，先兆不明显，色谱也难预测，只起故障后的验证工作。 • 张家口电厂500KV联变于12月7日投试运行，12月25日发生事故，其色谱分析结果如表11所示：

39. 张电500KV联变色谱分析结果 单位(μl/L)

40. 事故发生时，500KV及220KV侧同时跳，轻瓦斯、重瓦斯信号牌亮，检查变压器，4个压力释放器动作喷油，本身加强筋有多处焊缝开裂。放油后，从人孔进入变压器内检查，发现C相下部有明显的弧光放电痕迹，此次故障相C相的故障点为调压圈下部引线及静电屏总线对中压Ⅱ线圈中性点引线击穿放电。事故发生时，500KV及220KV侧同时跳，轻瓦斯、重瓦斯信号牌亮，检查变压器，4个压力释放器动作喷油，本身加强筋有多处焊缝开裂。放油后，从人孔进入变压器内检查，发现C相下部有明显的弧光放电痕迹，此次故障相C相的故障点为调压圈下部引线及静电屏总线对中压Ⅱ线圈中性点引线击穿放电。

41. 九、故障诊断的几个问题 • 1、如何用产气速率来预测变压器的故障发展趋势 • 变压器油溶解气体分析的目的之一是：根据色谱分析数据，判断变压器存在故障的发展趋势，以便采取不同的处理措施，如缩短分析周期，追踪分析，限制负荷，滤油，近期安排内部检查，立即停运检修等。判断故障发展趋势的主要依据是考察油中故障特征气体的产气速率。当变压器内部存在的故障处于早期发展阶段时，气体的产生比较缓慢，故障进一步发展时，产生气体的速度也随着增大。

42. 在实际工作中，我们是以绝对产气速率来判断故障的严重程度和预测故障的发展趋势。具体的作法是：考察绝对产气速率，最好是在油真空滤油后进行，滤油后总烃含量越小越好，设备投运时进行一次色谱分析，以后每10天分析一次，连续3至5次即可；但是有大部分变压器没有条件停运滤油.这时应该根据油中溶解气体的含量,采取不同的方式。如果总烃含量仅稍大于注意值，每7天进行一次色谱分析，连续3至5次；如果总烃含量大于3倍的注意值，则每2－3天进行一次色谱分析，连续3次。在考察期间，变压器正常负荷运行，不得停运；色谱分析油样的采取统一为国标规定的全密封采取方法，脱气方法必须是国标SD207方法。特别要注意的是，对于放电性为主的变压器故障，只能立即停运检修，不要进行产气速率的考察，考察产气速率只能适用于过热性为主的变压器故障。下表是我们在实践中总结出的经验。在实际工作中，我们是以绝对产气速率来判断故障的严重程度和预测故障的发展趋势。具体的作法是：考察绝对产气速率，最好是在油真空滤油后进行，滤油后总烃含量越小越好，设备投运时进行一次色谱分析，以后每10天分析一次，连续3至5次即可；但是有大部分变压器没有条件停运滤油.这时应该根据油中溶解气体的含量,采取不同的方式。如果总烃含量仅稍大于注意值，每7天进行一次色谱分析，连续3至5次；如果总烃含量大于3倍的注意值，则每2－3天进行一次色谱分析，连续3次。在考察期间，变压器正常负荷运行，不得停运；色谱分析油样的采取统一为国标规定的全密封采取方法，脱气方法必须是国标SD207方法。特别要注意的是，对于放电性为主的变压器故障，只能立即停运检修，不要进行产气速率的考察，考察产气速率只能适用于过热性为主的变压器故障。下表是我们在实践中总结出的经验。

44. 2、如何判断故障是否涉及固体绝缘材料 • 实际工作中，如何诊断故障点是否涉及固体绝缘材料已成为故障变压器能否继续运行以及停运检修的重要依据之一。 • 《油中溶解气体分析和判断导则》关于CO、CO2的诊断没有给出明确的规定，只是提到根据现有统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解，表现在油中CO含量上，一般情况下没有严格的界限。

45. 国际电工委员会IEC599给出CO／CO2的比值范围，它认为CO2／CO在3~11之间是正常的，小于3或大于11可能预示涉及固体绝缘材料的过热故障。国际电工委员会IEC599给出CO／CO2的比值范围，它认为CO2／CO在3~11之间是正常的，小于3或大于11可能预示涉及固体绝缘材料的过热故障。 • 在涉及固体绝缘变压器的故障诊断上首先要注意CO的量是否突升，其次应计算CO的量，协助诊断，也希望同行在此方面共同进行分析研究，寻找出一种合理的涉及固体绝缘材料故障的诊断标准或方法。

46. 3、关于单项组分超过注意值和处理问题 • 单项组分超标,是指变压器油中H2含量或C2H2含量超过《导则》规定的注意值。 • C2H2的产生与放电性故障有关，应引起关注。如果C2H2含量超过注意值，但是其它组分含量较低，而且增长速度较缓慢，很可能是变压器内有载调压开关油或者是引线套管油渗入本体所造成的，这是因为乙炔的注意值很低，总烃和H2含量的注意值较高，只要有载调压开关油或者有故障的变压器套管的油渗入本体，乙炔含量就会很快超标。

47. 如果C2H2超标，其他组分没有超标，但增长速率均较快，可能是变压器内部存在放电性故障，这时应根据三比值法进行故障判断。总之，对于乙炔单项超标，应结合电气试验和历史数据进行分析判断，特别注意附件缺陷的影响。如果C2H2超标，其他组分没有超标，但增长速率均较快，可能是变压器内部存在放电性故障，这时应根据三比值法进行故障判断。总之，对于乙炔单项超标，应结合电气试验和历史数据进行分析判断，特别注意附件缺陷的影响。 • 变压器和套管的H2含量单项超标，绝大多数的原因是设备进水受潮所致。如果伴随着H2含量超标，CO、CO2含量较大，即是固体绝缘受潮后加速老化的结果。当色谱分析出现H2含量单项超标时，应建议进行微水分析。

48. 4、轻瓦斯动作分析 • 轻瓦斯动作有两种原因，一种是变压器存在故障，产生大量气体，气体进入瓦斯继电器而引起动作；另一种是瓦斯继电器发生误动作。在变压器轻瓦斯动作后，应该采取油样和气样进行色谱分析，根据色谱分析结果、历史情况和平衡判据法进行判断。平衡判据法可以判别瓦斯继电器中气体是从溶解气体过饱和的油中出，即是平衡条件下释出，还是由于油和固体绝缘材料突发严重的损坏事故而突然形成的大量裂解气体所引起的。

49. 平衡判据的计算公式如下： • qi=CigKi(T)/CiL • 式中Cig为瓦斯继电器中气体组分的浓度，ul/L; • CiL为油中溶解气体某组分的浓度,ul/L。 • Ki(T)为温度为T℃时某组分的溶解度系数。 • 在平衡条件下释放气体时，几乎所有组分的qi值均在0.5~2.0的范围内，在突发故障释放气体时,特征气体的qi值一般远大于2.0。

50. 轻瓦斯继电器动作后，主要靠分析和平衡判据来判断变压器是否存在故障，如果判明变压器无故障，那么轻瓦斯动作绝大多数是由于变压器进入空气所致，造成进气的原因较多，主要有：密封垫破损、法兰接合面变形、油处理系统进气、油泵堵塞等，其中油泵滤网堵塞所造成轻瓦斯动作是近年来较为常见的。为了防止变压器轻瓦斯频繁动作，在变压器运行中，必须保持潜油泵的入口处于微正压，以免产生负压而吸入空气；变压器油系统应定期检查和维护，清除滤网的杂质，更新胶垫，保证油系统通道的顺畅和系统的严密性。轻瓦斯继电器动作后，主要靠分析和平衡判据来判断变压器是否存在故障，如果判明变压器无故障，那么轻瓦斯动作绝大多数是由于变压器进入空气所致，造成进气的原因较多，主要有：密封垫破损、法兰接合面变形、油处理系统进气、油泵堵塞等，其中油泵滤网堵塞所造成轻瓦斯动作是近年来较为常见的。为了防止变压器轻瓦斯频繁动作，在变压器运行中，必须保持潜油泵的入口处于微正压，以免产生负压而吸入空气；变压器油系统应定期检查和维护，清除滤网的杂质，更新胶垫，保证油系统通道的顺畅和系统的严密性。