况（例如气泡或泄露）的出现。如果在无人操作过程中出现任何严重的问题，PLC将会自动关闭隔离阀，切断净油机与变压器之间的连接并且发出报替信号。HTP还外接了一个水分传感器用来检测变压器油中的水含量，该传感器的输出被记录在PLC中，并可通过internet远传。
长超变电站1号主变压器本体介损异常处理的主要过程如下：变压器由运行改检修状态，进行变压器本体介损、直流电阻测试和变压器油介损、油微水测定。
HTP信号电缆接入控制室以便监视滤油机工作状况。
HTP设备开环运行，取HTP内油样进行微水、介损化验。
连接变压器与mp的管路，管路进行排气处理，清除连接过程中可能带入系统的气体。
变压器由检修改运行状态。
取变压器内油样进行微水、介损化验，远程监视HTP的运行参数（变压器油的湿度、温度等）。
变压器停运，测试变压器本体介损，拆除所有接连管，清理现场。
5长超变电站1号主变压器在线本体介损处理结果分析5.1从变压器本体介损实测数据分析在线处理结果长超变电站1号主变压器在线本体介损处理于2002年12月24日开始，2003年1月28日结束。处理结束后分别于2003年1月28日及2003年3月13日进行了常规预防性试验，本体绝缘电阻及介损有明显的改良，其中篼压绕组、平衡绕组、低压绕组的*385%.取得了预期的效果。
5.2从在线处理过程中油介损、油微水的变化分析在线处理结果在长超变电站1号主变压器在线本体介损处理过程中分别对变压器油的介损值及油中含水量进行了跟踪，处理前后变压器油的介损、含水量对比结果见、8.变压器油微水数据对比由、8可知，变压器本体介损异常在线处理后，变压器油介损、油微水含童有明显的下降，变压器油的绝缘性能明显提高。
5.3从在线处理过程中油湿度的变化分析在线处理结果在一定温度下的变压器油湿度（RH%）变化可以反映变压器油中含水量的变化。在长超变电站1号主变压器本体介损异常在线处理过程中，应用先进的Internet技术远程监视处理过程中变压器油的湿度，监视结果见。
由可知，长超变电站1号主变压器本体介损异常处理包含以下几个过程：首先是除去变压器油中的水分，使变压器油中湿度下降，变压器油与固体绝缘含水量的平衡被打破，变压器绝缘件中的水分向绝缘油中扩散，绝缘油中的含水量又增加，随着在线滤油的继续进行，油中湿度又开始降低，使变压器油与固体绝缘含水量在新的条件下达到平衡，变压器油的湿度明显降低，直至变压器本体介损异常处理结束。
6结论变压器本体电气试验项目及绝缘油试验皆可以在一定程度上反映变压器的受潮情况，但单一试验项目不能唯一确定变压器是否受潮，变压器绝缘纸中含水量的大小可以比较有效的反映变压器的整体受潮程度。
在线进行变压器本体受潮的处理，具有停电时间短、加热均、不易造成变压器绝缘损伤等特点。
在安全措施充分到位的情况下可以避免被处理变压器的瓦斯保护误动。
长超变电站1号主变压器本体介损异常的处理首开国内220kV变压器在线绝缘处理的先河。由于处理结束时机的选择比较合适，经过约一个月的在线处理，变压器的本体介损、绝缘油的介损、微水等指标有明显的提篼，为今后开展变压器本体绝缘异常的在线处理积累了经验。
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