第三节 绕组直流电阻检测
变压器绕组直流电阻的检测是一项很重要的试验项目，DL／T596--1996预试规程的试验次序排在变压器试验项目的第二位。规程规定它是变压器大修时、无载开关调级后、变压器出口短路后和1～3年1次等必试项目。在变压器的所有试验项目中是一项较为方便而有效的考核绕组纵绝缘和电流回路连接状况的试验，它能够反映绕组匝间短路、绕组断股、分接开关接触状态以及导线电阻的差异和接头接触不良等缺陷故障，也是判断各相绕组直流电阻是否平衡、调压开关档位是否正确的有效手段。长期以来，绕组直流电阻的测量一直被认为是考查变压器纵绝缘的主要手段之一，有时甚至是判断电流回路连接状况的唯一办法。从1985年原水电部制订的《电气设备预防性试验规程》，到1996年电力部制订的《电力设备预防性试验规程》，该项内容没有变化，也说明这一判断标准符合实际情况的要求。
1．DL／T 596--1996预试规程的试验周期和要求
(1)试验周期。变压器绕组直流电阻正常情况下1～3年检测一次。但有如下情况必须检测：
1)对无励磁调压变压器变换分接位置后必须进行检测(对使用的分接锁定后检测)
2)有载调压变压器在分接开关检修后必须对所有分接进行检测。
3)变压器大修后必须进行检测。
4)必要时进行检测。如变压器经出口短路后必须进行检测。
(2)试验要求。
1)变压器容量在1．6MVA及以上，绕组直流电阻相互间差别不应大于2％；无中性点引出的绕组线间差别不应大于三相平均值的1％。
R1、R2——分别为温度t1、t2时的电阻值；
T——常数，其中铜导线为235，铝导线为225。
2．减少测量时间提高检测准确度的措施
变压器绕组是由分布电感、电阻及电容组成的复杂电路。测直流电阻是在绕组的被试端子间通以直流，待瞬变过程结束、电流达到稳定后，记录电阻值及绕组温度。随着变压器容量的增大，特别是五柱铁心和低压绕组为三角形连接的大型变压器，如果仍如中小型变压器那样，用几伏电压的小容量电池作为测量电源，则电流达到稳定的时间长达数小时至十多小时，这不仅太费时间，而且不能保证测量准确度。测直流电阻的关键问题是将自感效应降低到最小程度。为解决这个问题分为以下两种方法。
(1)助磁法。助磁法是迫使铁心磁通迅速趋于饱和，从而降低自感效应归纳起来可缩短时间常
1)用大容量蓄电池或稳流源通大电流测量。
2)把高、低压绕组串联起来通电流测量，采用同相位和同极性的高压绕组助磁。由于高压绕组的匝数远比低压的多，借助于高压绕组的安匝数，用较小的电流就可使铁心饱和。
3)采用恒压恒流源法的直阻测量仪。使用时可把高、低压绕组串联起来，应用双通道对高、低压绕组同时测量，较好地解决了三相五柱式大容量变压器直流电阻测试的困难。一般测试一台360MVA，500kV或220kV变压器绕组直流电阻月需30～40min，
(2)消磁法。消磁法与助磁法相反，力求使通过铁心的磁通为零。使用的方法有两种。
1)零序阻抗法。该方法仅适用于三柱铁心YN连接的变压器。它是将三相绕组并联起来同时通电，由于磁通需经气隙闭合，磁路的磁阳大大增加，绕组的电感随之减小，为此使测量电阻的时间缩短。
2)磁通势抵消法。试验时除在被测绕组通电流外，还在非被测绕组中通电流，使两者产生在磁通势大小相等、方向相反而互相抵消，保持铁心中磁通趋近于零，将绕组的电感降到最低限度，达到缩短测量时间的目的。它比仅用恒流法缩短充电时间10倍以上。
3.直流电阻检测与故障诊断实例
(1)绕组断股故障的诊断，某变压器低压侧lOkV线间直流电阻不平衡率为2．17％，超过部颁标准值1％的一倍还多。发现缺陷后，先后对各引线与导线电杆连接点进行紧固处理，又对其进行几次跟踪试验，但缺陷仍存在。
1)色谱分析。色谱分析结果该主变压器C2H2超标，从0．2上升至7．23／tL／I·，说明存在放电性故障。但从该主变压器的检修记录中得知，在发现该变压器QH：变化前曾补焊过2次，而且未进行脱气处理：其它气体的含量基本正常，用三比值法分析，不存在过热故障，且历年预试数据反映除直流电阻不平衡率超标外，其他项目均正常。
2)直流电阻超标分析。经换算确定C相电阻值较大，怀疑是否由于断股引起，经与制造厂了解该绕组股数为24股，据此计算若断一股造成的误差与实际测量误差一致，判断故障为C相绕组内部有断股问题。经吊罩检查，打开绕组三角接线的端子，用万用表测量，验证厂C相有一股开断。
(2)有载调压切换开关故障的诊断。某变压器llOkV侧直流电阻不平衡，其中C相直流电阻和各个分接之间电阻值相差较大。A、B相的每个分接之间直流电阻相差约为10～11．7u欧，而C相每个分接之间直流电阻相差为4．9—6．4 u欧和14．1～16．4 u欧，初步判断C相回路不正常。通过其直流电阻数据CO(C端到中性点O端)的直流回路进行分析，确定绕组本身缺陷的可能性小，有载调压装置的极性开关和选择开关缺陷的可能性也极小，所以，缺陷可能在切换开关上。经对切换开关吊盖检查发现，有一个固定切换开关的一个极性到选择开关的固定螺丝拧断，致使零点的接触电阻增大，而出现直流电阻规律性不正常的现象。
(3)无载调压开关故障的诊断。在对某电力修造厂改造的变压器交接验收试验时，发现其中压绕组Am、马n、Cm三相无载磁分接开关的直流电阻数据混乱、无规律，分接位置与所测直流电阻的数值不对应。
经吊罩检查，发现三相开关位置与指示位置不符，且没有空档位置，经重新调整组装后恢复正常。
(4)绕组引线连接不良故障的诊断。某SFSLBl31500A10型变压器，预防性试验时发现35kV侧运行Ⅲ分接头直流电阻不平衡率超标。
该变压器35kv侧直流电阻不平衡率远大于2％，怀疑分接开关有问题，所以转动分接开关后复测，其不平衡率仍然很大，又分别测其他几个分接位置的直流电阻，其不平衡率都在11％以上，而且规律都是A相直流电阻偏大，好似在A相绕组中已串入一个电阻，这一电阻的产生可能出现在A相绕组的首端或套管的引线连接处，是否为连接不良造成。经分析确认后，停电打开A相套管下部的手孔门检查，发现引线与套管连接松动(螺丝连接)，主要由于安装时未装紧，且无垫圈而引起，经紧固后恢复正常。
通过上述案例可见，变压器绕组直流电阻的测量能发现回路中某些重大缺陷，判断的灵敏度和准确性亦较高，但现场测试中应遵循如下相关要求，才能得到准确的诊断效果。
1)通过对变压器直流电阻进行测量分析时，其电感较大，一定要充电到位，将自感效应降低到最小程度，待仪表指针基本稳定后读取电阻值，提高一次回路直流电阻测量的正确性和准确性。
2)测量的数据要进行横向和纵向的比较，对温度、湿度、测量仪器、测量方法、测量过程和测量设备进行分析。
3)分析数据时，要综合考虑相关的因素和判据，不能单搬规程的标准数值，而要根据规程的思路、现场的具体情况，具体分析设备测量数据的发展和变化过程。
4)要结合设备的具体结构，分析设备内部的具体情况，根据不同情况进行直流电阻的测量，以得到正确判断结论。
5)重视综合方法的分析判断与验证。如有些案例中通过绕组分接头电压比试验，能够有效验证分接相关的档位，而且还能检验出变压器绕组的连接组别是否正确。同时对于匝间短路等故障也能灵敏地反映出来，实际上电压比试验，也是一种常规的带有检验和验证性质的试验手段。进行综合分析可进一步提高故障诊断的可靠性。
第四节 绝缘电阻及吸收比、极化指数检测
绝缘电阻试验是对变压器主绝缘性能的试验，主要诊断变压器由于机械、电场、温度、化学等作用及潮湿污秽等影响程度，能灵敏反映变压器绝缘整体受潮、整体劣化和绝缘贯穿性缺陷，是变压器能否投运的主要参考判据之一。
1． 绝缘电阻的试验原理
变压器的绝缘电阻对双绕组结构而言是表征变压器高压对低压及地、低压对高压及地、高压和低压对地等绝缘在直流电压作用下的特性。它与上述绝缘结构在直流电压作用下所产生的充电电流、吸收电流和泄漏电流有关。变压器的绝缘结构及产这三种电流的等效电路
U-一外施直流电压；C1一等值几何电容；C、R一表征不均匀程度和脏污等的等值电容、电阻；Rl一绝缘电阻；iC1－电电流；iCR一吸收电流；iRi一泄漏电流；i一总电流
(1)充电电流是当直流电压加到被试晶上时，对绝缘结构的几何电容进行充电形成的电流，其值决定于两极之间的几何尺寸和结构形式，并随施加电压的时间衰减很快。当去掉直流电压时相反的放电电流。电路中便会产生与充电电流极性
(2)吸收电流是当直流电压加到被试品上时，绝缘介质的原子核与电子负荷的中心产生偏移，或偶极于缓慢转动并调整其排列方向等而产生的电流，此电流随施加电压的时间衰减较慢。
(3)泄漏电流是当直流电压加到被试品上时，绝缘内部或表面移动的带电粒子、离子和自由电子形成的电流，此电流与施加电压的时间无关，而只决定于施加的直流电压的大小。总电流为上述三种电流的合成电流。
变压器的绝缘电阻是表征同一直流电压下，不同加压时间所呈现的绝缘特性变化。绝缘电阻的变化决定于电流i的变化，它直接与施加直流电压的时间有关，一般均统一规定绝缘电阻的测定时间为一分钟。因为，对于中小型变压器，绝缘电阻值一分钟即可基本稳定；对于大型变压器则需要较长时间才能稳定。产品不同，绝缘电阻随时间的变化曲线也不同，但曲线形状大致相同，
2．绝缘电阻的试验类型
电力变压器绝缘电阻试验，过去采用测量绝缘电阻的R60。(一分钟的绝缘电阻值)，同时对大中型变压器测量吸收比值(R60／R15)。这对判断绕组绝缘是否受潮起到过一定作用。但近几年来，随着大容量电力变压器的广泛使用，且其干燥工艺有所改进，出现绝缘电阻绝对值较大时，往往吸收比偏小的结果，造成判断困难。吸取国外经验，采用极化指数户、／，即10rain(600s)与1rain(60s)的比值(R600／R60)。有助于解决正确判断所遇到的问题。
DL／T 596—1996规程规定吸收比(10—30℃范围)不低于1．3或极化指数不低于1．5，且对吸收比和极化指数不进行温度换算。在判断时，新的预试规程规定吸收比或极化指数中任——项，达到上述相应的要求都作为符合标准。3．绝缘电阻的试验方法
(1)测量部位。
1)对于双绕组变压器，应分别测量高压绕组对低压绕组及地；低压绕组对高压绕组及地；高、低绕组对地，共三次测量。
2)对于三绕组变压器，应分别测量高压绕组对中、低压绕组及地；中／k绕组对高、低压绕组及地；低压绕组对高、中压绕组及地；高、中压绕组对低压绕组及地；高、低压绕组对中压绕组及地；十、低压绕组对高压绕组及地；高、中、低压绕组对地，共七次测量。确定测量部位是因为测量变压器绝缘电阻时，无论绕组对外壳还是绕组间的分布电容均被充电，当按不同顺序测量高压绕组和低压绕组绝缘电阻时，绕组间的电容重新充电过程不同而影响测量结果，因此为消除测量方法上造成的误差，在不同测量接线时测量绝缘电阻必须有一定的／顷序，且一经确定，每次试验均应按确定的顺序进行，便于对测量结果进行合理的比较。
(2)操作方法。
1)检查兆欧表或绝缘测定器本身及测量线的绝缘是否良好。检查方法是将兆欧表或绝缘测定器的接地端子与地线相连，测量端子与测量线一端相连，测量线另一端悬空，接通绝缘测定器的输出开关(或摇动兆欧表至额定转速)，绝缘电阻的读数接近无穷大，瞬时短接的绝缘电阻的读数为零。
2)将被试变压器高、中、低各绕组的所有端子分别用导线短接，测量前对被测量绕组对地和其余绕组进行放电。
3)接通绝缘测定器的输出开关(或摇动兆欧表至额定转速)，将测量绕组绝缘电阻的回路迅速接通，同时记录接通的时间。
4)当时间达到15s时，立即读取绝缘R15电阻值，60s时再读取R60值。如需要测量极化指数时，则应继续延长试验时间至10min，并应每隔一分钟读取一个值，同时准确作好记录。
5)到达结束时间，从变压器绕组上取下测量线，并将测量线与地线相连进行放电。
6)改变接线，分别完成上述程序对各绕组绝缘电阻的测量。
(3)注意事项。
1)绕组绝缘电阻的测量应采用2500V或5000V兆欧表。
2)测量前被测绕组应充分放电。
3)测量温度以顶层油温为准，并注意尽量使每次测量的温度相近，并最好在油温低于50C时测量。
4)绝缘电阻试验时要同时记录仪表读数、试验时间、上层油温，决不能随意估计这三个数据。
5)按要求进行统一温度换算。电力设备预防性试验规程DL／T596--1996规定，电力变压器的绝缘电阻值R60换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化。
4．绝缘电阻的测试分析
(1)与测试时间的关系。对不同容量、不同电压等级的变压器的绝缘电阻随加压时间变化的趋势也有些不同，一般是60s之内随加压时间上升很快，60s到120s上升也较快，120s之后上升速度逐渐减慢。从绝对值来看，产品容量越大的电压等级愈高，尤其是220kV及以上电压等级的产品，60s之前的绝缘电阻值越小、60s之后达到稳定的时间越长，一般约要8rain以后才能基本稳定。这是由于在测量绝缘电阻时，兆欧表施加直流电压，在试品复合介质的交界面上会逐渐聚集电荷，这个过程的现象称为吸收现象，或称界面极化现象。通常吸收电荷的整个过程需经很长时间才能达到稳定。吸收比(R60／R15)反映测量刚开始时的数据，不能或来不及反映介质的全部吸收过程。而极化指数／~600／R60)时间较长，在更大程度上反映了介质吸收过程，因此极化指数在判断大型设备绝缘受潮问题上比吸收比更为准确。由此可见，220kV及以上电压等级的变压器应该测量极化指数。
(2)与测试温度的关系。当变压器的温度不超过30℃时，吸收比随温度的上升而增大，约30℃时吸收比达到最大极限值，超过30C时吸收比则从最大极限值开始下降。但220kV、500kV产品的吸收比和极化指数达到最大极限值的温度则为40℃以上。
(3)与变压器油中含水量的关系。变压器油中含水量对绝缘电阻的影响比较显著，反映在含水量增大，绝缘电阻减小、绝缘电阻吸收比降低，因此变压器油的品质是影响变压器绝缘系统绝缘电阻高低的重要因素之一。
(4)与变压器容量和电压等级的关系。在变压器容量相同的情况下，绝缘电阻常随电压等级的升高而升高，这是因为电压等级越高，绝缘距离越大的缘故。在变压器电压等级相同的情况下，绝缘电阻值常随容量的增大而降低，这是因为容量越大，等效电容的极板面积也增大，在电阻系数不变的情况下，绝缘电阻必然降低。
吸收比或极化指数能够有效反映绝缘受潮，是对变压器诊断受潮故障的重要手段。相对来讲，单纯依靠绝缘电阻绝对值的大小，对绕组绝缘作出判断，其灵敏度、有效性比较低。这一方面是因为测量时试验电压太低难以暴露缺陷；另一方面也是因为绝缘电阻值与绕组绝缘的结构尺寸、绝缘材料的品种、绕组温度等有关。但是，对于铁心、夹件、穿心螺栓等部件，测量绝缘电阻往往能反映故障。主要是因为这些部件的绝缘结构比较简单，绝缘介质单一。
5．绝缘电阻检测与诊断实例
(1)变压器充油循环后测绝缘电阻大幅下降。某2500kVA、l10kV变压器充油循环后测绝缘电阻比循环前大幅降低，以低一高中地为例，充油循环前只R15=5000M欧、R60＝10000M欧,、R60／R15＝2、tg8％＝0．25。充油循环后7．5h测量，R15＝250M欧、R60=300M欧、R60／Ri5＝1．2、tg8％＝1．15。充油循环后34h测量，R15＝7000M欧、R60＝10000M欧、R60／R15＝1．43。
造成上述原因可能是充油循环后油中产生的气泡对绝缘电阻的影响，因此要待油中气泡充分逸出，再测绝缘电阻才能真实反映变压器的绝缘状况，通常，对8000kVA及以上变压器需静置20h以上，小型配电变压器也要静置5h以上才能进行绝缘试验。
(2)油中含水量对变压器绝缘电阻的影响。某变压器绝缘电阻R60为750M欧，吸收比为1．12，油中含水量的微水分析超标，与二年前相近温度条件下R60>2500而R60／R15>1，5相比变化很大。经油处理，微水正常，绝缘电阻R60为2500M欧，吸收比为1．47。但运行一年后，预试又发现反复，绝缘电阻R60为800M欧、吸收比为1．16。再次进行微水检测发现超标。再次进行油过滤绝缘电阻又恢复正常。
分析认为油中含水量是对变压器绝缘电阻影响的主要因素，油中微水经油处理合格后，绝缘电阻亦正常，所以运行一阶段，油中微水又超标，应解释为纸绝缘材料中的水分并未全部烘干排除，并缓慢向油中析出而影响油的含水量，同时影响变压器的绝缘电阻值。
（3）吸收比和极化比指数随温度变化无规率可循。
第三章 变压器故障典型案例
第一节 短路故障案例
一、老厂主变压器多次过流重合动作绕组变形
(1)案例。我厂老厂＃7机31.5MVA、110kV变压器(SFSZ 8—31500/110)发生短路事故，重瓦斯保护动作，跳开主变压器三侧开关。返厂吊罩检查，发现C相高压绕组失团，C相中压绕组严重变形，并挤破囚扳造成中、低压绕组短路；C相低压绕组被烧断二股；B相低压、中压绕组严重变形；所有绕组匝间散布很多细小铜珠、铜末；上部铁芯、变压器底座有锈迹。
事故发生的当天有雷雨。事故发生前，曾多次发生10kV、35kV侧线路单相接地。13点40分35kV侧过流动作，重合成功；18点44分35kV侧再次过流动作，重合闸动作，同时主变压器重瓦斯保护跳主变压器三侧开关。经查35kV距变电站不远处B、C相间有放电烧损痕迹。
(2)原因分析。根据国家标准GBl094．5—曰5规定110kV电力变压器的短路表观容量为800MVA，应能承受最大非对称短路电流系数约为2．55。该变压器编制的运行方式下：
电网最大运行方式110kV三相出口短路的短路容量为1844MVA；
35kV三相出口短路为365MVA；
10kV三相出口短路为225．5MVA；
事故发生时，实际短路容量尚小于上述数值。据此计算变压器应能承受此次短路冲击。事故当时损坏的变压器正与另一台31500／110变压器并列运行，经受同样短路冲击而另一台变压器却未损坏。因此事故分析认为导致变压器B、C相绕组在电动力作用下严重变形并烧毁，由于该变压器存在以下问题：
1)变压器绕组松散。高压绕组辐向用手可摇动5mm左右。从理论分析可知，短路电流产生的电动力可分为辐向力和轴向力。外侧高压绕组受的辐向电磁力，从内层至外层三线性递减，最内层受的辐向电磁力最大，两倍于绕组所受的平均圆周力。当绕组卷紧芝内层导线受力后将一部分力转移到外层，结果造成内层导线应力趋向减小，而外层导绞受力增大，内应力关系使导线上的作用力趋于均衡。内侧中压绕组受力方向相反，但均§七用的原理和要求一致。绕组如果松散，就起不到均衡作用，从而降低了变压器的抗短路充击的能力。
外侧高压绕组所受的辐向电动力是使绕组导线沿径向向外胀大，受到的是拉张力，表观为向外撑开；内侧中压绕组所受的辐向电动力是使绕组导线沿径向向内压缩，受到的是压力，表现为向内挤压。这与该变压器的B、C相高、中压绕组在事故中的结果一致。
2)经吊罩检查发现该变压器撑条不齐且有移位、垫块有松动位移。这样大大降低了内侧中压绕组承受辐向力和轴向力的能力，使绕组稳定性降低。从事故中的C相中压绕组辐向失稳向内弯曲的情况，可以考虑适当增加撑条数目，以减小导线所受辐向弯曲应力。
3)绝缘结构的强度不高。由于该变压器中、低压绕组采用的是围板结构，而围板本身较软，经真空于燥收缩后，高、中、低绕组之间呈空松的格局，为了提高承受短路的能力，宜在内侧绕组选用硬纸筒绝缘结构。
(3)措施。这是一起典型的因变压器动稳定性能差而造成的变压器绕组损坏事故，应吸取的教训和相应措施包括：
1)在设计上应进一步寻求更合理的机械强度动态计算方式；适当放宽设计安全裕度；内绕组的内衬，采用硬纸筒绝缘结构；合理安排分接位置，尽量减小安匝不平衡。
2)制造工艺上可从加强辐向和轴向强度两方面进行，措施主要有：采用女式绕线机绕制绕组，采用先进自动拉紧装置卷紧绕组；牢固撑紧绕组与铁心之间的定位，采用整产套装方式；采用垫块预密化处理、绕组恒压干燥方式；绕组整体保证高度一致和结构完整；强化绕组端部绝缘；保证铁轭及夹件紧固。
3)要加强对大中型变压器的质量监制管理，在订货协议中应强调对中、小容量的变压器在型式试验中作突发短路试验，大型变压器要作缩小模型试验，提高变压器的抗短路能力，同时加强变电站10kV及35kV系统维护，减少变压器遭受出口短路冲击机率。
第二节 过热故障案例
一、新厂＃3机变压器绝缘受潮过热
(1)案例。我厂＃3机200MVA、220kV主变压器(SFP7—240000／220)在周期性油色谱分析中发现氢气、乙炔含量有增大趋势。经跟踪监测，氢气含量为30．1uL几，而乙炔含量为5．2uL/L，已超过正常注意值。两天后停电检修，检修前氢气含量达43．6uL/L，乙炔含量达10．9uL/L
停电检修放油后的重点检查项目是：绕组压板、压钉有无松动，位置是否正常；铁芯夹件是否碰主变压器油箱顶部或油位计座套；有无金属件悬浮高电位放电；临近高电场的接地体有无高电位放电；引线和油箱升高座外壳距离是否符合要求，焊接是否良好㈠由箱内壁的磁屏蔽绝缘有无过热；申压侧分接开关接触是否良好。
检查中发现：==嘤拖渖系拇牌帘伟寰刀嗫橥崖洌?=郆相引线靠近升高座处白布带脱落且绝缘有轻微破损；B相分接开关操作杆与分接开关连接处有许多炭黑。
(2)原因分析。规程规定220kV变压器20℃时tg8％不得大于0．8，且一般要求相对 变化量不得大于30％，根据表3—14数据反映变压器绝缘受潮.
按照GB7252--87《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐的三比值法：C2H2／C2H4=10，5／7=1．5；编码为1;CH4／H2=21／32．6；0．644；编码为0；C2H4/C2H6=7／3=2．33；编码为1。组合编码为1，0，1，对应的故障性质为主变压器内部有绝缘过热或低能放电现象。
氢气、乙炔含量高的可能原因：
1)主绝缘慢性受潮。主绝缘受潮后，绝缘材料含有气泡，在高电压强电场作用下将引起电晕而发生局部放电，从而产生Hz；在高电场强度作用下，水和铁的化学反应也能产生大量的H2，使在在总烃含量中所占比重大。主绝缘受潮后，不但电导损耗增大，同时还会产生夹层极化，因而介质损耗大大增加。
2)磁屏蔽绝缘脱落后的影响。正常时，高、中压绕组的漏磁通主要有三条路径：一是经高、中压绕组一磁屏蔽板闭合；二是经高、中压绕组一油箱一高、中压绕组闭合；三是经高、中压绕组一油箱一磁屏蔽板一高、中压绕组闭合，并在箱壳和磁屏蔽板中感应电势。磁屏蔽板的绝缘脱落后，将使磁屏蔽一点或多点接地，从而形成感应电流闭合回路导致发热，如果绝缘脱落后，磁屏蔽板和箱壳的接触不好，还有可能形成间隙放电或火花放电。
3)B相引线的白布带脱落和绝缘有碰伤痕迹，可能发生对套管升高座放电。
4)==郆相分接开关与操动杆接触不良，可能会产生悬浮电位放电.变压器运行时出现内部故障的原因往往不是单一的，在存在热点的同时，有可能还存在着局部放电，而且热点故障在不断地发展成局部放电，由此又加剧了高温过热，形成恶性循环。
(3)处理。对B相引线绝缘加固，加强磁屏蔽绝缘，检修调整分接开关，同时对主变压器本体主绝缘加热抽真空干燥。具体措施是用覆带式加热器在主变压器底部加热，主变压器顶部及侧面用硅酸铝保温材料保温，主变压器四周用尼龙布拉成围屏，以保证主变压器底部不通风，以达到进一步保温的目的。加热器加热时，使主变压器外壁温度保持在60℃～70℃：左右，加热72h后，采用负压抽真空(抽真空时加热不中断)，抽真空后，继续加热24h，再抽真空，这样反复3--4次以后，再做介质损耗试验，试验结果合格。同时，进油时对油中气体经真空脱气，色谱分析正常，各项试验数据全部合格，变压器投入后运行正常。
第四章 变压器故障综合处理
第一节 变压器故障的综合判断方法
根据变压器运行现场的实际状态，在发生以下情况变化时，需对变压器进行故障诊断。
(1)正常停电状态下进行的交接、检修验收或预防性试验中一项或几项指标超过标准。
(2)运行中出现异常而被迫停电进行检修和试验。
(3)运行中出现其他异常(如出口短路)或发生事故造成停电，但尚未解体(吊心或吊罩)。
当出现上述任何一种情况时，往往要迅速进行有关试验，以确定有无故障、故障的性质、可能位置、大概范围、严重程度、发展趋势及影响波及范围等。
对变压器故障的综合判断，还必须结合变压器的运行情况、历史数据、故障特征，通过采取针对性的色谱分析及电气检测手段等各种有效的方法和途径，科学而有序地对故障进行综合分析判断。
一、综合判断的针对性检测方法
对大中型变压器故障的判断采用如下检测方法。
(1)油色谱分析判断有异常：
1)检测变压器绕组的直流电阻。
2)检测变压器铁心的绝缘电阻和铁心接地电流。
3)检测变压器的空载损耗和空载电流。
4)在运行中进行油色谱和局部放电跟踪监测。
5)检查变压器潜油泵及相关附件运行中的状态。用红外测温仪器在运行中检测变压器油箱表面温度分布及套管端部接头温度。
6)进行变压器绝缘特性试验，如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、泄漏电流等试验。
7)绝缘油的击穿电压、油介质损耗、油中含水量、油中含气量(500kv级时)等检
8)变压器运行或停电后的局部放电检测。
9)绝缘油中糠醛含量及绝缘纸材聚合度检测。
10)交流耐压试验检测。
1)油色谱分析。
2)变压器绕组直流电阻检测。
3)短路阻抗试验。
4)绕组的频率响应试验。
5)空载电流和空载损耗试验。
(4)判断变压器绝缘受潮要进行的试验：
1)绝缘特性试验。如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、泄漏电流等。
2)变压器油的击穿电压、油介质损耗、含水量、含气量(500kV级时)试验。
3)绝缘纸的含水量检测。
(5)判断绝缘老化进行的试验：
1)油色谱分析。特别是油中一氧化碳和二氧化碳的含量及其变化。
2)变压器油酸值检测。
3)变压器油中糠醛含量检测。
4)油中含水量检测。
5)绝缘纸或纸板的聚合度检测。
(6)变压器振动及噪声异常时的检测：
1)振动检测。
2)噪声检测。
3)油色谱分析。
4)变压器阻抗电压测量。
(7)对中小型变压器检测判断常采用的方法：
1)检测直流电阻。用电桥测量每相高、低压绕组的直流电阻，观察其相间阻值是否平衡，是否与制造厂出厂数据相符；若不能测相电阻，可测线电阻，从绕组的直流电阻值即可判断绕组是否完整，有无短路和断路情况，以及分接开关的接触电阻是否正常。若切换分接开关后直流电阻变化较大，说明问题出在分接开关触点上，而不在绕组本身。上述测试还能检查套管导杆与引线、引线与绕组之间连接是否良好。
2)检测绝缘电阻。用兆欧表测量各绕组间、绕组对地之间的绝缘电阻值和吸收比，根据测得的数值，可以判断各侧绕组的绝缘有无受潮，彼此之间以及对地有无击穿与闪络的可能。
3)检测介质损耗因数tzJ。测量绕组间和绕组对地的介质损耗因数tzJ，根据测试结果，判断各侧绕组绝缘是否受潮、是否有整体劣化等。
4)取绝缘油样作简化试验。用闪点仪测量绝缘油的闪点是否降低，绝缘油有无炭粒、纸屑，并注意油样有无焦臭味，同时可测油中的气体含量，用上述方法判断故障的种类、性质。
5)空载试验。对变压器进行空载试验，测量三相空载电流和空载损耗值，以此判断变压器的铁心硅钢片间有无故障，磁路有无短路，以及绕组短路故障等现象。
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