变压器典型故障分析及处理 大唐华中电力试验研究所 2015.09.09.

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1 变压器典型故障分析及处理 大唐华中电力试验研究所

2 目录 典型故障分类 一 短路故障 二 本体故障 三 铁心故障 四 分接开关故障 五 套管故障 六 结束语 七

3 典型故障分类 一

4 分类方法一：按故障位置分类 线圈故障 铁心故障 变 内部故障 分接开关故障 压 器 典型 绝缘油故障 故 其他故障 障 套管故障
一、典型故障分类 分类方法一：按故障位置分类 变 压 器 典型 故 障 内部故障 线圈故障 铁心故障 分接开关故障 绝缘油故障 外部故障 套管故障 冷却系统故障 保护装置故障 其他故障 其他故障

5 分类方法二：按故障性质分类 轻度过热（低于150℃） 过热性 故障 低温过热（150-300℃） 变压器 典型故障
一、典型故障分类 分类方法二：按故障性质分类 变压器 典型故障 过热性 故障 轻度过热（低于150℃） 低温过热（ ℃） 中温过热（ ℃） 高温过热（高于700℃） 放电性 局部放电 火花放电 高能电弧放电

6 一、典型故障分类 分类方法三：按故障回路分类 变压器典型故障 电路故障 磁路故障 油路故障

7 变压器典型故障 短路 故障 本体 分接 开关 套管 其他 铁心
一、典型故障分类 短路 故障 本体 分接 开关 套管 变压器典型故障 其他 铁心 除突发短路、绝缘瞬时击穿等少数突发性故障外，85%以上的变压器故障可以通过运行监测、停电试验等及早发现和预防，并通过检修处理来消除。掌握典型故障的特点和特征，有利于采取相应的手段防止变压器事故。

8 短路故障 二

9 2 4 3 1 变压器绕组所受电磁力与通过的电流平方成正比 系统容量日益增大，系统短路容量也相应增大 变压器 短路
二、短路故障 变压器 短路 2 4 3 1 系统容量日益增大，系统短路容量也相应增大 变压器绕组所受电磁力与通过的电流平方成正比 可能造成变压器烧损或变形，危害程度最大。 短路时电流增大近十倍，电动力可增大近百倍 短路阻抗数值简单计算

10 二、短路故障 电厂主变、从电网取电的启备变高压短路时的差异。

11 二、短路故障 短路位置 1.未流过短路电流 2.流过较大短路电流 3.流过降低条件的短路电流 电厂主变、从电网取电的启备变高压短路时的差异。

12 短路故障案例： 主变型号：SFP7-240000/220 联结组别：YN，D11 某电厂主变压器，运行中高压侧开关跳闸，发电机与系统解列。
二、短路故障 短路故障案例： 主变型号：SFP /220 联结组别：YN，D11 某电厂主变压器，运行中高压侧开关跳闸，发电机与系统解列。

13 主变油箱有明显变形，油箱多处加强筋断裂，漏出的变压器绝缘油明显发黑。主变低压侧连接发电机的封闭母线B、C相已烧断。
二、短路故障 主变油箱有明显变形，油箱多处加强筋断裂，漏出的变压器绝缘油明显发黑。主变低压侧连接发电机的封闭母线B、C相已烧断。

14 内检发现主变低压侧C相线圈下部引出线弯曲变形并与油箱壁接触，油箱壁上有大面积的放电烧蚀痕迹；低压侧B相线圈下部引出线有多股铜导线烧断。
二、短路故障 内检发现主变低压侧C相线圈下部引出线弯曲变形并与油箱壁接触，油箱壁上有大面积的放电烧蚀痕迹；低压侧B相线圈下部引出线有多股铜导线烧断。

15 事故发生瞬间发电机发生A、C短路，约30ms后，发展为三相短路。
二、短路故障 事故发生瞬间发电机发生A、C短路，约30ms后，发展为三相短路。 C相 B相 A相

16 主变高压侧三相电流发生突变，A相电流和B、C相电流相位相反，幅值约为B、C两相幅值之和。
二、短路故障 主变高压侧三相电流发生突变，A相电流和B、C相电流相位相反，幅值约为B、C两相幅值之和。

17 1). 短路点一处是发电机出口C相封闭母线对地击穿（位置1），一处是变压器内部低压线圈B相下部引出线位置对油箱放电击穿短路（位置2）。
二、短路故障 A B C 位置1 位置2 a b c 发电机侧 主变低压侧 1). 短路点一处是发电机出口C相封闭母线对地击穿（位置1），一处是变压器内部低压线圈B相下部引出线位置对油箱放电击穿短路（位置2）。

18 3).短路后，发电机和电网系统提供的短路电流均流经两个对地短路点间的短路回路，该处短路电流最大，造成发电机C相管母烧熔。
二、短路故障 2).短路瞬间，发电机对短路回路提供一个短路电流，该短路电流实际上并未流经变压器内部；电网系统对短路回路提供另一个短路电流，该短路电流流经变压器内部，致使变压器低压侧B相线圈下部引出线位置导线断股。三相短路后，C相引出线在电动力作用下变形对油箱壁放电。 3).短路后，发电机和电网系统提供的短路电流均流经两个对地短路点间的短路回路，该处短路电流最大，造成发电机C相管母烧熔。

19 1).对主变返厂进行更换低压线圈、油箱整形、更换低压套管、更换变压器绝缘油等一系列处理工作。
二、短路故障 处理情况： 1).对主变返厂进行更换低压线圈、油箱整形、更换低压套管、更换变压器绝缘油等一系列处理工作。 2).对发电机进行相关检查和电气试验，特别对发电机端部引线固定等机械强度相对薄弱的位置进行重点检查。 3).对封闭母线进行更换。 4). 对接地网进行开挖检查。 5).对二次保护控制电缆及风冷控制装置进行检查。

20 小结 选型：突发短路试验报告或计算书；适当提高变压 器短路阻抗；内线圈选用自黏性换位导线。 运行：短路容量变化时校核抗短路能力；封闭母线
二、短路故障 I 选型：突发短路试验报告或计算书；适当提高变压 器短路阻抗；内线圈选用自黏性换位导线。 II 运行：短路容量变化时校核抗短路能力；封闭母线 清扫防短路；厂用电的开关柜及电缆防止短路。 小结 III 短路后绕组变形试验：频率响应法、短路阻抗法、 介损电容量法；必要时或大修时吊罩检查和处理。 在线测试绕组机械状态，频率和幅值变化；色谱监测平台。 IV 色谱按周期进行检测；建议安装色谱在线监测装置。 V 变压器厂家或导线厂家的影响。

21 本体故障 三

22 放电故障 变压器本体故障 过热故障 局 部 放 电 火 花 高 能 路 过 热 磁 附 件
三、本体故障 放电故障 变压器本体故障 过热故障 局 部 放 电 火 花 高 能 路 过 热 磁 附 件

23 三、本体故障 过热性故障一般有一个逐步发展的过程，通常不会立即引发变压器的绝缘事故。变压器表面的过热性故障，例如套管端部、油箱表面等部位的故障往往能利用红外测温的手段及时发现，而其内部的过热性故障，例如铁心过热、绕组过热等往往只能用色谱分析的手段及早发现。 过热故障 类型 故障特点 电路过热 电路过热故障时，故障点温度通常较高，色谱常有以下特征：总烃含量超过注意值（150L/L），乙烯和甲烷所占比重较大；乙烯和乙烷的比值通常超过6；伴随有乙炔含量小幅增加；色谱组分含量增长速度和变压器负载电流的大小有一定关系，负载电流大时色谱增长快而负载电流小时色谱增长慢。 磁路过热 磁路过热故障时，故障点温度相对电路过热故障时的温度稍低，通常有以下特征：总烃含量超过注意值（150L/L），乙烯和甲烷所占比重较大；乙烯和乙烷的比值通常在3-6之间；色谱中乙炔含量一般不会发生变化；色谱组分含量增长速度基本保持稳定，即使变压器空载运行也会持续增长。

24 三、本体故障 放电故障 类型 故障特点 局部放电 根据绝缘介质的不同，可分为气泡局部放电和油中局部放电；根据绝缘部位的不同，可分为固体绝缘中空穴、电极尖端、油角间隙、油与绝缘纸板中的油隙和油中沿固体绝缘表面等处的局部放电。 火花放电 主要是悬浮电位或油中杂质引发火花放电。悬浮放电可能发生于变压器内处于高电位的金属部件，如调压绕组在有载分接开关转换极性时的短暂电位悬浮，套管均压球电位悬浮；处于地电位的部件，如油箱磁屏蔽与地的连接松动脱落，导致悬浮电位放电。 高能放电 高能放电常以绕组匝、层间绝缘击穿为多见，其次为引线断裂或对地闪络等故障。放电能量密度大，产气急剧，能使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化，使金属材料变形或熔化烧毁，严重时会造成设备烧损，甚至发生爆炸事故。一般事先难以预测，也无明显预兆，常以突发的形式暴露出来。

25 本体故障案例一： 型号：SFPS8-240000/220 电压比：242±2×2.5％/121/10.5kV 连接组别：YN,YN0 d11
三、本体故障 本体故障案例一： 型号：SFPS /220 电压比：242±2×2.5％/121/10.5kV 连接组别：YN,YN0 d11 某电厂联络变压器进行吊罩大修，修后做常规试验和局放试验合格后恢复送电。送电瞬间，主变轻、重瓦斯保护动作跳闸。

26 三、本体故障 检查发现主变本体油箱底座螺栓有放电痕迹。测试高压侧直流电阻异常，额定档位A相:338 m, B相:264.5 m, C相:267.2m,最大偏差达到25.5%，高压线圈为上、下两分支线圈并联后中部出线方式，每分支线圈为3根铜线并联。根据直流电阻的大小变化和相应计算，初步分析判断高压A相绕组可能烧断了一根铜线。

27 取油样做色谱分析，总烃、乙炔等严重超标，三比值为“102”，呈现典型的高能放电性故障特征，判断变压器内部发生了严重的电弧放电。
本体故障 取油样做色谱分析，总烃、乙炔等严重超标，三比值为“102”，呈现典型的高能放电性故障特征，判断变压器内部发生了严重的电弧放电。 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 H2 CO CO2 总烃 357.93 618.83 23.25 824.20 1399 679 1059.6

28 三、本体故障 吊罩检查，发现A相底部有碎绝缘纸片，A相围屏下部绑扎带固定螺栓蹦断。打开围屏发现A相高压线圈靠近中性点部位有五个线饼绝缘损坏严重，最末一个线饼绕组烧断一根，和故障后测的直阻数据结果及分析相吻合。随后，现场更换A相高压线圈下部的四个线饼，经清理、抽真空干燥、真空注油后，恢复投运。

29 1). 检修时注油工艺控制不严，造成变压器内部绝缘受潮。 2). 冲击合闸时，中性点附近绕组的匝间电压比正常运行高。
三、本体故障 1). 检修时注油工艺控制不严，造成变压器内部绝缘受潮。 2). 冲击合闸时，中性点附近绕组的匝间电压比正常运行高。 3). 投运前曾做过常规试验和局部放电试验，但常规试验电压低，局放试验时中性点直接接地，试验均未发现中性点附近绕组的绝缘缺陷，最终造成变压器烧毁。 中性点交流耐压意义

30 三、本体故障 本体故障案例二： 型号：SFSZ /220 某变电站＃2主变投运近一年时周期性色谱试验时发现总烃超标，达419L/L，三比值为022，呈现典型的高温过热故障特征，初步分析认为该主变电气回路可能存在局部高温过热情况。 随后进行一段时间色谱跟踪分析，监督运行近半年，色谱总烃基本稳定，变化不大。半年后的色谱试验又发现总烃有所增长。

31 三、本体故障 分析认为故障发生初始时间应在第一年夏季期间，负荷最大带到13万，电气回路局部过热引起色谱总烃异常。10月份以后跟踪期间负荷最大值不超过6万，故障位置温度不高，因此总烃基本保持不变。次年3月以后，最大负荷又增加至10万左右，故障位置温度升高，再次引起色谱总烃增长。总烃变化和负荷大小有明显的对应关系，验证了故障位置在电气回路的判断。

32 停电试验发现高压绕组B相直阻超标，三相不平衡率超过4％。
三、本体故障 档位 A相 B相 C相 误差（%） 1 388.5 404.9 389.7 4.16% 2 383.6 399.7 384.9 4.43 3 376.7 394.8 379.8 4.72 4 373.8 389.8 374.9 4.22 5 368.9 369.8 4.27 6 363.8 365.1 4.33 7 359.1 374.8 360.0 4.31 8 353.8 369.7 355.2 4.42 9 347.8 346.3 4.96 10 362.2 375.1 358.2 4.63 11 365.6 379.7 361.9 3.82 12 370.3 383.9 366.9 4.55 13 375.5 388.4 371.6 4.44 14 380.8 393.0 376.6 4.28 15 385.9 397.8 381.5 4.2 16 392.8 402.7 386.9 4.01 17 399.6 409.9 392.9 4.24 停电试验发现高压绕组B相直阻超标，三相不平衡率超过4％。

33 三、本体故障 变压器放油，厂家人员进油箱检查未发现异常。对主变高压侧B相线圈又进行了详细的排查，包括B相高压线圈引出线与套管穿缆引线根部的连接位置、套管穿缆引线与套管端部导电头连接位置等，均未发现异常。 为排除调压线圈和有载分接开关接头等的影响，厂家人员将高压线圈末端与有载分接开关连接位置打开，分别测量了A、B、C三相高压线圈的直阻，结果B相直阻仍然偏大，判断为B相高压线圈本身存在问题。 分支 上分支 下分支 导线序号 1 2 3 4 5 6 测试直阻（Ω） 2.092 2.082 2.342 2.073 2.070 2.080

34 三、本体故障 变径导线具体情况

35 小结 监造：局放、感应耐压等出厂关键试验进行见证； 关注厂家绝缘控制工艺。 交接：严格进行各项交接试验，严格考核出厂、运
三、本体故障 I 监造：局放、感应耐压等出厂关键试验进行见证； 关注厂家绝缘控制工艺。 II 交接：严格进行各项交接试验，严格考核出厂、运 输、安装质量；利用红外测温等辅助手段；严格关 注密封状况防止水分进入。 小结 III 检修：吊罩大修必须严格控制检修工艺；油循环处 理时控制关键工艺；检修后认真进行各项试验。 在线测试绕组机械状态，频率和幅值变化；色谱监测平台。 IV 色谱严格按周期进行检测；安装色谱在线监测装置。 V 关注直流工程对电厂变压器直流偏磁影响，可能造 成过热、振动大、噪声异常、波形畸变等。

36 铁心故障 四

37 四、铁心故障 必须一点可靠接地 正常运行 多发故障 偶发故障 多点接地引发过热缺陷 铁心片间短路、铁心放电

38 铁心故障案例： 型号：SFFZ10-35000/220 某电厂启备变投运半年后色谱分析发现异常，总烃超标，三比值为022，高温过热性缺陷。
四、铁心故障 铁心故障案例： 型号：SFFZ /220 某电厂启备变投运半年后色谱分析发现异常，总烃超标，三比值为022，高温过热性缺陷。 CH4 C2H4 C2H6 C2H2 H2 CO CO2 总烃 11.9 14.16 3.79 17.13 204.83 553.46 29.85 110.6 108.8 22.36 123 258 627 242 145.61 122.06 36.71 107.78 222.38 516.37 304.38

39 四、铁心故障 该主变没有潜油泵，首先排除附件故障；色谱中CO和CO2含量基本稳定，基本排除电路中涉及固体绝缘部位的线圈过热故障；长期处于空载运行状况，在此期间色谱总烃仍在增加，故基本判定故障为磁路故障。 运行中对铁心接地引下线和夹件接地引下线用钳型电流表进行接地电流的测试。其结果为铁心接地和夹件接地电流相等，为11A。至此，可以基本确定故障情况为铁心和夹件之间有短路造成过热性缺陷。

40 四、铁心故障 根据产气速率计算，得出投运初期产气速率低而运行后期产气速率高的结论，并认为故障的形成基本上是在投运后产生的。这种短路的形成大多是由杂质或小金属颗粒等不稳定物质在铁心和夹件间形成短路桥引起的。

41 四、铁心故障 停电后，在变压器下部油箱上打开铁心接地引下线和夹件接地引下线，用2500V摇表测试铁心对地和夹件对地绝缘均良好，大于20G。用万用表测试铁心和夹件间电阻结果为9，用500V摇表测试铁心和夹件间绝缘电阻为零。试验结果基本和事前的分析判断结果吻合。 用电容冲击法对铁心和夹件间进行冲击放电，冲击放电一次后，用1000V摇表测量铁心和夹件间绝缘电阻已超过10G 。第二次冲击放电，铁心和夹件间绝缘电阻依旧是超过10G 。至此，该高温过热性故障完全消除。

42 小结 技改：将铁心、夹件通过接地引下线引至下部接地。 试验：对铁心、夹件接地电流进行监测；分别测试 铁心、夹件相互间及对地绝缘。
四、铁心故障 I 技改：将铁心、夹件通过接地引下线引至下部接地。 II 试验：对铁心、夹件接地电流进行监测；分别测试 铁心、夹件相互间及对地绝缘。 小结 III 检修：有不稳定的多点接地故障可选用电容冲击法 处理；对稳定接地可外串可调电阻限制接地电流。 在线测试绕组机械状态，频率和幅值变化；色谱监测平台。 IV 色谱按周期进行检测；建议安装色谱在线监测装置。

43 分接开关故障 五

44 五、分接开关故障 分接 开关 无载分 接开关 动静触头接触不良、触头锈蚀、引出线焊接不良、开关弹簧压力不足、分接档位接错等。通常可以通过直流电阻测试、色谱分析等测试手段及早发现和预防。 有载分 触头接触不良或烧损、小油箱渗漏油、传动轴扭断、触头锈蚀、引出线焊接不良、分接档位接错、过渡电阻烧断或脱落等。除直流电阻、色谱分析等方法外，有载分接开关动作特性测试也是早期发现故障的有效手段。

45 主变在大修停电进行预防性试验时，发现高压侧直流电阻数值异常，且连续几次测量值均不完全相同，数值分散性较大，测试重复性差。
五、分接开关故障 分接开关故障案例一： 额定容量：430MVA 额定电压：242±5×1%/20kV 联结组别：YN d11 分接开关型号：UCGLT 650/1200 主变在大修停电进行预防性试验时，发现高压侧直流电阻数值异常，且连续几次测量值均不完全相同，数值分散性较大，测试重复性差。

46 五、分接开关故障 分析认为，该变压器在运行中因长期不操作，有载分接开关动、静触头接触表面形成有氧化膜，造成测试数据杂乱。对该变压器分接开关进行上百次循环操作，测试数据重复性良好，且数据稳定。 分接 AO BO CO 互差（%） 1 130.6 132.8 131.9 1.67 2 128.4 128.5 128.6 0.15 3 127.6 130.0 128.0 1.87 4 125.4 125.6 0.16 5 125.0 127.3 125.1 1.82 6 122.8 123.0 7 125.2 1.94 8 120.3 120.7 120.4 0.33 9 123.2 120.5 2.3 10 118.2 118.7 118.3 0.42 11 122.0 118.4 3.09

47 五、分接开关故障 所有奇数档位直流电阻数据偏大，偶数档正常。奇数档位的动、静触头间存在接触不良现象。可能为触头接触压力降低、触头表面有烧蚀等。对分接开关吊出检查，B相单数档动静触头接触面有脏污和拉弧麻点，处理前测量触头接触电阻，以备处理后比较。用细金相砂纸小心地进行接触面打磨，去除氧化物和麻点，用干净布擦拭触头表面脏污,然后测量接触电阻,直阻下降明显。全部检查处理回装后复测直流电阻，直流电阻合格，三相互差符合规程要求。

48 分接开关故障案例二： 主变型号：SSZ10-40000/110 电压比1108×1.25％/38.5/10.5kV
五、分接开关故障 分接开关故障案例二： 主变型号：SSZ /110 电压比1108×1.25％/38.5/10.5kV 分接开关型号：M(ZY1A) III 500Y－10193W 该变电站新安装主变，交接试验时进行主变中性点交流耐压试验，试验电源使用变频串联谐振试验设备。各绕组加压按出厂试验电压的80％进行：高压侧对中、低压侧及地交流耐压试验值为1400.8＝112 kV，中压侧和低压侧交流耐压试验电压分别为68 kV和28 kV。

49 五、分接开关故障 10kV侧、35kV侧分别加压28kV和68kV各1分钟，被试变压器及试验设备均无异常。表明中、低压侧满足交流耐压试验的要求。接着对变压器110kV侧进行高压绕组交流耐压试验。当试验电压升至106kV时，变压器内部有瞬时击穿现象，伴随有放电声，随即试验设备自身保护动作，试验设备控制开关跳闸，电压自动回零。现场分析认为被试变压器内部绝缘有可能有击穿。

50 五、分接开关故障 为分析故障性质，对主变高压绕组复测了绝缘电阻、吸收比、直流泄漏，试验数据与耐压试验前相比无明显变化。随后进行了第二次高压绕组交流耐压试验。当电压升至75 kV时，试验回路再次跳闸，电压自动回零。试验后对变压器本体油取样进行色谱分析，与耐压试验前相比较无明显变化，色谱中各组分无异常。 此后，安装试验单位组织生产厂家、试验人员进行分析和检查：吊出中性点套管，检查套管引线与外壳距离正常，无明显放电点；对变压器本体放油，进变压器油箱检查内部无异物，且没有明显放电点。经真空注油并静置24h后，采用相同的试验设备、试验接线再次进行耐压试验，当电压升到100kV时，被试变压器再次发出啪的响声，试验回路跳闸，电压自动回零。

51 五、分接开关故障 最后，分析决定吊出有载分接开关的切换开关进行检查，并对有载分接开关小油箱绝缘油进行色谱分析。吊出切换开关后，发现在档位指示绝缘杆上有两处明显的放电点。同时，色谱试验也发现小油箱绝缘油中出现大量乙炔气体，表明分接开关内部有放电性故障。

52 更换新绝缘杆后所有交接试验项目合格，变压器缺陷处理完毕。
五、分接开关故障 更换新绝缘杆后所有交接试验项目合格，变压器缺陷处理完毕。 该分接开关连接在变压器中性点侧，属于中性点调压型，在进行高压绕组连同中性点交流耐压试验时，有载分接开关和高压绕组承受了同样的试验电压，不能仅分析绕组的状况，和绕组连接在一起的组附件如套管、分接开关等应一并分析考虑，否则有可能不能及时有效地查找到故障点，延误送电时间。

53 小结 选型：对电厂主变，建议选用无载调压；对启备变 设备，选用优质厂家的复合（M）型有载调压开关。
五、分接开关故障 I 选型：对电厂主变，建议选用无载调压；对启备变 设备，选用优质厂家的复合（M）型有载调压开关。 II 试验：直流电阻、变比、切换动作特性、色谱等和 分接开关的相关性。 小结 III 检修：检修期间如果调换了分接开关档位，应在最 后固定档位测试直流电阻。 在线测试绕组机械状态，频率和幅值变化；色谱监测平台。 IV 对电厂的启备变和有载调压主变，不建议对有载调 压分接开关加装在线滤油装置。

54 套管故障 六

55 六、套管故障

56 套管故障案例： 变压器型号：ODFPS-250000/500 电压比：525/ (230/ 2X2.5%)/36kV
六、套管故障 套管故障案例： 变压器型号：ODFPS /500 电压比：525/ (230/ 2X2.5%)/36kV 中压套管型号：BRDLW1-252/3150-4 500kV某变电站#1主变停电进行投运一年后预防性试验。打开C相中压套管末屏外护套后发现末屏处漏油，且油有碳化痕迹，末屏金属导电杆（引线柱）和金属套外表均有明显烧蚀发黑痕迹。

57 六、套管故障

58 六、套管故障

59 六、套管故障 该套管末屏接地方式属于常接地型式，末屏接地引出线通过引线柱引出，引线柱对地绝缘。引线柱外套有一个连接有弹簧装置的金属套。正常运行时金属接地套受内部弹簧的压力与套管内侧接地金属法兰相连实现末屏接地。

60 六、套管故障 该类型套管末屏接地方式应重点注意以下几点：在现场试验时应注意插入销的清洁，该销取出时不应使其受力拔除；金属套恢复常态前，应注意金属套表面的清洁，防止异物或划痕的存在，导致接地套不能正常弹出接地。在试验后，应检查弹簧是否完全弹出；在检查接地时可用钳子适当用力将接地套拔至接地位置，使其可靠接地；利用万用表检查接地是否良好。

61 小结 选型：慎用拉杆式连接形式的套管；建议不选常 接地型末屏套管。 试验：多用红外测温；关注直流电阻、套管电容量 等变化情况。
六、套管故障 I 选型：慎用拉杆式连接形式的套管；建议不选常 接地型末屏套管。 II 试验：多用红外测温；关注直流电阻、套管电容量 等变化情况。 小结 III 检修：重点检查套管顶部密封情况；对全密封型套 管取油样应严格控制工艺。 在线测试绕组机械状态，频率和幅值变化；色谱监测平台。 IV 慎用套管电容性设备在线监测装置。

62 结束语 七

63 七、结束语 设备选型 安装交接 周期试验 在线检测 检修技改 全寿命 周期管理

64 选型、试验、检修等任何环节应严格按要求进行。 2.让历史告诉未来 总结经验教训，认真执行反措和相关规程。 3.任何试验不是万能的
七、结束语 1.细节决定成败 选型、试验、检修等任何环节应严格按要求进行。 2.让历史告诉未来 总结经验教训，认真执行反措和相关规程。 3.任何试验不是万能的 试验都有针对性和局限性，不能漏项或心存侥幸。 4.重视色谱分析 严格按周期进行色谱试验，建议加装色谱在线装置。 5. 纵横分析综合对比 综合分析、纵横对比数据，科学合理制定处理对策。

65 谢谢大家！ 大唐华中所 韩金华 手机：