大型电力变压器故障实例统计分析正式样本
大型电力变压器故障实例统计分析
大型电力变压器故障实例统计分析大型电力变压器是电网传输电能的枢纽，是电网运行的主设备，其安全可靠性是保障电力系统可靠运行的必备条件，随着电力系统规模和变压器单机容量的不断增大，其故障对国民经济造成的损失也愈来愈大，因而对变压器作可靠性分析与风险评价是日益重要的课题。
1变压器故障分类根据统计分析工作的需要，变压器故障可进行相应的分类。
1.1变压器故障按部位分类变压器故障按部位通常可分为绕组故障，铁心故障，分接开关故障，引线故障，套管故障，绝缘故障和密封故障等。
1.2变压器故障按原因分类对变压器故障的原因，基本上可以做如下分类：（1）制造：制造工艺不良、设计不合理、材料质量不良、异物进入、杂质；（2）维护：维护不当、受潮、操作失误、振动；（3）环境：外部短路、雷电侵袭、自然损坏；（4）其它。
1.3变压器故障按严酷程度分类根据变压器故障程度不同，对不同故障模式进行严酷程度分类：（1）Ⅰ类灾难性：变压器爆炸或完全损坏；（2）Ⅱ类致命性：变压器性能严重下降或严重受损，必须立即停运；（3）Ⅲ类临界性：变压器性能轻度下降或轻度受损；（4）Ⅳ类轻度性：不甚影响变压器运行但要进行非计划检修。
2变压器故障按部位分类分析2.1绕组故障变压器绕组是变压器的心脏，构成变压器输入、输出电能的电气回路，其故障模式可分为：绕组短路、绕组断路、绕组松动、变形、位移、绕组烧损。
其中绕组短路又可分为：层间短路、匝间短路、相间短路、股间短路。
变压器绕组故障除外在因素外，大部分是由于绕组本身结构及绝缘不合理所引起，以绕组短路出现率最高，它不仅影响到绕组本身，而且对铁心、引线、绝缘屏等都有极大的影响。
这种故障属致命性的，此时变压器内部可能出现局部高温或局部高能量放电现象，如不及时处理会导致变压器绕组完全损坏，严重时其油温迅速升高，体积膨胀，甚至导致变压器爆炸，升级为灾难性故障。
对于变压器绕组松动、变形、失稳，绝缘损伤现象，变压器在这种情况下虽能运行，但实质上内部已受损，抗短路能力差，若外部短路或受到雷击的影响会进一步使绕组松散，内部场强分布不均，极易导致局部放电进而损伤导线。
变压器故障案例分析
变压器附件故障案例分析一、导语变压器附件虽然是变压器的附属设备,但是它们的好坏直接影响到变压器的稳定安全运行,所以不容忽视。
变压器的附件主要有调压装置、保护装置、油箱、储油柜、冷却装置、出线套管。
由于变压器附件故障问题比较复杂,为了能够尽量地表述的简单直观,下面我们将通过两个案例的具体分析,探讨一下变压器附件故障的特殊之处以及危害。
二、案例12001年某地区一座110kV变电站2号主变三侧突然跳闸,发出主变本体重瓦斯跳闸信号、主变三侧开关跳闸信号。
经检查主变本体没有异常和故障,二次回路也正常,主变瓦斯外观无异常且无气,设备试验也未发现异常,说明主变本体无故障,决定继续运行。
然而,经过一个星期的运行,又发生主变本体重瓦斯跳闸。
再次检查试验,与上次基本相同。
主变本体无异常。
因当时所带负荷无穿越性故障,也无大负荷冲击,初步判断跳闸原因为主变油枕运行不正常,在采取措施后,运行恢复正常。
1.1 主变跳闸事故原因(1)该变压器油枕结构中。
在主变运输过程中,未按膨胀器说明书进行充气运输,且未采取任何防震措施,致使膨胀器在运输过程中受到较大外力冲击,造成膨胀波纹管导向轮损坏。
当油温升高时,出现膨胀器非连续性移动,产生突然变化的油流,使轻瓦斯继电器动作。
(2)厂方人员在现场安装变压器时,未认真检查油枕和膨胀器,也未详细向运行单位进行技术交底。
安装后,未打开油枕呼吸器阀门,致使变压器在不正常运行一年多,连续几次发出轻p1.2 防范事故措施(1)运输前应从排气口充入空气,使油枕油位达到规定值,然后关闭呼吸口和排气口,使波纹管压缩后不会在油枕内摆动受损。
(2)安装时要打开排气口和呼吸口,用气泵从呼吸口向内充气,将油位指示调到现场变压器油温相对应的刻度,然后关闭呼吸口。
(3)油枕支架弧面与油枕弧面需配合好,使油槽底面与支架均匀接触,避免支架弧面局部受力,导致油枕负重变形,影响波纹管的正常工作。
(4)此种的外壳虽然允许现场施焊,但应尽量采用断续焊并减少焊角尺寸,防止焊接时造成油枕外壳变形。
一起110kV变电站主变压器损坏事件分析
备用 ， １ １ ０ ｋ Ｖ 各 自投 投 入 。
１ 案 例概 况
１ ． １ 故 障前运 行方 式
２ ）ｌ Ｏ ｋ Ｖ侧运 行方 式
事件 发 生前系 统接 线如 图 １ 所示。
１ ）１ ｌ Ｏ ｋ Ｖ侧 运行 方式 １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ 母线 分列 运行 ， １ ｌ Ｏ ｋ Ｖ科 铁朝 衡 １ ０ ３开
产 品 与 解 决 方 案
型 时，应选 择抗 短路 能力较 高 的材 质 ，中低压 线 圈 ， 尤其 是低 压线 圈导 线必 须使用 半硬 自粘 换位 导线 、 采用 硬绝 缘硬 纸筒 结构 ，对 制造厂 提供 的变 压器 抗
需要进 行绕 组变 形测试 的变压器 ，及 时 安排 停 电计
划 并开 展绕组变 形测 试工 作 。 ４ ． ４ 抓 紧进 行保护 升级
短 路 能 力 计 算 报 告 应 进 行 认 真 的 校 核 ， 加 强 对
１ １ ０ ｋ Ｖ 及 以上 电压 等级 新变压 器 的出厂试 验监 督 ， 尽 量选用 通过 短路试 验 的变 压器 。 ４ ． ２ 加 强施工 管理 对 施工 外力破 坏 问题 ，应加 强对 线路 范 围 内施 工地 点的 巡视 、交底 、监护 工 作 ，排 查变 电站 附近
可能会 造 成主变 近 区短路 的施 工 点，排 查经过 施 工 点 的送 电线路 并采取 防破 坏措 施 ，对施 工单位 进 行
为了避 免主变 压器在 １ ０ ｋ Ｖ 出线 近端 故障 时经
受两 次大 穿越 电流 的冲击 ，保 护变 压器 不受 损 害 ， 需对变 电站 １ ０ ｋ Ｖ 线路保 护装 置进行 增设 大 电流 闭
电力变压器故障的经典案例分析
电力变压器故障的经典案例分析摘要：时至今日，电力已成为人类社会的主要能源。
而变压器作为电力系统中重要的一部分，发挥着不可或缺的作用。
但变压器运行时间长，结构复杂，导致了变压器故障频发。
本文对变压器常见事故类型进行了分析，在此基础上列举了几起典型的变压器事故，并对事故成因进行了分析，对今后此类工作有一定的借鉴价值。
关键词：变压器故障；电力系统电力已成为现今人类社会的主要能源。
电力系统的运转，离不开变压器的稳定运行。
但变压器的工作环境受到不同外界条件的限制以及不同影响因素的干扰。
在长时间运行后，变压器会老化，其中一些关键部件会发生稳定性下降的现象。
若发生了部件老化、存在事故隐患的变压器得不到及时的维修，就有可能引发变压器故障。
在本篇论文中，主要介绍变压器的事故类型以及一些经典的变压器事故案例。
一、变压器的故障类型变压器在电力系统中起着关键的作用。
目前，大部分使用中的民用变压器都是油浸型变压器。
此类变压器最常见的故障类型有渗漏故障、套管故障以及风冷系统故障。
（1）渗漏故障。
渗漏故障主要指的是变压器漏油。
渗漏故障可能是以下原因导致的。
首先是安装缺陷。
变压器应当被正确安装，若在安装过程中出现疏漏，则有可能导致变压器出现质量问题，其中最可能出现的情况就是漏油。
其次是天气原因导致的漏油。
在夏天天气炎热，变压器中的油来不及散热，使变压器整体温度升高，变压器内部压力增大，导致漏油现象的发生；又如冬季天气寒冷，在极低的气温下造成变压器出现裂缝导致漏油。
除此之外，可以导致漏油的还有可能是变压器本身的质量问题以及大风、冰雹、雷电、地震等自然因素。
（2）套管故障[1]。
套管是变压器的关键部件之一。
在变压器的高压侧及低压侧都有套管的存在。
套管往往需要较长时间的连续性工作，高工作强度导致了套管容易因为老化及疲劳出现故障。
套管又是变压器中的关键部件，若套管出现问题，将直接导致变压器故障的发生。
最后，套管构造复杂，也造成了套管事故的多发。
大型电力变压器故障情况及检测新技术研究报告PPT课件( 80页)
6 1170 180 4023 11967 1685 19031
6 332 16 547 1488 95 2484
2008年
6600 425479.4 45855.8 694600.2 546947.1 40996.39 1760479
容量(MVA)
2007年
3000 328721.2 41285.8 593359.3 440576.35 36322.65 1443265
大型电力变压器 故障情况及检测新技术探讨
中国电科院高压所设备室 二○○九年八月
主要内容
一、国家电网公 司变压器在运及 运行情况
变压器在运情况统计表
电压等 级(kV)
2008年
台数(台) 2007年
同比
750 500 330 220 110 66 合计
12 1502 196 4570 13455 1780 21515
◦ 330kV变压器所用套管中，ABB公司67支，西安西电高压电 瓷有限责任公司60支，共占总数的81.9%。
◦ 500kV变压器所用套管中，ABB公司236支，传奇公司233支， 日本NGK公司99支，共占总数的53.8%。
◦ 750kV变压器所用套管均为德国HSP公司产，共6支。
三、大型电力变 压器缺陷诊断新 技术探讨
Va = Vb + Vc
Vc = 0
Va1 = Vb1
视在放电量估计
视在放电量估计
局部放电的检测方法
局部放电的征兆及检测方法
材料分解
(DGA方法)
PD
产生热量 (测温法)
电磁辐射[射频]
HF(3M-30MHz) VHF(30M-300MHz) UHF(300M-3GHz)
大型电力变压器故障实例统计分析
大型电力变压器故障实例统计分析大型电力变压器是电网传输电能的枢纽，是电网运行的主设备，其安全可靠性是保障电力系统可靠运行的必备条件，随着电力系统规模和变压器单机容量的不断增大，其故障对国民经济造成的损失也愈来愈大，因而对变压器作可靠性分析与风险评价是日益重要的课题。
1变压器故障分类根据统计分析工作的需要，变压器故障可进行相应的分类。
1.1变压器故障按部位分类变压器故障按部位通常可分为绕组故障，铁心故障，分接开关故障，引线故障，套管故障，绝缘故障和密封故障等。
1.2变压器故障按原因分类对变压器故障的原因，基本上可以做如下分类：（1）制造：制造工艺不良、设计不合理、材料质量不良、异物进入、杂质；（2）维护：维护不当、受潮、操作失误、振动；（3）环境：外部短路、雷电侵袭、自然损坏；（4）其它。
1.3变压器故障按严酷程度分类根据变压器故障程度不同，对不同故障模式进行严酷程度分类：（1）Ⅰ类灾难性：变压器爆炸或完全损坏；（2）Ⅱ类致命性：变压器性能严重下降或严重受损，必须立即停运；（3）Ⅲ类临界性：变压器性能轻度下降或轻度受损；（4）Ⅳ类轻度性：不甚影响变压器运行但要进行非计划检修。
2变压器故障按部位分类分析2.1绕组故障变压器绕组是变压器的心脏，构成变压器输入、输出电能的电气回路，其故障模式可分为：绕组短路、绕组断路、绕组松动、变形、位移、绕组烧损。
其中绕组短路又可分为：层间短路、匝间短路、相间短路、股间短路。
变压器绕组故障除外在因素外，大部分是由于绕组本身结构及绝缘不合理所引起，以绕组短路出现率最高，它不仅影响到绕组本身，而且对铁心、引线、绝缘屏等都有极大的影响。
这种故障属致命性的，此时变压器内部可能出现局部高温或局部高能量放电现象，如不及时处理会导致变压器绕组完全损坏，严重时其油温迅速升高，体积膨胀，甚至导致变压器爆炸，升级为灾难性故障。
对于变压器绕组松动、变形、失稳，绝缘损伤现象，变压器在这种情况下虽能运行，但实质上内部已受损，抗短路能力差，若外部短路或受到雷击的影响会进一步使绕组松散，内部场强分布不均，极易导致局部放电进而损伤导线。
变压器常见故障大汇总及案例分析
电力变压器常见故障的分析与处理变压器是靠电磁感应原理工作的，改变电压、联络电网、传输和分配电能；电力变压器是变电站核心设备，结构复杂，运行环境恶劣，发生故障和事故对电网和供电可靠性影响大，需要针对具体情况立即采取措施；变压器故障的分析判别牵扯的学科领域多，既要有电工、高电压、绝缘材料、化学分析等基础知识，还要熟悉自动化、热学等；变压器的故障种类多，表现形式千差万别，需要熟悉结构原理、熟悉现场运行条件、熟悉每台设备特点等，具体问题，具体分析。
第一章：大型变压器显性故障的特征与现场处理显性故障：是指故障的特征和表现形式比较直观明显的故障，在此，结合现场实际，对大型变压器显性故障的原因和特征进行了叙述和分析，介绍了现场常见的处理办法，也是一些比较简单的办法。
一、外观异常和故障类型：变压器在运行过程中发生异常和故障时，往往伴随相应外观特征，通过这些简单的外部现象，可以发现一些缺陷并对异常和故障进行定性分析,提出进一步分析或处理的方案。
而且可以对一些比较复杂的故障确定检修和试验方案.以下从几个方面进行分析和处理：1、防爆筒或压力释放阀薄膜破损。
当变压器呼吸不畅，进入变压器油枕隔膜上方的空气，在温度升高时，急剧膨胀，压力增加，若引起薄膜破损还会伴有大量的变压器油喷出；主要有以下原因和措施：1）呼吸器因硅胶多或油封注油多、管路异物而堵塞。
硅胶应占呼吸器的2/3，油封中有1/3的油即可，可用充入氮气的办法对管路检查2）(油枕)安装检修时紧固薄膜的螺栓过紧或油枕法兰不平，(压力释放阀)外力损伤或人员误碰。
更换损坏的薄膜或油枕.3）变压器内部发生短路故障，产生大量气体。
一般伴随瓦斯继电器动作;可先从瓦斯继电器中取气样，若点火能够燃烧，需取油样色谱分析和进行电气检查，确定故障性质，故障原因未查明，消除缺陷前变压器不能投运。
4)弹性元件膨胀器内部卡涩.更换或由制造厂处理.5)隔膜结构的油枕在检修或安装时注油方法不当，未按规定将油枕上部的气体排净。
变压器事故案例分析(2篇)
第1篇一、事故背景变压器作为电力系统中不可或缺的设备，承担着将电压升高或降低的重要任务。
然而，由于设计缺陷、制造质量、安装不当、运行维护不当等多种原因，变压器事故时有发生。
本文将以一起典型的变压器事故为例，分析事故原因、处理过程及预防措施。
二、事故案例1. 事故概述某地区供电局在一次定期巡检中发现，某变电站一台1000kVA的油浸式变压器存在异常声响，经进一步检查发现变压器油温异常升高，油位下降。
随后，变压器发生严重漏油，导致变压器内部故障，被迫停运。
2. 事故原因分析（1）设计缺陷：经调查，该变压器在设计阶段存在一定缺陷，如冷却系统设计不合理，导致散热效果不佳。
（2）制造质量：变压器在制造过程中，部分零部件存在质量问题，如线圈绝缘老化、绕组焊接不良等。
（3）安装不当：变压器在安装过程中，未严格按照施工规范进行，导致变压器内部存在杂质，影响散热效果。
（4）运行维护不当：变压器在日常运行过程中，未严格按照操作规程进行维护，如未定期检查油位、油质，未及时更换老化零部件等。
三、事故处理过程1. 立即停运变压器，切断电源，确保现场安全。
2. 对变压器进行外部检查，发现漏油部位，进行堵漏处理。
3. 对变压器内部进行检查，发现线圈绝缘老化、绕组焊接不良等问题，进行修复。
4. 对变压器进行试验，确保其各项性能指标符合要求。
5. 对变压器进行油质分析，发现油质不合格，进行更换。
6. 对变压器进行试运行，确认故障已排除。
四、预防措施1. 加强变压器设计审查，确保设计合理，满足使用要求。
2. 严格把控制造质量，确保零部件质量合格。
3. 严格按照施工规范进行安装，确保变压器内部清洁。
4. 加强运行维护，定期检查变压器运行状态，发现异常及时处理。
5. 定期对变压器进行试验，确保其性能稳定。
6. 加强人员培训，提高操作人员的安全意识和技能水平。
五、总结变压器事故的发生给电力系统带来严重的影响，因此，加强变压器安全管理，预防事故发生至关重要。
大型电力变压器故障实例统计分析
大型电力变压器故障实例统计分析近年来，随着我国电力系统的快速发展，大型电力变压器的使用越来越广泛，其作用也愈发重要。
但是，不同程度的故障时常发生，给生产带来了不小的困扰，特别是在电力供应紧张的季节，一旦出现故障，就有可能引发严重事故，影响到正常的用电和生活。
本文从最近五年来大型电力变压器故障发生情况进行统计分析，以期为维护电力系统的安全稳定运行提供一些参考。
一、故障种类及占比通过对大型电力变压器的故障种类进行统计分析，故障种类主要包括以下几种：绕组故障、绝缘故障、冷却系统故障、油路系统故障、线圈间绝缘故障、电极间绝缘故障、短路故障、开路故障、劣化老化等。
统计结果如下：绕组故障：35%绝缘故障：25%冷却系统故障：15%油路系统故障：10%线圈间绝缘故障：5%电极间绝缘故障：5%短路故障：3%开路故障：1%劣化老化：1%从占比情况来看，绕组故障和绝缘故障数量最多，占总故障次数的60%以上。
这提示我们，在使用过程中，需要加强对变压器的绕组和绝缘的维护和保养。
二、故障原因分析1.绕组故障绕组故障是指电力变压器绕组经过长时间的工作，由于各种原因导致接头松动或断裂等故障情况。
主要原因是：使用过程中，绕组温度过高或超过额定值；绕组内松动或接触不良；长时间负荷运行、过载；制造质量不达标等因素导致。
2.绝缘故障绝缘故障是指绝缘材料在使用过程中发生故障的情况，导致电力变压器失效。
主要原因是：绝缘材料质量不佳，导致老化、退化、裂纹等；工作环境恶劣，灰尘、潮湿的环境容易对绝缘材料进行侵蚀；设备长期运行、老化等。
3.冷却系统故障冷却系统是保证电力变压器正常运行的重要系统。
一旦冷却系统出现故障，就会影响电力变压器的正常运行。
主要原因是：系统设计问题或者冷却装置使用时间太长导致；制造过程中没有处理好沉积物和杂质等原因导致；冷却液温度过高或压力偏低等。
三、故障预防和处理1.故障预防（1）对大型电力变压器进行定期维护和保养；（2）加强电力变压器使用的监测；（3）及时处理变压器内存在的松动和接触不良等故障现象；（4）从制造环节加强检测和控制，确保变压器的质量安全。
典型故障案例分析
附件2：典型故障案例分析一、故障前（设备）运行状态10kV清道线26号变压器为2011年3月投运，型号为S11-80kVA，为用户产权变压器。
在发生故障前存在轻微渗油情况，共带有6眼农业排灌机电井，负载在73%左右，其所在分支导线型号为LGJ-35架空导线。
二、故障原因分析1.故障原因分析：2012年7月21日10kV清道线主干254号杆3号真空断路器跳闸，经巡视后发现10kV清道线26号变压器烧毁。
本次故障发生直接原因为用户未考虑变压器负载率，自行增加了用电负荷，导致变压器长时间超负荷运行后，最终烧毁。
间接原因为在设备发生故障前，该配变抄表员已经发现该变压器负荷即将超过80%，曾提醒用户进行增容，但用户在没有增容的情况却增加了用地那负荷。
通过本次故障可以看出在新增变压器设计设备选型选择容量时没有考虑未来负荷发展情况，没有预留足够的负荷欲度。
2.故障现场图片：3.已采取措施效果分析在客户报装时根据客户提供用电负荷大小，考虑5-10年负荷发展趋势，帮助用户合理选择设备型号。
日常抄表中关注配变负荷情况，将用户配变重过载情况告知用户，提醒用户及时增容。
三、暴露出的问题及薄弱环节从本次故障发生的来看，用户产权设备由用户自行维护，但用户并不具备负荷测量能力，对电力设施运行规程不了解，最终导致设备烧毁后线路真空断路器跳闸。
从而影响了多个用户停电，给供电企业带来电量损失。
避免此类故障发生从根本上应加强对用户设备管理，尤其是个人产权设备。
通过本次故障的发生发现，该变压器投运一年多以来用户未对该变压器做过任何电气实验及负荷测量。
四、整改防范措施督促用户对设备定期进行相关实验，并与用户签订产权分界点维护协议，由用户产权设备导致主线路出现停电故障，追究用户相关责任，并对供电企业带来的损失予以赔偿，增加用户对设备的维护力度。
□典型案例国网XX供电公司136梅墩线32#开关烧坏跳闸情况分析【故障前设备状态】【故障事件过程简述】2016-04-16 17:19左右，华莺变136梅墩线路跳闸，重合成功。
(完整版)变压器事故案例分析
制作人：—————变压器发生起火爆炸【简述】1978年10月4日2时58分，江苏省镇江地区某发电厂五号12万千伏安变压器发生起火爆炸事故，造成职工死亡3人，伤12人，财产损失80万元。
【事故经过】某发电厂五号12万千伏安变压器是1970年安装使用的。
1978年3月大修中，更换了C相分接头开关。
10月小修中，更换了4组散热器的垫床和低压套管的放气螺丝，并充添了1吨左右的变压器油。
10月3日并网后，检查了瓦斯继电器，并排放了空气，带8千千瓦负荷。
并网后4日晨，主控制室发现变压器瓦斯继电器信号光字牌亮，铃声响，同时听到升压站有爆炸声，差动保护随即动作，变压器开关跳闸。
经检查发现瓦斯继电器、差动继电器以及10千伏接地保护信号掉牌，在主控制室可以见到变压器处有火。
此时发现变压器散热器及本体下部多处漏油，蓄油坑已积满了油，并且淹没了整个卵石层。
过了一刻钟，变压器又突然发生强烈爆炸，使现场的检修人员措手不及，造成了职工的重大伤亡。
当时大火四起，燃烧达2小时。
【事故分析】经现场勘查及测试，吊芯检查发现变庄器外层高压线圈除A相垫块烧坏变形外，B相、C相基本完好。
B相低压线圈烧出空洞，且匝间与压环间有明显电弧飞闪痕迹，铜末到处都是，高压引线全部断裂。
经全面解体检查，发现在低压线圈顶部第一、第二匝用白纱带统包的绝缘层颜色变黑，上油道被堵塞，冷却条件恶化。
从割取与B相事故位置相同的完好的C相低压线圈线段作检查，发现统包最内层接近线圈部分已焦枯炭化，用手轻轻碰触即成炭粉状，说明纸和白纱带绝缘均已老化。
用500伏摇表测量匝间绝缘为零，但在无统包的第二、第三匝间绝缘电阻为数千欧以上。
从几次绝缘油色谱分析试验看，CO指标从0．09％增加到0．77％，这充分说明固体绝缘逐步过热。
【事故原因】由于线圈顶部因统包绝缘部分冷却条件恶劣，尤其是B相线圈匝间短路部分又位于220千伏套管侧、该处的冷却条件更差，更易使绝缘过热老化。
当B相匝间短路时，变压器因故障跳闸，本体受到冲击和震动，散热器及本体法兰盘等连接薄弱处向外喷油，高温的油气瞬间喷出燃烧，同时由于法兰热圈等处大量漏洞，本体油位迅速下降，空隙增大，油气积聚，空气进入，在高温下达到一定的比例形成爆炸性气体，则构成了强烈爆炸，并酿成大火，造成了人员的重大伤亡，设备的严重损坏。
大型变压器试验数据异常案例分析
大型变压器试验数据异常案例分析由于配电变压器在实际的使用中经常出现质量问题，电力企业对于设备的监测和维护工作力度也在不断加大，例如绕组材质的选择、铁心材料抽样检查、油浸式变压器的油质问题、运行噪音等现象，都成为了管理的重要内容。
本文中的试验数据来源于不同企业生产的不同型号的配电变压器，所检测的项目也包括直流电阻、空载损耗、短路阻抗等多个方面的内容。
通过对试验结果的精确分析，结合多次试验的结果积累与总结，可以有效地对产品质量进行评估，为后续工作提供参考和借鉴。
对于配电变压器的状态评估，需要从试验数据方面展开具体分析。
为了实现对于状态的准确评估，真实有效地反映出变压器的运行转股康，应该以台为单位进行，结合指标体系的建立原则，以可以在线获得的电气参量作为参考标准，融合变压器投运过程中的运行状态、工况等定性信息来建立评估指标体系。
从本次研究的电气特征来分析，例如短路电抗、空载与负载损耗情况等都可以作为定量指标，以历史数据的变化趋势进行横向与纵向的对比，重点结合三相间的分布规律来展开分析。
2.直流电阻三相不平衡直流电阻试验能够正确反映变压绕组内部断线、匝间短路、线圈与线夹接触不良等问题，是反映变压器内部接线正确无误的一个重要试验。
在某110kV变压器例行试验中检测出其直流电阻三相不平衡率超过、规程要求（1600kVA及以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2％，试验过程环境条件满足要求。
试验人员将导线线夹接触面打磨良好，分接开关多次切换后，再次进行直流电阻测试，试验数据仍不符合规程要求。
根据现场试验情况，初步判断变压器分接开关内部存在缺陷。
对变压器有载分接开关吊芯检查发现，过渡电阻表面有锈蚀痕迹（图1），分接开关触指表面氧化严重，从而导致接触电阻增大，由此可确定直流电阻三相不平衡率超标是由于变压器分接开关内部缺陷造成。
更换分接开关过渡电阻，并对分接开关触指打磨处理（图2）后，再次进行试验，此时直流电阻三相不平衡率满足规程要求，试验数据见表1。
一起500kV变压器内部故障的原因分析及处理
５ ． １ ． ５ ． ｏ １ １ ５ １ ３ １ ６ １ ７ １ １ ８ ． ２ ． １ ５ ． １ ． ５ ． ５ １ ７ ６ ４ ９ ｏ １ １７ ７ ３ ７ ． ２ ． １
升 趋势 ， 时正值 世 博 保 电工 作 及 上 海 夏 天用 电 当
高 峰 的双重 严 峻考 验 ， 重威 胁 了变 电站 设 备及 严 上 海 电网 的安全 稳定 运行 。为此 上海市 电力公 司
８９ ６ ８６ ２
２ ０ — ９—６ ０ ９－ — １ — ２ ． ｏ １ ８ ６ ６
２ ． ０． ５ ６ １
２ ｏ —２ １ ｏ ９１—６
１ ６
３ ． １５
９４ ．
３． Ｏ ２
ｏ １ ．
７ ． １２ ８ ７ ８． ９ ． ５２
２Ｏ ８ ２４ ８ ２５ ９
超过 了 １ ０ｕ ／ 注意 值 。根 据 三 比值 法判 断 ５ Ｌ Ｉ 的
为 超过 ７０ 的 高 温 过热 ， Ｂ相 总 也 有 明 显上 ０℃ 且
２ ０ — ２１ ０ ９１ — ６
２ ４
２ １ — ３１ ２ Ｏ ｏｏ — ７ ５ ２ １ — ６１ １ ０ｏｏ—２ ８ ２ １ — ７２ ２ ０ ｏｏ — １ ６
２ Ｏ 一 ７ｏ Ｏ ９ Ｏ ７ ６ １ ． ６６ ４ ２ ． １ ． ２ ２ ２ ０ ９１ ２ ０ ９Ｏ — ６ ３ ４ ． １ ． ４ ． ７ｏ ４ ６ ５ ２ Ｓ ． ２ ． ５ ． ５２ ０ｏ ３ ４
化 碳 化 碳
ｏｏ ． ３ ． ２ ７ ３ｏ ８ ０ １ １６ ９ ２ ８ ． ｏ ． ５ ｏ １ １８ ６ ３ ６ ． ２ ． ２ ８ ５ ６ ８ ３ ４ ８ ｏ ４ ７ ４ ４ ８ ７ ９
本 文 阐述 了变压 器从 故 障情 况发 生乃 至故 障调 查 分 析 及处理 的整个 过程 ， 提 出 了运 维 方 面 的几 并 点 建 议及思 考 。
大型水电站500kV主变压器故障诊断分析及处理
大型水电站500kV主变压器故障诊断分析及处理水利发电厂日常工作的重点是确保变压器的安全运营，我们通过对变压器异常情况以及常见故障的分析进行提高变压器的使用效率和高效性，在出现故障时及时采取有效措施确保设备的安全运行。
近几年，为适应国家用电需求，发展了一批新型、优质的变压器，使输变电网络的变压器装备更趋先进，供电更可靠，用电更趋低价。
鉴于此，本文就大型水电站500kV主变压器故障诊断分析及处理展开探讨，以期为相关工作起到参考作用。
标签：水电站；变压器；中温过热1 500kV主变常见故障分析1.1 500kV主变冷却控制装置故障分析对500kV主变压器冷却控制装置在运行过程中出现的故障进行分析。
当前无功补偿存在的关键技术问题：主变压器是电网中的核心设备，在升、降压过程中，能否安全运行，关系到电网的安危。
运行时，由于变压器的空载损耗和负载损耗会产生大量的热量，变压器的油温会随着变压器负载和环境温度的增加而上升，为保证变压器油温不超过变压器绝缘所允许的温度，必须采取有效的方式进行冷却。
当冷却系统（指风扇、潜油泵、冷却水系统等）发生故障而被迫要求停用冷却装置设备时，应进行以下处理：当变压器控制盘上显示出“冷却装置工作电源故障”或“备用电源故障”等有光亮的字的提示时，或者出现“冷却水中断”提醒，应立即查明原因，使变压器恢复工作。
1.2 500kV变电站主变压器运行保护措施500kV变电站的日常保护要做好以下几个方面：一是温度监控措施。
设备在运行时会伴随着产生很多热能，提升了设备的温度，若不能控制好设备的实时温度变幅，其工作性能可能大打折扣，甚至影响到变电站的安全性能。
要时刻监测好变电站主变压器的温度、变压器上层油的温度变化、基础线圈的温差。
要根据设备说明书，严格控制好变压器上层油温，避免其大于85℃，一旦超过，就立刻产生警报。
二是变压器工作风险防范机制。
变压器故障的发生，可能会导致电力安全事故。
要总结变压器可能会产生的故障以及相应的解决办法，最小化可能带来的损失，保证变电站的稳定运行。
变电故障案例分析报告范文
变电故障案例分析报告范文变电故障案例分析报告是电力系统维护和管理人员在遇到变电设备故障时，对故障现象、原因、处理过程以及预防措施进行系统梳理和总结的文档。
以下是一个变电故障案例分析报告的范文。
一、案例背景2023年4月15日，某地区变电站在进行常规巡检时发现10kV母线电压异常，电压值波动较大，影响了变电站的正常运行。
该变电站负责为周边多个重要工业区和居民区供电，因此故障的及时处理至关重要。
二、故障现象描述1. 10kV母线电压波动，最高值达到10.5kV，最低值降至9.5kV。
2. 母线保护装置发出异常信号，但未自动断开故障母线。
3. 部分连接在该母线上的负载出现断电现象，影响范围较大。
三、故障原因分析1. 设备老化：经过初步检查，发现母线连接处的绝缘老化，导致电压波动。
2. 维护不当：历史维护记录显示，该母线区域的定期维护不够充分，未能及时发现并处理潜在问题。
3. 设计缺陷：进一步分析发现，母线保护装置的设置参数可能存在问题，未能在电压异常时及时动作。
四、故障处理过程1. 紧急断电：为防止故障扩大，立即对10kV母线进行断电处理。
2. 现场检查：组织专业人员对母线及其连接设备进行全面检查，重点检查绝缘老化情况。
3. 故障定位：通过专业仪器检测，确定故障点位于母线连接处的绝缘部分。
4. 故障修复：更换了老化的绝缘材料，并重新调整了母线保护装置的参数设置。
5. 恢复供电：在确保故障完全排除后，逐步恢复了10kV母线的供电。
五、故障处理结果经过紧急处理，10kV母线电压恢复稳定，母线保护装置重新投入正常运行，供电系统恢复正常。
六、预防措施建议1. 加强巡检：定期对变电站内的设备进行巡检，特别是对高压母线等关键设备，及时发现并处理问题。
2. 完善维护：建立和完善设备维护制度，确保所有设备都能得到及时和有效的维护。
3. 技术升级：对老旧设备进行技术升级，提高设备的可靠性和稳定性。
4. 培训提升：加强变电站工作人员的培训，提高他们对故障的识别和处理能力。
大型电力变压器故障情况及检测新技术研究报告
脉冲电流法 • 宽带的检测频带变化较大，一般在 200~400kHz ,
•
• • • •
具有脉冲分辨率高，但信噪比低 窄带的检测频带一般为15kHz,中心频率在1MHz 以内，具有灵敏度高、抗干扰能力强，但输出 波形畸变严重。 在线检测时，目前普遍采用的是罗果夫斯基线 圈。 检测灵敏度高、视在电荷量可标定 现场强烈的电磁干扰是脉冲电流法的瓶颈 广泛用于变压器型式试验、预防和交接试验、 变压器局部放电实验研究
平… 5… 3… 2… 1… 6…
15
10 5 0
a）事故台次分布 b）事故率分布
变压器损坏事故原因分析
组部件故障 18% 安装检修工艺 不良 开关拒动 12% 6%
累积效应 29%
抗短路能力不 足 35%
2008年变压器损坏事故直接原因饼图
近几年典型变压器故障案例情况说明
华北姜家营500kV主变压器故障
呼吸器 联 0%
端子箱 0%
在线监测装置 0%
试验异常 0% 线圈 31%
冷却系统 5%
引线 8%
分接开关 10%
气体继电器 15%
套管 18%
2008年变压器跳闸本体原因分布
变压器事故情况统计及分析
变压器损坏事故概况变压器损坏事故统计分析来自变压器损坏事故原因分析
变压器损坏事故统计分析
2007年变压器各电压等级变压器事故分布
• 正是这些缺陷会造成绝缘体内部或表面出现某些区域
电场强度高于平均电场强度，当这些区域的击穿场强 低于平均击穿场强时，将会首先发生放电、而其它区 域仍保持绝缘特性，从而形成局部放电 。
• 绝缘在电、热、机械等应力长期作用下产生的
老化
局部放电的劣化机理
电力变压器烧毁案例分析
电力变压器烧毁案例分析一、案例背景地变电所的一台35kV变压器在运行中突然发生了烧毁事故。
事故发生后，供电中断，造成了较大的经济损失和社会影响。
经过调查，发现此次烧毁事故是由于变压器进水导致。
1.情况描述由于当地降雨较多，变电所周围的地势较低，加之变电所旧设备老化，给了变压器进水的机会。
在此次事故中，由于不当维护，导致变压器的外壳密封不严，水份进入变压器，与正常运行中的高温系列设备相遇，导致设备短路并烧毁。
2.事故原因分析首先，变压器外壳密封不严是此次事故的主要原因之一、由于变电所设备老化，外壳的密封性能已经下降，没有及时更换密封件。
这导致了外部水份的渗入，增加了变压器短路的风险。
其次，对变压器的定期维护不足也是此次事故的原因之一、变电所管理部门在设备运行中往往忽视对变压器的维护，只有在发生故障后才才进行维修。
这就导致了设备老化的问题以及外部因素的影响，增加了烧毁事故的风险。
3.事故后果由于此次变压器的烧毁，造成了供电中断。
对周边的工商业、住户、交通等方面产生了严重的影响，给社会经济带来了一定的损失。
此外，变电所需要花费大量的人力、物力进行维修和设备更换，给电力公司带来了额外的负担。
三、预防措施为了避免电力变压器的烧毁事故，需要采取以下预防措施：1.加强设备维护电力公司应建立完善的设备维护制度，定期对变压器进行检查和维护，并修复或替换发现的问题。
特别是对于老化的设备，需要及时进行更换，避免因老化导致设备的短路和烧毁。
2.提高设备密封性能电力公司应定期检查变压器的密封性能，确保设备外壳的密封性能达到标准要求。
如有发现漏水现象，应及时更换密封件，避免外部水份进入设备。
3.提高设备的抗水能力对于变电所周围地势较低，容易积水的环境，电力公司可以采取排水措施，减少水份与设备的接触。
同时，可以考虑选择具有较高抗水能力的设备，以应对突发的水灾情况。
4.增加设备监测与预警机制电力公司可以使用智能监测设备，对变压器的工作状态进行实时监测，并建立预警机制。
变压器故障实例
变压器故障实例套管引出电缆安装不良引起内部过热故障案例：地处杭州市政府边的110kv武林变电所，运行着两台40000/110 主变（SFZ8），2001年6月，其中的#2主变在色谱分析时发现异常，总烃含量大幅盼升，上升到（总烃含量323.1、甲烷9701、一氧化碳722.2、二氧化碳6468.6数据），当时，局作出了脱气处理的措施，经过脱气处理后，含量下降至（总烃11.1、甲烷3.2、一氧化碳55.8、二氧化碳333.4数据），运行九天后，含量又快速增长（总烃52.6、甲烷15.3、一氧化碳127.5、二氧化碳1458.9数据），又过九天后，含量又快速增长（总烃130.3、甲烷38.3、一氧化碳162.8、二氧化碳2380.5数据），至2001年7月30日，既又过两周后，含量又快速增长（总烃431.8、甲烷212.8、一氧化碳199.5、二氧化碳2896.7数据）仅过一天后，含量又快速增长（总烃647.1、甲烷196.8、一氧化碳235.6、二氧化碳2916.9数据）说明变压器内部确实存在着故障，由于当时正直夏季高温，为了防止变压器的故障发展成为变压器事故，局又作出了临时更换容量31500/110主变，需要从杭州富阳拉一台主变，而故障变压器进行现场附件拆除，运输至常州变压器厂进行检查处理，综合故障情况，当时，提出了现场先拆除110 kv套管A相，发现套管中心铜管底部□上有明显的变色，再发现出线电缆与铜管位置相吻合处，包在外部的白纱带已有一处碳化（发黑），且多股铜线烧伤数股（其中烧断N根铜线），现场基本判断故障点，再进行拆下B相套管，发现问题与A相完全相同，再拆下C相，结果正常，当场建议局技术部门，不返厂修理，进行脱气处理, 待大修时，进行引线更换卜t±±4 +--H--一丁电流分布 正确的电缆安装，首先必须是制造厂在裁制引线时，应根据套管的尺 寸，正确裁制长度合适的引线，引线过长或过紧都会引起异常，像武 林变的故障就是A 、B 相引线过紧引起，由于引线过紧，安装时，引 线靠均压罩处就不可能处于中心位置，而是紧靠套管内侧铜管，而引 线锥进入套管均压罩内的引线仅是很薄的白纱带，经过一定时间的运 行，白纱带磨破，铜引线直接碰及铜管，由于引线上端的导电头及铜 管通过将军帽紧密接触，形成了图（电流分布图），出现了一种情 况：（1）集肤效应引起的分流，由于铜管是复合结构导体的外表层，在集 肤效应的作用下，较大一部分负荷电流会经过铜管1、2流出， 其电流大小与磁场强度有关，即与负荷电流有关，但是由于引线 与铜管的接触是非紧密可靠接触，导致在较大负荷分流作用下， 引线烧伤，附近白纱带碳化，绝缘油大量分解，使总烃值增大超word 文档可编辑缆安装图 K "K /卜K" K K/ / 简化等效电路图 / 故障点处电标，再加上引线的震动，接触不好，可能也会产生电弧，造成引线烧断。
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大型电力变压器故障实
例统计分析正式样本
大型电力变压器故障实例统计分析
正式样本
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材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。
大型电力变压器是电网传输电能的枢纽，是电网
运行的主设备，其安全可靠性是保障电力系统可靠运
行的必备条件，随着电力系统规模和变压器单机容量
的不断增大，其故障对国民经济造成的损失也愈来愈
大，因而对变压器作可靠性分析与风险评价是日益重
要的课题。
1 变压器故障分类
根据统计分析工作的需要，变压器故障可进行相
应的分类。
1.1 变压器故障按部位分类
变压器故障按部位通常可分为绕组故障，铁心故障，分接开关故障，引线故障，套管故障，绝缘故障和密封故障等。
1.2 变压器故障按原因分类
对变压器故障的原因，基本上可以做如下分类：
（1）制造：制造工艺不良、设计不合理、材料质量不良、异物进入、杂质；
（2）维护：维护不当、受潮、操作失误、振动；
（3）环境：外部短路、雷电侵袭、自然损坏；
（4）其它。
1.3 变压器故障按严酷程度分类
根据变压器故障程度不同，对不同故障模式进行严酷程度分类：
（1）Ⅰ类灾难性：变压器爆炸或完全损坏；
（2）Ⅱ类致命性：变压器性能严重下降或严重
受损，必须立即停运；
（3）Ⅲ类临界性：变压器性能轻度下降或轻度受损；
（4）Ⅳ类轻度性：不甚影响变压器运行但要进行非计划检修。
2 变压器故障按部位分类分析
2.1 绕组故障
变压器绕组是变压器的心脏，构成变压器输入、输出电能的电气回路，其故障模式可分为：绕组短路、绕组断路、绕组松动、变形、位移、绕组烧损。
其中绕组短路又可分为：层间短路、匝间短路、相间短路、股间短路。
变压器绕组故障除外在因素外，大部分是由于绕组本身结构及绝缘不合理所引起，以绕组短路出现率最高，它不仅影响到绕组本身，而且对铁心、引线、绝缘屏等都有极大的影响。
这种故障属致命性的，此时变压器内部可能出现局部高温或局部高能量放电现象，如不及时处理会导致变压器绕组完全损坏，严重时其油温迅速升高，体积膨胀，甚至导致变压器爆炸，升级为灾难性故障。
对于变压器绕组松动、变形、失稳，绝缘损伤现象，变压器在这种情况下虽能运行，但实质上内部已受损，抗短路能力差，若外部短路或受到雷击的影
响会进一步使绕组松散，内部场强分布不均，极易导致局部放电进而损伤导线。
另外松散导线也易在电磁力作用下产生振动，互相磨擦而划破绝缘。
绕组烧损是指绕组绝缘部分碳化，最终形成绕组短路，发展为致命性故障，因而这类故障属于临界性故障。
绕组断路，当高压侧一相断路时，变压器将在非全相状态下运行，变压器低压三相电压、电流呈现不平衡，三相直流电阻也不平衡；两相断路变压器则不能运行；当低压侧两相断路时，变压器单相负载运行，断路的两相低压无电压、电流，因而变压器断路属于致命性故障。
2.2 铁心故障
变压器铁心和绕组是传递、交换电磁能量主要部件，要使变压器可靠运行，除绕组质量合格外，铁心质量好坏是决定正常运行的关键。
铁心的故障模式可分为：铁心多点接地、铁心接地不良、铁心片间短路。
其中铁心多点接地可分为：铁心动态性多点接地和牢靠性多点接地。
变压器铁心故障以铁心多点接地出现较多，伴随有铁心局部过热，运行时间过长将会使油纸绝缘老化、绝缘垫块碳化、铁心片绝缘层老化，甚至使铁心接地引线烧断，这类故障属临界性故障。
铁心片间短路将会在强磁场中形成涡流使铁心局部过热，铁心接地不良也会使铁心局部过热，同时出现介损超标现象，局部过热现象易烧坏铁心片间绝缘，扩大铁心故障，因而它们也属临界性故障。
而铁心动态性接地情
况将有所不同，主要是由杂质在电场力作用下形成导电小桥，是由一些杂质纤维与金属粉末形成，有时在大电流的冲击下而摧毁，出现情况不稳定，一般不影响变压器运行，但不定期的局部过热会使内部绝缘受伤，属轻度性故障。
2.3 分接开关故障
有载分接开关内部传动结构较为复杂，而且经常操作切换，它的故障直接影响到变压器的正常运行。
分接开关由于受高温和绝缘油影响，极易使触头表面氧化，生产氧化膜，使触头间接触不良电阻增大，引起局部高温，破坏接触表面。
其故障模式主要有筒体爆炸、触头烧损、档序错乱、齿轮损坏。
筒体爆炸甚至会导致变压器着火，属致命性故障。
开关档序错
乱、齿轮损坏、触头烧损在故障状态下运行将会扩大故障属临界性故障。
2.4 引线故障
引线是变压器内部绕组出线与外部接线的中间环接，其接头是通过焊接而成，因而焊接质量直接影响到引线的故障发生。
其主要故障模式有：引线短路、引线断路、引线接触不良。
引线相间短路如不及时处理会导致绕组相间短路，属致命性故障，事故扩大会发展成为灾难性故障。
引线对地短路、接触不良会产生局部高温烧断引线而使变压器停运，属于临界性故障。
2.5 套管故障
套管是变压器内绕组与油箱外联结引线的重要保护装置。
它长期遭受电场、风雨、污染等影响，易使瓷釉龟裂绝缘老化，是变压器故障多发部位。
其故障模式主要有：套管炸裂、套管位移、开焊、局部放电。
套管爆炸致使变压器停运甚至烧毁，故属于致命性故障；套管位移、开焊将会有水顺着套管进入变压器本体内，极易导致变压器绕组短路或相间短路，局部放电或局部过热，易使套管内部绝缘击穿，属临界性故障。
2.6 绝缘故障
变压器内部绝缘是变压器质量优劣的关键，大部
分故障都是因绝缘性能不佳引起，因而绝缘的好坏是变压器能否长期、安全可靠运行的基本保证。
绝缘故障模式可分为：绝缘损伤、介损超标。
绝缘损伤与介损超标在短期内变压器仍能正常运行，但这些故障会使变压器内部产生局部放电或局部轻度过热现象，进一步损伤绝缘导致变压器内绕组局部短路、绝缘件碳化等故障，属轻度性故障。
2.7 密封不良
变压器密封不良主要是接头处处理不好，如焊接质量不良、螺栓乱扣以及法兰不平等原因造成。
其后果是漏油、漏气，故障时不易发现，影响范围大。
故障模式有密封圈老化、瓷套脱落或破裂、箱体焊点裂
纹、潜油泵处漏气等。
3 变压器故障分类统计
3.1 变压器故障按部位分类统计
通过对1990-20xx年110 kV及以上电压等级电力变压器故障实例进行随机抽样整理分析，其故障按部位分类统计如表1所示。
表1 故障按部位分类统计表
故障部位绕组铁心分接开关引线套管绝缘密封其它总计
故障次数112 65 37 25 29 15 7 9 299
百分比／% 37.5 21.7 12.4 8.4 9.7 5 2.3 3 100
3.2 变压器故障按原因分类统计
对上述299次变压器故障按故障原因来分，其统计结果如表2所示。
表2 变压器故障按原因分布
故障原因制造维护环境其它合计
故障次数 162 72 50 15 299
百分比／% 54.2 24.1 16.7 5 100
由统计数字可以看出，变压器产品质量不良是变压器故障的最主要原因，因而必须加强变压器出厂、安装及检修的验收，严格把关。
其次，运行维护不当也是变压器故障的一个重要原因，要努力提高运行人员的专业水平，以便有效地减小故障率。
3.3 变压器故障按严酷程度分类统计
上述变压器故障按不同严酷程度的分布如表3所示。
表3 变压器故障按严酷程度分布
故障严酷程度灾难性致命性临界性轻度性合计
故障次数 11 96 140 52 299
百分比／% 3.7 32.1 46.8 17.4 100
从故障严酷程度的统计可以看出，变压器故障以临界性故障出现最多，灾难性故障出现率最低但危害程度最大，致命性故障出现率较高，轻度性故障率不高；严酷程度低的故障进一步发展可能逐级或越级成为严酷度高的故障，因而在变压器运行维护时要坚决杜绝Ⅰ类故障、加强防范Ⅱ类故障，密切注意Ⅲ类，时刻提防Ⅳ类故障。
对于轻度性故障也不可掉以轻心，若不及时处理，故障将会扩大，如变压器渗漏，长期下去，一旦变压器缺油，绕组露出油面，将会导致相间短路，甚至变压器烧毁；又如密封不严会使变
压器绝缘性能下降，可能诱发绕组短路、铁心多点接地等故障。
4 结语
大型电力变压器灾难性故障或致命性故障不仅给自身带来巨大的损失，同时也严重地影响到电网的安全运行。
因此，对电力变压器应建立在线监测装置，密切注视其临界状态，确定是否需要进行检修，能有效地防止故障状态的转化，减少或避免电力变压器故障发展带来的损失，提高电力变压器运行的可靠性。
（胡勇程蕾）
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