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变压器
500kV变压器、电抗器的套管事故及障碍分析
张淑珍，傅锡年，朱建新
武汉高压研究所，湖北武汉430074
1 在运500kV变压器、电抗器概况
目前，在我国运行的500kV变压器截止到2000年底的统计数字是701台，186054MVA。
其中，进口单相变压器335台，80978MVA；进口三相变压器59台，28932MVA；国产（含合资企业）单相变压器259台，58964MVA；国产三相变压器47台，17200MVA。
500kV并联电抗器截止到2000年底的统计数字是230台，11230Mvar。
其中，进口有88台，4400Mvar；国产有142台，6830Mvar。
据有关方面的统计，如果将变压器、电抗器所发生的事故及障碍按损坏部位分类的话，套管所发生的事故及障碍居第2位，仅次于线圈。
2 事故及障碍情况
据不完全统计，迄今为止，国产和进口500kV变压器、电抗器上安装的套管先后共发生事故23台次，其中国产套管事故8台次，进口套管事故15台次。
占同期变压器、电抗器事故总台次的36％。
障碍27台次，其中国产套管16台次，进口套管11台次。
占同期统计到的变压器、电抗器障碍总台次的12.4％。
套管事故有多种，轻者如外绝缘闪络、接头烧熔、套管绝缘局部击穿或瓷件裂纹渗漏油等，不会影响变压器、电抗器的线圈和器身绝缘，只需进行局部处理或更换套管即可恢复运行。
而重者则可造成套管爆炸、下瓷套外绝缘成型件破损甚至着火燃烧，套管爆炸时瓷件碎片还会打坏其他电器设备，致使事故扩大，甚至需要长期停电修复，带来巨大的经济损失。
500kV变压器、电抗器的套管也不例外，曾经发生过火灾，返厂修理至少有3起（某主变压器和换流变压器各1次，某电厂电抗器1次）。
为了减少损失，有数起事故在现场组织抢修更换。
变压器、电抗器的套管事故对系统安全运行已经构成了一定的威胁。
500kV变压器、电抗器套管事故及障碍的统计情况见表1。
表1 500kV变压器、电抗器套管事故及障碍情况分类
事故及障碍类型
事故及障碍/台次
1996年以前
1996～2000年
2000年以后
合 计
事
故
外绝缘闪络
正常运行电压下套管爆炸或套管绝缘损坏
套管端部引线接头烧熔
电抗器套管或其内部绝缘成型件击穿
3
3
1
2
2
3
1
1
2
4
1
0
7
10
3
3
障
碍
变压器套管
电抗器套管
10
3
4
0
6
4
20
7
3 障碍类型分析
对典型障碍分析如下：
（1）外绝缘闪络。
主要发生在高压套管上，表现形式大多为在大雨中闪络，雨水在套管裙边外沿形成短路通道，致使发生外绝缘闪络。
与污秽引起的沿面爬电闪络有一定区别，加装增爬裙后，情况有所好转。
类似情况在500kV电流互感器瓷套上也时有发生。
（2）套管自身存在质量问题。
例如某换流变压器网侧事故套管解剖时，就发现存在绝缘纸连结设计和内油道设计不合理及多处工艺缺陷，以至连续2次发生同类型的套管爆炸事故。
某变电站的中、低压套管为国内产品，该产品导电杆结构设计不合理，将套管芯管由铜管改为铜铝复合管后，运行中造成金属层间的接触电位差放电，油中可燃性气体含量严重超标，达10000μL/L。
最终这3台单相变压器的20只中、低压套管全部被更换。
乌克兰扎波罗什变压器厂的高压套管瓷件存在裂纹、油色谱不良等缺陷。
俄罗斯契比雪夫电工厂的多节胶装粘接瓷套的粘接面漏油。
有的厂家把引线的金属连接件放入穿缆管内，这是一种不合理的结构。
还有的厂家套管瓷件与金属法兰之间硅填充物灌注不够密实，表面未涂防水胶，水分渗入后冻胀产生裂缝。
有些套管因末屏闲置的引出线头未做绝缘处理而与法兰内壁产生放电。
还有些套管在振动时出现瓷件断裂等现象。
（3）在安装、检修过程中较多套管的复装工艺存在问题。
如出现引线根部被拉出；均压球裂纹松动；引线包扎的绝缘层与穿缆管磨擦受损后产生接触放电现象；穿缆线回弯预留长度过短，使得头部导体连接面积达不到要求；引线导电杆安装不到位，压紧螺母不能有效压紧引线导电杆，造成接触不良而产生发热以至烧熔；还有在套管复装过程中，由于对升高座内绝缘屏蔽结构不甚了解，以至于插入套管时碰掉了均压环的等电位连线，造成悬浮放电障碍等等。
（4）导电连结端子接触不良发热。
内部连接点和外部连接点均有这方面的问题。
有因制造时将军帽和引线接头的公差配合不当，导致接触不良所发生的过热障碍，也有上述安装、检修中存在的问题，还有运行巡视检查中未及时发现外部接头过热导致的过热熔断事故。
（5）套管外部端子过度受力。
包括外部连线支撑点不够、连线热胀冷缩的影响考虑不足以及检修时升降工具不具备，检修人员顺瓷套爬上爬下，不但拆卸端子不方便，还会导致端子过度受力，造成密封面密封失效渗漏、瓷件裂纹等不应有的障碍。
例如，某500kV变电站4号主变压器35kV套管与母线连接采用的是800mm2导线，其长度约为8.5m，中间无支撑点，装引线时需8个人连拉带扛才能到位。
2002年2月20日，在无风、无暴雨条件下，连线端子板折断，发生35kV套管接线板受损事故。
事故原因分析，认为是设计方面的缺陷造成了35kV套管连线上荷载过大疲劳断裂。
建议今后设计中应考虑不同气象条件下的自重荷载、覆冰荷载下的验证计算。
（6）正常运行电压下套管爆炸或套管绝缘损坏。
比较突出的是Alsthom公司的变压器所发生的2次高压套管损坏事故，其中某变电站的套管事故还引发了火灾。
此外，早期发生在某电厂的TU变压器的高压套管事故也较为典型。
这类事故大多发生在下瓷套及其周围的成型绝缘件中，击穿点也基本上是下瓷套端部均压罩对周围升高座外壁和其他接地体间击穿。
原因分析，有套管自身质量问题，也有下瓷套对地绝缘不良问题，同时也不排除有套管设计安装中存在的问题。
某电厂5号变压器就存在设计安装方面的问题。
而油气套管损坏事故也应归入此类事故。
（7）末屏接地不良。
末屏接地线的引出方式一般经小瓷套引出，其内部连线较细，小套管芯子内外一体，在试验时经常拆卸外部接地端的接地线，容易造成芯子转动，内部接地线则很容易损坏，造成未屏虚接电位悬浮放电，这种情况在220kV及以下变压器上也曾多次发生。
（8）介损和油色谱问题。
套管整体介损（包括电容量测量）和油色谱分析仍然是反映套管内部是否存在障碍或异常的主要检测项目。
制订适当的试验周期可以有效地及早发现套管的内部缺陷，红外热成像仪对及时发现接头过热问题较为有效。
运行人员巡视中应注意检查套管油面，防止套管渗漏油引起的绝缘障碍。
4 事故案例
为进一步了解历次事故的概况，下面分别对近年来所发生的变压器、电抗器的套管事故进行简要分析。
（1）某换流变压器极Ⅱ，C相，244/122/122MVA，瑞士BBC产品，1990年投运，1997年9月2日事故。
电网侧套管爆炸，消防系统不能发挥作用，且障碍点贯穿到套管下部应力锥，致使变压器着火，被迫返厂修理。
（2）某变电站2号电抗器，B相，型号为BKD-40Mvar/500kV，1979年12月出厂，1984年1月27日投运，1998年4月8日事故。
重瓦斯动作跳闸,压力释放阀动作喷油,500kV套管法兰密封处熏黑并有油和碎纸片喷出迹象,下瓷套向下脱落350mm，均压球损坏，高压引出线装置损坏，套管解体检查发现其主绝缘电容芯子的绝缘层整体下移350mm，芯子上部有2处发生热击穿，击穿部位从距芯子上部第2台阶靠上300～485mm处一直延续到导管，直径160mm以外的绝缘部分已经脱离电容芯子，烧黑的痕迹向芯子渗入400mm。
原因为套管芯子卷制不紧，在长期电磁振动下，电容芯逐级下沉变位，电场分布不均匀，导致主绝缘击穿。
套管返厂修理，本体在现场整形修复。
（3）某抽水蓄能电站5号主变压器，360MVA/500kV三相，英国皮布尔产品，1997年出厂，1998年12月投运，1998年9月29日事故。
投产时,第2次冲击合闸后3min，重瓦斯、过流、差动保护均动作。
检查发现B相高压套管下端的均压罩对铁心夹件放电，是铁心夹件的均压板绝缘制作不良。
实测合闸过电压1.17UN。
（4）某变电站1号变压器，167MVA/500kV，日本东芝产品，1986年8月出厂，1987年12月投运，1999年6月15日事故。
雨水中有油花，检查发现C相套管漏油，停运发现上瓷套有一贯通的纵向裂纹。
事故原因不明。
2000年7月更换所有变压器套管的旧增爬裙。
（5）某变电站3号主变压器，型号为DSP-100/500，1992年出厂，1993年12月投运，1999年7月20日事故。
轻瓦斯保护动作，中性点套管位移并大量漏油，当即停机检查发现套管引线接头烧损严重，上端部铜管断裂，下侧铜导管有一裂缝（周长的1/2）。
事故原因为材质缺陷，接触不良过热导致铜导管断裂。
（6）某核电站1号主变压器，C相，375MVA,单相，英国GEC产品，1992年9月出厂，2000年2月28日事故。
中性点套管外部连线拉弧熔断。
零序保护动作，1号机紧急安全停机、停堆。
中性点套管油流出并燃烧，喷淋扑灭。
更换套管后于3月5日投运。
（7）某变电站变压器，C相，型号为DFPS1-250/500。
1986年7月出厂，1986年11月24日投运，2000年6月8日事故。
其C相高压套管在暴风雨中发生与1990年事故类似的雨中闪络事故。
原因是上次事故后引线上采取分水措施的伞沿较小，分水效果不理想，遇到有急雨，仍有大量污水顺套管边沿流下，致使绝缘降低发生雨闪事故。
（8）某变电站主变压器，B相，250MVA/525kV，意大利ABB产品，1996年1月1日出厂，1996年12月24日投运，2000年12月6日事故。
正常巡视时，发现B相66kV套管附近油箱盖上有大量油迹。
检查确认套管根部严重漏油，停电处理。
该套管型号为COT325-2500，由HaefelyFrance公司生产。
事故原因是套管瓷件与金属法兰之间硅填充物灌注不够密实，表面未涂防水胶，渗入水分，低温下结冰冻胀，形成贯穿性缝隙。
另外，引线拉力也可能引起套管根部填充物松动而漏油。
事故后，引线增加一个支撑点，减少对套管的拉力。
对其他套管接口处进行检查并涂防水胶。
（9）某换流站变压器极Ⅰ，A相，244/122/122MVA，瑞士BBC产品，1989年投运，2001年9月17日事故。
电网侧高压套管爆炸着火燃烧，历时14min，因抢救及时，未危及变压器内部。
经解剖分析认为，套管存在严重工艺缺陷以及不合理的绝缘纸连接设计和内油道设计，是造成事故的根本原因。
套管型号为OTF1550/550-B，出厂编号为8519708，制造厂家为FandＧ（现为德国HSP）。
更换备用套管后投运，并准备逐步更换这批套管。
（10）某发电厂2号主变压器，型号为SFP-720/500，1998年出厂，2001年2月4日投运，2001年2月26日事故。
油-气过渡套管击穿爆炸，事故套管是原变压器套管，现场耐压70％。
返厂修理时，运输中严重冲撞，更换线圈重叠铁心，于2001年7月23日再次投运。
（11）某变电站1号变压器，A相，型号为DFPS-250/500，出厂及投运日期不详，2001年5月24日故。
500kV母差保护动作，1号主变压器跳闸。
检查发现，A相变压器500kV套管瓷套外表面发生贯穿性雨闪，套管均压环、套管法兰以及瓷套部分伞裙均有明显烧痕。
该套管为普通型瓷套，泄漏比距仅为1.7cm/kV。
为瓷套闪络伤处补涂釉漆，并喷涂RTV长效防污涂料，防止再次发生雨闪。
（12）某变电站1号变压器，C相，型号为ODFPS-250/500，1991年1月出厂，1993年6月投运，2001年7月3日事故。
变压器220kV套管中部断裂，油箱严重扭曲、喷油，中部加强筋有7处开裂，油漏完。
内部220kV套管下部炸碎，套管从油箱引出处有放电痕迹。
是套管绝缘击穿引起。
除了以上列举的近年来发生的典型事故外，1996年以前也曾发生过一些事故，其中比较典型的有：
①1996年4月30日，意大利ABB（ANSALDO）50Mvar/500kV电抗器，正常运行中，保护动作，重瓦斯跳闸，压力释放阀动作，高压套管法兰处爆裂喷油，沿法兰螺钉孔有半周1～3mm裂纹。
事故前，也就是4月25日取套管油样分析，H2和CH4含量分别为545μL/L和83μL/L，明显高于其他二相。
500kV套管引线外均压球“烟斗”外部的绝缘纸板全部散落，均压球透过多层绝缘成形件向油箱壁闪络放电，端部瓷套表面也有几处放电点。
②1989年8月15日，日本日立300MVA/500kV变压器，在暴雨下高压A相套管外部闪络，差动保护动作（瓦斯继电器未动）。
套管（此套管为日本碍子公司NGK产品）瓷裙结构为密集型，共56裙，间距40mm，尽管爬距为9350mm，泄漏比为1.87cm/kV，但在暴雨下形成链状的雨水，造成套管电压分布不均匀，导致滑闪放电。
③1991年7月24日，德国TU产品，型号为NRPN-167/500，在系统无操作，联络变压器无负荷时，A相差动保护动作跳闸，高压A相套管电容芯子飞出，套管末屏烧熔，电容芯子的内电极（穿缆管）断为4段，套管下部成型绝缘件击碎，引线根部纸筒破坏，均压球变形，TA支架松动。
其主要原因是套管制造质量不良，电容芯内部放电发生击穿。
④1992年5月，奥地利ELIN变压器，型号为TEQ-205A44，210MVA/500kV，色谱超标，轻瓦斯动作，高压套管损坏。
高压套管底部接线处放电烧损，原因为固定均压环螺栓外露尺寸过长。
⑤1993年4月27日，日本东芝AUTOTRAS-167/500产品，运行中联络变压器差动保护动作跳闸，检查发现A相瓷套顶部的第一、二片瓷裙的两侧边和瓷套底部与法兰盘结合面处的两侧有3个呈半圆形的放电痕迹，原因是套管采用了小而密的瓷裙，在大雨中因污秽引起闪络。
⑥1994年5月27日，法国阿尔斯通360MVA/500kV变压器，发生突发性内部短路，2个压力释放阀动作，大量喷油，A相套管爆炸，A相套管TA绝缘损坏，变压器器身全部受到油污染。
事故属产品质量问题，更换套管，现场修复。
⑦1995年5月16日，法国阿尔斯通250MVA/500kV变压器，在正常运行中，瓦斯、差动保护动作,跳开500kV、220kV断路器，变压器着火，大火20min后扑灭。
原因为高压套管绝缘击穿。
500kV套管上部瓷套击碎，下部剩少量瓷片。
220kV部分瓷套炸开，接地套管裂开，油箱有变形。
⑧1996年6月15日，法国阿尔斯通250MVA/500kV变压器，正常运行中重瓦斯动作跳闸。
500kV套管端部线圈引线与接头间烧断，套管导管烧穿，套管漏油。
原因是引线接头采用的锡焊因过热而熔化。
5 建议
（1）新产品订货时，套管外绝缘应满足安装位置的防污等级要求，不但应提出爬电比距的要求，而且应按有关标准规定，充分考虑伞裙形状等对外绝缘的影响。
例如，瓷套平均直径等于或大于300mm，选用时还应考虑有效爬电距离的校正；验算实际爬电距离对最小公称爬电距离的负偏差不超过（0.025L+6）mm（L为最小公称爬电距离，mm）；要充分保证带电部分对地的有效距离——弧闪距离的要求等。
对防污型瓷套管，宜选用大小伞裙结构型式为宜。
现已运行的高压套管，可采用加装增爬裙、涂防污闪涂料等措施防止污闪、雨闪发生，在加装增爬裙时应注意粘接面的粘接质量，停电时应检查粘接面的腐蚀情况。
垂直高差大的长引线上应采取分水措施，防止大量雨水顺引线流下时在套管瓷裙表面形成“水溜”，导致闪络。
（2）套管安装应严格执行有关的安装工艺导则，特别是对倾斜安装的穿缆式高压套管要注意这一点。
套管安装是现场安装工作的一个主要环节，应加强监督，每一施工步骤均应认真到位。
特别要避免发生套管一落到底的施工方式，应调整倾斜角度逐次落入，避免穿缆线扭结，保证引线应力锥部分正确进入套管均压罩区域。
穿缆线应有足够的长度，严格禁止发生对穿缆引线头强拉硬拽的野蛮施工现象，如发生类似情况，应放油打开手孔，仔细检查引线状况和周围屏蔽绝缘情况。
在此基础上，处理好套管顶端的导电连结和密封面，检查端子受力情况及引线支承情况等。
该部位是整个变压器中电场处理的关键，变压器安装质量的好坏在很大程度上取决于套管的安装质量，这一点要引起我们的特别注意。
（3）引进、消化和吸收发达国家的先进制造技术，结合我国实际情况提高套管的制造质量是从根本上解决套管问题的关键。
制造厂要从事故教训中总结出改进结构、提高制造质量的具体措施。
例如，套管末屏引出线断线问题就需要从根本上加以解决。
对某些国外厂商供货的套管，应有针对性地提出相应技术要求，如针对乌克兰和俄罗斯套管因粘结面过多、粘结质量时有问题，曾多次出现过瓷件开裂漏油的现象，订货时应提出相应要求；又如对日本NGK公司生产的密集型伞裙的套管，除提出防污闪要求外，还应有防雨闪考虑。
（4）在采用IEC60137《交流电压高于1000伏的套管》和GB/T4109—1999《高压套管技术条件》时，应注意其前言中的“没有考虑变压器套管安装到开关或其他装置使用所必需的特殊要求，为使这些套管不致毁坏或不致使变压器在试验时发生内部闪络，需要有高水平的可靠性。
应按5.3条提高变压器套管的工频干耐受试验电压水平。
”在变压器配套选用高压套管时，应充分考虑该套管在出厂时的试验条件和装在变压器上实际运行状况间存在的差异，为弥补这一不足，套管的工频耐受和雷电冲击耐受电压水平选取比变压器线圈相应的绝缘水平高一级有时是十分必要的。
（5）加强对存在同类缺陷的套管运行中的检测，必要时可采用更换措施。
认真执行预试规程的规定，定期测量套管的介损和电容量，必要时取油样做色谱分析，并注意检查末屏对地的绝缘状况和连接情况。
积极提倡和推广应用红外热成像技术检查运行中变压器外部接头的过热情况。
运行人员巡视时一定要检查并记录套管油面情况，发现渗漏油现象应及时处理。
对装有套管间不平衡电流监测装置等在线监测设备的应及时总结经验，加强交流。
（6）各地应注意总结采用新型干式套管的运行经验，开展试点工作，积极稳妥地推广应用该项新技术、新设备。
6 结论
变压器、电抗器的套管障碍时有发生，在障碍统计中占有相当比例，套管事故及障碍居变压器、电抗器按损坏部位分类的第2位，仅次于线圈障碍。
这说明变压器、电抗器的套管事故与障碍是不容忽视的一个问题，在组件占有较大比例。
500kV变压器、电抗器也是如此。
套管障碍容易导致变压器、电抗器着火燃烧，致使事故扩大，造成严重损失，应引起足够重视。
应从设备选型、制造、安装、运行维护、检测等方面搞好全过程质量管理，防患于未然。
今后遇有套管事故，建议有关部门应组织运行、制造二方面力量对障碍套管进行解剖分析，总结经验，以便改进和提高套管的制造和运行技术水平。
分析了SFP9—360000／220沈阳变压器厂制造的主变出现本体介损升高以及油中总烃含量绝对产气
速率超标等绝缘缺陷的原因，介绍了采取的解决措施和处理工艺方法，从而提高了设备的安全性。
中圈分类号：
TM411；TM854
文献标识码：
B
文章编号：
1001—9529（2002）08—0021—03
嘉兴发电有限责任公司现装有两台300Mw国产引进型燃煤机组，2号主变压器为沈阳变压器厂1994年制造的SFP9—360000／220型，1995年由浙江火电建设公司安装，并于1995年11月5日首次并网投用。
l绝缘降低的概况
1999年9月2日机组小修，2号主变试验时发现高压线圈介损与上次试验值比较有上升趋势，因气候影响未进行复测，但列为重点监测跟踪的设备。
2000年1O月2日机组小修进行2号主变预防性试验时，发现高压及低压线圈本体介损比上次偏高，其中低压侧线圈介损值接近规程上限0．8的要求；与上级绝缘监督研究决定继续投用，并加强对油介损及油色谱跟踪，周期为1个月，3～6个月后对主变进行复测。
2000年l0b12月油介损及油色谱跟踪测试发现，油介损有明显
逐步上升趋势，最高达到3．56（2000年12月25日）。
2001年1～2月油介损跟踪复测数据有下降，均在1．2～1．61之间；2001年春节2号机调停期间跟踪测试，主变本体线圈介损值仍有上升的趋势。
2001年2月8日跟踪变压器油色谱发现，CH¨CH和总烃的含量明显上升，总烃的绝对产气速率超过注意值0．5mL／h，达到2．O8mL／h，但2月8日至2月20日的短期跟踪的数据总烃含量基本保持稳定。
为检查变压器油中的金属元素，2月8日取油样送到复旦大学材料系进行分析，用ICPAES测试方法分析，油中有铜和铁二种金属元素，含量分别为0．54、0．19g／g。
2历史情况
2．1设备制造过程中的问题
2号主变由浙江省电力试验研究所负责工厂监造。
1994年1月24日该变压器进行外施工频耐压试验正常后，对A相进行感应耐压试验，当电压接近额定试验电压时，电源侧过流保护跳闸。
重复该项试验时，过流保护动作电压下降。
经分析通过放油、吊罩进一步检查时发现，故障原因为A相首尾距离过小，处理后重新抽真空注油、静置，并重新进行额定感应耐压值的感应耐压试验，试验结果正常。
2．2基建安装过程中的问题
2号主变在1995年的基建安装过程中发现的问题：
（1）安装时发现变压器高压引线A、B、C三相分别短2O、4O、30mm，在安装现场由沈阳变压器厂工地代表将三相高压引线更换成加长的引线；
（2）变压器铁心夹件绝缘低，绝缘电阻值为2Mfl，电厂筹建处、浙江火电建设公司、沈阳变压器厂专业技术人员对变压器进行了第二次吊罩后处理仍无效，绝缘电阻值为1．6Mfl，根据现场条件采取在接地回路上加装限流电阻来控制夹件接地电流，并要求监视电流小于10mA。
2．3投运后的可疑情况
2号主变在1998年1月28日春节调停后的开机并网过程中，因发电机励磁调节器的直流调节器（DCR卡件）发生故障曾引发发电机调节器输出突升，造成过激磁冲击，引起发电机过激励保护动作。
2号主变运行期间未发现绝缘缺陷，在1999春节、1999年9月、2000年9月因处理变压器本
体个别渗油部位，曾进行过电焊处理渗油工作。
3原因分析
（1）绝缘油介损于2月23日请浙江省中试所进行了一次油过滤对比测试，过滤前后的测试数据分别为1．55和1．54，3月12日跟踪试验结果为1．48，均与2001年1月16日及以后的几次试验结果接近，没有明显变化。
（2）2号主变油送江苏省中试所和安徽省中试所进行了体积电阻率的测试，结果符合预防性试验规程的要求，最高数据为6．53×10。
Q·m，但比经验数据偏小。
（3）历史试验数据比较发现2号主变线圈介损逐步上升、绝缘电阻逐年下降，但线圈吸收比和极化指数还在合格范围内。
油介损比投运时有较大增长，但绝对值未超标。
而油中微水含量一直保持在较低水平，还不能找到变压器本体存在受潮的依据。
线圈介损上升、绝缘电阻下降的主要原因分析是油介损增大引起。
（4）从1999年开始2号主变油中CH、C2H含量逐年上升，到了2001年2月8日，总烃的绝对产气速率超过注意值（O．5mL／h），达到2．O8mL／h。
但2月8日至20日的短期跟踪的数据，油中各气体组分含量稳定。
利用三比值法的色谱数据进行分析，其编码均为0、2、1，即变压器内部发生过300-700~C中等温度过热故障，可能影响变
压器本体及油的介损。
一般过热性故障主要有下列几种：
潜油泵轴承磨损、铁心多点接地产生环流、漏磁引起的油箱金属件过热、分接开关触头接触不良、载流导体连接或焊接不良、穿心螺杆与铁心短路、铁心片间绝缘损坏、油道被油泥
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