智能变压器综述.docx

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智能变压器综述

摘要

智能变压器的状态监测技术正日益受到重视，它在电力系统中的应用也越来越广泛。

本文依据当前智能变压器状态检修的要求，提出了对变电站中的高压电智能变压器实现状态监测的安全监测系统。

首先根据智能变压器常见故障产生的原因以及其产生的影响，确定需要监测的参数，对于不同的参数需要应用不同的传感器来进行监测。

不同的参数有不同的检测指标，只有监测的数据在这个范围内，变压器才是安全运行的，而超过这个范围则产生故障。

智能变压器安全监测系统主要由数据采集层、通信管理层、站端控制层、远方监控与数据采集管理层等主要部分组成。

数据采集层主要有各种传感器组成，该系统中用到了光纤光栅温度传感器，压力传感器，电流传感器，湿度传感器，振动式加速度传感器，超声波传感器，超高频传感器，气体传感器阵列等用来实现对油中溶解气体在线监测、油中微水在线监测、套管绝缘在线监测（含环境温湿度监测）、局部放电在线监测、温度负荷等单元在线监测。

数据加工中心建立数据库，对每个监测数据进行建模，并对监测数据进行实时的处理和分析，将得到的结果进行判决诊断，对产生的故障进行处理和控制。

关键词：

监测参数传感器检测指标数据加工数据库

智能变压器安全监测系统综述

1.概述

1.1智能变压器安全监测系统的提出

近年来，随着电网运行水平的提高，各级调度中心要求更多的信息，以便及时掌握电网及变电站的运行情况，提高变电站的可控性，进而要求更多地采用远方集中控制、操作、反事故措施等，即采用无人值班的管理模式，以提高劳动生产率，减少人为误操作的可能，提高运行的可靠性。

另一方面，当代计算机技术，通讯技术等先进技术手段的应用，已改变了传统二次设备的模式，在简化系统，信息共享，减少电缆，减少占地面积，降低造价等方面已改变了变电站运行的面貌。

基于上述原因，变电站自动化由“热门话题”己转向了实用化阶段。

国家电网公司先后出台了《关于开展电网运行管理控制技术研究和推广应用的实施意

见》、《国家电网公司“十一五”科技发展规划》，将变电站综合自动化技术、高压输变电主设备安全运行技术作为重点技术领域，以便为建设坚强电网提供必要的技术支持和保障。

数字化变电站也应运而生，国内己有110kV数字化变电站建成的报道。

有关专家曾将数字化变电站概括为一次设备智能化、二次设备网络化、运行状态数字化。

当前，变压器配套的监测仪表，如温度计、油位计等，大多是模拟式的，输出结果不准确，远传需要转换，且维护工作量大，故越来越多的用户要求更换为数字式、免维护、可远传的在线检测仪表。

因此，适应变电站自动化和数字化变电站建设需要，开发智能变压器安全监测系统，既与国网公司的政策相吻合，又能适应用户需求。

1.2智能变压器安全监测系统国内外研究现状

国外对电气设备状态监测的研究，始于60年代，但直到70-80年代，随着传感器、计算机、光纤等高新技术的发展与应用，设备在线诊断技术才真正得到迅速发展。

国外有许多以大型变压器状态监测为研究内容的机构，其中如CIGRE（InternationalCouncilonLargeElectricsystems），IEEETransformerCommittee，国际电工与电子标准化组织变压器委员会等。

GIGRE是一个非点利的民间组织，成立于1921年，总部设在法国，有一个负责变压器的专门委员会（SC12-TheaimoftheTransformerCommittee）。

加拿大SYPROTEC公司于1974年推出HYDRAN201R型在线变压器故障监测系统。

该系统是国际上最早变压器故障在线监测系统，其原理是油中溶解气体可选择性地经渗透膜进入电化学传感器，与空气中的氧气发生化学反应产生一个与反应速率成反比的电信号，从而测出其浓度，其后该公司又在H201R的基础上开发出智能型的H201i系统。

加拿大IREQ公司研制了包括电信号和油中气体组分监测两部分组成的监测系统。

我国60年代就提出了不少带电试验的方法，80年代以来，随着高新技术的发展，电气设备在线诊断技术也得到了迅猛发展。

早期的电气设备在线监测系统经现场试用考验，出现长期运行稳定性较差，寿命短，维护工作量大等问题。

但这些研究成果为近二十年来持续研究变压器状态在线监测课题，提供了有益的经验。

1.3智能变压器安全监测的意义

电力变压器是输电和配电网络中最重要的设备。

电力变压器的工作效率代表电力部门的财政收益。

传统抛售变压器状态信息的方法是外观检查、理化、高压电气试验和继电保护。

这些传统方法属于常规的试验和检测，仅仅能够提供变压器故障和事故后的滞后信息，即在事故过后才能获得状态信息。

与现代化状态维护发展趋势不相适应，虽然检测方法种类很多，却不能满足对变压器进行实时状态监测的需要。

继电保护装置的作用也是如此。

随着变压器现代维护技术的发展，产生了状态监测。

它打破了以往收集变压器信息的局限性。

目前电力系统通过采用对变压器的在线监测，可以即时连续记录各种影响变压器寿命的相关数据，对这些断气的自动化处理可及早发生故障隐患，实现基本的状态维护。

现代科技进步使微电子技术、传感技术和计算机技术广泛应用于电力系统高压设备的状态监测成为现实。

国内外应用的各种在线监测装置和方法相继投稿到电网和变电站，从而积累了许多在线监测的经验，促使在线监测技术上不断完善和成熟。

开拓了高压装置状态维护的新局面。

变压器在线监测技术的优越之外是以微处理技术为核心，具有标准程序软件，可将传感器、数据收集硬件、通信系统和分析功能组装成一体，弥补了室内常规检测方法和装置的不足。

变压器综合在线监测技术通过及时捕捉早期故障的先兆信息，不仅防止了故障向严重程度的发展，还能够将故障造成的严重后果降到最低限度。

变压器在线监测服务器与电力部门连接，使各连接部门都可随时获取变压器状态信息，这种方式不仅降低了变压器维护成本，还降低了意外停电率。

连接到监测服务器的用户数量不限，通过防火墙可进入成套变电站。

因此，变压器在线监测提高了运行可靠性，延缓了维护费用的投稿，延长了检修周期和变压器寿命。

2.智能变压器的技术要求

支持标准通讯协议:

IEC61850和TCP/IP。

能够与智能变压器保护系统协同操作。

具有互操作性，能够与同一厂家或不同厂家的IED互联。

内嵌Web维护界面，支持远程维护功能。

带有跟踪自诊断功能，确保系统异常后实时报警。

壳体：

标准19英寸机柜,全密封不锈钢双层隔温设计,双电源UPS供电,内置电源分配器和空调系统,满足室外长期运行要求，能够在恶劣环境或极端环境和变电站强电磁干扰环境下安全可靠运行。

环境要求：

工作温度：

-40～+60℃

存储温度：

-50～+80℃

湿度：

90%不结露

震动：

50/100Hz不大于0.05mm长期运行

抗冲击：

10G半正弦。

安全标准：

绝缘强度：

2500VAC1分钟对地。

抗冲击性能：

IEEEC37.90.1

抗电磁辐射：

IEC610000-6-1

抗无线电干扰：

IEC610000-6-2

安全要求：

IE61010-1/GB4793.1-20

3.智能变压器的常见故障

大型变压器的故障涉及面广而复杂多样，特别是在运行中发生的故障很难以某一判据诊断出故障的类型及性质。

运行变压器常见故障的划分方法通常有：

按变压器本体可分为内部故障和外部故障，即把油箱内发生的各相绕组间的相间短路、绕组的匝间短路、绕组或引线与箱体接地等称为内部故障，而油箱外部发生的套管闪络、引出线间的相间短路等故障称为外部故障；按变压器结构可分为绕组故障、铁芯故障、油质故障、附件故障；按回路可分为电路故障、磁路故障、油路故障；从故障发生的部位可分为绝缘故障、铁芯故障、分接开关故障、套管故障等。

实际上，变压器的各种故障都可能危及内绝缘的安全，因此，各种外部和内部原因引发或直接造成的变压器内部故障，按性质又可分为热故障和放电故障。

热故障通常为变压器内部局部过热、温度升高。

电故障通常指变压器内部在高电场强度的作用下，造成绝缘性能下降或劣化的故障。

根据放电的能量密度不同，电故障又分为局部放电、火花放电和高能电弧放电三种故障类型。

表1变压器故障类型

3.1过热故障

变压器过热故障是常见的多发性故障，他对变压器的安全运行和使用寿命带来严重威胁。

变压器运行时有空载损耗和负载损耗产生，这些损耗发自于变压器绕组、铁芯和金属结构件中；损耗转化为热量后，一部分用来提高绕组、铁芯心及结构件本身的温度，另一部分热量向周围介质（如绝缘物，变压器油等）散出，使发热体周围介质的温度逐渐升高，再通过油箱和冷却装置对环境空气散热。

过热故障按发生部位可分为内部过热故障和外部过热故障。

内部过热故障包括绕组、铁芯，油箱、夹件、拉板、无载分接开关、连接螺栓及引线等部件；外部过热故障包括套管、冷却装置、有载分接开关的驱动控制装置以及其他外部组件。

图3-1过热故障与变压器寿命的关系图

3.1.1直环流或涡流在导体和金属结构件中引起的过热

1.铁芯过热故障

变压器铁芯局部过热是一种常见故障，通常是由于设计、制造工艺等质量问题和其他外界因素引起的铁芯多点接地或短路而产生。

变压器正常运行时，充当电极的各绕组、引线与油箱间将产生不均匀的电场，铁芯和夹件等金属结构件就处于该电场中，由于他们所处的位置不同，因此，所具有的悬浮电位也各不相同，当两点之间的悬浮电位达到能够击穿其间的绝缘时，便产生火花放电。

这种放电可使变压器油分解，长此下去，会逐渐损坏变压器固体绝缘，导致事故发生。

2.绕组过热故障

变压器绕组过热故障可分为发热异常型过热故障、散热异常型过热故障和异常运行过热故障。

3.引线分流故障

由于引线安装工艺问题，使高压套管的出线电缆与套管内的铜管相碰，运行或检修过程中，接触部位受力摩擦，会导致引线绝缘层损伤或半迭绕白布带脱落，引起裸铜引线直接与铜管内壁及均压球接触，形成由铜管壁和引线组成的交链磁通的闭合回路，由此产生引线分流和环流，使电缆铜线烧断、烧伤，使铜管熔成凹形坑等。

4．铁芯拉板过热故障

大型变压器铁芯拉板，是为保证器身整体强度而普遍采用的重要部件，通常采用低磁钢材料，由于他处于铁芯与绕组之间的高漏磁场区域中，因此，易于产生涡流损耗过分集中，严重时会造成局部过热，其影响因素涉及铁心拉板材料、几何结构形式与尺寸、漏磁场源等。

5．涡流集中引起的油箱局部过热。

对于大型变压器或高阻抗变压器，由于其漏磁场很强，若绕组平衡安匝设汁不合理或漏磁较大的油箱壁或夹件等结构件不采取屏蔽措施或磁钢板错用成普通钢板，使漏磁场感应的涡流失控，引起油箱或夹件等的局部过热。

3.1.2金属部件之间接触不良引起的过热

1.分接开关动静触头接触不良

（1）无励磁分接开关的动触头片数少用了三分之一，由于接触电流增加，分接开关在运行中烧损。

（2）有载分接开关或无励磁分接开关，由于操作机构的缺陷、固定触头的支架变形或压紧弹簧失效，造成动触头和静触头间的接触不良，甚至接触不上，使其触头表面腐蚀、氧化，或触头之间的接触电阻增大，引起分接开关烧坏。

（3）在有载调压变压器中，特别是跳崖频繁、负荷电流较大的变压器，会造成触头之间的机械磨损、电腐蚀和触头污染，电流的热效应会使弹簧刀弹性变弱，从而使动、静触头之间的接触压力下降。

2.引线接头连接不良

（1）低压绕组引出线与大电流套管的连接螺栓压接接头，由于压紧程度不足，造成接触电阻大，引起接线片及套管导流片烧损；

（2）高压绕组引出线的接线头没有与高压套管的导电头（将军帽）拧紧，由于接触电阻大，引起接线头和导电头烧焊在一起，或引线头与引出线的焊剂融化，使引线脱落；

（3）在铜铝连接接头间加过渡接头或过渡板，由于过渡元件本身的电阻大，引起过渡元件本身以及被连接的接触面烧损；

（4）分接引线与绕组的引线接头焊接质量不良，引起分接引线在焊接处烧断。

3.处于漏磁场中的金属结构件之间的连接螺栓过热现象

（1）当变压器铁芯拉板和夹件均为低磁钢板（20Mn23A1）时，由低压引线漏磁场在铁芯拉板与夹件腹板之间的导磁钢连接螺栓中，产生的环流或涡流的集肤效应使接触不紧实的螺栓边缘（如螺纹、螺帽与腹板接触面邻近位置）出现局部烧黑、烧焦现象。

（2）变压器漏磁场在上，下节油箱连接螺栓中引起的过热。

3.2放电故障

根据放电的能量密度的大小，变压器的放电故障常分为局部放电、火花放电和高能量放电三种类型。

3.2.1放电故障对变压器绝缘的影响

放电对绝缘有两种破坏作用：

一种是由于放电质点直接轰击绝缘，使局部绝缘受到破坏并逐步扩大，使绝缘击穿。

另一种是放电产生的热、臭氧、氧化氮等活性气体的化学作用，使局部绝缘受到腐蚀，介质损耗增大，最后导致热击穿。

1.绝缘材料电老化是放电故障的主要形式。

（1）局部放电引起绝缘材料中化学键的分离、裂解和分子结构的破坏。

（2）放电点热效应引起绝缘的热裂解或促进氧化裂解，增大了介质的电导和损耗产生恶性循环，加速老化过程。

（3）放电过程生成的臭氧、氮氧化物遇到水分生成硝酸化学反应腐蚀绝缘体，导致绝缘性能劣化。

（4）放电过程的高能辐射，使绝缘材料变脆。

（5）放电时产生的高压气体引起绝缘体开裂，并形成新的放电点，

2.固体绝缘的电老化。

固体绝缘的电老化的形成和发展是树枝状，在电场集中处产生放电，引发树枝状放电痕迹，并逐步发展导致绝缘击穿。

3.液体浸渍绝缘的电老化。

如局部放电一般先发生在固体或油内的小气泡中，而放电过程又使油分解产生气体并被油部分吸收，如产气速率高，气泡将扩大、增多，使放电增强，同时放电产生的X—蜡沉积在固体绝缘上使散热困难、放电增强、出现过热，促使固体绝缘损坏。

3.2.2变压器局部放电故障

　　在电压的作用下，绝缘结构内部的气隙、油膜或导体的边缘发生非贯穿性的放电现称为局部放电。

1.局部放电的原因

（1）当油中存在气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔，由于气体的介电常数小，在交流电压下所承受的场强高，但其耐压强度却低于油和纸绝缘材料，在气隙中容易首先引起放电。

（2）外界环境条件的影响。

如油处理不彻底下降使油中析出气泡等，都会引起放电。

（3）制造质量不良。

如某些部位有尖角高而出现放电。

带进气泡、杂物和水分，或因外界气温漆瘤等，它们承受的电场强度较大。

（4）金属部件或导电体之间接触不良而引起的放电。

局部放电的能量密度虽不大，但若进一步发展将会形成放电的恶性循环，最终导致设备的击穿或损坏，而引起严重的事故。

2.放电产生气体的特征。

放电产生的气体，由于放电能量不同而有所不同。

如放电能量密度在10-9C以下时，一般总烃不高，主要成分是氢气，其次是甲烷，氢气占氢烃总量的日80％一90％；当放电能量密度为108～107’C时，则氢气相应降低，而出现乙炔，但乙炔这时在总烃中所占的比例常不到2％，这是局部放电区别于其他放电现象的主要标志。

3.2.3变压器火花放电故障

1.悬浮电位引起火花放电。

高压电力设备中某金属部件，由于结构上原因，或运输过程和运行中造成接触不良而断开，处于高压与低压电极间并按其阻抗形成分压，而在这一金属部件上产生的对地电位称为悬浮电位。

具有悬浮电位的物体附近的场强较集中，往往会逐渐烧坏周围固体介质或使之炭化，也会使绝缘油在悬浮电位作用下分解出大量特征气体，从而使绝缘油色谱分析结果超标。

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，当有载分接开关转换极性时的短暂电位悬浮；套管均压球和无载分接开关拨钗等电位悬浮。

处于地电位的部件，如硅钢片磁屏蔽和各种紧固用金属螺栓等，与地的连接松动脱落，导致悬浮电位放电。

变压器高压套管端部接触不良，也会形成悬浮电位而引起火花放电。

2.油中杂质引起火花放电。

变压器发生火花放电故障的主要原因是油中杂质的影响。

杂质由水分、纤维质（主要是受潮的纤维）等构成。

水的介电常数e约为变压器油的40倍，在电场中，杂质首先极化，被吸引向电场强度最强的地方，即电极附近，并按电力线方向排列。

于是在电极附近形成了杂质“小桥”。

如果极间距离大、杂质少，只能形成断续“小桥”。

“小桥”的导电率和介电常数都比变压器油大，从电磁场原理得知，由于“小桥”的存在，会畸变油中的电场。

3.2.4变压器电弧放电故障

　　电弧放电是高能量放电，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和分接开关飞弧等故障。

电弧放电故障由于放电能量密度大，产气急剧，常以电子崩形e冲击电介质，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I备烧损，甚至发生爆炸事故，这种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。

　　电弧放电的气体特征。

出现电弧放电故障后，气体继电器中的H2和C2H2等组分常高达几千UL/L，变压器油亦炭化而变黑。

油中特征气体的主要成分是H2和C2H2，其次C2H6和CH4。

当放电故障涉及到固体绝缘时，除了上述气体外，还会产生CO和CO2。

3.3短路故障

   变压器短路故障主要指变压器出口短路，以及内部引线或绕组间对地短路、及相与相之间发生的短路而导致的故障。

据有关资料统计，近年来，一些地区110kV及以上电压等级的变压器遭受短路故障电流冲击直接导致损坏的事故，约占全部事故的50％以上，与前几年统计相比呈大幅度上升的趋势。

这类故障的案例很多，特别是变压器低压出口短路时形成的故障一般要更换绕组，严重时可能要更换全部绕组，从而造成十分严重的后果和损失。

3.3.1短路电流引起绝缘过热故障

变压器突发短路时，其高、低压绕组可能同时通过为额定值数十倍的短路电流，它将产生很大的热量，使变压器严重发热。

当变压器承受短路电流的能力不够，热稳定性差，会使变压器绝缘材料严重受损，而形成变压器击穿及损毁事故。

3.3.2短路电动力引起绕组变形故障

  变压器受短路冲击时，如果短路电流小，继电保护正确动作，绕组变形将是轻微的；如果短路电流大，继电保护延时动作甚至拒动，变形将会很严重，甚至造成绕组损坏。

对于轻微的变形，如果不及时检修，恢复垫块位置，紧固绕组的压钉及铁轭的拉板、拉杆，加强引线的夹紧力，在多次短路冲击后，由于累积效应也会使变压器损坏。

3.4绝缘故障

电力变压器的绝缘即是变压器绝缘材料组成的绝缘系统，它是变压器正常工作和运行的基本条件，变压器的使用寿命是由绝缘材料（即油纸或树脂等）的寿命所决定的。

实践证明，大多变压器的损坏和故障都是因绝缘系统的损坏而造成。

据统计，因各种类型的绝缘故障形成的事故约占全部变压器事故的85％以上。

影响变压器绝缘性能的主要因素有：

温度、湿度、油保护方式和过电压影响等

3.4.1温度对绝缘故障的影响

电力变压器为油、纸绝缘，在不同温度下油、纸中含水量有着不同的平衡关系曲线。

一般情况下，温度升高，纸内水分要向泊中析出；反之，则纸要吸收油中水分。

因此，当温度较高时，变压器内绝缘油的微水含量较大；反之，微水含量就小。

温度不同时，使纤维素解环、断链并伴随气体产生的程度有所不同。

在一定温度下，CO和CO2的产生速度恒定，即油中CO和C02气体含量随时间呈线性关系。

在温度不断升高时，CO和CO2的产生速率往往呈指数规律增大。

因此，油中CO和CO2的含量与绝缘纸热老化有着直接的关系。

3.4.2湿度对绝缘故障的影响

水分的存在将加速纸纤维素降解。

因此，CO和叫的产生与纤维素材料的含水量也有关。

当湿度一定时，含水量越高，分解出的CO2越多。

反之，含水量越低，分解出的CO就越多。

绝缘油中的微量水分是影响绝缘特性的重要因素之一。

绝缘油中微量水分的存在，对绝缘介质的电气性能与理化性能都有极大的危害，水分可导致绝缘油的火花放电电压降低，介质损耗因数tg8增大，促进绝缘油老化，绝缘性能劣化。

而设备受潮，不仅导致电力设备的运行可靠性和寿命降低，更可能导致设备损坏甚至危及人身安全。

3.4.3油保护方式对绝缘故障的影响

变压器油中氧的作用会加速绝缘分解反应，而含氧量与油保护方式有关。

另外，油保护方式不同，使CO和CO2在油中解和扩散状况不同。

如CO的溶解小，使开放式变压器CO易扩散至油面空间，因此，开放式变压器一般情况CO的体积分数不大于300x10-6。

密封式变压器，由于油面与空气绝缘，使CO和CO2不易挥发，所以其含量较高。

3.4.4过电压对绝缘故障的影响

1.暂态过电压的影响。

三相变压器正常运行产生的相、地间电压是相间电压的58％，但发生单相故障时主绝缘的电压对中性点接地系统将增加30％，对中性点不接地系统将增加73％，因而可能损伤绝缘。

2.雷电过电压的影响。

雷电过电压由于波头陡，引起纵绝缘（匝间、并间、绝缘）上电压分布很不均匀，可能在绝缘上留下放电痕迹，从而使固体绝缘受到破坏。

3.操作过电压的影响。

由于操作过电压的波头相当平缓，所以电压分布近似线性，操作过电压波由一个绕组转移到另一个绕组上时，约与这两个绕组间的匝数成正比，从而容易造成主绝缘或相间绝缘的劣化和损坏。

4.短路电动力的影响。

出口短路时的电动力可能会使变压器绕组变形、引线移位，从而改变了原有的绝缘距离，使绝缘发热，加速老化或受到损伤造成放电、拉弧及短路故障。

3.5铁芯故障

1.铁芯硅钢片间绝缘损坏

变压器铁芯硅钢片间绝缘损坏主要是由于硅钢片漆质不好、漆膜脱落等原因造成的。

硅钢片短路会增加铁芯中涡流损失。

涡流损失与硅钢片厚度成正比。

如果硅钢片的片间绝缘损坏，相当于硅钢片的厚度增加1倍，而涡流损失将是原来的4倍。

涡流损失加大使铁芯发热，导致邻近的铁芯绝缘更加损坏，同时还会使油温上升，加速油质劣化，严重时气体继电器会动作。

2.铁芯多点接地故障

变压器正常运行时，带电的绕组和油箱之间存在电场，而铁芯和夹件等金属构件处于该电场之中。

由于电场不均匀，场强各异，如铁芯不可靠接地，将产生充放电现象，损坏固体绝缘和油质绝缘，因此，铁芯必须有一点可靠接地。

这是因为硅钢片间的绝缘总阻值仅有几十欧，其作用是隔离涡流，但对于高压电荷来说则是通路，所以铁芯只需要一点接地。

但是有些大容量变压器铁芯直径很大，为了减小涡流损失，用纸和石棉绳将铁芯硅钢片各成几组，每组硅钢片必须用金属片连接起来，然后接地。

目前，制造大中型变压器时，铁芯经一只小套管引至油箱外部接地，有的将铁芯和夹件分别用两只套管引至油箱外部接地。

如果变压器在运行中，由于各种原因铁芯出现另一点接地时（即构成两点接地），则正常接地的导线上就会有环流。

该环流引起局部过热，严重时将接地线烧断，使铁芯失去接地。

另外使原来相互绝缘的硅钢片被短路以至产生很大的涡流，是铁芯过热，严重时可导致铁芯烧损，因此，铁芯不能多点接地。

铁芯多点接地故障的出现有的属于制造原因，如油箱盖上温度计套座过长，与上夹件、铁扼、旁柱相碰；油箱中有金属异物（如焊条头、钢丝等）；铁扼穿芯螺杆衬套过长，与铁扼硅钢片相碰等。

有的是安装疏忽，如在安装完工后未将变压器油箱顶盖上运输用的定位钉翻转过来或去掉。

有的是运行维护不当，如下夹件与铁扼阶梯间的木垫块受潮或表面附有大量油泥，使绝缘电阻下降为零，穿芯螺栓绝缘损坏等。

无论哪种原因，其表现形式都是出现环流引起局部过热，使硅钢片短路，最终导致铁芯损坏。

3.铁芯接地片断裂

变压器在运行中，内部金属部件因感应产生悬浮电位，如果接地不良或接地断开就会产生断续放电。

当电压升高时，内部可能发生轻微劈啪声，严重时会使气体继电器动作。

4.监测参数

根据变压器各种故障产生的影响，以及产生故障的原因。

确定的监测参数包括:

（1）绕组:

电压、电流、热点温度、变形；

（2）油箱：

油温、油压、油中气体含量、油位、油含水量、负载电流；（3）局放:

铁芯接地线电流、放电、内部震动。

以下是对各种监测参数的分析。

4.1绕组

（1）电压：

智能变压器在运行过程中各绕组的工作电压需要反映到智能化单元（TIED），这是评估自身运行状态的重要参数之一，变压器承受的电压、电压谐波、过励磁状态、传输容量计算、调压过程监测都需要通过电压