大型电力变压器短路事故统计与分析_王梦云

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。

2005年11月第6卷第11期电力设备Electri c al Equi p mentNov.2005Vo.l6No.112004年度110kV及以上变压器事故统计分析王梦云(中国电力科学研究院高压研究所,北京市100085)摘要:文章统计分析了2004年度国家电网公司系统110k V及以上电压等级变压器的事故情况。

对2004年变压器的在运情况、事故的原因及障碍分析、在运变压器管理中存在的问题等方面进行了统计和分析。

通过变压器事故统计分析,发现绕组损坏是2004年度的事故重点,抗短路强度不够是造成变压器损坏的主要原因之一。

关键词:变压器;事故;统计分析;运行情况中图分类号:T M406本文对2004年国家电网公司系统110k V及以上电压等级变压器的事故与障碍情况进行了统计分析,着重反映这些变压器在运行中的总体质量情况及其发生的问题,以此作为质量信息反馈和编制输变电设备技术标准、运行规范、检修规范、技术监督规定以及反事故措施的重要依据。

1变压器在运情况根据国家电网公司系统各网省电力公司报送的数据,截止到2004年底全公司在运的110k V及以上电压等级变压器13187台,总容量907108.3MVA,详见表1。

表1110kV及以上电压等级变压器在运总台数及总容量电压等级/kV台数/台容量/M VA 1109565318504.32202901402123.033010722985.0500614163496.0总计131********.32变压器事故与障碍统计分析2.1损坏事故统计据不完全统计,2004年度国家电网公司系统的110k V及以上电压等级变压器共发生损坏事故53台次、事故容量为4221.5MVA。

以110k V及以上电压等级变压器的在运总台数(13187台)和总容量(907108.3MVA)为基数,计算变压器的年台次事故率和年容量事故率分别为0140%和0147%。

与2003年度国家电网公司所属变压器损坏事故(32台次,1651.0MVA)相比,2004年度比2003年度变压器年台次事故率提高0.14个百分点,年容量事故率提高0.26个百分点。

电网事故分析报告概述本文档对最近发生的一起电网事故进行了详细分析。

事故发生在XX地区的XX电网中，导致了严重的电力中断和设备损坏。

本报告将通过以下步骤对事故进行全面分析。

1. 事故背景首先，我们需要了解事故发生的背景信息。

这次事故发生的时间、地点以及相关设备和线路的基本情况是了解事故原因的关键。

根据我们的调查，事故发生在XX年XX月XX日，地点位于XX地区的XX变电站。

2. 事故过程接下来，我们将详细描述事故的发生过程。

通过分析过程中的各个细节，我们可以找出导致事故发生的原因。

根据目击者的证词和相关记录，事故的过程如下：1.首先，XX变电站的一台主要变压器突然发生了故障，导致供电中断。

2.由于电力中断，部分附近地区的电力系统无法正常运行，导致大面积停电。

3.事故发生后，电网运营人员迅速响应，并派出维修团队前往变电站进行紧急修复。

4.经过几个小时的努力，维修人员恢复了电网的正常供电，但一些设备已经受到了损坏。

3. 事故原因分析基于事故过程的描述，我们可以得出一些可能导致事故发生的原因。

在这一步骤中，我们将对可能的原因进行分析，并逐一排除。

1.设备老化和磨损：由于主要变压器的年限较长，可能存在设备老化和磨损的问题。

这可能导致设备故障，并引发事故。

2.缺乏维护和检修：如果变电站的维护和检修不到位，可能无法及时检测和修复设备问题，从而导致事故的发生。

3.外部因素影响：例如，恶劣的天气条件、闪电击中电网设备等外部因素可能导致设备故障和事故。

经过详细的分析，我们认为设备老化和磨损是导致事故发生的主要原因。

为了防止类似的事故再次发生，我们建议对电网设备进行定期检修和更换。

4. 故障处理和改进措施为了应对事故，并防止未来类似事故的发生，我们提出了以下故障处理和改进措施。

1.紧急响应机制：建立紧急响应机制，能够快速反应电网事故，并迅速组织维修团队前往现场进行应急修复。

2.定期检修计划：制定定期检修计划，对电网设备进行定期检查和维护，以提前发现设备问题并及时修复。

沁北电厂500kVⅡ母线由运行转检修过程中运行人员误操作事故分析报告一、事故发生时间:2010年11月5日17时17分。

二、事故前工况:沁北电厂#1、#2、#3、#4机组运行,由沁5011开关,5021、5022开关,5031开关,5041、5042开关给500kV Ⅰ母线提供电源;沁获Ⅰ回线由5011、5012开关送出;沁获Ⅱ回线由5021、5022开关送出;沁博Ⅰ回线由5051、5052开关送出;沁博Ⅱ回线由5061、5062开关送出;500kV Ⅱ母线按秋季检修计划正在进行由运行转检修的操作。

#3机组负荷398MW,给水流量:1130t/h,总煤量:189.5 t/h,主汽压力:15.15MPa,磨煤机运行方式:3A、3B、3C、3E运行,机组协调方式运行。

#4机组负荷449MW,给水流量:1358t/h,总煤量:217t/h,主汽压力:17.3MPa,磨煤机运行方式:3A、3B、3C、3E运行,机组协调方式运行。

三、事故发生和处理情况:11月5日15时02分,网调下达综合命令票(网调综字:201000475),操作任务:“沁北电厂500 kVⅡ母由运行转检修”,相关方式:“沁500 kV 5013、5023、5033、5043、5053、5063开关由运行转检修”。

11月5日15时45分,运行三值(当班值)按照网调下达综合命令票(网调综字:201000475)要求,开始执行“500 kVⅡ母由运行转检修倒闸操作票”,编号为:DC361011005(操作项目共计198项),操作人肖普庆(主值班员),监护人:桑秀军(值长),批准人:周永春(值长)。

辅助操作人员:A巡检值班员周志忠(2007年入厂员工,具备电气监护人资格)负责检查就地开关、刀闸位置;新员工张凯(2010年新员工)跟师傅周志忠学习;运行部电气专工王东振现场监督指导;到现场监督操作的还有值长王长海、策划部电气专工张继文。

运行三值操作人员在进行500 kVⅡ母线由运行转检修的操作时,执行到操作票第186项“推上500kVⅡ母线#2接地刀闸5227”时,为培训新员工,运行部电气专工王东振在核对检查5227地刀无误后让新员工张凯操作,在操作人肖普庆、监护人桑秀军和专工王东振及周志忠的监护下,张凯操作合上5227 A、B、C三相地刀,操作完毕后,桑秀军、肖普庆、王东振及其他人员依次走向502317接地刀闸。

浅析变压器差动保护在运行过程中出现的不平衡电流摘要：变压器是电力系统的重要组成部分。

随着电力工业的迅速发展，对供电系统的稳定性有了更高的要求，因此，变压器的稳定运行也越来越重要，也对变压器的保护提出了更高的要求。

本文从变压器的保护入手，主要分析了变压器继电保护中的差动保护，并对运行中存在的不平衡电流进行了简要的分析。

关键词：变压器；继电保护；差动保护；不平衡电流引言：近几年，为适应国家在城乡电网改造的需求，发展了一批新型、优质的配电变压器，使配电网络的变压器装备更趋先进，供电更可靠，农村用电更趋低价。

近年发展的配电变压器的损耗值在不断下降，尤其空载损耗值下降更多，这主要归功于磁性材料导磁性能的改进，其次是导磁结构铁心型式的多样化。

如较薄高导磁硅钢片或非晶合金的应用，阶梯接缝全斜结构铁心、卷铁心(平面型、立体型)、退火工艺的应用等。

在降低损耗的同时也注意噪声水平的降低。

在干式配电变压器方面又将局部放电试验列为例行试验，用户又对局部放电量有要求，作为干式配电变压器运行可靠性的一项考核指标，这比国际电工委员会规定的现行要求要严格。

因此，在现有基础上预测我国各类配电变压器的发展趋势，推动配电变压器进一步发展应是一件比较重要工作。

变压器的继电保护是利用当变压器内外发生故障时，由于电流、电压、油温等随之发生变化，通过这些突然变化来发现、判断变压器故障性质和范围，继而作出相应的反应和处理。

若发现是差动保护动作，需对动作原因进行判断。

要准确判断出是变压器套管等原因造成的，还是变压器内部故障的原因。

继电保护动作断路器跳闸后，不要随即将掉牌信号复归，而应检查保护动作情况，并查明原因，在消除故障恢复送电前，方可将所有的掉牌信号全部复归。

1.1 差动保护差动保护是利用基尔霍夫电流定理工作的，当变压器正常工作或区外故障时，将其看作理想变压器，则流入变压器的电流和流出电流（折算后的电流）相等，差动继电器不动作。

当变压器内部故障时，两侧（或三侧）向故障点提供短路电流，差动保护感受到的二次电流和的正比于故障点电流，差动继电器动作。

大型电力变压器短路事故统计与分析1前言电力变压器在电力系统中运行,发生短路是人们竭力避免而又不能绝对避免的,特别是出口(首端)短路,巨大的过电流产生的机械力,对电力变压器危害极大。

因此,国家标准GB1094和国际标准IEC76均对电力变压器的承受短路能力作出了相应规定,要求电力变压器在运行中应能承受住各种短路事故。

然而,近五年来对全国110kV及以上电压等级电力变压器事故统计分析表明,因短路强度不够引起的事故已成为电力变压器事故的首要原因,严重影响了电力变压器的安全、可靠运行。

本文就因外部短路造成电力变压器损坏事故的情况作一统计分析,进而提出了减少这一类事故的措施,试图以此促进制造厂对电力变压器产品的改进和完善,同时促使运行部门进一步提高运行管理水平。

2大型电力变压器短路事故情况根据1991～1995年的不完全统计,全国110kV及以上电压等级电力变压器共发生事故317台次,事故总容量为25348.6MVA。

以台数计的平均事故率为0.83%,以容量计的平均事故率为1.10%。

在这些事故中,因外部短路引起电力变压器损坏的有93台次,容量为6677.6MVA,分别占同期总事故台次的29.3%,占总事故容量的26.3%(详见表1)。

由表1不难看出,电力变压器短路强度不够已成为导致电力变压器损坏事故的主要原因之一,也成为电力变压器运行中的突出问题。

为此,提高大型电力变压器抗短路能力势在必行。

3大型电力变压器短路事故原因分析3.1电力变压器本身动稳定性能差电力变压器因外部短路而损坏的因素很多,情况也比较复杂。

但从近五年来电力变压器短路事故发生的过程、现象及其事后的解体检查情况看,电力变压器之所以短路后立即造成损坏,主要是电力变压器本身抗短路能力不够。

也就是说,电力变压器动稳定性能先天不足,追其原因大致有以下几点:(1)变压器结构设计中,对作用在电力变压器绕组上的电动力,仅用静力学的理论计算,看来是不能正确反映电力变压器承受短路电流冲击能力的。

全国110kV及以上等级电力变压器短路损坏事故统计分析（常用版）(可以直接使用，可编辑完整版资料，欢迎下载）全国110kV及以上等级电力变压器短路损坏事故统计分析金文龙陈建华李光范王梦云薛辰东摘要：根据1990~1998年全国各网省（市）电力公司提供的变压器事故统计数据，对全国110kV及以上电压等级变压器的短路损坏事故进行分析，总结了全国大型电力变压器的短路事故特点和规律，为运行部门提高设备安全运行管理水平、变压器制造厂提高设备抗短路能力，提供了依据。

关键词：变压器短路事故统计分析1前言通过历年对全国电力变压器运行情况和事故的统计分析，发现因外部短路故障引起的设备损坏事故逐年增多。

截止1996年底，全国110kV及以上等级电力变压器因外部短路故障造成损坏的事故达到事故总数的50%。

扼制此类事故的上升势头，已成为提高电力变压器安全运行水平的关键。

本文统计的因短路事故造成损坏的变压器共有145台。

包括：各网省电力公司报送的1990~1996年全国110kV及以上等级事故变压器中因外部短路损坏的变压器124台；由19个网省（市）电力公司于1998年8~10月报送的110kV及以上等级的短路损坏变压器21台（实际上报数为62台，但其中41台变压器在1990~1996年报送样本中已出现过）。

按各网省电力公司历年上报的数据，全国110kV 及以上等级变压器在1990~1996年期间，共发生事故409台次，事故总容量为32306MV A；其中因短路损坏的变压器共124台次，容量8432.6MV A。

1990~1996年间变压器短路损坏事故台次和容量见图1、图２。

图3为1990~1996年间变压器短路损坏事故占总事故的百分比。

图1 1990~1996年间每年变压器短路损坏台次图２1990~1996年间每年变压器短路损坏容量图3 1990~1996年间变压器短路损坏事故占统计事故的百分比自1990年以来，110kV及以上等级变压器的短路损坏事故明显增多。

一起35kV母线短路事故分析摘要：通过对一起35KV母线短路事故前运行方式及事故经过、事故原因的分析，发现了事故暴露出的问题，并提出了一系列防范措施。

关键词：35KV母线事故；原因分析；措施2011年8月5日21:59分，某变电站35kV高压室内发出一声巨响，同时1#主变压器中压侧复合电压过流保护动作，351开关跳闸，两条35KV线路停电，3座35kV变电站失压。

1 事故前运行方式及事故经过由于连续几日阴雨天气，空气湿度较大。

事故发生前该站1#、2#主变分列运行，351供35kVⅠ段母线运行，352供35kVⅡ段母线运行，350备用，10kV Ⅰ段母线运行，10kVⅡ段母线运行，100备用，运行人员在值班期间听到35kV 高压室内一声巨响，同时1#主变压器中压侧后备保护动作，351开关跳闸，打开35kv高压室大门，发现从35kV北母避雷器柜内有滚滚浓烟冒出，立即汇报值班调度员，并取来灭火器准备灭火。

随后，巡视设备发现，35kV北母避雷器柜内母线发生严重相间短路故障，三相管型母线均有不同程度放电现象，开关柜体严重变形。

2 事故原因分析35kV开关柜为KYN10--40.5型铠装式金属封闭设备，柜内配ZN72—40.5型真空断路器，弹簧储能操动机构。

开关柜结构分为仪表箱、前柜和后柜三部分，相互焊接为一个整体。

前柜为手车室、仪表室，后柜为母线室和电缆室，各部分用金属挡板隔离，主回路母线为铜质管型结构，母线外包阻燃绝缘护套，柜间隔板装绝缘套管。

最高工作电压40.5kV，主母线额定电流1600A。

此次爆炸已是KYN10--40.5型开关柜在本变电站发生的第二次严重事故，在2005年8月份也曾经发生一起类似事故，分析两起事故有一个共同点就是均为阴雨天气时发生。

经过调查分析得出以下结论：空气湿度大造成开关柜内潮湿气体大量积聚，柜内通风不畅不能及时排除，从而引起空气击穿放电，造成柜内设备短路爆炸。

具体因素主要有以下几点：（1）母线相间距离不够，绝缘强度没有得到有效保障。

电力行业火灾事故案例分析报告概述近年来，电力行业发展迅速，然而由于电力设施的特殊性质和工作环境的复杂性，火灾事故在该行业中依然屡见不鲜。

为了保障人员安全、减少财产损失以及提高电力供应可靠性，我们有必要深入分析电力行业发生的火灾事故案例，并探究其中的原因与解决办法。

案例一：输变电站变压器室火灾事件描述：某地区一家输变电站的变压器室发生火灾。

起初，现场员工注意到房间内有烟雾并感到异常闷热。

接着，他们迅速撤离并立即启动消防系统进行扑救。

经过数小时的努力，火势得以控制并最终被扑灭。

然而，在此次事故中，变压器受到严重损坏。

原因分析：1. 不当操作：据调查显示，在这次案例中起火的原因是由于操作人员未按照程序关闭设备时导致油箱温度超高引起爆燃。

2. 设备老化：该输变电站变压器室设备使用时间较长，油箱内部存在积碳和湿度过高等问题，这些因素加剧了火灾蔓延的速度和程度。

措施建议：1. 严格操作规程：应加强员工的操作培训，确保他们熟悉相关规章制度，并按照规定执行各项操作流程。

2. 定期检修维护：对于老化的设备，必须进行定期检修、更换关键部件，并密切监测其运行状态。

同时，提高维护人员的专业素质与技能水平。

案例二：火电厂锅炉房火灾事件描述：某地区一座大型火力发电厂的锅炉房突然起火。

当时，在该区域附近工作的员工迅速撤离并向安全出口逃生。

几分钟后，消防队赶到现场并展开扑救。

火势经过数小时被彻底控制，并没有造成人员伤亡。

原因分析：1. 清洁不彻底：在对燃料输送系统进行清洁时，可能由于未及时排除油污或杂物而积聚形成点火源。

2. 管道泄漏：由于疏忽或设备老化等原因，管道可能出现泄漏，导致可燃气体积聚并引发火灾。

3. 起火源外扩：若未及时检修维护电缆线路、电器设备等易燃物品，一旦起火会迅速蔓延至周围区域。

措施建议：1. 定期检查与清洁：对于燃料输送系统、管道等进行定期排查和清洁工作，并确保清除所有的油污和杂物。

2. 强化巡检措施：加强对电缆线路、电器设备等易燃物品的巡视频率，及时发现问题并进行维修和更换。

一次220kV变压器短路事故分析作者：卫梦斯来源：《科技信息·下旬刊》2017年第07期摘要：针对短路故障发生在某变电站的一次220kV变压器短路事故进行分析，指出故障的直接原因是突发的恶劣天气和变电站外面的环境造成的短路冲击，但最主要的原因是变压器本身的抗短路能力较差。

进一步的分析表明，同一制造商的同期的主要产品存在抗短路能力不足的问题，因此有必要调查变压器抗短路能力，包括短路电流计算，变压器短路水平计算，变压器绕组变形测试和对历史承受电流统计等方面。

关键词：变压器；短路绕组变形；抗短路水平1 事故概况事故为恶劣天气时，220千伏L2线C相发生短路，而且在其两侧纵联保护断路器动作跳闸。

同时，对220千伏的某变电站的1台变压器重瓦斯保护动作，其两侧的开关相继跳闸，66千伏母线退出运行，负载被转移出去。

故障后，发现变压器色谱异常，内部有高能放电故障，两绕组B相断裂。

系统等效电路如图1所示。

2变压器参数发生故障的变压器的参数如下：型号SFP72360000Π220；阻抗电压 UK = 14 %；额定电压 220kV；额定容量 360 MVA；变比 220±2×2. 5% /66中性点接地方式在接地系统中，允许断开运行；三相接法 YN，d11；冷却方式 ODAF。

单回线全长为 24. 342km，单回线，零序电抗为23. 23 Ω；正序电抗为7. 681 Ω，双回线全长为 16. 693 km，，零序电抗为23. 23 Ω；正序电抗为7. 681 Ω，共 78 根杆塔，此次短路事故发生在第 32号和 33 号塔之间，大约距 220 kV 母线四分之一处。

3 故障后检查3.1故障设备运行情况自主变压器投运以来，运行情况良好，未出现重大事故。

但是其经历了3次短路。

期间，所有测试均按规定执行，测试结果合格。

色谱试验22次，总烃含量为2% L/L相，无乙炔，无异常试验结果。

3.2 现场检查及试验情况出现故障后，发现故障点位于#1主变变中构架上，其他两个主变变中构架上有许多造乱的花草。

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。

一起220kV主变压器烧损事故的分析作者：王晓波文章来源：安全文化网点击数：1184 更新时间：2006-8-112003-09-23，某220 kV变电站1号主变压器经过大修，于12:35投入运行。

21:20主变差动、瓦斯保护动作，一、二次开关跳闸，主变本体压力释放阀喷油。

因该变电站仅有1台主变压器，因而造成主变二次66 kV系统全停，影响37座66 kV变电站停电，损失负荷10 000 kW·h。

1 事故原因分析该变压器型号为SFPZ7-120000/220，沈阳变压器厂1993年3月生产，1994年1月投入运行。

投运后一直没有大修。

事故后，立即对变压器进行了试验，通过高压绝缘试验以及油气样试验的数据分析，判定为变压器二次A相内部故障。

经现场吊罩检查发现油箱内部存在较多的游离水，在油箱底部A相分接开关下有积水。

二次绕组直流电阻异常。

2003-10-01，对该变压器进行了二次线圈分解检查，发现二次A相线圈铁心侧下数第29饼导线换位处垫块根部发生匝间短路。

强大的短路电流使邻近的导线受到不同程度的机械损伤和绝缘破坏，其中短路匝的线饼最为严重，呈向铁心的收缩式变形。

(1) 该变压器的二次线圈为螺旋式，12根导线并绕，每线饼两匝。

线圈采用“4-2-4”换位，工艺上通常将导线折成S型，导线被折弯后，匝绝缘强度有所降低，成为“绝缘弱点”。

导线圆角与垫块形成“油楔”，油楔处电场强度比较集中，是正常匝电势的2倍左右。

当变压器中的游离水转变成悬浮水进入绝缘通道，并被吸附在场强集中的地方(场强集中的区域对极性物质具有吸引力)，在被吸附的悬浮水达到一定量时即发生击穿放电。

在该变压器的线圈下部绝缘压板中，设有定向导油孔，指向二次线圈。

在强迫油循环冷却状态下，游离水极易形成悬浮水而首先冲向二次线圈。

变压器中游离水的存在是导致变压器内部故障的直接原因。

(2) 该变压器大修之前一直运行良好，试验数据基本正常，大修吊罩检查也没有发现游离水。