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 5．绝缘电阻检测与诊断实例

    (1)变压器充油循环后测绝缘电阻大幅下降。某2500kVA、l10kV变压器充油循环后测绝缘电阻比循环前大幅降低，以低一高中地为例，充油循环前只R15=5000M欧、R60＝10000M欧,、R60／R15＝2、tg8％＝0．25。充油循环后7．5h测量，R15＝250M欧、R60=300M欧、R60／Ri5＝1．2、tg8％＝1．15。充油循环后34h测量，R15＝7000M欧、R60＝10000M欧、R60／R15＝1．43。

    造成上述原因可能是充油循环后油中产生的气泡对绝缘电阻的影响，因此要待油中气泡充分逸出，再测绝缘电阻才能真实反映变压器的绝缘状况，通常，对8000kVA及以上变压器需静置20h以上，小型配电变压器也要静置5h以上才能进行绝缘试验。

    (2)油中含水量对变压器绝缘电阻的影响。某变压器绝缘电阻R60为750M欧，吸收比为1．12，油中含水量的微水分析超标，与二年前相近温度条件下R60>2500而R60／R15>1，5相比变化很大。经油处理，微水正常，绝缘电阻R60为2500M欧，吸收比为1．47。但运行一年后，预试又发现反复，绝缘电阻R60为800M欧、吸收比为1．16。再次进行微水检测发现超标。再次进行油过滤绝缘电阻又恢复正常。

　　分析认为油中含水量是对变压器绝缘电阻影响的主要因素，油中微水经油处理合格后，绝缘电阻亦正常，所以运行一阶段，油中微水又超标，应解释为纸绝缘材料中的水分并未全部烘干排除，并缓慢向油中析出而影响油的含水量，同时影响变压器的绝缘电阻值。

　　（3）吸收比和极化比指数随温度变化无规率可循。

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第三章 变压器故障典型案例

第一节  短路故障案例

    一、老厂主变压器多次过流重合动作绕组变形

　　(1)案例。我厂老厂＃7机31.5MVA、110kV变压器(SFSZ 8—31500/110)发生短路事故，重瓦斯保护动作，跳开主变压器三侧开关。返厂吊罩检查，发现C相高压绕组失团，C相中压绕组严重变形，并挤破囚扳造成中、低压绕组短路；C相低压绕组被烧断二股；B相低压、中压绕组严重变形；所有绕组匝间散布很多细小铜珠、铜末；上部铁芯、变压器底座有锈迹。

　　事故发生的当天有雷雨。事故发生前，曾多次发生10kV、35kV侧线路单相接地。13点40分35kV侧过流动作，重合成功；18点44分35kV侧再次过流动作，重合闸动作，同时主变压器重瓦斯保护跳主变压器三侧开关。经查35kV距变电站不远处B、C相间有放电烧损痕迹。

    (2)原因分析。根据国家标准GBl094．5—日5规定110kV电力变压器的短路表观容量为800MVA，应能承受最大非对称短路电流系数约为2．55。该变压器编制的运行方式下：

    电网最大运行方式110kV三相出口短路的短路容量为1844MVA；

    35kV三相出口短路为365MVA；

    10kV三相出口短路为225．5MVA；

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 事故发生时，实际短路容量尚小于上述数值。据此计算变压器应能承受此次短路冲击。事故当时损坏的变压器正与另一台31500／110变压器并列运行，经受同样短路冲击而另一台变压器却未损坏。因此事故分析认为导致变压器B、C相绕组在电动力作用下严重变形并烧毁，由于该变压器存在以下问题：

　　1)变压器绕组松散。高压绕组辐向用手可摇动5mm左右。从理论分析可知，短路电流产生的电动力可分为辐向力和轴向力。外侧高压绕组受的辐向电磁力，从内层至外层三线性递减，最内层受的辐向电磁力最大，两倍于绕组所受的平均圆周力。当绕组卷紧芝内层导线受力后将一部分力转移到外层，结果造成内层导线应力趋向减小，而外层导绞受力增大，内应力关系使导线上的作用力趋于均衡。内侧中压绕组受力方向相反，但均§七用的原理和要求一致。绕组如果松散，就起不到均衡作用，从而降低了变压器的抗短路充击的能力。

　　外侧高压绕组所受的辐向电动力是使绕组导线沿径向向外胀大，受到的是拉张力，表观为向外撑开；内侧中压绕组所受的辐向电动力是使绕组导线沿径向向内压缩，受到的是压力，表现为向内挤压。这与该变压器的B、C相高、中压绕组在事故中的结果一致。

    2)经吊罩检查发现该变压器撑条不齐且有移位、垫块有松动位移。这样大大降低了内侧中压绕组承受辐向力和轴向力的能力，使绕组稳定性降低。从事故中的C相中压绕组辐向失稳向内弯曲的情况，可以考虑适当增加撑条数目，以减小导线所受辐向弯曲应力。

    3)绝缘结构的强度不高。由于该变压器中、低压绕组采用的是围板结构，而围板本身较软，经真空于燥收缩后，高、中、低绕组之间呈空松的格局，为了提高承受短路的能力，宜在内侧绕组选用硬纸筒绝缘结构。

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(3)措施。这是一起典型的因变压器动稳定性能差而造成的变压器绕组损坏事故，应吸取的教训和相应措施包括：

    1)在设计上应进一步寻求更合理的机械强度动态计算方式；适当放宽设计安全裕度；内绕组的内衬，采用硬纸筒绝缘结构；合理安排分接位置，尽量减小安匝不平衡。

    2)制造工艺上可从加强辐向和轴向强度两方面进行，措施主要有：采用女式绕线机绕制绕组，采用先进自动拉紧装置卷紧绕组；牢固撑紧绕组与铁心之间的定位，采用整产套装方式；采用垫块预密化处理、绕组恒压干燥方式；绕组整体保证高度一致和结构完整；强化绕组端部绝缘；保证铁轭及夹件紧固。

    3)要加强对大中型变压器的质量监制管理，在订货协议中应强调对中、小容量的变压器在型式试验中作突发短路试验，大型变压器要作缩小模型试验，提高变压器的抗短路能力，同时加强变电站10kV及35kV系统维护，减少变压器遭受出口短路冲击机率。

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第二节  过热故障案例

一、新厂＃3机变压器绝缘受潮过热

    (1)案例。我厂＃3机200MVA、220kV主变压器(SFP₇—240000／220)在周期性油色谱分析中发现氢气、乙炔含量有增大趋势。经跟踪监测，氢气含量为30．1uL几，而乙炔含量为5．2uL/L，已超过正常注意值。两天后停电检修，检修前氢气含量达43．6uL/L，乙炔含量达10．9uL/L，色谱变化情况如表3—13所示，绝缘介质损耗tgs％变化如表3—14所示。

表3－13        色谱试验数据                               UL/L

 　停电检修放油后的重点检查项目是：绕组压板、压钉有无松动，位置是否正常；铁芯夹件是否碰主变压器油箱顶部或油位计座套；有无金属件悬浮高电位放电；临近高电场的接地体有无高电位放电；引线和油箱升高座外壳距离是否符合要求，焊接是否良好㈠由箱内壁的磁屏蔽绝缘有无过热；申压侧分接开关接触是否良好。

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 检查中发现：中压侧油箱上的磁屏蔽板绝缘多块脱落；中压侧B相引线靠近升高座处白布带脱落且绝缘有轻微破损；B相分接开关操作杆与分接开关连接处有许多炭黑。

    (2)原因分析。规程规定220kV变压器20℃时tg8％不得大于0．8，且一般要求相对 变化量不得大于30％，根据表3—14数据反映变压器绝缘受潮.

    按照GB7252--87《变压器油中溶解气体分析和判断导则》推荐的三比值法：C2H2／C2H4=10，5／7=1．5；编码为1;CH4／H2=21／32．6；0．644；编码为0；C2H4/C2H6=7／3=2．33；编码为1。组合编码为1，0，1，对应的故障性质为主变压器内部有绝缘过热或低能放电现象。

    氢气、乙炔含量高的可能原因：

    1)主绝缘慢性受潮。主绝缘受潮后，绝缘材料含有气泡，在高电压强电场作用下将引起电晕而发生局部放电，从而产生Hz；在高电场强度作用下，水和铁的化学反应也能产生大量的H2，使在在总烃含量中所占比重大。主绝缘受潮后，不但电导损耗增大，同时还会产生夹层极化，因而介质损耗大大增加。

    2)磁屏蔽绝缘脱落后的影响。正常时，高、中压绕组的漏磁通主要有三条路径：一是经高、中压绕组一磁屏蔽板闭合；二是经高、中压绕组一油箱一高、中压绕组闭合；三是经高、中压绕组一油箱一磁屏蔽板一高、中压绕组闭合，并在箱壳和磁屏蔽板中感应电势。磁屏蔽板的绝缘脱落后，将使磁屏蔽一点或多点接地，从而形成感应电流闭合回路导致发热，如果绝缘脱落后，磁屏蔽板和箱壳的接触不好，还有可能形成间隙放电或火花放电。

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 3)B相引线的白布带脱落和绝缘有碰伤痕迹，可能发生对套管升高座放电。

    4)中压侧B相分接开关与操动杆接触不良，可能会产生悬浮电位放电.变压器运行时出现内部故障的原因往往不是单一的，在存在热点的同时，有可能还存在着局部放电，而且热点故障在不断地发展成局部放电，由此又加剧了高温过热，形成恶性循环。

　　(3)处理。对B相引线绝缘加固，加强磁屏蔽绝缘，检修调整分接开关，同时对主变压器本体主绝缘加热抽真空干燥。具体措施是用覆带式加热器在主变压器底部加热，主变压器顶部及侧面用硅酸铝保温材料保温，主变压器四周用尼龙布拉成围屏，以保证主变压器底部不通风，以达到进一步保温的目的。加热器加热时，使主变压器外壁温度保持在60℃～70℃：左右，加热72h后，采用负压抽真空(抽真空时加热不中断)，抽真空后，继续加热24h，再抽真空，这样反复3--4次以后，再做介质损耗试验，试验结果合格。同时，进油时对油中气体经真空脱气，色谱分析正常，各项试验数据全部合格，变压器投入后运行正常。

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第四章 变压器故障综合处理

第一节  变压器故障的综合判断方法

    根据变压器运行现场的实际状态，在发生以下情况变化时，需对变压器进行故障诊断。

    (1)正常停电状态下进行的交接、检修验收或预防性试验中一项或几项指标超过标准。

    (2)运行中出现异常而被迫停电进行检修和试验。

    (3)运行中出现其他异常(如出口短路)或发生事故造成停电，但尚未解体(吊心或吊罩)。

    当出现上述任何一种情况时，往往要迅速进行有关试验，以确定有无故障、故障的性质、可能位置、大概范围、严重程度、发展趋势及影响波及范围等。

    对变压器故障的综合判断，还必须结合变压器的运行情况、历史数据、故障特征，通过采取针对性的色谱分析及电气检测手段等各种有效的方法和途径，科学而有序地对故障进行综合分析判断。

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 一、综合判断的针对性检测方法

    对大中型变压器故障的判断采用如下检测方法。

    (1)油色谱分析判断有异常：

    1)检测变压器绕组的直流电阻。

    2)检测变压器铁心的绝缘电阻和铁心接地电流。

    3)检测变压器的空载损耗和空载电流。

    4)在运行中进行油色谱和局部放电跟踪监测。

    5)检查变压器潜油泵及相关附件运行中的状态。用红外测温仪器在运行中检测变压器油箱表面温度分布及套管端部接头温度。

    6)进行变压器绝缘特性试验，如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、泄漏电流等试验。

    7)绝缘油的击穿电压、油介质损耗、油中含水量、油中含气量(500kv级时)等检

    8)变压器运行或停电后的局部放电检测。

    9)绝缘油中糠醛含量及绝缘纸材聚合度检测。

    10)交流耐压试验检测。

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(2)气体继电器动作报警后：应进行油色谱分析和气体继电器中的气体分析，必要时可按图4—1所示的综合判断程序进行。
                                   

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(3)变压器出口短路后，要进行的试验：

1)油色谱分析。

2)变压器绕组直流电阻检测。

3)短路阻抗试验。

4)绕组的频率响应试验。

5)空载电流和空载损耗试验。

(4)判断变压器绝缘受潮要进行的试验：

1)绝缘特性试验。如绝缘电阻、吸收比、极化指数、介质损耗、泄漏电流等。

2)变压器油的击穿电压、油介质损耗、含水量、含气量(500kV级时)试验。

3)绝缘纸的含水量检测。

(5)判断绝缘老化进行的试验：

1)油色谱分析。特别是油中一氧化碳和二氧化碳的含量及其变化。

2)变压器油酸值检测。

3)变压器油中糠醛含量检测。

4)油中含水量检测。

5)绝缘纸或纸板的聚合度检测。

(6)变压器振动及噪声异常时的检测：

1)振动检测。

 2)噪声检测。

 3)油色谱分析。

 4)变压器阻抗电压测量。

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(7)对中小型变压器检测判断常采用的方法：

　　1)检测直流电阻。用电桥测量每相高、低压绕组的直流电阻，观察其相间阻值是否平衡，是否与制造厂出厂数据相符；若不能测相电阻，可测线电阻，从绕组的直流电阻值即可判断绕组是否完整，有无短路和断路情况，以及分接开关的接触电阻是否正常。若切换分接开关后直流电阻变化较大，说明问题出在分接开关触点上，而不在绕组本身。上述测试还能检查套管导杆与引线、引线与绕组之间连接是否良好。

　　2)检测绝缘电阻。用兆欧表测量各绕组间、绕组对地之间的绝缘电阻值和吸收比，根据测得的数值，可以判断各侧绕组的绝缘有无受潮，彼此之间以及对地有无击穿与闪络的可能。

　　3)检测介质损耗因数tzJ。测量绕组间和绕组对地的介质损耗因数tzJ，根据测试结果，判断各侧绕组绝缘是否受潮、是否有整体劣化等。

　　4)取绝缘油样作简化试验。用闪点仪测量绝缘油的闪点是否降低，绝缘油有无炭粒、纸屑，并注意油样有无焦臭味，同时可测油中的气体含量，用上述方法判断故障的种类、性质。

　　5)空载试验。对变压器进行空载试验，测量三相空载电流和空载损耗值，以此判断变压器的铁心硅钢片间有无故障，磁路有无短路，以及绕组短路故障等现象。

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第二节 综合分析判断的基本原则

　　(1)与设备结构联系。熟悉和掌握变压器的内部结构和状态是变压器故障诊断的关键，如变压器内部的绝缘配合、引线走向、绝缘状况、油质情况等。又如变压器的冷却方式是风冷还是强迫油循环冷却方式等，再如变压器运行的历史、检修记录等等，这些内容都是诊断故障时重要的参考依据。

　　(2)与外部条件相结合。诊断变压器故障的同时，一定要了解变压器外部条件是否构成影响，如是否发生过出口短路；电网中的谐波或过电压情况是否构成影响；负荷率如何；负荷变动幅度如何等等。

　　(3)与规程标准相对照。与规程规定的标准进行对照，假如发生超标情况必须查明原因，找出超标的根源，并进行认真的处理和解决。

　　(4)与历次数据相比较。仅以是否超标准为依据进行故障判断，往往不够准确，需要考虑与本身历次数据进行比较才能了解潜伏性故障的起因和发展情况，例如，试验结果尽管数值偏大，但一直比较稳定，应该认为仍属正常；但试验结果虽未超标而与上次相比却增加很多，就需要认真分析，查明原因。

　　(5)与同类设备相比较(横向比较)。—同容量或相同运行状态的变压器是否有异常因的影响还是内在的变化。台变压器发现异常，而同一地点的另一台相这样结合分析有利于准确判断故障现象是外

　　(6)与自身不同部位相比较(纵向比较)。对变压器本身的不同部位进行检查比较。如变压器油箱箱体温度分布是否变化均匀，局部温度是否有突变。又如用红外成像仪检查变压器套管或油枕温度，以确定是否存在缺油故障等。再如测绕组绝缘电阻时，分析高对中、低、地，中对高、低、地与低对高、中、地是否存在明显差异，测绕组电阻、测套管C及tg8时，三相间有无异常不同，这些也有利于对故障部位的准确判断。

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第三节  故障分析判断的程序

 1．故障判断的步骤

　　1)判断变压器是否存在故障，是隐性故障还是显性故障。

　　2)判断属于什么性质的故障，是电性故障还是热性故障，是固体绝缘故障还是油性

　　3)判断变压器故障的状况，如热点温度、故障功率、严重程度、发展趋势以及油中气体的饱和程度和达到饱和而导致继电器动作所需的时间等。

　　4)提出相应的反事故措施，如能否继续运行，继续运行期间的安全技术措施和监视手段或是否需要内部检查修理等。

2．有无异常的判断

　　从变压器故障诊断的一般步骤可见，根据色谱分析的数据着手诊断变压器故障时，首先是要判定设备是否存在异常情况，常用的方法有：

　　1)将分析结果的几项主要指标(总烃、乙炔、氢气含量)与DL／T596—1996规程中的注意值作比较。如果有一项或几项主要指标超过注意值时，说明设备存在异常情况，要引起注意。但规程推荐的注意值是指导性的，它不是划分设备是否异常的唯一判据，不应当作强制性标准执行；而应进行跟踪分析，加强监视，注意观察其产生速率的变化。有的设备即使特征气体低于注意值，但增长速度很高，也应追踪分析，查明原因；有的设备因某种原因使气体含量超过注意值，也不能立即判定有故障，而应查阅原始资料，若无资料，则应考虑在一定时间内进行追踪分析；当增长率低于产气速率注意值，仍可认为是正常的。

　　在判断设备是否存在故障时，不能只根据一次结果来判定，而应经过多次分析以后，将分析结果的绝对值与导则的注意值作比较，将产气速率与产气速率的参考值作比较，当两者都超过时，才判定为故障。

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2)了解设备的结构、安装、运行及检修等情况，彻底了解气体真实来源，以免造成误判断。一般遇到非故障性质的原因情况及误判的可能参见表4—2。另外，为了减少可能引起的误判断，必须按DL／T596—1996的规定：新设备及大修后在投运前，应作一次分析；在投运后的一段时间后，应作多次分析。因为故障设备检修后，绝缘材料残油中往往残存着故障气体，这些气体在设备重新投运的初期，还会逐步溶于油中，因此在追踪分析的初期，常发现油中气体有明显增长的趋势，只有通过多次检测，才能确定检修后投运的设备是否消除了故障。

表4—2    造成油色谱误判断的非故障原因

非  故  障原  因	对油中气体组分变化的影响	误判的可能
屑于设备结构上的原固   (1)有载调压器灭弧室油向本体渗漏   (2)使用有不稳定的绝缘材料，造成早期热分解(如使用札030醇酸绝缘漆)   (3)使用有活性的金属材料，促进抽的分解(如使用奥氏体不锈钢)	使本体油的乙炔增加   产生CO与H2等，增加它们在油中的浓度   增加油中H2含量	放电故障 固体绝缘发热或受潮 油中有水分
属于安装、运行、维护上的原因   (1)设备安装前，充CO2安装注油时，未排尽余气   (2) 充氮保护时，使用不合格的氮气   (3)油与绝缘物中有空气泡(如安装投运前，油未脱气及真空注油，运行中系统不严 密而进气等)   (4)检修中带油补焊   (5)油处理中，油加热器不合格，使油过热分解   (6)充用含可燃烃类气体的油，或原有过 故障，油未脱气或脱气不完全	增加油中CO2含量 氮气含H2、CO等杂气 由于气泡性放电产生H2和C2H2 增加乙炔含量 增加乙炔等含量 油溶解度大的可燃烃气体含量高	固体绝缘发热 发热受潮 放电故障 放电故障 放电故障 发热、放电
非故障原因	对油中气体组分变化的影响	误判的可能
属于附属设备或其他原因   (1)潜油泵、油流继电器接点电火花或电 机缺陷   (2)设备环境空气中CO和烃含量高	增加乙炔等可燃气体 增加油中CO和烃含量	放电故障 固体绝缘发热

　　3)注意油中CO、C岛含量及比值。变压器在运行中固体绝缘老化会产生CO和CO₂。同时，油中CO和CO₂的含量既同变压器运行年限有关，也与设备结构、运行负荷和油温等因素有关，因此目前导则还不能规定统一的注意值。只是粗略的认为，在开放式的变压器中，CO含量小于300uL／L，CO₂／CO比值在7左右时，属于正常范围；而薄膜密封变压器中CO₂／CO比值一般低于7时也属于正常值。

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3．故障严重性判断

　　当确定设备存在潜伏性故障时，就要对故障严重性作出正确的判断。判断设备故障的严重程度，除了根据分析结果的绝对值外，必须根据产气速率来考虑故障的发展趋势，因为计算故障的产气速率可确定设备内部有无故障，又可估计故障严重程度。

　　导则推荐变压器和电抗器总烃产气速率的注意值：开放式变压器为0．25ml／h，密闭式变压器0．5mI／h。如以相对产气速率来判断设备内部状况，则总烃的相对产气速率大于10％／月就应引起注意，如大于40uL／L／月可能存在严重故障。在实际工作中，常将气体浓度的绝对值与产气速率相结合来诊断故障的严重程度，例如当绝缘值超过导则规定注意值的5倍，且产气速率超过导则规定注意值的2倍时，可以判断为严重故障。

　　当有意识地用产气速率考察设备的故障程度时，必须在考察期间变压器不要停运而尽量保持负荷的稳定性，考察的时间以1～3个月为宜。如果在考察期间，对油进行脱气处理或在较短的运行期间及油中含气量很低时进行产气速率的考察，会带来较大的误差。

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 4．故障类型的判断

　　设备存在异常情况时，应对其故障类型作出判断，主要有特征气体法和IEC三比值法；但在用IEC三比值法应注意的有关问题有

　　(1)采用三比值法来判断故障的性质时必须符合的条件。

　　1)色谱分析的气体成分浓度应不少于分析方法灵敏度极根值的10倍。

　　2)应排除非故障原因引入的数值干扰。

　　3)在一定的时间间隔内(1～3个月)产气速率超过10％／月。

　　(2)注意三比值表以外的比值的应用，如122、121、222等组合形式在表中找不到相应的比值组合，对这类情况要进行对应分析和分解处理。如有的认为122组合可以分解为102+020，即说明故障是高能放电兼过热。另外，在追踪监视中，要认真分析含气成分变化规律，找出故障类型的变化、发展过程，例如三比值组合方式由102—122，则可判断故障是先过热，后发展为电弧放电兼过热。当然，分析比值的组合方式时，还要结合设备的历史状况、运行检修和电气试验等资料，最后作出正确的结论。

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(3)注意对低温过热涉及固体绝缘老化的正确判断。因为绝缘纸在150'C以下热裂解时，除了主要产生CO₂外，还会产生一定量的CO、乙烯和甲烷，此时，成分的三比值会出现001、002甚至021、022等的组合，这样就可能造成误判断。在这种情况下，必须首先考虑各气体成分的产气速率，如果CO₂始终占主要成分，并且产气速率一直比其他气体高，则对001--002及021--022等组合，应认为是固体绝缘老化或低温过热。

　　(4)注意设备的结构与运行情况。三比值法引用的色谱数据是针对典型的故障设备，而不涉及故障设备的各种具体情况，如设备的保护方式、运行情况等。如开放式的变压器，应考虑到气体的逸散损失，特别是甲烷和氢气的损失率，因此引用三比值时，应对甲烷、H₂比值作些修正。另外，引用三比值是根据各成分气体超过注意值，特别是产气速率，有理由判断可能存在故障时才应用三比值进一步判断其故障性质，所以用三比值监视设备的故障性质应在故障不断产气过程中进行，如果设备停运，故障产气停止，油中各成分能会逐渐散失，成分的比值也会发生变化，因此，不宜应用三比值法。

　　(5)目前对尚没有列入三比值法的某些组合的判断正在研究之中。例如121或122对应于某些过热与放电同时存在的情况，202或212对于装有载调压开关的变压器应考虑开关油箱的油可能渗漏到本体油中的情况。

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四、综合分析诊断的要求

 (1)综合分析判断故障时一般要注意的几个方面：

　　1)将试验结果的几项主要指标(总烃、乙炔、氢)与DL／T596--1996规程列出的 注意值作比较。

　　2)对CO和Cq变化要进行具体分析比较。

　　3)油中溶解气体含量超过DL／T596--1996规程所列任一项数值时应引起注意，但注意值不是认定设备是否正常的唯一判据。必须同时注意产气速率，当产气速率也达到注意值时，应作综合分析并查明原因。有的新投入运行的或重新注油的设备，短期内各种气体含量迅速增加，但尚未超过给定的数值，也可判断为内部异常状况；有的设备因某种原因使气体含量基值较高，超过给定的注意值，但增长率低于前述产气速率的注意值，仍可认为是正常设备。  

　　4)当认为设备内部存在故障时，可用三比值法对故障类型作出分析。

　　5)在气体继电器内出现气体情况下，应将继电器内气样的分析结果，按前述方法与油中取出气体的分析结果作比较。

　　6)根据上述结果与其他检查性试验相结合，测量绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分等，并结合该设备的结构、运行、检修等情况，综合分析判断故障的性质及部位，并根据故障特征，可相应采取红外检测、超声波检测和其它带电检测等技术手段加以综合诊断。并针对具体情况采取不同的措施，如缩短试验周期、加强监视、限制负荷、近期安排内部检查、立即停电检查等。

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(2)综合分析诊断应注意的问题。

    1)由于变压器内部故障的形式和发展是比较复杂的，往往与多种因素有关，这就特别需要进行全面分析。首先要根据历史情况和设备特点以及环境等因素，确定所分析的气体究竟是来自外部还是内部。所谓外部的原因，包括冷却系统潜油泵故障、油箱带油补焊、油流继电器接点火花，注入油本身未脱净气等。如果排除了外部的可能，在分析内部故障时，也要进行综合分析。例如，绝缘预防性试验结果和检修的历史档案、设备当时的运行情况，包括温升、过负荷、过励磁、过电压等，及设备的结构特点，制造厂同类产品有无故障先例、设计和工艺有无缺陷等。

    2)根据油中气体分析结果，对设备进行诊断时，还应从安全和经济两方面考虑，对于某些过热故障，一般不应盲目地建议吊罩、吊心，进行内部检查修理，而应首先考虑这种故障是否可以采取其他措施，如改善冷却条件、限制负荷等来予以缓和或控制其发展，何况有些过热性故障即使吊罩、吊心也难以找到故障源。对于这一类设备，应采用临时对策来限制故障的发展，只要油中溶解气体未达到饱和，即使不吊罩、吊心修理，仍有可能安全运行一段时间，以便观察其发展情况，再考虑进一步的处理方案。这样的处理方法，既能避免热性损坏，又能避免人力、物力的浪费。

    3)关于油的脱气处理的必要性，要分几种情况区别对待：当油中溶解气体接近饱和时，应进行油脱气处理，避免气体继电器动作或油中析出气泡发生局部放电；当油中含气量较高而不便于监视产气速率时，也可考虑脱气处理后，从起始值进行监测。但需要明确的是，油的脱气并不是处理故障的手段，少量的可燃性气体在油中并不危及安全运行，因此，在监视故障的过程中，过分频繁的脱气处理是不必要的。

    4)在分析故障的同时，应广泛采用新的测试技术，例如电气或超声波法的局部放电的测量和定位、红外成像技术检测、油及固体绝缘材料中的微量水分测定，以及油中金属微粒的测定等，以利于寻找故障的线索，分析故障原因，并进行准确诊断。