摘要：文章统计分析了2004年度国家电网公司系统110kV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 本文对2004年国家电网公司系统110kV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110kV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/MVA
110
9565
318504.3
220
2901
402123.0
330
107
22985.0
500
614
163496.0
总计
13187
907108.3
2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110kV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110kV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0.40和0.47。
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。2004年度变压器损坏事故台次和容量明显增加。各电压等级变压器的损坏事故率详见表2。
由表2可见，2004年主要是110、220kV和500kV级变压器发生损坏事故，特别是110kV级变压器损坏得较多，将占本年度损坏事故的58.5。330kV级变压器无损坏事故。同2003年度相比，2004年度除330kV级变压器外，其他各电压等级变压器的年台次事故率均有所增加，其中110kV级变
表2按电压等级统计的变压器损坏事故率
电压等级/kV
110
220
330
500
合计
事故台次
31
21
0
1
53
在运台数/台
9565
2901
107
614
13187
年台次事故率/
0.32
0.72
0
0.16
0.40
事故容量/MVA
1144.5
2910.0
0
167.0
4221.5
在运容量/MVA
318504.3
402123.0
22985.0
163496.0
907108.3
年容量事故率/
0.36
0.72
0
0.10
0.47
2003年
事故率
按台次计/
0.28
0.26
0
0
0.26
按容量计/
0.30
0.22
0
0
0.21
2004年与
2003年差值
按台次计/
0.04
0.46
0
0.16
0.14
按容量计/
0.06
0.50
0
0.10
0.26
压器增加了0.04个百分点，220kV级变压器增加了0.46个百分点，500kV级变压器增加了0.16个百分点。
表3列出了2000～2004年各电压等级变压器年台次事故率。从表3可以看出，2000～2004年各电压等级变压器年台次事故率呈现的趋势,其中330kV和500kV级变压器年台次事故率在近几年有明显的下降。
2.2损坏事故部位
发生损坏事故变压器的损坏部位分类见表4。
表32000～2004年按电压等级统计的变压器年台次事故率
年度/年
各电压等级变压器年台次事故率/
110kV
220kV
330kV
500kV
合计
2000
0.14
0.33
0.83
0.61
0.22
2001
0.34
0.39
1.65
1.83
0.43
2002
0.18
0.35
0
0.40
0.23
2003
0.28
0.26
0
0
0.26
2004
0.32
0.72
0
0.16
0.40
表4损坏事故变压器损坏部位分类
损坏部位
绕组
主绝缘
及引线
分接开关
套管
其他原因
总计
合计
台数/台
37
6
3
5
2
53
损坏率/
69.8
11.3
5.7
9.4
3.8
100.0
容量/MVA
3145.5
523.0
131.5
240.0
181.5
4221.5
损坏率/
74.5
12.4
3.1
5.7
4.3
100.0
110kV
台数/台
19
3
3
5
1
31
容量/MVA
668.5
73.0
131.5
240.0
31.5
1144.5
220kV
台数/台
17
3
0
0
1
21
容量/MVA
2310.0
450.0
0
0
150.0
2910.0
500kV
台数/台
1
0
0
0
0
1
容量/MVA
167.0
0
0
0
0
167.0
由表4可以看出，变压器绕组、主绝缘及引线等是变压器损坏事故的主要损坏部位。在37台次绕组绝缘损坏事故中，有21台次是由于变压器出口或近区短路引起，9台次是由于结构设计不合理、制造工艺及材质控制不严引起，3台次是由于雷击引起，其余4台次是因内过电压、变压器绝缘老化以及误操作或安装不当等引起绕组损坏事故。各个电压等级的纵绝缘和主绝缘损坏事故台次平均占总损坏事故台次的81.1。
2.3损坏事故的分布特点
(1）损坏事故变压器按制造厂分布共涉及到21个厂家，其中国内厂家18家，合资厂家1家及国外厂家2家。在损坏变压器中，国产变压器的损坏事故为50台次，占总损坏事故台次的94.3；损坏容量为3884.5MVA，占总损坏事故容量的92.0，其中110kV级变压器损坏事故30台次，220kV级变压器损坏事故20台次。在这50台次损坏事故变压器中，18台次（占36.0）为国内三大厂产品，25台次（占500％）为国内其他厂家产品，7台次（占14.0）为合资厂家产品。
进口变压器损坏事故3台次、损坏容量为337.0MVA，分别占总损坏事故台次和容量的5.7和8.0。3台次进口变压器损坏事故，2台次是因制造工艺质量不良造成线圈饼间或匝间击穿损坏。另1台次是500kV、167.0MVA单相自耦变压器因结构设计不合理和制造工艺不良，致使高压引线出线的第一饼线圈在距高压引线800mm处的第4层L形绝缘成型件内存在明显的爬电痕迹，并有类似米粒大小的孔洞，退出运行。对此，运行部门应引起注意。
(2）在53台次损坏事故变压器中，除1台次出厂和投运时间不明外，其余52台次损坏事故变压器运行时间的分布见表5。
表5损坏事故变压器运行年限表
运行年限/年
≤1
1～5
6～10
11～15
16～20
>20
合计
事故台次
7
10
15
9
4
7
52
损坏比率/
13.5
19.2
28.8
17.3
7.7
13.5
100.0
注：运行年限为按事故发生年份减去设备投运年份统计，包括各种原因引起的停运时间。
由表5可以看出，在2004年度内，投入运行不到1年的变压器即发生损坏事故（包括3台次合资厂家产品）和已投运16年及以上变压器的损坏事故比率相对较低，而运行年限在1～15年以内的变压器损坏事故比率相对较高，特别是运行年限在6～10年以内的变压器损坏事故比率最高，基本上与2003年一样。因此变压器的运行寿命仍令人担忧。所以，希望制造部门在优化变压器结构的同时，还应看到因制造工艺缺陷引起的具有不同性质的、潜伏性故障；运行部门应加强变压器状况的诊断维护及合理、改造、退役工作，以确保变压器长期安全可靠运行。
从2000～2004年新变压器损坏台次及其所占当年总事故台次的比率统计中不难看出，2001年的损坏率最高，但随后3年又有下降逐渐上升的趋势。因此，变压器制造和安装质量仍要常抓不懈。
(3）2004年度除东北电网有限公司、辽宁省电力有限公司、吉林省电力有限公司、上海市电力公司和陕西省电力公司等保持变压器无损坏事故记录外，其他网省电力公司均有不同数量的变压器损坏事故，有的省电力公司竟发生了6台次变压器损坏事故。对此，应引起高度重视，并要加强变压器的管理和维护。
2.4损坏事故的原因分析
导致变压器损坏事故的原因很多，情况一般也比较复杂，表6是按2004年变压器发生损坏事故原因进行的大致分类。
表6变压器损坏事故原因分类情况表
类别
事故原因
台次
损坏比
率/
容量
/MVA
损坏比
率/
制造
方面
抗短路强度不够
21
39.6
1901.0
45.0
结构设计不合理、制造工艺及材质控制不严
13
24.5
1043.0
24.7
分接开关质量不良
2
3.8
100.0
2.4
套管质量差
5
9.4
240.0
5.7
小计
41
77.3
3284.0
77.8
运行
方面
绝缘老化
2
3.8
360.0
8.5
进水受潮
1
1.9
31.5
0.8
误操作
2
3.8
151.5
3.6
安装不当
1
1.9
150.0
3.5
小计
6
11.4
693.0
16.4
其他
雷电过电压
5
9.4
213.0
5.0
内过电压
1
1.9
31.5
0.8
小计
6
11.3
244.5
5.8
总计
53
100.0
4221.5
100.0
由表6可以看出，因制造上的问题所引起的变压器损坏事故台次占总损坏事故台次的77.3，事故容量占总损坏事故容量的77.8；而运行维护中的问题造成变压器损坏事故台次约占总损坏事故台次的22.7，事故容量占总损坏事故容量的22.2。下文将对事故原因进行具体的分析。
2.4.1抗短路强度不够
变压器绕组抗短路强度不够是造成2004年度变压器损坏事故的第一大原因，而出口或近区短路是诱发变压器短路损坏事故的首要原因。2004年度共发生这类损坏事故21台次，占总损坏事故台次的39.6；容量为1901.0MVA，占总损坏事故容量的45.0。其中1995年以前出厂的变压器有11台次、容量为1209.0MVA，分别占短路损坏总事故台次和总事故容量的52.4和
63.6。由此不难看出，1995年以前出厂的在运变压器，特别是220kV级变压器，其抗短路能力不足仍是当前短路损坏事故最突出的问题。
由2000～2004年变压器事故统计数据可见，2004年度国家电网公司系统变压器的短路损坏事故台次比前两年明显增加，并且以220kV级变压器为主，
共计12台次，容量为1590.0MVA。其次是110kV级变压器短路损坏事故为9台次，容量为311.0MVA。
在21台次短路损坏的变压器中，11台次（包括2台次薄绝缘变压器）是变压器本身抗短路能力差，一遇到10kV或35kV侧线路单相接地、三相短路、用户设备故障时，容易形成出口或近区短路，造成变压器损坏。还有4台次变压器短路损坏是由于长时间短路而造成损坏的。例如，某局110kV变电站1号主变压器，由于变电站10kV侧电容器组故障引发母线短路，造成主变压器喷油。由于保护直流电源失电，致使主变压器低压侧长时间短路冲击而损坏。再有6台次短路损坏是受近区或出口短路故障电流冲击造成的。例如，某供电分公司一220kV变电站2号主变压器，因该站35kV出线317开关柜内出线电缆头B相接地故障，造成线路两相电压升高，引起B相对A相电缆起弧形成AB相短路，317开关保护动作将317故障电流切除；随后主变压器差动保护动作、跳闸。经检查发现不仅317开关柜内出线电缆头爆炸，而且主变压器低压三相绕组损坏。其原因是由于近区短路所致。
2.4.2结构设计不合理、制造工艺及材质控制不严
由于变压器的结构设计不合理、制造工艺及材料质量控制不严使变压器绝缘存在先天不足的缺陷，从而导致损坏事故发生，它是造成2004年度变压器损坏事故的第二大原因。2004年国家电网公司系统的110kV及以上电压等级的变压器共发生这类损坏事故13台次，容量为1043.0MVA，占总损坏事故台次的24.4，占总损坏事故容量的24.7。
在这类事故中，110kV级变压器有8台次，220kV级变压器有4台次，500kV级变压器有1台次。其中，因变压器结构设计不合理而在正常运行中损坏的有2台次、容量为317.0MVA，因工艺缺陷而损坏的有11台次、容量为726.0MVA。例如，某供电分公司110kV变电站2号主变压器，在正常运行、无操作、无雷电过电压和短路的情况下，主变压器重瓦斯保护动作，跳三侧开关。事故后，取油样色谱分析发现乙炔和总烃含量超过注意值，初步判定为内部存在过热兼放电故障。吊罩检查发现B、C相绕组间铁轭下钢拉板紧固螺栓与铁垫块的绝缘套筒、绝缘垫片损坏。分析其原因是主变压器在运行中，因铁心振动铁轭下钢拉板紧固螺母松动位移与铁垫块虚接造成下钢拉板与上夹件导通形成短路匝，导致紧固螺栓和铁垫块过流烧伤。
由以上损坏事故表明，尽管近年来变压器制造技术有了很大的进步，技术指标和运行安全性能有了很大的提高，但是仍可能存在严重缺陷并引发事故，为此对新变压器的监测和运行维护工作决不能放松，并且应加强老旧变压器的技术监督工作，尤其是变压器油的色谱分析，避免存有隐患的变压器继续运行。
2.4.3分接开关质量不良
2004年度共发生由于分接开关故障造成的变压器事故2台次，事故容量为100.0MVA，分别占总损坏事故台次和总损坏事故容量的3.8和3.4。
分接开关损坏的2台次变压器均是110kV级的。其中，1台次有载分接开关是在正常运行中由于该分接开关内的切换开关绝缘不良放电而损坏。另1台次是由于未严格按开关使用说明书的规定程序进行操作，同时有载分接开关压力继电器接跳闸未动作，致使有载分接开关驱动杆断裂，切换开关过渡电阻间放电，选择开关电流集流环多处放电等。
由以上分析不难看出，变压器制造厂对选用的分接开关质量应严格把关；分接开关制造厂应对运行中已暴露出的各种质量问题，积极采取有效措施加以改进；对运行单位应认真贯彻执行《有载分接开关运行维修导则》，正确进行维护、检修和操作，以减少因分接开关操作或质量问题引起的变压器损坏事故。
2.4.4套管质量差
干式套管在运行中突发爆炸事故，在2004年度显得非常突出。因干式套管质量问题造成变压器套管粉碎性爆炸事故有5台次，容量为240.0MVA，占总损坏事故台次的9.4，占总损坏事故容量的5.7，影响了变压器的安全稳定运行。这5台次事故变压器所用的套管均是某公司生产的干式套管（型号为RTKF123－550/800T），均是在正常运行中发生粉碎性爆炸，致使主变压器差动保护动作，三侧开关跳闸。还有1台次是主变压器A相高压干式套管，在投入运行过程中突然爆炸。套管爆炸损坏的原因皆是由于干式套管顶部密封工艺螺丝松动，导致渗水，放电积累构成了闪络通道而引发爆炸，属套管结构性设计和制造工艺问题。对此，各网省电力公司各地区电力（业）局最好对运行中的干式套管进行一次检查，无异常的套管加强密封后再恢复使用；对发现螺丝松动、密封有渗漏痕迹或内部有潮气的套管要进行更换，以防止类似事故再次发生。
2.4.5过电压作用
2004年共发生雷电过电压和内过电压作用而导致的变压器损坏事故为6台次，容量为244.5MVA，占总损坏事故台次的11.3，占总损坏事故容量的5.8。其中5台次是雷电过电压作用，1台次是内过电压作用，致使变压器绕组饼间、匝间绝缘击穿而损坏。
雷电过电压作用下损坏的5台次变压器中，4台次是110kV级变压器，1台次是220kV级变压器。在雷电过电压引起的变压器损坏事故中，有1台次损坏事故是由于雷电过电压直接引起。再有4台次损坏事故是因雷击过电压再加上变压器内部绝缘本身存在薄弱环节的结果。
系统过电压作用下损坏的1台次变压器是某电业局某110kV变电站1号主变压器（型号为SFSZ31500/110），一35kV避雷器爆炸引起线路相间故障，同时致使主变压器35kV侧母线上一串绝缘子击穿放电，这证明在相间不对称条件下带故障重合时，会引起过电压。而该主变压器系薄绝缘产品，再加上设计先天不足，端部绝缘在制造时并未采取加强措施，因此在系统过电压作用下中压B相首端部位绝缘击穿损坏。
2.4.6绝缘老化
2004年度因变压器绝缘老化造成变压器损坏事故有2台次，容量为360.0MVA，占总损坏事故台次的3.8，占总损坏事故容量的8.5。
这2台次变压器绝缘老化损坏事故均是220kV级变压器。其中，1台次故障是由匝绝缘击穿引发的，造成匝绝缘击穿的主要原因有：①该主变压器为老旧变压器，绝缘结构薄，匝绝缘先天设计不足，运行电压下绝缘薄弱处产生放电，此类案例在全国发生过多起。而根据该主变压器事发前1年内的色谱跟踪结果分析，该主变压器油中含有微量乙炔，也表明主变压器内部放电性缺陷已潜伏了较长时间。②该台主变压器系1984年生产，事故后的试验结果表明固体绝缘存在老化现象，老化后绝缘强度下降，在绝缘薄弱处可能产生放电。③事发时主变压器负荷很小，本体油温较低，而根据油纸绝缘的特性可知，在较低的温度下，变压器的固体绝缘和油中含水量达到平衡态时，固体绝缘含水量较高，这样会导致绝缘强度下降，在绝缘薄弱处可能产生放电。
另1台次是由于变压器投运时间长达22年，绝缘存在老化现象，冲击合闸时，励磁涌流很大，使匝间电位升高，铁心过饱和有较强的三次谐波，出现过电压，造成绝缘击穿烧坏，形成匝间短路。
据不完全统计，各网省电力公司在运的变压器中，还有240多台变压器运行已超过20年，甚至更长时间。特别是一些薄绝缘、铝线圈变压器，或者是单台容量小、无励磁调压变压器，应尽早予以安排检修或更换，以防止变压器绝缘性能下降，或者因过负荷严重，威胁电网安全运行。
2.4.7进水受潮
2004年度因进水受潮造成变压器损坏事故有1台次，容量为31.5MVA，分别占总损坏事故台次和总损坏事故容量的1.9和0.8。这次损坏事故发生在某变电站1号主变压器，型号为SFSZ7-31500/110，1994年10月投入运行。在2004年9月12日，主变压器在正常运行中突然差动速断、重瓦斯保护同时动作，三侧开关跳闸。经检查，主变压器高压侧B相引流烧断。其主要原因是高压侧B相套管将军帽处密封不严，造成水分进入，在绝缘木上日积月累，从而在固定木板上形成沿面击穿放电。
2.4.8误操作
2004年度因误操作造成变压器损坏事故有2台次，容量为151.5MVA，分别占总损坏事故台次和总损坏事故容量的3.8和3.6。这2次损坏事故，一次发生在某局某110kV变电站主变压器，由于35kV用户线路故障造成该变电站35kVⅠ段母线接地，35kV线54号开关速断保护动作跳闸，同时主变压器轻瓦斯打出动作光字牌。一段时间后，54号开关试送电，主变压器轻瓦斯再次打出动作光字牌，随后主变压器退出运行。吊罩检查发现主变压器35kV侧B相无励磁分接开关3档静触头上部位置和动触头下部1/3处有明显的电弧烧伤痕迹。事故的诱发因素虽然是35kV用户设备故障，但是真正导致主变压器故障的主要原因是由于35kV侧B相无励磁分接开关存在调节不到位，在这种情况下，动触头压力过小造成的。当用户侧发生短路故障时，故障电流导致该相分接开关动、静触头间在震动和电动力的扰动下有短暂的弹跳，从而产生瞬时的电弧，烧伤了动、静触头。
另一次故障是某供电局某变电站1号主变压器由于检修人员在处理主变压器分接开关渗油过程中，不慎转动了该主变压器无励磁分接开关，使之变位，造成动触头处于两静触头之间，当运行人员第一次投运无励磁分接开关，A相两个分接头间产生弧光短路造成A相高压绕组匝间短路烧坏，高压熔丝熔断，更换高压熔丝后，未作检查第二次送电时，扩大成三相短路，又造成主变压器35kV绕组匝间短路，瓦斯保护动作跳闸。追究其原因为：①现场检修人员技术素质差；②检修管理存在重大漏洞；③运行人员对主变压器的缺陷定性不准，盲目夸大缺陷等级，验收只重结果，不重过程，未起把关作用；④现场管理人员工作把关不严，不注重过程管理，安全意识淡薄，对重点危险源分析不足，没有采取预控措施；⑤主变压器本身抗短路电流能力较差。
2.4.9安装不当
2004年因安装不当造成变压器损坏事故有1台次，容量为150.0MVA，分别占总损坏事故台次和总损坏事故容量的1.9和3.5。这次损坏事故发生在某供电公司某变电站1号主变压器，当时系统无操作，主变压器差动保护，轻、重瓦斯保护，压力释放保护同时动作，三侧开关跳闸。色谱分析表明变压器内部发生了电弧放电，低压b相软连接最外层铜皮烧蚀严重，并且b相软连接片有三片散开，片间距离最大处约30mm，a、c相软连接正常。主变压器绕组未发生变形失稳。分析此次事故原因主要是在安装过程中，35kV
b相引出软连接片下部有三片软连接片未按制造厂家安装要求安装到位，下垂散开，与c相的距离较近，造成两相相间短路并发展成三相短路之故。
2.5变压器障碍和缺陷统计
2004年通过变压器的运行监测、检修和试验等，使不少设备存在的障碍和缺陷得以发现和消除，避免了设备事故的发生。据各网省电力公司不完全统计，2004年度发现国家电网公司系统110kV及以上电压等级变压器试验超标188台次，各类障碍和缺陷370台次，合计558台次，占在运变压器总台数的4.2，见表7。从表7中可大致了解2004年度变压器所存在的主要障碍和缺陷。由表7可知，在试验超标的188台次变压器中，以占试验超标总台次60.1的油色谱分析超标为主，其次是直流电阻、介质损耗因数（以下简称为介损）和局部放电量超标，分别占试验超标总台次的23.4、7.4和4.8；而各类障碍和缺陷中，以占各类障碍和缺陷总台次20.8的套管障碍居首位，其次是分接开关、渗漏油、铁心、绕阻、绝缘油以及主绝缘与引线等障碍和缺陷，分别占各类障碍和缺陷总台次的20.0、14.3、12.2、5.1、4.6和3.3。
由上可知，利用油中气体色谱分析、直流电阻测量、介损测量和局部放电测量可以有效地反映变压器内部故障。并应认识加强绝缘监督的重要性，绝缘监督不仅可发现变压器内部绝缘缺陷，而且可及时对变压器故障部位进行处理，以消除变压器的重大事故隐患。套管、分接开关、渗漏油和铁心等障碍和缺陷，在一定程度上反映了制造质量和运行维护与检修的水平。套管故障在2004年度位于各类障碍和缺陷之首，其次是分接开关故障。
套管故障主要是介损、色谱超标以及渗漏油等。由于套管制造工艺存在问题，致使套管电容量、介损逐步异常增大，对此要引起注意。此外，套管接头过热问题在套管故障中也占较大比例。其主要原因，一是变压器引线铜棒螺纹与套管接线线夹内螺纹公差偏大，接触不良；二是接线板与套管接线线夹接触不良，造成过热。
分接开关故障主要是分接开关接触不良和切换箱渗漏等。例如，某供电局一变电站1号主变压器进行色谱分析，发现乙炔已达到15.35μL/L，用三比值法判断为高能量放电，经跟踪分析，乙炔数值比较稳定，没有增长趋势。停电后试验发现有载分接开关小油箱向变压器本体有微气渗漏，计划进行处理。除此，分接开关特别是国产分接开关还存在电动机构连动、跳档和卡涩、断轴等故障。
表7110kV及以上变压器障碍和缺陷情况统计表
障碍和缺陷分类及部位
台次
合计
台次
占总障碍/
试验超标
色谱分析
113
188
20.3
局部放电
9
1.6
直流电阻
44
7.9
介损
14
2.5
其他
8
1.4
绕组
股间短路
1
19
3.4
焊接不良
0
绝缘老化
7
绝缘不良
2
匝间故障
1
位移变形
8
异物进入
0
其他
0
主绝缘及引线
绝缘距离不够
2
12
2.1
引线过热
5
引线放电
3
围屏放电
0
异物进入
0
其他
2
绝缘油
含水量大
1
17
3.0
油老化或污染
0
介损超标
7
油温过热
0
其他
9
渗漏油
安装不当
3
53
9.5
焊接不良
1
密封垫不良
43
材质不良
4
其他
2
分接开关
切换开关
1
74
13.3
选择开关
2
过渡电阻
0
快速机构
3
连调
3
拒动
2
障碍和缺陷分类及部位
台次
合计
台次
占总障碍/
分接开关
分接触点接触不良
9
切换箱渗漏
16
控制箱故障
2
主轴故障
0
其他
36
铁心
接地不良
1
45
8.1
多点接地
39
绝缘老化
0
结构不良
0
穿钉绝缘损伤
0
异物进入
0
局部短路
1
夹件故障
0
其他
4
套管
介损超标
19
77
13.8
结构工艺不良
1
色谱超标
13
绝缘老化
4
末屏接地不良或锈蚀
8
表面污闪
0
渗漏油
10
瓷管裂纹
0
接头发热
8
接头进水
0
其他
14
其他
保护误动、拒动
8
370
13.1
压力释放阀故障
3
漏磁发热
1
潜油泵故障
17
冷却系统故障
23
油保护系统故障
3
其他
18
各类障碍合计
总计
370
66.3
558
100.0
渗漏油问题，近几年由于各单位重视，加强运行维护，变压器渗漏油问题得到了基本解决。但是渗漏油现象依然突出，特别是运行时间较长的变压器。渗漏油部位大多集中在大盖及套管密封处，且大多是由密封圈故障引起。
铁心故障，特别是铁心多点接地故障也是2004年度出现较多的变压器故障之一。铁心多点接地故障虽然绝大多数可采取电容冲击法暂时消除，但变压器内仍存在金属异物，运行一段时间后，又可能再次形成多点接地。所以，对铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，有条件时宜将接地引线至适当位置，以便在运行中检测接地电流的大小；同时，在安装、大修吊罩或进入变压器本体检查时要杜绝遗留异物在变压器内，防止不必要的问题产生。另外，铁心多点接地、绝缘电阻下降在220kV及以下电压等级变压器上反映得较多，应引起各运行单位的重视。
3在运变压器管理中存在的问题
（1）老旧设备较多，仍有部分铝线圈、无载调压、薄绝缘变压器在系统中运行。这些变压器抗短路冲击能力差，一遇到外部短路冲击绕组便变形损坏；或者单台容量小，过负荷严重，威胁电网安全运行。
（2）部分变压器，尤其110kV变压器，其老旧型号的国产有载分接开关，由于负荷变动大，分接开关调节频繁，再加质量不稳定，常出现机构连调、卡涩，触头接触不良以及切换开关绝缘筒渗漏等缺陷。部分变压器为无载调压型，无法满足低压侧电压随时调整的需要。
（3）变压器附件质量问题仍然是变压器被迫停运的重要原因。
（4）20世纪90年代初以前变压器的短路能力不强，需改造或更换。同时，变压器超龄服役现象逐渐增多。
（5）变压器类设备技术监督制度不健全，监督措施不力。
（6）检修人员力量相对不足，对相关技术的培训力度不够。
（7）过电压问题较多。主要是老旧变电站接地装置截面小，不能满足热稳定要求；不接地系统电容电流变化大，手动消弧线圈有时不能及时变动分接头满足补偿容量要求。
（8）电网规划及设计对变压器类设备重视不够，基层单位的意见不能及时反映。
（9）观念陈旧，管理手段和方法单一，存在专业管理目标不明确，概念不清晰，不能较好地适应电网运行规律及电力改革、电网发展要求的问题。
（10）变压器大小修工作有待加强，消缺和反事故措施有待重视。
4结束语
（1）2004年度国家电网公司系统的110kV及以上电压等级变压器年台次事故率为0.40，比2003年度上升0.14个百分点；年容量事故率为0.47，比上一年上升0.26个百分点，这说明2004年度不仅变压器损坏事故台次有所增加，而且主要以220kV级变压器为主。
（2）同2003年度相比，2004年度500kV级变压器年台次事故率上升了0.16个百分点，330kV级变压器年台次事故率与同期持平，220kV级变压器年台次事故率上升了0.46个百分点，110kV级变压器年台次事故率上升了0.04个百分点。
（3）2004年度变压器损坏事故仍以绝缘事故为主，占总损坏事故台次的81.1。变压器损坏事故的首要原因是变压器绕组抗短路强度不够，其次是变压器结构设计不合理、制造工艺和材料质量控制不严，使变压器绝缘存在先天缺陷，以导致变压器绝缘损坏事故。2004年度发生此类损坏事故共34台次，占总损坏事故台次的64.1。
（4）2004年新变压器的损坏事故较多。运行年限1年以内的变压器损坏事故率约为2002年的2倍，这表明变压器的制造和安装质量还需进一步提高。另外，投运15年以内的变压器即发生损坏事故的台次竟然占统计损坏事故变压器总台次的78.8，变压器的运行寿命令人担忧。除此，投运20多年的老旧变压器的损坏事故率为13.5，这值得运行部门关注。
（5）2004年国家电网公司系统的110kV及以上电压等级变压器共发现试验超标和各类障碍与缺陷558台次，占在运变压器总台数的4.2。试验超标中以占60.1的色谱分析超标为主。各类障碍与缺陷中以占20.8的套管障碍为主。
（6）2004年度国家电网公司系统的110kV及以上电压等级变压器，由于变压器本体、外部设备、制造、安装和检修质量等原因共发生跳闸230次，其跳闸率为1.74次/百台年；非计划停运361次，其非计划停运率为2.74次/百台年。
（7）对于目前在运的变压器存在的一些共性问题应予以重视，并尽早落实解决。
（8）对带病运行的，特别是运行超过20年，甚至更长时间的变压器应重点监视，并尽快安排检修或更换。同时要加强变压器的运行和检修管理，落实责任制。对专业技术人员要提高其业务水平、工作责任心和安全意识。
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