c油箱和储油柜内部压力：油位计指示随油温相应变化，呼吸器有冒气泡现象为正常;油位计指示异常或呼吸器不畅通为不正常。

　　d油流对气体继电器的冲击力：开、停油泵或变压器空载合闸时，气体继电器不动作为正常;误动作为不正常。

　　e潜油泵和风机叶轮失衡力：潜油泵和风机运转时的声音和振动正常为正常;有磨擦声响或剧烈振动为不正常。

　　1.3 状态检修：

　　1.3.1 在线监测：

　　a充分利用传统在线检测：电流、电压;油温测量;油位观测;色谱分析;红外测温;铁芯入地电流测量;振动测量;声响记录。

　　b应用新型在线检测：油中气体连续记录;局部放电连续监测。

　　1.3.2状态检修

　　状态检修主要进行储油柜系统、冷却系统、二次线系统、温度测量装置、有载分接开关及油箱的检修，尤 其对运行中的变压器(包括电容型油纸绝缘套管)应保持严密的封闭，避免大气中的水分和气体渗透入内。不论是油—气渗漏或气—气渗漏，都有一个互相渗透的过 程。应把渗漏问题看作是影响绝缘安全性的重要因素。一旦发现，应尽快消除。大部分检修可以在线进行。随着认识的提高和技术的进步，在线检修是今后主要检修 方式。

　　1.4 停电维修：

　　(1)正常状态的停电维修：外加电源的预防性试验;瓷绝缘清扫及防污闪处理;冲洗风冷却器;带电设备的防锈蚀处理;减少停电维修是发展方向。

　　(2)不正常状态的停电维修：习称“消缺”。根据不正常状态特征参量，进行“诊断”。按诊断结果安排检修，消除缺陷，恢复正常状态。

　　(3)对于定期检修：正常的变压器不需要进行吊罩大修;自由水含量过高是致命性的缺陷，应进行消缺检修。行之有效的方法是将油排尽，进行常温下真空干燥，然后真空注油。消缺、改进性大修和事故抢救应相信、依靠制造厂。

　　2 变压器的事故分析

　　2.1 绝缘事故分析

　　2.1.1 绝缘事故：

　　a绝缘事故分类：绕组绝缘事故(主、纵、匝、引线、端绝缘);套管绝缘事故(内、外);分接开关绝缘事故(级间、相间);铁芯绝缘事故(对环流而言)。

　　b绝缘事故的严重性：事故率最高;造成损失最大。

　　2.1.2 绝缘事故的根本原因：

　　a作用场强大于耐受场强，作用场强过高事故率仅为百分之几。例如：雷击损坏降压变压器的第三绕组。 来源:输配电设备网

　　b作用场强过高加上耐受场强下降事故率只有千分之几。例如：轴向分裂变压器的双层绕组，下端受潮后在空载合闸过电压下发生层间短路。

　　c耐受场强下降。在工作电压下的事故率达90%以上，原因是耐受场强下降。而耐受场强下降到如此之低，只有水才能做到。

　　2.1.3 正常电压下绕组绝缘事故原因分析：

　　a自由水的危害：附着于固体绝缘和金属表面的水分，溶解于油中的水分，它们可随油流运动，称之为自 由水。油中自由水含量随油温的高、低而增、减，不停地对纸绝缘吞、吐。油中自由水集积的部位主要有两处：一是电场高处，另一是温度低处。绕组的温度对驱散 自由水的集积有一定作用。

　　b绝缘受潮的两种形态：看到积水或发现进水途径的水分入侵;内部原有水分悄悄地局部集积;两种受潮的同一结果是：局部含水量达到一定程度便引起放电，直至击穿。

　　c绕组绝缘工频裕度的概念值：匝绝缘：工作场强<2kV/mm，击穿场强>20~30 kV/mm;段间油道绝缘：工作场强<1kV/mm，油击穿场强>(20~25)kV/mm。

　　d受潮事故：真空泵中水分打上器身;套管均压球中积水倾倒在绕组上;套管接线端子(将军帽)渗漏， 吸进水分;储油柜中积水溢到绕组上;防爆筒渗漏，引起沿围屏树枝状放电;带油运输变压器气腔部位渗漏进水;水冷却器的冷却水漏进变压器内;进油管内积水被 油泵打到器身上;调压绕组垫块沿面放电;发电机变压器低压引线支架沿面闪络;绕组内侧靠近撑条处段间短路;绕组下端(220kV)角环间树枝状爬电;壳式 变压器纸板间的树枝状放电;500kV套管均压球与其绝缘围屏的夹层放电;500kV筒式绕组下部外油道放电;套管下瓷套沿面放电(内、外表面)。

　　e防止受潮事故的措施：关键是限制自由水。全过程的配套措施如下：制造厂煤油气相干燥，彻底清除自由水;安装或检修时严格进行真空干燥和真空注油，驱逐吸附的自由水;行中保持不渗漏，避免大气中水分渗透入内;用有效的检测水分方法，监督自由水的含量及其分布。