变压器在正常工作电压下的绝缘事故(正式版)
变压器事故处理及案例分析
因和消除故障之前不得进行强送。 • 6.重瓦斯或差动保护之一动作跳闸，在检查变压器外部无
明显故障，检查瓦斯气体，证明变压器内部无明显故障者 ，在系统急需时可以试送一次，有条件时，应尽量进行零 起升压。
五、变压器事故处理的基本原则
继电器接线盒内有无进水受潮和短路。
六、变压器各种保护动作的原因、 现象和主要检查工作
(11)若气体继电器内有气体，则应取气检查，根据气样的 颜色、气味和可燃性初步判断故障性质，判断方法详见下 表；并将此气样和气体继电器内的油样送试验所作色谱分 析。
六、变压器各种保护动作的原因、 现象和主要检查工作
一、变压器常设的保护
(6)中压侧失灵保护。 (7)低压侧限时速断保护。 (8)过负荷保护。 (9)低压侧零序过电压告警。 (10)本体轻瓦斯。 (11)本体油温高。 (12)绕组超温。 (13)本体油位告警。 (14)调压油位告警。 (15)调压轻瓦斯。 (16)冷却器全停。
信息。 (2)监控系统显示变压器有载分接开关重瓦斯保护动作等
光字牌。 (3)监控系统告警窗显示打压电源启动、故障录波器启动
等信号。 (4)变压器三侧的电流、功率等为零。 (5)低压侧母线失压(无自投装置)。
六、变压器各种保护动作的原因、
现象和主要检查工作
3.有载分接开关重瓦斯保护动作后运行人员应进行的检查 工作:
。
六、变压器各种保护动作的原因、
现象和主要检查工作
(7)检查变压器油温、油位、油色情况，有无爆炸、喷油 、漏油等情况。
(8)检查变压器外壳有无鼓起变形，套管有无破损裂纹。 (9)检查各法兰连接处和导油管有无冒油。 (10)检查有载分接开关气体继电器内有无气体积聚。 (11)检查变压器有载分接开关油位情况。 (12)检查有载分接开关气体继电器的二次接线有无异常，
盘点变压器事故后的处理细则
盘点变压器事故后的处理细则前言变压器是电力系统中重要的电气设备，其作用是将高电压变成低电压，以满足电力系统中不同场合的用电需求。
但在实际运行中，变压器偶尔会发生事故，例如漏油、短路、爆炸等，这些事故不仅会对生产造成损失，还会造成环境污染和人员伤害。
因此，在变压器事故发生后，及时处理和彻底排查事故原因显得尤为重要。
变压器事故的分类及原因在实际运行中，变压器发生的事故可以分为以下几种：1.漏油事故：变压器在运行过程中，由于绝缘老化、电气绝缘质量不良和机械损坏等原因，局部产生放电，使绝缘油质量降低，最终导致漏油。
2.烧毁事故：变压器过载、短路、潮气、异物和结构故障等原因导致变压器内部局部放电，短暂的局部高温和强电场等因素作用下，使变压器内部绝缘破坏，机油遭到高温热分解，生成大量沉淀物，最终导致变压器内部烧毁。
3.爆炸事故：变压器内部相间短路或外部过负荷导致的过电压等电气原因，以及机械故障、管路堵塞等原因，都可能导致变压器爆炸。
变压器事故后的处理细则发生变压器事故后，要立即采取以下措施：第一步：紧急处理1.立即切断变压器的电源和油路。
2.防止事故扩大，尽快将附近的人员疏散。
3.对漏油进行封堵，防止油渗入前线及其他设备中。
4.灭火工作：根据具体情况选择灭火方式，并采取措施保护周围环境，防止火灾蔓延，同时注意安全。
第二步：事故调查1.对事故现场进行勘察，确定事故发生的时间、地点、原因和损失等情况。
2.对事故原因进行分析，对已经发生的损失进行测算，准确估计事故造成的影响。
3.对变压器进行维修或更换，确保设备能够正常运行，避免出现类似事故。
第三步：事故处理1.对损失进行评估，根据具体的情况进行风险分析，制定相应的事故处理方案。
2.将损失告知保险公司，进行理赔或赔偿处理，为企业避免经济损失。
3.对变压器进行检测、维护和保养，加强对设备的日常监控，及时发现潜在的问题并处理。
4.对事故进行总结，吸取经验教训，进一步提高安全意识和应急管理能力，确保生产、安全、环保三梁齐备。
变压器绝缘事故的分析与预防
1概述变压器的平安运转遭到绝缘变乱的威逼，是以，在变压器的制作、安置、检验和运转进程中，对变压器绝缘体系的平安非常器重。
本文偏重阐发引发变压器绝缘变乱的缘由和对绝缘变乱的防备。
2绝缘变乱发生的缘由2?1绝缘变乱概述变压器的绝缘体系是一个绝缘共同问题。
公道的绝缘共同是指变压器绝缘的耐受电场强度（如下简称“场强）大于其遭到的感化场强，并有必定的裕度。
当绝缘共同遭到粉碎，便引发绝缘变乱的产生。
2?2感化场强失控引发的绝缘变乱1）持久事情电压持久事情电压失控的问题是不存在的，但这不即是感化场强不失控。
由于在必定的电压下，如果产生电场畸变，感化场强就会产生变革，引发电场畸变的缘由有金属导体悬浮、导体上有尖角毛刺和导电灰尘的积集等。
比方：高压套管均压球安置时未拧紧或在运转中振松，就构成了悬浮导体，发生足以使油隙击穿的感化场强，引发部分放电和使变压器油分化出乙炔。
2）临时过电压工频电压短时降低或谐振过电压统称临时过电压。
当工频电压降低跨越计划值时，即可能产生死心的过激磁。
在过激磁的状态下，一方面激磁电流的数值敏捷增大，另外一方面激磁电流中的谐波份量敏捷增加。
过激磁的倍数越大，则越紧张。
其结果是造成挨近死心线圈的导体部分过热，引发匝间绝缘击穿。
外洋文献屡次报道过此类变乱。
3）操纵过电压电压品级跨越220kV的变压器对操纵过电压采纳了有用的庇护步伐，所以致今未发明在操纵过电压下的粉碎变乱。
220kV及如下变压器的操纵过电压的感化场强有失控的大概性，足以激发变乱。
比方：在空载合闸时产生线圈匝间或层间短路；在切低压侧抵偿电容器时，引发低压引线对油箱放电；屡次分歧期合闸时，引发高压套管端部相间击穿。
4）雷电过电压变压器高压侧的防雷庇护比力健全，一般比力平安。
但有些变压器的中、低压侧的耐雷程度较低，致使雷击毁坏变压器的变乱时有产生。
如：220kV变压器，低压35kV侧产生过量次雷击毁坏变乱；110kV三绕组变压器的中压35kV侧或低压10kV侧也发过生雷击毁坏变乱。
关于变压器绝缘事故原因的分析与探讨
分 接开 关 和有载 分 接 开关 裸 露 的导 体之 间放 电 ， 引
起 相 问 、 对地 或级 间短 路 的事故 。 相 ４ 铁 心绝 缘 事 故 。一 是 指 铁 心 的 硅 钢 片 对 地 ） 绝缘 损 坏 ， 引起 铁 心 多 点接 地 。二 是 指 铁 心 的框 架
障 能量有 大有 小 ， 或继 电保 护动 作 的时 间有 快有慢 ， 因此 变压 器损 坏 的严 重 程 度 大不 相 同。２） 一 种 另 称作 垂危 式故 障 。这 种事 故 的特 点是 预防 性试验 的 绝缘 性 能试验合 格 ， 从 油 中溶 解 气 体 的色 谱 分析 但 中发 现 乙炔 。经分析 确认 与在绝 缘部 分存 在放 电有 关 。于是停 电进 行测量 局部 放 电量 的试 验 。试验结
可分 为 雷 电冲击 作 用 场强 、 作 冲击作 用 场 强 和 工 操 频作 用 场强 。这 ３种类 型作 用 场 强绝 缘 成 分 不 同 ，
各 自的 耐受 场强 也不 同 。但其共 同点是 当作 用场 强
国 内外 变压 器都存 在各 种绝缘 事故 在 此列举
１ 有结 论 的代表性 事例 。 Ｏ个
击穿 。将 局放试 验 和其 他 试 验 结果 进 行 综 合 分析 ， 可 以作 出正确诊 断 ， 体后 可 以找 到绝 缘 发 生不 可 解 逆损坏 的故 障点 。 １４ 正 常工作 电压下 的绝缘 事故 实例 ．
绝缘 上 的 电场强 度 分 为作 用 电场 强 度 （ 称作 用 场 简 强） 和耐 受 电场 强度 （ 简称 耐 受场 强 ） 。作 用场 强 又
受 场强 下 降 ， 导致 在 正 常工 作 电压 下 突然 发 生绝 缘 事 故 。这类 绝缘 事故 频 繁 出 现 ， 占总 的绕 组 绝缘 事
主变压器220kV线圈匝间绝缘损坏事故
主变压器220kV线圈匝间绝缘损坏事故【案例简述】某电厂2号主变系西安变压器厂1973年11月生产的SSPSOL一300000／220型薄绝缘变压器，1973年12月投运，是该省首台220kV 升压变压器，运行以来历次绝缘预防性试验无明显变化，油质化验和油中溶解气体分析正常。
变压器投运以来未进行过大修吊检工作，为了检查变压器内部绝缘老化状况，紧固件松紧程度和油道是否畅通等，于1996年5月20日对该变进行了第一次大修，经吊检并解三相高压线圈部分围屏，未发现明显缺陷，修后按检修工艺要求进行真空注油(真空度保持540～550mmHg)。
6月3日18时56分，由220kV侧对主变送电，110kV并网试运行，主变运行正常。
22时26分，中调命令主变从电网解列备用。
6月4日16时55分，中调命令主变投入运行(负荷90Mw)。
6月6日8时23分，主变重瓦斯动作，防爆筒喷油，油中溶解气体分析属高能量放电，高压侧直流电阻不平衡系数严重超标。
吊罩检查发现B相下分支六只线饼局部烧坏。
事故后将事故线匝拆除，修理恢复原状，经1.4倍感应耐压试验并在1.3倍感应电压下测量了B相的局部放电，加压时间20分钟，试验过程中未发现主变异常。
7月15日1时54分，由2号机带该变空载零起升压，当低压侧(13.8kV)升至5kV时，发电机转子电流剧增，最大达1100A，(正常时约320A)，还未来得及降压，主变重瓦斯动作跳MK开关，全部升压过程约3分钟。
经吊检发现，故障发生在高压侧B相下分支、第一次故障线饼的下部。
由于这次故障波及线饼30多个，现场穿绕时间长，难以保证质量，决定将220kV三相自耦变串联线圈全部拆除，于7月28日23时30分，暂由110kV并网运行，待全部更换为加强绝缘线圈。
故障部位检查：该变6月6日，7月15日先后发生两次绝缘事故，第一次事故的部位发生在高压侧B相下分支1、2号撑条间，由下往上数第27至32线饼的辐向外侧第5匝往里的四只线饼，故障点烧了鸭蛋大的一洞，由于瓦斯保护动作快，波及范围不大。
(完整版)变压器事故案例分析
制作人：—————变压器发生起火爆炸【简述】1978年10月4日2时58分，江苏省镇江地区某发电厂五号12万千伏安变压器发生起火爆炸事故，造成职工死亡3人，伤12人，财产损失80万元。
【事故经过】某发电厂五号12万千伏安变压器是1970年安装使用的。
1978年3月大修中，更换了C相分接头开关。
10月小修中，更换了4组散热器的垫床和低压套管的放气螺丝，并充添了1吨左右的变压器油。
10月3日并网后，检查了瓦斯继电器，并排放了空气，带8千千瓦负荷。
并网后4日晨，主控制室发现变压器瓦斯继电器信号光字牌亮，铃声响，同时听到升压站有爆炸声，差动保护随即动作，变压器开关跳闸。
经检查发现瓦斯继电器、差动继电器以及10千伏接地保护信号掉牌，在主控制室可以见到变压器处有火。
此时发现变压器散热器及本体下部多处漏油，蓄油坑已积满了油，并且淹没了整个卵石层。
过了一刻钟，变压器又突然发生强烈爆炸，使现场的检修人员措手不及，造成了职工的重大伤亡。
当时大火四起，燃烧达2小时。
【事故分析】经现场勘查及测试，吊芯检查发现变庄器外层高压线圈除A相垫块烧坏变形外，B相、C相基本完好。
B相低压线圈烧出空洞，且匝间与压环间有明显电弧飞闪痕迹，铜末到处都是，高压引线全部断裂。
经全面解体检查，发现在低压线圈顶部第一、第二匝用白纱带统包的绝缘层颜色变黑，上油道被堵塞，冷却条件恶化。
从割取与B相事故位置相同的完好的C相低压线圈线段作检查，发现统包最内层接近线圈部分已焦枯炭化，用手轻轻碰触即成炭粉状，说明纸和白纱带绝缘均已老化。
用500伏摇表测量匝间绝缘为零，但在无统包的第二、第三匝间绝缘电阻为数千欧以上。
从几次绝缘油色谱分析试验看，CO指标从0．09％增加到0．77％，这充分说明固体绝缘逐步过热。
【事故原因】由于线圈顶部因统包绝缘部分冷却条件恶劣，尤其是B相线圈匝间短路部分又位于220千伏套管侧、该处的冷却条件更差，更易使绝缘过热老化。
当B相匝间短路时，变压器因故障跳闸，本体受到冲击和震动，散热器及本体法兰盘等连接薄弱处向外喷油，高温的油气瞬间喷出燃烧，同时由于法兰热圈等处大量漏洞，本体油位迅速下降，空隙增大，油气积聚，空气进入，在高温下达到一定的比例形成爆炸性气体，则构成了强烈爆炸，并酿成大火，造成了人员的重大伤亡，设备的严重损坏。
大型变压器的绝缘事故分析
大型变压器的绝缘事故分析变压器的电压越来越高，容量越来越大，所以对大型变压器额定电压下的冲击合闸试验要格外小心。
文章通过对变压器爆炸事故的分析，细究原因，总结出大型变压器空载合闸过程中应遵守的基本原则和需要考虑的诸多因素，为保证电网的稳定运行提出了可靠性的建议。
标签：变压器；冲击；事故1 事故概述1.1 事故过程某电厂500kV主变压器在冲击合闸的时候，500kV GIS断路器合闸瞬间，变压器剧烈晃动，四周冒烟，主变压器顶部着火，约1分钟，听见爆炸声，火势覆盖了整个器身，发变组保护（主变差动、限制性接地、主变重瓦斯、主变压力释放阀保护动作跳闸）在合闸瞬间动作跳开GIS断路器，运行人员确认GIS断路器跳开后，紧急投入消防，联系网调断开对侧变电站的断路器，线路停电。
1.2 事故后的检查在事故发生后，检查发现主变油枕外部的大部分组件已被烧损，变压器高压侧三相套管损毁严重，与GIS连接部件爆炸脱落，高压B相套管碳化，其上下安装法兰之间壁上出现裂缝，瓦斯继电器的观察窗破损，低压侧与封闭母线连接处外壳绑扎带破裂。
对主变压器排油后，打开高压B相套管升高座箱壁手孔，发现套管下引线定位锥形件和套管均压球离开固定位置下沉，套管下引线连接件底部拐弯处断裂，下引线的支撑件移位，连接变压器高压绕组的底部箱壁有明显的放电现象，箱底散落绝缘垫块和破碎的绝缘板。
由顶部进入变压器内部检查发现变压器本体主绕组目视基本完好。
2 故障原因分析事故后，调取保护装置记录来看，500kV侧B相电压降低（二次侧从64V 降到17.16V），A相电压降低（二次侧从64V降到42.39V），C相电压基本正常，零序电压为73.65V。
高压B相电流激增（约23000A），A相电流（约1100A），C相电流（约1600A），零序电流（中性点二次侧）为5.79A。
事故主要由高压侧B相对地放电故障导致的，涉及变压器本体的主要保护（速动油压、重瓦斯、压力释放）在DCS可识别的最短时间内（50ms）全部动作，故障录波器显示GIS 从合到跳的全部时间86.6ms。
一起500kV变压器绝缘故障分析
一起500kV 变压器绝缘故障分析500kV 变压器是电力系统中的重要设备之一，它用于将高压输电线路中传输的电能降压为低压，满足用户的用电需求。
然而，在使用过程中，变压器可能会出现各种故障，其中绝缘故障是一种比较常见的问题。
本文将从绝缘故障的类型、故障原因、检测方法以及预防措施等方面探讨500kV 变压器绝缘故障的分析与解决。
一、绝缘故障类型在500kV 变压器中，常见的绝缘故障类型包括以下几种：1、绕组夹层短路：由于绕组中的绝缘层破损或质量不良，导致相邻层之间发生短路，造成绕组内部电场分布不均，引起局部放电，最终导致绕组故障。
2、绕组端部放电：由于绕组传输电能的电场强度集中在绕组端部，绝缘层质量不良或受到机械损伤，导致局部放电，最终引起绕组端部故障。
3、油介质变质：变压器中的绝缘介质主要是油，长时间使用后，油中的添加剂会逐渐分解，使其性能下降。
油介质发生变质会导致绝缘性能降低，加速绕组老化，引起故障。
4、系统过电压：系统突发、短期的大电流和过电压事件会破坏变压器内部的绝缘，引起绝缘故障。
二、绝缘故障原因绝缘故障产生的原因是多方面的，下面列举了几个比较常见的原因：1、制造工艺不良：制造中的不良工艺会导致绝缘层厚度不均匀、气泡、缺陷等，增加了绝缘破损的概率。
2、操作不当：在变压器的安装、运行、维护等操作过程中，如果操作不当或操作人员素质不高，容易引起绝缘故障。
3、老化：随着变压器使用时间的增长，绝缘材料会老化、劣化，导致绝缘性能降低，增加故障的可能性。
4、环境因素：500kV 变压器常处于高温、潮湿、油污等恶劣环境中，这些环境因素会加速绝缘老化，引起故障。
5、外力因素：如雷击、振动、机械损伤等外力因素也可能导致绝缘故障的发生。
三、绝缘故障检测方法针对500kV 变压器绝缘故障的检测方法，主要包括以下几种：1、绝缘电阻测试：变压器应在停机状态下进行电阻测试，测试后应将测量结果与标准值进行比较。
如果测量值低于标准值，则说明变压器存在绝缘故障。
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材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。
1绝缘事故概述1.1变压器的绝缘事故的分类变压器的绝缘事故一般分为以下4类：①绕组绝缘事故。
指主绝缘、匝绝缘、段间绝缘、引线绝缘以及端绝缘等放电、烧损引起的绝缘事故。
②套管绝缘事故。
指套管内部绝缘放电引起绝缘损坏，甚至瓷套爆炸。
还包括套管外绝缘的沿面放电和空气间隙击穿。
③分接开关绝缘事故。
主要是指由于切换开关油室内油的绝缘强度严重下降，在切换分接时不能灭弧，引起有载分接开关烧毁。
另外还有无励磁分接开关和有载分接开关裸露的导体之间放电，引起相间、相对地或级间短路的事故。
④铁心绝缘事故。
一是指铁心的硅钢片对地绝缘损坏,引起铁心多点接地。
另一是指铁心的框架连接点间的绝缘损坏,产生环流引起局部过热故障。
上述4类事故中，绕组绝缘事故的危害最大。
1.2变压器绝缘事故的根本原因为分析变压器绝缘事故的根本原因，把作用在绝缘上的电场强度分为作用电场强度（简称作用场强）和耐受电场强度（简称耐受场强）。
作用场强又可分为雷电冲击作用场强、操作冲击作用场强和工频作用场强。
这三种类型作用场强绝缘成分不同，各自的耐受场强也不同。
但其共同点是当作用场强大于耐受场强时，就会发生绝缘事故。
按作用场强和耐受场强的抗衡关系可分为3种形势：①作用场强过高。
例如110kV和220kV降压变压器的第三绕组（10kV或35kV绕组）在雷击时出现作用场强高于变压器本身的正常耐受场强，引起雷击损坏的绝缘事故。
此类事故每年都有发生，约占总的绕组绝缘事故比率的百分之几。
②作用场强过高加上耐受场强下降。
例如变器在操作时绝缘损坏，解体检查发现绝缘有受潮现象。
对油纸绝缘中的水分，操作冲击比雷电冲击敏感，所以此类事故不多，约占总的绕组绝缘事故的比率的千分之几。
③耐受场强下降。
例如变压器正常运行中耐受场强下降，导致在正常工作电压下突然发生绝缘事故。
这类绝缘事故频繁出现，占总的绕组绝缘事故的比率已超过90%。
1.3正常工作电压下绝缘事故的方式正常工作电压下出现的绝缘事故有2种方式：①一种称作突发式事故，其特点是按现行的预防性规程进行的预防性试验合格，其他在线的监测也未发现事故的预兆。
但在正常运行条件下，变压器内部突发绝缘击穿事故，继电保护动作跳闸。
由于故障能量有大有小，或继电保护动作的时间有快有慢，因此变压器损坏的严重程度大不相同。
②另一种称作垂危式故障。
这种事故的特点是预防性试验的绝缘性能试验合格，但从油中溶解气体的色谱分析中发现乙炔。
经分析确认与在绝缘部分存在放电有关。
于是停电进行测量局部放电量的试验。
试验结果表明放电状况异常，甚至在试验中就发生贯穿性击穿。
将局放试验和其他试验结果进行综合分析，可以作出正确诊断，解体后可以找到绝缘发生不可逆损坏的故障点。
1.4正常工作电压下的绝缘事故实例国内外变压器都存在各种绝缘事故。
在此列举10个有结论的代表性事例：①沿绝缘纸板树枝状放电，引起的主绝缘事故；②沿角环夹层放电，引起的主绝缘事故；③沿撑条爬电，引起的纵绝缘事故；④沿垫块表面爬电，引起段间绝缘事故；⑤垫块与导线间的油角放电，引起匝绝缘事故；⑥沿铜排导线支架爬电，引起的相间短路事故；⑦匝绝缘直接击穿，引起匝绝缘或段间绝缘事故；⑧绕组出线纸包绝缘击穿，引起出线绝缘事故；⑨分接引线纸包绝缘击穿，引起分接引线绝缘事故；⑩套管的下瓷套沿面放电，引起瓷套崩裂事故。
仅就以上列举的事例可以看出，变压器的每种绝缘结构都曾经发生过绝缘事故，而且其中大多数是在正常工作电压下发生。
2正常工作电压下的绝缘事故的原因分析2.1正常工作电压下发生绝缘事故时的绝缘实际耐受强度变压器的绝缘配合使用惯用法。
绝缘耐受场强与其实际承受场强的比值称为配合系数，或简称裕度。
变压器在正常状态下绝缘的设计裕度是足够大的，例如匝绝缘在工作电压下的裕度大于10，但事故时却再无裕度可言。
举例说明如下：(1)220kV变压器使用1.95mm匝绝缘，正常状态下的平均工频击穿电压为60kV，正常工作电压下加在匝绝缘上的电压小于4kV。
但在正常工作电压下却频繁发生匝绝缘击穿事故。
（2）220kV变压器，感应试验电压为395kV，雷电冲击波为950kV，都能在留有潜在裕度的条件下顺利通过试验，在正常运行条件下，工作电压仅为127kV。
但是有多台变压器正是在127kV电压下发生沿围屏树枝状爬电，发展成贯穿性击穿后形成主绝缘事故。
（3）某调压变压器在额定分接运行，调压绕组有电压却无电流，温度较低。
在正常工作电压下调压绕组发生事故，事故点的油道（垫块厚度）为8mm，导线的匝绝缘为1.95mm。
正常情况下工频1min平均击穿电压大于85kV，事故时垫块两侧的电压为5560V，沿垫块爬电，引起调压绕组发生级间绝缘事故。
类似例子不胜枚举，总之变压器在正常工作电压下发生绝缘事故，并非设计裕度不足，而是因为绝缘的耐受强度异乎寻常的降低。
这在分析绝缘事故时，必须首先予以关注。
2.2正常工作电压下绝缘事故原因的几种说法（1）制造缺陷说。
绝缘事故的制造缺陷说，又分“尖角手刺”说、“金属异物”说、“颗粒含量”说以及“绝缘缺陷”说等。
所有这些说法集中到一点是对放电机理有共识，即认为先发生局部放电，然后在正常工作电压下引起绝缘击穿事故。
早先的老旧变压器，确实有过上述种种原因引起正常工作电压下的绝缘事故。
但就大型电力变压器而言，这类变压器已运行20多年，有问题早应暴露。
如果至今尚未暴露，说明实际上已不再存在这类缺陷。
20世纪80年代起，220kV及以上电压等级的变压器都进行了局放试验。
经验表明，局放试验对发现上述种种缺陷是特别有效的。
因此对于出厂时局放试验合格的变压器，尤其是安装或检修后还进行过局放试验的变压器，一般不会存在正常工作电压下引起绝缘事故的制造缺陷。
（2）绝缘老化说。
我国曾经有几台变压器，由于油道堵塞，匝绝缘局部过热，引起在正常工作电压下的匝绝缘事故。
实际上这是局部过热事故。
油中气体色谱分析对这类事故是能鉴定的。
值得注意的事实是我国的大型电力变压器都是全密封结构，运行年代不长，部分长年轻载，因此一般不存在绝缘老化的问题。
如果由于绝缘老化引起绝缘事故，应有明显的老化象征。
对因绝缘事故解体检修的多台变压器，曾针对老化程度进行检查，都没有从老化现象中找到事故证据。
绝缘老化现象是具体和明显的，有证据才能成立，否则应排除其可能性。
（3）油流带电说。
对于强油循环的大型电力变压器，在油泵开动的情况下测量绕组的电位和泄放电流时，绕组电位高的可达几千伏，泄放电流大的超过微安级。
说明油流和固体绝缘摩擦必然要产生静电，只是量的多少而已，称作油流起电。
但油流起电不等于“油流带电”（通常所说的油流带电，实际指的是油流起电后引起油中放电。
以下改称油流放电）。
油流放电时在油中产生间歇性的电火花，局部放电测量仪可以收到信号，甚至耳朵可以听到声响。
持续的油流放电将引起油中出现C2H2，此时应视为一种故障。
需要说明的是由油流起电发展到油流放电是有条件的，一方面是要有足够的电量，另一方面是要形成放电的通道。
个别变压器在运行中发生油流放电，少开冷却器或将内部静电清理后就不再放电了。
油流放电一般发生在绕组下部，该处电位较低，而且一旦发生放电，易于发觉和处理。
所以至今虽有多起油流放电的事例，但并没有引起过绝缘事故。
如果认为某次工作电压下突发的绝缘事故是油流放电引起的，可以对事故变压器（事故后油未流失）或同类型变压进行试验验证。
如果事前未发现油流放电现象，事后又未经试验验证，则不宜判定事故原因。
（4）快速暂态过电压（VFTO）说。
VFTO说认为由于SF6的灭弧性能特别强，在GIS中隔离开关操作或对地放电会产生非常高频率的瞬变过电压，这种过电压脉冲传输到变压器匝绝缘上引起共振，在局部绝缘上出现过电压，多次积累作用引起在正常工作电压下发生匝绝缘事故。
这种说法似乎合乎逻辑，但没有回答以下实际问题：①大型电力变压器都有专用的无间隙氧化锌避雷器保护，而且变压器的入口电容是很大的。
入波几经衰减之后，在变压器绕组的绝缘上出现的VFTO幅值还有多高？②油浸变压器的油绝缘有显著的伏秒特性。
VFTO的能量是否足以引起油绝缘的不可逆损伤？VFTO的测量是非常困难的，至今并未获得真实的波形，而只是按设想的数学模型取得计算结果。
即使如此，所得结果仍认为，VFTO引起匝绝缘事故的可能性不大。
（5）广义受潮说。
广义受潮说认为运行中变压器内部的水分是运动的，不停地迁移和集积，在高电场区域集积一定水分之后，便在正常工作电压下迸发绝缘事故。
作者认为，应该把注意力放在研究广义受潮说上，因此以下将着重对此进行讨论。
2.3水分对油绝缘的危害性2.3.1变压器内水分的动态特性变压器内部的水分有两种存在状态，一种是受束缚的，一种是自由的。
溶解于油中的水分可以随油流动而运动，称之为自由水。
物理性吸附于固体绝缘和金属表面的水分，可以溶解到油中成为自由水，称之为准自由水。
纸绝缘中准自由水含量以百分率计，而油中自由水以百万分率计，准自由水的含量比自由水要大。
例如，设纸绝缘与油的比例为1比10，当纸绝缘中准自由水为0.5%时，油中自由水为10mg/L，准自由水比自由水就要多50倍。
油中自由水的含量随温度的升高而增加，纸中准自由水的含量则随温度的升高而下降。
变压器在运行中纸绝缘和油中的水分不停地进行交换。
变压器在运行中油在不停地循环，变压器内的电场和温度场是不均匀的。
在高电场处和低温处容易集积水分。
因此随着变压器运行时间的延伸，水分在绝缘上的分布越来越不均匀，以致形成水分的局部集积。
水分局部集积的程度首先与含水量有关，对于既定的含水量，则取决于水分的吸引力和扩散力的较量。
温度对水分的集积有驱散作用，而电场强度、纸纤维的极性对水分有显著的吸引力。