影响机组并网的常见故障和处理方法

2、变压器铁芯局部短路、夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏；

3、因漏磁或涡流引起油箱、箱盖等发热；

4、长期过负荷运行或事故过负荷；

5、散热条件恶化等。

6、核对温度装置

2、检查变压器的负载和冷却介质的温度，并与在同一负载和冷却介质温度下正常的温度核对；

3、核对温度装置； 

4、检查变压器冷却装置情况。

2、变压器进水使绝缘受潮损坏；

3、雷击等过电压使绝缘损坏等导致内部短路。

4、线组导线焊接不良、引线连接松动等因素在大电流冲击下可能造成断线，断点处产生高温电弧使油气化促使内部压力增高。

5、重新注油后，油中气体是否排干净

2、电容式套管绝缘分层间隙存在内部形成的游离放电；

3、套管表面积垢严重，以及套管上有较大的碎片和裂纹，在大雾或小雨时均会造成套管闪络和爆炸事故。

对套管上的尘埃，应定期予以清除。发现套管有裂纹或碰伤应及时更换。

（2）、变压器内部故障，使外壳或散热器破裂，使燃烧的油溢出。

（2）、拉开着火变压器两侧的刀闸，并断开变压器冷却装置电源。

（3）、若变压器的油溢出在顶盖上着火，应打开变压器下部放油阀放油，使油面低于着火处。

（4）、若因为变压器的内部故障引起着火，应禁止放油，防止变压器发生爆炸。

（5）、变压器灭火，应使用CO2、及1211喷雾器进行灭火。

（6）、变压器进行灭火时，应穿绝缘靴、戴绝缘手套，注意不得将液体喷到带电设备上。

（7）、按照安规的规定正确处理，并做好安全措施。

2、系统发生铁磁谐振；

3、绕组局部发生匝间和层间短路。

2、油枕阀门是否关闭未开；

3、从瓦斯本体解开二次线确认是否为信号误报；

4、气体继电器内是否有气体

5、检查铁芯接地情况

2、是否同时开、停多台潜油泵，引起重瓦斯动作跳闸;

3、呼吸器阻塞(结冰、油泥)突破后，储油柜失压，引起重瓦斯动作跳闸;

4、是否励磁涌流引起油流浪涌，重瓦斯误动，合闸不成。

绝缘油色谱分析

本体检查

重瓦斯报警应向上级领导汇报，由领导决定下一步的检查

液压机构压力降到零时报出的信号有："压力降低"、"压力异常"，开关的位置指示红、绿灯均不亮，机构压力表指示为零，原因多为高压油路严重渗漏。

2.停电检修处理完毕时，应先启动油泵打压至正常工作压力，再进行一次合闸操作(可以用手打合闸铁心顶杆)，使机构阀系统处于合闸保持状态，才能去掉卡板，装上操作保险。这样可以防止在油泵打压时，油压上升过程中出现慢分闸；去掉卡板时，应先检查卡板不受力，这样说明机构已处于合闸保持状态。

往往是各级阀门发生严重的渗漏（一般规定压力从零上升到正常工作压力时间不应超过3分钟。）。如果油泵打压时只报出"油泵运转"信号，超时以后仍只有这一个信号，说明油泵打压时压力不上升；如果"油泵运转"信号报出，经一定时间后又报出"压力异常"信号，说明属于油泵不能自动停止打压引起的。

如果是属于不能自动停泵，应稍释放压力，使压力下降到正常工作压力。然后更换用于自动停泵和油泵高压力闭锁的微动开关。

2.油泵控制回路中的各微动开关中，某一接点接触不良或微动开关损坏；这时应汇报上级或调度，由检修人员更换。

裂等

2、部分接线座采用圆锥型滚动接触，由于密封不良，灰尘、雨水进入滚动触头处，使其表面氧化或积垢，造成接触电阻偏大，接触不良。严重的造成弹簧锈蚀、弹性减弱。

3、操作次数的增多，电弧对触头接触表面造成损伤。另外由于露天运

行，触头上的油脂粘上沙尘后，接触面会有磨损。

2、绝缘支柱和法兰的水泥胶装不良，有细微的间隙和空洞，或胶装深度过浅；

3、部分绝缘支柱的材质、工艺不符合要求；

4、选用的绝缘支柱机械强度不符合运行条件。