前言表面的油隙中，继而发展到围屏上，因此造成第让变3号变压器冷却方式：强油风冷，油重；二油隙放电，或沿围屏表面夹层缓慢的滑闪放20.31，19年投入系统运行，迄今达20多年。电，结果形成树枝状的碳化沟道。
这台变压器从19抬年到1997年曾多次发由于长垫块及撑条等部件棱角；1及各线段生过热性故障、放电性故障，上层油温最高达撕绕制时凸凹不平，紧靠绕组第油隙中的电场将9仁，放电最严重时，在紧靠线圈的纸板上有发生畴变，使导线棱角处的场强升高。因绝缘中较大面积的树枝状放电碳化通道。作过次吊存在杂质和气泡，在工作场强下，产生低强度的罩处理二次更换围屏。起始放电，使油分解产生气泡，而气泡的放电场、存在港伏性故障的原因及处理方法强低于油，随着气泡的增多，在油屏障中形成在变压器内部结构中某些部位设计、布置气泡小桥，放电发展至围屏，最后使围屏表面或不够合理。夹层出现许多带有分叉的碳化沟道。
在现场吊罩检查时发现，紧靠线圈的纸板有改善高电场区内的电场分布，将该区域内所烧伤鼓泡现象并附着游离碳。在线圈中部的引有垫块的棱角磨成~定的圆角。这样既能使纸出线、垫块上也有放电痕迹，纸板放电处形成沟板接触处电场的崎变捏度得レッ缓解，又可免受装道，这些树枝放电沟道是在首端线段的导线棱角配时的机械损耗。另外，更换密度大、强度高、不边缘处形成的，经由长垫块发展到纸板上，继而易老化的优质围屏，可延长其使用寿命。
蔓延成较大面积的树枝状放电碳化通道。2.冷却系统的异常，加剧了放电故障程度该变压器为兰相自藉薄绝缘变压器，高压绕1985年发现变压器上层油温偏高，原因是组绝缘厚度为1.6胃，铁芯窗口面积过小，篼压部分散热器风道缝隙被杂物堵塞，影响正常散引线部位场强过；离。绕组首端长垫块位置和形热，19年的段时间里，变压器在上层袖温达状不合适，制造工艺粗，尖角处场强过篼，造成到80901：的情况下运行。19年10月20日局部围屏放电，最终发展为围屏树枝状碳化沟在运行中用高压水枪冲洗散热器，解决堵塞问道。变压器的绝缘结构为液体和固体绝缘材料题，才使油温降到60t：レリ下。
组成，由于油的抗电强度般是油浸纸的1/4强油人、围屏纸板下部附近有较密集的树1/3，所在组合绝缘中的局部放电也总是在袖枝状放电痕迹。这是因为潜油系轴承磨损，转子间隙中发生的。放电部位首先在导线棱角绝缘偏屯、造成转子与定子摩擦。由于存在电场效应，58金属微粒将在场强篼的部位集中，形成放电。
夏季运行温度偏高，需要启动多组潜油累强油循环。由于油道设计不合理，油道不畅，甚至局部油流成雾状循环，造成油流带电和气体溢出，发展为局部放电沿面闪络。经过两次大修，将潜油栗全部更换为低转速大流量的钢板累。
3.变压器密封不好，潮气进人，加剧了放电程度吊芯发现，上铁芯靠近斯继电器处油箱底部都有水铸，这是由于变压器密封不好，夏天雨季温差变化较大，变压器呼吸频繁，容易进人水份。油油浸纸中微水含量不平衡，造成油中水分游离放电，H201R变压器在线监测仪阴雨天两次报警充分说明了这点。
油屏障组合绝缘的抗电强度很篼，但当油和纸板受潮、油中微量水分很高并有微量杂质时，其抗电强度显著下降。当浸油的纸板含水量达35时，抗电强度会急剧降低。此外，油浸纸板受潮后，其介电系数也发生变化，使篼位处的场强崎变加剧，加剧放电的程度。应定期更换呼吸器胶、结合大修更换密封垫，查明渗漏点进行彻底处理，保证主变压器密封性。
二、防范措施加强色谱跟踪色谱分析是目前保障设备安全运行的项重要手段。正是由于我们牢牢抓住了色谱分析这个重要环节，才避免了变压器烧损事故的发生。
加装在线监测装置，实现连续检测1997年7月安装了《旭01尺变压器在线监测仪》取得了很好的效果，继续记录好监测数据，观察数据变化趋势，并与色谱比较进行综合分析。
定期进行局部放电测试和红外线故障异常测试，了解局部放电的部位和发展趋势。
改善冷却系统，控制运行温度采用低转速、大流量潜油累，改善潜油系运行方式，合理控制油循环路径。夏季控制油温负荷，定期冲洗散热器，保证上层油温不超过采用篼质量围屏，进步改善电场分布。
由于固体绝缘材料差，运行温度超过60时，绝缘材料严重老化，绝缘性能变坏，产生大量03尤，油中气体趋于饱和，气泡溢出，形成气泡游离放电，严重时发展为围屏树枝放电。
提高大修质量，防止二次污染1997年8月6日大修后，铁芯多点接地，这是由于大修时本体清除不彻底，残存些金属微粒和杂质，造成二次污染。
结论从让变3号变压器多年运行情况分析，引起围屏树枝放电的主要原因在于：结构设计中对某些篼场强部位电场崎变考虑不周。而固体绝缘材质差、油道不畅、本体密封不严及附属设备异常等情况加速了放电故障的发展。
让变3号变压器是薄绝缘变压器，故障主要是由设计所造成的，受结构限制，处理后完好率不定达到100，故障可能再次发生。所レッ在今后几年内要认真监视变压器运行动态，便采取相应措施。
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