三、变压器本体受潮
由于水冷却器漏水、油枕或防爆筒呼吸结露与套管帽漏水等原因，都可能使变压器本体受潮。如果吊罩检查时，怀疑受潮，可对怀疑部位的引线进行局部的tgδ测量。特别对套管穿缆引线根部受潮情况难以判定时，可在被测量引线处，外包10cm宽的铝箔，铝箔加电压2～3kV，引线接QS1．电桥的Cx进行tgδ测量，正常的tgδ应在1％～2％，绝缘受潮时可达10％以上。
四、过热性故障（缺陷）
目前采用油的色谱分析方法判断过热性故障已比较成熟。变压器内的过热性故障可能出现在以下3个部位。
1导电回路过热
分接开关动静触头接触不良，静触头与引线开焊；大电流接线鼻开焊或接触不良；多股引线与铜(铝)板焊接不良，少散股开焊等。这些故障通过绕组直流电阻测量也可发现。不太大的直流电阻突变(例如小于1％)都可使油中色谱分析异常、并且见到痕迹。
2铁心多点接地
变压器铁心在运行中，各硅钢片间的电压是主磁通引起的感应电势。铁心两侧(高、低压侧)有几十到几百伏电压。通常铁心在低压侧引出接地。如果有金属异物(如铜铁丝，焊渣与铁锈等)，在铁心高压侧形成接地，即多点接地。硅钢片间的感应电势通过“多点接地”，发生较大电流，对铁心硅钢片有烧损作用，并使油色谱分析呈过热性故障症候。有时，铁心穿螺丝绝缘不良，或其接地的钢座套过长触及硅钢片也会形成“多点接地”故障。在铁心外接地线上串入电阻，使接地电流控制在0.1A以下，可大大减轻对铁心的烧损作用，有时会使不稳定接地消失。
3局部过热
大型变压器负荷电流的漏磁通，可能在油箱或内部其他铁构件上发生局部过热。有的变压器用铝板构成对油箱壁的磁屏蔽。铝板与油箱壁接触不良，曾多次发生局部过热缺陷。如果变压器油色谱分析呈现过热性缺陷，绕组直流电阻与铁心绝缘良好，应考虑到存在这类局部过热缺陷，排油进箱折查往往能发现痕迹。
五、放电性故障{缺陷)
1.绝缘损伤性放电
这种放电对变压器固体绝缘(纸)的损坏严重，对变压器的安全运行影响极大。油色谱分析呈一定量的乙炔(数个到数十ppm)，不大的总烃含量、氢气与一氧化碳气体上升。通过局部放电测试，可发现有较大的放电量(1000pc以上)。
围屏树枝状放电是当前220kV三相变压器较多见的绝缘损坏故障，在相间围屏的中部，也是220kV线端处，有树枝状放电痕迹，支撑周围的长垫块上有烧痕，围屏纸板表面或夹层中有树枝状放电痕迹。产生这种放电的外部原因是受潮或进入气泡，内部原因是相间距离过小，在较高场强处有长垫块触及围屏(短路了油隙)等。制造厂对此已有相应的改进措施，对已运行的变压器，应更换有效放电痕迹的围屏与垫块，将相同长垫块(绕组中部)锯短等，并应采取措施防止进气与受潮。
目前国产500kV变压器发生事故都与油流带电有关。冷却油泵使变压器油流过快，会在纸绝缘上形成负电荷，再加上交流电场的作用，极易发生油流放电，在纸板上有树枝状放电痕迹，这属于设备制造的问题。运行部门不要盲目增加冷却器的投运台数，防止油流速过高，从而发生油流放电问题。此外，高电压引线绝缘的根部受力断裂，以及穿缆引线在进入套管均压球处扭结或断裂，也会引起强烈局部放电，损伤绝缘。
变压器内金属异物(如铜铁屑、铁锈、焊渣等)残留在绕组与绝缘上，会引起铁心对地绝缘不良，造成树枝状放电与绝缘击穿，必须引起高度重视。
2悬浮放电
变压器内所有金属部件必须有固定的电他或接地，否则会发生电位悬浮放电。悬浮放电一般不涉及油介质，因此油色谱分析中的CO气体不会明显增长，主要表现为乙炔气体在几到几十ppm之间，有时还引起轻瓦斯发信号。常见的悬浮放电部位有：套管均压球(松动)、无载分接开关拔钗、油箱壁硅钢片磁屏蔽以及其他不接地的金属部件(例如支撑无载分接开关的不接地螺栓与电屏蔽等)；
3其他放电
充油管没排气使套管导杆与瓷套内壁无油而放电。有的变压器绕组纵绝缘强度低，在外部过电压(包括中性点放电间隙动作时的过电压)下匝层间击穿放电，这些在过电压下的击穿放电由于跳闸迅速，故障点不易发现。又要继电保护跳闸且油色谱分析有异常，应坚持查故障点，就会查出缺陷。个别变压器内部棵引线与接地部位距离过小，在外部过电压下会发生电弧放电。
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