何报杏
油浸式变压器在运行中存在局部过热、局部放电等潜在故障时，其绝缘油中所含的气体：组分、种类及含量将随故障性质与程度的不同而各异，对油中溶气进行色谱分析，按导则规定值或IEC三比值法便可快速准确判断故障的性质与程度，且对故障大致部位有一定启示。实践证明，导致气相色谱数据异常或超标的原因，除了内部故障外，还可能由外部原因所致。所以，在检测时，如果发现溶气中的总烃（∑CH）或某单一组分气体超标或在短时间内明显增加，要结合运行工况和历史数据综合分析、辨识，并先行排除外部因素的干扰，否则容易造成误判，导致不必要的停电检查。下面对工作中遇到的几种误判情况作简要分析。
1．冷却散热不良引起的一氧化碳超标
(1)误判实例。一台油浸风冷型变压器，1998年12月受电，1999年6月因呼吸器堵塞引起气体继电器动作，经检修试验合格后恢复运行，取油样作气相色谱分析无异常。一个月后再进行色谱追踪分析，∑CH为125μL/L，略高于正常值，CO则高达952μL/L，说明介入固体绝缘，三比值，组绝缘一般性过热，但现场检查未发现问题，属于误判。
(2)分析处理。造成一般性过热（低于150℃）的内部故障有过负荷、导体接触不良、匝间短路、油局部过热等。根据色谱数据结合变压器无过载运行，三相电压平衡和电气试验合格等情况分析，由内部故障导致过热的可能性很小，更不会是绝缘自身老化，而因散热不良使油温升高导致绕组过热的可能性极大。据此对散热器及温控风冷装置进行检查，结果发现风扇启动温度设定值为75℃，高于规定的55℃，且7月中环境温度较高，终因冷却散热不良使变压器上层油温超过95℃。将风扇启动温度改为55℃后，运行温度恢复正常。
2．有载调压开关渗漏引起的乙炔升高
(1)误判实例。一台有载调压变压器的气相色谱分析数据为：∑CH2480μL/L，C2H21630μL/L，C2H2已占∑CH的主要成分，，判断为高能量放电。停电吊芯检查未发现异常，亦属误判。
(2)分析处理高能量放电属弧光放电，调压开关在切换时将产生电弧和一定压力，如果开关筒密封不严，高温电弧产生的烃类气体便随油流渗入变压器油箱，与本体油内的气体相叠加，使和∑CH明显增加，本例即原调压开关渗漏引起误判。
为了保证气相色谱数据的正确性，首先要排除调压开关渗漏的影响，方法是采用示踪气体监视法，即将一定浓度的惰性气体（氦、氩等）注入开关室内，然后检测本体油中有无该气体，以确认开关筒是否渗漏。调压开关安装和大修后要经密封试验合格才能使用，开关筒内的油受到污染后应及时过滤或更换。
3．潜油泵缺陷引起的总烃增加
(1)误判实例一台63000/110型主变，强油风冷，配备9台潜油泵运行中轻瓦斯继电器突然动作，排气后取本体油样作气相色谱分析，∑CH为56μL/L，属正常范围，主变继续带负荷运行。7h后轻瓦斯再次发信，又取油样作色谱分析，∑CH增至483μL/L，初步判断可能存在局部过热及放电缺陷，停电检查，作电气绝缘试验均正常，说明判断错误。
(2)分析处理根据∑CH含量分析属一般过热，结合主变电流未超额及电气绝缘试验正常，基本排除内部故障和器身受潮的可能联想到主变投运时，全部启动潜油泵后，轻瓦斯发信间隔时间随之缩短（最短为6min）的信息，说明故障可能与潜油泵缺陷有关进一步检查发现2号、6号泵泵体温度明显高于其它泵，6号与7号泵运转时可看到底部窥视孔内有许多气泡，判断∑CH增高和轻瓦斯动作是潜油泵发热和负压进气所致，更换这3台泵后故障排除。
潜油泵是主变唯一连续旋转的机械，且转速较高，较易产生磨损和冷却油路堵塞而发热，或因密封不良产生负压进气为此，运行中要加强对潜油泵的监视与维护，定期检查泵体的温度，观察底部窥视孔内有无气泡，测试有无负压存在，方法是旋松电泵最下面的一只排气螺钉，有溢油为正压，否则为负压，注意负压区的密封状况，发现渗漏，及时处理。
4．器身吸收的气体回溶引起乙炔重现
(1)误判实例一台110kV主变压器，因发生事故，现场吊芯处理缺陷和进行电气绝缘试验，合格后，重新注入经真空脱气处理后的原变压器油，其气相色谱分析数据，∑CH仅14μL/L，C2H2为0，但变压器投运初期取油样作色谱追踪分析，∑CH却增至84μL/L，还出现少量C2H2对主变可否继续运行产生分歧，延误了供电时间。
(2)分析处理。变压器经检修、试验合格，投运正常，不过载，短时间又发生故障的可能性不大。产生这种现象的原因是，停电后器身吸收的气体尚未排除，注入新油受电后，油纸绝缘之间建立新的动态平衡关系，绕组中存留的气体组分回溶到油中，使∑CH增加，C2H2重现。据试验资料和现场统计，气体组分的回溶系数视绕组绝缘结构及运行方式等因素不同，约在5%～15％之间变化。对少量回溶气体，一般经真空滤油、脱气处理即可解决，若含量较多，宜更换新油，换油后视情况再进行现场真空过滤，以彻底除去回溶气体。