0 引言
变压器油色谱试验是带电检测试验中最能判断变压器内部故障的试验之一，能及时分析出变压器瞬时故障和发现潜伏故障。瞬时故障多由外界因素影响，如天气、动物、误操作等引发，发生迅速，主变保护动作需紧急取样分析。潜伏故障多为变压器自身内部因素造成，如工艺、密封、材料等引发，发生缓慢，不影响其运行，因而定期检测在变压器日常运行中绝缘油溶解气体至关重要，数据分析和发现其中潜在的异常十分关键。
本文讨论一起时间跨度长，变压器油色谱异常类型多的主变油色谱氢气超标事件，结合运行负荷、现场环境、历史检修情况、现场处理情况等多方面多角度来分析此异常及其之间的联系，最后总结出相应的结论。
1 运行情况
以一台运行时间长达10年的变压器为例，将其色谱数据分为非故障产氢、稳定运行及局部放电故障三个阶段，并结合设备安装、运维、负荷等多个相关因素将进行多方位分析。
1.1 设备信息及历史检修记录
该变压器2013年8月出厂，型号SZ11-50000/110,2013年9月投运。该主变未发生异常缺陷，也未开展过解体、吊罩等工作。
1.2 非故障产氢气阶段
该主变投运以来变压器油中氢气含量逐年升高至超过注意值，具体数据见表1。现有研究表明，仅单氢增长，且增长速率未超过其注意值，同时其他烃类气体含量均较低，可认为是非故障产氢。
1.3 稳定阶段
处于稳定阶段时多年内的色谱分析数据见表2，氢气的含量保持在稳定状态。但仔细观察，甲烷含量一直是处于缓慢增长状态，其近四年相对产气速率1%/月。
1.4 局部放电阶段
处于局部放电阶段的色谱分析数据见表3，氢气存在突增情况，其绝对产气速率达80mL/d，超过注意值。同时甲烷也有明显的增长趋势，甲烷含量也在同步增长，占总烃的90%。
1.5 其他相关因素
历年水分检测数据见表4，水分含量呈先升后降趋势，油中水分含量均未超35mg/L的注意值，然而明显的先增加后减少。绝缘油介损、酸值、pH值均正常。
为探究负荷与产氢气之间的联系，表5列出该主变各年的平均负荷，可以看出负荷逐年增加，但负荷量均很低，变压器运行工况良好。
为验证故障类型和位置，从而对该主变开展了红外测温、主变铁心夹件接地电流检测等专项带电检测，检测结果均未见异常。在开展高频电流互感器（High Frequency Current Transformer,HFCT）试验过程中发现在变压器铁心接地端可检测到轻微局放信号（同步电源取站内检修电源），如图1所示。其他接地点图谱信号均平稳正常。
为进一步探讨负荷与氢气之间的关系，对该台主变进行低载试验。
根据表5多年的运行负荷来看，主变不存在过载运行情况，同时表6中低载试验时的氢气和甲烷含量仍然有增多趋势。处于第一阶段时，水分的析出电解与负荷大小相关，后两个阶段中，影响不明显。
2 相关分析
局部放电多由高湿、气隙、毛刺、漆瘤、杂质等引起的低能量密度的放电。
结合上述相关信息分析，该主变内存在毛刺、漆瘤和杂质的可能性极小。从表3中可见，首次检测到氢气含量增多在2021年9月，相较于2021年3月检测结果，其绝对产气速率达14.97mL/d，超过注意值，再结合表4中微水数据，2020年之后，油中水分呈直线降低趋势，2024年1月时水分含量仅4mg/L，排除外部进水情况，而此时局部放电情况仍然存在，分析可能为产生的氢气附着于油纸间产生局放。
绝缘件中残留的水分逐渐释放到变压器内部，特别是设备运行时，由于温度上升，水分蒸发并在较冷的部位凝结，一定条件下也会导致局部放电情况发生。
3 处理情况
变压器内部出现此类情况，绝大多数可通过真空热油循环处理，处理后的油色谱数据见表7。
经过抽真空24h，保持60℃真空滤油热油循环48h处理后。表7为处理后的色谱试验数据，投运后，氢气也明显增加，甲烷含量也在上升。但后续跟踪几乎趋于平稳，说明内部故障通过真空热油循环处理成功。
4 结束语
实际运行中的变压器出现单氢超注意值的情况非常普遍，但非故障产氢状态稳定数年后突然上升的情况极少出现。分析事物之间的普遍联系，查清故障发生的根本原因才能更好地保障设备运行质量。本文中变压器可能为安装阶段绝缘材料存在受潮情况，在长时间的运行中，水分析出凝结于变压器底部，受到温度、运行条件等特殊原因影响导致底部水分又溶于变压器油中发生电解氢气附着于油纸间造成低能量密度局部放电。现总结变压器监督工作中的关键：1）加强设备制造阶段、安装阶段等环节的中间验收、关键节点验收监督，严格按照工艺流程进行安装。特别在真空注油阶段时，应严格保证热油循环时间，保证内部绝缘件干燥。2）在进行变压器油色谱试验分析时，还应结合负荷、油温、历史故障情况等进行综合分析，才能更准确地发现潜在问题。