一般認為，變壓器油運行中出現H2的途徑為：①內部故障點的高溫使油裂化反應生成H2且常伴生一些其他故障氣體；②油中的水與鐵等金屬化學反應生成H2；③互感器金屬膨脹器材料中的鎳在電場催化下使油中的烴脫氫反應生成H2.近來多次出現一些設備油色譜分析突然出現高9經數次取樣復試卻證明油中9（H2）并無異常。分析這些案例有益于提高油氣體分析判斷技術。

　　1案例樣分析發現9（*）異常（達1780X 10+6，其他特征氣體均正常），遂又于04-12復試一次，04-16再先后復試二次，所得結果大幅下降（依次為579X 1.235kV主變壓器金華用管所對所轄多臺35kV主變油色譜例行試驗時，9（H2）突然比前次試驗大幅度增加，而其他特征氣體均正常。調查發現此前恰好都給這些主變改裝過取樣閥，故再次復試（在取樣前特意先多放掉閥門內的油），結果9（*）大幅度下降，其中部分主變的兩次試驗結果見表1. 1.3110kV主變壓器金華局站前變電所兩臺新主變投運后首次油色很小或為零），當天再取樣復試卻又降至600X1（T6.此后不長一段時間內的10多次跟蹤試驗測得9（H2）在（400~3000）X10一6范圍無規律地變化。

　　經查，兩臺主變的底部取樣閥系加工改裝，閥體也較大。為查找原因，每臺主變同時取3個油樣：在底部取樣閥事先未放掉油時取得A樣；接著繼續放掉一部分油后再取B樣；從主變中部另一未改裝過的取樣閥取得C樣（該閥內無“死”油，故油樣C完全來自主變內部）。試驗結果是：1和2主變A、B、C油樣的9（Hi）值分別為8395、73、17和2364、59、9（單位106），故排除內部存在故障的可能。

　　表1 35kV變油樣前后連續二次測試9（H2）變化HT6設備名稱蘇孟變1湯溪變=2羅埠變=1羅埠變=2 9（心）前/后2油樣中H2來源的分析所有案例有以下特點：①短期內連續取樣試驗，油樣中9（H2）會快速下降；②先多放掉取樣閥內的差懸殊；③除H2外油樣其他特征氣體均無異常。

　　確認儀器及試驗操作正確后判定上述現象的原因是閥內油中9（H2）非常高，即H2產氣點就在取樣閥內。若兩次取樣間隔時間較短，新生H2就來不及使閥內新油的9（*）升到原有水平，故測值低得多，因其他低分子烴都無明顯變化，可知閥內油有脫氫反應。一般脫氫反應均需高溫、高壓條件，然而，油中這些烴在電場和催化劑（如Nt、Pt、Pd、Co等）共同作用時常溫、常壓下也有脫氫反應。前述站前變電所1主變底部取樣閥光譜定量分析測得閥體金屬中w（Ni）=100X 10*6，w（Co）=20X10*6，故H2不斷地產生于閥體與油的接觸面上。站前變2臺主變運行數年原取樣閥一直未換，閥內產生的高9（H2）現象自今仍在。

　　得C2H2的絕對產氣率ra（C2H2）和相對產氣率rr（C2H2）見表3，可知前期故障穩定而后期故障有持續增長趨勢。

　　表3 1主變2002年C2H2監測數據日期2.2局放測試局放試驗未發現明顯放電點。

　　2.3綜合判斷綜合油色譜分析數據和局放試驗結果認為張主變故障為偶發性單純低能量放電故障，研究決定該主變繼續運行并加強監督，但7月后其放電程度（次數）加強。

　　3確定故障部位一般單純放電原因有氣泡放電、尖端放電和懸浮電位放電，依該主變實際運行情況可排除前兩種，故該故障為變壓器內部存在懸浮電位放電現象。變壓器內并無懸浮狀態金屬，但因變壓器內部運行時產生震動或其它原因，在強交變電場作用下懸浮狀態的金屬物可能產生相當高的懸浮電位，因而可引發低能量放電。

　　吊罩檢查發現該主變A相繞組側的鐵軛處有一手電筒，為運行前吊芯檢查時遺留，手電筒外表有放電痕跡，故判斷此處為故障所在。排除遺留物投運后持續監測色譜正常，證明該判斷正確。

　　4結論油色譜分析是監測充油電力設備安全運行的比較有效措施之一，對變壓器進行油色譜分析，可較早發現并有效監測變壓器內部故障，并可判斷故障性質與嚴重程度。

　　判斷故障與提出運行意見時，應綜合考慮各種情況，既不盲目停運又要確保設備安全運行。