变压器油色谱异常分析及处理_图文(精)
变压器油色谱分析异常与解决对策
变压器油色谱分析异常与解决对策1、变压器油中氢气含量超标、二次污染实例我公司#1高压厂用公用变压器（以下简称#1高公变）于2005年10月1日并网运行，在运行中，根据预防性试验规程对各变压器进行了油色谱跟踪分析，发现#1高公变的氢气值出现过含量超过注意值： H2≤150μL/ L ，具体测量数值见表一：H2CO CO2CH4甲烷C2H6乙烷C2H4乙烯C2H2乙炔总烃水分（mg/L）20051121 151.3223.5678.55.421.921.280.08.622.73220051124 190.2229.7612.86.081.551.220.08.652.74120051128 175.245.3686.55.61.671.340.08.612.75420051202 165.2227.9647.46.371.711.160.09.243.82420060104 157.2315.8894.5.242.131.580.08.954.281总烃total hydrocarbons指所有的碳氢化合物。
对环境空气造成污染的主要是常温下为气态及常温下为液态但具有较大挥发性的烃类。
空气中烃浓度高，对人的中枢神经系统有麻醉和抑制作用。
大气中的烃类与氮氧化物经一系列光化学反应会形成光化学烟雾，对人体产生危害。
甲烷在大多数光化学反应中呈惰性。
中国大气污染物综合排放标准明确规定了非甲烷烃的最高允许排放浓度、最高允许排放速率和无组织排放限值。
对#1高公变进行热油循环后的色谱分析中，虽然氢气含量达到标准但在油中又检测到痕量乙炔，见表二时间2006.142006.1.6测量值H2C2H2H2C2H2 157.200.009.99 3.23再次热油循环后氢气、乙炔均在标准之内。
2、#1高公变油中氢气超标及二次污染原因分析当变压器油中氢气含量超过注意时，人们根据多年的运行经验及文献[1]中指出：（1）当变压器出现局部过热时，随着温度的升高，氢气（H2）和总烃气体明显增加，但乙炔（C2H2）含量极少。
一起变压器油色谱总烃异常的分析与处理
一起变压器油色谱总烃异常的分析与处理摘要：气相色谱是电厂变压器油的重要监督项目，色谱异常能及时反映变压器中的潜伏性故障，色谱异常分析在变压器故障诊断中起到重要作用。
以一起变压器油色谱总烃异常为例，对色谱数据进行分析，诊断故障类型，之后停机对变压器内部进行排查，对停机前的故障判断进行验证，并提供了一整套故障排查处理的思路，为现场类似问题的解决提供了参考。
关键词：总烃异常故障诊断排查处理一、前言早期预测变压器等充油电气设备内部故障，对于安全发供电，防范事故于未然，是极为重要的。
作为绝缘监督的手段，过去国内外广泛采用直流泄漏、绝缘电阻、介损测量、交流耐压和局部放电测量等电气绝缘特性试验。
但是，这些试验的共同特点是要求被试设备停运，很难测出事故发生前的极小的故障。
虽然局部放电试验是检出绝缘局部缺陷的较好的方法，但往往受外部干扰，影响检测的正确性。
正因如此，人们才把这种早期故障称为潜伏性故障。
电力设备内部故障从性质上一般分为热性故障和典型故障两大类，过热与设备正常运行中的发热不同，变压器正常运行时产生的热量主要来自于绕组和铁芯，即铜损和铁损转化而来的热量，热性故障是由其他原因引起设备某一部分的不正常发热，使局部温度超过正常运行温度。
实践证明，通过对局部温度超过正常运行温度，使油或固体绝缘材料发生劣化、分解而产生的故障气体取样进行气相色谱分析的方法，对潜伏性早期故障的判断有巨大优势。
二、对变压器油色谱总烃异常的故障诊断某电厂5号主变压器（型号SFP-800MVA/242KV）于2006年6月投运。
运行后油中溶解气体含量一直都正常。
2022年6月13日电厂人员例行色谱检测时，发现主变色谱总烃值比前一个月大幅度增长，这一情况引起厂里高度重视，随后连续跟踪取油样试验，试验数据总烃值时高时低在小范围波动，一度超过注意值。
其中部分测定值见表1：表1 某厂5号主变压器油色谱分析结果运行变压器油中总烃含量注意值为150 μL/L，该主变总烃值由5月19日的29.53μL/L陡增至6月13日的119.31μL/L，以2022年的6月13日～7月13日一个月的运行期计算，总烃的绝对产气速率达42mL/d，超过了隔膜式变压器总烃绝对产气速率注意值12mL/d，总烃的相对产气速率达11%/月，超过了总烃相对产气速率高于10%/月时应引起注意的规定要求。
变压器油色谱数据异常分析及处理
变压器油色谱数据异常分析及处理1.前言变压器是变电站中最重要的电气设备之一，其安全稳定运行直接影响了变电站的运行及用户用电的可靠性。
绝缘油作为变压器的“血液”，它的性能指标能够直接反映出变压器的设备状态。
变压器油色谱试验作为变压器一项重要检测项目，能够在不停电的状态下对设备进行取样分析，及时发现设备故障隐患。
本文通过巡检发现一起110kV主变油色谱数据异常情况，采用特征气体法及三比值法[1]进行异常数据分析，查找并排除了设备故障，保证了电网的安全稳定运行。
2.背景2022年3月8日上午，对110kV某变电站2台主变进行主变取油工作，经油色谱试验分析发现2号主变油色谱数据异常，其中氢气，乙炔，总烃含量均超过Q/GDW1168-2013《输变电设备状态检修试验规程》[2]注意值要求。
3月8日下午，再次取样进行复试，发现试验数据仍不满足规程要求。
两次试验数据如下。
可以看出，2号主变两次取样试验数据氢气、乙炔、总烃含量均超过规程注意值要求。
1.异常数据分析3.1历年试验数据对比。
根据规程要求，110kV主变压器油色谱试验周期为一年，该站2号主变2021年、2020年试验数据如下。
可以看出2020年、2021年检测数据均满足试验规程要求。
现对异常试验数据进行分析。
3.2异常数据分析（1）特征气体法。
变压器绝缘介质包括绝缘油及绝缘纸。
绝缘油主要由碳氢化合物组成，而绝缘纸的主要成分是纤维素。
正常运行时，在电和热的作用下，会逐渐老化和分解，产生少量的氢气和低分子烃类气体以及CO和CO2等气体。
特征气体就是指对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2。
当设备发生故障时，除生成一定量的特征气体外，还可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。
以3月8日下午检测异常数据进行分析，主要特征气体为CH4、C2H4，次要特征气体为H2、C2H6，根据DL/T722-2014《变压器油中溶解气体分析和判断导则》[3]特征气体判断方法，属于油过热故障，且由于C2H4含量较为明显，认为故障点温度较高。
110kV变压器油色谱异常和故障的分析
110kV变压器油色谱异常和故障的分析引言110kV变压器是电力系统中重要的设备之一，其正常运行对于电力系统的稳定运行至关重要。
变压器油色谱测试是一种常用的诊断方法，通过分析变压器油中的化学成分和元素含量，可以及早发现变压器的异常和隐患，以预防变压器故障的发生。
本文将对110kV变压器油色谱异常和故障的分析进行详细探讨。
一、110kV变压器油色谱异常的分析1. 油中水分含量过高油中水分含量过高是变压器中常见的问题之一，其原因多种多样。
当变压器绝缘材料老化、密封不良或运行温度过高时，水分会进入变压器油中。
在变压器油中，水分会导致油的绝缘性能下降，同时也会与变压器内的气体发生反应，生成气泡和气体析出，从而影响变压器的正常运行。
当油中水分含量过高时，需要及时采取措施，如更换变压器油或进行绝缘材料的维修。
2. 油中气体含量过高油中气体含量过高也是110kV变压器油色谱异常的一种情况。
气体主要是由变压器内部故障导致的，如局部放电、绝缘材料老化等。
当变压器内部存在故障时，将会产生大量的气体，其中包括氢气、甲烷、乙烷等。
这些气体会溶解在变压器油中，通过油色谱测试可以检测到。
当油中气体含量过高时，说明变压器存在故障隐患，需要及时维修。
3. 绕组短路绕组短路也是110kV变压器常见的故障之一，它会导致变压器内部产生过热和局部放电等问题。
油色谱分析可以检测到变压器油中的金属元素含量，当金属元素含量异常时，说明变压器绕组短路。
绕组短路会导致铜或铝等金属元素释放出来，并溶解在变压器油中。
当油中金属元素含量异常时，需要进行绕组短路检测，以确定是否存在绕组短路故障。
电厂变压器油色谱异常的分析及处理
电厂变压器油色谱异常的分析及处理关键词：变压器；色谱分析；故障诊断对变压器油进行色谱分析，检测变压器油中溶解气体的成分、特征气体含量、变化趋势，可以判断变压器内部是否存在故障及潜伏性故障。
油色谱分析技术的灵敏性、便利性和准确性，在变压器状态评估中发挥着关键性的作用。
1变压器油色谱分析技术概述通过对于变压器内部的油脂进行分析，我们发现其构成为不同分子量的碳氢化合物混合构成。
在运行的过程中由于变压器温度较高的原因，这些多分子化合物会因为高温分解成氢气和烃类气体。
这些气体普遍具有可燃性。
当变压器出现运行故障时，常常会出现发热的情况，高热量使得绝缘油产生包裹了上述气体的气泡，经过对流等运动溶于油脂中。
而这些气体的含量和形成从侧面可以反映出变压器的故障情况，因此油色谱分析技术就是通过对于绝缘油内的溶解物进行分析来判别变压器出现故障的类型和原因。
具体流程为:首先对于变压器内部气体进行脱气处理，得到绝缘油内部溶解的气体。
随后通过气相色谱仪，经由氮气等惰性载气引入色谱柱进行分析，最后检测各个气体的成分含量得到检测结果。
气相色谱仪的结构包含了：用于测量氢气和氧气的热导检测器、测量烃类的氢焰离子化检测器以及负责转化一氧化碳和二氧化碳的镍触媒转换器。
1.1变压器油色谱(GDA)在线监测系统的构成GDA系统主要是通过对于绝缘油进行取样，随后经过油气分离来取得内部气体，最后对气体进行测量后得到检测结果的方式来判断变压器故障情况。
对于最终的检测数据则通过DSP技术进行分析，通过分析后可以得到关于变压器故障的相关诊断结果，以此来实现在线监测的技术手段。
由于是在线监测系统，那么对于样本的采集和数据传输则是整个系统的核心环节，二者都能够对于最终的分析诊断结果造成直接的影响。
因此在设计在线监测系统是提高对于采集功能和传输功能的建设。
通常采集系统依赖于半导体传感器进行数据收集，传感器的材料通常为固体电解质材料。
2变压器故障诊断方法根据相关的规范我们得知，220KV及其一下的变压器规格，其绝缘油中的烃类气体总量或者氢气含量不得超出150uL/L，或者内部乙炔气体溶解量不得高于5uL/L。
变压器油色谱异常分析及处理
变压器油色谱异常分析及处理摘要：在电网运行过程中，水力发电厂变压器起到了分配、传输、供电等作用。
介绍了在电力系统中，在电力系统中，如何对电力系统中的各种故障进行检测，并对检测结果进行分析和判断，以及如何解决这些问题进行了讨论。
关键字：变压器；色谱；分析；处理变压器在长时间的使用过程中，发生的故障与事故无法全部预防，而引起这些故障与事故的因素是多种多样的。
尤其是在电网中，由于长时间的使用而引起的绝缘老化和材料的劣化，以及对电厂的期望使用年限的降低，已经成了电厂事故的重要原因。
1油色谱在线技术发展现状单组份在线监测设备。
单组份监测设备在监测中不能及时反映故障类型，尤其当监测的气体为氢气时，单组份在线监测设备就无法判断设备是否有故障存在，及故障的类型。
造成这一现象的原因在于，尽管氢气主要来自于电气故障以及油的温度的升高，但是当变压器在运行的时候，由于其本身的金属材料会吸收一定数量的氢气，并且在装置工作的时候会散发出去，从而导致单组份的在线监控装置出现错误的警报，从而影响到了其在线监控的精度。
多种成分联机监控装置。
利用这种多成分的联机监测仪可以实现多种成分的同时测定，而CO2是这种联机监测仪的一个主要性能参数，因此必须对它进行测试。
在装置工作中，由于温度、电场、氧气、水分和金属材料等因素的影响，使其产生二氧化碳、氢气等。
根据数据显示，我国目前出现的过热性问题的频率最多，而当过热问题发生的时候，会产生比较多的一氧化碳和二氧化碳，而且这些一氧化碳和二氧化碳的含量会随著气温的上升而逐渐增多，因此，这种气体就成了变压器故障的重要参考，与氢气的改变相配合，就可以精确地分析出设备的故障，从而可以防止生产事故，对设备进行及时的维护。
2色谱分析在故障判断中的意义2.1保持电力系统的稳定运行利用色层技术对电力系统进行诊断，对电力系统的运行具有重要的指导作用。
首先，这种方式可以保证变压器的安全可靠，保证电网的安全可靠。
通过对变压器的油品进行色谱检测，可以更好地掌握其运行情况，这对保证电网运行的可靠性具有十分重大的作用。
变压器油色谱异常分析及处理-图文(精)
变压器油色谱异常分析及处理（陕西延安）摘要：介绍了延安发电厂3＃主变压器油色谱分析数据超标后的检查、试验、分析判断及处理。
关键词：变压器；色谱；分析；处理延安发电厂3＃主变压器（型号SFSb－20000/110，额定容量20MW），在8月13日的油样色普分析结果中，发现乙炔含量为6.51ppm，超过注意值5.0ppm，引起注意，及时汇报加强监督，为了进一步判断分析，在8月17日，又取油样送检，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，由6.5 1ppm 增长到7.26 ppm，在8月18日，再次送检油样，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，增长到11.76 ppm，根据三比值计算编码为102，判断设备内部存在裸金属放电故障，及时汇报，立即退出运行安排检查。
1 设备修前测量试验情况1.1变压器油气相色谱分析报告采样时间气体组分（uL/L）H 2 COCO2CH4C2H6C2H4C3H8C2H2C3H6C1+C286.951628151465.13 6.32 7.95 .77 .77 1.31 .51 5.368 .17 13.35221.872755.665.662.2242.827.2657.968 .18 60.6225.753416.0111.571.8254.311.7679.458 .20 64.82217.143591.9514.342.3165.6714.1596.47结论根据三比值计算编码为102，判断设备内部存在裸金属放电故障，建议立即停运检修。
以8月20日的数据为依据，利用三比值法对其故障进行判断:（1）C2H2/ C2H4=14.15/65.67＝0.27，比值范围的编码为：1；（2）CH4/ H2=14.34/64.28＝0.22，比值范围的编码为：0；（3）C2H4/C C2H6=65.67/2.31＝28.42，比值范围的编码为：2；通过三比值计算编码为102,初步判断其故障性质为高能量放电。
110kV变压器油色谱异常和故障的分析
110kV变压器油色谱异常和故障的分析引言：110kV 变压器是电网中的关键设备之一，其正常运行对于电网的稳定运行至关重要。
变压器油的色谱分析是一种常用的监测手段，可以检测变压器内部的绝缘材料的状况及变压器的运行情况。
本文将重点讨论110kV变压器油色谱的异常及其故障分析。
一、 110kV变压器油色谱异常的主要指标1. 水分含量：变压器油中水分含量的增加可能导致绝缘性能下降，导致绝缘介质击穿。
2. 酸值：变压器油中酸性物质的含量增加可能导致铜线及其他金属部件的腐蚀，影响变压器的正常运行。
3. 氧化物含量：油中氧化物的含量增加可能导致绝缘材料老化，导致绝缘强度下降。
4. 微量金属元素：变压器油中微量金属元素的异常含量可能来自变压器内部元件的磨损，可以作为故障早期变化的指标。
5. 沉积物含量：变压器油中沉积物的含量增加可能导致油路堵塞，影响油的正常流动。
二、 110kV变压器油色谱异常的原因及故障分析1. 水分过高：变压器油中水分过高可能是由于变压器背压不足，引起配电系统中的水分进入变压器内部。
此时应检查变压器的密封性能，及时修补漏气点。
2. 酸性物质过高：变压器油中酸性物质过高可能是由于油中的老化产物酸值较高。
此时应对变压器进行油的绝缘油处理，以去除酸性物质。
3. 氧化物含量过高：变压器油中氧化物含量过高可能是由于油中的氧化物质量增加。
此时应检查变压器内部的油路系统，发现并修复可能导致油中氧化物质增加的问题。
4. 微量金属元素异常：变压器油中微量金属元素异常可能是由于变压器内部的绝缘材料磨损或异物进入变压器内部。
此时应对变压器内部进行检修，修复磨损的部件，并清除变压器内部的异物。
5. 沉积物含量过高：变压器油中沉积物含量过高可能是由于变压器内部的绝缘材料老化或油的循环不畅引起。
此时应对变压器进行维护，及时更换老化的绝缘材料，并清洗变压器内部的油路系统。
三、油色谱分析实例在110kV变压器中，发现变压器油色谱中微量金属元素铜（Cu）的含量异常升高，可能是由于变压器内部铜线的磨损引起的。
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变压器油色谱异常分析及处理
（陕西延安）
摘要：介绍了延安发电厂3＃主变压器油色谱分析数据超标后的检查、试验、分析判断及处理。
关键词：变压器；色谱；分析；处理
延安发电厂3＃主变压器（型号SFSb－20000/110，额定容量20MW），在8月13日的油样色普分析结果中，发现乙炔含量为6.51ppm，超过注意值5.0ppm，引
起注意，及时汇报加强监督，为了进一步判断分析，在8月17日，又取油样送检，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，由6.5 1ppm 增长到7.26 ppm，在8月18日，再次送检油样，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，增长到11.76 ppm，根据三比值计算编码为102，判断设备内部存在裸金属放电故障，及时汇报，立即退出运行安排检查。
1 设备修前测量试验情况
1.1变压器油气相色谱分析报告
采样时间气体组分
（uL/L）
H 2 CO
CO
2
CH4
C
2H6
C
2H4
C
3H8
C
2H2
C
3H6
C
1+C2
86.95
16281514
6
5
.13 6.32 7.95 .77 .77 1.31 .51 5.36
8 .17 13.35
22
1.87
275
5.66
5
.66
2
.22
4
2.82
7
.26
5
7.96
8 .18 60.6
22
5.75
341
6.01
1
1.57
1
.82
5
4.3
1
1.76
7
9.45
8 .20 64.82
21
7.14
359
1.95
1
4.34
2
.31
6
5.67
1
4.15
9
6.47
结论根据三比值计算
编码为102，判断设
备内部存在裸金属放
电故障，建议立即停
运检修。
以8月20日的数据为依据，利用三比值法对其故障进行判断:
（1）C2H2/ C2H4=14.15/65.67＝0.27，比值范围的编码为：1；
（2）CH4/ H2=14.34/64.28＝0.22，比值范围的编码为：0；
（3）C2H4/C C2H6=65.67/2.31＝28.42，比值范围的编码为：2；
通过三比值计算编码为102,初步判断其故障性质为高能量放电。
1.2在西北电研院专家的指导下，对变压器进行了修前检测、试验。
绕组绝缘测试合
格；绕组直流泄漏电流测试合格；各绕组介质损耗测试合格；高压侧110kv套管介质
损耗测试，B相合格，A、C相不能测出；绕组直流电阻测试，结论不合格，引起注意。
1.3在测试铁心绝缘时，有尖端放电声音，引起注意，又不能排除故障。
1.4在做局部放电试验时，发现高、中侧放电量都较大（放电量约在8000－
10000PC），怀疑主绝缘或匝绝缘有问题。
2 吊罩检查情况。
根据检测试验情况决定吊罩检查，吊罩检查发现以下问题：
2.1发现箱体底部散落绝缘垫块和破碎木块共17块，断裂的胶木螺丝一个；
2.2 发现高压侧110KV侧A、B、C三相分接开关固定木夹件都破裂，35KV侧A、B 相分接开关固定木夹件都破裂，B相夹件胶木螺丝断裂掉至箱体底部；
2.3发现B相线圈上部钢压圈与压顶螺帽之间的绝缘垫块破损移位脱落，造成钢压圈
与压顶螺帽之间放电，有明显的放电痕迹，致使钢压圈形成“短路匝”。
2.4 发现钢压圈与铁心夹件之间的紫铜连接线烧断。
2.5发现B相高、中压分接开关档位实际连接与外部指示不一致，调整一致。
3 故障处理及采取的措施
3.1使用磁铁石小心仔细地吸附清理钢压圈上部的铁杂质。
3.2联系变压器厂制作更换110KV分接开关固定木夹件三个，帮扎35KV侧A、B相
分接开关固定木夹件两个。
3.3联系变压器厂制作强度加强型的压顶螺帽绝缘碗12个，更换压圈开口侧绝缘碗6个，在压圈非开口侧增装绝缘碗6个。
3.4紧固所有螺丝，仔细清理干净芯体杂质。
3.5整理B相压圈下绝缘纸板，用压顶螺栓压紧。
3.6制作压顶螺帽一个，原B相一个压顶螺帽已经被放电电弧焊死，不能取下，暂时
保留。
3.7变压器油处理，使用两台滤油机（5吨/小时）滤油，直到试验分析合格；
3.8使用变压器油（180kg×2桶）冲洗芯体；
4 故障原因分析
4.1本次吊芯后，发现该变压器B相钢压环与压钉之间绝缘碗边沿被打碎，4根压钉出现了松动，有一个与压钉焊接，有一个与钢压板焊接，造成钢压板两点接地或者多点接地；同时发现钢压环绝缘垫脱落，失去绝缘性能，从而造成了钢压板两点或者多点接地（如下图所示）。
当压环和压钉之间的绝缘破坏后，在主磁路上构成短路圈，产生很大的接触性循环电流，接触点产生持续性性放电现象。
因此，这个过程是逐渐形成的，尽管色谱试验中气体的含量在逐渐增多，但气体均已溶于油中，未能使瓦斯保护动作。
可见，变压器可能遭受外部较大短路电流冲击时，产生巨大的电动力，把线圈上部钢压圈与压顶螺帽之间的绝缘碗挤碎，随着运行时的微振动使得绝缘碗和绝缘纸板移位脱落，钢压圈与压顶螺帽之间的绝缘失去后形成放电间隙（检查有明显的放电痕迹），最后使开口形的钢压环形成一个“短路匝”，产生持续性放电，使的变压器油中的乙炔含量不断的增长。
变压器B相钢压环与钢压钉故障示意图图 1
变压器B相钢压环形成短路环实拍照片图 2
4.2变压器修前在铁芯绝缘电阻测试时，持续测试有尖端放电声音，表计指针瞬时回摆，但吊罩后侧测试时放电现象消失，表明铁心与外壳间有接触，产生放电间隙，检查是由于变压器器身位移后，铁芯夹件与外壳产生轻微接触。
4.3变压器吊罩检查时也发现B相线圈上部钢压圈接地紫铜皮烧断后虚接，也造成了放电间隙。
4.4对于修前110kv侧A、C相穿墙套管介质损耗测不出来问题，检修时对此套管末屏引线进行除锈处理，修后测试均为正常。
p 4.span5 局部放电量较大问题，吊罩检修后中压侧绕组局部放电量仍大，因早期变压器对局放没有要求，故工艺控制中没有针对局放的措施，有可能中压绕组个别地方处理不当，本身放电量稍大，故中压侧局放量偏大不能直接证明其是绕组绝缘缺陷，且中压侧耐压试验通过且耐压值较高，证明其主绝缘没有缺陷。
5 今后要注意的事项及采取的措施
5.1加强电气设备的绝缘监督，定期作好电气预防性试验，主变压器油分析周期每季度至少一次，当在分析中发现油样有异常时要及时跟踪分析，若有异常需要停用检查的尽快停用，防止事故扩大发展。
5.2尽量应用新型试验仪器对设备进行定期检测，如：快速直流电阻测试仪、变压器油油分析仪，远红外线成像仪等先进仪器，保证试验的准确性，便于分析、监督设备运行状况，使技术监督，真真实现可控在控。
5.3今后对新安装的变压器（除全密封变压器外），在现场条件允许的情况下，尽可能地做吊芯或吊罩检查。
5.4在近期内，将对于我厂正在运行的其余两台变压器，安排吊芯检查。
5.5加强变压器分接开关的检修、运行、测量试验管理，做好测量试验，作好分接开关运行位置记录，防止分接开关事故的发生。
5.6加强变压器铁芯接地电阻的测量管理，定期做好测量试验，防止铁芯两点接地。
6 结束语
通过本次变压器油色谱跟踪分析，可以看出，变压器停用处理是非常必要的和及时的，充分说明了色谱跟踪分析的必要性。
通过本次分析及处理，积累了分析判
断处理的经验。
在此建议使用单位，在变压器运行过程中，应加强现场巡检力度，定期检修，定期监督，以避免类似异常及故障的发生。
参考文献：
［1］山西省电力工业局．电气设备检修技术［M］．北京：水利电力出版社，1992．［2］DL/T596－1996，电力设备预防性试验规程［S］．
［3］DL/T722－2000，变压器油中溶解气体分析和判断导则［S］．
［4］电力工业技术监督标准汇编（绝缘监督）下册，2003．9。