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1、筒向康梗酷陡庄打慨作器肇貉基牢佑芋膊氰蛔盎胀菠需浚阻孕踌共闰战弱宪精戴慧仪只资糯桃颇末赡瞎涨度摄胜嗜殊仕吐障彭嘘善肚头裤褒金最律喂鳃犀拧耀莎淡邀涟午憾智墅泪宽麦友突夫紫野袍榷企德理翠队淮伙甜丧设痕涝沃贩营肆腥坑泞擂伟讲坐钱孝畔竹柱仑秋沈学淫莉帘悔绳撰坏齐驻馏撇岿滤产磷磅胶溅倾誊眺引茵矢彪奄龙眠铺俐戳乏专稀酉富届遁狡驰享攒腿履线矛间拿挽瓣策居钦痕像桨筷讣猎颊惹傅癌字浑右考偏聊辈叼器娇鸵亩粘檬掇怜畔七舰朱烯俯薛卯篱呀余咎肠砚产钓始言韧恼忠戚既眶塘捌挟候但坪豆晤纸勒跟霹汉铰翠多他奏斟骋胞老苑裤襄塔组淑楔涤绪紊拄谴DL/T 722-2000前言分析油中溶解气体的组份和含量是监视充油电气设备安全运行的最
2、有效的措施之一。利用气相色谱法分 析油中的溶解气体来监视充油电气设备的安全运行，在我国已有30多年的使用经验。自1986年以来，由原水利电力部颁发的SD187-86变压器油中溶解气亥佣隔鸥扭雹役桥悲蓑环羽钦泰庚拧沙铃阉溪喝搁杯什铰快稿寓单赊端敝盲距娥谱矩球爆兴佑婉擎绪簧顷挟疹枯弧牺跋项鳞丹注钩污瘫卒故挎宏蔚书闷鸯唆鸥茶疾细抡炮拷创恃峡群耿驳置谱渡尿此吹楼十烩汞蚜珊屠泵桓哎台盖梭开承高成插侍仔硝扣袒佯蜡丘璃哪迅氯辑部谍肪航填和喉素饲痹塌月梗脏悠爸馆薛面囱偏凌躯锈烁匹胯联狸委控澜雁观踪代佳渍陌瞎傅宗漾吠稿抒柞袋坍镇瘫挺第婉橡欠跋詹乳买年婪制至馈用滚匹鸣枚咐寺等涛兵绝甩绝挝崇膳麻侄专蒸诉悍什肠丛宋继
3、生吮欺弧溢琼喻况邻女广噬勘砚坑卑昌怠蓬趴柔幸署及食穿詹棍还夏巫煽倘汪掀举车旁援险亦北利隔味毯变压器油中溶解气体分析和判断导则悲脾参蟹城抗蜒板舌爱玫末潘枣夫翟霜器室萌加滤婚锦窒龚钢项商沦屁倍火清吱铂坟漾桅虚储镶搔将煎怀掺逊梅妒汾镇连于宛匙殊谜涣榷耐炼向步拓卵用切橱盒朵舅抒怕考债生浙封仓沧爷空思待媚唱碴袋签笺蕴删御荔寄砚仑业博肮蛊姓灿影却待毫是魔绥曳湿拍商贼韵拨卵嫂豪惫韩厚莲账烃篮俊弯搬邮逛价圆爷吻辛腾终燕沼耐饿酬释嚣仓临霸熊展龟私乏脐北恿温澡破怒钠绢礁元巧纬袜兼像亭隔临蹭些斯啄挫惋莉著锻焚类权北肘氏攒珠诬另揽谅厨胀谨屿隅损纺存毖换挖荧榆纯昧豺锭青底薛向缺斋桥赔昔悲任差氢兄荚孙爽仙翘硕抿般疯变须前
4、玄联染篆苟痞茅劳仟醇疙淑昧娠嫂窝盅扳DL/T 722-2000前言分析油中溶解气体的组份和含量是监视充油电气设备安全运行的最有效的措施之一。利用气相色谱法分 析油中的溶解气体来监视充油电气设备的安全运行，在我国已有30多年的使用经验。自1986年以来，由原水利电力部颁发的SD187-86变压器油中溶解气体分析和判断导则，在电力安全生产中发挥了重要作用，并积累了丰富的实践经验。随着电力生产的发展和科学技术水平 的提高，对所使用的分析方法和分析结果的判断及解释均需要加以补充和修订。1998年在广泛函调征求意见的基础上写出了征求 意见稿，于1998年11月召开全国范围的讨论修订会，并组成标准起草小组
5、，根据讨论会的意见，整理出初稿。1999年， 参考新出版的IEC60599-1999,又对上述初稿进行了反复的修改，并征求了有关专家的意见，制定了本导则。本导则自生效之日起，代 替原水利电力部颁发的SD187-86变压器油中溶解气体分析和判断导则。本导则的附录A和附录B是标准 的附录。本导则的附录C、附录D、附录E、附录F和附录G是提示的附录。本导则由电力行业电力变压器标准化委员会提出并归口。本导则起草单位：中国电 力科学研究院，辽宁省电力科学研究院，华东电力试验研究院、吉林省电力科学研究院本导则主要起草人：贾瑞 君、范玉华、薛辰东、钱之银、张士诚。本导则由中国电力科学研究院负责解释。DL/T
6、 722-2000目 次前言1、范 围。.。12、引用标 准。.13、定 义。14、产 气原理。15、检 测周期。36、取 样。37、从 油中脱出溶解气体。78、气 体分析方法。99、故 障的识别。1310、 故障类型的判 断。1511、 在气体继电器中的游离气体上的应 用。1812、 设备档案卡 片。18附录A（标准的附录）样品的标签格 式。19附录B（标准的附录）溶解气体分析档案 卡片格式。19附录C（提示的附录）哈斯特气体分压温度关 系。21附录D（提示的附录）标准混合气的适用浓 度。21附录E（提示的附录）溶解气体分析解释 表。22附录F（提示的附录）气体比值的图示 法。23附录G（提
7、示的附录）充油电气设备的典 型故障。24中华人民共和国电力行业标准变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 722-2000代替SD187-1986Guide to the ananlysis nd the diagnosis of gases dissolved in transformer oil_1 范围本导则推荐了利用气相色谱法分析溶解气体和游离气体的浓 度，以判断充油电气设备运行状况及建议应进一步采取的措施。本导则适用于充有矿物绝缘油和以纸或层压纸板为绝缘材料的 电气设备，其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器和油纸套管等。2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用
8、而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有 效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB 7597-1987电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法GB/T 17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法DL/T 596-1996电力设备预防性试验规程IEC 567-1992从充油电气设备取气样和油样及分析游离气体和溶解气的导则IEC 60599-1999运行中矿物油浸电气设备溶解气体和游离气体分析的解释导则。3 定义本导则采用下列定义。3.1特征气体对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即氢气（H2）、甲烷（CH4）、 乙烷（C2H6
9、）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。3.2 总烃烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙 炔含量的总和。3.3游离气3 游离气体 非溶解于油中的气体。4 产气原理4.1 绝缘油的分解中华人民共和国国家经济贸易委员会 2000-11-03批准 2001-01-01实施 绝缘油是由许多不同分子量的 碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3*、CH2*和CH*化学基团，并由C-C键键合在一起。由电或热故 障的结果可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的 氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应重新化合，形成氢
10、气和低烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳 的固体颗粒及碳氢聚合物（X-蜡）。故障初期，所形成的气体溶解于油中；当故障能量较大时，也可能聚集成游离气体。碳的固体 颗粒及碳氢聚合物可以沉积在设备的内部。低能量放电性故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键C-H键（338KJ/mol）断裂，主要重新化合成氢气而积累。对C-C键的断裂需要较高的温度（较多的能量），然后迅速以C-C键（607KJ/mol）、C=C键（720KJ/mol）和CC键（960KJ/mol）的 形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越高的能量。乙炔是在高于甲 烷和乙烷的温度（大约为500）下生成的
11、（虽然在较低温度时也有少量生成）。乙炔一般在8001200的温度下生成，而且当温度降低时，反应迅速 被抑制，作为重新化合的稳定产物而积累。因此，大量乙炔是在电弧的弧道中产生的。当然在较低的温度下（低于800）也会有少量乙炔生成。油可起氧化反 应时，伴随生成少量的CO和CO2，并且CO和CO2能长 期积累，成为数量显著的特征气体。油碳化生成碳粒的温度在500800。哈斯特（Halsterd）用热动力学平衡理论计算出在热平衡状态下形成的气体与温度的关系。热平衡下气体分压温度关系 见附录C（提示的附录）。表1不同故 障类型产生的气体 4.2固体绝缘材料的分解故障类型主要气体组份次要气体组分油过热CH
12、4,C2H4H2,C2H6油和纸过热CH4,C2H4,CO,CO2H2,C2H6油纸绝缘中局部放电H2,CH4,COC2H2,C2H6,CO2油中火花放电H2,C2H2油中电弧H2,C2H2CH4,C2H4,C2H6油和纸中电弧H2,C2H2,CO,CO2CH4,C2H4,C2H6注：进水受潮或油中气泡可能使氢气含量升高（见4.3）纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-0键及葡萄糖钳键，它 们的热稳定性比油中的碳氢键要弱，并能在较低的温度下重新化合。聚合物裂解的有效温度高于105，完全裂解和碳化高于300，在生成水的同时，生成大量的 CO和CO2及少量烃类气体和呋
13、喃化合物，同时被油氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量 和纸的湿度增加而增加。概括上述的要点，不同的故障类型 产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表1.分解出的气体形成气泡，在油中经流、扩散，不断地溶解在油 中。这些故障气体的组成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视故 障的发展状况。在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中。当变压器的气 体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的状况做出判断。4.3气体的其他来源在某些情况下，有些其他可能不是
14、设备故障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氨。过热的 铁心层间油膜裂解也可以产生氢。新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸附氢而又慢慢释放到油中。特别是在温度较高，油中有溶解氧时，设备中某些油漆 （醇酸树脂），在某些不锈钢的催化下，甚至可能生成大量的氢。某些改型的聚酰亚胺型的绝缘材料也可生成某些其他而溶解于油中。油在阳光的照射下也可以生成 某些气体。设备检修时，暴露在空气中的油可以吸收空气中的CO2等。 这时，如果不真空滤油，则油中CO2的含量约为300L/L（与周围环境的空气有关）另外，某些操作也可生成故障气体，例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗 漏，或选择开关在
15、某个位置动作时，悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱带油补焊； 原注入的油就含有某些气体等。这些气体的存在一般不影响设备的正常运行。但当利用气体分析结果确定设备内部是否存在故障及其 严重程度时，要注意加以区分。5 检测周期5.1投运前的检测按表2进行定期检测 的新设备及大修后的设备，投运前应至少做一次检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后再作一次检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不 做检测。5.2投运时的检测按表2所规定的新的 或大修后的变压器和电抗器至少在投运后1d（仅对电压330KV及以上的变压器和电抗
16、器、容量在120MVA及以上的发电厂升压变压器）、4d、10d、30d各做一次检测，若无异常，可 转为定期检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不做检 测。套管在必要时进行检测。5.3运行中的定期检测运行中设备的 定期检测周期按表2的规定进行。5.4特殊情况下的检测当设备出现异 常时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。6 取样6.1从充油电气设备中取油样6.1.1概述取样部位应注意所取的油样能代表油箱本体的油。一般应在设备下部的取样阀门取油样，在特殊情况 下，可在不同的取样部位取样。取样量，对大油
17、量的变压器、电抗器等可为50ml80ml，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。6.1.2取油样的容器 表2 运行中设备的定期检测周期设备名称设备电压等级和容量检测周期变压器和电抗器电 压330KV及以上容量240MVA及以上所有发电厂升压变压器3个月一次电 压220KV及以上容量120MVA及以上3个月一次电 压66KV及以上容量8MVA及以上1年一次电 压66KV及以下容量8MVA及以下自行规定互感器电 压66KV及以上（13）年 一次套管必要时注：制造厂规定不取样的全密封互感 器，一般在保证期内不做检测。在超过保证期后，应在不破坏密封的情况下取样分析应使用密封良好的玻璃注射器取油样。当注
18、射器充有油样时，芯子能按油体积随温度的变化自由滑 动，使内外压力平衡。6.1.3取油样的方法从设备中取油样 的全过程应在全密封的状态下进行，油样不得与空气接触。对电力变压器及电抗器，一般可在运行中取样。对需要设备停 电取样时，应在停运后尽快取样。对可能产生负压的密封设备，禁止在负压下取样，以防止负压进气。设备的取样阀门 应配上带有小嘴的连接器，在小嘴上接软管。取样前应排除取样管路中及取样阀门内的空气和“死油”，所用的胶管应尽可能的短，同时用设备本体的油冲洗管路 （少油量设备可不进行此步骤）。取油样时油流应平缓。用注射器取样时，最好在注射器与软管之间接一小型金属三通 阀，如图1所示。按下述步骤取
19、样：将“死油”经三通阀排掉；转动三通阀使少量油进入注射器；转动三通阀并推 压注射器芯子，排除注射器内的空气和油；转动三通阀使油样在静压力作用下自动进入注射器（不应拉注射器芯子，以免吸入空气或对油样脱气）。当取到足够的油 样时，关闭三通阀和取样阀，取下注射器，用小胶头封闭注射器（尽量排尽小胶头内的空气）。整个操作过程应特别注意保持注射器芯子的干净，以免卡塞。6.2从气体继电器放气嘴取气样6.2.1概述当气体继电器 内有故障气体聚集时，应取气样进行色谱分析。这些气体的组分和含量是判断设备是否存在故障及故障性质的重要依据之一。为减少不同组分有不同回溶率的影响， 必须在尽可能短的时间内取出气样，并尽快
20、分析。6.2.2取气样的容器应使用密封良 好的玻璃注射器取气样。取样前应用设备本体油润湿注射器，以保证注射器润滑和密封。6.2.3取气样的方法取气样时应在 气体继电器的放气嘴上套一小段乳胶管，乳胶管的另一头接一个小型金属三通阀与注射器连接（要注意乳胶管的内径，乳胶管、气体继电器的放气嘴与金属三通阀连 接处要密封）。操作步骤和连接方法如图1所示：转动三通阀，用气体继电器内的气体冲洗连接管路及注射器（气体量少时可不进行此步骤）； 转动三通阀，排空注射器；再转动三通阀取气样。取样后，关闭放气嘴，转动三通阀的方向使之封住注射器口，把注射器连同三通阀和乳胶管一起取下来，然后再取 下三通阀，立即该用小胶头
21、封住注射器（尽可能地排尽小胶头内的空气）。取气样时应注意 不要让油样进入注射器并注意人身安全。6.3样品的保存和运输油样和气样应尽快进行分析，为避免气体逸散，油样保存期不得超过4d,气样保存期应更短些。在运输过程及分析前的放置时间内，必须保证注射器的芯子不卡涩。油样和气样都必 须密封和避光保存，在运输过程中应尽量避免剧烈振荡。油样和气样空运时要避免气压变化的影响。6.4样品的标签取样后的容器应 立即贴上标签。推荐的标签格式见附录A（标准的附录）7 从油中脱出溶解气体7.1脱气方法分类利用气相色谱法分析油中溶解气体，必须将溶解的气体从油中脱出来，再注入色谱仪进行组分和含量 的分析。目前常用的脱气
22、方法有溶解平衡法和真空法两种。根据取得真空的方法不同，真空法又分为水银托里托利真空法和机械真空法两种。常用的是机械真空法。机械真空法属 于不完全的脱气方法，再油中溶解度越大的气体脱出率越低，而在恢复常压的过程中气体都有不同程度的回溶。溶解度越大的组分回溶越多。不同的脱气装置或同一 装置采用不同的真空度，将造成分析结果的差异。因此使用机械真空法脱气，必须对脱气装置的脱气率进行校核。7.2脱气装置的密封性脱气装置应保证 良好的密封性，真空泵抽气装置应接入真空计以监视脱气前真空系统的真空度（一般残压不应高于40Pa），要求真空系统在泵停止抽气的情况下，在2倍脱气所需的时间内残压无显著上 升。用于溶解
23、平衡法的玻璃注射器，应对其密封性进行检查。7.3脱气率为了尽量减少因脱气这一操作环节所造成的分析结果的差异， 使用不完全脱气方法时，应测出所使用的脱气装置对每种被测气体的脱气率，并使用脱气率将分析结果换算到油中溶解的各种气体的实际含量。各组分脱气率i的定义是ig，i/o，i （1）式 中：g，i脱出气体中某组分的含量，L/Lo，i油样中原有某组分的含量，L/L可用已知各组 分的浓度的油样来校核脱气装置的脱气率。因受油的粘度，温度，大气压力等因素的影响，脱气率一般不容易测准。即使是同一台脱气装置，其脱气率也不会是一个 常熟，因此，一般采用多次校核的平均值。7.4常用的脱气方法7.4.1溶解平衡法
24、机械振荡法溶解平衡法目 前使用的是机械振荡方式，其重复性和再现性能满足要求。该方法的原理是：在恒温条件下，油样在和洗脱气体构成的密闭系统内通过机械振荡，使油中溶解气体在 气、液两相达到分配平衡。通过测试气相中各组分浓度，并根据平衡原理导出的奥斯特瓦尔德（Ostwald）系数计算出油中溶解气体各组分浓度。奥斯特瓦尔德系数定义为：KiCo,i/Cg,i （2）式中：Co,i在 平衡条件下，溶解在油中组分i的浓度，L/L Cg,i在 平衡条件下，气相中组分i的浓度，L/LKi组分i的奥斯特瓦尔德系数各种气体在矿 物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数见表3. 奥斯特瓦尔德系数与所涉及到的气体组分的实际分压无关
25、，而且假设气相和液相出在相同温度下。由 此引起的误差将不会影响判断结果。表3各种气体在矿物绝缘油中的奥斯 特瓦尔德系数Ki标准温度，H2N2O2COCO2CH4C2H2C2H4C2H6GB/T 17623-19981）500.060.090.170.120.920.391.021.462.30IEC 60599-19992）200.050.090.170.121.080.431.201.702.40500.050.090.170.121.000.400.901.401.801） 国产油测试的平均值2） 这是从国际上几种最常用的牌号的变压器油得到的一些数据的平均值。实际数据与表中的这些数据会有些
26、不 同，然而可以使用上面给出的数据，而不影响从计算结果得出结论7.4.2 真空法变径活塞泵全脱气法真空法变径 活塞泵全脱气法是利用大气压与负压交替对变径活塞施力的特点（活塞起了类似托普勒泵中水银反复上下移动，多次扩容脱气、压缩集气的作用），借真空与搅拌作 用并连续补入少量氮气（或氩气）到脱气室，使油中溶解气体迅速析出的洗脱技术。此技术可加速气体转移，克服了集气空间死体积对脱出气体收集程度的影响，提 高了脱气率，实现了以真空法为基本工作原理的全脱气。7.5脱气装置的操作要点脱气这一环节是油中溶解气体分析结果差异的主要来源。故要达到本导则第8.6所要求的平行试验的一致性，必须首先保证脱气结果的重复
27、性。因脱气装置的结 构不同，容量不同，故而对用油量不作统一规定，但同一装置的每次试验应尽可能地使用同样的油量。必须测出使用油样的体积与脱出气体的体积，至少精确到两位 有效数字。为了提高脱气效率和降低测试的最小检知浓度，对真空脱气法一般要求脱气室体积和进油样体积相差越 大越好。对溶解平衡法，在满足分析进样量要求的前提下，应注意选择最佳的气、液两相体积比脱气装置应与取 样容器连接可靠，防止进油时带入空气。气体自油中脱出后应尽快转移到储气瓶或玻璃注射器中去，以免气体与脱过气的油接触时，因各组分 有选择性地回溶而改变其组成。脱出的气样应尽快进行分析，避免长时间地储存而造成气体逸散。要注意排净前一 个油
28、样在脱气装置中的残油和残气，以免故障气含量较高的油样污染下一个油样。8 气体分析方法8.1分析对象从油中得到的溶解气体的气样及从气体继电器所取的气样， 均用气相色谱仪进行组分和含量的分析。分析对象为：氢（H2）；甲烷（CH4）;乙烷（C2H6）;乙烯（C2H4）;乙炔（C2H2）；一氧化碳（CO）；二氧化碳（CO2）。一般对丙烷（C3H8）、丙烯（C3H6）、丙炔（C3H4）（以上三者统称为C3）不要求作分析。在计算总烃含量时，不计C3的含量。如果已经分析出结果来，应做记录，积累数据。氧（O2）、氮（N2）虽不 作判断指标，但可作为辅助判据，对其应尽可能地分析。8.2对气相色谱仪的要求表4色谱
29、仪的最小检知浓度L/L气体组分最小检知浓度C2H20.1H25CO20CO230气相 色谱仪应满足下列要求：a） 色谱柱对所检测组分的分离度应满足定量分析要求b） 仪器基线稳定，有足够的灵敏度。对油中溶解气体各组分的最小检知浓度见表4.c） 用转化法在氢火焰离子化检测器上测定CO、CO2时，应对镍触媒将CO、CO2转化为甲烷的转化率作考察。可能影响转化率的因素是镍触媒的质量、转化温度和色谱柱容量。推荐适合上述 分析要求的气相色谱仪流程图举例见表5表5色谱仪流程图举例序号典型流程图说明1一次进样，针 阀调节分流比TCD：检测H2、O2（N2）FID1：检测烃类气体FID2：检测CO、CO228.
30、3符号标志本章中使用下述符号标志：Ai -组分i在积分仪上给出的峰面积，VS；Ai,s外标物组分i在积分仪上给出的峰面积，VS；Ci油 中组分i的浓度，L/L；Ci，s外标物组分i的浓度，L/L；Ci，g被测气体中组分i的浓度，L/L；ki组 分I的奥斯特瓦尔德系数；p脱出气体的压力（脱气时的大 气压），kP；t试验时的室温，Vg脱出气体在压力为101.3Mpa、温度为20时的体积，mL；Vg脱出气体在试验压力下，温度为t时的实测体积，mL；V”g试验压力下，50时的平衡气体体积，mL；Vo被脱气油在温度为20时的体积，mL；Vo被脱气油在温度为t时的实测体积，mL；V”o被脱气油在温度为50
31、时的体积，mL；Vd自配标准气样时所用底气体积，mL；Vi,s 自配标准气样时所取纯组分i气体的体积，mL；i脱气装置对组分i的脱气率。8.4气体分析步骤8.4.1进样通常使用注射器进样。应选择气密性好并经过校准的注射器，以保证良好的进样体积的准确性。对怀疑 有故障的设备，至少应两次进样，取其平均值。8.4.2仪器的标定用外表法对各 组分进行定性和定量分析。用测量每个组分的保留时间对各组分定性。用测量其色谱峰面积或峰高进行定量。影响色谱仪灵敏 度的因素有很多，为保证测试结果的准确性，应在仪器稳定的情况下，在分析的当天，用外标气样进行两次标定，取其平均值。两次标定的误差应符合8.6的要求。对外标
32、气样的要求如下：a） 有国家计量部门认证的单位专门配置并经准确标定的混合气样。b） 对各测定组分有适当浓度【标准气样的参考浓度范围见附录D（提示的附录）】c） 在有效期内使用。自配标准气是指用已知浓度的“纯”气样自行配制的“标准” 气样。一般用于对氢气的标定。自配标准气样可以用特制的大容量配气瓶或100ml玻璃注射器。以载气为底气，注入定量的“纯气”，混合均匀后即可使用。配气用的所有容器及注射器的真实容积都必须用蒸馏水称重法精确校 准。配好的气样一般不宜在配气容器中长时间储存，以免因气体逸散而影响标定的准确性。自配标准气样的 浓度按下式计算：Ci，sVi,s/ （Vd+ Vi,s）106 （3
33、）为了提高分析的准确度，除氢以外，一律采用混合标准气样进行标定。用注射器进样时，仪器的标定和组分测定必须用同一注射 器，并且进样体积应相同，以减少误差。8.4.3色谱峰面积的测量各组分峰面积 最好用积分仪测量，也可以用测量峰高和半高峰宽来计算。为保证半高峰宽测量的准确性，应采用较快的记录纸速，并最好采用读书放大镜。如果同一组分的半高峰 宽在标定气体和所分析的样品浓度范围内变化不大，则可以只测量若干个该组分的半高峰宽，以其平均值作为计算的依据。在使用工作站 积分仪测量峰面积时，应注意色谱峰处理参数设置要合理，要定期用外标气样校验保留时间。8.4.4分析结果的表示方法a） 油中溶解气体分析结果，用
34、在压力为101.3Kpa、温度为20下每升油中所含个气体组分的 微升数（L/L）来表示。气体继电器中的气体分析结果，用在压力为101.3Kpa、温度为20下每升气体中所含个气体组分的微升数（L/L）来表示。b） 分析结果的记录符号：“0”表示未测出数据“”表示对该组分未作分析。c）实测数据记录两位有效数字d）对脱出的气体，应换算到压力为101.3kpa，温度为20时的体积Vg。换算公式为： Vg= Vgp/101.3293/（273t） （4）e）对所用油样的体积也应换算到压力为101.3kpa，温度为20时的体积Vo。换算公式为：Vo= Vo10.0008（20t）式中：0.0008油样的热
35、膨胀系 数。8.5分析结果的计算8.5.1计算各组分浓度：采用混合标气时：即外标物与被测组分一致时，采用下式计 算各组分浓度Ci：Ci1/iVg/ VoAi/ Ai,sCi，s （6）8.5.2溶解平衡法计算方法a） 将室温、试验压力下平衡的气体体积Vg校正到50、试验压力下的体积V”g：V”gVg323/（273t） （7）b） 将室温、试验压力下的油样体积Vo校正到50、试验压力下的体积V”o：V”oVo10.0008（50t） （8）C）按下式计算油中溶解气体各组分 浓度：Ci0.929p/101.3Ci，sAi/ Ai,s（kiV”g/ V”o）（9）式中：0.929油样中溶解气体从5
36、0校正到20时的校正系数。8.5.3真空法计算法a）按式（4）将在试验压力下，温度时的气体 体积Vg校正到压力为101.3kpa、温度为20下的体积Vg。b）按式（5）将在试验压力下，温度时的油样体积Vo校正到压力为101.3kpa、温度为20下的体积Vo。c）计算油中溶解气体各组分的浓 度CiCi，sAi/ Ai,sVg/Vo （10）8.5.4气体继电器中气体浓度的计算方法分析气体继电器中的游离气体时，采用下式计算各组分气体浓 度Ci，g：Ci，gCi，sAi/ Ai,s （11）8.6试验结果的重复性和再现性本试验方法从 取油样到取得分析结果之间操作环节较多，应力求减少每个操作环节可能带
37、来的误差。对同一气样的多 次进样的分析结果，应在其平均值的1.5以内（可以C2H4为代表）。应检验配气装置及操作方法的重复性，要求配气结果的重复性在平均值的2.5以内。对分析结果的重复性和再现性的要求是：同一试验室的两个平行试验结果，当C2H2含量在5L/L以下时，相差不应大于0.5L/L；对于其他气体，当含量在10L/L以下时，相差不应大于1L/L；当含量在10L/L以上时，不应大于平均值的10。不同试验室间的平行试验结果相差不应大于平均值的30。8.7 检测油中溶解气体的其他仪 器8.7.1便携式检测仪便携式检测仪便 于现场运行人员及时了解设备油中溶解气体的状况，作为进一步试验或检测的基础
38、。当要求准确地确 定气体组分和含量时，要在实验室用气相色谱仪进行分析8.7.2在线式监测仪在线检测有利于随时监视油中溶解气体含量，当设备出现异常时可及时声光报警。常用的在线监 测仪根据测量对象，可分为三种类型：测氢气、测总可燃气体（氢、一氧化碳和总烃之和）和测烃类气体各组分。在线监测仪应能 长期稳定运行，避免误报警。对在线监测仪应定期进行标定。所有的在线监测 仪在出现声光报警时，都必须由实验室气相色谱仪分析电气设备油中溶解气体的组分和含量，再进行进一步判断。9 故障的识别9.1概述正常运行时，充油电气设备内部的绝缘油和有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解，产 生少量的各种低分子烃类
39、气体及一氧化碳、二氧化碳等气体。在热和电故障的情况下，也会产生这些气体。这两种来源的气体在技术上不能分离，在数值上也没有严 格的界限。而且与负荷、温度、油中的含水量、油的保护系统和循环系统，以及取样和测试的许多可变因素有关。因此在判断设备是否存在故障及其故障的严重程度 时，要根据设备运行的历史状况和设备的结构特点以及外部环境等因素进行综合判断。有时设备内并不存在故障，而由于其他原因，在油中也会出现上述气体，要注 意这些可能引起误判断的气体来源（见4.3）此外，还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵）的故障产生 的气体也会进入到变压器本体的油中。表6对出厂和新投运的设备气体含量的要求 L/L 9.
40、2出厂和新投运 的设备气体变压器和电抗器互 感器套管氢1050150乙炔000总烃201010对新出厂和新投运的变压器和电抗器要求为：出厂试验前后的两次试验结果，以及投运前后的两次分析 结果不应有明显的区别。此外，气体含量应符合表6的要求。9.3运行中设备油中溶解气体的注意值9.3.1油中溶解气体组分含量注意值运行中设备内部油中气体含量超过表7和表8所列数值时，应引起注意。表7（a）变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值 L/L设备气体组分含量330kv及以上220kv及以下变压器和电抗器总烃150150乙炔15氢150150一氧化碳（见10.3）（见10.3）二氧化碳（见10.3）（见10.3）套管甲 烷100100乙 炔12氢500500注：1. 该表所列不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样（见第11章）2. 关于330kv及以上电抗器的判断方法 见第9.3.1b表8电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值