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变压器油中溶解气体现象的分析变压器油中溶解气体现象的分析第一步：引言变压器油是一种用于绝缘和冷却变压器的重要介质。
然而，随着变压器运行时间的增加，变压器油中溶解气体的含量可能会逐渐增加。
本文将分析变压器油中溶解气体的现象，并探讨其对变压器性能和可靠性的影响。
第二步：溶解气体的来源变压器油中的溶解气体主要来自两个方面。
首先，变压器运行时，由于油和固体绝缘材料的老化或损坏，可能会产生气体。
这些气体可以是空气中的氧、氮等。
其次，变压器油中的溶解气体还可能来自油中的悬浮颗粒的气体释放。
这些颗粒可能是由于变压器运行时的摩擦和磨损或材料老化产生的。
第三步：溶解气体的影响变压器油中溶解气体的存在会对变压器性能和可靠性产生不利影响。
首先，氧是变压器油中常见的溶解气体之一。
氧的存在会导致油中产生氧化反应，使油质变差，进而降低绝缘性能。
其次，氮和氢等气体的存在会增加变压器中气体的总体积，从而增加内部压力。
如果压力过高，可能会导致油泄漏或甚至引发爆炸。
此外，溶解气体的存在还会降低油的介电强度，增加击穿的风险。
第四步：溶解气体的分析方法为了准确评估变压器油中溶解气体的含量，常用的方法是通过气相色谱法进行分析。
该方法可以快速、准确地检测油中的氧、氮、氢等气体含量。
通过定期进行油样分析，可以监测变压器油中溶解气体的变化趋势，及时采取相应的维护措施。
第五步：溶解气体的控制和维护为了保持变压器的正常运行和延长其使用寿命，需要控制和维护变压器油中的溶解气体含量。
首先，定期检查变压器的绝缘材料，及时更换老化或损坏的部件，以减少气体的产生。
其次，定期进行变压器油的维护，包括油的过滤和再生处理，以去除油中的悬浮颗粒和溶解气体。
此外，对于高压变压器，还可以考虑安装气体放散装置，以便及时排放变压器内部的气体。
第六步：结论变压器油中溶解气体的存在会对变压器性能和可靠性产生不利影响。
通过定期进行油样分析和维护，可以控制和减少溶解气体的含量，保持变压器的正常运行和延长其使用寿命。
变压器绝缘油中溶解气体分析方法变压器是电力系统中不可缺少的重要设备之一，其主要作用是能将输送的电压级别进行升高或降低，从而确保电力系统的正常运行。
而变压器的绝缘系统则是其正常运转的关键之一。
绝缘油作为变压器绝缘系统的一个重要组成部分，起到了对电器的绝缘、冷却和灭弧等重要作用。
在使用过程中，变压器绝缘油中溶解的气体会对变压器绝缘系统的安全运行产生影响，因此，变压器绝缘油中溶解气体分析方法的研究备受关注。
变压器绝缘油中溶解气体的来源变压器绝缘油中溶解气体主要来源于变压器绝缘系统中的电介质的分解、老化和部分细微的微气泡。
变压器绝缘油的化学成分主要包括烃类、芳香族类和杂环类等多种有机物，以及二氧化碳、一氧化碳、氢气、甲烷、乙烷等气体。
其中，二氧化碳和一氧化碳是最主要的两种气体，占据了变压器绝缘油中气体的主要成分。
溶解气体对变压器绝缘油的影响变压器绝缘油中溶解的气体如果超过一定的浓度，就会对变压器绝缘系统产生影响。
变压器绝缘油中气体的主要影响包括以下几个方面：1. 影响电气性能当变压器绝缘油中二氧化碳、一氧化碳等气体的浓度超过规定范围时，会影响变压器绝缘油的电介质性能，使其导电性、介电常数等性能指标降低，从而导致电器故障。
2. 引起变压器内部局部放电变压器绝缘油中气体超标不仅会降低其绝缘能力，还会引发内部放电现象，进而使变压器的局部放电故障加剧。
3. 削弱绝缘油的灭弧性能气体的存在使绝缘油中的气泡增多，从而削弱绝缘油的灭弧性能，从而使得电气设备发生内部断路或短路导致事故。
变压器绝缘油中溶解气体的分析方法为了及时发现和解决变压器绝缘油中气体超标问题，需要采用一些分析方法来监测绝缘油中的溶解气体。
变压器绝缘油中气体的分析方法根据检测手段的不同，可分为物理分析法和化学分析法两类。
1. 物理分析法物理分析法的依据是溶解气体在液体中的分压平衡，通过测定变压器绝缘油的溶解气体的分压值，来判断其中气体的浓度。
常用的物理分析方法主要有：•直接测量法：采用直接测压的方法，通过测定变压器绝缘油中气体的压力或体积，推算出其中溶解气体的浓度。
变压器油中溶解气体分析报告和判断导则DLT722—2000导言1.引言2.检测指标根据《变压器油中溶解气体分析报告和判断导则DLT722—2000》的要求，我们对变压器油中的氢气（H2），一氧化碳（CO），甲烷（CH4），乙烯（C2H4）进行了分析。
3.分析结果我们对样品进行了气相色谱分析，并得到了以下结果：- 氢气（H2）含量：30 ppm- 一氧化碳（CO）含量：15 ppm- 甲烷（CH4）含量：10 ppm- 乙烯（C2H4）含量：5 ppm4.判断导则根据《变压器油中溶解气体分析报告和判断导则DLT722—2000》的要求，我们对分析结果进行了判断。
-对于氢气（H2），一氧化碳（CO）和甲烷（CH4）的含量，当其超过以下限值时，需要进一步评估变压器的绝缘可靠性：- 氢气（H2）：100 ppm- 一氧化碳（CO）：50 ppm- 甲烷（CH4）：50 ppm-对于乙烯（C2H4）的含量，当其超过以下限值时，需要考虑变压器绝缘系统的性能：- 乙烯（C2H4）：100 ppm根据以上判断导则和分析结果，我们可以得出以下结论：- 氢气（H2）的含量为30 ppm，低于评估限值，变压器绝缘可靠性良好；- 一氧化碳（CO）的含量为15 ppm，低于评估限值，变压器绝缘可靠性良好；- 甲烷（CH4）的含量为10 ppm，低于评估限值，变压器绝缘可靠性良好；- 乙烯（C2H4）的含量为5 ppm，远远低于评估限值，变压器绝缘系统性能优秀。
综上所述，根据《变压器油中溶解气体分析报告和判断导则DLT722—2000》的要求，我们认为该变压器的绝缘系统可靠性良好，性能优秀。
电力设备预防性试验规程第一章范围本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。
本标准适用于110kV及以下的交流电力设备。
第二章引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
GB 311.1－1997 高压输变电设备的绝缘配合GB 1094.1－1996 电力变压器第一部分总则GB 1094.3－2003 电力变压器第3部分：绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB 1094.11—2007 电力变压器第11部分：干式变压器GB 1207—2006 电磁式电压互感器GB 1208—1996 电流互感器GB 1984—2003 高压交流断路器GB 4703—2007 电容式电压互感器GB 1985—2004 高压交流隔离开关和接地开关GB 7330—2008 交流电力系统阻波器GB/T 8287.1-2008 标称电压高于1000V系统用户内盒户外支柱绝缘子第1部分:瓷或玻璃绝缘子的试验GB 12022—2006 工业六氟化硫GB/T 20876.2 标称电压大于1000V的架空线路用悬浮式复合绝缘子原件第2部分:尺寸和电气特性GB 50150—2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 DL/T 474.5—2006 现场绝缘试验实施导则第5部分:避雷器试验 DL/T 475—2006 接地装置特性参数测试导则DL/T 555—2004 气体绝缘金属封闭电器现场耐压试验导则 DL/T 596—1996 电力设备预防性试验规程DL/T 620—1997 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621—1997 交流电气装置的接地DL/T 627—2004 绝缘子常用温固化硅橡胶防污闪涂料DL/T 664—2008 带电设备红外诊断技术应用导则DL/T 722—2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T 804—2002 交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则DL/T 864—2003 标称电压高于1000V交流架空线路用复合绝缘子使用导则DL/T 911—2004 电力变压器绕组变形的频率响应分析法DL/T 1048—2007 标称电压高于1000V的交流用棒形支柱复合绝缘子-定义、试验方法及验收规则DL/T 1093—2008 电力变压器绕组变形的电抗法检测判断导则Q/GDW 168—2008 输变电设备状态检修试验规程Q/GDW 407—2010 高压支柱瓷绝缘子现场检测导则Q/GDW 415—2010 电磁式电压互感器用非线性电阻型消谐器技术规范Q/GDW 515.1—2010 交流架空线路用绝缘子使用导则第1部分、玻璃绝缘子Q/GDW 515.2—2010 交流架空线路用绝缘子使用导则第2部分、复合绝缘子国家电网公司（(国家电网公司十八项电网重点反事故措施)（国家电网生计(2005)400号）第三章定义、符号（一）预防性试验为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。
变压器油中溶解气体分析和判断导则编写：审核：批准：变压器油中溶解气体分析和判断导则Guidetotheanalysisandthediagnosisofgasesdissolvedintransformeroil1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的方法以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。
GB7597—87电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB／T17623—1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法DL／T596—1996电力设备预防性试验规程IEC567—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体的导则IEC60599—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characteristicgases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)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)。
3.2总烃totalhydrocarbon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游离气体freegases非溶解于油中的气体。
4产气原理4.1绝缘油的分解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迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，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)。
变压器油中溶解气体的检测与分析技术变压器是电力系统中常用的设备之一，其正常运行对电力系统的稳定运行起着至关重要的作用。
然而，随着变压器运行时间的增长，变压器油中可能会溶解各种气体，这些气体可能对变压器的性能和安全性造成不利影响。
因此，准确检测和分析变压器油中的溶解气体成分，对变压器的运行状态进行评估和维护具有重要意义。
一、变压器油中溶解气体的来源及其影响1. 溶解气体来源变压器油中的溶解气体主要来源于以下几个方面：（1）变压器绝缘体的老化、降解过程中产生的气体；（2）变压器内部与油接触的活性金属表面（如铜、铁等）的腐蚀产物；（3）变压器内部存在的绝缘材料或固体绝缘层的气体释放；（4）变压器运行过程中，外界环境中进入变压器的气体。
2. 影响变压器油中溶解气体的存在会对变压器的性能和安全性产生以下不利影响：（1）气体在变压器中积聚会导致电晕放电等异常现象，加剧设备老化；（2）有些溶解气体在变压器油中会发生化学反应，产生酸性物质，对变压器内部金属与绝缘材料的腐蚀加剧；（3）气体的存在会降低变压器油的绝缘性能，缩短变压器的使用寿命；（4）变压器油中气体增加会导致油的体积变大，进而影响变压器油的流动性和传热性。
二、变压器油中溶解气体的检测技术1. 气体浓度检测气体浓度检测是评估变压器油中溶解气体含量的主要方法之一。
常用的气体浓度检测技术包括：（1）气体色谱法：利用气体色谱仪检测变压器油中各种气体的含量，通过对色谱图的解析和比对，确定各种气体的浓度。
（2）红外光谱法：利用红外传感器对变压器油中的溶解气体进行检测，通过红外光谱的吸收峰进行气体浓度的定量分析。
（3）超声波法：通过超声波传感器对变压器油进行扫描，测定气体的传递速度以及声速的变化，进而计算出气体的浓度。
2. 气体成分分析除了检测气体的浓度外，对气体成分进行精确分析也是重要的一步。
常用的气体成分分析技术有：（1）质谱法：利用质谱仪对变压器油中溶解气体进行定性和定量分析，通过碰撞诱导解离（CID）技术，实现气体分子的碎片化，进而确定气体成分。
dlt722-2016变压器油中溶解气体分
析和判断导则
变压器油中溶解气体分析和判断导则
变压器就像一个可以调节电力输出的设备，它是电力系统的重要组成部分，为此，变压器的安全和正常运行是必不可少的。
变压器的主要工作介质是变压器油，变压器油是变压器正常运行和长期使用保障的前提条件，所以变压器油要定期检查和更换，以保证变压器正常工作。
在检查更换变压器油时，除了查看油的外观、温度等，需要对变压器油中的溶解气体进行分析和判断。
变压器油中的溶解气体主要有甲烷、乙烷、碳酸氢根等几种，它们不仅表现为
变压器的故障的警告信号，并且通过检测可以推断出变压器的运行状态。
因此，为了安全和可靠地检测变压器油中的溶解气体，《DLT722-2016变压器油中溶解气体
分析和判断导则》提出了一系列精细化的技术要求，保证了检测变压器油中溶解气体的准确性、稳定性和可靠性。
《DLT722-2016变压器油中溶解气体分析和判断导则》提出，电力元件现场变
压器油应按照GB/T11099-2005的规定进行油品抽样，然后在500ml大型瓶中进行
油量控制，即抽样好的油原样保存，确保所抽取的油与原油处理一致。
在实际使用之前，应将油样过滤，去除r237、r250及其他金属及杂质。
然后进行精滤，去除
油样中各类污染物，而后，把油样加入检测设备中。
检测时使用排气法，对油样中的溶解气体的含量进行检测，检测结束后按照规定进行数据计算和处理。
进行变压器油检测时，必须遵循《DLT722-2016变压器油中溶解气体分析和判
断导则》的要求，确保检测结果的准确性，以便进行及时有效的保护与维护变压器，使变压器能够正常安全使用。
变压器油中溶解气体的分析与故障判断随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生初期故障，油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起早期故障。
变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。
当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障。
1、变压器油中的气体类别气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。
矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气(H2)、氧气(O2)、氮气(N2)、甲烷(CH4)、一氧化碳(CO)、乙烷(C2H6)、二氧化碳(CO2)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)9种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。
油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)，油绝缘中存在局部放电时(如油中气泡击穿)，油裂解产生的气体主要是氢气(H2)和甲烷(CH4)。
在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷(CH4)，随故障温度的升高，乙烯(C2H2)和乙烷(C2H6)逐渐成为主要物征气体；当温度高于1000℃时(如在电弧弧道温度300℃以上)，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔(C2H2)，如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)。
2、如何判断电气设备的故障性质运用五种特征气体的三对比值判断电气设备的故障性质：(1)C2H2/C2H4≤0.1 0.1＜CH4/H2＜1C2H4/C2H6＜1时，属变压器已正常老化。
(2)C2H2/C2H4≤0.1 CH4/H2＜0.10.1＜C2H4/C2H6＜1时，属低能量密度的局部放电，是含气空腔中的放电，这种空腔是由于不完全浸渍、气体饱和或高湿度等原因造成的。
变压器油中溶解气体分析和故障诊断实用技术发布时间：2022-08-16T02:39:04.855Z 来源：《中国科技信息》2022年4月第7期作者：孙杰[导读] 乙炔是放电性故障的特征气体，存在放电现象或存在极高的过热故障。
正常运行的变压器，油中不孙杰大秦铁路股份有限公司大同西供电段山西大同 037005摘要：乙炔是放电性故障的特征气体，存在放电现象或存在极高的过热故障。
正常运行的变压器，油中不应产生乙炔，油中有电弧放电时，分解气体大部分为H2和C2H2，并有一定量的CH4、 C2H4。
高温下产气速率最大的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2。
本文典型故障是螺母搭接铁芯磁路回路过热引发故障，引起的局部过热油裂解产生乙炔类气体。
因此普遍认为，当发现乙炔从无到有时，就应引起重视，进行跟踪。
关键词：变压器油油中溶解气体色谱分析 CH4、C2H2、C2H4、C2H6 铁芯漏磁第一章变压器绝缘结构 1.1绝缘材料 1.1.1变压器油功能：绝缘；散热。
成分：碳氢化合物。
（烷烃、环烷烃、芳香烃、烯烃等） 1.1.2绝缘纸、绝缘纸板成分：纤维素。
聚合度（DPv）：纤维素分子长链内串接的重复单元的个数（n）。
反映绝缘纸的机械强度，其机械强度的下降可判断纸的老化程度以推断设备的剩余寿命。
第二章变压器中的气体 2.1绝缘结构：变压器电气设备选用油纸或油和纸板组成的绝缘结构。
当设备内部发生热故障、放电性故障或者油、纸老化时，均会产生各种气体，并溶解于油中。
2.2不同故障类型产生的气体组合第三章油中溶解气体的分析故障诊断方法通过变压器油中溶解气体分析即色谱分析技术，能够分析诊断运行中变压器内部是否正常，及时发现变压器内部存在的潜伏性故障，掌握充油设备的健康状况。
3.1三比值法诊断方法 CH4/H2：区分是热故障还是放电故障； C2H4/C2H6：区分热故障温度的高低； C2H2/C2H4：区分放电故障的类型编码规则第四章故障诊断实例应用分别从变压器的中部和底部进行取油进行色谱分析 4.1平鲁西2# 中部油样分析报告取样日期：20201112 设备名称：主变取样地点：平鲁西分析日期：20201113谱图文件：平鲁西变电所平鲁西2#变中部.hw总烃浓度：780.55三比值编码：022故障类型判断：高温过热（高于700℃）故障实例：分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接地等分析意见：不合格4.2平鲁西2# 底部油样分析报告取样日期：20201112设备名称：主变取样地点：平鲁西分析日期：20201113谱图文件：平鲁西变电所2#变底部.hw总烃浓度：942.73三比值编码：022故障类型判断：高温过热（高于700℃）故障实例：分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接地等分析意见：不合格4.3故障处理情况及原因分析4.3.1故障处理变压器生产厂家：中铁电气工业有限公司保定铁道变压器分公司出于对变压器故障严谨分析的考虑，油样送第三方检测机构进行化验，结果与我段所测结果一致。
电力变压器检修导则(DL/Ｔ５7３– 2010)1范围本标准规定了变压器大修、小修项目,以及常见缺陷处理、例行检查与维护方法等。
本标准适用于电压在35kＶ~500kＶ等级得油浸式电力变压器、气体绝缘变压器、油浸式电抗器等可参照本标准并结合制造厂得规定执行、除针对单一部件有专业检修标准(例如;DＬ/Ｔ 5７４《变压器分接开关运行维修导则》)外,其她部件检修均按本标准要求执行。
2 规范性引用文件下列文件中得条款通过本标准得引用而成为本标准得条款。
凡就是注日期得引用文件,其随后所有得修改单(不包括勘误得内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议得各方研究就是否可使用这些文件得最新版本。
凡就是不注日期得引用文件,其最新版本适用。
J、、本标准。
GB 3１1。
1 高压输变电设备得绝缘配合(GB 31１。
1—199７。
IＥC 6０071—１:199３、NＥQ)GB 10９4、3 电力变压器第3部分;绝缘水平、绝缘试验与外绝缘空气间隙(GB 10９4。
３-2０0３,IEC ６00７6-3:2０00,MOD)GB 50150-20０6 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GＢ/T 1０94.４电力变压器第4部分;电力变压器与电抗器得雷电冲击与操作冲击试验导则(GB/T1094.4-2０05, ＩEC 60076－4:2002 MOD)ＧB/Ｔ 26１闪点得测定宾斯基一马丁闭口杯法(GB/T 261-2008,ＩＳ0 ２71９:2002。
MOD)GB/T ５07 绝缘油击穿电压测定法ＬGＢ/T ５07—2００2。
IEC ６０156:1995,ＥＱV)GB／T ５6５4 液体绝缘材料相对电容、介质损耗因数与直流电阻率得测量(ＧB/T 5654—２007。
IEC 602４７:2004,IDT)GB/Ｔ 75９５运行中变压器油质量GB／T ７５98 运行中变压器油水溶性酸测定法GB/T 759９运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)GB/T 7600 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GＢ/Ｔ7６01 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法)DＬ/T ４２１电力用油体积电阻率测定法DＬ／Ｔ 42３绝缘油中含气量测定方法真空压差法ＤL/T ４29.9 电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法DL/T 432 电力用油中颗粒污染度测量方法DＬ/T ４50 绝缘油中含气量测定方法(二氧化碳洗脱法)DL/Ｔ５7２电力变压器运行规程DＬ/Ｔ5７4 变压器分接开关运行维修导则DL／T ５９６电力设备预防性试验规程ＤL/T 722 变压器油中溶解气体分析与判断导则ＤL/T l０95 变压器油带电度现场测试导则DＬ/Ｔ 10９6 变压器油中颗粒度限值３术语与定义下列术语与定义适用于本标准。
变压器油色谱分析中用三比值法判断故障时应注意的问题1引言变压器油中溶解气体的色谱分析法是诊断变压器内部潜伏性故障的有效方法，其诊断依据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（以下简称“导则”）中的方法进行。
现行导则有两个版本，即国标GB/T7252-2001和行标DL/T722-2000，它们分别代替了国标GB/T7252-1987和部标SD187-1986。
2三比值法简介根据热动力学原理，变压器油中气体组分之间的浓度比值与故障温度或故障类型之间存在着相互依赖关系，选用几组气体组分浓度比值的大小来判断故障类型，即所谓的比值法。
比值法有多种，其中三比值法的应用较为普遍。
三比值法是国际电工委员会（IEC ）对罗杰斯四比值法进行修改、删去比值C 2H 6/CH 4后得到的一种新比值法，故又称IEC 法。
我国的原部标SD187-1986和国标GB/T7252-1987曾推荐IEC 三比值法作为设备内部故障类型判断的主要方法。
日本协研曾对156台故障变压器用IEC 三比值法做了验证，结果表明判断准确率只有60%左右。
电协研在对IEC 三比值法做了改进后，将判断准确率提高到80%以上，使得这一方法（称电协研法）得到更为广泛的应用。
我国在对电协研法做了进一步改进后，正式命名为改良三比值法（原称改良电协研法），被GB/T7252-2001和DL/T722-2000推荐使用。
3导则中的错误为改良三比值法故障类型判断方法，现将其列于表1中。
从表1中可看出，新导则的两个版本在编码组合中的首位（C 2H 2/C 2H 4）为1或2时，所对应的故障类型是不同的；首位编码为1时，GB/T7252-2001对应于低能放电，DL/T722-2000则对应于电弧（高能）放电；当首位编码为2时，两者对应的故障类型刚好互换。
该导则两个版本的制定者相同，出现表1中的差异不是制定者的本意而纯属意外失误所致（这一点已得到证实）。
DL/T722-2000发布在前，之后在颁发GB/T7252-2001时，可能是想将表中首位编码从上到下的顺序由原来的021改为012，却因某种意外没有将其他内容作相应调整，导致GB/T7252-2001出现错误。
E38备案号：7782—2000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/ T722—2000Guide to the analysis and the diagnosisof gases dissolved in transformer oil2000—11—03 发布2001—01—01 实施中华人民共和国国家经济贸易委员会发布前言分析油中溶解气体的组分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，根据讨论会的意见，整理出初稿。
1999年，参考新出版的IEC 60599—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。
本导则的主要起草人：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。
目次前言1 范围2 引用标准3 定义4 产气原理5 检测周期6 取样7 从油中脱出溶解气体8 气体分析方法9 故障的识别10 故障类型的判断11 在气体继电器中的游离气体上的应用12 设备档案卡片附录A(标准的附录) 样品的标签格式附录B(标准的附录) 设备档案卡片格式附录C(提示的附录) 哈斯特气体分压—温度关系附录D(提示的附录) 标准混合气的适用浓度附录E(提示的附录) 溶解气体分析解释表附录F(提示的附录) 气体比值的图示法附录G(提示的附录) 充油电气设备的典型故障中华人民共和国电力行业标准DL/ T722—2000代替SD`187—86变压器油中溶解气体分析和判断导则Guide to the analysis and the diagnosisof gases dissolved in transformer oil1 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的方法以及建议应进一步采取的措施。
电力行业各种规范一、避雷器1、DL-T613—1997进扣交流无间隙金属氧化物避雷器技术规范2、GB2900.12-89电工名词避雷器3、GB11032—89交流无间隙金属氧化物避雷器二、变压器1、DLT722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则2、DL-T572—95力变压器运行规程(附条文说明)3、DL-T573—95电力变压器检修导则4、DL-T574—95有载分接开关运行维修导则5、GB1094.1—1996电力变压器第1部分总则6、GB1094.2—1996电力变压器第2部分温升7、GB1094.3-85电力变压器第三部分绝缘水平和绝缘试验8、GB7252-87变压器油中溶解气体分析和判断导则9、GBJ148-90电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范10、GB-T10228—1997干式电力变压器技术参数和要求11、GB-T15164—94油浸式电力变压器负载导则12、GB-T16274—1996油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级13、GB-T17468-1998电力变压器选用导则14、GB-T6451—1995三相油浸式电力变压器技术参数和要求三、带电作业1、DLT676-1999带电作业绝缘鞋（靴）通用技术条件2、GB13034-91带电作业用绝缘滑车3、GBT14286-93带电作业术语4、GBT18037-2000带电作业工具基本技术要求与设计导则四、电抗器1、GB10229—88电抗器五、电缆与架空线1、DL508-93交流110-330kV自容式充油电缆及其附件订货技术规范2、DLT487-2000330kV及500kV交流架空送电线路绝缘子串的分布电压3、DL401-91高压电缆选用导则4、DL-T5092—1999P110～500kV架空送电线路设计技术规程5、GBT3084.12-94电线电缆电性能试验方法-局部放电试验方法6、GBT3084.1-94电线电缆电性能试验方法7、GBT3084.4-94电线电缆电性能试验方法-导体直流电阻试验8、GBT3084.4-94电线电缆电性能试验方法-交流电压试验9、GB50168-92电缆线路施工及验收规范10、GB50173-9235kV及以下架空电力线路施工及验收规范11、GB50217－94电力工程电缆设计规范六、电流互感器1、DLT725-2000电力用电流互感器订货技术条件2、GB1208-1997电流互感器3、GBT17443-1998500kV电流互感器技术参数和要求4、GB1208—1997电流互感器5、SD333-89进口电流互感器和电容式电压互感器技术规范七、电容器1、DL-T604—1996高压并联电容器装置订货技术条件2、DL-T628—1997集合式高压并联电容器订货技术条件3、DL-T653—1998高压并联电容器用放电线圈订货技术条件八、电压互感器1、DLT726-2000电力用电压互感器订货技术条件2、GB1207-1997电压互感器3、GB4703-84电容式电压互感器4、GB1207—1997电压互感器九、断路器与隔离开关1、DLT405-1996进口252（245）-550kV交流高压断路器和隔离开关技术规范2、DLT486-2000交流高压隔离开关和接地开关订货技术条件3、DLT574-95有载分接开关运行维修导则4、DLT593-1996高压开关设备的共用订货技术导则5、DL486—92交流高压隔离开关订货技术条件6、DL-T402—1999交流高压断路器订货技术条件7、DL-T404—1997户内交流高压开关柜订货技术条件8、DL-T405—1996进口252(245)～550kV交流高压断路器和隔离开关技术规范9、DL-T593—1996高压开关设备的共用订货技术导则10、DL-T595—1996六氟化硫电气设备气体监督细则11、DL-T603—1996气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程12、DL-T615—1997交流高压断路器参数选用导则13、DL-T617—1997气体绝缘金属封闭开关设备技术条件14、DL-T618—1997气体绝缘金属封闭开关设备现场交接试验规程15、DL-T639—1997六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则16、DL-T640—1997户外交流高压跌落式熔断器及熔断件订货技术条件17、GB10230-88有载分接开关18、GB11023-1989高压开关设备六氟化硫气体密封试验方法19、GBT2900.20-1994电工术语高压开关设备20、GB50171—92盘、柜及二次回路结线施工及验收规范21、GB7674—199772.5kV及以上气体绝缘金属封闭开关设备十、二次1、DL-T559—94220～500kV电网继电保护装置运行整定规程2、DL-T584—953～110kV电网继电保护装置运行整定规程3、DL-T587—1996微机继电保护装置运行管理规程4、DL-T623—1997电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程5、DL-T624—1997继电保护微机型试验装置技术条件十一、发电机1、GB50168—92旋转电机施工及验收规范十二、防雷1、电力系统通信防雷运行管理规程2、关于光缆建设应遵守防雷规程的通知3、华东电力系统通信站过电压保护十三、红外1、DL-T664-1999带电设备红外诊断技术应用导则十四、接地网1、DL475—92接地装置工频特性参数的测量导则2、DL475—92接地装置工频特性参数的测量导则3、DL-T621—1997交流电气装置的接地4、GB50169—92接地装置施工及验收规范5、GB-T15544—1995三相交流系统短路电流计算6、交流电气装置的接地十五、其它1、DL408—91电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)2、DL409—91电业安全工作规程(电力线路部分)3、DL5009.2—94电力建设安全工作规程(架空电力线路部分)4、DL5009.3—1997电力建设安全工作规程(变电所部分)5、DL5027—93电力设备典型消防规程6、DL-T620—1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配7、DL-T637—1997阀控式密封铅酸蓄电池订货技术条件8、GB311.1-1997高压输变电设备的绝缘配合9、GB50254--50259—96电气装置安装工程施工及验收规范10、GB156-93标准电压11、GB311.1—1997高压输变电设备的绝缘配合12、GB311.7—88高压输变电设备的绝缘配合使用导则13、GB50172—92蓄电池施工及验收规范14、GB50194-93建设工程施工现场供用电安全规范15、GB763—90交流高压电器在长期工作时的发热16、GBJ147-90高压电器施工及验收规范17、GBJ149-90母线装置施工及验收规范18、GB-T1980-1996标准频率19、GB-T762—1996标准电流20、电力建设工程调试定额21、电力系统安全稳定导则22、调试定额十六、试验1、DL417-91电力设备局部放电现场测量导则2、DL474.1-6-92现场绝缘试验实施导则交流耐压试验3、DL474.1-92现场绝缘试验实施导则4、DL-T596-1996电力设备预防性试验规程5、GBT16927.1-1997高电压试验技术第一部分：一般试验要求6、GBT16927.2-1997高电压试验技术第二部分：测量系统7、GBT17627.1-1998低压电气设备的高电压试验技术第一部分：定义和试验要求8、GBT17627.2-1998低压电气设备的高电压试验技术第二部分：测量系统和试验设备9、GB50150-91电气设备交接试验标准10、GB-T16927.1—1997高电压试验技术一般试验要求11、江苏省电力设备预防性试验规程十七、外绝缘1、DL-T627—1997电力系统用常温固化硅橡胶防污闪涂料技术条件2、GB4585.1-84交流系统用高压绝缘子人工污秽试验方法盐雾法3、GB4585.2-1991交流系统用高压绝缘子人工污秽试验方法固体层法4、GB775.1-1987绝缘子试验方法第1部分一般试验方法5、GB775.2-1987绝缘子试验方法第2部分电气试验方法6、GB775.3-1987绝缘子试验方法第3部分机械试验方法7、GBT2900.8-1995电工术语绝缘子8、GB-T16434—1996高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准9、GB-T5582—93高压电力设备外绝缘污秽等级。
电力变压器运行规程1 主题内容与适用范围本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。
本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器，电抗器、消弧线圈、调压器等同类设备可参照执行。
国外进口的电力变压器，一般按本规程执行，必要时可参照制造厂的有关规定。
2 引用标准GB1094.1～1094.5 电力变压器GB6450 干式电力变压器GB6451 油浸式电力变压器技术参数和要求GB7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T15164～1994 油浸式电力变压器负载导则GBJ148 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范DL400 继电保护和安全自动装置技术规程SDJ7 电力设备过电压保护设计技术规程SDJ8 电力设备接地设计技术规程SDJ9 电气测量仪表装置设计技术规程SDJ2 变电所设计技术规程DL/T573—95 电力变压器检修导则DL/T574—95 有载分接开关运行维修导则3 基本要求3.1 保护、测量、冷却装置3.1.1 变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。
3.1.2 油浸式变压器本体的安全保护装置、冷却装置、油保护装置、温度测量装置和油箱及附件等应符合GB6451的要求。
干式变压器有关装置应符合相应技术要求。
3.1.3 变压器用熔断器保护时，熔断器性能必须满足系统短路容量、灵敏度和选择性的要求。
分级绝缘变压器用熔断器保护时，其中性点必须直接接地。
3.1.4 装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。
3.1.5 变压器的冷却装置应符合以下要求：a.按制造厂的规定安装全部冷却装置；b.强油循环的冷却系统必须有两个独立的工作电源并能自动切换。
当工作电源发生故障时，应自动投入备用电源并发出音响及灯光信号；c.强油循环变压器，当切除故障冷却器时应发出音响及灯光信号，并自动(水冷的可手动)投入备用冷却器；d.风扇、水泵及油泵的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；应有监视油泵电机旋转方向的装置；e.水冷却器的油泵应装在冷却器的进油侧，并保证在任何情况下冷却器中的油压大于水压约0.05MPa(制造厂另有规定者除外)。
变压器油中溶解气体分析和判断导则D L T—集团标准化工作小组 [Q8QX9QT-X8QQB8Q8-NQ8QJ8-M8QMN]变压器油中溶解气体分析和判断导则编写：审核：批准：变压器油中溶解气体分析和判断导则?Guide to the analysis and the diagnosisof 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的方法以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—87 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体的导则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。
特征气体 characteristic gases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)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)。
总烃 total hydrocarbon烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。
游离气体 free gases非溶解于油中的气体。
?4 产气原理?绝缘油的分解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迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，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沉积在设备的内部。
低能量故障，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C≡C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多的能量。
乙烯是在高于甲烷和乙烷的温度(大约为500℃)下生成的(虽然在较低的温度时也有少量生成)。
乙炔一般在800℃～1200℃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。
油起氧化反应时，伴随生成少量CO和CO2，并且CO和CO2能长期积累，成为数量显着的特征气体。
油碳化生成碳粒的温度在500℃～800℃。
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。
热平衡下的气体分压—温度关系见附录C(提示的附录)。
固体绝缘材料的分解纸、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—O 键及葡萄糖甙键，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喃化合物，同时油被氧化。
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，在油里经对流、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。
气体的其它来源在某些情况下，有些气体可能不是设备故障造成的，例如油中含有水，可以与铁作用生成氢。
过热的铁心层间油膜裂解也可生成氢。
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气体而溶解于油中。
油在阳光照射下也可以生成某些气等。
这时，如果不真空滤油，则体。
设备检修时，暴露在空气中的油可吸收空气中的CO2的含量约为300μL／L (与周围环境的空气有关)。
油中CO2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?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，投运前应至少作一次检测。
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作检测。
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应在投运后1d(仅对电压330kV及以上的变压器和电抗器、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作检测。
套管在必要时进行检测。
?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。
特殊情况下的检测当设备出现异常情况时(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?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，对大油量的变压器、电抗器等可为50mL～80mL，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。
6.1.2 取油样的容器应使用密封良好的玻璃注射器取油样。
当注射器充有油样时，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，一般可在运行中取油样。
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，以免卡涩。
1—连接软管；2—三通阀；3—注射器(a)冲洗连接管路； (b)冲洗注射器；(c)排空注射器；(d)取样；(e)取下注射器图1 用注射器取样示意图?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，并尽快进行分析。
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，以保证注射器滑润和密封。
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，立即改用小胶头封住注射器(尽可能地排尽小胶头内的空气)。
取气样时应注意不要让油进入注射器并注意人身安全。
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4天，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。
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?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拆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，在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。
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，在两倍脱气所需的时间内残压无显着上升。
