变压器油质及色谱分析ppt课件

1、变压器油质及色谱分析,湖南省电力公司技术培训部,主要内容,变压器油质及色谱分析的目的和意义 变压器油的性能指标及质量监督 变压器油色谱分析技术 变压器油色谱分析的故障诊断,一、变压器油质及色谱分析监督的目的和意义,变压器油质监督的目的，就是通过监测变压器油的各项理化、电气性能，确保变压器油质满足充油电气设备的安全运行要求，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，掌握充油电气设备的健康状况。变压器油质及色谱分析监督的优势还在于其不需要停电就可进行检测，能为状态检修提供技术支持，在目前实施状态检修后，重要性更加突出,二、变

2、压器油的性能指标及质量监督,一）物理特性 二）化学特性 三）电气特性 四）变压器油质监督标准及指标要求,一）物理特性,变压器油的物理特性主要包括：颜色、透明度、凝（倾）点、粘度、闪点、密度、界面张力等,颜色和透明度,油品的颜色主要是根据肉眼的观察判定油品颜色的深浅。油品的颜色决定于其中沥青、树脂物质及其他染色化合物的含量。 油在储存和运行中，受环境的污染和自身的氧化生成的树脂质等物的影响下，其颜色也会逐渐变深。故油所接触的环境，如温度、光线空气（主要是氧）、电场、电流等，都能促使油质老化而使油的颜色变深。 如绝缘油的颜色的剧裂变化，一般是油内发生电弧时产生碳质造成的，故观察油在运行中颜色的迅速

3、变化，是油质变坏或设备存在内部故障的表现,闪点,在规定的条件下，将油品加热，随油温的升高，油蒸汽在空气中（油液面上）的浓度也随之增加，当升到某一温度时，油蒸汽和空气组成的混合物中，油蒸汽含量达到可燃浓度，如将火焰靠近这中混合物，它将会闪火，把产生这种现象的最低温度称为石油产品的闪点。 闪点是保证变压器油在储存和使用过程中安全的一项指标,凝（倾）点,变压器油的凝点（即凝固点）是指在规定的试验条件下，将试油逐渐冷却，并将液面倾斜45，经过1min后，油面不再移动的最高温度。倾点又称流动点。油品在一定的标准条件下，由固体逐渐加温溶解成液体后，从特定容器中流出的最低温度，即称为倾点。油品的倾点一般比凝

4、点高23。 凝点是在规定条件下冷却至停止移动时的最高温度。 倾点是在规定条件下冷却时，能够流动的最低温度。 凝点用以表示绝缘油的牌号,粘度,液体受外力作用移动时，液体分子间产生内摩擦力的性质，称为粘度 。 粘度通常分为动力粘度（绝对粘度）、运动粘度和条件粘度三种。 变压器油通常所测的是运动粘度。由于变压器油的功能之一是进行热传导的冷却作用，并填充于绝缘材料的缝隙之间，所以变压器油的粘度应较低才能充分发挥该功能，指标只有上限,密度,单位体积内所含物质的量，其单位是kg/m3、g/cm3或g/mL，以符号表示。变压器油密度与温度有关，规定在20时的密度为标准密度，一般为0.80.9g/mL。实际应

5、用中必须表明温度，或计算成标准密度,界面张力,绝缘油的界面张力是指在油-水两相的交界面上，由于两相液体分子都受到各自内部分子的吸引，各自都力图缩小其表面积，这种使液体表面积缩小的力称为界面张力。 因油老化后生成的酸类、皂类都是亲水的，引起油-水交界面上的分布改变，使界面张力减小。油中氧化产物越多，则界面张力越小。 该指标可反映出新油的纯净程度和运行油老化状况,二）化学特性,包括酸值、水溶性酸 、水分、氧化安定性 、腐蚀性硫等指标,酸值和水溶性酸,酸值是指中和1g变压器油中的全部游离酸所需要的氢氧化钾毫克数，单位为mg（KOH）/g。 从油品中所测得酸值，为有机和无机酸的总和，所以也称总酸值，要

6、求越低越好。变压器油中酸值大小从一定程度上反映了油的精练深度和氧化程度。 变压器油的水溶性酸是指能溶于水的矿物酸，通常用pH值表示。对于运行中的油来说，水溶性酸是油老化产物之一，同时，有了水溶性酸反过来使油更易老化。通过pH值的测定，可以判断油质的好坏，油对金属及固体绝缘的腐蚀情况，油质劣化程度，精制和再生的好坏，油可否继续使用等,氧化安定性,变压器油在运行过程中不可避免地发生氧化，在高温高负荷下，氧化会加速，油与氧的化学反应称为油的氧化（或叫老化、劣化）。而油抵抗氧化作用的能力，就称为油的抗氧化安定性（或叫安定度）。 进行新油评价时，氧化安定性是一项重要指标。 添加抗氧化剂可提高氧化安定性,

7、水分,水分来源有外部侵入和内部自身氧化产生两方面。 水分的危害： 1） 降低油品的击穿电压。 2） 使介损升高。 3） 促使纤维老化。 4） 对油质老化起催化作用,腐蚀性硫,腐蚀性硫即能腐蚀金属的活性硫化物或游离硫。 变压器油中不允许有活性硫，哪怕只有十万分之一，都会对导线绝缘发生腐蚀作用，因此新油必须进行活性硫试验，合格后方能使用。 用一定规格和质量的铜片或银片，在规定的条件下，可定性检验出油品中是否有腐蚀性硫。方法灵敏度高，可检出百万分之一的活性硫,电气性能,主要有绝缘强度、介质损耗因数 、体积电阻率、析气性等,绝缘强度,变压器油的介电强度或击穿电压，是衡量在电气设备内部耐受电压的能力而不

8、被破坏的尺度，可用来判断变压器油含水和其他悬浮物污染的程度，可注入设备前油品干燥和过滤的程度。是衡量在电气设备内部耐受电压的能力而不被破坏的尺度。 该项试验可以判断油中是否有水分、杂质和导电微粒，但不能判断油品是否存在酸性物质或油泥,2、介质损耗因数tg,介质损耗因数又称介质损耗角正切，它反映油中泄漏电流而引起的功率损失。 介质损耗因数的大小对判断变压器油的劣化与污染程度很敏感。对于新油而言，介质损耗因数只能反映出油中是否含有污染物质和极性杂质，而不能确定是何种极性杂质，一般来说，新油中的极性杂质含量很少，所以其介质损耗因数也很小，仅为0.010.1%范围。但当油氧化或过热而引起劣化时，或混入

9、其它杂质时，油中极性杂质或带电的胶体物质含量增多，介质损耗因数随之增加,变压器油质监督标准及指标要求,变压器油质监督应包括从新油评定验收、新油脱气注入设备前的检验、新油 注入设备进行热循环后的检验、新设备投运通电前的检验及运行中变压器油的周期检定验收等全过程监督,新油验收,220kV及以下变压器使用的油应符合应符合GB 2536 标准要求，并按标准规定的项目、指标进行验收。500kV 及以上变压器用油性能指标除符合GB 2536 标准要求外，还应符合IEC 602962003标准，两者不一致时以IEC 60296 为准。优先选择环烷基变压器油,变压器基建安装阶段及运行后全过程的质量监督,1)大

10、型电力变压器都是在充氮保护条件下运至现场的。设备到货后，需鉴定设备在运输过程中是否受潮。通常的做法是首先检查变压器本体的压力表是否是微正压；其次需测变压器本体中残油的水份。 (2)对新到的变压器取本体中的残油做气相色谱分析,二、新油脱气注入设备前的检验,新油注入设备前必须用真空滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中水分、气体、及其他颗粒杂质，在处理过程中经油质检验，达到要求后方可注入设备,新油净化后的检验指标,三、新油注入设备进行热循环后的检验,油在变压器内静置一段时间后进行热油循环，热油循环后应达到规定要求,热油循环后的油质检验指标,四、新设备投运通电前的检验,在变压器投用前应对其油品按GB/

11、T 7595-2008中“投入运行前的油”的质量指标要求作一次全分析，并进行气相色谱分析，作为交接试验数据,五、运行中变压器油的监督,运行中变压器油质量标准和检验项目及周期,变压器油色谱分析技术,变压器油色谱分析对象及步骤 样品采集、保存及运输等要求 色谱分析周期等要求,变压器油色谱分析对象,按DL/T 722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则要求一般分析9种气体或8种气体，最少必须分析7种气体，即H2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2、CO、CO2、N2、O2。其中N2、O2是推荐检测的气体，其余为必测组分,油中9种溶解气体的分析目的,变压器油色谱分析步骤,包括取样、从油中脱出溶

12、解气体及进行油中气体的色谱分析。 变压器油的脱气方法一般采用机械振荡法，仲裁方法采用水银真空泵法（托普勒泵法,油中气体的色谱分析,由载流气体将已从油中脱出并待分析的气样（用进样注射器从气路的进样口注入）带入色谱柱中； 装有固定相的色谱柱将混合气样分别按不同组分分离（根据不同气体组分分离的要求，色谱柱中装有不同的固定相，如分子筛、硅胶等）； 载气将已分离的各组分气体，按不同的时间依次进入鉴定器，鉴定器的信息由记录仪记录，告知各组分气体的出峰面积。 色谱仪对气体组分的定性和定量是由已知组分和含量的标准混合气样来标定，根据不同的脱气方法（包括自由气体），通过计算求出各组分的含量,样品采集及保存,充油

13、电气设备的色谱、微水取样，应通过专用密闭取样阀，用注射器采样。取样方法GB/T 7597-2007 色谱取样应采用100mL玻璃注射器，注射器使用前应进行严密性检查合格。 色谱取样后应在四天内完成检测,取样要求,1）样品要有代表性，所取的必须是设备本体中的油或继电器（包括油面空间）中的气 2）从固定的取样阀门处取样 3） 取样时需放完整个取样管路中不循环的“死油” 4）针对设备不同情况下的试验，应考虑气体在油中的扩散过程。 如：对试验以后的考核性取样，应考虑到延时作用，特别是套管，互感器类少油设备；变压器保护动作或事故以后，应多次、最好多位置取样。 5） 对可能产生负压的密封设备，应在确定内部

14、正压情况下取样，因负压取样而进气后会影响设备安全,在取样及保存的全过程中，应避免受到干扰： 取样阀门应适合密封取样，整个取样过程应在密封状态下进行，不与空气接触。 取样容器采用密封试验合格的、注射器芯可随温度变化而滑动自如的玻璃注射器等。 取样时先用被分析的油样冲洗取样管道、阀门和容器，避免剩余空气或剩油的影响。 样品取到后应尽快作分析，特别是气体样品。油样存放不超过4天（保存环境的温差和气压变化不能过大），存放和运输过程中，必须保证注射器的芯子不卡涩。 样品需密封和避光保存。 每个样品需贴上标签，标签应按导则中附录A的格式填写,色谱分析周期,1）出厂设备的检验 66kV及以上变压器、电抗器、

15、互感器和套管在出厂试验全部完成后应做一次色谱分析。 2）投运前的检验 新设备及大修后的设备投运前应至少做一次检验，如果在现场进行感应耐压或局放试验，则应在试验后停放一段时间再做一次检验,3）运行油的检验 根据国网公司和湖南省电力公司输变电设备状态检修试验规程实施细则规定，新投运的变压器必须在在投运后1、4天、10天、30天各做一次气相色谱分析，如无异常，则转为定期检测,变压器气相色谱分析周期,变压器油色谱分析的故障诊断,变压器油中溶解气体的产生机理 变压器内部故障时的产气特征 色谱分析注意值 变压器故障诊断方法 典型故障举例,绝缘油和纸（纸板）的产气原理,化学过程： 1).绝缘油的分解 2).

16、固体绝缘材料的分解 物理过程： 传质过程 1).气泡的运动； 2).气体分子的扩散，溶解与交换； 3).气体从油中析出与向外逸散过程,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的CH化学基团并由C-C键链合在一起。变压器在正常的热负载下，一般油的最高温度不超过100，油不会产生烃类气体。变压器油甚至在150下，油面可能会有油蒸气产生（如测量闪点时），但冷却后仍然为液体的油组分，油本身是比较稳定的。油中存在电或热故障的结果，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

17、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）。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油箱的内壁或固体绝缘的表面。 油裂解时任何一种烃类气体的产气速率取决于裂解温度的高低，随着裂解温度的变化，烃类气体各组分的比例不同，随着温度升高，产气速率最大的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2,固体绝缘材料的分解,纸、层压板或木块等纤维素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C-H键要弱，即使没有达到故障温度，键也能被打开

18、。聚合物裂解的有效温度高于105，在150以上，纤维素结构中的化学结合水开始被脱除，有去H2反应。部分氢气与油中氧化合成水，导致进一步水解。完全裂解和碳化的温度高于300，在生成水的同时生成大量的CO、CO2和糠醛等呋喃化合物，大量烃类气体是伴随高温下油分解而产生的,绝缘材料裂解的标志- CO的增加,CO和CO2和O2之间可以存在CO2 CO+ O2的关系。 理论上也可计算出上述平衡和温度之间的关系，但实际上CO2和CO并不只由裂解产生。油可与氧起氧化反应，形成少量CO和CO2；绝缘材料的正常热老化分解，CO和CO2长期在油中积累后，成为变压器油中除氮、氧外，含量显著的气体组分，因此无法以比例

19、关系来确定故障点温度,变压器故障运行中产生的气体,变压器内部存在某种故障时，故障点附近的油和固体绝缘材料在热性（电流效应）或电性故障（电压效应）应力作用下裂（分）解产生气体，故障点产生气体的组分和含量取决于故障类型、故障能量级别及所涉及的固体绝缘材料,其他产气途径,正常运行的变压器某些原因也会导致油中有一定数量的故障特征气体，有时这些特征气体浓度甚至远远超过导则的注意值。例如油中含有水，可以与铁作用生成氢气；新的不锈钢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，油中溶解有氧时，油箱内部某些油漆（醇酸树脂），在不锈钢的催化下，可能生成大量的氢。因此在气体监测过程中，是有可

20、能作排除故障判断的，在氢气产气率超过注意值时，监视中应考虑到多方面的因素,研究证明，铁心叠片间的油膜，由于受过励磁引起的铁芯高温（130以上），油膜内的油在铁芯片表面催化作用下，会分解出H2。但经过一段时间后，H2含量趋于稳定，这就是与局部放电引起H2不断增长的区别之处。 某些操作也可生成故障气体。例如有载调压变压器中分接开关油室的油向变压器本体主油箱渗漏，或分接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，部分残余气体仍流在油中；油箱或管道进行带油补焊；原注入的油含有某些气体等。 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

21、备内部是否存在故障及故障严重程度时，应特别注意此类非故障产气的干扰所可能引起的误判断,诊断依据,1).气体累计性2).产气速率 3).气体组分特征性4).故障类型与溶解气体组分的关系,3).不同故障时产生的不同特征气体,一般规律是：产生烃类气体的不饱和度是随着裂解温度的增加而增加的，依次为烷烃烯烃炔烃。 从设备故障现象来看，可分为过热性故障和放电性故障两大类。至于机械性故障，最终将以过热性或放电性形式表现出来。进水受潮也是一种内部潜伏性故障，除早期发现，否则最终也会发展成放电性故障，甚至造成事故。 国内对359台故障变压器故障类型不完全统计分析，过热性故障变压器为226台，占63%，高能量放电

22、故障变压器为65台，占18.1%，过热兼高能量放电故障变压器为36台，占10%，火花放电故障变压器为25台，占7%，其余7台变压器为受潮或局部放电故障，占1.9,过热性故障,是由于有效热应力所造成的绝缘加速劣化，具有中等水平的能量密度。其特征气体是甲烷、乙烯二者一般占总烃的80%以上。且随故障点温度的升高，乙烯比例增加，如高温过热，乙烯占总烃的比例平均值：62.5%，甲烷只有27.3%。其次是乙烷和氢气。乙烷一般不超总烃的20%，氢气含量与热源温度关系密切，高、中温时，氢气占氢烃的27%以下，而低温过热时，氢气与氢烃之比高于27%-30%。 一般过热性故障，不产生乙炔。严重时产生微量，最大不超

23、总烃的6%。 当涉及固体绝缘时，除产生上述气体外，还产生大量的一氧化碳和二氧化碳,过热故障按出现在变压器的导电或磁路回路区分，可分为导电回路过热故障、磁路回路过热故障和其他部位的过热故障等。 导电回路过热故障：按部位主要有分接开关故障、引线连接部分故障、高低压绕组故障和漏磁环流引起的局部过热。 磁路回路过热故障：按原因和部位可分为铁心故障及零序磁通引起的局部过热。 其他部位的过热故障：有局部油道堵塞致使局部散热不良引起过热，潜油泵、油冷却器故障等。 有关统计数据分析，导致变压器过热故障的各原因比例：一般分接开关接触不良引起的占50%，铁心多点接地和局部短路或漏磁环流占33%，导线过热和接头不良

24、或紧固件松动占14.4%，局部油道堵塞造成局部散热不良的不约占2.6,放电性故障,放电性故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化，由于能量密度的不同，分高能，火花，局放等不同类型。 高能放电将导致绝缘电弧击穿。火花放电是一种间歇性放电，局放能量密度最低，常发生在气隙和悬浮带电体的空间内。 电弧放电以线圈匝、层间绝缘击穿多见，其次为引线断裂或分接开关飞弧等故障。这种故障产气急剧，产气量大，尤其是匝、层间绝缘故障，一般无前兆，难以预测，多以突发性事故暴露出来。特征气体为乙炔，氢气，其次是大量的乙烯甲烷。由于发展速度快，来不及溶于油中就释放到气体继电器内。所以油中气体含量往往与故障点位置，油流速度，故

25、障持续时间有关，乙炔一般占总烃20%-70%,氢气占氢烃的30%-90%，大多数情况下，乙烯大于甲烷。 火花放电一般是低能量放电，即一种间歇性放电故障，常发生于不同电位的导体与导体、绝缘体与绝缘体之间以及不固定电位的悬浮体，在电场极不均匀或畸变以及感应电位下，都可能引起火花放电。特征气体也是乙炔和氢气为主，因故障能量小，总烃不高，乙炔在总烃中占25%-90%，乙烯20%以下，氢气占氢烃的30%以上,局部放电是指油-纸绝缘结构中的气隙（泡）和尖端，因绝缘薄弱、电场集中而发生局部或重复性击穿现象。引起局部放电的关键因素有四个：a、导电体和非导电体的尖角毛刺；b、固体绝缘的空穴和缝隙中的空气及油中的

26、微量气泡；c、在高电场下产生悬浮电位的金属物；d、绝缘体表面的灰尘和脏污。局部放电主要依放电能量密度不同而不同，一般烃总量不高，主要成份是氢气其次是甲烷。氢气占氢烃的90%以上，甲烷占总烃90%以上，能量增高也可能出现乙炔，但占总烃之比小于2%，这是区分局部放电和其它放电故障的主要标志。无论何种放电，只要有固体绝缘介入，就会产生一氧化碳和二氧化碳,受潮 当变压器进水受潮，油中水分和含湿杂质容易形成“小桥”，或绝缘中有气隙引起局放，产生氢气，水在电场作用下电解也产生大量氢气。 即每克铁产生0.6升氢气，使受潮设备中，氢气在氢、烃中含的比例最高。因正常老化也产生少量甲烷，所以受潮设备中也有甲烷，但

27、比例很少。 局放和受潮；特征气体相同，且两种异常易同时产生，从气体特征难以区分，必要时应测局放和微水,色谱分析有关注意值的规定,导则推荐的注意值有两个方面： 一 特征气体含量 二 产气速率,DL/T722规定新投运设备气体浓度的要求 L/L,运行设备内部油中气体含量注意值,产气速率的注意值,绝对产气速率的注意值（mL/d,相对产气速率,相对产气速率：表示某一设备已含有一定的气体初始浓度，经过一定的运行时间后，计算出每月（或折算为日）某种气体含量的增值占该气体初始值的平均百分数值。 相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部状况，总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。对总烃起始含量很低的设备

28、，不宜采用此判据,如何对待注意值,注意值是表示当达到这一水平值时应引起注意的一个信号，也是对设备正常或有怀疑的一个粗略的筛选。这是因为油中溶解气体的来源很多，仅仅根据气体浓度的绝对值对设备下“正常”或“故障”的结论是很不全面的。应尽量防止故障设备的遗漏或盲目停运，造成人力、财务的损失。一般对超过“注意值”的设备应怀疑设备有异常，注意监视气体的增长情况，并查找气体来源。气体含量虽然低于“注意值”，但是产气率高，也应怀疑设备有异常,故障识别,特征气体法 三比值法 关于CO和CO2判据 关于H2的产气率 O2/ N2比值的变化 关于放电特征气体C2H 2,不同故障类型的产气特征,不同故障类型的气体组

29、合特征,三比值法 导则推荐改良的三比值法（五种气体的三对比值）作为判断充油电气设备故障类型的主要方法。改良三比值法是用三对比值以不同的编码表示,判断故障性质的三比值法,关于CO和CO2判据,当故障涉及到固体绝缘时，会引起CO和CO2的明显增长。根据现有的统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下的劣化分解，表现在油中CO和CO2含量上，一般没有严格的界限，规律也不明显。这主要是由于从空气中吸收的CO2、固体绝缘老化及油的长期氧化形成CO和CO2的基值过高造成的。开放式变压器溶解空气的饱和量约为10%，因此油中可以含有来自空气中的300L/L的CO2 。在密封设备里除残留的空气外，也可能因泄漏

30、而进入油中。这样，油中的CO2浓度将以空气的比率存在。经验证明，当怀疑设备固体绝缘材料老化时，一般CO2 /CO7。当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时（200）， CO2 /CO可能3，必要时，应从最后一次的测试结果中减去上一次的测试数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及到了固体绝缘,实际上无论哪种油保护方式的变压器，在投运初期CO2/CO比值都比较小 符合正常老化产气规律 a.随运行年限增加，油中CO、CO2含量均会增加，但产气速率（特别是CO）先快后慢，CO2/CO之比逐渐增大。 b. 变压器的电压等级不同、生产厂家及出厂年代不同，在投运之初的CO、CO2浓度相别很大（有的达5倍以上），运行后

31、也因油保护措施及密封情况不同，因此不能用同一浓度进行考核,关于H2的产气率,H2是放电性故障中的主要成分之一，但在过热性故障时也会产生，因此用它区别故障性质，其特征性不很强，但它也可能是一种故障信息。在取油时氢气最容易散逸，加之分析过程中有些仪器对氢的反映不敏感，均会引起氢气测试结果的分散性，利用半透膜的油中氢气探测器，可以避免这些误差。当色谱分析到单独氢的含量相对较高，或发现其与其他气体含量有非同步的增长时，分析是否下列因素所致。例如油中含有水，可以与铁作用生成氢气；新的不锈钢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，油中溶解有氧时，油箱内部某些油漆（醇酸树脂），在

32、不锈钢的催化下，可能生成大量的氢。因此在气体监测过程中，是有可能作排除故障判断的，在氢气产气率超过注意值时，监视中应考虑到多方面的因素,O2/ N2比值的变化,O2和N 2的含量，通常认为在判断时作用不大，在报告中也不显示。实际它对判断变压器的内部情况是有作用的。 色谱导则说明，一般在油中都溶解有O2和N 2 ，这是因开 放式变压器通过呼吸器直接与空气接触，密封设备因油中残存或通过泄漏的结果。在变压器油中，反映空气的组成，考虑到O2和N 2的不同溶解度，其O2和N 2的比值有可能接近0.5。运行中由于油的氧化或纸的老化，比值可能降低，油温和油的保护系统也可影响这个比值。但当O2/N20.3时，一般认为是氧被极度消耗的迹象。当内部存在故障时，随着故障的严重化，高浓度的故障特征气体还会将油中的部分氧置换出来加速氧化，因氧气很难通过油来补充，导致油中氧含量进一步降低。实践证明，故障持续的时间越长，油中总含气量越高，氧的含量就会越低,关于乙炔,乙炔是放电性故障的特征气体。正常运行的变压器，油中不应产生乙炔，因此普遍认