变压器油中溶解体分析判断导则DLT—
变压器油中溶解气体分析报告和判断导则DLT722—2000
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。
DLT 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则
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）、
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
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
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。
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。
用油中溶解气体含量分析指导变压器状态检修
用油中溶解气体含量分析指导变压器状态检修摘要：变压器油中溶解气体色谱分析是判断变压器内部故障的重要手段。
通过介绍变电站变压器故障色谱分析的实例，说明色谱分析结合电气试验进行综合分析，可以比较准确地判断变压器故障类型和故障部位。
关键词：油中溶解气体色谱分析状态判断0 引言变压器是电力系统中的重要设备，它担负着电能的传输和分配，所以它的安全稳定运行有着重要意义。
通过变压器油中溶解气体含量分析，可以知道变压器的运行状况。
再结合其他相关电气试验，可判断变压器内部是否存在故障，也可以进一步根据故障产生气体组分的类型含量及产气速率的不同可判断故障的性质即区分是过热故障还是放电性故障，判断变压器故障的故障位置、严重程度及危害性，提出相应处理措施。
1 分析机理变压器油即矿物绝缘油，是石油的一种分馏产物，其主要成分是烷烃、环烷烃、芳香烃等成分组成的烃类混合物。
当充油电气设备处于正常运行状态下，油和固体绝缘分解出的气体量极少。
随着运行时间的增加，固体绝缘逐渐显出老化趋势，分解出的CO和CO2将逐年增多。
当变压器内出现放电或过热时，油或固体绝缘分解产生出一些气体。
这些气体在油中经过对流、扩散，会不断溶解在油中，如果产生的气体数量大于溶解于油中的数量时，便会有一些气体进入气体继电器中。
各种气体产生的条件不同，产生气体的种类和数量与外施能量有关（几种常见气体产生时所需的能量见表1），如局部放电，通过离子反应、断裂主要生成H2，还可生成甲烷、乙烯、乙烷、乙炔等气体，生成不同的气体时分别需要各自的温度和能量。
一般说来，乙烯是在高于甲烷和乙烷的温度(大约500℃)下生成的，乙炔一般是在800℃～1200℃的温度下生成的，而且当温度降低时反应被迅速抑制，慢慢积累。
因此，大量的乙炔是在电弧中产生的。
在变压器油发生物理、化学反应时，伴随生成各种气体，并经长期积累，成为数量显著的气体。
这些分解出来的气体形成气泡在变压器油中经对流扩散，不断的溶解在油中。
500kV主变绝缘油含气量超标的分析与处理
500kV主变绝缘油含气量超标的分析与处理摘要：大容量变压器是发电厂的重要设备，其运行时会产生巨大热量，故一般采用强迫油循环散热方式，保证变压器正常运行。
绝缘油在电场和热的作用下可产生气体，油中含气量的高低对变压器绝缘有较大影响，若绝缘油气体含量超标，会形成气泡，降低绝缘性能，聚集在绝缘纸层内或表面时容易产生局部放电，并加速油品和绝缘材料的老化，若油中的含气量高，一旦温度和压力变化，将使气体逸出，导致气体继电器动作报警，甚至引起断路器跳闸。
严重时导致主绝缘击穿，影响设备安全运行。
关键词：含气量；气泡;局部放电1 设备概况某电站电站共5台机组，主变为500kV单相变压器，每3台变压器构成一组三相组合式变压器，冷却方式ODWF。
该主变于2015年12月投入运行，2016年12月送检发现3号主变B相含气量超标，后期增长趋势较为明显，随后A相也超标。
2017年11月对3号主变进行了密封性检查热油循环处理，但运行后，含气量再次增长。
2018年4月，3号主变油样送检发现B相含气量超标（4.77%）。
且三相含气量均增长比较明显。
2018年8月送检数据中，A相含气量也出现超标（3.09%）。
《运行中变压器油质量标准》(GB/T7595)规定500kV变压器运行中绝缘油含气量不大于3%。
2018年11月3号主变B相绝缘油送检结果检出微量乙炔（含量为0.1μL /L，注意值为1μL /L）。
3 原因分析油中含气量是指以分子状态溶解在油中的气体所占油体积的百分含量。
主要指油中溶解的7种特征气体（H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2）以及O2、N2等总的气体含量。
变压器绝缘油中溶解气体主要来自两个方面:一是由于变压器内部过热或火花放电故障所产生的气体，二是来自于外部的气体侵入。
由于变压器油中紧含气量增长，其余指标未超出标准，排除变压器有内部过热或火花放电故障可能。
因此判断其含气量超标主要原因是油中混入了空气。
变压器油中溶解气体分析和判断导则DL精选T—精编
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)。
发电厂主变压器总烃含量超标分析处理
发电厂主变压器总烃含量超标分析处理通过定期化验分析运行变压器油色谱，及时发现变压器内部故障，分析故障原因并及时处理故障，避免变压器运行中的重大设备损坏事故；油色谱分析对变压器内部故障分析是一种非常有效的手段，同时应结合预防性试验进行定期检查。
标签：变压器油故障色谱分析引言某发电公司1号主变型号：SFP10-370000/220，容量370MV A，由常州東芝变压器有限公司制造，生产日期：2003年10月；2016年5月23日例行绝缘油色谱分析总烃31μL/L ，各项数据无异常；2016年7月1日至8月10日1号机组停备，2016年8月11日开机运行，自9月12日以来，1号主变油色谱分析各项特征气体含量均呈明显上升趋势，至2016年9月18日，总烃已达到407.16μL/L，绝对产气速率已达668mL/D，三比值编码为0-2-2，根据导则分析应为内部高温过热引起，经过外部检查、油样送出比对，确认1号主变内部存在过热性故障。
一、变压器总烃超标原因分析2016年9月12日，1号主变进行油色谱分析定期工作时，检测油中总烃含量为343.62μL/L，已超过规程注意值150μL/L，为排除仪器及人员操作手法问题引起的实验数据异常，联系其它单位协助进行油色谱分析，试验结果均表明1号主变总烃超标，需对1号主变进行跟踪观察、取样，进一步判断总烃超标异常原因，并制定故障处理方案。
根据《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，对1号主变油中产气速率进行分析，总烃绝对产气速率：式中：ra—绝对产气速率，mL/天；ci，1—第二次取样测的油中某种气体的浓度；Ci，1—第一次取樣测的油中某种气体的浓度；△t—二次取样时间间隔中实际运行时间；m—设备总有量；p—油的密度；根据《DLT722-2014变压器油中溶解气体分析和判断导则》对2016年9月13日气体进行三比值分析如下：乙炔与乙烯的体积分数比：1.92/182.56=0.01；甲烷与氢气的体积分数比：119.44/58.2=2.05；乙烯与乙烷的体积分数比：182.56/34.43=5.3；对照《DLT722-2014变压器油中溶解气体分析和判断导则》表6及表7可推算出变压器内部存在700℃的高温过热故障；为了排除其它外部因素导致的变压器过热故障发生和停机造成经济损失，通过以下措施逐项进行排查：1.通过对机组加减负荷观察，在机组大负荷运行期间，1号主变油中总烃产气速率较机组小负荷时快，所以进一步判断产气速率与机组负荷存在正比关系；2. 1号主变运行时1号、3号机5号潜油泵运行，通过与2号、4号潜油泵运行方式互切未发现潜油泵的运行方式对总烃含量产生带来的影响；3.对每台潜油泵进行直流电阻及绝缘测量，就地检查潜油泵温度及声音正常，说明不存在因潜油泵故障引发总烃含量超标的可能；4.对变压器铁心接地电流进行测量，测量结果为0，不存在因铁心两点接地造成总烃超标的原因；5.通过对变压器进行多天持续观察，未发现变压器本体异音等情况；6.通过对变压器进行本体红外成像及测温，在主变本体未发现明显过热点；综合以上分析判断，变压器内部存在故障，具体原因需结合变压器预防性试验和主变内检进行确认，后期油色谱试验中发现氢气、乙炔随主变运行周期增长，给设备的安全运行带来很大隐患，需及时停机进行处理。
电力变压器常规实验
第一节试验前准备一、将变压器油箱、铁心及夹件必须可靠接地。
二、开关检查: 检查开关档位及操作性能, 无载开关检查切换是否灵活, 有载开关先检查操作机构档位是否和变压器顶上开关档位一致, 档位圈数合格, 电动操作第一次到开关极限位置时, 必须用手动操作, 必须先检查开关的机械限位是否正常。
三、电流互感器所有带线圈端子必须短接并接地, 套管末屏必须可靠接地。
四、标准引用: 《DLT-596-2005电力设备预防性试验规程》、《GB 50150－2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、JB/T501-2006《电力变压器试验导则》第二节变比试验一、电压比试验目的:电压比试验是验证各相应接头电压比与铭牌相比不应有明显差别且符合规律, 接线组别与设计要求、铭牌上标记与外壳上符号相符。
二、测量方法:试验前按照仪器接线端子指示接线, 仪器高压侧接线柱上的黄、绿、红三根线分别接至变压器高压侧 A.B.C上, 低压侧接线柱上的黄、绿、红三根线分别接至被测变压器低压侧a、b、c上。
试验设备应安全接地。
接好220V电源线, 闭合仪器电源开关, 选择接线组别, 输入变比值及分接误差等。
三、注意事项:(1)接220V电源时注意电源线无短路、开路等不安全因素, 以防电源合闸时伤人。
(2)高、低压测量线不能接反, 否则将产生高压, 危及人身及仪器安全。
四、试验标准:额定分节小于±0.5%, 其余分节无协议要求小于±1%, 现场验收试验应与出厂值无明显变化。
检修试验应在分接开关引线拆装后或更换绕组后或在有必要时, 各相应接头的变比与名牌相比, 不应有明显差别, 且符合规律, 与历年数值比较应无明显变化。
第三节直流电阻测试一、试验目的:直流电阻测量时检查线圈内部导线、引线与线圈焊接质量, 线圈所用导线的规格是否符合设计要求, 以及分节开关、套管等载流部分的接触是否良好, 三相电阻是否平衡, 并为变压器的出厂报告提供最终数据。
浅谈220kV变压器油样检测乙炔超标的分析与处理
浅谈 220kV变压器油样检测乙炔超标的分析与处理【摘要】：变压器在电力系统中承载着电能传输和配送的重要作用，变压器内部低能放电导致绝缘油析出乙炔等气体，影响变压器的正常运行，对电网构成威胁。
本文详细分析了变压器乙炔超标的原因，同时提出了发现乙炔超标后变压器运行中的注意事项及处理方法，从而保障变压器的安全稳定运行。
【关键词】变压器、乙炔、气体色谱分析、局部放电一、引言某风电场采用型号SZ11-100000/220kV有载调压变压器，变压器联接方式YN,d11，冷却方式为自然冷却。
针对该变压器短时运行后，通过油色谱分析发现乙炔含量超出标准要求，乙炔产生的速率明显提高，通过研究分析初步判断为变压器操作过电压产生低能放电析出乙炔等气体，造成变压器绝缘油逐渐恶化，通过变压器热油循环等方式解决以上问题。
二、故障情况概况某风场于2020年12月12日对1#220kV变压器进行倒送电，变压器经过5次冲击试验后运行正常，未发现声音、外观等明显异常。
根据规程规定12月13日对变压器进取油样行送检分析，发现油色谱异常，乙炔含量为5.8μL/L，超过了DL/T722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》要求的乙炔注意值5μL/L，依据标准要求“若气体含量超过注意值但长期稳定，可在超过注意值的情况下运行”。
随后对变压器油进行间隔取样及安装在线局放监测仪对主变在线监测，12月14日至18日持续对变压器油样进行油色谱试验分析。
三、油色谱分析及乙炔超标原因分析（一）油色谱分析表1气相色谱取样送检数据表（单位μL/L）数据说明：以上变压器油样为投运前、投运后分别对油样进行送检，为保证数据的准确性，委托不同的检测单位进行对比分析。
表2：油色谱在线监测数据（单位μL/L）数据说明：截至目前，在线油色谱装置共采集数据16次，12月18日至12月21日乙炔含量范围为9.8-10.71μL/L，数值在误差范围内，基本稳定。
综上数据分析，按照《DLT 722-2014 变压器油中溶解气体分析和判断导则》中的“三比值法”进行计算编码为201或212，初步判断数据特征符合电火花放电故障特征。
dlt722-2016变压器油中溶解气体分析和判断导则
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。
11电力变压器检修导则DLT573-2010
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。
电力行业各种规范
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。
毕业设计-通过变压器油中溶解气体分析判断变压器内部故障参考资料
前言根据兰州交通大学继续教育学院铁道电气化专业教研室《零八级毕业设计》下达的任务书，在席老师的指导下完成题目为《通过变压器油特征气体分析判断变压器内部故障》毕业论文。
本文探讨了利用绝缘油中的气体色谱分析判明设备是否存在故障，并进一步判断故障的性质、部位、发展情况等。
并结合设备运行检修历史、电气试验、绝缘油试验等综合判断变压器等充油电气设备的内部故障的技术应用。
对运行中的变压器油气相色谱分析，特别是试验后的色谱数据对变压器的状态分析及故障判断具有重要意义。
由于本人实际经验不足，以及知识面不够广泛，论文中难免有错误和疏漏之处，希望席老师给予指正。
王彦茹2011年9月10日通过变压器油特征气体分析判断变压器内部故障目前，油浸变压器大多采用油纸组合绝缘，当变压器内部发生潜伏性故障时，油纸会因受热而分解产生烃类气体。
由于含有不同化学键结构的碳氢化合物有着不同的热稳定性，所以绝缘油随着故障点温度的升高依次裂解生成烷烃、烯烃和炔烃。
每一种烃类气体最大产气率都有一个特定的温度范围，故绝缘油在各不相同的故障性质下产生不同成分、不同含量的烃类气体。
因此，变压器油中溶解气体的色谱分析法，能尽早地发现充油电气设备内部存在的潜伏性故障，是监督与保障设备安全运行的一个重要手段。
变压器出现故障时，绝缘油裂解产生气体，只有当油中气体饱和后，才能从瓦斯继电器反映出来。
按过去沿用的瓦斯气点燃检查法，往往不能确定故障原因，造成误判断。
用色谱分析法判断变压器内部故障，可以直接从绝缘油中分析各特征气体浓度的大小来确定变压器内部是否有故障。
我国对变压器内部故障气体各特征气体浓度的标准值有规定，超过这个值要用三比值法进行分析，判定出故障原因。
由于气体的扩散，使绝缘油在故障变压器内不同部位所含气体各特征气体浓度不同。
应用气体扩散原理，在故障变压器的关键部位抽取油样，分析各个取样点的气体浓度，判断变压器内部故障部位。
对于在运行中的变压器，通过色谱分析检查出早期故障时，特征气体微有增长或稳定在一定范围时，采用气体追踪分析的方法监控设备。
变压器油溶解性气体分析整体解决方案书
一、变压器油溶解气分析简介：GC2020变压器油（绝缘油）溶解气体分析专用气相色谱仪是按照国家标准而设计制造的电力专用气相色谱仪。
溶解气（H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H6、C2H2）分析是采用一次进样、双柱并联、三检测器检测的成熟方案。
如需检测O2、N2可选择九组份方案，九组份是采用科创独有的高灵敏度TCD、无机硅胶预柱阀切换反吹、双阀四柱组份切割等技术。
二、主要技术指标1、气体最小检测浓度2、执行标准✍DL/T703-2015绝缘油中含气量的气相色谱测定法✍GB/T7252-2001、DL/T722-2014变压器油中溶解气体分析和判断导则✍GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法3、检测器指标4、仪器介绍参数4.1、5.7寸彩色触摸屏的人机交互界面直观、易懂；4.2、全微机电脑反控系统，单电脑可控制253台以内的色谱仪，具有7路温度控制；8路外部事件时间程序；4.3、内置电力变压器油中溶解气分析专用工作站，可进行多通道谱图有效部位整合方便图谱处理，可作出对同一采样点的各气体组份含量随时间变化的趋势曲线，报告自动给出三比值编码以及故障性质和典型例子；4.4、仪器采用RJ45网线接口，信号输出、控制采集简单方便，可实现对仪器的远程控制和远程数据传输处理及监管。
可连接到单位主管及上级主管，便于主管实行监管；4.5、配有专用独立平衡气取气口，取气振荡不会影响分析。
4.6、采用变压器油专用抗污染复合色谱柱技术，色谱柱的使用寿命更长。
4.7、大容量柱箱带自动后开门，可进行8阶程序升温，柱箱近室温控制功能（室温以上5℃）；4.8、具有故障自我诊断功能，随时显示故障部位及性质；具有超温保护功能，任何一路温度超过设定温度，均会自动停止加热。
5、其他参数5.1、仪器温度控制参数温控接口数量：7路控温范围：室温+5℃~400℃控温精度/稳定性：≤0.5%显示精度：0.1℃程序升温：程升阶数：8阶程升速率：0~39.9℃/min（调节增量0.1℃/min)程升重复稳定性：≤0.5%降温速率：＜9min（从300℃到50℃）（自动后开门）5.2、外部事件接口数量：8路5.3、柱箱容积：180×280×280mm(深×宽×高)5.4、主机尺寸：650×480×500mm(长×宽×高)5.5、仪器重量：约53kg5.6、功率：约2000W。
DLT572-2010电力变压器运行规程
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
中华人民共和国国家标准变压器油中溶解气体分析和判断导则GB7252 87Gmide fer the analysis and the diagnosis of gases dlssolved in trassformer oll1总则1.1概述正常情况下充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，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及二氧化碳、一氧化碳等气体，这些气体大部分溶解在油中。
当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。
随着故障发展，分解出的气体形成的气泡在油里经过对流、扩散，不断地溶解在油中。
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。
故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的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掌握故障的发展情况。
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情况作出判断。
1.2适用范围本导则适用于充油电气设备，其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器、充油套管等。
1.3检测周期出厂前的检测按有关规定执行并提供试验数据。
投运时及运行中的设备按SD18786《变压器油中溶解气体分析和判断导则》执行。
2取样2.1从充油电气设备中取油样2.1.1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，可由不同的取样点取样。
取样量，对大油量的变压器、电抗器等可为50～250ml，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。
2.1.2取油样的容器应使用密封良好的玻璃注射器取样。
当注射器充有油样时，芯子能自由滑动，可以补偿油的体积随温度的变化，使内外压力平衡。
2.1.3取油样的方法一般对电力变压器及电抗器可在运行中取样。
对需要设备停电取样时，应停运后尽快取样。
对于可能产生负压的密封设备，应防止负压进气。
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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。
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。
3.1 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)。
3.2 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。
3.3 游离气体free gases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)。
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，成为数量显著的特征气体。
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)。
4.2 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。
4.3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体。
设备检修时，暴露在空气中的油可吸收空气中的CO 2等。
这时，如果不真空滤油，则油中CO 2的含量约为300μL ／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。
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。
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气体聚集时，应取气样进行色谱分析。