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1、变压器溶解气体分析和判断导则1范围本导则推荐了利用色相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。GB75971987电力用油（变压器器、汽轮机油）取样方法。GB/T176231998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB/T5961996电力设备预防性试
2、验规程IEC5671992从充油电气设备取样和油样及分析游离气体和溶解气体的导则。IEC605991999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对判断充油气体设备内部故障有价值的气体，即氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙快、一氧化碳、二氧化碳。烧类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙焕含量的总和。非溶解于油中的气体4产气原理绝缘油是许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有和化学基团，并由键键合在一起。由电或热故障的结果可以使某些键和键断裂，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
3、成氢气和低分子烧类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙快等，也可生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物。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。低能量放电性故障，如局部放电，通过离子反应促使最弱的键断裂，主要重新化合成氢气而积累。对键的断裂需要较高的温度（较多的能量），然后迅速以键、键、和键的形式重新化合成燃类气体，依次需要越赖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下生成，而且当温度低时，反应迅速被抑制，作为重新化合的稳定产物而积累。因此，大量乙快是电弧的弧道中产生的，当然较低的温度下（低于800）也会有少量乙快生成
4、。油可起氧化反应时，伴随生成少量CO,和Oh并且C0,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500-800oCo纸、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键及葡萄糖，它们的热稳定性比油的碳氢键要弱，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300C,在生成水的同时，生成大量的C0,和CO2及少量炫类气体和吠喃化合物，同时油被氧化，C0,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，不同的故障型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳表22表22不同故障类型产生的气体故障类型主要气
5、体2次要气体组分油过热CHjC2HqH2C2H6油和纸过热CH,C2H1CO,CO2H2C2H6油质绝缘中局部放电H2,CH.COC2H2,C2H6kCO2油中火花放电,C2H2油中电弧H2,C2H2QH4C2H6油和纸电弧H2,C2H2.CO,CO2ChC2HdC2H6注：进水受潮或油中气泡可能使氢含量升高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。这些故障气体的组分和含量与故隙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，并可随时监视挂账的发展状况。在变压器里，当产气速度大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器或储油柜中
6、。当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于设备的状况做出判断。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，可以与铁作用声称氢。过热的铁芯层间油膜裂解也可声称氢。新的不锈钢中也可能在加工过程中或焊接时吸入氢而又慢慢释放到油中O特别是在较高温度,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声气体。设备检修时，暴露在空气中的油可吸收空气中的C02等。这时，如果不真空滤油，则油中CO2的含量约为300UL/L（与周围环境的空气有关）另外，某些操作
7、也可生成故障气体，例如：在载调压变压器中切换开关油室的油向变压器主油箱渗透，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检测周期按表2进行定期检测的新设备及大修后的设备，投运前至少作一次检测。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做检测。按表23所规定的新的或大修的变压器和电抗器至少应在投运后Id（仅
8、对330kv电压及以上的变压器和电抗器、容量120MVA在及以上的发电厂升变压器）4d10d30d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。运行中设备的定期检测周期按表24的规定进行。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。设备名称设备电压等级和容量检测周期电压33Okv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22Okv及以上容量120MVA及以上6个月一次电压13.8kv及以下容量8MVA以下自行
9、规定互感器电压13.8kv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。6取样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、电抗器等可分为50ml80ml,对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。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。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。对
10、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上，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）。取样油时油流应平缓。用注射器取样时，最好在注射器与软管之间的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注入注射器；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
11、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。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饿影响，必须在尽可能短的时间内取出气样，并尽快进行分析。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。取气样时应在气体继电器的放气嘴套上一小段乳胶管，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
12、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胶乳观一起取下来，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）。取气样时注意不要让油进入注射器并注意人身安全。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。油样和气体都必须和避光保存，在运输过程中应尽量避免剧烈振荡。油样和气体空运时要避免气
13、压变化的影响。利用气相色谱分析油中溶解气体，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是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，在油中溶解越大的气体脱出率越低，而在常压的过程中气体有不同程度的回溶。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
14、）,要求真空系统在泵停止抽气的情况下，在2倍脱气时间所需时间内残压无显着上升。用于溶解平衡法的玻璃注射器，应对其密封性进行检查。为了尽量减少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，并用脱气率将分析结果换算到油中溶解各种气体的实际含量。各组分脱气率的定义是：可用已经各组分的油样来校核脱气装置的脱气率。因受油的黏度，温度，大气压里等因素的影响，脱气率一般不容仪测准。即使是同一台脱气装置，其脱气率也不会是个常数，因此，一般采用多次校核的平均值。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
15、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系数计算出油中溶解气体各组分的浓度。奥斯特瓦尔德系数定义为各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数见表24.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，而且假设气相和液相处在相同的温度下。由此引进的误差将不会影响判断结果。表24各种气体在矿物绝缘油中的奥斯特瓦尔德系数标准温度H2N202CoC02C2H4C2H2C2H4C2I16GbTF17623-1998500.060.090.170.120.920.391.021.462.30IEC6
16、0599-1999200.050.090.170.121.080.431.21.702.40500.050.090.170.121.000.400.901.401.801）国产油测试的平均值2）这是国际上几种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的结论。7.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性。因脱气装置的结构不同，容量不同，故对用油量不作统一规定，但同一装置的每次试验应尽可能的使用同样的油量。必须
17、测出使用油样的体积和脱出气体的体积,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，因各组分有选择性的回溶而改变其组成。脱出的气体应尽快地进行分析，避免长时间的储存而造成气体逸散。要注意排净前一个油样在脱气装置中的残油和残气，以免故障气体含量较高的油样污染下一个油样。8气体分析方法从油中得到的溶解气体的气样及从气体检点
18、器所取的气样，均用气相色谱进行组分和含量的分析。分析对象为：氢甲烷；乙烷；乙烯；乙焕氧化碳；二氧化碳。一般对丙烷、丙烯、丙焕（以上三者统称为）不要求作分析。在计算总燃含量时，不计的含量。如果已经分析出结果来，应做记录，积累数据。氧、氮虽不作判断指标，但可作为辅助判断，对其应尽可能的分析。表25色谱仪的最小检知浓度气体组分最小检知浓度气相色谱仪应满足下列要求a）色谱柱所对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4oC）用转化法在氢火焰离子化检测器上测定时，应对银触媒将转化为甲烷的转化率作考察，可能影响转化率的因素是锲触媒的质量、转
19、化温度和色谱柱推荐适合上述分析要求的色谱仪流程图举例见下表5气体分析步骤通常使用注射器进样。应选择气密性好并经校准的注射器，以保证良好的取样体积的准确性。对怀疑有故隙的设备，至少应两次进样，取其平均值。用外标法对各祖坟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。两次标定的误差值应符合要求。对外标气样的要求如下：a）有国家计量部门认证的单位专门配制并经准确标定的混合气样。b）对各测定组分有适当浓度。C）在有效期内使用。自配标准
20、气是指用己知的“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IOoml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储水称重法精确校准。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：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。用注射器取样时，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。各组分峰面积最好用积分仪测量，也可以用测量峰高和半峰高宽来计算。为保证半高峰宽测量的准确性，应采用
21、较快的记录纸速，并最好采用读数放大镜。如果同一组分的半峰高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/应注意色谱处理参数设置要合理，要定期用外标气样校验保留时间。a）油中溶解气体分析结果，用在压力为、温度为下每升油中所含各气体组分的微升数来表示。气体继电器中的气体分析结果，用在压力为、温度为下每升气体中所含气体组分的微升数来表示。b）分析结果的记录符号：O表示未测出数据一”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，温度为时的体积。换算公式为：本试验方法从取油样
22、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来的误差。对同一气样多次进样的分析结果，应在其平均值的1.5%以内（可以为代表）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，当含量在以下时，相差不应大于，对于其他气体，当含量在下时，相差不应大于；当含量在以上时，不应大于平均值的，不同试验室间的平行试验结果相差不应大于平均值的30%o9故障的识别正常运行时，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烧类气体及一氧化碳、二氧化碳等气体。在
23、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及外部环境等因素进行综合分析判断。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判断的气体来源此外，还应注意冷却系统附属设备（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。气体变压器互感器套管氢1050150乙块000总嫌201010对出厂和新投运的变压器和电抗器要求为：出厂试验前
24、后的两次分析结果，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26的要求运行中设备内部油中气体含量超过表28和表29所列数值时，应引起注意在识别设备是否存在故障时，不仅要考虑油中溶解气体含量的绝对值,还应注意:a）注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。当气体浓度达到注意值时，应进行追踪分析，查明原因。b）对33OkV及以上的电抗器，当出现痕量（小于）乙块时应引起注意；如气体分析虽已出现异常，但判断不至于危机绕组和铁芯安全时，可在超过注意值较大的情况下运行。d）注意区别非故障情况下的气体来源，进行综合分析。表27变压器和套管油中溶解气体含量的注意值设备气体组分含量330及以
25、上220及以上变压器总煌150150乙块15氢150150氧化碳（见10.3）（见10.3）二氧化碳（见10.3）（见10.3）套管甲烷100100乙焕12氢500500注：1.该表所列数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。表28电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值设备气体组分220及以上13.8及以下电流互感器总一100100氢12总150150电压互感器总煌100100乙焕23氢150150仅仅根据分析结果的绝对值很难对故隙的严重性做出正确判断的。因为故障常常以低能量的潜伏性故障开始，若不及时采取相应的措施，可能会发展成较严重的高能量的故障。因此，必须考虑故障的发展趋势，也就
26、是故障点的产气速率。产气速率与故障能量大小、故障部位、故障点的温度等情况有直接关系。推荐下列方式来表示产气速率（未考虑气体损失）气体组分开放式隔膜式总烽612乙缺0.10.2氢510一氧化碳50100二氧化碳100200注：当产气速率达到注意值时，应缩短检测周期，进行追踪分析。相对产气速率用来判断充油电气设备内部的状况，总煌的相对产气速率大于10%时，应引起注意。对总燃起始含量较低的设备，不宜采用次判据。产气速率在很大程度上依赖于设备类型、负荷情况、故障类型和所用绝缘材料的体积及其老化程度，应结合这些情况进行综合分析。判断设备状况时，还应考虑到呼吸系统对气体的逸散作用。对怀疑气体含量有缓慢增长
27、趋势的设备，使用在线监测仪随时监视设备的气体增长情况是有益的，以便监视故障发展趋势。10故障类型的判断表30编码规则气体比值范围比值范围的编码C2H2/C2H4CH,iH2C2HC2H60.1O1O20.111OO17o当怀疑故障涉及到固体绝缘材料时（高于200）,可能C0C023,必要时，应从最后一次测试结果中减去上次的检测数据，重新计算比值，以确定故障是否涉及到了固体绝缘。当怀疑纸或纸板过度老化时，应适当地测试油中糠醛含量，或在可能的情况下测试纸样的聚合度。判断故障类型的其他方法比值一般在油中都溶解有02,N2,这是油在开放式设备的储油罐中与空气作用的结果,或密封设备泄露的结果。在设备里。
28、考虑到02,N2的相对溶解度，油中的比值反映空气的组成，接近0.5。运行中由于油的氧化或纸的老化，这个比值可能降低，因为02,的消耗比扩散更迅速。负荷和保护系统也可影响这个比值。但当02N22,认为是有载调压污染的迹象。这种情况可利用比较主油箱和储油罐的油中溶解气体浓度来确定。气体比值和乙快浓度值依赖于有载调压的操作次数和产生污染的方式（通过油或气）。利用气体的三对比值，在立体坐标上建立的立体图示法可方便地直观不同类型故障的发展趋势。利用的相对含量，在三角形坐标图上判断故障类型的方法也可辅助这种判断。a）将试验结果的几项主要指标（总烧、甲烷、乙快、氢）与表28和表29列出的油中溶解气体含量注意
29、值作比较，同时注意产气速率，与表30列出的产气速率注意值作比较。短期内各种气体含量迅速增加,但尚未超过表28和表29的数值，也可判断为内部有异常状况；有的设备因某种原因使气体含量基值较高，超过表28和表29的注意值，但增长速度低于表30产气速率的注意值，仍可认为是正常设备。d）在气体继电器内出现气体的情况下，应将继电器内气样的分析结果按8.11所述的方法进行判断。e）根据上述结果以及其他检查性试验（如测量绕组直流电阻、空载特性试验、绝缘试验、局部放电试验和测量微量水分等）的结果，并结合该设备的结构、运行、检修等请卡进行综合分析，判断故障的性质及部位。根据具体情况对设备采取不同的处理措施（如缩短
30、试验周期，加强监视，限制负荷，近期安排内部检查，立即停止运行等）。典型故障实例见附录B11在气体继电器中的游离气体上的应用在气体继电器中聚集有游离气体时，使用平衡判据所有故障的产气速率均与故障的能量释放紧密相关。对于能量较低、气体释放缓慢的故障（如低温热点或局部放电），所生成的气体大部分溶解于油中，就整体而言，基本处于平衡状态；对于能量较大（如铁心过热）造成故障气体释放较快，当产气速率大于溶解速率时可能形成气泡。在气泡上升的过程中，一部分气体溶解油中（并与已溶解油中的气体进行交换），改变了所生成气体的组分和含量。未溶解的气体和油中被置换出来的气体，最终进入继电器而积累下来；对于有高能量的电弧性
31、放电故障，大量气体迅速生成，所形成的大量气泡迅速上升并聚集在继电器里，引起继电器报警。这些气体几乎没有机会与油中溶解气体进行交换,因而远没有达到平衡。如果长时间留在继电器中，某些组分，特别是电弧性故障产生的乙快，很容易溶于油中，而改变继电器里的游离气体组分，甚至导致错误的判断结果。因此当气体继电器发出信号时，除应立即取气体继电器中的游离气体进行色谱分析外，还同时取油样进行溶解气体分析，并比较油中溶解气体与继电器中的游离气体的浓度，以判断游离气体与溶解气体是否处于平衡状态，进而可以判断故障的持续时间和气泡上升的距离。比较方法是首先要把游离气体中各组分的浓度值，利用各组分的奥斯特瓦尔德系数计算出平
32、衡状态下溶解气体的理论值，再与从油样分析中得到的溶解气体组分的浓度值进行比较。计算方法如下：CO,i=RiCg,iCO,i油中溶解组分i浓度的理论值，LLCg,i继电器游离气体中组分的i浓度值L/LRi组分i的奥斯特瓦尔德系数，见表3如果理论值和油中溶解气体的实测值近似相等，可认为气体是在平衡条件下释放出来的。这里有两种可能：一种是故障气体各组分浓度均很低，说明设备是正常的。应搞清这些非故障气体的来源及继电器报警的原因。另一种是溶解气体浓度略高于理论值，则说明设备存在较缓慢地产生气体的潜伏性故障。如果气体继电器内的故障气体浓度明显超过油中溶解气体浓度，说明释放气体较多，设备内部存在产生气体较快
33、的故障，应进一步计算气体的增长率。判断故障性质的方法，原则上与油中溶解气体相同，但是如上所述，应将游离气体浓度换算为平衡状况下的溶解气体浓度，然后计算比值。设备档案卡片为了对设备进行长期监视，应建立设备溶解气体分析情况档案的卡片。溶解气体分析解释表利用三比值判断故障类型的溶解气体解释见下表表是将所有故障类型分为六种情况这六种情况适合于所有类型的充油电气设备,气体比值的极限依赖于设备的具体类型稍有不同表中显示了和两种故障类型之间的某些重叠，而又有所区别，这说明放电的能量有所不同，因而必须对设备采取不同的措施。表Al溶解气体分析解释表情况特征故障C2H2/C2H4CH1/H2C2H1/C2H6DP局部放电（见注3）NS0.110.10.51D2高能量局部放电0.62.50.112Tl热故障t1NS11T2热故障30(Ct70(rC114T3热故障t700oC14注：1.上述比值在不同地区可稍有不同3.在互感器中CHt0.20.2D低能量或高能量0.2T局部放电热故障
