变压器油中溶解气体在线监测.docx
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变压器油中溶解气体在线监测
变压器油中溶解气体在线监测方法研究
摘要
电力变压器是电力系统中最主要的设备，同时也是电力系统中发生事故最多的设备之一，对其运行状况实时监测，保证其安全可靠运行，具有十分重要的意义。
变压器油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度，可以作为反映设备异常的特征量。
如何以变压器油中溶解气体在线监测为手段，实现对运行变压器潜伏性故障的诊断和预测，是本文的出发点。
本文的目标是研究基于油中溶解气体分析（DGA）的电力变压器状态监测与故障分析方法，通过气体色谱分析方法实现对变压器油中溶解的七种特征气体（氢气H2、甲烷CH4、乙炔C2H2、乙烯C2H4、乙烷C2H6、一氧化碳CO、二氧化碳CO2）组分含量在线实时监测，从而达到对电力变压器工作状态的诊断分析。
1.导言
现代社会对能源的巨大需求促进了电力工业的飞速发展。
一方面是单台电力的容量越来越大；另一方面是电力网向着超高压的方向发展，并正组织成庞大的区域性甚至跨区域的大电网。
然而，随着电力设备容量的增大和电力网规模的扩大，电力设备故障给人们的生产和现代生活所带来的影响也就越来越大。
这就要求供电部门在不断提高供电质量的同时，要切实采取措施来保证电力设备的正常运行，以此来提高供电的可靠性。
长期以来形成的定期检修已不能满足供电企业生产目标。
激烈的市场竞争迫使电力企业面临着多种棘手的问题，例如如何提高设备运行可靠性、如何有效控制检修成本、合理延长设备使用寿命等。
因此，状态检修已成为必然。
而状态检修的实现，必须建立在对主要电气设备有效地进行在线监测的基础上，通过实时监测高压设备的实际运行情况，提高电气设备的诊断水平，做到有针对性的检修维护，才能达到早期预报故障、避免恶性事故发生的目的。
由此可见，以变压器状态监测为手段，随时对其潜伏性故障进行诊断和预测以及跟踪发展趋势是十分必要的。
对于大型电力变压器，目前几乎大多是用油来绝缘和散热，变压器油与油中的固体有机绝缘材料在运行电压下因电、热、氧化和局部电弧等多种因素作用会逐渐变质，裂解成低分子气体；变压器内部存在的潜伏性过热或放电故障又会加快产气的速率。
随着故障的缓慢发展，裂解出来的气体形成气泡在油中经过对流、扩散作用，就会不断地溶解在油中。
同一类性质的故障，其产生的气体量随故障的严重程度而异。
由此可见，油中溶解气体的组分和含量在一定程度上反映出变压器绝缘老化或故障的程度，可以作为反映电气设备电气异常的特征量。
溶解气体分析（DissolvedGasAnalysis简称DGA）是诊断变压器内部故障的最主要技术手段之一。
根据GB/T7252-2001《变压器油中溶解气体分析和判断导则》，可以通过分析油中7种分析组分H2、C2H2、C2H4、C2H6、CH4、CO和CO2的含量来判断并分析故障。
通过从油样中分离出这些溶解气体，并利用色谱技术对其进行定量分析。
变压器油中溶解的各种气体成分的相对数量和形成速度主要取决于故障点能量的释放形式及故障的严重程度，所以根据色谱分析结果可以进一步判断设备内部是否存在异常，推断故障类型及故障能量等。
众所周知，局部放电的在线监测方法因受现场电磁场干扰的困扰，放电量的检测、放电源的确定等目前都尚未完全解决。
DGA由于能够在变压器运行的过程中进行故障诊断，不受外界电场和磁场的影响，而且可以发现油设备中一些用局部放电法所不能发现的局部性过热等缺陷，其结果反映变压器的潜伏性故障比较灵敏，有效率可达85%以上，并且易于在线实现，已被公认为监测和诊断充油电力变压器早期故障、预防灾难性事故发生的最有效的方法，因而得到了广泛的应用。
因此，基于DGA的电力变压器状态监测与故障分析系统的研究具有重要的现实意义和实用价值。
2.国内外发展现状及发展趋势
近年来，加拿大、日本等国普遍开展了在线监测变压器油中溶解气体的研究，先后推出了多种装置，成熟的在线DGA监测设备不断投入使用，对充油变压器故障气体的在线监测提供了各种解决方案。
国外较为典型的有加拿大Syprotec公司的法拉第变压器看护单元Hydran201R智能型在线式变压器早期故障监测装置，以及美国Serveron公司的Truegas气体在线监测仪。
加拿大Syprotec公司早在二十世纪七十年代就研制了Hydran在线氢气检测仪，目前在全世界已安装了850套Hydran系列产品，是应用最广泛的监测系统，Syprotec声称它已成功避免了约100次变压器灾难性事故。
日本日立、三菱公司研制了能在线监测H2、CO、CH4、C2H6、C2H4、C2H2六种气体的装置，但其检测周期长达7-10天，精度为15-20ppm。
此外，他们还提到了一种采用局部真空来加快膜的渗透速度的方法。
针对气敏传感器线性度不好的问题，可采用用FFT（快速傅立叶变换）和BP神经网络对传感器输出进行处理。
近几年，国外很多公司，如AOC、MicroMonitors、UnisensorGmbH、SchwakenAG、Raychem、ABBPowerTransformers公司等，纷纷研制了在线监测多种气体的系统，这些系统大多尚未商品化，而且运行时间尚短，其可靠性有待进一步检验；另外，这些装置都倾向于同时使用两种检测器（红外光谱和半导体传感器），目的是检测更多种类的气体并获得较高的精度，但这样必然加大装置结构的复杂性。
最近，国外公司己开发出全组分气体的在线色谱装置，使变压器的气体在线分析技术前进了一步。
例如，美国AVO公司的True-Gas变压器油中气体在线监测设备可监测多达八种气体，是目前检测气体种类最多的装置。
澳大利亚红相电力设备集团的DRMCC变压器在线监测控制系统可持续、在线、多方位监测变压器的工作状态，可监测变压器的各类数据，经专家系统诊断系统分析各类数据，得出的结果能全面反映变压器的现行运行状况。
但国外在线监测产品的分析软件往往都是非中文界面，存在着操作过于繁琐复杂等问题。
目前，我国对变压器状态在线监测的研究主要集中在三个方面，即变压器局部放电、变压器油氢气浓度、变压器油色谱在线监测。
电科院、武高所、清华大学、东北电力研究院、湖南电力研究所、华北电力研究院等单位分别在这几个方面积极开展了研究并研制了一些性能不错的装置，但由于监测量的局限性，从而未能对变压器运行状态有一个完整的把握。
国内较为典型的同类产品的有宁波理工监测设备有限公司推出的TRAN-A、TRAN-B型变压器故障在线监测设备，东北电力科学研究院的大型变压器色谱监测，以及河南的中分仪器仪表厂生产的变压器故障在线监测设备。
但是国内变压器故障油色谱在线监测设备装置普遍存在有监测气体成分单一，故障判据过于简单化等缺陷。
其监测软件系统往往功能简单，故障信息未采用网络化数据库保存而是以文件的形式存在，不利于数据信息的共享和保密。
随着国内外电网的高速发展，供电企业对设备安全运行和供电可靠性要求越来越高。
人们越来越关心、重视在线监测技术发展，对运行中电气设备的故障进行诊断和预测以及追踪故障发展趋势要求更高，更快的推动电力变压器状态监测设备的进步。
目前国内外对电气设备油中气体在线监测和故障分析技术的研究主要呈现以下几种趋势。
（1）多种气体的在线监测
单种气体的在线监测，只能反映油中溶解的单一气体的实时状况，只能片面的判定故障，难以分析变压器的具体故障类型。
而多种气体的在线监测，则不然，能够真实反映油中溶解各种气体的实时状况变化，为诊断故障类型提供了强有力的保证。
（2）故障诊断方法智能化
现有的特征气体法、三比值法、无编码比值法等故障诊断方法，虽在一定范围内都有其较好的性能，但都太绝对化,既不能对故障进行定位分析，又不能够有效地处理不精确性、不完全性和不确定性信息。
因此，近几年来，人们相继引入模糊数学、神经网络、灰色理论、小波分析等数学方法，积极探索能够快速、准确判定具体的潜伏性故障的智能化诊断方法。
（3）数据库大型化
数据库是存放历史数据的仓库，所保存数据种类及特征量越多越全面，时间越长，则对分析机组的故障就越有利。
数据库用于保存管理各种动态历史数据及特征数据及网上数据发布。
历史数据库应包括如下历史数据：
定时采集动态数据、报警动态数据、异常动态数据、人工采集动态数据、工艺量数据开关量数据、特征参数、其它测量数据。
数据库的发展方向是大型，高速，实时。
（4）通信方式便利化
在线监测的一项关键技术就是实现主控设备和远端终端设备的有效实时通信。
随着计算机网络和无线通信技术的发展，使得通信方式有了更大的选择空间，通信的距离和准确度都大大提高。
3.变压器油中溶解气体在线监测方法的基本原理
3.1.变压器常见故障类型
电力变压器故障类型划分的方式较多，按变压器结构区分有以下几种较常见的故障类型。
1）出口短路故障
出口短路故障是指运行变压器由于受出口短路故障的影响而遭受到的破坏。
变压器出口短路时，其高、低压绕组可能同时通过数十倍于额定值的短路电流，它将产生很大的热量，使变压器严重发热，损坏绝缘
2）绕组故障
各类变压器的绕组均是由带绝缘层的绕组导线按一定排列规律和绕向，经绕制、整形、浸烘、套装而成。
由于绕组在生产时的不当、运输中受伤、运行中受潮、受各类过电压及过电流冲击等，致使绕组绝缘受到损伤、老化、劣化，造成绕组的短路、断路、变形等故障，由此可能造成变压器内部出现局部过热、局部放电、火花放电、电弧放电等故障。
a、局部放电
当电场强度超过某一极限值（耐压值）时，绝缘油等电介质将失去绝缘作用，在此过程中，若强电场区只局限于电极附近很小的区域内，则电介质只遭受局部损坏，产生放电脉冲电流，此现象即为电介质的局部放电。
若强电场的区域很大，形成贯穿性的通道，造成极间短路，则为电介质的击穿。
局部放电往往是液体或固体电介质击穿的前奏，若不及时消除，有可能发展为击穿故障。
b、火花放电
在通常大气压下，当电压增高一定值后，气隙中突然发生断续而明亮的火花，在电极间伸展出细光束，此种放电称为火花放电。
其特点是放电过程不稳定，击穿后形成收细的发光放电通道，而不再扩散于整个间隙的空间。
c、电弧放电
当电源功率足够大!
外电路电阻较小时，气隙火花放电之后，可形成非常明亮的连续弧光,此种放电称为电弧放电。
其特点是弧温较高，电弧不易熄灭，电路具有短路的特征。
火花放电与电弧放电对于变压器的危害最大，因为此类放电的能量密度高，在电应力的作用下会产生高速电子流，固体绝缘材料、金属材料等遭受这些电子轰击后将受到严重破坏，与此同时产生的大量气体一方面会进一步降低绝缘强度，另一方面还含有较多的可燃气体。
若不及时处理，严重时有可能造成设备的重大损坏或爆炸事故。
3）铁芯故障
变压器的器身主要是由绕组和铁芯构成，它们是变压器传递、交换电磁能量的主要部件。
铁芯不仅要求质量好，还必须有可靠的一点接地。
铁芯只有一点接地时，变压器才能正常运行，当出现两点及以上的接地时将可能导致铁芯中产生涡流，铁耗增加，铁芯局部过热。
严重的多点接地甚至会使接地线烧断，使变压器失去正常的一点接地，遭受严重损坏。
3.2.变压器内部故障类型与油中溶解特征气体含量的关系
在正常情况下，变压器油在热和电的作用下，逐渐老化和分解，会缓慢地产生少量的低分子烃类，在故障处有纤维材料时，还会产生CO和CO2气体。
当变压器内部存在潜伏性的局部过热和局部放电故障时，就会加快产气的速度。
一般说来，对于不同性质的故障，绝缘物分解产生的气体不同；而对于同一性质的故障，由于程度不同，所产生的气体数量也不同。
所以，根据油中气体的组分和含量，可以判断故障的性质及严重程度。
变压器内部故障方式主要有机械的、热的和电的三种类型，而又以后两种为主，且机械性故障常以热的或电的故障形式表现出来。
表1对359台故障变压器的故障类型进行统计的结果可以看出，运行中变压器的故障主要有过热性故障和高能放电性故障。
根据模拟试验和大量的现场试验，电弧放电的电流大，变压器油主要分解出C2H2、H2及较少的CH4；局部放电的电流较小，变压器油主要分解出H2和CH4；变压器油过热时分解出H2和CH4、C2H4等，而纸和某些绝缘材料过热时还分解出CO和CO2等气体。
我国现行的《变压器油中溶解气体分析和判断导则》（GB/T7252-2001），将不同故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体归纳为表2。
同时，通过对变压器在运行中发生的大量事故的诊断和吊芯检验，在表3中列出了变压器典型故障。
表1变压器故障类型的统计
故障类型
台次
比率（％）
过热性故障
226
53
高能量放电故障
65
18.1
过热兼高能放电故障
36
10.0
火花放电故障
25
7.0
受潮或局部放电
7
1.9
表2变压器不同故障类型产生的气体
故障类型
主要气体组分
次要气体组分
油过热
CH4，C2H2
H2，C2H6
油和纸过热
CH4，C2H4，CO，CO2
H2，C2H6
油纸绝缘中局部放电
H2，CH4，CO
C2H2，C2H6，CO2
油中火花放电
H2，C2H2
油中电弧
H2，C2H2
CH4，C2H4，C2H6
油和纸电弧
H2，C2H2，CO，CO2
CH4，C2H4，C2H6
表3变压器的典型故障
故障类型
举例
局部放电
由不完全浸渍、高湿度的纸、油的过饱和，或空腔造成的充气空腔中的局部放电，并导致形成X蜡。
低能量放电
不良连接形成不同电位或悬浮电位的，造成的火花放电或电弧，可发生在屏蔽环、绕组中相邻的线饼间或导体间，以及连线开焊处或铁芯的闭合回路中；夹件间、套管与箱壁、线圈内的高压和地端的放电；木质绝缘体、绝缘构件胶合处，以及绕组垫块的沿面放电；油击穿、选择开关的切断电流。
高能量放电
局部高能量或由短路造成的闪路，沿面放电或电弧；低压对地、接头之间、线圈之间、套管与箱体之间、铜排与箱体之间、绕组与铁芯之间的短路；环绕主磁通的两个邻近导体之间的放电；铁芯的绝缘螺丝、固定铁芯的金属环之间的放电。
过热
t﹤300℃
在救急状态下，变压器超铭牌运行；绕组中油流被阻塞；在铁轭夹中的杂散磁通量。
过热
300℃﹤t﹤700℃
螺栓连接处、滑动接触面、选择开关内的接触面，以及套管引线和电缆的连接接触不良；铁轭处夹件和螺栓之间、夹件和铁芯叠片之间的环流，接地线中的环流，以及磁屏蔽上的不良焊点和夹件的环流；绕组中平行的相邻导体之间的绝缘磨损。
过热
t﹥700℃
油箱和铁芯上的大的环流；油箱壁未补偿的磁场过高，形成一定的电流；铁芯叠片之间的短路。
（1）热性故障
热性故障是由于热应力所造成的绝缘加速老化，具有中等水平的能量密度。
过热故障的原因有：
分接开关接触不良引起的为50%，铁芯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或紧固件松动占14.4%，因局部油道堵塞造成局部散热不良约占2.6%。
当变压器发生低温过热时，有一部分变压器油中氢与氢烃（H2+C1+C2）总量之比高于27%；而中高温过热故障时，氢气占氢烃总量的27%以下；当高温过热（>700℃）时，特征气体主要是C2H4，其次是CH4，两者之和一般占总烃的80%以上。
除C2H4、CH4之外还有C2H6和H2，严重过热时，也会产生微量C2H2，其最大含量不超过总烃量的6%。
当涉及固体材料时则还会产生大量CO、CO2。
当发生裸金属过热使周围的油受热分解时，产生的气体主要是H2和烃类（CH4、C2H2），当发生固体绝缘材料介入热分解时，也会有大量的CO和CO2产生。
变压器内部发生这类故障的原因，主要有：
分接开关接触不良，引线和分接开关连接处焊接不良，导线和套管连接处导电不良，铁芯多点接地和局部短路过热等。
纸、纸板、布带、木材等固体绝缘材料受热分解时，其特征是烃类气体含量不高，所产生的气体主要是CO和CO2。
产生这一内部故障的原因主要是变压器长期过负荷运行，使固体绝缘大面积过热，或者是由于裸金属过热，引起邻近固体绝缘局部过热。
（2）电性故障
变压器内部由于放电而使绝缘材料分解产生大量气体，根据放电时能量级别不同，可以分为高能量放电（电弧放电）、低能量放电（火花放电）和局部放电等不同故障类型。
①电弧放电，以线圈匝、层间击穿为多见，其次是引线断裂或对地闪络和分接开关飞弧等故障模式。
其特点是产气急剧、量大，尤其是匝、层间绝缘故障，因无先兆现象，一般难以预测。
产生的特征气体主要是C2H2和H2，但也有相当数量的CH4和C2H4。
②火花放电，常发生在以下情况：
引线或套管储油柜对电位未固定的套管导电管放电；引线局部接触不良或铁芯接地片接触不良，而引起放电；分接开关拨叉电位悬浮而引起放电。
特征气体以C2H2和H2为主，但也有相当数量的CH4、C2H6，有时也有CO和CO2的增加。
因故障能量小，一般总烃含量不高。
油中溶解的C2H2在总烃中所占比例可达25-90%，C2H4含量则小于20%，H2占氢烃总量的30%以上。
③局部放电，随放电能量密度的不同而不同，一般总烃含量不高，特征气体主要是H2，其次是CH4，通常H2占氢烃的90%以上，CH4占总烃的90%以上。
放电能量密度增高时也可出现C2H2，但在总烃中所占比例一般小于2%，这是和上述两种放电现象区别的主要标志。
（3）受潮
当变压器内部进水受潮时，能引起局部放电而产生H2，水分在电场作用的电解作用下与铁发生化学反应，也可产生大量H2。
故障受潮设备中H2在氢烃总量中占比例更高，有时局部放电和受潮同时存在，其特征气体同局部放电所反映的特征气体极为相似，故单靠油中气体分析结果尚难加以区分，必要时要根据外部检查和其它试验结果加以综合判断。
4.基于油中特征气体组分的故障诊断方法
在实际应用中，分析油中特征气体的组分、含量与故障性质之间的关系的常用方法有：
特征气体法、三比值法、与三比值法配合使用的其它方法。
4.1.特征气体法
变压器油中溶解的特征气体可以反映故障点引起的周围油、纸绝缘的热分解本质。
气体组分特征随着故障类型、故障能量及其涉及的绝缘材料的不同而不同，表4给出了故障点产生烃类气体的不饱和度与故障源的能量密度之间有密切关系。
表4判断故障性质的特征气体法
故障性质
特征气体的特点
一般过热性故障
总烃较高，C2H2﹤5ppm
严重过热性故障
总烃高，C2H2﹥5ppm，但C2H2未构成总烃的主要成分，H2含量较高
局部放电
总烃不高，H2﹥100ppm，CH4占总烃的主要成分
火花放电
总烃不高，C2H2﹥10ppm，H2含量较高
电弧放电
总烃高，C2H2高并构成总烃的主要成分，H2含量高
从表4所统计的结果可知：
每种故障产生的特征气体都有C2H2，但热故障和电故障产生的特征气体中C2H2的含量差异很大；低能量的局部放电并不产生C2H2，或仅仅产生很少量的C2H2。
因此，C2H2既是故障点周围绝缘油分解的特征气体，而C2H2的含量又是区分过热和放电两种故障性质的主要指标。
由于大部分过热故障，特别是出现高温热点时，也会产生少量C2H2，因此不能认为凡有C2H2出现的故障，都视为放电性故障。
例如1000℃以上时，会有较多的C2H2出现。
但1000℃以上的高温既可以由能量较大的放电引起，也可以由导体过热而引起；又如分接开关出现热故障时也出现有C2H2，实际上一般只是由高温过热点产生C2H2，不应该因有C2H2而认为裸金属过热并伴有放电。
H2是油中发生放电分解的特征气体，但是H2的产生又不完全由放电引起。
当H2含量增大，而其他组分不增加时，有可能是由于变压器进水或有气泡引起水和铁的化学反应，或在高电场强度下，水或气体分子的分解或电晕作用所致；如果伴随着H2含量超标，CO、CO2含量较大，即是固体绝缘受潮后加速老化的结果。
在变压器中，主要的绝缘材料是绝缘油和绝缘纸、纸板等，它们在运行中受多种因素的作用将逐渐老化，分解产生的主要气体是CO和CO2，因此可将CO和CO2作为油纸绝缘系统中固体材料分解的特征气体。
综上所述，并根据对各类大型电力变压器的诊断和检查结果进行的比较、分析，在表5中归纳出特征气体中主要成分与异常情况的关系。
表5特征气体与异常情况对照表
主要成分
异常情况
具体情况
H2主导型
局部放电、电弧放电
绕组层间短路，绕组击穿；分接开关触点间局部放电，电弧放电短路
CH4、C2H4主导型
过热、接触不良
分接开关接触不良，连接部位松动，绝缘不良
C2H2主导型
电弧放电
绕组短路，分接开关切换器闪络
特征气体判断法对故障性质有较强的针对性，比较直观方便，缺点是没有明确量的概念。
特征气体法虽可对故障性质作出判断，但是要对故障性质作进一步的探讨，预估故障源的温度范围等，还必须找出故障气体组分的相对比值与故障点温度依赖关系及其变化规律，即组分比值法。
4.2.三比值法
研究证明，变压器故障诊断不能只依赖于油中溶解气体的组分含量，还应取决于气体的相对含量；基于上述观点，产生了以CH4/H2，C2H6/CH4，C2H4/C2H6，C2H2/C2H4的四比值法。
由于在四比值法中C2H6/CH4的比值只能有限地反映热分解的温度范围。
于是国际电工委员会（IEC）将其删去而推荐采用三比值法。
随后，在人们大量应用三比值法的基础上，IEC对与编码相应的比值范围、编码组合及故障类别进行了改良，得到了目前推荐的改良三比值法（以下简称三比值法）。
三比值法的原理是：
根据变压器内油和绝缘物在故障下裂解产生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系，从5种特征气体中选用两种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三对比值，以不同的编码表示；根据表6的编码规则和表7的故障类型判断方法作为诊断故障性质的依据。
这种方法消除了油的体积效应影响，是判断变压器故障类型的主要方法，并可以得出对故障状态较可靠的诊断。
表6和表7是我国GB/T7252-2001《导则》推荐的改良三比值法（类似于IEC推荐的改良三比值法）的编码规则和故障类别判断方法。
表6三比值法的编码规则
特征气体的比值
C2H2/C2H4
CH4/H2
C2H4/C2H6
<0.1
0
1
0
≥0.1～<1
1
0
0
≥1～<3
1
2
1
≥3
2
2
2
表7故障类型判断方法
编码组合
故障类型判断
故障实例（参考）
C2H2/C2H4
CH4/H2
C2H4/C2H6
0
0
1
低温过热
（低于150℃）
绝缘导线过热，注意CO和CO2的含量以及CO2/CO值
2
0
低温过热
（150～300℃）
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，铁芯漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁芯多点接地等
2
1
中温过热
（300～700℃）
0，1，2
2
高温过热
（高于700℃）
1
0
局部放电
高湿度、高含气量引起油中低能量密集的局部放电
1
0，1
0，1，2
低能放电
引线对电位未固定的部件之间连续火花放电，分接抽头引线和油隙闪络，不同电位之间的油中火花放电或悬浮电位之间的电花放电
2
0，1，2
低能放电
兼过热
0，1
0，1，2
电弧放电
线圈匝间、层间短路，相间闪络、分接头引线间油隙闪络、引起对箱壳放电、线圈熔断、分接开关飞弧、因环路电流引起电弧、引线对其它接地体放电等
2
2
0，1，2
电弧放电
兼过热
应用三比值法时应当注意的问题有：
①只有根据气体各组分含量的注意值或气体增长率的注意值判断设备可能存在故障时，气体比值才是有效的。
对气体含量正常，比值没有意义。
②假如气体的比值与以前的不同，可能有新
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