变压器油中气体分析.docx
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变压器油中气体分析
关于变压器油气体分析应用中的问题
前言
前电力工业部1980年5月颁发《用气相色谱法检测充油电气设备内部故障的
试验导则》（试行）以后，油中溶解气体分析（以下用DGA表示）得到普遍推广。
在
该导则颁布发以前，在70年代便已有许多人进行了大量工作。
30多年以来，无数人的实践积累了极其丰富的经验。
无论是正面的或反面的经验，都为进一步提高DGA
的应用水平创造了有利条件。
进行研讨的时机已经成熟。
DGA检测的对象是特征气体（氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳和二氧
化碳）。
变压器绝缘正常自然老化，难免产生少量的特征气体。
除此以外，凡是出现特性气体（简称产气），都是由于发生了产气故障。
产气故障只是变压器故障的一部分，并不涵盖全部故障。
例如，绕组严重变形，绝缘过度受潮以及器身冲撞受伤等
都是故障，而且是真正的潜伏性故障。
但这些故障并不产气，DGA对发现这类故障
不能发挥作用。
对于突发性绝缘事故，是在出现事故后产生大量气体。
DGA对预防突发性事故来不及起作用。
所以对DGA的有效功能认同应实事求是。
色谱分析技术引用到变压器的研究开发阶段，是以故障温度对故障进行分类；而进入实用阶段，则应以产气故障的特性对具体故障类型进行分类。
并应根据典型的故障类型，建立典型故障的模式库。
以便于更方便诊断故障，更有效地解决实际问题。
出于以上想法，通过本文发表一些看法，欢迎批评指正。
1.DGA的方法和理论简介
1.1标准试验方法
（1）取油样
用波璃注射器在与大气严格隔离的条件下，从变压器油样阀门抽取50∽80mL
变压器油（以下简称油）
油样必须密封和避光保存.保存期不得超过4天。
（<100h）
（2）脱气方法
脱气是指将油中溶解气体从油中分离出来.目前常用的脱气方法有溶解平衡法
和真空法两种。
脱气率直接影响分析结果的准确性。
所以对脱气率应进行校核。
（3）分析对象
油中溶解气体脱出来后，注入色谱仪进行组分和含量的分析，主要分析对象
1
为：
氢（H2）
甲烷（CH4），乙烷（C2H6），乙烯（C2H4），乙炔（C2H2）
一氧化碳（CO），二氧化碳（CO2）。
以上7种气体定义为特征气体。
其中烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、
乙烯和乙炔含量的总和称为总烃。
（4）分析精确度和灵敏度要求
1.分析结果用每升油中所含各气体组分的微升数表示，单位为μL/L。
升数和
微升数至少精确到两位有效数。
2.色谱仪的最小检知浓度为：
C2H2≤0.1μL/LH2≤2μL/LCO≤25μL/LCO2≤25μL/L
“O”值表示低于最小检知浓度。
1.2识别和判断故障的理论基础
由许多不同分子量的碳氢化合分子组成的绝缘油，和主要由纤维素构成的绝缘
纸，在热和电的作用下会发生裂解。
裂解后的产物通过复杂的有机化合反应，新生
氢气、低分子烃类气体以及一氧化碳和二氧化碳等气体分子。
这些分子的生成与故
障温度有关。
依靠DGA特征气体识别和判断故障的理论，就是以此为基础建立的。
2变压器应用DGA中存在的问题
变压器应用DGA３０多年以来，积累了大量数据，但也发现了不少问题。
例如：
1.特征气体超过注意值很多，变压器可以照常运行；但小于或远小于注意值，变压器却发生了损坏事故。
2.大多数产气故障的产气有突变性或间歇性，产气速率有波动性或不确定性。
作为注意值缺乏实用价值。
3.大多数过热性故障的三比值编码均为022，高于700℃高温过热。
但不同过热故障的危害性是不同的，温度高低与危害性的大小并无依赖关系。
4.CO2和CO的比值在0.8-21的范围内变化。
例如大面积引线绝缘碳化，
CO2/CO=4.7，而分接开关触头和引线接头过热，不涉及固体绝缘，CO2/CO分别为
1.43和1.44。
以CO2/CO<3来判断是否涉及固体绝缘，不符合实际的多，符合的很
2
少。
5.有载调压油箱内油中乙炔与氢的比值都不一定大于2。
渗漏到主油箱后，主
油箱内油中乙炔与氢的比值，更不可能大于2。
例如某330kV变压器有载调压油箱
与主油箱的连通管未拆开，C2H2/H2=0.2。
所以用C2H2/H2大于2来判断有载调压油
箱是否渗漏，可能并不符合实际。
6.油中出现乙炔普遍被视为危险信号。
但在大多数情况下乙炔并不引发事故。
只有个别故障产生乙炔后有发生绝缘事故的危险。
存在上述问题的原因在于，变压器内化学反应的生成物与多种因素有关，温度只是一个因素。
而且变压器内发生过热或放电故障时，温度不仅与故障能量有关，
还与散热条件有关。
温度分布是不均匀的，是随时间变动的。
DGA在变压器上的实际应用，是在发现特征气体突然增加以后，才知道发生了产气故障。
当特征气体的
含量达到一定数值以后，利用组分比值可以区分过热性故障或放电性故障。
另外，变压器在跳闸之后，DGA对判断是继电保护误动，还是发生了绝缘事故，是起决定性作用的。
以上是DGA的有效功能。
但进一步的作为，例如：
在线连续检测全部特征气体，又如，利用人工神经网络等新技术仅依据特征气体来判断故障。
实践表明，能得到预期效果的可能性极小。
3
产气分类
3.1
自然老化产气
自然老化产气是指变压器油纸绝缘在运行中受热和电的作用，
可能发生缓慢的
化学变化，产生的少量特征气体和较多的
CO和CO2。
这虽不属于产气故障，但这
是识别产气故障的前提，因为只有否定自然老化产气，才能肯定故障产气。
3.2外来气源产气
（1）有载调压油箱漏油故障气体
有载调压开关操作时，要在有载调压油箱内产生电弧，引起油分解。
所以有载
分接开关的切换开关，有单独的有载调压油箱。
当该油箱存在渗漏故障时，主油箱
中出现的特征气体，称为有载调压油箱漏油故障气体。
（2）套管故障产气
电容式套管发生故障时，也会产生大量的特征气体。
有以下的一些实例：
1.套管测屏的引出线与末屏的接触不良，产生局部放电。
2.套管心子绝缘受潮，发生电容屏间击穿或沿心子绝缘表面或瓷套内表面爬
3
电。
3.导杆式套管的连接导管与卷心导管之间的“等电位连接片”过热。
套管内的特征气体，可能在分析套管中油时发现，也可能在渗漏到主油箱后被
发现。
在分析主体外部产气故障时，套管产气故障，是指后者。
（3）潜油泵故障产气
冷却器的潜油泵因为电机绝缘击穿或机械摩擦，都可能产生特征气体。
多数是
过热性气体，也可能有放电性气体。
由潜油泵故障引起主油箱中出现的特征气体，
称为潜油泵故障产气。
（4）带油补焊气体
变压器油箱的焊缝存在渗漏油故障时，一般只能在油箱充满油的条件下进行
电焊。
如果操作不当，或者补焊的范围较大，则可能使油箱内表面的漆层碳化，并
使油分解。
这种情况下在油箱内油中出现的特征气体，称为带油补焊气体。
（5）故障残余气体
变压器发生产气事故或产气故障后，产生的大量特征气体到处扩散和渗透。
在故障确已消除的情况下，如果检修时故障气体未能彻底清除，则变压器恢复运行
后，油中特征气体（特别是乙炔）会逐渐增加。
在增长到一定浓度后，不再增长。
此时才能定为故障残余气体。
（6）油中掺杂气体
按GB/T7252-2001规定，变压器出厂和投运前的乙炔含量为零。
新注入变压器的油中发现特征气体，特别是含有乙炔。
这是注油工作的失误，应视为一种故障。
此种故障的气体称为油中掺杂气体。
3.3局部放电故障产气
变压器内的放电分贯穿性放电和局部放电。
前者是事故，后者是故障。
由局部放电引起产生的特征气体，称为局部放电故障产气。
局部放电分气隙放电、悬浮导体放电、尖端放电、夹层放电和“驱流”放电。
气隙放电是绝缘中气体在电场作用下发生电离和去电离的过程。
在未引起油和纸绝
缘分解之前，DGA是不能检知气隙放电特征气体的。
DGA能检知的局部放电故障，有悬浮导体放电产气故障、尖端放电产气故障、夹层放电产气故障和驱流放电产气故障等4种。
分别说明如下：
（1）悬浮导体放电故障产气
4
变压器内的悬浮导体是在下列三种情况下形成的：
1.部分导体与原来相连的导体分离。
例如：
套管下端的均压球连接螺纹松动或固定均压球电位的连线开断。
又如：
铁心电屏蔽的薄铜皮条断裂。
2.在绕组绝缘上存在体积较大的金属异物。
例如绕组上遗留一把小刀或一个
板手。
3.该固定电位的金属未予固定。
例如有的无励磁分接开关操作杆的金属拨叉电位是不固定的。
又如油箱磁屏蔽与油箱之间缺乏可靠的连接。
悬浮导体产生局部放电需有二个条件，一是经电容分压取得足够的电压和电
能，二是导体引起电场畸变产生特征气，达到能使局部绝缘击穿的程度。
由此产生
的局部放电称悬浮导体放电。
悬浮导体放电产生的特征气体，称为悬浮导体放电故
障产气。
（2）尖端放电故障产气
尖端是尖形电极的简称。
在变压器内尖端可分为两种。
一种叫“可见尖端”，
是指电场中曲率很大的金属电极。
另一种叫“潜在尖端”，是指由导体微粒、半导体尘埃、吸水纤维、正负离子及水分子等线状排列形成的电极。
变压器可能偶而发生“可见尖端”引起的局部放电。
例如：
某210MVA/500kV进口变压器，由于安装高压套管时固定均压环的螺栓外露，致使运行中发生放电。
但在投运前经过测局部放电量试验的变压器，运行中一般不会再发生可见尖端放电，但可能发生“潜在尖端”放电。
“潜在尖端”局部放电是指未形成贯穿性放电的放电。
因为如果由它激发成贯穿性放电，则不再是局部放电。
“潜在尖端”的局部放电有两种形态，一是一次性放电，另一是重复性放电。
一次性放电的“潜在尖端”，一般是由可烧毁的杂质构成，放电后尖端自行消失。
重复性放电的“潜在尖端”，是由油流起电的离子排列而成。
生成离子的条件和形成尖端的条件同时存在时，放电才会重复进行。
消除其中一个
条件，便可使放电停止。
两种放电的共同特点是均在油中产生以乙炔为主的特征气
体。
统称潜在尖端放电故障产气。
（3）夹层放电故障产气
夹层是指固体绝缘（主要是纸板）之间的夹缝。
夹层中的较高电场强度使水分
和其他极性分子集积，称为夹层效应。
由夹层效应引起的放电，称为夹层放电。
夹层放电分两种，一种立即形成贯穿性放电，例如：
匝间绝缘的夹层放电；另
5
一种由夹层放电发展成的树枝状放电。
树枝状放电的形成有一个过程，在未形成贯
穿性击穿之前，属于局部放电。
夹层局部放电开始时产生乙炔很少，但延伸之后，
便引起绝缘大面积损坏。
在未形成贯穿性放电故障之前产生的特征气体，称为夹层
放电故障产气。
（4）驱流放电故障产气
驱流放电是指导体中电流被驱逐到介质中形成的放电。
驱流放电形成电弧之后，例如分接开关飞弧，将使继电保护动作，产生跳闸事故。
属于事故气体。
此处所述驱流放电是指产生特征气体以乙炔为主的局部放电。
驱流局部放电产生的特征气体，称为驱流放电故障产气。
驱流放电与悬浮导体放电的区别在于，后者是由于电场作用引起绝缘局部击穿；而前者是由于振动或趋肤效应，使电流在介质中时通时断。
因驱流放电是新用术语，特举例说明如下：
例1：
某240MVA/500kV发电机变压器，套管均压球采用三个螺栓固定，其中
二个脱落，一个松动。
变压器运行时发生局部放电，产生乙炔占总烃达50%的特征
气体。
例2：
某250MVA/500kV单相联络变压器油箱磁屏蔽发生多点接地，通过磁屏
蔽的环流时通时断，产生乙炔占总烃达59%的特征气体，磁屏蔽的螺孔有13处放电
烧伤。
例3：
某240MVA/220kV发电机变压器，上铁轭拉带绝缘套长度不足，外露螺杆与铁轭边沿似挨非挨，产生由环流引起的驱流放电，乙炔占总烃的百分比为
37.3%。
例4.某180MVA/220kV变压器，在运行中铁轭拉带绝缘端的金属垫圈与上夹件相碰，形成耦合铁轭主磁通的短路匝，产生很大的电流。
使拉带的螺杆过热烧熔，并将另一端的固定电位连线烧断。
在连线断开时，发生驱流放电，加剧了乙炔和氢
气的产生，乙炔占总烃的百分比达到约50%。
例5：
某120MVA/220kV变压器的套管电流互感器，出线小套管空气侧短路，油侧的接线端子松动，二次电流时通时断，产生以乙炔为主的特征气体。
例6：
某360MVA/220kV发电机变压器，低压绕组引线接线端子的导电平面不够平整，与大电流套管的导电平面连接后，边缘有缝隙。
边缘出现小的烧熔痕迹（麻点）。
油中产生乙炔占总烃达15%的特征气体。
6
3.4过热故障产气
发生过产气故障的根本原因是i2R转化的热能超过该处相应的散热能力。
电流
是过热故障的根源，电阻R是条件。
在变压器中与过热产气有关的电流分工作电流、
涡流和环流三种。
工作电流是指通过绕组的电流。
涡流和环流是磁通（主要是漏磁
通）在金属中感应产生的电流。
在单个金属中流动的电流，称为涡流；在多个金属
连接成环路中通过的电流，称为环流。
通过绕组的电流，分正常工作电流和不正常工作电流。
正常工作电流小于或等
于绕组额定电流，包括空载运行时的励磁电流（空载电流）；不正常工作电流是指绕
组中流过超过额定值的电流，简称过电流。
在下列三种情况下绕组出现过电流：
1、变压器遭遇外部短路（简称出口短路）；
2、发电机变压器的发电机与所连接的系统失去同步；
3、变压器在过电压或铁心饱和状态下励磁（简称过励磁）。
过电流时可能产生一些特征气体，在恢复正常运行后不再产气，可不按产气故障处理。
例如有一台240000kVA/500kV发电机变压器，在发电机烧毁时变压器内出现总烃达124μL/L气体，其中包含0.2μL/L乙炔。
根据内检结果分析，认为由于三相过电流不对称，中性点引线有过热现象。
除此以外没有发现其他异常现象。
恢
复运行后，状态正常。
但如果过电流后继续产生特征气体，则说明在过电流的激发作用下，出现了产气故障。
基于上述情况，以下按工作电流回路、环路回路和涡流回路为系列，列举各种过热产气故障。
3.4.1工作电流回路过热故障产气
工作电流回路过热产气故障主要由接触电阻增加引起，按过热对象分两种类
型：
（1）电气连接接头过热故障产气
电气连接接头有螺栓连接接头、钎焊（焊剂为锡、磷、铜或银合金）接头、
氩弧焊接头和压接接头。
螺栓连接接头接触不良是由于不紧固或导电接触面没有清理干净；钎焊连接接头接触不良是因焊料未灌足或焊料与导体间存在夹层。
氩弧焊用于铝导线焊接，导电接触面间夹有氧化膜便成为虚焊。
压接接头接触不良除了接触面间不干净外，还由于压缩量不足。
所有绕组出线和分接引线接头以及绕组导线的连接头，凡是因接触不良引起的过热产气，均称为接头过热故障产气。
7
2.分接开关触头过热故障产气
分接开关分无励磁分接开关和有载分接开关。
无励磁分接开关因动、静触头
接触不良引起的过热故障比较多。
原因是老型号分接开关的动、静触头的接触性能
不稳定。
有载分接在固定静触头的板条发生变形时，也会发生动、静触头接触不良。
两种开关因动、静触头接触不良引起的过热产气，称为分接开关过热故障产气。
3.4.2环流回路过热故障产气
环流回路过热产气故障比较频繁，起因也比较复杂。
大致可以分成以下4类：
（1）铁心多点接地引起的过热故障产气
铁心多点接地是指正常的一个接地线外，又出现了一个或多个意外接地点。
因此产生环流，出现过热产气。
形成意外接地点有多种可能，有以下一些实例：
1、铁轭的个别叠片上翘，与夹件相接触；
2、油箱底部的金属异物与下铁轭接触；
3、夹体和铁轭之间嵌有金属异物；
4、夹件和铁轭间的绝缘上集积有铁磁性杂质；
5、拉板和心柱之间的绝缘上存在导电性杂质；
6、温度计座与上铁轭相碰；
7、铁心的垫脚绝缘严重受潮；
8、撑板的绝缘纸板被导电性油漆污染。
（2）铁心的剪切侧片间短接点过热故障产气
铁心的剪切侧片间短接点过热产气故障，是指铁心叠片剪切侧发生片间接通，
引起电容电流在该点集聚，形成过热点。
电流密度越大，温度越高。
例如，未去尖
头的斜接缝铁心，尖头相碰，可以将尖头烧化，但产气量不大。
产气量较大的故障，
有以下一些实例：
1、铁心接地片的未包绝缘部分未完全插入铁心片间，裸露的铜片与剪切侧的
部分叠片接触。
2、用穿心螺杆紧固铁轭的铁心，由于插片上的螺孔不可能保持完全同心，受
穿心螺杆的挤压，便发生片间短路。
3、铁心电屏散的固定电位连接片，采用插入铁心柱的方式，未插入的裸露部
分与剪切测的叠片接触。
4、上下铁轭的剪切面侧或主柱的剪切面侧存在金属异物。
8
（3）铁心构架连接点的过热故障产气
大型电力变压器的铁心是依靠由夹件、拉板、垫脚、撑板和拉带等连接成的
构架，将硅钢片压紧并使绕组紧固而构成器身的。
由于构架的每个方框都耦合磁通，
在方框内产生环流。
当构架的连接点只保证机械强度，而没有保证通流能力时，则
环流引起连接点（特别是靠近低压绕组出线的连接点）过热。
发生过热产气的连点
有如下实例：
1、拉板和夹件的连接点；
2、撑板和夹件的连接点；
3、垫脚和夹件的连接点。
对于单柱容量大于80MVA的大型电力变压器，以上三类连接点有几十个。
如措施不当，每个连接点都有过热的可能。
所以铁心构架连接点过热故障，占过热故
障的比重特别大。
（4）引线附近闭环的接通点过热故障产气
绕组的电缆出线穿过套管时，电缆的裸露部分与套管中心的铜管内表面接触，简称穿缆碰铜管。
这是发生最多也最具典型性的引线附近闭环的接通点过热产气故
障。
因为电缆的上端与铜管是连通的，如发生穿缆碰铜管，则形成一个闭环。
电缆通过电流时在其周围产生磁通。
其附近的闭环耦合该磁通，感应电势，产生环流。
当电缆只有少数细线般与铜管接触时，接触电阻较大。
即使环流不大,接触点仍可能过热，将线股一股股地烧断，产生大量气体，并有乙炔。
（如接触点很多或接触面积很大时，反而可能不发生过热故障）当细线烧断到穿缆不碰铜管时，环流被切断，
停止产气。
但因振动等原因，其他线股再碰铜管时，环流再次接通。
所以穿缆碰铜管故障的产气有间歇性。
引线附近闭环过热故障，还有一些其他形态。
例如：
1、三相绕组角形联结的两根不同相的出线，在接上套管之前，如存在相碰的
接触点。
接触点将是过热点。
2、单相发电机变压器的低压绕组下部出线，需垂直向上引伸后与套管连接。
引线的垂直部分产生水平方向的磁通。
如发生夹件碰油箱，则拉板、夹件和油箱在
引线附近构成一个闭环。
油箱和夹件的碰触点发生过热产气故障。
（5）绕组中平行的相邻导线间短接故障产气
绕组中平行的相邻导线间短接点产气，是由于相邻导线之间（简称股间）的
9
绝缘因受到短路力或运输冲撞力的作用而损坏，形成耦合漏磁通的闭环，产生环流。
环流和工作电流相加的一股导线和短接处将发生过热，使油中出现过热性特征气体。
特征气体中包含乙炔，是导线在短接处烧熔的信号。
3.4.3.涡流回路过热故障产气
涡流回路过热故障分油箱内部故障和油箱外部故障。
油箱外部的过热故障很
容易被红外测温仪发觉，或者在下雨时发现冒热气。
当最高温度超过120℃时，都会得到处理。
所以不会引起油箱内的油产生特征气体。
而油箱内部涡流发生过热有
以下实例：
（1）铁心拉板的过热；
（2）钢压板开口处的外尖角过热；
（3）铁心内部的低温过热。
涡流过热在油中产生特征气体的可能性不大，如引起产气，称为涡流回路过热产气故障。
3.5事故产气
产气事故可归纳为下列5类：
（1）绕组内部短路事故：
包括匝间、段间或层间绝缘事故。
（2）绕组对地或其他绕组贯穿性放电事故；包括沿围屏树枝状放电，低压绕
组对铁心放电等。
（3）引线事故：
包括低压侧引线相间短路，高压侧下瓷套沿面闪络等。
（4）分接开关飞弧：
包括切换开关不能灭弧引起油室爆炸，动静触头因未接触上而建弧，三相式分接开关发生相间短路等。
（5）套管爆炸事故：
包套管着火。
上述事故发生后，都会在油箱中突然产生大量特征气体，统称为事故产气。
变压器产气以后，首先必须知道产气故障的类型。
最实用有效的方法是模式
识别法。
即将需要识别的故障与故障典型相对照，用比较来鉴别。
为此必须定义产气故障的典型，建立模式库。
如今建立模式库已具备条件。
本文对此作为重点，进行了上述探讨。
根据多台变压器的多年运行经验，将产气分为自然老化产气，外来
气源产气，局部放电故障产气，过热故障产气和事故产气5个系列，并拟定25种产气典型，作为模式库的第一批库存。
希望以此为基础，进行改进和充实。
4.综合分析示例
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4.1自然老化产气的识别：
自然老化产气与变压器内的水分和氧气含量有关。
而水分和氧气的含量与制
造和维护水平有关。
所以每一台变压器运行后所含特征气体的浓度是不相同的。
根
据统计，油中乙炔保持为0值，总烃缓慢地上升，平均产气率<0.1μL/L.d，可以认
为是自然老化。
但必须认识到自然老化是可以控制的；控制水平不同，老化程度大
不相同。
4.2外来气源产气的识别
4.2.1有载调压油箱漏油故障气体的识别
有载调压油箱向主油箱渗漏油，主油箱油中将出现特征气体。
但气体组分与
分接开关的切换情况、渗漏点的部位等多种因素有关。
C2H2/H2在很宽的范围内变化。
C2H2/H2>2可供理论指导，但作为判据是不充分的。
有载调压油箱漏油的在线判断，主要依靠观察有载调压油箱储油柜的油位变
化。
应将有载调压油箱储油柜的油位控制在比主油箱储油柜的油位低，如油位逐渐
升高，说明有载调压油箱渗漏。
当两个油位互相接近，而主体油箱油中特征气体含
量较高时，应抽尽有载调压油箱中的油，观察渗透部位，以便作出最终判断，并进
行处理。
（2）套管故障产气识别
套管故障气体识别有两层意义。
一是套管油样发现套管内有特征气体后，判
断套管本身的故障。
另一是对主油箱内出现特征气体是否来自套管进行判断。
此处
是指后者。
只有当套管渗漏时，套管中的气体才可能进入油箱。
而套管渗漏必然引
起套管的油位变化。
因此如果发现主油箱出现特征气体，又发现某套管的油位发生
变化，则应从该套管中取油样作DGA。
如果套管中油的气体浓度比主油箱的大，而
组分基本上相同，则可以确认油箱中的特征气体，是由套管故障引起的。
（3）潜油泵故障产气识别
潜油泵故障产气识别是指判别主油箱内出现的特征气体是否来自潜油泵。
潜
油泵故障气体与油箱内某些故障气体并无明显差别。
因此对于强迫油循环冷却的变
压器，DGA发现主油箱内油中有特征气体时，应首先检查潜油泵在运行中是否有异
常噪声和振动；并测量潜油泵电机中的电流是否正常。
对于有异常状况的潜油泵应
轮流停运。
当某台潜油泵停运时间内特征气体不再增加，则证明主油箱内没有产气
故障，特征气体来自潜油泵故障。
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（4）带油补焊气体的识别
带油补焊气体的识别，最有效的方法是在电焊前后取油样进行DGA。
焊后的
检验应间隔不少于24h取二次油样。
特征气体从无到有，说明电焊的操作不当，产
生了气体。
而没有发现特征气体，则说明电焊的操作得当，产生气体低于DGA的
最小检知浓度。
由于依靠DGA可以确定是否产气，因此进行DGA应当作为带油补
焊的一
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