变压器油中乙炔产生的原因分析及处理
一起110kV变压器油中乙炔异常增大的分析与处理
绝缘电阻/MΩ /
B 主屏
0.31
313.6
/
C 主屏
0.29
314.2
/
O 主屏
0.22
307.5
/
A 末屏
1.02
746.8
38000
B 末屏
0.88
705.6
100000
C 末屏
0.47
754.5
28500
O 末屏
1.06
378.1
200000
对比表 7、表 8 两次试验数据，相差不大，此外 直流电阻试验，铁芯和夹件绝缘电阻，铁芯、夹件 接地电流数据也相差不大且皆在合格范围内。
R60/MΩ 38250 70350
0.23
13540
86500
91700
表 6 2020 年度绕组介质损耗与电容量、绝缘电阻测试数据比较
吸收比 1.15 1.31 1.06
绕组
tanδ/%
Cx/pF
高压对低压及地
0.23
22610
低压对高压及地
0.25
16350
平衡绕组
0.22
13550
3.2 电气诊断试验
结合主变和组件结构分析，哪些情况可能产生 上述状况，分析如下：
套管内部存在悬浮放电，COT550 型高压套管 此前多次发生问题。可能存在导电头与将军帽之间 接触不良，有细小间隙，发生悬浮放电，将铝管中的 变压器油分解产生乙炔。而套管铝管中的变压器油与 本体的变压器油联通，致使本体中油检测出乙炔 。
有载分接开关在 8～10 挡进行切换时，处于本 体油中的开关分接选择器需要进行极性转换，调压 线圈会有短暂的悬空，在调压触头 1、9 上出现恢复 电压，产生拉弧现象。查阅调度记录，该主变今年 长期运行在 3 挡，所以排除。
一起500kV主变油中乙炔含量超标原因分析
一起 500kV主变油中乙炔含量超标原因分析摘要：变压器的油样检查发现变压器油内的乙炔含量持续升高,说明其内部存在放电,这些放电点的存在可能最终导致绝缘的损坏,但是只要变压器油中的乙炔含量不明显增长或处于允许范围内的波动状态，一般对变压器正常运行是没有威胁的。
本文结合油化验、色谱分析和油中产气原因分析等综合判断，对某电厂#5主变乙炔含量超标原因进行分析，提出了防范措施。
关键词：主变；乙炔含量；油色谱；分析0、引言某电厂#5主变由德国西门子变压器厂1998年生产,产品型号为TRUM 8657,额定容量为435MVA，额定电压为550/21kV，额定电流600A，油重63吨。
该变压器于2001年投入运行，2018年04月份主变检修时曾进行油处理，06月26日色谱定检发现主变油中乙炔含量1.735μL/L，氢气和总烃含量基本不变，而简化分析各项指标均正常。
1、问题简述#5主变2001年投入运行至2017年4月之间其主变油中乙炔含量一直为0ppm，在2017年4月28日油色谱试验时发现乙炔含量在0.5ppm左右，其他气体含量每次测量数据变化不大，都在合格范围内。
2018年4月24日#5主变进行停电检修滤油后，试验数据乙炔含量为0ppm，其他气体含量数据也均下降。
5月30日主变投入运行，6月26日定期试验时，试验数据乙炔含量为1.74ppm，其他气体含量数据与滤油后变化不大，7月03日测量的试验数据乙炔含量为1.65ppm，为排除气相色谱仪器的误差，7月10日送电科院进行检测，测量的试验数据乙炔含量为1.68ppm，二氧化碳比本厂的大（本厂的667ppm，电科院的915ppm），总烃比本厂的稍大，其他的测量数据相差不大。
滤油前后多次油介损和油耐压均合格。
2、原因分析2.1变压器油故障运行时产生甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体。
油在热分解产气顺序是先是烷烃类气体，接着是烯烃类气体，最后是炔烃类气体。
在放电分解时产气顺序是低能放电产生气体氢气H2、甲烷CH4及乙烯C2H4，氢气和甲烷300-500℃产生，乙烯虽然在较低的温度时也有少量生成，但主要是在高于甲烷和乙烷的温度即大约为500℃下生成。
特高压变压器(电抗器)油中乙炔超标的分析处理方法
特高压变压器（电抗器）油中乙炔超标的分析处理方法发表时间：2019-12-27T16:48:56.323Z 来源：《中国电业》2019年18期作者：王智[导读] 本文对特高压变压器（电抗器）运行中发现乙炔超标摘要：本文对特高压变压器（电抗器）运行中发现乙炔超标，而引起的设备故障怎样分析和处理进行了总结。
关键词：设备故障、乙炔超标、超声波局放检测引言：随着特高压电网建设规模的不断扩大，油浸式变压器（电抗器）在特高压电网也得到广泛的应用。
其中运行设备故障引起的后果十分严重，已经威胁的电网的正常运行。
针对这种情况本文列举了750kV乾县变乾凉Ⅰ线B相5号高抗，乙炔超标的发现、发展、处理过程进行了总结。
一、故障发现经过。
750kV乾县变乾凉Ⅰ线B相5号高抗投运后油色谱在线监测分析陆续出现乙炔含量，并缓慢增长，2009年底乙炔含量超过注意值1.0μL/L。
自2012年开始对高抗进行油色谱监测分析，其乙炔含量一直稳定在1.0μL/L。
2015年年初乙炔含量开始增长，2015年3月增长至2.0μL/L，氢气、总烃均超过注意值。
随后缩短周期持续进行分析监测，乙炔离线数据在2.0至2.62间波动（见下表）。
在线数据在2.0至3.0区间变化。
根据DL/T722-2014，330kV及以上电抗器油中乙炔注意值为1.0μL/L，且绝对产气率超过0.2 mL/天则应引起注意，2015年8月31日乙炔含量已达到2.06μL/L，绝对产气速率已超注意值。
2015年4月8日，陕西电科院对乾凉Ⅰ线B相高抗进行超声波局放检测，测得最大放电信号的原始幅值为280μV，未超过警戒值且并非持续，2015年8月31日陕西电科院再次进行超声波局放复测，超声放电信号增长幅度较大，超声局部信号定位于电抗器东北角、东南角，离底部50公分至60公分左右。
超声波定位在坐标一（X1=0.85m，Y1=0.55m，Z1=0.70m），坐标二（X2=2.35m，Y2=0.55m，Z2=0.70m）附近。
变压器有载分接开关油中乙炔超标故障原因分析及处理
变压器有载分接开关油中乙炔超标故障原因分析及处理摘要：针对变压器有载分接开关油色谱中存在乙炔含量，其内部故障引起直流电阻偏大，通过对试验数据进行详细分析，对有载分接开关吊芯检查和处理，确定了故障引起乙炔含量超标原因，解决了变压器直流电阻偏大的问题，提升对变压器故障状态的准确判断。
根据现场实际情况，提出了检查处理方法及改进措施，并针对此类故障提供了有力参考。
关键词：变压器；有载分接开关；乙炔；故障分析引言在电力系统中，变压器作为稳定电网安全运行的关键设备，变压器有载分接开关起到调节电压平衡最有效的措施，因此，有载分接开关的内部故障是关系变压器安全稳定运行的重要因素之一。
变压器有载分接开关油具有绝缘、散热和消弧等作用，一般情况下，变压器往往由于绕组局部发热、内部异常放电和有载分接开关油中气体含量超标等因素导致变压器停运，一旦变压器有载分接开关油色谱乙炔含量超标，则表明有载分接开关内部存在故障情况，需及时停电检查处理。
近年来，变压器有载分接开关油色谱分析中却出现乙炔含量超标问题，引起了业内专家的高度重视。
本文针对一起110kV变压器有载开关油中乙炔含量超标，分析内部故障原因和处理方法，提出相应的改进措施。
1油中乙炔含量超标分析油中溶解气体的组成与含量是监视充油电气设备安全运行的最有效措施之一。
利用气相色谱法分析油中溶解气体，以便监视充油设备是否安全运行，在我国已有几十年的使用经验，积累了丰富的实践经验，并在设备故障的分析处理中起到了极大的作用，收到了良好的效果。
某变电站110kV#1主变压器型号为SSZ11-50000/110，容量为50000kVA，连接组别为YNyn0d11，2005年3月投入运行。
分接开关型号：VCMⅢ-500Y/72.5B-10193W。
投运以来，主变压器未发生过重大故障，因此仅安排必要的定期检验项目，且未检测到油中气体指标超标。
2019年6月，有载分接开关进行油色谱分析时发现，油中的乙炔含量达到209.92μL/L，考虑到之前的定期检验中乙炔含量一直正常，故加强对该设备的巡视检查，并缩短油色谱分析周期，经过三个月连续油色谱追踪，确认了变压器有载分接开关确实出现了乙炔气体含量超标并逐渐增长的情况，故认为其内部出现了故障。
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。
变压器油色谱乙炔高的原因
变压器油色谱乙炔高的原因咱今天来说说变压器油色谱里乙炔含量高是为啥，这事儿就像汽车发动机出了怪声，得好好琢磨琢磨。
我之前在一个工厂里帮忙，那有个挺大的变压器。
有一天，维修师傅拿着检测报告皱着眉头说：“这变压器油色谱里乙炔咋这么高呢？”我当时就懵了，啥是变压器油色谱，乙炔高了又咋啦？师傅就开始给我解释，说变压器里的油就像汽车的机油一样，起着很重要的作用。
而油色谱分析呢，就像是给油做个体检，看看里面各种气体的含量。
这乙炔要是高了，就说明变压器可能有点“小毛病”了。
一种可能是变压器内部有放电现象。
就像两个小孩在变压器里偷偷玩火，噼里啪啦的。
这放电可能是因为变压器里的绝缘材料有了损伤。
我记得有一次，师傅打开变压器检查，发现有个地方的绝缘纸有点破损，他说这就可能导致局部电场不均匀，然后就会产生放电，一放电啊，就会让油分解，产生乙炔。
师傅还说，这就好比家里的电线，要是外面的绝缘皮破了，两根电线碰在一起就会打火，是一个道理。
还有可能是有过热的情况。
这变压器工作的时候就像人在跑步，跑久了会发热。
但要是太热了，就像人发烧烧过头了，也会出问题。
比如说，变压器的绕组如果接触不良，电阻就会增大，电流通过的时候就会产生过多的热量。
这热量会让油里的一些成分发生变化，也可能导致乙炔含量升高。
我看到师傅用各种仪器测量绕组的温度和电阻，那认真的样子，就像医生在给病人做详细的检查。
另外，如果变压器在安装或者检修的时候，不小心有一些杂质混进了油里，这些杂质在变压器运行的时候，也可能引发一些化学反应，从而产生乙炔。
就像你在一杯干净的水里加了点脏东西，水就可能变浑浊，还会产生一些奇怪的变化。
从那次在工厂的经历，我就知道了变压器油色谱乙炔高可不是个小事情。
这就像身体里某个指标不正常，得赶紧找出原因，把问题解决掉。
不然，这变压器可能就会“生病”越来越严重，影响整个工厂的电力供应。
所以啊，维修师傅们就得像侦探一样，根据各种蛛丝马迹，找出乙炔高的真正原因，让变压器重新健康地工作起来。
变压器油中乙炔产生的原因分析及处理
变压器油中乙炔产生的原因分析及处理摘要：利用气相色谱法分析油中溶解气体来检测变压器内部故障是保证其正常、安全运行的重要手段，油中溶解气体组分乙炔的出现，通常被认为是放电故障引起的特征气体，但是并不是所有的情况都一概而论，变压器产生故障的原因是多方面的，故障的判断必须以色谱分析数据结合现场实际，设备运行状况及相关设备的情况，进行详细分析、判断。
关键词：变压器变压器油乙炔常见故障中图分类号：TM621.8 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2015）10-0260-01引言2号主变型号为SFP7-395000/500，容量为395000KVA 电压为550/18KV，油沈阳变压器厂生产，1996年9月投入运行以来，变压器未发生过重大故障，因此仅安排必要的定期检验项目，且未检测到气体指标超标（无乙炔含量）。
一、2号主变乙炔产生的原因分析及处理方法2001年1月10日#2主变油气相色谱乙炔值为0.4ppm，2月7日已增长为1.0ppm.。
2月8日由华北电科院进行了超声波测局放，未发现问题。
2月10日停机后，高压试验班于14日测试了高、低压侧直阻，三相直阻平衡。
15日，电气车间、设备部、沈变共同协商，决定放油内检。
内检发现了磁屏蔽绝缘不良问题，经过我厂设备部、电气车间与沈变分析，认为是产生乙炔的原因。
#2主变大修后于2001年5月19日正式投运。
5月28日无乙炔。
6月29日发现油中乙炔值为2.2ppm。
之后几乎以每天0.5ppm递增，至7月14日已增至9.8ppm。
其间冷却器全部投入运行。
7月16日-26日，变压器进行了内检。
内检进行了全面详细地检查。
发现C相低压侧套管与线圈引出线之间的并联接线片两片之间有虚搭现象。
之后用皱纹纸、白布带在虚搭部位进行包扎处理，将两片分离。
还发现高压侧油箱内壁有三片磁屏蔽板打开接地点后，对地绝缘不良。
之后垫入绝缘纸板，进行了处理。
内检结果经沈变、华北电科院、张电专家技术人员讨论研究后达成共识，不再吊罩。
某电厂启备变投运前油中乙炔超标分析及处理
某电厂启备变投运前油中乙炔超标分析及处理发布时间：2021-04-23T12:56:16.410Z 来源：《中国电业》2020年34期作者：周振阳[导读] 对于大型电力变压器，目前几乎是用油来绝缘和散热，通过油色谱分析变压器绝缘油中溶解气体的组分含量，反映出变压器绝缘老化或故障的程度。
周振阳河北蔚州能源综合开发有限公司河北张家口 075700摘要：对于大型电力变压器，目前几乎是用油来绝缘和散热，通过油色谱分析变压器绝缘油中溶解气体的组分含量，反映出变压器绝缘老化或故障的程度。
变压器局部放电试验是检测变压器绝缘内部存在的放电影响绝缘老化或裂化情况的重要手段。
局部放电试验是变压器交接试验时能够达到额定电压的试验，配合变压器油色谱分析，能够发现变压器存在的内部问题。
某电厂通过两项试验，发现变压器重大缺陷，避免发生重大事故。
关键词：启备变；局部放电试验；油色谱分析1设备概况某电厂启备变为户外、三相铜绕组、油浸风冷、分裂绕组、有载调压变压器，型号：SFFZ-63000/500、额定容量：63/35-35MV A、额定电压：(500±8×1.25%）/6.3-6.3kV、额定电流：69.3/3207.5-3207.5A、接线组别：YNyn0-yn0+d1、冷却方式：ONAN/ONAF（70/100%）。
2问题发生经过及处理该电厂为新建电厂，启备变安装完成后交接试验全部合格。
启备变投运前，因放置时间达到半年，取变压器油样进行化验，发现油中乙炔含量超标，达到3.2μL/L，规程要求小于1μL/L。
启备变投运前油化验结果见下表。
（1）外部检查情况由于启备变安装完成后从未投运，对变压器器身进行了检查，未发现电焊和切割痕迹，可以排除电焊和切割的高温导致变压器油中产生乙炔气体。
在放置过程中发现启备变油枕油位低，通过油枕注油口对启备变进行了补油工作，对补油的油罐取油样化验，结果合格，排除补油带入变压器乙炔气体。
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变压器油中乙炔产生的原因分析及处理
摘要：利用气相色谱法分析油中溶解气体来检测变压器内部故障是保证其正常、安全运行的重要手段，油中溶解气体组分乙炔的出现，通常被认为是放电故障引起的特征气体，但是并不是所有的情况都一概而论，变压器产生故障的原因是多方面的，故障的判断必须以色谱分析数据结合现场实际，设备运行状况及相关设备的情况，进行详细分析、判断。
关键词：变压器变压器油乙炔常见故障
中图分类号：TM621.8 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2015）10-0260-01
引言
2号主变型号为SFP7-395000/500，容量为395000KVA 电压为550/18KV，油沈阳变压器厂生产，1996年9月投入运行以来，变压器未发生过重大故障，因此仅安排必要的定期检验项目，且未检测到气体指标超标（无乙炔含量）。
一、2号主变乙炔产生的原因分析及处理方法
2001年1月10日#2主变油气相色谱乙炔值为0.4ppm，2月7日已增长为1.0ppm.。
2月8日由华北电科院进行了超声波测局放，未发现问题。
2月10日停机后，高压试验班于14日测试了高、低压侧直阻，三相直阻平衡。
15日，电气
车间、设备部、沈变共同协商，决定放油内检。
内检发现了磁屏蔽绝缘不良问题，经过我厂设备部、电气车间与沈变分析，认为是产生乙炔的原因。
#2主变大修后于2001年5月19日正式投运。
5月28日无乙炔。
6月29日发现油中乙炔值为2.2ppm。
之后几乎以每天0.5ppm递增，至7月14日已增至9.8ppm。
其间冷却器全部投入运行。
7月16日-26日，变压器进行了内检。
内检进行了全面详细地检查。
发现C相低压侧套管与线圈引出线之间的并联接线片两片之间有虚搭现象。
之后用皱纹纸、白布带在虚搭部位进行包扎处理，将两片分离。
还发现高压侧油箱内壁有三片磁屏蔽板打开接地点后，对地绝缘不良。
之后垫入绝缘纸板，进行了处理。
内检结果经沈变、华北电科院、张电专家技术人员讨论研究后达成共识，不再吊罩。
于7月30日投运。
第四组冷却器未投入运行。
8月13日无乙炔。
8月21日发现乙炔值为1.1ppm。
第四组冷却器已投入运行。
8月23日，乙炔值增长为1.3ppm。
这时怀疑第四组冷却器有问题，将其停运。
8月24日乙炔值为1.0ppm，25日为0.9ppm，之后一直维持在0.5-0.9ppm之间，最近一次试验数据是11月13日0.8ppm。
还需继续进行色谱跟踪分析。
2002年2月#2主变在运行中有乙炔，曾怀疑是第四组冷却器潜油泵损坏所至。
本次小修更换了这台潜油泵，并
仔细检查了潜油泵及电机，未发现明显损坏部位。
乙炔增长是否与这台潜油泵有关系，还需在运行中进一步观察。
2003年2月#2主变在运行中有乙炔，乙炔值维持稳定，在停机前是1.34ppm。
为了验证主变在运行中是否还产生乙炔气体，本次小修用真空滤油机对主变油进行脱气。
经过36小时的脱气处理，乙炔值为零。
运行中是否产生乙炔，还需在运行中进一步监测。
2004年8月18日仍存在乙炔并稳定在0.5-0.9ppm 之间。
从#2主变产生乙炔以来的气相色谱分析，乙烷乙烯为零，有少量甲烷、氢气但没有增长，只是乙炔增长，可以认为是裸金属火花放电，不危及固体绝缘。
内检、第四组冷却器更换后后又产生乙炔，说明内检发现的问题并非产生乙炔的原因。
2005年-2007年2号主变色谱分析，数据如下：单位：μL/L
2007年11月2号主变进行了增容大修，新增一组冷却器。
通过大修对变压器进行吊罩解体检修，对52吨变压器油进行了更换。
做全项目试验，试验合格。
2008年1月投运到2011年9月2号主变色谱分析均未发现乙炔含量，2011年10月25日，进行常规油试验发现油中乙炔含量为0.11μL/L，通过连续跟踪采样，乙炔含量值维持在01.0-0.11μL/L之间，并没有上升趋势。
采取加
强巡检，缩短油样试验周期。
大修4年后，有重新出现乙炔，虽未超过主变乙炔含量注意值5PPM，但为设备安全运行埋下隐患。
通过细致检查，发现第6组（新增）冷却器，出油管油流不饱满，有“吱啦-吱啦”声，易产生油流静电，放电产生的气体主要是氢和乙炔，放电量与油的流速的2-4次方成正比，且在20-60度油温之间出现最大值。
长时间运行，是产生微量乙炔的原因之一。
对潜油泵进行更换，油泵无故障，但消除了油流异音。
通过利用红外测温，对主变进行全方位测温，发现主变低压侧A相套管与冷却器联管油管法兰螺栓温度高为98.05℃（变压器上层油温为50℃），此部分存在漏磁场，虽达不到高温（700-1200℃）产生乙炔要求，但长期运行，油的物理性质受到破坏，易加速油质老化，也是产生微量乙炔的原因之二。
利用机组停备，增加接地引线，更换消磁螺丝，进行处理。
处理后，通过红外测温监视，冷却器联管油管法兰螺栓温度为48.82℃（变压器上层油温为40℃）。
2012年3月结合2号机组小修，对主变进行滤油、脱气工作，运行至今未产生乙炔。
通过对非故障变压器乙炔的产生分析及处理，其难度更大，需要长期细致的工作，才能发现问题，消除隐患。
改造前2号主变低压侧A相温度改造后2号主变低压侧A相温度
二、油泵故障产生乙炔分析
3号主变为保变生产500KV变压器2011年3月进行增容大修，新更换三组冷却器，2011年12月7日，新更换第5组冷却器运行中发生故障，冷却器跳闸。
与变压器油泵厂家联系备件，对故障油泵进行更换，恢复运行。
拆卸故障油泵后，检查油泵叶片、轴承未发现磨损，手盘叶片转动灵活无异音，排除电机机械故障。
由于变压器油泵为盘式电机，现场解体有一定难度，又怕损伤故障点，对进一步分析产生疑点，决定返厂解体。
同时对变压器油进行色谱化验，器身油样，试验结果，乙炔含量为8.86μl/l，初步判断为油泵绕组接地短路产生火花，在灭弧过程中油中产生乙炔。
将定子底板与定子解体分开，定子下部漆包线已经烧毁。
与保变厂家会商，变压器进行运行在线局部放电测量，验证变压器局部放电数据变化状况，对变压器安全运行进行评估，经过试验，变压器内部无放电迹象。
确定变压器产生乙炔的原因系潜油泵电机短路，产生电弧、高温所致。
三、结论
从以上已处理的故障看出，引起故障原因多种多样，乙炔产生途径也不尽相同，因此在平时监督时应注意积累数据，观察其发展趋势，当根据色谱分析数据怀疑有故障时，应结合其他的检查性试验综合进行判断，将试验结果的几项重要指标（总烃、甲烷、乙炔、氢气）与油中溶解气体含量注意值相比较，同时注意产气速率，也与产气速率的注意值
相比较，但其增长速率低于注意值，也可以认为是正常设备，可监督运行。
参考文献
[1]电力变压器检修导则.国家能源局（2010-10-01）
[2]绝缘油溶解气体组分含量的气相色谱测定法.国家质量技术监督局发布。