1.概述
新和新和油浸式变压器主要采用充油式绝缘。判断新和新和油浸式变压器内部故障，普通采用的是绝缘特性试验；其缺点是不能在运行中连续检测，对设备内部的放电与热点等早期潜伏性故障很难发现。新和新和油浸式变压器出现故障时，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。用色谱分析法判断新和新和油浸式变压器内部故障，可以直接从绝缘油中分析气体各特征气体浓度的大小来确定新和油浸式变压器内部是否有故障。我国对新和油浸式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，使绝缘油在故障新和油浸式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，在故障新和油浸式变压器的关键部位抽取油样，分析各个取样点的气体浓度，判断新和油浸式变压器内部故障部位。对于在运行中的强迫油循环新和油浸式变压器，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。当特征气体增长很快或含量达到一定值时，说明故障发展迅速，必须立即停止运行，对新和油浸式变压器进行吊罩，查找故障部位。
1.1新和油浸式变压器油中特征气体扩散分析
特征气体在液体中的扩散是在整台新和油浸式变压器油中，从密度大的区域向密度小的区域转移；其扩散速度愈快，说明该组特征气体浓度愈高。根据这一理论，可以推出一个规律：故障点的特征气体含量高，扩散的速度越快；距离故障点越远，特征气体含量越低，扩散速度也越慢。
1.2油中溶解气体的监测和诊断
充油新和油浸式变压器采用油浸纸绝缘。在放电和过热作用下矿物油和绝缘纸将裂解，产生如H2，CH4，C2H6，C2H4，C2H2，CO，CO2等气体。分析油中溶解气体的成分和相互比例可以判断潜伏性故障和故障类型。采用气相色谱仪进行分析的流程为：取得油样→从油中脱出气体→脱出的气体由载气(惰性气体)推动下通过色谱仪，各组份气体由于运行速度不同而分离→测定气体的成分和浓度。
气相色谱仪属于精密分析仪器，因而油样分析需要在专门的实验室内进行。若采用在现场进行分析及实时监测的仪器。其流程如下。脱气（只监测H2时采用渗透膜脱气法；如需监测多种气体，通常仍需采用色谱柱分离不通成分，此时常采用鼓泡脱气法并用空气作为载气。）→气体分离→气体鉴定（半导体气敏传感器；燃料电池；热导池鉴定器）。
可根据标准GB7252－87“新和油浸式变压器油中溶解气体分析和判断导则”进行故障诊断。标准推荐用5种气体的浓度的三个比值(C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6)编码判断故障的性质。
2.油色谱分析工程应用
例1：某110kV变电站1#主变（63000Kva），2005年2月6日在对该主变进行油色谱分析时，发现CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO和CO2含量均有明显上升趋势，尤其是CH4、C2H4含量上升幅度较大，C2H2含量达到2mL/L，说明新和油浸式变压器内部很有可能已出现了电弧放电故障。
2.1分析与论证
在2005年2月6日、8日与10日做了3次新和油浸式变压器油气相色谱分析，气相色谱检测值及三比值如表1所示。
表1三比值参数
从表中可以看出，CH4/H2与C2H4/C2H6的比值均等于2，而C2H2/C2H4的比值为0。根据GB/T7552-1987《新和油浸式变压器油中溶解气体分析和判断导则》中判断故障性质的三比值法，022表示该新和油浸式变压器内部已经存在高于700℃高温范围的热故障。这种故障的位置很可能是在铁心接地部位或夹件接地部位，并很有可能是一种悬浮搭接的流动物。也有一种可能是由于电磁振动，使新和油浸式变压器器身上的一此结构裸金属联接件松动，导致接触不良，产生循环电流，引起局部温度升高乃至高温过热，使新和油浸式变压器油局部油分子加速化学分解直至裂变分解，形成上述各种气体。
