特高压变压器油位异常现象分析
云广特高压换流变压器油位异常分析处理石延辉，谢超，胡蕴斌，余思远，李乾坤
（中国南方电网超高压输电公司广州局，广州，510663）
摘要：云广直流工程双极投产后总体运行良好，采用真空有载分接开关的换流变压器是该工程的一项重大技术创新，但在运行过程中也出现了一些影响安全运行的现象。例如：换流变压器渗漏油、分接开关油位异常、本体油位异常等，本文结合特高压换流变压器储油柜油室结构介绍和油位补偿计算，分析两起典型的本体油位异常、分接开关油室油位异常缺陷及处理过程，提出了相应的交接验收和运行维护建议。
关键词：特高压，换流变压器，真空有载分接开关，油位，红外测温
1引言
云广特高压直流工程换流变压器共分为±800kV高端Y/Y接（即HY型）、±600 kV高端Y/△接（HD型）、±400 kV低端Y/Y接（即LY型）和±200 kV低端Y/△接（LD型）4种类型[1]。由于采用了高强度紧凑型油箱结构和真空有载分接开关，且油重较常规换流变压器大，其储油柜油室结构在高端换流变压器和低端换流变压器上有所不同。
2010年6月18日，云广直流工程成功实现双极投产，投产后的云广直流输电工程总体运行良好，采用真空有载分接开关的换流变压器是该工程的一项重大技术创新[2-4]，但也运行过程中也出现了一些影响安全运行的现象。例如：换流变压器渗漏油、分接开关油位异常、本体油位异常等，本文结合特高压换流变压器储油柜油室结构介绍和油位计算，分析两起典型的本体油位异常、分接开关油室油位异常缺陷及处理过程，提出相应的交接验收和运行维护建议。
2储油柜油室结构介绍
云广特高压换流变压器储油柜本体油室属于胶囊式结构，其通过在储油柜本体油室内部加装胶囊，使空气与变压器本体油室的绝缘油隔离，胶囊内部气体通过硅胶吸湿器与外界气体连通。由于云广特高压换流变压器采用了真空有载分接开关，故其分接开关油室主要为切换开关室，为补偿切换开关油室油位变化，特在储油柜内部开辟出分接开关油室，分接开关油室直接通过硅胶吸湿器与外界气体连通。
由于高端换流变压器和低端换流变压器整体油重有所不同，故储油柜本体油室的补偿油重也有所不同，为节省成本和空间，西门子设计本体油室和分接开关油室时，在细节上做了稍微的改动。具体HY型和LY型换流变压器储油柜平视图和侧面图区别如下图所示，其中分出来的一个小型储油柜即为分接开关油室。
图1 HY型高端换流变压器储油柜本体油室和分接开关油室示意图
图2 LY型低端换流变压器储油柜本体油室和分接开关油室示意图由上图可知，高端换流变压器分接开关油室所占储油柜空间为半圆柱型，不同于低端换流变压器和普通变压器。
3储油柜补充容积及油面高度计算
由于储油柜补充容积是根据换流变压器的总油重及使用地区的最高、最低环境温度的多少来计算的，所以给换流变压器注油时应充分考虑当时的环境温度和油温，同时结合油位计显示刻度决定补充油量，其具体计算公式如下[5]：
?V=G
?γ??T (1???1)
其中，△V----储油柜的补充容积（dm3或L）；
G---换流变压器总油重（kg）；
ρ---换流变压器油在20℃时的密度，一般取0.88（kg
dm
）；
γ---换流变压器油膨胀系数，一般取0.00078（K-1）；
ΔT---换流变压器油温与油位表指示温度之差（K）；
以于云广工程穗东换流站HY型高端换流变压器（油重140.5t）[6]，假定换流变压器油温为25℃，根据油位-温度曲线，油位表计显示油位在20℃，则应补充油量为：
?V=140500
?0.00078?5=622.7L
即此时622.7L的换流变压器油需注入储油柜以补充容积，注油过程中允许5L的偏差。同样，对于分接开关油室，应补充油量的计算公式如下[5]：
G=n?V LS+55kg （1???2）
其中，G---分接开关所需总油重（kg）；
n---分接开关中切换开关油室数量；
V LS---一个分接开关切换开关油室所容纳的油重（kg）;
因此，对于云广工程穗东站换流变压器分接开关油室，在储油柜分接开关油室及其联接管道中的总油重应为55kg。
4油位异常缺陷分析及处理
根据以上介绍内容可知，换流变压器注油量的多少以及储油柜内部的结构都将对油位异常缺陷的排查和分析提供思路，下面分别以云广工程穗东换流站换流变压器分接开关和本体的油位异常缺陷为典型案例详细介绍其分析、处理过程。
（1）极1高端换流变压器Y/Y C相分接开关油位异常缺陷分析及处理
2011年5月31日，±800kV穗东站运行人员发现极1高端换流变压器Y/Y C相分接开关油位高报警，现场检查油位约为90%，此时油温为48℃，夜间采用红外测温图谱如下图3所示[7]。
图3 储油柜红外图谱
由图3可知，由于储油柜内部分接开关油室和本体油室采用了图1所示结构，采用红外测温方式无法观察到储油柜内分接开关油室真实油位，故对其采用连通管原理测试油位，具体现场图片如图4所示，图中采用圆管中出现明显油位分界面，得知油位计工作正常，指示油位为分接开关油室真实油位，故根据油位补充计算，初步放油为至38%。
图4 连通管查询到的真实油位图
由于采用真空有载分接开关，通过油色谱分析无法确认是否存在分接开关油室渗漏，因此检修人员从6月14日至7月6日间密切记录分接开关油室和本体油室油位变化情况，具体数据统计如下图5所示。
图5 油位记录统计趋势图
根据上图可看出，分接开关油位一直处于上升状态，而本体油位随着时间、负荷和温度的变化略有起伏，可断定该换流变压器分接开关油室和本体油室间存在渗漏点。6月，将分接开关油枕内绝缘油放尽，检查储油柜分接开关油室部分内部箱壁，未发现渗油点，进一步断定渗油点位于分接开关切换开关油室与本体油室部分。
2011年12月，经打开分接开关切换开关油室顶盖，发现连接法兰表面存在2处（螺栓松动处）凸起金属颗粒（如图6），经检查确认，该凸起颗粒为出厂加工工艺不精所致。由于存在凸起颗粒，导致连接法兰密封垫不能很好密封，在运行环境恶劣（温度较高、震动剧烈）时便于该凸起颗粒的垫圈处产生渗漏。将法兰盘上凸起的金属颗粒刮去后，对分接开关内其它部位进行检查未发现再有其它异常，更换新的密封垫圈后将法兰盘及分接开关盖板重新恢复。运行至今分接开关油位正常。
图6 分接开关油箱连接法兰处凸起金属颗粒
（2）极2低端换流变压器YY B相本体油位异常缺陷分析及处理
2011年7月9日14:05，云广工程穗东换流站极2低端换流变压器YY B相本体油位高报警，运行人员现场检查发现油位指示为93%，检修人员通过西门子提供的变压器控制柜监视屏发现，该换流变压器油位一周内最低点位于85%（此时油温为35℃），而油位报警时刻油温为52℃。
根据储油柜补充油量计算得知，该温度变化导致的油量变化为（G=97t）：
?V=G
ρ
?γ?17=1461L
由于油位指示变化为8%，和温度因素导致油位变化比例较为接近。故初步估计油位指示为正常油位。放油至正常油位--温度曲线油位点，运行至今无异常。
5总结
云广工程采用的换流变压器国际上没有制造先例，更没有相应的运维经验，其储油柜设计思路
值得借鉴，整体来说，运行至今状况良好。虽然引起油位异常的原因很多，处理方法也存在差异，但从处理思路共性上来说，检修人员亦总结出以下几条建议：
[1]加强对换流变压器真空注油过程的控制，注意尽量符合油位--温度曲线要求；
[2]加强对真空有载分接开关安装过程的工艺控制，确保各个接触面接触良好，无渗漏；
[3]加强呼吸器日常巡视检查，以确保呼吸器处于正常工作状态，避免由于管道堵塞导致油位失常；
[4]认清不同类型换流变压器储油柜结构设计特点，红外测温是一种分辨油位是否正常的方式，但对于HY型换流变压器，当分接开关油位出现异常时，在排除呼吸器堵塞的可能性后，应结合油位温度--时间趋势来分析；有条件时可采用连通管原理进行判断；
[5]对于采用真空有载分接开关的换流变压器，无法采用传统油色谱分析无法判断分接开关和本体之间是否存在渗漏；但此方法可用于普通变压器[8-9]；
总之，对于大型换流变压器，应该从安装、验收、运行、维护等方面加强监控，以确保设备安全稳定运行。
参考文献
[1]赵林杰，黎小林，饶宏，朱功辉，宋述波. 云广±800 kV直流输电工程换流变压器油中
产气现象分析. 南方电网技术，2010，4（5）：32-35
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[3] 汪洋，李书勇，宋述波，王远游，王海军. 真空有载分接开关在云广特高压直流中的应
用. 高电压技术，2010，36（1）：285:289
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电网技术，2010，4（4）：72-73
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[8] 刘润超，贾保辉.主变有载分接开关油位异常分析与对策. 变压器，2007,44（3）：56-57;
[9] 孙更，秦卫东，王修庞. 一起有载分接开关油位异常的缺陷处理.华中电力. 2010, 23(6):75-77
作者简介：
石延辉，1981-，男，河南人，工程师，硕士，从事于变电设备状态检修及故障诊断分析研究，E-mail:zzbingshi@https://www.360docs.net/doc/c03970484.html,；
谢超，1979-，男，北京人，工程师，学士，从事于高压直流输电系统运行维护，E-mail:xiechao@https://www.360docs.net/doc/c03970484.html,;
胡蕴斌，1986-，男，贵州人，助理工程师，学士，从事高压直流输电系统运行维护，E-mail:huyunbin@https://www.360docs.net/doc/c03970484.html,;
余思远，1986-，男，安徽人，助理工程师，学士，从事高压直流输电系统运行维护，E-mail:yusiyuan@https://www.360docs.net/doc/c03970484.html,
李乾坤，1986-，男，广州人，助理工程师，学士，从事高压直流输电系统运行维护，E-mail:liqiankun@https://www.360docs.net/doc/c03970484.html,
变压器油界面张力测试仪
变压器油界面张力测试仪 一、概述 分子间的作用力形成液体的界面张力或表面张力，张力值的大小能够反映液体的物理化学性质及其物质构成，是相关行业考察产品质量的重要指标之一。我公司生产的变压器油界面张力测试仪适用GB/T6541标准，基于圆环法（白金环法），测量各种液体的表面张力(液-气相界面)及液体的界面张力(液-液相界面)。此方法具有操作简单，精确度高的优点而被广泛应用。广泛用于电力、石油、化工、制药、食品，教学等行业。 二、功能特点 1、采用独创的快响应电磁力平衡传感器，提高了测量精度与线性度； 2、仪器校准只需标定一点，解决了前一代传感器需要多点标定的问题。免去了调零电位器及调满量程电位器； 3、实时显示等效张力值、当前重量（可作为电子天平称重）； 4、集成温度探测电路，对测试结果自动温度补偿； 5、240×128点阵液晶显示屏，无标识按键，具有屏幕保护功能； 6、带时间标记的历史记录，最多存储255个； 7、内置高速热敏微型打印机，打印美观、快捷，具有脱机打印功能； 8、配有RC232接口，可与计算机连接，便于处理试验数据（可选）；
三、技术参数 四、仪器结构与装配 前视图后视图 图4-1 (1)液晶显示器(7)调节机脚 (2)样品杯(8)RS232接口 (3)环架杆(9)保险丝 (4)铂金环(10)电源开关
(5)测试台(11)电源输入口 (6)无标示按键 仪器应安放在平整稳固的台面上，调节三个调节机脚，观察测试台中间的玻璃泡，使其中的气泡处于中间位置。仪器周围不得有强磁场干扰，测试过程中避免风吹向铂金环，测试环境温度应保持恒定，不要将仪器放在湿度大、有腐蚀性气体的环境中工作。 五、工作原理 铂金环从“液-气”界面或“液-液”界面向上拉出来时，在铂金环下面会形成一个圆形的液柱膜，随着圆环的继续上升液柱膜破裂，在这个过程中通过电磁力平衡传感器检测到出现的最大的受力值，通过以下公式计算即可转化为张力值。 M=mg/2L L=铂金丝周长 此方法测得的力的大小受到以下几个因素影响： 1、铂丝环的平均半径及铂金丝的半径。 2、“液－气”或“液－液”的密度差。 3、液体的纯度，电解质杂质将严重减低张力值。 4、环境的温度。 由于在铂金环处形成的液柱不是圆筒形的，必须引入修正因子F，由Zuidema 与waters给出的修正因子F的计算公式： 修 正后的最终结果为：
变压器油色谱分析报告
运行中变压器油色谱分析 异常与解决对策 王海军 （河北大唐国际王滩发电有限责任公司） 摘要：对运行变压器油中氢气含量超标出现的原因进行了详细分析，并提出了氢气含量超标的滤油工艺及防止二次污染的源头控制、过程控制及关键点控制。 关键词：变压器油；色谱分析；热油循环；二次污染 1前言 运行中的变压器油气相色谱分析，以检测变压器油中气体的组成和含量，是早期发现变压器内部故障征兆和掌握故障发展情况的一种科学方法。特征气体的出现与变压器运行中的实际状况及在处理中的工艺有关，处理工艺粗糙可能造成变压器油的二次污染。 本文根据实际运行变压器中出现氢气含量超标的具体情况，分析了产生气体的原因并提出了变压器热油循环的处理工艺，防止变压器油二次污染的要点。 2变压器油中氢气含量超标、二次污染实例 我公司#1高压厂用公用变压器（以下简称#1高公变）于2005年10月1日并网运行，在运行中，根据预防性试验规程对各变压器进行了油色谱跟踪分析，发现#1高公变的氢气值出现过含量超过注意值：H2≤150μL/ L ，具体测量数值见表一： 对#1高公变进行热油循环后的色谱分析中，虽然氢气含量达到标准但在油中又检测到痕量乙炔，见表二
再次热油循环后氢气、乙炔均在标准之内。 3#1高公变油中氢气超标及二次污染原因分析 当变压器油中氢气含量超过注意时，人们根据多年的运行经验及文献[1]中指出： （1）当变压器出现局部过热时，随着温度的升高，氢气（H2）和总烃气体明显增加，但乙炔（C2H2）含量极少。 （2）变压器内部出现放电故障也会出现氢气（H2）。局部放电（能量密度一般很低），产生的特征气体主要是氢气氢气（H2），其次是甲烷（CH4）,并有少量乙炔（C2H2），但总烃值并不高；火花放电（是一种间歇性放电，其能量密度一般比局部放电高些，属低能量放电）时，乙炔（C2H2）明显增加，气体主要成分时氢气（H2）、乙炔（C2H2）；电弧放电（高能放电）时，氢气（H2）大量产生，乙炔（C2H2）亦显著增多，其次是大量的乙烯、甲烷和乙烷。 对于文献[1]中的阐述具有很强的理论性，变压器油是由烷烃、环烷烃和芳香烃等组成[3]的结构复杂的液态烃类混合物。当变压器内发生放电现象，油中的烷烃、环烷烃和芳香烃等烃类混合物发生分解，不同能量的放电产生的特征气体并伴有其他气体产生，根据产生的特征气体可以判断变压器内部发生的具体故障。 三比值法[1]是利用气象色谱分析结果中五种特征气体的三个比值（C2H2/C2H4、CH4/H2、C2H4/C2H6）来判断变压器内部故障性质。根据三比值法的编码规则，三比值法计算结果见表三 从表中特征值0、1、0判定氢气超标的原因为高湿度引起孔穴中的放电，而引起高湿度的原因在变压器生产过程中绝缘材料干燥彻底的情况下只有变压器运行中水分的进入。 所以根据我厂#1高公变在安装、运行过程中的具体情况对变压器油中氢气含量超标、乙炔二次污染分析如下： （1）#1高公变在电建安装过程中曾出现过气体继电器伸缩节法栏处渗油情况，于2005年10月10日更换新伸缩节后，渗油情况解决。在气体继电器伸缩节渗油期间水分、空气从渗油处进入变压器内，导致高公变在运行过程中油中氢气含量超出注意值。2006年2月5日对高公变进行热油循环48小时后，再检测氢气含量为9.99μL/ L，氢气含量超标问题解决。 （2）而乙炔的产生是由于使用的滤油机在滤油之前未对滤油机内部用合格变压器油进行冲洗，而且之前滤油机滤过其他油质。带内部残油进行滤油后的色谱分析里又出现3.23μL/ L的乙炔。重新滤油后再次做色谱分析，油内氢气、乙炔含量合格：氢气4.57μL/ L，乙炔0.00μL/ L。
变压器油的检测项目及意义
变压器油的检测项目及测试意义 1、外观：检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目的记载。 2、颜色：新变压器油一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢。若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况出现。如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。 3、水分：水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。(推荐A1070微量水分测定仪) 4、酸值：油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时(如80℃以上)还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反映出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。(推荐A1040自动酸值测定仪) 5、氧化安定性(可选)：变压器油的氧化安定性试验是评价其使用寿命的一种重要手段。由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口油，特别是不含抗氧化剂的油，除对新油进行试验外，在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。 (A1101氧化安性测定仪) 6、击穿电压：变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决于被污染的程度，但当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。(A1160 绝缘油介电强度测定仪) 7、介质损耗因数：介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度是很敏感的。新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有0.01％～0.1％数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加，在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。(A1170 自动油介损及体积电阻率测定仪) 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也就降低。而油泥生成则明显增加，因此，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。(A1200 自动界面张力测定仪) 9、油泥：此法是检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析出来的油泥沉积物。由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油时，油泥便会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对固体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大，因此，以大于5％的比例混油时，必须进行油泥析出试验。 10、闪点：闪点对运行油的监督是必不可少的项目。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生；这些可燃气体往往是由于电气设备局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。通过闪点的测定可以及时发现设备的故障。同时对新充入设备及检修处理后的变压器油来说，测定闪点也可防止或发现是否混
变压器油分析报告
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变压器油气相色谱分析
变压器油气相色谱分析 一、基本原理 正常情况下充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，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烃类及二氧化碳、一氧化碳等。这些气体大部分溶解在油中。当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。随着故障发展，分解出的气体形成的气泡在油里经对流、扩散，不断溶解在油中。例如在变压器里，当产气量大于溶解量时，变有一部分气体进入气体继电器。 故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系。 因此，在设备运行过程中定期分析溶解与由衷的气体就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并随时掌握故障的发展情况。 当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的情况做出判断。 二、用气相色谱仪进行气体分析的对象 氢（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）、氧（O2）、氮（N2）九种气体作为分析对象。 三、试验结果的判断
1、变压器等充油电气中绝缘材料主要是绝缘油和绝缘纸。设备在 故障下产生的气体主要也是来源于油和纸的热裂解。 2、变压器内产生的气体： 变压器内的油纸绝缘材料会在电和热的作用下分解，产生各种气体。其中对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢、一氧化碳、二氧化碳。在正常运行温度下油和固体绝缘正常老化过程中，产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。在故障温度高于正常运行温度不多时，油裂解的产物主要是甲烷。随着故障温度的升高，乙烯和乙烷的产生逐渐成为主要特征。在温度高于1000℃时，例如在电弧弧道温度（3000℃）的作用下，油分解产物中含有较多的乙炔。如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。 有时变压器内并不存在故障，而由于其它原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。例如：有载调压变压器中分解开关灭弧室的有向变压器本体的渗漏；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱曾作过带油补焊；原注入的油就含有某些气体等。还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵，油流继电器等）的故障也会反映到变压器本体的油中。 ３、正常设备油中气体含量 ４、《导则》推荐的油中溶解气体的注意值
关于变压器油界面张力试验分析及其超标处理的研究
关于变压器油界面张力试验分析及其超标处理的研究 摘要：在对变压器油界面张力这一重要性能指标展开分析的基础上，本文对变 压器油界面张力进行了试验分析，对张力试验的要求、方法等内容展开了探讨， 并提出了更换新油和再生处理这两种超标处理方法，从而为关注这一话题的人们 提供参考。 关键词：变压器；油界面；张力试验；超标处理 引言 作为电力传输的关键设备，变压器在电力系统中得到了广泛的安装和投运。 而在变压器日常管理中，油液监管为重要的工作，设置了闪点、外观、密度等各 种指标。在众多指标中，油界面张力为重要的性能指标，直接能够反映出油的老 化程度，关系到变压器的安全稳定运行。因此，还应加强对变压器油界面张力试 验分析及其超标处理问题的研究，继而更好的进行变压器油液监督管理。 1变压器油界面张力 对于变压器来讲，油的性能为关系到设备安全运行的重要因素，将起到循环、冷却和绝缘等作用。但是在生产、运输和运行的过程中，变压器油的性能将发生 改变，所以需要加强对变压器油性能的监测。而在变压器油的各种性能指标中， 界面张力为十分重要的指标，反映了油的流动性能和老化程度。在油界面张力减 小的情况下，说明油液已经发生老化，其中包含大量极性物质，以至于油的流动 性变差，无法正常发挥冷却、循环等作用。因此，还应加强对变压器油界面的张 力试验和分析，以便及时发现油界面超标的问题，做好油界面超标处理。 2变压器油界面张力试验分析 2.1试验要求 在电力设备油液检验方面，按照《电力用油取样方法》（GB7597-2007）规定进行油液采样，然后通过外观检验、油质分析和色谱分析确定油液各项指标能否 满足要求。针对变压器用油，还要按照规定进行油液试验。开展油界面张力试验，是为了对油液中可溶性极性杂质进行化验。经过高温劣化，油液中将产生系列过 氧化物，形成树脂状部分导电物质，在油中少量溶解。达到一定量后，会从油液 中沉淀出来，粘附在变压器壳体边缘和绝缘材料等位置，导致固体绝缘料遭到破坏，影响设备散热，将导致变压器工作温度过高。在油界面上，这些物质会得到 定向排列，极性基和非极性基分别在水相和油相，将导致界面张力下降，油液酸 性化合物增加，最终导致油的酸值增大。因此在对油界面张力进行试验时，可以 对油的酸值进行评价。针对油界面张力，可以采用GB/T6541检验方法，要求结 果不小于38mN/m。在油液酸值评价上，采用SH/T0206检验方法，要求酸值不大于0.2mgKOH/g。 2.2试验方法 在变压器油中，极性分子的极性基团均为亲水基团，在油和水两相界面上， 向极性水相转移，憎水基团则会向油相转移。两相液体分子将会受各自内部分子 吸引力影响，不断缩小表面积[1]。如果油中含有极性分子，不仅会对水分子形成 吸引力，也会对油分子形成吸引力，因此在界面会形成纵向联系，导致界面横向 联系被削弱，造成界面张力减小。因此油界面张力大小，与油的老化程度有关。 实际进行变压器油界面张力试验时，可以某电厂3号新变压器油作为试验对象， 分别在100、110和120℃条件下进行开口杯老化试验。在此基础上，可以在110℃下进行油样酸值检验。如图1所示，为油界面张力与老化时间关系。从图中可以
变压器油的色谱分析
浅谈变压器油的色谱分析 时间:2011-04-27 15:04来源:《电气世界》 朱莉莉，朱明明摘要：从技术和专业管理的角度叙述变电站变压器、互感器内油的气相色谱分析，以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。文章详细介绍了绝缘油、纸热解产气的理化过程。 摘要：从技术和专业管理的角度叙述变电站变压器、互感器内油的气相色谱分析，以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。文章详细介绍了绝缘油、纸热解产气的理化过程。并对油样的提取要点进行了论述。最后根据本地区的电网等实际情况，举例说明故障后设备油中气体成份的分析判断。在研究、分析的基础上，论证了色谱分析与电气试验的关系。 关键词：变压器色谱油分析 0引言 随着地方经济迅速发展，及电气设备的不断更新换代的需要，给我们供电部门不论是从设备上还是技术上提出了更高的要求。为保证供给足够的优质电能，减少停电时间在采取原有的状态检修基础上，进一步实行在线监测。变压器类设备是变电站最关键的设备，它不仅是因为价值昂贵，最重要的是它发生事故后，影响面广，给工农业生产造成巨大的损失。目前对此类设备的安全运行给予高度的重视，而对变压器、互感器等用油的电气设备类最好的监测手段之一，就是对设备内的油进行气相色谱分析，以分析溶解于变压器油中气体来诊断设备内部存在的故障。所以油气相色谱分析在检验充油设备试验中占有十分重要的地位。我们公司从上世纪80年代中期就对220kV、110kV及35kV8000kVA及以上的主变压器、电流互感器、电压互感器、充油套管进行色谱分析，并发现了部分设备存在缺陷，及时处理保证了设备安全正常运行。 1绝缘油、纸热解产气的理化过程 变压器的绝缘材料主要是油、纸组合绝缘，变压器内部潜伏性故障产生的气体主要是来源于油和纸的热裂解。热解产气特征与材料的化学结构有着密切的关系，矿物质绝缘油的化学组成是石油烃类;绝缘纸的化学成分是纤维素。在它们的分子结构上有不同类型的化学键，键能越高，分子越稳定，由于具有不同化学键结构的碳氢化合物分子在高温下的不同稳定性，因此需要了解一下绝缘油热裂解产气的一般规律，即产生的烃类气体的不饱和度是随裂解能量密度（温度）的增加而增加的。随着热裂解温度增高的过程裂解的顺序是：烷烃—烯烃—炔烃—焦炭。 不同性质的故障，产生气体组份的特征不一样，例如局部放电时产生氢;较高温度过热时产生甲烷与乙烯，当严重过热时也会产生少量的乙炔;电弧故障时产生乙炔和氢气。另外，不同性质和不同能源大小的故障，产气量和产气速度也不一样。初始阶段的潜伏性故障产气少，产气速度慢;故障源温度高、面积大的故障产气多、产气速度快。要明白这个道理，必须对绝缘油、纸在故障下热裂解产气的化学原理有一个基本了解，这对我们分析和判断变压器类设备的故障有所帮助。 绝缘油、纸热裂解产气过程所涉及的化学原理主要有：绝缘油、纸的化学结构，热解产气过程的化学反应及其热力动力学。当然还涉及到其他理、化机理如气体的析气、溶解和扩散作用等问题。 2简述
变压器油
变压器油作用及性能 定义： 适用于变压器等电器(电气)设备、起冷却和绝缘作用的低黏度油品。 所属学科： 电力（一级学科）；热工自动化、电厂化学与金属（二级学科） 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 变压器油样品 变压器油：是石油的一种分镏产物，它的主要成分是烷烃,环烷族饱和烃,芳香族不饱和烃等化合物。 一、变压器油的主要作用： （1）绝缘作用：变压器油具有比空气高得多的绝缘强度。绝缘材料浸在油中，不仅可提高绝缘强度，而且还可免受潮气的侵蚀。 （2）散热作用：变压器油的比热大，常用作冷却剂。变压器运行时产生的热量使靠近铁芯和绕组的油受热膨胀上升，通过油的上下对流，热量通过散热器散出，保证变压器正常运行。 （3）消弧作用：在油断路器和变压器的有载调压开关上，触头切换时会产生电弧。由于变压器油导热性能好，且在电弧的高温作用下能分触了大量气体，产生较大压力，从而提高了介质的灭弧性能，使电弧很快熄灭。 二、对变压器油的性能通常有以下要求： （1）变压器油密度尽量小，以便于油中水分和杂质沉淀。 （2）粘度要适中，太大会影响对流散热，太小又会降低闪点。 （3）闪点应尽量高，一般不应低于136℃。 （4）凝固点应尽量低。 （5）酸、碱、硫、灰分等杂质含量越低越好，以尽量避免它们对绝缘材料、导线、油箱等的腐蚀。 （6）氧化程度不能太高。氧化程度通常用酸价表示，它指吸收1克油中的游离酸所需的氢氧化钾量（毫克）。 （7）安定度不应太低，安定度通常用酸价试验的沉淀物表示，它代表油抗老化的能力。
变压器油相关名词及质量标准 一、名词解释： 1、变压器油 以石油馏分为原料，是石油中沸点在260℃～380℃的馏分，经精制后，加入抗氧化剂而成的具有良好绝缘性、抗氧化安定性和冷却性的绝缘油。 2、倾点 变压器油在一定的标准条件下，试样能流动的最低温度。 3、凝点 变压器油在一定的标准条件下，试样失去流动性的最高温度。 4、闪点 在一定的仪器和条件下，将变压器油加热到它的蒸汽和空气混合到一定比例时，如接近规定的火焰即发生闪火，并伴有短促的爆破声，不无液体燃烧，此时的最低温度成为闪点。 5、闭口闪点 测定变压器油闪点的仪器可分为两种，开口杯式和闭口杯式闪点仪。通常测定蒸发性较大的轻质油品用闭口杯式，测出的闪点叫闭口闪点。 6、界面张力 绝缘油的界面张力是指测定油与不相容的水之界面间产生的张力。 7、水溶性酸或碱 变压器油在加工和储存的过程中，造成油中的水溶性矿物酸碱。 8、酸值 中和1g试油中含有的酸性组分，所需要氢氧化钾的毫克数，称为酸值，以mgKOH/g 表示。 9、击穿 绝缘材料在电场的作用下形成贯穿性桥路，发生破坏性放电，使电极之间的电压降至零或接近零的现象。对固体介质是永远失去介电强度，对液体、气体，只是暂时失去介电强度。 10、击穿电压 在规定的试验条件下，绝缘体或试样发生击穿时的电压。 11、介电强度 绝缘介质能承受而不遭到击穿的最高电场强度。在规定的试验条件下，发生击穿的电压除以施加电压的两电极之间距离所得商，一般单位以kV/cm表示。 12、介质 能把带电的导体隔开的媒质。 13、介质损耗
变压器油色谱异常分析及处理_图文(精)
变压器油色谱异常分析及处理 （陕西延安） 摘要：介绍了延安发电厂3＃主变压器油色谱分析数据超标后的检查、试验、分析判断及处理。 关键词：变压器；色谱；分析；处理 延安发电厂3＃主变压器（型号SFSb－20000/110，额定容量20MW），在8月13日的油样色普分析结果中，发现乙炔含量为6.51ppm，超过注意值5.0ppm，引 起注意，及时汇报加强监督，为了进一步判断分析，在8月17日，又取油样送检，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，由6.5 1ppm 增长到7.26 ppm，在8月18日，再次送检油样，分析结果仍然是油样不合格，且乙炔含量增长较快，增长到11.76 ppm，根据三比值计算编码为102，判断设备内部存在裸金属放电故障，及时汇报，立即退出运行安排检查。 1 设备修前测量试验情况 1.1变压器油气相色谱分析报告 采样时间气体组分 （uL/L） H 2 CO CO 2 CH4 C 2H6 C 2H4 C 3H8 C 2H2 C 3H6 C 1+C2 86.95 16281514 6 5
.13 6.32 7.95 .77 .77 1.31 .51 5.36 8 .17 13.35 22 1.87 275 5.66 5 .66 2 .22 4 2.82 7 .26 5 7.96 8 .18 60.6 22 5.75 341 6.01 1 1.57 1 .82 5 4.3 1 1.76 7 9.45 8 .20 64.82 21 7.14 359 1.95 1 4.34 2 .31 6 5.67 1 4.15 9 6.47 结论根据三比值计算 编码为102，判断设 备内部存在裸金属放 电故障，建议立即停 运检修。 以8月20日的数据为依据，利用三比值法对其故障进行判断: （1）C2H2/ C2H4=14.15/65.67＝0.27，比值范围的编码为：1； （2）CH4/ H2=14.34/64.28＝0.22，比值范围的编码为：0； （3）C2H4/C C2H6=65.67/2.31＝28.42，比值范围的编码为：2； 通过三比值计算编码为102,初步判断其故障性质为高能量放电。 1.2在西北电研院专家的指导下，对变压器进行了修前检测、试验。绕组绝缘测试合 格；绕组直流泄漏电流测试合格；各绕组介质损耗测试合格；高压侧110kv套管介质
(完整word版)变压器探究实验报告
西安交通大学高级物理实验报告 课程名称：高级物理实验实验名称：变压器与线圈组合探究第 1 页共18页 系别：实验日期：2014年11月25日 姓名：班级：学号： 实验名称：变压器与线圈组合探究 一、实验目的 1、验证变压器原理； 2、探究山形电压器电压分布及其变化规律。 二、实验器材 1、CI-6552A POWER AMPLIFIER II 电源适配器； 2、Science Wor kshop? 750 Interface 接线器； 3、匝数为400、800、1600、3200的线圈若干； 4、方形铁芯与山形铁芯若干； 5、计算机及数据处理软件Data Studio； 6、导线若干。 三、实验原理 1、变压器简介 变压器（Transformer）利用互感原理工作。变压器是利用电磁感应的原理来改变交流电压的装置，主要构件是初级线圈、次级线圈和铁芯（磁芯）。其主要功能有：电压变换、电流变换、阻抗变换、隔离、稳压（磁饱和变压器）等。按用途可以分为：配电变压器、电力变压器、全密封变压器、组合式变压器、干式变压器、油浸式变压器、单相变压器、电炉变压器、整流变压器等。 变压器在电器设备和无线电路中常被用来升降电压、匹配阻抗，安全隔离等。在发电机中，不管是线圈运动通过磁场或磁场运动通过固定线圈，均能在线圈中感应电势，此两种情况，磁通的值均不变，但与线圈相交链的磁通数量却有变动，这是互感应的原理。变压器就是一种利用电磁互感应，变换电压，电流和阻抗的器件。变压器的最基本形式，包括两组绕有导线之线圈，并且彼此以电感方式称合一起。当一交流电流（具有某一已知频率）流于其中之一组线圈时，于另一组线圈中将感应出具有相同频率的交流电压，而感应的电压大小取决于两线圈耦合及磁交链之程度。一般指连接交流电源的线圈称之为一次线圈；而跨于此线圈的电压称之为一次电压。在二次线圈的感应电压可能大于或小于一次电压，是由一次线圈与二次线圈间的匝数比所决定的。因此，变压器区分为升压与降压变压器两种。 2、变压器相关计算原理
变压器油检测
变压器油检测 一体化精密油介损测试仪是用于绝缘油等液体绝缘介质的介质损耗角的高精密仪器.一体化结构.内部集成了介损油杯、温控仪、温度传感器、介损测试电桥、交流试验电源、标准电容器等主要部件.其中加热部分采用了当前最为先进的高频感应加热方式.该加热方式具备 油杯与加热体非接触、加热均匀、速度快、控制方便等优点. 性能简介 1、外观： 检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目的记载。 2、颜色： 新变压器油一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢。若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况出现。如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。 3、水分： 水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。 4、酸值： 油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时（如80℃以上）还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反映出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。 5、氧化安定性： 变压器油的氧化安定性试验是评价其使用寿命的一种重要手段。由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口油，特别是不
含抗氧化剂的油，除对新油进行试验外，在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。 6、击穿电压： 变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决于被污染的程度，但当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。 7、介质损耗因数：介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度是很敏感的。新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有0.01%～0.1%数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加，在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也就降低。而油泥生成则明显增加，因此，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。 9、油泥：此法是检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析出来的油泥沉积物。由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油时，油泥便会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对固体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大，因此，以大于5%的比例混油时，必须进行油泥析出试验。 10、闪点：闪点对运行油的监督是必不可少的项目。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生；这些可燃气体往往是由于电气设备局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。通过闪点的测定可以及时发现设备的故障。同时对新充入设备及检修处理后的变压器油来说，测定闪点也可防止或发现是否混入了轻质馏份的油品，从而保障设备的安全运行。 11、油中气体组分含量：油中可燃气体一般都是由于设备的局部过热或放电分解而产生的。产生可燃气体的原因如不及时查明和消除，对设备的安全运行是十分危险的。因此采用气相色谱法测定油中气体组分，对于消除变压器的潜伏性故障是十分有效的。该项目是变压器油运行监督中一项必不可少的检测内容 12、水溶性酸：变压器油在氧化初级阶段一般易生成低分子有机酸，如甲酸、乙酸等，因为这些酸的水溶性较好，当油中水溶性酸含量增加（即pH值降低），油中又含有水时，会使固体绝缘材料和金属产生腐蚀，并降低电气设备的绝缘性能，缩短设备的使用寿命。 13、凝点：根据我国的气候条件，变压器油是按低温性能划分牌号。如10、25、45三种牌号系指凝点分别为-10、-25、-45℃。所以对新油的验收以及不同牌号油的混用，凝点的测定是必要的。
变压器油中溶解气体分析的原理及方法
武汉华能阳光电气有限公司 油中变压器溶解气体分析原理说明 1 变压器油及固体绝缘的成份及气体产生机理分析 虽然SF6气体绝缘、蒸发冷却式气体绝缘变压器和干式变压器、交联聚乙烯绕组变压器等有着良好的发展前景，但是变压器油优良的绝缘和散热能力是它们所不能替代的，目前高电压、大容量的电力变压器仍然普遍采用充油式。充油电力变压器内部的主要绝缘材料是变压器油、绝缘纸和纸板等A级绝缘材料，当运行年限为20年左右时，最高允许的温度为105℃左右。变压器油中特征气体是由变压器油及固体绝缘产生的，与它们的性能存在着密切的关系。 1 变压器油的成份及气体产生机理 变压器油中不同烃类气体的性能是不同的。环烷烃具有较好的化学稳定性和介电稳定性，黏度随温度的变化很小。芳香烃化学稳定性和介电稳定性也较好，在电场作用下不析出气体，而且能吸收气体；但芳香烃易燃、黏度大、凝固点高，且在电弧的作用下生成的碳粒较多，会降低油的电气性能。环烷烃中的石蜡烃具有较好的化学稳定性和易使油凝固，但在电场的作用下易发生电离而析出气体，并形成树枝状的X蜡，影响油的导热性。 变压器油是由天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油。它是由各种碳氢化合物所组成的混合物，其中碳、氢两元素占全部重量的95%～99%。主要的碳氢化合物有环烷烃(50%以上)、烷烃(10%～40%)和芳香烃(5%～15%)组成[9]。不同变压器油各种成份的含量有些不同。 变压器油在运行中受到温度、电场、氧气及水分和铜、铁等材料的催化作用会形成某些氧化物及其油泥、氢、低分子烃类气体和固体X蜡等，这就是绝缘油的老化和劣化作用。正常的老化和劣化情况下，变压器油中仅能产生少量的气体，通
变压器油检测技术标准
变压器油检测技术标准 Prepared on 24 November 2020
变压器油检测技术标准 变压器油检测项目 （1）凝固点；（2）含水量；（3）界面张力；（4）酸值；（5）水溶性酸碱度； （6）击穿电压；（7）闪点；（8）体积电阻率；（9）介损（10）色谱分析（11）绝缘油中糠醛含量分析 变压器油的检测项目及试验意义 1、外观：检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目的记载。 2、颜色：新变压器油一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢。若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况出现。如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。 3、水分：水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。 4、酸值：油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时（如80℃以上）还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反映出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。 5、氧化安定性：变压器油的氧化安定性试验是评价其使用寿命的一种重要手
段。由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口油，特别是不含抗氧化剂的油，除对新油进行试验外，在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。 6、击穿电压：变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决于被污染的程度，但当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。 7、介质损耗因数：介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度是很敏感的。新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有％～％数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加，在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也就降低。而油泥生成则明显增加，因此，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。 9、油泥：此法是检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析出来的油泥沉积物。由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油时，油泥便会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对固体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大，因此，以大于5％的比例混油时，必须进行油泥析出试验。
变压器油的性能要求
1、外观 应是清澈透明，无悬浮物和底部沉淀物，一般是淡黄色。 2、密度 密度与油品的组成以及水的存在量均有关。对于绝缘油来说控制其密度在某种意义上也控制了油品中水的存在量，特别是对于防止在寒冷地区工作的变压器在冬季暂时停用期不出现浮冰的现象更有实际意义。如果绝缘油中水分过多在气温低时会在电极上冰结晶，但当气温生高时，粘附在电极上冰结晶会融化增加导电性，从而会出现放电的危险，为此应对绝缘油控制密度，一般要求在20℃密度不大于895kg/m3，与水的密度保持较大差距。 3、运动粘度 变压器油除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。因此，要求油的粘度适当，粘度过小工作安全性降低，粘度过大影响传热。尤其在寒冷地区较低温度下油的粘度不能过大，仍然具有循环对流和传热能力，才能使设备正常运行，或停止运行后在启用时能顺利安全启动。 4、倾点 倾点（或凝点）在一定程度上反映绝缘油的低温性，根据我国气候条件，变压器油按凝点分10、25，、45三种牌号，实际测定中多采用倾点。通常凝点低的油可以代替凝点高的油，反之则不行，国外一般规定变压器油凝点应低于最低使用气温6℃，我国则规定添加降凝剂的开关用油凝点比使用气温低5℃。 5、闪点 闪点是保证绝缘油在储存和使用过程中安全的一项指标，同时，闪点对运行油的监督是必不可少的项目。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生；这些可燃气体往往是由于电器设备局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。通过闪点的测定可以及时发现设备的故障。同时对新充入设备及检修处理后的变压器油来说，测定闪点也可防止或发现是否混入了轻质馏分的油品，从而保障设备的安全运行。 6、酸值与水溶性酸碱 油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时（如
变压器油实验报告
绝缘油质试验报告 试验单位郝滩变试验原因送检委托日期2015年10月30日 名称项目330kV主变（#3主变） 杂质无 游离碳无 水份mg/L 9.2 酸价KOH毫克/克油0.008 水溶性酸PH 5.4 闪点℃148 介损tg?20℃ 90℃ 1.22% 击穿电压（kV） I 69 II 68 III 70 IV 69 V 68 VI 69 平均68.8 结论合格 审核：秦勤试验：江涛
充油电器设备油中溶解气体色谱分析报告 委托单位郝滩变分析原因送检取样日期2015年10月30日样品说明分析日期2015年10月30日 项目 分析结果ul/l 设备名称330kV主变（#3主变） 氢H20 氧O2/ 一氧化碳CO 2 二氧化碳CO2141 甲烷CH40.56 乙烷C2H60 乙烯C2H40 丙烷C3H8/ 乙炔C2H20 丙烯C3H6/ 总烃（C1+C2) 0.56 结论正常 备注 审核：秦勤试验：江涛
绝缘油质试验报告 试验单位郝滩变试验原因送检委托日期2015年12月19日 名称项目330kV主变 （#2主变试验后） 330kV主变 （#3主变试验后） 杂质无无 游离碳无无 水份mg/L 9.1 9.2 酸价KOH毫克/克油0.008 0.008 水溶性酸PH 5.4 5.4 闪点℃148 147 介损tg?20℃ 90℃ 1.21% 1.20% 击穿电压（kV） I 70 68 II 67 69 III 70 70 IV 69 68 V 71 70 VI 69 69 平均69.3 69 结论合格合格 审核：秦勤试验：江涛
充油电器设备油中溶解气体色谱分析报告 委托单位郝滩变分析原因送检取样日期2015年12月18日样品说明分析日期2015年12月18日 项目 分析结果ul/l 设备名称 330kV主变 （#2主变试验后） 330kV主变 （#3主变试验后） 氢H20 0 氧O2/ / 一氧化碳CO 2 2 二氧化碳CO2139 142 甲烷CH40.54 0.56 乙烷C2H60 0 乙烯C2H40 0 丙烷C3H8/ / 乙炔C2H20 0 丙烯C3H6/ / 总烃（C1+C2) 0.54 0.56 结论正常正常 备注 审核：秦勤试验：江涛
变压器油的考核指标
变压器油的考核指标及性质 A.2.1 性质指标分类 A.2.1.1 通常（按检测方法）分类 a）物理性能：如外观、密度、粘度、闪点、倾点、界面张力等；b）化学性能：如氧化安定性、酸值、硫含量、水含量等； c）电气性能：如击穿电压、介质损耗因数、电阻率等。 A.2.1.2 IEC 60296—2003 分类方法 a）功能特性：与绝缘和冷却功能相关的性质。包括粘度、密度、倾点、水含量、击穿电压、介质损耗因数。 b）精制与稳定性：受原油的类型、精制的质量及添加剂影响的性质。包括外观、界面张力、硫含量、酸值、腐蚀性硫、抗氧化剂、2-糠醛含量。 c）运行性能：油的长期运行条件和（或）对高电场应力和温度的反应相关的性能。包括氧化安定性、析气性等。 d）健康、安全和环境因素：与人体健康、安全运行和环境保护相关的性质。包括闪点、密度、PCA（多环芳香烃）、PCB（多氯联苯）。 A.2.2 性质指标及其意义 A.2.2.1 功能特性 A.2.2.1.1 粘度 液体流动时内摩擦力的量度，粘度随温度的升高而降低。标准规定在指定温度下用运动粘度评价变压器油，单位是mm2/s。用粘度的上限值作为对冷却效果的保证。随着温度升高油粘度下降，下降的速率取
决于油的化学组分。通常，用粘度指数来表示油品粘度随温度变化的特性，粘度指数高表明油品的粘度随温度变化较小。在变压器正常的工作温度下，环烷基油的粘度指数VI（Viscosity Index）低于石蜡基油，用环烷基油比用石蜡基油更有利于变压器的冷却。 A.2.2.1.2 倾点（和凝点）倾点：在规定条件下，被冷却的试样能流动的最低温度，单位为℃。凝点：试样在规定条件下冷却至停止流动的最高温度，单位为℃。理论上，对同一油品两者是一致的，而实际上由于测定方法和条件不同两者之间有一定的差别，还因油品的组分和性能不同，其差值也有所不同，一般约差2℃～3℃。显然油的凝点不是一般意义上的物理常数，其值与油的化学组分有关。石蜡基油的凝点高于环烷基油，这往往是由石蜡结晶引起的。凝点高的油不宜在寒冷地区使用，不宜采用添加抗凝剂降低变压器油的凝点。 A.2.2.1.3 含水量 存在于油品中的水分含量。水在油中的溶解度随温度的升高而增大（采用真空热油循环干燥变压器的原理），油中溶解水的能力还随芳香烃含量的增加而增加，这也是芳香烃含量过高的油的水分含量很难被处理到规定值的原因。油中游离水的存在或在有溶解水的同时遇到有纤维杂质时，将会降低油的电气强度。将油中含水量控制在较低值，一方面是防止温度降低时油中游离水的形成，另外也有利于控制 纤维绝缘中的含水量，还可降低油纸绝缘的老化速率。 A.2.2.1.4 击穿电压 在规定的试验条件下，绝缘体或试样发生击穿时的电压。通常标准规