变压器习题集

《变压器》习题集

知识要点

(一)理想变压器

(1)无铁损 (2)无铜损 (3)无漏磁

(二)理想变压器的工作规律

理想变压器原、副线圈中有完全相同的磁通量（不计铁损），线圈及铁芯上又不计热损耗（不计铜损），所以应遵循以下规律：

1．电压比:单个副线圈U1/U2=n1/n2;对多个副线圈U1:U2:U3=n1:n2:n3

2．电功率关系:P1=P2(只适用于单个副线圈的情况,对于多个副线圈的P1=P2+P3+P4+ ……

3.电流关系:（单个线圈）I1/I2=n2/n1

（多个副线圈）I1U1＝I2U2＋I3U3＋……

例1.一理想变压器原线圈接交流，副线圈接电阻，下列哪些方法可使输入功率增加为原来的2倍： A、次级线圈的匝数增加为原来的2倍 B、初级线圈的匝数增加为原来的2倍 C、负载电阻变为原来的2倍 D、副线圈匝数和负载电阻均变为原来的2倍

例2．一理想变压器原线圈接到110V电源上,副线圈匝数165匝，输出电压为,电流为20mA,则原线圈的匝数等于______,原线圈中的电流等于_____mA.

例3.有一匝数比为10:1的变压器,当原线圈两端所加电压为图甲所示的规律变化时,试画出副线圈输出电压随时间变化图线。

例4.如图所示的理想变压器，已知线圈1,2的匝数之比N1:N2=2:1,在不接负载的情况下: A.当线圈1输入电压U=220伏直流电时,线圈ab间输出电压为______伏 B.当线圈1输入电压U＝110伏交流电时,线圈ab间输出电压为________伏。

例5.某理想变压器,当其输入端接在电动势为ε,内阻为r的交流电源上,输出端接上电阻为R的负载时,R上可获得最大功率.求:

(1)这时输入电流多大?负载上的最大功率为多少?

(2)负载获得最大功率时,变压器的原副线圈电压各为多少?

(3)变压器的变化比为多少?

练习题:

1．下列有关理想变压器的说法正确的是：A、原、副线圈中交变电流的频率一定相等 B、穿过原、副线圈的磁通量的变化率一定相等 C、副线圈的输出功率和原线圈的输入功率一定相等 D.原线圈的导线比副线圈导线细 E．变压器是一种能够改变交流电压的设备 F．凡是能改变交流电压的设备，都是变压器 G．原线圈中输入功率随着副线圈中的负载阻值增大而增大 H．负载空载时，原线圈中的电流为零 I．当副线圈空载时，原线圈上的电压为零 J．原线圈中的输入电流随着副线圈中的输出电流的增大而增大 [A;B;C;E;H;J]

2．有一理想变压器,原付线圈的匝数分别为100和10,将原线圈接在220V 交流电源上,则付线圈中磁通量变化率最大值为__________. [ 2 ]

3．一台理想变压器,原线圈1500匝,接入电压为220V的正弦交流电源上,允许通过的最大电流为1.2A.付线圈300匝,和阻值88欧的电灯相接,当接入一盏电灯时 , 通过原线圈的电流为 _____________A. 该变压器付线圈最多可接入____________盏这样的灯.

4．如图理想变压器原付线圈匝数分别为n1和n2,付线圈回路中接入一个阻值为R的电阻,此时原线圈中有电流 I1通过,若原线圈电压为U1,则U1/I1等于多少?

5．一个理想变压器如图示,初级线圈与次级线圈匝数之比n1:n2=2:1,初级线圈接在有效值为220V的

正弦交流电电源上,已知初级线圈中电流如图示的方向逐渐变为零的时刻,则次级线圈两端a,b相比较: A. a,b两点电势差为100V,a端电势高于b端 ,b两点电势差为100V,b端电势高于a点 ,b两点

电势差为100/V,a端电势高于b端 ,b两点电势差为零

6．右图示,利用一理想变压器给一个电灯供电, 在其它条件不变时,若增加副线圈匝数,则: A. 灯

亮度减小; B. 电流表示数增大; C. 电压表示数增加; D. 变压器输入功率不变.

7．一降压变压器输入电压最大值220V。另一负载R,把它接在20V直流电源上时消耗功率为P,若把

此电阻接在上述变压器次级线圈中,将消耗功率P/4,不计其它电阻,原副线圈匝数之比为:___________.

8．(93)如图示,一理想变压器的原副线圈分别由双线圈ab和cd(匝数都为n1),ef和gh(匝数都为n2)

组成.用I1和u1表示输入电流和电压,I2和U2表示输出电流和电压, 在下列的四种接法中,符合

U1/U2=n1/I2=n1/n2的有:

A. b和c相连,以为输入端;f和g相连,以 eh为输出端

B. b与c相连,以为输入端;相连.f与h相连作为输出端

C. a和c相连.b与相连作为输入端;f与g相连,以相连作为输出端

D. a与c相连.b与d相连作为输入端;e与g相连.f与h相连作为输出端.

9．如图示,一理想变压器,原线圈匝数为n1,两个副线圈匝数n2、n3,原副线圈的电压分别为和U3, 电

流分别为:I1、I2、I3,两副线圈的负载未知,下列正确的是:

A. U1;U2=n1:n2;

B. U2:U3=n2:n3;

:I2=n2: n1; D. n1I1=n2I2+n3I3;

=I2U2+I3U3; F. I1:I2:I3=n3:n2:n1;

:(U3+U2)=n1(n2+n3); :(I2+I3)=(n2+n3):n1.

10．如图示,一台理想变压器的铁芯上绕有三个线圈,其匝数分别为 n1,n2,n3.线圈n1接在电源上,n2和

n3分别接有一个灯泡,变压器工作时,三个线圈中的电流强度分别为I1,I2,I3,线圈两端电压分别为U1,U2,U3,则:

I2=n2/n1; I2/I3=n3/n2

11．如图示,一个理想变压器,O为副线圈的中心抽头,电路中的两个电阻的大小相同,设开头K闭合前

后原线圈的电流为I1和I2,则电流I1:I2为:

:1 :1

:2 D.上述选项均不正确.

12．用一理想变压器将有效值为220V 的正弦交流电升压后向一电火花放电器供电,已知当加在放电器

上的电压超过10000伏时即可放电,该变压器高压线和低压线圈的匝数比至少为____________匝(保留整数)在此情况下, 火花放电器的放电频率为______________.

13．理想变压器输入电压U一定,上,下两个副线圈匝数分别为n2和n3,如图所示,当把一个电阻接在

ab两端时,安培表示数为I1,把这个电阻接在cd两端时,安培表示数为I2现把cd 联接在一起，把这个电阻

接在ad两端时,安培表示数I3应为:＿＿＿＿＿＿＿。

14．有一台理想变压器，原副线圈的匝数之比为n1：n2=2∶1,原线圈上交

流电电源的电压U=220 2 sin100πtV,Q为保险丝,其额定电流为1A,R为负载

电阻,如图所示,变压器正常工作时R的阻值

A．不能低于55ΩB．不能高于55Ω

C．不能低于77ΩD．不能高于77Ω

15．如图所示M为理想变压器.电源电压不变.当变阻器的滑动头P向上移动时,

读数发生变化的电表

是A．A

1B．A2 C．V

D． V2

16．内阻不计的交流发电机产生电动势e＝10sin50πt V,接有负载电阻R=10Ω,现在把发电机的转速增加一倍,则

A．负载两端电压的有效值将变为. B．交流电的频率将变为100 Hz.

C．负载消耗的功率将变为20W. D．负载消耗的功率将变为40W.

17．如图所示，有一理想变压器，原线圈匝数为n1，两个副线圈的匝数分别为n2和n3，原副线圈的电压分别为U1、U2、U3，电流分别为I1、I2、I3，两个副线圈负载电阻的阻值未知，下列结论中，正确的是：( )

：U2＝n1：n2，U2：U3=n2：n3； I3=n3/n1，I1/I2=n2/n1；

=n2I2＋n3I3； =I2U2＋I3U3。

18．如图所示，理想变压器副线圈通过输电线接两个相同的灯泡L1和L2，输电线的等效电阻为R。开始时，开关K断开，当K接通时，以下说法正确的是（）

A.副线圈两端的输出电压减小

B.通过灯泡L1的电流减小

C.原线圈中的电流增大

D.变压器的输入功率增大

19．理想变压器原、副线圈的匝数比为4：1,原线圈接在u=311sin100πtV的交流电源上,副线圈所接的负载电阻是11Ω ,则副线圈中电流强度是( )

A.5A

B.11A

C.20A

D.55A

20．理想变压器原、副线圈的匝数比为2：1,原线圈接在u=311sin100πtV的交流电源上,副线圈所接的负载电阻是11 Ω ,则副线圈中电流强度是

A.10A

B.22A

C.40A

D.110A

21．如图所示的理想变压器，两个副线圈匝数分别为n1和n2，当把电热器接在ab，使cd空载时，电流表的示数为I1；当把电热器接在cd，而使ab空载时，电流表读数为I2，则I1：I2等于（）

A. n1：n2

B. n12：n22

C. n2：n1

D. n22：n12

22．理想变压器原、副线圈中的电流I1、I2，电压U1、U2，功率为P1、P2，关于它们之间的关系，正确的说法是（）

由I1决定与负载有关

由P2决定 D.以上说法都不正确

23．在下图的两个交流电路中，它们的电源电压相同，理想变压器的原、副线圈的匝数为n1、n2.如果两电源输出的电流相等，则负载电阻R1与R2的比值为________. [n12：n22]

24．如下图所示，变压器原、副线圈的匝数比为10：1 ，副线圈有一中心抽头e.原线圈接交流电压u=2202sin (100πt)V，副线圈上e、d之间的电压U ed＝_____V.电压的周期T=________s. [11V;]

25．电阻为R的负载接到20V直流电压上消耗的电功率是P.用一个变压器,原线圈接最大值为200V的正弦交流电压，副线圈接电阻R，要使R上消耗的电功率为P／2，则变压器原、副线圈的匝数比为________. [10:1]

26．一理想变压器，原线圈输入电压为220V时，副线圈的输出电压为22V.如将副线圈增加100匝后,则输出电压增加到33V，由此可知原线圈匝数是____匝，副线圈匝数是_______匝. [2000;200] 27．如图示，有5个完全相同的灯泡连接在理想变压器的原、副线圈电路中，如图所示。若将该线路与交流电源接通，且电键K接1位置时，5个灯泡发光亮度相同；若将电键K接至2位置时，灯均未被烧坏，则下述可能的是：

A、该变压器是降压变压器，原副线圈的匝数比为4：1

B、该变压器为升压变压器，原副线圈的匝数比为1：4

C、副线圈电路中的灯仍能发光，只是更亮些

D、副线圈电路中的灯仍能发光，只是暗了些

28．如图示，一理想变压器初、次级线圈匝数比为3：1，次级接三个相同的灯泡，均能正常发光。在初级线圈接有一相同的灯泡L，则：

A、灯L也能正常发光

B、灯L比另三灯都暗

C、灯L将会被烧坏

D、不能确定

29．如图所示，交流发电机电动势的有效值ε=20V，内阻不计，它通过一个R=6Ω的指示灯连接变压器。变压器输出端并联24只彩色小灯泡，每只灯泡都是“6V ”，灯泡都正常发光，导线电阻不计。求：（1）降压变压器初级、次级线圈匝数比；

（2）发电机的输出功率。 [3:1;]

30．一台变压器有两个次级线圈，它的初级线圈接在220伏特电压上，一个次级线圈的电压为6伏，输出电流强度为2安培，匝数为24匝，另一个次级线圈的电压为250伏特，输出电流为200毫安，求：[1000;880;62W]

(1)250伏线圈的匝数，初级线圈的匝数.(2)初级线圈的输入功率.

31．一个理想变压器的原、副线圈匝数比为55:9，原线圈接在u＝311sin100πtV交流电源上，试求：

(1)变压器的输出电压； [36V;0.2A]

(2)当副线圈接上2盏60Ω电灯时，变压器原线圈中的电流.

32．变压器初线圈接220伏交流电.现有足够长的漆包线和一支交流电压表,怎样才能确定这只变压器初,次级线圈的匝数?请写出做法及计算公式.

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。

运行中变压器油质量标准

对应的旧标准:GB 7595-1987 中华人民共和国国家标准运行中变压器油质量标准 Quality criteria of transformer oils in service GB/T 7595-2000 代替GB 7595-1987 前言本标准是对GB 7595-1987《运行中变压器油质量标准》进行修订。该标准已经实施了十年，对充油电气设备的安全运行发挥了一定的作用，并积累了许多新的经验。现在500kV超高压充油电气设备愈来愈多，对变压器油质量和性能检验方法都提出了更高的要求，因而有必要对该标准的内容进行相应的修订。本标准的修订工作主要依据多年实践经验和国产油品质量及运行检验技术水平。主要修订内容有： 1.保留原有十项指标，其中将机械杂质和游离碳两项合并为一项；对闪点、水分两项指标做了修订；给出了含气量指标(原标准为待定)； 2.新增加了三项指标：体积电阻率、油泥与沉淀物和油中溶解气体组分含量色谱分析； 3.将运行中断路器油质量标准单独列出； 4.对补充油和混油规定做了补充和修订；

5.规定了样品的采集方法按GB 7597-1987《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》执行； 6.将电力变压器、电抗器、互感器、套管油中溶解气体组分含量色谱分析的周期、要求及说明作为标准的附录列入附录A中； 7.将不同电极形状及操作方法对击穿电压测定值的影响作为标准提示的附录列入附录B中； 8.将运行中变压器油的防劣化措施作为标准提示的附录列入附录C中。本标准自实施之日起，运行中变压器油的质量监督应符合本标准。同时替代GB 7595-1987。本标准附录A是标准的附录。本标准附录B、附录C都是提示的附录。本标准由国家经贸委电力司提出。本标准由国家电力公司热工研究院技术归口。本标准由国家电力公司热工研究院负责起草。本标准参加起草单位：国家电力公司热工研究院、东北电力试验研究院、湖北电力试验研究院、四川电力试验研究院、西安供电局。本标准主要起草人：孙桂兰、孟玉蝉、温念珠、郝汉儒、苏富申、崔志强。中华人民共和国国家标准运行中变压器油质量标准 GB/T 7595-2000 代替GB 7595-1987 Quality criteria of transformer oils in service

变压器油的标准

变压器油的标准：变压器绝缘油的常规试验项目(物理－－化学性质的项目) 1》在20/40℃时℃比重不超过0.895(新油)。 2》在50℃时粘度(思格勒)不超过1.8(新油)。 3》闪光点(℃)不低于135(运行中的油不比新油降低5℃以上)。 4》凝固点(℃)不高于-25(在月平均最低气温不低于-10℃的地区，如无凝固点为-25℃的绝缘油时，允许使用凝固点为-10℃的油)。 5》机械混合物无。 6》游离碳无。 7》灰分不超过(%)0.005(运行中的油0.01)。 8》活性硫无。 9》酸价(KOH毫克/克油)不超过0.05(运行中的油0.4)。 10》钠试验的等级为2。 11》安定性：<1>氧化后的酸价不大于0.35。<2>氧化后沉淀物含量(%)0.1。12》电气绝缘强度(标准间隙的击穿电压)不低于(KV)：<1>用于35KV及以上的变压器(40)。<2>用于6～35KV的变压器(30)。<3>用于6KV以下的变压器(25)。13》溶解于水的酸或殓无。 14》水分无。 15》在+5℃时的透明度(盛于试管内)透明。 16》tgδ和体积电阻(如果浸油后的变压器tgδ和C2/C50值增高则应进行测量)tgδ不超过(%)在20℃时为1(运行中为2)，在70℃时为4(运行中为7)，体积电阻(无规定值但应与最低值进行比较)。绝缘油和SF6 气体gb50150 20.0.1 绝缘油的试验项目及标准，应符合表20.0.1 的规定。

20.0.2 新油验收及充油电气设备的绝缘油试验分类，应符合表20.0.2 的规定。表20.0.2 电气设备绝缘油试验分类

20.0.3 绝缘油当需要进行混合时，在混合前，应按混油的实际使用比例先取混油样进行分析，其结果应符合表 20.0.1 中第8、11项的规定。混油后还应按表20.0.2 中的规定进行绝缘油的试验。 20.0.4 SF6新气到货后，充入设备前应按国家标准《工业六氟化硫》GB12022 验收，对气瓶的抽检率为10%，其他每瓶只测定含水量。 20.0.5 SF6气体在充入电气设备24h后方可进行试验。

运行中变压器油质量标准 GB7595—87

中华人民共和国国家标准 UDC621.892.098 ∶543.06 运行中变压器油质量标准GB7595—87 Quality criteria of transformer oils in service 国家标准局1987-03-26批准1988-01-01实施本标准适用于充油电气设备所用各种牌号矿物变压器油在运行中的质量监督；对上述油品规定了常规检验项目、检验周期及必须达到的质量标准。 1 引用标准 GB 261 石油产品闪点测定法(闭口杯法) GB 264 石油产品酸值测定法 GB 507 电气用油绝缘强度测定法 GB 2536 变压器油 GB 5654 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的试验方法 GB 6541 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB 7599 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法) GB 7600 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB 7601 运行中变压器油水分测定法(气相色谱法) YS-6-１界面张力测定法 YS-27-1 油泥析出测定法 YS-30-1 介质损耗因数和体积电阻率测定法 YS-C-3-1 气体含量测定法(真空脱气法) YS-C-3-2 气体含量测定法(二氧化碳洗脱法) 2 技术要求 2.1 新变压器油的验收，应按GB 2536的规定进行。 2.2 运行中变压器油应达到的常规检验质量标准列于表1。 2.3 当主要变压器用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深时，应加强监督；若其他某项指标亦接近允许值或不合格时，则应立即采取措施。 2.4 发现闪点下降时，应按YS—C—3—1分析油中溶解气体，以查明原因。表 1 运行中变压器油质量标准

变压器油分析报告

洛阳阳光热电有限公司变压器油检验报告样品状态运行油采样日期 2009年08月18 日样品名称#25变压器油分析日期 2009年08月19 日分析项目水分、介质损耗因数、击穿电压、色谱报告日期 2009年08月21 日采样地点#1主变依据标准外状水溶性酸（pH值）酸值，mgKOH/g 闪点（闭口），℃ 水分，mg/L 10.5 GB/T7600 界面张力（25℃），mN/m 介质损耗因数（90℃）0.093 击穿电压，kV 52 体积电阻率（90℃） Ω·cm 油中溶解气体组分含量色谱分析如下破乳化时间备注色谱：甲烷:17.90 乙烯:1.65 乙烷:2.58 乙炔:0.00 氢气:174.32 一氧化碳:1437.09 二氧化碳:5178.93 总烃:22.13 分析意见：氢含量超过注意值! 建议缩短周期,跟踪分析! 其他结果合格。审核试验张颖、罗燕贞、王静

洛阳阳光热电有限公司变压器油检验报告样品状态运行油采样日期2009年08月18 日样品名称#25变压器油分析日期2009年08月19 日分析项目介质损耗因数、击穿电压、色谱报告日期 2009年08月21 日采样地点#1高厂变依据标准外状水溶性酸（pH 值）酸值， mgKOH/g 闪点（闭口），℃ 水分，mg/L 界面张力（25℃）， mN/m 介质损耗因数（90℃） 0.069 击穿电压，kV 54 体积电阻率（90℃） Ω·cm 油中溶解气体组分含量色谱分析如下破乳化时间备注色谱：甲烷:10.88 乙烯:1.71 乙烷:2.32 乙炔:0.00 氢气:62.79 一氧化碳:811.07 二氧化碳:2915.03 总烃:14.91 分析意见:含量未发现异常! 其他结果合格。审核试验张颖、罗燕贞、王静

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

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

浅谈变压器油的物理质量指标

浅谈变压器油的物理质量指标无论是我国变压器油的标准，还是国际上的变压器油标准，虽然标准数量很多，但其基本要求还是一致的，其质量标准分为物理指标、化学指标和电气指标三类。油的质量指标与其各项测定方法是密切相关的。我国的变压器油标准共有8个，国外1个。以下浅谈我国变压器油的物理质量指标。 1.凝固点或倾点油品刚好能够流动发的最低温度称为油品的倾点，而油品不能流动的最高温度称之为凝固点（简称凝点）。两者均是衡量油品低温流动性能的指标，前者为西方国家广泛采用，而后者主要为我国和俄罗斯及前苏联国家使用。油品的凝点是指在规定的试验条件下，将试油逐渐冷却，并将液面倾斜45°,凝固1min 后油品不再移动的最高温度。油品的倾点是指油品在规定的试验条件下，凝为固体后，在室温下放置5s，又熔为液体，发生流动的最低温度。倾点又称流动点，一般比凝点高2~6℃。处于凝点的油品其化学组分不可能都凝固了，而只能是部分凝固。一般说来，变压器油的凝固只是油品中占百分之几石蜡的凝固，大部分的其他组分仍是液体或凝胶体。因而，凝点下外观为国体的油品，实际上并非真正的固体，可称之为“视固体”。如油品中很少或几乎不含石蜡，油品的凝点将是很低的，石蜡基变压器油的凝点之所以远高于环烷基油的凝点，其道理也正在于此。变压器油的凝点或倾点是一项相当重要的指标，对于气候寒冷

的地区，低倾点或凝点具有特别重要的意义，直接关系到极端条件下变压器油能否正常流动，能否确保变压器安全。变压器油的倾点或凝点是用户根据变压器使用的气候条件选用变压器油的重要依据，国际变压器油标准中一般要求倾点不高于-40℃（ASTMD3487），这是充分考虑到变压器使用的通用性。 2 闪点变压器油虽不是易燃油，但也是可燃液体，在遇到明火时存在着着火爆炸的危险。为此需要测定闪点。由于变压器油在密封的油箱中使用，所以一般规定测闭口闪点。所谓闪点，就是将变压器油加热到某一温度时，油蒸汽与空气的混合物，靠近明火则能着火时，这一温度称为变压器油的闪点。闪点越高表明油中易挥发组分越少，油使用时越安全。在变压器油的其他性能得到保证的前提下，希望其闪点高一些，国内一般要求不低于140℃，对此炼油厂是能控制的。变压器油的闪点也是一项与安全有关的指标。根据所使用的仪器和方法分为闭口闪点和开口闪点。同一油品所测的开口闪点一般较闭口闪点高3~9℃，为保证变压器的运行安全，IEC60296标准要求闪点不低于130℃（闭口），变压器油闪点高于此值就足以保证安全，因为变压器油运行一般不会超过100℃，过分追求高闪点对实际使用并无意义。变压器油闪点还作为检验油品在贮存和使用过程中有无污染、是否混油的参考依据。闪点降低，一般是由于设备局部过热造成油热裂解油中的可燃

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

变压器油的性能指标文档

主要性能指标： ●比重：在20~40℃时比重不超过0.895，由于油的比重小，使油内的杂质和水分容易沉淀。 ●粘度：油在50℃时的粘度不超过9.6，由于油的粘度小，其对流散热作用好。 ●闪点：油加热后产生的蒸汽与空气混合，遇到明火能发生燃烧的最低温度。油的闪点越高越好，一般不低于是135℃ ●凝固点：油的粘度随温度而变化，温度越低，粘度越大。当温度低到一定程度，油不再流动而凝固，这时的温度称为油的凝固点。凝点低，油的对流散热性能好。因此凝固点越低越好。25号油的凝固点为－25℃，45号油的凝固点为－45℃。 ●酸价：表示油中游离酸的含量。酸价的大小表明油的氧化程度和劣化程度。酸价越高，氧化越严重，因此，油的酸价越低越好。 ●安定性：由于油和空气长期接触和受热，会氧化成酸、树脂、沉淀物等，称为老化现象。安定度就是抗拒绝缘老化的能力，安定度越高越好。由于变压器油的作用及其性能指标的特殊性，新的和运行中的变压器油需要作试验，按变压器运行规程规定，变压器油每年需取样试验。试验项目有：耐压试验、介质损耗试验、简化试验。变压器油质量的简易鉴别： ●颜色：新油一般为浅黄色、氧化后颜色变深。新油呈深暗色是不允许的。 ●透时度：新油在玻璃瓶中是透明的，并带有蓝紫色的荧光，如果失去荧光和透明度，说明有机械杂质和游离炭。 ●气味：变压器油应没有气味，或带一点煤油味，如有别的气味，说明油质变坏。变压器油的运行：

●检查储油柜和充油绝缘套管内油面的高度和封闭处有无渗漏油现象，以及油标内的油色是否透明。 ●检查变压器上层油温。正常时一般应在85℃以下。 ●呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和。 ●瓦斯继电器是否动作

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

变压器油的性能变压器油的性能指标及验收标准

变压器油的性能指标及验收标准一．物理性能 1．界面张力：界面张力是指油品与不相容的另一相（水）的界面上产生的张力。界面张力对反应油质劣化产物和从固体绝缘材料中产生的可溶性极性杂质十分敏感，由在老化初期阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也降低，而油泥生成则明显增加。因此，通过界面张力的大小，可以反应出新油的纯净程度和运行由的老化状况。纯净变压器油与水的界面张力约为40~50mN m，而老化油与水的界面张力则较低，一般在25~35mN m左右，待油的界面张力降至19mN以下时，油中就会有油泥析出 2．闪点：闪点是变压器油使用中的重要的安全指标，它可鉴定油品发生火灾的危险性。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裂解而产生的。一般在不影响油的其他指标（黏度，密度）的情况下，闪点越高越好。 3．凝点（倾点）：凝点和倾点都是表征油品低温流动性的指标。凝点是指液体油品在一定条件下，失去流动性的最高温度。而倾点则是油品在一定条件下，能够流动的最低温度。变压器油的低凝点与倾点对变压器油的应用具有非常重要的意。如变压器凝点（倾点）低，则可在较低的环境温度下保持低黏度，而保证运行变压器内部的正常循环，确保绝缘和冷却效果。其黏度随温度的下降而上升，直到成为半固体，此时油的冷却效果几乎为零，因此，对于在寒带运行的变压器来说，油品必须有较低的倾点。 4．黏度：油品的黏度对变压器的冷却效果有着密切的关系，黏度越低，油品的流动性越好，冷却效果也越好。此外，低粘度有助于变压器油穿过窄油道，浸渍绝缘层，在绕组中充分循环。 5．密度：单位体积油品的质量成为油品的密度。其单位为3 kg cm，密度受温度影 g或3响较大，因此使用时应注明温度。我国统一规定，石油及其产品在20℃时的密度称为标准密度。为了避免在寒冷的气候条件下，由于变压器油含水量较多而可能出现的浮水现象，变压器油的密度应不大于3 0.895g cm，通常情况下，变压器油的密度为 3 0.8~0.9g cm。二．化学性能 1．水溶性酸：油品中的水溶性酸主要是指能溶于水的无机酸碱，低分子有机酸碱及碱性含氮化合物等。它们主要是外界混入和自身氧化生成的。水溶性酸碱在外界条件（温度，氧气）作用下，会使固体绝缘材料及金属部件发生腐蚀，影响用油设备的使用寿命。2．酸值：酸值是运行油老化程度的主要控制指标之一，油品中的酸值是有机酸和无机酸的

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

变压器油质量标准

变压器油质量标准根据我中心30多年来对变压器油的检测经验，并且结合国家对变压器油检测的相关规定以及机械工业油品检测行业相关规定，现对变压器油检测的质量标准作如下总结：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

变压器油标准

变压器油标准按照《电气装置安装工程-但其设备交接试验标准》GB50150-2006规程要求；绝缘油试验项目及标准 1、外状：透明，无杂质或悬浮物； 2、水溶性酸（pH值）>5.4； 3、酸值，mgKOH/g：≦0.03； 4、闪点（闭口）（℃）：不低于DB-10:140\DB-25:140\DB-45:135; 5、水分（mg/L)：500kV:≦10 220-330kV:≦15 110kV及以下电压等级：≦20 6、外界张力（25℃）：（mN/m)≧35 7、介质损耗因数tanδ(%)：90℃时，注入电气设备前≦0.5 注入电气设备后≦0.7 8、击穿电压：500kV:≧60kV 330kV≧50kV 60-220kV≧40kV 35kV及以下电压等级≧35kV 还有如果是预防性试验的则要求又有所不同具体的请查看《电力设备预防性试验规程》DL/T 596—1996 变压器（绝缘）油进行过滤的目的是除去油中的水分和杂质，提高油的耐电强度，保护油中的纸绝缘，也可以在一定程度上提高油的物理、化学性能。配电变压器大都安装在露天环境中，绝缘油（变压器油）受外界杂质、和空气接触以及设备本身运行温度较高的影响，使油的质量逐渐变坏。变质后的绝缘油（变压器油）就不会起到应有的绝缘、冷却作用。为防止因油质变坏而致使的安全运行受到影响，应对正常运行的配电定期采油样进行化验分析，并根据分析结果对油进行相应的处理。配电运行油化学监督的检验周期规定为至少3年一次。常规检验项目包括酸值、水溶性酸、闪点、击穿电压、外状。应注意的是：若设备经常带负荷比较高，应在规定试验周期的基础上，增加检验次数;若经检验的项目某些指标明显接近所控制的极限值时，也应增加检验次数；由于运行油的质量随老化程度和所含杂质等条件的不同变化很大，通常不能单凭一种试验项目作为评价油质状态的依据。应根据所测定的几项主要特征指标进行综合分析。 1、酸值其超极限值为大于0.1mgKOH/g。超出极限值的可能原因有4种：超负荷运行;抗氧化剂的消耗;补错了油;油被污染。对酸值超出极限值可采取如下对策：调查原因，增加试验次数，测定抗氧剂含量并适当补加，进行变压器油油的再生处理，若经济合理可做换油处理。 2、水溶性酸其超极限值为小于4.2。超出极限值的可能原因有2种：油质老化;油被污染。对水溶性酸超出极限值可采取如下对策：增加试验次数，并与酸值比较查明原因。进行油的再生处理，若经济合理可做换油处理。 3、击穿电压其超极限值为小于20KV。超出极限值的可能原因有2种：油中含水量过大;