变压器油中溶解气体分析与诊断
DLT 722-2000 变压器油中溶解气体分析和判断导则
3.1 特征气体 对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即氢气（H2）、甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、
乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、一氧化碳（CO）、二氧化碳（CO2）。 3.2 总烃
烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。 3.3 游离气3 游离气体
5 检测周期
5.1 投运前的检测 按表 2 进行定期检测的新设备及大修后的设备，投运前应至少做一次检测。如果在现
场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验后再作一次检测。制造厂规定不取样的全密 封互感器不做检测。 5.2 投运时的检测
按表 2 所规定的新的或大修后的变压器和电抗器至少在投运后 1d（仅对电压 330KV 及 以上的变压器和电抗器、容量在 120MVA 及以上的发电厂升压变压器）、4d、10d、30d 各 做一次检测，若无异常，可转为定期检测。制造厂规定不取样的全密封互感器不做检测。 套管在必要时进行检测。 5.3 运行中的定期检测
于 300℃，在生成水的同时，生成大量的CO和CO2及少量烃类气体和呋喃化合物，同时被油
氧化。CO和CO2的形成不仅随温度而且随油中氧的含量和纸的湿度增加而增加。
概括上述的要点，不同的故障类型产生的主要特征气体和次要特征气体可归纳为表 1.
分解出的气体形成气泡，在油中经流、扩散，不断地溶解在油中。这些故障气体的组 成和含量与故障的类型及其严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽 早发现设备内部存在的潜伏性故障，并可随时监视故障的发展状况。
运行中设备的定期检测周期按表 2 的规定进行。 5.4 特殊情况下的检测
当设备出现异常时（如气体继电器动作，受大电流冲击或过励磁等），或对测试结果有 怀疑时，应立即取油样进行检测，并根据检测出的气体含量情况，适当缩短检测周期。
变压器油中溶解气体分析与故障诊断
浅谈变压器油中溶解气体分析与故障诊断摘要：在电力系统的各种电气设备中，变压器是其重要的组成部分。
采用油中溶解气体分析（dga）技术对变压器故障进行早期故障诊断，可减少变压器不必要的事故停用，对保证电力系统安全可靠运行有较大的作用。
文章对变压器油中溶解气体的组分及故障诊断方法进行了分析讨论。
关键词：变压器油中溶解气体故障诊断变压器是电力系统中最重要的设备，用途非常广泛。
变压器内的绝缘油和有机绝缘材料随着运行时间的增加，在热和电的长期作用下会逐渐老化和分解，并产生极少量的气体，这些油中溶解气体包括氢气、甲烷、乙烯、乙烷、乙炔、一氧化碳和二氧化碳等。
但是，当变压器内部出现故障时，油中气体的含量就会发生很大的变化。
随着故障的发展，当产气量大于溶解量时，便有一部分气体以游离气体的形态释放出来。
实践证明，绝大多数的变压器初期缺陷都会出现早期迹象，因此，测量分析溶解于油中的气体含量就能尽早的发现变压器内部故障。
一、油中溶解气体的成分分析变压器绝缘材料热分解所产生的可燃和非可燃性气体达20种左右。
因此，为了有利于变压器内部故障判断，选定必要的气体作为分析对象是很重要的。
目前国内外所分析的气体对象是不统一的，我国按dl/722-2000要求一般分析9种或8种气体，最少必须分析七种气体。
变压器中的故障特征气体种类为：o2、n2、h2、ch4、c2h6、c2h4、c2h2、co、co2。
以这九种气体作为分析对象的原因见如下：o2主要了解脱气程度和密封好坏；n2主要了解氮气饱和程度；h2主要了解热源温度或有没有局部放电；co2主要了解固体绝缘老化或平均温度是否高；co主要了解固体绝缘有无热分解；ch4、c2h6、c2h4三种气体主要了解热源温度；c2h2主要了解有无放电或高温热源。
二、变压器内部常见故障与油中溶解气体的关系变压器内部常见故障可大致分为电性故障和热性故障两种。
油中溶解的气体可反映故障点引起的周围油、纸绝缘的电、热分解本质。
变压器油中溶解气体分析和判断导则DL精选T—精编
变压器油中溶解气体分析和判断导则编写：审核：批准：变压器油中溶解气体分析和判断导则Guidetotheanalysisandthediagnosisofgasesdissolvedintransformeroil1范围本导则推荐了利用气相色谱法分析溶解气体和游离气体的浓度，以判断充油电气设备运行状况的方法以及建议应进一步采取的措施。
本导则适用于充有矿物绝缘油和以纸或层压纸板为绝缘材料的电气设备，其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器和油纸套管等。
2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB7597—87电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB／T17623—1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法DL／T596—1996电力设备预防性试验规程IEC567—1992从充油电气设备取气样和油样及分析游离气体和溶解气体的导则IEC60599—1999运行中矿物油浸电气设备溶解气体和游离气体分析的解释导则3定义本导则采用下列定义。
3.1特征气体characteristicgases对判断充油电气设备内部故障有价值的气体，即氢气(H2)、甲烷(CH4)、乙烷(C2H6)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)、一氧化碳(CO)、二氧化碳(CO2)。
3.2总烃totalhydrocarbon烃类气体含量的总和，即甲烷、乙烷、乙烯和乙炔含量的总和。
3.3游离气体freegases非溶解于油中的气体。
4产气原理4.1绝缘油的分解绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3*、CH2*和CH*化学基团，并由C—C键键合在一起。
由电或热故障的结果可以使某些C—H键和C —C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，这些氢原子或自由基通过复杂的化学反应迅速重新化合，形成氢气和低分子烃类气体，如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等，也可能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物(X-蜡)。
变压器油中溶解气体分析的原理及方法
变压器油中溶解⽓体分析的原理及⽅法变压器油中溶解⽓体分析的原理及⽅法充油电⼒变压器在正常运⾏过程中受到热、电和机械⽅⾯⼒的作⽤下逐渐⽼化，产⽣某些可燃性⽓体，当变压器存在潜伏性故障时，其⽓体产⽣量和⽓体产⽣速率将逐渐明显，⼈们取变压器油样使⽤⽓相⾊谱⽅法获得油中溶解的特征⽓体浓度后，就可以对变压器的故障情况进⾏分析。
由于⼤型充油电⼒变压器是⼀个⾮常复杂的电⽓设备，变压器存在潜伏性故障时与多种因素存在耦合，特征⽓体形成涉及的机理⼗分复杂，这些机理及由这些机理导出的诊断⽅法对智能诊断⽅法有很好的借鉴意义。
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。
变压器油中溶解气体的检测与分析技术
变压器油中溶解气体的检测与分析技术变压器是电力系统中常用的设备之一，其正常运行对电力系统的稳定运行起着至关重要的作用。
然而，随着变压器运行时间的增长，变压器油中可能会溶解各种气体，这些气体可能对变压器的性能和安全性造成不利影响。
因此，准确检测和分析变压器油中的溶解气体成分，对变压器的运行状态进行评估和维护具有重要意义。
一、变压器油中溶解气体的来源及其影响1. 溶解气体来源变压器油中的溶解气体主要来源于以下几个方面：（1）变压器绝缘体的老化、降解过程中产生的气体；（2）变压器内部与油接触的活性金属表面（如铜、铁等）的腐蚀产物；（3）变压器内部存在的绝缘材料或固体绝缘层的气体释放；（4）变压器运行过程中，外界环境中进入变压器的气体。
2. 影响变压器油中溶解气体的存在会对变压器的性能和安全性产生以下不利影响：（1）气体在变压器中积聚会导致电晕放电等异常现象，加剧设备老化；（2）有些溶解气体在变压器油中会发生化学反应，产生酸性物质，对变压器内部金属与绝缘材料的腐蚀加剧；（3）气体的存在会降低变压器油的绝缘性能，缩短变压器的使用寿命；（4）变压器油中气体增加会导致油的体积变大，进而影响变压器油的流动性和传热性。
二、变压器油中溶解气体的检测技术1. 气体浓度检测气体浓度检测是评估变压器油中溶解气体含量的主要方法之一。
常用的气体浓度检测技术包括：（1）气体色谱法：利用气体色谱仪检测变压器油中各种气体的含量，通过对色谱图的解析和比对，确定各种气体的浓度。
（2）红外光谱法：利用红外传感器对变压器油中的溶解气体进行检测，通过红外光谱的吸收峰进行气体浓度的定量分析。
（3）超声波法：通过超声波传感器对变压器油进行扫描，测定气体的传递速度以及声速的变化，进而计算出气体的浓度。
2. 气体成分分析除了检测气体的浓度外，对气体成分进行精确分析也是重要的一步。
常用的气体成分分析技术有：（1）质谱法：利用质谱仪对变压器油中溶解气体进行定性和定量分析，通过碰撞诱导解离（CID）技术，实现气体分子的碎片化，进而确定气体成分。
变压器油中的溶解气体分析方法
变压器油中的溶解气体分析方法随着变压器的使用年限逐渐增长，变压器油中的溶解气体也会越来越多。
这些溶解气体会导致油的劣化和变压器内部部件的氧化腐蚀，从而影响变压器正常运行。
因此，分析变压器油中的溶解气体，了解其类型和含量，对变压器的维护和管理非常重要。
那么，变压器油中的溶解气体分析方法有哪些呢？一、气相色谱法气相色谱法是目前应用较广泛的溶解气体分析方法之一。
该方法适用于水、空气、油和气体中的溶解气体的分析。
变压器油中的溶解气体分析中，气相色谱法可以分析二氧化碳、乙烯、甲烷等气体。
气相色谱法的分析原理是将混合气体样品与气相色谱柱中填充的固定相分离。
气相色谱法具有分离效果好、分离速度快、分析灵敏度高等特点。
但是，气相色谱法需要有较高的分析仪器设备和专业技术，使用成本相对较高。
二、傅里叶变换红外光谱法傅里叶变换红外光谱法是一种将样品吸收红外辐射产生的光谱进行处理以获取样品化学结构信息的分析方法。
在变压器油中的溶解气体分析中，该方法适用于氢气、氧气、氮气、二氧化碳等气体的检测。
傅里叶变换红外光谱法的分析原理是通过改变样品中各种化学键所吸收的红外光的频率来对样品分析。
该方法具有快速、准确、不需要分离样品等优点。
但是，傅里叶变换红外光谱法需要对样品进行前处理，如稀释、过滤等，同时也需要高质量的样品和分析仪器设备。
三、电化学分析法电化学分析法是一种利用电化学方法进行分析的技术。
在变压器油中的溶解气体分析中，该方法适用于氢气、氧气、二氧化碳等气体的检测。
电化学分析法的分析原理是利用电极反应与被测物质间的作用，测定电荷变化或者释放的能量，并进一步计算出被测物质的含量。
该方法具有实时、便捷、经济等优点，但也存在着变压器油中其他成分对溶解气体分析的干扰问题。
综上所述，变压器油中的溶解气体分析方法有多种，每种方法具有不同的优缺点和适用范围。
因此，在实际应用中需要根据分析要求和条件选择合适的分析方法，综合考虑分析精度、成本和可操作性等因素，以实现对变压器油中溶解气体的高效分析和准确检测，提升变压器的正常运行和使用寿命。
dlt722-2016变压器油中溶解气体分析和判断导则
dlt722-2016变压器油中溶解气体分
析和判断导则
变压器油中溶解气体分析和判断导则
变压器就像一个可以调节电力输出的设备，它是电力系统的重要组成部分，为此，变压器的安全和正常运行是必不可少的。
变压器的主要工作介质是变压器油，变压器油是变压器正常运行和长期使用保障的前提条件，所以变压器油要定期检查和更换，以保证变压器正常工作。
在检查更换变压器油时，除了查看油的外观、温度等，需要对变压器油中的溶解气体进行分析和判断。
变压器油中的溶解气体主要有甲烷、乙烷、碳酸氢根等几种，它们不仅表现为
变压器的故障的警告信号，并且通过检测可以推断出变压器的运行状态。
因此，为了安全和可靠地检测变压器油中的溶解气体，《DLT722-2016变压器油中溶解气体
分析和判断导则》提出了一系列精细化的技术要求，保证了检测变压器油中溶解气体的准确性、稳定性和可靠性。
《DLT722-2016变压器油中溶解气体分析和判断导则》提出，电力元件现场变
压器油应按照GB/T11099-2005的规定进行油品抽样，然后在500ml大型瓶中进行
油量控制，即抽样好的油原样保存，确保所抽取的油与原油处理一致。
在实际使用之前，应将油样过滤，去除r237、r250及其他金属及杂质。
然后进行精滤，去除
油样中各类污染物，而后，把油样加入检测设备中。
检测时使用排气法，对油样中的溶解气体的含量进行检测，检测结束后按照规定进行数据计算和处理。
进行变压器油检测时，必须遵循《DLT722-2016变压器油中溶解气体分析和判
断导则》的要求，确保检测结果的准确性，以便进行及时有效的保护与维护变压器，使变压器能够正常安全使用。
变压器油中溶解气体分析和故障诊断实用技术
变压器油中溶解气体分析和故障诊断实用技术发布时间：2022-08-16T02:39:04.855Z 来源：《中国科技信息》2022年4月第7期作者：孙杰[导读] 乙炔是放电性故障的特征气体，存在放电现象或存在极高的过热故障。
正常运行的变压器，油中不孙杰大秦铁路股份有限公司大同西供电段山西大同 037005摘要：乙炔是放电性故障的特征气体，存在放电现象或存在极高的过热故障。
正常运行的变压器，油中不应产生乙炔，油中有电弧放电时，分解气体大部分为H2和C2H2，并有一定量的CH4、 C2H4。
高温下产气速率最大的气体依次是CH4、C2H6、C2H4、C2H2。
本文典型故障是螺母搭接铁芯磁路回路过热引发故障，引起的局部过热油裂解产生乙炔类气体。
因此普遍认为，当发现乙炔从无到有时，就应引起重视，进行跟踪。
关键词：变压器油油中溶解气体色谱分析 CH4、C2H2、C2H4、C2H6 铁芯漏磁第一章变压器绝缘结构 1.1绝缘材料 1.1.1变压器油功能：绝缘；散热。
成分：碳氢化合物。
（烷烃、环烷烃、芳香烃、烯烃等） 1.1.2绝缘纸、绝缘纸板成分：纤维素。
聚合度（DPv）：纤维素分子长链内串接的重复单元的个数（n）。
反映绝缘纸的机械强度，其机械强度的下降可判断纸的老化程度以推断设备的剩余寿命。
第二章变压器中的气体 2.1绝缘结构：变压器电气设备选用油纸或油和纸板组成的绝缘结构。
当设备内部发生热故障、放电性故障或者油、纸老化时，均会产生各种气体，并溶解于油中。
2.2不同故障类型产生的气体组合第三章油中溶解气体的分析故障诊断方法通过变压器油中溶解气体分析即色谱分析技术，能够分析诊断运行中变压器内部是否正常，及时发现变压器内部存在的潜伏性故障，掌握充油设备的健康状况。
3.1三比值法诊断方法 CH4/H2：区分是热故障还是放电故障； C2H4/C2H6：区分热故障温度的高低； C2H2/C2H4：区分放电故障的类型编码规则第四章故障诊断实例应用分别从变压器的中部和底部进行取油进行色谱分析 4.1平鲁西2# 中部油样分析报告取样日期：20201112 设备名称：主变取样地点：平鲁西分析日期：20201113谱图文件：平鲁西变电所平鲁西2#变中部.hw总烃浓度：780.55三比值编码：022故障类型判断：高温过热（高于700℃）故障实例：分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接地等分析意见：不合格4.2平鲁西2# 底部油样分析报告取样日期：20201112设备名称：主变取样地点：平鲁西分析日期：20201113谱图文件：平鲁西变电所2#变底部.hw总烃浓度：942.73三比值编码：022故障类型判断：高温过热（高于700℃）故障实例：分接开关接触不良，引线夹件螺丝松动或接头焊接不良，涡流引起铜过热，铁心漏磁，局部短路，层间绝缘不良，铁心多点接地等分析意见：不合格4.3故障处理情况及原因分析4.3.1故障处理变压器生产厂家：中铁电气工业有限公司保定铁道变压器分公司出于对变压器故障严谨分析的考虑，油样送第三方检测机构进行化验，结果与我段所测结果一致。
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变压器油中溶解气体分析与诊断摘要变压器在线监测及故障诊断技术，对提高电力系统的安全稳定性具有十分重要的意义。
其中基于油中溶解气体分析的在线监测技术是变压器在线监测中最普遍，也是最重要的技术。
目前己投入使用的油中溶解气体在线监测系统普遍存在一些不足，如检测气体种类少、准确度及精确度不高、体积大、成本高等。
本文对变压器油色谱在线监测及故障诊断系统进行了研究，分析了其它色谱在线监测方法的种种不足，对其进行了改进，设计了一套变压器油在线监测系统，能够及时、准确地监测变压器油中溶解的各种特征气体，实时地反映设备的运行状态，并对故障诊断算法进行了仿真。
在获得真实可靠的监测数据的基础上，建立了一个诊断模型，并对该模型进行了仿真，仿真结果表明三比值法、四比值法等故障诊断方法有一定的优越性，能够比较准确地定性和定量地对故障做出判断，为电力运营部门提供有用的决策依据。
分析了变压器油中溶解气体的发展变化规律，研究了变压器油中溶解气体和故障类型之间的关系。
对常用的三比值模型进行深入研究，总结了各种模型的特点和适用范围。
论述了用三比值进行变压器油中溶解气体分析，诊断和预测变压器故障的有效性和可行性。
关键词：变压器油中溶解气体在线监测故障诊断目录第一章绪论 (4)1.1变压器 (4)1.1.1变压器的分类 (4)1.1.2电力变压器的选型原则 (6)1.1.3变压器的作用及其意义 (13)1.2变压器油 (14)1.2.1变压器油简介 (14)1.2.2变压器油国内外发展现状 (15)第二章.变压器油中溶解气体分析与诊断 (17)2.1.利用CO、CO2浓度及CO2/CO比值诊断固体绝缘老化 (17)2.2.利用mL(CO2+CO)/g(纸)诊断变压器绝缘寿命 (19)2.3利用油中糠醛分析诊断变压器绝缘老化 (20)2.3.1概述 (20)2.3.2.油中糠醛含量测试方法 (21)2.3.4利用油中糠醛诊断变压器绝缘寿命 (23)2.4固体绝缘老化的综合诊断 (29)3 变压器油的运行维护 (30)3.1变压器油的选择 (30)3.1.1变压器油的质量标准 (30)3.1.2变压器油在低温下的特性 (31)3.2 混油、补油和换油 (33)3.2.1 混油和补油 (33)3.2.2换油 (34)3.3 运行变压器油的防劣措施 (36)3.3.1 隔膜密封装置 (36)3.3.2 净油器 (37)3.4 变压器油的金属减活（钝化）剂 (42)4变压器故障原因分析与处理 (45)4.1变压器内部故障 (45)4.1.1内部故障诊断 (45)4.2 变压器油渗漏油的危害和原因分析 (48)4.2.1变压器渗漏油的危害 (48)5变压器油中溶解气体分析与诊断 (51)5.1利用气象色谱分析检测变压器内部故障的原理 (51)5.1.1 油中溶解气体与变压器内部故障的关系 (51)5.1.2气相色谱分析原理 (52)5.2 变压器内部故障诊断 (53)5.2.1 诊断程序 (53)5.2.2有效故障判定 (54)5.2.3 故障类型诊断 (56)5.2.4 故障状态诊断 (57)5.3变压器油中气体总含量测定 (61)5.3.1概述 (61)5.3.2 油中含气量测定方法 (62)5.3.3 判断标准 (63)5.4.1 油中氢气在线监测装置 (64)5.4.2 油中溶解气体在线监测装置 (65)英文文献 (67)中文文献 (82)结论 (88)变压器油中溶解气体分析与诊断第一章绪论电力变压器可以：1、传输和分配电能。
如果是升压变压器，可以把电能送出去。
如果是降压变压器或者配电变压器，可以将电能分别输送或分配出去；2、可以改变一、二次侧的额定电压；3、可以改变一、二次侧的相位角；4、主要是以上几条，当然还可以有：改善或保护电网的作用，减少或增加相数等等。
对变压器油有十分重要的作用。
1.1变压器通过电磁感应将一个系统的交流电压和电流转换为另一个系统的电压和电流的电力设备。
由铁心和套于其上的两个或多个绕组组成。
1.1.1变压器的分类电力变压器是一种静止的电气设备，是用来将某一数值的交流电压（电流）变成频率相同的另一种或几种数值不同的电压（电流）的设备。
当一次绕组通以交流电时，就产生交变的磁通，交变的磁通通过铁芯导磁作用，就在二次绕组中感应出交流电动势。
二次感应电动势的高低与一二次绕组匝数的多少有关，即电压大小与匝数成正比。
主要作用是传输电能，因此，额定容量是它的主要参数。
额定容量是一个表现功率的惯用值，它是表征传输电能的大小，以Kva或MVA表示，当对变压器施加额定电压时，根据它来确定在规定条件下不超过温升限值的额定电流。
变压器的分类可根据用途、绕组电压等级和结构、输入及输出地相数、冷却方式、铁芯结构、防潮结构、调压结构以及星形连接的绕组中性点绝缘等分类原则进行分类，如表1-1所示。
表1-1 变压器分类表注符号“—”表示无代号1.1.2电力变压器的选型原则众所周知，电力变压器的安全经济运行已涉及到各行各业的营运的安全性、经济性、合理性、稳定性、可靠性。
电力变压器在全过程管理的主流程中，选型是首要环节。
电力变压器的选型原则可参照GB/T 17468-1998《电力变压器选用导则》，结合实际使用条件、环境、要求，投资可行性，相关的技术标准、导则等规范着手。
但是，该导则仅仅只是一个技术规范，条件的局限性使之不可能包罗其他方面的综合性因素，例如，投资经济指标、维护运行经济效益、新管理环境下的适应性等。
本节仅针对该导则以技术经济指标形势为要求予以简述，并结合现代新的管理理念，阐述合理选型的原则。
一．使用条件根据变压器使用所在地的环境条件海拔高度、年最高和最低温度、最湿月平均最大相对湿度，参照国家标准GB 1094-1985相关条件及要求，予以比较对照后，再确定选型的基本要求。
（1）海拔高度。
该条件与油浸变压器的外绝缘有关，亦与干式变压器器身耐受绝缘水平有关。
一般使用地点在海拔高度1000m以下属于正常使用范围；当超过1000m时，则变压器的外绝缘应该进行校正，以提高外绝缘水平，必须按要求进行绝缘距离设计并采用比内绝缘水平高的外绝缘件，即采用高原型绝缘组件产品。
对于干式变压器相对正常海拔高度的额定工频耐压值，以每500m为一级增加6.5%的水平进行设计。
同时，随着海拔高度的升高，最高日平均、年平均温度有所降低。
在正常海拔高度试验的空气冷却的变压器，当在1000m以上地点使用时，应以每500m为一级递减（油浸自冷变压器是2.0%；油浸风冷及强油风冷变压器是3.0%；自冷干式变压器是2.5%；风冷干式变压器是5.0%）进行温升值的校正设计。
在正常海拔高度试验的变压器没有必要给予海拔校正。
（2）环境温度。
变压器的温升与环境温度有关，若变压器冷却空气温度高于最高允许气温（40℃），则变压器的设计应将其绕组、铁芯及温升限制降低，以保证绝缘材料温度在耐热等级的允许温度以下。
（3）温度及环境污秽等级。
变压器外绝缘性能与环境湿度及其污秽等级相关。
对油浸变压器，湿度影响并不严重，但对于干式变压器多少有些影响，因为这类变压器的主绝缘和铁芯完全裸露在空气中，凝露对变压器绝缘有影响，同时对变压器的辅助电气设备也有影响。
实际上，仅仅是湿度的影响并不大，但考虑环境污秽因素的影响，则对变压器的绝缘威胁程度是很大的。
所亦必须提供湿度及环境污秽等级值，以便在设计变压器时适当地调整绝缘的爬距。
二．一般基准原则选用变压器时，应遵循变压器的行业规范，不可随心所欲拟定不规则的技术参数，这样不会形成紊乱的局面。
必须明确应符合的标准（国家标准、行业标准、国际标准或国外不标准）、名称及代号。
在选用国产或者国外产品时，应力求参照国家标准GB/T 6451-1999、GB/T 10228-1997、GB/T 16274-1996、JB/T 2426-2004 进行选择。
另外其他特殊要求，如损耗、声级等参数要求，即确定是升压变压器、降压变压器、配电变压器、联络变压器还是常用变压器，并根据表1-1的变压器分类，结合其用途选择变压器的绕组数（三绕组或单绕组变压器）、相数（三相或单相变压器）、调压方式（有载调压或是无励磁调压变压器），再根据容量大小选用冷却方式。
三．技术参数的选择（1)额定电压及分接。
变压其额定电压应与所在的电力系统各电压等级相符。
例如一台110kV电力降压变压器，一次侧的系统电压是110kV,二次侧电压是低于一次侧电压的各级电压，即35、10、6kV，以所需电压级为准，有可能是两级，也可能是一级。
所以变压器的额定电压选择只根据所处电力系统电压而定。
选择难度较大的使分接。
所谓分接，即是为了达到调整电压选择的目的，将绕组按若干记抽头来改变绕组匝数。
一般设计为主绕组和分接绕组，而分接绕组起到改变匝数的目的。
在分接绕组上又分为主分接头与非主分接头，主分接即为与额定量（额定电压、电流、容量）相对应的分接，通常是，当分解位置数为奇数时也称主分接为中间分接；当分接位置数为偶数时，两个中间分接位置有效匝数最多的是主分接。
对于分接还引进其他有关技术参数：分接因数、分接级、分接范围。
在实际应用中，分接因数出现较少，但是它是一个基础参数，必须将其定义予以交代。
1）分接因数，即计非分接绕组施加额定电压时在分接绕组上所指定分接位置线端子上产生的空载电压U0绕组的额定电压UN之比值（U0/UN)或100U0、UN（以百分数表示分接因数）；也表示带有分接的绕组处在某一分接时，其有效匝数与主分接时匝数的比值。
由此可见，分接因数值为1时，则说明在主分接位置上；当大于1时，称为正分接；当小于1时，称为负分接。
2）分接级为相邻分接间以百分数表示的分接因数之差。
3）分接范围为用百分数表示的分接因数与100相比的变化范围。
若该因数在（100+a）~（100+a)之间变化，则认为分接范围是（+a%,-b%).当a=b时，则分接范围是±a%。
可见变压器电压的调节范围不一定是以主分接为中心的对称分布，也也可以设计成不对称，根据具体需要而定。
在实际运用中是将正负调压范围分成若干等分的级数（多抽头），譬如a=n*a'。
关键问题是在建立这些概念后，如何选择。
一般是10kV及以下电压等级的配电变压器推荐有载调压范围±4*2.5%，无励磁调压范围±5%；63kV级变压器推荐有载调压范围±8*1.25%，无励磁调压2±2.5%；110kV及以上变压器推荐有载调压范围±8*1.25%，无励磁调压范围2*2.5%。
若有特殊要求，在许可的前提下可与制造厂商协商解决，如将级电压 a’有1.25%修改为1.5%，或者是适当修改n值。