变压器油质劣化问题分析及处理
变压器检修后油介损异常原因分析及处理
变压器检修后油介损异常原因分析及处理摘要：在对变压器检修过后，油介损异常是很容易出现的问题。
变压器油中含有可溶性极性物质，且经热油循环后因油温升高导致可溶性极性物质的溶解能力增强，油介损值增大。
基于此，本文对变压器检修后油介损异常原因，并且提出了解决措施，希望能够提供相关借鉴。
关键词：变压器；检修；油介损异常；原因分析引言介质损耗因数tanδ 是判断套管绝缘水平的一种有效手段，通过测量介损可以反映套管是否存在油质劣化、整体受潮及严重的局部缺陷，但对于局部受潮等集中性缺陷不一定能准确判别，应结合绝缘油色谱试验、微水试验、绝缘电阻试验等综合分析，必要时进行解体检查查明故障原因。
本文分析了一起 500 kV 变压器油介损异常事件，对介损超标以及返厂后介损进一步增大的原因进行了分析，并对产品后续的生产运行维护提出了几点建议，对今后碰到类似的问题如何处理有一定的参考意义。
1.变压器油介损概述在交变电场作用下，变压器油会产生一定的极化损失和电导损失，统称为油的介质损耗，简称为油介损。
油介损可以通过测量介质损耗因数，即介质损失角的正切值来表示，可准确灵活地反映出变压器绝缘性的好坏，以及在电场、氧化和高温等的作用下变压器油的老化程度，反映出油中极性杂质以及带电胶体的污染程度。
2.缺陷概况2019 年 5 月，在对某 500 kV 变电站进行例行停电试验时，发现 4 号主变中性点套管电容量初值差和变压器套管油介损tanδ均明显超标(电容量为467pF，与交接电容量偏差 35.2%，介损值为 3.944%)，其中试验电压 10 kV，试验接线采用正接法，现场多次检测发现数据稳定。
高压套管和中压套管实测tanδ、电容量均未见异常。
该套管型号 BRDLW-72.5/2500-4，出厂日期2016 年11 月。
3.分析及处理情况3.1现场试验过程4 号主变绕组绝缘电阻见表1，数据未见明显异常。
现场检测时发现，当测量高、中对低及地和高、中、低对地绕组绝缘电阻时，绝缘电阻数值存在跳变，很不稳定，而当测量低对高中低及地的绝缘电阻时比较稳定。
浅谈运行中变压器油性能的变化
浅谈运行中变压器油性能的变化摘要：本文简单介绍了变压器油在运行中劣化的各种因素和对其性能的影响。
关键词：运行中；变压器油；性能；变化一、油质劣化的基本因素油质劣化的影响因素很多，但主要的是氧作用的结果。
（一）氧氧主要是来源于变压器里的空气。
在将新油注入设备时，即使用高真空脱气法注油，也不能将油中全部的氧清除干净，尽管变压器的密封性能再好，也仍然有一定量的氧存在。
由于氧在油中的溶解度（16%）高于氮的溶解度（7%），氧在油中溶解气体中所占的组分比例比在空气中高（见下表）。
从上表可以看出：变压器油对氧有较强的亲和作用。
同时，设备中的绝缘材料之一的纸纤维素在热的作用下而发生的裂解反应过程中也有氧的供给源，但是任何一个化学反应，如果没有催化剂作用，此种反应是很缓慢的。
遗憾的是在变压器内部存在着这种对化学反应起促进作用的催化剂和加速剂，因此油的劣化就是一个必然的过程。
（二）催化剂所谓催化剂是能加快油劣化的化学反应速度，而其本身在这一过程中不会消耗的主要物质。
具体对油劣化起催化剂作用的物质为：水分和铜、铁材料。
（1）水分。
水分是油氧化作用的主要催化剂。
它可以通过大气中的湿气从设备外部侵入油中，同时纤维素所西服的水分而浸入油中，或是纤维素的老化而形成的水分。
（2）铜和铁材料的存在。
许多化学反应在铜、铁的存在下会加速其氧化过程，对于变压器设备而言，其内部有大量的铜导线和铁芯及外壁铁材料，这是无法避免的催化剂之一。
（三）加速剂影响有些外界也会增加油氧化速度，这些因素被称之为“加速因素”。
它由下列诸因素构成：（1）热：绝大多数的化学反应，热量或者说温度是一种主要的反应加速剂，而油与氧的化学反应的速度却绝育变压器运行时工作温度（即油温）。
例如：温度在75℃时，大约需要 5 天油就能与氧反应，反之在油温 50℃时，此种反应约需几个月时间。
（2）震动与冲击：变压器的因磁致伸缩、电动机械等造成的震动或其内部收到突然地冲击也能加速油与氧的化学反应过程。
变压器有载开关油枕油位异常的分析处理
摘要:本文主要介绍了变压器有载调压开关在无电气故障情况下油位异常的分析和处理，强调在安装过程中应严格执行工艺标准，保证安装质量。
关键词:变压器油位异常分析处理1概述在220kV 及以下电网系统中，电力变压器普遍采用有载调压方式。
当电网电压波动时，通过有载调压开关在不同档位间的切换，使二次输出电压保持稳定。
有载分接开关在不同档位间切换时，相应的切换触头间会产生电弧，引起开关油室内变压器油的分解，使油质劣化。
所以有载调压开关切换触头要放在单独的油室内，也需要安装开关油枕以补偿不同温度下开关油室的油体积变化。
2变压器有载调压开关油枕油位异常的分析处理目前有载调压电力变压器的油枕一般为“二合一”结构，即变压器本体油枕和有载调压开关油枕放在一起，有载调压开关油枕一般要稍微靠下一些，以避免开关油室内油压力高于变压器本体油箱内油压力。
“二合一”油枕的结构布置简图见图1。
图1“二合一”油枕结构布置简图本体油枕本体油位记有载调压开关开关油位记开关油枕2.1事例1一台SZ11-40000kVA/110kV/10.5kV 有载调压电力变压器，现场安装完毕，注变压器油至油枕正常油位，在未投运的情况下，两天后发现有载开关油枕油位刻度高于变压器本体油枕油位刻度。
最初以为有载开关注油过多，于是放出部分开关油室的油，使开关油枕油位刻度和本体油枕油位刻度相一致，两天后发现开关油枕油位刻度再次升高超过变压器本体油枕油位刻度。
由于变压器尚未投运，排除了有载调压开关内部电气故障造成油体积膨胀的可能，初步判断是变压器本体油与开关油室油连通。
将有载调压开关的油位放至开关顶盖以下，打开开关顶盖，吊出切换开关芯子，抽尽切换开关油室的油，并用干净的纱布将开关油室内部擦干。
一小时后，再次擦拭开关油室内部，发现壁上无油迹，而开关油室底部发现油迹，怀疑开关底部放油塞处密封不严。
由于无法在开关油室内部对放油塞进行紧固处理，变压器放油、吊罩，检查有载调压开关底部放油塞，发现放油塞未完全拧紧，徒手即可将其拧下。
浅谈电力变压器油质劣化原因和防范措施
１ 初始 期 。氧气 和油 中的不饱 和氢 化合 物反 ） 定运行 ， 由 于各 种 原 因 使 得 运行 的油 质 变 质 或 应 生成饱 和碳氢化 合 物 。 但 劣化 ， 给变压器 安全运 行造 成威 胁 。 ２ 过渡期 。油被氧化后 生成稳 定的氧化物和有 ）
ＹＵＡＮ ｈ —ｘ ｏ ｇ Ｚ ｉ ｉｎ
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｔｒ ｎ ｆ ｒ ｔｏ ｌ ｓ ａ ｍｐ ｒａ ｔｍｅ ｉ ｍ ｆｔａ ｆｒ ｒ ｉｓ ｌｔ ｎ ａ ｄ ｃ ｏ ｉ ｇ ｔ ｕ ｌ ｙ ｄ ｒ ｃｌ ｆ ｃｓ ｓｒ ｃ ： ａ ｏ ｍｅ ｉ ｉ ｎ ｉ ｏ ｔ ｎ ｄ ｕ ｏ ｒ ｎ ｏ ｍｅ ｎ ｕａ ｉ ｎ ｏ ｌ ，ｉ ｑ ａｉ ｉ ｔｙ ａｆ ｔ ｓ ｓ ｏ ｎ ｓ ｔ ｅ ｅ ｔ ｅ ｓ ｆ ｎ ｔ ｂｅ ｏ ｅ ａｉｎ ｏ ｒ ｎ ｆ ｒ ｒ ｕ ｅ ａ ｓ ｆｖ ｒ ｕ ｅ ｓ ｎ ｈ ｔｉ ｄ ｃ ｉ ｑ ａｉ ，ｔ ｕ ｎ ｌｅ ｃ ｈ ８ｅ ａ ｄ ｓ ａ ｌ ｐ ｒ ｔ ｆｔ ａ ｓｏ ｍｅ ，ｂ ｔ ｂ ｃ ｕ ｅ ｏ ａ ｉ ｓ ｒａ ｏ ｔ ａ ｎ ｕ ｅ ｏ ｌ ｕ ｌ ｙ ｈ ｓ ｉｆ ｎ ｅ ｏ ｏ ｓ ｔ ｕ ｔａ ｓ ｏ ｍｅ ｐ ｒ ｔ ｎ Ｔｈ ａ ｅ ｎ ｌｚｓ ｔ ｅ ｒａ ｏ ｓｏ ｆｒｏ ｉ ｎ ｓ ，ａ ｄ ｐ ｐ ｓ ｒ ｔ ｃｉｅ ｍｅ ｓ ｒｓ ｒ ｎ ｆ ｒ ｒｏ ｅ ａ ｉ ． ｅ ｐ ｐ ｒａ ａｙ ｅ ｈ ｅ ｓ ｎ ｆｉ ｅ ｒｏｌ ｅ ｓ ｎ ｍ ｏ ｅ ｐ ｏ ｅ ｔ ａ ｕ ｅ － ｏ ｎ ｉ ｉ ｓ ｖ Ｋｅ ｗ ｒ ｓ ｔａ ｓｏ ｍｅ ｉ； ｉ ｆ ｒ ｒｌａ ｏ ｎ ｌｓｓ ｐ ｏ ｅ ｔ ｅ ｍｅ ｓ ｒ ｙ ｏ ｄ ：ｒ ｎ ｆｒ ｒｏ ｌ ｎ ｅ ｉ ｅ ｓ ｎ ａ ａｙ ｉ； ｏ ｒ ｔｃ ｉ ａ ｕ ｅ ｖ ｓ
变压器油位过低缺陷分析与处理
现有的油位状态显示装置为油位计，油位计安装在变压器储油柜上，且直观的反映出储油柜中的油量。目前，变压器上所使用的油位计为指针式油位计和玻璃管式油位计。
图1指针式油位计
指针式油位计通过连杆将油面上下玻璃管式油位计通过与储油柜之间形成连通器，使内部油面直观的在外部显示，并在玻璃管中装载颜色艳丽的浮球，便于观察。
针对检查发现的问题对瓦斯继电器和主变油位进行处理，并将油色谱在线监测装置与#1主变脱离。继保人员检查确认瓦斯继电器二次接线无异常。检修人员拆卸瓦斯继电器检查内部，发现继电器开口杯的活动范围内被二次线卡阻，因此瓦斯继电器内部油面下降或有气体时，由于受到二次线的卡阻，开口杯不能正常下降，干簧触点不能闭合导致不能发出报警信号。
变压器油位过低缺陷分析与处理
摘要：变压器油位是否正常是判断变压器是否正常运行的重要因素之一,油位过高或过低都会影响变压器的正常稳定运行,油位过高,会造成变压器油溢出,造成浪费,油位过低,可能会引起变压器引线部分暴露在空气中,使绝缘强度降低,造成内部闪络,同时增大了油与空气的接触面积,使得绝缘油老化加速,绝缘强度降低。因此,对变压器油位异常的原因分析和治理就显得非常重要。
对#1主变进行停电检查，对主变本体、套管、各个法兰面及阀门进行检查，并未发现渗漏油痕迹；检查散热器油路阀门均在打开位置；打开主变散热器变高、变中和变低套管的排气阀，发现并无变压器油渗出；检查瓦斯继电器外观检查无渗漏油痕迹，而透过观察窗可见，瓦斯继电器内部已完全没油，初步判断变压器箱体油位已低于变低套管排气阀水平线。对本体油位进行外部校验，校验结果为本体油位低于本体顶端30cm，处于严重缺油状态。
（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。
油的劣化分析及净化处理.
1.3.1 油劣化的原因及措施
➢2、影响油劣化的因素及措施: ➢（4）自然光线：自然光线中的紫外线对油的氧化起催 化作用，加速油的劣化。
➢措施 ➢给油箱加盖，避免油长期暴露在自然光线下。 ➢（5）轴电流：轴电流通过轴承油膜，使油分解劣化， 引起油的颜色变深甚至发黑，并形成油泥沉淀物。
2023/11/2
1.3.3 油的再生
➢再生概念： ➢用化学方法或物理—化学方法使废油恢复原来的性质。 ➢白土过滤法、硅胶过滤吸附法、活性氧化铝过滤吸附法 ➢通常，水电站润滑油平均每2年再生一次；绝缘油每5-7 年再生一次。通常在中心油务机构再生。 ➢再生原理： ➢利用多孔性的吸附剂，将废油中的有机酸、水分、胶质 等吸出，并附着在其表面，清除污油中的油泥等沉淀物， 从而提高油的抗乳化性及抗氧化性，实现油的再生。
1－3 油的劣化分析及净化处理
2023/11/2
1.3.1 油劣化的原因及措施
➢1、油的劣化:使油的性能恶化的变化。 ➢产生有机酸及氧化物 ➢使油的酸值增大 ➢杂质增多 ➢闪点降低 ➢粘度增大 ➢并有胶质及油泥沉淀物析出 ➢劣化会使油的性能变坏，从而不能保证设备的安全可靠 运行。 ➢油劣化的根本原因是氧化，而促使油加速氧化的因素有 水分、温度、空气、天然光线和电流。
2023/11/2
特别指出，泡沫产生的主要原因有： ① 运行人员加油时速度太快，因油的冲击带入 空气； ② 油泵的吸油管没有完全插入油中或油位过低， 可能混入空气； ③ 油在轴承中被搅动也会产生泡沫。 因此，设计时应注意将注油及泄油管的出口做得 低于油面，并在加油时速度不能太快，避免泡沫 的大量产生。
压力滤油机 加热器
油泵
1.3.2 油的净化处理
➢（三）真空过滤 ➢操作程序： ➢1）循环初滤：将油先用压力滤油机在储油罐内循环过 滤，初步除去油中的所有机械杂质和大部分水分。
电力变压器油劣化原因和处理措施分析
电力变压器油劣化原因和处理措施分析变压器油在电力系统中起着重要作用，因此在变压器中得到充分利用，可起到绝缘，散热，消弧等作用。
因此，变压器油的性能要求相对较高。
但是，应该注意的是变压器油本身受温度和电压等各种因素的影响，油的质量会下降，这将影响设备的安全性能。
为了减少设备事故，它是有必要分析变压器油降解的原因并采取有针对性的对策。
标签：电力；变压器油；劣化近年来，随着经济和社会的不断发展，对电力的需求也在增加。
因此，电力工业也发展迅速。
变压器油是变压器绝缘和冷却的重要媒介。
其质量对电力系统中变压器的安全性和稳定性有重要影响。
但是，由于各种原因，运行的油品质量恶化或恶化，对变压器的安全运行构成威胁。
变压器油作为一种矿物绝缘油，主要来源于天然石油，在经过一系列的化工处理后，所获得的。
具有绝缘性强、冷却性优、粘度好等诸多优势。
而开展有关于变压器劣质油的相关分析，并予以针对性的手段和措施进行干预，对于变压器使用寿命的延长具有重要的价值。
同时，若针对老化的变压器油还可以采取相应的手段或方法加以处理，在实现降低经济成本的同时，还可以达到资源回收利用的目的。
因此，有效的实现了经济和社会利益的双收，促进企业的可持续发展。
1电力变压器油劣化原因碳氢化合物混合物是变压器油的主要成分，其物理性质受内部和外部因素的影响很大，如内部化学反应和极端外部环境。
这一系列变化将导致油品质量受到影响。
此外，人为因素也起到了推动变压器油质量差的作用。
例如，技术水平有限，管理缺失等等。
但是，经过对众多实践进行总结后发现，大部分变压器油劣质的原因都是受氧化作用所致的。
尤其是变压器中的金属构成部分，受水汽的影响，就会加速氧化作用的发生。
杂质和水分是大部分变压器油中均会掺杂的物质，虽然上述物质的存在，并不会对油的性质产生影响和改变，但是，需要注意的是，水分子和铁会在一定的环境下，发生化学反应，并且，受磁电厂的影响，水分子会发生分解反应。
该现象产生的根源在于，在变压器油中，水分子主要分布在变压器的两极之间，并且会沿着电厂的方向逐渐延伸，导致链状结构的形成，这对于变压器油的绝缘强度而言，会产生破坏作用，情况严重还会沿着主条链，并将主条链击穿。
油浸变压器常见故障分析及处理措施
现代制造技术与装备1702020第7期 总第284期油浸变压器常见故障分析及处理措施李迎春（宁夏师范学院，固原 756000）摘 要：变压器是变配电站的核心设备，变压器故障可能会给生产和安全带来严重的后果。
当变压器出现问题时，能够及时准确地进行故障分析判断和处理，可最大限度减少对经济和安全生产的影响。
因此，结合工作经验，分析油浸变压器在运行工作中的常见故障原因，并提出了相应的解决措施。
关键词：变压器；故障分析；处理措施Common Fauit Analysis and Treatment Measures of Oil-immersed TransformerLI Yingchun(Ningxia Normai University, Guyuan 756000)Abstract: Transformer is the core equipment of transformer distribution station, transformer failure may bring serious consequences to production and safety. When there are problems in transformer, fault analysis, judgment and treatment can be carried out in time and accurately, which can minimize the impact on economy and safety in production. Based on the working experience, this paper analyzes the common fault causes of the oil-immersed transformer in operation, and puts forward the corresponding solutions to the common fault causes of the oil-immersed transformer in the operation work and puts forward the corresponding solving measures.Key words: transformer; fault analysis; treatment measures电力变压器是变配电站所重要的组成部分，主要作用是变换电压、电流。
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42
0.863
0.623
0.484
0.350
9289.5
10814
4320/3380
11300/5750
6月10日(第8次循环)
44
0.728
0.546
0.388
0.291
9238.1
10823
3180/2800
9550/6000
6月12日(注入新油后)
40
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0.273
0.207
0.162
13097
变压器油质劣化问题分析及处理
2008-10-21中国润滑油信息网
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近年来，变压器油质劣化引起变压器绝缘介质损失角正切(以下简称介质损耗)上升情况时有发生，由于没有引起足够的重视，以致主变的介质损耗逐年增大，直至超过《电气设备预防性试验规程》中的规定值，2002年发生的一例较为典型。
高压-低压及地
650/535
1.21
2.200
13068
低压—高压及地
540/370
1.41
3.104
17211
表2绝缘油的色谱试验结果（×10-6）
氢甲烷乙烷乙烯乙炔总烃一氧化碳二氧化碳
15 5.1 0.2 0.7 0 6.0 682 562
注：油中含水量为17×10-6；油介质损耗(90℃)为1%
热油淋时进、出油口的温度分别为90℃和75℃，本体温度表显示温度为62℃，本体的真空度为-0.025 MPa，。持续12 h，停止热油淋，本体抽真空，真空度为-0.1 MPa，8 h后用高纯空气破真空至常压(或-0.025 Mpa)，时间为2 h，如此为一个循环。
2个循环后做一次介质损耗试验，共进行了8个循环，做了4次试验，数据见表7。
17240
10300/7300
11000/8350
热油淋循环用了9天时间，将用于热循环的变压器油全部抽出，换为新的尼纳斯油。从表7中的试验结果分析，介质损耗值明显降低，效果较好。
4结束语
本省已有4台220 kV变压器出现油质劣化问题，
对于已确认或怀疑是采用大连产变压器油的变压器，应特别注意绕组介质损耗的上升和绝缘电阻的下降趋势，并区别是进水受潮还是油值劣化。本文所列举的降低变压器纸绝缘介质损耗的方法，比较成功，可供有关单位参考。
低压-高压2.700 6 722
低压-铁心(其他接地) 2.507 7 376
低压-夹件(其他接地) 1.976 2 402.4
高压-夹件(其他接地) 0.684 674
高压-铁心(其他接地) 1.206 608.48
高压低压及地1.657 13 039
高压-低压2.682 6 806
夹件及铁心-地(高低压屏蔽) 0.883 7 412.9
2002-05-2942 1.230 1.740 13 068 17 211
根据表4中数据分析，发现介质损耗逐年增大。
2原因分析
2002年5月29日的预防性试验数据显示，该变压器的介质损耗已严重超标，不能投入运行。为慎重起见，2002年5月30日对部分试验项目进行了复试，并增加了一些试验项目，以进一步判断，试验数据见表5及表6。试验时天气晴，本体温度36℃。
涉及以油为主绝缘的部位，介质损耗值低，例如高压绕组与油箱壁介质损耗值为0.633(见表3)。铁心对地之间的部位介质损耗值为0.883%(见表6)。因此，纸绝缘的介质损耗上升是主要倾向。
(3)该变压器油产于大连，因工艺原因曾发生多次油质劣化而导致介质损耗上升的问题。这种因变压器油劣化，杂质进入纸绝缘，而导致纸绝缘介质损耗上升的缺陷，已在国内多处变压器和互感器中发生。而且，杂质是变压器油本身劣化而产生，该杂质进入纸纤维，造成纸绝缘介质损耗上升，该劣化油的分子链不稳定，受光线照射后，其介质损耗值会迅速下降，因此会出现设备整体的介质损耗值大，劣化源(变压器油)现场测试介质损耗值反而小的现象。
表3变压器其他部位介质损耗试验数据
项目
tgδ(%)
Cx(pF)
高压-低压
3.468
6868
高压-地
0.633
6118.2
高低压-地
2.022
6576
低压-地
2.851
10346
低压-高压
3.490
6868
低压-铁心
3.162
7405
低压-铁心及夹件
2.950
9808
低压-地
0.486
526.20
表4历年试验数据
1问题的发现
南京市雨花变电站1号主变压器是合肥ABB变压器公司制造，1998年3月出厂，1998年6月投入运行。该主变压器额定电压为220/110/10 kV，额定容量为120 000 kVA，接线组别YN、ao、d11。
2002年5月29日，南京供电公司对该变压器进行周期预防性试验时，发现主变本体介质损耗大幅度上升。试验时，天气晴，环境温度28℃，上层油温42℃，湿度65%。部分试验数据见表1。
铁心-地480/290 1.66
夹件-地535/374 1.43
(2)变压器内部涉及纸绝缘多的部位，介质损耗值高，例如高压和低压绕组之间的部位为2.682%(见表6)。
表6复试试验介质损耗及电容量
项目介质损耗/% (tgδ)电容量/pF (Cx)
低压-高压及地(低压套管屏蔽) 2.456 17 086
3处理过程
由于该变压器油已劣化，并进入纸绝缘，因此必须全部更换。采用新油循环对器身淋真空，以尽量置换纸绝缘中的劣化油。
首先放尽劣化的变压器油，热油循环淋分别用流量6 000 L和4 000 L真空滤油机各一台(加热功率144 kW)，用两根淋管通过自制的法兰进入主变压器固定在线圈上部。用了4 t新的尼纳斯油加温对变压器的器身自上而下进行循环淋。
6950/3800
5900/2500
6月5日(第2次循环)
44
2.312
2.533
1.230
1.350
9283.1
10986
5200/3280
5300/2840
6月7日(第4次循环)
44
1.353
1.199
0.721
0.Байду номын сангаас39
9322.4
10863
8250/4920
9600/4720
6月9日(第6次循环)
对试验数据进行分析，其结果为以下几方面。
(1)变压器无渗漏且油中含水量不高，为17×10-6(见表2)；较容易积累水分的铁心对地部位，介质损耗值较低为0.883%，见表6。
表5复试试验绝缘电阻及吸收比
项目绝缘电阻/MΩ(R60/R15)吸收比
低压-高压及地550/360 1.53
高压-低压及地725/535 1.35
试验前主变压器运行正常，无渗漏。但根据表1中数据表明介质损耗大幅上升，且严重超标，为找出问题所在，又对变压器其他部位进行了介质损耗试验，并查出该变压器历年的试验数据，具体数据见表3及表4。
表1 1号主变压器部分试验数据
项目
绝缘电阻/M
(R60/R15)
吸收比
介质损耗/%
(tgδ)
电容量/pF
(Cx)
表7 2002年6月介质损耗试验数据
日期
本体温度(℃)
本体介质损耗（%）
电容量(pF)
实测绝缘电阻
(R60/R15)
(实测值)
折算到200℃
H-L，E
L-H，E
H-L.E
L-H，E
H-L，E
L-H，E
H-L，E
L-H，E
6月3日(抽油后)
33
1.659
2.108
1.180
1.498
9 260.1
10939
日期本体温度本体介质损耗/%(折算到20℃)电容量/pF
(℃)高压-低压-高压-低压-
低压及地高压及地低压及地高压及地
1998-04-3028 0.310 0.300 12 750 16 371
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