变压器油常见问题与解决方案
变压器油常见质量问题及探讨
1．为什么要控制绝缘油的密度(或相对密度)?
密度(或相对密度)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粘附冰结晶，但当气温升高时，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，为此对绝缘油控制密度，一般要求在20℃时密度不大于895kg／m’。
2．运动粘度对绝缘油使用中有什么影响?
在变压器中变压器油作为绝缘和传递热量的介质，要求选择合适的粘度以保证油品在长期运行中起到理想的冷却作用，选择合理的低温粘度以保证变压器在停止运行再启动时能安全工作。因而美国ASTM 19487变压器油标准中规定0℃和100℃运动粘度的要求，在国际电工委员会颁布的IEC 296标准中也规定了40℃、-15℃(或-30℃、-40℃)运动粘度的要求。粘度过大影响传热，反之工作安全性降低。
3．什么叫绝缘油的凝点和倾点?此指标对绝缘油使用性能有何影响?
绝缘油的凝点是油液面不移动时的最高温度。绝缘油的倾点是试油流动的最低温度。
绝缘油是由不同烃类组成的混合物，各种烃类的凝点也是不相同的。因而当油品降温时，油品并不立即凝固，要经过一个稠化阶段，
的总值，一般酸中和1g绝缘油中酸性物质所需的氢氧化钾mg数来表示。
对于未使用过的新变压器油几乎不含酸性物质，其酸值相当小，但油品在长期储存下，尤其是充人电器设备投入运行后，难免会与空气中氧接触，油品易被老化。氧化初期时主要生成低分子有机酸，进一步氧化产生高分子有机酸以及酸陛产物，在绝缘油中存在上述各类酸性物质后，则会提高油品的导电性、降低油的绝缘性能，还可能产生对金属的腐蚀。在运行温度较高(80℃以上)的情况下，促使固体纤维纸绝缘材料发生老化现象，从而缩短设备的使用寿命。
对于未使用过变压器油酸值一般在0.01mgKOH／g，对运行油控制酸值不大于0.1mgKOH／g。
6．测定运行中绝缘油pI-I值的意义是什么?
一般未用过的(新的)变压器油几乎不含酸性物质，其酸值较低，pH值在6～7范围内，pH值主要用来表示绝缘油水溶性酸的指标。
根据我国现场调查情况、模拟试验以及实验室内老化试验结果的油分析，对运行中变压器油一般酸值大于0.1mgKOH／g，pH值等于或小于4．0时变压器运行油析出油泥的可能性增加，反之则变压器油可基本保证变压器良好可靠地工作，当酸值升到0.2mgKOH ／g以上或pH值低于3．8时，油质劣化显著，会有较多油泥产生。因而对运行油规定pH值应大于4．2。
7．何谓绝缘油的击穿电压?
击穿电压也是评定绝缘油电气性能的一项指标，可用来判断绝缘油含水和其它悬浮物污染的程度，以及对注入设备前油品干燥和过滤程度的检验。
对清净干燥的油施加一个逐渐升高的电压时，在电压的负极端会发射击电子，当电子具有足够能量时，可使油分子微化离解，于是整个离解过程随电压升高而加强，当达到某一个电压后，会产生大量传导电流而形成电弧，这种现象被称为击穿，击穿时电压被称为击穿电压。若油中有水或固体物存在时，则会使击穿电压变小，这时由于水和固体物的导电性均比油大之缘故。运行中油的击穿电压低是变压器工作危险的信号。
对于变压器油国内外标准中规定击穿电压一般在40～50kV，高的达60kV甚至更多。
8．何谓电容率?
电容率又称介电常数(或相对介电常数)，测定在一个电容器两电极之间和周围全部只有绝缘油充满时的电容与同样电板的真空电容之比。不同绝缘油具有不同电容率，电容率通常随温度和频率而发生变化，在实际使用中，要求电容器油的电容率随温度和频率变化越小越好。如果电容器的电容率变化较大，失去安全感，应采取相应的措施。
9．何谓绝缘油的介质损耗因数?
绝缘油的介质损耗因数用介质损耗角正切值来表示，而介质损
耗角是外施交流电压与它里面通过的电流之间的相角和余角。
变压器油是在变压器或相类似设备中作为绝缘介质存在，在交流电路产生的变化电场作用下，理论上在介质内部只会通过微弱的电容电流，它与施加电压的相位提前90℃，因此是无功电流，只影响设备的功率因数，不会产生功率损失，但实际上在油内会或多或少存在能．使内部电荷不平衡或由于电场作用而产生的极性分子，它们能起到导体作用，从而产生电阻性的传导电流(或称泄漏电流)，此电流与施加电压同相位，因此是有功电流，引起功率损失，称为绝缘油的介质损耗，用传导电流与电容电流的比值(谫)来表示，称为介质损耗因数。
介质损耗因数是评定绝缘油电气性能的一项重要指标，特别是油品劣化或被污染对介厨损耗因数变化更为明显，在新油中极性物质较少，所以介质损耗因数一般在0．0001~0.001之间范围内。运行油介质损耗因素过大就要采取处理措施。
10．变压器油的界面张力发生变化说明什么?
(1)界面张力表示绝缘油和不相溶水之间产生的张力；
(2)油品因使用后老化变质生成氧化产物、油泥等均对界面张力有影响；
(3)未用过变压器油的界面张力一般可达40—50mN／m，油品老化后，由于生成各种有机酸(一COOH)及醇(一OH)等极性物，使油品的界面张力逐渐下降。
11．测定变压器油的氧化安定性的意义是什么?
变压器油的氧化安定性是将一定量的试油置于恒定温度的油浴中，在有铜催化剂存在下，通入氧气、连续氧化164h后，测定其生成的酸值和沉淀物。用氧化安定性指标来估计油品使用寿命。
由于变压器油在变压器运行中油温为60-80℃，当超负荷运行时，油温更高。油品在长期使用过程中不可避免与氧气接触，从而油品会老化而生成酸性物质或油泥，然而酸性物质会对设备中所用铜、铁等金属材料腐蚀而生成金属盐，更加速油品老化，生成的油泥粘刚在线圈和绝缘部件上，造成堵塞通道，加速固体绝缘材料老化，严重影响散热，导致变压器中线圈局部过热，从而发生事故。
长期以来，人们利用氧化安定性指标来预测油品的使用寿命，特别对变压器油这样一种需要长周期使用的油品来说，尤为重要。因为一个大的变压器往往需注入几十吨油。当设备投入运行后，能安全、正常以及长时期的工作对于国家经济和生活的正常运转有着直接影响，若油品氧化安定性较好，在使用中变化较小，使用寿命长，不仅节省油料，减少检修设备所消耗的人力和物力而且还可以保证各部门正常工作，为此人们对变压器油的安定性指标给予极大的关注。12．测定变压器油析气性的目的和意义是什么?
变压器油在使用过程中受到强的电应力作用会发生化学变化产生气体。电气设备大多熏浸在绝缘油中工作，绝缘油在高电压强度下，由于发生瞬间放电或进缘放电，使油品脱氢。一般绝缘油本身不能吸收氢气，具有一定粘度的大容量绝缘油不会使析出的氢气迅速脱离油
相，使得绝缘油中存在游离状态的氢气泡，即气穴。这些气穴的存在严重影响变压器的运行安全。
在电场和电离作用下绝缘油的析气性是用来评价绝缘油在受到其强度足以引起在油、气交界面上放电的电场(或离子场)作用下，吸收或放出气体的趋势，它是目前评定超高压变压器油性能的一项重要指标。析气性和油品组成和加工工艺有关。
目前我国测定的超高压变压器油标准对析气性指标明确规定不大于+5ul／min.无乙炔与氢气，总烃含量小于150PPM。
13．水分对绝缘油电气性能有哪些不利的影响?
水分对绝缘介质的电气性能和理化性能都有极大的危害，首先水分会降低油品的击穿电压。据报道，当油中含水量为0.01％时，击穿电压约为15kV，当水含量增加到0.03％时，击穿电压降到6kV 左右，同时水分对介质损耗因数也有明显的影响。随油品内水分增加，介质损耗因数增加，当油中水含量为0.02％时，介质损耗因数为1×10-6。，当水含量增加15倍，即0.1％时，介质损耗因数增至为2．1×10-6。
此外，水分还能促进有机酸对铜、铁等金属的腐蚀作用，产生的皂化物会恶化油的介质损耗因数，增加油的吸潮性，并对油的氧化起催化作用。一般认为受潮的油比干燥的油老化速度要增加2—4倍，所以长期以来人们对绝缘油中的水的存在给予极大的关注。目前国内外的变压器油标准中都对水分提出要求控制在30PPM左右。
14．绝缘油中水分的来源有哪些?以何种形式存在?
绝缘油在包装运输和储存管理过程中，如保管不妥有可能进入水分，此外石油产品有一定程度吸水性，能从大气中或与水接触时，吸收和溶解一部分水，绝缘油的吸水能力与其组成以及所处温度环境均有关。一般说来在20~C时绝缘油溶解水能力为40×10“左右，通过工业脱水装置可使变压器油的含水量降到10×100左右，此外油品的吸潮性随空气相时湿度和油温呈线性增加。如油样在60~(3下，相对湿度为40％时，油中含水量为80×10～，当相对湿度为80％时，油中含水量达200×10～。不同化学组成的油品，其吸水性可达到数十个10“之差，油内芳香烃成分愈多，相对说来油品的吸潮性愈高，油内存在某些极性分子也均能增加油品的吸潮性。
水在绝缘油中以3种方式存在：
①悬浮状。水分以水滴形态悬浮于油中。
②浮化状。指水分的极细小的水滴状均匀分散于油中。
③溶解状。水分以溶解于油之中形式存在。
15．绝缘油的含(吸)水量与哪几种因素有关?
(1)与油品的化学组成、温度、暴露在空气中的时间以及油品的老化程度均有关；
(2)油品中的含水量是随油温增加而增大，随油温下降而减少；
(3)随油品中芳烃含量增加，油的吸水能力也随之增强。
16．我国目前有哪些绝缘油标准?此类产品主要适用哪些范围?
我国目前已制定有GB 2536—2011电气绝缘油标准(变压器油
标准)，主要用于330kV及其以下的变压器和有类似的要求电器设备中。
SH 0351—92(1998)断路器油，主要用于断路器中。
SH 0040—91(1998)超高压变压器油，主要用于500kV变压器和有类似要求的电器设备中。
17．如何验收新变压器油?
新变压器油按GB 2536—2011变压器油标准或SH 0040—9l超高压变压器油标准验收。
新油按以下指标验收：
水溶性酸(pH值)≥5．4
酸值≤0．01mgKOH／g
闪点(闭口) >135℃(25、45号油)
机械杂质无
游离碳无
水分≤30ug/g
界面张力(25℃) >40mN/m
介质损耗因数(90℃) ≤0.001
击穿电压
500kV变压器和互感器套管≥60kv
330kV变压器和互感器套管≥50kV
66～220kV变压器和互感器套管≥40kV
20~25kV变压器和互感器套管≥35kV
≤15kV变压器和互感器套管≥25kV
气体含量：无乙炔氢气，总烃不大于2.0PPM
18．如何进行变压器和互感器套管补油和换油?
由于充油变压器运行时间很长(一般20。30年)，补油与换油是难免的。但应遵循GB／T14542"运行中变压器油维护管理导则”，要点如下：
(1)最好补加同一油源，同一牌号及同一添加剂的新油。补加油品各项特性指标都应不低于设备内的油。当补加量在5％以内时，通常不会出现问题。若补油量超过5％时，应先作混油试验，看有否油泥出现。
(2)不同牌号油原则上不宜混合使用。若要混用，应先做倾点，再按DL／L 429．7《油泥析出测定法》方法预先进行混油的老化试验。确认无沉淀物产生，介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。
(3)无论补何种油，都要掌握混合后的油质应不低于运行油(或新油)中最差的一种。
(4)换油注意事项，基本上与补油要求相同。但应尽量把变压器油放光，以免新油质量下降。
19．对运行中变压器油可采取哪些防劣化措施?
为延长油的使用寿命，应加强对运行中油的维护工作，防劣措施有3种，可在油中添加T 501抗氧剂，安装热虹吸过滤器(净油器)。
对于1000kV．A以上变压器应至少采用下述任何一种防劣措施。
①新油和再生油T 501含量应不低于0．3％～0．5％，运行中油应不低于0．15％，当含量低于此规定值时，应进行补加。补加时油的pH值不应低于5．0；
②安装热虹吸器时，其吸附剂的用量应为油量的0．5％～1．5％；
③安装隔膜密封装置。
20．如何鉴别T 501抗氧剂的质量?
T 501抗氧剂是2，6一二叔丁基对甲酚，适用于做石油产品的抗氧和防酸剂及塑料和橡胶的防老剂。在此产品合成过程中，由于工艺条件和原料纯度会产生烷基酚的许多同系物或异构体，甚至还可能有游离酚存在。如果精制过程不良，将会影响到产品纯度。如果产品保管不善、见光受潮或时间过长也会使颜色发黄、质量降低，可按SH 0015—90质量指标来鉴别其纯度和质量水平，一般外观白色结晶，熔点合格即为合格产品。
21．有哪几种方法可以来评定T 501添加剂感受性?
可以推荐以下4种方法来评定T 501添加剂的感受性：
①IECA74加抗氧剂矿物绝缘油氧化安定性方法；
②GB/T 259氧化初期挥发性水溶性酸测定法；
③NB/SH/T 0811变压器油氧化安定性测定法；
④YS25一l一84运行油开口杯老化测定法。
22．绝缘油储存中应注意哪些方面?
①储存油品的容器必须洁净、严密、严防混入水和杂质；
②换用新油时，应将设备中残油清除干净，以免污染新油；
③尽量避免与空气接触。
23．如何对含有杂质的绝缘油进行净化处理?
净化处理可以有以下几种方法：
①过滤：可除纤维质、炭黑、金属及其他颗粒、油泥等固体杂质；
②加热：可分离溶解的和游离状水分；
③抽真空：排除溶解的空气及其他气体。
24．油品颜色深浅意味着什么?
从油品颜色深浅也可以粗略了解油品的精制程度和油品在使用后变质情况。变压器油质量好的油均采用适当精制工艺生产的，颜色较浅，一般是呈浅黄色，按GB／T 6540方法测其色度均在1号以下，有的油品颜色接近水白色。
油品在使用过程中，由于被氧化而会生成酸I生物质或油泥(沉淀物)，这些物质均可使油品颜色变深。可测定其介质损耗因数、击穿电压、水分、酸值和颜色等项指标是否符合新油标准，有条件的单位也可测定其氧化安定性指标是否符合标准。
25．变压器油品中存在水对互感器使用有何影响?如何除去水?
如果互感器中的变压器油含有过饱和的水，则当设备工作时会产生击穿，影响正常运转，严重的产生强大电弧，使瓷套爆炸，曾发生过对人身伤害的事故。因而应注意在变压器油的运输、转运和储存保管等各环节避免水的进入。
如果油桶中进入大量水，应设法处理而除去水，可以先用沉降
的方法，将水沉于桶底，然后设法将上层油抽出，但是不可避免在油中还含有一些水，再用反复过滤或干燥剂吸附办法直至油内水在
30PPM以下为止。
26．运行中油品的电气性能下降的原因有哪些?可采用何种补救措施?
常用击穿电压和介质损耗因数来表示绝缘油的电器性能或绝缘能力。即使只有微量的水分和杂质，油品的击穿电压即会降低，另外金属滤网的碎屑、纤维、灰尘及炭黑等悬浮物也会对击穿电压产生不良的影响。当绝缘油被老化生成酸性物质或油泥，或油中混人水或杂质都会使介质损耗因数增大，此外，在装卸油品时使用不合适的输油胶管或塑料管，导致油品和这些材料相溶致使油品变质，此时油品介质损耗因数突然增高，有时达0．1。
当发现油品变质，电气性能下降，不能满足运行油性能指标要求时，则对此用过油品可进行再生处理，常用办法是用白土处理后再补加抗氧剂使其各方面性能达到新油要求。
27．变压器油、电容器油和电缆油能否通用?
变压器油、电容器油和电缆油均属于绝缘油，但由于它们使用场合不一样，每种油品对电器性能要求也有程度上的不同，如变压器油的电气性能主要考虑击穿电压和介质损耗因数，但电容器油还要求电容率和容积电阻，此外由于每种电器设备的工作条件、环境不一样，在运动粘度、凝点(或倾点)等方面要求不同，因而上述几种油一般不能通用。应按照油品规定的规格指标选用.
28．当没有变压器油时能否用机械油代替?
10号机械油的运动粘度、凝点和闪点等项指标以及外观有些与10号变压器油相近，但是由于机械油的加工精制工艺较浅，因而此类油没有良好绝缘性和氧化安全性，所以不能将机械油或其它劣质油当变压器油使用。如果将机械油误当成变压器油使用时，首先在验收“设备中油”时会发现许多指标不能满足要求，需对油品进行处理，如果继续用下去可能造成电气设备事故，不仅毁坏设备，影响其它部门正常工作，还可能造成人身事故。有时也许在短时期内不被发现，但随设备运行时间增加，问题会暴露更多，因而在使用时切勿麻痹大意。29．在使用过的绝缘油中发现有炭黑颗粒，这是什么原因造成的?
油炭黑是绝缘油在电弧(运行中)作用下燃烧时产生的。
炭黑一般是胶体、均匀分散于油中，但当炭黑较多时，则从油中析出，胶体状炭黑多见于开关油中，且均匀地分布在整个油品中，几乎在所有情况下，绝缘油表面呈莹光闪闪的蓝色到紫色。可以通过过滤办法将炭黑除去。
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
变压器油的运行维护措施探讨 变压器作为电力系统中非常重要的设备之一，保证其安全稳定的运行具有极其重要的意义。变压器在运行过程中，需要进行必要的维护和保养，变压器油作为变压器运行和维护过程中极其重要的一项，对保证变压器的安全运行具有极其重要的意义。文章分析了对变压器油质量的简易判断和对变压器油运行的要求，并进一步对变压器油的运行维护进行了详细的阐述。 标签：变压器；绝缘；运行维护；措施 1 变压器油质量的简易判断 变压器在运行过程中，需要保证变压器油的质量，同时质量还要达到较高的一个水平，但如果简单的进行观察很难确切的进行变压器油质量的判定，所以许多时候还是需要一些简单的试验来进行判断的。但对于一些不合格的变压器油也是可以从颜色、透明度和气味等方面来进行判断的。 1.1 油的颜色 正常情况下，如果变压器油的质量合格，则新的变压器则是浅黄色的，所以当发现新油的颜色呈现暗色时，则说明这油已经被氧化了，质量是不合格的。另外在变压器运行过程中，如果新加的变压器油很快就由浅黄色变成深暗色，则说明此变压器油的质量是不合格的。 1.2 透明度 为了有效的判断变压器油的质量，可以把一部分变压器油装在玻璃瓶中，如果油呈现透明，而且带一些紫色的荧光，则说明这油是优质的变压器油。如果透明度较低且没有荧光时，则说明油中含有机械混合物和游离碳，则可以判定这油是不合格的。 1.3 气味 对于新的变压器油当我们用鼻子去闻时，有一股煤油味，这是质量合格的变压器油，如果出现烧焦的味道和酸味，则说明此油已经过热或是严重的老化了，是不合格的变压器油。 2 变压器油的运行要求 变压器油在运行过程中要避免与空气接触受潮，因为受潮的变压器油会对金属设备造成一定的侵蚀，并产生一定量的沉淀，会导致变压器油的使用寿命缩短。同时对于劣质的变压器油与质量好的变压器来对比，劣质的变压器油更易受到潮气的影响，而且老化的速度也要比新油快。但在变压器的运行过程中，变压器油
主电力变压器使用维护与保养制度 一、变压器使用 1.1 变压器总装配后，于投入运行前应经过如下试验。 1.1.1 测量绝缘电阻。 1.1.2 测量直流电阻。 1.1.3 外施工频耐压试验，试验电压按出厂试验标准之85%（见产品试验报告之记录）历时一分钟。 1.1.4 用不大于100%额定电压进行空载试验，历时半小时。注意此试验中变压器的音响及仪表之变化。 1.1.5 测量变压器之空载电流与空载损耗,测得结果应与出厂试验结果无显著差别。 1.1.6 上述试验均应在变压器注油至少10小时后进行,进行试验时,应保持上述顶目之先后顺序。 1.2 变压器通过了第1.1条所列之试验后，应进行如下检查。 1.2.1 整定与试验保护装置:气体继电器、过电流继电器、差动继电器之动作。 1.2.2 试验油断路器的传动机构与联锁装置之动作。 1.2.3 检查储油柜油面，储油柜与变压器之间连接活门一定要开通。 1.2.4 校验温度计之读数。 1.2.5 检查变压器各处是否有其它不相干的东西存在。 1.2.6 油箱接地是否良好。 1.2.7 是否漏油。 1.3 装有气体继电器的变压器，在试运行时，先将气体继电器的信号触头接至变压器的电源跳闸回路，过电流保护时限整定为瞬时动作，然后变压器接入额定电压，历时30分钟，倾听变压器的声，如有可能变压器接入的电压应由零逐渐升高，以便早期发现故障。 1.4 变压器应由供电侧接入电源，因为变压器的保护装置多装在该
侧，如产生不正常情况能及时切断电源。 1.5 试验完毕后，切断电源，重新调整过电流保护整定值，并将气体继电器的信号触头接至报警回路，跳闸触头接至继电保护之跳闸回路，再使变压器在额定电压下空载合闸3～5次，以检验在激磁电流冲击作用下的继电保护装置之动作。 1.6 如变压器接入电压的试验良好，便可接纳负载投入运行。 1.7 变压器在运行中，应经常检查各温度指示及油面指示装置和保护装置（如气体继电器等），以保证其动作可靠，经常查看各个密封处有无漏油。 1.8 关于变压器的维护，应遵照《变压器运行规程》执行。 二、吸湿器 2.1 吸湿器系供清除和干燥由于变压器油温升而进入变压器储油柜的空气中的杂物和潮气，以保持变压器的绝缘强度。当变压器由于负荷或环境温度的变化而使变压器油的体积发生涨缩时，迫使储油柜内的气体通过吸湿器产生呼吸以清除空气中杂物和潮气，保持变压器油的绝缘强度。 2.2 使用前必须检查玻璃管是否破损，硅胶是否变为红色，并将罩拧下来卸下密封垫圈，按油面线高度在罩内注入变压器油后，仍将罩拧上，最后应检查密封处是否严密，以防漏油。 2.3 变色硅胶在干燥的状态下呈兰色，吸收潮气后呈粉红色，此时即说明硅胶失去吸湿效能，必须进行干燥或更换。 2.4 在使用过程中，应经常督视吸湿器中的硅胶是否变色和变压器是否过脏或者因蒸发而使油面低于油面线，如当硅胶呈红色或油面高度低于油面线，油质过脏时应将硅胶干燥处理。详见吸湿器使用说明书。 三、QJ4－50（25）型气体继电器 3.1 QJ4－50（25）型气体继电器是带有储油柜的油浸变压器的一种保护装置，它安装在变压器油箱与储油柜之间的连接处，当变压器内部发生故障而产生气体和油流速突然变化而使油面降低时,继电器动作，使之达到保护变压器的作用。
变压器运行方式
1主题内容与适用范围 本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。 本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器。 2引用标准 GB1094.1～1094.5电力变压器 GB6450干式电力变压器 DL400继电保护和安全自动装置技术规程 SDJ7电力设备过电压保护设计技术规程 SDJ8电力设备接地设计技术规程 SDJ9电气测量仪表装置设计技术规程 SDJ2变电所设计技术规程 DL/T573-95电力变压器检修导则 3基本要求 3.1保护、测量、冷却装置 3.1.1变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。 干式变压器有关装置应符合相应技术要求。 3.1.2装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。 3.1.3变压器的冷却装置应符合以下要求： a.按制造厂的规定安装全部冷却装置； b.风扇的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；
3.1.4变压器应按下列规定装设温度测量装置： a.应有测量顶层的温度计(柱上变压器可不装)，无人值班变电站内的变压器应装设指示顶层最高值的温度计； b.干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。 3.2有关变压器运行的其它要求 3.2.1变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位标志。 3.2.2变压器在运行情况下，应能安全地查看顶层温度。 3.2.3室内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。 3.2.4变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”的标志牌。 3.3技术文件 3.3.1变压器投入运行前，应保存好技术文件和图纸。 a.制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告； 3.3.1.2检修竣工后需交： a.变压器及附属设备的检修原因及检修全过程记录； 3.3.2每台变压器应有下述内容的技术档案： a.检修记录； b.预防性试验记录； c.变压器保护和测量装置的校验记录； 4变压器运行方式 4.1一般运行条件 4.1.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行。
矿物绝缘油现场处理及换油规范 编制说明
目次 1 编制背景 (3) 2 编制主要原则 (3) 3 与其他标准文件的关系 (3) 4 主要工作过程 (3) 5 标准结构和内容 (4) 6 条文说明 (4)
1 编制背景 本标准依据《国家能源局综合司关于下达2018年能源领域行业标准制（修）订计划及英文版翻译出版计划的通知》(国能综通科技〔2018〕100号文)（计划编号：能源20180656）的要求编写。 本标准计划名称为《电力用矿物绝缘油现场处理及换油规范》，为规范标准名称，与同类相关标准命名一致，将本标准名称改为《矿物绝缘油现场处理及换油规范》。 本标准编制背景是变电站的各类电力充油设备运行一段时间以后，电力用矿物绝缘油达到一定老化、污染等各方面影响时，要求定期进行现场油质处理及换油工作。但是，目前各类电力充油设备均没有明确的绝缘油现场处理及换油标准或规范。因此，为规范管理不同电压等级、不同充油设备现场油质处理及换油的操作行为和方法，需编制相关标准予以规范有关工作。 本标准编制主要目的是为了实现电力用矿物绝缘油现场处理及换油工作的标准化、规范化、准确化。 2 编制主要原则 本标准根据以下原则编制： 1）本标准编制遵循全面性、适用性和可靠性的原则，在总结以往电力用矿物绝缘油现场处理及换油经验的基础上，从实际现场绝缘油处理及换油出发，对绝缘油现场处理及换油的技术要求、工作措施、注意事项等方面内容提出了要求。 2）本标准编制依据国家、行业、企业有关标准和规程制度，对相关资料进行综合分析，以规范电力用矿物绝缘油现场处理及换油工作。 3）本标准在编制过程中，广泛调研了各单位电力用矿物绝缘油现场处理及换油工作的实际情况，力求做到绝缘油现场处理及换油工作的标准化、准确化、实用化。 3 与其他标准文件的关系 本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。 本标准不涉及专利、软件著作权等知识产权使用问题。 本标准主要参考文件： GB/T 2536 电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油 GB/T 7595 运行中变压器油质量 GB/T 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法 GB/T 12325 电能质量供电电压偏差 GB/T 14542 运行变压器油维护管理导则 DL/T 419-2015 电力用油名词术语 DL/T 521 真空净油机验收及使用维护导则 DL/T 573 电力变压器检修导则 DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 727 互感器运行检修导则 4 主要工作过程
变压器油色谱分析的基本原理及应用 字数：2509 字号:大中小 摘要:文中阐述了采用色谱分析判断变压器内部故障的意义、原理及方法,并列举了采用色谱分析判断变压器故障的实例。 关键词:变压器色谱分析潜伏性故障 概述 油色谱分析作为在线检测变压器运行的一项有效措施,由于它做到了监测时不需要将设备停电,而且灵敏度高,与其他试验配合能提高对设备故障分析准确性,而且不受外界因数的影响,可定期对运行设备内部绝缘状况进行监测。因此变压器油色谱分析已真正成为发现变压器等重要电气设备内部隐患、预防事故发生的有效途径,在严格色谱分析工作的开展下,使设备的潜伏性故障得到及时消除,确保变压器等设备安全稳定运行。 1.绝缘油色谱分析的基本原理 变压器大多采用油纸复合绝缘,当内部发生潜伏性故障时,油纸会因受热分解产生烃类气体。含有不同化学结构的碳氢化合物有着不同的热稳定性,绝缘油随着故障点的温度升高依次裂解产生烷烃、烯烃和炔烃。在正常情况下,充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料,在过热或电的作用下会逐渐老化和分解,产生少量的低于分子烃类气体和一氧化碳及二氧化碳气体,这些气体大部分溶解于油中,当充油电气设备内部存在潜伏性过热和放电性故障时,就会加快这些气体的产生速度,随着故障的发展,分解出的气体形成气泡在油中对流、扩散,不断溶解在油中。 2.绝缘油色谱分析的方法 2.1故障下产气的累计性 充油电力设备的潜伏性故障所产生的可燃性气体,大部分会溶解与油中,随着故障的持续,这些气体在油中不断积累,直至饱和甚至析出气泡。因此,油中故障气体的含量及其积累程度是诊断故障存在与发展的一个依据。 2.2故障下产气的速率 正常情况下充油电力设备在热和电场的作用下,同样老化分解出少量的可燃性气体,但产气速率应很慢。有的设备因某些原因使气体含量超过注意值,不能断定故障;有的设备虽低于注意值,如含量增长迅速,也应引起注意。产气速率对反映故障的存在、严重程度及其发展趋势更加直接和明显,可以进一步确定故障的有无及性质。因此,故障气体的产气速率,也是诊断故障的存在与发展程度的另一个依据。 2.3故障下产气的特征 变压器等电力设备内部不同故障下,产生的气体有不同的特征。如:局部放电时会有
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
变压器使用维护规程 版次：A/0 拟制部门：设备部 审核人：杨银 批准人：曹辉 1 目的 指导和规范电力变压器使用与维护，确保设备达到规定要 求。 2 适用范围 本规程适用于选烧厂烧结工序动力变压器使用与维护。 3 术语/定义 4 职责 4.1 点检员负责变压器专业点检，紧固、调整、防腐、清扫。 4.2 维护人员负责变压日常巡检。按照使用维护标准执行。 5 使用维护内容与要求 5.1 对人员的要求 5.1.1 点检员必须取得国家职业技能鉴定中级以上等级证书，熟悉设备结构，掌握点检方法，并持证上岗。 5.1.3 检修人员必须经过培训考试合格，取得国家职业技能中级以上鉴定等级证书，熟悉设备结构，掌握检修规程，并持证上岗。 5.2 对备件材料的要求 所用的材料、备品备件必须符合设备的技术要求，必须有产品检
验合格证。 5．3变压器的运行 5．4试运行前的检查 5．4．1变压器在试运行前，断路器、继电保护、控制回路、指示仪表等接线正确,动作可靠,操作良好。 5．4．2变压器注满油后,根据变压器容量的多少,需要静止时间4~16小时,方能做耐压试验.。 5．4．3高压各项试验合格。 5．4．4重瓦斯保护在切闸位置。 5．4．5检查相序是否正确.。 5．4．6通风设备完好。 5．4．7各阀门位置应正确.。 5．5试运行 5．5．1新安装或大修后的变压器应冲击合闸充电。 5．5．2第一次充电后,持续时间不应小于10分钟,变压器等均无异常情况。 5．5．3变压器应进行5次全电压冲击合闸,并应无异常情况,励磁涌流不应引起保护装置的误动。 5．5．4变压器并列前应先核对相序,相序应一致.。 5．5．5变压器空载运行时间一般为24小时。 5．5．6变压器经空载运行后,方可带负荷运行。 5．5．7新带负荷的变压器应增加检查次数,注意温升,油面温升超过45℃时应发信号报警。 5．6额定运行 5．6．1变压器在规定的冷却条件下,按铭牌的电压,电流范围运行。5．6．2装有风冷及强迫油循环冷却的变压器,视温升情况,按制造厂规定启停冷却装置。 5．7允许温升 5．7．1变压器最高允许上层油温不准超过95℃控制在85℃。 5．7．2允许电压:施加在变压器分接头上的电压应不大于其相应额定值的105%。 5．8允许的过负荷: 5．8．1自冷或风冷的油浸式电力变压器正常过负荷的数值与时间,应遵守下表. 负荷与过负荷前口层端正的温升(℃)
变压器运行维护规程 1 ?主题内容与适应范围 1.1本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。 1.2本规程适用于变压器运行管理。 2?引用标准 DL/T572- 95电力变压器运行规程 GB/T15164油浸式电力变压器负载导则 3 ?设备规范（见表1） 表1主变压器运行参数
4 ?主变正常运行与维护 4.1 一般运行条件 4.1.1主变运行中的顶层油温最高不允许超过95C,为防止变压器油质劣化过速， 正常运行时，顶层油温不宜超过85C。 4.1.2主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105%。 4.1.3主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25%。 4.1.4主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。 4.2主变周期性负载的运行 4.2.1主变在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。 4.2.2主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流（标么值）不得超过额定值的1.5倍, 且主变顶层油温不允许超过105C。 4.2.3当主变有较严重缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3主变短期急救负载的运行 4.3.1主变短期急救负载下运行时，急救负载电流（标么值）不得超过额定值的1.8倍, 且主变顶层油温不允许超过115C ,运行时间不得超过半小时。 4.3.2当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3.3在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。 4.4主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。 4.5短路电流的持续时间不超过下表之规定
35KV油浸式变压器安装和运行维护 一、部件的安装 1、35KV 和10KV 套安装使用中注意的问题： （1）套管的受力应和密封平面垂直。否则套管受到的力引起密封橡皮单边受力，很容易产生渗油。检查办法：松掉所有坚固螺丝，母排接头要很自然地靠在套管接头边，不允许有大的距离。 （2）接线板和导电杆的连接，接线板开口处的锁紧螺丝要受力均匀、合适。否则会出现发热和拉弧熔融现象。但用力又不能太大，不然铜接头会开裂。 2、气体继电器与集气盒 气体继电器是变压器上很重要的保护元件，设有手动试验跳闸杆（探针）和放气嘴。德国EMB气体继电器，试验探针压到一半为轻瓦斯动作，全部压下为跳闸信号。动作容积即轻瓦斯动作信号（单位㎝3），一般气体容积整定值范围为250～300ml。放气后应注意把油迹擦干净，接线时注意防止接线柱松动，引起渗油。 2.1 气体继电器运行前要把两边的观察窗盖打开，便于观察；另外要做好二次接线的绝缘、防潮工作，防止误发信号。 2.2 集气盒的主要作用：气体继电器和集气盒配套使用。集气盒的目的是把气体继电器内汇集到的气体转移到安装位置较低的地方，以便于观察和采集气体。在气体继电器和集气盒之间有一根较细的导气管，起到连通作用。因此我们可以在下面直接放气或采集气体。具体办法是从集气盒下部的放气嘴放油，当看不到气体继电器里的气体，并且集气盒内滴下的是油，则停止放油，打开上部放气嘴，用杯子倒置采气。 3、压力释放阀 变压器运行时油箱需要承受一定的正压，此压力和变压器大小以及油位的高度有关；当变压器内部发生电气事故时，可能会产生急剧拉弧和油的分解，因油的迅速分解会产生类似于“爆破”的冲击压力。如无相应的保护装置，油箱承受极端压力的情况下会发生变形。所以压力释放阀是保护变压器不受更严重损坏的安全装置，也可以实现定向喷油及远程监视。 3.1 压力释放阀的整定，要到指定部门。 3.2 引线接头要进入盒内，防止受潮引起误动作。 3.1 根据 DL/T572-95 电力行业标准，“电力变压器运行规程”中第5.4 条的规定：“变压器的压力释放器接点宜作用于信号”。主要为了防止误动作，引起跳闸。
变压器的日常运行维护 对运行中的变压器要按规定进行巡视检查，监视运行情况，严格掌握运行标准，保证安全运行。 1、运行标准 （1）允许温度根据新厂目前投入运行的一台1600KV A干式变压器这两年运行情况来看，夏季最高负荷时：电流在2100安培时，温度在105度左右，变压器运行正常，而干式变压器允许温度 一般不宜超过110度，最高不得超过120度。 （2）允许负荷变压器运行中的负荷应该在额定容量一下，也就是变压器的视在功率。变压器一般不应超过额定容量运行，但允许 正常过负荷运行，过负荷运行时不能超过变压器容量的10％，而且要注意温升。 （3）变压器三相不平衡负荷当三相不平衡时应该监视最大一相的电流，当发现三相电流严重不平衡时应及时进行调节单相用电 设备负荷的平均分配。 （4）允许波动电压变压器电源电压一般不得超过额定值的5％,也就是10KV线路电压不得超过10.5KV，不得低于9.5KV。 2、变压器维护 （1）值班人员应该根据电压表、电流表、温度表指示，监视变压器的运行负荷情况，发现异常情况及时上报。 （2）夏季负荷高峰时期要加强对变压器负荷电流、温度的巡视监测，经常查看冷却风扇的运行情况，发现异常及时解决处理。
（3）监视运行中的声音是否正常。 （4）定期查看变压器引线接头、电缆、母线等处有无过热氧化腐蚀。（5）每年遇到外网停电时，要对变压器室内顶部和底部循环风口进行吸尘，保证风口的畅通。用抹布擦拭绕组浇注体外表灰尘，且查看绕组浇注体有无裂纹和表面过热损坏。查看变压器绕组的底角固定螺丝有无松动。 （6）正常运行时尽量避免打开变压器室的前后门，防止小动物（如小鸟、老鼠等）进入变压器室造成事故。 （7）经常打扫变压器室周围环境卫生，不得放置任何物体在变压器周围。 （8）经常查看变压器室下方的电缆沟里是否有积水，造成变压器运行环境潮湿，发现后及时处理，避免变压器绕组吸潮。
化学技术监督实施细则 第一章总则 第一条风电化学技术监督（以下简称化学技术监督）是保证电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节，必须依据科学标准，利用先进的检测设备与管理手段，对保证设备健康状况与安全、经济、稳定运行有重要作用的参数和指标进行监督、检查、调整，以确保发供电设备在良好状态或允许范围内运行。为加强中国大唐集团新能源股份有限公司（以下简称新能源公司）风电化学技术监督工作，根据国家、行业有关标准和《中国大唐集团新能源股份有限公司技术监控管理办法》，特制定本细则。 第二条化学技术监督贯穿于电力生产、建设的全过程，涉及面广、技术性强，新能源公司、技术监控服务单位、各风电公司要在设计审查、设备选型、监造与验收、安装、调试、运行、检修、停用等各阶段加强领导和监督，严把质量关，及时发现和消除与化学技术监督有关的隐患，防止事故发生。 第三条化学技术监督必须坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，建立质量、标准、计量三位一体的技术监督体系，加强对油（绝缘油和机械油）、气（SF6气体）的质
量监督，防止和减缓油、气劣化，及时发现变压器、互感器、风机齿轮箱等充油设备的潜伏性故障，防止SF6设备中气体湿度超标，保证机组油系统油质合格，提高设备效率，延长其使用寿命。 第四条化学技术监督应实行分级管理、逐级负责制。 第五条依靠先进科技，采用和推广成熟、行之有效的新技术、新方法，不断提高化学技术监督专业水平。 第六条本细则适用于新能源公司、技术监控服务单位和各风电公司。 第二章组织机构及职责 第七条新能源公司风电化学技术监督工作实行三级管理：第一级为新能源公司；第二级为技术监控服务单位；第三级为风电公司。 第八条新能源公司成立以副总经理或总工程师为组长的技术监控领导小组，下设技术监控管理办公室。其职责如下： 1、贯彻国家、行业、集团有关化学技术监督的法规、条例、规定，监督、检查其执行情况； 2、组织制定、修订新能源公司化学技术监督有关规定和技术措施，组织技术攻关，推动新技术的应用； 3、监督、检查技术监控服务单位、风电公司化学技术监督工作开展情况，协调各级监督部门的关系；
变压器的运行维护注意事项 一、变压器油的运行与维护 要想了解变压器油的运行与维护，首先要了解变压器油的作用，其作用主要以下几种： ?电气绝缘；不同电压等级的变压器，其电气强度要求是不一样的。 ?传输热能冷却作用； ?消弧作用； ?通过变压器油色谱分析，含气量分析，油样试验，诊断变压器是否存在故障提供信息。 变压器油一般分为：DB-10，DB-25，DB-45三种型号。在我国一直是以变压器油的凝点为基础的，凝点低于—10℃的变压器油牌号为DB-10，凝点低于—25℃的变压器油牌号为DB-25，凝点低于—45℃的变压器油牌号为DB-45。对变压器油的基本要求： ?电气强度：750~1000kV电压等级变压器（电抗器、换流变）要求：≧70kV/2.5mm；500kV电压等级：≧60Kv/2.5mm；220kV电压等级：≧50kV/2.5mm；110kV电压等级：≧40kV/2.5mm。 ?微水含量：750~1000kV电压等级≦8ppm;500kV电压等级≦10ppm; 220kV 电压等级≦15ppm; 110kV电压等级≦20ppm。 ?介质损耗tan(δ):≦0.5%. ?变压器油含气量：750~1000kV电压等级≦0.5%，500kV电压等级≦1%，220kV电压等级≦2%。
?颗粒度（≦5μm）:≦2000/100ml（换流变的要求）。750~1000kV电压等级≦1500/100ml或更高. 关于变压器大修或由于其它原因，需要给变压器添加变压器油时。一定要做混油试验，否则，不能随便对变压器添加油，既然是同型号但不同批次的变压器油也要做混油试验。 表1 运行中变压器油质量标准
简析变压器的运行维护和事故处理 发表时间：2015-10-09T16:19:50.250Z 来源：《基层建设》2015年7期作者：常晓闯 [导读] 阳西海滨电力发展有限公司 529800 从变压器运行的日常管理入手，探析变压器运行过程中易出现的故障，采取变压器日常维护的有效措施，是保证和实现电网系统有效运行的重要手段。 常晓闯阳西海滨电力发展有限公司 529800 摘要：随着我国现代科学技术的发展，电力变压器在供电系统中有着极其重要的作用，是企业供电设备的核心之一，但由于变压器事故处理和维护水平低等原因，变压器故障问题发生的仍比较频繁，对企业的正常生产和运行产生非常严重的影响，变压器是电力系统的重要组成部分，变压器的运行状态影响着电网系统的安全与稳定。从变压器运行的日常管理入手，探析变压器运行过程中易出现的故障，采取变压器日常维护的有效措施，是保证和实现电网系统有效运行的重要手段。 关键词：变压器；运行维护；故障处理 电力变压器是电力系统的重要组成部分，在电力系统的运行过程中发挥着重要作用。由于变压器的设计制造工艺、技术以及变压器运行维护水平等方面的原因，在电力系统运行过程中，经常发生变压器故障。因此，在电力系统运行过程中，采取有效措施，防止变压器发生故障，加强对变压器的维护，对确保变压器及电力系统的安全稳定运行有着重要意义。 1、运行维护 1.1监视仪表及抄表。变压器运行中，运行人员应监视控制盘上的仪表，负荷不应超过额定值，电压不能过高或过低，并按规定及时抄录表计。过负荷时，应每半小时抄表一次，无人值班的变电所，每次检查变压器时，应记录其电压、电流和上层油温。 1.2变压器的巡视周期。有人值班的变电所，每天应按要求进行巡视，每天至少一次，每星期应有一次夜间检查，无人值班的变电所和室内变压器容量在 3 200 kVA 及以上者，每10 天至少检查一次，变压器在投入和停用后，都要进行检查，另外可根据气候变化等情况，增加检查次数，特别注意变压器的油位变化。此外，在瓦斯继电器发出告警信号时，亦应对变压器进行外部检查。 1.3变压器的铁芯，应每月进行一次铁芯电流测量，净油器中的吸附剂发现变色时，应及时更换。 2、变压器运行中出现的不正常现象 2.1渗漏油 变渗漏油是变压器常见的缺陷，渗与漏仅是程度上的区别，渗漏油常见的部位及原因是：阀门系统，蝶阀胶材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏；胶垫接线桩头，高压套管基座流出线桩头，胶垫较不密封、无弹性，小瓷瓶破裂渗漏油；设计制造不良，材质不好。 2.2声音异常 变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。 2.3油温异常 当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。 2.4油位异常 变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。 2.5 高压侧熔丝熔断或掉闸 首先判断高压侧熔丝是否熔断，究竟是断了一相熔丝还是两相或三相，可通过表 1 中所列出的情况进行判断。 表1熔丝熔断情况判断 2.6出现强烈气体 变压器内部发生严重故障，油温剧烈上升，同时分解出大量的气体，使变压器油很快流入油枕．如装有瓦斯保护动作的变压器，其瓦
电石炉变压器绝缘油及调压开关绝缘油的管理示范 文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
电石炉变压器绝缘油及调压开关绝缘油 的管理示范文本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 总则 1.1为了提高绝缘油的运行质量，确保绝缘油质的稳定 和设备的安全运行，同时进一步降低变压器类设备运行和 检修成本，特制订此管理办法。 1.2本办法应遵循的有关规定：有关国家标准、电力行 业标准及公司有关规定，以及制造厂的有关规定和要求 等。 组织机构及职责 1仪电技术部具体组织和实施全公司的绝缘油技术监 督、授权或委托等技术管理工作，变压器专责负责日常工 作。具体职责是：
贯彻执行国家、行业和上级有关绝缘油技术监督管理工作的规章制度和各项指示； 掌握系统内有关绝缘油技术监督管理工作情况，督促、检查和推动系统内绝缘油技术监督管理工作，不断提高专业工作水平； 组织修订系统内与绝缘油有关的技术和管理文件,组织协调解决绝缘油技术监督管理工作中的重大问题，制定反事故措施； 配合公司人力资源部，组织系统内各单位从事绝缘油工作人员的培训工作； 2各供电公司/超高压输变电公司及各供电分公司应有专人负责本公司绝缘油的技术监督管理工作，其职责为：贯彻执行国家、行业和公司有关绝缘油技术监督管理工作的标准和技术管理文件； 负责本单位绝缘油日常技术监督工作，督促、检查和
要保持变压器能够长期的正常运行，就必须对变压器进行必要的维护，而对变压器油的运行与维护是其中重要的一项。本文就对变压器油的运行与维护进行了详细的介绍。 1 变压器油的试验 按照我国变压器使用的规定，无论是新的变压器油还是正在运行的变压器油都需要作试验，一般是每年都要做，通常并不是作全部的试验，只做简化的常规的试验，简化试验主要包括以下几项： 1.1 闪光点闪光点就是变压器油被加热成蒸汽，并且和空气混合之后，发生闪燃的时候那个油温值。 1.2 机械混合物在变压器油中有许多的固体的绝缘物质和一些纤维物，还有一些不饱和的烃类分解出来的一些物质，这些就是机械混合物。 1.3 电气绝缘强度指的是变压器油试验器的两极，在击穿油层的时候，出现的最低电压。 1.4 游离碳游离碳应该是没有的，如果有了少量的游离碳在变压器油中，就可能是变压器油过热了。 1.5 酸价酸价就是变压器油中所含的有机酸的数量，这种有机酸是在变压器油中存在的烃类化合物氧化的产物。 1.6 酸碱度由绝缘油的氧化和皂化造成，酸碱度是绝缘油的重要性质。 1.7 水分有一部分的水分是从外界浸入到变压器内部的，还有一部分是设备内部的有机物质分解出来的。 经过对变压器油进行实验，如果在以上的项目中，不符合相关的标准，就会认定为不合格，并且会进行相应的处理。 2 变压器油质量的简易判断 在日常的运行中，对变压器油的质量有比较高的要求，通常情况下，如果不经过简单的试验是很难断定变压器油的质量的，不过，有些不合格的变压器油我们从外观上也可以看出来。 2.1 油的颜色从颜色上观察，新的变压器油应该是浅黄色，而在被氧化后颜色应该变深。如果是深暗色的新油就肯定是不合格的油，在运行过程中，变压器油如果颜色变化很快，油浅黄色很快就变暗，这说明油的质量并不好。 2.2 透明度优质的变压器油在玻璃瓶中应该是透明的，并且要带一些紫色的荧光。而
35kv变压器的维护和检修 摘要：在我国市场经济的建设和各项制度的不断完善中，我国国民经济迅猛发展，供电网络占据了极为重要的位置。现代化建设得以顺利进行的必要前提是确 保电网健康安全运行，变压器检修工作已经成为不可缺少的重要环节。本文主要 介绍了变压器检修的流程，并对如何进行变压器检修进行了详细的阐述。 关键词：变压器检修维护 引言：在上世纪80年代之前,“到期必修,修必修好”是变压器检修工作的指导 思想，进入90年代之后，随着各项技术的不断修正和观念的转变，状态检修逐 渐被引发出来。变压器的检修可以动态地、全面地掌握运行中变压器的健康状况，避免意外事件的发生。对变压器的正常运行、提高可用率、延长使用寿命等方面，有着明显的作用。除了常规的预防性试验、目测巡视，油在线检测装置、线圈变 形测试仪、套管带点测试、局部放电超声波定位、电容型套管带电测试等装置都 在推广并应用，给检修状态评估提供了更加合理的技术手段。 1.变压器检修的周期和内容 1.1变压器检修周期 变压器检修的时间间隔并不是一样的，是与变压器使用环境有一定的关系， 变压器在恶劣的工作环境下使用时，变压器的检修周期需要缩短，有两种变压器 的检修周期，分别为大周期和小周期，大周期的检修时间需要一定的条件限制， 而小周期的检修时间一般为一年一检修，大周期的检修条件如下：第一，刚投入 使用的变压器经过一年的使用后需要一次大检修，在大修以后，则需要根据变压 器的使用情况再定下一次检修的时间，一般的间隔时间为五至十年。第二，35KV 以下的变压器在规定的使用期间时没有特殊情况，大修的时间间隔一般定在十年 一检修。如果出现特殊情况影响变压器的正常运行，则应当提前进行大修的检修 时间，具体情况看问题严重性来确定。第三，如果变压器能再一个良好的工作环 境下运行，且在运行的过程中没有出现任何故障，这说明了变压器能够正常运行 下去，因而进行相关的批准申请后，可根据实际情况延后大修的周期时间。 1.2变压器检修内容 第一要对变压器的使用寿命进行一个技术评估，主要评估参考有变压器内部 运行状况和使用情况等。这一使用寿命评估结果将直接影响到变压器的检修时间 和内容，第二，检测变压器在线上使用性能，运用相对应的技术对变压器的性能 进行检测和分析。在进行技术检测时变压器的重点部位应当注意。优良的技术性 检测能够很好的保证变压器的检测结果。检测技术水平也能得到相对应的提高。 第三，对变压器检修的项目和部位应当进行详细的规划，并对这些检修的部位和 项目进行重点的标明，在检测时万一出现什么问题，应当进行及时的检修和维护。 2.变压器检修技术的方式 2.1预防性检修 对于35kv的变压器检修所用的设备及技术，可将检查方式分为两大类。首先必须保证对变压器定期进行检修，变压器的使用情况在同一水平上是该类检修技 术应用的具体条件。由于该类检修技术没有适用性，因此如果变压器的规模较大，则技术的使用时会产生一些麻烦。在运用该类检修技术之前必须要确定变压器的 使用情况以及检修的时间周期，由这些已知条件拟定检修方案，从而确保检修技
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