变压器绝缘油中微水监测初探
摘要：阐述了变压器油中微水的状态及危害,论述了变压器绝缘油中微水的测试方法,以期为变压器绝缘油中微水监测提供参考。关键：词变压器;绝缘油;微水监测
目前电力变压器不仅属于电力系统最重要的和最昂贵的设备之列,而且也是导致电力系统事故最多的设备之一。变压器在发生突发性故障之前,绝缘的劣化及潜伏性故障在运行电压的作用下将产生光、电、声、热、化学变化等一系列效应及信息。因此,国内外不仅要定期做以预防性试验为基础的预防性维护,而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性维护策略,以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷[1-4]。变压器绝缘油中微水的含量也是确定变压器绝缘质量的参数。变压器在线智能诊断设备能够自动采集、分析油中微水的含量并得出故障原因,提供解决方案,使用户及时解决变压器中存在的隐患,防止事故发生。
1变压器油中微水的状态及危害变压器在运输、贮存、使用过程中都可能由外界进入或油自身氧化产生水,产生的水分会以下列状态存在:一是游离水。多为外界入侵的水分,如不搅动不易与水结合。不影响油的击穿电压,但也不允许,表明油中可能有溶解水,立即处理。二是极度细微的颗粒溶于水。通常由空气中进入油中,急剧降低油的击穿电压。介质损耗加大,真空滤油。三是乳化水。油品精炼不良,或长期运行造成油质老化,或油被乳化物污染,都会降低油水之间的界面张力,如油水混合在一起,便形成乳化状态。加破
1、变压器绝缘油的常规试验项目有哪些，标准是多少 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)。 产品参数 品牌长城GreatWall 型号10/25 基本参数 产地中国石化
供货地上海南汇 包装200L 技术参数 倾点-9/-24 ℃ 闪点162/168 ℃ 运动粘 11.20/10.67 m㎡/s 度 (40℃)
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，如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
在电力系统、铁路系统及大型石油化工厂矿，企业都有大量的电气设备，其内部绝缘大都是充油绝缘型的，绝缘油的介电强度是必测的常规试验。 全自动绝缘油介电强度测试仪具有自动测试、自动搅拌、自动处理、自动打印记数字显示等功能，且测试精度高、操作方便、安全可靠。下面为大家介绍一下绝缘油介电强度测试仪的试验方法及试验标准。 1试验条件 除环境试验外，其余各项试验均在下述基准条件下进行： a)环境温度：(20±5)℃。 b)相对湿度：不大于80%。 c)大气压力：86kPa~106kPa。 2试验时使用的标准装置 试验时使用的标准装置的额定电压不应低于被检绝缘油介电强度测试仪的额定电压，其引入的测量不确定度不应大于被检测试仪最人允许误差的1/4。 3外观检查
用手感目视方法检查测试仪外观。油杯电极及标准尺寸永螺旋测微器或游标卡尺测量。 4安全性能测试仪 4.1绝缘电阻 用500V绝缘电阻测试仪测量电源端对机壳的绝缘电阻，绝缘电阻应大于20MΩ。 4.2介电强度 在电源输入端对机壳施加5kV、1min工频交流电压，试验中应无击穿、飞弧现象。4.3接地保护 使用不低于2级游标卡尺测量金属接地端子直径，端子直径不应小于6mm。 4.4击穿保护 油杯中加上被试油，进行正常升压试验只被试油击穿，使用模拟宽带不低于100MHz 的示波器测量被试油发生击穿直到试验电压到零所持续的时间，重复进行10次。当试油发生击穿后，应能在10ms内切断油杯上的高压。 4.5安全保护 不加安全屏障，进行升压试验，测试仪应不能升压；加上安全屏障，升压至10kV时移去屏障，测试仪应断电；永高压测量仪器测量测试仪，应无高压输出。 5性能试验 5.1电压测量误差 试验接线参见下图，根据测试仪的额定电压设定电压示值误差试验点，通常应包括 20kV、30kV、40kV、50kV、60kV知道额定电压。使用标准电压测量测试装置直接测量被检测试仪的输出电压并记录示值，按下式计算电压测量示值误差，试验结果应符合下表的要求。
T R A N S C O N N E C T User Guide 40-0099-04
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TRANSCONNECT Users Guide PN: 40-0099-04 Date: June 2, 2008 Kelman Ltd. Lissue Industrial Estate East Lissue Road Lisburn BT28 2RB United Kingdom Tel: +44 (0) 28 92 622 915 Fax: +44 (0) 28 92 622 202 E–mail: mail@https://www.doczj.com/doc/e37445329.html, 2008 All rights Reserved KELMAN Ltd. Subject to change without notice
TRANSCONNECT Users Guide PN: 40-0099-04 Contents Introduction (5) Software Installation (5) USB Driver Installation (5) Getting Started Guide (7) 1. Preparations (7) 2. Set up a new site (8) 3. Set up Communication (9) 4. Main Window (15) 5. Measurements (16) 6. Scheduling (17) 7. Alarms (18) 8. Inputs (20) 9. Settings (21) 10. Communications (22) 11. Networking (23) 12. Security (23)
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、：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，如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％～％；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。
GDDJ-DGA变压器油色谱在线监测装置 一、规定用途 GDDJ-DGA 变压器油色谱在线监测装置是用于电力变压器油中溶 解气体的在线分析与故障诊断，适用于各种电压等级的电力充油变压器、电弧炉变压器、电抗器以及互感器等油浸式高压设备。 二、安全规程 从事本设备的安装，投入运行，操作，维护和修理的所有人员 ◆必须有相应的专业资格。 ◆必须严格遵守各项使用说明。 ◆不要在数据处理服务器上玩电子游戏、浏览网页。 ◆不要在数据处理服务器上任意安装软件，避免不必要的冲突。 违章操作或错误使用可能导致： ◆降低设备的使用寿命和监测精度。 ◆损坏本设备和用户的其他设备。 ◆造成严重的或致命的伤害。 三、GDDJ-DGA 变压器油色谱在线监测装置简介 GDDJ-DGA 变压器油色谱在线监测装置可实现自动定量循环清洗、进油、油气分离、样品分析，数据处理，实时报警；快速地在线监测变压器等油浸式电力高压设备的油中溶解故障气体的含量及其增长率，并通过故障诊断专家系统早期预报设备故障隐患信息，避免设备事故，减少重大损失，提高设备运行的可靠性。该系统作为油色谱在线监测领域的新一代
产品，将为电力变压器实现在线远程DGA 分析提供稳定可靠的解决方案，是电力系统状态检修制度实施的有力保障。 GDDJ-DGA 系统是结合了本公司在电力色谱自动全脱气装置运行 中近二十年的成功经验，并总结国内外油色谱在线监测的优缺点，倾心打造而成。该系统保持了我公司产品向来所具有的稳定性、可靠性、准确性等方面的优势： ?在线检测H2、CO、CO2、CH4、C2H4、C2H2、C2H6、H20(可选)的浓度及增长率； ?定量清洗循环取样方式，真实地反应变压器油中溶解气体状态； ?油气分离安全可靠，不污染，排放和不排放变压器油可由用户自己选择； ?采用专用复合色谱柱，提高气体组分的分离度； ?采用进口特制的检测器，提高烃类气体的检测灵敏度； ?高稳定性、高精度气体检测技术，误差范围为± 10%； ?成熟可靠的通信方式，采用标准网络协议，支持远程数据传输； ?数据采集可靠性高，采用过采样技术Δ－∑模数转换器，24位分辨率，自动校准； ?多样的数据显示及查询方式，提供报表和趋势图，历史数据存储寿命为10年； ?环境适应能力强，成功应用于高寒、高温、高湿度、高海拔地区； ?抗干扰性能高，电磁兼容性能满足GB/T17626 与IEC61000 标准；
变压器油的试验方法及运行要求分析 摘要：本文主要对变压器油的试验方法、质量判断、取样检验 以及运行要求进行了简单阐述，以期对业内人士提供参考。 关键词：变压器油；试验方法；质量判断；取样检验；运行要求abstract: in this paper, the test method of transformer oil quality judgment, sampling inspection and operation requirements are discussed, in order to provide the reference for the industry. key words: transformer oil; test method; quality evaluation; sampling inspection; operational requirements 中图分类号：u224 前言变压器的绝缘介质，使各绕组之间以及绕组与接地的铁芯和箱壳之间有良好的绝缘；另一方面它又是散热的媒介，将铁芯和绕组运行中散发出来的热量传递给冷却装置。由于它的绝缘作用，根据变压器电压等级的不同，绝缘油必须具有一定电气绝缘强度，并要求始终处于允许状态，但由于变压器油在运行中有可能与空气接触；安装在户外的变压器，在保护不良的情况下，很有可能渗入雨水；变压器在较高的温度下运行，上层油温可能会高达95℃左右等，这些情况都会使变压器的油质变劣，电气绝缘强度降低，对新安装与大修后的变压器，除处理好变压器的散热、防潮及防劣化三个问题外，还应定期地取油样试验，以了解油质在运行中的状态，如发现问题应及时解决。
绝缘油试验规程 Last revised by LE LE in 2021
试验规程 绝 缘 油 试 验 编制: 审核: 批准: 2011年01月
绝缘油试验规程 1.试验标准 GB 2536-90《变压器油》 GB/T 7252-2001《变压器油中溶解气体分析及判断导则》 GB 7595～7605《运行中变压器油、汽轮机油质量标准及试验方法》 2.要求 试品应按GB7597规定的方法取样。 进厂新油需做介损、耐压、色谱、微水、闪点、凝点、倾点、运动粘度、水溶性酸或碱、酸值、界面张力化验。 35KV产品在成品试验完成后做介损、耐压、色谱、微水。 110KV以上产品在成品试验前做介损、耐压、色谱、微水，试验后只做色谱。 3．变压器油的例行试验项目 3．1击穿电压测量 变压器油的击穿电压是衡量变压器油被水和悬浮杂质污染程度的重要指标，油的击穿电压越低，变压器的整体绝缘性能越差，直接影响变压器的安全运行。 变压器油击穿电压测量的试验方法按GB/T507的规定进行。 变压器油击穿电压规定值见下表：
3．2 介质损耗因数测量 变压器油介质损耗因数是衡量变压器油本身绝缘性能和被杂质污染程度的重要参数，油的损耗因数越大，变压器的整体介质损耗因数也就越大，绝缘电阻相应降低，油纸绝缘的寿命也会缩短。 变压器油介质损耗因数试验方法按GB/T5654的规定进行。 变压器油介质损耗因数规定值见下表： 3．3 含水量测定 变压器油含水量测定方法按GB/T7600或GB/T7601的规定进行。 变压器油中含水量的规定值见下表； 3．4 溶解气体气相色谱分析 变压器油中溶解的和气体继电器中收集的一氧化碳、二氧化碳、氢气、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等气体的含量，间接地反映了变压器本身的实际情况，通过对这些组分的变化情况进行分析，就可以判断设备在试验或运行过程中的状态变化情况，并对判断和排除故障提供依据。 具体试验方法按GB/T17623的规定。
变压器绝缘油中微水监测探讨(一) 摘要阐述了变压器油中微水的状态及危害,论述了变压器绝缘油中微水的测试方法,以期为变压器绝缘油中微水监测提供参考。 关键词变压器;绝缘油;微水监测 目前电力变压器不仅属于电力系统最重要的和最昂贵的设备之列,而且也是导致电力系统事故最多的设备之一。变压器在发生突发性故障之前,绝缘的劣化及潜伏性故障在运行电压的作用下将产生光、电、声、热、化学变化等一系列效应及信息。因此,国内外不仅要定期做以预防性试验为基础的预防性维护,而且相继都在研究以在线监测为基础的预知性维护策略,以便实时或定时在线监测与诊断潜伏性故障或缺陷1-4]。变压器绝缘油中微水的含量也是确定变压器绝缘质量的参数。变压器在线智能诊断设备能够自动采集、分析油中微水的含量并得出故障原因,提供解决方案,使用户及时解决变压器中存在的隐患,防止事故发生。1变压器油中微水的状态及危害 变压器在运输、贮存、使用过程中都可能由外界进入或油自身氧化产生水,产生的水分会以下列状态存在:一是游离水。多为外界入侵的水分,如不搅动不易与水结合。不影响油的击穿电压,但也不允许,表明油中可能有溶解水,立即处理。二是极度细微的颗粒溶于水。通常由空气中进入油中,急剧降低油的击穿电压。介质损耗加大,真空滤油。三是乳化水。油品精炼不良,或长期运行造成油质老化,或油被乳化物污染,都会降低油水之间的界面张力,如油水混合在一起,便形成乳化状态。加破乳化剂。
其危害:一是降低油品的击穿电压。100～200mg/kg击穿电压大幅度降至1.0kV,油中纤维杂质极易吸收水分,在电场作用下,在电极间形成导电的“小桥”,因而容易击穿。二是使介质损耗因数升高。悬浮的乳化水影响最大,不均匀。三是促使绝缘纤维老化,绝缘纤维的分子是葡萄糖(C6H12O6)分子,水分进入纤维分子后降低其引力,促使其水解成低分子的物质,降低纤维机械强度和聚合度。实验证明,120℃,绝缘纤维中的水分每增加1倍,纤维的机械强度下降1/2,当温度升高,油中的水增加,纤维的水降低,温度降低,则相反。因此,应监视油中的微水,进而监视绝缘纤维的老化。四是水分助长了有机酸的腐蚀能力,加速了对金属部件的腐蚀。综上所述,油中含水量愈多,油质本身的老化、设备绝缘老化及金属部件的腐蚀速度愈快,监测油中水分的含量,尤其是溶解水的含量十分必要。
1.目的 本作业指导书对绝缘油试验的检验依据、检验项目及质量指标、检验方法、检验原则做出规定，其目的是规范该产品的试验活动，确保其检验质量。 2.范围 本作业指导书适用于一般实验室环境条件下，对25号绝缘油进行物理性、化学性质和电气性质的测定。 3.依据标准 下列文件中的条款通过本作业指导书的引用而成为本作业指导书的条款。 GB 7597-1987 电力用油（变压器油、汽轮机油）取样 DL 429.1-1991 电力系统油质试验方法透明度测定法 GB 261-1983 石油产品闪点测定法（闭口杯法） DL 429.3-1991 电力系统油质试验方法水溶性酸测定法（酸度计法） GB 7599-1987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB）法DL 429.9-1991 电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法4.安全注意事项 为了保证人身和设备安全，在进行绝缘油击穿电压测定时，油试验仪面板上接地端子必须可靠接地，人在操作时脚要踩在绝缘胶垫上。在进行闭口闪点试验时，应打开窗户，注意通风，防止闪点仪外壳带电，在电源插座中安妥接地线。闪点是通过液化气来点火，要做好液化气的管理。在实验室要注意防火、防爆，在使用液化气前，应检查液化气罐的开关，是否有泄漏现象，使用结束后应检查
液化气开关是否关好。进行水溶性酸和酸值时，要保证温度和湿度，要在有空调的试验室测定。为了不污染环境，用专门的缸将废油集中到一起，送废油站。 5.检验项目及质量指标 检验项目如下表所示，这四项都是抽样试验。 6.试验方法及仪器设备要求 6.1.取样 6.1.1.取样方法 取样方法按照中华人民共和国国家标准GB7597-1987，详见电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法，本方法适用于变压器、互感器、油开关、套管充油电气设备用油分样，试验样品采集。 6.1.2.使用仪器 取样瓶（500～1000ml磨口具塞玻璃瓶，并应贴标签）。 6.2.透明度测定 6.2.1.透明度测定法 按照中华人民共和国电力行业标准DL429.1-1991《电力系统油质试验方法透明度测定法》第1～5条的规定进行试验。 6.2.2.使用仪器 试管（内径15±1mm）、温度计（-20～50℃）。
大型油浸式电力变压器 油中溶解气体及微水在线监测系统 技术方案
前言： 在现代电力工业的设备运行和维护中，要求在电厂或电站运行的关键变压器特别是发现有异常的变压器上经常进行故障气体，微水含量，局部放电，绕组变形等多种项目的测量。从这些结果中得到的科学信息是电力部门预计并控制安全服务和运行成本的诸多因素。 随着现代科技的快速发展以及微处理器的引入，在线检测仪器的发展速度正在稳步提高。在线检测仪器的功能不断改善而价格在逐步下降，使智能化在线检测仪器的广泛应用成为可能。由于通讯技术的发展使得在线检测的结果能够快速传递到远距的分析和控制中心，在出现故障时不但能及时自动报警并可从多气体比值判断故障性质及类型，采取必要措施，更显示出了他的重要作用。近年来在国外各大电力部门的应用已经证明，在线检测技术对电力设备的充分利用，提高效益，延长使用寿命以及降低运行维护费用方面都有极大的作用。 自1960年以来，世界电力工业广泛使用变压器油中多种故障气体的色谱分析及多比值，TD图等判断方法为电力部门的安全高效运行提供重要依据。但其测量周期较长，脱气误差较大以及耗时较多等问题，尚难满足安全生产和状态检修的要求。因此，变压器油中多种故障气体的在线检测就成为迫切的需要。 由国家质量监督局颁布的最新国家标准“变压器油中溶解气体分析和判断导则”中指出了变压器绝缘油的产气原理是由于绝缘油和固体绝缘材料在电及热作用下的分解。低能量放电故障促使最弱的C-H键断裂，主要重新化合成氢气，乙烯在高于甲烷和乙烷的温度下生成。大量的乙炔是在电弧的弧道中产生。 标准定义了“对判断充油电器设备内部故障有价值的特征气体：即氢气（H 2 ）， 甲烷（CH 4）,乙烷（C 2 H 6 ），乙烯（C 2 H 4 ），一氧化碳（CO），二氧化碳（CO 2 ）”，并说 明氧气（O 2）和氮气（N 2 ），可作为辅助判断指标。因此对包含氧气（O 2 ）在内的8 种故障气体进行在线检测才能符合中国国家标准的要求，进一步检测氮气（N 2 ）是国际新发展方向。
变压器试验项目清单 10kV级 例行试验 绕组直流电阻互差：线间小于2%，相间小于4%； 电压比误差：主分接小于0.5%，其他分接小于1%； 绝缘电阻测试：2500V摇表高压绕组大于或等于1000MΩ,其他绕组大雨或等于500 MΩ； 局部放电测量（适用于干式变压器） 工频耐压试验 感应耐压试验 空载电流及空载损耗测试 短路阻抗及负载损耗测试 绝缘油试验 噪声测试 密封性试验（适用于油浸式变压器） 附件和主要材料的试验（或提供试验报告） 现场试验：按GB50150相关规定执行 绝缘油试验 绕组连同套管的直流电阻 变压比测量 联结组标号检定
铁心绝缘电阻 绕组连同套管的绝缘电阻 绕组连同套管的交流工频耐压试验 额定电压下的合闸试验 抽检试验 绕组电阻测量 变压比测量 绝缘电阻测量 雷电全波冲击试验 外施耐压试验 感应耐压试验 空载电流及空载损耗测试 短路阻抗及负载损耗测试 绝缘油试验 温升试验 油箱密封性试验（适用于油浸式变压器）容量测试 变压器过载试验 联结组标号检定 突发短路试验 长时间过载试验
35kV级 应提供变压器和附件相应的型式试验报告和例行试验报告 例行试验 绕组电阻测量 电压比测量和联结组标号检定 短路阻抗及负载损耗测量 1.短路阻抗测量：主分接、最大、最小分接、主分接低电流（例如5A 2负载损耗：主分接、最大、最小分接 3短路阻抗及负载损耗均应换算到75℃ 空载损耗和空载电流测量 1.10%-115%额定电压下进行空载损耗和空载电流测量，并绘制出励磁曲线 2.空载损耗和空载电流进行校正 3.提供380V电压下的空载损耗和空载电流 绕组连同套管的绝缘电阻测量：比值不小于1.3，或高于5000MΩ绕组的介质损耗因数（tanδ）和电容测量 1.油温10-40℃之间测量 2.报告中应有设备的详细说明 3.每一绕组对地及绕组之间的tanδ不超过0.5（20℃），同时提供电容实测值 铁心和夹件绝缘电阻测量：不小于500MΩ 短时感应耐压试验
变压器油检测项目1)凝固點；(2)含水量；(3)界面張力；(4)酸值；(5)水溶性酸堿度；(6)破壞電壓；(7)閃點；(8)體積電阻率；(9) 介损(10) 氣體溶解性分析（11）絕緣油中糠醛含量分析 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。4.11 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
全自动绝缘油介电强度测试仪（单杯 B） 一、简介 全自动绝缘油介电强度测试仪（单杯B）是根据国家标准GB/T1507-2002及DL/T846.7-2004研制而成，本仪器选用单片机为主导，预先设定测试的方法，全部过程由微机自动运行控制，操作简易，使用方便。 二、用途与特点 本仪器适合测试各种绝缘油介电强度，其主要特点如下： 1.本仪器设有自动检测功能，如开机自动进入复位状态执行调 压器回零。 ２.采用了微型面板式打印机，自动打印输出。 ３.根据用户需求可改变测试次数、搅拌静置时间、声控光控提醒连续打印与非打印。 ４.本仪器采用全自动磁振子搅拌，消除油样的不均匀和气泡。 三、技术规格 １. 工作电源：AC220V ±10%、50HZ ±5% ２. 测量范围：AC 0－80KV ３. 限定电流：5mA ４. 测量精度：3%
５. 调压速度：2KV/S±10% ６. 预定设置：次数1－9 搅拌时间 0－1分39秒 静置时间 0－10分39秒 ７. 使用条件：环境温度0℃－35℃ 相对湿度≤75% ８. 油杯间隙：2.5mm(油杯塞尺直径) ９. 体积: 415×315×315mm3 10. 重量：28kg 四、面板说明 图一面板示意图 （１）电源开关（２）电源插座 （３）高压舱（４）安全开关 （５）安全接地（６）３Ａ保险
（７）显示屏（８）设置盘 （９）指示灯（１０）键盘 （１１）打印机 五、操作步骤 1.输入电源 连接安全接地，插入220V交流电源，检测电源正确无误。 2.提取油样 2.１逆时针旋下油杯轴杆一端的塞尺棒，此塞尺棒为直径2.5mm的 标准杆，将油杯两电极间距调整到2.5mm，将另一端电极调整 在偏中位置，将锁住此轴杆螺钉旋紧，取塞尺棒于两电极间靠紧两电极，锁住螺钉取出塞尺，顺时针旋于原轴杆内，如图二。 2.２将油杯处理干净，置干净的磁振子于油杯内，注满准备好的 油样，取下高压罩置油杯于高压舱两高压柱间，平稳放置盖上高压罩压好安全开关。 图二高压舱内布置图 （１）高压舱（２）高压柱 （３）轴杆（４）电极
中华人民共和国国家标准 UDC665.546 ∶543.25 绝缘油介电强度测定方法GB507—86 代替GB507—77 Insulating oils-Determination of the dielectric strength 国家标准局1986-06-25发布1987-06-01实施 本方法适用于验收20℃时粘度不大于50mm2/s的各种绝缘油。例如：变压器油、电容器油、电缆油等新油或使用过的油，但主要是用于新油。 介电强度并不是用来评定绝缘油质量的一个标准，而是一项常规试验。它是用来阐明绝缘油被水和其他悬浮物质物理污染的程度以及打算注入设备前进行干燥和过滤是否适宜。 本标准是参照采用国际电工委员会标准IEC156《绝缘油介电强度测定法》制订的。 1 方法概要 测定方法是将放在专门设备里的被测试样经受一个按一定速率连续升压的交变电场的作用直至油击穿。测量值与所用的测量设备和采用的方法有很大关系。 2 仪器 2.1 变压器 2.1.1 试验电压是从交流(50Hz)的低压电源供电的一个升压变压器得到的。通过手调或自动控制装置逐渐增加初级线圈电压，经升压后的次级线圈电压施加于试验油杯的电极上。该电压应是一近似正弦的波形，其峰值因数应在2±5% 范围。 2.1.2 变压器和相配的装置应能在电压大于15kV时产生一个20mA的最小短路电流。 2.2 保护装置 2.2.1 装置应良好接地。 2.2.2 进行试验时尽可能防止产生高频振荡。 2.2.3 为了保护设备和避免试油在击穿瞬间的分解，可与试验油杯串联一个电阻，以限制击穿电流。 2.2.4 高压变压器的初级电路上接一个断路器，这个断路器能在试样击穿后不超过0.02s的时间内因试样的击穿电流作用而动作。断路器接一个无电压释放线圈以保护设备。 2.3 电压调节 2.3.1 电压调节可用下列设备之一来实现： 2.3.1.1 变比自耦变压器。 2.3.1.2 电阻分压器。 2.3.1.3 发电机磁场调节。 2.3.1.4 感应调节器。 2.3.2 电压调节最好采用自动升压系统，因为手控调节不易得到要求的匀速升压。
变压器油的试验项目和要求 绝缘油和六氟化硫气体 变压器油的试验项目和要求 13.1.1 新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040的规定。 13.1.2 运行中变压器油的试验项目和要求见表36，试验周期如下： a)300kV和500kV变压器、电抗器油，试验周期为1年的项目有序号1、2、3、5、 6、7、8、9、10； b)66～220kV变压器、电抗器和1000kVA及以上所、厂用变压器油，试验周期为1年的项目有序号1、2、3、6，必要时试验的项目有5、8、9； c)35kV及以下变压器油试验周期为3年的项目有序号6； d)新变压器、电抗器投运前、大修后油试验项目有序号1、2、3、4、5、6、7、8、9(对330、500kV的设备增加序号10)； e)互感器、套管油的试验结合油中溶解气体色谱分析试验进行，项目按第7、9章有关规定； f)序号11项目在必要时进行。 13.1.3 设备和运行条件的不同，会导致油质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其它指标接近允许值或不合格时，应缩短试验周期，增加试验项目，必要时采取处理措施。 表 36 变压器油的试验项目和要求 序号项目要求说明 投入运行前的 油 运行油
1外观透明、无杂质或悬浮物将油样注入试管中 冷却至5℃在光线充足 的地方观察 2水溶性酸 pH值≥5.4≥4.2按GB7598进行试 验 3酸值 mgKOH/g ≤0.03≤0.1按GB264或 GB7599进行试验 4闪点(闭口) ℃ ≥140(10号、25 号油) ≥135(45号油) 1)不应比左栏要 求低5℃ 2)不应比上次测 定值低5℃ 按GB261进行试 验 5水分mg/L66～110kV ≤ 20 220kV ≤15 330～500kV ≤ 10 66～110kV ≤35 220kV ≤25 330～500kV ≤ 15 运行中设备，测量 时应注意温度的影响，尽 量在顶层油温高于50℃ 时采样，按GB7600或 GB7601进行试验 6击穿电压 kV 15kV以下≥30 15～35kV ≥35 66～220kV ≥ 40 330kV ≥50 15kV以下≥25 15～35kV ≥30 66～220kV ≥35 330kV ≥45 500kV ≥50 按GB/T507和 DL/T429.9方法进行试 验
变压器油中微水含量在线监测技术研究 北京华电云通电技术有限公司吕镇庭曹建 【摘要】：论述了基于水份活度测量的新型变压器油中微水在线监测的原理及检测方法，采用PC/104总线工业计算机和数据采集技术实现了微水信息的在线采集和处理，通过RS-485总线构成分布式系统，达到了现场运行的要求。 【关键词】：水份活度；变压器油中微水；PC/104总线；在线监测 一.引言 在变压器油中，水分主要以溶解水、悬浮水、沉积水三种形态存在。溶解水是以极细微的颗粒，机械地分散在变压器油中，它们通常是由空气吸入的，在油品中分布较为均匀，所以相对称为溶解水。悬浮水主要是由于油品精制不良，长期运行中油质劣化，或是变压器油中存在乳化剂类物质引起的。沉积水主要是外界浸入的水，若不与油结合，则在变压器油含水量相对较多的情况下，会沉积到设备或容器的底部或以小水滴的形态游离于油中，这种水可以采取从设备底部直接排除的方法除去。另外，油温对变压器油中水分的存在形态也有很大影响：当油温较高时，油中水分主要为溶解水；如果水在油中达到饱和溶解度后，会因油温的下降发生过饱和形成极微小的水珠悬浮于油中，成为悬浮态水分；悬浮水分过多时又会聚集成大的水珠与油分离而沉积于油的底部形成沉积水。所以随着油温的变化，水存在于油中的三种形态也可以互相转化。 在变压器油中的溶解水虽然对介电强度无显著影响，但它能够提高油的酸度，降低油的氧化稳定性，加速油质老化。在变压器的运行过程中，随着油温的不断提高，溶解水会在油中产生蒸气泡，降低油的击穿电压和局部放电场强，引发绝缘击穿和局部放电，严重影响变压器的正常运行。悬浮水分对油质危害更大，在高压电场下会产生游离放电，加速油的老化和油中金属件的腐蚀，降低油的击穿电压，增加油的介质损耗；同时增加水分凝结在变压器固体绝缘表面的可能性，导致固体绝缘表面局部放电和击穿，最终使固体绝缘表面绝缘性能下降。充入变压器产品的油，不允许存在悬浮态水分，更不允许有沉积水发生。所以变压器油中的溶解水分有严格的限制，其界限是在零下40℃以上的时候油中不至于发生过饱和而析出悬浮态水分。这也是目前把220kV变压器油含水量限制在25μL/L以下，330kV、500kV变压器油含水量限制在15μL/L以下的理由之一。 工程用液体电介质总是不很纯净的，在运行中不可避免地会吸收气体和水分，混入杂质，例如固体绝缘材料（纸、布）上脱落的纤维；液体本身也会变化、分解。由于水和纤维的相对介电常数分别是81和6～7，比油的相对介电常数1.8～2.8 大得多，变压器油中的水分和杂质很容易在电场力作用下被极化并在电场方向定向排列成杂质“小桥”。当小桥贯穿两极时，由于水分及纤维等的电导大，引起流过杂质小桥的泄漏电流增大，发热增多，可能会使水分汽化形成气泡；即使是杂质小桥未连通两极，但由于纤维的存在，同样会使纤维端部油中场强显著增高，高场强下油发生游离分解出气体形成气泡。油中气体的介电常数最小，因而液体中的气泡承担了比液体更高的场强，其击穿场强比油低很多，所以气泡首先发生游离放电，游离出的带电质点再碰撞油分子，使油又分解出气体，气体体积膨胀，游离进一步发展，最终游离的气泡不断增大，在电场作用下容易排列成连通两极的气体小桥时，就可能在气泡通道中形成击穿。 运行中变压器油的介质损耗增大，主要原因是油的氧化和金属元素对油品氧化的催化作用，使油容易产生酸性氧化产物和油泥。变压器油随着运行时间的增长，油中的各种烃类逐渐氧化生成酸性物质。当油中有过量的水分后后，水与酸性物质作用，将可能导致油泥的生成。虽然变压器油氧化生成的高分子有机酸在无水的情况下，一般不会与金属作用，也就不会造成腐蚀，但生成的油泥在有水环境下，则易腐蚀金属而生成相应的盐类，使油中的金属含量增加，而且油中水含量愈多，则设备金属部件腐蚀速度就愈快。该盐类物质可能溶于油中，也可能生成沉淀物而析出，影响油的粘度和润滑作用。而且此种盐类物质是油
绝缘油试验检修试验规程 7.1 绝缘油例行试验 油样提取应遵循设备技术文件之规定，特别是少油设备。例行试验项目如表91所示。 7.1.1 视觉检查 凭视觉检测油的颜色，粗略判断油的状态。评估方法见表92。可参考DL 429.1和DL 429.2。 规定要求时，507。水分7.1.3 GB/T 测量时应注意油温，测量方法参考℃时取样。60并尽量在顶层油温高于GB/T7601。怀疑受潮时，应随时测量油中水分。或7600 7.1.4 介质损耗因数。GB/T 5654介质损耗因数测量方法参考． 7.1.5 酸值 酸值大于注意值时（参见表93），应进行再生处理或更换新油。油的酸值按GB/T 264测定。 7.1.6 油中含气量
油中含气量测量方法参考DL/T 703、DL/T 450或DL/T 423。 7.2 绝缘油诊断性试验 新油，或例行试验后怀疑油质有问题时应进行诊断试验，试验结果应符合要求。 7.2.1 界面张力 油对水的界面张力测量方法参考GB/T 6541，低于注意值时宜换新油。 7.2.2 抗氧化剂含量 对于添加了抗氧化剂的油，当油变色或酸值偏高时应测量抗氧化剂含量。抗氧化剂含量减少，应按规定添加新的抗氧化剂；采取上述措施前，应咨询制造商的意见。测量方法参考GB 7602。 7.2.3 体积电阻率 体积电阻率测量方法参考GB/T 5654或DL/T 421。 7.2.4 油泥与沉淀物 当界面张力小于25mN/m时，进行本项目。测量方法参考GB/T 511。 颗粒数7.2.4.1 本项试验可以用来表征油的纯净度。每10mL油中大于3~ 150μm的颗粒数一般不大于1500个，大于1500个应予注意，大于5000个说明油受到了污染。对于变压器，过量的金属颗粒是潜油泵磨损的一个信号，必要时应进行金属成分及含量分析。 7.2.5 油的相容性试验 一般不宜将不同牌号的油混合使用。如混合使用，应进行本项目。测量方法和要求参考GB/T 14542。 8 SF6气体湿度和成分检测 8.1 SF6气体湿度检测 a) 新投运测一次，若接近注意值，半年之后应再测一次； b) 新充（补）气48小时之后至2周之内应测量一次； c) 气体压力明显下降时，应定期跟踪测量气体湿度。 SF6气体可从密度监视器处取样，测量方法可参考DL/T 506、DL/T 914和DL/T 915。测量完成之后，按要求恢复密度监视器，注意按力矩要求紧固。测量结果应满足表95之要求。
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7.1 数据下载 7.2 数据列表 7.3 数据导出 7.4 数据绘图 8.0 Transfix设置 8.1 ID 8.2 同步 8.3 下一次预定测试 8.4 正常/警告/报警模式下测量间隔8.5 标准温度 8.6 拨号密码 8.7 变压器电流比 8.8 GSM SMS 8.9 RS485 Modbus-RTU 9.0 报警设置 10.0 报警设置历史 11.0 Transfix故障代码
1.0 TransCom安装 TransCom专业分析软件可用于配置Transfix系统参数以及分析来自于变压器的测试数据。其主要功能如下： z利用本地直接连接（USB或RS232）与Transfix通讯。 z利用远程Modem拨号或局域网与Transfix通讯。 z Transfix在线监测参数配置。 z Transfix报警配置。 z修复，显示并且分析来自于Transfix的DGA结果。 TransCom软件是一个自解压缩文件，例如TransCom_8.1.0.50.zip。文件名中的数字表示软件的版本号。软件可以自动引导用户在电脑上正确的位置进行安装。安装步骤如下：运行TransCom_8.1.0.50.zip 这是自动解压缩这个文件，并且显示如下信息： 遵照屏幕上的指令完成安装步骤。