绝缘油试验报告
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tgÕ20℃90℃ 1.22%击穿电压（kV）I 69II 68III 70IV 69V 68VI 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tgÕ20℃90℃ 1.21% 1.20%击穿电压（kV）I 70 68II 67 69III 70 70IV 69 68V 71 70VI 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主变有载调压注油后）AB C杂质无无无游离碳无无无水份mg/L 9.8 9.2 9.5 酸价KOH毫克/克油0.006 0.008 0.008 水溶性酸PH 5.4 5.4 5.4 闪点℃144 144 144介损tgÕ20℃90℃ 1.01% 1.11% 1.02%击穿电压（kV）I 68 66 67II 63 67 69III 66 68 66IV 69 64 69V 62 66 62VI 66 63 62 平均65.6 65.6 65.7 结论合格合格合格审核：秦勤试验：江涛试验单位郝滩变试验原因送检委托日期2015年11月6日名称项目330kV主变（#2主变有载调压注油后）A相B相C相杂质无无无游离碳无无无水份mg/L 9.3 9.5 9.3 酸价KOH毫克/克油0.008 0.008 0.008 水溶性酸PH 5.4 5.4 5.4 闪点℃142 144 144介损tgÕ20℃90℃ 1.15% 1.05% 1.08%击穿电压（kV）I 70 65 68II 64 66 69III 65 63 64IV 62 70 62V 62 64 65VI 66 62 69 平均64.8 65.0 66.1 结论合格合格合格审核：秦勤试验：江涛试验单位郝滩变试验原因送检委托日期2015年12月18日名称项目330kV主变（#2主变有载调压试验后）AB C杂质无无无游离碳无无无水份mg/L 9.8 9.8 9.8 酸价KOH毫克/克油0.006 0.006 0.006 水溶性酸PH 5.4 5.4 5.4 闪点℃144 144 144介损tgÕ20℃90℃ 1.02% 1.02% 1.02%击穿电压（kV）I 67 65 61II 65 70 68III 69 64 63IV 66 69 70V 63 65 65VI 67 60 63 平均66.1 65.5 65.0 结论合格合格合格审核：秦勤试验：江涛试验单位郝滩变试验原因送检委托日期2015年12月18日名称项目330kV主变（#3主变有载调压试验后）AB C杂质无无无游离碳无无无水份mg/L 9.5 9.3 9.5 酸价KOH毫克/克油0.004 0.006 0.006 水溶性酸PH 5.4 5.4 5.4 闪点℃144 142 144介损tgÕ20℃90℃ 1.05% 1.05% 1.05%击穿电压（kV）I 70 62 68II 64 69 64III 65 69 71IV 68 70 64V 63 61 68VI 69 65 64 平均66.5 66.0 66.5 结论合格合格合格审核：秦勤试验：江涛。
电力设备绝缘油交接和预防性试验
电力设备绝缘油交接和预防性试验一．电力设备绝缘油交接试验（一）绝缘油监督任务绝缘油监督的主要任务是准确、及时地对新油、各种充油电气设备的交接试验、运行中以及检修后的油进行质量检验，为用油部门提供依据，并与有关部门采取有效的措施防止油质劣化，保证设备安全可靠运行。
（二）新油的验收及储存1、用油单位应选购信誉好、质量保证的厂（商）家提供的绝缘油。
新油应储存在密封清洁的专用油罐或容器内，按GB7597标准《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》规定的程序进行采样和外观检验。
国产绝缘油、超高压绝缘油、断路器油应分别按GB2536、SH0040、SH0351等标准验收，对进口绝缘油应按国际标准（如IEC296标准）验收或按合同规定的指标验收。
2、对不同产地、油种和牌号的绝缘油，应有明显的标志，分类存放，防止混储。
3、备用油使用前应检验合格。
4、带油运输的变压器、电抗器到达现场后，发现有异常（如渗漏、破损等），应进行绝缘油试验。
并要求安装前需检测绝缘油后才能安装，安装后未投产前在保管期间超过六个月进行一次绝缘油试验。
（三）电气设备施工交接试验及投运前绝缘油的监督1、绝缘油必须按现行的国家标准GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的试验类别、试验项目和标准试验合格。
当不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须按有关规定进行油的相容性试验。
2、新油经检验合格后，在注入设备前必须进行真空（脱气）滤油净化处理。
3、电压等级在220kV及以上变压器、电抗器必须真空注油，110kV者宜用真空注油，110kV及以上的互感器、套管（套管不应在现场注油）应真空注油。
真空注油应遵守制造厂规定。
(投运前)4、变压器、电抗器真空注油后并经12小时以上静置后必须进行热油循环，一般控制净油箱出口温度为60℃（制造厂另行规定除外），热油循环时间不得少于48小时（或三个循环周期）。
(投运前)5、新装、大修、事故检修或换油后的变压器、电抗器及油浸式消弧线圈注油后，在施加电压前其静置时间不应少于下列规定（制造厂有规定除外）。
绝缘油中T501抗氧化剂含量检测细则液相色谱法
绝缘油中T501抗氧化剂含量检测细则（液相色谱法）1检测条件1.1环境要求除非另有规定，检测均在当地大气条件下进行，且检测期间，大气环境条件应相对稳定。
a）取样应在良好的天气下进行。
b）环境温度不宜低于5℃。
c）环境相对湿度不大于80%od）适合仪器操作的通风柜。
1.2待试样品要求a）用洁净的50OmL磨口具塞试剂瓶，从设备下部取样口采样500mL。
b）油样在运输、保管过程中要注意样品的防尘、防震、避光和干燥等。
1.3人员要求试验人员需具备如下基本知识与能力：a）熟悉绝缘油抗氧化剂含量检测技术的基本原理和标准。
b）了解液相色谱仪的技术参数和性能。
c）掌握绝缘油抗氧化剂含量检测的操作方法和影响因素。
d）了解被测样品取样基本要求。
e）熟悉电力生产和化学相关安全管理规定。
f）经过上岗培训并考试合格。
1.4安全要求a）执行国家电网公司《电力安全工作规程（变电部分）》相关要求。
b）现场取样至少由2人进行。
c）应在良好的天气下进行取样工作。
d）按照化学药品安全使用规定进行操作，注意防火防毒。
e）测试仪器确保良好接地。
1.5检测仪器及材料要求1.5.1主要仪器设备a）高效液相色谱仪符合下列条件：双泵或单泵系统；C18液相色谱柱,柱长150 mm；能检测紫外线（UV）光谱的UV检测器。
b）数据采集系统：宜使用色谱数据工作站或色谱数据处理机。
c）声波发生器或在线脱气装置，用于去除流动相中的气泡。
d）机械振荡器：往复振荡频率270次∕min~280次∕min,振幅35 mm,可采用GB/T 17623方法中脱气用的振荡仪。
e）试验室用的高速离心机：转速；0 r∕min^-4000 r∕min0f）分析天平：精度为0.0001gg）玻璃注射器：5 mLoh）微量注射器：25μL.i）具塞比色管：10 mLoj）移液管：LOOmLk）搅拌器。
1.5.2试剂与材料要求a）水：去离子水。
b）硫酸：密度1.84g∕cπ?, 98%,分析纯。
一起真空有载调压开关绝缘油试验不合格引起的反思
一起真空有载调压开关绝缘油试验不合格引起的反思摘要：在电力系统中，真空有载调压开关时用来达成电压调节效果的重要设备，同时也是电力变压器中的核心组成部分之一。
有载调压开关在应用过程中作为一种电器装置，可以在类似状态下进行分接位置的变化，主要原理为变压器绕组中可以引出若干的分接头。
从而完成变压器电压比的改变，达成调压。
随着近些年来对电压合格率要求的逐年提升，有载调压开关的切换频率越来越高，受到多种因素的影响可能出现绝缘油问题，例如油质劣化或者运维不当等，这不仅不利于变压器的安全稳定运行，同时还能对变压器的整体使用寿命造成不良影响，需要停电实验与检修，不利于辖区内的正常用电。
本文以一起真空有载调压开关绝缘油试验不合格为案例切入点，希望通过总结与反思提高有载调压开关的应用水平，避免绝缘油不合格现象。
关键词：有载调压开关；油室；绝缘油试验；真空；不合格一、提前预判，发现缺陷2022年5月，基于两方面的考虑：一、110kVXX变电站#2主变有载调压开关为贵州长征ZVMIII型编号96，虽然2019年针对的ZVMIII型专项反措无对该编号有要求，但我们一直对这个型号很关注；二、该主变当时是由WW站临时搬运到XX站，投运后，各试验数据正常，考虑到当时搬运安装的时间比较紧凑，如果有问题，其隐患需要运行一段时间才能够被发现。
我们对#2主变本体及有载调压开关缩短了绝缘油的预试周期，开展了预防性试验分析，具体有载调压开关如下图1所示。
试验数据结果显示：#2主变有载调压开关绝缘油的击穿电压为16kV（要求值≥35kV）、微水值为35.5mg/L（要求值≤35mg/L）、耐压、微水数据不合格，色谱数据合格。
纵向比对了该主变在WW站的耐压数据与搬运到XX站之后的耐压数据，发现此次耐压值下降明显，存在一定的运行风险。
二、问题分析（一）换油复检，持续跟踪为了明确真空有载调压开关绝缘油出现试验不合格现象的具体原因，第二天再次对#2主变有载调压开关取油样进行复检。
IEC 60156-2018绝缘油 击穿电压测定法(中文翻译)
绝缘油击穿电压测定法1 范围本标准规定了绝缘油在交流击穿电压下的测定方法。
本标准适用于测定40℃粘度不大于350mm2/s的各种绝缘油，适用于未使用过的绝缘油的交接试验，也适用于设备监测和保养时对试样状况的评定。
2 引用标准下列标准所包含的条文，通过引用而成为本标准的一部分。
凡是注日期的引用文件，仅引用的版本适用。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括任何修正案）适用。
IEC 60475, 绝缘液体取样方法3术语和定义本文档中未列出任何术语和定义。
4 电气设备4.1一般说明电气设备由以下单元组成：1）调压器，2）升压变压器，3）切换系统，4）限流电阻，5）测量装置。
以上两个或多个设备可在系统中以集成方式使用。
4.2 调压器电压调节应使用自动控制系统实现测试电压的均匀升压。
该设备不应引入谐波干扰（<3％），并且交流电源应无谐波。
4.3升压变压器试验电压应是由正弦波交流电源(48 Hz-62 Hz)供电的升压变压器提供。
电压值要连续增加。
对电压源的控制要满足试验电压平缓均匀，有变化且无过冲或瞬变，其电压增长值(如由自耦变压器产生的)不能超过预期击穿电压的2%。
变压器次级线圈中心点应接地。
4.4切换系统如果电极之间出现持续电弧并且电极之间的电压降至低于500 V的电压，则电路应自动切断。
达到试样击穿电流时，升压变压器的初级线圈应与断路器相连，并在10 ms内断开电压。
:电流或电压感应元件的灵敏度取决于能量限制设备，只能给出近似的参考。
如本文前一版所述，如对有机硅液体进行多次击穿时需要切断时间<100μs的装置。
4.5限流电阻为了保护设备并避免在硅油或酯油等液体击穿瞬间过度分解，应将限制击穿电流的电阻与测试系统串联插入。
对于电压大于15 kV的情况，变压器及相关电路的短路电流应在10 mA ~25 mA内，这一点可通过电阻与高压变压器的初级线圈、次级线圈之一或同时相连得以实现。
4.6 测量装置对于本标准，试验电压值定义为电压峰值除以√2。
变压器绝缘油试验
定义和控制指标
变压器绝缘油试验 2.4水溶性酸（PH值）
定义和质量指标 测试方法名称及标 准号 方法概要 测试要点
是指油品加工 及储存过程中 造成油中的水 溶性矿物酸， 溶性矿物酸， 主要是硫酸及 其衍生物。 其衍生物。指 标：投入运行 前的油＞ 前的油＞5.4 运行油≥ 运行油≥4.2
运行中变压器 油水溶性酸测 定法GB/T7598 GB/T7598定法GB/T75982008
1、仪器设 备及试验步 骤严格按规 定执行； 定执行； 2、试验报 告应记述使 用电极的类 型。 国内： 国内：平板型 2.5mm间隙 间隙） （2.5mm间隙）
变压器绝缘油试验
2. 绝缘油的试验项目 1 2 3 4
将试油注至油杯环状刻线处，然后 试油在不断搅拌情况下升温：试油闪点高于 试油温度达到预防闪点前10℃时， 在试油液面上出现出现蓝色火焰时， 盖上清洁、干燥的杯盖，插入 温度 50℃时，开始加热速度要均匀上升， 作点火试验。闪点在104℃以上的 立即记下该温度。继续升高2℃再点 计，并将油杯放在空气浴中。 并定期进行搅拌。到预防闪点前 试油，则没升温2℃点火一次。点火 火，如再次出现闪火时，则前次闪 40℃时，调整加热速度，使在 预计 时应停止搅拌，但无论是否闪火， 火的温度，即为试油的闪点；在最 闪点前20℃时，升温速度能控制在 开盖时间不得超过1.5S。如果不闪 初闪火后，如再进行点火却不闪火， 2~3℃/min。 火，再继续搅拌，重复点火试验。 应更换试油，重作试验。
变压器绝缘油试验
2.2试验判断油的质量
试验项目
击穿电压
闪点
酸值
水溶性值
变压器绝缘油试验
2. 绝缘油的试验项目 绝缘油绝缘强度试验步骤 1
试验应在室温15试验应在室温 35℃，湿度不高于 ℃ 75%的条件下，当 的条件下， 的条件下 准备工作全部就绪 后，准备升压
不确定度的案例3个(供参考)
气相色谱法测定绝缘油溶解气体含量测量不确定度的评定(供参考)一、概述1.1 目的评定绝缘油溶解气体含量测量结果的不确定度。
1.2 依据的技术标准GB/T 17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》。
1.3 使用的仪器设备(1) 气相色谱分析仪HP5890，经检定合格。
(2) 多功能全自动振荡仪ZHQ701，经检定合格，允差±1℃，分辨力0.1℃。
(3) 经检验合格注射器，在20℃时，体积100mL±0.5mL；体积5mL±0.05mL；体积1mL±0.02mL。
1.4 测量原理气相色谱分析原理是利用样品中各组分，在色谱柱中的气相和固定相之间的分配及吸附系数不同，由载气把绝缘油中溶解气体一氧化碳、二氧化碳、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢气带入色谱柱中进行分离，并经过电导和氢火焰检测器进行检测，采用外标法进行定性、定量分析。
1.5 测量程序(1) 校准。
采用国家计量部门授权单位配制的甲烷标准气体。
进样器为1mL玻璃注射器，采用外标气体的绝对校正因子定性分析。
(2) 油样处理。
用100mL玻璃注射器A，取40mL油样并用胶帽密封，并用5mL玻璃注射器向A中注入5mL氮气。
将注入氮气的注射器A放入振荡器中振荡脱气，在50℃下，连续振荡20分钟，静止10分钟。
(3) 油样测试。
然后用5mL玻璃注射器将振荡脱出的气体样品取出，在相同的色谱条件下，进样量与标准甲烷气体相同，对样品进行测定，仪器显示谱图及测量结果。
气体含量测定过程如下。
1.6 不确定度评定结果的应用符合上述条件或十分接近上述条件的同类测量结果，一般可以直接使用本不确定度评定测量结果。
二、 数学模型和不确定度传播律2.1 根据GB/T 17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》试验方法，绝缘油中溶解气体含量C 的表示式为S s=⨯hC C h μL/L (1) 式中，C ——被测绝缘油中溶解气体甲烷含量，μL/L ；C S ——标准气体中甲烷含量，μL/L ； h ——被测气体中甲烷的峰高A ； h s ——标准气体中甲烷的峰高A 。
绝缘油试验记录
机组工程编号：
变压器型号
额定电压KV
接线方式
额定容量
M.VA
额定电流
A
调压方式
冷却方式
绝缘油批数
绝缘油桶数
制造厂家
出厂编号
出厂日期
绝缘油验收
批次
桶数
出厂试验报告编号
抽样桶数
抽样分析报告份数
（后附）
（后附）
（后附）
（后附）
绝缘油试验报告登记表
试验项目
注油前
报告编号
冲击前
报告编号
冲击后
报告编号
简化分析
或全分析
—
—
色谱分析
—
微水含量
υg/g
—
—
含气量
%
—
质检机构
验收意见
签名
施工班组
年月日
施工工地
年月日
质检部
年月日
监理
年月日
35kV主变绝缘油异常故障分析
35kV主变绝缘油异常故障分析摘要：本文介绍了35kV变压器故障的发现过程，通过绝缘油中溶解气体分析和绝缘油的电气试验数据发现了故障原因和部位，现场开展高压试验验证了故障点所在，及时停电处理避免了主变内部故障，从而引发电网停电的电力生产安全事故。
关键词：绝缘油、变压器、分接开关、线圈引言在变压器、油断路器、电力电缆、电容器、互感器等高压电气设备中，长期以来一直广泛地大量使用着矿物绝缘油。
绝缘油起着加强绝缘、冷却和灭弧的作用。
用油浸渍的纤维性固体绝缘，能有效地防止潮气的直接进入并填充了固体绝缘中的空隙，显著地加强了纤维性材料的绝缘。
在油纸绝缘体系中，绝缘油不仅是重要的组成部分，也是了解油纸绝缘体系内部运行工况的信息载体。
一、绝缘油中溶解气体分析充油设备内部潜伏性故障有几种类型，各种不同类型故障所产生的气体组分视故障温度高低而定。
判断变压器潜伏性故障的主要气体有H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2等7种气体，每种气体对判断故障的意义虽不相同，但又互相联系。
总烃指CH4、C2H6、C2H4、C2H24种气体的总和。
及时分析油中气体组分、含量及发展趋势，就能及时查出变压器内部潜伏的故障类型、部位和程度。
表一：试验报告及历史数据2021年6月15日，在对35kV龙头山2号主变绝缘油试验过程中发现H2（354.1μL/L），总烃（5667.9μL/L）严重超过注意值，各组分含量与上一周期对比变化较大，17日进行复测取样，试验数据H2（326.9μL/L），总烃（6814.5μL/L）与15日区别不大，主要特征气体为CH4、C2H4，特征气体法判定为油过热故障；根据三比值法，编码022，故障类型为高温过热（高于700℃），设备可能存在分接开关接触不良；引线连接不良；导线接头焊接不良，股间短路引起过热；铁心多点接地，矽钢片间局部短路等故障。
二、绝缘油的电气试验绝缘油具有优良的绝缘性能。
绝缘油在运行过程中受电、热、局部放电和混入杂质的影响，逐渐老化，会失去绝缘性能。
变压器油、绝缘油介电强度测定方案
绝缘油介电强度测定方案本方法适用于验收20℃时粘度不大于50毫米2/秒的各种绝缘油。
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操和过滤是否适宜。
本方案是参照采用国家标准GB/T 507-86 《绝缘油介电强度测定法》、GB/T 4756 《石油和液体石油产品取样法( 手工法)》、GB2536-90 《变压器油》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2U 士5 % 范围。
2.1.2 变压器和相配的装置应能在电压大于15千伏时产生一个20毫安的最小短路电流。
2.2 保护装置2.1.1 装置应良好接地。
2.1.2 进行试验时尽可能防止产生高频振荡.2.1.3 了保护设备和避免试油在击穿瞬间的分解，可与试验油杯申联一个电阻，以限制击穿电流。
2.1.4 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0.02秒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 电压调节电压调节可用下列设备之一来实现，电压调节最好采用自动升压系统，因为手动调节不易得到要求的匀速升压。
2.3.1 变比自耦变压器2.3.2 电阻分压器2.3.3 发电机磁场调节2.3.4 感应调节器2.4 试验电压的测量试验电压值是电压的有效值，即电压峰值除以2。
电压可以用峰值电压表或其他类型的测量电压表连接到试验变压器的愉入端或输出端来测量。
绝缘油中含气量的测试方法
中华人民共和国电力行业标准DL450—91绝缘油中含气量的测试方法(二氧化碳洗脱法)中华人民共和国能源部1991-10-28批准1992-05-01实施1主题内容与适用范围本标准适用于50℃时运动粘度等于或小于50mm2/s的绝缘油中非酸性气体含量的测试，不适用于可与氢氧化钾溶液发生化学反应的酸性气体(如二氧化碳等)含量的测试。
本试验方法主要用于注入新设备的油及作为补充用的经真空过滤的油的控制试验项目。
对正在运行的变压器油中含气量的测试，要注意溶解在油中的二氧化碳气体所引起的误差。
2引用标准GB7252变压器油中溶解气体分析和判断导则3方法概要本方法用高纯度的二氧化碳气体以极其分散的形式通过一定体积的试样油，由于二氧化碳的过饱和，会将油中原来溶解的气体携带出来，并与二氧化碳同时通过装有氢氧化钾溶液的吸收管，这时，二氧化碳被完全吸收，所留下的气体就进入有精确刻度的气量管里，从刻度上可以读出气体的体积数。
4试剂4.1氢氧化钾(化学纯)溶液：用蒸馏水配成40%的水溶液，即先把572g氢氧化钾溶于少量水中，再稀释至1L。
4.2水银：经蒸馏水洗过的。
4.3二氧化碳：干冰。
5装置绝缘油中含气量测试的装置如图1所示，要点说明如下。
5.1吸收管：吸收管上部的气量管总刻度为1.6mL，分刻度为0.01mL，要求精确刻度1) 。
气量管的尺寸为内径约3mm，长约210mm。
吸收管的总长度要求二氧化碳气泡在上升过程中能被完全吸收。
吸收管的具体尺寸见附录A。
注：1)例如，当要求提高测试精确度时还应有对应于各分度的校正表。
图1绝缘油中含气量测试装置1—稳流阀；2—皂膜流量计；3、7—三通阀；4、5—微型三通阀；6—洗脱管；8—吸收管；9—水准瓶；10—进样用注射器；11—取样用注射器；12—旋塞；13—进样用小管；14—气量管5.2水准瓶：吸收管下部连一水准瓶，水准瓶的容量可为250mL或500mL。
水准瓶的瓶口及吸收管上部应装有已装好一段玻璃管的橡胶塞，以免氢氧化钾溶液飞溅。
光伏电站、变电站投运前检查项目
序号 设备
检查内容
1 系统检查报告
1
35kV 母 线
2 3 4
绝缘电阻测量报告 交流耐压试验报告 全回路电阻测量
5 相序测量
绝缘油试验报告 测量绕组连同套管的直流电阻试验报告
铁心（有外引接地线的）绝缘电阻试验报告 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数试验报告 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值 tanδ 试验报告 测量绕组连同套管的直流耐压及直流泄漏电流试验报告 主变压器 有载调压分接切换装置的试验： 2 及SVG油 变 变压器绕组变形试验； 检查所有分接头的变比误差及组别测试； 额定电压下的冲击合闸试验； 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验； 测量与 铁心绝 低电压空载 绕组连同套管的交流耐压试验实验报告 绝缘电阻试验 测量电容器电容量 测量电抗器及放电线圈的直流电阻 控制功能试验输出过电流保护试验 交流输入欠电压保护试验 3 SVG 交流输入过电压保护试验 输出超限保护试验 超温保护试验 交流输入过电压保护试验 轻载运行试验和负载运行试验 无功连续可调试验
4 外观检查
5 零漂检查
微机型保 6 逆变电源检查
12 护装置的 7 整定值的整定及检验（注：按给定的保护项目及整定值进行试验）
检验
8 纵联保护通道检验
9 操作箱检验
10 整组试验（各个设备的保护正确动作试验）
11 与厂站自动化系统、继电保护及故障信息管理系统配合检验
12 装置投运
校检员：
检查员：
备注：设备在厂已做的试验报告、设备合格证书、说明书等应一同收集检查。
1 绝缘电阻及耐压试验
2 导电回路接触电阻测试
3 操作线圈及其动作电压测试