绝缘油试验报告
变压器绝缘油试验报告
变压器绝缘油试验报告引言变压器绝缘油试验是对变压器绝缘系统进行检验和评估的重要手段。
本报告旨在介绍变压器绝缘油的试验方法、试验装置和试验结果，以提供对变压器绝缘油质量的全面评估。
试验方法1.介质损耗和介质电阻试验–准备变压器绝缘油样品，确保其代表性。
–使用试验装置进行介质损耗和介质电阻试验。
–记录试验数据，并计算油样品的相对介质损耗和相对介质电阻。
2.电击穿试验–准备电击穿试验装置，包括高压电源和试验电极。
–在试验装置中放入变压器绝缘油样品。
–逐渐增加电压，直到发生电击穿。
–记录电击穿电压，并评估油样品的耐电压能力。
3.水分含量试验–取一定量的变压器绝缘油样品。
–使用水分含量试验仪器，测量油样品中的水分含量。
–记录水分含量数据，并评估油样品的干燥程度。
4.气体含量试验–取一定量的变压器绝缘油样品。
–使用气体含量试验仪器，测量油样品中的气体含量，如氢、氧、氮等。
–记录气体含量数据，并评估油样品的气体生成情况。
试验装置变压器绝缘油试验需要一些特定的装置来完成不同的试验。
以下是常用的试验装置：1.介质损耗和介质电阻试验装置–介质损耗与介质电阻试验仪器：用于测量变压器绝缘油的介质损耗和介质电阻。
–电容调节器：用于调节试验电容，并确保试验电流稳定。
–温度控制装置：用于控制试验温度，以消除温度对试验结果的影响。
2.电击穿试验装置–高压电源：提供试验所需的高压电压。
–试验电极：用于接触变压器绝缘油样品，以进行电击穿试验。
3.水分含量试验装置–水分含量试验仪器：用于测量变压器绝缘油中的水分含量。
4.气体含量试验装置–气体含量试验仪器：用于测量变压器绝缘油中的气体含量。
试验结果与分析根据以上试验方法，对变压器绝缘油进行一系列试验后，得到如下试验结果：1.相对介质损耗和相对介质电阻–油样品的相对介质损耗为X，相对介质电阻为Y。
2.电击穿电压–油样品的电击穿电压为Z。
3.水分含量–油样品的水分含量为W。
4.气体含量–油样品中的气体含量如下：•氢：A%•氧：B%•氮：C%根据以上试验结果，进行以下分析和评估： - 对于相对介质损耗和相对介质电阻，低数值表示较好的绝缘性能。
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）。
220kv变压器油试验报告
试验人：
绝缘油溶解气含量色谱分析报告
委托单位：xxxxx有限公司No.
站名
一期配电室
设备名称
1#220kV主变
设备编号
/
型号
S11
出厂日期
/
制造厂家
xxxxx变压器厂
电压等级
/
出厂序号
2020xxxx
容量
60000kVA
调压方式
/
油重
2122kg
冷却方式
ON/AN
油牌号
/
油比重
/
取样日期
2022.5.20
气温
25
分析日期
2022.5.21
油温
/
负荷
/
取样人
/
取样部位
本体
取样原因
预防性试验
组份
测定结果浓度（μL/L）
氧气
氮气
氢气
甲烷
乙烷
乙烯
乙炔
总烃
一氧化碳
二氧化碳
水份（mg/L）
含气量（%）
分析意见：
备注：Байду номын сангаас
（注意值：氢气为150，总烃为150，乙炔为5）
总烃超过注意值！
三比值编码：020
对应故障类型：低温过热（150~300℃）
变压器油实验资料报告材料
/
乙 炔C2H2
0
0
丙 烯C3H6
/
/
总 烃（C1+C2)
0.54
0.56
结论
正常
正常
备注
审核：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10月30日
名称
项目
330kV主变
（#3主变有载调压注油后）A
B
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
90℃
1.15%
1.05%
1.08%
击
穿
电
压
（kV）
70
65
68
64
66
69
65
63
64
62
70
62
62
64
65
66
62
69
平 均
64.8
65.0
66.1
结论
合格
合格
合格
审核：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18日
名称
项目
330kV主变
（#2主变有载调压试验后）A
结论
合格
审核：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
绝缘油体积电阻率检测细则
绝缘油体积电阻率检测细则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℃。
a) 环境相对湿度不大于80%。
1.2 待测样品要求a) 用洁净的500mL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) 熟悉绝缘油体积电阻率检测的基本原理和标准。
b) 了解绝缘油体积电阻率检测仪的技术参数和性能。
c) 掌握绝缘油体积电阻率检测仪操作方法和影响因素。
d) 了解被测样品取样、运输及保存的基本要求。
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) 取样过程中应有防漏油、喷油措施。
d) 仪器接地应良好。
e) 油杯温度较高，使用专用工具提取电极杯。
注油和排油时注意不要触碰油极杯，防止烫伤。
f) 仪器在工作过程中，内部有高压，禁止在通电过程中插拔电缆。
1.5 检测仪器及材料要求1.5.1 主要仪器设备选用全自动绝缘油体积电阻率测试仪，技术功能要求如下：a) 体积电阻率测试电压：直流500V(采用2mm间隙电极)，充电时间60s。
b) 测量范围：1×106Ω·m～1×1013Ω·m。
c) 高阻测量正负误差：不大于l0%。
d) 具有空杯电极清洁干燥质量的检验功能。
e) 测试电极杯：采用三电极、内外电极双控温结构。
f) 电极间距：2mm±0.05mm。
g) 内外电极同心度偏差：小于0.05mm。
h) 空杯电容值：30pF±lpF。
i) 拆洗装配后空杯电容测量值与标称空杯电容值偏差：不大于2%，可实现自动进排油；j) 电极材料宜采用热膨胀小、加工光洁度高的不锈钢，15℃～95℃温度范围内空杯电容值变化不大于1％，有效测量面粗糙度优于Ra0.16µm。
变压器试验报告
CA
0.08
0.08
0.08
十、接地电阻
八、试验结果及分析
试验：***、***
一次与二次间
2500
2500
2500
四、绝缘油试验（单位：kV）
五次平均击穿电压：44. 9kV
八、工频交流耐压试验 仪表编号：YDJ-50/100交流试验变压器
一次对二次及地
30kV交流耐压一分钟通过
九、变比测试
组别12点
I
误差％
II
误差％
III
误差％
AB
0.08
0.04
0.04
BC
0.10
0.06
0.000450
仪器编号：3393直流电阻测试仪
三、绝缘电阻（单位：mQ）仪表编号：数字兆欧表
一次对二次及地
二次对一次及地
一次与二次间
2500
2500
2500
四、绝缘油试验（单位：kV）
五次平均击穿电压：44. 9kV
五、工频交流耐压试验 仪表编号：YDJ-50/100交流试验变压器
一次对二次及地
30kV交流耐压一分钟通过
变压器试验报告
公司内部编号:(GQQD-TMMT-MMUT-UUPTY-UUYY-DTTL
变压器试验报告
单位名称
运行编号
环境温度
试ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ日期
试验性质
空气湿度
一、铭牌
型式
S11
额定容量
1600KVA
联结组别
Dynll
制造厂
一次额定电汗
10
短路阻抗
4.5%
出厂日期
2017年12月
is n
绝缘油实验报告
绝缘油实验报告一、实验目的了解绝缘油的基本性质，掌握绝缘油的测试方法，探究不同条件下绝缘油的性能变化。
二、实验原理绝缘油是用于电力设备绝缘的重要材料，主要用于绝缘、冷却和灭弧等功能。
为了确保设备的安全运行，绝缘油需要具备一定的绝缘性能。
绝缘油的主要性能指标包括介电损失因子、介电强度和电阻率。
实验中我们将根据国家标准进行绝缘油的测试，其中核心实验项目包括介电损失因子测定、介电强度测定和电阻率测定。
三、实验步骤步骤一：介电损失因子测定1. 将绝缘油样品倒入测量杯中，使其液面平整。
2. 将测量杯放入介电损失因子测试仪中，调整测试仪的参数并开始测试。
3. 记录测试结果，包括介电损失因子的数值和波形。
步骤二：介电强度测定1. 按照国家标准的要求，准备绝缘油样品，并将其倒入绝缘强度测试仪中。
2. 调整测试仪的参数，并开始进行介电强度测试。
3. 根据测试仪的指示，将电压逐渐增加，直到绝缘油发生击穿为止。
4. 记录击穿电压。
步骤三：电阻率测定1. 准备好绝缘油样品，并将其倒入电阻率测定仪中。
2. 调整测试仪的参数，并开始进行电阻率测试。
3. 记录测试结果，包括电阻率的数值和波形。
四、实验结果与分析通过实验我们得到了绝缘油的介电损失因子、介电强度和电阻率的数值。
根据实验结果，我们可以得出以下结论：1. 绝缘油的介电损失因子是经过一定频率交流电场作用下的能量损失情况的表征。
损失因子越小，说明绝缘油的绝缘性能越好。
2. 介电强度是绝缘油所能耐受的电场强度，它反映了绝缘油的绝缘能力。
介电强度越高，说明绝缘油的绝缘能力越强。
3. 电阻率是绝缘油的电流接通后，在单位时间内通过单位面积绝缘材料所消耗的电荷的量的大小。
电阻率越大，说明绝缘油的绝缘性能越好。
五、实验结论通过本次实验，我们对绝缘油的基本性质有了更深入的了解。
绝缘油的介电损失因子、介电强度和电阻率是评价其绝缘性能的重要指标。
在实验中，我们发现不同条件下绝缘油的性能有所变化，这提示我们在实际使用中需要根据具体情况选择适合的绝缘油。
风电场升压站试验报告
试验报告目录一、1#主变试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²3二、220kV断路器试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²9三、电容式电压互感器试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²21四、电流互感器试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²29五、隔离开关试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²33六、金属氧化物避雷器试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²49七、35kV真空断路器试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²53八、SVG连接变试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²71九、FC电气设备试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²74十、电力电缆试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²77 十一、站用变试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²81 十二、35kV过电压保护器试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²84 十三、接地装置试验报告²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²²85电力变压器试验报告套管交接试验报告220kV六氟化硫断路交接试验报告220kV六氟化硫断路交接试验报告220kV六氟化硫断路交接试验报告电容式电压互感器交接试验报告电容式电压互感器交接试验报告SF6绝缘电流互感器试验报告SF6绝缘电流互感器试验报告SF6绝缘电流互感器试验报告隔离开关交接试验报告隔离开关交接试验报告隔离开关交接试验报告隔离开关交接试验报告隔离开关交接试验报告隔离开关交接试验报告隔离开关交接试验报告隔离开关交接试验报告金属氧化物避雷器交接试验报告。
(化工部)交工资料表格(全)
目录一、共用类交工技术文件格式1、化学工业工程建设交工技术文件（封面）表H-1012、交工文件总目录表H-1023、交工文件目录表H-1034、开工报告表H-1045、中间交接证书表H-1056、联动试合格证书表H-1067、工程交接证书表H-1078、工程备忘录表H-1089、技术联系单表H-10910、隐蔽工程记录表H-11011、基础沉降观测记录表H-11112、焊工登记表表H-11213、焊接记录表H-11314、焊缝射线探伤表H-11415、超声波探伤报告表H-11516、渗透探伤报告表H-11617、磁粉探伤报告表H-11718、热处理报告表H-11819、超声波测厚报告表H-11920、光谱分析报告表H-12021、金相检验报告表H-12122、材料性能试验报告表H-12223、化学分析试验报告表H-12324、分析报告表H-12425、防腐蚀施工工序质量控制表表H-12526、防腐层电火花检测报告表H-12627、绝热施工工序质量控制表表H-12728、空白表表H-128二、机械类交工技术文件格式1、机泵安装工序质量控制表表H-2012、机组安装工序质量控制表表H-2023、机组安装找正记录表H-2034、大型机械灌浆前检查记录表H-2045、机器拆检及组装间隙测量记录表H-2056、电机空气间隙测量记录表H-2067、机组对中记录表H-2078、透平试运转报告表H-2089、机器试运转报告表H-20910、大型轴流风机安装工序质量控制表表H-21011、立式搅拌器安装工序质量控制表表H-21112、空调系统安装工序质量控制表表H-21213、输送机械安装工序质量控制表表H-21314、起重机安装工序质量控制表表H-21415、容器、换热器安装工序质量控制表表H-21516、分段塔组对工序质量控制表表H-21617、塔类安装工序质量控制表表H-21718、塔盘安装记录表H-21819、设备填充记录表H-21920、火炬、排气筒安装工序质量控制表表H-22021、大型储罐组装工序质量控制表表H-22122、气柜组装工序质量控制表表H-22223、管式工业炉安装工序质量控制表表H-22324、胀管记录表H-22425、钢结构安装工序质量控制表表H-22526、筑炉工序质量控制表表H-22627、混凝土衬里试块试验报告表H-22728、混凝土衬里试样烘干记录表H-228三、管道类交工技术文件格式1、地上管道安装工序质量控制表表H-3012、地下管道安装工序质量控制表表H-3023、高压管件加工记录表H-3034、阀门试压记录表H-3045、安全阀调试记录表H-305四、电气类交工技术文件格式1、变压器安装工序质量控制表表H-4012、高、低压配电装置安装工序质量控制表表H-4023、保护控制盘、屏及二次回路安装工序质量控制表表H-4034、直流系统安装工序质量控制表表H-4045、不间断电源（UPS）安装工序质量控制表表H-4056、电机电气安装工序质量控制表表H-4067、避雷针（网）及接地安装工序质量控制表表H-4078、电缆工程安装工序质量控制表表H-4089、架空线路安装工序质量控制表表H-40910、照明装置安装工序质量控制表表H-41011、起重设备及电梯的电气安装工序质量控制表表H-41112、火警、通讯系统安装工序质量控制表表H-41213、广播、电视系统安装工序质量控制表表H-41314、变压器安装检查记录表H-41415、变压器器身检查记录表H-41516、变压器干燥记录表H-41617、变压器干燥记录附表表H-41718、断路器检查调整记录表H-41819、隔离开关、负荷开关安装调整记录表H-41920、电气盘（屏）、柜安装记录表H-42021、母线安装记录表H-42122、蓄电池充（放）电记录表H-42223、蓄电池充（放）电记录附表表H-42324、电机抽芯检查记录表H-42425、电机干燥记录表H-42526、电机干燥记录附表表H-42627、电机试车记录表H-42728、架空线路施工记录表H-42829、避雷、接地装置安装记录表H42930、电气安装记录表H-43031、交流电机试验报告表H-43132、直流电机试验报告表H-43233、变压器试验报告表H-43334、断路器试验报告表H-43435、电力电缆试验报告表H-43536、电压互感器试验报告表H-43637、电流互感器试验报告表H-43738、避雷器试验报告表H-43839、电容器试验报告表H-43940、绝缘油试验报告表H-44041、交流耐压试验报告表H-44142、电流（压）继电器试验报告表H-44243、反时限过电流继电器试验报告表H-44344、时间继电器试验报告表H-44445、中间、信号继电器试验报告表H-44546、差动继电器试验报告表H-44647、电力半导体及微电子控制装置检查试验报告（一）、（二）表H-44748、二次回路系统、模拟试验报告表H-44849、电气试验报告表H-449五、自动化仪表类交工技术文件格式1、表盘（箱、操作台）安装工序质量控制表表H-5012、仪表回路安装工序质量控制表表H-5023、DCS、PLC安装工序质量控制表表H-5034、就地指示仪表安装工序质量控制表表H-5045、仪表供气（汽）总管安装工序质量控制表表H-5056、电缆桥架及主电缆安装工序质量控制表表H-5067、调节阀、执行器调校记录表H-5078、变送器（转换器）调校记录表H-5089、调节器调校记录表H-50910、显示仪表调校记录表H-51011、计算单元调校记录表H-51112、积算单元调校记录表H-51213、就地指示表调校记录表H-51314、工艺开关调校记录表H-51415、轴位移、轴振动调校记录表H-51516、流量元件安装记录表H-51617、仪表管线（管缆）试压、试漏、脱脂记录表H-51718、仪表电缆电线检查记录表H-51819、仪表系统调试记录表H-51920、报警联锁及PLC系统试验记录表H-52021、DCS基本功能检测记录表H-52122、DCS状态I/O卡测试记录表H-52223、DCS模拟I/O卡测试记录表H-52324、仪表调校记录表H-524化学工业工程建设交工技术文件TECHNICAL DOCUMENTS FOR HANDOVER OFENGINEERING CONSTRUCTION IN CHENICAL INDUSTRY项目：PROJECT装置：UNIT工号：SECTION建设单位：OWNER施工单位：CONTRACTOR第 / 卷第 / 册VOL. No. SECT No.年月日DATESCC CNCECSCC CNCECSCC CNCEC表H-105 SCC CNCEC表H-106 SCC CNCEC表H-107 SCC CNCEC表H-108Tab.. 表H-112 Tab.SCC CNCEC. 表H-113SCC CNCEC. 表H-114 Tab.SCC CNCEC表H-115SCC CNCEC表H-116 SCC CNCEC表H-117Tab. SCC CNCEC表H-118Tab. SCC CNCEC表H-119 SCC CNCEC表H-120Tab. SCC CNCEC. 表H-125 Tab. H-125SCC CNCEC表H-126Tab. SCC CNCECSCC CNCEC. 表H-201Tab. SCC CNCEC表H-203Tab. SCC CNCEC表H-204 SCC CNCEC表H-205 Tab.Tab.SCC CNCECSCC CNCEC表H-209Tab.SCC CNCEC表H-210Tab.SCC CNCEC表H-211 Tab.SCC CNCEC表H-212Tab.SCC CNCEC表H-213Tab.SCC CNCECSCC CNCEC表H-215 Tab.SCC CNCEC表H-216 Tab.SCC CNCEC表H-217 Tab.表H-218SCC CNCEC表H-219 Tab.SCC CNCEC表H-220 Tab.SCC CNCEC表H-221 Tab.SCC CNCEC。
国家电网公司10kV～66kV消弧线圈装置运行规范
附件610kV～66kV消弧线圈装置运行规范国家电网公司二○○五年三月目录第一章总则 (1)第二章引用标准 (1)第三章设备的验收 (2)第四章设备运行维护管理 (8)第五章运行巡视检查项目及要求 (12)第六章缺陷管理及异常处理 (15)第七章培训要求 (18)第八章设备技术管理 (20)第九章备品备件管理 (22)第十章更新改造 (22)第一章总则第一条为完善消弧线圈装置设备管理机制，使其达到制度化、规范化，保证设备安全、可靠和经济运行，特制定本规范。
第二条本规范是依据国家和行业有关标准、规程、制度及《国家电网公司变电站管理规范》，并结合近年来国家电网公司输变电设备评估分析、生产运行情况分析以及设备运行经验而制定。
第三条本规范提出了对10kV～66kV消弧线圈装置在设备投产、验收、检修、运行巡视和维护、缺陷和事故处理、运行和检修评估分析、改造和更新、培训以及技术资料档案的建立与管理等提出了具体规定。
第四条本规范适用于国家电网公司所属范围内10kV～66kV消弧线圈装置的运行管理工作。
第二章引用标准第五条以下为本规范引用的标准、规程和导则，但不限于此。
GB10229-1988 电抗器GB1094.1-1996 电力变压器第1部分总则GB1094.2-1996 电力变压器第2部分温升GB1094.3-2003 电力变压器第3部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙GB1094.5-2003 电力变压器第5部分承受短路的能力GB1094.10-2003 电力变压器第10部分声级测定GB6451-1999 三相油浸电力变压器技术参数和要求GB6450-1986 干式电力变压器CEEIA104-2003 电力变压器质量评价导则GB/T14549-1993 电能质量公用电网谐波GB/T17626-1998 电磁兼容试验和测量技术GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准GBJ148－1990 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范DL/T 572-1995 电力变压器运行规程DL/T 573-1995 电力变压器检修导则DL/T 574-1995 有载分接开关运行维修导则DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程GB/T 16435.1—1996 远动设备及系统接口 (电气特性)国家电网公司变电站管理规范第三章设备的验收第六条新设备验收的项目及要求1.产品的技术文件应齐全。
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
附录A：×主变压器系统设备安装工程施工记录及质量验评表
附录A：×主变压器系统设备安装工程施工记录及质量验评表主变压器系统设备安装单位工程资料核查项目表序号资料名称应有份数实有份数备注1 施工、检验及安装调整记录1变压器运输冲击记录Q/ CSG表2-1.0.1 2变压器破压前气体压力检查记录Q/ CSG表2-1.0.23绝缘油试验（新到油每批取样，油处理后注油前、后，变压器投运前、后取样）记录Q/ CSG表2-1.0.34变压器气体继电器检验记录Q/ CSG表2-1.0.4 5主变压器器身检查（隐蔽）签证记录Q/ CSG表2-1.0.5 6主变压器冷却器密封试验签证记录Q/ CSG表2-1.0.6 7变压器真空注油及密封试验签证记录Q/ CSG表2-1.0.7 8导线液压施工检查记录Q/ CSG表2-1.0.8 9箱柜基础检查记录Q/ CSG表2-1.0.92 质量评定、验收记录1单位工程质量验收与评定记录表Q/ CSG表2-12分部工程质量验收记录表3分项工程质量验收记录表验收单位质量验收结论签名施工单位（项目部）年月日监理年月日Q/ CSG表2-1.0.1变压器运输冲击记录工程编号：Q/ CSG表2-1.0.1 变压器型号额定电压kV 接线方式额定容量MVA 额定电流 A 冷却方式短路阻抗％调压方式油重t 制造厂家出厂编号出厂日期变压器运输和装卸过程中冲击记录值：注：1.冲击记录仪应在变压器就位后，方可拆下2.应附厂家冲击记录仪的记录复印件3.如变压器未装设冲击记录仪, 应在此注明，并应填写变压器外观检查结果。
验收单位质量验收结论签名制造厂代表年月日施工单位（项目部）年月日监理年月日Q/ CSG表2-1.0.2 变压器破压前气体压力检查记录工程编号： Q/ CSG表2-1.0.2 变压器型号额定电压kV 接线方式额定容量MVA 额定电流 A 冷却方式短路阻抗％调压方式油重t 制造厂家出厂编号出厂日期检查项目油箱内气体压力各阶段气体压力值MPa环境温度℃检查日期检查人到达现场时保管期间第1次检查第2次检查第3次检查第4次检查第5次检查第6次检查第7次检查第8次检查破压前检查结论：验收单位质量验收结论签名班组年月日施工队年月日项目部年月日监理年月日注:保管期间内，油箱内气体压力检查，间隔时间不应超过3～5天。
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。