变压器油检测项目和周期

绝缘油和六氟化硫气体的试验项目周期和标准

绝缘油和六氟化硫气体的试验项目周期和标准1．1变压器油1．1.1新变压器油的验收，应按GB2536或SH0040《超高压变压器》的规定。

1．1.2变压器油试验项目、标准和周期见表10-1，投运前和大修后的试验项目、周期与交接时相同。

1．1.3设备和运行条件不同，会导致釉质老化速度不同，当主要设备用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他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10-1变压器油试验项目、周期和标准注：①对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应按制造厂规定决定是否采样。

②有载调压开关用的变压器的试验项目、周期和要求按制造厂规定。

③10 kV及以下设备试验周期可自行规定。

④互感器、套管油的试验应结合油中溶解气体色谱分析进行，项目、周期见有关章节。

1．1.4关于补油或不同牌号油混合使用的规定。

1．1.4.1补加油品的各项特性指标不应低于设备内的油。

如果补加到已接近运行油质量要求下限的设备油中，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行混油样品的油泥析出和tgδ试验。

试验结果无沉淀物产生且tgδ不大于原设备内油的tgδ值时，才可混合。

1．1.4.2不同牌号新油或相同质量的运行中油，原则上不宜混合使用。

如必须混合时应按混合油实测的凝点决定是否可用。

1．1.4.3对于国外进口油、来源不明以及所含添加剂的类型并不完全相同的油，如需要与不同牌号油混合时，应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。

1．1.4.4油样的混合比应与实际使用的混合比一致，如实际使用比不详，则采用1：1比例混合。

1．2断路器油1．2.1断路器专用油的新油应按SH0351《断路器油》进行验收。

1．2.2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准见表10-2。

表10-2投运前及运行中断路器的试验项目、周期和标准1．3SF6气体1．3.1 SF6新气到货后，充入设备前应按GB12022验收。

变压器检修导则

7.1 电力变压器检修规程7.1.1检修周期(1)小修周期：检修周期一般1-3年，检修时间随春检或电网公司检修时间确定。

(2)大修周期：大型电力油浸变压器原则上在投入运行后的5年内和以后每间隔10-13年大修1次，7.1.2检修项目（1）小修项目1)处理已发现的缺陷；2)放出储油柜积污器中的污油；3)检修油位计，调整油位；4)检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；5)检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等；6)检修油保护装置；7)检修测温装置：包括绕组温度计、油面温度计等；8)检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；9)检查接地系统；10)检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；11)清扫油箱和附件，必要时进行补漆；12)清扫外绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；13)按有关规程规定进行测量和试验。

（2）大修项目1)吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；2)绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；3)铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修；4)油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；5)冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；6)安全保护装置的检修；7)油保护装置的检修；8)测温装置的校验；9)操作控制箱的检修和试验；10)无励磁分接开关和有载分接开关的检修；11)全部密封胶垫的更换和组件试漏；12)必要时对器身绝缘进行干燥处理；13)变压器油的处理或换油；14)清扫油箱并进行喷涂油漆；15)大修的试验和试运行。

7.1.3 检修前的准备工作检修前应编制完善的检修方案，其中包括检修的组织措施、安全措施和技术措施。

7.1.4 变压器本体的解体检修与组装工艺要求本导则主要针对日常维护和小修, 变压器的解体与组装只做简要说明,详情见《DL/T 573电力变压器检修导则》。

变压器油检测技术标准

变压器油检测技术标准变压器油检测项目（1）凝固点；（2）含水量；（3）界面张力；（4）酸值；（5）水溶性酸碱度；（6）击穿电压；（7）闪点；（8）体积电阻率；（9）介损（10）色谱分析（11）绝缘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％～％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。

变压器油的检测项目及试验意义

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;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产生；这些可燃气体往往是由于电气设备局部过热,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;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热或放电分解而产生的;产生可燃气体的原因如不及时查明和消除,对设备的安全运行是十分危险的;因此采用气相色谱法测定油中气体组分,对于消除变压器的潜伏性故障是十分有效的;该项目是变压器油运行监督中一项必不可少的检测内容12、水溶性酸：变压器油在氧化初级阶段一般易生成低分子有机酸,如甲酸、乙酸等,因为这些酸的水溶性较好,当油中水溶性酸含量增加即pH值降低,油中又含有水时,会使固体绝缘材料和金属产生腐蚀,并降低电气设备的绝缘性能,缩短设备的使用寿命;13、：根据我国的气候条件,变压器油是按低温性能划分牌号;如10、25、45三种牌号系指凝点分别为-10、-25、-45℃;所以对新油的验收以及不同牌号油的混用,凝点的测定是必要的;14、体积：变压器油的体积电阻率同介质损耗因数一样,可以判断变压器油的老化程度与污染程度;油中的水分、污染杂质和酸性产物均可影响电阻率的降低;运行中变压器油质量标准。

变压器油监督周期

套管
110kV及以上
0
0
0
0
0
3年至少一次
电力变压器
220～500kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
半年至少一次
≤110kV或
＞630kV·A
每年至少一次
配电变压器
≤630 kV·A
0
0
0
0
0
3年至少一次
厂所用变压器
≥35 kV或
1000 kV·A及以上
0
0
0
0
0
0
0
0
每年至少一次
注：500kV电力变压器油测定含气量。
GB/T511
180天一次
5
闭口闪点，℃
不比原始油低10℃
GB/T261
180天一次
6
酸值（mgKOH/g）
≤0.1
GB/T264
180天一次
7
界面张力25℃mN/m
≥19
GB/Tm
≥1×1010
GB/T5654
每年至少一次
11
油中含气量%
≤3
DL/T423
大修后、必要时
水溶性酸（pH）、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、界面张力、油中含气量
每180天一次
大修后、必要时
高厂备变、高公备变、施工变
水溶性酸（pH）、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、界面张力、色谱分析、水分
每180天一次
大修后、必要时
#1、2高厂变、#1、2高公变
色谱分析、水分
每180天一次
大修后、必要时
国标运行中变压器油气体组分含量正常检测周期

变压器油检测项目

变压器油检测项目一、引言变压器在电力系统中扮演着至关重要的角色，它能够将电能从一处传输到另一处，并且保证传输过程中的高效率和稳定性。

变压器的正常运行对于电力系统的稳定运行至关重要。

而变压器油作为变压器的重要组成部分，在变压器工作中起着非常重要的作用。

因此，对变压器油进行检测和分析是确保变压器正常运行的关键环节。

二、变压器油的重要性变压器油具有多种重要功能。

首先，它作为变压器的绝缘介质，能够防止变压器内部的电介质损耗和击穿。

其次，它还具有冷却变压器的作用，通过吸收变压器内部的热量，保持变压器的温度在安全范围内。

此外，变压器油还可以保护变压器内部金属部件不受氧化腐蚀的影响，延长变压器的使用寿命。

因此，确保变压器油的质量和性能是非常重要的。

三、变压器油检测项目为了确保变压器油的质量和性能，需要进行一系列的检测项目。

下面将介绍几个常见的变压器油检测项目。

1. 外观检查变压器油的外观检查是最基本的检测项目之一。

通过观察油的颜色、透明度和杂质等，可以初步判断变压器油的质量情况。

正常情况下，变压器油应呈现透明或者微黄色，无悬浮物和沉淀物。

2. 外来物质检测外来物质的存在会对变压器油的性能产生不良影响。

因此，在变压器油检测中，需要对变压器油中的外来物质进行检测。

常见的外来物质包括水分、灰分、杂质等。

水分会降低变压器油的绝缘性能，灰分会使变压器油变黑，杂质会加速变压器油的老化。

3. 绝缘性能检测变压器油的绝缘性能是非常重要的，如绝缘强度和介质损耗等。

通过绝缘性能检测，可以判断变压器油的绝缘性能是否合格。

绝缘强度检测是通过测量变压器油在一定电压下的绝缘强度来判断其绝缘性能。

介质损耗检测是通过测量变压器油中的介质损耗值来判断其绝缘性能。

4. 氧化安定性检测变压器油的氧化安定性是指变压器油在氧化条件下的稳定性能。

氧化会导致变压器油变黑，增加粘度，并产生油泥，从而影响变压器的运行。

因此，对变压器油的氧化安定性进行检测是非常重要的。

变压器油试验项目及标准

变压器油试验项目及标准
变压器油试验项目及标准
变压器油试验项目及标准是衡量变压器油质量的重要指标，它不仅可以检测出油品的性能特点，而且可以直接反映出油品的质量水平。

变压器油的外观检查是变压器油试验项目的第一步，它是检查油品颜色、浊度、气味等外观特征的重要环节，这些特征可以反映油品的生产状况和使用状况。

其次是变压器油的理化性能检测，该检测项目包括油品的密度、闪点、粘度、抗氧化剂含量、水含量等理化性能检测项目，它们可以反映油品的性能特征，并且可以按照相应的标准来衡量油品的质量。

变压器油的性能测试是变压器油试验项目的重要环节，它可以检测出油品的抗氧化能力、抗热性能、耐热性等指标，这些指标可以衡量油品的可靠性和可用性，并且可以按照相应的标准来衡量油品的质量。

变压器油试验项目及标准是衡量变压器油质量的重要指标，它包括外观检查、理化性能检测和性能测试等几个环节，每个环节都可以按照相应的标准来衡量油品的质量，从而确保变压器油的质量可靠和可用。

变压器油的检测项目及试验意义

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。

变压器油检测通常包括以下项目

变压器油检测通常包括以下项目
1.
水分含量：水分是变压器油中常见的污染物之一，高水分含量可能导致绝缘性能下降。

2.
3.
介质损耗因子：介质损耗因子是衡量变压器油绝缘性能的指标，高损耗因子可能表示油中存在污染物或老化产物。

4.
5.
电阻率：电阻率是变压器油的导电性能指标，低电阻率可能表示油中存在杂质或水分。

6.
7.
中性化值：中性化值是衡量变压器油酸性程度的指标，高中性化值可能表示油中存在酸性物质。

8.
9.
氧化安定性：氧化安定性是衡量变压器油耐氧化性能的指标，高氧化安定性表示油具有较好的抗氧化能力。

10.
11.
闪点：闪点是指变压器油在特定条件下能够发生瞬间燃烧的温度，是评估油的安全性能的重要指标。

12.
13.
粘度：粘度是变压器油的物理性质之一，可以反映其流动性和润滑性
能。

14.
15.
硫含量：硫含量是变压器油中的重要污染物之一，高硫含量可能导致绝缘性能下降。

16.
17.
PCB含量：如果变压器油中存在多氯联苯（PCB），需要进行检测，因为PCB是一种有毒物质。

18.
19.
颗粒物含量：变压器油中的颗粒物可能来自油中的污染物或设备老化，其含量需要进行监测。

20.
这些项目可以帮助评估变压器油的质量和性能，及时发现油中的污染物或老化现象，确保变压器的正常运行和绝缘性能。

具体的检测项目和标准可能因地区和法规而有所不同，建议根据实际需求和相关法规进行检测。

油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求

油浸式电力变压器的试验项目、周期和要求序号项目周期要求说明1 油中溶解气体色谱分析1）新投运及大修后投运500kV：1,4,10,30天220kV：4,10,30天110kV：4,30天2）运行中500kV：3个月220kV：6个月35kV、110kV：1年3）必要时1）根据GB/T 7252—2001新装变压器油中H2与烃类气体含量(μL/L)任一项不宜超过下列数值：总烃：20；H2：30；C2H2：02）运行设备油中H2与烃类气体含量( μL/L)超过下列任何一项值时应引起注意：总烃：150； H2：150C2H2：5 (35kV～220kV)，1 (500kV)3）烃类气体总和的产气速率大于6mL/d(开放式)和12mL/d(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常1）总烃包括CH4、C2H4、C2H6和C2H2四种气体2）溶解气体组份含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行跟踪分析3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4）新投运的变压器应有投运前的测试数据5）必要时，如：—出口(或近区)短路后—巡视发现异常—在线监测系统告警等2 油中水分,mg/L 1）准备注入110kV及以上变压器的新油2）投运前3）110kV及以上:运行中1年4）必要时投运前110kV ≤20220kV ≤15500kV ≤10运行中110kV ≤35220kV ≤25500kV ≤151）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℃时取样2）必要时，如：—绕组绝缘电阻(吸收比、极化指数)测量异常时—渗漏油等3 油中含气量,%(体积分数) 500kV1）新油注入前后2）运行中：1年3）必要时投运前：≤1 运行中：≤3 1）限值规定依据：GB/T 7595-2008《运行中变压器油质量》2）必要时，如：—变压器需要补油时—渗漏油4 油中糠醛含量,mg/L 必要时1）含量超过下表值时，一般为非正常老化，需跟踪检测：1）变压器油经过处理后，油中糠醛含量会不同程度的降低，在作出判断时一定要注意这一情况2）必要时，如：—油中气体总烃超标或CO、CO2过高—需了解绝缘老化情况时，如长期过载运行后、温升超标后等运行年限1～55～1010～1515～20糠醛含量0.10.20.40.752）跟踪检测时，注意增长率3）测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重5 油中颗粒度测试500kV1）投运前2）投运1个月或大修后3）运行中1年4）必要时1）投运前(热循环后)100mL油中大于5μm的颗粒数≤2000个2）运行时(含大修后)100mL油中大于5μm的颗粒数≤3000个1）限值规定依据：DL/T 1096-2008《变压器油中颗粒度限值》2）检验方法参考：DL/T 432-2007《电力用油中颗粒污染度测量方法》3）如果颗粒有明显的增长趋势，应缩短检测周期，加强监控6 绝缘油试验变压器油单独列出7 绕组直流电阻1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）无载分接开关变换分接位置4）有载分接开关检修后5）必要时1）1600kVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%2）1600kVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%1）如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，则与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%2）有载分接开关宜在所有分接处测量，无载分接开关在运行分接测量无载分接开关在运行分接测量3）不同温度下电阻值按下式换算：R2＝R1(T+t2)/(T+t1)，式中R1、R2分别为在温度t1、t2下的电阻值；T为电阻温度常数，铜导线取235，铝导线取2254）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可不进行定期试验5）必要时，如：—本体油色谱判断有热故障—红外检测判断套管接头或引线过热8 绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数1）110kV及以下：6年；220kV、500kV：3年2）大修后3）必要时1）绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70%%2）35kV及以上变压器应测量吸收比，吸收比在常温下不低于1.3；吸收比偏低时可测量极化指数，应不低于1.53）绝缘电阻大于10000 MΩ时，吸收比不低于1.1或极化指数不低于1.31）使用2500V或5000V兆欧表，对220kV及以上变压器，兆欧表容量一般要求输出电流不小于3mA2）测量前被试绕组应充分放电3）测量温度以顶层油温为准，各次测量时的温度应尽量接近4）尽量在油温低于50℃时测量，不同温度下的绝缘电阻值按下式换算：式中R1、R2分别为温度t1、t2时的绝缘电阻值5）吸收比和极化指数不进行温度换算6）封闭式电缆出线或GIS出线的变压器，电缆、GIS侧绕组可在中性点测量7）鉴于不拆高、中压侧引线的试验方法能够提高供电可靠性，增进工作效率，并已在一些地区成功应用，因此鼓励开展不拆线试验方法的研究，积累经验，条件成熟者按规定程序批准后可采用不拆线的试验方法。

变压器绝缘油的要求

变压器绝缘油的要求绝缘油的要求注：①绝缘油取样方法按GB5797—87〔电力用油、变压器油、（汽轮机油）取样方法〕。

① 气体浓度达成到注意值时，应进行追踪分析，查明原因，注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。

该表数值不适用于从气体继电器放气取出的气样。

② 影响电流互感器和电容式套和油中氢气含量的因素较多，有的氢气含量低于表中数值，若增加较快，也应引起注意，有的只有氢气含量超过表中数值，若无明显增加趋势，也可判断为正常。

3、采取油样的要求（1）采取油样工作必须由受过专门训练有这方面经验的专业人员进行；（2）油样瓶为500—1000毫升具磨口塞的玻璃瓶，事先经过洗净和烘干（用蒸馏水洗净）；（3）油样瓶应贴标签，注明设备名称，采样日期，采样人姓名，气候，温度等情况；（4）对色谱试验，应按试验方法要求进行采样。

（5）变压器采样时应从下部采样门处采样，采样前油门要先用干净抹布擦净，再放油冲洗干净，并放油冲洗油瓶至少两遍，然后直接将油注入样瓶中（中间不得使用胶管、滤纸或其他容器，工具等过渡），必须将样瓶注满，不得留有空间，然后再用瓶塞盖紧，清扫干净后贴上标签；（6）套管取油样较困难，因此可从套管顶部使用抽子塑料管（或胶管）取样，但不能一种工具多个套管取样共同使用，以免影响测试的正确性；（7）取样时，要样瓶与被采油样设备的油温相差不应大于3—5℃，特别是冬天要予先把变压器内的热油注入样瓶内使之温热，然后把油倒出，并立即采油样装满样瓶。

从户外拿进户内的空的盛满油的油样瓶，应当塞紧并保持3—4小时，直到其温度与室温相等以后，方可打开瓶塞；（8）油样的数量：新油验收1.5~2Kg(简化试验)，耐压试验0.5Kg，色谱分析200~300毫升（应取满瓶）。

电气设备预防性试验、周期检测、维护保养工作表

半年
每年2、3月份进行
18
电焊机绝缘测试
一次对二次、绕阻对外壳绝缘电阻 > 1 MΩ
半年
19
手持电动工具绝缘测试
Ⅰ类工具带电零件与外壳之间绝缘电阻 > 2 MΩ
Ⅱ类工具带电零件与外壳之间绝缘电阻 > 7 MΩ
Ⅲ类工具带电零件与外壳之间绝缘电阻 > 1 MΩ
3月
20
移动电气设备绝缘测试
绝缘电阻 > 1 MΩ
电气设备预防性试验、周期检测、维护保养工作表
序号
设备名称
试验及保养内容
周期
备注
1
高压配电系统继电保护、变压器预防性试验
按照有关规程做检验
1年
由专业单位或部门进行（电力部门）
2
变压器、总开关的保养
按照有关规程进行
半年
3
变压器大修
按照有关规程进行
10年
送专业单位大修
4
变压器油的校验
运行中变压器油作耐压及简化试验
3月
21
金属切削机床（车、铣、刨、磨、钻等）电气一级保养
清扫电动机、电器箱、电器装置，固定整齐电气线路
2-3月（两班制）
22
金属切削机床（车、铣、刨、磨、钻等）电气二级保养
检修电气箱，清洗电动机，据情况调换零件
1年（两班制）
23
桥式吊车电气一级保养
检查限位开关、电气箱、电机电刷、导电器、信号灯等
2-3月（两班制）
24
桥式吊车电气二级保养
检修电气箱，清洗电动机，据情况调换零件
1年（两班制）
注：以上高压电气设备均指10Kv用电设备
资料及标准主要摘录自：
《机械制造企业安全质量标准化工作指南》

变压器电力设备检修标准、周期、检验规范-杭州路桥集团公司

变压器大修周期的规定：1、发电厂和变电站的主变压器、发电厂的主要厂用变压器和主要变电站的所用变压器，在投入运行后的第五年内和以后一般每5~10年应大修一次。

2、其他超过正常过负荷运行的变压器，每10年大修一次；充氮与胶囊密封的变压器，可适当延长大修间隔。

3、对于密封式的变压器，经过试验和运行情况判定确有内部故障时，才进行大修。

4、运行中的变压器发现异常情况或经试验判明有内部故障时应提前进行大修。

5、在大容量电力系统中运行的主变压器，当承受出口短路后，应考虑提前大修。

变压器大修项目有：1、吊出器身或吊开钟罩对器身进行检修。

2、对绕组、引线及磁屏装置的检修。

3、对无载分接头开关和有载分接头开关的检修。

4、对铁芯、穿心螺丝、轭梁、压钉及接地等的检修。

5、对油箱、套管、散热器、安全气道和储油柜等附属设备的检修。

6、对冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修。

7、对保护装置、测量装置及操作控制的检查试验。

8、对变压器油的处理或换油。

9、对变压器保护装置（净油器、充氮保护及胶囊等）的检修。

10、对密封衬垫的更换。

11、对油箱内部的清洁，油箱外壳及附件的除锈、涂漆。

12、必要时对绝缘进行干燥处理。

13、进行规定的测量和试验。

变压器大修时运行人员需要做的安全措施：1、主变压器大修必须在设备停电检修状态下运行。

2、断开主变压器三侧TV小开关。

3、断开主变压器三侧隔离开关的动力电源小开关或动力电源保险（可能来电的隔离开关）。

4、停用主变压器的全套保护。

5、停用主变压器失灵保护。

6、停用主变压器启动稳定装置（保护启动和开关三跳启动）。

7、按照《电业安全规程》的规定布置好现场的安全措施，并与工作负责人进行交代。

8、停用主变压器冷却器。

9、停用主变压器冷却器动力交流电源。

10、停用主变压器冷却器直流控制电源。

11、停用主变压器调压装置交、直流电源。

12、停用有载调压在线滤油机交直流电源。

13、断开本体非电量直流电源回路。

变压器试验项目、周期及要求

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表2
项目
序号 1 外观水溶性酸pH值酸值mgKOH/g 闪点(闭口) ≥5.4 ≤0.03 ≥140(10号、25号油） ≥135(45号油) 66～110kV ≤20
要
投入运行前的
求
运行油
说
明
透明、无杂质或悬浮物 ≥4.2 ≤0.1 1)不应比左栏要求低5℃ 2)不应比上次测定值低5℃ 66～110kV ≤35
1)如电阻相间差在出厂时超过规定，制造厂已说明了这种偏差的原因，按要求中3) 项执行。 2)不同温度下的电阻值按下式换算
R2=R1[(T+t2)/(T+t1)]
式中R1、R2分别为在温度t1 、t2时的电阻值；T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225 。 3)无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量。
1)运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数) 超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于150×10-6 H2含量大于150×10-6 C2H2含量大于5×10-6 (500kV变压器为1×10-6) 2)烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/ 月则认为设备有异常
18 25
35 45 55 85 140
15 21
30 38 47 72 120
18 25
35 45 55 85 140
15 21
30 38 47 72 120
110
126
200
170
95
80
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电力变压器的试验项目、周期和要求

变压器油的试验项目和要求

6
击穿电压
kV
15kV以下 ≥30
15～35kV≥35
66～220kV≥40
330kV≥50
500kV≥60
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
7
界面张力(25℃)mN/m
≥35
≥19
按GB/T6541进行试验
≥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/L
66～110kV≤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
一般不大于3
按DL/T423或DL/T450进行试验
11
油泥与沉淀物
(质量分数)%
—
一般不大于0.02
按GB/T511试验，若只测定油泥含量，试验最后采用乙醇—苯(1∶4)将油泥洗于恒重容器中，称重
12
油中溶解气体色谱分析
变压器、电抗器、互感器、套管、电力电缆
取样、试验和判断方法分别按GB7597、SD304和GB7252的规定进行
注：1.对全密封式设备如互感器，不易取样或补充油，应根据具体情况决定是否采样；
2.有载调压开关用的变压器油的试验项目、周期和要求按制造厂规定。
8
tgδ(90℃)%
330kV及以下≤1
500kV≤0.7

变压器试验项目、周期及要求

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电力变压器的试验项目、周期和要求
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电力变压器的试验项目、周期和要求
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电力变压器的试验项目、周期和要求
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故障时，判断故障选用的试验项目
三、判断绝缘受潮可进行下列试验：绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) 绝缘油的击穿电压、tgδ、含水量、含气量(500kV) 绝缘纸的含水量四、判断绝缘老化可进行下列试验：油中溶解气体分析(特别是CO、CO2含量及变化) 绝缘油酸值油中糠醛含量油中含水量绝缘纸或纸板的聚合度
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故一障、当时油，中判气断体故分析障判选断用有的异试常时验可项选目择下列试验项目：
绕组直流电阻铁芯绝缘电阻和接地电流长时间负载试验，用油中气体色谱分析监视（或12小时取样分析）油泵
及水冷却器检查试验有载调压开关油箱渗漏检查试验绝缘特性(绝缘电阻、吸收比、极化指数、tgδ、泄漏电流) 绝缘油的击穿电压、tgδ 绝缘油含水量绝缘油含气量(500kV) 耐压试验油箱表面温度分布和套管端部接头温度空载损耗和空载电流测量或长时间空载(或轻负载下)运行，用油中气体分
析及局部放电检测仪监视局部放电(可在变压器停运或运行中测量)
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故障时，判断故障选用的试验项目
二、气体继电器报警后：进行变压器油中溶解气体和继电器中的气体分析。三、变压器出口短路后可进行下列试验：油中溶解气体分析绕组直流电阻绝缘电阻及吸收比、极化指数试验绕组的频率响应以上四项也叫“四项分析”方法空载电流和损耗短路阻抗

变压器油检测项目

变压器油检测项目(1)凝固点;(2)含水量;(3)界面张力;(4)酸值;(5)水溶性酸碱度; (6)击穿电压;(7)闪点;(8)体积电阻率;(9) 介损(10) 色谱分析(11)绝缘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。