变压器油中气体及微水的含量标准

关于变压器油中微水含量的分析及检测方法

关于变压器油中微水含量的分析及检测方法摘要：变压器油产生变质问题，通常是因水污染、磨损颗粒被污染、氧化等所致，变压器油，它属于对变压器实施早期的故障问题检测当中主要的信息源，能够反映出变压器与其内部各部件的实际健康状态，为维护处理相关工作的高效实施提供所需资料支持。

而考虑到微水含量，其属于变压器的早期故障问题检测实施过程重要内容。

鉴于此，本文主要探讨变压器油当中的微水含量与其检测方法，仅供参考。

关键词：变压器；微水含量；油；检测方法前言：伴随我国电力业的在线监测科学技术持续开发利用，且电子、传感装置、计算机、光纤、信息处理等各项技术持续发展，并且渗透应用至各行业领域当中，监控技术当中也应用较多科研成果，在线监测科学技术更具实用性，选配灵敏度更高传感装置，信息采集及处理操作由计算机、网络系统完成。

在一定程度上，变压器油属于变压器重要的一个绝缘介质，对变压器油当中的微水含量予以控制，能够防止它的绝缘强度逐渐下降到危险水平，且能够有效评估变压器实际的绝缘状况，对于设备总体密封性予以准确判断及分析。

针对变压器油当中微水含量方面，依托在线监测综合系统，需要对变压器油当中的微水含量和油温等实施在线取样及分析操作，对所获取数据实施综合运算及处理，以此确保可实时并且精准地了解到变压器实际运行状态。

因而，对变压器油当中的微水含量与其检测方法开展综合分析，有着一定的现实意义和价值。

1、关于变压器油当中微水主要存在形式及其危害的阐述变压器油，它是由各种分子量烃类较多化合物的分子所构成的一种混合物，对油浸的变压器而言，它可起到冷却、消弧、绝缘等一系列作用。

这种变压器油因长期处于电磁场、高温高压的运行环境当中，尤其是部分油内金属类型添加剂长期催化作用之下，致使油液易产生氧化情况，极性产物产生后会析出水分；同时，油内高分子的化合物逐渐氧化裂解，进而产生一定水分，油液氧化致使油液及绝缘纸加速老化，油与绝缘纸加速老化析出大量水分，外部浸入的变压器油当中水分因素影响之下，油中会混入特定的质量浓度部分水分，针对质量浓度＜1000 mg/L条件之下被称为微水[1]。

变压器油国标

变压器油国标变压器油是一种用于变压器冷却和绝缘的特殊润滑油。

它的质量标准是基于国际上广泛接受的国际标准化组织（ISO）制定的国际标准。

本文将介绍变压器油的国家标准以及其相关要求。

一、国家标准我国对变压器油的质量和性能制定了一系列国家标准，其中最重要的是《变压器油国家标准》（GB/T 7600-2008）。

该标准规定了变压器油的技术要求、检验方法、包装、运输和贮存。

二、技术要求1. 外观：变压器油应为无色或浅黄色的液体，不应有机械杂质和悬浮物。

2. 渗透指数：变压器油应具有一定的渗透能力，以确保在变压器操作期间油液能够正常循环。

3. 粘度指数：变压器油的粘度应在一定的范围内，以保证在不同温度下其性能稳定。

4. 闪点：变压器油的闪点应符合国家规定的最低标准，以确保其在使用过程中不易引发火灾事故。

5. 水分含量：变压器油中的水分含量应严格控制在一定的范围内，以防止水分对变压器绝缘性能的影响。

6. 电气强度：变压器油应具有良好的电气绝缘性能，以确保变压器的正常运行。

7. 酸值：变压器油的酸值应符合国家规定的最大标准，以保证其不会对变压器绝缘材料产生腐蚀作用。

8. 铜片腐蚀：变压器油对铜片的腐蚀性应符合国家规定的最低标准。

9. 剩余气体：变压器油中的剩余气体含量应小于国家规定的最大标准，以确保变压器的正常工作。

三、检验方法为了确保变压器油的质量符合国家标准，需要进行一系列的检验。

按照《变压器油国家标准》（GB/T 7600-2008）的要求，可以采用以下方法进行检验：1. 外观检验：通过目视观察变压器油的外观，检查是否有浑浊、悬浮物等异常情况。

2. 渗透指数测定：使用渗透计测定变压器油的渗透指数，以评估其渗透能力。

3. 粘度测定：使用粘度计测定变压器油在不同温度下的粘度，以判断其流动性。

4. 闪点测定：使用闪点仪测定变压器油的闪点，判断其易燃性。

5. 水分含量测定：采用称量法、干燥法或滴定法等方法，测定变压器油中的水分含量。

变压器油中气体总含量的测定方法概述

变压器油中气体总含量的测定方法概述作者：李朝伟常焕来源：《科技创新与应用》2013年第27期摘要：文章简述了变压器油中气体总含量测定的意义，三种测定方法，及根据气体总含量判断变压器故障的标准。

关键词：变压器油；气体总含量；测定随着变压器不断向着高电压、大容量的方向发展，在变压器维护方面，人们不仅重视油中溶解气体分析，以便及时发现变压器内部早期故障，而且对油中气体的总含量也引起了广泛的注意。

含氧量高会加速绝缘油的老化并使油氧化，进而腐蚀固体绝缘。

有的文献指出，如果运行中保持含氧量小于500？滋L/L时，可以使油老化速率大为减缓，变压器的寿命将延长5倍，如果仍按原寿命计算的话，则可以明显的提高出力。

除了氧气的影响外，油中总含气量的大小对变压器的安全运行也是有不可忽视的影响的。

对含气量来说，在施加电压时间较短时，即使油中含有大量溶解气体，也不会影响介质的耐压强度。

但是它对游离放电却有不可忽视的影响，因为气体可以聚集起来形成气泡，特别是当温度和压力骤然下降而形成气泡时，其影响是较大的。

这时，这种气体在电场中被拉成长体，极易发生气体碰撞游离，甚至造成热击穿。

这也就是电晕产生的原因。

如果气体骤集在高场强的部位，更是极为危险的。

实践证明，监测并控制变压器油中的气体含量不仅能防止油中气泡和氧气对绝缘的危害，而且把油中含气量的实测数据与不同油保护方式变压器油中正常含气量水平进行比较，可获得设备内部状态的某些信息，特别是与油中溶解气体分析数据综合判断更是有益的。

事实上以往人们利用真空脱气法进行油中溶解气体分析时，首先就很重视测定油中总含气量和含氧量。

对于密封变压器，当油中总含气量超过6%，而氧气含量明显增长时，则可能存在大气泄漏于油箱内。

如果油中含气量很高（>6%），但含氧量却很低，甚至为零或出现负峰时，则变压器内部可能存在早期热性或电性故障。

对于开放式变压器，如果油中含气量超过11%，且氧气含量低于16%时，则预示着设备存在内部故障。

变压器油中乙炔含量标准

变压器油中乙炔含量标准
变压器油中乙炔（C2H2）的含量标准通常由国家或行业制定的相应标准来规定。

以下是一些常见的标准：
1. IEC 60422标准（国际电工委员会）：IEC 60422是变压器油的使用、维护和监测的国际标准，其中对于乙炔含量有一定要求。

根据该标准，通常要求变压器油中乙炔的含量不得超过2 ppm（百万分之二）。

2. ASTM D3612标准（美国材料与试验协会）：ASTM D3612是关于变压器和电气绝缘油的标准方法，其中也有对乙炔含量的要求。

按照该标准，变压器油中乙炔的含量不得超过1 ppm。

需要注意的是，不同国家和地区的标准可能有所不同，具体的乙炔含量标准可能会随着时间和技术的发展而有所调整。

因此，如果您需要了解特定地区的变压器油中乙炔含量的标准要求，建议参考当地的法规、标准或相关行业指南。

变压器油样检测标准

变压器油样检测标准变压器油样检测是变压器运行管理中的重要环节，它可以有效地评估变压器内部的运行状态，及时发现潜在的故障隐患，保障变压器的安全稳定运行。

本文将介绍变压器油样检测的相关标准，帮助读者了解如何进行准确、可靠的变压器油样检测。

一、取样标准。

1. 取样时间，变压器油样检测应在变压器停电、停油、停风后进行，确保取样时变压器处于静态状态。

2. 取样位置，取样位置应选择变压器油箱底部，避免取样时受到杂质的影响。

3. 取样方法，取样时应使用干净的不锈钢容器，避免污染样品。

二、检测项目标准。

1. 外观检测，检测油样的颜色、透明度、有无悬浮物等外观指标，判断油样是否正常。

2. 化学指标检测，包括水分含量、酸值、介质损耗因数、气体溶解度等指标，用于评估油样的绝缘性能和老化程度。

3. 气体检测，检测油样中溶解的气体种类和含量，判断变压器内部是否存在放电、热老化等问题。

4. 微粒检测，检测油样中的微粒数量和粒径分布，评估变压器内部的摩擦磨损情况。

5. 金属元素检测，检测油样中的金属元素含量，判断变压器内部的绝缘材料是否存在异常磨损或腐蚀。

三、检测结果评定标准。

1. 根据检测项目的结果，结合变压器的实际运行情况，评定油样的综合状态。

2. 制定相应的维护措施，针对检测结果中存在的问题，制定相应的维护措施和运行管理建议。

3. 建立档案，将检测结果及时记录并建立档案，便于日后的对比分析和跟踪管理。

四、检测标准的重要性。

变压器油样检测标准的制定和执行，对于变压器的安全稳定运行具有重要意义。

它可以帮助运行管理人员及时了解变压器的运行状态，预防潜在的故障隐患，延长变压器的使用寿命，保障电网的安全稳定运行。

总结，变压器油样检测标准是变压器运行管理中的重要环节，它可以帮助运行管理人员及时了解变压器的运行状态，预防潜在的故障隐患，保障电网的安全稳定运行。

通过严格执行取样标准、检测项目标准和检测结果评定标准，可以有效地保障变压器的安全稳定运行，延长其使用寿命，提高电网的可靠性和安全性。

变压器油标准

变压器油标准(总2页)--本页仅作为文档封面，使用时请直接删除即可----内页可以根据需求调整合适字体及大小--变压器油标准按照《电气装置安装工程-但其设备交接试验标准》GB50150-2006 规程要求; 绝缘油试验项目及标准1、外状: 透明，无杂质或悬浮物;2、水溶性酸(pH 值)>;3,酸值，mgKOH/g:≤;4、闪点(闭口)(°C):不低于DB-10:140\DB-25:140\DB-45:135;5、水分(mg/L):500kV:≤10 220-330kV:≤15 110kV及以下电压等级:≤206、外界张力(25°C):(mN/m)≤357、介质损耗因数tan∮(%):90°C时，注入电气设备前≤注入电气设备后≤8、击穿电压:500kV:≥60kV 330kV≥50kV 60-220kV≥40kV 35kV及以下电压等级≥35kV还有如果是预防性试验的则要求又有所不同具体的请查看《电力设备预防性试验规程》DL/T596-1996变压器(绝缘) 油进行过滤的目的是除去油中的水分和杂质，提高油的耐电强度，保护油中的纸绝缘，也可以在一定程度上提高油的物理、化学性能。

配电变压器大都安装在露天环境中，绝缘油(变压器油) 受外界杂质、和空气接触以及设备本身运行温度较高的影响，使油的质量逐渐变坏。

变质后的绝缘油(变压器油)就不会起到应有的绝缘、泠却作用。

为防止因油质变坏而致使的安全运行受到影响，应对正常运行的配电定期采油样进行化验分析，并根据分析结果对油进行相应的处理。

配电运行油化学监督的检验周期规定为至少3 年一次。

常规检验项目包括酸值、水溶性酸、闪点、击穿电压、外状。

应注意的是: 若设备经常带负荷比较高，应在规定试验周期的基础上,增加检验次数;若经检验的项| 1某些指标明显接近所控制的极限值时，也应增加检验次数; 由于运行油的质量随老化程度和所含杂质等条件的不同变化很大，通常不能单凭一种试验项目作为评价油质状态的依据。

110KV变压器油气体含量国标

110KV变压器油气体含量国标
1.水分mg/L
6一35KV≤20
按GB7600或GB7601标准检。

2.油中含气量(体积分数)
35KV≤1
按DL/T423、DL/T450标准检验。

3.油中溶解气体色谱分析
总烃含量小于150PPmH2含量小于150PPmC2H2含量小于5PPm
按GB7252标准检验。

4.110KV变压器油气体含量国标总烃是110KV变压器油气体含量国标色谱分析中存有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔这四种气体总量的称谓，它同时借助油气中含有的氢气、氧气、一氧化碳和二氧化碳进行组合签别，以分析签别110KV变压器油气体含量国标内部运行状态和有无故障，现在大多采用远方遥测色谱监控仪进行。

其总烃标准为150，如果实际运行中发现超标，还要进行具体分析看是那种气体超标并做好相应解决处理办法。

5.GB/T2536一90。

110KV变压器油气体含量国标油是一种石油分馏产物，它的主要成分是烷珐、环烷族饱和烃、芳香族不饱和烃等化合物。

因为它主要用于电气设备的冷却和灭弧，因此不允许含有易燃易爆的乙炔。

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。

34所以加5678、9510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、凝点：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、体积电阻率：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。

变压器油中气体含量标准

变压器油中气体含量标准The gas content in transformer oil is an important parameter that needs to be monitored and controlled inorder to ensure the proper functioning of the transformer. The presence of gases in transformer oil can indicate various issues, such as degradation of insulation materials, overheating, or the presence of faults or contaminants. Therefore, there are certain standards and requirements set for the gas content in transformer oil. In this essay, wewill discuss these standards and requirements from multiple perspectives.Firstly, it is important to understand the different types of gases that can be present in transformer oil. The most common gases found in transformer oil include oxygen (O2), nitrogen (N2), hydrogen (H2), carbon monoxide (CO), carbon dioxide (CO2), methane (CH4), and ethylene (C2H4). Each of these gases can indicate different issues or conditions within the transformer. For instance, the presence of oxygen can suggest that the transformer isexposed to air, which can lead to oxidation and degradation of the insulation materials. On the other hand, the presence of hydrogen can indicate the presence of partial discharges or overheating.Now, let's discuss the standards and requirements for gas content in transformer oil. The International Electrotechnical Commission (IEC) has set certain limitsfor the gas content in transformer oil. According to the IEC 60599 standard, the total gas content in transformeroil should not exceed 10% by volume. This means that the sum of all the individual gases should not exceed 10% of the total volume of the oil. Additionally, the IEC 60599 standard also specifies limits for specific gases. For example, the maximum limit for oxygen is 2000 ppm (parts per million), while the maximum limit for hydrogen is 500 ppm.Furthermore, it is important to regularly monitor the gas content in transformer oil to ensure that it remains within the specified limits. This can be done through various methods, such as gas chromatography or dissolvedgas analysis (DGA). DGA is a widely used technique that involves extracting a sample of transformer oil and analyzing it for the presence and concentration ofdifferent gases. By regularly monitoring the gas content, any abnormal conditions or faults within the transformer can be detected at an early stage, allowing for timely maintenance or repairs.In addition to the IEC standards, different countries or regions may have their own specific requirements for gas content in transformer oil. For example, in the United States, the American National Standards Institute (ANSI) has set standards for the gas content in transformer oil. These standards, known as the ANSI/IEEE C57.104 andC57.104a, provide guidelines for the interpretation of DGA results and specify limits for various gases. It is important for transformer manufacturers and operators to be aware of these specific requirements in order to ensure compliance.Moreover, it is worth mentioning that the gas content in transformer oil can vary depending on the type anddesign of the transformer, as well as its operating conditions. For instance, transformers with higher voltage ratings or those subjected to heavy loads may experience higher gas content due to increased stress on theinsulation materials. Therefore, it is necessary to consider these factors when determining the acceptable gas content in transformer oil.In conclusion, the gas content in transformer oil is an important parameter that needs to be monitored and controlled. The presence of gases can indicate various issues or conditions within the transformer, and there are certain standards and requirements set for the gas content. The IEC standards, as well as country-specific standards such as ANSI/IEEE, provide guidelines and limits for the gas content in transformer oil. Regular monitoring of the gas content is essential to detect any abnormalities or faults at an early stage. By adhering to these standards and requirements, transformer manufacturers and operators can ensure the proper functioning and longevity of transformers.。

变压器油中溶解气体的成分和含量

变压器油中溶解气体的成分和含量Hessen was revised in January 2021变压器油中溶解气体的成分和含量与充油电力设备绝缘故障诊断的关系摘要：介绍了通过分析变压器油中溶解气体的成分和含量以判断充油电力设备故障的机理和方法。

关键词：变压器；变压器油；气相色谱法；比值法1 前言气相色谱法一直是国内外许多电力设备制造厂作为检验质量、开发新产品的有力工具。

实践证明，用气相色谱法能有效地发现充油电力设备内部的潜伏性故障及其发展程度，而利用其他电气试验方法很难发现某些局部发热和局部放电等缺陷。

故在1999年颁布执行的电力设备预防性试验规程中，把油中气体色谱分析放在“电力变压器及电抗器”试验的首位。

某些变压器厂家在其产品中还装设了DGA(dissolved gas analysis，即溶解气体分析)自动检测报警系统。

2 故障分析的机理充油的电力设备(如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管和充油电缆等)的绝缘主要是由矿物绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料(如电缆纸、绝缘纸板等)所组成。

其中矿物绝缘油即变压器油，是石油的一种分镏产物，其主要成分是烷烃(Cn H2n+2)、环烷族饱和烃(Cn H2n)、芳香族不饱和烃(CnH2n-2)等化合物。

有机绝缘材料主要是由纤维素(C6H10O5)n构成。

在正常运行状态下，由于油和固体绝缘会逐渐老化、变质，会分解出极少量的气体(主要有氢H2、甲烷CH4、乙烷C2H6、乙烯C2H4、乙炔C2H2、一氧化碳CO、二氧化碳CO2等7种)。

当电力设备内部发生过热性故障、放电性故障或受潮情况时，这些气体的产量会迅速增加。

表1列出气体的种类与外施能量的关系。

这些气体大部分溶解在绝缘油中，少部分上升在绝缘油的面上，例如变压器有一部分气体从油中逸出进入气体继电器(瓦斯继电器)。

经验证明，油中气体的各种成分含量的多少和故障的性质及程度直接有关。

因此在设备运行过程中，定期测量溶解于油中的气体组织成分和含量，对于及早发现充油电力设备内部存在的潜伏性故障有非常重要的意义。

变压器油样检测标准

变压器油样检测标准变压器油样检测是变压器正常运行的重要保障，通过对变压器油样的检测，可以及时发现变压器内部的故障和异常情况，从而采取相应的措施，保障变压器的安全运行。

因此，制定一套科学、合理的变压器油样检测标准，对于提高变压器的运行可靠性和安全性具有重要意义。

一、变压器油样检测的目的。

变压器油样检测的目的是为了监测变压器内部油介质的性质和状态，及时发现变压器内部的故障和异常情况，为变压器的维护和保养提供科学依据。

通过对变压器油样的检测，可以判断变压器内部的绝缘状况、金属颗粒含量、水分含量、气体含量等重要参数，从而评估变压器的运行情况。

二、变压器油样检测的标准。

1. 变压器油样检测的频率，变压器油样检测的频率应根据变压器的型号、容量、运行环境等因素进行合理确定，一般情况下，建议每年进行一次定期检测，发现异常情况时，应及时进行特殊检测。

2. 变压器油样检测的项目，变压器油样检测项目应包括油质量分析、气体分析、水分含量分析、金属颗粒含量分析等重要项目，通过这些项目的检测，可以全面了解变压器内部油介质的状态。

3. 变压器油样检测的标准值，对于变压器油样检测的各项指标，应制定相应的标准值，根据变压器的型号、规格、使用环境等因素，确定合理的标准值范围，超出标准值范围的情况应及时报警并进行处理。

4. 变压器油样检测的报告，变压器油样检测完成后，应及时编制检测报告，对检测结果进行分析和评估，并提出相应的建议和措施，以便后续的维护和保养工作。

三、变压器油样检测的意义。

变压器油样检测是变压器运行维护的重要手段，它可以及时发现变压器内部的故障和异常情况，为变压器的维护和保养提供科学依据，保障变压器的安全运行。

通过对变压器油样的检测，可以延长变压器的使用寿命，提高变压器的运行可靠性和安全性，降低变压器的维护成本，保证变压器的正常运行。

四、结语。

制定科学、合理的变压器油样检测标准，对于保障变压器的安全运行具有重要意义。

只有通过严格的检测和监控，才能及时发现变压器内部的故障和异常情况，采取相应的措施，保证变压器的正常运行。

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。

34所以加5678、9510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、凝点：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、体积电阻率：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。

变压器油标准

变压器油标准按照《电气装置安装工程-但其设备交接试验标准》GB50150-2006规程要求；绝缘油试验项目及标准1、外状：透明，无杂质或悬浮物；2、水溶性酸（pH值）>5.4；3、酸值，mgKOH/g：≦0.03；4、闪点（闭口）（℃）：不低于DB-10:140\DB-25:140\DB-45:135;5、水分（mg/L)：500kV:≦10 220-330kV:≦15 110kV及以下电压等级：≦206、外界张力（25℃）：（mN/m)≧357、介质损耗因数tanδ(%)：90℃时，注入电气设备前≦0.5 注入电气设备后≦0.78、击穿电压：500kV:≧60kV 330kV≧50kV 60-220kV≧40kV 35kV及以下电压等级≧35kV还有如果是预防性试验的则要求又有所不同具体的请查看《电力设备预防性试验规程》DL/T 596—1996变压器（绝缘）油进行过滤的目的是除去油中的水分和杂质，提高油的耐电强度，保护油中的纸绝缘，也可以在一定程度上提高油的物理、化学性能。

配电变压器大都安装在露天环境中，绝缘油（变压器油）受外界杂质、和空气接触以及设备本身运行温度较高的影响，使油的质量逐渐变坏。

变质后的绝缘油（变压器油）就不会起到应有的绝缘、冷却作用。

为防止因油质变坏而致使的安全运行受到影响，应对正常运行的配电定期采油样进行化验分析，并根据分析结果对油进行相应的处理。

配电运行油化学监督的检验周期规定为至少3年一次。

常规检验项目包括酸值、水溶性酸、闪点、击穿电压、外状。

应注意的是：若设备经常带负荷比较高，应在规定试验周期的基础上，增加检验次数;若经检验的项目某些指标明显接近所控制的极限值时，也应增加检验次数；由于运行油的质量随老化程度和所含杂质等条件的不同变化很大，通常不能单凭一种试验项目作为评价油质状态的依据。

应根据所测定的几项主要特征指标进行综合分析。

1、酸值其超极限值为大于0.1mgKOH/g。

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。

变压器油的考核指标

变压器油的考核指标及性质A.2。

1 性质指标分类A.2.1.1 通常(按检测方法）分类a)物理性能：如外观、密度、粘度、闪点、倾点、界面张力等；b）化学性能:如氧化安定性、酸值、硫含量、水含量等;c)电气性能:如击穿电压、介质损耗因数、电阻率等。

A.2.1.2 IEC 60296—2003 分类方法a）功能特性：与绝缘和冷却功能相关的性质。

包括粘度、密度、倾点、水含量、击穿电压、介质损耗因数.b）精制与稳定性：受原油的类型、精制的质量及添加剂影响的性质。

包括外观、界面张力、硫含量、酸值、腐蚀性硫、抗氧化剂、2-糠醛含量.c）运行性能：油的长期运行条件和（或)对高电场应力和温度的反应相关的性能.包括氧化安定性、析气性等。

d) 健康、安全和环境因素:与人体健康、安全运行和环境保护相关的性质.包括闪点、密度、PCA（多环芳香烃）、PCB(多氯联苯）.A。

2。

2 性质指标及其意义A.2。

2.1 功能特性A。

2。

1.1 粘度液体流动时内摩擦力的量度，粘度随温度的升高而降低。

标准规定在指定温度下用运动粘度评价变压器油，单位是mm2/s。

用粘度的上限值作为对冷却效果的保证。

随着温度升高油粘度下降,下降的速率取决于油的化学组分。

通常，用粘度指数来表示油品粘度随温度变化的特性,粘度指数高表明油品的粘度随温度变化较小.在变压器正常的工作温度下,环烷基油的粘度指数VI（Viscosity Index）低于石蜡基油，用环烷基油比用石蜡基油更有利于变压器的冷却.A。

2.2.1。

2 倾点（和凝点）倾点：在规定条件下，被冷却的试样能流动的最低温度，单位为℃。

凝点：试样在规定条件下冷却至停止流动的最高温度,单位为℃。

理论上，对同一油品两者是一致的，而实际上由于测定方法和条件不同两者之间有一定的差别,还因油品的组分和性能不同，其差值也有所不同，一般约差2℃～3℃。

显然油的凝点不是一般意义上的物理常数，其值与油的化学组分有关。

变压器油中气体含量超标的分析和处理

变压器油中气体含量超标的分析和处理变压器油中气体含量超标的分析和处理摘要：铁路牵引变电所变压器在安装和试运行的过程中，变压器油有时会出现气体含量超标的情况，本文主要对该情况的原因分析及处理进行了阐述，并提出了相关预防措施。

Abstract: The railway traction substation transformer in the process of installation and commissioning, transformer oil gas content exceeds bid would happen sometimes. This article mainly about the reasons for analysis and processing, and put forward the related preventive measures.关键词：变压器油；气体超标；分析；处理Keywords: Transformer oil; gas exceeding; analysis; processing中图分类号：TM4文献标识码： A 文章编号：正文：1引言铁路牵引变电所在施工至送电投运期间，主变压器有时会出现变压器油中气体含量超标的情况，也会有新变压器在试验前出现油中气体含量超标的情况。

本文针对上述情况进行分析，并结合处理情况进行了总结。

其中，重点分析了“氢气H2、乙炔C2H2、总烃（甲烷、乙烷、乙烯、乙炔总含量）”三个指标。

气体含量指标的相关规定国标GB/T7252- 2001 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》对出厂和投运前的变压器油中溶解气体含量有严格要求，见表1。

220kv及以下等级变压器，运行中油中气体含量的注意值，即当达到该值时应该引起注意，具体数值见表1。

表1油中气体含量指标其中，乙炔的“0”含量，不是指绝对的0含量，而是指检测仪器灵敏度内检测数据显示为0。

变压器油中溶解气体及微水在线监测系统技术方案

变压器油中溶解气体及微水在线监测系统技术方案1.概述变压器油中溶解气体和微水是反映变压器运行状态和绝缘状况的重要指标。

变压器油中的溶解气体主要为H2、CH4、C2H6、C2H4、CO、CO2、N2等气体，因电器设备的绝缘材料、设备结构和工作条件等不同，变压器油中的气体含量也不相同。

微水是指变压器油中含有的水分，与变压器绝缘性能有关。

当变压器油中的溶解气体和微水含量超标时，会对变压器的正常运行和绝缘性能产生不利影响。

传统的变压器油中溶解气体和微水检测方法多采用离线分析，即每隔一段时间取样、送至实验室进行分析，这种方法不但费时费力，还难以及时发现变压器运行中的异常情况。

因此，在线检测变压器油中溶解气体和微水的技术方案受到了广泛关注。

2.技术方案变压器油中溶解气体和微水在线监测系统是通过将传感器安装于变压器油箱内，实时测量变压器油中溶解气体和微水的含量，并将数据传输至数据采集装置和监控系统，完成变压器油中溶解气体和微水的在线监测的技术方案。

2.1 变压器油中溶解气体在线监测系统变压器油中溶解气体在线监测系统主要包括设备和软件两个部分。

2.1.1 设备部分变压器油中溶解气体在线监测的设备包括溶解气体传感器、气体采集器、信号转换器和数据采集装置。

（1）溶解气体传感器目前市面上常用的变压器油中溶解气体传感器主要有三种：热膜传感器、红外传感器和色谱法传感器。

热膜传感器基于热膜敏感元件的电阻随气体导电性变化的原理，测量变压器油中溶解气体的含量。

这种传感器具有响应速度快、精度高、稳定性好等优点。

红外传感器主要利用气体分子的吸收谱线由于吸收气体能量发生了吸收和发射的变化，从而测量溶解气体的含量。

这种传感器具有测量范围广、使用寿命长等优点。

色谱法传感器是将变压器油样品进样进入分离柱，分离后通过检测器检测气体，最终确定变压器油中溶解气体的含量。

这种传感器精度高，可以同时检测多种气体，但其体积较大，需要配合支持性设备使用。

变压器油标准汇总(系统列举微水、耐压、介损、色谱及简化试验要求等)

总结:
• 1、GB14542规定了投运前的变压器需做微水、耐压、介损、含气量、及其他几项简化试验。GB7252、DL722规定了投运前的变压器需做色谱分析。
• 2、由于GB14542-2017，7595-2017较新，建议注油前及投运前各电压等级微水、耐压、介损、含气量、颗粒度等采用该标准记忆。
• 3、无论GB14542，GB7595都明确规定对于新到变压器油的验收都是参照GB2563进行。
有载开关油
DL265-2012变压器有载分接开关试验导则
•GB 50150-2016 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
总结
1、GB7595规定了投运前的变压器的微水、耐压、介损、含气量、及其他几项简化试验。DL265-2012而言，我们可以简单的认为微水、耐压、介损、含气量、及其他几项简化试验。 2、GB50150规定了开关绝缘油的耐压标准，未对其他项进行说明。
氢气乙炔总烃
氢气乙炔总烃
330kV及以上
＜10 ＜0.1 ＜10
DL722投运前
220kV及以下
＜30 ＜0.1 ＜20 GB-7252投运前＜30 0 ＜20
330kV及以0
DL722运行中
220kV及以下
＜150 ＜5 ＜150 GB-7252运行中＜150 ＜5 ＜150
•新的变压器油油号
•GB2536-2011电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油
变压器油色谱相关标准要求
DL T 722-2014 变压器油中溶解气体分析和判断导则
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GB-7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则
总结