变压器油化验标准

2024-06-25

变压器油化验标准（精选10篇）

变压器油化验标准第1篇

安全及生产部油化验员岗位工作标准 1 主题内容与适用范围

1.1 本标准规定了华能北京分公司（电厂）安全及生产部油化验员岗位的任职条件、工作内容与要求、责任与权限、检查与考核。

1.2 本标准适用于华能北京分公司（电厂）安全及生产部油化验员岗的工作。2 任职条件

2.1 具有技校电厂化学专业或高中及以上文化程度。熟悉本岗位所有的试验原理和试验方法，严格执行试验规程。掌握本岗位所接解的仪器、仪表的原理和使用方法。

2.2 化学试验人员应熟悉热力设备系统、结构、参数、特性等。掌握影响油质变化的关键性设备运行方式及参数的变化。了解影响油质的热力设备的检修及改进工作。

2.3 新到人员或新转到另一岗位的学习人员，未经正式值班考试前，在学习期间所测一切试验数据不得直接填入报表，须经过正式人员审核，确认无误后方可填入报表。2.4 化学试验人员须经过本专业专门培训，并持有上岗证书，方可上岗。3 工作内容与要求

3.1 对新油进行质量验收，合格方可入库。

3.2 对于主油箱和给水泵的润滑油每周至少进行一次外观检查，包括机械杂质和水份，并且每月对主油箱的油样进行一次全分析（液相锈蚀规定半年一次），给水泵的油样每半年进行一次全分析。

3.3 每年一月和七月对主油箱的汽轮机油进行一次颗粒度检测，若不合格，通知检修滤油。3.4 变压器油在机组正常运行期间规定每三个月进行一次简化分析，其中包括色谱分析。另外，在机组大修或新机组启动前后作色谱分析，作为基础数据，投运后一天、四天、十天、三十天再各作一次检测，无异常时，可转入正常分析。

3.5 油务监督的主要任务是准确、及时地对新油、运行油进行质量检验，为用油部门提供可靠的依据，协助有关部门采取措施，防止油质劣化，保证用油设备安全运行。

3.6 新变压器油和汽轮机油按照现行的GB536－90《变压器油》和GB11120－89《L－TSA汽轮机油》进行质量验收。

3.7 新充油电气设备投入前所充变压器油及运行变压器油、汽轮机油的质量标准，按现行的GB7595－89《运行中变压器油质量标准》和GB7596－87《电厂用运行中汽轮机质量标准》进行检验和监督。

3.8 加强电力用油在运行中的维护与管理，确保油质在良好状况下运行，按照GB/T14541－93《电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》和GB/T14542－93《运行中变压器油维护管理导则》执行。

3.9 汽轮机油质量监督增加颗粒度一项，要求不大于MOOG（SAE7490）6级标准，机组运行中。若汽轮机油颗粒度不合格，应立即连续滤油，确保油质合格。

3.10 机组大、小修时，要合理安排工期，确保油系统的检修质量以及冲洗滤油时间。若颗粒度不合格，不准启机。

3.11 分析变压器油中的溶解气体，判断充油电气设备内部故障，按照GB7252－87《变压器油中溶解气体判断导则》执行。主变压器在投运前及大修后应作色谱分析，作为基础数据，投运后1天、4天、10天、30天再各作一次检测，无异常时，可转入定期检测。

3.12 运行中油的防劣措施和混油或补油按照GB14541－93和GB1714542－93中的有关规定执行。

3.13 建立、健全全本厂机组从启动到正常投产全过程的油务监督档案，做到完整、连续、与实际相符，并实现微机化管理。

3.14 坚持每月对每台机组主油箱汽轮机油、给水泵润滑油做一次简化分析，并出具实验报告。

3.15 每周对每台机组汽轮机油至少做一次外观目测检验，并有详实的值班记录。

3.16 发现不合格的油品，及时化验，提供准确数据，同时在48小时之内提交油务监督告警，通知有关负责人。

3.17 每年按规定向公司等上级部门递交工作总结和油务监督考核报告。4 责任与权限 4.1 责任

4.1.1 对职责范围内的各项具体工作负责。4.1.2 对本岗位技术业务负责。4.2 权限

4.2.1 在日常的油质监督工作中，若发现油品不合格，应及时化验，提供准确数据，必要是加强监督次数，同时在48小时之内提交油务告警，通知有关负责人。4.2.2 在对新油的验收中，应严格把关，禁止不合格的油品入库。

4.2.3 在机组大小修期间，确保油系统的检修质量以及滤油时间。若颗粒度不合格，不准启机。检查与考核

5.1 本标准的执行情况由安全及生产部主任按月进行进行检查和考核。

5.2 本标准按《华能北京分公司（电厂）综合承包管理办法》进行检查与考核，并相应进行奖惩。

5.3 按本标准和安全及生产部的具体考核细则进行检查与考核。

本标准自发布之日起实施

本标准委托安全及生产部负责解释本标准由规章制度建设领导小组提出本标准由安全及生产部负责起草本标准主要拟稿人：蔡洪旺

核稿：王云荣

批准：刘振安

变压器油化验标准第2篇

关键词：配电变压器运维策略油化验

随着我国电网不断的改革，制度不断完善，电力的建设也将是一个新的挑战，尤其突出的是电力系统变压器的数量不断增加，同时也给电力设备的安全运行带来了一定的影响，所以线检测技术、故障诊断技术以及油中溶解气体监测技术是目前值得关注的焦点。油中溶解气体分析与离线分析方法相比，最大的优点是无需停运，可实时地反映变压器运行情况，及时发现隐藏故障，避免重大事故的发生。

一、变压器油情况简介

我国变压器油标准GB2536,产品以凝固点高低来划分牌号为三个牌号,分别是10#、25#和45#变压器油.通常用石蜡基油生产10#、中间基油生产25#、环烷基油生产25#和45#变压器油.。

二、变压器油的作用

变压器油的作用内容描述

绝缘变压器油具有比空气更高的绝缘强度,绝缘材料浸在油中,不仅可以提高绝缘强度,而且还可免受潮气的侵蚀

散热作用变压器油的比热大,常用作冷却剂,变压器运行时产生的热量使靠近铁芯和绕阻的油受热膨胀上升,通过油的上下对流,热量通过散热器散出,保证变压器正常运行

消弧作用在油断路和变压器的有载调压开关上,触头切换时会产出电弧,由于变压器油导热性能好,且在电弧的高温作用下能分解出大量气体,产生较大压力,从而提高了介质恢复强度,使电弧很快熄灭.

三、变压器油简化试验

1.机械杂质。可以发现油中的不溶性油泥、纤维和脏物的存在。如果这些物质堵塞油道或堆集在线圈某个部位会造成变压器线圈局部过热而烧毁。

2.游离炭。如果油中存在大量的游离炭,则可说明变压器内部存在放电故障,必须及时采取相应的措施及时处理。

3.水份。水份是影响设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料的含水量增加直接导致绝缘性能下降,并会促使油老化,影响设备的可靠性和使用寿命。

4.酸值。油中所含酸性产物会使油的导电性增高、降低绝缘性能、在运行温度较高时(即80℃以上)还会促使固体绝缘材料老化,造成腐蚀,缩短使用寿命。

5.PH值。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,因为这些酸水溶性好,当油中水溶含量增加,油中又有水份时,会使固体绝缘材料和金属产生腐蚀,并降低电气的绝缘性能,缩短使用寿命。

6.闪点。闪点降低表示油中有挥发可燃性气体产生,这些可燃性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裂解而产生的。通过闪点测定,可以及时发现设备的故障。

7.耐压。绝缘油是充油电气设备的主要绝缘部分,油的击穿电压是保证设备安全运行的重要条件,油的击穿电压下降,影响设备的良好绝缘,甚至击穿设备造成事故

四、变压器油好坏的简易鉴别方法

变压油只有经过耐压试验,才能鉴别其优劣.但不合格的油,可以大致从外观上鉴别出来.第一：颜色新油通常为淡黄色,长期运行后呈深黄色或浅红色.如果油质劣化,颜色就会变暗,并有不同的颜色;如果油质发黑,则表明油炭化严重,不能使用。第二：透明度，将油盛在玻璃试管中观察,在-5℃以上时应当是透明的,如透明度差,表示其中有游离碳和其它杂质.。

五、变压器油的性能变化对变压器的影响

变压器油的`性能变化能反应出变压器性能的优劣,同时变压油的性能优劣变化必然影响到变压器的安全运行.变压油的性能分为物理性能、化学性能和电气性能。

1.物理性能。

1.1颜色变化。新变压器油为淡黄色,随着运行时间的增加逐渐加深颜色,这时里面的氧化物等物质不断增多,变压器油逐渐劣化威胁设备安全运行。

1.2粘度变化。优质油的粘度应小于1.8恩氏,随着油的劣化粘度逐渐增大,影响到变压器的散热,严重降低设备的使用寿命.

1.3表面张力的变化。纯净的油表面张力可达到35mN/m,随着运行的劣化,这个反抗力逐渐减小.当这个力小于19mN/m时,油内的氧化物、酮、醛等杂质太多恶化,说明该油已危及安全运行.

2.化学性能变化。

2.1酸价的变化。酸价是油中有机酸与无机酸的总称.油的酸价随着运行时间的增加,对变压器的危害也随着增加.配电变压器多无防劣化措施,尤其在超载运行时,酸价则会明显增大.当酸价大于0.1时,变压器就必须停止运行.

2.2pH值的变化。油的pH值是随着运行时间的增加而变小，纯净的新油pH大于。

5.3当变压器油的pH值小于4.0时,变压器就得退出运行.油的氧化以及金属对油品氧化的催化作用,使油产生酸性氧化物和油泥.不但腐蚀设备,同时还会提高油的导电性,降低油的绝缘性能,从而导致变压器故障.

5.4电气性能的变化。介质损失变化:纯净的新油的介质损失一般小于0.01.随着运行中氧化物、水份、杂质的增加,介质损失随着变大,特别是水份含量超过0.002%时,对油的介损影响猛增,当油中含水量为0.01%,介质损达到2.0;当介损值达到0.3时,变压器应进行必要的处理.击穿电压的变化:随着变压器油中的含水量增加,击穿电压值明显降低.当油中含水量为0.02时,击穿电压降到干燥油时的22%.当达到一定值时,油就得处理,否则威胁设备的安全运行.

六、劣化油对变压器的危害

变压器油在运行使用中由于外界杂质的影响和空气的接触以及设备本身温度较高使油的质量逐渐劣化,给设备安全可靠地运行带来一定的危害.

1.溶解于油的劣化产物的危害。溶解于油的劣化产物主要有酸性氧化物,如核酸、羟酸、酚类等;深度氧化的低分子酸,如蚁酸、醋酸等.这些酸性物质降低绝缘材料的绝缘性能和机械强度,还增加油的介质损.低分子有机酸对金属有腐蚀作用并生成金属皂化物,又进一步加速油的劣化.

2.不溶解于油的劣化产物的危害。不溶解于油的劣化产物主要是油泥沉淀.油泥沉淀在变压器箱壁上、散热管内、线圈和铁芯上,影响油的循环对流和规律流动,不仅降低绝缘水平,而且影响散热条件.如有炭等其它不溶性杂质存在,甚至会引起闪络,严重威胁变压器的安全运行。

3.氧化油的危害。氧化油增加了变压器油对空气中水份的吸收能力,使油中水份增加.油中的空气溶解水和化学结合水与油中的有机酸相结合,使油的电气性能不断恶化,甚至破坏绝缘,烧坏变压器.

七、加强运行设备的油务监督

运行中绝缘油的监督手段有平时观察,有正常与特殊取样试验,有防劣措施的实行.

1.平时观察。时注油设备主要是观察油位、油色和有无渗漏油现象.油位的过高或过低都不是正常的运行状态,过高容易引起溢油,过低容易引起湿空气和氧气的渗入,削弱其绝缘强度和散热功能.假如油位突高,常是内部故障,应当及时处理.油色的变化,能直接反映设备的运行状况.优质油的颜色应是淡黄色或黄色,且透明;劣质油的颜色常是棕色、棕红色或褐色,且浑浊.

2.正常与特殊取样试验。这是一个非常重要的监督手段,一定要坚持不懈.定期化验,逐年对照,以使常规地分析油质变化;特殊化验,定量分析,以使确定设备是否停运检查.

3.采取防劣措施。抗氧化剂的测定与补充是油务监督的主要内容.抗氧化剂的正常含量为0.3%～0.5%,当降至0.15%以下,就会失去作用.只有及时补充抗氧化剂在正常范围内,才能有效地起到中断油的氧化反应链和延长油的诱导期的作用.

八、结语

变压器油化验标准第3篇

1 变压器油化验数据分析

1.1 #2 变压器油化验数据 (表1)

1.2 #2 变压器油趋势 (图1)

2 变压器三比值法

三值法主要是在罗杰斯比值法的基础上进行优化, 它是利用检测变压器油中的CH4/H2、C2H2/C2H4、C2H4/C2H6三对气体的比值, 且不同比值分别表示不同的编码, 再利用编码手册可以查询到变压器出现的故障, 从而对症采取相应的措施。

在变压器油化验中, 需要注意以下两点:第一, 如果检测出各种气体含量在正常范围内, 可不进行三比值法;第二, 如果油检测出各气体含量比例超出正常范围, 且各气体含量超出灵敏度极限值的10 倍, 结合变压器使用症状可判别出其内部出现异常情况, 这时可使用三比值法进一步分析变压器内部故障。所以三比值法只适用于2013.8.25 变压器油数据。 (表2)

三比值法数据为:102为电弧放电类型故障

3#2变压器油的气相色谱结果分析

色谱分析:针对变压器中油进行气相色谱分析, 可以检测出内部气体含量, 并通过三对比值法, 可以及时发现变压器内部零件出现的故障, 该方法可以有效监督变压器安全运行的保障。同时, 根据作者多年电力工作经验可知, 气相色谱检测技术受外界影响较小, 可以对变压器内部各部件进行实时动态监测, 避免变压器发生重大安全事故。

研究表明, 变压器内部结构绝缘物质是有机油性纸, 若变压器内部零件出现烧损故障时, 绝缘油纸温度升高会分解出有机气体。根据化学知识可知, 有机类物质 (碳氢化合物) 具有不同化学键结构, 且其热稳定随化学键的不同而有一定差距, 在油性绝缘纸温度逐渐升高过程中, 依次会分解出烷烃、烯烃、炔烃等有机气体。变压器在正常工作状态下, 其内部设备和绝缘油纸会出现老化, 也会释放一定量的气体, 如CO、CO2等, 而这些气体可以有效溶解在油中。但是一旦变压器内部零部件短路或温度过高, 有机气体分解速度随故障发展而加快, 并在油中形成对流后溶解于油中, 且故障的严重程度不同会释放出不同组合的气体。因此, 在变压器正常工作中, 需要定期对其内部油中气体做色谱分析, 并判断设备内部故障, 避免故障向恶性发展。

目前关于变压器内部放电故障表征调查研究的经验报告显示主要指标为乙炔气体含量。一般说来正常工作的变压器内不产生此种气体, 若在变压器工作监控分析中检测到乙炔气体含量上升较快, 则该变压器可能存在严重的放电故障。此时应密切监视发展情况。变压器内总的烃类气体很高, 氢气含量也高, 乙炔是总烃的主要成分, 则有可能有电弧放电性故障。用三比值法进行判断, 即CH4/H2、C2H4/C2H6、C2H2/C2H4。例如, 三比值编码为102时, 故障性质可能是高能量放电。所以根据化试班2013.8.25#2变压器油化验数据, 这次#2变压器内总的烃类气体很高, 氢气含量也高, 乙炔是总烃的主要成分, 为高能量电弧放电性故障。

摘要：为提高变压器运行稳定性, 需对其进行定期检测, 而通过检测变压器中油可判断出其运行状态, 并可判断出发生故障的零部件。文章对此进行了深入细致的分析和探讨, 以期为相关人士提供参考和借鉴。

油化验专业状态检修的应用第4篇

【摘要】当前，随着我国电网规模在不断增加，电网充油、充气设备的数量也在不断增加。因此在定期油试验的工作量也相应的在增加，这就造成与试验人员紧缺产生了矛盾。本文主要研究了油化试验采用专业状态进行的检修问题，进一步提高了我国油试验工作的针对性和有效性。大大提高了工作效率，降低了试验成本。因此该技术还需要进一步创新和改革，为油化专业状态的检修提供更全面的技术保障。

【关键词】油化验；专业状态；检修

电力系统在不断地发展，为了进一步保障发电、供电设备的正常使用，因此要对其进行定期预防性试验研究以及计划检修等，在专业化的检修工作中，能够减轻劳动强度，使得相关的设备在全方位、多领域的状态下，提高检修质量，促进试验正常进行。

一、油化验的预防性试验以及定期计划检修

由于我国电力系统发供电设备采用的是预防性试验以及定期计划检修，为了提高电力设备运行以及维修工作的正常进行，保证电力系统的安全运行。在预防性试验研究中，主要根据设备的老化规律制定相应的试验检修，并且在检修的过程中按照试验项目具体进行，但是这种试验缺乏一定的科学性和灵活性，因此不具备更有效的检验依据。在定期计划检修过程中，主要针对设备进行定期维护工作，结合发电厂检修的相关规程，通常机组是3～5年检修一次，提高设备的运行效率。

二、油化试验的状态检修研究

在科学技术的应用下，状态检修主要通过对设备状态实施检测，最终来预测设备的健康状态，其效果是减少不必要的检修工作，节约工时和费用，使得检修工作更加合理化、科学化。然而在本文研究油化试验装也状态检修工作中主要根据油质SF6气体对设备的日常状况进行检测以及定期检查等。减少在运行过程中的状态以及故障状况，并对其进行分析和处理，及时发现及时调整状态，避免影响正常的工作状态。在具体的状态检修中要遵循试点先行、循序渐进、持續完善，保证安全的原则进行，具体检测的项目有红外热像检测、油中溶解气体分析、SF6气体分解物以及气体的湿度进行检测等，基本上一周一次。在检测过程中要收集好相关的数据，做好检测记录，采用多种方法进行分析。因此在研究油化专业状态检修中具体从以下几个内容表现在：

1、加强对油品以及气体的控制力度

针对油品气体质量进行科学的控制，对其物理性质以及化学性质严格按照国家的相关标准来进行试验分析。针对机组的油系统和各类用油设备的管理以及点检工作进行分析，确保各项设备正常运行。

2、油质试验在例行状态检修中的应用

在对油质试验进行检测过程中要对油品的耐压、水分以及介质损耗等进行品质鉴定，在检测过程中要抓住重点，检测具体状态。在检测过程中在进行色谱分析试验中，能够检测到设备的状况，掌握每种溶于油中其他的分析方法，并且判断故障情况。

3、SF6断路器和GIS设备检测

应用优质SF6气体，并将其作为绝缘介质和灭弧介质的电气，能够充分发挥气流的吹弧效果，灭弧室体积小、结构比较简单，并且燃弧的时间短，开段电流比较大，这就可能在检测中出现无复燃现象或者时造成电压过低等。然而在GIS设备中，具有很强的封闭性、在运行过程中其安全性以及可靠性高，在安装过程中效率快，成本低等特点，因此在检测过程中，其方法比较简单，具有一定的定量和定性优势，针对油品中的物质进行产物含量的分解，另外还可以判断出设备潜伏性故障。同时在分析SF6设备试验周期中，为了提高SF6断路器以及GIS设备的状态检验，增强其安全性，提高故障检测效率以及质量，因此在检测过程中要适当的增强或者时缩短周期，提高对设备建设的准确率以及质量，在降低检测设备费用的前提下，提高对油品试验检测效果。

4、针对少油设备进行试验分析

少油设备中主要对互感器进行分析，由于该设备属于一种全封闭式的金属膨胀器。在出现了过热故障时，就会出现氢气含量不断上升，造成乙烯以及甲烷等有害气体的产生，这就可能会造成对设备的影响。因此在互感器设备的检测分析中要对少油设备延长试验周期，减量减少补油或者时取油的次数，增强其安全性和可靠性。

5、油色谱在状态检修中的作用

随着科学技术在不断进步，大量应用电子信息技术，油色谱技术的检测也进入了新的发展历程中，在采用变压器油色检测中能够对检测电力变压器的绝缘油状态进行合理的检测，及时发现油品中潜藏的故障，排出了一定的不安全隐患，为提高电力变压器的使用效果提供了重要依据，另外油色谱在检测过程中，一般采用的是非为离线监测和在线监测两种形式。

6、强化油化验专业状态的检修

为了强化油化验专业状态的检修，在检测过程中根据设备的原始状态以及变化趋势，对收集的有效信息进行筛选和利用。针对每一台设备的油质使用情况进行具体的试验判断，并且对其进行跟踪测试，提高检测的可靠性和准确性。为了提高油化验专业状态检修的效果，在检验过程中还需要根据设备的运行状况做预防和检修项目的调整，针对不同设备采用相应的检测方法，在检测过程中实施动态检测，并且对其进行及时的评价等。

三、总结

综上所述，通过分析油化验专业状态检修，对充油、SF6气体以及不同类型的设备进行状态检修的试验分析。在检验过程中在科学技术的应用下，实施动态检测，提高了对油品以及相关设备检测的准确性和安全性，并且能够收集大量的信息和数据，做好记录，有助于为检验工作提供重要依据，保证设备在运行过程中健康良性状态提供了依据。另外在对油化专业检修过程中还需要不断总结经验。加强对变压器、充油设备以及充气设备运行状态的控制，全面提高油化专业状态检修的质量。

参考文献

[1]李建辉，王天云，曹国辉，王兆丰.基于状态检修的变电设备监测系统的研究[J].华北电力大学，2014（21）.

[2]陈安伟，王爱民，周大冬，杨东方.贝叶斯网络在水电机组状态检修中的应用研究[J].华中科技大学，2013（20）.

[3]周文波，李建辉，孟国庆.沈阳供电公司变电设备状态检修管理研究[J].华北电力大学，2014（31）.

[4]张春旭，陈林东，陆贤峰，姚大伟.智能化变电站继电保护设备状态检修应用的研究[J].2013（19）.

[5]积极推广状态检修提高设备健康水平[J].输变电设备状态检修技术研究，2015（06）.

实验室油化验员岗位职责（精选）第5篇

1、在班长的直接领导下，负责本岗位设备、仪器、仪表的操作、试验和化学油务监督工作。

2、根据班组工作计划以及机、炉、电的大小修计划，规定项目、试验、试运等技术措施，进行化学油务监督，做好试验、检查、测量、原始记录和材料、工时消耗等记录。

3、在化学试验、化学油务监督工作中，应严格执行《电业安全工作规程》和安全技术措施以及有关规章制度，做好在关用油设备及系统检查，验收等工作。根据试验检查结果，及时向有关部门提出报告，并对报告的正确性负责。

4、在正常维护定期试验、监督工作中，做到准确、及时，建立健全原始记录台帐。

5、执行定期化验变压器油、汽轮机油、抗燃油，出具化验报告。

6、负责新油验收，取样化验及燃油入厂取样化验工作。

7、保管、使用、维护油分析所有电热仪器及分析仪表。

8、做到油处理室、实验室的整洁、对灭火器材和电气设备定期检查，发现问题及时向专业或其它专业汇报、联系，做好防火工作。

9、接受外单位委托的油样品的测试和报告。

变压器油实验报告第6篇

变压器油试验报告

使用单位：甘肃省陇南市白鹤桥水电厂试验单位：甘肃华元电气工程有限公司产品型号：S11-8000/38.5 出厂序号：1506075 变压器油号：45# 执行标准：GB7252-2001，GB2536-90，GB/T7595-2008 试验环境温度：20℃ 相对湿度：60% 试验人：XXX 审核：XXX 批准：XXX XXXXXXXXXX 2015年08月18日

变压器油的作用第7篇

2、散热作用：变压器油的比热大，常用作冷却剂。变压器运行时产生的热量使靠近铁芯和绕组的油受热膨胀上升，透过油的上下对流，热量透过散热器散出，保证变压器正常运行。

3、消弧作用：在油断路器和变压器的有载调压开关上，触头切换时会产生电弧。由于变压器油导热性能好，且在电弧的高温作用下能分触了超多气体，产生较大压力，从而提高了介质的灭弧性能，使电弧很快熄灭。

浅析油浸式变压器事故油池的设计第8篇

油浸式变压器依靠油作冷却介质, 冷却方式包括油浸自冷, 油浸风冷, 油浸水冷机强迫油循环等。油浸式变压器采用全油的密封性。波纹油箱壳体以自身弹性适应油的膨胀式永久性密封的油箱, 油浸式变压器已被广泛地应用在各配电设备中。

①油浸式变压器低压绕组除小容量采用铜导线以外, 一般都采用铜箔绕轴的圆筒式结构;高压绕组采用多层圆筒式结构, 使之绕组的安匝分布平衡, 漏磁小, 机械强度高, 抗短路能力强。

②铁心和绕组各自采用了紧固措施, 器身高、低压引线等紧固部分都带自锁防松螺母, 采用了不吊心结构, 能承受运输的颠震。

③线圈和铁心采用真空干燥, 变压器油采用真空滤油和注油的工艺, 使变压器内部的潮气降至低点。

④油箱采用波纹片, 它具有呼吸功能来补偿因温度变化而引起有的体积变化, 所以该产品没有储油柜, 显然降低了变压器的高度。

⑤由于波纹片取代了储油柜, 使变压器油与外界隔离, 这样就有效地防止了氧气、水份的进入而导致绝缘性能的下降。

根据以上几点性能, 保证了油浸式变压器在正常运行内不需要换油, 大大降低了变压器的维护成本, 同时延长了变压器的使用寿命。基于以上优点, 目前, 在变电所的主要电气设备中, 油浸电力变压器得到广泛的使用。当前, 在许多变电所的设计中, 油浸式电力变压器仍是建设方设备采购的首选。

正常时期检修变压器时, 可用专门设备, 将变压器的矿物油, 安全、清洁地抽取到专用容器中。而当遇到变压器事故时, 短时间内, 大量的矿物油从变压器内喷溅出来, 落到四周。如不采取专门的防护措施, 一是对变电所内及周边环境造成污染;二是事故喷油后极易引起大火, 大量外泄的喷油, 无疑会使事故扩大化。因此, 无论是从环境保护, 还是从消防安全各方面考虑, 都必须将这部分油安全地排到专门的设施中去, 使其与外界易燃物品隔离, 降温存储起来, 有待日后分离回收, 加以处理再次利用。

2 变电所油池设计

2.1 根据《3~110k V高压配电装置设计规范》GB50060-2008规定:屋外单台电气设备的油量在1000kg以上时, 应设置储油或挡油设施。当设置有容纳20%油量的储油或挡油设施时, 应设置将油排到安全处所的设施, 且不引起污染危害。

当不能满足上述要求时, 应设置能容纳100%油量的储油或挡油设施。储油或挡油设施应大于设备外廓每边各1000mm, 四周应高出地面100mm。储油设施内应铺设卵石层, 卵石层厚度不应小于250mm, 卵石直径为50~80mm。

当设置有油水分离措施的总事故储油池时, 储油池容量宜按最大一个油箱容量的60%确定。

加卵石层的作用:

①当运行中的变压器突然发生爆炸起火时, 喷出的油或从事故排油阀中排出的油, 经鹅卵石流入储油或挡油设施内, 然后流向主事故油池, 这时鹅卵石起到隔离作用, 减小火势, 利于灭火;另外高温变压器油经过鹅卵石的冷却后, 可减小火势。

②变压器的工作异常时, 无论是过热还是内部短路造成压力升高, 都可能从压力释放阀中喷出油来, 变压器下面是储油设施, 这些变压器油就流到储油设施里, 为了以后检修或者巡检方便, 防止油都积在表面上, 铺一层鹅卵石, 油就在鹅卵石的缝隙间流到下面去, 保持干净。

本项目有4台6k V油浸变压器 (油量880kg) , 三台35k V油浸变压器 (油量10吨) , 采取如下方式设计:从各个变压器的储油或挡油设施分别接出排油管到主排油管, 主排油管采用内径150mm的刚性防水套管, 以2%的坡度敷设至总事故油池。

2.2 四台油量为880kg的变压器设置100%的储油设施, 设计如图2所示:储油池的上面为250mm厚的鹅卵石, 用格栅板架起, 下面为能容纳100%油量的空间, 在储油空间的一角设置一个小坑, 使整个空间以2%的坡度将油排向这个小坑。由于此变压器设置在室外, 厂址又在南方, 雨水较多, 避免储油池长期积水影响储油, 设置一排水管将雨水排向主事故油池, 主事故油池有油水分离能力, 可将雨水排到雨水井。

变压器100%储油池大小计算:

变压器外廓为:宽 (b) :1.7m、长 (a) :2.7m, 高:2.36m, 油池大小每边大于变压器外廓0.4m, 由于油池上要放置格栅板托起鹅卵石, 所以设置宽度为0.2m的台子放置格栅板 (如图2所示) , 所以真正储油的空间每边大于变压器外廓0.2m。

变压器轨距为1.07m, 顺着变压器宽度方向, 轨道长度为1.7m, 宽0.3m, 设置变压器基础墩为间距1.07m, 宽0.4m, 长1.8m, 高出地面0.5m的水泥墩。

油池深度计算公式:

S1= (a+0.4) (b+0.4)

h———储油池的深度 (m) ;

G———设备油重 (吨) ;

0.9———油的平均比重;

S1———储油池面积 (m2) ;

S2———储油池中设备基础面积 (m2) ;

a———设备外廊长度 (m) ;

b———设备外廊宽度 (m) 。

将数据带入上式得:

油池收集了100%事故油时, 要与鹅卵石有50mm的距离, 所以我们设置油池高为0.25m。

2.3 三台油量为10吨的变压器, 设置20%的储油设施 (如图3所示) , 储油池中填满鹅卵石, 用卵石的缝隙来储存这20%的油量, 在储油池一角设置一个小坑, 用格栅板将其架空, 使储油池其它地方以2%的坡度坡向这个小坑, 从小坑处通过排油管将油排到主事故油池。

根据《电力工程电气设计手册》中介绍, 20%储油池设计如下:

储油池和挡油设施的长、宽尺寸, 一般应比设备外形尺寸每边相应大1m。

储油池内一般铺设厚度不小于250mm的卵石层 (卵石直径为50~80mm)

储油池的深度h可按下式计算:

h———储油池的深度 (m) ;

0.2———卵石层间隙所吸收20%的设备充油量;

G———设备油重 (kg) ;

0.25———卵石层间隙率;

0.9———油的平均比重;

S1———储油池面积 (m2) ;

S2———储油池中设备基础面积 (m2) ;

a———设备外廊长度 (m) ;

b———设备外廊宽度 (m) 。

为防止下雨时泥水流入储油池内, 储油池四壁宜高出地面100mm, 并以水泥抹面。

排油管的内径不应小于150mm。

排油管设置一个向下的弯头, 起到水封的效果, 防止相邻变压器发生事故火灾, 带火的油流到本变压器, 将事故面积扩大。

本项目变压器具体参数:

变压器外廓为:宽 (b) :4.6m、长 (a) :5.2m, 高:4.055m, 油池大小每边大于变压器外廓1m。

变压器轨距为2.04m, 顺着变压器宽度方向, 轨道长度为4.6m, 宽0.7m, 设置变压器基础墩为间距为2.04m, 宽0.8m, 长4.7m, 高出地面0.5m的水泥墩。

将数据带入公式得:

最后设置变压器20%油池的深度为0.3m。

2.4 主事故油池的设计, 排油管采用内径150mm的刚性防水套管, 以2%的坡度铺设至主事故油池。主事故油池有油水分离功能, 设计原理如下:

①根据以往的设计经验, 结合本项目的实际情况, 初拟主事故油池的结构图4。左侧为进油管, 右侧为排水管, 在进油和排水的位置设计人孔, 方便人员检修, 人孔断面不宜过小, 根据以往经验, 人孔断面直径不应小于0.7m, 在油池的顶部设计排气孔, 保证事故油池内外压强相等以及保证人员进池检修安全。

②在事故喷油发生前, 事故油池内已经有一定高度的水。进油孔中心标高始终高出排水孔中心标高。 (图5)

③在某次发生变压器事故喷油的时段内, 有油体积为V的变压器油通过排油管排入到主事故油池内, 由于油的密度低于水的密度, 并且油水互不相容, 所以流入右半室的油浮在水的上面, 并压着下面的雨水通过连通器进入左半室, 使得左半室水的页面升高。事故油池左右两半室页面变化情形, 如图6。

④当事故油池右半室已注满变压器油后, 左右两半室液面变化趋于稳定。 (图7)

上面定性分析了由于主变压器的一次事故喷油, 导致主事故油池液面发生改变的全过程后, 下面来定量解析该过程。

首先, 为计算方便, 做一些假定:

①事故油池内的液体, 无论是水, 还是油, 事故前后, 其总体积不变。

②池内壁是光滑的;

以图7为计算解析图。

根据帕斯卡定律, 要保持右半室的油压着水流向左半室, 直至最后收集所有事故油后保持一种平衡, 即:

ρ1———变压器油的密度;

ρ2———水的密度;

h1, h2, h3, h4———图中油池内各种液面的高度。

G———变压器油重;

a———事故油池储油右半室长度;

b———右故油池储油左半室长度。

变压器主事故油池大小计算:

根据本项目实际情况, 设置油池内壁宽2m, 集油右半室长3m, 排水作左半室长1m, 左右室连通孔高设0.3m, 排油管的底标高为地下0.95m, 变压器油中10吨, 油密度和水密度的比值为0.9, 带入上式整理得:

所以最后我们设计为:排水管管口中心距油池底为2m, 进油口中心距油池底为2.2m, 两管口中心垂直距离为0.2m。

从上我们可以得出这样的结论:

无论油池大小为多少, 要保证最后的稳定, 要保持油池左右室液面高差大于0.1倍收集到的事故油的深度。

3 结语

事故油池是变电所内的重要建筑物之一。在变电所设计中, 合理地选择满足规范要求油容量的事故油池, 是事故油池的关键:容量选择过大, 增加了工程建设的投资, 造成资源的浪费, 不经济;容量选择过小, 不能完全容纳事故喷油, 运行安全得不到保障, 极易造成环境污染。因此, 在今后的工程建设中, 我们的任务是, 按照相关规范的要求, 结合本身工程的特点, 科学、安全、经济的做好事故油池的设计。

摘要：阐述了在变电所工程设计中, 为保证油浸式变压器的运行安全, 防止对环境造成污染, 对油浸式变压器事故油池的设计, 依照规范GB50060-2008《3110k V高压配电装置设计规范》, 遵循“安全、经济”的原则, 对事故油池的设计要求、工作过程、计算原理、设计特点进行论述。

关键词：油浸式变压器,事故油池,环境污染

参考文献

[1]林国成.变电所电气设计对土建、暖通、给排水专业的要求[J].现代建筑电气, 2013 (07) .

[2]GB50060-2008, 3~110k V高压配电装置设计规范[S].

变压器油泄漏应急预案第9篇

控制变压器油泄漏，减少事故中变压器油损耗，确保无环境污染和设备安全运行。适用范围

本应急预案适用于有变压器油的生产埸所、各变电站内、仓库对变压器油控制。职责

3.1生技部负责组织、协调与应急预案相关的工作,各生产单位或部门,要制订紧急情况安全管理制度，监督相关规程、制度、措施的实施。

3.2各生产单位发现因设备缺陷造成变压器油泄漏时，应及时汇报，紧急情况下要作好应急的安全措施；

3.3检修单位负责紧急情况的临时检修、事故性抢修工作。应急预案

4.1运行人员、工作人员在巡视设备中，发现变压器油发生泄漏时，要及时汇报调度和通知电力检修（工程）公司或超高压公司相关班、组进行抢修，并加强对变压器油箱的油位监视；

4.2如果油位下降快，应立即向调度汇报，申请退出变压器，并设好围栏、悬挂标示牌，疏散现场财物；并向主管生产的副局长、生产技术部和本单位领导汇报。

4.3 一旦发生变压器油泄漏，不得有明火靠近，且严格按《消防管理制度》执行。

4.4 检修单位应指定专人负责抢修现场指挥，运行单位积极配合。

4.5 检修单位的现场指挥,要指定人员准备好抢修的工具、器具等。

4.6 运行人员应加强对设备的监督及巡视。

4.7 做好安全措施后，检修单位及时组织抢修人员进行查漏、堵漏；在抢修过程中，应具备下列措施：

4.7.1 抢修前，要确认事故泄漏油池是否能蓄油，如情况异常应采取相应措施，严防事故油外漏而造成环境污染；

4.7.2 抢修过程中严格按《电业工作安全规程》执行。

4.8 抢修结束后，应清理泄漏现场，尽快恢复送电，并交待运行维护的注意事项。

4.9 如因变压器油泄漏，已造成环境污染时，应由生产技术部制订补救措施方案，生产单位依据方案执行。相关文件

变压器油溶解分析的论文第10篇

摘要：变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障

关键词：变压器油中溶解气体故障判断

随着变压器运行时间的延长，变压器可能产生初期故障，油中某些可燃性气体则是内部故障的先兆，这些可燃气体可降低变压器油的闪点，从而引起早期故障。

变压器油和纤维绝缘材料在运行中受到水分、氧气、热量以及铜和铁等材料催化作用的影响而老化和分解，产生的气体大部分溶于油中，但产生气体的速率是相当缓慢的。当变压器内部存在初期故障或形成新的故障条件时，其产气速率和产气量则十分明显，绝大多数的初期缺陷都会出现早期迹象，因此，对变压器产生气体进行适当分析即能检测出故障。

1、变压器油中的气体类别

气相色谱法正是对变压器油中可燃性气体进行分析的最切实可行的方法，该方法包括从油中脱气和测量两个过程。矿物油是由大约2871种液态碳氢化合物组成的，通常只鉴别绝缘油中的氢气(H2)、氧气(O2)、氮气(N2)、甲烷(CH4)、一氧化碳(CO)、乙烷(C2H6)、二氧化碳(CO2)、乙烯(C2H4)、乙炔(C2H2)9种气体，将这些气体从油中脱出并经分析，证明它们的存在及含量，即可反映出产生这些气体的故障类型和严重程度。油在正常老化过程产生的气体主要是一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)，油绝缘中存在局部放电时(如油中气泡击穿)，油裂解产生的气体主要是氢气(H2)和甲烷(CH4)。在故障温度高于正常运行温度不多时，产生的气体主要是甲烷(CH4)，随故障温度的升高，乙烯(C2H2)和乙烷(C2H6)逐渐成为主要物征气体;当温度高于1000℃时(如在电弧弧道温度300℃以上)，油裂解产生的气体中含有较多的乙炔(C2H2)，如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳(CO)和二氧化碳(CO2)。

2、如何判断电气设备的故障性质

运用五种特征气体的三对比值判断电气设备的故障性质：

(1)C2H2/C2H4≤0.10.1

C2H4/C2H6<1时，属变压器已正常老化。

(2)C2H2/C2H4≤0.1CH4/H2<0.1

0.1

(3)0.1

0.1

(4)1

C2H4/C2H6>3时，有工频续流的放电、线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间油的电弧击穿。

(5)C2H2/C2H4≈30.1

C2H4/C2H6≈3时，属低能量的放电，随着火花放电强度的增长，特征气体的比值逐渐增加到3，故障可能是悬浮电位体的连续火花放电或固体材料之间油的击穿。