中山运行中变压器油检测 新变压器油检测

中山运行中变压器油检测 新变压器油检测  

 新变压器油检测：验收把关，杜绝“先天缺陷”

新油检测核心是验证油品是否符合“出厂标准”，防止不合格油源进入设备，执行GB 2536-2011《电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》：

1. 基础理化性能（必检项目）

外观与色度：新油应无色或淡黄色透明液体，无悬浮物（在40℃恒温静置24h后，用100mL比色管观察，无分层或沉淀），色度≤0.5号（按GB/T 6540比色法，与标准色板对比）。

密度与黏度：20℃密度≤895kg/m³（便于水分沉淀），40℃运动黏度2.9-7.1mm²/s（黏度太小易渗漏，太大影响散热循环），用毛细管黏度计（精度±0.5%）测定。

闪点（闭口）：≥135℃（10号油）、≥130℃（25/45号油），用闭口闪点仪（升温速率5-6℃/min）检测，若混入轻质油（如汽油）会导致闪点骤降，直接判定不合格。

凝点：按牌号达标（如25号油≤-25℃），用凝点测定仪（冷却速率1℃/min），确保低温环境下油不凝固、流动性良好。

2. 电气绝缘性能（关键指标）

击穿电压：≥35kV（35kV及以下设备）、≥40kV（110kV设备），试验前油样需静置15min（消除气泡），用直径25mm铜电极（间距2.5mm），连续测试5次取平均值，若单次结果＜标准值80%需重新取样。

介质损耗因数（90℃）：≤0.005（500kV设备），用介损仪（施加1kV电压），反映油中极性杂质含量，新油若超标可能因运输污染或储存不当导致。

水分（微量）：≤10mg/kg（500kV设备），采用卡尔费休库仑法（检测限0.1mg/kg），水分超标会显著降低击穿电压（如水分＞50mg/kg时击穿电压可能降至20kV以下）。

3. 污染与添加剂控制

颗粒度：≥5μm颗粒数≤2000个/100mL（NAS 8级），用自动颗粒计数器（激光遮光法），防止金属颗粒导致局部放电。

腐蚀性硫：通过银片腐蚀试验（50℃静置48h），银片无变黑或斑点（符合GB/T 5096 1级要求），避免硫与铜绕组反应生成导电硫化物。

抗氧剂含量：新油通常添加0.3%-0.5%T501（2,6-二叔丁基对甲酚），用高效液相色谱法测定，确保后期运行中抗氧化能力。

运行中油检测需结合设备电压等级、运行年限制定周期，核心是捕捉老化产物与故障特征气体，执行DL/T 596-2021《电力设备预防性试验规程》：

1. 常规巡检项目（周期：3-12个月）

酸值：≤0.1mgKOH/g（运行≤10年设备），用滴定法测定，酸值升高表明油氧化加剧（如超过0.2mgKOH/g时，可能腐蚀绝缘纸和金属部件）。

水分：35kV以下设备≤35mg/kg，220kV设备≤25mg/kg，水分超标会导致绝缘纸水解加速（每增加10mg/k分，纸绝缘寿命可能缩短30%）。

界面张力（25℃）：≥18mN/m，反映油中极性老化产物含量（如油泥前体物），若持续下降（年降幅＞2mN/m）需进行滤油处理。

击穿电压：35kV设备≥30kV，220kV设备≥40kV，当低于标准值时，需通过真空滤油（脱气脱水）提升，单次滤油后击穿电压应恢复至新油标准的80%以上。

2. 深度故障诊断项目（周期：1-3年或异常时）

溶解气体色谱分析（DGA）：通过气相色谱仪检测H₂、CH₄、C₂H₂等9种气体，判断故障类型：

过热故障：总烃（CH₄+C₂H₆+C₂H₄）＞150μL/L，或C₂H₄持续增长（如每月增幅＞50μL/L）；

电弧放电：C₂H₂＞5μL/L且H₂＞100μL/L（如分接开关接触不良导致局部电弧）；

局部放电：H₂＞150μL/L且CO/CO₂比值异常（绝缘纸过热分解）。

糠醛含量：≤4mg/L（运行15年以上设备），用高效液相色谱法测定，反映绝缘纸老化程度（纤维素降解产物），超过7mg/L时需评估设备剩余寿命。

油泥与沉淀物：≤0.02%，通过正庚烷沉淀法检测，油泥沉积会堵塞散热通道，导致顶层油温升高（每增加0.01%油泥，温升可能增加2-3℃）。

3. 特殊工况补充检测

换油后检测：新油混合后需静置24-48h（大型变压器48h），检测击穿电压、介损、色谱（确认无气泡和混合反应）；

低温环境：寒冷地区冬季增加倾点测试（确保-30℃时油仍可流动），避免低温导致循环不畅；

重载设备：如风电变压器，每半年检测酸值和DGA，捕捉过载导致的加速老化。