油质监督规程.docx
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油质监督规程
企业标准
Q/LXW10703—2017
油质监督规程
2017-09-30发布
2017-10-01实施
拉西瓦发电分公司 发布
Q/LXW
目次
前言
本标准是按照GB/T1.1《标准化工作导则》、GB/T15496《企业标准体系要求》、GB/T15497《企业标准体系技术标准体系》、DL/T800《电力企业标准编制规则》、国家电力投资集团公司企业标准编写规范和Q/LXW00101.2-2017/1《技术标准编写规范》给出的规则起草。
本标准由拉西瓦发电分公司标准化委员会提出。
本标准起草部门：
拉西瓦发电分公司生产部。
本标准由拉西瓦发电分公司标准化办公室归口管理，技术标准分委会负责解释。
本标准主要起草人：
张立垠。
本标准主要审核人：
王新刚、代建欣、张勇。
本标准批准人：
刘建国。
本标准2017年××月首次发布。
油质监督规程
1范围
本规程规定了拉西瓦电站运行中变压器油、汽轮机油常规的检验项目、检验周期及必须达到的质量标准。
本规程适用于拉西瓦电站充入电气设备的变压器油、汽轮机油在运行中的质量监督。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括刊误的内容）或修订版不适用于本标准。
当然，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB2536-2011电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油
GB/T7595-2008运行中变压器油质量标准
GB/T7596-2008电厂用运行中汽轮机油质量标准
GB11120-2011涡轮机油
GB7597-2007电力用油（变压器、汽轮机油）取样方法
GB/T14542-2005运行中变压器油维护管理导则
GB/T14541-2005电厂运行中汽轮机油维护管理导则
DL/T596-1996电力预防性试验规程（第十三章）
DL/T722-2012变压器油中溶解气体分析和判断导则
电力用油、气质量、试验方法及监督管理标准汇编电力行业电厂化学标准化技术委员会编
3绝缘油质量标准
3.1新变压器油的验收，应按GB2536-2011的规定，对进口绝缘油则应按照国际标准验收或合同规定的指标验收。
3.2运行中变压器油的试验项目和要求见表1。
表1运行中变压器油的试验项目和要求
序号
项目
质量标准
检验方法
投入运行前的油
运行油
1
外观
透明，无杂质或悬浮物
外观目视
2
水溶性酸（pH值）
≥5.4
≥4.2
按GB/T7598进行
3
酸值，mgKOH/g
≤0.03
≤0.1
按GB/T264或GB/T7599进行
4
闪点（闭口），℃
≥135
≥135
按GB/T261进行
5
水分
330～1000KV≤10
220KV≤15
110KV及以下≤20
330～1000KV≤15
220KV≤25
110KV及以下≤35
按GB/T7600或GB/T7601
进行。
6
击穿电压，kV
750～1000KV≥70
500KV≥60
330KV≥50
66-220kV≥40
35KV及以下≥35
750～1000KV≥60
500KV≥50
330KV≥45
66-220kV≥35
35KV及以下≥30
按GB/T507和DL/T429.9
7
界面张力
（25℃）mN/m
≥35
≥19
按GB/T6541进行试验
8
介质损耗因数
（90℃）
500～1000KV
≤0.005
≤330KV≤0.010
500～1000KV
≤0.020
≤0.040
按GB5654进行
9
体积电阻率
（90℃），Ω·m
≥500≥6×1010
≤330KV≥6×1010
≥500≥1×1010
≤330KV≥5×109
按DL/T421或GB5654进行
10
含气量（体积分数%）
750～1000KV〈1
330～500KV〈1
电抗器〈1
750～1000KV≤2
330～500KV≤3
电抗器≤5
按DL/T423、DL/T450、DL/T703进行
11
油泥与沉淀物（质量分数），%
≤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。
3.2.1由于设备和运行条件的不同，会导致油质老化速度不同，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。
3.2.2发现油的闪点下降时，应按GB/T17632分析油中溶解气体组分含量，并按GB/T7252进行判断以查明原因。
3.3新绝缘油净化后及油质检验指标见表2。
表2新绝缘油净化后及热油循环后（通电前油质检验指标）
项目
新绝缘油净化后
热油循环后
击穿电压，kV
含水量，μL/L
介质损耗因数（90℃）%
≥70
≤10
≤0.5
≥60
≤15
≤0.5
3.4运行中变压器油试验周期如下：
运行中变压器油的常规测试项目和测试周期
设备名称
电压等级
测试周期
测试项目
电力变压器
1.330~1000KV
2.66~220KV、8MVA及以上
3.小于35KV
设备投运前或大修后
每年至少1次
必要时
设备投运前或大修后
每年至少1次
必要时
设备投运前或大修后
3年至少1次
1~10
1～10
1～9
1～9
1、5、7、8
3、6、7、11或自行规定
无规定
3.4.1当油质有严重劣化现象时，应增加试验次数，以便及时采取有效措施。
3.4.2不同牌号的绝缘油需要混合时，必须经过混油试验。
3.4.3两种运行油混合时，混合油的质量不应劣于其中安全性较差的一种油。
3.4.4新油和运行油混合时，混合油质量不应劣于运行油质量。
3.5关于补油或不同牌号油混合使用的规定：
3.5.1补加油宜采用与设备内的油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补加油品（不论是新油还是已使用的油）的各项特性指标不应低于设备内的油。
3.5.2如果补加油的补加份额大于5%，特别当设备内油的特性指标已接近运行油质量要求下限时补油，有时会导致油中迅速析出油泥，故应预先进行油样混合试验，确定无沉淀物产生，且介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。
3.5.3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确认其是否符合使用环境的要求。
3.5.4对于国外进口油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，还应预先进行参加混合的油及混合后油样的老化试验。
3.5.5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比例混合试验
3.6绝缘油中溶解气体分析
3.6.1色谱分析的一般规定
3.6.1.1色谱试验室内严禁吸烟及明火，贮气瓶及气路管道附近应严禁明火。
3.6.1.2试验室每次开机前应进行良好通风，更换新鲜空气，停机后应须通载气冲洗二十分钟，不得在停电前中断载气。
3.6.1.3进行色谱试验人员必须熟悉试验仪器性能和操作程序，对试验仪器性能和操作程序不了解者不得进行试验。
3.6.1.4为了保证试验可靠，应满足下述条件方可进行试验。
试验环境温度，1O℃～35℃。
相对湿度:
≤85％，日常试验室温度，≥lO℃，基线漂移≥0.3％mv/小时，持续性噪音≤0.lmV。
3.6.1.5对色谱仪每年进行一次全面性的检查包括全部气路的试漏和电气部分检查，半月或一个月进行保养检查一次。
3.6.1.6所有试验用具，试验完后必须及时清洗，保持清洁。
3.6.1.7试验完毕后，必须准确无误地计量分析计算用的参数，完整地填写原始记录。
3.6.1.8每次试验完毕后，所有原始记录数据由试验员及时计算，并必须复算校核准确。
3.6.1.9全部原始数据计算完毕后，应及时准确地分类填写到色谱分析总表内妥善保存。
3.6.1.10每次试验完毕后，工作人员应及时对所有试验数据认真分析，并及时将分析情况汇报班长。
3.6.1.11在分析中如发现异常，工作人员应及时整理出试验报告一式三份，交有关领导讨论分析制定对策。
3.6.1.12在试验中，仪器，工具有异常应如实向班长汇报，以便及时处理。
3.6.1.13仪器使用完毕后应将所有操作恢复原位。
3.6.1.14仪器应在规定的环境条件下工作，如某些环境条件不符合或不具备时，必须采取相应的措施。
3.6.1.15任意一种检测器，启动前应先通上载气，特别是在开"热导池"电源开关时，必须检查气路是否接到热导池上，否则当打开开关时，就有把热导钨丝烧断的危险。
此外，在使用氢焰时，热导池电源应处在关的位置。
3.6.1.16使用氢焰检测器时，应先使检测，恒温槽升温，并在温度稳定后才能点火引燃氢焰。
3.6.1.17稳压阀和针形阀的调节须缓慢进行，在稳压阀不工作时，必须放松调节手柄（顺时针转动）以防纹波管因长期受力疲劳而失效。
针形阀不工作时则相反，应将阀门处于"开"的状态（逆时针转动），防止阀针密封圈粘贴在阀门口上。
3.6.1.18在老化分离色谱柱前，应将色谱柱后管路与分离柱分开，以免仪器管道及检测室被沾污
3.6.1.19必须掌握好进样技术，否则将会对数据的重复性和分离效能带来影响注射器要随时保持清洁，轻拿轻放。
3.6.1.20气体钢瓶压力低于0.l5kg/cm2时，应停止使用，更换气瓶，载气的纯度必须在99.99％以上。
3.6.1.21试验完毕后要用仪器罩罩好。
3.6.2电力变压器、电抗器油中溶解气体组分含量分析，检验周期和要求见表3。
表3变压器、电抗器油中溶解气体组分含量色谱分析
周期
要求
说明
1）110KV及以上变压器在投运后4、10、30天。
2）在投运第一年内每1～2月一次。
3）运行中：
a）500~1000KV一个月一次
b）110KV～330KV变压器为3个月；
4）检修后。
5）必要时。
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150μL/L。
C2H2含量大于5μl/L。
H2含量大于150μL/L。
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%/日则认为设备有异常。
1）总烃包括：
CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体。
2）溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追综分析。
3）总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率判断。
4）新投运的变压器应有投运前的测试数据，不应含有C2H2。
5）测试周期中1）项的规定适用于检修后的变压器。
3.6.3电力变压器、电抗器油中溶解气体组分含量分析，检验周期和要求见表3。
3.6.3.1油中溶解气体组分含量的注意值及故障性质的判断油中溶解气体组分含量的注意值见表4
表4油中溶解气体组分含量的注意值
设备名称
气体分组
含量ML/L
变压器和电抗器
总烃
乙炔
氢气
150
1（220KV及以下）
150
3.6.3.2油中溶解气体组分含量的注意值及故障性质的判断油中溶解气体组分含量的注意值见表
3.6.3.3表1列设备各组分有一项及一项以上超出规定值即认为异常，应及时分析检查。
3.6.3.4气体浓度达到标准值时，应进行追踪分析、查明原因，注意标准值不是划分设备有无故障的唯一标准影响电压互感器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。
3.6.3.5表1所指的总烃是甲烷、乙烷、乙炔、乙烯四种气体的总和。
3.6.3.6对一氧化碳和二氧化碳的判断标准:
3.6.3.7到目前为止对一氧化碳的含量上，一般情况下没严格的界限，二氧化碳含量的规律不明显，因此在考虑这两种气体含量时，更应注意结合具体变压器的结构特征，运行温度，负荷情况，运行历史等情况加以分析。
3.6.3.8对于开放式变压器一氧化碳含量一般在30Oul/L以下，具有薄膜密封油枕的变压器，油中—氧化碳含量一般均高于开放式变压器。
3.6.3.9在突发性绝缘击穿故障时，油中溶解气体CO,CO2含量不一定高，应结合气体继电器中的气体分析作判断。
3.6.4故障性质的判断
3.6.4.1特征气体法：
根据表5所列不同故障类型产生的气体可推断设备故障类型
表5特征气体
故障类型
主要气体组分
次要气体组分
油过热
CH4C2H4CH4
H2、C2H6
油和纸过热
CH4C2H4COCO2
H2C2H6
油纸绝缘中的局部放电
H2CH4CO
C2H2C2H6CO2
油中火花放电
H2C2H2
油中电弧
H2C2H2H2
CH4C2H4C2H6
油和纸中电弧
H2C2H2COCO2
CH4C2H4C2H6
进水受潮或油中气泡
H2
3.6.4.2特征气体比值法：
在热力学和实践的基础上，推荐改良的三比值法（五种气体的三对比值）作为判断充油电气设备故障类型的主要方法，改良的三比值法是三对比值以不同的编码表示，编码规则和故障类型的判断方法见表6和表7。
表6特征气体比值法
编号
故障性质
特征气体比值
乙炔
C2H2/C2H4
甲烷
CH4/H2
乙烯
C2H4/C2H6
1
无故障
0
0
0
2
低能量密度的局部放电
0
1
0
3
高能量密度的局部放电
1
1
0
4
低能量放电
1→2
0
1→2
5
高能量放电
1
0
2
6
低于150℃的热故障
0
0
1
7
150℃～300℃低温范围的热故障
0
2
0
8
300℃～700℃高温范围的热故障
0
2
1
9
大于700℃高温范围的热故障
0
2
2
表7三比值法的编码规则
特征气体的比值
比值范围编码
说明
C2H2/C2H4
CH4/H2
C2H4/C2H6
<0.1
0
1
0
例如：
C2H2/C2H4＝1～3时，编码为1
CH4/H2＝1～3小时编码为2：
C2H4/C2H6＝1～3小时编码为1
0.1～1
1
0
0
1～3
1
2
1
>3
2
2
2
3.6.4.2.1如果总烃含量超出正常范围，而一氧化碳含量超过30Oul/L，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性，若一氧化碳含量虽然超过300ul/L，但总烃含量在正常范围，一般可认为是正常的。
3.6.4.2.2在突发性绝缘击穿事故时，油中溶解气体的CO,CO2含量不一定高，应结合气体继电器中的气体分析判断。
3.6.4.2.3在故障判断及故障性质鉴别时，应采用综合分析方法，即结合运行检修、电气试验等情况综合分析。
3.6.4.2.4故障判断应慎重，发现异常后立即进行复查，判断故障至少应有三次短期试验结果方可下结论。
3.6.4.2.5判断故障不仅根据气体的绝对值，还应根据气体的相对值，即组分的变化趋势。
3.6.5取样。
3.6.5.1取样应用1OOml医用注射器。
3.6.5.2取样器必须清洁无污。
3.6.5.3取样时应通过专用取样阀密封取样，避免和空气接触。
3.6.5.4取样时应排出取样阀及管内的空气和死油，取出设备本体之油样。
3.6.5.5用小口瓶取样时应用胶管插入瓶底，使油缓馒地自下而上溢出瓶口，盖上瓶盖，并应尽量减少油面与瓶盖之间的空隙。
3.6.5.6用1OOml医用针管取样，一定要排除管内气泡。
3.6.5.7取出油样应尽快分析，必要时密封保存，但不得超过4天。
3.6.5.8油样在贮存中必须避光，在运输转移过程中应尽量避免剧烈冲动和振荡。
3.6.5.9瓦斯继电器产气可立即用1OOml医用针管取气样分析。
3.6.5.10取气样时应将所甩器具内残气置换掉并隔绝空气取样。
3.6.5.11取气样容器内不得有高量油或其它液体，以免回溶，取出之气样立即分析，不宜保存。
3.6.6脱气:
利用振荡脱气法的仪器进行脱气
3.6.6.1主要仪器设备及配件
3.6.6.1.1恒温定时振荡器:
往复振荡频率270～280次/min，振幅35mm，控温精度0.3℃，定时精度±2min。
3.6.6.1.21OOml.5m1玻璃注射器若干支，气密性良好，芯塞灵活无卡涩。
3.6.6.1.3不锈钾针头，牙科5号针头。
3.6.6.1.4橡胶封帽。
3.6.6.1.5惰性气体:
N2纯度99.99％
3.6.6.2脱气步骤
3.6.6.2.11OOml玻璃注射器用试油冲洗2～3次，排尽注射器内残留空气，缓慢吸取试油45m1，再准确调压节注射器芯塞至40ml刻度，立即用橡胶封帽将注射器小口密封。
3.6.6.2.2取一支5m1注射器B，用氮气冲洗1～2次，再准确抽取5.Om氮气（总含气量底的油可适当增加抽油量），然后将此氮气缓慢注入有试油的注射器A内。
3.6.6.2.3将注射器A放入恒温定时振荡器内连续振荡20分钟然后静止10分钟。
3.6.6.2.4另取一支5ml玻璃注射C，用试油冲洗1～2次，吸入约0.5m1试油，戴上橡胶封帽，插入双头针头，使针头垂直向上，将注射器内的空气和试油慢慢排出，从而使试油充满洼射器的缝隙而不致残存空气。
3.6.6.2.5将注射器A从恒温定时振荡器内取出，立即将其管平衡气体通过双头针头转移到注射器C内。
（室温下放置2分钟，准确读取其体积vgˊ（准确至0.lml），以备色谱分析用。
3.6.7仪器操件按仪器操作说明书及试验操作手册进行操作
3.6.8定量计算
3.6.8.1计算各组分浓度时，应根据公式Xi＝0.685（Cs/hs）*hi*（Ki+Vg/Vo）
式中:
0.685振荡脱气的校正系数
Cs标样浓度
hs标样峰高
hi组分峰高
ki平衡时气体i的分配系数
vg平衡时气体体积
vo油样体积
ki值t℃下的使用表8
表8油在t温度溶解气体Ki值的测定结果
试验单位
Ki值50℃
H2
CO
CH4
CO2
C2H4
C2H6
C2H2
青海电力研究所
0.06
0.12
0.43
0.95
1.50
2.50
0.98
华东所
0.06
0.12
0.37
0.85
1.43
2.11
1.02
西安供电局
0.06
0.13
0.39
0.96
1.46
2.42
1.04
部标的规定值
0.06
0.12
0.39
0.92
1.46
2.30
1.02
3.6.8.1.1我省使用振荡脱法时，Ki值一律用部标数据
3.6.8.1.2所有组分含量计算结果有效数可取小数点后一位已知数值。
3.6.8.1.3计算组分含量时，
≥0.05者可进位至0.1
>0.05者可使用"微量"指标
<0.02者可使用"痕量"指标
3.6.9取样
3.6.9.1正常设备应在底部取样阀处取样，当设备异常时，可在瓦斯继电内或其它取样点取样。
3.6.9.2取样应用1OOml医用注射器。
3.6.9.3取样器必须清洁无污。
3.6.9.4取样时应通过专用取样阀密封取样，避免和空气接触。
3.6.9.5取样时应排出取样阀及管内的空气和死油，取出设备本体之油样。
3.6.9.6用1OOml医用针管取样，一定要排除管内气泡。
3.6.9.7取出油样应尽快分析，必要时密封保存，但不得超过4天。
3.6.9.8油样在贮存中必须避光，在运输转移过程中应尽量避免剧烈冲动和振荡。
3.6.9.9瓦斯继电器产气可立即用1OOml医用针管取气样分析。
3.6.9.10取气样时应将所甩器具内残气置换掉并隔绝空气取样。
3.6.9.11取气样容器内不得有高量油或其它液体，以免回溶，取出之气样立即分析，不宜保存。
4透平油（L---TSA46汽轮机油）的质量标准
4.1新透平油的验收应按GB11120标准验收。
4.2运行中透平油（L---TSA46汽轮机油）的质量标准一定要符合表9的规定。
表9运行中透平油的质量标准
1.序号
2.项目
3.质量标准
4.检验方法
5.1
6.外观
7.透明
8.外观目视
9.2
10.运动粘度（40℃），mm2/S
11.与新油原始测量值偏离≤10%，
12.按GB/T265进行
13.3
14.闪点（开口杯），℃
15.一般不低于180，与前次测定值不低于10
16.按GB/T267进行
17.4
18.机械杂质
19.无
20.外观目视
21.5
22.酸值
23.mgKOH/g
24.未加防锈剂油
25.≤0.2
26.按GB/T264或
27.GB/T7599进行
30.加防锈剂油
31.≤0.3
33.6
34.液相锈蚀
35.无锈
36.按GB/T11143进行
37.7
38.破乳化度min
39.≤30
40.按GB/T7605进行
41.8
42.水分，mg/L
43.≤100
44.按GB/T7600或
45.GB/T7601进行
46.9
47.起泡沫试验，mL
48.600/痕迹mL（国外标准）
49.按GB/T12579进行
50.10
51.空气释放值，min
52.≤6
53.按SH/T0308进行
4.3常规检验周期和检验项目：
4.3.1在机组检修前、重新注油前、油注入设备后，必须做的项目为表1中序号1、2、3、4、5、8、
4.3.2每年至少1次的项目为表1中序号1、2、3、4、5、8。
4.3.3运行中发现有异常时立即取样作表1中序号1、2、3、4、5、8，必要时进行序号6、7、9、10的项目。
4.3.4每半年进行一次的项目为表1中序号1、2、3、4、5。
4.3.5当透平油出现浑浊和有严重劣化现象时，应增加试验次数，查明原因，并采取有效措施及时清除。
4.4关于补油和混油的规定：
4.4.1补加油宜采用与设备内的油同一油源、同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补加油品（不论是新油还是已使用的油）的各项特性指标不应低于设备内的油。
4.4.2如果补加油的补加份额大于5%，特别当设备内油的特性指标已接近运行油质量要求下限时，可能会导致补后油迅速析出油泥，故应预先进行油样混合试验，确定无沉淀物产生，方可进行补充油过程。
4.4.3不同牌号、来源及添加剂的油混合时，还应按预定的补加份额进行混合样的老化试验。
经老化试验的混合样质量不低于设备内油质，方可进行补充油过程。
当牌号不同还应实测混合油样的粘度值，确认其是否可用。
4.4.4当发现油系统严重进水时必须更换设备用油。
4.4.5运行中透平油取样应从设备油箱底部取样（取样容器的要求同绝缘油）。
附录A
（规范性附录
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