学技术监督实施细则.docx
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学技术监督实施细则
。
。
。
化学技术监督实施细则
1总则
1.1化学技术监督是保证发电、供电设备安全、经济、稳定运行的重要基础工作之一。
为适应。
。
。
（以下简称公司）电力事业的发展，进一步加强和规范化学技术监督工作，根据《国家电网公司化学技术监督规定》和《。
。
。
技术监督工作管理办法》、《。
。
。
技术监督管理办法》，特制订本实施细则。
1.2公司化学技术监督坚持“安全第一，预防为主”超前防范的方针，实行全方位、全过程的管理。
通过对新油、新气，运行中油、气，库存油、气等的质量监督，及时发现水轮发电机等油润滑设备、变压器、断路器等充油充气电气设备潜伏性故障，延长使用寿命，保证电力设备的安全性，提高设备运行的经济性。
1.3化学技术监督在管理上严格执行《。
。
。
技术监督管理办法》的要求，建立相应的管理体制和制度，规范技术监督工作。
1.4本细则所引用的文件，凡未标注日期的，其最新版本适用。
1.5本细则适用于。
。
。
各发供电单位以及从事设计、物资采购、施工、调试、试验检修的各。
。
。
、入网作业的承施承建企业、并网运行的重要用户。
1.6本细则适用于公司新建及改扩建发输变电工程的化学监督管理，以及充油（气）电气设备订货验收、检修、保管、安装、竣工验收、运行维护、现场检验、周期检定、抽检、故障处理等全过程的化学管理和化学监督工作。
2监督范围
2.1油务监督
2.1.1绝缘油的监督，包括变压器、电抗器、消弧线圈、断路器、电压互感器、电流互感器用25#变压器油质量、库存备用25#变压器油质量。
2.1.2发电站透平油的监督，包括机组润滑用、调速器用操作46#、68#透平油、库存备用46#、68#透平油质量。
2．2六氟化硫（SF6）气体监督
3监督机构及职责分工
3.1。
。
。
化学技术监督实行三级网络管理，公司技术监督办公室、发供电单位、基层班组三级技术监督网络，负责领导、组织和开展化学技术监督管理工作。
3.2。
。
。
技术监督办公室（及其化学监督小组）职责3.2.1贯彻国家及上级有关化学监督工作的各项标准、规程、规定。
3.2.2组织制定公司化学技术监督的有关规章制度。
3.2.3 组织召开化学技术监督工作会议，审定和下达每年度的化学技术监督工作计划和任务。
3.2.4根据季节特点和设备运行情况，每年对所管辖范围内的化学技术监督进行专项检查，指导各单位技术监督工作的开展。
3.2.5参与重大设备改造、生产运行调整试验及新建或扩建工程的化学监督相关工作，研究解决化学监督工作中的技术关键问题，提出具体措施、方案。
3.2.6开展化学技术监督考核评比。
根据公司技术监督管理办法，定期对所辖范围的化学技术监督工作的开展情况、执行情况、主要技术监督指标、问题整改情况、档案资料等方面进行检查、评比与考核。
3.2.7 收集化学监督的相关信息及公司各单位的报表、总结，进行综合分析，提交化学技术监督报告。
3.3。
。
。
各发电、供电单位以及从事设计、物资采购、施工、试验检修的各分、子公司职责
3.3.1 建立基层化学技术监督网，贯彻执行国家、行业及企业颁布的各项化学监督标准、规程。
3.3.2负责本单位所辖设备的化学监督工作，制定本单位化学技术监督工作计划，建立和完善本单位用油用气设备台帐
3.3.3 在物资采购交接、基建、安装、调试、验收、运行中做好化学监督工作。
严格监督电力用油及六氟化硫气体的质量状况，做好透平油、绝缘油、绝缘气体的日常化学技术监督。
3.3.4通过检查、试验发现问题。
及时报送本单位充油、充气电气设备异常情况报表，并做好异常设备型号和生产厂家等信息的年度统计。
及时向主管部门或化学监督小组报告，并配合有关部门解决。
3.3.5负责新油、新SF6气体库存油、气的验收、保管，负责本部门油、SF6气体管理和运行设备油（气）质量的数据统计和分析工作，负责年度油耗的统计上报工作。
3.3.6 负责填写化学监督季、年报表，组织、编制本单位化学监督工作报告，并按规定上报。
3.3.7 组织本单位化学监督相关事故调查及故障处理，组织制定反事故技术措施。
3.3.8 开展本单位化学监督专业知识的培训，提高工作人员的专业素质和水平3.4。
。
。
高压实验室职责
3.4.1。
。
。
高压实验室作为公司执行化学技术监督的专业班组，接公司委派，具体负责。
。
。
化学技术监督工作实施。
3.4.2 贯彻落实国家、行业和企业颁布的有关化学监督的技术标准、规章制度，收集、整理、存档与化学监督有关的政策、法规、标准、规程、制度和条例，在标准更新或有新颁标准时通知公司各单位及时更新、补充。
3.4.3建立健全化学技术监督检测手段和试验室，编制设备台帐、使用仪器仪表说明书等相应的操作规程，达到规定的技术要求。
3.4.4 实施。
。
。
技术监督办公室下达的化学技术监督年度工作计划，并根据上年实施情况提出下年化学监督工作重点建议。
3.4.5负责化学技术监督试验工作，妥善保管和正确使用试验仪器及其试验药物，具体做好运行设备用油、备用油、新油以及变压器瓦斯气体、断路器六氟化硫（SF6）气体的取样、化验分析，并及时填写试验报告及报表，向设备运行维护管理单位及技术监督办公室报告分析结果。
3.4.6 参加与化学监督有关的缺陷、事故分析，协助查明原因，研究解决方法，参与制定反事故措施。
3.4.7 了解。
。
。
单位重要试验设备的配置情况，对必须的监测项目和设备配置提出合理建议。
3.4.8 开展专业技术培训及组织技术交流研讨会，组织持证上岗培训考核工作，提高化学技术监督人员的技术水平。
3.4.9 参加公司各单位设备检修，故障设备解体时SF6气体回收净化处理或指导回收工作。
3.5 。
。
。
等设备运维单位基层班组职责
3.5.1认真贯彻执行上级有关化学监督的方针、政策、法规、标准、规程、制度和条例。
3.5.2严格执行有关的标准和规定，配合做好本单位油（气）设备的取样工作。
3.5.3。
。
。
负责做好用油用气设备台帐、消缺维护记录、化学技术监督计划、总结工作；做好备用油（气）的保管；采取科学的态度，认真分析有关设备的油（气）化验结果；发现设备异常时，要及时追踪分析，查明原因，积极采取措施，消除设备隐患。
并及时向有关部门汇报。
3.5.4运行班组负责做好用油用气设备的定期巡检，严格监测油位、油色、SF6压力等数据，发现异常，按照现场运行规程处置并报告。
同时做好消缺验收工作。
3.5.5检修班组负责做好用油用气设备的检修维护和消缺，严格统计设备的油耗、气耗等数据，配合做好本单位油（气）的净化、防劣等工作。
4化学技术监督的内容与方法
4.1绝缘油监督
4.1.1 变压器新油验收按GB/T2536《变压器油》或SH0040标准进行质量验收。
4.1.2 新充入投运前的变压器油质及运行中变压器油质按DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》进行检验。
变压器油质标准
序号
项目
质量标准
变压器新油
运行中变压器油
1.1
外观
透明、无杂质和悬浮物
透明、无杂质和悬浮物
2.
水容性酸PH值
---
≥4.2
3.
酸值（mgKOH/g）
≤0.03
≤0.1
4.
闪点（℃）
≥140（闭口）
运行油与新油原始测定值比不低于5（闭口）
5.
水分（mg/L）
66-110kV≤20
66-110kV≤25
6.
绝缘强度（击穿电压kV）
15kV以下≥30
15-35kV≥35
66-220kV≥40
15kV以下≥25
15-35kV≥30
66-220kV≥35
7.
界面张力（25℃，mN/m）
≥35
≥19
8.
介质损耗tgδ％（90℃）
330kV及以下≤1
300kV及以下≤4
9.
体积电阻率（90℃）Ω.m
≥6×1010
330kV及以下≥3×109
10.
油中含气量（体积分数）％
≤1
≤3
11.
油泥与沉淀物（质量分数）％
≤0.02
12.
油中溶解气体色谱分析
按GB7597、SD304和GB7252规定进行
按GB7597、SD304和GB7252规定进行
4.1.3充油电气设备的绝缘油监督
4.1.3.1绝缘油常规试验周期及检测项目按DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》进行检验。
充油电气设备绝缘油常规试验周期及检测项目
设备名称
设备规范
检测周期
检测项目
变压器、
电抗器、
消弧线圈、
站所用变压器
66-220kV
1000kVA
及以上
新设备投运前
或大修后
外观、水溶性酸、酸值、闪点、水分、界面张力、介质损耗、击穿电压、
体积电阻率
每年至少一次
外观、水溶性酸、酸值、击穿电压
必要时
水分、介质损耗、体积电阻率
≤35kV
设备投运前
或大修后
外观、水溶性酸、酸值、水分、
击穿电压
3年或必要时
互感器、
套管
设备投运前
或大修后
外观、水溶性酸、酸值、
水分、击穿电压
3年或必要时
击穿电压
少油式
断路器
新设备投运前
水溶性酸、机械杂质、游离碳、酸值、
水分、击穿电压、闪点
小于三年或
以换油代替
击穿电压
4.1.3.2充油电气设备绝缘油气相色谱分析检测按DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》进行检验。
周期规定如下表
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）运行中的
8MVA及以上的变压器为1年；
8MVA以下的油浸式变压器自行规定
2）大修后
3）必要时
1）运行设备的油中H2与烃类气体含量超过下列任何一项值时应引起注意：
总烃含量大于150μL/L
H2含量大于150μL/L
C2H2含量大于5μL/L
（500KV变压器为1μL/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%月则认为设备有异常
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进行判断
4）新投运的变压器应有投运前的测试数据，不应含有C2H2
5）测试周期期中1）项的规定适用于大修后的变压器
互感器、套管油中溶解气体组分含量色谱分析
设备名称
周期
要求
说明
电流互感器
1）投运前
2）66KV及以上1~3年。
3）大修后
4）必要时
油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：
总烃100μL/L；H2150μL/L；C2H22μL/L（110KV及以下）、1μL/L（220~500KV）
1）新投运互感器或套管的油中不应含有C2H2
2）全密封互感器按制造厂要求（如果有）进行
电压互感器
1）投运前
2）66KV及以上1~3年。
3）大修后
4）必要时
油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：
总烃100μL/L；H2150μL/L；C2H22μL/L
套管
1）投运前
2）大修后
3）110KV及以上1~3年
4）必要时
油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：
H2500μL/L；CH4100μL/L；C2H22μL/L（110KV及以下）、1μL/L（220~500KV）
4.1.3.2充油电气设备取样方法按照GB/T7597执行。
4.1.3.3当变压器发生瓦斯继电器动作、变压器受大电流冲击、内部有异常声响、油温明显增高等异常情况时，都应立即采取油样，进行气相色谱分析。
4.1.3.4对于确认有产气故障的变压器或电抗器，应视其具体情况，作出立即停电或进行跟踪分析的具体处理措施。
4.1.3.5油中溶解气体的分析方法按GB/T17623方法执行。
4.1.3.6充油电气设备的故障判断，按照部颁DL/T722《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中确定的原则和方法执行。
4.1.3.7对于互感器、套管等少油设备，其油中不应含乙炔，其他组份也应很低，若有乙炔，应查明原因，并采取适当的措施。
4.2透平油的监督
4.2.1透平油的新油验收
透平油的新油验收，执行GB/T11120标准。
透平油新油质量标准
序号
项目
质量指标
46#
68#
1
外观
透明
透明
2
运动粘度（40℃）mm2/s
41.4～50.6
61.2～74.8
3
机械杂质
无
无
4
黏度指数
不小于90
不小于90
5
倾点，℃
不高于-7
不高于-7
6
密度（20℃）kg/m3
报告
报告
7
闪点（开口）℃
≥180
≥195
8
酸值mgKOH/g
≤0.3
≤0.3
9
水分（质量分数）％
无
无
10
泡沫性（泡沫倾向/泡沫稳定性）/（ml/ml）
程序一（24℃）
≤600/0
≤600/0
程序二（93.5℃）
≤100/0
≤100/0
程序三（后24℃）
≤450/0
≤450/0
11
空气释放值（50℃）/min
≤6
≤8
12
铜片腐蚀（100℃,3h）/级
≤1
≤1
13
液相锈蚀（24h）
无锈
无锈
14
抗乳化性（乳化液达到3ml的时间）54℃
≤15min
≤15min
15
氧化安定性
1000h后总酸值（以KOH计）（mg/g）
≤0.3
≤0.3
总酸值达2.0后总酸值（以KOH计）（mg/g）的时间/h
≥2000
≥1500
1000h后油泥/mg
≤200
≤200
4.2.2运行透平油的监督
4.2.2.1新充入机组和调速器投运前及运行中的透平油油的质量标准按GB/T7596-2000《电厂用运行中的汽轮机油质量标准》标准执行。
运行中透平油的质量标准
序号
项目
质量标准
透平油46#
透平油68#
1
外观
透明、无悬浮物、颜色无异常变化
透明、无悬浮物、颜色无异常变化
2
运动粘度（40℃）mm2/s
与新油原始测量值偏离≤20％
与新油原始测量值偏离≤20％
3
机械杂质
无
无
4
酸值（mgKOH/g）
≤0.3
≤0.3
5
闪点（℃）
与新油原始测量值偏离不低于15℃
与新油原始测量值偏离不低于15℃
6
水分（mg/L）
≤100
≤100
7
液相锈蚀
无锈
无锈
8
破乳化度，min
≤30
≤30
9
净洁度，级（颗粒度）
NAS，≤8级
NAS，≤8级
10
起泡沫试验，ml
≤450/0
≤450/0
11
空气释放值,min
≤10
≤10
4.2.2.2运行透平油的维护管理原则上按照GB/T1454l-93《电厂运行中的汽轮机用矿物油维护管理导则》执行。
4.2.2.3运行中透平油的防劣措施和混油或补油按照GB/T7596和GB/T1454l中的有关规定执行。
4.2.2.4新旧油未经混合试验合格不准混合使用。
混合试验合格并混合使用后须加强监督。
混合试验项目有：
安定度、酸值、反应、闪点。
4.2.2.5添加油时，应尽量使油温与设备内温度相近，并做好措施，尽量减少空气侵入。
4.2.2.6向运行透平油中不得擅自添加添加剂。
4.2.2.7机组大、小修时，要合理安排工期，确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间。
4.2.2.8透平油取样周期与检测项目
透平油取样周期与检测项目
设备名称
检测周期
检测项目
机组、调速器
新设备投运前
或大修后
外状、水分、机械杂质、运动粘度、闪点、酸值、水溶性酸
每年至少一次
必要时
4.3六氟化硫（SF6）气体监督
4.3.1六氟化硫（SF6）新气应符合“GB12022工业六氟化硫”标准。
在六氟化硫新气到货后应检查气瓶的漆色字样，安全附件，分析报告和无毒合格证。
在新气到货的一个月内，应按照《六氟化硫气瓶及气体使用安全技术管理规则》和GB8905《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》中的有关规定，送有资质的检测机构进行抽样检验。
4.3.2对国外进口的新气，亦应按新气质量标准验收。
4.3.3六氟化硫运行气体的质量监督
4.3.3.1SF6气体绝缘电力设备交接、大修时，应进行设备中SF6气体湿度测量试验和检漏试验，并校验SF6密度继电器和压力表。
4.3.3.2使用中的六氟化硫气体，应按照GB8906《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》及DL/T596《电力设备预防性试验规程》中的有关规定进行检验，并符合《四川省电力公司贯彻国家电网公司十八项电网重大反事故措施实施细则（试行）》的规定。
运行中SF6气体的试验项目、周期和要求
序号
项目
周期
要求
说明
1.
湿度（20℃，体积分数），10-6
1）1~3年
（35KV以上）
2）大修后
3）必要时
1、断路器灭弧室气室
大修后不大于150
运行中不大于300
2、其他气室
大修后不大于250
运行中不大于500
1、GB12022、SD306和DL506-92进行
2、新装及大修后1年内复测一次，如湿度符合要求，则运行中1~3年一次
3、必要时是指新装及大修后1年内复湿度不符合要求或漏气超过要求和设备异常时，按实际情况增加的检测
2.
密度（标准状态下），kg/m3
必要时
6.16
按SD308进行
3.
毒性
必要时
无毒
按SD312进行
4.
酸度
μg/g
大修后
必要时
≤0.3
按SD307或用检测管进行测量
5.
四氟化碳（质量分数），%
大修后
必要时
大修后≤0.05
必要时≤0.1
按SD311进行
6.
空气（质量分数），%
大修后
必要时
大修后≤0.05
必要时≤0.2
按SD311进行
7.
可水解氟化物μg/g
大修后
必要时
≤1.0
按SD309进行
8.
矿物油
μg/g
大修后
必要时
≤10
按SD310进行
4.3.3.3运行中SF6气体绝缘电力设备，根据DL/T596《电力设备预防性试验规程》进行设备中SF6气体湿度测量试验、检漏试验以及密度继电器和压力表校验试验。
4.3.3.4每月至少应记录一次SF6气体绝缘电力设备的密度继电器指示范围和压力表的读数
4.3.3.5运行中设备发生严重泄漏或设备爆炸而导致六氟化硫气体大量外溢时，现场工作人员必须按六氟化硫电气设备制造、运行及试验检修人员安全防护的有关规定佩戴个人防护用品。
4.3.3.6六氟化硫水分的控制指标是环境温度为20℃的测定值。
严禁在0℃以下的环境温度条件下测试，在其它测试温度下测得的数值，应按适当的方法进行校正。
4.3.4设备解体时的六氟化硫气体监督：
4.3.4.1设备解体大修前，应按照GB8906《六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则》和DL/T596《电气设备预防性试验规程》的要求进行气体检验，设备内的气体不得直接向大气排放。
4.3.4．2使用过的六氟化硫气体要通过气体回收装置全部回收，回收的气体应装入有明显标记的容器内准备处理。
4.3.4.4六氟化硫电气设备补气时，应参照DL/T596《电力设备预防性试验规程》中有关规定执行。
4．4库存油（气）的监督
4.4.1要做好备用油、气的监督工作，所有库存备用油、气要经常保持合格，发挥其备用油、气的作用。
4.4.2凡新购的每批油、气须持有油、气样分析化验合格的报告单，并经公司油、气化验人员验收合格后才能入库，并将其化验结果、数量做好记录存档。
4.4.3油、气库各油、气桶（罐）的存油、气的油、气号、名称、数量及使用情况应有标签标明并记录存档。
4.4.4。
。
。
应经常保持有不同型号最大一台套备用油、气量以备事故抢修使用。
4.4.5油、气库必须保持清洁、干燥、空气流通及适当的温度。
油库必须严禁烟火及堆放其它杂物，注意做好防火安全措施。
六氟化硫新气验收合格后，应将气瓶转移到阴凉干燥的专门场所，直立存放。
未经检验的新气不能同检验合格的气体存放一室，以免混淆。
5技术管理
5.1公司发电、供电等生产运维单位应建立以下化学监督技术台帐：
充油、气设备台帐；
设备调整试验及检修检查报告；
充油电气设备化学监督及设备缺陷管理台帐：
包括（变压器油质试验台帐、充油电气设备色谱分析台帐、六氟化硫电气设备湿度检测台帐、水轮机油质台帐）。
电力用油、用气的进厂化验报告以及备用油、气体的分析记录；
化学监督年度工作总结；
技术培训记录。
5.2公司发电、供电、运检等生产运维单位应具备并贯彻执行下列规程制度：
化学技术监督实施细则；
化学药品、电力用油、电力用气的验收及保管制度；
SF6气体质量监督制度；
防止油劣化和油再生规程。
5.3负责公司化学技术监督具体职责的。
。
。
应具备并贯彻执行下列规程制度：
油品、SF6气体取样与化验规程；
化学仪器的台帐和检修、校验记录、报告；
化学设备检修规程（含仪表检修、校验规程）；
5.4环境保护管理
5.4.1试验及取样过程中产生的废弃绝缘油，应回收，不能随意倒弃。
5.4.2试验用药品及废弃溶液应按相关规定进行回收或处理，不得随意倒弃。
5.5职业健康安全管理
5.5.1工作人员对安全工器具的使用、保管、贮存，必须按照公司安全工器具管理制度执行，预防发生人身伤害事故。
5.5.2工作人员在进行SF6气体试验及设备检修时，应按规定着防护服或佩带防毒面具
6监督计划、总结
6.1各基层单位每年的2月初制定本单位本年度化学技术监督工作计划，经本单位主管生产领导签字后，于2月15日前报生技部化学技术兼职专责。
生技部专责初审汇总后于2月底报公司生技部（技术监督办公室）
6.2各基层单位每季度对化学技术监督工作计划执行情况进行总结并于每季度未报生技部专责，总结内容：
本季度化学技术监督工作计划完成情况
实验数据异常设备试验报告
预试实验数据异常情况、分析及采取的措施
6.3各基层单位于每年的11月30日完成年度技术监督工作计划，形成本单位化学监督总结，经本单位主管生产领导签字批准后，报。
。
。
化学技术兼职专责。
总结的内容应包括：
年度计划完成情况；
年度重点工作的完成情况；
监督内容的执行情况；
存在的问题及解决的措施；
下一步的工作打算。
6.4基层单位应在化学技术监督总结中完成以下各表
透平油油务监督年报（见附表1）
变压器油务监督年报（见附表2）
异常充油电气设备油质检验报表（见附表3）
六氟化硫电气设备气体质量情况统计表（年报）（见附表4）
设备事故或重大异常情况的化学原因分析及防止措施（事后一月内报出）
6.5。
。
。
化学技术监督兼职专责于12月15日前完成公司年度技术监督总结，报公司生技部技术监督办公室。
7检查与考核
7.1公司技术监督办公室每半年组织对年度重点工作完成情况、年度计划完成情况进行一次检查。
7.2被考核主体为各基层单位、各管理专责、试
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