电力用油质量标准试验方法及管理.docx
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电力用油质量标准试验方法及管理
国能浚县生物发电
NationalBioEnergyXunXianGo.,Ltd.
电力用油质量标准、试验方法及
六氟化硫管理制度
2006-12-00发布2006-00-00实施
国能浚县生物发电发布
油务管理制度
1.适用范围
本制度规定了我厂生产用油及六氟化硫的管理职责、管理内容与质量要求、采用的技术标准和导则。
本制度适用于生产用新油〔六氟化硫〕验收、运行油〔六氟化硫〕的监督及维护管理。
2.油质化验和管理采用的技术标准和导则
以下标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
如果所引用的标准有新的版本，新版本自动生效。
2.1GB7597-87电力用油〔汽轮机油、变压器油〕取样方法（机械油及抗燃油参照执行〕
2.2绝缘油采用的技术标准
GB/T261石油产品闪点测定方法〔闭口杯法〕
GB/T264石油产品酸值测定方法
GB/T507绝缘油介电强度测定方法
GB/T510石油产品凝点测定方法
GB/T5654液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量
GB/T6541石油产品油对水界面张力测定方法〔圆环法〕
GB7598运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法〔比色法〕
GB7599运行中汽轮机油、变压器油酸值测定方法〔BTB〕
GB7600运行中变压器油水分测定法〔库仑法〕
GB7602运行中汽轮机油、变压器油抗氧化剂含量测定法〔分光光度法〕
GB/T11142绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法
SH/T变压器油氧化安定性测定法
DL421绝缘油体积电阻率测定法
DL429.2颜色测定方法
DL429.6运行油开口杯老化测定方法
DL429.7油泥析出测定法
DL429.9绝缘强度测定法
GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法
GB/T7596-2000电厂用运行中汽轮机油质量标准
GB/T7595-2000运行中变压器油质量标准
DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB/T2536-1990变压器油
GB/T14542–93运行中变压器油维护管理导则
DL/T596-1996电气设备预防性试验规程
2、3六氟化硫监督采用的技术标准
GB12022—89六氟化硫新气质量标准
DL/T595-1995六氟化硫电气设备气体监督细则
DL/T596-1996电力设备预防性试验规程。
GB12022-89工业六氟化硫
2、4汽轮机油采用的技术标准：
GB/T264石油产品酸值测定方法
GB/T7605－1987运行中汽轮机油破乳化度测定法
DL429.7油泥析出测定法
DL429.2颜色测定方法
GB/T11143－1989加抑制剂矿物油在水存在下防锈性能试验法
GB/T14541－1993电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则
GB/T7596－2000电厂用运行中汽轮机油质量标准
GB/T11120-1989新汽轮机油质量标准
GB/T265石油产品运动粘度测定法和动力粘度测定法
GB/T267石油产品闪点与燃点测定法〔开口杯法〕
GB7599运行中汽轮机油、变压器油酸值测定方法〔BTB〕
GB7600运行中变压器油水分测定法〔库仑法〕
GB7602运行中汽轮机油、变压器油抗氧化剂含量测定法〔分光光度法〕
GB1143加抑制剂矿物油在水存在下防锈性能试验
GB/T12579润滑油泡沫特性测定法
SH/T0124含抗氧剂的汽轮机油氧化安定性测定方法
SH/T0308润滑油空气释放值测定方法
DL429.6运行油空气释放值测定法
2、5抗燃油监督采用的技术标准
DL/T571-95电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则
2、6其它机械用油参照汽轮机油的标准
2、7各种油采用的通用技术标准
电力用油质量标准、试验方法及管理
一、变压器油
1、新变压器油质量标准
1.1本标准参照采用IEC296一82《用于变压器和油开关中的矿物绝缘油》中的ⅡA技术条件。
1.2主题内容与适用范围
1.2.1本标准规定了以石油馏分为原料，经精制后，加入抗氧化剂调制而成的具有良好的绝缘性、氧化安定性和冷却性的变压器油的技术条件。
1.2.2本标准所属产品适用于330kV以下（含330kV）的变压器和有类似要求的电器设备中。
1.2.3本产品按低温性能分为10，25和45三个牌号。
1.2.4标准代号GB2536-90。
1.3技术要求
项目
质量指标
试验方法
10
25
45
外观
透明、无沉淀物和悬浮物
外观目测
密度〔20℃〕，kg/m3不大于
895
GB1884
运动粘度mm2/s
40℃
不大于
13
13
11
GB265
-10℃
不大于
-
200
-30℃
不大于
-
1800
界面张力mN/m不小于
40
38
GB6541
倾点℃不高于
-7
-22
报告
GB3535
凝点心℃不高于
--
-45
GB51023
〔闪点〕闭口℃不低于
140
135
GB261
酸值mgKOH/g不大于
0.03
GB264
腐蚀性硫
非腐蚀性
SH0304
水溶性酸或碱
无
GB259
氧化安定性3：
氧化后沉淀物%不大于
氧化后酸值mgKOH/g不大于
0.05
0.2
SH0206
介质损耗因数〔90℃〕不大于
0.005
GB5654
击穿电压〔间距2.5mm交货时〕4,kv不小于
35
GB507
水分，mg/kg
报告
SH0207
注：
1、把产品注入100ml量筒中，在20±5℃下目测。
如果有争议，按GB/T511测定机械杂质含量为无。
2、以新疆和大庆原油生产的变压器油，测定倾点和凝点时，允许用定性滤纸过滤。
3、氧化安定性测定为保证项目，每年至少测定一次。
4、击穿电压测定为保证项目，每年至少测定一次，用户使用前必须进行过滤，并重新测定。
5、测定击穿电压允许用定性滤纸过滤。
2、运行中变压器油质量标准
2.1当主要变压器用油的PH值接近4.4或颜色骤然变深时，应加强监督；假设其他项指标亦接近容许值或不合格，则应立即采取措施。
2.2采用标准GB7595-87。
2.3运行变压器油质量标准
序号
项目
设备电压等级〔KV〕
质量指标
检验方法
投运前的油
运行油
1
水溶性酸〔PH〕
>5.4
≥4.2
GB7598
2
酸值，mgKOH/g
≤0.03
≤0.1
GB7599或GB264
3
闪点〔闭口〕℃
>140〔10、25号油〕
>135〔45号油〕
不比新油标准低5℃
不比前次测定值低5℃
GB261
4
机械杂质
无
无
外观目测
5
游离碳
无
无
外观目测
6
水分1〕，ppm
变压器
500
220-330
66-110
≤10
≤15
≤20
≤20
≤30
≤40
GB7600或GB7601
互感器套管
500
220-330
66-110
≤10
≤15
≤20
≤15
≤25
≤35
7
界面张力
〔25℃〕mN/m
≥35
≥19
GB654或
YS-6-1
8
介质损耗因数
〔90℃〕
500
≤330
≤0.007
≤0.010
≤0.020
≤0.040
GB5654或
YS-30-1
9
击穿电压，KV
500
330
66-220
20-35
≤15
≥60
≥50
≥40
≥35
≥25
≥50
≥45
≥35
≥30
≥20
GB507
10
油中含气量
待定2〕
YS-C-3-2
注：
1〕取样油温为40-60℃。
2〕用户和制造厂家协商。
3、运行中变压器常规检验项目与检验周期
3.1检验项目与检验周期
设备名称
设备标准
检验项目
检验周期
主变压器
220-500KV
1-9
每年至少两次
110KV及以下
1-9
每年至少一次
高备变，厂变
35KV
1-6，9
每年至少一次
配电变压器
560KVA及以下
1.2.3.5.9
每三年至少一次
互感器
220KVA
1.5.6.9
每一年一次
35-110KVA
每三年至少一次
油开关
110KV
1.4.9
每一年一次
110KV以下
每两年一次
少油开关
每两年一次或换油
套管
110KV及以上
1.5.6.9
三年至少一次
3.2检验项目栏内的1.2.3……为上表的技术指标项目序号。
3.3少油开关指油量在60Kg及以下的开关。
3.4充油电气设备大修后充入的油，在投入运行前必须检验1-9项，油开关发生多次跳闸后，应取样检验项目3和9。
3.5质量已下降到接近运行中油的质量下限的变压器油，假设补加同一牌号或接近新油标准的使用过的油时，必须预先进行混合油样的油泥析出试验，无沉淀物产生方可混合使用。
3.6当运行中油抗氧化剂含量低于0.15%，应进行补加。
补加时油PH值不应低于5.0。
4、运行中变压器油中溶解气体分析和判断
4.1正常情况下充油电气设备内的绝缘油及有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解产生少量的各种低分子烃类及二氧化碳、一氧化碳等气体，这些气体大部分溶解在油中。
当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。
随着故障发展，分解出的气体形成的气泡在油里经对流、扩散，不断地溶解在油中。
在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器。
故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系。
因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备内部存在的潜伏性故障并可随时掌握故障的发展情况。
当变压器的气体继电器内出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的情况作出判断。
4.2适用范围：
适用于充油电气设备。
其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器、充油套管等。
4.3试验结果判断
4.3.1油和固体绝缘材料产生的气体
油和固体绝缘材料在电或热的作用下分解产生的各种气体中，对判断故障有价值的气体有甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、氢、一氧化碳、二氧化碳。
正常运行的老化过程产生的气体主要是一氧化碳和二氧化碳。
在油纸绝缘中存在局部放电时，油裂解产生的气体主要是氢和甲烷。
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。
随着故障温度的升高。
乙烯和乙烷逐渐成为主要特征。
在温度高于1000℃时。
例如在电弧弧道温度（3000℃以上）的作用下。
油裂解产生的气体中含有较多的乙炔。
如果故障涉及到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。
有时设备内并不存在故障，而由于其他原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。
例如:
有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器本体渗漏或某种范围开关动作时悬浮电位放电的影响;设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中;设备油箱曾带油补焊;原注入的油就含有某几种气体等。
还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵，油流继电器等）的故障产生的气体也会进入到变压器本体的油中。
4.3.2油中溶解气体的注意值
设备
气体组分
含量，ppm
变压器和电抗器
总烃
150
乙炔
5
氢
150
互感器
总烃
100
乙炔
3
氢
150
套管
甲烷
100
乙炔
5
氢
500
注:
1、气体浓度到达注意值时，应进行追踪分析、查明原因。
注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。
该表数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。
2、影响电流互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多，有的氢气含量低于表中数值，假设增加较快，也应引起注意;有的只有氢气含量超过表中数值，假设无明显增加趋势，也可判断为正常。
4.3.3不同故障类型产生的气体组分
故障类型
主要气体组分
次要气体组分
油过热
CH4,C2H4
H2,C2H6
油和纸过热
CH4,C2H4,CO,CO2
H2,C2H6
油纸绝缘中局部放电
H2,CH4,C2H2,CO
CO2,C2H6
油中火花放电
C2H2,H2
油中电弧
H2,C2H2
CH4,C2H2,C2H6
油和纸中电弧
H2,C2H2,CO,CO2
CH4,C2H2,C2H6
进水受潮或油中气泡
H2
仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的。
必须考察故障的发展趋势。
也就是故障点（如果存在的话）的产气速率。
产气速率是与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况直接有关的。
4.3.4对一氧化碳和二氧化碳的判断
当故障涉及到固体绝缘时会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增长。
但根据现有统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解，表现在油中一氧化碳的含量上，一般情况下没有严格的界限，二氧化碳含量的规律更不明显。
因此，在考察这两种气体含量时更应注意结合具体变压器的结构特点（如油保护方式），运行温度，负荷情况，运行历史等情况加以综合分析。
对开放式变压器一氧化碳含量一般在30Oppm以下。
如总烃含量超出正常范围，而一氧化碳含量超过30Oppm，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性，假设一氧化碳含量虽然超过30Oppm，但总烃含量在正常范围，一般可认为是正常的;对某些有双饼式线圈带附加外包绝缘的变压器，当一氧化碳含量超过30Oppm时，即使总烃含量正常，也可能有固体绝缘过热故障。
突发性绝缘击穿事故时，油中溶解气体中的一氧化碳、二氧化碳含量不一定高，应结合气体继电
器中的气体分析作判断。
4.3.5判断故障性质的三比值法
推荐采用三比值法（五种特征气体的三比照值）作为判断变压器或电抗器等充油电气设备故障性质的主要方法。
三比照值以不同的编码表示。
具体判断方法参见有关资料。
5、运行中变压器油管理维护
5.1变压器油的性能
5.1.1我国的变压器油根据低温性能划分，分为:
10、25、45三种牌号。
炼制时所选用原油有环烷基、石蜡基和混合基原油。
5.1.2新变压器油应具备的性能
充入电气设备的变压器油的运行可靠性，取决于油的某些基本特性参数，而这些特性参数将影响电
气设备的整个运行工况，为了有效地完成其绝缘、传热、以及消弧等多方面的作用，变压器油必须至少具有以下基本特性。
5.1.2.1氧化安定性
变压器是连续长期运行设备，不能轻易停电检修。
所以要求变压器油有优越的氧化安定性能。
5.1.2.2电气性能
变压器油作为电气设备绝缘介质。
要具备良好电气性能。
A.绝缘击穿电压，是检验油耐受极限电应力情况的非常重要的一项指标;
B.介质损耗因数与电阻率对油中存在的可溶性极性杂质、老化产物以及带电胶体等的反应非常敏感。
在较高温度下介质损耗因数与电阻率通常具有较好的相关性，介质损耗增大。
电阻率降低。
油品的介质损耗因数与电阻率，可以影响电气设备的绝缘性能。
5.1.2.3粘温性能
变压器油除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。
因此，要求油的粘度随温度的变化愈小愈好,粘
温特性好。
所以要求在寒冷地区较低温度下油的粘度变化小，仍然具有循环对流和传热能力。
6、运行中变压器油极限值及超极限值原因和对策
项目
超极限值
超极限值可能原因
采取对策
外观
不透明
有可见杂质
油中含有水分或纤维，碳
黑及其他固体物
检查含水量，调查原因，与其他实验配合，决定措施
颜色
油色太深，有异常气味
可能过度劣化或污染
检查酸值，闪点，油泥以决定措施
水分
μL/L
500Kv设备
﹥20
a.封闭不严，潮气侵入
b.超温运行，导致固体绝缘老化或油质劣化较深
ａ.更换呼吸器内干燥剂
ｂ.降低运行温度
ｃ.采用真空过滤处理
220-330Kv
﹥30
66-110KV
﹥40
酸值
mgKOH/g
﹥０.1
ａ.超负荷运行
ｂ.抗氧化剂消耗
ｃ.补错了油
ｄ.油被污染
调查原因，增加实验次数，投入净油器或更换吸附剂，测定抗氧化剂含量并适当补加
水溶性酸
ｐＨ﹤４．２
a.油质老化
b.油被污染
与酸值进行比较查明原因。
投入净油器
击穿电压
ＫＶ
500kv设备
<50
a.油中水分含量过大
b.油中有杂质颗粒污染
查明原因，进行真空滤油或更换新油
300kv设备
<45
66-220kv
<35
20-35kv设备
<30
介质损耗因数90℃
500kv设备
>0.02
a.油质老化程度较深
b.油被污染
c.油中含有极性杂质
检查酸值、水分、界面张力。
进行再生处理，或更换新油
≤330kv设备
>0.04
界面张力mN/m
<19
a.油质老化严重。
油中有可溶性
或沉析性油泥析出
b.油质污染
结合酸值、油泥的测定采取对策进行再生处理或更换新油
油泥与沉淀物
有油泥和沉淀物存在（重量在0.02%以下可忽略不计）
a.油质深度老化
b.杂质污染
进行油处理
如经济合理可换油
闪点
a.比新油标准低5℃
b.比前次试验低5℃
a.设备存在局部过热或放电故障
b.补错了油
查明原因消除故障，进行真空脱
气处理或换油
溶解气体组分含量
见GB7252
设备存在局部过热或放电性故障
进行追迹分析彻底检查设备，找出故障点，消除隐患。
进行真空脱气
油中气体含量
报告
-
-
体积电阻率
报告
可参考国外标准最低为（90℃）1×1012Ωcm
a.油质老化程度较深
b.油被污染
c.油中含有极性杂质
应查明原因对少油设备可换油
7、油的相容性〔混油〕
7.1电气设备充油不足需要补充油时，最好补加同牌号的新油。
补加油品的各项特性指标都应不低于设备内的油。
如果新油补入量较少，例如小于5%时，通常不会出现任何问题；如果新油补入量较多，特别是将较多的新油补加到已严重老化至接近运行油质量标准下限的油中时，就可能导致油中迅速析出油泥，影响油的散热绝缘特性，甚至引起设备事故发生。
因此，在补油前应先作混油试验，无油泥析出方可混合使用。
7.2不同牌号的油原则上不宜混合使用，只有在必须混用时通过试验后方可混合使用。
这是由于不同牌号油的特性并不完全相同，其适用范围亦不相同。
例如在低凝点油中混入高凝点的油，就会导致混合油的凝点发生变化，影响设备在寒冷地区的正常使用；如果将含有不同添加剂的油混合使用，就可能由于发生化学变化而产生杂质，威胁设备的安全运行。
在特殊情况下，如必须将不同牌号的新油混合使用时，应按混合油的实测凝点决定是否可混合使用；如须在运行油中混入不同牌号的新油或已使用过的油除应事先测定混油凝点外，还要通过油泥析出试验，合格后方可混合使用。
7.3进口油或来源不明的油与不同牌号的运行油混合使用时，由于油的组成，所含添加剂的类型并不完全相同，在混油时应特别慎重。
当必须混用时，应预先进行参加混合的各种油及混合后的油样按DL429.6方法进行老化试验，当混合油的质量不低于原运行油时，方可混合使用；假设相混的都是新油其混合油的质量不应低于其中最差的一种油，并需按实测凝点决定是否可以混用。
7.4被混合使用油的质量都必须合格。
在进行试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相同；如果混油比是未知的，则采用1∶1比例混合。
8、防止运行油老化措施
8.1为延长油的使用寿命，应对运行中油采取防劣措施。
主要有：
A.安装油保护装置〔包括呼吸器与密封式储油柜〕，以防止水分、氧气和其他杂质的侵入。
B.安装油连续再生装置即净油器，以清除油中存在的水分、游离碳和其他老化产物。
C.在油中添加抗氧化剂〔常用T501抗氧化剂〕以提高油的氧化安定性。
8.2应根据充油电气设备的种类、型式、容量和运行方式等因素来选择油防劣措施。
①对1000KVA及以上的电力变压器一般应装设净油器，对8000KVA及以上的电力变压器一般应装设密封式储油柜；
②100KV及以上电压等级的油浸式高压互感器应采用隔膜密封式储油柜或金属膨胀器结构；
③充油电气设备一般均应安装呼吸器。
呼吸器通常与油柜配合使用，其内部装有吸水性良好的吸咐剂〔如硅胶、沸石分子筛等〕，其底部设有油封。
吸咐剂在使用前应按规定条件进行烘干处理,使用失效时应立即更换。
8.3净油器是利用吸附剂对油进行连续再生的一种装置，广泛适用,于不同形式的电力变压器。
净油器的使用效果主要取决于所用吸附剂的性能与用量。
对于超高压设备，由于吸附剂粉尘有可能带入油流的危险，应慎重采用。
净油器的吸附剂应选用吸附性能和机械强度均良好的粗孔硅胶，沸石分子筛或活性氧化铝等，在使用前应过筛〔粒度一般为4-6mm〕和活性处理，装入净油器后应排除内部积存的空气，使用失效时应立即更换。
8.4在油中添加或补加抗氧化剂时应注意以下事项：
a.药剂的质量应按标准（附录A4）进行验收合格。
并注意药剂的保管，以防变质。
b.对不明牌号的新油（包括进口油）、再生油以及老化污染情况不明的运行油应作油对抗氧化剂的感受性试验。
以确定是否适宜添加和添加时的有效剂量。
如遇感受性差的油，必要时，可将油净化或再生处埋后，再作添加试验。
c.油中T501抗氧化剂含量。
对新油、再生油。
应不低于0。
3%~0.5%;对运行油，应不低于0.15%。
当其含量低于以上规定值时，进行补加。
补加时，油的pH值不应低于氏5.0。
d.运行油添加抗氧化剂应在设备停运或检修时进行。
添加前，应先清除设备和油中的油泥、水分和杂质，且油耐压试验合格。
应采用热溶解法添加，即将T501抗氧化剂，在50℃下配制成含5%-10%药剂的油溶液，然后通过滤油机，将其加入循环状态的设备油中并混合均匀。
以防药剂过浓导致末溶解的药剂沉积在设备内。
添加后，油的电气性能应试验合格。
e.对于含抗氧化剂的油,在使用中应定期测定油中抗氧化剂的含量，了解油质变化与抗氧化剂消耗情况。
9、油处理方法
9.1净化处理法
9.2机械过滤法
9.3离心别离法
9.4真空过滤法
9.5再生法
9.6吸附剂法
10、T501抗氧化剂质量标准
项目
质量指标
试验方法
一级品
合格品
外观1〕
白色结晶
白色结晶
目测
初熔点，℃
69.0-70.0
68.5-70.0
GB-617
游离甲酚，%〔m/m〕，不大于
0.015
0.03
附录A
灰分，%〔m/m〕，不大于
0.01
0.03
GB/T508
水分，%〔m/m〕，不大于
0.05
0.08
GB/T6062〕
闪点〔闭口〕，℃
报告
-
GB/T261
注：
1〕交货验收时为白色结晶。
2〕测定水分时，手续改为取3-4mL溶液乙滴定至终点，不记录读数，然后迅速加入试样1g，称准至0.01g在搅拌下使
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