电力用油质量标准、试验方法及管理.doc

1、1国能浚县生物发电有限公司National Bio Energy XunXian Go., 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有限公司 发布2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下列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。2.1 GB 7597-87 电力用油（汽轮

2、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/T 261 石油产品闪点测定方法（闭口杯法）GB/T 264 石油产品酸值测定方法GB/T 507 绝缘油介电强度测定方法GB/T 510 石油产品凝点测定方法GB/T 5654 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/T 6541 石油产品油对水界面张力测定方法（圆环法）GB 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）GB 7599 运行中汽轮机油、变压器油酸值测定方法（BTB）GB 7600 运行中变压器油水分测定法（库仑法）GB 7602 运行中汽轮机油、变压器油

3、抗氧化剂含量测定法（分光光度法）GB/T 11142 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DL 421 绝缘油体积电阻率测定法DL 429.2 颜色测定方法 DL 429.6 运行油开口杯老化测定方法DL 429.7 油泥析出测定法 DL 429.9 绝缘强度测定法 GB/T 17623-1998 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/T 7595-2000 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/T 2536-1990 变压器油GB/T 145429

4、3 运行中变压器油维护管理导则DL/T 596-1996 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GB1202289 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/T 596-1996 电力设备预防性试验规程。GB 12022-89 工业六氟化硫2、4 汽轮机油采用的技术标准：GB/T 264 石油产品酸值测定方法GB/T 76051987 运行中汽轮机油破乳化度测定法3DL 429.7 油泥析出测定法DL 429.2 颜色测定方法GB/T 111431989 加抑制剂矿物油在水存在下防锈性能试验法GB/T 145411993 电厂运行中汽轮机

5、用矿物油维护管理导则GB/T 75962000 电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T 11120-1989 新汽轮机油质量标准GB/T 265 石油产品运动粘度测定法和动力粘度测定法GB/T 267 石油产品闪点与燃点测定法（开口杯法）GB 7599 运行中汽轮机油、变压器油酸值测定方法（BTB）GB 7600 运行中变压器油水分测定法（库仑法）GB 7602 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 1143 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/T 0124 含抗氧剂的汽轮机油氧化安定性测定方法SH/T 0308 润滑油空气释

6、放值测定方法DL 429.6 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 A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 330

7、kV)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 GB 2536-90。1.3 技术要求质 量 指 标项 目10 25 45试 验 方 法外观 透明、无沉淀物和悬浮物 外观目测密度（20） ，kg/m 3 不大于 895 GB1884440 不大 于 13 13 11-10 不大 于 - 200运动粘度mm2/s-30 不大于 - 1800GB265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

8、 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0.050.2SH0206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 205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

9、，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；若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质量指标序号 项目设备电压等级（KV） 投运前的油 运行油 检 验 方 法51 水溶性酸（PH） 5.4 4.2 GB75982 酸值，mgKOH/g 0.03 0.1 GB7599 或GB2643 闪 点 （ 闭 口 ）140（ 10、

10、 25 号油 ）135（ 45 号 油 ）不 比 新 油 标 准 低 5不 比 前 次 测 定 值 低5GB2614 机械杂质 无 无 外观目测5 游离碳 无 无 外观目测变压器500220-33066-1101015202030406 水分1） ，ppm互感器套管500220-33066-110101520152535GB7600 或GB76017界面张力（25）mN/m35 19 GB654 或YS-6-18介质损耗因数（90）5003300.0070.0100.0200.040GB5654或YS-30-19 击穿电压，KV50033066-22020-351560504035255045

11、353020GB50710 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 设备规范 检 验 项 目 检验周期220-500KV 1-9 每年至少两次主变压器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635-110KVA 每三年至少一次110KV 每一年一次110KV 以下 每两年一次油开关少油开关1.4.9每

12、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，若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

13、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

14、 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

15、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，ppm7总烃 150乙炔 5变压器和电抗器氢 150总烃 100乙炔

16、3互感器氢 150甲烷 100乙炔 5套管氢 500注:1、气体浓度达到注意值时，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，若增加较快，也应引起注意;有的只有氢气含量超过表中数值，若无明显增加趋势，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, C

17、2H6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

18、，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，若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

19、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 (五种特征气体的三对比值)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。三对比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85.1 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

20、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

21、。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500Kv 设备 20220-330Kv 30水分L/L66-110KV 40 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.更换呼吸器内干燥剂.降低运行温度.采用真空过滤处理酸值mgKOH/g.1 .超负荷运行.抗氧化剂消耗.补错

22、了油.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 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500kv 设备 0.02介质损耗因数90 330kv 设备 0.04a.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，或更换新油界面张力 mN/m0.2加防锈剂油；0.3a) 系统运行条件苛刻b) 抗氧化剂消耗c) 补错了油d) 油被污染调查原因，增加试验次数，应进行开口杯老化试验补加抗氧化剂；投入油再生装置闪点（开口杯）（GB/T 267）1、 比新油低 82、 比前次测定值低8 有可能轻质油

23、污染或过热找出原因，与其他试验项目结果比较，并考虑处理或换油40，mm2/s,(GB/T265)比新油粘度相差20%a) 油被污染b) 油已严重老化c) 补错了油查找原因，并测定闪点，或破乳化度，必要时可换油油泥（DL 429.7） 可观察到 油深度劣化 可进行开杯老化试验，以比较试验结果，必要时可换油防锈性能（GB/T 11143）轻锈 a) 系统中有水分b) 系统维护不当（忽视放水或呈乳化状态）c) 防锈剂消耗查明原因，加强系统维护，并考虑补加防锈剂15破乳化度（min）(GB 7605)超过 60 油污染或劣化变质 如果油呈乳化状态，应采取脱水措施起泡试验，mL(GB/T 12579)报

24、告 1 可能被固体物污染或加错油；也可能加入防锈剂而产生的问题注意观察，并与其他试验结果相比较，如果加错油，应纠正。也可添加消泡剂空气释放值，min(SH/T0308)报告 2 油污染或变质 注意监测，并与其他结果相比较，找出污染原因并消除颗粒度（SD313）报告 3 a) 补油时带入b) 系统中进入灰尘c) 系统磨损颗粒鉴别颗粒性质，消除颗粒可能来源；启动精密过滤装置，净化油系统含水量（GB7600） 报告 4 a) 冷油器泄漏b) 轴封不严c) 油箱未及时排水检查破乳化度。如不合格应检查污染来源。启用离心泵，排出水分，并注意观测系统情况消除设备缺陷注：1 参考国外标准控制极限值为 600/

25、102 参考国外标准控制极限值为 10min3 参考 SAE 标准 5-6 级或 NAS1638 中规定为 8-9 级4 参考国外标准控制极限值为 0.2%6、 油的相容性（混油）6.1 汽轮机等发电设备需要补充油时，应补加与原设备相同牌号的新油或曾经使用过的合格油。由于新油与已老化的运行油对油泥的溶解度不同，当向运行油。特别是油质已严重老化的油中补加新油或接近新油标准的油时，就可能导致油泥在油中析出，以致破坏汽轮机油的润滑。散热或调整特性，威胁机组安全运行。因此，补油前必须预先进行混合油样的油泥析出试验，无油泥析出方可允许补加。6.2 混合使用的油，混合前其质量均必须检验合格。6.3 不同牌

26、号的汽轮机油原则上不宜混合使用，因为不同牌号油的粘度范围各不相同，而粘度是汽轮机油的一项重要指标。不同类型、不同转数的机组，要求使用不同牌号的油，这是有严格规定的，一般不允许将不同牌号的油混合使用。在特殊情况下必须混合时，应先按实际混合比做混合油样的粘度，如粘度符合要求时才能继续进行油泥析出试验，以决定是否可混。6.4 进口油或来源不明的油，需与不同牌号的油混合时，应预先对混合前后的油进行粘度试验。如在合格范围之内，再进行老化试验，老化后混合油质量应不低于未混合油中最差的一种油，方可混合使用。6.5 试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相同；如果运行油的混合比是未知的，则油样采用 11 比例

27、混合。6.6 矿物汽轮机油与用作润滑、调整的合成液体有本质的区别，切勿将两者混合使用。7、 为延长油的使用寿命和保证设备安全运行，应对运行中油采取防劣措施。主要有：167.1 采用滤油器，随时清除油中的机械杂质，油泥和游离杂质，保持油系统的清洁度。7.2 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。以漏水、漏汽机组还应同时添加防锈剂（常用 T746 防锈剂） 。7.3 安装油连续运行装置（净油器） ，随时清除油中的游离酸和其他老化产物。7.3.1 滤油器包括滤网式、缝隙式、滤芯式和铁磁式等类型，应根据油污染物的种类和含量以及油系统重要部件对油清洁度的要求，合理配装滤

28、油器。7.3.2 滤 油 器 在 使 用 中 应 加 强 检 查 和 维 修 。 定 期 检 查 过 滤 器 滤 元 上 附 着 物 ， 可 以 及 时 发 现 机组 、 油 循 环 系 统 及 油 中 初 始 出 现 的 问 题 。 如 果 出 现 滤 油 器 滤 元 有 污 堵 、 锈 蚀 、 破 损 或 压 降 过 大等 异 常 ， 应 查 明 原 因 并 进 行 清 扫 或 更 换 ， 精 密 滤 元 一 般 每 年 至 少 更 换 一 次 。7.3.3 对大型机组，特别是漏水、漏汽或油污染严重的机组可增设大型油净化器。这种油净化器由沉淀箱、过滤箱、贮油箱、排油烟机、自动抽水器和精密滤

29、油器等组成。这种油净化器由于具有较大油容积。对油中水分、杂质的清除兼有重力分离、过滤与吸附作用，净化效率高且运行安全可靠；7.3.4 油连续再生装置（净化器）是一种渗滤吸附装置。它利用硅胶、活性氧化铝等吸附剂除去运行油老化过程中产生的酸类等老化产物，对防止调节系统电液、伺服零件的腐蚀有良好作用。由于吸附剂可以同时吸附油中的某些添加剂，含有防锈剂或破乳剂的油在使用净油器后，油中应添加添加剂。7.4 添加 T501 抗氧化剂。学名 2,6-二叔丁基对甲酚，适合在新油（包括再生油）或轻度老化的油中添加，国产新油一般都加有这种抗氧化剂。使用抗氧化剂须注意以下事项：7.4.1 T501 抗氧化剂有效含量

30、，对新油、再生油，应不低于 0.3%-0.5% 对运行油 T501 含量低于 0.15%时，当其含量低于规定值应添加。7.4.2 对不明牌号的新油、再生油及老化污染情况不明的运行油应作油对抗氧化剂感受性试验，合格后方可添加。如感受性效果差需对油质进行处理后再做试验；7.4.3 运行油添加抗氧化剂应在设备停运或补加新油时进行，添加前，运行油须经彻底净化，除去水分、油泥的杂质；7.4.5 添加时，应将药剂在 50-60油中溶解，配成 5-10%含量的油溶液，再将其通过压力滤油机注入油箱，并循环过滤，使之混合均匀；7.4.6 添加后，应对运行油质进行全面监测，以便及时发现异常情况。7.5 汽轮机油添

31、加“746”防锈剂。T746 防锈剂学名十二烯基丁二酸，在汽轮机油中添加量为 0.02%-0.03%。当运行油（或新油）液相锈蚀试验不合格时，应考虑添加“T746 防锈剂或#1 防锈复合剂。7.5.1 运行油添加“746”防锈剂前应作添加效果试验，确认无不良影响后方可添加；7.5.2 运行油系统第一次添加防锈剂前，应将系统各部分包括油箱，管路等系统清理干净，以利防锈剂在添加后能在金属表面形成保护膜。因此，添加应尽量安排在机组检修时，并对待添加油处理后方可添加，添加量一般为 0.02%；7.5.3 添加时，应将油加热到 60-70，使防锈剂能很好地溶解，配成 5%-10%的浓溶液，将配好的母液通

32、过压力滤油机注入油箱，并进行搅拌，使母液与油混合均匀；7.5.4 添 加 后 ， 应 加 强 对 运 行 油 质 进 行 监 测 ， 以 便 及 时 发 现 异 常 情 况 。8、十二烯基丁二酸防锈剂（T746）质量标准项 目 质 量 指 标质 量 等 级 一级品 合格品试验方法17项 目 质 量 指 标试验方法质 量 等 级 一级品 合格品外观 透明粘稠液体 目测密度 50kg/m 3 报告 GB/T1884GB/T1885运动粘度 100mm 2/s 40-60 40100 GB/T265闪点（开口） ，不低于 150 100 GB/T3536酸值，mgKOH/g 235-280 235-

33、340 GB/T7304PH 值 不小于 4.2 4.2 SH/T0298碘值，gl/100g 50-80 50-90 SH/T0243铜片腐蚀（100，3h） ，级 不大于 1 1 GB/T50961）液相锈蚀 蒸馏水人工海水坚膜韧性无锈无锈无锈无锈-GB/T111431）注：用 32 号未加防锈剂的汽轮机油添加 0.03%T746。三 、 汽 轮 机 油 和 变 压 器 油 取样1、 取样是试验的基础，正确的取样技术和样品保存对保证试验结果的准确性是相当重要的(参见(GB7597)。对于油中颗粒分析的取样另有专门的要求(见 SD313)，取样应由有经验的人员严格按照要求进行。2、本方法适用

34、于变压器、互感器、油开关、套管等充油电气设备及汽轮机用油分析试样样品的采集。3、新油到货验收时的取样3.1 从油桶中取样3.1.1 取样前需要用干净的齐边白布将桶盖外部擦净(注意不得将纤维带入油中)，然后用清洁干燥的取样管取样。3.1.2 如果是整批油桶到货，取样的桶数应能足够代表该批油的质量，具体取样桶数参见GB7597。3.1.3 如怀疑有污染物存在，则应对每桶油逐一取样，并逐桶核对牌号标志，在过滤时应对每桶油进行外观检查。3.1.4 试验油样应是从每个桶中所取油样经均匀混合后的样品。3.2 从油罐或槽车中取样3.2.1 应从污染最严重的油罐或槽车底部取洋，必要时可抽查上部油样。3.2.2

35、 取样前应排空取样工具内的存油，不得引起污染。3.3 对新油验收或进口油样、一般应取双份以上的样品，除试验用样品外，应保留存放-份以上的样品。以便必要时进行复核或仲裁用。184、 取样容器4.1 常规分析容器要求如下：4.1.1 可用具塞磨口玻璃瓶或金属小口容器；4.1.2 取样容器应先用洗涤剂清洗，再用自来水冲洗，最后用蒸馏水洗净、烘干、冷却后盖紧瓶塞备用；4.1.3 取样容器应能满足存放的要求，无盖容器是不允许使用的，无色玻璃瓶取样后应避光保存;4.1.4 容器应足够大，以适应各试验项目所需油样量的需要。如进行全分析。取样量一般应为 3L 左右。4.1.5 取样瓶一般为 500-1000m

36、L 的磨口具塞玻璃瓶。4.2 适用于油中水分含量测定和溶解气体组分分忻(色谱法)的容器。4.2.1 应用医用玻璃注射器，一般应为 50-100mL 容量。4.2.2 取样前，注射器应按顺序用有机溶剂(或清洁剂),自来水、蒸馏水洗净，并在105下充分干燥，然后套上注射器芯，并用小胶帽盖住头部。保存于干燥器中备用。4.2.3 取样后，注射器头部应立即盖上小胶帽密封。注射器应装在一个专用油样盒内。并应避光、防震、防潮。5、 运行中电气用油取样5.1 常规分忻试验取样:对于变压器、油开关或其他充油电气设备，应从下部阀门处取样;取样前油阀门需用干净的的棉布擦净，再放油冲洗干净阀门、管路，然后取样。5.2

37、 套管、无阀门的充油设备。应在停电检修时设法取样;对某些全密封的进口设备，应按制造厂的规定取样。5.3 对于有特殊要求的项目，应按有关试验方法进行取样。5.4 油中微量水分和油中溶解气体分析取样。5.4.1 -般应从设备底部阀门取样，特殊情况下可在不同部位取样;5.4.2 要求全密封取样，不能让油中溶解水分及气体逸散，也不能混入空气，操作时油中不得产生气泡。5.4.3 取样要在晴天进行，避免外界湿气或尘埃的污染。6、 运行中汽轮机油取样6.1 正常的监督试验，一般情况下从冷油器中取样。6.2 检查油的杂质及水分时，应从油箱底部取样。6.3 在发现不正常情况时，需从不同的位置上取样。以跟踪污染物

38、的来源和寻找其他原因。6.4 如果需要时，从管线中取样，则要求管线中的油应能自由流动而不是停滞不动。避兔取到死角地方的油。7、标记7.1 每个样品应有正确的标记，一般在取样前将印好的标签粘贴于容器上。标签至少应包括下述内容:7.1.1 单位名称7.1.2 设备编号7.1.3 油的牌号7.1.4 取样部位7.1.5 取样时天气7.1.6 取样日期197.1.7 取样人签名。7.2 取完样后，应及时按标签内容要求，逐一填写清楚。四、汽 轮 机 油 和 变 压 器 油 技术管理与安全要求l 库存油管理应严格做好油的入库、储存和发放三个环节。防止油的错用、混用和油质劣化。1.1 对于新购进的新油，须先

39、验明油种、牌号并检验油质是否合格。经验收合格的油入库前需经过滤净化，合格后方可注入备用油罐。1.2 库存的新油和合格的油，应分类、分牌号、分质量进行存放。1.3 为防止油在储存和发放过程中发生污损变质，应注意:a 油桶、油罐、管线、油泵以及计量。取样工具等必须保持洁净。一旦发现内部积有水分，脏物或锈蚀以及接触过不同油品或不合格时，均须及时清除或清洗干净。b.尽量减少倒罐、倒桶及油移动次数，避免油质意外的污染。c.经常检查管线、阀门开关情况，严防串油、串汽和串水。d.准备再生处理的污油、废油用专门容器盛装并另库存放。e.油桶严密上盖，防止进潮。并避兔日晒雨淋。2 应根据实际情况，建立有关技术档案

40、写技术资料。主要有：2.1 主要用油设备台帐:包括装设地点、容量、电压等级、油种、油量、油保护方式、投用日期及移动情况。2.2 主要用油设备运行油油质检验台帐：包括换油、补油、防老化措施执行、运行油处理等情况纪录。2.3 主要变压器等用油设备气相色谱分析台帐。2.4 主要用油设备大修检查纪录。2.5 旧油和废油回收和再处理纪录。2.6 库存备用油油质检验台帐。3六氟化硫1.技术要求1.1 六氟化硫气体的质量管理1.1.1 六氟化硫气体质量标准GB12022-89 工业六氟化硫质量标准指标名称 指标六氟化硫（SF 6） ，%（ m/m） 99.8空气，%（ m/m） 0.05四氟化碳（CF 4）

41、 ，%（ m/m） 0.05水分(H 2O)，g/g 8酸度 (以 HF 计) ，g/g 0.3可水解氟化物(以 HF 计) ，g/g 1.0矿物油，g/g 10毒性 生物试验无毒1.1.2 六氟化硫气体新气验收1.1.2.1 新气到货一个月内，必须对新气进行验收。1.1.2.2 抽样气瓶数每批气瓶数 选取的最少气瓶数1 1202-40 241-70 370 以上 41.1.2.3 检验结果有一项不符合标准要求时，则应以 2 倍量气瓶数重新抽样复验。复验结果即使有一项不符合本标准要求，整批产品应退货处理。1.1.2.4 新气在验收后半年不用，使用前应复检其中的湿度和空气含量，应符合新气的标准。

42、2. 使用中六氟化硫气体的监督和安全管理2.1 凡充于设备中的六氟化硫气体，均属于使用中的六氟化硫气体，应按照 DL/T596电力设备预防性试验规程中的有关规定进行检验。2.2 六氟化硫气体电气设备在出厂前，应检验设备气室内气体的湿度和空气量，并将检验报告提供给使用单位。2.3 六氟化硫气体电气设备安装完毕，在投运前（充气 24 小时后）应复验六氟化硫气体气室内湿度和空气含量。2.4 设备通电后第一年半年测定一次气体湿度，直至稳定后，两年测定一次。发现气体质量指标有明显变化时，应报请电力集团、省电力集团公司“六氟化硫监督检测中心”复核，证明无误时，应制定处理措施并上报电力集团、省电力集团公司“

43、六氟化硫监督检测中心” ，取得一直意见后，由厂有关部门进行处理。2.5 使用中六氟化硫气体湿度标准2.5.1 湿度检测标准隔室 有电弧分解物的隔室L/L无电弧分解物的隔室L/L交接验收值 150 500运行允许值 300 10002.5.2 对于充气压力低于 0.35MPa 且用气量较少的设备（如 35KV 以下的断路器） ，只要不漏气，交接时湿度合格，除在异常时，运行中可不检测湿度。2.5.3 若发现湿度超标时，应使用气体回收装置进行干燥、净化处理。2.6 六氟化硫设备气体检漏2.6.1 设备安装完毕后，先用定性检漏仪进行检漏，确定漏点后再进行定量检漏。2.6.2 运行中同一温度下相邻两次气体压力相差 0.01Mpa 时或控制柜发出补气信号并证实设备压力明显降低时进行检漏。2.6.3 每个气隔的年漏气率小于 1.0%。3 吸附剂的管理3.1 吸附剂的处理 吸附剂需要进行活化处理时，处理温度活性氧化铝在 200，分子筛在 500。设备更换下的吸附剂，用 20%的氢氧化钠溶液浸泡后深埋。