油务管理规程.docx
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油务管理规程
嫩江尼尔基水利水电有限责任公司
发电机技术标准
油务管理规程
标准代码QJ/NEJ/FDC-B07-2011
2011–08–05发布实施
编审人员
批准人:
审定人:
审核人:
校核人:
编制人:
前言
本规程规定了以石油馏分为原料，经精制后，符合抗氧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有关的技术条件，本产品按低温性能分为10、25和45三个牌号。
本规程依据《电厂用运行中汽轮机油质量标准》GB/T7596-----2000、《电厂用运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》GB/T14542-----93等以及尼尔基发电厂原企业标准《油务管理规程》水QJ/NEJFDC-02～01-2006进行修改编制。
本规程由尼尔基公司标准委员会授权尼尔基发电厂组织修编，在尼尔基发电厂范围内发布实施。
本规程如果与上级文件、国标、行标相冲突时，按照上位标准执行。
如有异议需请示电厂总工程师决定。
本规程由尼尔基发电厂生产技术部负责解释并归口管理。
本规程自发布之日起实施，原规程《油务管理规程》水QJ/NEJFDC-02～01-2006作废。
油务管理规程
1范围
1.1本标准规定了以石油馏分为原料，经精制后，符合抗氧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有关的技术条件，本产品按低温性能分为10、25和45三个牌号。
1.2本标准规定了充油设备油质分析的周期、项目、质量标准和试验方法。
1.3本标准适用于尼尔基发电厂充油设备的油质分析、化验工作、从事油务监督的工人、工程技术人员及有关领导应熟悉并执行本标准。
1.4本标准根据企业特点制定，如果与上级文件、行标、国标相冲突时，按照上位标准执行。
2引用标准及技术资料
GB2536------90变压器油
GB/T14542------93运行中变压器油维护管理导则
GB11120-----2000L------TSA汽轮机油
GB/T7596-----2000电厂用运行中汽轮机油质量标准
GB/T14542-----93电厂用运行中汽轮机用矿物油维护管理导则
GB7579--------87电厂用油（变压器、汽轮机油）抽样方法
GB/T261--------83石油产品闪点测定法（闭口杯法）
GB/T265--------88石油产品运动黏度测定法和动力黏度计算法
GB/T267--------88石油产品闪点与燃点测定法（开口杯法）
Gb/T507-------88绝缘油介电强度测定法
GB/T511-------88石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）
GB/T5654-----85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
GB7558-------87运行中变压器油、汽油机油水溶性酸测定法（比色法）
GB7559------87运行中变压器油、汽油机油酸值测定法
GB7600----87运行中变压器油、汽油机油水分含量测定法（库仑法）
GB/T17623--1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法。
3试验的周期、项目与质量标准
新变压器油的验收，应按表1的规定进行
表1变压器油国家标准
项目
质量标准
试验方法
牌号
10
25
45
外观
透明、无悬浮物和机械杂质
目测
密度
不大于
0.895
GB/T1884
运动黏度
GB/T265
40
不大于
13
13
--10
不大于
-------
200
-------
--30
不大于
-------
-------
1800
倾点
不高于
-7
-22
报告
GB/T3535
凝点
不高于
-----
-45
GB/510
闪点
不低于
140
135
GB/261
酸值
不大于
0.03
GB/T264
腐蚀性硫酸
非腐蚀性
SH/T0304
序表1
氧化安定性
SH/T0206
氧化后酸性
0.2
氧化后沉淀
0.05
水溶性酸或碱
无
GB/T259
击穿电压（间距2.5交
35
GB/T507
货时）不小于
项目
质量标准
试验方法
介质损耗因数
0.005
GB/T5654
界面张力
40
38
GB/6541
水份
报告
SH/TO207
注：
①把产品注入100ml两桶中，在20℃±5℃下目测，如有争议时，按GB/T511测定机械杂质含量有无
②以新疆和大港原油生产的变压器油测定倾点和凝点时，允许用定性滤纸过虑。
③氧化安定性为保证项目，每年至少测定一次。
④击穿电压为保证项目，每年至少测定一次，在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虑。
表2运行中变压器油质量标准
序号
项目
设备电压级
（kV）
质量指标
试验方法
新设备投入
运行前的油
运行油
1
外状
透明无杂质或悬浮物
外观目测
2
水溶性酸（PH值）
>5.4
≥4.2
GB/T7598
3
酸值mgKoH/g
≤0.03
≤0.1
GB/T7598
或GB/T264
4
闪点（闭口）℃
≥140（10号,25号油）
≥35（45号油）
与新油原始测定值相比不低于10
GB/T261
5
水分Mg/L
220
≤110
≤15
≤25
≤25
≤35
GB/T7600
GB/T7601
6
界面张力
（25℃）mN/m
≥35
≥19
GB/T6541
7
介质损耗因数
（90℃）
≤330
≤0.010
≤0.040
GB/T5654
8
击穿电压kV
66—220
35
≥40
≥35
≥35
≥30
GB/T507
DL/T429.9
9
体积电阻率
（90℃）Ωm
≤300
≥6×1010
≥5×109
GB/T5654
DL/T421
10
油中解气体组分含量色谱分析
按表10、表11油中溶解气体含量注意值
GB/T176323
GB/T7252
注：
1）取样油温为40℃---60℃。
2）DL/T429.9方法是采用平板电极：
是采用圆球、球盖形两种形状电极。
其质量指标为平板电极测定值。
3.2.1当主要变压器用油的接近或颜色骤然变深时，应加强监督，若其他某项指标亦接近允许值或不合格时，则应立即采取措施。
发现闪点下降时，应分析油中的溶解气体，以查明原因。
运行中断路器油质量标准必须与表3的规定相符。
常规检验周期和检验项目。
对于运行中变压器油要加强技术管理，建立必要的技术档案。
应定期检验并根据具体情况采取预防劣油技术措施。
常规检验周期和检验项目列于表3
设备名称
设备规范
检验周期
检验项目
220kV
设备投运前或大修后三年至少一次
1.2.5.8.10.7.9
13.8kV及以上
设备投运前或大修后必要时
自行规定
互感器、套管
设备投运前或大1---3年
后必要时
自行规定
注：
①变压器、互感器、套管等油中的“检验项目”栏内的1、2、3……为表二中的项目序号。
②断路器油“检验项目”栏内的1、2、3……为表三中的项目序号。
③对不易取样或补充有全密封式套管、互感器设备，根据具体情况自行规定。
充油电气设备大修后充入的油，在投入运行前必须按表2规定的检验项目1、2、3、5、6、8项检验；主要变压器用油还应做第7项检验。
油开关发生多次跳闸后，应取样检验项目4和8。
室外开关油添加降凝剂时，应增加凝点试验，其凝点规定为：
a）气温不低于-5℃地区，不高于-10℃。
b）气温不低于-20℃地区，不高于-25℃
c）气温不低于-20℃地区，不高于-45℃
3.4充油设备色谱分析取样周期
新安装及大修后设备的检测周期见表4
设备名称
检测周期
变压器
220
投运前必须做验收试验，投后1、3天，1、2周各一次
互感器及套管
投运前必须做验收试验，运行一年内一次
运行中设备的定期检测周期见表5
设备名称
电压等级
检测周期
变压器
220及以上
一月1次
互感器
220（带膨胀器）
二年1次
220（不带膨胀器）
一年1次
套管
电压220以上
一年1次
运行中变压器油适用于不同电气设备类型的检验周期和检验项目列于表6中
设备等级分类
检验项目
检验周期
互感器
220
水溶性酸
酸值
闪点
机械杂质
游离炭
水分
界面张力
介质损耗
击穿电压
套管
220
0
0
0
0
一年一次
电力变压器
220--500
0
0
0
0
0
0
0
0
0
一年二次
续表6
配电变压器
0
0
0
0
0
一年一次
注：
①有些设备，制造厂有比较明确的规定，一般应按制造厂的要求进行检验。
②有些设备通常所带负荷比较高，则应在表5规定的试验周期基础上，增加检验次数。
③当运行中油经检验的项目中某些指标明显接近所控制的极限时，应增加试验次数以确保安全运行。
④油的某些试验项目，现场条件允许时，则可根据需要适当增加检验次数。
新汽轮机油的验收，应按表7的规定进行。
项目
质量指标
试验方法
优级品
一极品
合格品
黏度等级
3246
3246
3246
运动黏度（40℃）
28.5---35.2
41.4---50.6
28.8----35.2
41.4----50.6
28.8----35.2
41.4-----50.6
黏度指数不小于
90
90
90
倾点不高于
-7
-7
-7
闪点（开口）℃不低于
180180
180180
180180
密度（20℃），
报告
报告
报告
酸值不大于
-------------
------------
0.3
中和值不大于
报告
报告
----------
机械杂质
无
无
无
水分
无
无
无
续表7
破乳化值（40----37---3）ml
54℃,min
1515
1515
1515
GB7305
液相锈蚀试验（合成海水）
无锈
GB11143
铜片试验（100C,3h），级不大于
1
GB5096
注：
1）对中间基原油生产的汽轮机油，合格黏度指数允许不低于70；一级品黏度指数允许不低于80。
2）倾点指标，根据生产使用实际，经与用户协商，可不受本标准限制。
3）测起泡沫性试验时，只要泡沫未完全盖住油的表面，结果报告为“0”。
运行中汽轮机油的质量标准必须与表8的规定相符。
序号
项目
质量标准
测试方法
1
外状
透明
外观目测
2
运动黏度（40℃）,mm2/s
与新油原始测值的偏离值
≤20%
GB/T256
3
闪点（开口杯）（℃
与新油原始测值相比不低于15
GB/T567
4
机械杂质
无
外观目测
5
酸值
未加防锈剂的油
≤0.2
GB/T264
GB/T7599
加防锈剂的油
≤0.3
6
液相锈蚀
无锈
GB/T11143
7
破乳化度,min
≤60
GB/T7605
8
水分,mg/l
≤200
外观目测
注：
1）一般情况下进行外观目测，必要时，按附录A10，测定其含量。
汽轮机油常规检验周期和检验项目列于表9中。
设备名称
检验周期①
试验项目②
水轮机
每年至少一次
必要时
1.2.4.5.8
发电机
每年至少一次
必要时
1.2.4.5.8
注：
①“检验项目”栏内的1.2.……为表9中的技术指标项目序号。
②发现汽轮机油中混入水分（水轮机用油浑浊）时，应增加检验次数，并及时采取处理措施。
设备油中气体含量的正常值和注意值。
正常设备油中氢，氢气体含量见表10。
气体组分（µ
1/L
设备名称
氢
（H2）
甲烷
（CH4）
乙烯
（CH4）
乙炔
（C2H2）
总烃µ
变压器
100（开放式）
150（隔离式）
50
70
5
150
互感器
150
40
3
100
电容套管
200
80
3
150
设备油中氢、烃气体含量注意值见表11。
设备
气体组分
含量
变压器
总烃
乙炔
氢
150
50
150
互感器
总烃
乙炔
氢
100
1（电压互感器为2）
150
套管
总烃
乙炔
氢
100
1
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故障的唯一标准。
②影响电流互感器和电容套管的油中氢气含量的因素较多，有的含量低于表中数值，若曾加较快，应引起注意，有的只有氢气含量超过注意值，若无明显增加趋势，可判断为正常。
③总烃是指甲烷（C1），乙烯（C2），乙炔（C2），的总和，可简写为C1+C2
④新投运设备，油中不应有乙炔。
⑤上表不适于从继电器取出的气体。
4运行中变压器维护管理导则
4.1本导则适用于运行中大型变压器，油开关等充油电气设备中使用的未加有或加有抗氧化添加剂的矿物变压器，对油质监督维护工作提供指导。
4.2变压器油应具备的性能。
充油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，传热以及消弧多方面的作用，变压器油必须具备以下基本特性。
4.2.1氧化安定性
运行中变压器油老化因素很多，受外界影响，如温度、空气、电场、金属催化剂等作用，都会加速油品氧化，其内在因素与油品的组成有关，油由各种结构复杂的混合烃所组成，但其所占的比例不同，其性能也就有所不同。
环烷烃的抗氧化性能差，容易氧化成酸和其他产物。
但对抗氧化剂感受性较好，弥补了不足之处，是变压器理想组分，烷烃的抗氧化性能与环烷烃差不多，但是在强电场作用下容易发生脱氢反应，产生高分子聚合物，通常称为蜡。
芳烃对变压器油的氧化安定性起着重要作用，但其结构不同，对油品性能影响也各不相同，双环烷烃或多或少有抑制氧化剂能力。
多环烷烃是很好的天然抗氧化剂，但氧化后容易产生沉淀，同时使油的颜色变深。
变压器是连续长期运行设备，不能轻易停电检修，所以要求变压器油的应具有优越的氧化安定性能。
4.2.2电气性能
变压器油作为电气设备绝缘介质，要具备良好的电气性能。
（1）绝缘击穿电压，是检验油耐受极限电应力状况的非常重要的一定项指标；
（2）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。
油品的这些性能与基础油组成和加工工艺都有关系。
4.2.3黏温性能
变压器除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。
因此，要求油的黏度随温度的变化愈小愈好，即黏温特性好，因此要求在寒冷地区较低温度下油的黏度变化小，仍然具有循环对流和传热能力，才能使设备正常运行，避免设备出现过热等问题。
4.3变压器油变坏的因素
4.3.1设备条件
变压器设备制造采用小周期，运行中易出现热点，不仅对周围绝缘材料老化也加速油的老化。
一般温度从60---70℃起，每增加10℃油氧化速度约增加一倍。
另外，设备的严密性不够，漏进水分，会促进油的老化，选用固体绝缘材料不当，与油的相容性不好，也会促进油的老化，所以设备设计和选用绝缘材料都对油的使用寿命。
4.3.2运行条件
变压器、电抗器等充油电气设备如在正常规定条件下运行，一般油品都应具有一定的氧化安定性，但当设备超负荷运行，或出现局部过热，油温增高时，油的老化则相应加速。
当夏季环境温度比较高时，若不能及时调整通风和降温措施，将对设备内的固-------液体绝缘寿命带来不利的影响，最后导致缩短设备使用寿命。
4.3.3污染问题
新油注入设备时，都要通过真空精密过滤，脱气、脱水和除去杂质。
但当清洁干燥油注入设备后，油的介质损耗因数有时会增大，甚至超过运行中规定2%的最低极限值。
这主要是由于污染而造成，一是由于设备加工过程环境不清洁，微小颗粒附着在变压器线圈及铁芯上，注油后侵入油中，二是某些有机绝缘材料溶解油中，导致油的性能下降。
4.3.4运行中维护
运行中油的维护很重要，目前变压器大部分是全封闭，如果呼吸器内的干燥剂实效不能及时失效后，未能及时更换等，都会促使油的氧化变质。
因此做好运行油的维护，不仅会延长油的寿命，同时也使设备使用期延长。
4.4油质试验意义
4.4.1外观：
检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和赃物存在，在常规试验中，应有此项目的记载。
4.4.2颜色：
新变压器一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢，若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况出现。
如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。
4.4.3水分：
水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。
变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并促进油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。
对水分进行严格监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。
4.4.4酸值：
油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时（如80℃以上）还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。
由于油中酸值可反应出油质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。
4.4.5氧化安定性：
变压器油的氧化安定性试验，是评价其使用寿命的一种重要手段，由于国产氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口油，特别是不含氧化剂的油，除对新油进行试验外，在运行若干年后应进行试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。
4.4.6击穿电压：
变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决与被污染的程度，但当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。
4.4.7介质损耗因数：
介质损耗因数对判断变压器油的老化与污染程度是很敏感的。
新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有0.01%---0.1%数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所发生的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也会随之增高，在油老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段；具有特殊的意义。
4.4.8界面张力：
油水之间张力的测定是检查油中含有老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。
油在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也会降低。
而油泥生成则明显增加，因此，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。
4.4.9油泥：
此法是检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析出来的油泥沉积物。
由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油时，油泥就会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对使固体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大，故此对大于5%的比例混油时，必须进行油泥析出试验。
4.4.10闪点：
闪点对运行油的监督是必不可少的项目。
闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生；这些可燃气体往往是由于电气设备局部发热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。
通过闪点的测定可以及时发现设备的故障。
同时对新充入设备及检修处理后的变压器油来说，测定闪点也可防止或发现是否混入轻质馏分的油品，从而保障设备的安全运行。
4.4.11油中气体组分含量：
油中可燃气体一般都是由于设备的的局部过热或放电分解而产生的，产生可燃气体的原因如不及时查明和消除，对设备的安全运行是十分危险的。
因此采用气相色谱法测定油中气体组分，对于消除变压器的潜伏性故障是十分有效的，该项目是变压器油运行监督中一项必不可少的检测内容。
4.4.12水溶性酸：
变压器油在氧化初级阶段一般易生成低分子有机酸，如甲酸、乙酸等，因为这些酸的水溶性较好，当油中水溶性含量增加（即值降低），油中又含有水时，会使固体绝缘材料和金属产生腐蚀，并降低电气设备的绝缘性能，缩短设备的使用寿命。
4.4.13油中含气量：
对于超高压电气设备，一般都要求装入设备中的油品应有较低的含气量，以减少气隙放电的可能性，但油中的含量与电气设备的严密性有很大关系，所以目前只能按照电气设备制造厂与用户协商的规定指标进行监督测量。
4.4.14凝点：
根据我国的气候条件，变压器油是低温性能划定指标进行监督测量。
如10、25，45三种牌号系指凝点分别是-10℃、25℃，45℃。
所以对新油的验收以及不同牌号的混用，凝点的测定是必要的。
注：
国外标准和国内新油标准均已取消凝点而用倾点。
4.4.15体积电阻率：
变压器油的体积电阻率同介质损耗因数一样，可以判断变压器油的老化程度和污染程度，油中的水分，污染杂质和酸性产物均可影响电阻率的降低。
4.5取样
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（参见附录，变压器油、汽轮机油取样方法），对于油中颗粒分析的取样另有专门的要求，取样应由有经验的人员严格按照要求进行。
4.5.1新油到货验收时的取样
4.5.1.1从油桶中取样
a）取样前需要用干净的齐边白布将盖桶外部擦净（注意不得将纤维带入油中）然后用清洁干燥的取样管取样。
b）如果整批油桶到货，取样的桶数应足够代表该批油的质量，具体取样桶数参见附录变压器油、汽轮机油取样方法。
c）如怀疑有污物存在，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。
d）试验油样应是从每个桶中所取油样经均匀混合后的样品。
4.5.1.2从油罐或槽车中取样
a）应从污染最严重的油罐或槽车底部取样，必要时可抽查上部油样。
B）取样前应排空取样工具内的存油，不得引起污染。
4.5.1.3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，应保留存放一份以上的样品，以便必要时进行复核或仲裁用。
4.5.2运行中从设备内取样
4.5.2.1常规分析试验取样：
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棉布擦净，再放油冲洗干净阀门、管路，然后取样。
对于套管，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。
4.5.2.2对有特殊要求的项目，应按有关试验方法进行取样。
4.5.2.3油中微量水份和油中溶解气体分析取样：
---------一般应从设备底部阀门取样，特殊情况下可在不同部位取样。
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