运行变压器油维护管理导则Word文档格式.docx
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本标准主要起草人：
孙坚明、李荫才、郝汉儒、尹惠慧、吴沃生。
本标准实施后代替GB/T14542—1993。
本标准给出了运行中变压器油维护管理的原则。
本标准适用于运行中电力变压器、电抗器、互感器、充油套管等充油电气设备中使用的不加或加有抗氧化添加剂的矿物变压器油。
本标准不适用于各种合成绝缘液体。
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（不包括勘误内容）或修订版均不适用于本标准，然而，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。
凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB/T261 石油产品闪点测定法（闭口杯法）
GB/T264 石油产品酸值测定法
GB/T507 绝缘油介电强度测定法
GB2536 变压器油
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方法
GB/T6541 石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）
GB/T7595—2000 运行中变压器油质量标准
GB/T7597 电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法
GB/T7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）
GB/T7600 运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）
DL/T421 绝缘油体积电阻率测定法
DL/T423 绝缘油中气体含量的测定（真空压差法）
DL/T429.6 运行油开口杯老化测定法
DL/T429.9 绝缘油介电强度测定法
DL/T703 绝缘油中含气量的气相色谱测定法
SD/T313 油中颗粒数及尺寸分布测量方法（自动颗粒计数仪法）
SH0040 超高压变压器油
3.1 取样容器
3.1.1 常规分析
——可用具塞磨口玻璃瓶或金属小口无缝容器；
——取样容器应顺序用洗涤剂、自来水、蒸馏水或去离子水洗净、烘干、冷却后盖紧瓶盖备用；
——取样容器应能满足存放的要求。
不应使用无盖容器；
——容器应满足各试验项目所需油样量的要求。
3.1.2 油中水分和油中溶解气体分析的容器
——应用医用玻璃注射器，一般应为50mL和100mL容量；
——取样前，注射器应按顺序用清洁剂、自来水、蒸馏水洗净。
并在100℃下充分干燥，然后套上注射器芯，并用小胶帽盖紧注射器头部，保存于干燥器中备用；
——取完油样后，注射器头部应立即盖上小胶帽密封。
注射器应放置在一个专用油样盒内，并应避光、防震、防潮。
3.1.3 油的洁净度测定用容器按SD/T313的规定执行。
3.2 新油到货验收时的取样
3.2.1 油桶中取样
3.2.1.1 取样前需用干净的无绒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按GB/T7597规定的方法取样。
3.2.1.2 如果是整批油桶到货，取样的桶数按GB/T7597的规定。
3.2.1.3 在取样时如果怀疑或发现有污染物存在，则应对每桶油逐一取样，并逐桶核对牌号标志是否一致。
过滤前应对每桶油进行外观检查。
3.2.1.4 试验油样应是从各个桶中所取的油样经均匀混合后的样品。
当发现问题时，应逐桶试验查明原因。
3.2.2 油罐或油槽车中取样
3.2.2.1 应从油罐或油槽车的底部取样。
必要时可抽查上、中、下部油样。
3.2.2.2 取样前应排空取样工具内的存油，避免引入人为污染。
3.2.3 新油验收一般应准备二份以上的样品。
除试验用样品外，至少应保留存放一份以上的样品（保留时间不少于3个月，如出现异常，存放时间至少保留一年），以便必要时进行复核或仲裁试验时使用。
3.3 运行设备中取样
3.3.1 常规分析试验取样
油样一般是从取样阀取样，并应遵守下述的通用规则：
——雨天、雾天、雪天或大风天气应避免在户外取样，若必须在这种气候条件下取样，应避免给油样带来污染；
——取样时只能使用干燥、清洁的容器。
如带磨口塞玻璃瓶、无缝的金属瓶、专门提供的塑料（PVC）容器；
——为了排出在取样口中所积聚的任何污染物，应用棉布擦净取样管口，并放出一定量油冲洗取样阀和管路；
——开始取样时应尽可能让油液沿着容器壁流入容器，避免吸入空气；
——取样后，应小心关闭取样阀门；
——取样瓶外壁应保持清洁，储存样品应避光保存；
——对于套管、无阀门的充油电器设备，应在停电检修时设法取样；
对某些全密封的设备，应按制造厂的说明文件规定取样。
3.3.2 对有特殊要求的试验项目，应按有关试验方法规定进行取样。
3.3.3 油中水分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；
——要求全密封取样。
（按DL/T703规定）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；
——水分取样应在晴天进行，避免外界湿气或尘埃的污染；
——油样不得留有死体积。
3.3.4 油中洁净度分析取样
——先放油将取样阀冲洗干净，然后连接导管和针头，并用油冲洗干净；
——在不改变流量的情况下，将针头插入经检验合格的250mL取样瓶中，密封取样约200mL；
——如有的设备不能连接导管取样时，应尽量缩短开启瓶盖时间（不得超过30s）。
取完样品后，应先移走取样瓶，然后关闭取样阀；
——油样应密封保存，测量时才能启封。
3.4 标记
每个样品都应有正确的标记。
一般在取样前将印制好的标签粘贴于取样容器上，标签应包括下述内容：
——单位名称；
——设备编号；
——电压等级；
——油样牌号；
——取样部位；
——取样天气（及油温）；
——取样日期；
——取样人签名；
——备注。
取完样品后，应及时按标签内容要求逐一填写清楚。
4.1 新油验收，应对接受的全部油样进行监督，以防止出现差错或带入脏物。
所有样品应进行外观的检查，国产新变压器油应按GB2536或SH0040标准验收；
进口设备用油，应按合同规定验收。
4.2 新油在脱气注入设备前的检验 新油注入设备前必须用真空滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中的水分、气体和其他颗粒杂质，在处理过程中应按表1的规定随时进行油质检验，达到表1中要求后方可注入设备。
对互感器和套管用油的评定，可根据用油单位具体情况自行决定检验项目。
4.3 新油注入设备进行热循环后的检验 新油经真空过滤净化处理达到表1要求后，应从变压器下部阀门注入设备内，使空气排尽，最终油位达到大盖以下100mm处。
油在变压器内的静置时间应按不同电压等级要求不小于12h，然后进行热油循环。
热油经过二级真空过滤设备由油箱上部进入，再从油箱下部返回处理装置，一般控制净油箱出口温度为60℃（制造厂另有规定除外），连续循环时间为三个循环周期。
经过热油循环后，应按表2规定进行检验。
表1 新油净化后的检验
项 目
设备电压等级/kV
500及以上
330～220
≤110
击穿电压/kV
≥60
≥55
≥45
水分/（mg/kg）
≤10
≤15
≤20
介质损耗因数90℃
≤0.002
≤0.005
表2 热油循环后的油质检验
≥50
≥40
含气量/%（体积分数）
≤1
—
注：
对于500kV及以上设备油中洁净度指标暂定为：
报告（或按制造厂规定执行）。
4.4 新设备投运通电前的检验
按表2要求合格的新变压器油注入电器设备后通电投运前，应符合有关标准要求。
5.1 运行中变压器油的质量标准及其检验周期
在设备投运前和大修后都应进行表3所列全部项目的检验（油泥和沉淀物项目除外）。
对于少油量的互感器和套管，可根据各地的具体情况自行决定检验项目和检验周期或结合设备检修时以换油代替检验。
表3列出了运行变压器油的质量标准及以推荐的适用于不同设备类型的检验周期。
按照表3列出的试验要求，有些试验项目和检验次数可依据各地实际情况而变化。
通常对于变压器油可按下述原则检验：
——在表3中所规定的周期内应定期地进行性能检验，除非制造厂商另有规定；
——如有可能，在经常性的检验周期内，检验同一部位油的特性；
——对满负荷运行的变压器可以适当增加检验次数；
——对任何重要的性能若已接近所推荐的标准极限值时，应增加检验次数。
表3 运行中变压器油质量标准和检验项目及周期
试验项目
设备电压等级/
kV
GB/T7595—2000
标准
建议指标和周期
试验方法
外 状
各电压等级
透明，无杂质和
悬浮物
同左
每年一次
外观目测
水溶性酸
（pH）值
≥4.2
每年一次或
必要时
GB/T7598
酸值
mgKOH/g
≤0.1
GB/T264
闪点（闭口）
℃
不比新油原始
测定值低10℃
GB/T261
水分a）*
330～500及以上
220
110及以下
≤15
（mg/L）≤25
≤35
≤20
（mg/kg）≤30
≤40
每年至少一次
GB/T7600
界面张力
（25℃）mN/m
≥19
GB/T6541
介质损耗因数
90℃
≤330
≤0.020
≤0.040
GB/T5654
击穿电压b）
（2.5mm间隙）
kV*
330
≥35
GB/T507
66～110
35及以下
≥30
DL/T429.9
三年至少一次
体积电阻率
（90℃）Ω·
m
≥1×
1010
≥5×
109
或DL/T421
油中含气量
（体积分数）%
≤3
报告
DL/T423
或DL/T703
油泥和沉淀物
（质量分数）%
<
0.02
见附录A
注1：
对110kV以上的断路器油每二年应检测外观、游离碳、击穿电压；
对110kV及以下断路器油可与检修同步，以换油代替预试。
注2：
对于500kV及以上设备中油洁净度指标暂订为：
报告。
注3：
凡标明“*”项目，导则已作为建议指标。
a）取样时应记录油温。
b）电极形状应严格按相应试验方法的规定执行。
5.2 试验结果的解释
变压器油在运行中其劣化程度和污染状况，只能根据试验室中所测得的所有的试验结果由油的劣化原因及已确认的污染来源一起考虑后，方能评价源是否可以继续运行，以保证设备的安全可靠。
对运行变压器油应通过下述试验确定油质和设备的情况：
——油的颜色和外观；
——击穿电压；
——介质损耗因数或电阻率（同一油样，不要求同时进行这两项试验）；
——酸值；
——水分含量；
——油中溶解气体组分含量的色谱分析。
5.3 相应措施
对于运行中变压器油的所有检验项目超出质量控制极限值的原因分析及应采取的措施见表4，同时遇有下述情况应该引起注意：
a）当试验结果超出了所推荐的极限值范围时，应与以前的试验结果进行比较，如情况许可时，在进行任何措施之前，应重新取样分析以确认试验结果无误；
b）如果油质快速劣化，则应进行跟踪试验，必要时可通知设备制造商；
c）某些特殊试验项目，如击穿电压低于极限值要求，或是色谱检测发现有故障存在，则可以不考虑其他特性项目，应果断采取措施以保证设备安全。
表4 运行中变压器油超极限值原因及对策
项目
超极限值
可能原因
采取对策
外观
不透明，有可见杂质或油泥沉淀物
油中含有水分或纤维、碳黑及其他固形物
调查原因并与其他试验（如含水量）配合决定措施
颜色
油色很深
可能过度劣化或污染
核查酸值、闪点、油泥、有无气味，以决定措施
水分
mg/kg
330kV～500kV及以上
>
20
a．密封不严、潮气侵入；
b．运行温度过高，导致固体绝缘老化或油质劣化
a．检查密封胶囊有无破损，呼吸器吸附剂是否失效，潜油泵是否漏气；
b．降低运行温度；
c．采用真空过滤处理
220kV
30
110kV及以下
40
0.1
a．超负荷运行；
b．抗氧剂消耗；
c．补错了油；
d．油被污染
调查原因，增加试验次数，投入净油器，测定抗氧剂含量并适当补加，或考虑再生
击穿电压
500kV及以上设备
50
a．油中水分含量过大；
b．油中有杂质颗粒污染
检查水分含量，对大型变电设备可检测油中颗粒污染度；
进行精密过滤或换油
330kV设备
45
220kV设备
66kV～110kV设备
35
35kV及以下设备
0.020
a．油质老化程度较深；
b．油被杂质污染；
c．油中含有极性胶体物质
检查酸值、水分、界面张力数据；
查明污染物来源并进行吸附过滤处理，或考虑换油
330kV及以下设备
0.040
25℃，mN/m
19
a．油质老化严重，油中有可溶性或沉析性油泥；
b．油质污染
结合酸值、油泥的测定采取再生处理或换油
90℃，Ω·
1×
同介质损耗因数原因
同介质损耗因数对策
5×
低于新油原始值10℃以上
a．设备存在严重过热或电性故障；
b．补错了油
查明原因，消除故障，进行真空脱气处理或换油
油泥与沉淀物
a．油质深度老化；
b．杂质污染
考虑油再生或换油
油中溶解气
体组分含量
见GB/T7252或DL/T722
设备存在局部过热或放电性故障
进行跟踪分析，彻底检查设备，找出故障点并消除隐患，进行真空脱气处理
油中总含气量
330kV～500kV及以上设备
3
设备密封不严
与制造厂联系，进行设备的严密性处理
pH值
4.2
c．油质老化；
与酸值比较，查明原因；
进行吸附处理或换油
6.1 电气设备充油不足需要补充油时，应优先选用符合相关新油标准的未使用过的变压器油。
最好补加同一油基、同一牌号及同一添加剂类型的油品。
补加油品的各项特性指标都应不低于设备内的油。
当新油补入量较少时，例如小于5％时，通常不会出现任何问题；
但如果新油的补入量较多，在补油前应先做油泥析出试验，确认无油泥析出，酸值、介质损耗因数值不大于设备内油时，方可进行补油。
6.2 不同油基的油原则上不宜混合使用。
6.3 在特殊情况下，如需将不同牌号的新油混合使用，应按混合油的实测凝点决定是否适于此地域的要求。
然后再按DL/T429.6方法进行混油试验，并且混合样品的结果应不比最差的单个油样差。
6.4 如在运行油中混入不同牌号的新油或已使用过的油，除应事先测定混合油的凝点以外，还应按DL/T429.6的方法进行老化试验，还应测定老化后油样的酸值和介质损耗因数值，并观察油泥析出情况，无沉淀方可使用。
所获得的混合样品的结果应不比原运行油的差，才能决定混合使用。
6.5 对于进口油或产地、生产厂家来源不明的油，原则上不能与不同牌号的运行油混合使用。
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按DL/T429.6方法进行老化试验，并测定老化后各种油的酸值和介质损耗因数及观察油泥沉淀情况，在无油泥沉淀析出的情况下，混合油的质量不低于原运行油时，方可混合使用；
若相混的都是新油，其混合油的质量应不低于最差的一种油，并需按实测凝点决定是否可以适于该地区使用。
6.6 在进行混油试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相同；
如果混油比无法确定时，则采用1：
1质量比例混合进行试验。
7.1 延长运行中变压器油的寿命，应采取的防劣措施：
——安装油保护装置（包括呼吸器和密封式储油柜），以防止水分、氧气和其他杂质的侵入；
——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；
——在油中添加抗氧化剂（如T501抗氧化剂），以提高油的氧化安定性。
7.2 防劣措施的选用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。
a）电力变压器应至少采用7.1条中所列举的一种防劣措施；
b）对低电压、小容量的电力变压器，应装设净油器；
对高电压、大容量的电力变压器，应装设密封式储油柜；
c）对110kV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（参加附录B）。
7.3 在油中添加和补加T501抗氧化剂时，应注意以下事项：
a）药剂的质量应按标准进行验收，并注意药剂的保管，防止变质（见附录C2）。
b）对不明牌号的新油（包括进口油）、再生油及老化污染情况不明的运行油应做油对抗氧化剂的感受性试验（感受性：
通过油的氧化或老化试验，其结果若有一项指标较不加T501抗氧化剂的油提高20％～30％，而其余指标均无不良影响）。
确定该油是否适合添加和添加时的有效剂量。
对感受性差的油，可将油进行净化或再生处理后，再作感受性试验。
c）对新油、再生油，油中T501抗氧剂的含量，应不超过0.30％（质量分数）；
对于运行中油应不低于0.15％。
d）运行中油添加抗氧化剂时应在设备停运或检修时进行。
添加前，应先清除设备内和油中的油泥、水分和杂质。
添加时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％（质量分数）的油溶液，然后通过滤油机，将其加入循环状态的设备内的油中并混合均匀，以防药剂过浓导致未溶解的药剂颗粒积沉在设备内。
添加后，油的电气性能应合格。
e）对含抗氧化剂的油，如发现油质老化严重，应对油进行处理，当油质达到合格要求后再补加抗氧化剂。
7.4 为充分发挥防劣措施的效果，应对几种防劣措施进行配合使用并切实做好监督和维护工作。
对大容量或重要的电力变压器，必要时可采用两种或两种以上的防劣措施配合使用。
在运行中，应避免足以引起油质劣化的超负荷、超温运行方式并应采取措施定期清除油中气体、水分、油泥和杂质等。
做好设备检修时的加油、补油和设备内部清理工作。
8.1 净化处理
8.1.1 仅用物理方法的分离过程，使油中的气体、水分和固体颗粒降低到符合油的有关指标的要求。
净化处理方法有：
机械过滤、离心分离和真空过滤。
使用时，应根据油净化应达到的指标要求和处理方法的特点进行选择。
8.1.2 机械过滤设备不能有效地除去油中溶解的或呈胶态的杂质，也不能脱除气体。
使用时应注意下列事项：
——过滤器的过滤介质在使用前应充分干燥。
当过滤含有水的油时，应在较低温度（一般低于45℃）下过滤，有利于脱水效果的提高。
——滤油机的工作状况，主要靠观察滤油机的进口油压和测定滤油机出口油的水分含量或击穿电压值来进行监督。
当发现过滤器油压增加、或滤出油的水分含量增加、击穿电压值降低时，应采取更换滤纸等措施。
——当过滤含有较多油泥或其他固体杂质时，应增加更换滤纸的次数。
必要时，可采用预滤装置（滤网）。
——处理超高压设备油时，可将机械过滤和真空过滤配合使用。
8.1.3 当处理含有大量水分、固体颗粒、油泥等悬浮物的油时，须先采用离心分离方式进行净化。
离心分离要求转速应大于5000r/min。
它能清除较大浓度的污染物，但不能除去油中的溶解水分。
只能作为含有大浓度污染物油的一种粗滤处理方式。
8.1.4 真空过滤适用于对油的深度脱气、脱水处理。
使用真空过滤应注意以下事项：
——用冷态机械过滤处理方式去除油泥和游离水分效果好；
而用热态真空处理去除溶解水和悬浮水的效果好。
——油温应控制在70℃以下，以防油质氧化或引起油中T501和油中某些轻组分的损失。
——处理含有大量水分或固体物质的油时，在真空处理过程之前，应使用离心分离或机械过滤，这样能提高油的净化效率。
——对超高压设备的用油进行深度脱水和脱气时，采用二级真空滤油机，真空度应保持在133Pa以下。
——在真空过滤过程中，应定期测定滤油机的进、出口油的含气量、水分含量或击穿电压，以监督滤油机的净化效率。
8.1.5 当电气设备需再次注油时，应再一次经过净化，然后可直接注入设备中。
这种直接净化方式已在开关和小型变压器中广泛应用。
但应注意保证芯子绕组、内桶和其他含油隔板应使用已净化的油
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