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1、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-B07-201120110805 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/T 7596-2000、电厂用运行中汽轮机用矿物油维护管理导则GB/T 14542-93等以及尼尔基发电厂原企业标准油务管理规程水QJ/NEJFDC-0201-2006进行修改编制。 本规
2、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-0201-2006作废。目 录油务管理规程11 范围12 引用标准及技术资料13 试验的周期、项目与质量标准14 运行中变压器维护管理导则85 电厂用运行中汽轮机油维护管理导则176 净油设备的使用及维护257 技术管理与安全要求328 变压器溶解气体分析和判断导则36油 质 试 验 方 法56运行中变压器油
3、、水轮机油酸值测定法（BTB法）82运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）83C11绝缘油中溶解气体组分含量测定法（气相色谱法）85油务管理规程 QJ/NEJ/FDC-B07-2011 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
4、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/T 14542-93运行中变压器油维护管理导则GB11120-2000 L-TSA汽轮机油GB/T 7596-2000电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T 14542-93电厂用运行中汽轮机用矿物油维护管理导则GB 7579-87电厂用油（变压器、汽轮机油）抽样方法GB/T 261-83石油产品闪点测定法（闭口杯法）GB/T 265-88石油产品运动黏度测定法和动力黏度计算法GB/T 267-88石油产品闪点与燃点测定法（开口杯法）Gb/T 507-88绝缘油介电强度测定法GB/T
5、 511-88石油产品和添加剂机械杂质测定法（重量法）GB/T 5654-85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GB 7558-87运行中变压器油、汽油机油水溶性酸测定法（比色法）GB 7559-87运行中变压器油、汽油机油酸值测定法GB 7600-87运行中变压器油、汽油机油水分含量测定法（库仑法）GB/T 17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法。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102545外 观透明、无悬浮物和机械杂质目测密度不大于0.895GB/T1884运
6、动黏度GB/T26540不大于1313-10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-45GB/510闪点不低于140135GB/261酸值不大于0.03GB/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35GB/T507货时） 不小于项目质量标准试验方法介质损耗因数0.005GB/T5654界面张力4038GB/6541水份报告SH/TO207注：把产品注入100ml两桶中，在205下目测，如有争议时，按GB/T511测定机械杂质含
7、量有无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。氧化安定性为保证项目，每年至少测定一次。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。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)5.44.2GB/T75983酸值mgKoH/g0.030.1GB/T7598或GB/T2644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10GB/T2615水分Mg/L2201101525
8、2535GB/T7600GB/T76016界面张力（25）mN/m3519GB/T65417介质损耗因数（90）3300.0100.040GB/T56548击穿电压kV662203540353530GB/T507DL/T429.99体积电阻率（90）m300610105109GB/T5654DL/T42110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/T176323GB/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
9、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1.2.5.8.10.7.913.8kV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：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。断路器油“
10、检验项目”栏内的1、2、3为表三中的项目序号。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-25c)气温不低于-20地区，不高于-453.4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
11、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2200000一年一次电力变压器220-500000000000一年二次 续表6配电变压器00000一年一次注：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。有些设备通常所带负荷比较高，则应在表5规定的
12、试验周期基础上，增加检验次数。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。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 32 4632 4632 46运动黏度 （40） 28.5-35.241.4-50.628.8-35.241.4-50.628.8-35.241.4-50.6黏度指数 不小于909090倾点 不高于-7-7-7闪点（开口）不低于180 180180 180180 180密度（20），报告报告报告酸值 不大于-0.3中和值 不大于报告
13、报告-机械杂质无无无水分无无无 续表7破乳化值（40-37-3）ml54,min 15 1515 1515 15GB7305液相锈蚀试验（合成海水）无锈GB11143铜片试验(100C,3h)，级不大于1GB5096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/T25
14、63闪点（开口杯）(与新油原始测值相比不低于15GB/T5674机械杂质无外观目测5酸值未加防锈剂的油0.2GB/T264GB/T7599加防锈剂的油0.36液相锈蚀无锈GB/T111437破乳化度,min60GB/T76058水分,mg/l200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。设备名称检验周期试验项目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：“检验项目”栏内的1.2.为表9中的技术指标项目序号。 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
15、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（1/L设备名称氢(H2)甲烷(CH4)乙烯(CH4)乙炔(C2H2)总烃变压器100（开放式）150（隔离式）50705150互感器150403100电容套管200803150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15050150互感器总烃乙炔氢1001（电压互感器为2）150套管总烃乙炔氢1001500注，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。 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
16、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。 总烃是指甲烷(C1)，乙烯(C2)，乙炔(C2)，的总和，可简写为C1+C2 新投运设备，油中不应有乙炔。 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
17、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
18、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
19、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
20、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，
21、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
22、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
23、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
24、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
25、。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
26、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
27、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
28、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
29、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。-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。-取样应在晴天进行，避免外界湿气或尘埃的污染。4.5.3取样容器4.5.3.1适用于常规分析a)可用具塞磨口玻璃瓶或金属小口容器；b)取样容器应先用洗涤剂清洗，再用自来水
30、冲洗，最后用蒸馏水洗净，烘干冷却后盖紧瓶塞备用；c)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。d)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4.5.3.2适用于油中水分含量测定和溶解气体组分分析（色谱法）的容器。a)应用医用玻璃注射器，一般应为50ml100ml容器b)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，并用小胶盖住头部，保存于干燥器中备用；c)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的油样盒内。并用避光，防震、防潮。4.5.4
31、标记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：-单位名称；-设备编号-油的牌号-取样部位-取样时天气-取样日期-取样人签名。取完样后，应及时按标签内容要求，逐一填写清楚。4.6新油的评定对新变压器油的验收，应严格按有关标准方法和程序进行。特别需要有经验的和技术水平较高的工作人员操作，并对全过程的微小细节严加注意，以保证数据的真实性和可靠性。4.6.1新油交货时的验收新油叫货时，应对接受的全部油样进行监督，以防差错或带入赃物。所有样品应进行外观检验。4.6.2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脱气滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中的水
32、分，气体和其它杂质，在处理过程中应按表12规定，随时今夕感油品的检验。 新油净化后检验指标项目设备电压等级KV500220-33066-110击穿电压kv605545含水量L/L101515介质损耗因数90%0.20.50.54.6.3新油注入设备时进行热循环后的检验新油经真空过滤净化处理达到要求后，应从变压器下部阀门注入油箱内，使氮气排尽，最终油位达到大盖以下100mm以上，油的静署时间应不小于12h，经检验油的指标符合表1规定，真空注油后，应进行热油循环，热油经过二级真空脱气设备由油箱上部进入，再由油箱下部进入，再丛油箱下部返回处理装署，一般控制净油箱出口温度为60（制造厂另外规定除外）。
33、连续循环时间为三个循环周期。经过热油循环后，应按表13规定进行试验。项目设备电压等级KV50220-33066-110击穿电压,KV605040含水量L/L101510介质损耗因数900.50.50.5新油经真空脱气，脱水处理后充入电气设备，即构成设备投运前的油，称为“通电前的油检验”。它的某些特性由于在与绝缘材料接触中溶有一些杂质而较新油有所改变，其变化程度视设备状况及与之接触的固体绝缘材料的不同而有所差异。因此，这类油品既应有别于新油，也不同于运行油，控制指标按“投入运行前的油”质量指标要求。4.7运行中变压器油的评价运行油的质量随老化程度和所含杂质等条件的不同而变化很大，除能判断设备故障
34、的项目（如油中溶解气体色谱分析等）以外，通常不能单凭一种试验项目作为评价油质状态的依据，而应根据所测定的几种主要特性指标进行综合分析，并且随电压等级和设备种类的不同而有所区别，但评价油品质量的前提首先是考虑安全第一的方针，其次才是考虑各地具体情况和经济因素。根据实际经验，运行油可按其主要特性指标的评价，大致可分为以下几类：4.7.2第一类：可满足连续运行的油。各项指标均符合表中的“运行中变压器油质量标准”中按设备类型规定的允许极限值的油品。此类油可继续运行，不需采取处理措施。4.7.3第二类：能继续使用，仅需过滤处理的油。这种情况一般是指水分含量、击穿电压不符合表二中的极限值，其他特性均属于正
35、常的油品,这类油品外观可能有絮状物或浑浊物存在，可用机械过滤去除水分不溶物。但处理必须彻底，水分含量和击穿电应能符合中表二的标准要求。第三类：油品质量较差，为恢复正常特性指标必须进行再生处理，该类油通常表现为油中存在不溶或可沉析性油泥，酸值或介质损耗因数超过控制标准的极限值。此类油必须再生处理或经济合理也可更换。第四类：油品质量很差，许多指标均不符合中表的极限要求。因此，从技术角度考虑应予报废，更换新油。表14为运行中变压器油各试验项目超极限值的各种可能原因及相应措施，供分析研究时的参考。项目控制极限值超级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、碳黑及其它固体物检查含水量，
36、调查原因，与其它试验配合，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500kv20220330kv3066-110kv40a密封不严，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0.1a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，增加试验次数，投入净油器或更换吸附剂，测定抗氧化含量并适当补加水溶性酸PH4.2a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500kv50330kv4566220kv3520-350.02330kv0.040a油质劣化程度较深b油被污染c油中含有
37、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/m)19a油质老化严重，油中有可b溶性或沉析性油泥析出c油质污染综合酸值、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染质污染进行油处理如经济合理可换油闪点比新油标准低5比前次试验低5a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GB 7525设备存在局部过热或放电故障进行追迹分析彻底检查设备，找出故障点，消除隐患，进行真空脱气处理体积电阻率报告A油质劣化程度较深b油被污染c油中含有极性杂质应查
38、明原因对少油设备可换油4.8油处理方法4.8.1净化处理：指仅用物理方法除去油中水分、气体和固体颗粒等，使油的有关指标达到要求，常用方法有：机械过滤、离心分离和真空过滤。使用时，应根据油的净化指标的要求和处理方法的特点进行选择。4.8.1.1机械过滤：常用压力式过滤机。其工作原理是借油泵压力将油通过过滤介质（一般用滤纸）以除去油中水分、油泥，游离炭纤维及其他机械杂质，改善油的电气性能。但它不能有效的除去溶解的或胶态的杂质，也不能脱除气体。使用压力式过滤机，应注意下列事项：a)过滤机的脱水能力取决于过滤介质的干燥程度，因此，过滤介质使用前须充分烘干。过滤含水的油时，过滤介质将会迅速地与油中的含量
39、达到平衡状态，而油中的饱和水量随温度的升高而增加，因此，在较低温度下过滤（一般低于40-15），将有利于脱水效果的提高。b)监督滤油机的工作状况，主要靠观察进口油压和测定滤出油的击穿电压（或含水量），如发现过滤过程中进口油压增加较多或滤出油击穿电压值降低，须采取更换滤纸等措施。c)当过滤含较多油泥及其他污染物的油时，须增加更换滤纸的次数，必要时，可采用预滤装置（滤网）以提高过滤效率和延长滤纸的使用时间。4.8.1.2真空过滤机使油在真空和适当温度下雾化，或油流形成薄膜，以脱除油中气体和微量水分，适用于对油的深度脱水脱气处理。使用真空过滤机时，应注意以下事项：a)对一套装置而言，油中水分和气体的
40、脱除，取于真空度和油的黏度。真空度越高，水汽化温度越低，脱水效果越好。油温一般控制在60-80以下，以防油质氧化或引起油中轻组分的损失。b)处理含有大量水分或固体物的油，配合使用离心式分离机或压力式过滤机以提高净化效率。c)对超高压设备用油作深度脱水脱气时，采用二级真空滤油机，滤油机真空度（残压）保持在133Pa以下。d)在过滤过程中定期测定进出口油的含气量和击穿电压（或含水量），以监督滤油机的净化效率。4.8.1.3对运行油过滤处理时，一般应在设备停运或检修时进行。滤油方法一般有两种：一是直接循环法（见图1），即将滤油机与设备连成循环回路，对设备中油进行连续循环过滤；另一是间接循环法，（见图
41、2）即将滤油机串接在设备与油处理用油罐之间，先把设备中油过滤入油罐，待对设备内部工作脱除水分，气体后，再用过滤机由油罐抽油返回设备。当间接循环法不能实施时（如变压器壳体不能承受真空）采用直接循环法，为提高直接循环法过滤油的效果，在实施时注意以下事项：a)滤油机进出口管与设备连接分别接在对角线上，并在处理过程中，改变回油进入设备的位置，以避免设备内有循环不到的死角；b)循环过滤次数，视油中污染物含量和过滤机效率而定，一般不少于3次；c)将未参加循环的油，如变压器的冷却器，有载调压开关油泵，储油柜等内部的油，放出过滤后再分别返回设备内。4.8.1.4在特殊情况下，需对变压器进行带电过滤时，应做好安全措施，须特别注意：a)避免管路系统进气和跑油，以免发生事故B)在不改变油原来循环方式的原则下，合理选择过滤机油进出油管与变压器的连接方式以免影响变压器绕组散热。C)控制油的流速不能过大，以免产生流动带电引起危险。5 电厂用运行中汽轮机油维护管理导则5.1主体内容与适用范围5.1.1本导则适用与电厂汽轮机油系统用作润滑和调速的矿物油，也适用于水轮机、调相机及给水泵等电站
