运行中变压器油质量标准

对应的旧标准:GB7595-1987中华人民共和国国家标准运行中变压器油质量标准QualitycriteriaoftransformeroilsinserviceGB/T7595-2000代替GB7595-1987前言本标准是对GB7595-1987《运行中变压器油质量标准》进行修订。该标准已经实施了十年，对充油电气设备的安全运行发挥了一定的作用，并积累了许多新的经验。现在500kV超高压充油电气设备愈来愈多，对变压器油质量和性能检验方法都提出了更高的要求，因而有必要对该标准的内容进行相应的修订。本标准的修订工作主要依据多年实践经验和国产油品质量及运行检验技术水平。主要修订内容有：1.保留原有十项指标，其中将机械杂质和游离碳两项合并为一项；对闪点、水分两项指标做了修订；给出了含气量指标(原标准为待定)；2.新增加了三项指标：体积电阻率、油泥与沉淀物和油中溶解气体组分含量色谱分析；3.将运行中断路器油质量标准单独列出；4.对补充油和混油规定做了补充和修订；5.规定了样品的采集方法按GB7597-1987《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》执行；6.将电力变压器、电抗器、互感器、套管油中溶解气体组分含量色谱分析的周期、要求及说明作为标准的附录列入附录A中；7.将不同电极形状及操作方法对击穿电压测定值的影响作为标准提示的附录列入附录B中；8.将运行中变压器油的防劣化措施作为标准提示的附录列入附录C中。本标准自实施之日起，运行中变压器油的质量监督应符合本标准。同时替代GB7595-1987。本标准附录A是标准的附录。本标准附录B、附录C都是提示的附录。本标准由国家经贸委电力司提出。本标准由国家电力公司热工研究院技术归口。本标准由国家电力公司热工研究院负责起草。本标准参加起草单位：国家电力公司热工研究院、东北电力试验研究院、湖北电力试验研究院、四川电力试验研究院、西安供电局。本标准主要起草人：孙桂兰、孟玉蝉、温念珠、郝汉儒、苏富申、崔志强。中华人民共和国国家标准运行中变压器油质量标准GB/T7595-2000代替GB7595-1987Qualitycriteriaoftransformeroilsinservice国家质量技术监督局2000-04-03批准2000-12-01实施1范围本标准规定了变压器油常规检验项目、检验周期及必须达到的质量标准。本标准适用于充入电气设备的各种牌号矿物变压器油在运行中的质量监督。2引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB/T261-1983石油产品闪点测定法(闭口杯法)(neqISO2719:1973)GB/T264-1983石油产品酸值测定法(neqASTMD974)GB/T507-1986绝缘油介电强度测定法(neqIEC156)GB/T511-1988石油产品和添加剂机械杂质测定法(重量法)(neqГОСТ6370：1959)GB2536-1990变压器油(neqIEC296：1982)GB/T5654-1985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(neqIEC247:1978)GB/T6541-1986石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)(eqvISO6295:1983)GB/T7252-1987变压器油中溶解气体分析与判断导则(neqIEC567：1977)GB7597-1987电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB/T7598-1987运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB/T7599-1987运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)GB/T7600-1987运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB/T7601-1987运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)GB/T17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法(neqIEC567：1992)DL/T421-1991绝缘油体积电阻率测定法DL/T423-1991绝缘油中含气量的测定真空压差法DL/T429.6-1991电力系统油质试验方法运行油开口杯老化测定法DL/T429.7-1991电力系统油质试验方法油泥析出测定法DL/T429.9-1991电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法DL/T450-1991绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法)DL/T596-1996电力设备预防性试验规程SH0040-1991超高压变压器油SH0351-1992断路器油3技术要求3.1新变压器油、超高压变压器油、断路器油的验收，应分别按GB2536、SH0040、SH0351的规定进行。对进口变压器油则应按国际标准验收或合同规定指标验收。3.2运行中变压器油应达到的常规检验质量监督标准列入表1；运行中断路器油检验质量监督标准列入表2。表1运行中变压器油质量标准序号序号项目设备电压等级kV质量指标检验方法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视2水溶性酸(pH值)5.4≥4.2GB/T75983酸值，mgKOH/g≤0.03≤0.1GB/T7599或GB/T2644闪点(闭口)，℃≥140(10号、25号油)≥135(45号油)与新油原始测定值相比不低于10GB/T2615水分1)mg/L330～500220≤110及以≤10≤15≤15≤25GB/T7600或GB/T7601下≤20≤356界面张力(25℃)，mN/m≥35≥19GB/T65417介质损耗因数(90℃)500≤330≤0.007≤0.010≤0.020≤0.040GB/T56548击穿电压2)kV50033066～22035及以下≥60≥50≥40≥35≥50≥45≥35≥30GB/T507或DL/T429.79体积电阻率(90℃)Ω·m500≤330≥6×1010≥1×1010≥5×109GB/T5654或DL/T42110油中含气量，％(体积分数)330～500≤1≤3DL/T423或DL/T45011油泥与沉淀物，％(质量分数)0.02(以下可忽略不计)GB/T51112油中溶解气体组分含量色谱分析按DL/T596—1996中第6、7、9章见附录A(标准的附录)GB/T17623GB/T72521)取样油温为40～60℃。2)DL/T429.9方法是采用平板电极；GB/T507是采用圆球、球盖形两种形状电极。三种电极所测的击穿电压值不同其影响情况，见附录B(提示的附录)。其质量指标为平板电极测定值表2运行中断路器油质量标准序号项目质量指标检验方法1外状透明、无游离水分、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸(pH值)≥4.2GB/T75983游离碳无较多碳悬浮于油中外观目视4击穿电压，kV110kV以上：投运前或大修后≥40运行中≥35110kV及以下：投运前或大修后≥35运行中≥30GB/T507或DL/T429.95水分，mg/L110kV以上：投运前或大修后≤15110kV及以下：投运前或大修后≤20GB/T7600或GB/T76016酸值，mgKOH/g≤0.1GB/T264或GB/T75997闪点(闭口)，℃与新油原始测定值相比不低于10GB/T2613.3油样的采集，应按GB7597的规定进行。3.4由于设备和运行条件的不同，会导致油质老化速度的不同，当变压器用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深，其他某项指标接近允许值或不合格时，应缩短检验周期，增加检验项目，必要时采取有效处理措施。3.5发现油的闪点下降时，应按GB/T17623分析油中溶解气体组分含量，并按GB/T7252进行判断以查明原因。4常规检验周期和检验项目4.1对于运行中变压器油、断路器油要加强技术管理，建立必要的技术档案。4.2常规检验周期和检验项目列于表3。4.3油断路器多次跳闸后，应取样检验项目按表2中序号4和7。表3运行中变压器油、断路器油常规检验周期和检验项目设备名称设备规范检验周期检验项目变压器、电抗器，所、厂用变压器330～500kV设备投运前或大修后每年至少一次必要时1～101、2、3、5、6、7、8、9、10、4、1166～220kV、8MVA及以上设备投运前或大修后每年至少一次必要时1～91、2、3、5、7、86、9、1135kV设备投运前或大修后三年至少一次自行规定互感器、套管设备投运前或大修后1～3年必要时自行规定续表设备名称设备规范检验周期检验项目断路器110kV≤110kV设备投运前或大修后每年至少一次三年至少一次1～71、2、3、41、2、3、4油量60kg以下三年一次，或换油4注：1变压器、电抗器、厂用变压器、互感器、套管等油中的“检验项目”栏内的1、2、3、…为表1的项目序号。2断路器油“检验项目”栏内的1、2、3、…为表2的项目序号。3油中溶解气体组分含量色谱分析检验周期见附录A(标准的附录)。4对不易取样或补充油的全密封式套管、互感器设备，根据具体情况自行规定5关于补充油和混油的规定5.1关于补充油的规定5.1.1充油电气设备已充入油(运行油)的量不足，需补加一定量的油品使达到电气设备规范油量的行为过程称为“补充油”。电气设备原已充入的油品称为“已充油”；拟补加的油品称为“补加油”。补加油量占设备总充油量的份额称为“补加份额”。已充油混入补加油后称为“补后油。5.1.2补加油宜采用与已充油同一油源，同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补加油(不论是新油或已使用的油)的各项特性指标不应低于已充油。5.1.3如补加油的补加份额大于5%特别当已充油的特性指标已接近表1或表2规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥。因此在补充油前应预先按额定的补加份额进行油样混合试验(DL/T429.7油泥析出测定法)；确认无沉淀物产生，介质损耗因数不大于已充油数值，方可进行补充油过程。5.1.4如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守5.1.2、5.1.3的规定外，还应预先按规定的补加份额进行混合油样的老化试验(按DL/T429.6给定的方法)。经老化试验的混合样质量不低于已充油质，方可进行补充油过程。补加油牌号与已充油不同时，还应实测混合油样的凝点确认其是否符合使用环境的要求。5.2关于混油的规定5.2.1尚未充入电气设备的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油”。5.2.2对混油的要求应比照5.1“关于补充油的规定”。附录A(标准的附录)电力变压器、电抗器、互感器、套管油中溶解气体组分含量色谱分析A1电力变压器油、电抗器油中溶解气体组分含量色谱分析检验周期和要求见表A1。表A1变压器、电抗器油中溶解气体组分含量色谱分析周期要求说明1)220kV及以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投入运行后的4、10、30天(500kV设备还应在投运后1天增加1次)2)运行中a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月；b)220kV变压器为6个月；c)120MVA及以上发电厂主变压器为6个月；d)其余8MVA及以上的变压器为1年；e)8MVA以下的油浸式变压器自行规定3)大修后4)必要时1)运行设备的油中H2与烃类气体含量超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于150μL/LH2含量大于150μL/LC2H2含量大于5μL/L(500kV变压器为1μL/L)2)烃类气体总和的产气速率大于0.25mL/h(开放式)和0.5mL/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常3)对330kV及以上的电抗器，当出现痕量(小于5μL/L)乙炔时应引起注意1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4和C2H2四种气体2)溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要是缩短周期进行追踪分析3)总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断4)新投运的变压器应有投运前的测试数据，不应含有C2H25)测试周期中1)项的规定适用于大修后的变压器A2互感器、套管油中溶解气体组分含