电厂用油分析.doc

第4章 电厂用油分析
4.1电力用油概况
4.1.1电力用油的种类
1）汽轮机油（透平油）
是作为火力发电厂主要生产设备——汽轮机使用的润滑油，是发电厂用油中占较大的一部分。
2）绝缘油
是火力发电厂和变电站重要的电气设备——变压器、断路器（油开关）中使用的绝缘介质。
3）机械油
除汽轮机外，还有其它转动机械通用的润滑油。
4）抗燃油
随着电力工业的迅猛发展，它主要用于大容量汽轮机和燃气轮机的液压控制系统和轴承润滑系统。也叫抗燃油。
4.1.2汽轮机油的作用及质量标准
1）汽轮机油的作用
润滑作用：在汽轮机的转动部分，即轴和轴承的金属表面在制造时尽量使其光滑，但其实还有大小不同的凹凸部分。如果两者直接接触并产生相互摩擦时，啮合部分的机械磨损不但消耗了功率，还产生了很多热量使温度升高造成严重后果。因此必须在轴和轴承间加入润滑油，使固体磨动的表面上造成一个连续不断的油膜层，以分开两个固体表面。即用润滑油的内部摩擦代替两个固体间的摩擦，这样大大的减少了摩擦力（一般固体的摩擦系数为0.1～0.4，而液体摩擦系数为0.001～0.01），所以可以防止因固体摩擦使设备发热或磨损的危险发生，同时也提高了汽轮机的效率和安全可靠性。
散热作用：润滑油加在设备中会减少设备的摩擦，也会因摩擦而产生热量，但如不及时将此部分热量带走，随着时间的推移也会造成设备的损坏。所以汽轮机设备中都有油循环系统，汽轮机油在油循环系统中连续不断的循环，通过冷油器将轴承工作中产生的热量散发出去，使油温始终保持在规定的范围之内。这样汽轮机油充当了很好的散热介质，保证了设备的安全运行。
用作调速系统的工作介质：汽轮机油可作为压力传导剂，用于汽轮发电机组的调速系统。它可以使压力传导于油动机和蒸汽管上的油门装置以控制整齐门的开度，使汽轮机在负荷变动时，仍能保持额定的转速，能保证发电质量（频率合格）和安全运行。
密封作用：对于氢冷发电机，汽轮机油还起着密封作用。它作为密封介质，把发电机两侧的轴承密封好，不让氢气外漏，以保持正常的氢压，保证氢冷的效果。
2）汽轮机油的质量标准
我公司汽轮机油为HU－30，其质量标准见表14-1：
表14-1 HU－30汽轮机油的质量标准
序号
项目
质量指标（HU－30）
试验方法
1
运动粘度（50℃）mm2/s
28～32
GB265-75
2
酸值mgKOH/g
≤0.03
GB264-77
3
闪点（开口）℃
≥180
GB267-77
4
①凝点℃
≤－10
GB510-77
5
灰份％
≤0.005
GB508-65
6
水溶性酸或碱
无
GB259-77
7
机械杂质％
无
GB511-77
8
透明度
透明
②
9
氢氧化钠试验 级
≤2
SY2651-77
10
破乳化时间min
≤15
SY2610-66
11
氧化安定性（酸值至2.0mgKOH/g，h）
≥1000
SY2680-81③
注：
①凝点指标根据生产和使用情况，可不进行分析。
②将油样注入洁净的100ml量筒中，油品应均匀透明，同时应将油温控制在20±5℃目测。
③氧化安定性为油品的保证项目，对出厂油品一年至少测定一次。
运行中汽轮机油的质量标准见表14-2：
表14-2 运行中汽轮机油质量标准
序号
项目
质量指标
试验方法
1
外状
透明
外观目测
2
运动粘度（50℃）mm2/s
与新油原始值的偏离值≤20％
GB265
3
闪点（开口）℃
1．不比新油标准值低8℃
2．不比前次测定值低8℃
GB267
4
机械杂质
无
外观目视①
5
酸值mgKOH/g
未加防锈剂
≤0.2
GB7599或GB264
加防锈剂
≤0.3
6
液相锈蚀
无锈
YS-21-1
7
破乳化度 min
≤60
GB7605
8
水份
无
外观目视
注：①一般情况下外观目视；在必要时，按GB511测定其含量。
4.1.3绝缘油的作用及质量标准
1）绝缘油的作用
绝缘作用：空气当两极间的距离为1mm时，空气即可被3～5KV的电压击穿。但绝缘油两极间的距离为1mm时，绝缘油可以耐120KV的电压，因此绝缘油在电气设备中起着很重要的作用，它可使各种高压电气设备具有可靠的绝缘性能。
散热作用：在变压器中，由于电有通过线圈时，不可避免的要损失一部分热量，即产生热效应。如果在变压器中不设法将热量带出，则温度逐渐升高，当温度升高到一定数值时，绝缘材料就会脆化以致被击穿，使变压器损坏，为此在变压器设计中布置了散热装置，通过绝缘油对流作用造成自然循环。这样可以把热量不断的排散掉，保证了变压器的正常运行。
消弧作用：断路器跳闸时，所发生的电弧并不马上消失，而是经过一段时间一直到断路器触头有一段距离时，才能切断电流，而在断路器跳闸的瞬间，电弧是连续发生的，电弧的温度高达3500℃，若不能很快的将弧柱的热量带走，让其冷却，则电弧发生后，就会产生新的离子和电子，形成电离空间，同时由于分子和原子的运动，弧柱在较低的电位梯度下产生游离作用，而不断产生新的离子和电子，电弧就可连续不断的发生，这样就会烧毁设备或引起过电压。
绝缘油之所以能有消弧作用，是由于电弧的温度很高，油便受热分解，产生出许多气体（其中有大量是氢气，这是一种具有很高绝缘性的气体），这些气体能在高温作用下产生很的的压力，结果将电弧吹向一方。因而使电弧通过的途径冷却下来，同时消灭了附近的电离空间，促使电弧不能自动发生，因此在断路器中，绝缘油能起到消弧作用，可在大功率下把电流切换。
2）绝缘油的质量标准（见表14-3）

表14-3 绝缘油质量标准
序号
项目
质量指标
试验方法
10
25
45
1
外观
透明，无悬浮物和机械杂质
目测①
2
密度（20℃）Kg/m3 不大于
895
GB1884或GB1885
3
运动粘度mm2/s
40℃ 不大于
13
13
11
GB265
-10℃ 不大于
－
200
－
-30℃ 不大于
－
－
1800
4
倾点℃ 不高于
-7
-22
报告
GB3535②
5
凝点℃ 不高于
－
－
-45
GB510
6
闪点（闭口）℃ 不低于
140
140
135
GB261
7
酸值mgKOH/g 不大于
0.03
GB264
8
腐蚀性硫
非腐蚀性
SY2689
9
氧化安定性③
氧化后酸值mgKOH/g 不大于
0.2
ZB E38 003
氧化后沉淀% 不大于
0.05
10
水溶性酸或碱
无
GB259
11
击穿电压④（间距2.5mm）KV 不小于
35
GB507⑤
12
介质损耗因数（90℃） 不大于
0.005
GB5654
13
界面张力mN/m
40
40
38
GB6541
14
水份mg/kg
报告
ZB E38 004
注：①把产品注入100ml量筒中，在20±5℃下目测。
②倾点指标根据生产和使用情况，可不进行分析。
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。
⑤测定击穿电压允许用定性滤纸过滤。
表14-4 运行中绝缘油质量标准
序号
项目
设备电压等级（KV）
质量指标
检验方法
投运前
运行中
1
水溶性酸（PH值）

＞5.4
≥4.2
GB7598
2
酸值mgKOH/g

≤0.03
≤0.01
GB7599
3
闪点（闭口）℃

＞140（10，25号油）
＞135（45号油）
1．不比新油标准低5℃
2．不比前次测定值低5℃
GB261
4
机械杂质

无
无
外观目测
5
游离碳

无
无
外观目测
6
水份①ppm
变压器
500
≤10
≤20
GB7600或GB7601
220～330
≤15
≤30
66～110
≤20
≤40
互感器套管
500
≤10
≤15
220～330
≤15
≤25
66～110
≤20
≤35
7
界面张力（25℃）mN/m

≥35
≥19
GB6541或YS-6-1
8
介质损耗因数（90℃）
500
≤0.007
≤0.020
GB5654或YS-30-1
≤330
≤0.010
≤0.040
9
击穿电压KV
500
≥60
≥50
GB507
330
≥50
≥45
66～220
≥40
≥35
20～35
≥35
≥30
≤15
≥25
≥20
注：①取样油温为40～60℃
4.2油品的取样
当从贮油桶或运行设备内取样时，正确的取样技术和样品保存是很重要的（见GB7597）对于颗粒计数测定有专门的取样方法（见SD313）。
14.2.1新油到货时的取样
对新到货或准备新购置的油品，应当严格地执行取样手续，以使样品具有代表性。
1）新油以桶装形式交货时，取样数目和方法应按GB7597 方法进行，应从污染最严重底部取样，必要时可抽查上部油样。如怀疑大部分桶装油有不均匀现象时，应重新取样；如怀疑有污染物存在，则应对每桶油逐一取样。并应逐桶核对牌号、标志，在过滤时应对每桶油进行外观检查。
2）对油槽车应进一步从下部阀门处进行取样。因为留在油槽车底部的阀门导管上的粘附物可能使油品部分的污染，特别是装过不同油品的油槽车，更有可能出现上述的污染，必要时抽检上部油样。
14.2.2运行中从设备内取样
1）正常的监督试验，一般情况下从冷油器中取样。
2）检查油的杂质及水分时，应从油箱底部取样。
3）在发现不正常情况时，需从不同的位置上取样，以跟踪污染物的来源和寻找其他原因。
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，避免取到死角地方的油。
14.2.3取样瓶
取样瓶一般为500～1000mL 的磨口具塞玻璃瓶，并应符合下述要求：
1）取样瓶应先用洗涤剂进行充分清洗，再用自来水冲洗然后用去离子水（或蒸馏水）冲洗干净，放于105℃烘箱中干燥冷却后，盖紧瓶塞，备用。
2）取样瓶应能满足存放的要求。无盖容器或无色透明玻璃容器是不适于贮存的，应采用磨口具塞的棕色玻璃瓶。
3）取样瓶应足够大，以适应试验项目的需要，一般为1000mL 是足够用的。绝缘油进行全分析，取样量一般应为3L 左右。
4）对于新油验收或进口油样，一般应取双份以上的样品，除试验所需的用量以外，应保留存放一份以上的样品，以备复核或仲裁用。
5）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。
应用医用玻璃注射器，一般应为50～100mL 容量；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；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。
14.2.4标记
每个样品应有正确的标记，一般取样前应将印好的标签粘贴于取样容器上。标签至少应包括下述内容：
1）单位名称；
2）设备编号；
3）油的牌号；
4）取样部位；
5）取样时天气；
6）取样日期；
7）取样人签名。
取样完后，应及时按标签内容要求，逐一填写清楚。
4.3新油的评定
汽轮机油（绝缘油）的取样、检验，均应按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进行操作。同时应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。
4.3.1新油交货时的验收
在新油到货时，应对接受的油样进行监督，以防止出现差错，或交货时带入污染物。所有的样品应在注入时进行外观检验。对国产新汽轮机油应按GB2537 或GB11120 验收；国产新变压器油应按GB 2536 标准验收。对从国外进口的油则应按有关国外标准验收或按合同规定指标验收。
4.3.2新油（汽轮机油）注入设备后试验程序
1）当油装入设备后进行系统冲洗时，应连续循环，对系统内各部件进行充分清洗，以除去在安装、管道除锈过程中所遗留的污染物和固体杂质。直到取样分析各项指标与新油无差异，特别是对大机组清洁度有要求的，必须经检查清洁度达到要求时，才能停止油系统的连续过滤循环（国内目前正在建立清洁度的标准，在尚未建立完善以前，一般情况下可按SAE7491 中的5～6 级或NAS 1638 中的8～9 级才符合要求）。
注：SAE 为美国汽车工程师学会标准。NAS 为美国宇航标准。
2）新油注入设备，经过24h 循环后，从设备中采取4L 油样，供检验和保存用。
试验项目：外观——清洁、透明、无游离水。
颜色——符合新油指标。
粘度——符合新油指标。
酸值——符合新油指标。
闪点——符合新油指标。
颗粒数量：符合规定的指标。
4.3.3新油（绝缘油）注入设备的试验程序
1）新油（绝缘油）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，以脱除油中的水分、气体和其他杂质，在处理过程中应按表14-5规定，随时进行油品的检验。
表14-5 新油净化后检验指标
项 目
设备电压等级，kV
500
220～330
66～110
击穿电压，kV
≥60
≥55
≥45
含水量，μL/L
≤10
≤15
≤15
含气量，%（V/V）
≤1
≤1
—
介质损耗因数90℃，%
≤0.2
≤0.5
≤0.5
2）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，油的静置时间应不小于12 h，经检验油的指标应符合表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℃（制造厂另外规定除外），连续循环时间为三个循环周期。经过热油循环后，应按表14-6 规定进行试验。
表14-6 热油循环后油质检验指标
项 目
设备电压等级，kV
500
220～330
66～110
击穿电压，kV
≥60
≥50
≥40
含水量，μL/L
≤10
≤15
≤20
含气量，%（V/V）
≤1
≤1
—
介质损耗因数90℃，%
≤0.2
≤0.5
≤0.5
3）新油注入设备后通电前的检验
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性质的不同而有所差异。因此，这类油品既应有别于新油，也不同于运行油。控制标准按GB7595 中“投入运行前的油”质量指标要求。
4.4运行中汽轮机油的检验
运行中汽轮机油除定期进行较全面的检测以外，平时必须注意有关项目的监督检测，以便随时了解汽轮机油的运行情况，如发现问题应采取相应措施，保证机组安全运行。
4.4.1运行中的日常监督
1）现场检验：现场检验包括以下性能的测定：
外观：目测无可见的固体杂质；
水分（定性）：目测无可见游离水或乳化水；
颜色：颜色是否变深。
以上项目和运行油温、油箱油面高度均可由汽轮机操作人员或油化人员观察、记录。
2）试验室检验：
试验室检验，250MW 机组以上按表14-7、表14-8、表14-9进行。大多数试验可在电厂化验室进行，某些特殊试验项目需经过认可的试验室承担，如颗粒度试验等。
4.4.2检验周期
至少每星期检查一次外观、机械杂质及游离水或乳化情况，对漏水机组应坚持每天检查上述项目，其他试验项目按表14-8 所列的正常试验周期外，所增加的试验次数，有利于观察新机组的运行情况。
表14-9 所列为各项试验的运行中超极限值可能的原因及采取措施。
表14-7 新汽轮机组（250MW 以上）投运12 个月内的检验周期表
项目
外观
颜色
酸值
粘度
机械杂质
闪点
颗粒度
破乳化度
防锈性
空气释放值
含水量
起泡性试验
试验周期
每天或至少每周
每月
每月
第1个月第3个月
每天或至少每周
第1个月第3个月
第1个月第6个月
第1个月第3个月
第1个月
第1个月第6个月
每周
第1个月第6个月
表14-8 250MW 以上汽轮机组正常运行检验周期表
项目
外观
颜色
酸值
粘度
机械杂质
闪点
颗粒度
破乳化度
防锈性
空气释放值
含水量
起泡性试验
试验周期
至少每周
每季
每季
半年
每月
半年
每年
半年
半年
每年
每月
每年
表14-9 运行中汽轮机油试验数据及措施概要
试验项目
超 极 限 值
超极限可能原因
措 施 概 要
外 观
乳化、不透明、有杂质
油中含有水或固体物
调查原因，采取机械过滤
颜 色（DL 429.2）
迅速变深
a）有其他污染物
b）老化程度深
找出原因，必要时投入油再生装置
酸值mgKOH/g（GB/T 264，GB7599）
未加防锈剂油：＞0.2
加防锈剂油：＞0.3
a）系统运行条件苛刻
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，应进行开杯老化试验补加抗氧剂；投入油再生装置
闪点（开口杯）（GB/T 267）
1.比新油低8℃
2.比前次测定值低8℃
有可能轻质油污染或过热
找出原因，与其他试验项目结果比较，并考虑处理或换油
粘度40℃ mm2／s（GB/T 265）
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，加强系统的维护，并考虑补加防锈剂
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
起泡沫试验 mL（GB/T 12579）
报告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/T 0308）
报告②
油污染或变质
注意监视，并与其他结果相比较，找出污染原因并消除
颗 粒 度（SD 313）
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 %（GB 7600）
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，并注意观察系统情况消除设备缺陷
注：①参考国外标准控制限值为600mL。
②参考国外标准控制限值为600min。
③参考SAE 标准5~6 级或NAS1638 中规定为8~9 级。
④参考国外标准控制限值为600。
4.5 运行中抗燃油的检验
4.5.1 运行中抗燃油的取样部位和方法
4.5.1.1 常规的监督试样,从冷油器出口、旁路再生装置出口处采样。
4.5.1.2 机组运行不正常时,应从油箱顶部取样。
4.5.1.3 在正常运行的情况下,将取样阀周围檫干净,打开取样阀,放出取样管路内存留的抗燃油,然后打开取样瓶盖,使油充满取样瓶（注意勿使瓶口和阀接触）,立即盖好瓶盖,关闭取样阀。
4.5.1.4 油箱顶部取样时,先将箱盖清理干净后打开,从存油的上部及中部取样,取样后将箱盖封好复位。
4.5.1.5 测试颗粒污染度取样前,需用经过滤的溶剂（乙醇、异丙醇）清洗取样阀,放出存留油,充分冲洗取样管路,然后用专用取样瓶取样。严禁在取样时瓶口与阀接触。取样完毕,关闭取样阀,用塑料薄膜封好瓶口,加盖密封。
4.5.1.6 确定系统清洁度的方法
a. 用NAS1638规定的颗粒度计数法来确定系统抗燃油的清洁度。
b. 应从精密过滤器前的主回油箱处取试样供分析用。
c. 在冲洗过程中,抗燃油的中和指数可能会增大,但是中和指数必须延续三小时保持不变并且最大值不超过0.25mgkoH/g油时才宣告冲洗结束。
d.所有磁性物质和颗粒均需清除。
4.5.2 运行中抗燃油的日常监督
4.5.2.1 运行中抗燃油控制标准见表14-10。
表14-10 运行中抗燃油控制标准
项目
ZR-881（中压油）
ZR-881-G（高压油）
试验方法
外观
透明
透明
DL429.1
颜色
桔红
桔红
DL429.2
密度,20℃,g/cm3
1.13～1.17
1.13～1.17
GB/T1884
凝点,℃
≤－18
≤－18
GB510
闪点,℃
≥235
≥235
GB3536
自然点,℃
≥530
≥530

颗粒污染度NAS1638级
≤8
≤6

水分,％,(m/m)
≤0.1
≤0.1
GB7600
酸值,mgkoH/g
≤0.25
≤0.2
GB264
氯含量,％,(m/m)
≤0.015
≤0.010
DL433
泡沫特性24℃ ml
≤200
≤200
GB/T12579
电阻率20℃,Ω/cm
-
≥5.0×109
DL421
运动粘度40℃mm2/s
28.8-35.2
37.9-44.3
GB265
矿物油含量,％,(m/m)
≤4
≤4

4.5.2.2 试验项目及周期
a）机组正常运行情况下,试验室试验项目及周期（见表14-11）,根据厂颁《化学监督管理制度》有关内容，表中部分标符号*的项目及每年1次的油质分析由经过法定计量部门认可的试验室进行。
b）如果油质异常,应缩短试验周期,并取样进行全分析。
表14-11 试验室试验项目及周期
运行时间
试验项目
第一个月
第二个月以后
颜色、外观、酸值
每周一次
每月一次
氯含量*、电阻率*、闪点、水分
两周一次
三个月一次
密度、凝点*、自然点*、运动粘度、泡沫特性*、颗粒污染度*、矿物油含量*
每月一次
半年一次
c）试验结果分析及措施如下：
根据运行抗燃油质量标准,分析实验结果。如果超标,应及时通知有关人员,认真分析原因,采取处理措施。表14-12为超标的可能原因及参考处理方法。

14-12 运行中抗燃油油质异常原因及处理措施
项目
异常极限值
异常原因
处理措施
中压油
高压油
外观
混浊
混浊
a. 被其他液体污染
b. 老化程度加深
c. 油温升高,局部过热
a.更换旁路吸附再生滤芯或吸附剂.
b.调节冷油器阀门,控制油温.
c.考虑换油.
颜色
迅速加深
迅速加深
密度20℃g/cm3
＜1.13
＜1.13
被矿物油或其它液体污染
换油
运动粘度40℃,mm2/s
比新油值差+20%
比新油值差+20%
矿物油含量%（m/m）
＞4
＞4
闪点,℃
＜235
＜240
自然点,℃
＜530
＜530
酸值mgkoH/g
＞0.25
＞0.20
a. 运行油温度升高,导致老化
b. 油中混入水分使油水解
a.调节冷油器阀门控制油温
b.更换吸附再生滤芯或吸附剂,每隔48h取样分析,直至正常
水分,%（m/m）
＞0.1
＞0.1

a.检查冷油器等是否有泄漏.
含氯量%（m/m）
＞0.015
＞0.010
a. 含氯杂质污染
b. 强极性物质污染
a.检查系统密封材料等是否损坏
b.更换吸附再生滤芯或吸附剂,每隔48h取样分析,直至正常
电阻率20℃Ω.cm
-
＜5.0×109
颗粒污染度
NAS1638级

＞8
＞6
a. 被机械杂质污染
b. 精密过滤器失效
a.检查精密过滤器是否破损失效,必要时更换滤芯
b.检查油箱密封及系统部件是否有腐蚀、磨损
c.消除污染源，进行旁路过滤直至合格。
14.5.3 运行中抗燃油的维护
14.5.3.1 作好下列防护措施：
a.油系统检修时不能用含氯量大于1mg/L的溶剂清洗系统。
b.运行中需加添加剂时,应做相应的试验。
c.运行中系统需要补加抗燃油时,应补加经检验合格的相同牌号的抗燃油。对不同牌号的油品,补油前应按照DL429.6方法进行混油试验,油样的配比应与实际使用的比例相同,试验合格后方可补入。
d.抗燃油与矿物油有本质的区别,严禁混合使用。
4.6运行中变压器油的检验
14.6.1检验周期
对运行中油要确定一个适用于所有可能遇到情况的检验周期是不太现实，也是难以做到的。最佳的检验间隔时间取决于设备的型式、用途、功率、结构和运行条件及气候条件。检验周期的确定主要考虑安全可靠性和经济性之间的必要平衡。表14-13 根据GB7595 的原则和表16 根据GB7252 的原则列出了适用于不同电气设备类型的检验周期。它是一个通用的最低要求，具体还可结合下述情况予以考虑：
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）有些设备经常所带负荷比较高，则应在表14-13、表14-14 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；
4）油的某些试验项目，如现场条件允许时，则可根据需要适当增加检验次数。

表14-13 运行中变压器油检验项目和周期
设备等级分类
检 验 项 目
检验周期
水溶性酸酸值
闪点
机械杂质
游离碳
水分
界面张力
介质损耗因数
击穿电压
含气量
体积电阻率
互感器
≥220 kV
0

0
0

0

0
每年至少一次
35～110kV
3 年至少一次
油开关
≥110 kV
0

0

0

0
每年至少一次
＜110 kV
3 年至少一次油开关
少油开关
3 年至少一次或换油
套管
110kV 及以上
0

0
0

0

0
3 年至少一次
电力变压器
220～500kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
半年至少一次
≤110kV 或＞630kV·A
每年至少一次
配电变压器
≤630 kV·A
0
0
0

0

0

3 年至少一次
厂所用变压器
≥35 kV 或1000 kV·A及以上
0
0
0
0
0
0

0

0
每年至少一次
注：500kV 电力变压器油测定含气量。
表14-14 运行中变压器油气体组分含量正常检测周期
设备名称
电 压 等 级
检 测 周 期
变压器电抗器
330 kV 及以上发电厂主变、容量在240000 kV·A 及以上
3 个月至少一次
220 kV 发电厂主变、容量在120000 kV·A 及以上
6 个月至少一次
63～110 kV 容量在8000 kV·A 及以上
每年至少一次
互感器
220 kV 及以上
每年至少一次

63～110 kV
2～3 年至少一次
套管
自行规定
自行规定
4.6.2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，除能判断设备故障的项目（如油中溶解气体色谱分析等）以外，通常不能单凭任何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。
4.6.3运行中变压器油的分类概况
根据实际经验，运行油可按其主要特性指标的评价，大致可分以下几类：
第一类：可满足连续运行的油。各项指标均符合GB 7595 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。
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GB7595 中的极限值，其他特性均属正常的油品。这类油品外观可能有絮状物或污浊物存在，可用机械过滤去除水分及不溶物。但处理必须彻底，水分含量和击穿电压应能符合GB7595 中的标准要求。
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性或可沉析性油泥，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者若经济性合理也可更换。
第四类：油品质量很差，许多指标均不符合GB 7595 极限值要求。因此，从技术角度考虑应予报废，更换新油。表14-15 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，供分析研究时参考。
表14-15 运行中变压器油超极限值原因及对策
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μL/L
500kV 设备
＞20
a.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
a.更换呼吸器内干燥剂
b.降低运行温度
c.采用真空过滤处理
220 ～330kV 设备
＞30
66 ～110kV 设备
＞40
酸值mgKOH/g
＞0.1
a.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，测定抗氧化剂含量并适当补加
水溶性酸
PH＜4.2
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
击穿电压kV
500kV 设备
＜50
a.油中水分含量过大
b.油中有杂质颗粒污染
查明原因，进行真空滤油或更换新油
300kV 设备
＜45
66 ～220kV 设备
＜35
20～35kV设备
＜30
介质损耗因数90℃
500kV 设备
＞0.02
a.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
≤ 330kV设备
＞0.04
界面张力mN/m
＜19
a.油质老化严重，油中有可溶性或沉析性油泥析出
b.油质污染
结合酸值、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.杂质污染
进行油处理 如经济合理可换油
闪点
a.比新油标准低5℃。
b.比前次试验低5℃。
a.设备存在局部过热或电故障
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 7252
设备存在局部过热或放电性故障
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
油中气体含量
报告
—
—
体积电阻率
报告，可参考国外标准最低为（90℃）1×1012Ω·cm
a.油质老化程度较深
b.油被污染
c.油中含有极性杂质
应查明原因对少油设备可换油
4.7油的净化处理
4.7.1油净化处理的目的
为了保证新油和运行中油的质量，净化处理是一种很普遍而且很重要的手段。油经净化一方面可除去水份，提高绝缘油的绝缘强度和汽轮机油的抗乳化度，以及降低油质的劣化速度，另一方面还可除去混油中的机械杂质和油劣化后所生成的油泥沉淀物，避免了油系统被堵塞的而造成散热不良的可能，可防止机械杂质对设备的磨损。
14.7.2油的预处理
油的预处理方法大体上分为三种，沉降法、过滤法（压力式和真空式）和离心分离法。
1）沉降法
沉降法亦称重力沉降法，它是利用混浊液中固体和液体的颗粒受重力作用而沉降的原理除去油中的混杂物和水份等。用沉降法净化具有简单易行，不需要较多、较复杂的设备等特点。但用此法净化不彻底，只能除去油中大部分的水份和能自然沉降下来的混杂物。所以一般沉降法只能作为预处理。经预处理的油为下一步进行净化处理缩短了时间、确保了净化质量，同时也降低了净化成本。
2）过滤法
压力式滤纸过滤法，压力式过滤法使用的设备叫压力式过滤机，亦称框板式滤油机。它是利用齿轮油泵的压力，使油通过带有吸附和过滤作用的滤油纸，把油中水份、微细杂质和水溶性酸类物质除去，使油得以净化。
使用压力式滤油机时应注意以下问题。
滤纸在使用前应进行干燥，这样可提高滤纸吸收水份的性能。同时滤纸在烘烤时要特别小心，以免发生火灾。
若油中含有很多水份和杂质时，应将油先通过沉降法或离心式滤油机处理后，再用压力式滤油机过滤。
在过滤时要避免滤纸的纤维带入油中，在开始滤油的5～10min内，将滤油机引出的油应重新导至油泵入口进行循环过滤。
为降低粘度，提高过滤速度和效率，应将油温提高到40～45℃。
3）真空过滤法，真空过滤法是借助真空滤油机，即油在高真空和不太高的温度下雾化，脱出油中的微量水份和气体。因为真空滤油机也带有滤网，所以也能除去一部分固体杂质。它不但比压力过滤法经济，而且净化程度和效率也很高。它能脱出油中的微量水份，最大限度的提高了绝缘油的强度，降低了油耗。当变压器油因故障使油的闪点下降和析出可燃性气体时，可用真空净化处理恢复其闪点。
4）离心法，离心分离法是利用油和水及杂质三者的密度不同，在离心分离机内转动时产生的离心力不同进行分离净化的。其中油最轻，聚集在旋转鼓的中心，水的密度较大被甩在油质的外层；而油中的固体杂质最重被甩在最外层，这样就达到了分离净化的目的。采用这种方法净化油的效率比较高，凡油中含有较多的水份和机械杂质时，都可用这种方法。尤其是除去油中的矿渣和碳粒等杂质，效果会更好一点，但这种方法也具有局限性，即只适用于清除比油密度大的杂质。
4.8绝缘油潜伏性气体的故障的分析
4.8.1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。