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0.10.4，而液体摩擦系数为0.0010.01），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HU30，其质量标准见表14-1：表14-1 HU30汽轮机油的质量标准序号项目质量指标（HU30）试验方法1运动粘度（50）mm2/s2832GB265-752酸值mgKOH/g 0.03GB264-773闪点（开口） 180GB267-774凝点 10GB510-775灰份 0.005GB508-656水溶性酸或碱无GB259-777机械杂质无GB511-778透明度透明9氢氧化钠试验 级 2SY2651-7710破乳化时间min 15SY2610-6611氧化安定性（酸值至2.0mgKOH/g，h） 1000SY2680-81注：凝点指标根据生产和使用情况，可不进行分析。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205目测。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20GB2653闪点（开口）1不比新油标准值低82不比前次测定值低8GB2674机械杂质无外观目视5酸值mgKOH/g未加防锈剂0.2GB7599或GB264加防锈剂0.36液相锈蚀无锈YS-21-17破乳化度 min60GB76058水份无外观目视注：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35KV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1025451外观透明，无悬浮物和机械杂质目测2密度（20）Kg/m3 不大于895GB1884或GB18853运动粘度mm2/s40 不大于131311GB265-10 不大于200-30 不大于18004倾点 不高于-7-22报告GB35355凝点 不高于-45GB5106闪点（闭口） 不低于140140135GB2617酸值mgKOH/g 不大于0.03GB2648腐蚀性硫非腐蚀性SY26899氧化安定性氧化后酸值mgKOH/g 不大于0.2ZB E38 003氧化后沉淀% 不大于0.0510水溶性酸或碱无GB25911击穿电压（间距2.5mm）KV 不小于35GB50712介质损耗因数（90） 不大于0.005GB565413界面张力mN/m404038GB654114水份mg/kg报告ZB E38 004注：把产品注入100ml量筒中，在205下目测。倾点指标根据生产和使用情况，可不进行分析。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。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）5.44.2GB75982酸值mgKOH/g0.030.01GB75993闪点（闭口）140（10，25号油）135（45号油）1不比新油标准低52不比前次测定值低5GB2614机械杂质无无外观目测5游离碳无无外观目测6水份ppm变压器5001020GB7600或GB76012203301530661102040互感器套管500101522033015256611020357界面张力（25）mN/m3519GB6541或YS-6-18介质损耗因数（90）5000.0070.020GB5654或YS-30-13300.0100.0409击穿电压KV5006050GB507330504566220403520353530152520注：取样油温为40604.2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5001000mL 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50100mL 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56 级或NAS 1638 中的89 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，kV500 22033066110击穿电压，kV605545含水量，L/L 101515含气量，%（V/V） 11介质损耗因数90，%0.20.50.52）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，kV500 22033066110击穿电压，kV605040含水量，L/L 101520含气量，%（V/V） 11介质损耗因数90，%0.20.50.53）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：0.3a）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82.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 mm2s（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：参考国外标准控制限值为600mL。参考国外标准控制限值为600min。参考SAE 标准56 级或NAS1638 中规定为89 级。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/cm31.131.171.131.17GB/T1884凝点,1818GB510闪点,235235GB3536自然点,530530颗粒污染度NAS1638级86水分,(m/m)0.10.1GB7600酸值,mgkoH/g0.250.2GB264氯含量,(m/m)0.0150.010DL433泡沫特性24 ml200200GB/T12579电阻率20,/cm-5.0109DL421运动粘度40mm2/s28.8-35.237.9-44.3GB265矿物油含量,(m/m)444.5.2.2 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20g/cm31.131.13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）44闪点,235240自然点,530530酸值mgkoH/g0.250.20a. 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）0.10.1a.检查冷油器等是否有泄漏.含氯量%（m/m）0.0150.010a. 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.cm-5.0109颗粒污染度NAS1638级86a. 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 kV00000每年至少一次35110kV3 年至少一次油开关110 kV0000每年至少一次110 kV3 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000003 年至少一次电力变压器220500kV0000000000半年至少一次110kV 或630kVA每年至少一次配电变压器630 kVA000003 年至少一次厂所用变压器35 kV 或1000 kVA及以上00000000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 kVA 及以上3 个月至少一次220 kV 发电厂主变、容量在120000 kVA 及以上6 个月至少一次63110 kV 容量在8000 kVA 及以上每年至少一次互感器220 kV 及以上每年至少一次63110 kV23 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L/L500kV 设备20a.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3066 110kV 设备40酸值mgKOH/g0.1a.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，测定抗氧化剂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kV500kV 设备50a.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4566 220kV 设备352035kV设备30介质损耗因数90500kV 设备0.02a.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 19a.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）11012cma.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510min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4045。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。表14-13为不同故障类型产生的气体组分。 表14-16 不同故障类型产生的气体组分 故障类型主要气体组分次要气体组分油过热CH4、C2H4H2、C2H6油和纸过热CH4、C2H4、CO、CO2H2、C2H6油纸绝缘中局部放电H2、CH4、C2H4、COC2H6、CO2油中火花放电H2、C2H2油中电弧H2、C2H2CH4、C2H4、C2H6油和纸中电话H2、C2H2 、CO、CO2CH4、C2H4、C2H6进水受潮或油中气泡H2有时设备内并不存在故障，而由于其他原因，在油中也会出现上述气体，要注意这些可能引起误判断的气体来源。例如：有载调压变压器中切换开关油室的油向变压器本体渗漏或某种范围开关动作时悬浮电位放电的影响；设备曾经有过故障，而故障排除后绝缘油未经彻底脱气，部分残余气体仍留在油中；设备油箱曾带油补焊；原注入的油就含有某几种气体等。还应注意油冷却系统附属设备（如潜油泵，油流继电器等）的故障产生的气体也会进入到变压器本体的油中。 表14-17 油中溶解气体含量的注意值设备气体组分含量ppm变压器和电抗器总烃150乙炔5氢150互感器总烃100乙炔3氢150套管甲烷100乙炔5氢500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无故障的唯一标准。该表数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。 影响电流互感器和电容式套管油中氢气含量的因素较多，有的氢气含量低于表中数值，若增加较快，也应引起注意；有的只有氢气含量超过表中数值，若无明显增加趋势，也可判断为正常。 4.8.2油中溶解气体的注意值 1）运行中的设备 运行中设备内部油中气体含量超过表11所列数值时，应引起注意。仅仅根据分析结果的绝对值是很难对故障的严重性作出正确判断的，必须考察故障的发展趋势，也就是故障点（如果存在的话）的产气速率。产气速率是与故障消耗能量大小、故障部位、故障点的温度等情况直接有关的。 推荐下列两种方式来表示产气速率（未考虑气体损失）： 绝对产气速率即每运行小时产生某种气体的平均值，按下式计算： 式中 a 绝对产气速率，mL/h； Ci2 第二次取样测得油中某气体浓度，ppm； Ci1 第一次取样测得油中某气体浓度，ppm； t 二次取样时间间隔中的实际运行时间，h； G 设备总油量，t； 油的密度，t/m3。 变压器和电抗器总烃产气速率的注意值如表14-18所示。 表14-18 总烃产气速率的注意值 设备型式开放式隔膜式产气速率（ml/h）0.250.5注：当产气速率达到注意值时，应进行追踪分析。 相对产气速率即每运行月（或折算到月）某种气体含量增加原有值的百分数的平均值，按下式计算： 式中 r 相对产气速率，%/月； Ci2 第二次取样测得油中某气体浓度，ppm； Ci1 第一次取样测得油中某气体浓度，ppm； t 二次取样时间间隔中的实际运行时间，月。 相对产气速率也可以用来判断充油电气设备内部状况，总烃的相对产气速率大于10%时应引起注意。对总烃起始含量很低的设备不宜采用此判据。 2）出厂和新投运的设备 出厂和新投运的设备，油中不应含有乙炔，其他各组分也应该很低。出厂试验前后两次分析结果不应有明显差别。 4.8.3对一氧化碳和二氧化碳的判断 当故障涉及到固体绝缘时会引起一氧化碳和二氧化碳含量的明显增长。但根据现有统计资料，固体绝缘的正常老化过程与故障情况下劣化分解，表现在油中一氧化碳的含量上，一般情况下没有严格的界限，二氧化碳含量的规律更不明显。因此，在考察这两种气体含量时更应注意结合具体变压器的结构特点 （如油保护方式）、运行温度、负荷情况、运行历史等情况加以综合分析。 对开放式变压器一氧化碳含量一般在300ppm以下。如总烃含量超出正常范围，而一氧化碳含量超过300ppm，应考虑有涉及到固体绝缘过热的可能性。若一氧化碳含量虽然超过300ppm，但总烃含量在正常范围，一般可认为是正常的；对某些有双饼式线圈带附加外包绝缘的变压器，当一氧化碳含量超过300ppm时，即使总烃含量正常，也可能有固体绝缘过热故障。 对贮油柜中带有胶囊或隔膜的变压器，油中一氧化碳含量一般均高于开放式变压器。 突发性绝缘击穿事故时，油中溶解气体中的一氧化碳、二氧化碳含量不一定高，应结合气体继电器中的气体分析作判断。 4.8.4判断故障性质的三比值法 本导则推荐采用三比值法（五种特征气体的三对比值）作为判断变压器或电抗器等充油电气设备故障性质的主要方法。三对比值以不同的编码表示。三比值法的编码规则和判断方法分别见表14-19和表14-20。 表14-19 三比值法的编码规则 特征气体的比值比值范围编码说明0.1010例如：时，编码为1。0.11100131213222表14-20 判断故障性质的三比值法 序号故障性质比值范围编码典型例子0无故障000正常老化1低能量密度的局部放电010含气空腔中的放电，这种空腔是由于不完全浸渍、气体过饱和、空吸作用或高湿度等原因造成的2高能量密度的局部放电110同上，但已导致固体绝缘的放电痕迹或穿孔3低能量的放电12012不同电位的不良连接点间或者悬浮电位体的连续火花放电，固体材料之间的击穿4低能量的放电102有工频续流的放电。线圈、线饼、线匝之间或线圈对地之间的油的电弧击穿。有载分接开关的选择开关切断电流5低于150的热故障001通常是包有绝缘层的导线过热6150300低温范围的过热故障020由于磁通集中引起的铁芯局部过热，热点温度依下述情况为序而增加：铁芯中的小热点，铁芯短路，由于涡流引起的铜过热。接头或接触不良（形成焦炭），铁芯和外壳的环流7300700中温范围的热故障0218高于700高温范围的热故障022注：随着火花放电强度的增长，特征气体的比值有如下增长的趋势：乙炔/乙烯比值从0.13增加到3以上；乙烯/乙烷比值从0.13增加到3以上。 在这一情况中，气体主要来自固体绝缘的分解，这说明了乙烯/乙烷比值的变化。 这种故障情况通常由气体浓度的不断增加来反映。甲烷/氢的比值通常大约为1。实际值大于或小于1与很多因素有关，如油保护系统的方式、实际的温度水平和油的质量等。 乙炔含量的增加表明热点温度可能高于1000。 乙炔和乙烯的含量均未达到应引起注意的数值。 在应用三比值法时应该注意到： 1）只有根据各组分含量的注意值或产气速率的注意值有理由判断可能存在故障时才能进一步用三比值法判断其故障的性质。对气体含量正常的变压器等设备，比值没有意义。 2）表中每一种故障对应于一组比