绝缘油简化20070120

1、绝缘油试验第一节 绝缘油的组成绝缘油通常是指用于变压器类设备（包括电抗器、消弧线圈、套管、互感器等）、高压开关等设备中的矿物绝缘油。其主要作用是：散热、提高设备绝缘强度、隔绝空气防止绝缘氧化或受潮、灭弧（在开关设备中）。绝缘油是由天然石油经过预处理、蒸馏 、精制等一系列复杂工艺过程炼制而成的。其主要组成元素是碳和氢，碳元素约占84%-85%，氢元素约占12%-14%，还有少量的硫、氧、氮（约占1%），以及很微量的金属元素：铁、镍、铜、铅、钒、镁等，此外，还有微量的非金属元素：磷、硅、氯等。由于碳、氢两元素互相结合的可能性千变万化，因此，石油产品是一种由多种碳氢化合物（即一般所说的“烃”）组成的

2、混合物，其中碳氢化合物约占95%。另外，石油产品中还有非烃类化合物，如：含氧化合物、含硫化合物、含氮化合物、胶质、沥青等，这些物质的存在对石油产品的质量和运行都是不利的，在炼制时应尽可能除去。由于石油产品是由各种烃类化合物组成的混合物，其成分是极其复杂的，因此，只能将彼此之间相似的烃类归纳入一族或一类，用所谓的族化学成分测试法进行分类。其烃类可大致分为6类：烷烃（又称石蜡烃）、环烷烃、芳香烃、石蜡-环烷属烃、石蜡-环烷属-芳香烃、环烷属-芳香族烃5。石油和石油产品中的主要烃类是：烷烃、环烷烃和芳香烃。烷烃，其分子通式为CnH2n+2，化学性质最不活泼，具有较稳定的化学安定性、高闪点，但热稳定性

3、能差，在运行过程中呈现不稳定性，特别是在电、热应力的作用下，易发生劣化，而且易析出气体造成“电晕”，另外，温度较低时，又易析出结晶格子，使油出现凝固。虽然其抗氧化安定性比环烷烃差，但对抗氧化剂的感受性较好，仍是绝缘油的良好成分之一。烷烃含量超过25-30%的石油称为烷基（或石蜡基）石油。环烷烃，其分子通式为CnH2n、CnH2n-2、CnH2n-4等，碳原子以单键连成环状，其余价键与氢原子相结合构成饱和烃。它的碳原子为封闭环状链，故其分子结构严密，不易分解，具有良好的热稳定性和化学稳定性，而且对抗氧化剂也有较好的感受性，因此是构成绝缘油的理想成分。环烷烃含量在75-83%的石油称为环烷基石油，

4、环烷基石油是炼制绝缘油的最好原油。芳香烃，其分子通式为CnHn，、CnH2n-6、CnH2n-12等，其化学性质比环烷烃活泼，但其热稳定性最好，芳香烃的苯环在1000以上才会被打开。芳香烃在绝缘油中起天然抗氧化剂的作用，有利于改善油的抗氧化安定性，而且在高电场下还具有吸气性，这一性能对超高压设备尤为重要，有利于防止绝缘油在高电场作用下析出气体使油中形成气泡引起气泡放电、危及设备运行安全。 第二节 绝缘油的性质一、物理性质绝缘油的物理性质包括：外观、密度、粘度、倾点、凝点、闪点、水分、界面张力、苯胺点等。1、 外观颜色和透明度油的外观颜色，与其精炼程度有关，可以直观地反映油的精炼程度与受杂质的污

5、染程度。新油一般为淡黄色，近年来随着油精炼程度的加深，新油几乎是无色的。运行中的油，由于受电、热机械应力及氧气等的作用发生氧化生成氧化物，使油的颜色逐渐加深；另外，纤维素绝缘材料如：绝缘纸、木块等的氧化，则会使油的颜色变为棕色。油颜色的突然变化，是油质变坏或内部发生故障的反映，如：当设备内部出现电弧放电时，油的炭化将使有的颜色发黑变成酱色。油的透明度，一方面反映了油受机械杂质、水分的污染情况，另一方面也反映了油中是否有固态烃类物质的存在。新油在常温下应该是透明的，如果有固态烃存在或受杂质尤其是水分污染，则呈浑浊状态。因此，油的外观颜色和透明度是评价油质的直观指标。当油的颜色变深，或呈浑浊状时，

6、应引起注意。2、 密度密度，即单位体积物质的质量。油的密度与温度有关，标准中规定的密度是指20时的密度。从冷却效果看，油的密度越小越好。另一方面，密度小，也有利于油中水分、油泥、游离碳等杂质的迅速沉淀。通过油密度的检测，可以帮助我们判断油品中是否混入了其他不同密度的油，例如：若变压器油中混入了一定量的抗燃油其密度将会变大，如果变压器油中混入了轻质的柴油或汽油等其密度将会变小。3、 粘度当液体流动时，由于组成该液体的各分子之间的摩擦力而在液体内部产生阻力，这种阻力被称为粘度或内摩擦力。粘度的大小与液体的组成、温度等因素有关。油品的馏分愈重（分子量愈大），粘度也愈大。粘度的表示方式有三种：动力粘度

7、，又称绝对粘度，用符号表示，单位是g/cm.s。定义为面积为1cm2的两液体薄层，以1cm/s的速度相对移动时所需要的力。运动粘度，又称内摩擦系数，用符号表示，单位是斯。定义为温度为t时的动力粘度与相同温度下密度的比值。国标和IEC标准中均采用运动粘度来表示油品的粘度。条件粘度，或称恩氏粘度，用符号E表示。定义为200mL、50的油的流出时间与200mL、20的水的流出时间的比值，以恩格拉度（°Et）表示。粘度是油品的重要指标之一。用于电力系统的绝缘油，要求其粘度尽可能低一些，以利于油的流动，达到散热的目的。另外，开关设备中使用的绝缘油，粘度大时，将不利于电弧的熄灭，易造成触头损坏。

8、但粘度的降低是有限度的，因为随着粘度的降低，油的闪点也会随之降低。温度是影响油粘度的重要因素，因此在相关标准中都规定了几种不同温度（40、-10、-30）下油的粘度指标。在IEC60296-2003中规定了变压器和开关用油最低冷态投运温度LCSET下（分别为-30、-40）的粘度分别不大于：1800mm2/s、2500 mm2/s。4、 凝点和倾点凝点，是在一定条件下，液体失去其流动性的最高温度。倾点，则是在一定条件下被冷却的液体能保持其流动性的最低温度。理论上，对同一个油品两者应该一致，而实际上，由于测试方法和条件不同，二者之间有一定的差别，而且油品的组成和性能不同，这种差别的大小也有所不同

9、，其差值可达-1+5范围。我国的绝缘油质量标准中对倾点和凝点两个指标均有明确的规定，而IEC标准中则只规定了倾点。国产变压器油的牌号是以凝点划分的，如：10号、25号、45号变压器油表示油的凝点分别为-10、-25、-45。油品的凝点取决于油中石蜡的含量，含蜡愈高凝点愈高。因为，石蜡在温度降低时，易结晶成晶体颗粒，分散在油中使油浑浊，当温度继续降低时，结晶逐渐扩大，形成石蜡结晶网，使油失去流动性，而此时油并非全部凝固成固体。改善油的低温流动性、降低凝点的方法，除了在油炼制过程中进行脱蜡处理外，在油中添加降凝剂也可改善油的低温流动性。5、 闪点闪点，是指将油加热到它的蒸汽与空气混合到一定比例时，

10、如接近规定的火焰即发生闪火，并伴有短促的爆破声时的最低温度。它反映了油着火的难易程度以及油中轻质馏分的多少，油中轻质馏分越多，闪点越低。闪点的测试有开口杯法和闭口杯法。对电力系统使用的绝缘油，由于多使用于密闭的容器内，因此以闭口杯法的测试结果为准。对新油，低闪点表明油中轻质馏分过多或混入了轻质馏分的油。对运行油，闪点的降低往往是由于设备内部故障使绝缘油分解产生易挥发、可燃的低分子烃类。6、 机械杂质（颗粒度）机械杂质是指不溶于油的颗粒状物质，如：金属屑、纤维、灰尘等。油中的杂质主要来自两个方面：外部侵入和制造残留。油中含有机械杂质，将会影响油的介电强度、介质损耗因数等；对超高压变压器，机械杂质

11、的存在还会引起悬浮放电或油流带电，危及设备运行安全。7、 界面张力由于液体表面的分子所受到的液体内部分子的吸引力与液体外部分子（空气）的吸引力不平衡，从而在液体表面产生一种力。由于表面层分子所受到的液体内部分子的吸引力大于外部分子的吸引力，因此在液体表面产生了一种力图使液体表面缩小的力，这种反抗其本身的表面积增大的力即表面张力。表面张力的大小实际上反映了液体的表面活度。界面张力则是指液体与其他液体（如水）相接触时在分界面上所产生的张力。绝缘油的界面张力是指油与之不相溶的水接触时在油水界面上所产生的力。以符合表示，单位是mN/m。一些极性物质如：脂肪酸（R-COOH）注：R代表碳氢链、醇（R-O

12、H）等，由于含有亲水的-COOH、-OH极性基，而油含有憎水（或亲油）的非极性基-R，在油水两相极性不同的界面上，极性基-COOH、-OH向极性相（水）转移，而非极性基-R向非极性相（油）转移，从而改变了原来界面上分子的排列，使界面张力降低。因此，界面张力的大小可以反映出油中极性物质含量的多少。对于新油，在精制过程中一些非理想组分（包括氧化物等极性物质）基本上被除去，因此新油具有较高的界面张力，一般在40-50mN/m。对运行油，由于油老化产物：有机酸、醇等极性物质的存在，使界面张力降低；另外，油氧化后所产生的油泥也会改变油的表面活性，降低其界面张力。因此，界面张力的大小也可以反映油的老化程度

13、。8、 苯胺点苯胺点是指将油与相同体积苯胺混合，加热至两者能相互溶解成为单一液相的最低温度。同的烃类在苯胺中的溶解度是不同的，即不同的烃类具有不同的苯胺点。烃类化合物的苯胺点有以下规律：芳香烃<环烷烃<烷烃，多环环烷烃的苯胺点远比相应的单环环烷烃低。因此，根据油的苯胺点可以大致判断油中各烃类的含量。将苯胺点作为新油的控制指标之一，主要目的是控制芳香烃的含量，保证油的气稳定性能满足要求。美国ASTM D3487-00规定环烷基变压器油的苯胺点应在63-84，国标中对此项没有明确规定，但指出应注明油的苯胺点。9、 比色散比色散，又称比分散度，是指在规定温度下油品对两种不同波长光的折射率

14、的差（称为折射色散）与油品的相对密度的比值，通常用此比值乘以104表示：比色散=折射色散/密度×104油的比色散值主要受油中芳香族化合物含量和结构的影响。测试油的比色散，也是一种较为简便的测试油中芳香烃含量、评定油品气稳定性的间接方法。二、化学性质1、水溶性酸（碱）水溶性酸主要是硫酸及其衍生物（包括磺酸、酸性硫酸酯等），水溶性碱主要是苛性钠或碳酸钠。水溶性酸（碱）以pH值来表示。油中水溶性酸（碱）的来源有二，一是油在炼制过程中采用酸或碱精制工艺的残留，二是油在运行中氧化及皂化的产物。水溶性酸（碱）的存在，不仅会腐蚀设备的金属部件，而且会加快油及纤维绝缘材料的老化，缩短设备的使用寿命。

15、因此，水溶性酸（碱）也是油质控制的主要指标之一。新油中，不允许有无机酸碱或低分子有机酸，油的pH值应在6.0-7.0范围内，否则为不合格油，不能使用。运行中油，若pH值接近标准允许值时，应及时进行除酸处理。2、 酸值酸值，是指中和1g试油中含有的酸性物质所需要的氢氧化钾的毫克数。以mgKOH/g来表示。这里的酸性物质是指有机酸和无机酸的总和，由于新油中一般不含无机酸，因此所测得的酸值反映了油中有机酸的含量。油中含有的有机酸主要是环烷酸以及油氧化生成的酸性物质。新油中酸性物质的含量，与原油及精制程度有关，而运行油则主要与油的老化程度有关。因此，对新油，酸值是反映油精炼程度的指标之一；而对运行油，

16、酸值则是反映油老化程度的指标之一。3、 活性硫绝缘油中的硫主要是原油中的硫或油炼制、再生过程中硫化物的残留，它或是以稳定的化合物的形式存在，或是以不稳定的化合物的形式存在，或者以游离状态的硫（称活性硫）存在。这种活性硫对金属、纤维质材料具有强腐蚀性，即使油中只有十万分之一的活性硫，就会对导线、纸等纤维绝缘产生腐蚀作用，因此在绝缘油中不允许有活性硫。4、 氧化安定性由于油在贮存、运行过程中，不可避免地会与空气中的氧接触，在一定条件下，油与氧接触就会发生化学反应生成氧化物，通常将油与氧的反应称为油的氧化。油品抵抗这种氧化反应的能力，称为油的氧化安定性。由于绝缘油是由许多不同结构的烃类组成的化合物，

17、因此它的氧化过程是十分复杂的，一般可将其划分为诱导期、发展期和迟滞期三个阶段。诱导期。此阶段氧化过程非常缓慢，油中生成的氧化物也很少。诱导期的长短与油的组成、氧含量、温度等因素有关。发展期。在此阶段油内渐渐开始生成稳定的氧化物，如：低分子有机酸、水、过氧化物等，这些氧化物的存在对油的氧化反应又具有催化作用，使氧化反应进一步发展，生成固体聚合物和缩合物，它们在油中达到饱和状态后，便从油中沉淀出来形成即所谓的油泥。迟滞期。在此阶段氧化速度减慢，生成的氧化物也比发展期少，这是因为由树脂氧化生成的一些具有酚类物质特性的氧化物对油的氧化具有减缓作用。影响油的氧化安定性的因素主要是油的化学组成，环烷基油的

18、氧化安定性比石蜡基油要好。三、电气性质1、介电强度绝缘油的介电强度是指绝缘油耐受电场应力的能力，通常以击穿电压值来表示。击穿电压值是指，当施加的电压逐渐升高到某一数值时，油的电阻突然下降几乎为零、电流瞬间增大并伴有火花或电弧产生时的电压值，此时的电场强度成为油的介电强度。油的击穿主要是电击穿，由于油中或多或少总有一些自由离子，在电场的作用下，正离子向负极移动，负离子向正极移动，从而在两极间产生一定的电流，随着电压的升高，离子的数量增多、运动速度加快，使两极间的电流剧增，最终在两极间形成贯穿性电流，即击穿。影响绝缘油击穿电压的因素有：水分、纤维、油劣化产物等。根据油的击穿机理，如果没有水、纤维素

19、等杂质的存在，油将是很难被击穿的。但由于在炼制、贮存、运输过程中不可避免地要和空气接触，吸潮、混入灰尘、纤维等杂质，同时油在电、热等应力的作用下劣化生成的酸、脂等悬浮物质，都会使油的击穿电压大大降低。绝缘油的介电强度不是绝缘油质量的控制指标，而是为了检查绝缘油受水及其他悬浮物质污染的程度，以及检查油在注入电气设备前的干燥、过滤处理是否能满足要求。2、 介质损耗因数IC无功率电流，即电容电流。IR有功电流，包括传导电流和极化电流。图13-1 介质等效电路图如图13-1，当在介质上施加一电压时，在介质中所通过的电流与施加的电压间有一个夹角，其余角则定义为介质损失角，其正切值tan定义为介质的损耗因

20、数。之所以用介质损耗因数来表示介质的特性，是因为介质损耗因数的大小实际上反映了介质在一定电压下的有功损耗的大小。如图13-1 所示，当电压施加在介质两端时，电流在介质中产生的有功损耗为：P=UIcos=UIsin=CU2sin当很小时，sintan，那么PCU2tan当电极、电压和频率一定时，则有功损耗值仅取决于tan的大小。介质的有功损耗由两部分组成，一是传导损耗，即传导电流产生的损耗，它是由介质中带电离子的迁移所产生的损耗；二是极化损耗，即极化电流产生的损耗，它是由介质的极化和偶极子定向排列所产生的损耗，仅在施加交流电压时产生。油的介质损耗因数与油中的带电离子的含量和极性物质的含量有关，因

21、此，它反映了油受机械杂质、极性物质等污染程度以及油老化的程度。3、 体积电阻率在恒定电压作用下，介质传导电流的能力称为介质的电导率，电导率的倒数则称为电阻率。油的体积电阻率表示了两电极间绝缘油单位体积内电阻的大小，通常以v表示。体积电阻率v一般是通过测量两电极间的电阻R，然后计算得出，见式（13-1）：v=KR （13-1）式中：v体积电阻率，·m；K空电极常数，m；K=0.113Ca，其中Ca是以空气为介质时的电极杯的电容值，pF；R测出的样品油的电阻值，。油的体积电阻率的大小，与油中杂质有密切相关。纯净的新变压器油，体积电阻率是很高的，一般在1012·m以上。运行油，由

22、于油老化产生的一系列氧化物，以及设备中其他绝缘材料老化生成物在油中溶解或沉淀，以及受外来杂质的侵入，体积电阻率将逐渐下降。因此，体积电阻率的大小同样可以反映油老化或受污染的程度。一般地，体积电阻率高，其介质损耗因数就小，击穿电压也高。但由于体积电阻率仅反映了介质中传导电流的大小，不能反映介质中极化电流的大小，因此，体积电阻率与介质损耗因数并不完全等同，前者反映的是介质在直流电场下的特性，而后者则是反映介质在交流电场下的特性。在油中极性物质含量很低时，也即极化电流很小时，油的体积电阻率v与介质损耗因数tan有以下近似关系：tan1.8×1010/(rfv) （13-2）式中：r相对介电

23、常数；f试验电源的频率，Hz。但一定要注意的是，这一公式只有在油中极性物质含量比较低时才成立。4、 析气性绝缘油的析气性是指绝缘油在电场作用下，烃分子发生物理、化学变化时，吸收或释放气体的特性。通常吸收气体以（-）号表示，放出气体以（+）号表示。绝缘油这种析气性是由于在电场作用下，溶解在油中的气体发生游离，形成高能量的电子或离子，这些电子或离子与油分子发生剧烈的碰撞，使油分子的C-H或C-C链断裂，形成活泼的氢及活性烃基基团，活泼的氢及活性烃基基团与烃分子继续作用，就会发生去氧、加氢或脱氢、分解、聚合等化学反应，从而放出或吸收气体。绝缘油的析气性与它的化学组成有关。如：芳香烃在电场作用下易发生

24、加氢反应，因此具有吸气性；而烷烃和环烷烃则易发生脱氢反应，因此具有放气性。第三节 绝缘油试验方法关于绝缘油的试验方法在有关标准中已有了详细的规定，在此仅重点讨论试验时应注意的事项以及试验结果的判断和应用。一、密度测试方法概述（GB/T1884-88）：将合适的石油密度计垂直地放入盛有试油的密度计量筒中并让其稳定，待其温度达到平衡状态后，读取石油密度计刻度的读数并记录试油的温度。如有必要，可将盛试油的密度计量筒放入恒温浴中，以避免试验过程中温度变化太大，影响测试结果。密度与温度密切相关，标准中规定的密度是以20时的密度为标准。因此，应将测量结果换算至20，换算方法详见GB/T1885-88石油计

25、量换算表。注意事项：测量时应将密度计缓缓地放入试油中。读数时眼睛须与液面的上边缘在同一水平线；油中或表面有气泡时会影响读数，应在测量前将气泡除去。测量油温时，应将温度计置于油中2/3以下深度，时间不少于3min。实际应用：绝缘油的密度测量除用于计算一定体积油的重量、反映油的冷却性能外，也可以反映在油在贮存、运输、使用过程中是否有其他油品混入。因为，两种及以上油品混合时，其密度如下：混=（1V1+2V2+iVi）/（V1+ V2+ Vi） （13-3）式中，i某一种油的密度 Vi某一种油的体积因此，如果发现油的密度有明显变化时，应进一步分析是否混入了其他不同的油品。当然，如果混入的量比较小，或几

26、种油的密度相差不大，仅通过密度测量很难发现是否混入了其他油品，必须结合其他试验方法，如：闪点、界面张力、介质损耗因数测量等，进行综合判断。二、粘度测试如前所述，粘度的表示方法有三种：动力粘度、运动粘度和恩氏粘度。在电力系统中一般采用运动粘度来表示绝缘油的粘度。方法概述（GB/T265-88）：在某一恒定温度下，测量一定体积的液体在重力作用下流过一个标定好的玻璃毛细管粘度计的时间，此时间与粘度计常数的乘积即为该温度下被试液体的运动粘度。注意事项：应根据温度选用适当的粘度计，使试油的流动时间不少于200s，内径0.4mm的粘度计流动时间不少于350s。测量时应严格控制温度的变化，温度变化不大于0.

27、2。恒温水浴中的搅拌电机应固定好，而且转速不要太高，以免造成粘度计振动影响测量结果。实际应用：绝缘油的粘度是反映油冷却性能的参数。对运行油，粘度还反映了油中杂质，如：水分、酸、油泥等的含量，因为这些杂质会粘附于毛细管内壁或流出口，影响油的正常流动，从而使油粘度增高。因此，通过粘度的测量也可以了解油的老化程度。GB/T265-88中规定：“试油中含有水或机械杂质时，在试验前必须经过脱水处理，用滤纸除去机械杂质。”实际应用经验认为，这一规定对运行油粘度的测试是不合适的，这样测量得到的结果不能真实反映油的粘度。三、凝点和倾点测试方法概述（GB/T510-83）：将试油装在规定的试管中，冷却到预期温度

28、时，将试管倾斜45°，经过1min，观察液面是否移动。如果有移动，将试管取出重新预热至试油达50±1，用比上次试验温度低4或更低的温度重新进行测试；反之，如果液面无移动，则用比上次试验温度高4或更高的温度重新进行测试。直至确定某试验温度能使液面停止流动而提高2又能使液面移动时，该温度即为试油的凝点。倾点测试方法（GB3535-83）：试油经预热后，在规定的冷却速度下，每隔3检查一次油的流动性，观察到的油能流动的最低温度即为该油的倾点，以表示。注意事项：温度计必须垂直放置，且在试管的中心位置，水银球的最低端应在试油的三分之二以下深度，温度计的底端切忌与试管壁相碰。实际应用：凝

29、点是划分变压器油牌号的依据。如果只是检查试油的凝点是否符合技术标准要求，可在比技术标准所规定的凝点高1的温度下进行测试，如果此时液面能够移动，则认为凝点合格。四、闪点测试闪点的测量有开口杯法和闭口杯法。由于绝缘油一般使用在密闭的容器内，因此通常都采用闭口杯法。方法概述（GB/T261-83）：试油在连续搅拌下用很慢的恒定的速率加热，在规定的温度间隔，同时中断搅拌的情况下，将一小火焰引入杯内，试验火焰引起试油上部蒸汽闪火时的最低温度即为试油的闪点。测试的结果应校正到标准大气压（101.3kPa或760mmHg柱）下，校正方法见式（13-4）：t=t试+0.25(101.3-p) 或 t=t试+0

30、.0345(760-p) （13-4）式中：t试测试结果，；p试验时的大气压。注意事项：油面的高度。油面过高，测量结果偏低，反之亦然。点火用火焰的大小。火焰的长度应控制在3mm -4mm。升温速度。升温快，油的蒸发速度快，使空气中油蒸汽浓度提前达到闪火下限，从而使结果偏低；反之，升温速度慢，测试时间长，点火次数多，消耗了部分油蒸汽，而使结果偏高。含水量。如果油中含水量大于0.05%，必须先进行脱水处理。因为，加热时油中的水分汽化形成水蒸汽覆盖于油面上，将影响油蒸汽的正常挥发，从而使测量结果偏高。实际应用：闪点的测试，实际上是测试油中的易挥发成分及溶解的气体特别是氢气。绝缘油在加热过程中，首先分

31、解出轻馏分的烃，因此，如果油中混有汽油、煤油等轻馏分的油，或由于设备内部故障使油分解产生低分子的烃或其他可燃气体，将会使油的闪点急剧下降。闪点的降低有可能引起设备火灾或爆炸。闪点不合格的新油不应购买和使用，运行油若因设备内部故障造成闪点不合格，可采用真空滤油处理。五、水溶性酸碱（pH值）测试水溶性酸碱是指绝缘油中能溶于水的酸性（矿物性酸、低分子有机酸等）和碱性（苛性钠、碳酸钠等）物质，通常以酸碱度（pH值）来表示。方法概述：水溶性酸碱的测试方法有比色法、酸度计法、滴定法。目前电力系统应用较多的是比色法和酸度计法。1）比色法（GB7598-87），在规定的试验条件下，试油与等体积的蒸馏水混合、摇

32、动，取其水抽出液，加入pH指示剂，通过与标准pH缓冲溶液比色确定其pH值。2）酸度计法（DL/T429.3-91），将试油与等体积的蒸馏水在70-80混合摇动5min，取其水抽出液，用酸度计测试其pH值。注意事项：蒸馏水的酸碱度。要求蒸馏水的pH值在6-7范围，电导率小于3S/cm2（25时），一般用二次蒸馏水较好。萃取温度。因为萃取温度直接影响这些水溶性酸碱在水中的溶解度，温度越高萃取率越高，测得的结果就偏低。指示剂水溶液的pH值。应尽量使指示剂水溶液的pH值与被测溶液的pH值相同。一般地，指示剂溶液的pH值，测新油时调到6.0，测运行油时调到5.0。实际应用：对于新油，pH值不合格，表明油

33、在酸精制处理后，酸没有完全中和或碱洗后水洗不完全，这样的油不能使用。对于运行油，pH值不合格，表明油中有低分子酸，即油已经开始老化，应采取措施（如加抗氧化剂等）防止油的继续老化。六、酸值测试方法概述：酸值的测量方法分电位滴定法和指示剂滴定法两类。1）电位滴定法（GB/T7304-87），用乙醇-石油醚或乙酸-甲苯混合液将油中的酸性组分抽提出来，再用氢氧化钾-乙醇滴定，用电位差法确定滴定终点。该方法一般用于测试深色油或作为仲裁试验。2）指示剂滴定法（GB/T264-83、GB7599-87），用煮沸的乙醇将油中的酸性组分抽提出来，然后用已知浓度的氢氧化钾乙醇溶液进行滴定，用指示剂确定滴定终点。常

34、用的指示剂有两种，一是碱兰6B，另一个是溴百里香兰（简称BTB）。由于碱兰6B指示剂在滴定终点为浅红色，使深色油滴定终点的判断困难，因此仅适用于新油和浅色油的测试。BTB指示剂在滴定终点呈绿兰色，清晰明显容易判断，而且其测量结果更接近电位滴定法，是目前用来测量绝缘油酸值较好的指示剂。注意事项：乙醇溶液中醛的存在会使醇碱溶液变黄，影响滴定终点的判断。应趁热滴定，从停止回流至滴定终点所用时间不超过3min。这是因为，空气中的二氧化碳极易溶解在乙醇溶液中，长时间在空气中滴定，会使测试结果偏高。在滴定终点附近，应减缓滴定速度，在估计差一两滴就要到终点时，改为半滴加入。实际应用：酸值是用来表示油中酸性物

35、质的含量。一般地，除非因精制、清洗不完全而使油中残留有无机酸，油中是不含无机酸的，因此酸值实际上是反映油中有机酸（即含有R-COOH基团的化合物，R为环烷酸或脂肪酸）的含量。而有机酸的存在则是由于油氧化的结果，因此，测量油的酸值是判断油老化程度以及油是否能够继续使用的方法之一。酸值测试是运行中绝缘油的重要预防性试验项目。七、界面张力测试方法概述（GB/T6541-86）：将一水平的铂丝测量圆环从水油界面向上拉开，测量其所需要的力，然后按式（13-5）计算得出试油的界面张力：=mF （13-5）式中：m膜破裂时界面张力仪刻度盘的读数，mN/m；F系数，按式（13-6）计算：F=0.7250 +

36、0.03678m/rar2(0-1)+P （13-6）式中：rar铂丝圆环的平均半径，mm；0水在25时的密度，g/mL；1试油在25时的密度，g/ml；P常数，按式（13-7）计算：P=0.04534-1.679rw/rar （13-7）图13-2 界面张力与油泥的关系曲线2式中：rw铂丝的半径，mm。注意事项：玻璃杯和铂丝环的尺寸及形状。玻璃杯底部要平整，直径不小于45cm，圆环直径在4-6cm（用直径为6cm的环比较好），环应保证为圆形，且与相连的蹬垂直。测试时间。因为亲水性极性物质向水油界面移动的速度取决于极性分子的类型、浓度等，如果测试时间太短将不能真实反映油中极性物质的含量，如果太

37、长又会使测试结果测试结果偏低。因此，测量时必须按规定的时间进行，即从倒入试油到膜破裂的操作应在1min内完成，而且从界面拉出环的时间应尽量在30s左右。另外，在膜将被拉破时，操作应尽量缓慢，以免由于环移动太快而产生滞后现象，使测试结果偏高。试油量。所加试油量应保持在10mm高度，否则，铂丝环从水油界面拉出时容易触及油与空气的界面，也会使测试结果偏高。实际应用：由于界面张力的大小反映的是油中极性物质（如脂肪酸、醇类物质等）的含量。因此，界面张力测试是检查新油受污染程度和运行油老化程度的重要试验项目之一。国标GB/T7595-2000规定，新油的界面张力应不小于40mN/m，运行油的界面张力应不小

38、于19mN/m。图13-2是根据国内600台变压器、套管、互感器、断路器等设备用油实际运行数据统计的油界面张力与油泥含量的关系曲线2。由图可见，当界面张力小于20mN/m时，油泥不合格率超过50%。值得注意的是，一些极性添加剂，如：降凝剂（聚甲基丙烯酸脂），也是亲水性极性物质，会使界面张力下降。因此，新油界面张力不合格时，应排除极性添加剂的影响。八、氧化安定性测试方法概述：常用的测试氧化安定性的方法有两种：1）方法一（SH/T0206-92），将试油装在一个特制的玻璃氧化管内，加入铜丝催化剂，并不断地通入氧气，在规定的温度（110）下连续加热164h，然后测试试油的酸值及试油中的沉淀物，酸值以

39、mgKOH/g表示、沉淀物以重量百分数表示。2）方法二（GB/T12580-90），将试油装在一个特制的玻璃氧化管内，加入铜催化剂线圈，保持在120，同时通以恒定流量的氧气，测试试油氧化产生的挥发性酸增加到相当于中和值为0.28mgKOH/g所需要的时间。以诱导期（h）表示试油的氧化安定性。我国的变压器油质量标准中是以第一种方法的测试结果为依据的。注意事项：影响测量结果的因素主要是加热的温度和氧气的流量，因为这两个因素是影响绝缘油老化速度的关键因素，因此必须严格控制。实际应用：氧化安定性是评价绝缘油使用寿命的重要指标。对新油，此项目虽不作为每批产品的出厂控制指标，但它是保证项目，即每年至少应测

40、试一次；新油供货时，生产厂家应在技术参数中提供此项指标。对运行油，一般只在对其性能有怀疑时进行此项试验。九、腐蚀性硫测试方法概述：将试油在一定温度下与铜片接触，经过一定时间后，观察铜片表面及其颜色的变化，确定油对金属铜片的腐蚀性。注意事项：此项试验的关键点是对铜片表面及其颜色变化的正确判断。只有铜片表面有绿色、黑色、深褐色或铜灰色的薄层或斑点时，才判断为不合格，铜片表面的薄氧化层是允许的。如果两次平行试验，有一块铜片上有腐蚀痕迹，需重复试验，第二次试验，如果仍有一块铜片上有腐蚀痕迹，亦认为试油不合格。实际应用：此项试验的目的是检查新油、硫酸白土再生油中是否残留有腐蚀性硫，以防止硫对设备的腐蚀。

41、对新油，如果此项试验不合格，不应使用。对运行油，如果由于外界影响或现场再生时碱洗不彻底造成该项试验不合格，应进行脱硫处理。十、抗氧化剂含量测试方法概述：目前国内广泛使用的抗氧化剂为2，6二叔丁基对甲酚，代号T501。T501含量的测试方法有：分光光度计法、液相色谱法、红外光谱法和薄层层析法。国内普遍采用的是第一种方法分光光度计法。（1）分光光度计法（GB7602-87），用石油醚、乙醇作溶剂，磷钼酸做显色剂，基于T501在碱性溶液中生成钼兰络合物，并利用钼兰络合物溶于水的性能，根据钼兰水溶液的颜色深浅，用分光光度计进行比色测试其含量。（2）液相色谱法（DL/T704-1999），该方法是最近开

42、发的新方法，具有操作简便、测量快速准确等优点，有较好的推广应用前景。其方法是，先用甲醇将试油中的T501萃取出来，然后用液相色谱仪器进行分析和定量，具体操作步骤如下：制备标准油样，与分光光度计法相同，根据所要配制的标准油样的浓度称取一定量的T501溶于基础油中，避光保存（保存期不超过一个月）。样品萃取处理，待试油样与标准油样的萃取方法相同。称9.0±0.2g试油放入具塞比色管中，再用移液管移取1.0mL甲醇加入其中，放入振荡仪中，常温下振荡15min，然后取出置于高速离心机中旋转10min，使油与甲醇萃取液充分分离。色谱仪标定，用微量注射器取标准油样的萃取液10L，进样，得到标准油样

43、的T501谱图和响应值（峰面积或峰高）；重复进样，取两次响应值的平均值作为标准油样T501的响应值。试油分析，取待试油样的萃取液10L，进样，得到待试油样的T501谱图的响应值；重复进样，取两次的平均值作为试油的响应值。计算试油的T501含量，按式（13-8）：wt=（wS·mS）Rt/（RS·mt） （13-8）式中：wt待试油样中T501的含量，%；ws标准油样中T501的含量，%；mS标准油样质量，g；Rt待试油样中T501的色谱峰的响应值，V·s或V；Rs标准油样中T501的色谱峰的响应值，V·s或V；mt试油质量，g。注意事项：1）分光光度计法

44、：在每次测试试油时，应同时进行标准曲线的绘制，以减少因试验条件（如所用试剂、工作环境等）的差异造成的误差。测试老化程度较深的油时，须先进行脱色处理，否则会使测量结果偏高。钼酸溶液应置于棕色瓶中保存，以免氧化变色（变为绿色）影响发色，最好是在使用前配制。加碱量应精确，以使钼兰络合物的pH值在适当范围。脱色用石油醚的沸点在30-60，测试用石油醚的沸点在60-90比较好。2）液相色谱法：萃取处理时，振荡时间不少于10min，以尽可能保证油中的T501能完全溶解到甲醇中；如果试油谱图中杂峰较多，可改变流动相比例和流速，对管路进行冲洗；另外，提高离心机转速（大于2000转/分）、延长旋转时间，可使杂峰

45、减少。实际应用：目前电力系统使用的绝缘油基本上都添加有抗氧化剂，一般在新油出厂时添加，添加量为油量的0.3%。由于抗氧化剂在油的运行中会逐渐消耗，消耗的速度与油中含氧量、含水量等有关，因此应定期检测其含量并及时添加。经验表明，当T501含量低于0.15%时就应及时添加，一般补加到0.3%。十一、水分测试水分是加速绝缘油和纤维绝缘老化的主要因素之一，也是导致绝缘油、纸介电强度下降及设备故障的因素之一。因此，对准备注入设备的新油要严格控制其水分含量，同时，对运行油进行定期检测，以及时发现设备受潮缺陷。方法概述：水分的测试方法有库仑法、气相色谱法、蒸馏法等。前两种方法适用于绝缘油中微量水分的测量。（

46、1）库仑法（GB7600-87），其原理是基于，有水时碘被二氧化硫还原，在有吡啶和甲醇存在的情况下，发生化学反应，生成氢碘酸吡啶和甲基硫酸氢吡啶。反应式如下：H2O+I2+SO2+3C5H5N2C5H5N·HI+ C5H5N·SO3C5H5N·SO3+CH3OHC5H5N·HSO4CH3在电解过程中，电极反应如下：阳极：2I-2eI2阴极：I2+2e2I-2H+2eH2产生的碘又与油中的水分反应生成氢碘酸，直至全部水分反应完毕。反应终点用一对铂电极组成的检测单元指示。从上述反应式中可以看出，在整个过程中消耗的碘、二氧化硫和水的克分子数相同，即电解碘的电量

47、相当于电解水所需的电量。根据法拉第电解定律，电解1mol碘需要2倍的96493C的电量，即电解1mol水需要2×96493C的电量。由此，可以根据反应所消耗的电量来计算出油中的水分含量，见式（13-9）。电力系统广泛使用的微库仑仪就是根据这一原理设计的。W×10-6 = Q×10-3 即 18 2×96493W=Q/10.72 （13-9）式中：W试油中的水分含量，g；Q电解电量，mC；18水的分子量。（2）气相色谱法（GB7601-87），该方法是将试油中的水分在气相色谱仪的汽化加热器中加热汽化后，通过高分子微球固定相（GDX-503）分离，用热导检测

48、器（TCD）检测，然后采用工作曲线法进行定量。该方法相对于库仑法，操作比较复杂，目前已较少采用。（3）蒸馏法（GB/T260-77），将试油与无水溶剂混合，进行蒸馏测试其水分含量。水分含量以百分数表示。该方法一般用于含水量较高的油。图13-3 OOMMEN油纸水分平衡曲线7注意事项：由于目前水分测试使用最多的是库仑法，因此仅讨论用库仑法测试油中水分含量时应注意的问题。每次试验时应用蒸馏水对仪器进行校正，当连续三次进0.1L水，仪器显示值与理论值之差均在5%以内时，才能认为仪器调整完毕。实验室的温度应高于20，否则将无法满足第1项的要求。这是由于，温度太低时，电解液的粘度增大使电解反应速度降低，

49、而反应终点的判断是依据反应速度来确定的，因此使测试结果偏低。搅拌速度也是影响测试结果的主要因素。因为搅拌速度的快慢会影响反应速度，太快会使反应终点不稳，太慢则会使测试结果偏低，搅拌速度最好能够使电解液呈一旋涡状为宜。用进样注射器抽取试油时，应注意不要有气泡和杂质，否则会使测试结果偏高。进样用针头应足够长，能使油样直接注入到电解液中。实际应用：设备内的水分除制造时残留、外部侵入外，油、纸绝缘的老化也是其来源之一。因此，通过油中水分含量测量可以检查设备的密封状况，同时还可以反映绝缘油及纸绝缘的老化状况。对变压器等油纸绝缘结构设备，测试油中含水量的另外一个重要目的，是通过油中水分含量估算纸绝缘中的含

50、水量。因为，对于绝缘纸水分的存在几乎是致命的，它会加速纤维绝缘的老化，降低纸的电气和机械强度，而且纸绝缘的老化是不可逆转的，不像绝缘油老化后可以再生或者进行更换，可以说，所有改善绝缘油性能的努力最终的目的都是为了使纸绝缘处于一种良好的环境中，以减缓其老化的速度。因此，必须严格控制纸绝缘中的含水量。对于油纸绝缘结构设备，设备内部的水分在油、纸之间实际上是处于一种动态平衡状态，当设备运行温度变化时，水分将在油、纸间重新进行分配，最终在这一温度下重新达到平衡。由于绝缘油对水分的溶解能力随温度升高而增大，而纸绝缘对水的溶解能力则随温度的增加而降低，因此当温度升高时，纸中的水分将向油中迁移，经过一定时间

51、后达到新的平衡，当温度降低时，油中的水分将向纸中迁移。图13-3是OOMMEN油纸水分平衡曲线，它反映了不同温度下水分在油、纸间的分配情况。由图13-3 可见，同样的测试值所反映的纸中的含水量随取样时油温的不同是不同的，例如：油中水分测试值为20mg/L，若取样时的油温是60，表明纸中含水量约为1.5%；若取样时的油温是30，则表明纸中含水量在4.0%左右（表纸绝缘已经受潮）。因此，在判断水分测试结果时，必须注意取样时油的温度。标准中的规定值一般是指取样时油温在60的含水量。对水分严重超标的设备，应进行干燥处理。现场干燥方法，可采用热油喷雾真空干燥、涡流真空干燥、短路真空干燥等方法。如果仅采用

52、真空滤油，很难取得好的效果，因为，真空滤油时只是除去了油中的水分和纸绝缘表面的水分，而纸绝缘中大量的水分很难通过真空滤油排除掉，这样，设备投运后纸中的水分会很快向油中迁移使油中水分很快又超标。十二、含气量测试方法概述：含气量的测试方法有二氧化碳洗脱法、真空压差法、气相色谱法等。（1） 二氧化碳洗脱法(DL/T450-91)，用高纯度的二氧化碳以极其分散的形式通过一定体积的试油，由于二氧化碳的过饱和，会将试油中溶解的气体洗脱出来，并与二氧化碳一起通过装有氢氧化钾溶液的吸收管，二氧化碳在吸收管中被完全吸收，其余气体则进入有精确刻度的到量气管，然后读出气体的体积数。（2） 真空压差法（DL/T423

53、-91），其原理是将被测试油暴露在真空脱气室内，使溶解在油中的气体向真空脱气室中扩散，脱气室内的压强将因油中气体的扩散而增高，根据试油的体积、温度及脱气室内压强的变化，计算出油中的含气量。（3） 气相色谱法（DL/T703-1999），采用气相色谱法，检测出油中各溶解气体组分的含量，它们主要包括氧气、氮气、一氧化碳、二氧化碳等，然后将所有组分的含量相加即得出油中的气体含量。该方法虽然比较复杂，但准确度高、重复性好，在国外广泛采用，目前国内色谱仪生产厂家也已开发出专门用于油中含气量测试的仪器。注意事项：二氧化碳洗脱法所测到的含气量不包含一氧化碳和二氧化碳，因其在通过吸收管时被氢氧化钾吸收了，因此

54、使测得的结果偏低，尤其是对一氧化碳、二氧化碳含量较高的运行油测量误差更大。另外，二氧化碳的流速、洗脱的时间对测试结果有较大的影响，流速一般控制在30mL/min，洗脱的时间以10-15min为宜。真空压差法的准确度主要受脱气室真空度及脱气装置的气密性的影响。如果真空度不能满足要求，一方面会使脱气室中残留有空气，另一方面，溶解在油中的气体不能完全释放出来，从而使测试结果产生较大的误差。实际应用：绝缘油对气体的溶解能力是有限的，约为油体积的10%，对变压器类全密封结构的充油电气设备，正常情况下绝缘油的含气量约为4-6%。当设备密封破坏或由于其他原因使外部空气进入设备内部，将使油中含气量增加甚至形成

55、自由气体，引起变压器气体继电器动作或气泡放电，危及设备运行安全。含气量的测试有助于对设备密封状况的判断，同时还有助于对变压器气体继电器动作原因和变压器内低能量放电产生原因的分析。例如：一台110kV电厂升压变压器，大修投运后气体继电器频繁报警，严重时每小时一次，油色谱分析表明设备内部无过热或放电性故障，但氧含量较高，而且油中含气量高达12%，表明油中气体已达到饱和，说明气体继电器频繁报警是由于油中气体饱和释放所致，现场调查发现是由于大修补油时未采用真空注油造成的。另有一台220kV变压器，正常运行时气体继电器报警，油色谱分析结果发现各故障特征气体含量都非常低，而油中含气量也远低于饱和值，检查发

56、现是由于呼吸器堵塞造成的，在这种情况下，虽然油中气体含量远低于饱和值，但当设备运行温度急剧下降时，由于呼吸器堵塞，使油面上部形成负压，油中溶解气体向负压区扩散，从而引起气体继电器报警。再者，在新设备安装后的带电调试中也多次发生过油中出现放电性故障特征气体乙炔的情况，但经过滤油处理重新投入运行后一切正常，表明油中乙炔组分的出现可能与设备安装后排气不充分有关。图13-4 水分对击穿电压的影响2十三、击穿电压测试方法概述GB/T507-2002）：将一交流电压施加在充满油的规定间隙（2.5mm）的两个电极之间，并按一定的速度升压，至电极间的油被击穿，此时的电压值即为油的击穿电压。 击穿电压平均值，k

57、V图13-5 6次击穿电压的标准偏差与其平均值的关系标准偏差与平均值的比值注意事项：试油温度。对不含杂质并经过干燥的油，温度的影响主要是通过对油粘度的影响来体现的，温度升高时，油粘度减小，使由电场引起的离子在油中的运动速度加快，增加了离子碰撞游离的几率，从而使油的击穿电压降低；对含有杂质及水分的油，温度的影响主要是通过对水分状态的影响体现出来。温度较低时，水分呈乳化状态，在电场作用下，呈极性排列在两电极间形成桥路，所以击穿电压很低；温度升高，乳化水的活性增大，在电场作用下分散于油中，反而不易形成桥路，因此击穿电压随温度的升高将有所增加；当温度继续升高时，油的粘度达到最小值，油分子的活性增加，水分子就很难再借助油的粘度阻力而逃脱电场的束缚，则又重新集结成桥路，从而使击穿电压降低。电极形状、电极间距、油杯形状和容量、以及升压速度。研究表明，如以平板电极的测试值为准，则球形电极大致偏高6kV，球盖形电极大致偏高3kV左右。实际应用：影响绝缘油击穿电压的因素是水分、纤维、油劣化产物等的污染。根据油的击穿机理，如果没有水、纤维素等杂质的存在，油将是很难被击穿的。但由于在炼制、贮存、运输过程中不