电力用油质量标准试验方法及管理

. .国能浚县生物发电National Bio Energy XunXian Go., Ltd.电力用油质量标准、试验方法与六氟化硫管理制度2006-12-00 发布2006-00-00实施国能浚县生物发电发布油务管理制度1. 适用围本制度规定了我厂生产用油与六氟化硫的管理职责、管理容与质量要求、采用的技术标准和导则。本制度适用于生产用新油（六氟化硫）验收、运行油（六氟化硫）的监督与维护管理。2. 油质化验和管理采用的技术标准和导则以下标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。如果所引用的标准有新的版本，新版本自动生效。2.1 GB 7597-87 电力用油（汽轮机油、变压器油）取样方法(机械油与抗燃油参照执行）2.2 绝缘油采用的技术标准GB/T 261 石油产品闪点测定方法（闭口杯法）GB/T 264石油产品酸值测定方法GB/T 507 绝缘油介电强度测定方法GB/T 510 石油产品凝点测定方法GB/T 5654 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/T 6541 石油产品油对水界面力测定方法（圆环法）GB 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）GB 7599 运行中汽轮机油、变压器油酸值测定方法（BTB）GB 7600 运行中变压器油水分测定法（库仑法）GB 7602 运行中汽轮机油、变压器油抗氧化剂含量测定法（分光光度法）GB/T 11142 绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法SH/T 变压器油氧化安定性测定法DL 421 绝缘油体积电阻率测定法DL 429.2 颜色测定方法 DL 429.6 运行油开口杯老化测定方法DL 429.7 油泥析出测定法 DL 429.9 绝缘强度测定法 GB/T 17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB/T7596-2000 电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T 7595-2000运行中变压器油质量标准DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 2536-1990变压器油GB/T 1454293运行中变压器油维护管理导则DL/T 596-1996 电气设备预防性试验规程2、3六氟化硫监督采用的技术标准GB1202289 六氟化硫新气质量标准DL/T595-1995 六氟化硫电气设备气体监督细则DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程。GB 12022-89 工业六氟化硫2、4 汽轮机油采用的技术标准：GB/T 264石油产品酸值测定方法GB/T 76051987 运行中汽轮机油破乳化度测定法DL 429.7 油泥析出测定法DL 429.2 颜色测定方法GB/T 111431989 加抑制剂矿物油在水存在下防锈性能试验法GB/T 145411993 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则GB/T 75962000 电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T 11120-1989新汽轮机油质量标准GB/T 265 石油产品运动粘度测定法和动力粘度测定法GB/T 267 石油产品闪点与燃点测定法（开口杯法）GB 7599 运行中汽轮机油、变压器油酸值测定方法（BTB）GB 7600 运行中变压器油水分测定法（库仑法）GB 7602 运行中汽轮机油、变压器油抗氧化剂含量测定法（分光光度法）GB 1143 加抑制剂矿物油在水存在下防锈性能试验GB/T12579 润滑油泡沫特性测定法SH/T 0124 含抗氧剂的汽轮机油氧化安定性测定方法SH/T 0308 润滑油空气释放值测定方法DL 429.6 运行油空气释放值测定法2、5 抗燃油监督采用的技术标准DL/T571-95 电厂用抗燃油验收、运行监督与维护管理导则2、6其它机械用油参照汽轮机油的标准2、7各种油采用的通用技术标准电力用油质量标准、试验方法与管理一、变压器油1、 新变压器油质量标准1.1 本标准参照采用IEC296一82用于变压器和油开关中的矿物绝缘油中的A技术条件。1.2 主题容与适用围1.2.1 本标准规定了以石油馏分为原料，经精制后，加入抗氧化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油的技术条件。1.2.2 本标准所属产品适用于330kV以下(含330kV)的变压器和有类似要求的电器设备中。1.2.3 本产品按低温性能分为10，25和45三个牌号。1.2.4 标准代号GB 2536-90。1.3 技术要求项 目质 量 指 标试 验 方 法102545外观透明、无沉淀物和悬浮物外观目测密度（20），kg/m3 不大于895GB1884运动粘度mm2/s40不大于131311GB265-10不大于-200-30 不大于 -1800界面力mN/m 不小于40 38GB6541倾点 不高于 -7-22报告GB3535凝点心 不高于 -45GB51023（闪点） 闭口 不低于 140135GB261酸值mgKOH/g 不大于0.03GB264腐蚀性硫非腐蚀性SH0304水溶性酸或碱无GB259氧化安定性3：氧化后沉淀物% 不大于氧化后酸值mgKOH/g 不大于0.050.2SH0206介质损耗因数（90）不大于0.005GB5654击穿电压（间距2.5mm交货时）4,kv 不小于35GB507水分，mg/kg报告SH0207注：1、把产品注入100ml量筒中，在205下目测。如果有争议，按GB/T511测定机械杂质含量为无。 2、以和原油生产的变压器油，测定倾点和凝点时，允许用定性滤纸过滤。 3、氧化安定性测定为保证项目，每年至少测定一次。4、击穿电压测定为保证项目，每年至少测定一次，用户使用前必须进行过滤，并重新测定。5、测定击穿电压允许用定性滤纸过滤。2、运行中变压器油质量标准2.1 当主要变压器用油的PH值接近4.4或颜色骤然变深时，应加强监督；若其他项指标亦接近容许值或不合格，则应立即采取措施。2.2 采用标准GB7595-87。2.3 运行变压器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的油运行油1水溶性酸（PH）5.44.2GB75982酸值，mgKOH/g0.030.1GB7599或GB2643闪点（闭口）140（10、25号油）135（45号油）不比新油标准低5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水分1），ppm变压器500220-33066-110101520203040GB7600或GB7601互感器套管500220-33066-1101015201525357界面力（25）mN/m3519GB654或YS-6-18介质损耗因数（90）5003300.0070.0100.0200.040GB5654或YS-30-19击穿电压，KV50033066-22020-351560504035255045353020GB50710油中含气量待定2）YS-C-3-2注： 1）取样油温为40-60。 2）用户和制造厂家协商。3、 运行中变压器常规检验项目与检验周期3.1 检验项目与检验周期设备名称设备规检验项目检验周期主变压器220-500KV1-9每年至少两次110KV与以下1-9每年至少一次高备变，厂变35KV1-6，9每年至少一次配电变压器560KVA与以下1.2.3.5.9每三年至少一次互感器220KVA1.5.6.9每一年一次35-110KVA每三年至少一次油开关110KV1.4.9每一年一次110KV以下每两年一次少油开关每两年一次或换油套管110KV与以上1.5.6.9三年至少一次3.2 检验项目栏的1.2.3为上表的技术指标项目序号。3.3 少油开关指油量在60Kg与以下的开关。3.4 充油电气设备大修后充入的油，在投入运行前必须检验1-9项，油开关发生多次跳闸后，应取样检验项目3和9。3.5 质量已下降到接近运行中油的质量下限的变压器油，若补加同一牌号或接近新油标准的使用过的油时，必须预先进行混合油样的油泥析出试验，无沉淀物产生方可混合使用。3.6 当运行中油抗氧化剂含量低于0.15%，应进行补加。补加时油PH值不应低于5.0。4、运行中变压器油中溶解气体分析和判断4.1 正常情况下充油电气设备的绝缘油与有机绝缘材料，在热和电的作用下，会逐渐老化和分解产生少量的各种低分子烃类与二氧化碳、一氧化碳等气体，这些气体大部分溶解在油中。当存在潜伏性过热或放电故障时，就会加快这些气体的产生速度。随着故障发展，分解出的气体形成的气泡在油里经对流、扩散，不断地溶解在油中。在变压器里，当产气速率大于溶解速率时，会有一部分气体进入气体继电器。故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度有密切关系。因此，分析溶解于油中的气体，就能尽早发现设备部存在的潜伏性故障并可随时掌握故障的发展情况。 当变压器的气体继电器出现气体时，分析其中的气体，同样有助于对设备的情况作出判断。4.2 适用围： 适用于充油电气设备。其中包括变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器、充油套管等。4.3 试验结果判断4.3.1 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。如果故障涉与到固体绝缘材料时，会产生较多的一氧化碳和二氧化碳。 有时设备并不存在故障，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。4.3.2 油中溶解气体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:1、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。 2、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。4.3.3 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,C2H2,COCO2, C2H6油中火花放电C2H2, H2油中电弧H2,C2H2CH4,C2H2, C2H6油和纸中电弧H2,C2H2,CO, CO2CH4,C2H2, C2H6进水受潮或油中气泡H2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。4.3.4 对一氧化碳和二氧化碳的判断 当故障涉与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30Oppm以下。如总烃含量超出正常围，而一氧化碳含量超过30Oppm，应考虑有涉与到固体绝缘过热的可能性，若一氧化碳含量虽然超过30Oppm，但总烃含量在正常围，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30Oppm时，即使总烃含量正常，也可能有固体绝缘过热故障。 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。4.3.5 判断故障性质的三比值法 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。具体判断方法参见有关资料。5、运行中变压器油管理维护5.1 变压器油的性能5.1.1 我国的变压器油根据低温性能划分，分为:10、25、45三种牌号。炼制时所选用原油有环烷基、石蜡基和混合基原油。5.1.2 新变压器油应具备的性能 充入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 、 以与消弧等多方面的作用，变压器油必须至少具有以下基本特性。5.1.2.1 氧化安定性变压器是连续长期运行设备，不能轻易停电检修。所以要求变压器油有优越的氧化安定性能。5.1.2.2 电气性能 变压器油作为电气设备绝缘介质。要具备良好电气性能。 A.绝缘击穿电压，是检验油耐受极限电应力情况的非常重要的一项指标; B.介质损耗因数与电阻率对油中存在的可溶性极性杂质、老化产物以与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具有较好的相关性，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。5.1.2.3 粘温性能 变压器油除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。因此，要求油的粘度随温度的变化愈小愈好,粘温特性好。所以要求在寒冷地区较低温度下油的粘度变化小，仍然具有循环对流和传热能力。6、 运行中变压器油极限值与超极限值原因和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，碳黑与其他固体物检查含水量，调查原因，与其他实验配合，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.封闭不严，潮气侵入 b.超温运行，导致固体绝缘老化或油质劣化较深.更换呼吸器干燥剂.降低运行温度.采用真空过滤处理220-330Kv3066-110KV40 酸值mgKOH/g.1.超负荷运行.抗氧化剂消耗.补错了油.油被污染调查原因，增加实验次数，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 500kv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4566-220kv3520-35kv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、界面力。进行再生处理，或更换新油330kv设备0.04界面力mN/m0.2加防锈剂油；0.3a) 系统运行条件苛刻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，应进行开口杯老化试验补加抗氧化剂；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40，mm2/s,(GB/T265)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/T0308)报告2油污染或变质注意监测，并与其他结果相比较，找出污染原因并消除颗粒度（SD313）报告3a) 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（GB7600）报告4a) 冷油器泄漏b) 轴封不严c) 油箱未与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，并注意观测系统情况消除设备缺陷注：1参考国外标准控制极限值为600/102参考国外标准控制极限值为10min3参考SAE标准5-6级或NAS1638中规定为8-9级4参考国外标准控制极限值为0.2%6、 油的相容性（混油）6.1 汽轮机等发电设备需要补充油时，应补加与原设备相同牌号的新油或曾经使用过的合格油。由于新油与已老化的运行油对油泥的溶解度不同，当向运行油。特别是油质已严重老化的油中补加新油或接近新油标准的油时，就可能导致油泥在油中析出，以致破坏汽轮机油的润滑。散热或调整特性，威胁机组安全运行。因此，补油前必须预先进行混合油样的油泥析出试验，无油泥析出方可允许补加。6.2混合使用的油，混合前其质量均必须检验合格。6.3 不同牌号的汽轮机油原则上不宜混合使用，因为不同牌号油的粘度围各不相同，而粘度是汽轮机油的一项重要指标。不同类型、不同转数的机组，要求使用不同牌号的油，这是有严格规定的，一般不允许将不同牌号的油混合使用。在特殊情况下必须混合时，应先按实际混合比做混合油样的粘度，如粘度符合要求时才能继续进行油泥析出试验，以决定是否可混。6.4 进口油或来源不明的油，需与不同牌号的油混合时，应预先对混合前后的油进行粘度试验。如在合格围之，再进行老化试验，老化后混合油质量应不低于未混合油中最差的一种油，方可混合使用。6.5 试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相同；如果运行油的混合比是未知的，则油样采用11比例混合。6.6矿物汽轮机油与用作润滑、调整的合成液体有本质的区别，切勿将两者混合使用。7、 为延长油的使用寿命和保证设备安全运行，应对运行中油采取防劣措施。主要有：7.1 采用滤油器，随时清除油中的机械杂质，油泥和游离杂质，保持油系统的清洁度。7.2 在油中添加抗氧化剂（常用T501抗氧化剂），以提高油的氧化安定性。以漏水、漏汽机组还应同时添加防锈剂（常用T746防锈剂）。7.3 安装油连续运行装置（净油器），随时清除油中的游离酸和其他老化产物。7.3.1 滤油器包括滤网式、缝隙式、滤芯式和铁磁式等类型，应根据油污染物的种类和含量以与油系统重要部件对油清洁度的要求，合理配装滤油器。7.3.2 滤油器在使用中应加强检查和维修。定期检查过滤器滤元上附着物，可以与时发现机组、油循环系统与油中初始出现的问题。如果出现滤油器滤元有污堵、锈蚀、破损或压降过大等异常，应查明原因并进行清扫或更换，精密滤元一般每年至少更换一次。7.3.3对大型机组，特别是漏水、漏汽或油污染严重的机组可增设大型油净化器。这种油净化器由沉淀箱、过滤箱、贮油箱、排油烟机、自动抽水器和精密滤油器等组成。这种油净化器由于具有较大油容积。对油中水分、杂质的清除兼有重力分离、过滤与吸附作用，净化效率高且运行安全可靠；7.3.4 油连续再生装置（净化器）是一种渗滤吸附装置。它利用硅胶、活性氧化铝等吸附剂除去运行油老化过程中产生的酸类等老化产物，对防止调节系统电液、伺服零件的腐蚀有良好作用。由于吸附剂可以同时吸附油中的某些添加剂，含有防锈剂或破乳剂的油在使用净油器后，油中应添加添加剂。7.4 添加T501抗氧化剂。学名2,6-二叔丁基对甲酚，适合在新油（包括再生油）或轻度老化的油中添加，国产新油一般都加有这种抗氧化剂。使用抗氧化剂须注意以下事项：7.4.1 T501抗氧化剂有效含量，对新油、再生油，应不低于0.3%-0.5% 对运行油T501含量低于0.15%时，当其含量低于规定值应添加。7.4.2 对不明牌号的新油、再生油与老化污染情况不明的运行油应作油对抗氧化剂感受性试验，合格后方可添加。如感受性效果差需对油质进行处理后再做试验；7.4.3 运行油添加抗氧化剂应在设备停运或补加新油时进行，添加前，运行油须经彻底净化，除去水分、油泥的杂质；7.4.5添加时，应将药剂在50-60油中溶解，配成5-10%含量的油溶液，再将其通过压力滤油机注入油箱，并循环过滤，使之混合均匀；7.4.6 添加后，应对运行油质进行全面监测，以便与时发现异常情况。7.5 汽轮机油添加“746”防锈剂。T746防锈剂学名十二烯基丁二酸，在汽轮机油中添加量为0.02%-0.03%。当运行油（或新油）液相锈蚀试验不合格时，应考虑添加“T746防锈剂或#1防锈复合剂。7.5.1运行油添加“746”防锈剂前应作添加效果试验，确认无不良影响后方可添加；7.5.2运行油系统第一次添加防锈剂前，应将系统各部分包括油箱，管路等系统清理干净，以利防锈剂在添加后能在金属表面形成保护膜。因此，添加应尽量安排在机组检修时，并对待添加油处理后方可添加，添加量一般为0.02%；7.5.3添加时，应将油加热到60-70，使防锈剂能很好地溶解，配成5%-10%的浓溶液，将配好的母液通过压力滤油机注入油箱，并进行搅拌，使母液与油混合均匀；7.5.4添加后，应加强对运行油质进行监测，以便与时发现异常情况。8、十二烯基丁二酸防锈剂（T746）质量标准项 目质 量 指 标试验方法质 量 等 级一级品合格品外观透明粘稠液体目测密度50kg/m3报告GB/T1884GB/T1885运动粘度100mm2/s40-6040100GB/T265闪点（开口），不低于150100GB/T3536酸值，mgKOH/g235-280235-340GB/T7304PH值 不小于4.24.2SH/T0298碘值，gl/100g50-8050-90SH/T0243铜片腐蚀（100，3h），级 不大于11GB/T50961）液相锈蚀 蒸馏水人工海水坚膜韧性无锈无锈无锈无锈-GB/T111431）注：用32号未加防锈剂的汽轮机油添加0.03%T746。三、汽轮机油和变压器油取样1、 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(GB7597)。对于油中颗粒分析的取样另有专门的要求(见SD313)，取样应由有经验的人员严格按照要求进行。2、本方法适用于变压器、互感器、油开关、套管等充油电气设备与汽轮机用油分析试样样品的采集。3、新油到货验收时的取样3.1 从油桶中取样3.1.1 取样前需要用干净的齐边白布将桶盖外部擦净(注意不得将纤维带入油中)，然后用清洁干燥的取样管取样。3.1.2 如果是整批油桶到货，取样的桶数应能足够代表该批油的质量，具体取样桶数参见GB7597。3.1.3 如怀疑有污染物存在，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。3.1.4 试验油样应是从每个桶中所取油样经均匀混合后的样品。3.2 从油罐或槽车中取样3.2.1 应从污染最严重的油罐或槽车底部取洋，必要时可抽查上部油样。3.2.2 取样前应排空取样工具的存油，不得引起污染。3.3 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-份以上的样品。以便必要时进行复核或仲裁用。4、 取样容器4.1 常规分析容器要求如下：4.1.1 可用具塞磨口玻璃瓶或金属小口容器；4.1.2 取样容器应先用洗涤剂清洗，再用自来水冲洗，最后用蒸馏水洗净、烘干、冷却后盖紧瓶塞备用；4.1.3 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;4.1.4 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。4.1.5 取样瓶一般为500-1000mL的磨口具塞玻璃瓶。4.2 适用于油中水分含量测定和溶解气体组分分忻(色谱法)的容器。4.2.1 应用医用玻璃注射器，一般应为50-100mL容量。4.2.2 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。4.2.3 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。并应避光、防震、防潮。5、 运行中电气用油取样5.1 常规分忻试验取样:对于变压器、油开关或其他充油电气设备，应从下部阀门处取样;取样前油阀门需用干净的的棉布擦净，再放油冲洗干净阀门、管路，然后取样。5.2 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。5.3 对于有特殊要求的项目，应按有关试验方法进行取样。5.4 油中微量水分和油中溶解气体分析取样。5.4.1 -般应从设备底部阀门取样，特殊情况下可在不同部位取样;5.4.2 要求全密封取样，不能让油中溶解水分与气体逸散，也不能混入空气，操作时油中不得产生气泡。5.4.3 取样要在晴天进行，避免外界湿气或尘埃的污染。6、 运行中汽轮机油取样6.1 正常的监督试验，一般情况下从冷油器中取样。6.2 检查油的杂质与水分时，应从油箱底部取样。6.3 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。6.4 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。避兔取到死角地方的油。7、标记7.1 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容:7.1.1 单位名称7.1.2 设备编号7.1.3 油的牌号7.1.4 取样部位7.1.5 取样时天气7.1.6 取样日期7.1.7 取样人签名。7.2 取完样后，应与时按标签容要求，逐一填写清楚。四、汽轮机油和变压器油技术管理与安全要求l 库存油管理应严格做好油的入库、储存和发放三个环节。防止油的错用、混用和油质劣化。1.1 对于新购进的新油，须先验明油种、牌号并检验油质是否合格。经验收合格的油入库前需经过滤净化，合格后方可注入备用油罐。1.2 库存的新油和合格的油，应分类、分牌号、分质量进行存放。1.3 为防止油在储存和发放过程中发生污损变质，应注意:a 油桶、油罐、管线、油泵以与计量。取样工具等必须保持洁净。一旦发现部积有水分，脏物或锈蚀以与接触过不同油品或不合格时，均须与时清除或清洗干净。b.尽量减少倒罐、倒桶与油移动次数，避免油质意外的污染。c.经常检查管线、阀门开关情况，严防串油、串汽和串水。d.准备再生处理的污油、废油用专门容器盛装并另库存放。e.油桶严密上盖，防止进潮。并避兔日晒雨淋。2 应根据实际情况，建立有关技术档案写技术资料。主要有：2.1主要用油设备台帐:包括装设地点、容量、电压等级、油种、油量、油保护方式、投用日期与移动情况。2.2 主要用油设备运行油油质检验台帐：包括换油、补油、防老化措施执行、运行油处理等情况纪录。2.3主要变压器等用油设备气相色谱分析台帐。2.4主要用油设备大修检查纪录。2.5旧油和废油回收和再处理纪录。2.6 库存备用油油质检验台帐。3六氟化硫1.技术要求1.1六氟化硫气体的质量管理1.1.1六氟化硫气体质量标准GB12022-89工业六氟化硫质量标准指标名称指标六氟化硫（SF6），%（m/m）99.8空气，%（m/m）0.05四氟化碳（CF4），%（m/m）0.05水分(H2O)，g/g8酸度 (以HF计) ，g/g0.3可水解氟化物(以HF计) ，g/g1.0矿物油，g/g10毒性生物试验无毒1.1.2六氟化硫气体新气验收1.1.2.1新气到货一个月，必须对新气进行验收。1.1.2.2抽样气瓶数每批气瓶数选取的最少气瓶数112-40241-70370以上41.1.2.3检验结果有一项不符合标准要求时，则应以2倍量气瓶数重新抽样复验。复验结果即使有一项不符合本标准要求，整批产品应退货处理。1.1.2.4 新气在验收后半年不用，使用前应复检其中的湿度和空气含量，应符合新气的标准。2. 使用中六氟化硫气体的监督和安全管理2.1 凡充于设备中的六氟化硫气体，均属于使用中的六氟化硫气体，应按照DL/T596电力设备预防性试验规程中的有关规定进行检验。2.2 六氟化硫气体电气设备在出厂前，应检验设备气室气体的湿度和空气量，并将检验报告提供给使用单位。2.3 六氟化硫气体电气设备安装完毕，在投运前（充气24小时后）应复验六氟化硫气体气室湿度和空气含量。2.4 设备通电后第一年半年测定一次气体湿度，直至稳定后，两年测定一次。发现气体质量指标有明显变化时，应报请电力集团、省电力集团公司“六氟化硫监督检测中心”复核，证明无误时，应制定处理措施并上报电力集团、省电力集团公司“六氟化硫监督检测中心”，取得一