电力设备带电检测仪器技术规范第1部分油中.docx

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1、电力用矿物绝缘油换油指标要求（征求意见稿）编制说明18目次1 编制背景32 编制主要原则33 与其他标准文件的关系34 主要工作过程35 标准结构和内容36 条文说明31 编制背景本标准依据关于印发 2016 年能源领域行业标准制（修）订计划的通知（国能科技2016238号）的要求编写，计划编号为能源 20160441。矿物绝缘油作为一种主要的液体绝缘介质，大量应用于主变压器、配电变压器、电抗器、电流互感器、电压互感器、套管、电容器等高压电气设备，随着运行时间的延长或运行工况的变化等， 油质会逐渐出现劣化现象，影响设备的绝缘性能，导致设备故障的发生。电力系统每年都有大量的充油设备需要检修或退运

2、，但长期以来因缺乏一个明确的换油技术指标，为设备运维检修中油品处置提供指导依据，避免部分设备运行可靠性低或过早换油导致不必要的经济浪费和环境污染。在此背景下，急需制定相应的换油技术指标要求。本标准编制主要目的是为了规范电力用矿物绝缘油在使用过程中的质量监控，为绝缘油使用过程中的换油处理提供明确依据，提高设备的运行可靠性和经济性。2 编制主要原则本标准根据以下原则编制：1） 本标准编制结合电力系统充油设备运行特点，选择有代表性的油品特性参数作为换油指标项目，最大限度避免设备故障的发生，提高设备运行的可靠性；2） 本标准编制综合考虑油品再生处理的经济性、可行性以及电力企业对供电设备可靠性的要求，在

3、对现有油品质量统计数据分析以及油纸绝缘老化特性研究分析的基础上，对不同电压等级设备进行差异化管理，以最大限度提高设备运行的经济性。3 与其他标准文件的关系本标准与相关技术领域的国家现行法律、法规和政策保持一致。目前，国内外还没有针对矿物绝缘油换油指标要求的标准和规范，本标准为首次制定。4 主要工作过程2016 年 10 月，项目启动，并成立了标准编写组。2016 年 11 月，收集相关技术资料，完成了标准大纲编写。2016 年 12 月，编写组完成标准初稿编制。2017 年 1 月至 2 月，编写组在实验室验证和多次小组讨论的基础上编制了标准征求意见稿。2017 年 2 月 27 日，全国电气

4、化学标准化委员会发函对标准进行征求意见。5 标准结构和内容本标准主题章分为 5 章，包括：范围、规范性引用文件、术语和定义、要求和试验方法、取样。6 条文说明6.1 定义换油指标定义为在正常使用过程中，因供电可靠性或不宜现场再生处理等原因，设备在用油品应更换的最低质量极限。供电可靠性或不宜现场再生处理的情况包括再生处理后较大可能出现反 弹、现场处理周期较长影响供电可靠性、再生处理成本较直接换油成本高、油品与固体绝缘不相容、处理程序相对复杂（如需要进行添加剂感受性试验、前期或现场准备工作繁琐等）等。6.2 换油方式选择绝缘油在变压器、电抗器、互感器、套管、油开关等充油电气设备中，起绝缘、散热冷却

5、、灭弧和保护设备等作用。目前，对油品的更换方式主要有两种方式：1） 按质换油，即参照换油指标标准，当油品某一项指标不合格时即换油；2） 按时换油，即根据设备生产商或油品供应商规定的换油周期进行换油。按时换油一般适用于取样困难、少油量、使用工况多变等特点的设备，如断路器和有载调压开关。对于运行工况相对稳定、运行寿命相对较长的电力系统充油电气设备，如变压器和电抗器一般推荐采用按质换油的方式。6.3 换油指标项目选择矿物绝缘油质量标准主要有 GB 2536-2011电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油和 GB/T 7595-2016运行中变压器油质量，前者针对新油，后者针对运行油，由于本标

6、准主要用于电力用矿物绝缘油在使用过程中的质量监控，为换油提供依据，因此，在选择换油指标项目时应重点关注那些容易在运行过程起变化或对充油设备运行可靠性有重大影响的项目，项目宜从现有的 GB/T 7595-2016运行中变压器油质量中优先进行筛选。6.3.1 变压器和电抗器换油指标选择评价绝缘油性能的指标主要分为物理特性指标（如外观、密度等）、化学特性指标（如酸值、氧化安定性等）、电气特性（击穿电压、介质损耗因数等）和健康安全性指标（如 PCA、PCB）四大类。对评价绝缘油性能的各项指标在使用过程中的变化情况及对设备绝缘性能的重要性进行了比较，见表 1。序号油运行指标性能使用过程中的可 测对在用油

7、的是 否 列变化性重要性入 换 油指标说明直观反映油劣化、1外观物理特杂质增加、透明定 性性度下降可测2色度物理特性颜色越来越深定 量可测3酸值化学特越来越高性定 量可测4水溶性酸化学特（pH 值） 性越来越小定 量可测重要是绝缘劣化的关键指标表 1 绝缘油使用过程中各项指标的变化情况及其对设备绝缘性能的重要程度分析重要否污 染 状况，目前只能定性测量重要是与油劣化程度直接相关重要是与油劣化程度直接相关反映油纸5 闭口闪点6 水分物理特变化不大定 量性可测化学特越来越大定 量性可测7 界面张力物理特性越来越低定 量可测8 击穿电压电气特越来越低定 量性可测9 介质损耗电气特因数性越来越高定 量

8、可测10 体积电阻电气特越来越高定 量率性可测11 油中溶解化学特越来越大定 量气体含量性可测12 含气量物理特越来越大定 量性可测无故障情况下变化不大，如出现故障重要是或 混 错油，对设备安全运行影响巨大。可通过滤重要否油快速降低反映油品劣化程度及污染的重要否灵 敏 指标，但与绝缘性能不直接相关可通过滤重要否油快速提高仅通过滤重要是油会存在反弹现象仅通过滤油会存在反 弹 现重要否象，与介质损耗因数互为倒数关系与油品质量关系不重要否大，与内部部件故障有关与设备密封 性 有重要否关，可通过滤油快速降低直接影响油品劣化重要是速度和相关绝缘性能油泥与沉化学特定 量13 淀物性越来越大可测重要否定，没

9、有14析气性电气特性变化不显著定 量可测不 易 测明确限值对壳式， 强油循环15带电倾向电气特性越来越高定 量可测重要是16颗粒度物理特性越来越大定 量可测重要否17腐蚀性硫化学特性导致Cu S 沉积2可测重要是变压器运行可靠性有重要影响可通过滤油快速降低会导致起始放电电压降低， 对运行可靠性有重要影响二苄基二18硫醚（DBDS）含量化学特越来越小性定 量可测重要否腐蚀性硫的成分之一19T501化学特越来越小性定 量可测重要否20糠醛化学特越来越大性定 量可测重要否21抗氧化安定性化学特性越来越低定 量可测重要否可带电补加反映固体绝缘劣化指标与油品劣化程度直接相关， 但与油中是否添加抗氧剂关系

10、较大由表 1 可见，绝缘油的酸值、色度、水溶性酸（pH 值）、介质损耗因数、油泥与沉淀物、带电倾向度、腐蚀性硫、闭口闪点 8 项指标反映油纸绝缘系统老化灵敏或对油纸绝缘性能影响较大，并具有较好的可测性，可以作为换油指标监测项目。6.3.2 断路器和调压开关换油指标选择断路器和调压开关一般允许经过一定的动作次数后再进行检修，运行人员往往根据生产厂家的相关规定来判定是否该检修换油，但随着设备状态检修的推进，以及在线滤油装置的推广应用，这种按时检修换油的模式将逐渐过渡到按质检修换油的管理模式。GB/T 7595-2016运行中变压器油质量对运行中断路器油的检测项目为击穿电压、水溶性酸（pH 值）、外

11、状（水分、透明度、机械杂质）三项；国家电网公司企业技术标准 Q / GDW 1168 -2013输变电设备状态检修试验规程对有载调压开关对运行油击穿电压提出了明确的要求；DL/T 596-2005电力设备预防性试验规程对运行中断路器油的检测项目有水溶性酸（pH 值）、机械杂质、游离碳、击穿电压、水分、闪点、酸值七项。由于外观、击穿电压、水分、水溶性酸均具有较好的可测性，且反映油质老化灵敏或对绝缘性能影响较大，因此，把这四项作为断路器和调压开关的换油指标监测项目。6.3.3 互感器、套管、消弧线圈等少油设备换油指标选择GB/T 7595-2016运行中变压器油质量和 DL/T 596-2005电

12、力设备预防性试验规程对互感器、套管、消弧线圈等少油设备，对油击穿电压和密封性有明确要求，这两项指标均具有较好的可测性，且反映系统密封状况灵敏或对绝缘性能影响较大，因此，把这两项作为互感器、套管、消弧线圈等少油设备的换油指标监测项目。6.4 变压器和电抗器换油指标阈值确定6.4.1 氧化安定性旋转氧弹作为一个快速氧化测定法应用非常广，旋转氧弹值的下降反映油品氧化程度，当油品氧弹保持在 25以下后，油品寿命接近终点，油泥快速上升1，因此在油品运行控制中监测旋转氧弹是一个比较有效监控油品使用寿命的手段。旋转氧弹能考察整个油品抗氧体系所表现的抗氧化性，虽然红外和 RULER 快速、便捷，但反映的只是抗

13、氧剂的情况，因此在综合评测一个油品的抗氧化能力时，旋转氧弹的参考价值更大。我国现行标准中并未对变压器油的氧化安定性旋转氧弹法测试结果进行规定，美国 ASTM D 3487-2009用于电气设备中的矿物绝缘油 (加抑制剂)，氧化安定性旋转氧弹法试验指标是不小于195min2，美国提出运行中变压器油氧化安定性的标准为80min3。国网河南电科院对 93 台退运的 10kV 变压器的油样进行系统分析，93 个油样中，有 29 个油样80min，占比 31.2%，其最短的仅为 19min3。SH/T 0636-1996L-TSA 汽轮机油换油指标给出了氧化安定性60min 作为汽轮机油换油指标。但从实

14、际运行油品的测试数据看，变压器油中是否添加抗氧剂对油品氧化安定性指标影响较大，部分未添加抗氧化剂的运行油的旋转氧弹值虽然低于 60min，但其它理化指标仍合格， 同时，目前各网省公司均较少开展变压器油的氧化安定性试验。综合以上情况，暂不把氧化安定性作为矿物绝缘油的换油控制指标。6.4.2 酸值酸值是指中和 1g 油样中的酸性物质所需要的 KOH 毫克数，单位为 mgKOHg。酸值是评定和判断运行中油质氧化程度的重要指标之一，关注油样酸值的变化，对监测变压器的运行状况具有重要的意义。在国家标准中，酸值的警戒值为 0.1mgKOHg。 图 1 为添加不同硫化物情况下变压器油纸绝缘系统中油酸值与老化

15、时间的关系，四组样品的酸值在整个老化期间呈先缓慢增长，后迅速增长的趋势，其突变点约在 0.1mgKOHg，图 2 为不同价态铜对变压器油性能的影响，从图 2 也可以看出，当油中酸值超过 0.1mgKOHg 时，油劣化速度呈迅速增长趋势4，因此，可将油中酸值突变点 0.1mgKOHg 作为油纸绝缘系统失效的警戒阈值，并作为换油指标控制值起始点。0.90.80.70.60.50.40.30.20.10.00A B C D510 15 20 25 30 35 40 45时间（days）图 1不同硫化物情况下变压器油纸绝缘系统中油酸值与老化时间的关系图 2 不同价态铜对变压器油性能的影响图 3 为国网

16、河南电科院对 93 台退运的 10kV 变压器的油样进行系统分析，有 32.3%的油样酸值在 0.1mgKOHg 以下，17.2%的油样酸值在 0.1mgKOHg0.2mgKOHg 之间，2.15%的油样酸值在 0.2mgKOHg0.3mgKOHg 之间，4.3%的油样酸值在 0.3mgKOHg0.5mgKOHg 之间。签于高电压等级设备对运行可靠性有更高的要求，设备故障造成的经济损失和社会影响也比较大， 因此，以电压等级500kV、110kV电压等级500kV、电压等级0.1 mgKOHg、0.2 mgKOHg、0.3 mgKOHg 作为换油指标进行差异化管理，有助于提高设备运行的可靠性和经

17、济性。图 393 台退运配变运行时间与酸值关系6.4.3 油泥与沉淀物油质深度劣化的最终产物是油泥。油泥是一种树脂状的部分导电的物质，能适当地溶于油中， 油泥存在会提高油品的导电性，并对油的介质损耗因数、冲击电压、界面张力有重大的影响，同时油泥也是一种催化剂，会加速油品的劣化速度，最终它将会从油液中沉淀出来并形成黏稠状的沥青质，黏附在绝缘材料、变压器的壳体边缘的壁上，沉积于循环油道、冷却散热片等地方，不仅加速了固体绝缘材料的破坏，导致绝缘收缩，造成变压器丧失吸收冲击负荷的能力，而且会严重影响散热，引起变压器线圈局部过热，使变压器的工作温度升高，造成必需降低运行变压器的额定出力， 因此，油泥存在

18、对变压器的安全可靠运行有重大影响。由于变压器、电抗器等充油电气设备内部不会存在机械磨损方面的缺陷，因此，油泥与沉淀物试验的测试结果基本上就是反映油泥生成情况和总量。GB/T 14542变压器油维护管理导则规定运行中油泥与沉淀物（质量分数）应0.02%， 按 500kV 变压器单相 65 吨油计算，则有老化产物油泥 13kg，足于对设备的绝缘性能造成重大影响。签于高电压等级设备对运行可靠性有更高的要求，设备故障造成的经济损失和社会影响也比较大， 因此，以电压等级500kV、110kV电压等级500kV、电压等级0.02%、0.05%、0.1%作为换油指标进行差异化管理，有助于提高 设备运行的可靠

19、性和经济性。6.4.4 水溶性酸电力用油中的酸性物质会对电气设备及油品本身产生一系列严重危害，低分子有机酸不仅直接影响油的使用特性，并对油的继续氧化起催化作用，将使油加快深度氧化，且水溶性酸的活度较大， 对金属有强烈的腐蚀作用，在有水的情况下，则更加严重。 因此，油中水溶性酸对变压器的固体绝缘材料老化影响很大。根据资料介绍5，同种油如没有水溶性酸时，在 95 ，720h 情况下，进行绝缘老化试验，棉织物的强度仅降低 1%，而含有 0.01mgKOH/g 水溶性酸的油，在同样条件下， 则强度降低 30%40%左右。因此，油中水溶性酸的存在，就会直接影响着变压器的使用寿命。根据 DL/T 984-

20、2005油浸式变压器绝缘老化判断导则，聚合度250 应引起注意，聚合低于 150 时设备应退出运行，具体见表 2。通常未投运变压器油 PH 值呈中性或弱酸/弱碱性，随着运行时间的延长以及绝缘油和绝缘纸的老化，油中小分子酸的产生量日益增长，同时油中的水溶性酸也随之增长，当 PH4.2 时，通常绝缘纸的聚合度会降低至 250 左右，当 PH3.0 时，通常绝缘纸的聚合度会降低至 150 左右，因此，可将水溶性酸油 PH4.2 作为油纸绝缘系统失效的警戒阈值，并作换油指标控制值起始点。表 2变压器纸绝缘聚合度判据聚合度，DPv诊断意见500良好500250可以运行250150注意（根据情况作决定）1

21、50退出运行图 4 为国网河南电科院对 93 台退运的 10kV 变压器的油样进行系统分析，共有 52 个油样水溶性酸超过 4.2 的控制值，占比 55.9%，PH 值分布在 3.64.2 之间共 30 个，占 32.3%，PH 值低于3.6 共 22 个，占 23.7%，由于水溶性酸对绝缘有重大破坏，签于高电压等级设备对运行可靠性有更高的要求，设备故障造成的经济损失和社会影响也比较大，因此，以电压等级500kV、110kV 电压等级500kV、电压等级110kV 三个不同电压等级作为分隔点，分别将 PH4.2，3.5，3.0 作为换油指标，有助于提高设备运行的可靠性和经济性。图 393 台退

22、运配变运行时间与水溶性酸关系6.4.5 介质损耗因数介质损耗因数是变压器油内含有极性分子或不平衡电荷造成的电阻性传导电流，导致功率的损失，通常用 tan 来表示。介损是绝缘油一项重要的电气性能指标，能比较敏感地反映变压器油的老化程度和油中极性杂质含量情况。一般新油中含有的极性杂质比较少，因此介损比较小，仅为0.010.1。图 4 为变压器油介损与老化时间的关系，油品的介质损耗随老化时间的延长均呈先缓慢增长、后快速增长的趋势，在劣化初期，酸值增长很小，介损升高也很微小的，但这种微小的变化是一种恶性循环的开始，随着老化时间的延长，由于介质中不均匀性的存在，将引起偶极损耗的增加，特别是绝缘介质在老化

23、以后，油品氧化劣化生成的产物 (如有机酸) 会加速对金属部件的腐蚀，形成金属皂化物，使介质损耗因数加速升高；另外，油纸老化生成的水分具有较强的极性， 在电场的作用下容易极化，因此，油中的水分含量增加也会导致介损增大4。图 5 为油介损与酸值的相关性曲线，从图 5 可以看出，油介损与酸值呈对数关系 tan=klnc+b，当油酸值超过 0.1mgKOHg，介质损耗因数大于 0.04 时，油品颜色加深、气味变化，油品已经急剧变坏5。在实际充油设备运行中，表 2 为福建电力公司一台典型的绝缘性能逐年下降且超过电力设备交接及预防性试验规程标准要求的变压器监测数据，监测数据显示绝缘性能的下降与油介损的上升

24、趋势基本一致， 当油介质损耗因数超过 0.04 时，一般都伴随电气设备整体绝缘性能超过标准要求的现象，且出现油击穿电压下降的现象，类似情况在福建公司的少油设备如套管和互感器上也是如此。局部放电测量表明，老化的油样中脉冲序列呈现持续时间短、脉冲序列多的特点，从而导致整体放电量增大5。因此，可将油介质损耗因数 0.04 作为油纸绝缘系统加速老化的临界点和绝缘开始失效的警戒阈值， 并作为换油指标控制值起始点。图 4 不同价态铜对变压器油介损的影响四介损,%0.11.121.623.4五击穿电压，kV48464338表 3福建电力公司一台典型的绝缘性能下降的测试数据情况序试 验2001 年 5 月 2

25、7 日2001 年 7 月 20 日2002 年 12 月 24 日2003 年 12 月 6 日号项目出厂试验 t:31交接试验 t:33首验 t:18年验 t:22一绝 缘电 阻及 吸收比高压对中、低R60/R153623/1947吸收比1.86R60/R153000/1400吸收比2.1R60/R151600/1000吸收比1.67R60/R15吸收比757/4161.87压地中压对高、低压地2570/14121.822500/7003.571200/6801.67764/4701.88低对高、中压地3166/13582.332500/6004.11300/5902.2615/2802.

26、15铁芯对地2236700500500夹件对地1210600400410二tg% 试验tg% 20Cx(Pf)tg% 20Cx (Pf)tg% 20Cx(Pf)tg%20Cx Pf)高压对中、低0.158压地0.385141200.741141160.95914197中压对高、低0.137压地0.342256000.777202491.03720337低压对高、中0.230压地0.355110400.733149001.14717259三微水，mg/L1015131225 号油在 115条件下介质损耗因数同酸值的科院对 93 台退运的 10kV 变压器的油样进行系统样在 0.040.06 之间

27、，2 个油样在 0.060.08 之 运行可靠性有更高的要求，设备故障造成的经济常会引起电气设备整体绝缘性能下降导致设备状态图 5变化曲线图图 6 为国网河南电分析，只有 6 个油样介损超过 0.04，其中的 3 个油间，1 个油样介质大于 0.08，签于高电压等级设备对损失和社会影响也比较大，且由于介损不合格，通评价不良，因此，以电压等级500kV、110kV电压等级500kV、电压等级0.04、0.06、0.08 作为换油指标，有助于提高设备运行的可靠性和经济性。图 693 台退运配变运行时间与油介损关系6.4.6 色度评价油品老化性能有很多方法，其中最常用和最直观的评价指标就是外观变化，

28、也就是颜色改变。矿物油品本身主要成分是碳氢化合物，它在运行中受温度、空气、电晕、电弧、电场等运行条件的影响，油品要逐渐氧化的。新油通常为淡黄色，长期运行后，除了生成酸类物质外，还产生一定量的胶质，沥青质等会使油颜色加深的物质，故观察油在运行中颜色的迅速变化，是判断油质变坏或设备存在内部故障的显性指标之一。油质颜色检查及油质量评估可以参照国家电网公司Q/GDW 1168-2013输变电设备状态检修试验规程中表 4，其中 SH/T 0476液压油换油指标也将色度变化3 号列为换油指标之一，SH/T0599L-HM 抗磨液压油换油指标将色度变化2 号列为换油指标之一（见表 5），现行的 GB/T 7

29、595运行中变压器油质量对运行油的色度控制值为ASTM 2.0，在现场测试中，发现当油颜色ASTM 2.0 时，绝缘油在摇晃下肉眼可见明显的絮状油泥存在，因此，可以色度变化大于 ASTM 2.0 作为油老化的换油指标控制值起始点。按 Q/GDW 1168 标准要求，油颜色测定的推荐方法为 DL/T 429.2，其中油颜色的人工视觉表征与 ASTM 色号的对应关系见表 6，深黄色油的 ASTM 色度约在 2.0 附近，桔红色的油的 ASTM 色度约在 4.0 附近，棕色的油的 ASTM 色度约在 6.0 附近。图 7 为国网河南电科院对 93 台退运的 10kV 变压器的油样进行系统分析，按浅黄

30、色、黄色、橙黄色、橘黄色、土黄色、橘红色、红褐色、黑褐色分为 1-10 个级别，从统计数据看有 1 个油样颜色为红褐色（对应 ASTM 色号约在 7.0 左右）；处于桔黄和桔红颜色之间的（对应 ASTM 色号约在 2.04.5）有 35 个占比 37.6%，其中有 2 个油样颜色处于桔红色（对应 ASTM 色号约在 4.5），大部分油颜色集中在土黄色和桔红色之间约有 20 个（对应 ASTM 色号约在 3.04.0）、桔黄和土黄色之间之间约有 13 个（对应 ASTM 色号约在 2.0 3.0）；浅黄色和橙色之间（对应 ASTM 色号2.0 左右）的有 57 个占比 61.3%。因此，以电压等

31、级500kV、110kV电压等级500kV、电压等级2.0、3.0、4.0 作为换油指标，有助于提高设备运行的可靠性和经济性。表 4油质视觉检查及油质初步评估（Q/GDW 1168-2013）视觉检测油质评估浅黄色好油黄色较好油深黄色轻度老化的油棕褐色老化的油运动黏度(40)变化率，色度变化(比新油)， 号酸值，mgKOHg水分，%机械杂质（正戊烷不溶物），%铜片腐蚀（100，3h），级22aGB/T 5096表 5 液压油换油指标项目L-HL 液压油L-HM 抗磨液压油试验方法外观(SH/T 0476)不透明或浑浊(SH/T 0599)不透明或浑浊目测10+15 或-10GB/T 26532

32、GB/T 65400.30.4GB/T 2640.10.1GB/T 2600.10.1GB/T 511表 6 碘色号标准比色液的配制及与 ASTM 色号的对应关系碘色号颜色母液，mL蒸馏水,mL对应 ASTM 色号1淡黄色0.21000.52淡黄0.41000.93浅黄0.14251.14黄色0.22251.55深黄0.32251.86桔黄0.46252.27淡橙0.64252.58橙色0.90253.09深橙1.20253.610桔红1.80254.511浅棕2.80255.512棕红4.50256.413棕色7.00257.214棕褐12.00257.715褐色30.00258.0图 79

33、3 台退运配变运行时间与油外观关系6.4.7 腐蚀性硫油中硫一般以稳定的硫化物或不稳定的硫化物形态存在，所谓不稳定的硫化物，即能腐蚀金属的活性硫化物或游离硫，也称腐蚀性硫，一般包括元素硫、硫化氢、低级硫醇(如 CH3SH)、二氧化硫、三氧化硫、磺酸和酸性硫酸酯等。在高温和金属介质下，稳定的硫化物也可能转化为不稳定的硫化物，从而诱导、加速硫腐蚀。变压器油硫腐蚀问题近几年来普遍存在，福建、广东、上海、华北等多地曾发生因变压器油硫腐蚀造成的变压器线圈电磁线腐蚀、变压器匝间绝缘击穿、变压器线圈烧毁等事故，国际上也大约出现了 85 例因腐蚀性硫引发的设备故障。变压器油中全硫及腐蚀性硫，除了会与铜导线反应

34、生成具有导电特性的 Cu2S 并引起绝缘表面起始放电电压变低外，还会导致油击穿电压偏低、总烃含量异常和变压器绝缘性能下降等7。采用专用吸附剂进行再生处理可以降低油中全硫和腐蚀性硫成分，可以在一定程度上减轻硫对绝缘的腐蚀程度，但处理成本较高，目前现场应用较少；向含有腐蚀性硫的变压器油中添加金属钝化剂，抑制硫腐蚀的进一步发生，但跟踪试验表明，添加后油中金属钝化剂会存在消耗现象，部分已添加金属钝化剂的变压器在继续运行后仍发生故障。因此，对存在轻度硫腐蚀的变压器可以采用添加金属钝化剂或再生处理的方法减轻硫腐蚀速度，但对存在严重的硫腐蚀，比如试验后铜扁线表面显示石墨灰、深褐色或者黑色中，或绝缘纸上出现明

35、显的金属性的沉积物，应采用治本的换油措施，彻底杜绝变压器运行的安全隐患。6.4.8 带电倾向在强迫油循环的大型电力变压器中，变压器油流过绝缘纸及绝缘纸板表面时发生的油流带静电现象简称油流带电现象，对非强迫油循环的变压器，其冷却是靠油层上下的温差形成的对流作用将热量带给散热器，再靠空气把器壁的热量带到大气中，从而使变压器油温维持在额定值，由于变压器油流速较低，因此不存在油流带电现象。油流带电可破坏油道的绝缘性能，并且减弱油中游离电荷的泄放能力，若带电度过高则会发生静电放电，造成事故，称为油流放电，在国内包括福建在内， 已发生 10 多起的油流放电事故，因此，这一问题对变压器的可靠运行危害很大，对

36、强迫油循的高压电气设备对油流带电现象以及油的带电倾向度进行控制十分必要，国家能源局防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全2014161 号）12.2“防止变压器绝缘事故”规定应防止变压器内部油流过快，使变压器油与内部绝缘部件摩擦产生静电，导致油中带电发生变压器绝缘事故， 同时 220kV 及以上变压器应在所有额度运行油泵（如有）启动下进行局部放电试验，这些规定均表明油的带电倾向对绝缘的重大影响。目前对油流放电的预防方面尚没有很好的措施，且油的带电倾向度多与油中硫等成分有较大关系，处理起来较为复杂，成本较高，因此，对出现油带电倾向度超标的壳式强油循环变压器，因其绝缘裕度更小，运行风险更高，

37、应进行换油处理。油带电倾向的运行指标按日本变压器制造厂要求、以及福建和安徽等电网颁发的电力设备预防性试验规程要求， 一般控制在 500 pC/mL 以下。6.4.9 闭口闪点闪点对设备生产运行主要有以下两个意义：（1） 闪点是有火灾危险出现的最低温度，对变压器油在使用环境条件下的安全性有重要的影响，为避免设备过热引起火灾，一般在不影响油的其他指标 （如粘度、密度）的情况下，闪点高一些为好，运行油如果出现闪点显著下降，说明变压器内有故障，油中含有较多的低分子烃类，继续运行可能导致闪火的危险，因此，必须进行处理。（2） 测定闭口闪点，可作为油品有无含有其它沸点混入物的指标，用于检查检修中是否混错油

38、，一旦混错油，由于不同类型油品之间相容性问题，可能会引起油品性能下降，因此，发现混错油、一般情况应进行换油处理。GB/T 14542变压器油维护管理导则规定运行中变压器油的闭口闪点应135，GB/T 261闪点的测定 宾斯基-马丁闭口杯法对闭口闪点测定结果的再现性为0.071X，如果以 X=135 进行计算，不同实验室间的误差最大可达 9.6，此外，变压器顶层油温一般控制在 105以下， 因此，综合考虑测试精密度和最高顶层油温控制值，将闭口闪点125作为换油指标，即保证了运行的安全性，也考虑了不同测试情况的测量误差。6.5 断路器和有载调压开关换油指标阈值确定6.5.1 外观如果绝缘油碳化严重

39、，将大大降低设备的绝缘强度，使油断路器易于爆炸，另外，油断路器密封不良造成油箱体内部受潮，也会绝缘性能大大降低，使油断路器在动作时发生爆炸。因此，能源部高压断路器运行规程（电供 1991【30】号）将外观作为对油断路器的重要巡视项目，油外观应透明、无碳黑悬浮物，如果发现异常应进行及时处理。6.5.2 击穿电压击穿电压是油绝缘性能的重要指标之一，能源部高压断路器运行规程（电供 1991【30】号） 明确规定当绝缘油试验发现有水分或电气绝缘强度不合格以及可能影响断路器安全运行的其他不 合格项目时应及时处理，DL/T 596-2005电力设备预防性试验规程对运行中断路器油的要求是， 110kV 及以

40、下30kV，110kV 以上35kV；Q / GDW 1168 -2013输变电设备状态检修试验规程对有载调压开关要求油耐受电压30kV，不满足要求时，需要对油进行过滤处理，或者换新油。签于断路器和有载调压开关油量较少，现场滤油处理流程更为复杂，成本也更高，在设备实际运维检修工作中，绝大多数采用直接换油的处理方式，因此，以电压等级110kV、110kV 作为分隔点，分别将击穿电压35kV、30kV 作为换油指标，有助于提高设备运行的可靠性和经济性。6.5.3 水分油中水分的增加对油品电气性能有直接的影响，不仅会降低油的击穿电压，使油的介质损耗因数增大，同时使油中的有机成分的腐蚀性增加，进而加速

41、油的老化进程3，能源部高压断路器运行规程（电供 1991【30】号）明确规定当绝缘油试验发现有水分或电气绝缘强度不合格以及可能影响断路器安全运行的其他不合格项目时应及时处理。DL/T 596-2005电力设备预防性试验规程对运行中断路器油的水分要求是，110kV 及以下35mg/L，110kV 以上25mg/L，该控制指标值在南方以及沿海环境湿度较高的地区，会存在较常超标的现象，且水分小于 35mg/L 时一般呈现溶解水状态，对油击穿电压影响程度相对较小，因此，以电压等级110kV、110kV 作为分隔点， 分别将水分35mg/L、45mg/L 作为换油指标，福建公司在 2004 年将该控制限值作为断路器和有载调压开关油的运行控制指标执行至今，尚未发现因此引起的设备故障。6.5.4 水溶性酸油中水溶性酸的活度较大，对金属触头有强烈