压缩空气储能电站化学技术监督规程(T-CEEMA 01183—2023).pdf

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1、T/CEEMA 01183-2023T/CEEMA 01183-2023压缩空气储能电站化学技术监督规程Supervision standard of chemistryfor compressed air energy storage power stations20231130 发布20231130 实施中国电力设备管理协会发布ICS 27.100F20中 国 电 力 设 备 管 理 协 会 标 准中 国 电 力 设 备 管 理 协 会 标 准T/CEEMAT/CEEMA 01183-2023I目次前言.II1 范围.12 规范性引用文件.13 总则.24 设计阶段监督.25 安装及机组启

2、动阶段监督.46 机组运行质量监督.57 机组停(备)用期间防腐蚀保护.68 机组检修阶段监督.79 油品质量监督.910 六氟化硫气体质量监督.3111 仪用气体的质量要求.3512 水处理用药剂的技术要求.35附录 A（资料性附录）化学实验室的主要仪器设备.37附录 B（资料性附录）油品监督相关技术要求.40T/CEEMA 01183-2023II前 言为加强压缩空气储能电站化学技术监督管理，确保压缩空气储能电站安全、经济、稳定运行，特制定本标准。本标准依据国家和行业有关标准、规程和规范，以及结合国内外发电的新技术、监督经验制定。本标准是压缩空气储能电站化学技术监督工作的主要依据。本标准由

3、中国电力设备管理协会发电设备技术监督专业委员会提出。本标准由中国电力设备管理协会归口。本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、华能江苏能源开发有限公司、华能（浙江）能源开发有限公司、中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、安徽华赛能源科技有限公司。本标准主要起草人：杨俊、贾明祥、乔越、王玮琳、蒋昊、王彤、于潇、赵风臣、郑天文、舒进、刘迪、陆军、马剑民、韩伟、黄兴宇、何凤元。T/CEEMA 01183-20231压缩空气储能电站化学技术监督规程1 范围本标准规定了压缩空气储能电站化学技术监督相关的技术要求。本标准适用于压缩空气储能电站的化学监督工作，其他储能电站的化学监督工作可参考执行。2

4、规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB 2536电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB 5903工业闭式齿轮油GB 11118.1液压油(L-HL、L-HM、L-HV、L-HS、L-HG)GB 11120涡轮机油GB/T 4213气动调节阀GB/T 4756石油液体手工取样法GB/T 7595运行中变压器油质量GB/T 7596电厂运行中矿物涡轮机油质量GB/T 7597电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB/T 8905六氟化硫电气设备中气体

5、管理和检测导则GB/T 12022工业六氟化硫GB/T 12691空气压缩机油GB/T 14541电厂用矿物涡轮机油维护管理导则GB/T 14542变压器油维护管理导则GB/T 50050工业循环冷却水处理设计规范DL 5068发电厂化学设计规范DL/T 246化学监督导则DL/T 290电厂辅机用油运行及维护管理导则DL/T 561火力发电厂水汽化学监督导则DL/T 571电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则DL/T 677发电厂在线化学仪表检验规程DL/T 596电力设备预防性试验规程DL/T 855电力基本建设火电设备维护保管规程T/CEEMA 01183-20232DL/T 889

6、电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T 956火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则DL/T 977发电厂热力设备化学清洗单位管理规定DL/T 1051电力技术监督导则DL/T 1094电力变压器用绝缘油选用导则DL/T 1096变压器油中颗粒度限值DL/T 1115火力发电厂机组大修化学检查导则DL/T 5004火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置导则DL/T 5190.3电力建设施工技术规范 第3部分：汽轮发电机组DL/T 5190.6电力建设施工技术规范 第6部分：水处理及制（供）氢设备及系统DL/T 5210.3电力建设施工质量验收规程 第3部分：汽轮发电机组NB/SH/T 063

7、6L-TSA汽轮机油换油指标SH/T 0476L-HL液压油换油指标NB/SH/T 0586工业闭式齿轮油换油指标NB/SH/T 0599L-HM液压油换油指标3 总则3.1 化学监督是保证储能电站设备安全、经济、稳定、环保运行的重要基础工作，应坚持“安全第一、预防为主”的方针，实行全过程监督。3.2 储能电站化学监督的目的是对水、油、气（六氟化硫等）等进行质量监督，防止和减缓热力系统腐蚀、结垢、积集沉积物；发现油（气）质量劣化，判定充油（气）设备潜伏性故障。3.3 本标准提出电厂在设计、基建、运行、停用及检修阶段水、油及气体（六氟化硫等）等的质量控制标准，机组停(备)用期间防腐蚀保护技术标准

8、，热力设备检修腐蚀、结垢的检查和评价标准，化学清洗标准，水处理化学药品检验标准，它是电厂化学监督工作的基础，亦是建立化学技术监督体系的依据。3.4 从事化学监督的人员，应熟悉和掌握本标准及相关标准和规程中的规定。4 设计阶段监督4.1 加药选择系统设计4.1.1 循环水的加药系统设计应满足 DL 5068、DL/T 5174 的规定，包括循环冷却水稳定、杀菌处理，以及压缩机等清洗加药处理。4.1.2 应该根据循环水的稳定、杀菌（生）处理方式，设计机组循环水的稳定、杀菌（生）剂的加药系统。T/CEEMA 01183-202334.2 化学实验室仪表配置4.2.1 化学试验室水、油分析仪表应该满足

9、正常水、油质量的分析和监督要求，可按 DL/T 5004的规定配备，见附录 A（资料性附录）。4.2.2 实验室分析仪表应按相关规定进行定期计量检定。4.3 循环水换热器设计4.3.1 循环水换热器管选择a)循环水换热器管材应根据循环水的水质来选择，可参考 DL/T 712 选择不锈钢或钛管，不应选择铜合金管。b)使用再生水或污染严重的地表水作为循环冷却水的换热器管，选用不锈钢管时宜进行耐点蚀试验验证后确定。常用不锈钢管适用的水质标准见表 1。c)在役机组循环水换热器管为铜管时，宜更换为不锈钢管。d)换热器管的材质应能满足导热油、冷却水运行温度下耐蚀性的要求。表 1常用不锈钢管适用水质的参考标

10、准Cl-mg/L中国GB/T 20878美国ASTM A959日本JIS G 4303JIS G 4311国际标准ISO 15510欧洲标准EN 10088-1EN 10095等统一数字代码牌号200aS3040806Cr19Ni10S30400，304SUS304X5CrNi18-10X5CrNi18-10，1.4301S30403022Cr19Ni10S30403，304LSUS304LX2CrNi19-11X2CrNi19-11，1.4306S3216806Cr18Ni11TiS32100，321SUS321X6CrNiTi18-10X6CrNiTi18-10，1.45411000S31

11、608 06Cr17Ni12Mo2S31600，316SUS316X5CrNiMo17-12-2X5CrNiMo17-12-2，1.4401S31603 022Cr17Ni12Mo2S31603，316LSUS316LX2CrNiMo17-12-2X2CrNiMo17-12-2，1.44042000bS31708 06Cr19Ni13Mo3S31700，317SUS317-S31703 022Cr19Ni13Mo3S31703，317LSUS317LX2CrNiMo19-14-4X2CrNiMo18-15-4，1.44385000cS31708 06Cr19Ni13Mo3S31700，317S

12、US317-S31703 022Cr17Ni13Mo3S31703，317LSUS317LX2CrNiMo19-14-4X2CrNiMo18-15-4，1.4438注1：未列入表中的不锈钢管如能通过试验验证，也可以选用。注2：表内同一栏中，排在下面的不锈钢的耐点蚀性能明显优于排在上面的，但对耐蚀性能较低的管板的电偶腐蚀也更强。a当循环水氯离子与硫酸根离子质量浓度的比值不大于0.7、循环水最高温度不超过45的情况下，氯离子浓度可T/CEEMA 01183-20234放宽至300mg/L。b可用于再生水。c适用于无污染的咸水。4.3.2 管板材料选用原则a)应从管板材料的耐蚀性和管材材质等方面进行

13、技术经济比较。b)对于溶解固体小于 2000mg/L 的冷却水，可选用碳钢板。c)对于咸水，可根据管材和水质情况选用碳钢管板、不锈钢管板或复合不锈钢管板。d)选用碳钢管板时，应实施有效的防腐涂层和电化学保护。e)使用薄壁钛管时，管板应选用钛管板或复合钛管板。f)当管板材质与换热管材质不一致时，宜采用管板涂层、电化学保护等防腐措施。4.3.3 换热器管的空气侧宜设置取样系统。5 安装及机组启动阶段监督5.1 换热设备和部件出厂检查5.1.1 换热设备和部件在出厂时必须保持洁净，管子和管束内部不允许有积水、泥沙、污物、氧化皮和腐蚀产物。5.1.2 海上运输、沿海地区、长途运输、存放时间较长的设备和

14、管道外表面必须涂刷防护漆。5.1.3 油箱、换热器等大型容器，出厂时必须采取防锈蚀措施、设备资料上应说明防腐蚀的方法和使用的材料以及对油质的影响。需要处理的应说明处理方法。5.1.4 采用碳钢为管材的换热器、冷却器等设备，应在出厂时处于干净状态，然后密封充入氮气，并保持氮气压力不低于 0.03MPa，或采用有机胺等气相缓蚀剂保护法进行保护，采取的保护方法应在产品资料中说明。5.1.5 油套管、油管和设备应采取除锈和防锈蚀措施，有合格的防护包装。5.2 换热设备的保管和监督5.2.1 换热设备到达现场后，应按 DL/T 855 的有关规定进行保管，以保持设备良好的原始状况；并设专人负责防锈蚀监督

15、，做好检查记录，发现问题应向有关部门提出要求，及时解决。5.2.2 换热设备和部件防锈蚀涂层损伤脱落时应及时补涂。5.2.3 换热设备在组装前 2h 内方可打开密封罩，其他设备在施工当天方可打开密封罩。在搬运和存放过程中密封罩脱落应及时盖上或包覆。5.2.4 油管道和设备在组装前 2h 内方可打开密封罩。5.2.5 换热设备解除生产厂或现场设置的防护后，应对内外表面进行检查。内部或内表面有锈蚀、积液、杂物、砂石灰土时，应在地面进行处理。处理的方法有仪用压缩空气吹扫、蒸汽吹扫、化T/CEEMA 01183-20235学清洗等。5.2.6 施工工程中，不能形成封闭系统的设备和管道，应在每天停止施工

16、时进行有效密封封堵，防止灰尘、雨水、杂物进入。5.2.7 工程管理人员应对现场设备的保管和防护情况进行监督检查，对不合格的事项提出整改要求。5.3 机组启动阶段监督5.3.1 涡轮机油和抗燃油进行旁路或在线处理，以除去涡轮机油系统和调速系统中的杂质颗粒和水分，油质满足机组启动要求，可参考 GB/T 14541 和 DL/T 571。5.3.2 循环水加药系统应能投入运行，按动态模拟试验后的技术条件对循环水进行阻垢、缓蚀以及杀生灭藻。全厂闭式循环冷却水系统水冲洗合格，闭式循环冷却水应加入氨或其它碱化剂调节pH 值、电导率满足表 3 要求。6 机组运行质量监督6.1 补水质量监督开式循环水的补水质

17、量可参照表 2 控制。表 2 补水质量pH 值电导率（25C）S/cmCODmg/L6.09.0500106.2 闭式循环冷却水质量监督闭式循环冷却水的质量可参照表 3 控制。表 3闭式循环冷却水质量材质电导率（25C)，S/cmpH(25C)全铁系统5009.5含铜系统5008.09.26.3 循环水质量监督6.3.1 循环冷却水处理的设计应参考 GB/T 50050，循环水系统的防腐、防垢及通用水质要求可参考 DL/T 300。6.3.2 循环水系统的运行控制方案应通过动态模拟试验确定，运行中通过加酸、排污等方式控制循环水的各项指标不超过动态试验确定的控制值。采用加酸处理时，循环水的 pH

18、 值不应低于 8.0。6.3.3 循环水的氯离子含量应满足表 1 的要求。6.3.4 循环水系统应采取必要的杀菌灭藻措施，防止凝汽器换热管内粘泥、微生物、海生物等大量附着沉积。6.3.5 循环水系统水侧碳钢设备的腐蚀速率应小于 0.075mm/a，铜合金和不锈钢设备的腐蚀速率应小于 0.005mm/a。T/CEEMA 01183-202366.3.6 循环水阻垢缓蚀剂的质量应符合 DL/T 806 的要求。6.3.7 对于换热器管仍采用铜管的机组，若换热管腐蚀较为严重或泄漏频繁，应通过添加铜缓蚀剂或镀膜或更换为不锈钢管或封堵泄漏管等方式减缓或防止铜管腐蚀。7 机组停(备)用期间防腐蚀保护7.1

19、 换热设备停（备）用防腐蚀保护方法选择原则a)换热设备停（备）用保护宜参考 DL/T 956 的相关要求。b)压缩机、透平及相应系统的停（备）用保护方法的选择应满足设备制造厂家的要求。c)机组换热设备防锈蚀保护方法选择的考量因素是：停（备）用时间的长短和性质，现场条件、可操作性和经济性。d)防锈蚀保护方法不应影响机组按电网要求随时启动运行要求；e)有废液处理设施，废液排放应符合 GB 8978 及当地环保部门的相关规定；f)防止气温降低产生冻结造成的破坏；g)防止大气条件不佳（例如海滨电厂的盐雾环境）造成方法难以实施；h)所采用的保护方法不影响检修工作和检修人员的安全。7.2 换热设备停（备）

20、用防腐蚀可选择的保护方法a)压缩机、透平等系统设备的停（备）用防腐蚀保护方法应按设备制造厂家的要求执行。安装干风保护装置机组，可在设备停用时间超过 4 小时后，投运干风保护装置，并维持设备出口空气相对湿度小于 60%；未安装保护干风保护装置机组，可采用通除油（仪用）压缩空气，进行保护。b)在氮气供应方便，或机组设计时已经安装了完善的充氮系统，充氮覆盖法或充氮密封法是换热设备水侧的可靠停用防腐蚀保护方法。7.3 各种防锈蚀方法的监督项目和控制标准a)各种防锈蚀方法的监督项目和控制标准见表 4，还可参考 DL/T 956 的其他方法。表 4 可适用的防锈蚀方法监督项目和控制标准防锈蚀方法监督项目控

21、制标准监测方法或仪器取样部位其它干风干燥法相对湿度98%气相色谱仪或氧量仪空气门、疏水门、放水门、取样门充氮过程中每 1h 记录 1 次氮压，充氮结束测定排气氮气纯度，停（备）用期间每班记录 1 次充氮密封法压力、氮气纯度0.01MPa0.03MPa；98%7.4 停（备）用机组防锈效果的评价T/CEEMA 01183-20237机组检修期间，应对重点热力设备进行腐蚀检查，如换热设备进行内窥镜检查，换热设备、压缩机、透平进行目视检查，这些部位应无明显停用腐蚀现象。8 机组检修阶段监督8.1 机组检修热力设备化学检查一般要求a)机组检修化学检查的目的是掌握设备的腐蚀、结垢或积盐等状况，建立热力设

22、备腐蚀、结垢档案；评价机组在运行期间所采用的处理方法是否合理，监控是否有效；评价机组在基建和停（备）用期间所采取的各种保护方法是否合适；对检查发现的问题或预计可能要出现的问题进行分析，提出改进方案和建议。b)机组检修热力设备化学检查宜参考 DL/T 1115 的规定。c)在热力设备检修前，化学监督专责人应制订详细的检查方案，提出与化学有关的检修项目和要求。d)机组在检修时，生产管理部门和机、电专业的有关人员应根据化学检查项目，配合化学专业进行检查。e)当检修设备解体后，化学监督专责人应会同有关人员，参考 DL/T 1115 要求，对换热设备、冷却器、压缩机和透平以及相关的辅机设备的腐蚀、结垢、

23、沉积情况进行全面检查，并做好详细记录与采样。在化学专业人员进行检查之前，应保持热力设备解体状态，不得清除内部沉积物或进行任何检修工作。检修完毕后及时通知化学专业有关人员参与检查、验收。f)化学监督专责人宜参考 DL/T 1115 对热力设备的腐蚀、结垢、积盐及沉积物情况进行全面分析，并针对存在的问题提出整改措施与改进意见，组织编写机组检修化学监督检查报告，机组大修结束后一个月内应提出化学检查报告。8.2 机组检修化学检查主要内容8.2.1 压缩机和透平a)对通流部件的原始状态照相，记录通流部件的冲蚀、腐蚀、沉积和冲刷状态。b)检查叶片和隔板固体微粒冲蚀形成机械损伤或坑点。对机械损伤严重或坑点较

24、深的叶片应进行详细记录，包括损伤部位、坑点深度、单位面积的坑点数量（个/cm2）等，并与历次检查情况进行对比。c)检查通流部件积盐情况。定性检测每级 pH 值；对沉积量较大的叶片、隔板，用硬质工具刮取沉积量最大部位的沉积物，检测沉积量，计算沉积速率，分析沉积物化学成分和物相（同级叶片或隔板可混合一起）。d)检查中腐蚀情况，检测腐蚀坑点深度。e)检查各级叶片围带是否有缺陷或损伤，围带内侧是否有沉积物，若有应取样进行化学成分分析；检查各级叶片、围带及转轴的点腐蚀和锈蚀情况；检查低压缸末级叶片冲刷腐蚀情况。8.2.2 其它设备检查a)涡轮机油系统(1)检查涡轮机主油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。(

25、2)检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。(3)检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。T/CEEMA 01183-20238b)抗燃油系统(1)检查抗燃油主油箱、旁路抗燃油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。(2)检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。(3)检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。c)开式循环水冷却系统检查内容应包括：(1)检查塔内填料沉积物、积盐情况；支撑柱上藻类附着情况；水泥构件腐蚀、池底沉积物情况。(2)检查换热器管、冷却水管道的结垢、腐蚀、微生物附着及粘泥附着等情况。(3)检查冷却系统防腐（外加电流保护、牺牲阳极保护或防腐涂层保护）的完整性。d)闭式循环水冷却系统检查内容应包括：(1)检查换

26、热器的结垢、腐蚀、微生物附着及粘泥附着等情况。(2)检查冷却水管道焊接处等部位的腐蚀、微生物附着及粘泥附着等情况。e)检查水箱防腐层及顶部密封装置的完整性，水箱底部有无杂物。8.3 腐蚀、结垢评价标准8.3.1 热力设备腐蚀评价标准用腐蚀速率或腐蚀深度表示，评价标准见表 5。表 5 热力设备腐蚀评价标准部位类别一类二类三类压 缩 机 和 透平转子叶片、隔板基本没腐蚀或点蚀深度0.5mm换热器管铜管无局部腐蚀，均匀腐蚀速率0.02mm/a或点蚀、沟槽深度0.3mm 或已有部分管子穿孔不锈钢管a无局部腐蚀，均匀腐蚀速率0.02mm/a或点蚀、沟槽深度0.2mm 或已有部分管子穿孔a换热器管为不锈钢

27、时，如果未发生泄漏或未出现严重结垢，不必进行抽管检查。8.3.2 结垢、积盐评价标准用沉积速率或总沉积量或垢层厚度表示，具体评价标准见表 6。表 6 热力设备结垢、积盐评价标准部位类 别一类二类三类压缩机和透平转子叶片、隔板a沉积、积盐速率b1mg/（cm2a）或沉积物总量10mg/（cm2a）沉积物总量25mg/cm2换热器管a垢层厚度0.1mm或沉积量0.5mm或沉积量40mg/cm2a对于换热器的垢量均指多根样管中垢量最大者，一般用酸溶法测量；对于压缩机和透平的沉积量是指某级叶T/CEEMA 01183-20239片局部最大的结垢量，测量方法参考 DL/T 1115 附录 F。b取沉积、

28、积盐速率或沉积物总量高者进行评价；计算沉积、积盐速率所用的时间为运行时间与停用时间之和。8.4 设备结垢、积盐和腐蚀处理措施和标准8.4.1 换热器因结垢导致端差超标时，需要进行化学清洗。换热器管沉积污泥可用水冲洗或其它的方法进行冲洗、清理，薄壁钛管不宜采用高压水进行冲洗。8.4.2 换热器化学清洗宜参考 DL/T 957 标淮执行。8.4.3 根据垢的成分、凝汽器设备的构造、材质，通过小型试验，并综合考虑经济、环保因素，最终用合理的清洗介质和工艺程序。清洗介质的选择配方见参考表 7。表 7 换热器主要化学清洗介质序号工艺名称工艺条件添加药品适用垢的主要种类凝汽器材质优缺点1盐酸清洗温度：常温

29、流速 0.1m/s0.25m/s时间：4h6hHCl 1%6%；缓蚀剂 0.3%0.8%；消泡剂适量还原剂适量碳酸盐为主的垢碳膜铜的腐蚀产物铜及铜合金清洗效果好，价格便宜，货源广、废液易于处理。2氨基磺酸清洗温度：3060流速 0.10m/s0.25m/s时间：6h8hNH2SO3H 3%10%缓蚀 剂 0.2%0.5%消泡剂适量碳酸盐、磷酸盐为主的垢铜及铜合金奥氏体不锈钢铁素体不锈钢钛及钛合金氨基磺酸具有不挥发、无臭味、对人体毒性小，对金属腐蚀量小、运输、存放方便的特点。对 Ca、Mg 垢溶垢速度快，对铁的化合物作用慢，可添加一些助剂，从而有效地溶解铁垢3碱 液温度60流速 0.1m/s0.

30、25m/s时间：4h8hNa2CO30.5%2%Na3PO40.5%2%NaOH 0.5%2%乳化剂适量油脂、黏泥硫酸盐垢转型铜及铜合金奥氏体不锈钢铁素体不锈钢钛及钛合金除油脱脂，成本低，加热要求高4除油剂温度50流速 0.1m/s0.25m/s时间：根据厂家要求除油剂浓度根据厂家要求油脂铜及铜合金奥氏体不锈钢铁素体不锈钢钛及钛合金除油脱脂，造价高注：换热器管水侧内结大量碳酸盐垢时，经化学清洗后会产生大量泡沫。为防止酸箱溢流大量泡沫，影响环境，一般使用消泡剂，正确的使用方法是利用小型手持喷雾器向泡沫表面喷洒。8.4.4 压缩机和透平通流积盐清洗a)压缩机和透平严重结盐导致通流部分腐蚀时，开缸清

31、洗应采用加氨调整 pH 大于 10.5 的除盐水进行高压（水压 3080MPa）水冲洗，并检测清洗后表面的钠离子含量。b)压缩机和透平沉积盐垢以腐蚀产物为主时，非常坚硬，需要采用喷砂方法清洗，应该使用加氨除盐水，不应使用工业水或消防水冲洗汽轮机。9 油品质量监督9.1 电力用油的取样T/CEEMA 01183-2023109.1.1 电力用油的取样的工具、取样部位、取样方法、取样量等油样取样的基本原则以及油样的标识、运输和保存应满足 GB/T 7597、DL/T 432、GB/T 14541、GB/T 14542、DL/T 571、DL/T 705、DL/T 290、GB/T 4756、SH

32、0164、DL/T 1552 的相关要求。9.1.2 电气设备中取样a)对于变压器、油开关或其他充油电气设备，应从下部阀门（含密封取样阀）处取样（制造厂家有规定按制造厂家规定取样）。取样前油阀门应先用干净甲级棉纱或布擦净，旋开螺帽，接上取样用耐油管，再放油将管路冲洗干净后取样。b)对需要取样的套管，在停电检修时，从取样孔取样；没有放油管或取样阀门的充油电气设备，可在停电或检修时设法取样；进口全密封无取样阀的设备，按制造厂规定取样。c)对大油量的变压器、电抗器等，取样量可为 50mL80mL，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。d)定期取样检测运行变压器油油质时，不应在雨天取样。9.1.3 变

33、压器油中水分和油中溶解气体分析取样a)油样应能代表设备本体油，应避免在油循环不够充分的死角处取样。b)一般应从设备取样阀取样，在特殊情况下可在不同取样部位取样。c)取样过程要求全密封，即取样连接方式可靠，既不能让油中溶解水分及气体逸散，也不能混入空气（必须排净取样接头内残存的空气），操作时油中不得产生气泡。d)取样应在晴天进行。e)取样后要求注射器芯子能自由活动，以避免形成负压空腔。f)油样应避光保存。9.1.4 涡轮机油、导热油或辅机用油取样a)正常监督试验由冷油器取样。b)检查油的脏污及水分时，自油箱底部取样。c)在取样时应严格遵守用油设备的现场安全规程。d)基建或进口设备的油样除一部分进

34、行试验外，另一部分尚应保存适当时间，以备考查。e)对有特殊要求的项目，应按试验方法要求进行取样。9.1.5 抗燃油取样a)常规项目和颗粒度检测油样应分开，不得混合。b)取样前油箱中的油应在电液调节系统内至少正常循环 24h，常规试验应按 GB/T 7597 要求取样；颗粒污染度测试取样应按 DL/T 432 要求进行。c)常规监督测试的油样应从油箱底部的取样口取样；发现油质被污染，可增加取样点（如油箱内油液的上部、过滤器或再生装置出口、油动机入口等）取样。d)从油箱内油液上部取样时，应先将人孔法兰或呼吸器接口周围清理干净后再打开，按 GB/T7597 的规定用专用取样器从油的上部取样，取样后应

35、将人孔法兰或呼吸器复位。9.2 变压器油质量化学监督9.2.1 新变压器油质量监督a)新油验收时，应对接受的全部油样进行监督，以防止出现差错或带入污物。所有样品应进行外观检验，国产新变压器油应按 GB 2536 要求进行验收，进口新变压器油可按照国际标准(IEC 60296)或合同规定验收。T/CEEMA 01183-202311b)新油注入设备前应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、气体和其他颗粒杂质，达到表 8 要求后方可注入设备。互感器和套管用油的检验依据 GB 50150 有关规定执行。c)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

36、终油位达到制造厂家要求的高度，油的静置时间应不小于 12h，经检验油的指标应符合表8 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 9 规定进行试验。d)合格的新变压器油注入电气设备，在热油循环后、通电投运前，其油品质量应符合表 10中“投入运行前的油”的要求。油中溶解气体组分含量的检验按照 DL/T 722 的规定执行。表 8 新油净化后的质量指标项目设备电压等级/kV1000750500330220110击穿电压/kV7575655

37、54545水分/（mg/L）81010101520介质损耗因数（90）0.005颗粒污染度/粒a100010002000注：必要时，新油净化后可按照 DL/T 722 进行油中溶解气体组分含量的检验。a100mL 油中大于 5m 的颗粒数。表 9 热油循环后的质量指标项目设备电压等级/kV1000750500330220110击穿电压/kV757565554545水分/（mg/L）81010101520油中含气量/%（体积分数）0.8111介质损耗因数（90）0.005颗粒污染度/粒a100020003000a100mL 油中大于 5m 的颗粒数。9.2.2 运行中变压器油质量监督a)运行中变

38、压器、断路器油的质量应按 GB/T 7595 的规定检验，特定设备用油应按制造厂的规定检验。运行中变压器油质量标准见表 10，运行中断路器油质量标准见表 11。b)应按照下列原则进行检验：（1）在表 12 中所规定的周期内应定期地进行性能检验，除非制造厂商另有规定；（2）如有可能，在经常性的检验周期内，检验同一部位油的特性；（3）对满负荷运行的变压器可以适当增加检验次数；（4）对任何重要的性能若已接近所推荐的标准限值时，应增加检验次数。T/CEEMA 01183-202312c)运行中变压器油溶解气体组分含量的检验项目及检测周期按照 DL/T 722 的规定执行。d)500kV 及以上电压等级

39、的交流变压器应在注油前、热油循环后（含大修）、投运 1 年内、运行中每 3 年以及必要时检测颗粒度。当颗粒度有明显的增长趋势时，应缩短检测周期，加强监测。其他规定可参考 DL/T 1096 执行。表 10 运行中变压器油质量标准序号检验项目设备电压等级/kV质量标准检验方法投入运行前的油运行油1外观各电压等级透明、无沉淀物和悬浮物外观目视2色度/号各电压等级2.0GB/T 65403水溶性酸（pH 值）各电压等级5.44.2GB/T 75984酸值（以 KOH 计）/（mg/g）各电压等级0.030.10GB/T 2645闪点(闭口)/各电压等级135GB/T 2616水分/（mg/L）330

40、10001015GB/T 7600220152511020357界面张力（25）/（mN/m）各电压等级3525GB/T 65418介质损耗因数（90）50010000.0050.020GB/T 56543300.0100.0409击穿电压/kV75010007065GB/T 5075006555330555066220454035403510体积电阻率（90）/（m）50010006101011010DL/T 421330510911油中含气量（体积分数）/%750100012DL/T 7033305003电抗器512油泥与沉淀物a（质量分数）/%各电压等级0.02（以下可忽略不计）GB/T

41、 8926-201213析气性500报告NB/SH/T 081014带电倾向/（pC/mL）各电压等级报告DL/T 38515腐蚀性硫各电压等级非腐蚀性DL/T 28516颗粒污染度/粒b100010003000DL/T 432750200030005003000T/CEEMA 01183-20231317抗氧化添加剂含量（质量分数）/%含抗氧化添加剂油各电压等级大于新油原始值的 60%SH/T 080218糠醛含量（质量分数）/（mg/kg）各电压等级报告NB/SH/T 0812DL/T 135519二苄基二硫醚（DBDS）含量（质量分数）/（mg/kg）各电压等级检测不出cIEC 6269

42、7-1a按照 GB/T 8926-2012（方法 A）对“正戊烷不溶物”进行检测。b100mL 油中大于 5m 的颗粒数。c指 DBDS 含量小于 5mg/kg。表 11 运行中断路器油质量标准序号检验项目设备电压等级/kV质量标准检验方法1外观各电压等级透明、无游离水分、无杂质或悬浮物外观目视2水溶性酸（pH 值）各电压等级4.2GB/T 75983击穿电压/kV110投运前或大修后45运行中40GB/T 507110投运前或大修后40运行中35表 12运行中变压器油、断路器油检测周期及检验项目设备类型设备电压等级检测周期检验项目变压器、电抗器330kV1000kV投运前或大修后外观、色度、

43、水溶性酸、酸值、闪点、水分、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率、油中含气量、颗粒污染度a、糠醛含量每年至少一次外观、色度、水分、介质损耗因数、击穿电压、油中含气量b必要时水溶性酸、酸值、闪点、界面张力、体积电阻率、油泥与沉淀物、析气性、带电倾向、腐蚀性硫、颗粒污染度a、抗氧化添加剂含量、糠醛含量、二苄基二硫醚含量、金属钝化剂b66kV220kV投运前或大修后外观、色度、水溶性酸、闪点、水分、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率、糠醛含量每年至少一次外观、色度、水分、介质损耗因数、击穿电压必要时水溶性酸、酸值、界面张力、体积电阻率、油泥与沉淀物、带电倾向、腐蚀性硫、抗氧化添加剂

44、含量、糠醛含量、二苄基二硫醚含量、金属钝化剂c35kV3 年至少一次水分、介质损耗因数、击穿电压T/CEEMA 01183-202314断路器110kV投运前或大修后外观、水溶性酸、击穿电压每年一次击穿电压110kV投运前或大修后外观、水溶性酸、击穿电压3 年至少一次击穿电压互感器和套管用油的检验项目及检测周期按照 DL/T 596 的规定执行。注：油量少于 60kg 的断路器油 3 年检测一次击穿电压或以换油代替预试。a500kV 及以上电压等级的交流变压器应在注油前、热油循环后（含大修）、投运 1 年内、运行中每 3 年以及必要时检测颗粒度。当颗粒度有明显的增长趋势时，应缩短检测周期，加强

45、监测。其他要求可参考 DL/T 1096 的规定执行。b500kV1000kV 电压等级的变压器油中含气量超过 5%时应安排机组停运、检修、消除缺陷和真空脱气处理。c特指含金属钝化剂的油。油中金属钝化剂含量应大于新油原始值的 70%，检测方法为 DL/T 1459。9.2.3 运行变压器油的维护管理a)应按 GB/T 14542 的规定进行运行变压器油的维护管理。b)运行变压器油应通过下述试验确定油质和设备的情况：（1）油的颜色和外观；（2）击穿电压；（3）介质损耗因数或电阻率（同一油样不要求同时进行这两项试验）；（4）酸值；（5）水分含量；（6）油中溶解气体组分含量的色谱分析。c)运行中变压

46、器油的检验项目指标超过质量标准的原因分析及应采取的措施参见GB/T14542 表 6，同时遇有下述情况应引起注意，并采取相应措施：（1）当试验结果超出运行中变压器油的质量标准时，应与以前的试验结果进行比较，如情况许可时，在进行任何措施之前，应重新取样分析以确认试验结果无误；（2）如果油质快速劣化，则应缩短检测周期进行跟踪试验，必要时检测油中抗氧化剂含量，结合油温、负荷及色谱分析结果分析结果采取相应措施；（3）某些特殊试验项目，如击穿电压低于运行油标准要求，或是色谱检测发现有故障存在，则可以不考虑其他特殊性项目，应果断采取措施以保证设备安全；（4）如检测变压器油的介质损耗因数、颗粒污染度等指标异

47、常时，可关注并检测油中铜、铁等金属含量。9.2.4 变压器、电抗器、互感器、套管油中溶解气体监督a)电气设备油中溶解气体检测周期、注意值应满足 DL/T 722 的规定。b)电气设备油中溶解气体检测方法按 GB/T 17623 执行。c)电气设备油中溶解气体的检测周期如下：（1）投运前的检测：新的或大修后的 66kV 及以上的设备，投运前应至少作一次检测。对于制造厂规定不取样的全密封互感器和套管可不做检测。如果在现场进行感应耐压和局部放电试验，则应在试验前后各做一次检测，试验后取油样时间至少应在试验完毕 24h 后。T/CEEMA 01183-202315制造厂规定不取样的全密封互感器不作检测

48、。（2）新投运时的检测：新的或大修后的 66kV 及以上的变压器和电抗器至少应在投运后 1天、4 天、10 天、30 天各做一次检测；新的或大修后的 66kV 及以上的互感器，至少应在投运后 3 个月内做一次检测；制造厂规定不取样的全密封互感器可不做检测。（3）运行中的定期检测：运行中设备的定期检测周期按表 13 的规定进行。表 13 运行中设备油中溶解气体组分含量的定期检测周期设备名称设备电压等级和容量检测周期变压器和电抗器电压750kV及以上1个月一次发电厂所有升压变压器；电压330kV及以上；容量240MVA及以上3个月一次电压220kV及以上；容量120MVA及以上6个月一次电压66k

49、V及以上；容量8MVA及以上1年一次互 感 器电压66kV及以上13年一次套管-必要时注：其它电压等级变压器、电抗器和互感器的检测周期自行规定。制造厂规定不取样的全密封互感器和套管，一般在保证期内可不做检测；在超过保证期后，可视情况而定，但不宜在负压情况下取样。（4）特殊情况下应按以下要求进行检测：(a)当设备出现异常情况时（如变压器气体继电器动作、差动保护动作、压力释放阀动作以及经受大电流冲击、过励磁或过负荷，互感器膨胀器动作等），应取油样进行检测。(b)当气体继电器中有集气时需要取气样进行检测。(c)当怀疑设备内部有异常时，应根据情况缩短检测周期进行监测或退出运行。在监测过程中，若增长趋势

50、明显，须采取其它相应措施；若在相近运行工况下，检测三次后含量稳定，可适当延长检测周期，直至恢复正常检测周期。(d)过热性故障，怀疑主磁回路或漏磁回路存在故障时，可缩短到每周一次；当怀疑导电回路存在故障时，宜缩短到至少每天一次；(e)放电性故障，怀疑存在低能量放电时，宜缩短到每天一次；当怀疑存在高能量放电时，应进一步检查或退出运行。d)新设备投运前油中溶解气体含量应符合表 14 的要求，而且投运前后的两次检测结果不应有明显的区别。表 14 新设备投运前油中溶解气体含量要求L/L设备气体组分含量330kV及以上220kV及以下变压器和电抗器氢气1030乙炔0.10.1总烃1020互感器氢气5010