GB T 14542-1993 运行中变压器油维护管理导则.pdf

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1、UDC 621.315.615 F 25 华:H工./、G/T 14542 93 变压器jGuide for maintenance and supervision of transformer oil in service 1994-05-01实施E司委主主量才运监督局发布一目次1 主题内容与适用范围. . . . . . . 1 ) 2 引用标准. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 3 变压器泊的有E能和变EE . . . . . . . . . . 2 油质试验J，、义 . . . . . . . . . . . . 3 5 耳zt. .

2、 . . . . . . . . . . . . . . . 10 泊处理方法14 ) 11 技术rn现与安全要求.16 附录A防止泊老化措施和泊处理方法所用材料和设备(补充件). . . . ( 18 ) 附录B油库的安全要求(补充件) . . . . . . . . . . 21 附录C变压器泊国内外标准索引(参考件). . . . . . . . . . . . . . . 22 附录D气体在变压器泊(绝缘泊)中的溶解度系数(参考件). 25 一 中华人民共和国国家标准运行中变压器油维护管理Guide for maintenance and supervision of transfor

3、mer oil in service 则GB/T 14542-93 本导则主要参照IEC422(设备内矿物绝缘泊监督维护导则和BS5730(绝缘泊的维护导贝U编写。由于各单位情况不同，在使用本导则时必须考虑设备的类型和使用状况.必要时还应参考制造厂家的说明。发供电部门有关人员必须掌握设备用泊的使用性能和变化规律，做好油质监督维护工作，保证用油设备安全经济运行。主题内容与适用范围本导则适用于运行中大型变压器、油开关等充泊电气设备中使用的未加有或加有抗氧化添加剂的矿物变压器油，对油质监督维护工作提供指导。本导则不适用于各种合成绝缘液。对进口充油电气设备投入运行前的泊质评价可按汀货合同规定进行。2

4、引用标准GB/T 261 石油产品闪点测定法(闭口杯法)GB/T 264 石油产品GB/T 507 绝缘油介电强度测定法GB/T 510 石油产品凝点测定法GB 2536 变压器泊Gll/T 3535 石油倾点测定法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张力测定法(圆环法GB 7252 变压器泊中溶解气体分析和判断导则GB 7595 运行中变压器油质量标准GB 7597 电力用泊(变压器油、汽轮机油)取样方法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 运行中变压器泊、汽轮机油酸值

5、测定法(BTB法)GB 7600 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB 7601 运行中变压器泊水分测定法(气相色谱法)GB 7602 运行中汽轮机泊、变压器泊T501抗氧化剂含量测定法(分光光度法)GB/T 11142 绝缘泊在电场和电离作用下析气性测定法SH/T 0206 变压器泊氧化安定性测定法SD 304 绝缘泊中溶解气体组分含量测定法(气相色谱法)DL 421 绝缘池体积电阻率测定法DL 423 绝缘泊中含气量测定(真空压差法)国家技术监督局1993-07-11批准1994-05-01实施1 一一一一一一- _，_斗 GB/T 14542-93 3 OL 429.2 颜色测定法

6、OL 429.6 运行油开口杯老化测定法DL429.7 汹泥析出测定法OL 429.9 绝缘强度测定法OL 450 绝缘泊中含气莹的测定法(二氧化碳法变压器油的性能和变质3. 1 我国的变压器泊根据低温性能划分，分为:10、25、45三种牌号。炼制时所选用原油有环烧基、石蜡基和混合基原油.炼制变压器泊的工艺有如下几种g3. 1. 1 低凝原油常减压蒸馆溶剂精制臼土补充精制过滤加抗氧化剂。3. 1.2 原油常减压蒸馆榕剂精制脱蜡加氨补充精制臼土精制过滤加抗氧化剂。3. 1; 3 原油常减压蒸馆脱蜡硫酸精制白土补充精制过滤加抗氧化剂。以上三种加工工艺采用溶剂精制和白土补充精制较多，但此工艺对氮化合

7、物不容易彻底除净。因氮化合物极不稳定，容易氧化产生沉淀和加深颜色，尤其对泊品的介质损耗因数有不利影响。采用溶剂精制后，加氢补充精制和自土精制，泊品氧化安定性和电气性能都比较好。酸碱精制是一种古老而简单的工艺，硫酸能与泊中氮、氧、硫的化合物、烯短、多环芳:怪等非理想的组分反应，最后随酸注一起除去。适度硫酸精制比溶剂加氢精制能保留较多的芳炬，对变压器泊仍是一种较好的精制方法，也是多年保留的原因。3.2 新变压器油应具备的性能充入电气设备的变压器泊的运行可靠性，取决于泊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、以及消弧等多方面的作用，变压器油必须至少

8、具有以下基本特性。3.2. 1 氧化安定性运行中变压器油老化因素很多，受外界影响，如温度、空气、电场、金属催化剂等作用，都会加速泊品氧化，其内在因素与油品的组成有关，泊由各种结构复杂的混合经所组成，但其所占的比例不同，其性能也就有所不同。环烧煌的抗氧化性能差，容易氧化生成酸和其他产物。但对抗氧化剂感受性较好，弥补了不足之处，是变压器泊理想组分。烧怪的抗氧化性能与环烧短差不多，但是在强电场作用下容易发生脱氢反应，产生高分子聚合物，通常称为X一一蜡。芳短对变压根袖的氧化安定性能起着重要作用，但其结构不同，对泊品性能影响也各不相同，双环芳短或多或少有抑制氧化能力，多环芳经是很好的天然抗氧化剂，但氧化

9、后容易产生沉淀，同时使泊的颜色变浑。炼制变压器泊时.如采用深度精制，然后加入抗氧化剂，可以避免泊产生沉淀问题。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。3.2.2 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gb. 介质损耗因数与电阻率对泊中存在的可溶性极性杂质、老化产物以及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，泊品的这些性能与基础油组成和加工工艺都有关

10、系。3. 2. 3 粘温性能变压器汹除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。因此，要求泊的粘度随温度的变化愈小愈好，即粘温特性好。所以要求在寒冷地区较低温度下泊的粘度变化小，仍然具有循环对流和传热能力，才能使设 备正常运行，避免设备出现过热等问题。3. 3 变压器泊变坏因素3. 3. 1 设备条件GBI14542-93 变压器设备设计制造时采用小间隔，运行中易出现热点，不仅促使团体绝缘材料老化，也加速泊的老化。一般温度从60-70C起，每增加10C泊氧化速度约增加一倍.另外，设备的严密性不够，漏进水分，会促进泊的老化，选用团体绝缘材料不当，与泊的相容性不好，也会促进泊的老化.所以设备设计和选用绝缘

11、材料都对泊的使用寿命有影响。3.3.2 运行条件变压器、电抗器等充泊电气设备如在正常规定条件下运行，一般泊品都应具有一定的氧化安定性，但当设备超负荷运行，或出现局部过热，泊温增高时，泊的老化则相应加速.当夏季环境温度比较高时，若不能及时调整通风和降温措施，将对设备内的回-液体绝缘寿命带来不利的影响，最终会导致缩短设备使用时间。3. 3. 3 污染问题新油注入设备时，都要通过真空精密过滤、脱气、脱水和除去杂质。但当清洁干燃油注入设备后.泊的介质损耗因数有时会增大，甚至超过运行中规定2%的最低极限值。这主要是由于污染而造成，一是由于设备加工过程环境不清洁，微小杂质颗粒附着在变压器线图及铁芯上，注泊

12、后浸入泊中，二是某些有饥绝缘材料溶解于泊中，导致泊的性能下降.3. 3. 4 运行中维护运行中油的维护很重要，目前变压器大部分不是全密封，如果呼吸器内的干燥剂失效不能及时更换，将潮湿空气带入泊内，泊中抗氧化剂消耗不能及时补加;净油器(热虹吸器)内的吸附剂失效后，未能及时更换等。都会促使泊的氧化变质.因此做好运行泊的维护，不仅会延长泊的使用寿命，同时也使设备使用期延长。4 i由质试验意义4. 1 外观s检查运行泊的外观，可以发现泊中不溶性泊泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目的记载。4.2 颜色g按DL429.2方法试验新变压器油一般是元包或淡黄色，运行中颜包会逐渐加深，但正常情况下这种

13、变化趋势比较缓慢.若泊品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况出现。如其他有关特性试验项目均符合要求，可以继续运行，但应加强监视。4.3 水分:按GB7600或GB7601方法试验。水分是影响变压器设备绝缘老化的重要原因之一。变压器油和绝缘材料中含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备安全运行必不可少的一个试验项目。4.4 酸值z按GB/T264或GB7599方法试验。泊中所含酸性产物会使泊的导电性增高，降低泊的绝缘性能，在运行温度较高时(如80C以上)还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿

14、命。由于泊中酸值可反映出泊质的老化情况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。4.5 氧化安定性2按ZBE38 003方法试验.变压器油的氧化安定性试验，是评价其使用寿命的一种重要手段，由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验，但对于进口泊，特别是不含抗氧化剂的泊，除对新油进行试验外，在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。4.6 击穿电压g按GB507或DL429.9方法试验.3 r GB/T 14542-93 变压器泊的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况，是一项非常重要的监督手段，通常情况下，它主要取决

15、于被污染的程度，但当泊中水分较高或含有杂质颗粒时.对击穿电压影响较大。4.7 介质损耗因数g按GB/T5654方法试验介质损耗因数对判断变压器泊的老化与污染程度是很敏感的。新泊中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有o.01%0.1%数量级;但由于氧化或过热而引起泊质老化时，或混入其他杂质时，所生成的极性杂质和带电肢体物质逐珩增多，介质损耗因数也就会随之增加，在泊的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辨出来。因此介质损耗囚数的测定是变压器泊检验监督的常用手段，具有特殊的意义。4.8 界面张力.按GB/T6541方法试验。油水之间界面张力的测定是检查泊中含

16、有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。泊在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也就降低。而油泥生成则明显增加，因此.此方法也可对生成泊泥的趋势做出可靠的判断。4. 9 泊Jil.:按DL429. 7方法试验。此法是检查运行泊中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烧时，可以从泊中沉析出来的油泥沉积物。由于泊泥在新泊和老化泊中的溶解度不同，当老化泊中渗入新油时，泊泥便会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对使团体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大，因此，以大于5%的比例混泊时，必须进行油泥析出试验。4.10 闪点:按GB/

17、T261方法试验。闪点对运行浊的监督是必不可少的项目。闪点降低表示泊中有挥发性可燃气体产生，这些可燃气体往往是由于电气设备局部过热，电弧放电造成绝缘泊在高温下热裂解而产生的。遇过闪点的测定可以及时发现设备的故障。同时对新充入设备及检修处理后的变压器泊来说，测定闪点也可防止或发现是否混入了轻质倒份的泊品，从而保障设备的安全运行。4. 11 泊中气体组分含量s按SD304方法试验。泊中可燃气体一般都是由于设备的局部过热或放电分解而产生的。产生可燃气体的原因如不及时查明和消除，对设备的安全运行是十分危险的。因此采用气相色谱法测定泊中气体组分，对于消除变压器的潜伏性故障是十分有效的。该项目是变压器泊运

18、行监督中一项必不可少的检测内容(具体参见GB 7252)。4. 12 水溶性自主按GB7598方法试验。变压器泊在氧化初级阶段一般易生成低分子有机酸，如甲酸、乙酸等，因为这些酸的水溶性较好.当泊中水溶性酸含量增加(即pH值降低)，泊中又含有水时，会使固体绝缘材料和金属产生腐蚀，并降低电气设备的绝缘性能，缩短设备的使用寿命。4.13 绝缘泊在电场作用下的析气性:按GB/T11142方法试验。泊的析气性能对处于高电压场强下的超高压变压器用泊的选择有特殊的意义。若泊的析气性能差，它在高电应力和电离作用下会产生气体，形成许多小气泡逸出，这些小气;包容易聚积，而导致气隙放电$相反若泊的析气性能好，在电应

19、力和电离作用下产生气体会被泊吸收，而不致引起气隙放电。4. 14 泊中含气量z按DL423或DL450方法试验。对于超高压电气设备。一般都要求装入设备中的泊品应有较低的含气量，以减少气隙放屯的可能性，但泊中的含气量与电气设备的严密性有很犬关系，所以目前只能按照电气设备制造厂与用户协商的规定指标进行监督测量。4. 15 凝点1门按GB/T510方法试验。根据我国的气候条件，变压器泊是按低温性能划分牌号。如10、25、45三种牌号系指凝点分别为10、-25、-45C。所以对新泊的验收以及不同牌号泊的混用，凝点的测定是必要的。注，1)国外标准和国内新泊标准均已取消凝点而用倾点.1顶住测定法见G!T3

20、535. 4 一一一一一一一一一一一一一一一一一一一GB/T 145 4 2-93 4.16 体积电阻率s按GB/T5654或DL421方法试验，变压器泊的体积电阻率同介质损耗因数一样，可以判断变压器泊的老化程度与污染程度。泊中的水分、污染杂质和酸性产物均可影响电阻率的降低。5 取样取样是试验的基础，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GB 7597)。对于泊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。5. 1 新泊到货验收时的取样5. 1- 1 从油桶中取佯3. 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泊

21、中)，然后用清洁干燥的取样管取样。b. 拙果是整批油桶到货，取样的桶数应能足够代表该批泊的质茧，具体取样桶数参见GB7597 的要求。c. 如怀疑有污染物存在.则应对每桶汕逐一取样，并逐桶核对牌号标志，在过滤时应对每桶汕迸行外观检查。.d. 试验泊样应是从每个桶中所取泊佯经均匀混合后的样品。5. 1. 2 从汕路或槽车中取tf3. 应从污染最严隶的对1m草或槽车底部取样，必要时可抽查上部泊样.b. 取样前应排空取样工具内的f泊，不得引起污染。5. 1.3 对新m在收或进口泊样、-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悻品，以便必要时进行复核或仲裁用。5.2 运行中从设备内取样

22、5.2.1 常规分析试验取样g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$取样前泊阀门需先用干净的棉布擦净，再放油冲洗干净阀门、管路，然后取样。对于套管、无阀门的充泊设备，应在停电检修时设法取样g对某些全密封的进口设备，应按制造厂的规定取样。5.2.2 对有特殊要求的项目，应按有关试验方法进行取样。5.2.3 泊中微盐水分和泊中溶解气体分析取样。3. 一般应从设备底部阀门取样，特殊情况下可在不同部位取样gb. 要求全密封取样，不能让泊中溶解水分及气体逸散，也不能混入空气，操作时泊中不得产生气1包;c. 取样应在晴天进行，避免外界湿气或尘埃的污染。5.3 取样容器5. 3. 1 适

23、用于常规分析。3. 可用具塞磨口玻瑞瓶或金属小口容器pb. 取样容器应先用洗涤剂清洗，再用自来水冲洗，最后用蒸倒水洗净、烘干，拎t.jJ后盖紧瓶塞备用;右。c. d. 5. 3. 2 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，元色玻璃瓶取样后!主避:t保存p容器应足够大，以适应各试验项目所需油样莹的需要。如进行全分析，取样敖一般应为3L左适用于泊中水分含量测定和溶解气饨组分分析(色谱法)的容器。应用医用玻躏注射器，一般应为50100mL容量;5 GB/1、14542-93b. 取祥前，注射器应按顺序用有机溶剂(或清洁剂)，自来水、蒸馆水洗净，并在105C下充分干燥，然后套上注射

24、器芯，并用小胶帽盖住头部，保存于干燥器中备用;C. 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。5.4 标记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内容z8. 单位名称:6 b 设备编号;C. d. e f. 泊的牌号;取样部位;取样时天气g取样日期;g. 取样人签名。 取完样后，应及时按标签内容要求，逐一填写清楚。新泊的评定对新变压器汹的验收，应严格按有关标准方法和程序进行，特别需要由有经验的和技术水平较高的工作人员操作，并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。6. 1 新汹交货时的验收

25、在新泊交货时，应对接受的全部油样进行监督，以防出现差错或带入脏物。所有样品应进行外观检验，因产新变压器袖应按GB2536标准验收。对进口的变压器油则应按国际标准验收或合同规定指标验收。6.2 新泊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，以脱除泊中的水分、气体和其他杂质，在处理过程中应按表1规定，随时进行泊品的检验。表1新泊净化后检验指标设备电压等级，kV项目500 220330 661l0 击穿电压，kV二月055 45 吉水量，L几10 15 15 含气量，%(V!V)l 三三l介质损耗因数90C ,% 运0.2运O.5 O. 5 6.3 新油注入设备时进

26、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，最终泊位达到大盖以下100mm以上，泊的静景时间应不小于12h，经检验泊的指标应符合表1规定，真空注泊后，应进行热油循环，热泊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60C (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2规定进行试验。6 , GB/T 14542-93 表2热油循环后泊质检验指标设备电压等级，kV项目500 220-330 66-110 击穿电压，kV60 50 ;?40 吉水量.L/L630 kVA 配电变压器

27、运二630kVA 。3年至少次厂所用变压器;35 kV或每年至少一次。1000kVA及以上注.500 kV电力变压器泊测定含气量.7 、 一GB/T 14542-93 表4运行中变压器油气体组分含量正常检测周期设备名称电等级检测周期330 kV及以上发电厂主变、容盘在3个月至少一次240000 kVA及以t变压器电抗器220 kV 发电厂主变、容量在6个月至少一次120000 kVA及以上63 110 kV 容量在8000kVA及以上每年至少一次斗220 kV及以上每年至少一次 互感器63-110 kV 23年至少一次套管自行规定自行规定a 有些设备.制造厂有比较明确的规定，一般应按制造厂的要

28、求进行检验。b. 有些设备经常所带负荷比较高，则应在表3、表4规定的试验周期基础上，增加检验次数。c 当运行中泊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1试验次数以确保安全。d. 泊的某些试验项目，现场条件允许时.则可根据需要适当增加检验次数。7.2 运行中变压器泊的评价运行泊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(如泊中溶解气体色谱分析等)以外，通常不能单凭任何一种试验呗目做为评价泊质状态的依据，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各种类的不同而有所区别，但评价泊品质盐的前提首先是考虑安全第一的方针，其次才是考虑各地具

29、体情况和经济因素。7.3 运行中变压器泊的分类概况根据实际经验，运行泊可按其主要特性指标的评价.大致可分以下几类za. 第一类=可满足连续运行的泊。各项指标均符合GB7595中按设各类型规定的允许极限值的泊品。此类泊可继续运行，不需采取处理措施。b. 第二类:能继续使用，仅需过滤处理的泊.这种情况一般是指水分含盐、击穿电压不符合GB 7595中的极限值，其他特性均属正常的泊品。这类泊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。值处理必须彻底，水分含量和击穿电压应能符合GB7595中的标准要求。c. 第三类g泊品质量较差，为恢复正常特性指标必须进行再生处理。该类泊通常表现为泊中

30、存在不溶性或可沉析性泊泥，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。d. 第四类.泊品质量很差，许多指标均不符合GB7595极限值要求。因此，从技术角度考虑应予报废，更换新泊。表5为运行中变压器泊各试验项目超极限值的各种可能原因及相应措施，供分析研究时的参考。B GB/T 14542-93 表5运行巾变压器泊超极限值原因及对策项日超极限值超极限值可能原因采取对策外观不透明油中含有水分或纤维、碳黑及其检查含水量.调查原因，与其他试有可见杂质他团体物验配合，决定措施颜色泊色太深，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500 kV设备20

31、 a.密封不严，潮气侵入a更换呼吸器内干燎剂水分220-330 kV设备30 b.超温运行，导致固体绝缘老化b.降低运行温度LlL 或油质劣化较深c采用真空过滤处理66-1J 0 kV设岳40 a.超负荷运行调查原因，增加试验次数，投入净酸值b.抗氧化剂消耗泊器或更换吸附剂，测定抗氧化0.1 c补错了1由齐1含:L并适当补加mgKOH/g d泊被污染a. i由质老化与酸值进行比较查明原因，投入7)(洁性酸pH0.02 a.池质老化程度较深检查酸值、水分、界面张力，进行因数b.泊被污染再生处理，或更换新油90 C ;130 kV 设备0.04 C.泊中含有极性杂质界面llE力a.油质老化严重，泊

32、中有可溶性结合酸值.泊lri!的测定采取对策mN/m 30 O. 411 )0 32-4 50 50 。-0.350 。.441-Q. 588 )0-32-4 JO,-2-4T, 1日。100 。-0.3100 0.588 )0,-31-4T, 120 120 。-0.2120 0.519 )0-42-4 150 150 。-0.3150 0.588 JOz-32-4T 2 A 3. 2 离心式滤油机(见表A4)表A4转鼓生产能力泊泵额定流量型号L/h L/min 直径，mn1转迅，r/min分离目数15 320 7250 9460 1 500 1500 30 6000 3000 3000 5

33、0 6000 5 0日D5000 A3.3 绝缘油真空滤油机(见表A5)表A5滤油能力真空度泵工作压力最高温度电饥功率型号一次提高耐压Pa MPa kW 备注汕茧，L/minkV 一50二三5010-20 96X10-99X10 0.039-0.34 65 28 一级一1日。100-160 10-20 96X 10 0.09-0.34 100 5. 5 一级一5050 10-20 97X10-99X10 0.09-0.29 60 2.8 一级十100 100 10-20 93X10-99X10 。.039-0.2960 5. 5 一级12 100 60 86 二级20 14542-93 GB!

34、T T501抗氧化剂的质盐标准(见表A6)A4 表A6注，1)贮存后允许变为淡黄色但仍可使用.2)测定水分时，手续改为取3-4mL 自液甲，以溶被乙滴定至终点不记录读数，然后迅速加入试样1g(称准至0.01 g)在不断搅拌下使之溶解，用榕液乙滴定至终点.泊库储油罐的防火距离一个泊罐区内汹罐壁间的防火距离(见表Bl)。表BlB1.1 油罐型式地上式半地下式地下式闪点在45.C以上的可燃油0.75 D 0.5 D 0.4 D 注，D为两相邻油罐中较大的油罐直径.m.B1.2 泊贮罐与周国建筑物的防火距离(见表B2)。表B2防火距离.m一个油罐区总贮油量.m建筑物耐火等级一、二级三级四级5-250

35、12 15 20 25.1-1000 15 20 25 1 001-5 000 20 25 30 斗5001-25。25 30 40 附录j由l辈的安全要求(补充件)B -B 4 / / 注2防火间距应从距建筑物最近的贮罐外壁算起，但防火堤外侧基脚线至建筑物的距离最小不应小于10m. 一个单位如有几个储罐区之间的防火问距不应小于表中相应贮量四级建筑的间距值.建筑物的耐火等级，是由组成房屋构件的燃烧性能和构件最低的耐火极限决定.具体是-级为1.50 h.二级为1.00 h.三级为0.50h.四级为0.25h时.21 、-一一.序号标准名称变压器油1 矿物规范运行中变压器泊维护2 管理导则3 取样

36、方法4 颜色测定法石油和液体石油产品5 密度测定法(密度计法B 界面张力测定法石油产品闪点测定法7 (闭口杯法)石油产品运动粘度测8 定法和动力粘度计算法9 石油产品凝点测定法22 GB/T 14542-93 附录C 变压器油国内外标准索引参考件)表Cl国内标准号国际标准号GB 2536 IEC 296 代替GR2536-81 GB/T 14542 IEC 422 , ISO 3170.ISO 3171 GB 7597.4756 IEC 475 寸OL 429.2 ISO 2049 CB/T 1884 ISO 3838.ISO 3675. IEC 296.IEC 588-2 Iso/ms 62

37、95 G/T 6541 IEC 422 ISO 2719 G/T 261 IEC 2946 ISO 3104.ISO 2909 ISO 3448 , GB/T 265 IEC 296A. IBC 588-2 GB/T 510 ISO 3016 代替YS-10一1IEC 296A r 其他国家标准号ASTM D1 040. ASTM D3146. ASTM D3487.S 148.DJ:-.I 57370.STAS 811. JISC 2320.rOCT 982.rOCT 1021.NFC 27-101.C50 .FSVV-I-1530a BS 5730. NF C27-222. A:-.IST

38、/IEEE C57.106.DIN 57370 ANSI/ASTM D923.ASTM D 1089.IP 51、206.同)CT2255. r()CT 6581. rOCT 2517. DI:-.I 51750. JIS K225 1. UJF: C27-475.ASTM D270.ASTM 03613. ASTM D4057 ANSI/ASTM D1500. ASTM D1524. ASTM D2124. roCT 2667. rOCT 20284. TP 196.JIS K2589 ANSI/ASTM D1481. ASTM 0 1810, ASTM DI298.JIS K8804.K2

39、249.rOCT 3900.18995.1.IP 160 ANSI/ASTM D971. ASTM D1902. ASTM D2285,STAS 9654 ANSI/ASTM 092, JIS K2265 , rOCT 6365 ,IP 34,m 51755 ASTM D445 , IP 71 , JIS K2283 , rOCT 33 ANST/ASTM DI7.ASTM D97 ,IP 15 JIS K2269 f GB!T 14542-93 续表Cl序号标准名称国内标准号国际标准号其他国家标准号ISO 3733 ASTM 095. ASTM 01533. ASTM 水分定量测定法GB 7

40、600.GB 7601. 10 ISO 6296 D1744，民)CT7822. roCT 14870. IP GB/T 260 IEC 733 74 ,JIS K2275 石油产品和添加剂机GB/T 511 械杂质测定法(重量11 代替YS一14一1roCT 6370.同)CT10577 法)泊中颗粒数及尺寸分12 布测量方法自动颗SO 313 ASTM F661 粒计数仪法)酸值(或中和值测定GB/T 264 ANST / ASTM 0664. ASTM 0974. ISO 6618 13 ASTM 01045. ASTM 01534. JIS 法GB 7599 IEC 296 K2330

41、，同)CT5985.rOCT 11362 14 水1容性酸测定法GB/T 259.GB 7598 同)CT6307 T 501抗氧化剂含量ANSI/ASTM D1701. ASTM 01473. 15 GB 7602 IEc 588 测定法(分光光度法)ASTM D2668 ANSI/ASTM D942. ASTM D1 313. ASTM 01904 ASTM 01934. ASTM 加抑制剂的矿物绝缘ISO 4263 16 泊氧化安定性测定法GBIT 12580 01936a ASTM 02112. ASTM IEC 74.474 02442.同)CT981.同)CT11257.同)CT1

42、2497 ASTM D482.ASTM 0874 17 石油产品灰分测定法GB/T 508 ISO DIS 3987 JIS K2272.同)CT1461 ISO 2160.150 5662 18 腐蚀测定法OL 429.8 AN51/ ASTM 01275.ASTM 0130 IEC 296 绝缘油介电强度测定ANSI/ A5TM 0877. ASTM 01816. GB/T 507 19 IEC 156 ASTM 03300. J1S C2330. VOEC 法OL 429.9 270/4.BS 1923.BS 148，民)CT6581 23 一一)一, il-11Ilo-JlLilli-

43、飞ill-A14542-93 G!T 续表Cl国家标准水利电力标准国际标准化组织标准ISO/DIS 国际标准草案IEC 国际电工委员会标准美国联邦规格标准美国国家标准美国材料与试验协会标准日本国家标准苏联国家标准英国国家标准英国石油协会标准法国标准(NFl联邦德国工业标准联邦德国电工联合会标准罗马尼亚标准加拿大标准序号标准名称国内标准号国际标准号其他同家标准号液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损ANSI! ASTM D924 20 GB/T 5654 IEC 247.250 耗阴章和体积电阻率rOCT 6589.ISC 2330 的测量绝缘油体和、电阻率测GB/T 5654 ASTM D116

44、9 21 IEC 247.250 定法DL 420 在电场和电离作用下ANSI!ASTM 02298. ASTM D2300 22 绝缘泊析气性测定法GB/T 11142 IEC 628 同lCT13003 绝缘泊中古气量测定ANSI! ASTM D831. ASTM D1827. 23 DL 429. DL 450 IEC 567 法ASTM D2945.ASTM D3612 矿物绝缘油芳经含量GB 7604 IEC 590 ANSI/ ASTM D611 24 测定法矿物绝缘油芳碳吉最25 测定法(红外光谱分GB 7603 IEC 590 ANSI/ ASTM D611 析法)26 右袖倾

45、点测定法G/T 3535 ISO 3016 ASTM D97 ASTM rOCT ANSI UTE D1 N ISO 注，GB SD IS FS BS IP 一-_) VDE STAS CAN 24 寸一一一二一-一14542-93 GB/T 一一一一一一附录气体在变压器油(绝缘油)中的溶解度系数参考件一些气体在变压器泊中的溶解度系数(P=O.101 3 MPa)见表D1表Dl依据混度H, N, CO 0 , CH CO, C2Hz C2H4 C2H6 CSH6 C3H g 20 0.05 0.09 0.12 O. 17 。.43 1. 08 1.20 1. 70 3.4 10.0 IEC-5

46、67 (1977) 50 0.05 0.09 0.12 0.17 0.40 1.00 0.90 1.40 1.80 20 原水利电力部标准SD 304 50 0.06 0.09 0.12 0.17 O. 39 0.92 1. 02 1. 46 2.30 、注2潜解度系数又称奥斯特瓦尔德C05twaldl系数，指在一定温度和一定气体分压下气破平衡时，单位体积液体内溶解的气体体积数.原水利电力部标准5D304、为国产变压器泊的测定数据.附加说明g本标准由电力工业部提出。本标准由电力工业部西安热工研究所技术归口。本标准由电力工业部西安热工研究所，湖南电力试验研究所，湖北电力试验研究所起草.本标准主要起草人孙坚明、李荫材、郝汉儒、孙桂兰。D -D 二4A M 3 N叮的叮F(京)新登字023号H筒。华人民共和国家标准运行中变压器油维护管理导则Gll!T 1,1542 -93 国中食中国标准出版社出版北京复外三里河)中国标准出版社北京印刷厂印刷新华书店北京发行所发行各地新华书店经售版权专有不得翻印营开本880X1230 1116 印张1%字数50干字1994年2月第-版1994年2月第一次印刷印数1-3500* 书号，155066 1-10398 错234-180 标目