标准编号:	GB/T 14542-2017
中文名称:	变压器油维护管理导则
英文名称:	Guide for maintenance and supervision of transformer oil
中标分类:	F24    电力试验技术
行业分类:	GB    国家标准
ICS分类:	27.100 27.100    电站综合 27.100
发布机构:	中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局 中国国家标准化管理委员会
发布日期:	2017-05-12
实施日期:	2017-12-1
标准状态:	valid
替代旧标准:	GB/T 14542-2005 运行变压器油维护管理导则
翻译语言:	英文
文件格式:	PDF
中文字符数:	21000 字
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Codeofchina.com is in charge of this English translation. In case of any doubt about the English translation, the Chinese original shall be considered authoritative. This standard is drafted in accordance with the rules given in GB/T 1.1-2009. This standard replaces GB/T 14542-2005 Guide for maintenance and supervision of transformer oil in service, and has the following main technical changes, in addition to editorial changes, made with respect to GB/T 14542-2005: —The standard name has been changed to Guide for maintenance and supervision of transformer oil; —The application scope of the standard has been modified; —The normative references have been modified; —The terms and definitions have been introduced; —The contents in the clause of sampling have been simplified; —The inspection items and quality criteria for oil after new oil purification and hot oil circulation have been modified; —The quality criteria and inspection frequency of in-service transformer oil have been modified, and items including color, gassing, charging tendency, corrosive sulfur, particulate contamination, antioxidant additive content, furfural content and DBDS content have been introduced; —The interpretation of test results has been deleted; —The causes for in-service transformer oil exceeding limits and actions taken have been modified, and limits, possible causes and countermeasures of corrosive sulfur, particulate contamination, furfural content and DBDS content have been introduced; —The oil compatibility (oil mixing) has been modified; —The contents of the clauses regarding anti-aging measures for in-service oil and oil treatment have been consolidated and modified, and the title has been changed to "Maintenance of in-service transformer oil"; —The contents of the clause regarding of oil storage, transportation and technical management have been modified; —The informative Annex A has been deleted. —The contents in Annex B of the original standard have been modified. This standard was prepared using the redrafting method with reference to IEC 60422:2013 Mineral insulating oils in electrical equipment—Supervision and maintenance guidance, and is not equivalent to IEC 60422:2013. This standard was proposed by the China Electricity Council (CEC). This standard is under the jurisdiction of the National Technical Committee on Electrochemistry of Standardization Administration of China (SAC/TC 322). The previous editions of this standard are as follows: —GB/T 14542-1993, GB/T 14542-2005. Guide for maintenance and supervision of transformer oil 1 Scope This standard gives principles for maintenance and supervision of transformer oil. This standard is applicable to mineral insulating oils used in oil-filled electrical equipment such as power transformers, reactors, instrument transformers, and oil-filled bushings. This standard does not apply to synthetic insulating liquids. 2 Normative references The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies. GB/T 261 Determination of flash point—Pensky-Martens closed cup method GB 264 Petroleum products—Determination of acid number GB/T 507 Insulating liquids—Determination of the breakdown voltage at power frequency GB 2536 Fluids for electrotechnical applications—Unused mineral insulating oils for transformers and switchgear GB/T 5654 Insulating liquids—Measurement of relative permittivity, dielectric dissipation factor (tanδ) and d.c. resistivity GB/T 6540 Petroleum products—Determination of color GB/T 6541 Petroleum products—Mineral oils—Determination of interfacial tension of oil against water—Ring method GB/T 7595 Quality of transformer oils in service GB/T 7597 Method of sampling for transformer and turbine oils in electric power industry GB/T 7598 Determination of water-soluble acid in transformer oils in service GB/T 7600 Determination of water content in transformer oils and turbine oils in service by coulometric method GB/T 8926-2012 Standard test method for insolubles in used lubricating oils GB 50150 Standard for hand-over test of electric equipment electric equipment installation engineering DL/T 285 Determination of corrosive sulfur in mineral insulating oils—Insulated copper flat wire method DL/T 385 Determination of electrification tendency of transformer oil DL/T 419 Power oil terminology DL/T 421 Determination of oil volume resistivity of power oil DL/T 429.6 Open cup aging test for power oils DL/T 429.7 Determination of sludge by precipitation DL/T 432 Determination of particulate contamination in power oils DL/T 596 Preventive test procedures for power equipment DL/T 703 Determination of gas content in insulating oil by gas chromatography DL/T 722 Guideline for the analysis and determination of dissolved gases in transformer oil DL/T 1096 Particle size limit in transformer oil DL/T 1355 Determination of furfural content in transformer oil—Liquid chromatography DL/T 1419 Guideline for reclamation and use of transformer oil DL/T 1459 Determination of the content of metal passivator in mineral insulating oils—High performance liquid chromatography DL/T 1552 Guideline for storage management of transformer oil NB/SH/T 0810 Determination of gassing characteristic of insulating liquid under electric field and ionization effect NB/SH/T 0812 Determination of 2-furfural and related components in mineral insulating oil SH/T 0802 Determination of 2,6-bi-tert-butyl-paracresol in insulating oils IEC 60422 Mineral insulating oils in electrical equipment—Supervision and maintenance guidance IEC 62697-1 Test methods for quantitative determination of corrosive sulfur compounds in unused and used insulating liquids—Part 1: Test method for quantitative determination of dibenzyl disulfide (DBDS) 3 Terms and definitions For the purposes of this document, the terms and definitions given in DL/T 419 and the following apply. 3.1 mineral insulating oil refined insulating oil from natural petroleum [Definition 3.9 in DL/T 419-2015] 3.2 reconditioning process that reduces the content of impurities such as gases, water, and solid particles in used oil products to an acceptable level by physical processing [Definition 8.2 in DL/T 419-2015] 3.3 reclaiming, regeneration process that eliminates harmful chemical components from the oil by chemical and physical processing so as to restore the oil properties as close as possible to its original values [Definition 8.3 in DL/T 419-2015] 4 Sampling Sampling containers and methods are implemented in accordance with GB/T 7597, and containers and methods for measuring particle contamination in oil are implemented in accordance with DL/T 432. 5 Acceptance of new transformer oil 5.1 Acceptance of new oil During the acceptance of new oil, all accepted oil products shall be monitored to prevent errors or introduction of contaminants. New oil shall be accepted in accordance with GB 2536, or may be accepted in accordance with relevant international standards or the contract. 5.2 Inspection of new oil before filling in transformer (reactor) Before filling in equipment, new oil shall be filtered with vacuum filterer to remove water, gases and other particulate impurities from the oil, to the satisfaction of Table 1. Inspection of instrument transformer and bushing oil is performed in accordance with the relevant provision of GB 50150. Table 1 Quality indicators of filtered new oil Item Equipment voltage rating/kV 1 000 750 500 330 220 ≤110 Breakdown voltage/kV ≥75 ≥75 ≥65 ≥55 ≥45 ≥45 Moisture/(mg/L) ≤8 ≤10 ≤10 ≤10 ≤15 ≤20 Dielectric dissipation factor (DDF) (90℃) ≤0.005 Particulate contamination/particle a ≤1 000 ≤1 000 ≤2 000 — — — Note: When necessary, filtered new oil may be inspected for the content of dissolved gas components in the oil according to DL/T 722. a Number of particles larger than 5 μm in 100 mL of oil. 5.3 Inspection of new oil after filling in transformer (reactor) and thermal circulation After filling in transformer (reactor) and thermal circulation, the new oil shall meet the requirements of Table 2. Table 2 Quality indication of the oil after thermal circulation Item Equipment voltage rating/kV 1 000 750 500 330 220 ≤110 Breakdown voltage/kV ≥75 ≥75 ≥65 ≥55 ≥45 ≥45 Moisture/(mg/L) ≤8 ≤10 ≤10 ≤10 ≤15 ≤20 Gas content in oil (by volume)/% ≤0.8 ≤1 ≤1 ≤1 — — Dielectric dissipation factor (90 ℃) ≤0.005 Particulate contamination/particle a ≤1 000 ≤2 000 ≤3 000 — — — a Number of particles larger than 5 μm in 100 mL of oil. 5.4 Inspection before energization for service of new equipment The quality of oil, after filling in a qualified new transformer and thermal circulation but before energization for service, shall meet the requirements under "oil before service" in Table 3. The content of dissolved gas components in oil shall be inspected in accordance with DL/T 722. 6 Inspection of in-service transformer oil 6.1 Quality criteria and inspection frequency of in-service transformer oil 6.1.1 The quality of in-service oil for transformer and circuit breaker shall be inspected in accordance with GB/T 7595, and oils for specific equipment shall be inspected as specified by the manufacturer. The quality criteria of in-service transformer oil are shown in Table 3, and those of in service circuit breaker oil are shown in Table 4.

Foreword i 1 Scope 2 Normative references 3 Terms and definitions 4 Sampling 5 Acceptance of new transformer oil 6 Inspection of in-service transformer oil 7 Oil compatibility (mixed oil) 8 Maintenance of in-service transformer oil 9 Transformer sludge flushing 10 Storage and transportation of oil 11 Technical files and information of equipment 12 Safety and health Annex A (Informative) Measures to prevent transformer oil deterioration Annex B (Informative) Common materials for oil aging prevention and oil processing methods

变压器油维护管理导则 1 范围 本标准规定了变压器油维护管理的原则。 本标准适用于电力变压器、电抗器、互感器、充油套管等充油电气设备中使用的矿物绝缘油。 本标准不适用于各种合成绝缘液体。 2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/T 261 闪点的测定 宾斯基-马丁闭口杯法 GB/T 264 石油产品酸值测定法 GB/T 507绝缘油击穿电压测定法 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/T 5654 液体绝缘材料 相对电容率、介质损耗因数和直流电阻率的测量 GB/T 6540石油产品颜色测定法 GB/T 6541 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB/T 7595运行中变压器油质量 GB/T 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法 GB/T 7598运行中变压器油水溶性酸测定法 GB/T 7600运行中变压器油和汽轮机油水分含量测定法(库仑法) GB/T 8926—2012在用的润滑油不溶物测定法 GB 50150 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 DL/T 285矿物绝缘油腐蚀性硫检测法 裹绝缘纸铜扁线法 DL/T 385 变压器油带电倾向性检测方法 DL/T 419 电力用油名词术语 DL/T 421 电力用油体积电阻率测定法 DL/T 429.6 电力用油开口杯老化测定法 DL/T 429.7 油泥析出测定法 DL/T 432 电力用油中颗粒污染度测量方法 DL/T 596 电力设备预防性试验规程 DL/T 703绝缘油中含气量的气相色谱测定法 DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则 DL/T 1096变压器油中颗粒度限值 DL/T 1355变压器油中糠醛含量的测定 液相色谱法 DL/T 1419 变压器油再生与使用导则 DL/T 1459 矿物绝缘油中金属钝化剂含量的测定 高效液相色谱法 DL/T 1552 变压器油储存管理导则 NB/SH/T 0810绝缘液在电场和电离作用下析气性测定法 NB/SH/T 0812 矿物绝缘油中2-糠醛及相关组分测定法 SH/T 0802绝缘油中2，6-二叔丁基对甲酚测定法 IEC 60422 电气设备中矿物绝缘油监督与维护指南(Mineral insulating oils in electrical equip-ment—Supervision and maintenance guidance) IEC 62697-1未使用和已使用的绝缘液体腐蚀性硫化合物定量测定的测试方法 第1部分：DBDS定量测定的试验方法[Test methods for quantitative determination of corrosive sulfur compounds in unused and used insulating liquids—Part 1：Test method for quantitative determination of dibenzyldisulfide(DBDS)] 3术语和定义 DL/T 419界定的以及下列术语和定义适用于本文件。 3.1 矿物绝缘油 mineral insulating oil 从天然石油中提炼精制的绝缘油。 [DL/T 419—2015，定义3.9] 3.2 再处理 reconditioning 采用物理方法降低已用油品中的气体、水分和固体颗粒等杂质含量，达到可接受的水平的处理工艺。 [DL/T 419—2015，定义8.2] 3.3 再生 reclaiming；regeneration 为使油品性能尽可能恢复或接近其原始值，采用化学与物理方法清除油品中有害化学成分的工艺。 [DL/T 419—2015，定义8.3] 4取样 取样容器及方法按照GB/T 7597的规定执行，油中颗粒污染度测定用容器及方法按照DL/T 432的规定执行。 5新变压器油的验收 5.1新油验收 新油验收时应对接受的全部油品进行监督，以防止出现差错或带入污物。新油应按GB 2536标准验收，也可按照有关国际标准或合同规定验收。 5.2新油注入变压器(电抗器)前的检验 新油注入设备前应用真空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1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。 表1 新油净化后的质量指标 项目 设备电压等级/kV 1 000 750 500 330 220 ≤110 击穿电压/kV ≥75 ≥75 ≥65 ≥55 ≥45 ≥45 水分/(mg/L) ≤8 ≤10 ≤10 ≤10 ≤15 ≤20 介质损耗因数 (90℃) ≤0.005 颗粒污染度/粒a ≤1 000 ≤1 000 ≤2 000 — — — 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。 a 100 mL油中大于5 μm的颗粒数。 5.3新油注入变压器(电抗器)进行热循环后的检验 新油注入设备经过热油循环后，应符合表2要求。 表2热油循环后的质量指标 项目 设备电压等级/kV 1 000 750 500 330 220 ≤110 击穿电压/kV ≥75 ≥75 ≥65 ≥55 ≥45 ≥45 水分/(mg/L) ≤8 ≤10 ≤10 ≤10 ≤15 ≤20 油中含气量 (体积分数)/％ ≤0.8 ≤1 ≤1 ≤1 — — 介质损耗因数(90℃) ≤0.005 颗粒污染度/粒a ≤1 000 ≤2 000 ≤3 000 — — — a 100 mL油中大于5 μm的颗粒数。 5.4新设备通电投运前的检验 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3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。 6运行中变压器油的检验 6.1 运行中变压器油的质量标准及检验周期 6.1.1 运行中变压器油、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。运行中变压器油的质量标准见表3，运行中断路器油的质量标准见表4。 表3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 ≤2.0 GB/T 6540 3 水溶性酸(pH值) 各电压等级 >5.4 ≥4.2 GB/T 7598 4 酸值(以KOH计)/(mg/g) 各电压等级 ≤0.03 ≤0.10 GB/T 264 5 闪点(闭口)/℃ 各电压等级 ≥135 GB/T 261 6 水分/(mg/L) 330～1 000 ≤10 ≤15 GB/T 7600 220 ≤15 ≤25 ≤110 ≤20 ≤35 7 界面张力(25℃)/(mN/m) 各电压等级 ≥35 ≥25 GB/T 6541 8 介质损耗因数(90℃) 500～1 000 ≤0.005 ≤0.020 GB/T 5654 ≤330 ≤0.010 ≤0.040 9 击穿电压/kV 750～1 000 ≥70 ≥65 GB/T 507 500 ≥65 ≥55 330 ≥55 ≥50 66～220 ≥45 ≥40 ≤35 ≥40 ≥35 10 体积电阻率(90℃)/ (Ω·m) 500～1 000 ≥6×1010 ≥1×1010 DL/T 421 ≤330 ≥5×109 11 油中含气量 (体积分数)/％ 750～1 000 ≤1 ≤2 DL/T 703 330～500 ≤3 电抗器 ≤5 12 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 8926—2012 13 析气性 ≥500 报告 NB/SH/T 0810 14 带电倾向/(pC/mL) 各电压等级 — 报告 DL/T 385 15 腐蚀性硫 各电压等级 非腐蚀性 DL/T 285 16 颗粒污染度/粒b 1 000 ≤1 000 ≤3 000 DL/T 432 750 ≤2 000 ≤3 000 500 ≤3 000 — 17 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 0802 18 糠醛含量 (质量分数)/ (mg/kg) 各电压等级 报告 — NB/SH/T 0812 DL/T 1355 19 二苄基二硫醚 (DBDS)含量(质量 分数)/(mg/kg) 各电压等级 检测不出c — IEC 62697-1 a按照GB/T 8926—2012(方法A)对“正戊烷不溶物”进行检测。 b 100 mL油中大于5μm的颗粒数。 c 指DBDS含量小于5 mg/kg。 表4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 ≥4.2 GB/T 7598 3 击穿电压/kV >110 投运前或大修后≥45 运行中≥40 GB/T 507 ≤110 投运前或大修后≥40 运行中≥35 6.1.2表5列出了运行中变压器油试验项目及推荐的适于不同设备类型的检验周期。按照表5列出的试验要求，有些试验项目和检验次数可依据各地实际情况而调整。 6.1.3应按照下列原则进行检验： a) 在表5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； b)如有可能，在经常性的检验周期内，检验同一部位油的特性； c) 对满负荷运行的变压器可以适当增加检验次数； d) 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。 6.1.4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。 表5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 330 kV～ 1 000 kV 投运前或大修后 外观、色度、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 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b 66 kV～220 kV 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、抗氧化添加剂含量、糠醛含量、二苄基二硫醚含量、金属钝化剂b ≤35 kV 3年至少一次 水分、介质损耗因数、击穿电压 断路器 >110 kV 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 ≤110 kV 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。 a 500 kV及以上变压器油颗粒污染度的检测周期参考DL/T 1096的规定执行。 b 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。 6.2运行中变压器油超限值原因及对策 对于运行中变压器油检验项目超出质量标准的原因分析及应采取的措施见表6，同时遇有下述情况应引起注意： a) 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； b)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采取相应措施； c) 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； d)如检测变压器油的介质损耗因数、颗粒污染度等指标异常时，可关注并检测油中铜、铁等金属含量。 表6运行中变压器油超限值原因及对策 序号 项目 超限值 可能原因 采取对策 1 外观 不透明，有可见杂质或油泥沉淀物 油中含有水分或纤维、碳黑及其他固形物 脱气脱水过滤或再生处理 2 色度/号 >2.0 可能过度劣化或污染 再生处理或换油 3 水分/(mg/L) 330 kV～1 000 kV >15 a)密封不严、潮气侵入； b)运行温度过高，导致固体绝缘老化或油质劣化 a)检查密封胶囊有无破损，呼吸器吸附剂是否失效，潜油泵管路系统是否漏气； b)降低运行温度 c)采用真空过滤处理 220 kV >25 ≤110 kV >35 4 酸值(以KOH计)/(mg/g) >0.10 a)超负荷运行； b)抗氧剂消耗； c)补错了油； d)油被污染 再生处理，补加抗氧剂 5 击穿电压/kV 750 kV～1 000 kV <65 a)油中水分含量过大； b)杂质颗粒污染； c)有油泥产生 a)真空脱气处理； b)精密过滤； c)再生处理 500 kV <55 330 kV <50 66 kV～220 kV <40 ≤35 kV <35 6 介质损耗因数(90℃) 500 kV～1 000 kV >0.020 a)油质老化程度较深； b)杂质颗粒污染； c)油中含有极性胶体物质 再生处理或换油 ≤330 kV >0.040 7 界面张力(25℃)/(mN/m) <25 a)油质老化，油中有可溶性或沉析性油泥；b)油质污染 再生处理或换油 8 体积电阻率(90℃)/ 500 kV～1 000 kV <1×1010 同介质损耗因数原因 再生处理或换油 (Ω·m) ≤330 kV <5×109 9 闪点(闭口)/℃ <135并低于新油 原始值10℃以上 a)设备存在严重过热或电性故障； b)补错了油 查明原因，消除故障，进行真空脱气处理或换油 10 油泥与沉淀物a(质量分数)/％ >0.02 a)油质深度老化； b)杂质污染 再生处理或换油 11 油中溶解气体组分含量/(μL/L) 见DL/T 722 设备存在局部过热或放电性故障 进行跟踪分析，彻底检查设备，找出故障点并消除隐患，进行真空脱气处理 12 油中含气量 (体积分数)/％ 750 kV～1 000 kV >2 设备密封不严 与制造厂联系，进行设备的严密性处理 330 kV～500 kV >3 电抗器 >5 13 水溶性酸(pH值) <4.2 a)油质老化； b)油被污染 a)与酸值比较，查明原因； b)再生处理或换油 14 腐蚀性硫 腐蚀性 a)精制程度不够； b)污染 再生处理、添加金属钝化剂或换油 15 颗粒污染度/粒b 750 kV～1 000 kV >3 000 a)油质老化； b)杂质污染； c)油泵磨损 a)再生处理； b)精密过滤； c)换泵 16 糠醛含量(质量分数)/(mg/kg) — 纸绝缘热老化 做聚合度试验，考虑降负荷运行或更换变压器 17 二苄基二硫醚(DBDS)含量(质量分数)/(mg/kg) — 腐蚀性硫 再生处理、添加金属钝化剂或换油 a按照GB/T 8926—2012(方法A)对“正戊烷不溶物”进行检测。 b 100 mL油中大于5μm的颗粒数。 7油的相容性(混油) 7.1 油品需要混合使用时，参与混合的油品应符合各自的质量标准(新油应满足新油质量标准，运行油应满足运行油质量标准)。 7.2电气设备充油不足需要补油时，应补加同一油基、同一牌号及同一添加剂类型的油品。应选用符合GB 2536标准的未使用过的变压器油或符合GB/T 7595运行油质量标准的已使用过的变压器油，且补加油品的各项特性指标都应不低于设备内的油。补油量较多时(大于5％)，在补油前应先做混合油的油泥析出试验，确认无油泥析出、酸值及介质损耗因数低于设备内的油时，方可进行补油。 7.3不同油基、牌号、添加剂类型的油原则上不宜混合使用。特殊情况下，如需将不同牌号的新油混合使用，应按混合油的实测倾点(倾点需参考GB 2536新变压器油的倾点指标)决定是否适于该地区使用，然后再按DL/T 429.6方法进行开口杯老化试验。老化后混合油应无油泥析出，且混合油的酸值及介质损耗因数应不比最差的单个油样差。 7.4 如在运行油中混入不同牌号的新油或已使用过的油，除应事先测定混合油的倾点(倾点需参考GB 2536新变压器油的倾点指标)以外，还应满足下列要求： a)补加油品的各项特性指标都应不低于设备内的油，且混合油的质量应不低于运行油； b) 应对运行油、补充油和混合油按照DL/T 429.6方法进行开口杯老化试验，老化后混合油应无油泥析出，且混合油及补充油的酸值及介质损耗因数应不大于运行油老化后的测定结果。 7.5在进行混油试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相同；如果混油比无法确定时，则采用1：1质量比例混合进行试验。 7.6油泥析出试验应按照DL/T 429.7或GB/T 8926—2012(方法A)进行测试。当无法用DL/T 429.7方法观察并对比不同油样的油泥析出情况时，则应按照GB/T 8926—2012(方法A)进行油泥含量的测试及对比。 8运行中变压器油的维护 8.1运行油防老化措施 8.1.1 延长运行中变压器油的寿命，应采取的防劣措施包括： a) 安装油保护装置(包括呼吸器和密封式储油柜)，以防止水分、氧气和其他杂质的侵入； b)在油中添加抗氧化剂(如T501抗氧化剂)，以提高油品的氧化安定性。 8.1.2防劣措施的选用应根据充油电气设备的种类、型式、容量和运行方式等因素来选择： a) 电力变压器应至少采用8.1中所列举的一种防劣措施； b)对于高电压、大容量的电力变压器，应装设密封式储油柜； c) 对110 kV及以上电压等级的油浸式高压互感器，应采用隔膜密封式储油柜或金属膨胀器结构(参见附录A)。 8.1.3在油中添加和补加T501抗氧化剂时，应注意以下事项： a) 药剂的质量应按标准(参见B.2)进行验收，并注意药剂的保管，防止变质。 b) 对于不明牌号的新油(包括进口油)、再生油及老化污染情况不明的运行油，应进行油对抗氧化剂的感受性试验(感受性：进行油的氧化或老化试验，其结果若有一项指标较不加T501抗氧化剂的油提高20％～30％，且其余指标均无不良影响，则称该油对T501抗氧化剂具有良好的感受性)，确定该油是否适合添加T501抗氧化剂和添加时的有效剂量。对T501抗氧化剂感受性差的油，可将油进行净化或再生处理后，再做感受性试验。 c) 当新油中T501抗氧化剂的含量(质量分数)为0.08％～0.40％时，运行油中的含量应不低于新油原始值的60％。 d)运行油添加抗氧化剂时应在设备停运或检修时进行。添加前，应先清除设备内和油中的油泥、水分和杂质。添加时应采用热溶解法添加，即将T501抗氧化剂在50℃下配制成5％～10％(质量分数)的油溶液，然后通过滤油机，将其加入循环状态下设备内的油中并混合均匀，以防药剂过浓导致未溶解的药剂颗粒积沉在设备内。添加后，油的电气性能应合格。 e) 对含抗氧化剂的油，如发现油质老化严重，应对油进行处理，当油质达到合格要求后再补加抗氧化剂。 8.1.4为充分发挥防劣措施的效果，应对几种防劣措施进行配合使用并切实做好监督和维护工作。对大容量或重要的电力变压器，必要时可采用两种或两种以上的防劣措施配合使用。在运行中，应避免足以引起油质劣化的超负荷、超温运行方式并采取措施定期清除油中的气体、水分、油泥和杂质等。设备检修期间需做好充油、补油和设备内部清理工作。 8.2变压器油处理 8.2.1 变压器油的处理通过物理或化学的方法，使无法满足运行要求的变压器油恢复其性能指标并继续投入使用的一种工艺。不同的油处理方法可除去油中不同种类的杂质，总体包括变压器油的再处理及再生，具体处理工艺可参考DL/T 1419。 8.2.2 再处理 8.2.2.1 采用物理方法降低已用油品中的气体、水分和固体颗粒等杂质含量，达到可接受的水平的处理工艺。典型的处理方法有：沉淀、过滤、离心、真空干燥和脱气。使用时，根据处理后应达到的指标要求和处理方法的特点进行选择。 8.2.2.2过滤处理包括机械过滤、凝聚过滤、自然重力过滤、压力过滤等。机械过滤不能有效去除油中溶解的或呈胶态的杂质，也不能脱除气体，使用机械过滤设备时应注意下列事项： a)过滤器的过滤介质在使用前应充分干燥。当过滤含有水的油时，应在较低温度(一般低于45℃)下过滤，有利于脱水效果的提高。 b)滤油机的工作状况主要靠观察滤油机的进口油压和测定滤油机出口油的水分含量或击穿电压值来进行评估。当发现过滤器油压增加或滤出油的水分含量增加、击穿电压值降低时，应采取更换滤纸等措施加以处理。 c) 当过滤含有较多油泥或其他固体杂质时，应增加更换滤纸的次数。必要时，可采用预滤装置(滤网)。 d)处理超高压设备用油时，可将机械过滤和真空过滤配合使用。 8.2.2.3 当处理含有大量水分、固体颗粒、油泥等悬浮物的油时，应先用离心分离方式进行净化。离心分离是通过机械装置分离游离态和悬浮态的碳、水、油泥和油。一般情况下，离心分离可以处理其他滤油方法难以处理的严重污染，但难以用于脱除溶解态的水分以及高度分散的碳微粒。离心分离后的油品可在处理过程的温湿度下达到水分的溶解平衡。油再生过程中，离心分离可与其他再生设备联合使用。 8.2.2.4真空过滤能够有效脱除绝缘油中的气体和水分，其基本原理为：油品短时间内通过一个高温、高度真空的环境实现水气分离。真空处理的一种方法是让油品通过专用喷嘴雾化后进入真空室，另一种方法是让油品通过真空室内的一系列挡板从而形成一个大表面的油膜，如果油中含有固体杂质，应在真空处理前将其过滤除掉。真空滤油是一个连续的过程，在脱水的同时还可脱去油中的气体和挥发性酸，但对于非挥发性酸无法靠真空脱水加以脱除，故此方法无法使油品的酸值得到大的改善。 8.2.2.5当电气设备需要再次注油时，应经过再次净化后直接注入设备中。应保证芯子绕组、内桶和其他含油隔板使用已净化的油清洗。 8.2.2.6循环净化滤油方式分为直接循环净化和间接循环净化两种方式，通常采用间接循环法。 a) 直接循环净化是将滤油机与变压器设备连成循环回路，通过滤油机，油从电气设备底部抽取，自电气设备顶部回入。返回的油应该平稳地在靠近顶部油面的水平位置回入，避免已处理油与未处理油相混合。为了提高直接循环净化的效果，在实施时应注意以下事项： 1)循环过滤次数。被处理的设备内的总油量通过滤油机的次数应不低于3次，最终的循环次数应视被处理的油在设备内稳定数小时后，从设备底部取样经检测水分、击穿电压或含气量合格后，才能决定循环净化过程的结束。 2) 净油机的进、出口油管与设备的连接应分别接在对角线上，并在处理过程中改变回油进入设备的位置，以避免设备内有循环不到的死角。 3) 未参加循环的油，如变压器设备中的冷却器、有载调压开关油箱、储油柜等内部的油，应放出过滤后再分别返回原设备内。 4)循环净化不能带电作业，应在电气设备的电源拉断后进行。 b) 间接循环净化是将滤油机串接在设备与油处理罐之间，先将设备中的油过滤后送入油罐，待对设备内部工件脱除水分、气体后，再用滤油机将处理好的油罐油抽回设备。当间接循环法不能实施时(如变压器壳体不能承受真空时)应采用直接循环法。 8.2.2.7特殊情况下，电气设备无法拉断电源但又必须进行带电滤油时，应做好各方面的安全措施，并特别注意： a)滤油机的进、出管路应严密，避免管路系统进气和漏油，以免发生故障； b)控制油流速度不能过大，以免产生流动带电而引起危险。 8.2.3再生 8.2.3.1再生是一种使油品性能尽可能恢复或接近其原始值，采用化学与物理方法清除油品中有害化学成分的工艺。再生通常与滤油处理联合使用，典型的方法为吸附处理。 8.2.3.2 吸附法适合现场对劣化程度较轻的变压器油进行处理，吸附法再生变压器油常用吸附剂的性能参见附录B。硫酸-白土、蒸馏、溶剂萃取加氢的精炼方法适合将严重劣化或出现故障的变压器油收集后，在专门的场所进行集中处理。再生油应在商品标签上进行明确标注，再生后应根据DL/T 1419的要求进行验收。 8.2.3.3再生处理前需对变压器油作净化处理，含有较多水分和颗粒杂质的油，应先进行水分及颗粒杂质的去除后，才能进行再生。再生后的变压器油应经过精密过滤净化后才能投入使用，以防吸附剂等残留物带入运行设备中。 8.2.3.4再生后的变压器油一般不推荐在新设备中使用，除非经过长期运行试验证明安全可靠。用于变压器的再生油，应从变压器或同类设备中回收再生而来，油品不应被多氯联苯、硅树脂、游离碳或其他原始性能不符合GB 2536要求的液体所污染。包含大量电弧产物的变压器油、断路器油和不同来源的混合油，再生后不应用于变压器设备。 8.2.3.5通常再生处理会使添加剂损失，因此再生处理后应确保T501抗氧化剂的质量浓度达到合格范围。