7绝缘油试验
7.1绝缘油例行试验
油样提取应遵循GB/T7597规定，特别是少油设备。例行试验项目如表98所示
表98 绝缘油例行试验项目
例行试验项目 | 要 | 求 | 说明条款 | |
视觉检查 | 透明，无杂质和悬浮物 | 见 | 7.1.1 | |
击穿电压 | 1.≥60kV（警示值），750kV； 2.≥50kV（警示值），500kV； 3.≥45kV（警示值），330kV； 4.≥40kV（警示值），220kV； 5.≥35kV（警示值），110（66）kV； 6.≥30kV（警示值），35kV |
见 |
7.1.2 | |
水分 | 1.≤15mg/L（注意值），330kV及以上； 2.≤25mg/L（注意值），220kV； 3.≤35mg/L（注意值），110（66）kV |
见 |
7.1.3 | |
介质损耗因数（90℃） | 1.≤0.02（注意值），500kV及以上； 2.≤0.04（注意值），330kV及以下 |
见 |
7.1.4 | |
酸值 | ≤0.1mgKOH/g（注意值） | 见 | 7.1.5 | |
油中含气量（v/v） | 1.变压器：≤3%，500（330）kV ≤2%，750kV； 2.电抗器：≤5%，500（330）kV及以上 |
见7.1.6 | ||
7.1.1视觉检查
凭视觉检测油的颜色，粗略判断油的状态。评估方法见表99。可参考DL429.1和DL429.2
表99 油质视觉检查及油质初步评估
视觉检测 | 淡黄色 | 黄色 | 深黄色 | 棕褐色 |
油质评估 | 好油 | 较好油 | 轻度老化的油 | 老化的油 |
7.1.2击穿电压
击穿电压值达不到规定要求时，应进行处理或更换新油。测量方法参考GB/T507或DL/T429.9。
7.1.3水分
测量时应注意油温，并尽量在顶层油温40℃—60℃时取样。测量方法参考GB/T7600或GB/T7601。怀疑受潮时，应随时测量油中水分。
7.1.4介质损耗因数
介质损耗因数测量方法参考GB/T5654。
7.1.5酸值
酸值大于注意值时（参见表100），应进行再生处理或更换新油。油的酸值按GB/T264测定。
表100 酸值及油质评估
酸值，mgKOH/g | 0.03 | 0.1 | 0.2 | 0.5 |
油质评估 | 新油 | 可继续运行 | 下次检修时需进行再生处理 | 油质较差 |
7.1.6油中含气量
油中含气量测量方法参考DL/T703、DL/T450或DL/T423。
7.2绝缘油诊断性试验新油，或例行试验后怀疑油质有问题时应进行诊断试验，试验结果应符合要求。
表101 绝缘油诊断性试验项目
试验项目 | 要 求 | 说明条款 |
界面张力（25℃） | ≥19（新投运35）mN/m（注意值） | 见7.2.1 |
抗氧化剂含量检测 | ≥0.1%（注意值） | 见7.2.2 |
体积电阻率（90℃） | 1.≥1×1010（新投运6×1010）Ωm（注意值），500kV及以上； 2.≥5×109（新投运6×1010）Ωm（注意值），330kV及以下 |
见7.2.3 |
油泥与沉淀物（m/m） | ≤0.02%（注意值） | 见7.2.4 |
颗粒数（个/100mL） | ≤3000（330kV及以上） | 见7.2.5 |
油的相容性试验 | 见7.2.6 | 见7.2.6 |
铜金属含量测量 | 积累数据 | 见7.2.7 |
7.2.1界面张力
油对水的界面张力测量方法参考GB/T6541，低于注意值时宜换新油。
7.2.2抗氧化剂含量
对于添加了抗氧化剂的油，当油变色或酸值偏高时应测量抗氧化剂含量。抗氧化剂含量减少，应按规定添加新的抗氧化剂；采取上述措施前，应咨询制造商的意见。测量方法参考GB7602。
7.2.3体积电阻率
体积电阻率测量方法参考GB/T5654或DL/T421。
7.2.4油泥与沉淀物
当界面张力小于25mN/m时，进行本项目。测量方法参考GB/T14542-2005附录A。
7.2.5颗粒数
本项试验可以用来表征油的纯净度。每100mL油中大于5μm的颗粒数一般不大于3000个大于3000个应予注意，查明原因，必要时用精密滤油机对油进行处理。对于变压器，过量的金属颗粒是潜油泵磨损的一个信号，必要时应进行金属成分及含量分析。测量方法和要求可参考DL/T432和DL/T1096。
7.2.6油的相容性试验
一般不宜将不同牌号的油混合使用。如混合使用，应进行本项目。测量方法和要求参考GB/T14542。
7.2.7铜金属含量测量
当发现介损和绝缘油发现明显劣化时，进行本项目。测量方法参考DL/T263。
本文标签：输变电设备状态检修试验规程QGDW 1168-2013绝缘油试验要求规程
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