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第7章绝缘油试验要求规程

电缆环流监测装置 2020-02-10 【最新】输变电设备状态检修试验规程QGDW 1168-2013 105 ℃ 0 评论

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

说明条款

视觉检查

透明,无杂质和悬浮物

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),11066kV

6.30kV(警示值),35kV

 

 

 

 

 

 

 

 

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),11066kV

 

 

 

 

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

 

 

7.1.4

酸值

0.1mgKOH/g(注意值)

7.1.5

 

油中含气量(v/v

1.变压器:≤3%500330kV

2%750kV

2.电抗器:≤5%500330kV及以上

 

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35mN/m(注意值)

7.2.1

抗氧化剂含量检测

0.1%(注意值)

7.2.2

 

体积电阻率(90℃)

1.1×1010(新投运6×1010Ωm(注意值),500kV及以上;

2.5×109(新投运6×1010Ωm(注意值),330kV及以下

 

7.2.3

油泥与沉淀物(m/m

0.02%(注意值)

7.2.4

颗粒数(个/100mL

3000330kV及以上)

7.2.5

油的相容性试验

7.2.6

7.2.6

铜金属含量测量

积累数据

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。

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