公司化学技术监督实施细则.doc

公司化学技术监督实施细则第一章 总 则第一条 化学技术监督是保证电网安全、可靠、经济运行的重要手段之一，是开展输变电设备状态检修工作的有效保障，也是电网生产技术管理的一项重要基础工作。为适应xx省电网的发展，进一步加强和规范化学技术监督工作，根据国家电网公司化学技术监督规定、xxx公司技术监督工作管理办法，特制订本实施细则。第二条 化学技术监督工作应坚持贯彻电力生产 “安全第一、预防为主，综合治理”的方针，实行技术监督责任制，按照依法监督、分级管理、专业归口的原则，认真做好从设计到生产的全过程、全方位的化学监督，坚持实事求是的科学态度，严格执行有关规程、规定和反事故技术措施，及时发现和消除与化学监督有关的供电、发电设备隐患，防止事故的发生，不断提高监督质量和水平。第三条 化学技术监督按照统一制度、统一标准和分级管理的原则，以质量为中心，标准为依据，计量为手段，开展具体工作。第四条 化学技术监督工作应与变压器类充油设备、六氟化硫气体绝缘设备、水轮机设备技术监督相结合。第五条 xxx公司（以下简称公司）所属各单位应严格按照本细则要求开展工作，其它企业接入电网的涉网设备化学技术监督也应遵照本细则执行。第二章 化学技术监督机构和职责第六条 xx省技术监督机构设置见xxx公司技术监督工作管理办法。第七条 公司生产技术部是化学技术监督工作的归口管理部门，设技术监督专责，负责全省化学技术监督的管理及组织协调工作，其职责为：1 贯彻执行国家及上级等单位有关化学监督以及输变电设备状态检修标准、规程、制度和技术监督工作指示。2 组织制定技术监督部门和人员的责任和考核制度。3 组织或参加重大设备和系统事故的调查分析、处理和反事故技术措施制定。4掌握化学技术监督开展情况，对各单位的化学技术监督工作进行指导、督查和考核。5 组织或参加化学技术监督会议和专业活动。第八条 xxx公司试验研究院（下简称试研院）是技术监督工作执行单位，设化学技术监督专责工程师，负责全省化学技术监督日常工作，其主要工作职责:1 贯彻执行有关化学监督以及输变电设备状态检修标准、规程、规定及上级有关要求。2 对各单位化学技术监督工作进行指导、监督、检查、考核和评比。3 组织各项化学技术监督制度、规定和重大技术措施的修编和制订。4 组织开展化学试验仪器设备的比武测试，对新入网仪器设备进行性能检测。5 指导各单位设备状态评价工作的开展，参与审核状态检修综合报告，提出专业审核意见。6 及时了解、掌握各单位化学技术监督情况，解决有关技术问题，参加设备运行状态评价和重大设备或电网事故调查分析，提出反事故措施。7 负责各单位化学技术监督试验计划、设备缺陷等情况的统计。负责化学监督指标完成情况的检查和考核及标准化作业、安全工器具等的检查。8 组织开展各单位技术监督人员技术培训及上岗考核发证工作。 9 指导现场新试验项目的开展，承担重要仪器的校验、必要的油质仲裁、校对试验，协助解决有关化学技术监督中的难点和关键技术问题。 10 参加新建220kV及以上变电站的生产验收化学监督工作。 11 组织开展专业技术交流、专题讲座、新技术调研等活动。对发现的技术难题，组织开展专题研究，进行技术攻关，积极推广新技术、新方法，开展技术服务。12 组织召开技术监督工作年度会议，总结当年技术监督工作，部署下一年度工作安排。 第九条 发供电单位是化学技术监督的具体实施单位，生产技术部设专职或兼职（可由电气设备性能专责兼任）化学技术监督工程师，归口管理本单位的化学技术监督工作，其主要职责：1 贯彻执行上级方针政策、法规、规程、标准及技术措施。2 建立健全技术监督组织体系，落实人员责任和考核制度。3 制定化学技术监督工作计划，全面掌握充油、充气电气设备的性能状况，参加设备状态评价工作，督促、检查班组按照状态检修评价导则等技术标准开展充油、充气电气设备的状态评价，审查评价结果，提出检修建议。4 组织化学监督相关事故调查及故障处理，组织制定反事故技术措施，并督促检查执行情况。5 参加所辖新建和扩建工程相关启动试验及质量验收工作。6 组织技术培训工作，组织技术讲座、调研、事故分析等专业技术活动。督促、检查、指导试验班组安全地开展生产活动。 7 负责化学监督仪器设备配置和验收。8 审核化学技术监督的有关试验报告、报表，及时报送化学技术监督工作的有关报表、监督工作总结，确保数据完整、真实、可靠。9 负责本单位化学技术监督的检查及考核。第十条 公司所属三级单位（专业所及县局、水电厂检修部门、超高压管理局各分局、基建安装单位内从事化学监督专业工作的部门）设专职的化学技术监督工程师，其职责为：1 贯彻执行上级有关化学技术监督及输变电设备状态检修的规程制度和技术标准。建立和健全本部门各项规程制度，完善化学技术台帐。 2 主持或参与设备的化学技术定期试验工作，督促填写试验报告及报表，督促录入、完善PMS系统化学监督实验数据及台帐。参加主变压器、水轮机大修的油系统检查和验收，六氟化硫设备大修的气体监督工作。 参与新建和扩建工程基建过程中的化学监督及质量验收工作。3 掌握本地区用油及六氟化硫设备的运行检修情况，并建立相应档案。4 通过检查、试验发现问题，及时向上级化学监督专责或主管部门报告，配合有关部门解决，并对处理过程进行监督及闭环管理。5 负责或协助进行新油、新六氟化硫气体、库存油、气的验收、保管，负责本部门油、六氟化硫气体质量管理，负责年度油耗的统计上报工作。6 参加技术培训及其它技术监督网活动，组织开展班组技术问答，岗位练兵活动，不断提高专业人员的技术素质。第三章 化学技术监督内容第十一条 化学技术监督主要对象及范围1 电网设备化学监督工作应贯穿电力系统规划、建设、运行的全过程。各级技术监督执行机构应在规划、设计、招评标、设备选型、出厂验收、安装调试、现场验收、运行维护、检修、技术改造等阶段实施全过程、全方位的化学技术监督。2 化学技术监督工作内容主要包括电力用油、六氟化硫气体、试验用各种药品、化学腐蚀等方面的技术监督，化学技术监督工作应与变压器类充油设备、六氟化硫气体绝缘设备等技术监督相衔接。第十二条 化学监督主要内容1 绝缘油的监督绝缘油监督目的，就是通过监测变压器油的各项理化、电气性能，确保变压器油质满足充油电气设备的安全运行要求；通过油中溶解气体、糠醛等项目的分析，掌握充油电气设备的健康状况，为状态检修提供技术支持。绝缘油的监督应结合国家电网公司110（66）kV500kV油浸式变压器（电抗器）技术监督规定的有关要求进行，并重点做好检修中、运行中、变压器大负荷后、故障后等的油务监督检测工作。1.1 绝缘油的选用原则110kV及以上变压器，应采用以环烷基为基础的变压器油，应选用质量可靠、性能稳定的油品，绝缘油的选用原则可参照DL/T1094-2008 电力变压器用绝缘油选用指南，质量指标应满足GB 2536或IEC 60296等相关技术标准规定的要求，同时也考虑本地区温度对油品的特殊要求。1.2 变压器新油验收变压器新油到货后，应按照GB/T 7597标准抽检取样，并按照技术标准进行全项目验收。对220kV及以上新建主变新油还应取样送试研院进行油质鉴定。1.3 变压器基建安装阶段的油质监督1.3.1 大型电力变压器都是在充氮保护条件下运至现场的。设备到货后，需对变压器本体中残油进行水份测量。1.3.2 对新到的变压器取本体中的残油做气相色谱分析，以鉴定变压器的制造质量。1.3.3 新油在注入设备前，应首先对其进行脱气、脱水处理，其控制的项目及标准见表1。表1 新油净化后的指标标准项目设备电压等级kV50022066110击穿电压，kV605545含水量，mg/kg101520含气量，V/V1-介损，tg 9o，0.20.50.51.3.4 新油注入设备后，为了对设备本身进行干燥、脱气，一般需进行热油循环处理，其热油循环后的控制项目及指标见表2。表2 热油循环后的控制项目及标准标准项目设备电压等级kV50022066110击穿电压，kV605040含水量，mg/kg101520含气量，v/v1-介损tg 9o，0.50.50.51.3.5 在变压器投运前应按GB/T 7595标准对其油品作一次全分析，并在高压试验前后各进行一次气相色谱分析，作为交接试验数据。1.3.6 110kV及以上变压器、电抗器必须在投运后1、4天、10天、30天各做一次气相色谱分析，如无异常，则转为定期检测。1.4 运行中的绝缘油监督绝缘油质量监督分为例行试验项目和诊断性试验项目。试验项目、要求和说明见xxx公司输变电设备状态检修试验规程实施细则。1.5 绝缘油质量评价和分类根据我国变压器油实际运行经验，运行油按其主要性能指标的评价，可分为以下4类：第一类：可满足变压器连续运行的油。该类油各项性能指标符合GB/T 7595中按设备类型规定的指标要求，不需采取处理措施，能继续运行。第二类：能继续使用，仅需过滤处理的油。该类油一般是指油中含水量、击穿电压超出GB/T 7595中按设备类型规定的指标要求，或者油中可能有可见杂质，可用机械过滤去除，而其它各项性能指标均正常，该类油处理必须彻底，处理后油油中水分、击穿电压应能符合GB/T 7595中的标准要求。第三类：油品质量较差，为恢复其正常特性指标必须进行油的再生处理。该类油通常表现为油中存在不溶物或可沉析性油泥，酸值或界面张力和介质损耗因数超出GB/T 7595规定，此类油必须进行再生处理或者更换。第四类：油品质量很差，多项指标均不符合GB/T7595标准中要求，从技术角度考虑应予报废。化学监督人员和管理者应正确掌握运行中变压器油超限值原因和对策，按照GB/T 14542标准的有关要求作好变压器油的运行维护管理及补充。1.6 充油电气设备潜伏性故障诊断变压器等充油电气设备的潜伏性故障一般分为两大类，即过热和放电。过热故障按故障温度的高低分可为高温、中温和低温过热三种情况；放电故障则可分为局部、火花和电弧放电三种类型。诊断电气设备内部潜伏性故障一般有以下几个主要步骤：通过对油中溶解气体组分含量的测试结果进行分析，判断设备是否有故障；在确定设备确有故障后，判断故障类型；跟踪分析，判断故障的发展趋势和严重程度；提出处理措施和建议。在进行分析判断时应结合设备运行方式、运行年限、内部结构、运行检修历史及油品重量等情况综合判断。1.7 变压器油的补油和换油规定电气设备需补充油时，应优先选用符合GB2536或IEC60296新油标准的未使用过的变压器油。补加油品的各项指标都应事先全部进行检验合格。原则上应补加同一油基、同一牌号及同一添加剂类型的油品。补加油品的各项性能指标应不低于设备内的油。如遇不同产地、不同生产厂家或不同牌号的油品需混用时，需参照GB/T14542标准中有关规定进行混油试验。对油质劣化趋势严重的，要加强监督，应考虑再生处理或更换为环烷基油。油品经过质量验收合格后，在注入设备前，要排尽旧油，并用新油冲洗干净。1.8 变压器油跟踪试验与设备评价1.8.1 在例行试验时，发现油质试验指标接近告警值、注意值、增长趋势明显或出现异常时，应及时取油样进行复核。若指标确认存在异常，则应缩短周期，并进行相关诊断性试验项目测试，分析原因，同时对设备进行评价。1.8.2 当变压器发生瓦斯继电器动作、变压器受大电流冲击、出口短路、内部有异常声响、长时间高温、过载运行、油温明显增高等异常情况时，都应立即采取油样，进行气相色谱分析。1.8.3 充油设备当高试的例行试验、诊断试验、带电检测、在线检测项目指标出现异常或存在家族缺陷时，应进行相关油质和色谱试验项目的跟踪检测。1.8.4 跟踪试验指标出现明显变化时，应进行设备评价，根据评价结果，确认是否需停电检查。在采取停电处理措施前应加强运行巡视、油色谱跟踪试验等措施，防止事故发生。1.8.5 油中溶解气体的分析方法按GB/T 17623方法执行。1.8.6 充油电气设备的故障判断，按照部颁DL/T 722 变压器油中溶解气体分析和判断导则中确定的原则和方法执行。1.8.7 对于互感器、套管等少油设备，其油中不应含乙炔，其他组份也应很低，若有乙炔，应查明原因，并采取适当的措施。1.9 油中溶解气体在线监测1.9.1对重要变压器或公司重点跟踪监督变压器应创造条件安装油中溶解气体色谱在线监测装置。1.9.2 对已安装油色谱在线监测装置的变压器，在变压器新投运或大修投运时应同时投入油色谱在线监测装置进行油中气体组份含量跟踪监测。监测数据若有增长趋势，即使小于注意值，也应缩短在线监测周期。烃类气体含量较高时，应计算总烃的产气速率。1.9.3 当油色谱在线监测数据出现异常或报警时，应取样分析并查明原因。1.9.4 油中溶解气体在线色谱监测装置，应定期与油样的实验室检测数据进行比对，以保证油色谱在线监测装置测量的准确性。2 水轮机油的监督2.1 水轮机油的新油验收水轮机油的新油验收，应执行GB/T 11120标准。2.2 运行水轮机油的监督2.2.1 运行中水轮机油的质量标准按GB/T 7596标准执行，常规检测周期及检测项目按照GB/T 1454l的规定执行。2.2.2 运行水轮机油的维护管理原则上按照GB/T 1454l的规定执行。2.2.3 运行中水轮机油的防劣措施和混油或补油按照GB/T 1454l中的有关规定执行。2.3 向运行水轮机油中补加(添加)添加剂的规定2.3.1 “T501”抗氧化剂的补加向不含抗氧化剂的新油中添加“T501”抗氧化剂时，实验室必须做感受性试验，且其添加剂含量应控制在0.30.5之间。向运行油中补加“T501”时，必须把其运行油的酸值、pH值等指标处理至接近新油的标准后进行。2.3.2 “T746”防锈剂的补加在向普通新汽轮机油中添加“T746”时，油系统必须经过彻底冲洗，然后可按其总量的0.02%0.03的比例添加。向运行水轮机油中补加(或添加)“T746”，必须在水轮机的大小修停机状态下，对水轮机油系统进行彻底的冲洗和清理后进行。2.3.3 对于新型添加剂，不得擅自添加。2.4 机组大、小修时，要合理安排工期，确保油系统的检修质量及冲洗、滤油时间。3 六氟化硫气体监督3.1 六氟化硫气体是气体绝缘设备（六氟化硫断路器、GIS、六氟化硫气体绝缘互感器等）的主要绝缘介质和灭弧介质，六氟化硫气体绝缘设备的绝缘性能和灭弧性能与六氟化硫气体的质量有很大关系。六氟化硫气体在生产制造和设备运行中，会产生多种有毒和具有腐蚀性的气体和固体分解产物，不仅影响电气设备的性能，还会危及设备运行检修人员的安全。六氟化硫气体监督对六氟化硫气体绝缘设备的安全运行十分重要。3.2 六氟化硫气体监督的范围包括新气、运行气及设备检修中的气体监督，其监督应结合国家电网公司高压开关设备技术监督工作规定等有关设备技术监督工作规定进行。3.3 从事六氟化硫气体监督检测人员必须持有行业颁发的相应岗位的资格证书。3.4 六氟化硫气体的采样与试验，应按国家标准和行业标准所发布的六氟化硫气体试验方法进行。对运行设备的采样或试验，应由试验人员和设备所在单位的运行（或检修）人员会同进行，以保证安全。3.5 六氟化硫新气监督3.5.1 六氟化硫新气应符合GB 12022 工业六氟化硫标准。在六氟化硫新气到货后应检查气瓶的漆色字样，安全附件，分析报告和无毒合格证。在新气到货的一个月内，应按照六氟化硫气瓶及气体使用安全技术管理规则和GB 8905六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则中的有关规定，送有资质的检测机构进行抽样检验。3.5.2 六氟化硫新气验收合格后，应将气瓶转移到阴凉干燥的专门场所，直立存放。未经检验的新气不能同检验合格的气体存放一室，以免混淆。3.5.3 对国外进口的新气，亦应按新气质量标准验收。3.5.4 六氟化硫气体在储气瓶内存放半年以上时，充气于六氟化硫气室前，应复检其中的湿度和空气含量，指标应符合新气标准。3.6 六氟化硫运行气体的质量监督3.6.1 有六氟化硫设备的单位应配备六氟化硫检漏仪和微水测试仪，并定期校验合格。3.6.2 使用中的六氟化硫气体，应按照xxx公司输变电设备状态检修试验规程实施细则中的有关规定进行监督，并校验六氟化硫密度继电器和压力表。3.6.3 六氟化硫气体绝缘电力设备交接、大修时，应进行设备中六氟化硫气体湿度检测试验和检漏试验，每月至少应记录一次六氟化硫气体绝缘电力设备的密度继电器指示范围和压力表的读数。3.6.4 运行设备中六氟化硫气体湿度检测新投运测1次，若接近注意值，半年之后应再测1次；新充（补）气48小时之后至2周之内应测量1次；气体压力明显下降时，应定期跟踪检测气体湿度。SF6气体可从密度监视器处取样，测量细则可参考DL/T506-2007、DL/T 914-2005和DL/T 915-2005。测量完成之后，按要求恢复密度监视器，注意按力矩要求紧固。测量周期及结果符合状态检修试验规程。3.6.5 SF6气体成分检测怀疑SF6气体质量存在问题，或者配合事故分析时，可选择性地进行SF6气体成分分析。测量细则参考DL/T 916、DL/T 917、DL/T 918、DL/T 919、DL/T 920、DL/T 921。测量结果参照状态检修试验规程执行。3.6.6 检测中如发现气体质量指标有明显变化时，应报请“xx省电网六氟化硫监督监测中心”复核，证明无误后，应制定具体处理措施并上报“xx省电网六氟化硫监督监测中心”，取得一致意见后，由基层单位进行处理。3.6.7 运行中设备发生严重泄漏或设备爆炸而导致六氟化硫气体大量外溢时，现场工作人员必须按六氟化硫电气设备制造、运行及试验检修人员安全防护的有关规定佩戴个人防护用品。3.6.8 六氟化硫水分的控制指标是环境温度为20的测定值。严禁在0以下的环境温度条件下测试，在其它测试温度下测得的数值，应按适当的方法进行校正。3.6.9 六氟化硫电气设备补气时，所补气体必须符合新气质量标准，补气时应注意接头和管路的干燥。符合新气质量标准的气体均可以混合使用。3.7 设备解体时的六氟化硫气体监督：3.7.1 设备解体大修前，应按IEC 60480电气设备中六氟化硫气体检测导则和xxx公司输变电设备状态检修试验规程实施细则的要求进行气体检验，设备内的气体不得直接向大气排放。3.7.2 使用过的六氟化硫气体要通过气体回收装置全部回收，回收的气体应装入有明显标记的容器内准备处理。3.7.3 设备解体大修前的气体检验，必要时可由有关检测单位复核检测并与基层单位共同商定检测的特殊项目及要求。第四章 化学技术监督管理第十三条 xxx公司所属各单位都应加强对油务监督工作的领导，配备必要的专业人员，建立检测实验室和健全有关规章制度。第十四条 从事油务监督检测工作的人员必须持有行业颁发的相应岗位的资格证书。第十五条 各单位实验室使用的计量仪器，必须按国家有关规定定期校验。第十六条 实验室的仪器配备应能够满足日常油务监督的需要。第十七条 各单位应根据本规程和有关规定，结合本单位工作情况制订和执行下列相应的规程制度。1 化学技术监督制度及实施细则；2 岗位责任制；3 安全工作规程；4 充油、SF6设备检修检查制度；5 化学药品管理制度；6 化学仪器仪表管理制度；7 油、SF6气体的取样与化验规程（方法）；8 培训制度、培训记录。第十八条 各单位化学部门应根据实际情况建立健全化学技术监督档案，并录入PMS系统。清册和档案应包括以下内容。1 变压器和主要开关的地点、容量、电压、油量、油种、气量等图表。2 充油充气设备化学监督设备缺陷管理台帐；新油、库存油质台帐；变压器油质试验台帐；充油电气设备色谱分析台帐；六氟化硫电气设备湿度检测台帐；新SF6气体及备用SF6气体台帐；水轮机油质台帐及缺陷管理台帐。3 充油充气设备的试验计划，油、SF6气体分析记录和有关试验报告。4 化学仪器仪表台帐及检定、校准记录。第十九条 xxx公司试验研究院全面掌握所辖范围相关资料，建立相应的资料档案。第二十条 异常预警制度1 建立异常预警制度。当发生下列情况时，应对发生问题的单位发出技术监督重大问题整改通知单或技术监督预警通知单：1)设备出现严重异常状况，但仍在运行的；2) 化学监督试验数据等资料失真的；3) 发生重大设备事故未及时上报，或未对事故情况进行调查，对原因进行分析，即改变事故现场状态，影响事故调查分析和处理的；4) 对监督检查发现的重大问题未及时整改的。2 技术监督重大问题整改通知单、技术监督预警通知单由上级技术监督单位提出，接到通知单的单位应认真研究有关问题，并在规定的时间内处理解决，并将通知单回执返回发放单位第二十一条 考核和奖惩管理技术监督领导小组和技术监督办公室对化学监督的责任部门、技术监督的执行部门以及其他被涉及监督的所有单位和部门工作实行年度考核，对变压器油色谱、微水检测率、油质合格率、六氟化硫湿度检测率等指标以及基础管理等方面进行考核。化学技术监督的考核结果由公司技术监督办公室归口管理。第二十二条 检查评比管理1 试研院负责组织有关人员，根据xxx公司化学技术监督检查标准对各单位技术监督工作开展情况进行检查。2 各单位应按细则要求，定期向试研院上报月报、年报、设备缺陷和缺陷处理、试验计划和技术监督指标完成情况。3 技术监督办公室将根据各单位技术监督工作开展情况开展评比竞赛活动。评比分技术监督优胜单位、技术监督先进班组、技术监督先进个人、优秀生产项目。第五章 附则第二十三条 本细则由xxx公司技术监督办公室负责解释、修订和监督执行。第二十四条 本细则从颁布之日起施行。附录A：化学监督考核指标序号考核项目指标（%)1110kV及以上主变、电抗器色谱、微水检测率1002变压器、水轮机油质检测率1003110kV及以上SF6设备湿度检测率1004新油、新气检测率1005主变、主机油质合格率996状态评估正确率100第 21 页 共 173 页附：化学技术监督相关标准序号标准编号标准名称备注1GB/T 7252-2001变压器油中溶解气体分析判断导则2DL/T 722-2000变压器油中溶解气体分析判断导则3GB/T 17623-1998绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法4DL/T 703-1999绝缘油中含气量的气相色谱测定法5GB/T 7597-2007电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法6GB/T 14541-2005电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则仅水电厂需要7GB/T 7595-2008运行中变压器油质量标准8GB/T 7596-2008电厂用运行中汽轮机油质量标准仅水电厂需要9GB 50150-2006电气装置安装工程 电气设备交接试验规程10SH/T 0304-1999（2005）电器绝缘油腐蚀性硫试验法11GB 2536-1990变压器油12DL/T 1094-2008电力变压器用绝缘油选用指南13DL/T 1096-2008变压器油中颗粒度限值仅超高压管理局需要14GB/T 14542-2005运行中变压器油维护管理导则15GB/T 6541-1986石油产品油对水界面张力测定法16DL 429.1-1991（2005）透明度测定法17DL 429.2-91（2005）颜色测定法18DL 429.6-91（2005）运行油开口杯老化测定法19DL 429.7-91（2005）油泥析出测定法20DL 429.9-91（2005）绝缘油介电强度测定法21GB/T 259-88石油产品水溶性酸及碱测定法22GB/T 261-2008石油产品闪点的测定 宾斯基闭口杯法23GB/T 264-83(91)石油产品酸值测定法24GB/T 265-88石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法25GB/T 1995-1998石油产品粘度指数计算法仅水电厂需要26GB/T 510-83(91)石油产品凝点测定法27GB/T 507-2002绝缘油 击穿电压测定法28GB/T 5654-2007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29GB/T 1884-2000原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法）30GB/T 3535-2006石油产品倾点测定法31GB/T 3536-2008石油产品闪点与燃点测定法（克列夫兰开口杯法）仅水电厂需要32GB/T 7305-2003石油和合成液抗乳化性能测定法仅水电厂需要33GB /T 7598-2008运行中变压器油水溶性酸测定法34GB 7600-87运行中变压器油水分测定方法35GB /T 7605-2008运行中汽轮机油破乳化度测定法仅水电厂需要36GB 11120-89L-TSA汽轮机油仅水电厂需要37GB/T 11143-2008加抑制剂矿物油在水存在下防锈性能试验法仅水电厂需要38DL/T 421-2009绝缘油体积电阻率测定方法39GB/T 8905-1996 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则40GB 12022-2006工业六氟化硫41DL/T 506-2007六氟化