化学试验室水、煤、油规程_免费下载.doc

59北方联合电力海勃湾发电厂化学试验室水、煤、油试验规程 2007-05-30目 录第一章 油务监督工作1、 油务工作总则2、 油务管理职责划分3、 油质质量标准与试验监督周期、监督项目4、 现场巡回检查和设备检修时的检查验收5、 运行中变压器油、汽轮机油、抗燃油的防劣化措施6、 关于补充油和混油的规定7、 油质异常原因及处理措施8、 油质试验意义9、 新油的评定第二章 燃料监督工作1、 燃煤化验工作任务2、 试样积累3、 燃煤、灰的采制样规程4、 台帐管理5、 燃料化验知识第三章 水、汽监督工作1、 试验室水化验工作内容2、 汽水取样及垢物取样方法3、 垢物分析试样的制备4、 试样的溶解5、 垢、腐蚀产物的定性判断6、 水、汽系统查定7、 配药工作8、 汽、水监督项目、标准、周期9、 水汽质量劣化时的处理10、 热力设备大修检查11、 汽、水质量监督项目意义12、 停运热力设备腐蚀特点第四章 玻璃仪器操作附录1 汽水取样点分析仪的配置和功能附录2 化学试验室管理制度附录3化学危险品管理制度第一章1、油务工作总则1.1油务监督的主要任务是准确及时地新油、运行中油进行质量检验，为用油部门提供依据，与有关部门采取措施防止油质劣化，保证发供电设备运行。1.2对新变压器油和气轮机油，按现行的国家标准变压器质量标准和汽轮机油质量标准进行质量验收；对防锈汽轮机油，按现行国家标准防锈汽轮机油质量标准进行验收。对进口抗燃油应按照所进油国家标准进行质量验收；对国产抗燃油应按照国家行业标准DL/T57195进行质量验收1.3 充入电气设备投运前的油及运行中变压器油、汽轮机油、抗燃油的质量标准，按现行国家标准运行中变压器质量标准、运行中汽轮机质量标准和运行中抗燃油的质量标准进行质量验收。1.4 运行油的防劣措施按现行国标关于运行油防劣措施的规定执行；系统或设备补油和混油，按现行国标关于补充油及混油的规定执行。1.5 变压器油中溶解气体的分析、判断、按部颁变压器油中溶解气体的分析和判断导则执行。1.6 变压器中微水的分析判断按国标运行中变压器油质量标准及试验方法执行。2油务管理职责划分2.1 化学专业职责2.1.1负责全厂新油的验收工作。2.1.2负责全厂运行中绝缘油、汽轮机油的全分析及简化试验。2.1.3根据油质的污染及劣化情况，提出净化要求。2.1.4负责注油设备在检修期间油系统的检查、验收、清洗的指导工作。2.1.5根据油质劣化情况，向有关专业提出处理意见。2.1.6负责监督变压器、热虹吸器及汽轮机油吸附器的运行和维护工作。2.1.7负责每年或每季度对油质的化验和评定，不少于一次。2.2汽机专业的职责。2.2.1根据有关规章制度，运行人员应对油质变化情况进行监督，将情况及时通知化学专业。2.2.2负责汽轮机油系统的正常运行及维护，防止水汽漏入油中，造成油质劣化。2.2.3观察油的透明度，观察油色是否正常。2.2.4运行中油要定期防水，并记录放水量。严格遵守本制度中的添加油或换油制度，并做好记录。2.3 电气专业职责2.3.1 定期检查油温、观察油色变化是否正常；发现异常及时通知化学取样化验。2.3.2 监督变压器、热虹吸器水分吸附器的情况，及时更换。2.3.3 巡检时注意观察油位，发现缺油，及时补油。2.3.4严格遵守本制度中的添加油或换油制度，并做好记录。3、油质质量标准与试验监督周期与检验项目3.1、汽轮机油质量标准3.1.1新油质量标准 L-TSA汽轮机油（GB11120-1989） 表1序号项目质量指标优级品一级品合格品1黏度等级32 46 68 10032 46 68 10032 46 68 1002运动黏度（40）+10%+10%+10%3黏度指数9090904倾点（）-7-7-75闪点（开口，）180 180 195 195180 180 195 195180 180 195 1956密度（20，g/cm3）报告7酸值(mgKOH/g)0.38机械杂质无无无9水分无无无10破乳化时间（54，min）15 30 3015 15 30 3015 15 30 3011起泡沫性(ml/ml)24450/0450/0600/093.5100/0100/0100/024450/0450/0600/012氧化安定性总氧化物（%）沉淀物（%）氧化后酸值达2.0mgKOH/g的时间（，h）3000 30002000 20001500 150013液相锈蚀（合成海水）无锈14铜片腐蚀（1003h）级115空气释放值（50，min）5 6 8 105 6 8 103.1.2运行运行中汽轮机油油质标准运行中汽轮机油油质指标（GB/T7596-2000） 表2序号项目设备规范质量指标1外状透明2运动黏度（40，mm2/s）1.2*新油标准3闪点（开口）与新油原始值相比低于154机械杂质无5颗粒度250MW及以上根据国外控制指标N氏89或MOOG6级以下6酸值（mgKOH/g）0.2，加“746防锈剂” 0.37液相锈蚀无锈8破乳化度（min）609水分(mg/L)200MW以上200MW以下10020010起泡沫性(mL)250MW以上600/痕迹11空气释放值（min）250mw以上国外极限值103.1.3 汽轮机油常规检验周期和检验项目 表3设备名称设备规范检验周期检验项目汽轮机250MW及以上新设备投运前或机组大修后每天或每周至少一次每一个月、第3个月以后每6个月每月、1年以后每3个月第1个月、第6个月以后每年第1个月以后每6个月1111、42、3610、115、7、8200MW及以下新设备投运前或机组大修后每周至少1次每年至少1次1、2、3、4、6、7、8、91、41、2、3、4、6、7、8、91）“检验项目”栏内1、2为表2中项目序号。2）机组运行正常，可适当延长检验周期，但发现油中混入水分时应增加检验次数，并采取处理措施。3.2变压器油质量标准3.2.1 新变压器油质量标准 变压器油技术条件（GB25361990） 表4序号项目质量指标1牌号1025452外观透明、无悬浮物、机械杂质3密度（20，kg/m3）8954运动黏度（mm2/s）401311-10200-3018005倾点（，）-7-22报告6凝点（，）-457闭口闪点（）1401358酸值（mgKOH/g）0.039腐蚀性硫非腐蚀性硫10水溶性酸或碱无11击穿电压（kV）3512氧化安定性氧化后酸值（mgKOH/g）0.2氧化后沉淀（%）0.0513介质损耗因素（90）0.00514界面张力（，mN/m）403815水分（出厂）（，mg/kg）报告 注：1、氧化安定性为出厂保证项目，每年至少测定一次。 2、倾点指标，根据生产和使用实际确定。 3.2.2 运行中变压器油质量标准 运行中变压器油质量标准（GB/T75952000） 表5序号项目设备电压等级（kV）质量指标投入运行前的油运行油1外状透明、无杂质和悬浮物2水溶性酸PH5.44.23酸值（mgKOH/g）0.030.14闭口闪点（，）140（10、25号）比新油原始测定值相比不低于10135（45号）5水分（，mg/L）33050010152201525110及以下20356界面张力（25，mN/m）35197介质损耗因素（90）5000.0070.0203300.0100.0408击穿电压（，kV）5006050330504566-220403535及以下35309体积电阻率（90，m）500610101101033061010510910油中含气量（%）330-5001111油泥与沉淀物（%）0.0212油中溶解气体组分含量色谱分析见表83.2.3运行中断路器油质量指标 表6序号项目质量指标1外状透明、无游离水分、无杂质或悬浮物2水溶性酸（PH）4.23游离碳无较多碳悬浮于油中4击穿电压，kV110 kV以上：投运前或大修后40运行中35110 kV以下：投运前或大修后35运行中305水分，mg/L110 kV以上：投运前或大修后15110 kV及以下：投运前或大修后206酸值，mgKOH/g/L0.17闪点（闭口），与新油原始测定值相比，不低于103.2.4运行中变压器油、断路器油常规检验项目与检验周期运行中变压器油常规检验项目与检验周期 表7设备名称设备规范检验周期检验项目电力变压器220-500 kV110 kV及以下每年至少2次每年至少1次1水溶性酸（PH值），2酸值，3闭口闪点 ，4机械杂质，5游离碳，6水分，7界面张力（25）8、介损（90），9、击穿电压， 10、油中含气量（体积分数）厂用变压器35 kV及以上或110KVA及以上每年至少1次1水溶性酸（PH值），2酸值，3闭口闪点 ，4机械杂质，5游离碳，6水分，7击穿电压配电变压器560kVA及以下3年至少1次1水溶性酸（PH值），2酸值，3闭口闪点 ，5游离碳，7击穿电压互感器220kV及以上35kV110kV每年至少1次3年至少1次1水溶性酸（PH值）5游离碳6水分，7击穿电压套管110 kV及以上3年至少1次1水溶性酸（PH值）5游离碳6水分，7击穿电压油开关（断路器）110 kV及以上110 kV及以下少油开关每年至少1次3年至少1次3年至少1次或换油1水溶性酸（PH值），4机械杂质，7击穿电压3.3 变压器油、电抗器油中溶解气体组分含量色谱分析 变压器、电抗器油中溶解气体组分含量色谱分析 表8周期要求说明220kV以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发电厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、10、30天运行中a)330kV及以上变压器和电抗器为3个月；b)220kV变压器为6个月c)120MVA及以上发电厂主变压器为6个月d)其余8MVA及以上的变压器为1年e)8MVA以下的油浸式变压器自行规定大修后必要时运行设备的油中H2与烃类气体含量超过下列任何一项值时应引起注意：总烃含量大于150uL/L；H2含量大于150uL/L；C2H2含量大于5uL/L；（500kV变压器为1uL/L）烃类气体总和的产气速率大于0.25mL/L(开放式)和0.5 mL/L（密封式），或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常；对330kV及以上的电抗器，当出现痕量（小于5 uL/L）乙炔时应引起注意总烃包括：CH4、C2H6 、C2H4 和C2H2四种气体；溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析；总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断；新投运的变压器应有投运前的测试数据，不应含有C2 H2测试周期中项的规定适用于大修后的变压器；3.4 互感器、套管油中溶解气体组分含量色谱分析检验周期和要求 表9设备名称周期要求说明电流互感器1）投运前2）66kV及以上1-3年3）大修后4）必要时油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：总烃100 uL/L；H2150 uL/L；C2H2 2uL/L（110Kv及以下）、1uL/L（220Kv-500Kv）1）新投运互感器或套管 的油中不应含有C2H22）全密封互感器按制造厂要求（如果有）进行电压互感器1）投运前2）66kV及以上1-3年3）大修后4）必要时油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：总烃100 uL/L；H2150 uL/L；C2H2 2uL/L套 管1）投运前2）110kV及以上1-3年3）大修后4）必要时油中溶解气体组分含量超过下列任一值时应引起注意：CH4100 uL/L；H2500 uL/L；C2H2 2uL/L（110Kv及以下）、1uL/L（220Kv-500Kv） 运行中设备的色谱定期检验周期 表10设备名称设备电压等级和容量检测周期变压器和电抗器电压330kV及以上容量240MVA及以上所有发电厂升压变压器3个月一次电压220kV及以上容量1200MVA及以上6个月一次电压66kV及以上容量8MVA及以上1年一次电压66kV及以下容量8MVA及以下互感器电压66kV及以上1-3年一次套管必要时注：制造厂规定不取样的全密封互感器，一般在保证期内不做检测。在超过保证期后，应在不破坏密封的情况下取样分析。3.5抗燃油质量标准3.5.1 新抗燃油质量指标 抗燃油质量指标 表11项目ZR-881-G高压油（新油）ZR-881-G高压油（运行油）外观透明透明颜色浅黄桔红密度（20，g/cm3）1.13-1.171.13-1.17运动黏度（40，mm2/s）37.944.337.944.3凝点（）-18-18闪点（）240235自燃点（）530530颗粒度污染SAE749D4级3级水分（m/m）0.1%0.1%酸值（mgKOH/g）0.080.20氯含量（m/m，%）0.0050.010泡沫特性（24，Ml）25200电阻率（20，cm）5.01095.0109矿物油含量（m/m）无4%3.5.2运行中抗燃油常规检验项目与检验周期抗燃油常规检验项目与检验周期 表12项目第一个月第二个月后颜色、外观、酸值每周一次每月一次氯含量、电阻率、闪点、水分两周1次每季一次密度、凝点、自燃点、运动黏度、泡沫特性、颗粒污染度、矿物油含量每月一次半年一次1）补油后应测定颗粒污染度2）每次检修后、启动前应做全分析，启动24小时后测定颗粒污染度3.6 运行中氢冷发电机密封用油质量标准与常规检验项目及周期3.6.1运行中氢冷发电机密封用油质量标准氢冷发电机密封用油质量标准 表13序号项目质量标准1外观透明2运动黏度（40，mm2/s）与新油测定值的偏差不大于20%3开口闪点（）不低于新油测定值154酸值（mgKOH/g0.35机械杂质无6水分（mg/L）507空气释放值（40，min）108泡沫特性（24，mL）6003.6.2运行中氢冷发电机常规检验项目及周期氢冷发电机常规检验项目及周期 表14检验项目检验周期水分、机械杂质半月一次运动黏度、酸值半年一次空气释放值、泡沫特性、闪点每年一次4、设备检修时的检查验收4.1 设备检修时的油务监督4.1.1 应根据日常掌握的油质情况，事先向有关部门提出油系统和用油设备内部的清洗方法，和油的处理意见。4.1.2 应建立检修记录台帐，并作好记录。4.1.3 应从退油、清洗、油处理、补油及油循环等几个环节入手，坚持全过程监督。4.2 设备检修时的检查验收4.2.1 检修前的检查：A、检查内容：深入地检查设备内部情况。检查油系统中是否有油泥沉淀物，是否有金属或纤维等杂质，何处有，何处最多，都是什么成分，再研究分析找出原因，总结运行中的经验教训，提出改进办法。B、检查部位：包括油箱、冷油器、轴瓦、推力轴承、滤网和油系统管道等。4.2.2 检修后的验收：A、油系统和用油设备内清洁完后，油务专责人应和检修负责人共同检查，看是否清洗和擦试干净，如不干净则需继续清理，直至干净为止。B、检修清洗后，未检查前，不可将油系统和设备正式封盖，在验收工作中，应作好详细的记录，以备考察。C、验收合格后，应将油系统封闭盖好，不准随意打开，同时须采取防止尘埃、污物、水分等进入措施。4.2.3 对油系统的清洗要求：A、清洗后，在油系统中，应无油泥沉淀物和坚硬的油垢，应无金属屑和腐蚀产物，应无机械杂质和纤维质，以及残留的清洗溶液和水分。B、要保证系统无漏油或渗油现象，冷油器和气封严密，不得有漏水漏汽现象。5、运行中变压器油、汽轮机油、抗燃油的防劣化措施5.1运行中变压器油、汽轮机油、的防劣化措施 为延长油的使用寿命，应加前强对运行中油的维护工作。8MVA及以上的变压器应至少采取用下述任何一种防劣化措施。5.1.1 添加2，6二叔丁基对甲酚（简称T501）抗氧化剂 新油、再生油中T501含量应不低于0.3%0.5%，运行中油应不低于0.15%，当含量低于此规定值时，应进行补加。补加时油的PH值不应低于5.05.1.2 安装热虹吸器（净油器）5.1.3安装隔膜密封装置（电气）5.1.4漏气、漏水的机组，应添加“T746”防锈剂，其添加量为油量的0.02%0.03%5.2 运行中抗燃油的防劣化措施为了延长抗燃油的使用寿命，对运行中的抗燃油必须进行精密过滤以及旁路再生5.2.1系统中精密过滤器的过滤精度应在3um以上，以除去运行中由于磨损等原因产生的机械杂质，保证运行油的清洁度。5.2.2 对油系统进行定期检查，如发现精密过滤器压差异常，说明滤芯堵塞或破损，应及时查明原因，进行清洗或更换。5.2.3 在机组启动的同时，应开启旁路再生装置，该装置是利用硅藻土、分子筛等吸附剂的吸附作用，除去运行油老化产生的酸性物质、油泥、水分等有害物质的，是防止油质劣化的有效措施。5.2.4 在旁路再生装置投运期间，应定期从其进出口取样分析，判断吸附剂是否失效，以便及时更换再生滤芯及吸附剂。一般情况下，半年更换一次。如发现进出口压差大，应查明原因，采取处理措施。6关于补充油和混油的规定6.1 运行中变压器油关于补充油的规定6.1.1充油电气设备已充入油（运行油）的量不足，需补加一定量的油品使达到电气设备规范油量的行为过程称为“补充油” 电气设备原已充入的油品称为“已充油”；拟补加的油品称为“补加油”。补加油量占设备总充油量的份额称为“补加份额”。已充油混入补加油后称为“补后油”。6.1.2 补加油宜采用与已充油同一油源，同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补加油（不论是新油或已使用的油）的各项特性指标不应低于已充油。6.1.3 如补加油的补加份额大于5%，特别是当已充油的特性指标已接近表5、表6规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥。因此在补充油前应预先按额定的补加份额进行油样混合试验（按DL/T429.7油泥析出测定法）；确定无沉淀物产生，介质损耗因数不大于已充油数值时，方可进行补充油过程。6.1.4 如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守6.1.2、6.1.3的规定外，还应预先按预定的补加份额进行混合油样的老化试验（按DL/T429.6给定的方法）。经老化试验的混合样质量不低于已充油质，方可进行补充油过程。如果运行油的混合比是未知的，则按1：1的比例混合。 补加油牌号与已充油不同时，还应实测混合油样的凝点，确认其是否符合使用环境的要求。6.2 运行中变压器油关于混油的规定6.2.1 尚未充入电气设备的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油”。6.2.2 对混油的要求应比照6.1“关于补充油的规定”。6.3 运行中透平油关于补充油的规定6.3.1汽轮机组的润滑和液压系统已注入汽轮机油（运行油）的量不足，需补加一定量的油品使达到机组设备规范油量的行为过程称为“补充油” 汽轮机组原已注入的油品称为“已注油；拟补加的油品称为“补加油”。补加油量占设备总充油量的份额称为“补加份额”。已注油混入补加油后称为“补后油”。6.3.2 补加油宜采用与已充油同一油源，同一牌号及同一添加剂类型的油品，并且补加油（不论是新油或已使用的油）的各项特性指标不应低于已注油。6.3.3 如补加油的补加份额大于5%，特别是当已充油的特性指标已接近表2规定的运行油质量指标极限值时，可能导致补后油迅速析出油泥。因此在补充油前应预先按额定的补加份额进行油样混合试验（按DL/T429.7油泥析出测定法）；确定无沉淀物产生，方可进行补充油过程。6.1.4 如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守6.3.2、6.3.3的规定外，还应预先按预定的补加份额进行混合油样的老化试验（按DL/T429.6给定的法）。经老化试验的混合样质量不低于已充油质，方可进行补充油过程。如果运行油的混合比是未知的，则按1：1的比例混合。 补加油牌号与已充油不同时，还应实测混合油样的粘度值，确认其是否可用。6.4 关于混油的规定6.4.1 尚未注入汽轮机润滑和液压的两种或两种以上的油品相混合的行为过程称为“混油”。6.2.2 对混油的要求应比照6.1“关于补充油的规定”。7、油质异常原因及处理措施7.1 运行中汽轮机油实验数据及措施概要试验项目超极限值超极限值可能原因措施概要外观乳化、不透明、有杂质油中含有水或固体物调查原因，采取机械过滤颜色迅速变深1 有其它污染物2 老化程度深找出原因，必要时投入油再生装置酸值（mgKOH/g）未加防锈剂油0.2加防锈剂油0.31 系统运行条件苛刻2 抗氧化剂消耗3 补错了油4 油被污染调查原因，增加试验次数，应进行开杯老化试验补加抗氧化剂投入油再生装置闪点（开口杯）1比新油低82比前次测定值低8有可能轻质油污染或过热找出原因，与其他试验项目结果进行比较，并考虑处理或换油黏度（40）mm2/s）比新油黏度相差20%1 油被污染2 油已严重老化3 补错了油找出原因，并测定闪点，或破乳化度，必要时换油油泥可观察到油深度劣化可进行开杯老化试验，以比较试验结果，必要时换油防锈性能轻锈1 系统中有水分2 系统维护不当（忽视放水或呈乳化状态）3 防锈剂消耗查明原因，加强系统的维护，并考虑补加防锈剂破乳化度，min超过60油污染或劣化变质如果油呈乳化状态，应采取脱水措施起泡沫试验，mL参考国外标准控制极限值为600 mL可能被固体物污染或加错油；也可能加入防锈剂而产生的问题注意观察，并与其它试验结果相比较，如果加错油，应纠正；也可添加消泡剂空气释放值，min参考国外标准控制极限值为10 min油污染或变质注意监视，并与其他结果相比较，找出污染原因并消除颗粒度（SD313）参考SAE标准5-6级或NAS1638中规定为8-9级1 补油时带入2 系统中进入灰尘3系统磨损颗粒鉴别颗粒性质，消除颗粒可能来源；启动精密过滤装置，净化油系统含水量（GB7600）参考国外标准控制极限值为0.2%1 冷油器泄露2轴封不严3 油箱未及时排水检查破乳化度，如不合格应检查污染来源。启用离心泵，排除水分，并注意观察系统情况消除设备缺陷7.2 运行中变压器油超极限值原因及对策项目超极限值超极限值可能原因采取对策外观不透明有可见杂质油中含有水分或纤维、碳黑及其他固体物检查含水量，调查原因，与其它试验配合，决定措施颜色油色太深，有异常气味可能过度劣化或污染检查酸值、闪点、油泥以决定措施水分uL/L220kV330kV设备301密封不严，潮气侵入2超温运行，导致固体绝缘或油质1 更换呼吸器内干燥剂2降低运行温度3 采用真空过滤器处理66kV110kV设备40酸值mgKOH/g0.11超负荷运行2抗氧化剂消耗3补错了油4油被污染调查原因，增加试验次数，投入净化器或更换吸附剂，测定抗氧化剂含量并适当补加水溶性酸pH4.21油质老化2油被污染与酸质进行比较查明原因，投入净油器击穿电压kV20kV35kV设备301油中水分含量过大2油中有杂质颗粒污染查明原因，进行真空过滤或更换新油66kV220kV设备35介质损耗因数900.041油质老化程度较深2油被污染3油中含有极性杂质检查酸值、水分、界面张力，进行再生处理，或更换新油界面张力mN/m191油质老化严重，油中有可溶性或沉析性油泥析出2油质污染结合酸值、油泥的测定采取对策进行再生处理或更换新油油泥与沉淀物有油泥和沉淀物存在（重量在0.02%以下可忽略不计）1油质深度老化2杂质污染进行油处理，如经济合理可换油闪点1 比新油标准低52 。比前次试验低51设备存在局部过热或电故障2补错了油查明原因消除故障，进行真空脱气处理或更换新油溶解气体组分含量见GB7252设备存在局部过热或放电性故障进行追迹分析，彻底检查设备，找出故障点，消除隐患，进行真空脱气处理油中气体含量报告体积电阻率报告可参考国外标准最低为（90）11012cm1油质老化程度较深2油质污染3油中含有极性杂质查明原因对少油设备可换油7.3 运行中抗燃油油质异常原因及处理措施项目异常极限值异常原因处理措施中压油高压油外观混浊混浊1.被其他液体污染2.老化程度加深3.油温升高，局部过热更换旁路吸附再生滤芯或吸附剂调节冷油器阀门，控制油温考虑换油颜色迅速加深迅速加深密度20(g/cm3)1.1344闪点235240自燃点5300.250.201、运行油温升高，导致老化2、油中混入水分使油水解1、调节冷油器阀门控制油温2、更换吸附再生滤芯或吸附剂，每隔48h取样分析，直至正常3、检查冷油器是否正常水分m/m（%）0.10.1氯含量m/m（%）0.0150.0101 含氯杂质污染2强极性物质污染1、检查系统密封材料等是否损坏2、更换吸附再生滤芯或吸附剂，每隔48h取样分析，直至正常电阻率20(cm)531 被机械杂质污染2 精密过滤器失效1、检查精密过滤器是否破损、失效，必要时更换滤芯2 、检查油箱系统密封及系统部件是否有腐蚀、磨损 3 、消除污染源，进行旁路过滤，直至合格泡沫特性24(ml)2002001 油老化或被污染2、添加剂不合适1、 查明原因，消油除污染源2 、更换旁路吸附再生滤芯或吸附剂8、油质试验意义8.1 绝缘油油质试验意义8.1.1 外观：可发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在8.1.2颜色：按DL429.2方法试验 若油品颜色急剧加深，则应调查是否设备有过负荷现象或过热情况；8.1.3 水分：按GB7600或GB7601方法试验试验方法：油中有水时，碘被二氧化硫还原，在砒啶和甲醇存在的情况下，生成氢碘酸砒啶和甲基硫酸氢砒啶，产生的碘又与试油中的水分反应完毕为止。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含水量增加，直接导致绝缘性能下降并会促使油老化。8.1.4 酸值：按GB/T264方法试验方法原理:适用于绝缘油和汽轮机油.采用沸腾乙醇抽出试油中的酸性成分,再用氢氧化钾乙醇溶液滴定以测定酸值.油中所含酸性产物会使油的导电性增高，降低油的绝缘性能，在运行温度较高时（如80以上）还会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀。可反应油质老化情况。8.1.5 氧化安定性：按ZB E38 003方法试验氧化安定性试验是评价变压器油使用寿命的一种手段。由于国产油氧化安定性较好，且又添加了抗氧化剂，所以只对新油进行项目试验。8.1.6 击穿电压：按GB 507方法试验检测变压器油耐极限电应力情况，通常情况下，它主要决定于油被污染的程度，但当油中水分较高或含有杂质颗粒时，对击穿电压影响较大。8.1.7 介质损耗因数：按GB /T5654方法试验介质损耗因数对判断变压器油的老化和污染程度是很敏感的。新油中所含极性杂质少，所以介质损耗因数也甚微小，一般仅有0.01%0.1%数量级；但由于氧化或过热而引起油质老化时，或混入其他杂质时，所产生的极性杂质和带电胶体物质逐渐增多，介质损耗因数也就会随之增加，在油的老化产物甚微，用化学方法尚不能察觉时，介质损耗因数就已能明显的分辩出来。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。8.1.8 界面张力：按GB /T 6541方法试验油水之间界面张力的测定是检查油中含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。油在初期老化阶段，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，此方法也可对油泥生成的趋势做出可靠的判断。8.1.9 油泥：按DL 429.7方法试验检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析出来的油泥沉积物。由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油时，油泥便会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对固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%的比例混油时，必须进行油泥析出试验。8.1.10闪点：按GB/T261方法试验方法：试油在连续搅拌下用很慢的恒定的速率加热。在规定的温度间隔，同时中断搅拌的情况下，将一小火焰引入杯内。试样火焰引起试样上的油蒸汽闪火时的最低温度作为闪点。闪点降低表示油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，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。通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油来说，测定闪点也可防止或发现是否混入轻质馏分的油品，从而保证设备的安全运行。8.1.11 油中气体组分含量：按SD304方法试验 油中可燃气体一般都是由于设备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。采用气相色谱测定油中气体组分，对于消除变压器的潜伏性故障是十分有效的。该项目是变压器运行监督中一项必不可少的检验项目。8.1.12 水溶性酸：按GB7589方法试验 方法原理:实用于测定绝缘油的水溶性酸。在试验条件下，以等体积的蒸馏水和试油混合摇动，取其水抽出液并加指示剂，测定其PH值。变压器油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，当油中水溶性酸含量增加（即PH值降低），油中又含有水时，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。8.1.13 绝缘油在电场作用下的析气性：按GB/T11142方法试验 油的析气性能对处于高电压场强下的超高压变压器用油的选择有特殊的意义。若油的析气性能差，它在高电应力和电离作用下产生气体，形成许多小气泡逸出，这些小气泡容易聚集，而导致气隙放电；相反若油的析气性能好，在高电应力和电离作用下产生气体会被油吸收，而不致引起气隙放电。8.1.14 油中含气量：按DL423或DL450方法试验 针对超高压电气设备。一般要求装入设备中的油品有较低的含气量，以减少气隙放电的可能性。8.1.15凝点（倾点） 按GB/T510或GB/T3535方法试验 本方法实用于固定绝缘油、汽轮机油的凝点。试油在规定的条件下，冷却到预期的温度，将盛油试管倾斜450角经过1分钟，观察液面是否流动。停止流动的最高温度称为凝点。（能够流动的最低温度为倾点）变压器油是按低温性能划分牌号的。如10、25、45三种牌号系指凝点分别为10、25、45。所以对新油的验收以及不同牌号油的混用，凝点的测定是必要的。8.1.16 体积电阻率：按GB/T5654或DL421方法试验 定义：是施加于试液接触的两电极之间的直流电压与通过该试液的电流比。变压器油的体积电阻率同介质损耗因数一样，可以判断变压器油的老化程度与污染程度。油中的水分、污染杂质的酸性产物均可影响电阻率的降低。8.2 透平油油质试验意义8.2.1 外观： 可发现游离水或乳化物、不溶性油泥、纤维和固体颗粒等杂质。8.2.2 颜色按DL429.2方法试验 若油品颜色急剧加深，不足以判定油品老化，必须进行其它项目进行证明。8.2.3 水分：按GB7600定量方法试验 汽轮机油中水分的存在会加速油质的老化及产生乳化，同时会与油中添加剂作用，促使其分解，导致设备锈蚀。水的存在表明冷油器泄露、大气中湿气进入油箱或轴封部件密封不严，携带蒸汽进入油中所至。8.2.4 运动黏度：按GB/T265方法试验 适用于绝缘油和汽轮机油的黏度。在相同的温度下，液体的动力黏度与它的密度之比，称为运动黏度。其单位为mm2/s，方法是在某一恒定的温度下（40），测定一定体积的液体在重力下流过一个标定好的玻璃毛细管粘度计的时间，黏度计的毛细管常数与流动时间的乘积。主要是鉴别所补加的油是否正确或油中是否有污染物存在。8.2.5 闪点、燃点（开口）：按GB/T267方法试验 方法：把试样装入内坩埚中到规定的刻线。首先迅速升高试样的温度，然后缓慢升温，当接近闪点，恒速升温。在规定的温度间隔，用一个小的点火器火焰按规定通过试样表面，以点火器火焰使试样表面的蒸汽发生闪火的最低温度，作为开口杯闪点。继续进行试验，直到用点火器火焰使试样发生点燃并至少燃烧5秒时的最低温度，作为开口杯燃点。它是机组安全运行的一项控制指标，它可检查出机组过热或混入轻质油品，发现异常，应尽快采取措施。8.2.6 酸值：按GB/T264或GB7599方法试验油酸值是一项较重要指标，它能反应油质的劣化情况，以便采取正确的防劣化措施。8.2.7 氧化安定性 ：按SH/T0124方法试验以试油在氧化条件下所生成的沉淀物含量和酸值来表示。氧化安定性试验是用来评价汽轮机油使用寿命长短的一种手段。国产新汽轮机油出厂时，氧化安定性项目是属于保证项目。运行中油的测定可以提示应采取适当的维护措施或添加抗氧化剂，以延长油使用寿命。8.2.8 防锈性能：按GB/T11143方法试验 方法原理：将一个15号碳素钢加工的圆锥形的试棒，浸入300mL汽轮机油与30mL蒸馏水的混合液中，在温度为60的条件下，维持24h后取出试棒，目试检验棒的锈蚀程度。系统中由于某种原因而带入水分，则较易造成整个系统或某些部件的锈蚀。因此汽轮机油中需添加防锈剂。运行中随着水分和颗粒的排除，均会使防锈剂减少而导致防锈性能下降，所以在适当的时候应考虑添加防锈剂。8.2.9 油泥和沉淀物：按DL429.7方法试验这些物质是溶解于油中的化合物。它是由油自身的氧化或者外部杂质溶解于油中（设备结构中采用的材料溶解于油）而产生的，它能显示油品变质的迹象。一旦产生油泥时，需对氧化安定性进行检查。8.2.10 破乳化性能：按GB7605方法试验方法原理：在规定的试验条件下，将蒸汽通入汽轮机油中所形成的乳浊液，达到完全分层所需的时间。若油品乳化，油水不易分离，则表明油品已经变质或被某些表面活性物所污染，长期运行下去容易造成系统某些部件的锈蚀，应对油进行处理或加入破乳化剂，以使油、水能很好分离。8.2.11 起泡沫性：按GB/T12579方法试验方法原理： 试样在24，用空气在一定流速下吹5min，然后静止10 min。在这两个周期结束时，分别测定泡沫体积。取第二份试样在93.5 下重复试验。当泡沫消失后，再在24下进行重复试验。本试验表示油形成泡沫的倾向和形成泡沫的稳定性。汽轮机油形成泡沫，威胁机组安全运行。因此，必须采取消泡措施，如添加消泡剂或进行其他方式的处理。8.2.12 空气释放值：按SH/T0308方法试验方法原理：将试样加热到25、50、或75，通过对试样吹入过量的压缩空气，使试样剧烈搅动，使空气在试样中形成小气泡，即雾沫空气。停气后记录试样中雾沫空气体积减到0.2%的时间。本试验是表示油中存留空气（气体）的性能。对于大容量机组，特别是调速系统空气释放值是愈小愈好，有利于润滑和调节作用，使用某些消泡剂（如硅油类）将不利于空气的释放。8.2.13 颗粒度试验：按SD313方法试验方法原理：将经过真空过滤器100毫升油样后的微孔滤膜置于两块玻璃片之间制得油样试片,在油污染比较显微镜的透射光下,将油样试片与油污染度分级标准模板进行比较,确定油样的污染等级. 油中颗粒度的测定，对于要求严格的大容量机组，是十分重要的。特别应强调的是对于新机组起动前或运行检修的汽轮机油系统，必须进行认真的清洗和冲洗。运行中如发现油中颗粒数突然增加，需立即检查净化装置过滤层，如发现腐蚀或磨蚀颗粒，应对油系统进行精密过滤处理，并查明颗粒来源，必要时停机检查，以消除隐患。9新油的评定9.1 汽轮机新油的评定9.1.1来油取样验收按GB2537标准验收9.1.2新油注入设备，经过24小时循环后，从设备中采取4L油样，供检验和保存用。 试验项目：外观符合新油标准 颜色符合新油标准 黏度符合新油标准 酸值符合新油标准 闪点符合新油标准9.2绝缘油新油的评定9.2.1来油取样验收按GB2536标准验收9.2.2 进入设备前和热循环后的变压器油应达到的指标要求项目设备电压等级22033066110新油净化后热循环后新油净化后热循环后击穿电压kV55504540含水量(ug/L)15151520含气量（V/V，%）111介质损耗因素0.50.50.50.510 SF6开关原理 SF6是一种无色、无味、无毒性的气体，化学性能稳定。具有不燃的特性，并具有良好的绝缘性能和灭弧性能。被大量使用在开关上。11 用油电气设备规范第二章燃煤化验工作1、燃煤化验工作任务1.1、燃煤监督工作的任务1.1.1通过每昼夜炉前煤的分析，提供统计煤耗的依据。1.1.2负责监督入厂煤的质量和特性变化，并配合指导输煤提高配煤燃煤工作。1.1.3 对锅炉燃