TCEEMA 01183-2023 压缩空气储能电站化学技术监督规程

T/CEEMA01183-2023ICS27.100F20T/CEEMA01183-2023

T/CEEMA中国电力设备管理协会标准T/CEEMA01183-2023压缩空气储能电站化学技术监督规程Supervisionstandardofchemistryforcompressedairenergystoragepowerstations2023—11—30发布 2023—11—30实施中国电力设备管理协会 发布T/CEEMA01183-2023T/CEEMA01183-2023PAGE\*ROMANPAGE\*ROMANII目 次前言 II范围 1规范性引用文件 1总则 2设计阶段监督 2安装及机组启动阶段监督 4机组运行质量监督 5机组停(备)用期间防腐蚀保护 6机组检修阶段监督 7油品质量监督 9六氟化硫气体质量监督 31仪用气体的质量要求 35水处理用药剂的技术要求 35附录A（资料性附录）化学实验室的主要仪器设备 37附录B（资料性附录）油品监督相关技术要求 40前 言本标准是压缩空气储能电站化学技术监督工作的主要依据。本标准由中国电力设备管理协会发电设备技术监督专业委员会提出。本标准由中国电力设备管理协会归口。本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、华能江苏能源开发有限公司、华能（浙江）能源开发有限公司、中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、安徽华赛能源科技有限公司。本标准主要起草人：杨俊、贾明祥、乔越、王玮琳、蒋昊、王彤、于潇、赵风臣、郑天文、舒进、刘迪、陆军、马剑民、韩伟、黄兴宇、何凤元。T/CEEMA01183-2023T/CEEMA01183-2023PAGEPAGE33压缩空气储能电站化学技术监督规程范围本标准规定了压缩空气储能电站化学技术监督相关的技术要求。本标准适用于压缩空气储能电站的化学监督工作，其他储能电站的化学监督工作可参考执行。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，仅所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。GB2536 电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油GB5903 工业闭式齿轮油GB11118.1 液压油(L-HL、L-HM、L-HV、L-HS、L-HG)GB11120 涡轮机油GB/T4213 气动调节阀GB/T4756 石油液体手工取样法GB/T7595 运行中变压器油质量GB/T7596 电厂运行中矿物涡轮机油质量GB/T7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB/T8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB/T12022 工业六氟化硫GB/T12691 空气压缩机油GB/T14541 电厂用矿物涡轮机油维护管理导则GB/T14542 变压器油维护管理导则GB/T50050 工业循环冷却水处理设计规范DL5068 发电厂化学设计规范DL/T246 化学监督导则DL/T290 电厂辅机用油运行及维护管理导则DL/T561 火力发电厂水汽化学监督导则DL/T571 电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则DL/T677 发电厂在线化学仪表检验规程DL/T596 电力设备预防性试验规程DL/T855 电力基本建设火电设备维护保管规程DL/T889电力基本建设热力设备化学监督导则DL/T956火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则DL/T977发电厂热力设备化学清洗单位管理规定DL/T1051电力技术监督导则DL/T1094电力变压器用绝缘油选用导则DL/T1096变压器油中颗粒度限值DL/T1115火力发电厂机组大修化学检查导则DL/T5004火力发电厂试验、修配设备及建筑面积配置导则DL/T5190.3电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组DL/T5190.6电力建设施工技术规范第6部分：水处理及制（供）氢设备及系统DL/T5210.3电力建设施工质量验收规程第3部分：汽轮发电机组NB/SH/T0636 L-TSA汽轮机油换油指标SH/T0476 L-HL液压油换油指标NB/SH/T0586 工业闭式齿轮油换油指标NB/SH/T0599 L-HM液压油换油指标总则化学监督是保证储能电站设备安全、经济、稳定、环保运行的重要基础工作，应坚持“安全第一、预防为主”的方针，实行全过程监督。储能电站化学监督的目的是对水、油、气（六氟化硫等）等进行质量监督，防止和减缓热力系统腐蚀、结垢、积集沉积物；发现油（气）质量劣化，判定充油（气）设备潜伏性故障。本标准提出电厂在设计、基建、运行、停用及检修阶段水、油及气体（六氟化硫等）等的质量控制标准，机组停(备)用期间防腐蚀保护技术标准，热力设备检修腐蚀、结垢的检查和评价标准，化学清洗标准，水处理化学药品检验标准，它是电厂化学监督工作的基础，亦是建立化学技术监督体系的依据。从事化学监督的人员，应熟悉和掌握本标准及相关标准和规程中的规定。设计阶段监督加药选择系统设计DL5068、DL/T5174应该根据循环水的稳定、杀菌（生）处理方式，设计机组循环水的稳定、杀菌（生）剂的加药系统。化学实验室仪表配置化学试验室水、油分析仪表应该满足正常水、油质量的分析和监督要求，可按DL/T5004A（资料性附录。实验室分析仪表应按相关规定进行定期计量检定。循环水换热器设计循环水换热器管选择DL/T7121。在役机组循环水换热器管为铜管时，宜更换为不锈钢管。换热器管的材质应能满足导热油、冷却水运行温度下耐蚀性的要求。表1 常用不锈钢管适用水质的参考标准Cl-mg/L中国GB/T20878美国ASTMA959日本JISGJISG4311国际标准ISO15510欧洲标准EN10088-1EN10095等统一数字代码牌号＜200aS3040806Cr19Ni10S30400，304SUS304X5CrNi18-10X5CrNi18-10，1.4301S30403022Cr19Ni10S30403，304LSUS304LX2CrNi19-11X2CrNi19-11，1.4306S3216806Cr18Ni11TiS32100，321SUS321X6CrNiTi18-10X6CrNiTi18-10，1.4541＜1000S3160806Cr17Ni12Mo2S31600，316SUS316X5CrNiMo17-12-2X5CrNiMo17-12-2，1.4401S31603022Cr17Ni12Mo2S31603，316LSUS316LX2CrNiMo17-12-2X2CrNiMo17-12-2，1.4404＜2000bS3170806Cr19Ni13Mo3S31700，317SUS317--S31703022Cr19Ni13Mo3S31703，317LSUS317LX2CrNiMo19-14-4X2CrNiMo18-15-4，1.4438＜5000cS3170806Cr19Ni13Mo3S31700，317SUS317--S31703022Cr17Ni13Mo3S31703，317LSUS317LX2CrNiMo19-14-4X2CrNiMo18-15-4，1.4438注1：未列入表中的不锈钢管如能通过试验验证，也可以选用。注也更强。a当循环水氯离子与硫酸根离子质量浓度的比值不大于0.7、循环水最高温度不超过45℃的情况下，氯离子浓度可放宽至300mg/L。放宽至300mg/L。b可用于再生水。c适用于无污染的咸水。管板材料选用原则应从管板材料的耐蚀性和管材材质等方面进行技术经济比较。2000mg/L对于咸水，可根据管材和水质情况选用碳钢管板、不锈钢管板或复合不锈钢管板。选用碳钢管板时，应实施有效的防腐涂层和电化学保护。使用薄壁钛管时，管板应选用钛管板或复合钛管板。当管板材质与换热管材质不一致时，宜采用管板涂层、电化学保护等防腐措施。换热器管的空气侧宜设置取样系统。安装及机组启动阶段监督换热设备和部件出厂检查换热设备和部件在出厂时必须保持洁净，管子和管束内部不允许有积水、泥沙、污物、氧化皮和腐蚀产物。海上运输、沿海地区、长途运输、存放时间较长的设备和管道外表面必须涂刷防护漆。油箱、换热器等大型容器，出厂时必须采取防锈蚀措施、设备资料上应说明防腐蚀的方法和使用的材料以及对油质的影响。需要处理的应说明处理方法。0.03MPa，或采用有机胺等气相缓蚀剂保护法进行保护，采取的保护方法应在产品资料中说明。油套管、油管和设备应采取除锈和防锈蚀措施，有合格的防护包装。换热设备的保管和监督DL/T855换热设备和部件防锈蚀涂层损伤脱落时应及时补涂。2h2h学清洗等。施工工程中，不能形成封闭系统的设备和管道，应在每天停止施工时进行有效密封封堵，防止灰尘、雨水、杂物进入。工程管理人员应对现场设备的保管和防护情况进行监督检查，对不合格的事项提出整改要求。机组启动阶段监督涡轮机油和抗燃油进行旁路或在线处理，以除去涡轮机油系统和调速系统中的杂质颗粒和GB/T14541DL/T571。循环水加药系统应能投入运行，按动态模拟试验后的技术条件对循环水进行阻垢、缓蚀以及杀生灭藻。全厂闭式循环冷却水系统水冲洗合格，闭式循环冷却水应加入氨或其它碱化剂调节pH值、电导率满足表3要求。机组运行质量监督补水质量监督开式循环水的补水质量可参照表2控制。表2补水质量pH值电导率（25C）S/cmCODmg/L6.0~9.0≤500≤10闭式循环冷却水质量监督闭式循环冷却水的质量可参照表3控制。表3 闭式循环冷却水质量材 质电导率（25C)，S/cmpH(25C)全铁系统≤500≥9.5含铜系统≤5008.0~9.2循环水质量监督GB/T50050，循环水系统的防腐、防垢及通用水质要求可参DL/T300。循环水系统的运行控制方案应通过动态模拟试验确定，运行中通过加酸、排污等方式控制pH8.0。1循环水系统应采取必要的杀菌灭藻措施，防止凝汽器换热管内粘泥、微生物、海生物等大量附着沉积。0.005mm/a。DL/T806对于换热器管仍采用铜管的机组，若换热管腐蚀较为严重或泄漏频繁，应通过添加铜缓蚀剂或镀膜或更换为不锈钢管或封堵泄漏管等方式减缓或防止铜管腐蚀。机组停(备)用期间防腐蚀保护换热设备停（备）用防腐蚀保护方法选择原则换热设备停（备）DL/T956压缩机、透平及相应系统的停（备）用保护方法的选择应满足设备制造厂家的要求。（备防锈蚀保护方法不应影响机组按电网要求随时启动运行要求；GB8978防止气温降低产生冻结造成的破坏；防止大气条件不佳（例如海滨电厂的盐雾环境）造成方法难以实施；所采用的保护方法不影响检修工作和检修人员的安全。换热设备停（备）用防腐蚀可选择的保护方法（备460（仪用压缩空气，进行保护。各种防锈蚀方法的监督项目和控制标准a)各种防锈蚀方法的监督项目和控制标准见表4，还可参考DL/T956的其他方法。表4可适用的防锈蚀方法监督项目和控制标准防锈蚀方法监督项目控制标准监测方法或仪器取样部位其它干风干燥法相对湿度<50%相对湿度计排气门1h1停（备）用期间每48h测定一次充氮覆盖法压力、氮气纯度0.03MPa～0.05MPa；>98%气相色谱仪或氧量仪1h1氮压，充氮结束测定排气氮气纯度，停（备）1充氮密封法压力、氮气纯度0.01MPa～0.03MPa；>98%停（备）用机组防锈效果的评价机组检修阶段监督机组检修热力设备化学检查一般要求（备DL/T1115DL/T1115DL/T1115机组检修化学检查主要内容压缩机和透平对通流部件的原始状态照相，记录通流部件的冲蚀、腐蚀、沉积和冲刷状态。（个pH（同级叶片或隔板可混合一起）。检查中腐蚀情况，检测腐蚀坑点深度。其它设备检查涡轮机油系统检查涡轮机主油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。抗燃油系统检查抗燃油主油箱、旁路抗燃油箱内壁的腐蚀和底部油泥沉积情况。检查冷油器管水侧的腐蚀泄漏情况。检查冷油器油侧和油管道油泥附着情况。开式循环水冷却系统检查内容应包括：检查换热器管、冷却水管道的结垢、腐蚀、微生物附着及粘泥附着等情况。(3)检查冷却系统防腐（外加电流保护、牺牲阳极保护或防腐涂层保护）的完整性。闭式循环水冷却系统检查内容应包括：检查换热器的结垢、腐蚀、微生物附着及粘泥附着等情况。检查冷却水管道焊接处等部位的腐蚀、微生物附着及粘泥附着等情况。检查水箱防腐层及顶部密封装置的完整性，水箱底部有无杂物。腐蚀、结垢评价标准5。表5热力设备腐蚀评价标准部 位类 别— 类二 类三 类压缩机和透平转子叶片、隔板基本没腐蚀或点蚀深度<0.1mm轻微均匀腐蚀或点蚀深度0.1mm~0.5mm有局部溃疡性腐蚀或点蚀深度>0.5mm换热器管铜管无局部腐蚀，均匀腐蚀速率<0.005mm/a均匀腐蚀速率0.005mm/a~0.02mm/a或点蚀深度≤0.3mm均匀腐蚀速率>0.02mm/a沟槽深度>0.3mm穿孔不锈钢管a无局部腐蚀，均匀腐蚀速率<0.005mm/a均匀腐蚀速率0.005mm/a~0.02mm/a或点蚀深度≤0.2mm均匀腐蚀速率>0.02mm/a沟槽深度>0.2mm穿孔a换热器管为不锈钢时，如果未发生泄漏或未出现严重结垢，不必进行抽管检查。6。表6热力设备结垢、积盐评价标准部 位类别一类二类三类压缩机和透平转子叶片、隔板a<mc2或沉积物总量<5mg/cm21mc2a1mg/（cm2·a）5mg/cm2~25mg/cm210mg/（cm2·a）沉积物总量>25mg/cm2换热器管a垢层厚度<0.1mm或沉积量<8mg/cm2垢层厚度0.1mm~0.5mm或沉积量8mg/cm2~40mg/cm2垢层厚度>0.5mm或沉积量>40mg/cm2a DL/T1115F。b设备结垢、积盐和腐蚀处理措施和标准换热器因结垢导致端差超标时，需要进行化学清洗。换热器管沉积污泥可用水冲洗或其它的方法进行冲洗、清理，薄壁钛管不宜采用高压水进行冲洗。DL/T957根据垢的成分、凝汽器设备的构造、材质，通过小型试验，并综合考虑经济、环保因素，7。7序号工艺名称工艺条件添加药品适用垢的主要种类凝汽器材质优缺点1盐酸清洗温度：常温流速0.1m/s～0.25m/s时间：4h～6hHCl1%～6%量碳酸盐为主的垢碳膜铜的腐蚀产物铜及铜合金2氨基磺酸清洗温度：30℃～60℃流速0.10m/s～0.25m/s时间：6h～8hNH2SO3H3%～10蚀剂0.2～消泡剂适量盐为主的垢铜及铜合金钛及钛合金氨基磺酸具有不挥发、CaMg的化合物作用慢，可添加一些助剂，从而有效地溶解铁垢3碱液温度≤60℃流速0.1m/s～0.25m/s时间：4h～8hNa2CO30.5% 2%Na3PO40.5%2%NaOH0.5%～2%乳化剂适量油脂、黏泥硫酸盐垢转型铜及铜合金钛及钛合金除油脱脂，成本低，加热要求高4除油剂温度≤50℃流速0.1m/s～0.25m/s时间：根据厂家要求除油剂浓度根据厂家要求油脂铜及铜合金钛及钛合金除油脱脂，造价高注：换热器管水侧内结大量碳酸盐垢时，经化学清洗后会产生大量泡沫。为防止酸箱溢流大量泡沫，影响环境，一般使用消泡剂，正确的使用方法是利用小型手持喷雾器向泡沫表面喷洒。压缩机和透平通流积盐清洗pH10.530~80MPa）水冲洗，并检测清洗后表面的钠离子含量。油品质量监督电力用油的取样电力用油的取样的工具、取样部位、取样方法、取样量等油样取样的基本原则以及油样的GB/T7597、DL/T432、GB/T14541、GB/T14542、DL/T571、DL/T705、DL/T290、GB/T4756、SH0164、DL/T1552电气设备中取样（含密封取样阀（制造厂家有规定按制造厂家规定取样50mL～80mL，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。定期取样检测运行变压器油油质时，不应在雨天取样。变压器油中水分和油中溶解气体分析取样油样应能代表设备本体油，应避免在油循环不够充分的死角处取样。一般应从设备取样阀取样，在特殊情况下可在不同取样部位取样。取样应在晴天进行。取样后要求注射器芯子能自由活动，以避免形成负压空腔。油样应避光保存。涡轮机油、导热油或辅机用油取样正常监督试验由冷油器取样。检查油的脏污及水分时，自油箱底部取样。在取样时应严格遵守用油设备的现场安全规程。基建或进口设备的油样除一部分进行试验外，另一部分尚应保存适当时间，以备考查。对有特殊要求的项目，应按试验方法要求进行取样。抗燃油取样常规项目和颗粒度检测油样应分开，不得混合。24hGB/T7597DL/T432（如油箱内油液的上部、过滤器或再生装置出口、油动机入口等）取样。GB/T7597变压器油质量化学监督新变压器油质量监督GB253660296)或合同规定验收。8GB5015060℃（制造厂另外规定除外），910DL/T7228项目设备电压等级/kV1000750500330220≤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≤1000≤1000≤2000———注：必要时，新油净化后可按照DL/T722进行油中溶解气体组分含量的检验。a100mL油中大于5μm的颗粒数。9项目设备电压等级/kV1000750500330220≤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≤1000≤2000≤3000———a100mL油中大于5μm的颗粒数。运行中变压器油质量监督GB/T75951011。应按照下列原则进行检验：12如有可能，在经常性的检验周期内，检验同一部位油的特性；对满负荷运行的变压器可以适当增加检验次数；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。DL/T722500kV（含大修）13DL/T1096表10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≤2.0GB/T65403水溶性酸（pH值）各电压等级＞5.4≥4.2GB/T75984（KOH各电压等级≤0.03≤0.10GB/T2645闪点(闭口)/℃各电压等级≥135GB/T2616水分/（mg/L）330～1000≤10≤15GB/T7600220≤15≤25≤110≤20≤357各电压等级≥35≥25GB/T65418介质损耗因数（90℃）500～1000≤0.005≤0.020GB/T5654≤330≤0.010≤0.0409击穿电压/kV750～1000≥70≥65GB/T507500≥65≥55330≥55≥5066～220≥45≥40≤35≥40≥3510（9℃（Ω）500～1000≥6×1010≥1×1010DL/T421≤330≥5×10911油中含气量（体积分数）/%750～1000≤1≤2DL/T703330～500≤3电抗器≤512油泥与沉淀物a（质量分数）/%各电压等级—≤0.02（不计）GB/T8926-201213析气性≥500报告NB/SH/T081014带电倾向/（pC/mL）各电压等级—报告DL/T38515腐蚀性硫各电压等级非腐蚀性DL/T28516颗粒污染度/粒b1000≤1000≤3000DL/T432750≤2000≤3000500≤3000—17抗氧化添加剂含量（质量分数）/%各电压等级—大于新油原始值的60%SH/T080218糠醛含量（质量分数）/（mg/kg）各电压等级报告—NB/SH/T0812DL/T135519二苄基二硫醚含量（质量分数）/（mg/kg）各电压等级检测不出c—IEC62697-1aGB/T8926-2012（方法A）对“正戊烷不溶物”进行检测。b100mL油中大于5μm的颗粒数。cDBDS5mg/kg。表11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≥4.2GB/T75983击穿电压/kV＞110投运前或大修后≥45运行中≥40GB/T507≤110投运前或大修后≥40运行中≥35表12 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330kV～1000kV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b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b66kV～220kV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c≤35kV3年至少一次水分、介质损耗因数、击穿电压断路器＞110kV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≤110kV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/T596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。a500kV（含大修13DL/T1096b500kV~1000kV电压等级的变压器油中含气量超过5%时应安排机组停运、检修、消除缺陷和真空脱气处理。c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/T1459。运行变压器油的维护管理GB/T14542运行变压器油应通过下述试验确定油质和设备的情况：油的颜色和外观；击穿电压；（；酸值；水分含量；油中溶解气体组分含量的色谱分析。运行中变压器油的检验项目指标超过质量标准的原因分析及应采取的措施参见GB/T145426，同时遇有下述情况应引起注意，并采取相应措施：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分析结果采取相应措施；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；变压器、电抗器、互感器、套管油中溶解气体监督DL/T722GB/T17623电气设备油中溶解气体的检测周期如下：66kV24h制造厂规定不取样的全密封互感器不作检测。66kV1天、4103066kV313表13运行中设备油中溶解气体组分含量的定期检测周期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750kV及以上1个月一次发电厂所有升压变压器；电压330kV及以上；容量240MVA及以上3个月一次电压220kV及以上；容量120MVA及以上6个月一次电压66kV及以上；容量8MVA及以上1年一次互感器电压66kV及以上1～3年一次套 管-必要时注：其它电压等级变压器、电抗器和互感器的检测周期自行规定。制造厂规定不取样的全密封互感器和套管，一般在保证期内可不做检测；在超过保证期后，可视情况而定，但不宜在负压情况下取样。特殊情况下应按以下要求进行检测：当设备出现异常情况时（如变压器气体继电器动作、差动保护动作、压力释放阀动作以及经受大电流冲击、过励磁或过负荷，互感器膨胀器动作等），应取油样进行检测。当气体继电器中有集气时需要取气样进行检测。当怀疑设备内部有异常时，应根据情况缩短检测周期进行监测或退出运行。在监测过程中，若增长趋势明显，须采取其它相应措施；若在相近运行工况下，检测三次后含量稳定，可适当延长检测周期，直至恢复正常检测周期。过热性故障，怀疑主磁回路或漏磁回路存在故障时，可缩短到每周一次；当怀疑导电回路存在故障时，宜缩短到至少每天一次；放电性故障，怀疑存在低能量放电时，宜缩短到每天一次；当怀疑存在高能量放电时，应进一步检查或退出运行。14表14新设备投运前油中溶解气体含量要求 μL/L设备气体组分含 量330kV及以上220kV及以下变压器和电抗器氢气＜10＜30乙炔＜0.1＜0.1总烃＜10＜20互感器氢气＜50＜100乙炔＜0.1＜0.1总烃＜10＜10套管氢气＜50＜150乙炔＜0.1＜0.1总烃＜10＜101516表15运行中变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量注意值 μL/L设 备气体组分含 量/μL/L330kV及以上220kV及以下变压器和电抗器氢气150150乙炔15总烃150150一氧化碳（见DL/T722）（见DL/T722）二氧化碳（见DL/T722）（见DL/T722）套管氢气500500乙炔12总烃150150注：本表所列数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。表16运行中电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量注意值 μL/L设 备气体组分含量/μL/L220kV及以上110kV及以上电流互感器氢气150300乙炔12总烃100100电压互感器氢气150150乙炔23总烃10010017表17运行中变压器和电抗器油中溶解气体绝对产气速率注意值 mL/d气体组分密封式开放式氢气105乙炔0.20.1总烃125一氧化碳10050二氧化碳2001001：对乙炔＜0.1μL/L（判断2：新设备投运初期，一氧化碳和二氧化碳的产气速率可能会超过表中的注意值。注3：当检测周期已缩短时，本表中注意值仅供参考，周期较短时，不适用。气体含量及产气速率注意值的应用原则如下：当油中首次检测到乙炔（≥0.1μL/L）时也应引起注意。当产气速率突然增长或故障性质发生变化时，须视情况采取必要措施。注意区别非故障情况下的气体来源，结合其它手段进行综合分析。（≥0.1μL/L）DL/T722大型变压器宜安装在线溶解气体监测设备，安装在线溶解气体监测设备应正常投运。固体绝缘老化的监督DL/T596110kV15当设备异常，怀疑伤及固体绝缘时，应进行油中糠醛含量分析；必要时（怀疑纸（板）老化时）DLT9841819表18 绝缘油中糠醛含量参考注意值运行年限，年1～55～1010～1515～20糠醛含量，mg/L0.10.20.40.75注1：含量超过表中值时，一般为非正常老化，需跟踪检测；注2：跟踪检测时，注意增长率；注3：测试值大于4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重。表19变压器纸绝缘聚合度判据样品聚合度DPv＞500500～250250～150＜150诊断意见良好可以运行注意（根据情况作决定）退出运行涡轮机油质量监督新涡轮机油质量标准/GB11120GB/T7597GBT14541表20新涡轮机油旋转氧弹质量标准项目质量指标试验方法旋转氧弹（150℃)/min溶剂精制矿物油加氢矿物油≥300≥1000SH/T0193新机组投运前及投运初期涡轮机油检测要求新机组投运前及投运初期汽轮机和燃气轮机油的检测项目、检测周期和质量标准应满足GB/T7596GB/T14541新油注入设备后的试验要求：当新油注入设备后，应在油系统内进行油循环冲洗，并外加过滤装置过滤。SAEAS4059F7GB/T7596运行中涡轮机油的质量标准和检测周期GB/T759621。SAEAS4059F721表21运行中涡轮机油的质量标准序号项目质量指标检验方法1外观透明，无杂质或悬浮物DL429.12色度≤5.5GB/T65403运动黏度a（40℃）/（mm2/s）32不超过新油测定值±5%GB/T26546684闪点（开口杯）/℃≥180,且比前次测定值不低10℃GB/T35365颗粒污染等级bSAEAS4059F，级≤8DL/T4326酸值（以KOH计）/mg/g≤0.3GB/T2647液相锈蚀c无锈GB/T11143(A法)8抗乳化性c（54℃）/min≤30GB/T76059水分c/（mg/L）≤100GB/T760010泡沫性（泡沫倾向/泡沫稳定性）/（mL/mL）24℃≤500/10GB/T1257993.5℃≤100/10后24℃≤500/1011空气释放值（50℃）/min≤10SH/T030812旋转氧弹值（150℃）/min不低于新油原始测定值的25%，且汽轮机用油、水轮机用油≥100燃气轮机用油≥200SH/T019313抗氧剂含量/%T501抗氧剂不低于新油原始测定值的25%GB/T7602受阻酚类或芳香胺类抗氧剂ASTMD6971a32、46、68为GB/T3141中规定的ISO黏度等级。b对于100MW及以上机组检测颗粒污染等级，对于100MW以下机组目视检查机械杂质。对于调速系统或润滑系统和调速系统共用油箱使用矿物涡轮机油的设备，油中颗粒污染等级指标应参考设备制造厂提出的指标执行，SAEAS4059F颗粒污染分级标准见附录A。c对于单一燃气轮机用矿物涡轮机油，该项指标可不用检测。运行中涡轮机油的检测项目及周期。242224如果油质异常，应缩短试验周期，必要时取样进行全分析。表22试验室试验项目及周期序号试验项目投运一年内投运一年后蒸汽轮机燃气轮机蒸汽轮机燃气轮机1外观1周1周2色度1周1周3酸值3个月1个月3个月2个月4水分1个月3个月5颗粒污染等级1个月3个月6运动黏度3个月6个月7抗乳化性6个月6个月8液相锈蚀6个月6个月9泡沫性6个月1年10旋转氧弹1年6个月1年6个月11抗氧剂含量1年6个月1年6个月12空气释放值必要时必要时13闪点必要时必要时如发现外观不透明，则应检测水分和破乳化度。如怀疑有污染时，则应测定闪点、抗乳化性能、泡沫性和空气释放值。GB/T1454123。在原因分析时还应考虑到补油（注油）或补加防锈剂等因素及可能发生的混油等情况。表23 运行中涡轮机油油质异常原因及处理措施序号项目警戒极限异常原因处理措施1外观乳化不透明有颗粒悬浮物有油泥油中含水或被其它液体油被杂质污染油质深度劣化脱水处理或换油过滤处理时换油2颜色迅速变深颜色异常有其他污染物；油质深度劣化添加剂氧化变色换油投入油再生装置3运动黏度（40℃）/mm2/s比新油原始值相差±5%以上油被污染油质已严重劣化加入高或低黏度的油如果黏度低，测定闪点，必要时进行换油4闪点（开口）/℃比新油高或者低出15℃以上油被污染或过热查明原因，结合其他试验结果比较，考虑处理或换油5颗粒污染等级SAEAS4059级>8补油时带入颗粒系统中进入灰尘系统中锈蚀或部件有磨损精密过滤器未投运或失效油质老化产生软质颗粒装置。6酸值（KOH）/（mg/g）增加值超过新油0.1以上油温高或局部过热抗氧化剂耗尽油质劣化1）采取措施控制油温并消除局部过热3）补加抗氧剂4）油被污染投入油再生装置要时考虑换油7液相锈蚀a有锈蚀防锈剂消耗添加防锈剂8a（54℃）/min>30油污染或劣化变质进行再生处理，必要时换油9水分a/（mg/L）>100冷油器泄漏油封不严油箱未及时排水检查破乳化度，启用过滤设备，排出水分，并注意观察系统情况消除设备缺陷10泡沫性/ml24℃及后24℃倾向性>500稳定性>10油质老化消泡剂缺失油质被污染投入油再生装置添加消泡剂必要时换油93.5℃倾向性>100稳定性>1011空气释放值/min>10油污染或劣化变质必要时考虑换油12旋转氧弹(150℃)/min100min抗氧剂消耗油质老化添加抗氧剂再生处理，必要时换油13抗氧剂含量小于新油原始测定值的25%抗氧剂消耗错误补油添加抗氧剂换油a表中除水分、液相锈蚀和抗乳化性试验项目外，其余项目均适用于燃气涡轮机油。GB/T14541NB/SH/T063624。表24 L-TSA涡轮机油换油指标的技术要求和试验方法项目换油指标试验方法黏度等级（按GB/T3141）324668100运动黏度（40℃）变化率/%超过±10酸大于值增加/(mgKOH/g)0.3GB/T7304水分(质量分数)/%于大0.1GB/T260；GB/T11133；GB/T7600抗乳化性（乳化层减少到3ml）,54℃a,/min大于4060GB/T7305氧化安定性旋转氧弹（150℃）/min于小60SH/T0193液相锈蚀试验（蒸馏水）不合格GB/T11143清洁度报告DL/T432GJB380.4A磷酸酯抗燃油质量标准新磷酸酯抗燃油质量标准DL/T571运行中磷酸酯抗燃油质量标准25，进口机组应同时满足厂家要求。表25运行中磷酸酯抗燃油质量标准序号项目指标试验方法1外观透明，无杂质或悬浮物DL/T429.12颜色桔红DL/T429.23密度（20℃）kg/m31130~1170GB/T18844运动粘度（40℃）mm2/sISOVG3227.2~36.8GB/T265ISOVG4639.1~52.95倾点℃≤-18GB/T35356闪点（开口）℃≥235GB/T35367自燃点℃≥530DL/T7068颗粒污染度；SAEAS4509F 级≤6DL/T4329水分mg/L≤1000GB/T760010酸值mgKOH/g≤0.15GB/T26411氯含量mg/kg≤100DL/T43312泡沫特性mL/mL24℃≤200/0GB/T1257993.5℃≤40/0后24℃≤200/013电阻率(20℃)Ω·cm≥6×109DL/T42114空气释放值(50℃)min≤10SH/T030815矿物油含量%（m/m）≤4DL/T571附录C运行中磷酸酯抗燃油的监督和维护新机组及进行了检修的抗燃油系统投运前应采取如下监督和维护措施：新油注入油箱后应在油系统内进行油循环冲洗，并外加过滤装置过滤。运行人员应定期巡检以下项目：定期记录油压、油温、油箱油位。记录油系统及旁路再生装置精密过滤器的压差变化情况。试验室试验项目及周期如下：26如果油质异常，应缩短试验周期，必要时取样进行全分析。表26磷酸酯抗燃油试验室试验项目及周期序号试验项目第一个月第二个月后1外观、颜色、水分、酸值、电阻率两周一次每月一次2运动粘度、颗粒污染度—三个月一次3泡沫特性、空气释放值、矿物油含量—六个月一次4外观、颜色、密度、运动粘度、倾点、闪点、自燃点、洁净度、水分、酸值、氯含量、泡沫特性、电阻率、空气释放值和矿物油含量—机组检修重新启动前、每年至少一次5颗粒污染度—机组启动24h后复查6运动粘度、密度、闪点和颗粒污染度—补油后7倾点、闪点、自燃点、氯含量、密度—必要时油质异常原因及处理措施如下：2527。DL/T571表27运行中磷酸酯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外观混浊、有悬浮物油中进水；染。脱水过滤处理；考虑换油。颜色迅速加深油品严重劣化；磨损的密封材料污染；更换旁路吸附再生滤芯或吸附剂；采取措施控制油温；消除油系统存在的过热点；检修中对油动机等解体检查、更换密封圈。密度(20℃)kg/m3<1130；或>1170被矿物油或其它液体污染。换油。倾点℃>-15运动粘度(40℃)mm2/s与新油牌号代表的运动粘度中心值相差超过±20%矿物油含量%>4闪点℃<220自燃点℃<500酸值mgKOH/g>0.15化；油系统存在局部过热；水解。采取措施控制油温；消除局部过热；48h如果更换系统的旁路再生滤芯还不能解油滤油机滤油；如果经处理仍不能合格，考虑换油。水分mg/L>1000冷油器泄漏；油箱呼吸器的干燥剂3）投用了离子交换树脂再生滤芯。消除冷油器泄漏更换呼吸器的干燥剂进行脱水处理氯含量mg/kg>100含氯杂质污染料或清洗剂等；换油。电阻率(20℃)Ω·cm<6×109油质老化；可导电物质污染。更换旁路再生装置的再生滤芯或吸附剂如果更换系统的旁路再生滤芯还不能解油滤油机滤油。换油颗粒污染度SAEAS4509F 级>6被机械杂质污染；精密过滤器失效；油系统部件有磨损。时更换滤芯；腐蚀磨损；加外置过滤系统过滤，直至合格；频繁启停燃机可增加油动机处取样，以反映该处真实油质水平。泡沫特性mL/mL24℃>250/50油老化或被污染；添加剂不合适。消除污染源；更换旁路再生装置的再生滤芯或吸附剂；添加消泡剂；考虑换油；93.5℃>50/10后24℃>250/50空气释放值(50℃)min>10油质劣化；油质污染。更换旁路再生滤芯或吸附剂；考虑换油。导热油质量监督氢化三联苯导热油宜按HG/T2546-1993《导热油-400（联苯-联苯醚混合物辅机用油监督辅机用油监督一般规定DL/T290DL/T432GB/T7597使用涡轮机油的电动水泵油的监督应按涡轮机油执行。100L使用涡轮机油的电动给泵油的监督应按涡轮机油执行。压缩机和透平的液压、控制用油按设备制造厂家要求进行监督。新辅机用油的验收GB1112011118.1GB5903GB12691TB/T2957运行辅机用油质量标准和检测周期24h24h系统各部件的更换情况。100L100L28~30GB/T7596628100L表28运行液压油的质量指标及检验周期序号项目质量指标检验周期试验方法1外观透明，无机械杂质1年或必要时外观目视2颜色无明显变化1年或必要时外观目视3运动粘度（40℃）mm2/s与新油原始值相差˂±10%1年、必要时GB/T2654水分无1年或必要时SH/T02575洁净度（NAS1638）级报告1年或必要时DL/T4326酸值mgKOH/g报告1年或必要时GB/T2647液相锈蚀(蒸馏水)无锈必要时GB/T111438闪点（开口杯）℃与新油原始值比不低于15℃必要时GB/T267GB/T35369铜片腐蚀试验（100℃，3h）级≤2a必要时GB/T5096表29运行齿轮油的质量指标及检验周期序号项目质量指标检验周期试验方法1外观透明，无机械杂质1年或必要时外观目视2颜色无明显变化1年或必要时外观目视3运动粘度（40℃）mm2/s与新油原始值相差˂±10%1年、必要时GB/T2654水分无1年或必要时SH/T02575机械杂质%≤0.21年或必要时GB/T5116液相锈蚀（蒸馏水）无锈必要时GB/T111437闪点（开口杯）℃与新油原始值比不低于15℃必要时GB/T267GB/T35368铜片腐蚀试验（100℃，3h）级≤2b必要时GB/T50969Timken机试验（OK负荷）N(1b)报告必要时GB/T11144表30运行空气压缩机油的质量指标及检验周期序号项目质量指标检验周期试验方法1外观透明，无机械杂质1年或必要时外观目视2颜色无明显变化1年或必要时外观目视3运动粘度（40℃）mm2/s与新油原始值相差˂±10%1年、必要时GB/T2654洁净度（NAS1638）级报告1年或必要时DL/T4325酸值mgKOH/g与新油原始值比增加≤0.21年或必要时GB/T2646水分mg/L报告1年或必要时GB/T76007液相锈蚀(蒸馏水)无锈必要时GB/T111438旋转氧弹（150℃）min≥60必要时SH/T0193运行辅机用油的监督和维护运行辅机用油的防止污染措施残油设法排尽。放出的油可用净油机净化，待完成检修后，再将净化后的油返回到已清洁的油系统中。油系统所需的补充油也应净化合格后才能补入。（油辅机用油净化处理要求辅机补油要求当要补加不同品牌的油时，除进行混油试验外，还应对混合油样进行全分析试验，混合油样的质量应不低于运行油的质量标准。辅机换油要求NB/SH/058631。表31工业闭式齿轮油换油指标的技术要求和试验方法项 目L-CKC换油指标L-CKD换油指标试验方法外观异常a异常a目测运动黏度(40℃)变化率/% 超过±15±15GB/T265水分(质量分数)/% 大于0.50.5GB/T260机械杂质(质量分数)/% 大于或等于0.50.5GB/T511铜片腐蚀(100℃,3h)/级 大于或等于3b3bGB/T5096梯姆肯OK值/N 小于或等于133.4178GB/T11144酸值增加/(mgKOH/g) 大于或等于—1.0GB/T7304铁含量/(mg/kg) 大于或等于—200GB/T17476a外观异常是指使用后油品颜色与新油相比变化非常明显(如由新油的黄色或者棕黄色等变为黑色)或油品中能观察到明显的油泥状物质或颗粒物质等。（3）L-HM液压油换油指标参照NB/SH/0599执行，见表32。表32 L-HM液压油换油指标的技术要求和试验方法项 目换油指标试验方法40℃运动黏度变化率/%超过±10GB/T265水分(质量分数)/%大于0.1GB/T260色度增加/号大于2GB/T6540酸值增加a/(mgKOH/g)大于0.3GB/T264，GB/T7304正戊烷不溶物b/%大于0.10GB/T8926A法铜片腐蚀(100℃,3h)/级大于2aGB/T5096泡沫特性（2℃（泡沫倾向/泡沫稳定性）/m/l)大于450/10GB/T12579清洁度c大于-/18/15或NAS9GB/T14039或NAS1638a结果有争议时以GB/T7304为仲裁方法。b允许采用GB/T511方法，使用60℃~90石油醚作溶剂，测定试样机械杂质。c根据设备制造商的要求适当调整。（4）L-HL液压油换油指标参照NB/SH/0476执行，见表33。表33L-HL液压油换油指标的技术要求和试验方法项目换油指标试验方法外观不透明或混浊目测40℃运动黏度变化率,%超过±10GB/T265色度变化（比新油，号等于或大于3GB/T6540酸值，mgKOH/g大于0.3GB/T264水分，%大于0.1GB/T260机械杂质，%大于0.1GB/T511铜片腐蚀(100℃,3h),级等于或大于2GB/T5096辅机用油油质异常原因及处理措施34。表34辅机运行油油质异常原因及处理措施异常项目异常原因处理措施外观油中进水或被其他液体污染脱水处理或换油颜色油温升高或局部过热，油品严重劣化控制油温、消除油系统存在的过热点，必要时滤油运动粘度（40℃）油被污染或过热查明原因，结合其他试验结果考虑处理或换油闪点油被污染或过热查明原因，结合其他试验结果考虑处理或换油酸值运行油温高或油系统存在局部过热控制油温、消除局部过热点、更换吸附再生滤芯作导致老化、油被污染或抗氧剂消耗再生处理，每隔48h取样分析，直至正常水分密封不严，潮气进入更换呼吸器的干燥剂、脱水处理、滤油清洁度被机械杂质污染、精密过滤器失效或油系统部件有磨损滤，直至合格泡沫特性[1]24℃油老化或被污染、添加剂不合适消除污染源、添加消泡剂、滤油或换油93.5℃后24℃液相锈蚀油中有水或防锈剂消耗加强系统维护，脱水处理并考虑添加防锈剂破乳化度[1]油被污染或劣化变质如果油呈乳化状态，应采取脱水或吸附处理措施a泡沫特性和破乳化度适用于涡轮机油。机组启动、停备用及检修阶段油质控制要求应充分利用机组检修时间，对涡轮机油、抗燃油和辅机用油等油系统的滤网、油箱底部和死角等容易沉积油泥和杂质的重要部位进行人工机械清理。采用化学清洗时，药品应与运行油有良好的相容性；应对药品进行检验，确认其不含对系统与运行油有害的成分；不应使用含氯离子的清洗介质。化学专业应参与对油泥清理、新油冲洗和补（换）油等过程的现场监督和油质检测监督。机组油系统检修，检修工作完成后，应对所检修的系统进行彻底的清扫，并通过三级验收后，方可充油。机组启动前，对油系统进行循环净化，油质合格方可启动。机组启动、停（备）用及检修阶段变压器油、涡轮机油、抗燃油、导热油和辅机用油的油质控制要求应按照各类油品的技术监督中的规定执行。机组冷态启动时，涡轮机油和抗燃油的水分和颗粒度指标不合格，机组不应启动；油系统进行过检修时，涡轮机油和抗燃油的运动黏度、颗粒度、水分和酸值等指标不合格，机组不应启动。压缩机和透平的液压、控制用油按设备厂家要求进行分析。电力用油的相容性（混油、补油）要求GB/T14542GB/T14541DL/T571电气设备混油、补油的相容性规定（新油应满足新油质量标准，运行油应满足运行油质量标准）。GB2536GB/T7595（大于（GB2536决DL/T429.6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GB2536DL/T429.61:1DL/T429.7GB/T8926-2012（A）DL/T429.7GB/T8926-2012（A）进行油泥含量的测试及对比。涡轮机油混油、补油的相容性规定需要补充油时，应补加经检验合格与原设备中相同黏度等级及同一添加剂类型的涡轮机DL/T429.7GB/T8926-2012（DL/T429.7GB/T8926（A）进行油泥含量的测试。1：1不同黏度等级的油不应混合使用。（如磷酸酯抗燃油抗燃油补油、换油的规定磷酸酯抗燃油补油应遵以下规定：运行中的电液调节系统需要补加磷酸酯抗燃油时，应补加经检验合格的相同品牌、相同牌号规格的磷酸酯抗燃油。补油前应对混合油样进行油泥析出试验，油样的配比应与实际使用的比例相同，试验合格方可补加；磷酸酯抗燃油不应与矿物油混合使用。抗燃油换油应遵以下规定：磷酸酯抗燃油运行中因油质劣化需要换油时，应将油系统中的劣化油排放干净。冲洗过程中应取样化验，冲洗后冲洗油质量不得低于运行油标准。将冲洗油排空，应更换油系统及旁路过滤装置的滤芯后再注入新油，进行油循环，DL/T571六氟化硫气体质量监督新气监督GB/T8905GB/T12022（包含进口新气的验收。3035表35总气瓶数与应抽取的瓶数总气瓶数12～4041～70≥71抽取瓶数1234注：除抽检瓶数外，其余瓶数测定湿度和纯度。对不具备新气验收的电厂，新气购置到货应按要求抽检送至具备检验资质单位进行检验；36。六氟化硫气体储存时间超过半年后，使用前应重新检测湿度，指标应符合新气标准。表36新六氟化硫（包括再生气体）分析项目及指标要求序号项目单位指标试验方法1六氟化硫（SF6）%（质量分数）≥99.9GB/T120222空气%（质量分数）≤0.04DL/T920或GB/T120223四氟化碳（CF4）%（质量分数）≤0.04DL/T920或GB/T120224六氟乙烷（C2F6）%（质量分数）≤0.02DL/T920或GB/T120225八氟丙烷（C3F8）%（质量分数）≤0.005DL/T920或GB/T120226湿度（H2O）（20℃，101325Pa）℃（露点温度）≤-49.7GB/T5832或GB/T116055酸度（以HF计）μg/g≤0.2DL/T916或DL/T18236可水解氟化物含量（以HF计）μg/g≤1.0DL/T918或DL/T18237矿物油含量μg/g≤4.0DL/T919或DL/T18238毒性生物试验无毒DL/T921或DL/T1823投运前、交接时监督37。24h表37投运前、交接时六氟化硫分析项目及质量要求序号项目周期单位标准检测方法1气体泄漏投运前%年≤0.5GB110232101325Pa）投运前℃（露点温度）箱体及开关≤-40电缆箱等其余位置≤-35GB/T5832或GB/T116053酸度（以HF计）必要时μg/g≤0.3DL/T916或GB/T18234四氟化碳必要时%（质量分数）≤0.05DL/T9205空气必要时%（质量分数）≤0.05DL/T920或GB/T120226可水解氟化物（以HF计）必要时μg/g≤1.0DL/T918或GB/T18237矿物油含量必要时μg/g≤10DL/T919或GB/T18238（CO2COHFSO2SF4、SOF2、SO2F2）必要时μg/g有条件时报告（记录原始值）DL/T1205运行六氟化硫监督38。表38运行中六氟化硫气分析项目及质量指标序号项目周期标准检测方法1a（年泄漏率，%日常监控，必要时≤0.5GB110232湿度（H2O）（露点温度）（20℃，101325Pa），℃1/次必要时b（箱体及开关≤-35电缆箱等其余位置≤-30DL/T5063纯度（S6，%1次/年≥97GB/T120224C4mm1次/年比原始测定值大0.01时应引起注意DL/T9205空气（O+2，mm，%必要时d大修后≤0.05运行中≤0.2DL/T9206可水解氟化物（HF，μg/g必要时d≤1.0DL/T9187矿物油含量，μg/g必要时d≤10DL/T9198（CO2COHF、SO2、SF4、SOF2、SO2F2）必要时报告（监督其增长情况）DL/T1205a气体泄漏检查可采用多种方式，如定性检漏、定量检漏、红外成像检漏、激光成像检漏等；bb是指新装及大修后1年内复测湿度或漏气量不符合要求和设备异常时，按实际情况增加的检测；c若采用括号内数值，应得到制造厂认可；d怀疑设备存在故障或异常时，或是需要据此查找原因时。DL/T596DL/T941、生产厂家制定质量标准执行。0.3MPa（如35kV不漏气，交接时气体湿度合格，除在异常时，运行中可不检测气体湿度。六氟化硫电气设备安装的湿度在线监测装置、气体泄漏报警装置等在线检测设备工作正常。六氟化硫气体分解产物检测项目及要求在安全措施可靠的条件下，可在设备带电状况下进行六氟化硫气体分解产物检测；39表39不同电压等级设备的六氟化硫气体分解产物检测周期电压(kV)检测周期备注（1）新安装和解体检修后投运3个月内检测1次；诊断检测：750、1000（2）正常运行每1年检测1次；（1）发生短路故障、断路器跳闸时；（3）诊断检测。（2）设备遭受过电压严重冲击时，如（1）新安装和解体检修后投运1年内检测1次；雷击等；66～500（2）正常运行每3年检测1次；（3）设备有异常声响、强烈电磁振动（3）诊断检测。响声时。≤35诊断检测。40若设备中六氟化硫气体分解产物S2或2S含量出现异常，应结合六氟化硫气体分解产物的COC4诊断。表40六氟化硫气体分解产物的检测组分、检测指标和评价结果检测组分检测指标(μL/L)评价结果SO2≤1正常值正常1～5注意值缩短检测周期5～10警示值跟踪检测，综合诊断>10警示值综合诊断H2S≤1正常值正常1～2注意值缩短检测周期2～5警示值跟踪检测，综合诊断5警示值综合诊断注1：灭弧气室的检测时间应在设备正常开断额定电流及以下电流48h后。注2：CO和CF4作为辅助指标，与初值(交接验收值)比较，跟踪其增量变化，若变化显着，应进行综合诊断。运行六氟化硫电气设备定性检漏、定量检测、泄漏率要求0.01μL/LTC（高压开关设备、隔室与分装部件、元件密封要求的互相关系图，一般由制造厂提供）规定的部件或组件上进行。定量检漏通常采用扣罩法、挂瓶法、局部包扎法、压力降法等方法。0.5%。操作间空气中六氟化硫气体的允许浓度不大于100μL/（或6g/125L/L或7.g/。运行六氟化硫设备补气10六氟化硫设备检修监督DL/T639、GB/T8905（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。六氟化硫气体的回收7MPa1.04kg/L；钢8MPa1.17kg/L12.5MPa1.33kg/L。六氟化硫气体的回收包括对电气设备中正常的、部分分解或污染的六氟化硫气体的回收。包含以下几种情况六氟化硫气体应回收：设备压力过高时；在对设备进行维护、检修、解体时；设备基建需要更换时。重复使用气体杂质最大容许要求应符合投运前、交接时六氟化硫分析项目及质量指标。24hDL/T639对于配备有在线密度、湿度计的六氟化硫电气设备，每年应由相应资质的单位进行一次检定，并做好检验报告的归档管理，每半年应对六氟化硫密度、湿度进行取样分析，对在线仪表进行比对试验，当实验室检验与在线仪表偏差较大时，应查找原因对在线仪表进行相应的处理。仪用气体的质量要求GB/T421310℃。气源中无明显的油蒸汽、油和其它液体。气源中无明显的腐蚀性气体、蒸汽和溶剂。0.1/3μ应小于10m/4。表41仪用压缩空气的检验项目及周期序号项目单位标 准周期1湿度℃比环境温度低10℃1次/半年2杂质-无油蒸汽、油及其它液体1次/半年水处理用药剂的技术要求水处理药剂应按水处理工艺的技术要求进行采购。水处理用化学药剂包括：硫酸、阻垢缓蚀剂、杀菌剂等药剂。GB53442。42序号项目浓硫酸优等品一等品合格品1硫酸（以H2SO4计）的质量分数≥92.5或98.02灰分的质量分数≤0.020.030.13铁（以Fe计）的质量分数≤0.0050.010—4砷（以As计）的质量分数≤0.00010.0050—5汞（以Hg计）的质量分数≤0.0010.010—6铅（以Pb计）的质量分数≤0.0050.020—7透明度/mm≥8050—8色度/mL≤2.02.0—DL/T80643：表43循环水用阻垢缓蚀剂标准及验收项目序号指标名称单位指标A类B类C类1唑类（以C6H4NHN：N计）%—≥1.0≥3.023-膦酸盐（以PO4计）含量%≤20.033-亚磷酸盐（以PO3计）含量%≤1.043-正磷酸盐（以PO4计）含量%≤0.55固含量%≥32.06密度(20℃)g/cm3≥1.157pH(1%水溶液)3.0±1.51：A2：B注3：C类阻垢缓蚀剂可用于要求有较高唑类含量的铜管循环冷却水处理系统。6.82.0%～6.82.0%为无膦阻垢剂，需要时可参照GB/T20778GB1910644：表44 次氯酸钠标准及验收项目序号项目型号规格Aa)Bb)ⅠⅡⅢⅠⅡⅢ指标1有效氯（Cl，≥13.010.05.013.010.05.02游离碱（以NaOH计）0.1～1.00.1～1.03铁（Fe，≤0.0050.0054重金属（以Pb计）≤0.001-5砷（以As计）≤0.0001-ABT/CEEMA01183-2023T/CEEMA01183-2023PAGEPAGE37附录A（资料性附录）化学实验室的主要仪器设备水分析主要仪器设备水分析主要仪器设备见表A.1表A.1联合循环发电厂水分析主要仪器设备序号设备名称规 范单位数量备注1电子精密天平称量200g，感量0.1mg台12分析天平称量200g，感量1mg台13电子天平称量2000g，感量10mg台14箱形高温炉最高炉温：1000℃(325mm×200mm×125mm)台1带恒温装置5电热干燥箱额定温度：250℃(350mm×450mm×450mm)台26钠度计测量范围：pNa0～7检出限：0.1μg/L台27电导率仪测量范围：0～105μS/cm精确度：±1.5%台28便携式数字电导率仪测量范围：0～105μS/cm精确度(满量程)：±1%台19便携式数字纯水电导率仪测量范围：0～100μS/cm精度等级：0.001级台1带自动温度补偿，流动电极杯。10酸度计pH0～14pH±0.05pH台211便携式酸度计测量范围：pH0～14台112便携式纯水酸度计精度等级：pH0.005级台113便携式溶氧仪最低检测限：0.1μg/L台214分光光度计波长范围：300～900nm。波长精度：±2nm(参考)台1带100mm比色皿15微量硅比色计测量范围：0～50μg/L台116玛瑙研钵—台117电冰箱180L台118紫外-可见分光光度计波长范围：190nm~900nm；波长精0.3nm0.004ABS/h；平坦度：0.001ABS台1油分析主要仪器设备油分析主要仪器设备见表A.2。表A.2油分析主要仪器设备序号设备名称规 范单位数量备注1开口闪点测定仪功率˂120W台1与抗燃油合用2闭口闪点测定仪功率˂100W台1与抗燃油合用3工业天平称量200g，感量1mg台14电热鼓风干燥箱额定温度250℃，尺寸350mm×350mm×