2021光伏电站化学技术监督

光伏发电站技术监控规程第7部分：化学技术监督PAGEPAGE10目  次目次 1前言 2范围 3规范性引用文件 3总则 4技术监督内容 5选型与验收阶段 5运行阶段 14检修阶段 21油质异常监督 25附属设备技术监督 28监督管理要求 34基础管理工作 34日常管理工作 35各阶段监督重点工作 38监督评价与考核 40附录A(规范性附录）化学技术监督预警项目 41附录B（规范性附录）光伏电站化学技术监督考核指标 42附录C（规范性附录）电力用油化学技术监督相关的技术要求 43附录D（规范性附录）六氟化硫气体质量化学技术监督相关的技术要求 45附录E（规范性附录）电力用油颗粒度标准 47附录F(资料性附录）光伏电站化学技术监督资料档案格式 49附录G（资料性附录）光伏电站化学技术监督指标统计格式 52附录H(规范性附录)化学技术监督预警通知单 53附录I(规范性附录)化学技术监督预警验收单 54附录J(规范性附录)化学技术监督动态检查评价表 55――第1部分：绝缘技术监督；――第2部分：保护与控制技术监督；――第3部分：测量技术监督；――第4部分：电能质量技术监督；――第5部分：光伏发电单元技术监督；――第6部分：监控自动化与通信技术监督；――7部分：化学技术监督；――8部分：金属技术监督；――9部分：节能技术监督；――第10部分：工控系统网络信息安全防护技术监督。7范围（以下简称“光伏电站本标准适用于XXXXXX有限公司（以下简称“集团公司”）所属光伏电站的化学技术监督工作。规范性引用文件（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变压器油GB18599 一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准GB50140 建筑灭火器配置设计规范GB/T259 石油产品水溶性酸及碱测定法GB/T261 闪点的测定宾斯基-马丁闭口杯法GB/T262 石油产品苯胺点测定法GB/T265 石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法GB/T511 石油和石油产品及添加剂机械杂质测定法GB/T1884 原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法）GB/T1885 石油计量表GB/T3535 石油产品倾点测定法GB/T5654 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GB/T5832 气体中微量水分的测定GB/T6540 石油产品颜色测定法GB/T6541 自动油液界面张力仪GB/T7595 运行中变压器油质量GB/T7597 电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法GB/T7600 运行中变压器油和汽轮机油水分含量测定法库仑法)GB/T8905 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB/T石油产品硫含量的测定.X射线荧光光谱法GB/T12022 工业六氟化硫GB/T14542 变压器油维护管理导则GB/T17040 X射线荧光光谱GB/T25961 电气绝缘油中腐蚀性硫的试验法DL/T385 变压器油带电倾向性检测方法DL/T429.6 电力用油开口杯老化测定法DL/T432 电力用油中颗粒污染度测量方法DL/T429.7DL/T595 六氟化硫电气设备气体监督细则DL/T596 电力设备预防性试验规程DL/T603 气体绝缘金属封闭开关设备运行及维护规程DL/T617 气体绝缘金属封闭开关设备技术条件DL/T639 六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则DL/T722 变压器油中溶解气体分析和判断导则DL/T916 六氟化硫气体酸度测定法DL/T920 六氟化硫气体中空气、四氟化碳的气相色谱测定法DL/T921 六氟化硫气体毒性生物试验方法DL/T984 油浸式变压器绝缘老化判断导则DL/T1032 电气设备用六氟化硫(SF6)气体取样方法DL/T1050 电力环境保护技术监督导则DL/T1094 电力变压器用绝缘油选用指南DL/T1096 变压器油中颗粒度限值DL/T1366 电力设备用六氟化硫气体DL/T5358 水电水利工程金属结构设备防腐蚀技术规程DL/Z249 变压器油中溶解气体在线监测装置选用导则SH/T0253 轻质石油产品中总硫含量测定法(电量法)SH/T0802 绝缘油中2，6-二叔丁基对甲酚测定法SH/T0803 绝缘油中多氯联苯污染物的测定毛细管气相色谱法SH/T0804 电器绝缘油腐蚀性硫试验银片试验法NB/SH/T0810 绝缘液在电场和电离作用下析气性测定法NB/SH/T0811 未使用过的烃类绝缘油氧化安定性测定法NB/SH/T0812 矿物绝缘油中2-糠醛及相关组分测定法NB/SH/T0836 绝缘油酸值的测定自动电位滴定法NB/SH/T0837 矿物绝缘油低温运动黏度测定法HJ2025 危险废物收集贮存运输技术规范NAS1638 油品洁净度分级标准ISO14596 石油产品.硫含量测定.x射线荧光光谱法总则一般要求从事化学技术监督的人员，应熟悉和掌握本规程及相关标准和规程中的规定。监督目的监督范围监督内容B技术监督内容选型与验收阶段变压器油监督变压器油的选用GB2536、DL/T1094规定。制造厂应提供变压器油设备所用变压器油的厂家、牌号、油量和质量所必需的指导性文件。变压器油的验收交货油品的文件包括：生产商名称、油品类别、合格证，所添加的添加剂的类别和含量。GB/T7597规定进行取样，一般应取二份以上样品，除试验所需用量外，应保留存放一份以上样品，以备复核或仲裁用。GB2536123质量指标验收。对进口的变压器油则应按国际标准(IEC60296)或合同规定指标验收。1变压器油（通用）技术要求和试验方法项目质量指标试验方法最低冷态投运温度（LCSET）0℃-10℃-20℃-30℃-40℃功能特性倾点/℃≤-10-20-30-40-50GB/T3535运动粘度/(mm2/s)≤GB/T26540℃，1212121212NB/SH/T0℃1800－－－－0837－10℃－1800－-－－20℃－－1800－－－30℃－－－1800－－40℃－－－－2500b水含量/(mg/L)≤30/40GB/T7600击穿电压（满足下列要求之一）/kV≥未处理油经处理油30GB/T50770GB/T1884密度(20℃)/(kg/m3)895和GB/T1885介质损耗因数（90℃）≤0.005GB/T5654精制/稳定特性外观清澈透明、无沉淀物和悬浮物目测酸值（以KOH计）/(mg/g)≤0.01NB/SH/T0836水溶性酸或碱无GB/T259界面张力/(mN/m)≥40GB/T654l总硫含量(质量分数)/%无通用要求SH/T0689腐蚀性硫非腐蚀性SH/T0804抗氧化添加剂含量(质量分数不含抗氧化添加剂油（U）含微抗氧化添加剂油（T）≤含抗氧化添加剂油（I）检测不出0.08SH/T08020.08～0.402-糠醛含量/（mg/kg） ≤0.1NB/SH/T0812运行特性氧化安定性（120℃）1.2NB/SH/T0811试验时间：（U）氧化添加剂油：164h氧化添加剂油：332h(I)含抗氧化添加剂油：500h（以KOH油泥（质量分数）/%≤0.8介质损耗因数（90℃）≤0.500GB/T5654析气性/(mm3/min)无通用要求NB/SH/T0810健康、安全和环保特性（HSE）闪点（闭口）/℃≥135GB/T261稠环芳烃（PCA）含量（质量分数）/%≤3NB/SH/T0838多氯联苯（PCB）含量（质量分数）/（mg/kg）检测不出nSH/T0803注1：“无通用要求”指由供需双方协商确定该项目是否检测，且测定限值由供需双方协商确定。2：凡技术要求中的“无通用要求”和“由供需双方协商确定是否采用该方法进行检测”的项目为非强制性。a对绝缘和冷却有影响的性能。b运动粘度（-40℃）以第一个粘度值为测定结果。c当环境湿度≤50%时，水含量≤30mg/kg适用于散装交货。水含量≤40mg/kg适用于桶装或复合中型集装容器（IBC）交货。当环境湿度＞50%时，水含量≤35mg/kg适用于散装交货。水含量≤45mg/kg适用于桶装或复合中型集装容器（IBC）交货。d6（压力＜25P4的烧结玻璃过滤器的油。e测定方法也包括用SH/T0604。结果有争议时，以GB/T1884和GB/T1885为仲裁方法。f测定方法也包括用GB/T21216。结果有争议时，以GB/T5654为仲裁方法。g受精制深度和类型及添加剂影响的性能。h将样品注入100mL量筒中，在20℃±5℃下目测。结果有争议时，按GB/T511测定机械杂质含量为无。i测定方法也包括用GB/T11140、GB/T17040、SH/T0253、ISO14596。jSH/T0804为必做试验。是否还需要采用GB/T25961方法进行检测由供需双方协商确定。k测定方法也包括用SH/T0792。结果有争议时，以SH/T0802为仲裁方法。l在使用中和/或在高电场强度和温度影响下与油品长期运行有关的性能。m与安全和环保有关的性能。n检测不出指PCB含量＜2mg/kg，且其单峰检出限为0.1mg/kg。2变压器油（特殊）技术要求和试验方法项目质量指标试验方法最低冷态投运温度（LCSET）0℃-10℃-20℃-30℃-40℃功能特性倾点/℃ ≤-10-20-30-40-50GB/T3535运动粘度/(mm2/s) ≤GB/T26540℃，1212121212NB/SH/T08370℃1800－－－－－10℃－1800－-－－20℃－－1800－－－30℃－－－1800－－40℃－－－－2500b水含量c/(mg/L) ≤30/40GB/T7600击穿电压（满足下列要求之一）/kV≥GB/T507未处理油经处理油3070密度e(20℃)/(kg/m3)≤895GB/T1884和GB/T1885苯胺点/℃报告GB/T262介质损耗因数（90℃）≤0.005GB/T5654精制/稳定特性外观清澈透明、无沉淀物和悬浮物目测h酸值（以KOH计）/(mg/g)≤0.01NB/SH/T0836水溶性酸或碱无GB/T259界面张力/(mN/m)≥40GB/T654l总硫含量i(质量分数)/%≤0.15SH/T0689腐蚀性硫非腐蚀性SH/T0804抗氧化添加剂含量(质量分数)/%含抗氧化添加剂油（I）0.08～0.40SH/T08022-糠醛含量/（mg/kg）≤0.05NB/SH/T0812氧化安定性（120℃）NB/SH/T0811试验时间：KOH计）/（mg/g）≤0.3（I）含抗氧运行化添加剂油：500h油泥（质量分数）/%≤0.05介质损耗因数f（0℃）≤特性l0.050GB/T5654析气性/(mm3/min)报告NB/SH/T0810带电倾向（ECT）/(µC/m3)报告DL/T385闪点（闭口）/℃≥135GB/T261健康、安（质量分数）/%≤全和环3NB/SH/T0838保特性（HSE）（质量分数）/（mg/kg）检测不出SH/T0803注：凡技术要求中“由供需双方协商确定是否采用该方法进行检测”和测定结果为“报告”的项目为非强制性的。aa对绝缘和冷却有影响的性能。b运动粘度（-40℃）以第一个粘度值为测定结果。c当环境湿度≤50%时，水含量≤30mg/kg适用于散装交货。水含量≤40mg/kg适用于桶装或复合中型集装容器（IBC）交货。当环境湿度＞50%时，水含量≤35mg/kg适用于散装交货。水含量≤45mg/kg适用于桶装或复合中型集装容器（IBC）交货。d6（压力＜25P4的烧结玻璃过滤器的油。e测定方法也包括用SH/T0604。结果有争议时，以GB/T1884和GB/T1885为仲裁方法。f测定方法也包括用GB/T21216。结果有争议时，以GB/T5654为仲裁方法。g受精制深度和类型及添加剂影响的性能。h100mL20℃±5℃GB/T511测定机械杂质含量为无。iGB/TGB/T17040SH/T0253ISO14596SH/T0689为仲裁方法。jSH/T0804为必做试验。是否还需要采用GB/T25961方法进行检测由供需双方协商确定。k测定方法也包括用SH/T0792。结果有争议时，以SH/T0802为仲裁方法。l在使用中和/或在高电场强度和温度影响下与油品长期运行有关的性能。m与安全和环保有关的性能。n检测不出指PCB含量＜2mg/kg，且其单峰检出限为0.1mg/kg。表3低温开关油（断路器）技术要求和试验方法项目质量指标试验方法最低冷态投运温度（LCSET）-40℃功能特性倾点/℃≤-60GB/T3535运动粘度/(mm2/s)≤GB/T26540℃，3.5NB/SH/T0837－40℃400b水含量c/(mg/L)≤30/40GB/T7600击穿电压（满足下列要求之一）/kV≥未处理油经处理油dGB/T5073070密度e(20℃)/(kg/m3)≤895GB/T1884和GB/T1885介质损耗因数f（90℃） ≤0.005GB/T5654精制/稳定特性外观清澈透明、无沉淀物和悬浮物目测h酸值（以KOH计）/(mg/g) ≤0.01NB/SH/T0836水溶性酸或碱无GB/T259界面张力/(mN/m)≥40GB/T654l总硫含量i(质量分数)/%无通用要求SH/T0689腐蚀性硫非腐蚀性SH/T0804抗氧化添加剂含(质量分数)/%含抗氧化添加剂油（I）0.08～0.40SH/T08022-糠醛含量/（mg/kg） ≤0.1NB/SH/T0812运行特性氧化安定性（120℃）1.2NB/SH/T0811试验时间：(I)含抗氧化添加剂油：500hKOH计）/（mg/g） ≤油泥（质量分数）/%≤0.8（90℃）≤0.500GB/T5654析气性/(mm3/min)无通用要求NB/SH/T0810（HSE）闪点（闭口）/℃ ≥100GB/T261稠环芳烃（PCA）含量（质量分数）/%≤3NB/SH/T0838多氯联苯（PCB）含量（质量分数）/（mg/kg）检测不出SH/T0803注1：“无通用要求”指由供需双方协商确定该项目是否检测，且测定限值由供需双方协商确定。注2：凡技术要求中的“无通用要求”和“由供需双方协商确定是否采用该方法进行检测”的项目为非强制性的。a对绝缘和冷却有影响的性能。b运动粘度（-40℃）以第一个粘度值为测定结果。c当环境湿度≤50%时，水含量≤30mg/kg适用于散装交货。水含量≤40mg/kg适用于桶装或复合中型集装容器（IBC）交货。当环境湿度＞50%时，水含量≤35mg/kg适用于散装交货。水含量≤45mg/kg适用于桶装或复合中型集装容器（IBC）交货。d6（压力＜25P4的烧结玻璃过滤器的油。e测定方法也包括用SH/T0604。结果有争议时，以GB/T1884和GB/T1885为仲裁方法。f测定方法也包括用GB/T21216。结果有争议时，以GB/T5654为仲裁方法。g受精制深度和类型及添加剂影响的性能。h将样品注入100mL量筒中，在20℃±5℃下目测。结果有争议时，按GB/T511测定机械杂质含量为无。i测定方法也包括用GB/T11140、GB/T17040、SH/T0253、ISO14596。jSH/T0804为必做试验。是否还需要采用GB/T25961方法进行检测由供需双方协商确定。k测定方法也包括用SH/T0792。结果有争议时，以SH/T0802为仲裁方法。l在使用中和/或在高电场强度和温度影响下与油品长期运行有关的性能。m与安全和环保有关的性能。n检测不出指PCB含量＜2mg/kg，且其单峰检出限为0.1mg/kg。六氟化硫气体监督GB/T12022规定。DL/T617规定和相关反事故措施要求。GB50140相关要求。DL/T1032、GB/T12022、GB/T8905规定执行。GB/T12022、GB/T8905规定验收，进口新气应按合同规定指标验收。15天内应进行抽检，从同批气瓶抽检时，抽取样品4的规定。表4总气瓶数与应抽取的瓶数项目1234a产品批量（瓶）12～4041～70≥70抽样瓶数（瓶）1234除抽检瓶数外，其余瓶数测定湿度和纯度。5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）%（重量比）≥99.9DL/T9202空气%（重量比）≤0.03DL/T9203四氟化碳（CF4）%（重量比）≤0.01DL/T9204六氟乙烷（C2F6）%（重量比）≤0.02DL/T13665八氟丙烷（C3F8）%（重量比）≤0.005DL/T13666氟化硫酰（SO2F2）%（重量比）未检出DL/T13667氟化亚硫酰（SOF2）%（重量比）未检出DL/T13668二氧化硫（SO2）%（重量比）未检出DL/T13669十氟一氧化二硫（S2OF10）%（重量比）未检出DL/T136610水（20℃）重量比%（重量比）≤0.0005GB/T5832露点（101325Pa）℃≤－49.711酸度（以HF计）%（重量比）≤0.00002DL/T91612可水解氟化物（以HF计）%（重量比）≤0.00010DL/T91813矿物油%（重量比）≤0.00040DL/T91914毒性生物试验无毒DL/T921化学防腐一般要求光伏电站金属结构设备(包括基础、组件支架、铁塔、杆塔、拉线等)，应采取防腐蚀措施。光伏电站金属结构设备防腐蚀设计应在工程结构设计时同时提出。防腐蚀措施选光伏电站工程金属结构设备大多处于大气区、水位变动区和水下区环境中。大气金属结构设备的结构形式应尽量简洁，应避免设计产生的腐蚀因素。涂料防腐涂料保护涂层系统的设计应根据金属结构设备的用途、使用年限、所处环境条件和经济等因素综合考虑。涂层系统的设计应包括涂料品种选择、涂层配套、涂层厚度、涂装前表面预处理和涂装工艺等。涂层系统设计使用寿命应根据保护对象的使用年限、价值和维修难易程度确定。55年-1010年-20年。应选用经过工程实践证明性能优良的涂料，也可选用经过试验比对或论证确认性能满足设计要求的新型涂料。金属结构设备在涂料涂装和热喷涂金属前应进行表面预处理。表面预处理的质量要求应在设计文件中明确规定。金属表面预处理主要包括脱脂净化和除锈。除锈质量检验包括表面清洁度和表面粗糙度两项指标。热喷涂防腐热喷涂金属涂层使用寿命设计应考虑金属结构设备的使用年限和维修难易程度，10年-2020年以上。热喷涂金属涂层表面应采用封孔剂进行封闭处理，封闭处理后宜采用涂料涂装。GB11375的要求。热喷涂金属材料可选用:锌、铝、锌合金、铝合金等。热喷涂金属材料应满足以下要求:a）锌线材中锌的含量应≥99.99%。b）铝线材中铝的含量应≥99.50%。c）84%-86%14%-16%。d）±1%。e）阴极保护阴极保护分为强制电流法和牺牲阳极法，可单独使用也可联合使用。阴极保护系统的设计使用年限可根据金属结构设备的使用年限或维修周期确定，1010年-2020年以上。采用阴极保护的金属结构设备必须是电连续的。电连接应采用直接焊接或通过焊≤0.01Ω。采用阴极保护的金属结构设备应与水中其他金属结构设备电绝缘，无法电绝缘时GB/T7387的规定。7。表7常用参比电极的主要参数和适用环境名称电极结构常用符号电位（相对于标准氢电极）V适用环境饱和甘汞电极Hg/HgCl/饱和KClEHg、ESCE+0.25海水、淡水铜/饱和硫酸铜电极Cu/饱和CuSO4EC、ECSE+0.32淡水、土壤银/氯化银电极Ag/AgCl/海水EAg+0.25海水锌及锌合金电极Zn、Zn合金EZn-0.78海水、淡水阴极保护设计前应掌握以下资料，必要时进行现场勘测。金属结构设备的设计和施工资料。金属结构设备表面涂层的种类、状况和使用寿命。金属结构设备的电连续性及与水中其他金属结构设备的电绝缘。介质的化学成分、pH值、电阻率、污染状况，以及温度、流速和潮位的变化。金属结构设备是否受杂散电流干扰。牺牲阳极阴极保护牺牲阳极材料和规格GB/T4948、GB/T4950、GB/T17731的要求。GB/T17731GB/T17848测试。DL/T5358标准。牺牲阳极的布置和安装牺牲阳极不应安装在金属结构设备的高应力和高疲劳区域。缆连接和机械连接。强制电流阴极保护供电电源和电源设备电源设备可选用整流器或恒电位仪。当输出电流变化较大时应选用恒电位仪。DL/T5358标准。辅助阳极辅助阳极材料的选用参照DL/T5358DL/T5358标准。DL/T5358标准。参比电极采用恒电位控制时每台电源设备应至少安装一个控制用参比电极:采用恒电流控制时每台电源设备应至少安装一个测量用参比电极。参比电极应安装在金属结构设备表面距辅助阳极较近或较远的位置。电缆所有电缆应适合使用环境，并应采取相应的保护措施以满足长期使用的要求。运行阶段变压器油运行中变压器油的质量标准GB/T7595规定执行，油中溶解气体的注DL/T722DL/T596、DL/T984规定执行。8。表8变压器、电抗器运行油的质量标准和检验方法序号检验项目设备电压等级kV质量标准检验方法1外状各电压等级透明、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≥4.2GB/T7598序号检验项目设备电压等级kV质量标准检验方法4酸值（以KOH计）/（mg/g）各电压等级≤0.1GB/T2645闪点(闭口)/℃各电压等级≥135GB/T2616水分/（mg/L）330～1000220≤110≤15≤25≤35GB/T76007界面张力（25℃）/（mN/m）各电压等级≥25GB/T65418介质损耗因数（90℃）500～1000≤330≤0.020≤0.040GB/T56549击穿电压/kV750～100050033066～220≤35≥65≥55≥50≥40≥35GB/T50710体积电阻率（90℃）/Ω·m500～1000≤330≥1×1010≥5×109DL/T42111油中含气量（体积分数）/%750～1000330～500（电抗器）≤2≤3≤5DL/T70312油泥与沉淀物a（质量分数）/%各电压等级＜0.02（以下可忽略不计）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b1000750500≤3000≤3000—DL/T43217抗氧化添加剂含量（质量分数）/%含抗氧化添加剂油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—NB/SH/T0812DL/T135519二苄基二硫醚（DBDS）含量（质量分数）/（mg/kg）各电压等级—IEC62697-1a按照GB/T8926-2012（方法A）对“正戊烷不溶物”进行检测。b100mL油中＞5μm的颗粒数。c指DBDS含量＜5mg/kg。9。表9断路器运行油的质量标准和检验方法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≥3510。表10设备运行油中溶解气体含量注意值

单位为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150150乙炔15总烃150150一氧化碳（见本标准4.1.3.1.7）（见本标准4.1.3.1.7）二氧化碳（见本标准4.1.3.1.7）（见本标准4.1.3.1.7）电流互感器氢气150150乙炔12总烃100100电压互感器氢气150150乙炔23总烃100100套管氢气500500乙炔12甲烷100100注：该表所列数值不适用于从气体继电器放气嘴取出的气样。11。表11变压器和电抗器绝对产气速率注意值

单位：mL/d气体组分密封式开放式总烃126乙炔0.20.1氢气105一氧化碳10050二氧化碳200100注1：对乙炔＜0.1μL/L、总烃小于新设备投运要求时，总烃的绝对产气率可不作分析（判断。注2：新设备投运初期，一氧化碳和二氧化碳产气速率可能超过表中的注意值。1213。12变压器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/L）0.10.20.40.75a）含量超过表中值时，一般为非正常老化，需跟踪检测。b）跟踪检测时，注意增长率。c）测试值＞4mg/L时，认为绝缘老化已比较严重。表13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）退出运行运行变压器油的检验周期和检验项目14的规定进行。表14变压器等设备运行油的检验周期和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、油中含气量必要时水溶性酸、酸值、闪点、界面张力、体积电阻率、油泥与a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b≤35kV三年至少一次水分、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、击穿电压三年至少一次击穿电压160kg的断路器油三年检测一次击穿电压或以换油代替预试。2DL/T596的规定执行。a500kV及以上变压器油颗粒污染度的检测周期参考DL/T1096的规定执行。b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。15的规定进行。15变压器等设备运行油中溶解气体检测周期设备名称设备电压等级和容量检验周期变压器和电抗器电压330kV及以上，容量240MVA及以上，发电厂升压变压器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年一次电压35kV变压器1~3年一次互感器电压66kV及以上1～3年一次套管—必要时注1：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，可在不破坏密封的情况下取样检测。66kV及以上电压等级的变压器每一检验周期的设备检验台数为全检，35kV电压35kV1/3。110kV1特殊情况下的油中溶解气体检测：当充油电气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，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。当巡视发现内部有异常声响、油温急剧上升、红外测温发现设备温度较高、套管油位不正常，应立即取油样进行检测。怀疑是由铁心回路或漏磁回路产生时，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。若怀疑存在低能量放电，宜缩短到每天一次。若怀疑存在高能量放电，应进一步检查或退出运行。运行中变压器油的维护GB/T14542规定执行。运行油防老化措施安装油保护装置（包括呼吸器和密封式储油柜），以防止水分、氧气和其他杂质的侵入。在油中添加抗氧化剂（如T501抗氧化剂），以提高油品的氧化安定性。设备补油监督运行设备油位低，影响设备安全稳定运行时，应进行补油。GB2536标准的未使用过的变压器油或符合GB/T7595运行油质量标准的已使用过的变压器油，且补加油品的各项特性指标都应不低于设备内的油质指标。不同油基、牌号、添加剂类型的变压器油原则上不宜混合使用。为充分发挥防劣措施的效果，应对几种防劣措施进行配合使用并切实做好监督和六氟化硫气体运行监督GB/T8905、DL/T639、DL/T595规定执行。16中要求执行。16运行中六氟化硫气分析项目及质量指标序号项目质量标准周期检测方法1湿度μL/L有电弧分解物的气室≤300（1）投运后1年内复测1次。31次。诊断检测。DL/T506无电弧分解物的气室≤5002气体年泄漏率/%0.（可按照每个监测点泄漏值≤30μL/L执行）日常监控诊断检测GB110233空气（2N2，质量分数，%≤0.2诊断检测DL/T9204（F4%≤0.1诊断检测DL/T9205矿物油，μg/g≤10诊断检测DL/T9196酸度（以F计，/g≤0.3诊断检测DL/T9167二氧化硫/μL/L≤2b诊断检测DL/T12058硫化氢/μL/L≤2c诊断检测DL/T9189（F计/g≤1.0d诊断检测DL/T91810氟化氢/μL/L≤2e诊断检测DL/T1205注：a20℃101.3kPa注：b参考注意值。注：c参考注意值。注：d注：e参考注意值。对于制造厂有特殊要求的六氟化硫气体检测项目，应按照制造厂提供的运行中六氟化硫质量标准执行。六氟化硫气体电气设备通电后一般每三个月，亦可一年内复核一次六氟化硫气体1～3年检测湿度一次。对充气压力＜0.35MPa且用气量少的六氟化硫电气设备(35kV以下的断路器)，只要不漏气，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。六氟化硫气体分解产物检测项目及要求。17SF6气体分解产物现场检测。表17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等级检测周期备注31次＞500kV2）投运后可每1年检测1次必要时包括下列状况：3）必要时1）发生近区短路断路器跳闸时66kV～500kV31次131次必要时局部放电监测发现异常时＜66kV1）必要时18。SO2H2SCO、CF4含量及其它状态参量变化、设备电气特性、运行工况等，对设备状态进行综合诊断。运行维护设备运行无异常声音，室内无异常气味，设备温度、气室压力正常，断路器液压操作机构油位正常，无漏油现象。六氟化硫气体电气设备安装在线监测系统，系统应正常投运。运行六氟化硫电气设备定性检漏、定量检测、泄漏率要求。TC（高压开关设备、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。六氟化硫电气设备每个隔室的年漏气率≤0.5%。操作间空气中六氟化硫气体的允≤100μ或6/3≤125μ或7.5/m。表18SF6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检测组分检测指标(μL/L)评价结果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。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，若变化显著，应进行综合诊断。六氟化硫气体补气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，补气时应注意管路和接头的干燥及清洁。10%化学防腐应定期对防腐的设备和部件进行检查和维护，确保其在设计使用年限内有效运行。采用阴极防腐保护，还应进行以下运行维护：36V检修阶段变压器油新油注入变压器前后的检验监督新油注入变压器（电抗器）前的检验20要求后方可注入设备。20新油净化后的质量指标项目设备电压等级（kV）1000750500330220≤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。100mL油中＞5μm的颗粒数。新油注入变压器进行热循环后的检验新油经真空过滤净化处理达到要求后，应从变压器下部阀门注入油箱内，使氮气排尽，6.1.1.16021要求。21热油循环后的质量指标项目设备电压等级（kV）1000750500330220≤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———100mL油中＞5μm的颗粒数。新设备通电投运前的检验22。22变压器投运前的油品质量标准和试验方法序号项目设备电压等级（kV）质量指标检验方法1外状各电压等级透明、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＞5.4GB/T75984酸值（以KOH计）（mg/g）各电压等级≤0.03GB/T2645闪点(闭口)（℃）各电压等级≥135GB/T261330～1000≤106水分/（mg/L）220≤15GB/T7600≤110≤207界面张力（25℃）/（mN/m）各电压等级≥35GB/T65418介质损耗因数（90℃）500～1000≤330≤0.005≤0.010GB/T5654750～1000≥70500≥659击穿电压/kV330≥55GB/T50766～220≥45≤35≥4010体积电阻率（90℃）/Ω·m500～1000≤330≥6×1010DL/T421序号项目设备电压等级（kV）质量指标检验方法11油中含气量（体积分数）（%）750～1000330～500（电抗器）＜1DL/T70312a质量分数各电压等级－GB/T8926-201213析气性≥500报告NB/SH/T081014带电倾向/（pC/mL）各电压等级－DL/T38515腐蚀性硫各电压等级非腐蚀性DL/T28516颗粒污染度/粒b1000750500≤1000≤2000≤3000DL/T43217抗氧化添加剂含量（质量分数）（%）含抗氧化添加剂油各电压等级—SH/T080218质量分数各电压等级报告NB/SH/T0812DL/T135519（质量分数）（mg/kg）各电压等级检测不出cIEC62697-1a按照GB/T8926-2012（方法A）对“正戊烷不溶物”进行检测。b100mL油中＞5μm的颗粒数。c指DBDS含量＜5mg/kg。变压器油中溶解气体监督66kV及以上设备，投运前应至少做一次检测。若设备在现场24h后方可进行取样。制造厂规定不取样的全密封互感器和套管可不做检测。2323新设备投运前油中溶解气体含量要求单位：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＜10六氟化硫气体GB/T8905、DL/T639、DL/T595规定执行。7MPa≤1.04kg/L8MPa≤1.17kg/L12.5MPa≤1.33kg/L。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。GB/T8905标准执行。GB/T8905标准执行。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。(24h以后)应复验六氟化硫气室内的湿度和空气含量。24中要求执行。24投运前、交接时六氟化硫分析项目及质量要求（不包括混合气体）序号项目周期单位标准检测方法1气体泄漏投运前%年≤0.5GB110232湿度（20℃）投运前μL/L灭弧室≤150非灭弧室≤250DL/T5063酸度（以HF计）必要时%（重量比）≤0.00003DL/T9164四氟化碳必要时%（重量比）≤0.05DL/T9205空气必要时%（重量比）≤0.05DL/T9206（HF计）必要时%（重量比）≤0.0001DL/T9187矿物油必要时%（重量比）≤0.001DL/T9198气体分解物必要时＜5/LS2SF2＜2/L、HF＜2μL/L红外光谱等化学防腐DL/T5358GB/T18839.2标准。＞85%0-35℃就会结露;当金属结构表面温度接近露点时，也易结露。因此要求相对湿度＜85%和金属结构表面3℃。GB/T12508标准。选择封闭处理的封孔剂和涂装涂料时应注意与金属涂层之间的相容性，否则会加速涂层系统失效。油质异常监督变压器油变压器运行油中溶解气体含量异常时的监督检测结果与前一次该设备的检测结果相比较，如有明显的增长或检测结果中有一项或多项气体含量超过注意值时，表明油中溶解气体含量存在异常情况。当溶解气体含量存在异常时，应及时进行跟踪分析，结合产气速率进行判断。若气体含量超过注意值但长期稳定，可在超过注意值的情况下运行。油中溶解气体含量虽低于注意值，但产气速率超过注意值，应引起重视。当油中首次检测到乙炔（≥0.1μL/L）时应引起注意。影响油中氢气含量的因素较多，氢气含量虽低于注意值，但有增长趋势，应引起注意。随着油和固体绝缘材料的老化，COCO2会呈现有规律的增长，当这一增长趋（CH4C2H2及总烃DL/T984进行判断。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。DL/T722中确找出故障点并消除隐患后，必要时应对变压器油进行真空脱气处理。变压器运行油异常时的监督变压器油在运行中的劣化程度和污染状况是不完全相同的，仅依据某一项质量指当变压器运行油某一项或多项质量指标超出运行中变压器油的质量标准时，应与25中的可能原因，制定处理措施，保证变压器油的质量。特殊情况下的应急处理建议：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采取相应措施。某些特殊试验项目，如击穿电压低于极限值要求，或是色谱检测发现有故障存在，则可以不考虑其他特性项目，应果断采取措施以保证设备安全。25运行中变压器油超极限值原因及对策序号项目超限值可能原因采取对策1外观不透明，有可见杂质或油泥沉淀物油中含有水分或纤维、碳黑及其他固形物脱气脱水过滤或再生处理2色度/号＞2.0可能过度劣化或污染再生处理或换油序号项目超限值可能原因采取对策3水分（mg/L）330kV～1000kV＞15密封不严、潮气侵入。运行温度过高，导致固体绝缘老化或油质劣化。管路系统是否漏气。降低运行温度。采用真空过滤处理。220kV＞25≤110kV＞354以H计/g）＞0.10a.超负荷运行。b.c.补错了油。油被污染。再生处理，补加抗氧剂5击穿电压（kV）750kV～1000kV＜65油中水分含量过大。c.有油泥产生。a.b.精密过滤。再生处理。500kV＜55330kV＜5066kV～220kV＜40≤35kV＜356介质损耗因数（90℃）500kV～1000kV＞0.020油质老化程度较深。杂质颗粒污染。c.油中含有极性胶体物质。再生处理或换油≤330kV＞0.0407界面张力（25℃）（mN/m）＜25油质老化，油中油泥。油质污染。再生处理或换油8体积电阻率(90℃）（Ω•m）500kV～1000kV＜l×1010同介质损耗因数原因再生处理或换油≤330kV＜5×1099闪点（闭口）（℃）＜135并低于新油原始值10℃以上设备存在严重过热或电性故障。补错了油。查明原因，消除故障，进行真空脱气处理或换油10油泥与沉淀物a（质量分数）（%）＞0.02油质深度老化。杂质污染。再生处理或换油11油中溶解气体组分含量（μL/L）见DL/T722设备存在局部过热或放电性故障进行跟踪分析，彻底检查设备，找出故障点并消除隐患，进行真空脱气处理12油中含气量（体积分数）（%）750kV～1000kV＞2设备密封不严与制造厂联系，进行设备的严密性处理330kV～500kV＞3序号项目超限值可能原因采取对策电抗器＞513水溶性酸（pH值）＜4.2油质老化。油被污染。与酸值比较，查明原因。再生处理或换油。14腐蚀性硫腐蚀性精制程度不够。污染。再生处理、添加金属钝化剂或换油15颗粒污染度/粒b750kV～1000kV＞3000油质老化。c.油泵磨损。再生处理。c.换泵。16糠醛含量（质量分数）（mg/kg）—纸绝缘热老化做聚合度试验，考虑降负荷运行或更换变压器17二苄基二硫醚（DBDS）含量（质量分数）（mg/kg）—腐蚀性硫再生处理、添加金属钝化剂或换油GB/T8926-2012（A）对“正戊烷不溶物”进行检测。100mL油中＞5μm的颗粒数。六氟化硫气体9.81×103～2.94×104PaSF6检漏仪进行全面检漏,查出漏点,作出记录,并进行有效的处理。当控制柜发出补充报警信号时,应首先检查压力表以确定漏气区,再用检漏仪确定漏气点,采用必要措施并按规定进行补气。设备有大量漏气点时，应立即停电处理。附属设备技术监督化学在线监测装置监督大型变压器宜安装变压器油中溶解气体在线监测装置，装置应正常投运。六氟化硫气体电气设备宜安装六氟化硫气体泄漏在线监测系统，系统应正常投运。变压器油中溶解气体在线监测装置DL/Z249的规定。GB4943的规定。GB/T2887的规定。应不影响设备运行，在设备不停电的情况下对在线监测装置进行检修和维护。优先选择多组分监测装置，当监测数据异常或报警应取样进行实验室分析核对。油流速度不应＞0.5m/s，油气分离过程应满足对变压器油的不污染，不消耗和系统不渗漏的条件。每年应由相应资质的单位进行一次检定或维护，并做好检验报告的归档管理。更换载气、校验标准气体时，应防止气管漏气，更换完应注意减压阀压力表指示压力。六氟化硫气体在线监测系统GIS气室检测口或原密度继电器补气口。15～20mm设备附近，数据采集器安装于室内进门处，以便进入室内工作人员及时了解六氟化硫气体浓度和氧气含量。定期检查泄漏在线监测系统传感器、数据采集器、通信电缆的连接可靠性，监测数据传输正常，室内风机启动正常。当泄漏在线监测系统报警时，应进行检漏及检查设备压力指示是否正常，确认泄漏在线监测系统误报警时，查明原因。每年应由相应资质的单位进行一次检定或维护，并做好检验报告的归档管理。定期与检测仪器检测数据进行对比分析，当在线监测偏差较大时，应查明原因。定期清理在线监测系统传感器残留的灰尘，确保传感器区域气流畅通。监测单元传感器预留的补气口在使用后应确保其密封有效性。油的储存和输送1.1倍的油量储存，以防意外情况的急需用油。实验室管理建立完善实验室管理制度、试验仪器仪表、标气、化学试剂等管理办法。建立实验室仪器的作业指导书和仪器使用维护记录，并动态管理。定期检查危险物品，防止因变质、分解造成自燃、自爆事故，对剧毒物品的容器、变质料、废渣及废水等应予妥善处理。试验人员应做好防火、防爆、防毒、防腐蚀、防烧伤、防触电、和防止污染环境等安全措施。试验原始记录和报告应存档，并实现试验报告的计算机管理，及时补充更新检测标准（导则）。15min内使室内换气一次。油库安全监督GB50074、GB50140、GB50074相关要求规定。GB14542的规定执行。油库应配置防爆型电气柜或专用配电室，油处理设备搭接电源开关容量满足要求，油罐、油处理设备必须接地。新购进的油须先验明油种、牌号，检验油质是否符合相应的新油标准。经验收合格的油入库后，应对新油过滤净化达到设备投运前的质量指标储备。检修用专用运输油罐或容器应清洁并适于防止任何污染，运输油罐或容器、滤油机、管路应根据油品分类。回收油品经过净化处理达到设备运行油质指标可作为储备用油，若经过净化、再生处理使用性能达不到设备质量指标的最低标准要求，应及时报废。工作人员应注意有关保护防护措施，尽量避免吸入油雾或油蒸汽。避免皮肤长时间过多地与油接触，必要时操作过程应戴防护手套及围裙，操作前也可涂抹合适的护肤膏，操作后及饭前应将皮肤上的油污清洗干净，油污衣服应及时清洗等。六氟化硫气体存储DL5027相关要求。GB/T8905、DL/T595、DL/T603、DL/T639规定执行。六氟化硫气体电气设备室内应安装地面强制通风装置和六氟化硫气体泄漏在线监测系统。15min。尽量避免和减少六氟化硫气体泄漏到工作区，工作区空气中六氟化硫气体含量(体1000×10-6。六氟化硫设备解体大修前，必须对六氟化硫气体进行检验，根据有毒气体的含量，采取相应安全防护措施。设备解体后，检修人员应立即离开作业现场到空气新鲜的地方，工作现场需要强30～60min后再进行工作。将清出的吸附剂、金属粉末等废物放入酸或碱溶液中处理至中性后，进行深埋处理，深度应＞0.8m，地点选在野外边远地区、下水处。六氟化硫电器设备发生故障气体外逸时，人员应立即撤离现场，并立即采取强力15min六氟化硫电气设备室内应配有专用防护服、防毒面具、氧气呼吸器、手套、防护GB11651规定并经国家相应的质检部门检测合格。工作人员佩戴防毒面具或氧气呼吸器进行工作时，要有专门监护人员在现场进行监护，以防出现意外事故。六氟化硫气体储备实行专库储存，并设立气体台账，标明储备气的厂家、数量、入库时间等内容。根据用气量储备备用气体，库存量低于制定库存量时应及时上报采购计划，应注明厂家、采购量。设备内的六氟化硫气体不得直接向大气排放，应采用净化装置回收，经处理后各项指标达到新气质量标准方准使用，若经过净化处理仍达不到运行质量标准，应及时报废。六氟化硫气瓶安全管理按《气瓶安全监察规定》选用合格的六氟化硫气瓶。不得使用已报废或未经检验的气瓶。严格按照有关安全使用规定，正确使用气瓶。不得对气瓶瓶体进行焊接和更改气瓶的钢印或者颜色标记。不得将气瓶内的气体向其它气瓶倒装或直接由罐车对气瓶进行充装。充装气体前应检查气瓶检验期限、外观缺陷、阀体与气瓶连接处的密封性。化学废弃物排放和处理GB18599、HJ2025、DL/T1050相关要求执行。实验室有毒、有废气产生的试验，必须在通风橱中进行，并打开抽风机进行抽排。试验产生的酸碱废液必须设有专用存放桶，集中进行中和处理，pH值达到国家排6.0～9.0后，方可排放。六氟化硫气体经净化装置处理后，各项指标达不到设备运行质量指标的最低标准要求，应及时报废。存放废油、废溶剂放置场所必须有通风、避雨和防泄漏措施，以及防止和应付意外事故的措施。废弃物转移、运输应选择安全和不污染的包装材料和方式，采取有效措施防止泄露、散逸和破损。废弃钢瓶，由相关职能部门联系有资质回收单位（企业）收购处理。任何单位和个人不得回收、变卖废弃钢瓶或者移作它用。分散回收的废油、废六氟化硫气体，由相关职能部门联系具有相应回收资格的单位单位（企业）收购处理。光伏电站化学相关的图表绝缘油和六氟化硫气体使用设备名称、数量、地点以及使用油、气数量一览表。（气各种油品和六氟化硫气体储存库平面图、检测设备、安全防护布置图。各种油、气在线处理装置系统图。技术资料记录、报告、台账应建立各种用油、气、液设备台账以及维护、检修、检查记录。应建立油、气检测试验报告台账，异常情况跟踪与处理结果记录。应建立旧油、废油回收和再生处理记录、库存备用油油质检验台账。应建立六氟化硫废气回收记录、库存备用新气记录及检验台账。光伏电站化学制度清单化学技术监督实施细则。油、气、液验收制度。化验室管理制度。分析化学仪器管理制度（维护、检验、保管）。油、气、液化学技术监督异常报告制度。光伏发电单元检修化学技术监督检测制度。油、气、液处理、净化细则。监督管理要求基础管理工作化学技术监督化学技术监督管理的依据化学技术监督化学技术监督管理应具备的相关或支持性文件化学技术监督化学技术监督管理标准；光伏电站油气液检测和维护规程；其它规定。技术资料档案基建阶段监督资料档案电气一次主接线图、GIS配电装置图、图。主变、箱变、GIS装置化学受监设备技术资料、出厂试验报告。主变、箱变、GIS装置化学受监设备监造报告、缺陷处理报告、投产验收报告。交接试验报：变压器油交接试验报告：1）新油注入变压器前的油质检验报告。新油注入变压器进行热循环后的油质检验报告。变压器通电投运前变压器油全分析报告。变压器通电前后变压器油中溶解气体色谱分析报告。b）六氟化硫气体交接试验报告：新气到货送检报告。投运前、交接时六氟化硫气体检验报告。监督管理资料档案光伏电站油气液检测检验和维护规程。化学技术监督现行有效国家、行业技术标准文件集。d）化学技术监督岗位资格证书。e）油、气、液检验指标超极限值时分析报告。f）化学技术监督历年年报。g）化学技术监督历年工作总结。h）历年技术监督月报。化学技术监督设备清册和检验台账a）化学技术监督设备清册。b）变压器油检验台账。SF6GIS设备气体检验台账。变压器油、SF6GIS设备气体、试验报告原件。试验仪器设备和在线仪表管理台账试验仪器设备：试验仪器设备台账。试验仪器设备使用说明书。试验仪器设备操作规程。仪器设备对比试验管理规定。仪器设备自检自校规程。送检仪器设备检验报告。对比试验仪器设备对比试验报告。自检自校仪器设备自检自校报告。b）在线仪表：在线仪表设备台账。在线仪表使用维护规程。定期检验、检定报告。对比试验报告。标气、标样、化学试剂管理台账。库房管理台账油、气、液出入库管理台账。新油、气、液到货验收检验台账。c）废弃油、气、液处置台账。日常管理工作健全监督网络与职责各基层企业应XXXXXX（以下简称：《管理办法》）“第十二条”的规定，建立健全由生产分管领导（或总工程师）领导下的化电站确定监督标准符合性光伏电站化学技术监督标准应符合国家、行业及上级单位要求。“化学技术监督管理标准”、“光伏电站化学技术监督实施细则”等进行评估，修订不符合项，履行审批流程后实施。监督档案管理制定监督工作计划1215基层企业技术监督年度计划的制定依据至少应包括以下方面：国家、行业、地方有关电力生产方面的政策、法规、标准、规程和反措要求。集团公司技术监督三级管理主体、光伏电站技术监督工作规划和年度生产目标。基层企业技术监督体系健全和完善情况；。人员培训和持证上岗情况。检修计划。电力用油、六氟化硫气体设备上年度特殊、异常运行工况，事故缺陷等。电力用油、六氟化硫气体设备目前的运行状态。技术监督动态检查、预警、月报提出的问题。光伏电站技术监督工作计划应实现动态化，每季度应制定技术监督工作计划。年度（季度）监督工作计划应包括以下主要内容：监督管理标准、油气液检测检验和维护规程制定、修订计划。人员培训计划（主要包括内部培训、外部培训取证，标准规范宣贯）。变压器油、六氟化硫气体周期检验计划。检修期间应开展的技术监督项目计划。试验室仪表和在线化学仪表更新和备品、配件采购计划。大宗油品、材料采购计划。技术监督自我评价、集团公司技术监督现场评价和复查评估计划。技术监督预警、集团公司技术监督现场评价等问题整改计划。光 伏发电技术监督定期工作会议计划。光 伏发电企业应根据上级公司下发的年度技术监督工作计划及时修订补充本单位年度技术监督工作计划，并发布实施。化学技术监督专责人每季度应对监督年度计划执行和监督工作开展情况进行检查监督报告管理化学技术监督月报报送基层企业化学技术监督专责人应按照集团公司和技术监督执行单位的月报格式和要求，组织编写每月化学技术监督月报，经分子公司汇总后，于每月5日前，将技术监督季报报送集团公司和技术监督执行单位。化学技术监督年度工作总结报送15日前，基层企业编制完成上年度技术监督工作总结，并报送分子公司，分子公司汇总后报送集团公司和技术监督执行单位。年度化学技术监督工作总结主要包括以下几方面：化学技术监督例行工作完成情况、亮点工作、经验教训。化学技术监督工作存在的主要问题和改进措施。下年度化学技术监督工作思路和重点。监督例会管理基层企业每月召开两次技术监督工作会会议，由生产分管领导（或总工程师）主持，检查评估、总结、布置技术监督工作，对技术监督中出现的问题提出处理意见和防范措施，形成会议纪要，按管理流程批准后发布实施，布置的工作应落实并有监督检查。例会主要内容包括：上次监督例会以来化学技术监督工作开展情况。设备及系统的故障、缺陷分析及处理措施。化学技术监督存在的主要问题以及解决措施、方案。上次监督例会提出问题整改措施完成情况的评价。技术监督工作计划发布及执行情况，监督计划的变更。化学技术监督需要领导协调和其他部门配合和关注的事项。至下次监督例会时间内的工作要点。5.2.7 监督预警管理A（基层企业应及时制定并落实整改计划，明确整改措施、责任部门、责任人和完成日期。I，并报送预警签发单位备案。监督问题整改整改问题的提出：上级或技术监督执行单位在技术监督（动态）检查、预警中提出的整改问题。《技术监督动态检查报告》和《新能源技术监督月报》等报告中明确的集团公司、分子公司督办问题。基层企业化学技术监督专责人每季度对光伏电站化学技术监督计划的执行情况进行检查，对不满足监督要求的情况提出问题整改问题。问题整改管理：各阶段监督重点工作设计与设备选型阶段GB2536、GB11118.1规定。GB/T12022以及制造厂提供的指导性文件的规定。（扩建GB50140、DL5027规定。本着“安全可靠”的原则，做到标准化设计，规范化管理。监造和出厂验收阶段GB/T7597、GB/T7595、DL/T722相关要求执行。GB/T12022、DL/T617、DL/T1032相关要求执行。监造方式分为现场见证、文件见证两种。安装和投产验收阶段生产运行阶段DL/T722、GB/T14542相关要求执行。GB/T8905、DL/T639相关要求执行。检修技改（WH点技术监督及三级验收制度。检修期产生化学废弃物严格按照化学废弃物排放和处置执行。监督评价与考核基层企业应将《绝缘技术监督动态检查表》（J）中的各项要求纳入日常绝缘技术监督管理工作中。技术监控评价包括科研院技术监控评价、基层企业技术监控自我评价。基层企业应在科研院动态检查之前完成自我评价工作。附录A(规范性附录）化学技术监督预警项目管理预警一般预警:未建立本企业的化学技术监督制度。未制定本企业年度化学技术监督工作计划、预试计划。有准确度要求的试验设备未定期校验。严重预警后未按期完成整改任务。严重预警A.1.2.1A.1.2.2A.1.2.3A.1.2.4A.1.2.5A.1.2.6

未组织贯彻执行上级有关化学技术监督的指示、规定、标准及反措。未建立化学技术监督网。未按时上报化学技术监督季报或月报，或上报内容不全面不真实。未及时上报重大事故、缺陷情况和总结。特别严重预警后未按期完成整改任务。一般预警项连续两次预警仍不采取措施进行解决。一般预警严重预警项目未整改，或未按期完成整改。严重预警变压器油中溶解气体含量超标或产气速率超标，判定设备内部有放电等严重故障，未采取应对措施。六氟化硫气体分解产物含量超过运行警示值，未采取应对措施。特别严重预警A.2.3.1A.2.3.2A.2.3.3A.2.3.4A.2.3.5成整改。

未按照化学技术监督标准要求定期开展油、气、液检测监督。变压器油水分、击穿电压超过运行油质量指标，未采取应对措施。变压器油中溶解气体含量超过注意值，未跟踪分析。六氟化硫气体湿度、分解产物含量超过运行质量指标，未采取应对措施。化学技术监督预警、动态检查评价和《化学技术监督季报》提出存在问题未按期完41附录B（规范性附录）光伏电站化学技术监督考核指标表B.1光伏电站化学技术监督考核指标序号指标名称单位考核值计算方法备注1绝缘油合格率%≥98绝缘油合格率=光伏电站检测合格绝缘油样数/光伏电站检测绝缘油样总数×100%油质标准有多项，考核主要指标：粘度、颗粒度42PAGEPAGE43附录C（规范性附录）电力用油化学技术监督相关的技术要求电力用油的取样要求新油取样C.1。表C.1 取样桶数的确定序号12345678总油桶数12～56～2021～5051～100101～200201～400＞401取样桶数12347101520电气设备取样干净甲级棉纱或布擦净，再放油冲洗干净。对大油量的变压器、电抗器等，取样量可为500ml～800ml，对少油量的设备要尽量少取，以够用为限。变压器油中水分和油中溶解气体分析取样不，操作时气体继电器取气样一般应从系统或设备取样阀门处取样。取样前油阀门需先用干净甲级棉纱或纱布擦净，再放油冲洗干净，最后用取样瓶取适当量的油样。设备系统中未设计满足取样要求的固定取样阀门时，可以在检修中增加取样阀门。关于混油的规定尚未充入电气设备或尚未注入液压系统的两种或两种以上的油品相混合之行为过程（运行油）的量不足或液压系统已注入的量不足，需补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。如补加油的补加份额＞5%，（DL/T429.7油泥析出测定法。确认无沉淀物产生，方可进行补充油过程。如补加油来源或牌号及添加剂类型与已充油不同，除应遵守以上的规定外，还应预DL/T429.7给定的方法)。经老化试验的DL/T429.6给定的方法)。经老化试验的混合样质量不低于已注油质，方可电气设备和光伏发电单元需要补充油时，应补加与原设备用相同牌号的新油或曾经不同牌号的油原则上不宜混合使用，因为不同牌号油的粘度范围各不相同，而粘度是油的一项重要指标。在特殊情况下应混用时，应先按实际混合比作混合油样的粘度试验，如粘度符合要求时才能继续进行油泥析出试验，以决定是否可混。进口油或来源不明的油，需与不同牌号的油混合时，应预先对混合前后的油进行粘1:1比例混合。矿物油与用作润滑、调速的合成液体有本质的区别，切勿将两者混合使用。换油前系统的清洁程序将系统中油放干净。使用适当的清洗剂对系统进行清洗。使用即将失效或专门用于进行系统清洁的清洗油，对系统进行循环清洗。将系统中的清洗油放干净加入新油。附录D（规范性附录）六氟化硫气体质量化学技术监督相关的技术要求六氟化硫气体的充装在充装作业时，为防止引入外来杂质，充气前所有管路、连接部件均需根据其可能对设备抽真空是净化和检漏的重要手段。充气前设备应抽真空至规定指标，真空度为13106pa30n，停泵30mnA，再隔5值<133×10-6Mpa设备充入六氟化硫新气前，应复检其湿度，当确认合格后，方可缓慢地充入。当六0.1Mpa表压时应停止充气。充装完毕后，对设备密封处，焊缝以及管路接头进行全面检漏，确认无泄漏则可认24h六氟化硫气体取样要求是以气体状态存7Mpa的压力试验，并且不准充满。充装GB/T120226.16.2的规定。取样容器的脏污使被测试样中的杂质增加。取样瓶不得用于盛装除六氟化硫以外的100℃2mm～4mm，取样点应进行干燥处理，保持洁净干燥，连接管路确保密封完好。取样前用六氟化硫气体缓慢地冲洗取样管路后再连接取样。上述取样工作必须由相应的化学专业人员进行操作，必要时可以委外进行，但应核查其资质。六氟化硫气体质量监督的其他技术要求SF6气体的容许含量工作场所中SF6气体及其毒性分解物的容许含量，见表D.1。20℃时气体湿度的允许值20℃。表D.1 工作场所中SF6气体及其毒性分解物的容许含量毒性气体及固体名称容许含量（TLV—TWA）毒性气体及固体名称容许含量（TLV—TWA）六氟化硫SF61000μL/L十氟化二硫一氧S2F10O0.5μL/L四氟化硫SF40.1μL/L四氟化硅SiF42.5mg/m3四氟化硫酰SOL42.5mg/m3氟化氢HF3μL/L氟化亚硫酰SO2F22.5mg/m3二硫化碳CS210μL/L二氧化硫S022μL/L三氟化铝AlF32.5mg/m3氟化硫酰S02F25μL／L氟化铜CuF22.5mg/m3十氟化二硫S2F100.025μL/L二氟化二甲基硅Si（CH3）2F21mg/m3注：表中TLV—TWA为物质加权浓度．选用美国ACGIH（1978年）和NIOSH（1982年）公布的值。表D.2 六氟化硫设备在20℃时气体湿度的允许值隔宅有电弧分解物的隔室，μL/L无电弧分解物的隔室，μL/L交接验收值≤150≤250运行允许值≤300≤500（1000）aa若采用括号内数值，应得到制造厂认可六氟化硫设备每个隔室是年漏气率六氟化硫设备每个隔室的年漏气率可按照每个检测点泄露值≤30μL/L执行100μ或6m3浓度125μL或7.5/m。附录E（规范性附录）美国航空航天工业联合会(AIA)NAS1638油液中颗粒污染分级标准见表E.1。表E.1 NAS1638油液中颗粒污染分级标准分级颗粒尺寸（μm）(颗粒数/100mL)5~1515~2525~5050~100>10000125224l0025044820l50089163l21000178326l32000356631124400071212622458000142525345861600028505069016732000570010121803286400011400202536064912800022800405072012810256000456008100144025611512000912001620028805121210240001824003240057601024GB/T14039(ISO4406)油液颗粒污染等级标准（代号）见表E.2。表E.2 GB/T14039(ISO4406)油液颗粒污染等级标准（代号）颗粒等级每毫升颗粒数颗粒等级每毫升颗粒数超过少于或等于超过少于或等于＞28250000020500010000281300000250000019250050002764000013000001813002500263200006400001764013002516000032000016320640248000016000015150320234000080000148015022200004000013408021100002000012204011102050.160.32颗粒等级每毫升颗粒数颗粒等级每毫升颗粒数超过少于或等于超过少于或等于1051040.080.1692.5530.040.0881.32.520.020.0470.641.310.010.0260.320.64000.01注：1.采用自动颗粒计数器法，列出在4pm（c），6pm（c）和14pm（c）的等级代码。在用显微镜进行分析时，有符号“-”代替第一个代码，并根据＞5μm和＞15μm的颗粒数分别确定第二个和第三个代码。“＊”表示颗粒数太多而无法计数、“-”表示不需要计数。代码＜8时，重复性受液样中所测的实际颗粒数的影响。原始计数值应＞20个颗粒，如果少于此数值，以“-”表示。当其中一个尺寸范围的原始颗粒计数值＜20时，该尺寸范围的代码前应标注“≥”的符号。ISONAS1638分级标准之间的等量关系见表E.3。表E.3 ISO分级标准与NAS分级标准之间的等量关系ISO标准NAS标准ISO标准NAS标准26/2313/10425/2312/9323/2011/8221/181210/820/1711