GB/T 14542-1993 运行中变压器油维护管理导则

UDC621.315.615

F25

€B

中华人民共和国国家标准

GB/T14542—93

运行中变压器油维护管理导则

Guideformaintenanceand

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1993-07-11发布1994-05-01实施

目次

主题内容与适用范围

2引用标准

3变压器油的性能和变质(2)

4油质试验意义(3)

5取样*(5)

6新油的评定(6)

运行中变压器油的评定(7)

8油的相溶性（混油）(10)

9防止运行油老化措施(10)

10油处理方法(14)

11技术管理与安全要求(16)

附录A防止油老化措施和油处理方法所用材料和设备（补充件）(18)

附录E油库的安全要求（补充件）(21)

附录C变压器油国内外标准索引（参考件）(22)

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附录D气体在变压器油（绝缘油）中的溶解度系数（参考件）……(25)

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运行中变压器油维护管理导则GB/T14542-93

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本导则主要参照IEC422《设备内矿物绝缘油监督维护导则》和BS5730«绝缘油的维护导则》编写。

由于各单位情况不同，在使用本导则时必须考虑设备的类型和使用状况，必要时还应参考制造厂家的说

明。发供电部门有关人员必须掌握设备用油的使用性能和变化规律，做好油质监督维护工作，保证用油

设备安全经济运行。

1主题内容与适用范围

本导则适用于运行中大型变压器、油开关等充油电气设备中使用的未加有或加有抗氧化添加剂的

矿物变压器油，对油质监督维护工作提供指导。

本导则不适用于各种合成绝缘液。对进口充油电气设备投入运行前的油质评价可按订货合同规定

进行。

2引用标准

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GB/T261石油产品闪点测定法（闭口杯法）

GB/T264石油产品酸值测定法

GB/T507绝缘油介电强度测定法

GB/T510石油产品凝点测定法

GB2536变压器油

GB/T3535石油倾点测定法

GB/T5654液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积电阻率的测量

GB/T6541石油产品油对水界面张力测定法（圆环法）

GB7252变压器油中溶解气体分析和判断导则

GB7595运行中变压器油质量标准

GB7597电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法

GB7598运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法（比色法）

GB7599运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法（BTB法）

GB7600运行中变压器油水分含量测定法（库仑法）

GB7601运行中变压器油水分测定法（气相色谱法）

GB7602运行中汽轮机油、变压器油T501抗氧化剂含量测定法（分光光度法）

GB/T11142绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法

SH/T0206变压器油氧化安定性测定法

SD304绝缘油中溶解气体组分含量测定法（气相色谱法）

DL421绝缘油体积电阻率测定法

DL423绝缘油中含气量测定（真空压差法）

国家技术监督局1993-07-11批准1994-05-01实施

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DL429.2颜色测定法

DL429.6运行油开口杯老化测定法

DL429.7油泥析出测定法

DL429.9绝缘强度测定法

DL450绝缘油中含气量的测定法（二氧化碳法）

3变压器油的性能和变质

3-1我国的变压器油根据低温性能划分，分为：10、25、45三种牌号。炼制时所选用原油有环烷基、石蜡

基和混合基原油。

炼制变压器油的工艺有如下几种：

3.1.1低凝原油常减压蒸憎f溶剂精制-白土补充精制f过滤-加抗氧化剂。

3.1.2原油常减压蒸溶剂精制f脱蜡一加氢补充精制-白土精制"过滤f加抗氧化剂。

3.1-3原油常减压蒸憎亠脱蜡一硫酸精制f白土补充精制亠过滤-加抗氧化剂。

以上三种加工工艺采用溶剂精制和白土补充精制较多，但此工艺对氮化合物不容易彻底除净。因氮

化合物极不稳定，容易氧化产生沉淀和加深颜色，尤其对油品的介质损耗因数有不利影响。采用溶剂精

制后，加氢补充精制和白土精制，油品氧化安定性和电气性能都比较好。酸碱精制是一种古老而简单的

工艺，硫酸能与油中氮、氧、硫的化合物、烯姪、多环芳绘等非理想的组分反应，最同随酸渣一起除去。适

度硫酸精制比溶剂加氢精制能保留较多的芳坯，对变压器油仍是一种较好的精制方法，也是多年保留的

原因。

3.2新变压器油应具备的性能

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充入电气设备的变压器油的运行可靠性，取决于油的某些基本特性参数，而这些特性参数将影响电

气设备的整个运行工况，为了有效地完成其绝缘、传热、以及消弧等多方面的作用，变压器油必须至少具

有以下基本特性。

3.2-1氧化安定性

运行中变压器油老化因素很多，受外界影响，如温度、空气、电场、金属催化剂等作用，都会加速油品

氧化，其内在因素与油品的组成有关,油由各种结构复杂的混合姪所组成，但其所占的比例不同，其性能

也就有所不同。环烷姪的抗氧化性能差，容易氧化生成酸和其他产物。但对抗氧化剂感受性较好，弥补

了不足之处，是变压器油理想组分。烷姪的抗氧化性能与环烷姪差不多，但是在强电场作用下容易发生

脱氢反应，产生高分子聚合物.通常称为X——蜡。芳桂对变压器油的氧化安定性能起着重要作用，但其

结构不同，对油品性能影响也各不相同,双环芳姪或多或少有抑制氧化能力，多环芳姪是很好的天然抗

氧化剂，但氧化后容易产生沉淀，同时使油的颜色变浑。炼制变压器油时，如采用深度精制，然后加入抗

氧化剂，可以避免油产生沉淀问题。变压器是连续长期运行设备，不能轻易停电检修，所以要求变压器油

有优越的氧化安定性能。

3.2-2电气性能

变压器油作为电气设备绝缘介质，要具备良好电气性能。

a.绝缘击穿电压，是检验油耐受极限电应力情况的非常重要的一项指标；

b.介质损耗因数与电阻率对油中存在的可溶性极性杂质、老化产物以及带电胶体等的反应非常

敏感。在较高温度下介质损耗因数与电阻率通常具有较好的相关性，介质•损耗增大，电阻率降低，油品的

介质损耗因数与电阻率，可以影响电气设备的绝缘性能。油品的这些性能与基础油组成和加工工艺都有

关系。

3.2.3粘温性能

变压器油除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。因此，要求油的粘度随温度的变化愈小愈好，即粘

温特性好。所以要求在寒冷地区较低温度下油的粘度变化小，仍然具有循环对流和传热能力，才能使设

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备正常运行,避免设备出现过热等问题。

3.3变压器油变坏因素

3-3-1设备条件

变压器设备设计制造时采用小间隔，运行中易出现热点，不仅促使固体绝缘材料老化，也加速油的

老化。一般温度从60〜70C起,每增加10C油氧化速度约增加一倍。另外，设备的严密性不够，漏进水

分，会促进油的老化，选用固体绝缘材料不当，与油的相容性不好，也会促进油的老化，所以设备设计和

选用绝缘材料都对油的使用寿命有影响。

3-3.2运行条件

变压器、电抗器等充油电气设备如在正常规定条件下运行，一般油品都应具有一定的氧化安定性，

但当设备超负荷运行，或出现局部过热，油温增高时，油的老化则相应加速。当夏季环境温度比较高时，

若不能及时调整通风和降温措施,将对设备内的固-液体绝缘寿命带来不利的影响，最终会导致缩短设

备使用时间”

3.3-3污染问题

新油注入设备时，都要通过真空精密过滤、脱气、脱水和除去杂质。但当清洁干燥油注入设备后，油

的介质损耗因数有时会增大，甚至超过运行中规定2%的最低极限值。这主要是由于污染而造成，一是

由于设备加工过程环境不清洁,微小杂质颗粒附着在变压器线圈及铁芯上，注油后浸入油中；二是某些

有机绝缘材料溶解于油中,导致油的性能下降。

3.3.4运行中维护

运行中油的维护很重要，目前变压器大部分不是全密封，如果呼吸器内的干燥剂失效不能及时更

换，将潮湿空气带入油内，油中抗氧化剂消耗不能及时补加;净油器（热虹吸器）内的吸附剂失效后，未能

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及时更换等。都会促使油的氧化变质。因此做好运行油的维护，不仅会延长油的使用寿命，同时也使设

备使用期延长。

4油质试验意义

4.1外观:检查运行油的外观，可以发现油中不溶性油泥、纤维和脏物存在。在常规试验中，应有此项目

的记载。

4.2颜色:按DL429.2方法试验

新变压器油一般是无色或淡黄色，运行中颜色会逐渐加深，但正常情况下这种变化趋势比较缓慢。

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岀现。如其他有关特性试验项目均符

合要求，可以继续运行，但应加强监视。

4.3水分:按GB7600或GB7601方法试验。

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中含水量增加，直接导致绝

缘性能下降并会促使油老化，影响设备运行的可靠性和使用寿命。对水分进行严格的监督，是保证设备

安全运行必不可少的一个试验项目。

4・4酸值：按GB/T264或GB7599方法试验。

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80C以上）还

会促使固体纤维质绝缘材料老化和造成腐蚀，缩短设备使用寿命。由于油中酸值可反映出油质的老化情

况，所以加强酸值的监督，对于采取正确的维护措施是很重要的。

4-5氧化安定性:按ZBE38003方法试验。

变压器油的氧化安定性试验，是评价其使用寿命的一种重要手段，由于国产油氧化安定性较好，且

又添加了抗氧化剂，所以通常只对新油进行此项目试验,但对于进口油，特别是不含抗氧化剂的油，除对

新油进行试验外,在运行若干年后也应进行此项试验，以便采取适当的维护措施，延长使用寿命。

4-6击穿电压:按GB507或DL429.9方法试验。

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变压器油的击穿电压是检验变压器油耐受极限电应力情况,是一项非常重要的监督手段，通常情况

下,它主要取决于被污染的程度，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。

4-7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与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，所生成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辨出来。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。

4-8界面张力:按GB/T6541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，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。

4-9油泥:按DL429.7方法试验。

此法是检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析岀来的油泥沉积

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，油泥便会沉析岀来，油泥的沉积

将会影响设备的散热性能，同时还对使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，必须进行油泥析岀试验。

4-10闪点：按GB/T261方法试验。

闪点对运行油的监督是必不可少的项目。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

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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

入了轻质馅份的油品，从而保障设备的安全运行。

4-11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的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。因此采用气相色谱法测定油中气体组分,对于消除变压

器的潜伏性故障是十分有效的。该项目是变压器油运行监督中一项必不可少的检测内容（具体参见

GB7252）。

4-12水溶性酸:按GB7598方法试验。

,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。

4-13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会产生气体，形成许多小气泡逸出，这些小气泡容易聚积，而导致气隙放电;

相反若油的析气性能好，在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。

4-14油中含气量:按DL423或DL450方法试验。

对于超高压电气设备。一般都要求装入设备中的油品应有较低的含气量，以减少气隙放电的可能

性，但油中的含气量与电气设备的严密性有很大关系，所以目前只能按照电气设备制造厂与用户协商的

规定指标进行监督测量。

4.15凝点":按GB/T510方法试验。

根据我国的气候条件，变压器油是按低温性能划分牌号。如10.25.45三种牌号系指凝点分别为

—10、一25、一45'Co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。

注：1）国外标准和国内新油标准均已取消凝点而用倾点。倾点测定法见GB/T3535.

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4-16体积电阻率:按GB/T5654或DL421方法试验。

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、污染杂质和酸性产物均可影响电阻率的降低。

5取样

取样是试验的基础，正确的取样技术和样品保存对保证试验结果的准确性是相当重要的（参见

GB7597）,.对于油中颗粒分析的取样另有专门的要求（见SD313）,取样应由有经验的人员严格按照要

求进行。

5-1新油到货验收时的取样

5.1.1从油桶中取样

a.取样前需要用干净的齐边白布将桶盖外部擦净（注意不得将纤维带入油中），然后用清洁干燥

的取样管取样。

b.如果是整批油桶到货，取样的桶数应能足够代表该批油的质量，具体取样桶数参见GB7597

的要求。

C.如怀疑有污染物存在，则应对每桶油逐一取样,并逐桶核对牌号标志，在过滤时应对每桶油进

行外观检查。

d.试验油样应是从每个桶中所取油样经均匀混合后的样品。

5.1.2从油罐或槽车中取样

a.应从污染最严重的油罐或槽车底部取样，必要时可抽查上部油样。

b.取样前应排空取样工具内的存油，不得引起污染。

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5.1.3对新油验收或进口油样、一般应取双份以上的样品，除试验用样品外，应保留存放一份以上的样

品，以便必要时进行复核或仲裁用。

5-2运行中从设备内取样

5.2-1常规分析试验取样:对于变压器、油开关或其他充油电气设备，应从下部阀门处取样;取样前油

阀门需先用干净的棉布擦净，再放油冲洗干净阀门、管路，然后取样。

对于套管、无阀门的充油设备，应在停电检修时设法取样;对某些全密封的进口设备,应按制造厂的

规定取样。

5.2-2对有特殊要求的项目，应按有关试验方法进行取样。

5.2-3油中微量水分和油中溶解气体分析取样。

一般应从设备底部阀门取样，特殊情况下可在不同部位取样；

b.要求全密封取样，不能让油中溶解水分及气体逸散，也不能混入空气，操作时油中不得产生气

泡；

C.取样应在晴天进行，避免外界湿气或尘埃的污染。

5.3取样容器

5.3.1适用于常规分析。

可用具塞磨口玻璃瓶或金属小口容器；

b.取样容器应先用洗涤剂清洗，再用自来水冲洗，最后用蒸馅水洗净、烘干、冷却后盖紧瓶塞备

用；

C.取样容器应能满足存放的要求，无盖容器是不允许使用的，无色玻璃瓶取样后应避光保存！

d.容器应足够大，以适应各试验项目所需油样量的需要。如进行全分析，取样量一般应为3L左

右。

5.3-2适用于油中水分含量测定和溶解气体组分分析（色谱法）的容器。

应用医用玻璃注射器，一般应为50-100mL容量,

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b.取样前，注射器应按顺序用有机溶剂（或清洁剂），自来水、蒸傭水洗净，并在105C下充分干

燥，然后套上注射器芯，并用小胶帽盖住头部,保存于干燥器中备用,

C.取样后，注射器头部应立即盖上小胶帽密封。注射器应装在一个专用油样盒内，并应避光、防

震、防潮。

5-4标记

每个样品应有正确的标记，一般在取样前将印好的标签粘贴于容器上。标签至少应包括下述内容：

a.单位名称；

b.设备编号；

c.油的牌号；

d.取样部位；

e.取样时天气;

f.取样日期！

g-取样人签名。

取完样后，应及时按标签内容要求，逐一填写清楚。

6新油的评定

对新变压器油的验收，应严格按有关标准方法和程序进行，特别需要由有经验的和技术水平较高的

工作人员操作，并对全过程的微小细节严加注意，以保证数据的真实性和可靠性。

6.1新油交货时的验收

在新油交货时，应对接受的全部油样进行监督，以防出现差错或带入脏物。所有样品应进行外观检

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验，国产新变压器油应按GB2536标准验收。对进口的变压器油则应按国际标准验收或合同规定指标

验收。

6-2新油在脱气注入设备前的检验

新油注入设备前必须用真空脱气滤油设备进行过滤净化处理，以脱除油中的水分、气体和其他杂

质,在处理过程中应按表1规定，随时进行油品的检验。

表1新油净化后检验指标

设备电压等级，kV

项目

500220〜33066〜110

击穿电压,kV>60>55>45

含水量,“L/L<10W15<15

含气量，％（V/V）<1—

介质损耗因数90C,%<0.2€0.5<0.5

6-3新油注入设备时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，最终油位达

到大盖以下100mm以上，油的静置时间应不小于12h,经检验油的指标应符合表1规定,真空注油后,

应进行热油循环，热油经过二级真空脱气设备由油箱上部进入,再从油箱下部返回处理装置，一般控制

净油箱出口温度为60C（制造厂另外规定除外），连续循坏时间为三个循环周期。经过热油循环后，应按

表2规定进行试验。

6

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表2热油循环后油质检验指标

设备电压等级/V

项目

500220〜33066〜110

击穿电压上VA60$50>40

含水量，mL/L<10<15<20

含气量，％(V/V)<1

介质损耗因数90C,%W0.5<0.5<0.5

6-4新油注入设备后通电前的检验

新油经真空脱气、脱水处理后充入电气设备，即构成设备投运前的油，称为“通电前的油检验”。它的

某些特性由于在与绝缘材料接触中溶有一些杂质而较新油有所改变，其变化程度视设备状况及与之接

触的固体绝缘材料性质的不同而有所差异。因此，这类油品既应有别于新油，也不同于运行油。控制标

准按GB7595中“投入运行前的油”质量指标要求。

7运行中变压器油的评定

7-1检验周期

对运行中油要确定一个适用于所有可能遇到情况的检验周期是不太现实，也是难以做到的。最佳的

检验间隔时间取决于设备的型式、用途、功率、结构和运行条件及气候条件。捡验周期的确定主要考虑安

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全可靠性和经济性之间的必要平衡。表3根据GB7595的原则和表4根据GB7252的原则列岀了适用

于不同电气设备类型的检验周期。它是一个通用的最低要求,具体还可结合下述情况予以考虑：

表3运行中变压器油检验项目和周期

检验项目

设备等级分类酸闪游水含检验周期

气

离

值点分量

碳

莎0kV每年至少一次

互感器000'00

35-110kV3年至少一次

^110kV每年至少一次

油开关<110kV00003年至少一次

少油开关3年至少一次或换油

套管nokv及w上000003年至少一次

220〜500kV半年至少一次

电力变压器WHOkV或00000000000

每年至少一次

'>630kVA

配电变压器’W630kVA000003年至少一次

>35kV或

厂所用变压器00000000每年至少一次

1000kVA及以上

注：500kV电力变压器油测定含气量。

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表4运行中变压器油气体组分含量正常检测周期

设备名称电压等级检测周期

330kV及以上

发电厂主变、容量在3个月至少一次

240000kVA及以上

220kV

变压器电抗器

发电厂主变、容量在6个月至少一次

120000kVA及以上

63-110kV

每年至少一次

容量在8000kVA及以上

220kV及以上每年至少一次

互感器

63—110kV2~3年至少一次

套管自行规定自行规定

a.有些设备，制造厂有比较明确的规定，一般应按制造厂的要求进行检验。

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b.有些设备经常所带负荷比较高，则应在表3、表4规定的试验周期基础上，增加检验次数。

C.当运行中油经检验的项目中某些指标明显接近所控制的极限时，应增加试验次数以确保安全。

d.油的某些试验项目，现场条件允许时,则可根据需要适当增加检验次数。

7-2运彳亍中变压器油的评价

运行油的质量随老化程度和所含杂质等条件的不同而变化很大，除能判断设备故障的项目（如油中

溶解气体色谱分析等）以外，通常不能单凭任何一种试验项目做为评价油质状态的依据,而应根据所测

定的几种主要特性指标进行综合分析，并且随电压等级和设备种类的不同而有所区别，但评价油品质量

的前提首先是考虑安全第一的方针，其次才是考虑各地具体情况和经济因素。

7-3运行中变压器油的分类概况

根据实际经验，运行油可按其主要特性指标的评价,