油质分析监督项目及周期汇总
绝缘油、汽轮机油的质量标准、检测周期及采样制度
绝缘油、汽轮机油的质量标准、检测周期及采样制度1.25.1 绝缘油的质量标准序号项目质量指标检验方法投入运行前油运行油1 外状透明、无杂质或悬浮物外观目视2 酸值mgKOH/g ≤0.03≤0.1GB/T75993 PH值≥5.4 ≥4.2 GB/T75994 游离碳无无放大镜观察3 闪点（闭口）℃≥140(25号油)≥135(45号油)与新油原始测定值相比不低于10℃GB/T2611.25.2 汽轮机油的质量标准序号项目质量标准测试方法投入运行前油运行油1 外状透明透明外观目视2 运动粘度，（40℃）mm2/S 37-43(46号油) 与新油原始测值（28.8～35.2）偏离≤20%GB/T 2652 开口闪点，℃≥180(46号油) 且与前次相比不低于10不比新油原始值低15 GB/T 267 3 机械杂质无无外观目视4 酸值mgKOH/g 未加防锈剂油≤0.03 ≤0.2 GB/T 264 加防锈剂油≤0.03 ≤0.31.25.3 运行中变压器的常规测试项目及周期1.25.3.1 在大修结束后，机组启动前，油必须做简化试验1.25.4 运行中汽轮机油的测试项目及周期1.25.4.1 在大修结束后，机组启动前，油必须做简化试验1.25.4.2 每周进行一次现场检查，外观目视检查，油质是否透明，有无水分或机械杂质。
1.25.4.3 每月进行一次简化试验酸值、闪点、粘度、水分、机械杂质。
1.25.4.4 发现油系统严重漏水或油质有严重劣化现象时，汇报汽机技术员及总工增加试验项目和检测次数，查明劣化原因，采取有效措施。
1.25.4 采样方法为能采取有代表性的变压器油，汽轮机油和其它油样，对运行设备中和贮油设备中的采样，作如下规定：1.25.4.1 采样容器1.25.4.2 采样瓶：250ml——500ml带磨口塞的玻璃瓶，并应贴有标签，标签内容包括：单位、油样名称、设备名称，采样日期和气候等。
1.25.4.3 采样瓶的准备：采样瓶先用洗涤剂清洗，然后用蒸馏水洗净，在烘干、冷却后，盖紧瓶塞。
化学监督各专业需掌握的油质内容、周期
水分（无）、机械杂质（无）、外观（透明）、粘度、酸值、闪点（参考）
粘度、酸值、闪点（参考）半年或根据需要
4
循环水泵
#1、2机共4个
1——12月
水分（无）、机械杂质（无）、外观（透明）、粘度、酸值、闪点（参考）
粘度、酸值、闪点（参考）半年或根据需要
5
循环水泵出口
液控蝶阀油
#1、2机共4个
1——12月
常规分析项目和色谱分析项目
见分析报告
19
330KV电张一线PT
十二个月
常规分析项目和色谱分析项目
见分析报告
20
330KV电张二线PT
十二个月
常规分析项目和色谱分析项目
见分析报告
21
输煤#6、#7带静电除尘器整流变（14台）
十二个月
常规分析项目和色谱分析项目
见分析报告
说明：1.变压器有故障或需要时根据领导安排随时进行取样分析。
2
十二个月
常规分析项目和色谱分析项目
见分析报告
11
35KV变电站所用变
1
十二个月
常规分析项目和色谱分析项目
见分析报告
12
35KV变电站3501、3502开关
2
十二个月
常规分析项目和色谱分析项目
见分析报告
13
铁路信号楼A变65B
1
十二个月
常规分析项目和色谱分析项目
见分析报告
14
铁路信号楼B变66B
1
十二个月
1台
3、6、9、12月
水分（无）、机械杂质（无）、外观（透明）、粘度、酸值、闪点（参考）
粘度、酸值、闪点根据需要
16
斗轮机斗轮减速机
《油化验规程》word版
油化验规程第一节总则1.1概述电厂油务工作直接关系到电力系统用油设备的使用寿命和电力生产的安全经济运行。
如果油品监督维护不当，就会使油品严重劣化，从而产生严重危害。
因此，必须对用油品质进行有效的监控。
我公司油务监督工作主要包括：新油的验收，运行油的质量监督及设备检修时油质的监督和验收。
1.2油品检验项目及质量标准1.2.1入炉燃油的检验项目及质量标准（见表1-1）表1-1 入炉燃油检验项目及质量标准序号项目轻柴油牌号及质量标准检验方法检验周期10 0 -10 -20 -35 -501 水分，%（m/m）不大于痕迹GB/T260 每月一次2 机械杂质，% 无GB/T511 每月一次3 密度(20)，℃，kg/m3实测GB/T1884 每月一次4 酸值，mgKOH/100mL 不大于0.2 GB/T380 每月一次5 运动粘度（20℃），mm2/s3.0～8.0 2.5～8.0 1.8～7.0 GB/T265 每季度一次6 凝点，℃不高于10 0 -10 -20 -35 -50 GB/T510 每季年一次7 闪点（闭口），℃不低于55 不低于45 GB/T261 每季度一次8 馏程：50%回收温度，℃不高于90%回收温度，℃不高于95%回收温度，℃不高于30355365GB/T6536 每季度一次备注（1）定期测定一次入炉燃油混合样的水分和密度；（2）1、2项可用目测法，即将试样注入100mL玻璃量筒中，在室温（20℃±5℃）下观察，应当透明，没有悬浮和沉降的水分及机械杂质。
1.2.2运行中汽轮机油检验项目及质量标准（见表1-2）表1-2 运行中汽轮机油检验项目及质量标准序号项目质量标准检验方法检验周期1 外状（透明度）透明外观目视每周至少一次新设备投运前或大修后2 运动粘度（40℃），mm2/s 与新油原始测值偏离≤20%GB/T265每半年一次新设备投运前或大修后3 闪点（开口杯），℃与新油原始测GB/T267 每半年一次序号项目质量标准检验方法检验周期值相比不低于15 新设备投运前或大修后4 机械杂质无外观目视每周至少一次新设备投运前或大修后5 酸值，mgKOH/g 未加防锈剂油≤0.2 GB/T264或GB/T7599每季度一次新设备投运前或大修后加防锈剂油≤0.36 液相锈蚀无锈GB/T11143每年至少一次新设备投运前或大修后7 破乳化度，min ≤30 GB/T7605每半年一次新设备投运前或大修后8 水分，mg/L ≤100 GB/T7600每周至少一次新设备投运前或大修后9 颗粒污染度 NAS级≤8 SD313每季度一次新设备投运前或大修后1.2.3运行中汽轮机油检验项目及质量标准（见表1-3）表1-3 运行中抗燃油检验项目及质量标准序号项目质量标准检验方法检验周期ZR-881中压油ZR-881-G高压油第二个月后1 外观透明透明DL429.1 每月一次2 颜色桔红桔红DL429.2 每月一次3 酸值，mgKOH/g ≤0.25 ≤0.2 GB/T264 每月一次4 闪点，℃≥235 ≥235 GB/T3536 每季度一次5 水分，%（m/m）≤0.1 ≤0.1 GB/T7600 每季度一次6 氯含量，%（m/m）≤0.015 ≤0.010 DL433 每季度一次7 电阻率（20℃），Ω.cm —≥5.0×109DL421 每季度一次8 密度（20℃），g/cm3 1.13～1.17 1.13～1.17 GB/T1884 每半年一次9 运动粘度（40℃），mm2/s 28.8～35.2 37.9～44.3 GB/T265 每半年一次10 颗粒污染度NAS级≤6 ≤6 SD313 每半年一次备注（1）1、2、3项使用第一个月应每周检验一次；（2）4、5、6、7项使用第一个月应两周检验一次；（3）8、9、10项使用第一个月应检验一次；（4）每年至少进行一次油质全分析。
油质标准及检验周期
自燃点℃
≥530
DL/T706
7
克粒污染度NAS1638级
≤6
DL/T432
8
水分mg/L
≤1000
GB/T7600
9
酸值mgKOH/g
≤0.15
GB/T246
10
氯含量mg/kg
≤100
DL/T433
11
泡沫特性mL/mL
24℃
≤200/0
GB/T12579
93.5℃
≤40/0
24℃
≤50/0
12
断路器油检测项目：1、外状；2、PH值； 3、击穿电压;
表4运行中抗燃油质量标准
序号
项目
指标
试验方法
1
外观
透明
DL/T429.1
2
密度20℃g/cm3
1.13~1.17
GB/T1884
3
运动黏度40℃mm2/s
39.1~52.9
GB/T265
4
倾点℃
≤-18
GB/T3535
5
闪点℃
≥235
GB/T3536
≤10
≤15
≤20
≤15
≤25
≤35
每半年分析
6
界面张力25℃,mN/m
≥35
≥19
每年分析
7
介质损耗因数
90℃
500～1000
≤330
≤0.00５
≤0.010
≤0.020
≤0.040
每年分析
8
击穿电压2,KV
500
330
66-220
35及以下
≥60
≥50
≥40
≥35
风电机组液压、润滑用油的监测周期和监测项目
风电机组液压、润滑用油的监测周期和监测项目油品监测周期和监测项目监测部位 （油品类型）监测要求 监测周期监测项目备注 说明齿轮油（主齿轮箱，但不包含矿物油）必做六个月 运动粘度 必做、重点 ①新换的齿轮油在运行1~3个月内立即取样化验所有必做指标,以确认换油成功；②对确认换油成功的在用齿轮油，每隔六个月化验必做重点指标，每隔十二个月化验全部必做指标，视情化验选做指标，以监测油品的品质状况。
③根据品质状况，对在用齿轮油提出警告后，缩短取样周期进行监测。
水份含量 必做、重点 总酸值 必做 机械杂质 选做 铜片腐蚀级别选做元素含量必做、重点 红外分析必做、重点 PQ 指数必做、重点 直读铁谱读数（Ds 、DL ） 选做 分析式铁谱 选做 极压抗磨性能 选做液压油 （液压系统） 风电场视情选做六个月 运动粘度 必做、重点 ①对确认换油成功的在用液压油，每隔六个月化验必做重点指标，每隔十二个月化验全部必做指标，视情化验选做指标，以监测油品的品质状况。
②根据品质状况，对在用液压油提出警告后，缩短取样周期进行监测。
水份含量 必做、重点 总酸值必做污染度必做、重点 元素含量 必做、重点 铜片腐蚀级别选做红外分析 必做、重点 PQ 指数 必做、重点 分析式铁谱 选做 极压抗磨性能 选做润滑脂 （偏航系统等） 风电场视情选做十二个月滴点 必做、重点 ①对在用润滑脂，每隔十二个月化验全部必做指标，视情化验选做指标，以监测油品的品质状况。
②根据品质状况，对在用润滑脂提出警告后，缩短取样周期进行监测。
锥入度 必做、重点 水份含量 必做、重点 机械杂质选做 铜片腐蚀级别选做 钢网分油量测定选做红外分析必做、重点 机械安定性 选做PQ 指数 必做、重点 分析式铁谱 选做 极压抗磨性能选做。
EH油化学监督制度1
抗燃油化学监督管理规定（修订）批准：朱敏捷审核：李光斌编写：张祖德侯志琳2008-1-15抗燃油（EH）化学监督管理规定我公司机组增容改造后，DEH系统采用磷酸脂抗燃油，供油系统由集装式油箱、油泵、滤油器、安全阀、冷油器、油加热器、蓄能器、空气滤清器、液位计、温控器、磁性过滤器、油再生装置及必备的监视仪表组成。
为规范抗燃油使用、运行监督及维护管理，特制定本规定：1.系统安装要求1.1 、安装前需对EH系统有关资料熟悉掌握，各管路的联接按EH油管路有关资料进行，管子加工及安装在现场进行，当管道需要切割时必须采用切管刀。
1.2、安装前必须仔细清洗管子及各种三通、弯头、接头。
清洗管子方法：把所供的不锈钢管用高温低压蒸汽冲洗，一般要求蒸汽压力为1.0MPa，温度为300℃，冲洗管子1分钟，再把管子调头冲洗1分钟。
待管子冷却后，用铁丝把白绸布扎好，塞入管内拉擦管子内壁，直到白绸布上看不见脏点为止，或用铁丝把白绸布扎好，塞入管内，倒入一些洁净无水酒精或汽油来回拉擦管子内壁，直到白绸布上看不见脏点为止，然后用白绸布封扎住管口，以防止灰尘进入干净的管子。
清洗后的管子放在一起以便安装时使用。
1.3、需焊接的零件如接头、三通应在焊接前用汽油或酒精清洗二次，用白方绸布擦零件的内表面，保证白绸布上看不见灰点，然后将零件装在干净的塑料袋中备用。
1.4、系统管道、设备使用的密封垫（圈）应避免使用橡胶、石棉材料，宜采用聚四氟乙烯、聚乙烯、聚丙烯、氟橡胶、硅橡胶材料。
1.5、系统安全可靠，应采用独立的管道系统，以免矿物油、水分等泄露至抗燃油中造成污染，系统管路尽量减少死角，以便于冲洗系统。
1.6、 EH油管路的安装要特别注意清洁，随时用套管或白布封住管子出口，不让灰尘进入管中。
1.7、 EH油管的正常工作油压14MPa，耐压试验21MPa，因此油管路焊接质量必须保证，所有接头焊接均应采用氩弧焊，焊口进行100%探伤并合格，避免出现工作过程中断裂，造成进口抗燃油损失或被迫停机。
变压器油质及色谱分析
氧化安定性
变压器油在运行过程中不可避免地发生氧 化，在高温高负荷下，氧化会加速，油与 氧的化学反应称为油的氧化（或叫老化、 劣化）。而油抵抗氧化作用的能力，就称 为油的抗氧化安定性（或叫安定度）。
进行新油评价时，氧化安定性是一项重要 指标。
添加抗氧化剂可提高氧化安定性。
第十三页，共75页。
水分
第三十二页，共75页。
油中气体的色谱分析
① 由载流气体将已从油中脱出并待分析的气样（用进样注射 器从气路的进样口注入）带入色谱柱中；
水分
界面张力 25℃ mN/m 介质损耗因数 90℃
击穿电压 2.5mm间隙
kV
体积电阻率 90℃，Ω•m
油中含气量 体积分数%
油泥和沉淀物（质量分 数）%
设备电压等级/kV
各电压等级
各电压等级
各电压等级
各电压等级
330~1000及以上 220
110及以下
各电压等级
500-1000 ≤ 330
750-1000 500 330 220
CH4 C2H6 C2H4 C2H2 CO
了解过热故障点温度
了解有无放电现象或存在极高的过热故障点温度 了解固体绝缘的老化情况或内部平均温度是否过高
CO2 与CO结合，有时可了解固体绝缘有无热分解
第三十一页，共75页。
变压器油色谱分析步骤
包括取样、从油中脱出溶解气体及进行油 中气体的色谱分析。
变压器油的脱气方法一般采用机械振荡法， 仲裁方法采用水银真空泵法（托普勒泵 法）。
在变压器投用前应对其油品按GB/T 75952008中“投入运行前的油”的质量指标要 求作一次全分析，并进行气相色谱分析， 作为交接试验数据。
第二十六页，共75页。
水电厂技术监督检查
精品文档4.3 油、气质量技术监督油、气监督的主要任务是准确、及时地对电力系统所涉及的润滑油、绝缘油、六氟化硫以及氢冷发电机的氢气进行质量检验，为用油、气（SF6、H2）部门提供依据，与有关部门采取措施，防止油、气（SF6、H2）品质劣化，防止油系统管道、油箱腐蚀。
及时发现充油、充气电气设备中的潜伏性故障，保证发供电设备安全运行。
4.3.1 设计施工监督4.3.1.1 充油、气（SF6）电气设备的设计要符合绝缘介质的技术要求。
431.2 所选用的油、气（SFO的种类和质量要能满足所属设备（变压器、电抗器、开关、互感器、GIS、汽轮机、水轮机、润滑系统、调速系统等）的技术性能要求。
4.3.1.3 用油、气（SB H2）设备要装有相应的检测仪表和控制系统（压力表、流量表、湿度计、温度计、密度继电器等），并装有必要的检测口；各表计必须经过校准合格后才能投入使用。
4.3.1.4 用油、气（SF^、H2）设备（变压器、电抗器、开关、互感器、GIS、汽轮机、水轮机、润滑系统、调速系统等）要装有相应的吸附处理装置，以保证油（气）指标的正常。
4.3.1.5 安装在室内SR电气设备、制氢站等，其所在的房间要设计安装有良好的通风装置和泄露监测保护装置，并能满足相应的技术规范要求。
4.3.1.6 所选用的油、SE到货后必须按照验收标准进行相应的验收，不合格品不得充入设备。
4.3.1.7 用油、用气系统充油（气）前必须进行彻底清洗，清洗干净后才能注入油（气）。
500kV 变压器、200MW 以上的机组投运前要进行油中颗粒度分析，不达要求的要进行处理。
4.3.1.8 新安装的电气设备，在交付使用前应按照GB 50150-1991 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行相关试验，施工企业应向使用单位提供所有的油、六氟化硫试验分析数据。
4.3.1.9 电力建设及质量验收单位要把电力建设工程中新油、六氟化硫气体质量验收作为工程验收内容和监督考核的指标, 以确保新投运的充油（气）电气设备的安全运行。
变压器油监督周期
110kV及以上
0
0
0
0
0
3年至少一次
电力变压器
220～500kV
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
半年至少一次
≤110kV或
＞630kV·A
每年至少一次
配电变压器
≤630 kV·A
0
0
0
0
0
3年至少一次
厂所用变压器
≥35 kV或
1000 kV·A及以上
0
0
0
0
0
0
0
0
每年至少一次
注：500kV电力变压器油测定含气量。
GB/T511
180天一次
5
闭口闪点，℃
不比原始油低10℃
GB/T261
180天一次
6
酸值（mgKOH/g）
≤0.1
GB/T264
180天一次
7
界面张力25℃mN/m
≥19
GB/Tm
≥1×1010
GB/T5654
每年至少一次
11
油中含气量%
≤3
DL/T423
大修后、必要时
水溶性酸（pH）、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、界面张力、油中含气量
每180天一次
大修后、必要时
高厂备变、高公备变、施工变
水溶性酸（pH）、酸值、闪点（闭口）、机械杂质、界面张力、色谱分析、水分
每180天一次
大修后、必要时
#1、2高厂变、#1、2高公变
色谱分析、水分
每180天一次
大修后、必要时
国标运行中变压器油气体组分含量正常检测周期
油务监督控制标准
油务监督控制标准油质质量标准与试验监督周期及检验项目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 90 32 46 68 90 32 46 68 902 运动黏度（40℃）+9% +9% +9%3 黏度指数≥90 ≥90 ≥904 倾点（℃）≤-7 ≤-7 ≤-75 闪点（开口，℃）180 180 195 195 180 180 195 195 180 180 195 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9 破乳化时间（20℃min）15 30 30 15 15 30 30 15 15 30 3011 起泡沫性(ml/ml)24℃≤450/0 450/0 600/093.5℃≤90/0 90/0 90/024℃≤450/0 450/0 600/012 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 3000 2000 2000 1500 15009 液相锈蚀（合成海水）无锈14 铜片腐蚀（90℃3h）级≤115 空气释放值（50℃≤，min） 5 6 8 9 5 6 8 9 —3.1.2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NAS，≤86 酸值（mgKOH/g）未加防锈剂≤0.2，加“746”≤0.37 液相锈蚀无锈8 破乳化度（min）≤609水分(mg/L) 200MW以上≤909 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≤93.1.3 汽轮机油常规检验周期和检验项目（250MW以上）表3项目周期外观颜色酸值黏度机械杂质闪点投运12个月内每天或至少每周一次每月一次每月一次每一个月第三个月每天或至少每周一次每一个月第三个月正常运行至少每周一次每季一次每季一次半年一次每月一次半年一次项目周期颗粒度破乳化度防锈性空气释放值含水量起泡沫试验投运12个月内第一个月第六个月第一个月第六个月第一个月第六个月第一个月第六个月正常运行每季度一次半年一次半年一次每年一次每月一次每年一次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（GB2536—1990）表4序号项目质量指标1 牌号9 25 452 外观透明、无悬浮物、机械杂质3 密度（20℃，g/cm3）≤0.8954 运动黏度（mm2/s）40℃≤9 ≤11-9℃- ≤200 --30℃- - ≤18005 倾点（≤，℃）-7 -22 报告6 凝点（≤，℃）-457 闭口闪点（℃）≥140 ≥958 酸值（mgKOH/g）≤0.039 腐蚀性硫非腐蚀性硫9 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（%）≤0.059 介质损耗因素（90℃）≤0.00514 界面张力（≥，mN/m）≥40 ≥3815 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/T7595—2000）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pH >5.4 ≥4.23 酸值（mgKOH/g）≤0.03 ≤0.14 闭口闪点（≥，℃）140（9、25号）比新油原始测定值相比不低于9 95（45号）5 水分（≤，ug/L）330—500 9 15 220 15 25 ≤19及以下20 356界面张力（25℃≥，mN/m）35 197 介质损耗因素（90℃≤）500 0.007 0.020 ≤330 0.09 0.0408 击穿电压（≥，kV）500 60 50 330 50 45 66-220 40 35 35及以下35 309 体积电阻率（90℃，Ω•m）500 ≥6×99 ≥1×99≤330 ≥6×99≥5×999 油中含气量（%）330-500 ≤1 ≤1 11 油泥与沉淀物（%）≤0.0212 油中溶解气体组分含量色谱分析3.2.3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，kV 19 kV以上：投运前或大修后≥40运行中≥35 19 kV以下：投运前或大修后≥35运行中≥305 水分，mg/L19 kV以上：投运前或大修后≤1519 kV及以下：投运前或大修后≤206 酸值，mgKOH/g ≤0.17 闪点（闭口），℃与新油原始测定值相比，不低于93.2.4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 kV19 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，9、油中含气量（体积分数）厂用变压器35 kV及以上或19KV A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560kV A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35kV—19kV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19 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) 19 kV及以上19 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①220kV以上的所有变压器、容量120MVA及以上的发点厂主变压器和330kV及以上的电抗器在投运后的4、9、30天②运行中①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；①总烃包括：CH4、C2H6C2H4和C2H2四种气体；②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③大修后④必要时C2H2含量大于5uL/L；（500kV变压器为1uL/L）②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9%/月则认为设备有异常；③对330kV及以上的电抗器，当出现痕量（＜5 uL/L）乙炔时应引起注意进行追踪分析；③总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断；④新投运的变压器应有投运前的测试数据，不应含有C2H2⑤测试周期中①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投运前66kV及以上1-3年大修后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90uL/L；H2150 uL/L；C2H22uL/L（19Kv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90uL/L；H2150 uL/L；C2H22uL/L套管1）投运前2）19kV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：CH490uL/L；H2500 uL/L；C2H22uL/L（19Kv及以下）、1uL/L（220Kv-500Kv）运行中设备的色谱定期检验周期表9设备名称设备电压等级和容量检测周期电压330kV及以上容量240MV A及以上所有发电厂升压变压器3个月一次变压器和电抗器电压220kV及以上容量1200MV A及以上6个月一次电压66kV及以上容量8MV A及以上1年一次电压66kV及以下容量8MV A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。
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颗粒污染度
每六个月
闪点、倾点、密度、运动粘度、氯含量、泡沫特性、空气释放值、矿物油含量、自燃点
备注
2、补油后应测定颗粒污染度、运动粘度、密度、闪点。
3、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。
4、如油质异常，应缩短试验周期。
5、电阻率、颗粒污染度、氯含量、泡沫特性、空气释放值、矿物油含量、自燃点需外送。
外状、水溶性酸、酸值、闭口闪点、水分、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率、油中溶解气体
每三个月
油中溶解气体
每六个月
外状、水溶性酸、酸值、闭口闪点、游离炭、水分
外状、水溶性酸、酸值、闭口闪点、游离炭、水分、介质损耗因数、击穿电压、油中溶解气体
外状、水溶性酸、酸值、闭口闪点、游离炭、水分、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率
每年
油中溶解气体、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率
界面张力、体积电阻率
备注
新变压器应在投运后1天、4天、10天、30天各做一次油中溶解气体色谱分析，若无异常转为定期检测。
1、油质异常时应缩短试验周期，加强监督。
2、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率、油中溶解气体需外送。
检验周期
投运一年内监督
投运一年后监督
每周一次
外状、颜色、水分、机械杂质
外状、颜色、水分、机械杂质
每月一次
酸值
第一个月、第三个月
以后每六个月
运动粘度、开口闪点、破乳化度
第一个月以后每六个月
液相锈蚀、颗粒度
第一个月、第六个月
起泡沫试验
每三个月
酸值
每六个月
运动粘度、开口闪点、破乳化度、液ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ锈蚀、颗粒度
每年
运行中变压器油常规检验周期和检验项目
检验周期
高厂变20 kV
启备变220kV
主变500kV
设备投运前或
大修后
外状、水溶性酸、酸值、闭口闪点、水分、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率、油中溶解气体
外状、水溶性酸、酸值、闭口闪点、水分、界面张力、介质损耗因数、击穿电压、体积电阻率、油中溶解气体
起泡沫试验
备注
1、如油质异常，应缩短试验周期。
2、颗粒度、起泡沫试验需外送。
汽轮机油常规检验周期和检验项目
抗燃油常规检验周期和检验项目
检验周期
投运一个月内的监督
投运一个月后的监督
每周
外观、颜色、水分、酸值、电阻率
每两周
颗粒污染度
每月
闪点、倾点、密度、运动粘度、氯含量、泡沫特性、空气释放值
外观、颜色、水分、酸值、电阻率