中华人民共和国国家标准
运行中变压器油维护管理导则
GB/T 14542—93
Guide for maintenance and
supervision of transformer oil in service
国家技术监督局1993-07-11 批准1994-05-01
实施
本导则主要参照IEC 422《设备内矿物绝缘油监督维护导则》和BS 5730《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
GB/T 261 石油产品闪点测定法(闭口杯法)
GB/T 264 石油产品酸值测定法
GB/T 507 绝缘油介电强度测定法
GB/T 510 石油产品凝点测定法
GB 2536 变压器油
GB/T 3535 石油倾点测定法
GB/T 5654 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/T 6541 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)
GB 7252 变压器油中溶解气体分析和判断导则
GB 7595 运行中变压器油质量标准
GB 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法
GB 7598 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)
GB 7599 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB 法)
GB 7600 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)
GB 7601 运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)
GB 7602 运行中汽轮机油、变压器油T 501 抗氧化剂含量测定法(分光光度法)
GB/T 11142 绝缘油在电场和电离作用下析气性测定法
SH/T 0206 变压器油氧化安定性测定法
SD 304 绝缘油中溶解气体组分含量测定法(气相色谱法) DL 421 绝缘油体积电阻率测定法
DL 423 绝缘油中含气量测定(真空压差法)
DL 429.2 颜色测定法
DL 428.6 运行油开口杯老化测定法
DL 429.7 油泥析出测定法
DL 429.9 绝缘强度测定法
DL 450 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 低凝原油常减压蒸馏→溶剂精制→白土补充精制→过滤→加抗氧化剂。
3.1.2 原油常减压蒸馏→溶剂精制→脱蜡→加氢补充精制→白土精制→过滤→加抗氧化剂。
3.1.3 原油常减压蒸馏→脱蜡→硫酸精制→白土补充精制→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、烯烃、多环芳
烃等非理想的组分反应，最后随酸渣一起除去。适度硫酸精制比溶剂加氢精制能保留较多的
芳烃，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
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烃所组成，但
其所占的比例不同，其性能也就有所不同。环烷烃的抗氧化性能差，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。烷烃的抗氧化性
能与环烷烃差不多，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。芳烃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，双环芳烃或多或少有抑制氧化能力，多环芳烃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60～70℃起，每增加10℃油氧化速度约增加1 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
是由污染造成，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，注油后侵入油中；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DL 429.2 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出现。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GB 7600 或GB 7601 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/T 264 或GB 7599 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80
℃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。
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。
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馏份的油品，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GB 7598 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DL 423 或DL 450 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1)：按GB/T 510 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、-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。
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/T 3535。
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。
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。
a.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。
a.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，最后用蒸馏水洗净、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。
a.应用医用玻璃注射器，一般应为50～100mL 容量；
b.取样前，注射器应按顺序用有机溶剂(或清洁剂)、自来水、蒸馏水洗净，并在105℃
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
进行外观检验，国产新变压器油应按GB 2536 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
500
≥60
≤10
≤1
≤0.2
项目
击穿电压，kV
含水量，μL/L
含气量，%(V/V)
介质损耗因数90℃，%
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12 h，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60℃(制造厂另外规定除外)，连续循
环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。
表2 热油循环后油质检验指标
500
≥60
≤10
≤1
≤0.05
项目
击穿电压，kV
含水量，μL/L
含气量，%(V/V)
介质损耗因数90℃，%
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
设备电压等级，kV
220～330 66～110
≥45 ≥55
≤15 ≤15
≤1 —
≤0.5 ≤0.5
设备电压等级，kV
220～330 66～110
≥40 ≥50
≤20 ≤15
≤1 —
≤0.5 ≤0.5 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。检
验周期的确定主要考虑安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 的原则列出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：
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；
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，如现场条件允许时，则可根据需要适当增加检验次数。
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
≥220 kV
互感器
35～110kV
≥110 kV
＜110 kV 油开关
少油开关
110kV 及以
套管
上
220～500kV
电力变
压器≤110kV 或
＞630kV·A
酸
值
闪
点
水
分
游
离
碳
机
械
杂
质
水
溶
性
酸
界
面
张
力
击
穿
电
压
介
质
损
耗
因
数
0 0 0 0
0 0 0
0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
检验周期
体
积
电
阻
率
每年至少一
次0
3 年至少一次
每年至少一
次
3 年至少一次0
3 年至少一次
或换油
含
气
量
0 3 年至少一次
半年至少一
次
每年至少一
次配电变
≤630 kV·A
压器
≥35 kV 或
厂所用
1000 kV·A
变压器
及以上
注：500kV 电力变压器油测定含气量。
设备名称
变压器电抗器
互感器
套管
7.2 运行中变压器油的评价
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作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，大致可分以下几类：
a.第一类：可满足连续运行的油。各项指标均符合GB 7595 中按设备类型规定的允许
极限值的油品。此类油可继续运行，不需采取处理措施。
b.第二类：能继续使用，仅需过滤处理的油。这种情况一般是指水分含量、击穿电压不
符合GB7595 中的极限值，其他特性均属正常的油品。这类油品外观可能有絮状物或污浊物
存在，可用机械过滤去除水分及不溶物。但处理必须彻底，水分含量和击穿电压应能符合
GB7595 中的标准要求。
c.第三类：油品质量较差，为恢复正常特性指标必须进行再生处理。该类油通常表现为
油中存在不溶性或可沉析性油泥，酸值或介质损耗因数超过控制标准的极限值。此类油必须
再生处理或者若经济性合理也可更换。
d.第四类：油品质量很差，许多指标均不符合GB 7595 极限值要求。因此，从技术角
度考虑应予报废，更换新油。
表5 为运行中变压器油各试验项目超极限值的各种可能原因及相应措施，供分析研究时
参考。
0 0 0 0 0 3 年至少一次
每年至少一
0 0 0 0 0 0 0 0
次
表4 运行中变压器油气体组分含量正常检测周期
检测周期电压等级
330 kV 及以上发电厂主变、
3 个月至少一次
容量在240000 kV·A 及以上
220 kV 发电厂主变、
6 个月至少一次
每年至少一次
容量在120000 kV·A 及以上
63～110 kV 容量在8000 kV·A 及以上
220 kV 及以上每年至少一次
63～110 kV 2～3 年至少一次
自行规定自行规定
8 油的相溶性(混油)
8.1 电气设备充油不足需要补充油时，最好补加同牌号的新油。补加油品的各项特性指标都
应不低于设备内的油。如果新油补入量较少，例如小于5%时，通常不会出现任何问题；如
果新油补入量较多，特别是将较多的新油补加到已严重老化至接近运行油质量标准下限的油
中时，就可能导致油中迅速析出油泥，影响油的散热绝缘特性，甚至引起设备事故发生。因
此，在补油前应先作混油试验，无油泥析出方可混合使用。
90℃
项目
外观
颜色
水分
μL/L
酸值
mgKOH/g
水溶性酸
击穿电压
kV
介质损耗因
数
界面张力
表5 运行中变压器油超极限值原因及对策
超极限值
不透明
有可见杂质
油色太深，有异常气味
500kV 设
＞20
备
～
＞30
～
＞40
220
330kV 设备
66
110kV 设备
＞0.1
pH＜4.2
500kV 设
＜50
备
300kV 设
＜45
备
～ 66
＜35 220kV 设备
20～35kV
＜30
设备
500kV 设
＞0.02
备
≤ 330kV
＞0.04
设备
＜19
超极限值可能原因
油中含有水分或
纤维、碳黑及其他固体
物
可能过度劣化或污检查酸值、闪点、油
染
a.密封不严，潮气侵
入
b.超温运行，导致固
体绝缘老化或油质劣
化较深
a.超负荷运行
b.抗氧化剂消耗
c.补错了油
d.油被污染
a.油质老化
b.油被污染
a.油中水分含量过大
b.油中有杂质颗粒污
染
a.油质老化程度较深
b.油被污染
c.油中含有极性杂质
a.油质老化严重，油结合酸值、油泥的测
采取对策
检查含水量，调查原
因，与其他试验配合，
决定措施
泥以决定措施
a.更换呼吸器内干燥
剂
b.降低运行温度
c.采用真空过滤处理
调查原因，增加试验
次数，投入净油器或更
换吸附剂，测定抗氧化
剂含量并适当补加
与酸值进行比较查
明原因，投入净油器
查明原因，进行真空
滤油或更换新油
检查酸值、水分、界
面张力，进行再生处
理，或更换新油mN/m
油泥与沉淀
物
闪点
溶解气体
组分含量
油中气体含
量
体积电阻率
8.2 不同牌号的油原则上不宜混合使用，只有在必须混用时通过试验后方可混合使用。这是
由于不同牌号油的特性并不完全相同，其适用范围亦不相同。例如在低凝点油中混入高凝点
的油，就会导致混合油的凝点发生变化，影响设备在寒冷地区的正常使用；如果将含有不同
添加剂的油混合使用，就可能由于发生化学变化而产生杂质，威胁设备的安全运行。在特殊
情况下，如必须将不同牌号的新油混合使用时，应按混合油的实测凝点决定是否可混合使用；
如须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油凝点外，还要通过油
泥析出试验，合格后方可混合使用。
8.3 进口油或来源不明的油与不同牌号的运行油混合使用时，由于油的组成，所含添加剂的
类型并不完全相同，在混油时应特别慎重。当必须混用时，应预先进行参加混合的各种油及
混合后的油样按DL 429.6 方法进行老化试验，当混合油的质量不低于原运行油时，方可混
合使用；若相混的都是新油，其混合油的质量应不低于其中最差的一种油，并需按实测凝点
决定是否可以混用。
8.4 被混合使用油的质量都必须合格。在进行试验时，油样的混合比应与实际使用的比例相
同；如果混油比是未知的，则采用1∶1 比例混合。
9 防止运行油老化措施
9.1 为延长油的使用寿命，应对运行中油采取防劣措施。主要有：
a.安装油保护装置(包括呼吸器与密封式储油柜)，以防止水分、氧气和其他杂质的侵入。
b.安装油连续再生装置即净油器，以清除油中存在的水分、游离碳和其他老化产物。
—
应查明原因对少油
设备可换油
中有可溶性或沉析性定采取对策进行再生
油泥析出处理或更换新油
b.油质污染
有油泥和沉淀物存在
a.油质深度老化
(重量在0.02%以下可忽略
b.杂质污染
不计)
a.比新油标准低5℃。
b.比前次试验低5℃。
a.设备存在局部过热查明原因消除故障，
或电故障
b.补错了油
设备存在局部过热检查设备，找出故障
见GB 7252
或放电性故障
报告
报告
可参考国外标准最低为
(90℃)
1×1012Ω·cm
—
a.油质老化程度较深
b.油被污染
c.油中含有极性杂质
进行油处理如经
济合理可换油
进行真空脱气处理或
换油
进行追迹分析，彻底
点，消除隐患，进行真
空脱气处理
c.在油中添加抗氧化剂(常用T 501 抗氧化剂)以提高油的氧化安定性。
9.2 应根据充油电气设备的种类、型式、容量和运行方式等因素来选择油的防劣措施。
电力变压器应至少采用9.1 条中列举的一项防劣措施。其中，对1000kV·A 及以上的
电力变压器一般应装设净油器，对8000kV·A 及以上的电力变压器一般应装设密封式储油
柜。
110kV 及以上电压等级的油浸式高压互感器应采用隔膜密封式储油柜或金属膨胀器结
构。
9.3 充油电气设备一般均应安装呼吸器。呼吸器通常与储油柜配合使用，其内部装有吸水性
能良好的吸附剂(如硅胶、沸石分子筛等)，其底部设有油封。吸附剂在使用前应按规定条件
进行烘干处理(见附录A 中A2)，使用失效时应立即更换。
图1 冷冻除湿器工作原理
1—冷冻干燥器；2—储油柜；3—空气
由于一般呼吸器作用有限，特别是对油温经常变化的设备，除潮效果不好，因此，在必
要时可对110kV 及以上电压等级的电力变压器安装冷冻除湿器(热电式干燥器)(图1)。这种
除湿器既能防止外界水分的浸入，又可清除设备内部的水分。它通常与普通型储油柜配合使
用，其热电致冷组件应具有足够的功率，且能实现自动除霜操作。装有冷冻除湿器的变压器
储油柜内空间的相对湿度，应能经常保持在10%以下。
9.4 净油器是利用吸附剂对油进行连续再生的一种装置，广泛适用于不同型式的电力变压器。
净油器的使用效果主要取决于所用吸附剂的性能与用量。对于超高压设备，由于吸附剂粉尘
有可能带入油流的危险，应慎重采用。
净油器是一种渗流过滤装置，从循环动力上可分为温差环流净油器(热虹吸器)和强制环
流净油器两种。
9.4.1 温差环流净油器(热虹吸器)安装在油浸自冷及油浸风冷变压器的油箱壁上。其通用型
式规格和安装方式参见图2 及附录A 中A1，在设计与选型时可根据变压器型式和容量确定。图2 净油器安装方式
图3 强制环流净油器
(a)装在强油风冷却下端的强制环流净油器；(b)附着于水冷却器侧壁的强制环流净油器
1—壳体；2—吸附剂；3—滤网；4—取样门；5—放气塞；6—水冷却器
对容量较大的变压器，可选用图2 中Ⅰ型或Ⅱ型的净油器；对较小容量的变压器(如配
电变压器)，可选用图２中Ⅲ型净油器(联管上无阀门)或在油箱内装设吸附剂袋。净油器的尺
寸，根据设备油量而定，吸附剂用量一般为油量的0.5%～1.5%(m/m)。在一台设备上如装一
台净油器不够时，可适当增加净油器的个数。
9.4.2 强制环流净油器使用在强迫油循环的电力变压器上(图3)，一般将其联在压管段上成为
油循环的支路。强油风冷变压器的净油器可吊装在风冷却器的下端；强油水冷变压器的净油
器可附着于冷却器筒体的侧壁上。
9.4.3 净油器的吸附剂应选用吸附性能和机械强度均良好的粗孔硅胶，沸石分子筛或活性氧
化铝等，在使用前应过筛(粒度一般为4～6mm)和活化处理(见附录A 中A2)，装入净油器后
应排除内部积存的空气，使用失效时应立即更换。
9.4.4 净油器在安装和使用中，应仔细检查其油流出口滤网是否坚固完好，如发现滤网支撑
陷塌或网孔破损，应立即修理或更换，以防吸附剂颗粒漏入油系统造成不良后果。
9.5 密封式储油柜不同于普通型储油柜，在其内部装有橡胶质的密封件，使油和空气隔离开
来，以防外界水分和空气进入而导致油的氧化与受潮。但这种装置并不能清除已进入设备的
潮气和设备内部绝缘分解所产生的水分，因此要求设备整体有可靠的严密性且应事先对油作
深度净化(包括脱水脱气)。
图4 胶囊式密封储油柜
密封式储油柜通常有两种结构型式，胶囊式储油柜与隔膜式储油柜。这种储油柜在结构
上应符合全密封的要求(见图4、图5)，其中包括： 图5 隔膜式密封储油柜
1—隔膜；2—放水阀；3—视察窗；4—排气管；5—注放油管；
6—气体继电器联管；7—集气盒；8—呼吸气；9—入孔；
10—铁磁式油位计；11—连杆
a.安全气道改为压力释放器；
b.采用压油袋式油位计或铁磁油位计。
9.5.1 储油柜密封件(胶囊或隔膜)所用材质应具有良好的气密性、耐油性、柔软性、韧性、
耐老化性和足够的机械强度。密封件在安装前应严格检查，不应有龟裂、开胶、破损等缺陷。
并经检漏试验合格。
9.5.2 储油柜密封件的安装应按制造厂说明书的要求进行。安装前，须将储油柜内表面上的
毛刺和焊渣清理干净。安装时，应防止密封件发生扭曲或皱皮而导致损伤。注油时，应设法
排尽变压器内死角处可能积存的空气，且所用油应经真空脱气处理，油质合格油中总含气量
小于1%。
9.5.3 密封式储油柜在运行中，应经常检查柜内气室呼吸是否畅通，油位变化是否正常，如
发现呼吸器堵塞或密封件油侧积有空气，应及时排除，以防发生假油位或溢油现象。
9.5.4 装有密封油柜的变压器，如密封件破损、设备上密封点泄漏、潜油泵故障以及绝缘老
化等原因，潮气会侵入，因此，应定期检查油质情况，特别是油中含气量和含水量的变化，
如有异常，应查明原因，消除缺陷，并对油及时进行脱气除潮。
9.6 含有T 501 抗氧化剂的变压器油通常适用于不同的充油电气设备，但适合添加T 501
抗氧化剂的油一般是良好精制的新油(包括再生油)和老化轻微的运行油。因此，在油中添加
或补加抗氧化剂时，应注意以下事项：
a.药剂的质量应按标准(附录A4)进行验收合格。并注意药剂的保管，以防变质。
b.对不明牌号的新油(包括进口油)、再生油以及老化污染情况不明的运行油应作油对抗
氧化剂的感受性试验，以确定是否适宜添加和添加时的有效剂量。如遇感受性差的油，必要
时，可将油净化或再生处理后，再作添加试验。
c.油中T 501 抗氧化剂含量，对新油、再生油，应不低于0.3%～0.5%；对运行油，应
不低于0.15%。当其含量低于以上规定值时，应进行补加。补加时，油的pH 值不应低于5.0。
d.运行油添加抗氧化剂应在设备停运或检修时进行。添加前，应先清除设备和油中的油
泥、水分和杂质，且油耐压试验合格。
应采用热溶解法添加，即将T 501 抗氧化剂，在50℃下配制成含5%～10%药剂的油溶
液，然后通过滤油机，将其加入循环状态的设备油中并混合均匀，以防药剂过浓导致未溶解
的药剂沉积在设备内。添加后，油的电气性能应试验合格。
e.对于含抗氧化剂的油，在使用中，应定期测定油中抗氧化剂的含量，了解油质变化与
抗氧化剂的消耗情况。如发现油质已老化严重，且抗氧化剂含量已低于规定时，应对油进行
处理，当油质合格后再补加抗氧化剂。
9.7 为增进油防劣措施的效果，应注意对几种防劣措施的配合使用和加强有关监督与维护工
作。
对大容量或重要的电力变压器，必要时可采用两种或两种以上防劣措施的配合使用，以
发挥它们的协同效应，促进防劣效果。
在运行维护上，应避免足以引起油质劣化的运行方式(超负荷、超温运行)和采取防止油
质劣化的因素(如降低运行油的温度，定期清除油中气体、水分、油泥与杂质等)。另外，还
要做好设备检修时的加油、补油和内部清洗等工作。
10 油处理方法
10.1 净化处理：指仅用物理方法除去油中水分、气体和固体颗粒等，使油的有关指标达到
要求，常用的方法有：机械过滤、离心分离和真空过滤。使用时，应根据油净化指标的要求
和处理方法的特点进行选择。
10.1.1 机械过滤：常用压力式过滤机(规格见附录A 中A3.1)。其工作原理是借油泵压力将
油通过过滤介质(一般用滤纸)以除去油中水分、油泥、游离碳、纤维及其他机械杂质，改善
油的电气性能。但它不能有效地除去溶解的或胶态的杂质，也不能脱除气体。使用压力式过
滤机时，应注意下列事项：
a.过滤机的脱水能力取决于过滤介质的干燥程度，因此，过滤介质在使用前须充分烘干。
过滤含水的油时，过滤介质将会迅速地与油中的含水量达到平衡状态，而油中的饱和含水量
随温度的升高而增加，因此，在较低温度(一般低于40～45℃)下过滤，将有利于脱水效果的
提高。
b.监督滤油机的工作状况，主要靠观察进口油压和测定滤出油的击穿电压(或含水量)，
如发现过滤过程中进口油压增加较多或滤出油击穿电压值降低，须采取更换滤纸等措施。
c.当过滤含较多油泥及其他污染物的油时，须增加更换滤纸的次数，必要时，可采用预
滤装置(滤网)以提高过滤效率和延长滤纸的使用时间。
d.处理超高压设备用油时，可将压滤机与真空过滤机配合使用，以提高油的净化程度。
10.1.2 离心分离机：当处理含有大量水分、碳渣、油泥等悬浮污物的油，而利用压力式过滤
机不能达到高效率净化时，须采用离心式分离机。离心式分离机(规格见附录A 中A3.2)是借具有碟形金属片的转鼓，在高速旋转下产生
的离心力，使油和水分、杂质分开而达到净化目的。但它不能除去溶解的水分，且对油的净
化程度不及压力式过滤机。因此，离心式分离机通常只能作为一种粗滤装置，预置于压力式
过滤机之前配合使用。
10.1.3 真空过滤机使油在高真空和适当温度下雾化，或油流形成薄膜，以脱除油中气体和微
量水分，适用于对油的深度脱水脱气处理。
真空过滤装置常用的有两种：一种只配有一个真空罐，称一级真空滤油机；另一种配有
两个真空罐，称二级真空滤油机(规格见附录A3.3)。真空过滤机还配有加热器、滤网、油泵、
真空泵和冷凝器等部件。真空罐结构常用的也分两种：一种在罐内设有喷嘴，压力油经喷嘴
喷入进行雾化；另一种在罐内设有许多挡板或其他填料，使油流形成薄膜。真空罐结构的优
劣与净化效率密切相关。
使用真空过滤机时，应注意以下事项：
a.对一套装置而言，油中水分和气体的脱除，取决于真空度和油的粘度。
真空度越高，水汽化温度越低，脱水效果越好。油温一般控制在60～80℃以下，以防油质
氧化或引起油中轻组分的损失。
b.处理含有大量水分或固体物的油，配合使用离心式分离机或压力式过滤机以提高净化
效率。
c.对超高压设备用油作深度脱水脱气时，采用二级真空滤油机，滤油机真空度(残压)保
持在133Pa(1 Torr)以下。
d.在过滤过程中定期测定进出口油的含气量和击穿电压(或含水量)，以监督滤油机的净
化效率。
10.1.4 对运行油过滤处理时，一般应在设备停运或检修时进行。滤油方法通常有两种：一是
直接循环法(见图6)，即将滤油机与设备连成循环回路，对设备中油进行连续循环过滤；另
一是间接循环法(见图7)即将滤油机串接在设备与油处理用油罐之间，先把设备中油过滤入
油罐，待对设备内部工件脱除水分、气体后，再用过滤机由油罐抽油返回设备。当间接循环
法不能实施时(如变压器壳体不能承受真空)，采用直接循环法，为提高直接循环过滤油的效
果，在实施时应注意以下事项：
图6 直接循环法滤油
1—变压器；2—过滤机图7 间接循环法滤油
1—变压器；2—过滤机；3—油罐车
a.滤油机进出口油管与设备连接分别接在对角线上，并在处理过程中，改变回油进入设
备的位置，以避免设备内有循环不到的死角；
b.循环过滤次数，视油中污染物含量和过滤机效率而定，一般不少于3 次；
c.将未参加循环的油，如变压器的冷却器、有载调压开关油泵、储油柜等内部的油，放
出过滤后再分别返回设备内。
10.1.5 在特殊情况下，需对变压器进行带电滤油时，应做好安全措施，须特别注意：
a.避免管路系统进气和跑油，以免发生事故；
b.在不改变油原来循环方式的原则下，合理选择滤油机进出油管与变压器的连接方式以
免影响变压器绕组的散热；
c.控制油流速不能过大，以免产生流动带电而引起危险。
10.2 再生处理：指用物理化学方法或化学方法除去油中的有害物质，恢复或改善油的理化
指标。
再生处理的常用方法有：吸附剂法和硫酸白土法。吸附剂法使用方便，适合于处理劣化
程度较轻的油；硫酸白土法操作较复杂，适合于处理劣化程度较重的油(如废油)。可根据油
质的劣化程度与具体条件选用上述方法。
再生处理往往需要在事前对油作净化处理，特别是含有较多水分和杂质的油，应先对它
除去水分杂质后，才进行再生，以保证再生处理的效果。另外，再生后的油也应经过严格的
过滤净化才能使用，以防吸附剂等的残留物带入运行设备。
10.2.1 吸附剂法：可分为接触法与渗滤法。接触法只适合处理设备上换下的油；渗滤法既适
合处理换下来的油，也适合处理运行油。
a.接触法：系采用粉状吸附剂(如活性白土、801 吸附剂等)和油在搅拌接触方式下再生。
接触法再生处理效果与温度、接触搅拌时间以及吸附剂性能、用量等因素有关。应根据油质
劣化程度并通过小型试验确定处理时的最佳工艺条件。另外，还要注意在处理过程中由于温
度过高或加入吸附剂，油中原来含有的添加剂发生损失。图8 吸附剂压力式渗滤法处理运行油
1—变压器；2—加热器；3—净油器；4—过滤机
b.渗滤法：即强迫油通过装有颗粒状吸附剂(如硅胶、颗粒白土、活化氧化铝
等)的净油器(包括压力式净油器与重力式净油器)，进行渗滤再生处理(见图8)。这种装置的
结构原理和强制环流净油器一样，不同的是它不是附加在运行设备上的连续再生装置，而是
在需要时才连接于设备上使用，在特殊情况下，也可对运行油进行带电处理。渗滤法应根据
吸附剂性能选择处理温度，使用硅胶吸附剂时，温度一般为30～50℃，使用活性氧化铝时，
温度一般为50～70℃。
10.2.2 硫酸白土法：主要包括两个工序——硫酸处理与白土处理。硫酸处理能除去油中多种
老化产物，配合白土处理又能清除酸处理后残留在油中的不良物，进一步改善油质。
应根据油老化程度和对再生油的质量要求，通过试验确定再生药剂用量与处理的工艺条
件。
为改善硫酸白土法再生油的氧化安定性，可通过试验，在再生油中添加0.3%～0.5%T
501 抗氧化剂或与一定比例的新油混合使用。
对老化特别严重的油，可在工艺过程中增加碱处理工序，即采用酸碱白土法。
11 技术管理与安全要求
11.1 库存油管理应严格做好油的入库、储存和发放三个环节，防止油的错用、错混和油质
劣化。
11.1.1 对新购进的油，须先验明油种、牌号并检验油质是否合格。经验收合格的油入库前须
经过滤净化合格后方可注入备用油罐。
11.1.2 库存备用的新油和合格的油，应分类、分牌号、分质量进行存放。所有油桶、油罐必
须标志清楚，挂牌建帐，且应帐物相符，定期盘点无误。
11.1.3 库存油应严格执行油质检验。除按规定对每批入库、出库油作检验外，还要加强库存
油移动时的检验与监督。油的移动包括油罐、倒桶以及原来存有油的容器内再进入新油等。
凡油在移动前后均应进行油质检验，并作好记录，以防油的错混与污染。对长期储存的备用
油，应定期(一般3～6 个月一次)检验，以保持油质处于合格备用状态。
11.1.4 为防止油在储存和发放过程中发生污损变质，应注意：
a.油桶、油罐、管线、油泵以及计量、取样工具等必须保持洁净，一旦发现内部积有水
分、脏物或锈蚀以及接触过不同油品或不合格时，均须及时清除或清洗干净；
b.尽量减少倒罐、倒桶及油移动次数，避免油质意外的污损；
c.经常检查管线、阀门开关情况，严防串油、串汽和串水； d.准备再生处理的污油、废油用专门容器盛装并另库存放，其输油管线与油泵均与合格
油严格分开；
e.油桶严密上盖，防止进潮，并避免日晒雨淋，油罐装有呼吸器并经常检查和更换其吸
潮剂。
11.2 应根据实际情况，建立有关技术档案与技术资料。主要有：
11.2.1 主要用油设备台帐：包括装设地点、容量、电压等级、油种、油量、油保护方式、投
运日期及移动情况等记录；
11.2.2 主要用油设备运行油油质检验台帐：包括换油、补油、防老化措施执行、运行油处理
等情况记录；
11.2.3 主要变压器等用油设备中气体色谱分析台帐：包括异常情况检查与处理记录；
11.2.4 主要用油设备大修检查记录；
11.2.5 旧油、废油回收和再生处理记录；
11.2.6 库存备用油油质检验台帐：包括油种、牌号、油量及油移动等情况记录。
11.3 油库、油处理站设计必须符合消防与工业卫生有关要求。油罐安装间距及油罐与周围
建筑的距离应具有足够的防火间距(附录B)，且应设置油罐防护堤。为防止雷击和静电放电，
油罐及其连接管线，应装设良好的接地装置，必要的消防器材和通风、照明、油污、废水处
理等设施均应合格齐全。油再生处理站还应根据环境保护规定，妥善处理油再生时的废渣、
废气。
11.4 油库、油处理站及其所辖油区应严格执行防火防爆制度。杜绝油料的渗漏与泼洒，地
面油污应及时清除。严禁烟火，对用过的沾油棉物及一切易燃物品均应清除干净。油罐输油
操作应注意防止静电放电，查看或检修油罐油箱时，应使用低电压安全行灯并注意通风等。
11.5 从事接触油料工作必须注意有关保健防护措施。尽量避免吸入油雾或油蒸气；避免皮
肤长时间过多地与油接触，必要时操作需戴防护手套及围裙，操作前也可涂抹适当的护肤膏。
操作后及饭前将皮肤上的油污清洗干净，油污衣服应经常清洗等。
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)
A1 净油器(热虹吸器)型号规格(见表A1 和图A1)
硅胶用量
高度，mm 净油器型号
kg L
Ⅰ-1 1000 10 20
Ⅰ-2 1000 25 50
Ⅰ-3 1000 50 100
Ⅰ型
表A1
直径，mm
160
260
360
440 Ⅰ-4 1000 75 150
Ⅰ-5 1000 510 100 200
Ⅰ-6 1000 600 125 250 Ⅱ型
名
称
Ⅲ型
硅
胶
A2 常用吸附剂性能(见表A2)
活
性
氧
化
铝
分
子
筛
( 沸
石)
Ⅰ-7 1000
Ⅰ-8 1000
Ⅰ-9 1000
Ⅱ-1 1000
Ⅱ-2 1000
Ⅱ-3 1000
Ⅲ-1 450
Ⅲ-2 505
Ⅲ-3 508
Ⅲ-4 685
Ⅲ-5 735
化学
成分
型
号
细
孔
mSiO2xH2O
变色硅胶浸有
COCL2
粗
孔
变
色
A
型3 2
mAl2O3、xH2O
通式为
Al O . ) O . a (M2
n ( 常
b·(SiO2)·c(H2O) 用)
.
(M 一般为K、Na、Ca) X
150 670
175 720
200 775
35 300
48 350
60 400
1.0 100
2.5 140
5.0 180
7.5 200
10.5 220
表A2
活化温活性表
度面积形状
℃ m2/g
450～
干燥时呈
乳白色块
状或球状
结晶， 孔600
300～
变色硅径：粗孔胶
500
胶为8 ～
120℃ 10nm
细孔胶为
2nm
块状、球状
或粉状结
180～
晶， 孔径300 370
～ 2.5
5.5nm
条状或球
450～
形孔径3～
550 10A
300
350
400
70
96
120
2
5
10
15
21
最佳使
能吸附的组用
温度， 分
℃
30～50
水分、气体、
有机酸等氧
化产物(细孔
硅胶多用于
吸水，粗孔
硅胶多用于
油处理。变
色硅胶作吸
附剂吸水性
指示用)
有机酸及其
50～70
他氧化产物
25～
150
水、气体、
不饱和烃、
有机酸等氧
化产物(3A、
4A、5A 型分
型n 为阳离子价数
a、b、c 均为系数Y
型
无定形或通式为
MSiO2·NAl2O3(含少量结晶状的100～
白色粉末FeO，Fe2O3，SiO2， 300
活
性
白
土MgO 等)M、N 为系数或粒状
SiO2·Al2O3
(担体为稀土Y 型分子微球状530 801
筛)
高
铝
微
球
图A1 净油器形状
A3 常用油处理设备规格
A3.1 压力式滤油机(见表A3)
表A3
100～ 450～
150 600
50～60 120
子筛多用于
吸水5A 型
分子筛可用
于油处理)
不饱和烃，
树指及沥青
质有机酸、
水分等(用于
油接触法再
生处理)
除去酸性组
分及其他氧
化产物(用于
接触法再生
油)
出力
L/min
30
50
150
型号
30
50
100 100 0～0.3
120 120 0～0.2
150
A3.2 离心式滤油机(见表A4)
型号
15
30
50
直径，mm
320
A3.3 绝缘油真空滤油机(见表A5)
滤油能力
油量，
L/min
≥50
100～160
50
100
100
型号
-50
-100
-50
-100
-12
项目
A4 T 501 抗氧化剂的质量标准(见表A6)
表A6
压力
MPa
0～0.1
0～0.3
0～0.3
转鼓
转速，r/min
7250
6000
6000
表A5
一次提高
耐压
kV
10～20
10～20
10～20
10～20
＞60
真空度
96×103～99×
103
＞96×103
97×103～99×
103
93×103～99×
103
Pa
—
专业标准SH 0015
齿轮泵规格
分离目数
9460
出力，L/min
＞30
＞50
＞100
＞120
＞150
表A4
泵工作压力
MPa
0.039～0.34
0.09～0.34
0.09～0.29
0.039～0.29
—
压力，MPa
0.441
0.441～0.588
0.588
0.519
0.588
生产能力
L/h
1500
3000
5000
度
最高温
℃
65
100
60
60
86
动机型号
JO-32-4
JO-32-4
JO2-2-4T2
JO2-31-4T2
JO-42-4
JO２-32-4T2
油泵额定流
量
L/min
＞1500
＞3000
＞5000
电机功
备
注
一
级
率
kW
28
5.5
2.8
5.5
—
一
级
一
级
一
级
二
级
试验方法合格品一级品
0.03 0.015
68.5～70.0 69.0～70.0
0.03 0.01
0.06 —
GB 617
GB 509
GB/T 6062)
GB/T 261 —
外状白色结晶1) 白色结晶目测
游离甲酚，%，不大于附录
初熔点，℃
灰分，%，不大于
水分，%，不大于
闪点，℃(闭口) 报告
注：1)贮存后允许变为淡黄色但仍可使用。
2)测定水分时，手续改为取3～4mL 溶液甲，以溶液乙滴定至终点不记录读数，然后
迅速加入试样1g(称准至0.01g)在不断搅拌下使之溶解，用溶液乙滴定至终点。
附录B
油库的安全要求
(补充件)
B1 油库储油罐的防火距离
B1.1 一个油罐区内油罐壁间的防火距离(见表B1)。
表B1
油罐型式地下式半地下式地上式
闪点在45℃以上的可燃油0.4D 0.5D 0.75D
注：D 为两相邻油罐中较大的油罐直径，m。
B1.2 油贮罐与周围建筑物的防火距离(见表B2)。
表B2
防火距离， m
一个油罐区总贮油量， m3
建筑物耐火等级
一、二级四级三级
5～250
25.1～1000
1001～5000
5001～25000
20
25
30
40
15
20
25
30
12
15
20
25
注：①防火间距应从距建筑物最近的贮罐外壁算起，但防火堤外侧基脚线至建筑物的距离最
小不应小于10m。
②一个单位如有几个储罐区之间的防火间距不应小于表中相应贮量四级建筑的间距值。
③建筑物的耐火等级，是由组成房屋构件的燃烧性能和构件最低的耐火极限决定。具体
是一级为1.50h，二级为1.00h，三级为0.50h，四级为0.25h 时。
附录C
变压器油国内外标准索引
(参考件)
表C1 标准名称
变压器油
(矿物)规范
运行中变压
器油维护管理
导则
取样方法
颜色测定法
石油和液体
石油产品密度
测定法( 密度
计法)
界面张力测
点测定法
石油产品闪
(闭口杯法)
石油产品运
动粘度测定法
和动力粘度计
算法
序
号
1
2
3
4
5
6
7
8
9
定法
ISO 2719
IEC 294
6
ISO 3104，ISO
2909
ISO 3448；
IEC 296A；
IBC 588—2
石油产品凝GB/T 510 ISO 3016
国内标准号
GB 2536
代替GB
2536—81
GB/T 14542
GB 7597，4756
DL 429.2
GB/T 1884
GB/T 6541
GB/T 261
GB/T 265
国际标准号
IEC 296
IEC 422
ISO 3170，ISO
3171
IEC 475
ISO 2049
ISO 3838，ISO
3675，IEC 296，
IEC 588—2
ISO/DIS 6295
IEC 422
其他国家标准号
ASTM D1040，ASTM D3146，
ASTM D3487 ， BS 148 ， DIN
57370，STAS 811，JISC 2320，
ГОСТ 982，ГОСТ1021，
NFC 27—101 ， C50 ，
FSVV—1—1530a
BS 5730 ， NF C27—222 ，
ANST/IEEE C57.106，DIN 57370
ANSI/ASTM D923 ， ASTM
D1089，IP 51、206，ГОСТ
2255，ГОСТ 6581，ГОС
Т 2517，DIN 51750，JIS K2251，
UIE C27—475，ASTM D270，
ASTM D3613，ASTM D4057
ANSI/ASTM D1500 ， ASTM
D1524，ASTM D2124，ГОС
Т 2667，ГОСТ 20284，TP
196，JIS
K2589
ANSI/ASTM D1481 ， ASTM
D1810 ； ASTM D1298 ， JIS
K8804，K2249，ГОСТ 3900，
18995.1，IP 160
ANSI/ASTM D971 ， ASTM
D1902 ， ASTM D2285 ， STAS
9654
ANSI/ASTM D92；JIS K2265；
ГОСТ 6365 ； IP 34 ；DIN
51755
ASTM D445；IP 71；JIS K2283；
ГОСТ 33
ANST/ASTM D17，ASTM D97；
点测定法
10
11
水分定量测
12
定法
石油产品和
添加剂机械杂
质测定法( 重
量法)
油中颗粒数
及尺寸分布测
量方法( 自动SD 313
颗粒计数仪
法)
13
酸值( 或中GB/T 264
GB 7599 和值)测定法
14
定法
T 501 抗氧
化剂含量测定
15
法( 分光光度
16
17
法)
加抑制剂的
矿物绝缘油氧
化安定性测定
法
石油产品灰
分测定法
腐蚀测定法18
绝缘油介电
19
水溶性酸测GB/T 259，GB
7598
GB 7602
GB/T 12580
GB/T 508
DL 429.8
GB/T 507
DL 429.9 强度测定法
代替IEC 296A
YS—10—1
GB 7600 ，GB
7601
GB/T 260
GB/T 511
ISO 3733
ISO 6296
IEC 733
代替
YS—14—1
ISO 6618
IEC 296
—
IEC 588
ISO 4263
IEC 74，474
ISO DIS 3987
ISO 2160，ISO
5662 IEC 296
IEC 156
IP 15 JIS K2269
ASTM D95 ， ASTM D1533 ，
ASTM D1744；ГОСТ 7822，
ГОСТ 14870 ， IP 74 ， JIS
K2275
Г О С Т 6370 ， Г О С Т
10577
ASTM F661
ANST/ASTM D664 ， ASTM
D974 ， ASTM D1045 ， ASTM
D1534，JIS K2330；ГОСТ
5985，ГОСТ 11362
ГОСТ 6307
ANSI/ASTM D1701 ， ASTM
D1473，ASTM D2668
ANSI/ASTM D942 ， ASTM
D1313 ， ASTM D1904 ASTM
D1934，ASTM D1936—a，ASTM
D2112，ASTM D2442，ГОС
Т 981，ГОСТ 11257，ГО
СТ 12497
ASTM D482，ASTM D874 JIS
K2272，ГОСТ 1461
ANSI/ASTM D1275 ， ASTM
D130
ANSI/ASTM D877 ， ASTM
D1816 ， ASTM D3300 ， JIS
C2330，VDEC 270/4，BS 1923，
20
21
22
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
绝缘油体积
电阻率测定法
在电场和电
离作用下绝缘
油析气性测定
法
绝缘油中含
23
气量测定法
24
25
26
矿物绝缘油
芳烃含量测定
法
矿物绝缘油
芳碳含量测定
法( 红外光谱
分析法)
石油倾点测
定法
注：GB——国家标准ГОСТ——苏联国家标准
SD——水利电力标准BS——英国国家标准
ISO——国际标准化组织标准IP——英国石油协会标准
ISO/DIS——国际标准草案UTE——法国标准(NF)
IEC——国际电工委员会标准DIN——联邦德国工业标准
FS——美国联邦规格标准VDE——联邦德国电工联合会标准
ANSI——美国国家标准STAS——罗马尼亚标准
ASTM——美国材料与试验协会标准CAN——加拿大标准
JIS——日本国家标准
D1 一些气体在变压器油中的溶解度系数(p=0.101 3MPa)见表D1。
BS 148；ГОСТ 6581
ANSI/ASTM D924 Г О С Т
IEC 247，250 GB/T 5654 6589，JISC 2330
GB/T 5654
IEC 247，250 ASTM D1169 DL 420
ANSI/ASTM D2298 ， ASTM
D2300ГОСТ13003
IEC 628 GB/T 11142
ANSI/ASTM D831 ， ASTM
D1827，ASTM D2945，ASTM DL 429，DL 450 IEC 567
D3612
IEC 590 GB 7604 ANSI/ASTM D611
IEC 590 GB 7603 ANSI/ASTM D611
ISO 3016 GB/T 3535 ASTM D97
附录D
气体在变压器油(绝缘油)中的溶解度系数
(参考件)
依据H2
温
度
℃
IEC567 0.05 20
(1977) 0.05 50
原水利电20 — — — — — — — — — — —
力部标准
50 0.06 0.09 0.12 0.17 0.39 0.92 1.02 1.46 2.30 — —
SD 304
注：①溶解度系数又称奥斯特瓦尔德(Ostwald)系数，指在一定温度和一定气体分压下气液平
衡时，单位体积液体内溶解的气体体积数。
②原水利电力部标准SD 304 为国产变压器油的测定数据。
附加说明：
本标准由电力工业部提出。
本标准由电力工业部西安热工研究所技术归口。
本标准由电力工业部西安热工研究所，湖南电力试验研究所，湖北电力试验研究所起草。
本标准主要起草人孙坚明、李荫材、郝汉儒、孙桂兰。
表D1
CO CH O CO N 2 4 2 2 C2H6 C3H6 C3H8 C2H4 C2H2
10.0 3.4 0.12 0.17 0.43 1.08 1.20 1.70 0.09 —
— — 0.12 0.17 0.40 1.00 0.90 1.40 1.80 0.09
_________________