运行中变压器油质量标准 GB7595—87
变压器油样检测参考标准
变压器油样检测参考标准一、概述变压器油样检测是保障变压器正常运行的重要手段之一，通过对变压器油的物理性质、化学性质、电气性质、污染物质、机械性能、运行状态、环境因素和安全性能等方面的检测，可以全面了解变压器的运行状态和预测潜在问题，为及时采取维护措施提供科学依据。
二、物理性质1.颜色：变压器油通常为浅黄色或无色透明液体，如果颜色发生变化，可能是油品劣化的表现。
2.气味：变压器油应具有清淡的芳香味，如有刺激性气味或异味，可能是油品污染或劣化的表现。
3.粘度：变压器油的粘度应适中，如果粘度过高或过低，可能是油品劣化的表现。
4.闪点：变压器油的闪点应不低于135℃，如果闪点过低，可能存在安全隐患。
5.密度：变压器油的密度应适宜，如果密度过大或过小，可能是油品劣化的表现。
三、化学性质1.酸值：变压器油的酸值应不大于0.1mg KOH/g，如果酸值过高，可能表明油品劣化或污染。
2.水分：变压器油中的水分应不大于30ppm（体积分数），如果水分过高，可能引起设备腐蚀和绝缘性能下降。
3.机械杂质：变压器油中的机械杂质应不大于15ppm（体积分数），如果机械杂质过多，可能影响设备的正常运行。
4.总硫含量：变压器油中的总硫含量应不大于300ppm（体积分数），如果总硫含量过高，可能引起设备腐蚀和绝缘性能下降。
5.氯含量：变压器油中的氯含量应不大于30ppm（体积分数），如果氯含量过高，可能引起设备腐蚀和绝缘性能下降。
四、电气性质1.介质损耗因数：变压器油的介质损耗因数应不大于0.5%，如果介质损耗因数过大，可能表明油品劣化或污染。
2.击穿电压：变压器油的击穿电压应不低于35kV/mm，如果击穿电压过低，可能表明油品劣化或污染。
3.电导率：变压器油的电导率应不大于50pS/m，如果电导率过大，可能表明油品劣化或污染。
五、污染物质1.颗粒物：变压器油中的颗粒物应不大于10ppm（体积分数），如果颗粒物过多，可能影响设备的正常运行。
绝缘油试验标准化作业指导书
绝缘油试验标准化作业指导书（试行）一.适用范围适用于绝缘化学监督工作中进行绝缘油试验的检测工作。
二.引用标准和规程GB7595-87《运行中变压器油质量标准》GB/T17623-1998《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》GB/T 507-86《绝缘油介电强度测定法》GB 7600-87《运行中变压器油水分含量测定法》GB/T 261-83《石油产品闪点测定法（闭口杯法）》GB/T 7599-87《运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法》GB/T 7598-87《运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法》GB 7597-87《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》GB/T 6541-86《石油产品对水界面张力测定法（圆环法）》GB/T 5654-85《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》DL 423-91《绝缘油中含气量的测定真空压差法》DL 429.9-91《绝缘油介电强度测定法》三.安全工作的一般要求1 基本要求1.1为了保证工作人员在现场试验中的人身安全和电力设备的安全运行，必须严格执行DL409《电力安全工作规程》。
1.2工作人员与带电高压设备的安全距离表1 高压设备带电时的安全距离2保证安全的组织措施2.1在电气设备上工作，保证安全的组织措施1.1.1工作票制度2.1.2工作许可制度2.1.3工作监护制度2.1.4工作间断、转移和终结制度2.2在不停电的情况下，进行绝缘油和六氟化硫气体的取样及试验工作，应填写第二种工作票。
2.3在停电的情况下，进行绝缘油和六氟化硫气体的取样及试验工作，应填写第一种工作票。
四.绝缘油的取样工作1．安全工作要求1.1新油的验收、新油处理过程中的检验、为交付运行的新设备取样检验取样前应征得现场工作负责人的许可。
1.2在不停电的情况下，进行绝缘油的取样工作，应填写第二种工作票。
1.3在停电的情况下，进行绝缘油的取样工作，应填写第一种工作票。
电力用油质量标准、试验方法及管理教材
国能浚县生物发电有限公司National Bio Energy XunXian Go., Ltd.电力用油质量标准、试验方法及六氟化硫管理制度2006-12-00 发布2006-00-00实施国能浚县生物发电有限公司发布油务管理制度1.适用范围本制度规定了我厂生产用油及六氟化硫的管理职责、管理内容与质量要求、采用的技术标准和导则。
本制度适用于生产用新油（六氟化硫）验收、运行油（六氟化硫）的监督及维护管理。
2.油质化验和管理采用的技术标准和导则下列标准中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
如果所引用的标准有新的版本，新版本自动生效。
2.1 GB 7597-87 电力用油（汽轮机油、变压器油）取样方法(机械油及抗燃油参照执行）2.2 绝缘油采用的技术标准GB/T 261 石油产品闪点测定方法（闭口杯法）GB/T 264石油产品酸值测定方法GB/T 507 绝缘油介电强度测定方法GB/T 510 石油产品凝点测定方法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方法（圆环法）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 运行中汽轮机油、变压器油酸值测定方法（BTB）GB 7600 运行中变压器油水分测定法（库仑法）GB 7602 运行中汽轮机油、变压器油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 变压器油氧化安定性测定法DL 421 绝缘油体积电阻率测定法DL 429.2 颜色测定方法DL 429.6 运行油开口杯老化测定方法DL 429.7 油泥析出测定法DL 429.9 绝缘强度测定法GB/T 17623-1998 绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法GB/T7596-2000 电厂用运行中汽轮机油质量标准GB/T 7595-2000运行中变压器油质量标准DL/T722-2000变压器油中溶解气体分析和判断导则GB/T 2536-1990变压器油GB/T 14542–93运行中变压器油维护管理导则DL/T 596-1996 电气设备预防性试验规程2、3六氟化硫监督采用的技术标准GB12022—89 六氟化硫新气质量标准DL/T595-1995 六氟化硫电气设备气体监督细则DL/T 596-1996 电力设备预防性试验规程。
运行变压器油质量标准
运行变压器油质量标准变压器油是变压器中必不可少的重要绝缘介质，其质量直接关系到变压器的安全运行和性能稳定。
为了保证变压器油的质量，各国都制定了相应的变压器油质量标准。
本文将围绕运行变压器油质量标准展开讨论，以期为相关工作者提供参考。
首先，变压器油的质量标准主要包括以下几个方面：1. 外观质量，变压器油应呈透明状，无悬浮物和沉淀物，无机械杂质，无色泽不均匀和发黑现象。
2. 化学指标，包括闪点、倾点、酸值、介电损耗因数等指标，这些指标直接关系到变压器油的绝缘性能和热稳定性。
3. 物理指标，主要包括密度、粘度、含水量等指标，这些指标反映了变压器油的流动性和稳定性。
其次，根据不同国家和地区的标准要求，变压器油的质量标准也会有所不同。
例如，国际电工委员会（IEC）制定的IEC60296标准规定了变压器油的质量要求，而美国标准化协会（ASTM）也制定了相应的变压器油质量标准，不同的标准对变压器油的质量指标和测试方法有着具体的规定。
此外，为了确保变压器油的质量达到标准要求，需要采取相应的质量控制措施。
首先是对原油进行严格的筛选和检测，确保原油的质量符合要求；其次是在生产过程中严格控制各项工艺参数，确保变压器油的生产过程符合标准要求；最后是对成品油进行全面的检测和验证，确保变压器油的质量达到标准要求。
总之，运行变压器油质量标准对于保证变压器的安全运行和延长其使用寿命具有重要意义。
各国和地区都制定了相应的变压器油质量标准，对变压器油的外观质量、化学指标、物理指标等方面进行了具体的规定。
为了确保变压器油的质量达到标准要求，需要采取相应的质量控制措施，对原油、生产过程和成品油进行严格的检测和验证。
只有如此，才能保证变压器油的质量稳定可靠，为变压器的安全运行提供保障。
变压器油的检测标准
变压器油的检测标准变压器油是变压器的重要绝缘介质，其质量直接影响着变压器的安全运行。
因此，对变压器油的质量进行检测是非常重要的。
下面将介绍变压器油的检测标准。
首先，变压器油的外观检测是非常重要的一项内容。
正常的变压器油应该是透明的，无悬浮物和沉淀物。
在外观检测中，需要注意观察变压器油的颜色、清澈度以及有无杂质。
如果变压器油呈现出浑浊、混浊或者有颜色异常的情况，就需要对其进行进一步的检测。
其次，变压器油的物理性质也是需要检测的重点内容之一。
物理性质包括密度、闪点、凝固点、粘度等指标。
这些指标可以直接反映出变压器油的质量和稳定性。
密度和粘度的测试可以通过专用仪器进行，而闪点和凝固点的测试则需要按照相关标准进行操作。
除了物理性质外，变压器油的化学性质也是需要重点检测的内容。
化学性质包括酸值、水分含量、气体溶解度等指标。
酸值是反映变压器油中酸性物质含量的重要指标，而水分含量和气体溶解度则可以反映出变压器油中是否存在水分和气体。
最后，变压器油的电气性能也是需要进行检测的重要内容。
电气性能包括介电强度、介质损耗因数等指标。
这些指标可以直接反映出变压器油的绝缘性能和耐电压能力。
在进行变压器油的检测时，需要严格按照相关的标准和规范进行操作，确保测试结果的准确性和可靠性。
同时，需要选择合适的检测仪器和设备，进行专业的检测操作。
总的来说，变压器油的检测标准涉及到外观检测、物理性质检测、化学性质检测和电气性能检测等多个方面。
只有全面、准确地进行检测，才能确保变压器油的质量达到要求，从而保障变压器的安全运行。
希望本文的介绍对您有所帮助，谢谢阅读。
运行中变压器油质量标准
对应的旧标准:GB 7595-1987中华人民共和国国家标准运行中变压器油质量标准Quality criteria of transformer oils in serviceGB/T 7595-2000代替GB 7595-1987前言本标准是对GB 7595-1987《运行中变压器油质量标准》进行修订。
该标准已经实施了十年，对充油电气设备的安全运行发挥了一定的作用，并积累了许多新的经验。
现在500kV超高压充油电气设备愈来愈多，对变压器油质量和性能检验方法都提出了更高的要求，因而有必要对该标准的内容进行相应的修订。
本标准的修订工作主要依据多年实践经验和国产油品质量及运行检验技术水平。
主要修订内容有：1.保留原有十项指标，其中将机械杂质和游离碳两项合并为一项；对闪点、水分两项指标做了修订；给出了含气量指标(原标准为待定)；2.新增加了三项指标：体积电阻率、油泥与沉淀物和油中溶解气体组分含量色谱分析；3.将运行中断路器油质量标准单独列出；4.对补充油和混油规定做了补充和修订；5.规定了样品的采集方法按GB 7597-1987《电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法》执行；6.将电力变压器、电抗器、互感器、套管油中溶解气体组分含量色谱分析的周期、要求及说明作为标准的附录列入附录A中；7.将不同电极形状及操作方法对击穿电压测定值的影响作为标准提示的附录列入附录B中；8.将运行中变压器油的防劣化措施作为标准提示的附录列入附录C中。
本标准自实施之日起，运行中变压器油的质量监督应符合本标准。
同时替代GB 7595-1987。
本标准附录A是标准的附录。
本标准附录B、附录C都是提示的附录。
本标准由国家经贸委电力司提出。
本标准由国家电力公司热工研究院技术归口。
本标准由国家电力公司热工研究院负责起草。
本标准参加起草单位：国家电力公司热工研究院、东北电力试验研究院、湖北电力试验研究院、四川电力试验研究院、西安供电局。
变压器油质量标准
变压器油质量标准根据我中心30多年来对变压器油的检测经验，并且结合国家对变压器油检测的相关规定以及机械工业油品检测行业相关规定，现对变压器油检测的质量标准作如下总结：性能简介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。
2、颜色：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。
3、水分：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、酸值：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。
．5、氧化安定性：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。
6、击穿电压：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。
7、介质损耗因数：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。
变压器油的质量标准
一、新变压器油技术要求
国产新变压器油应按GB 2536——90或SH 0040——91标准验收。
1.GB 2536——90新变压器油技术要求（见表3-1-3）(≤330KV)
量为无。
2）以新疆原油和大港原油生产的变压器油测定凝点和倾点时，允许用定性滤纸过滤。
倾点指标，根据生产和实际使用实际经与用户协商，可不受本标准限制。
3）氧化安定性为保证项目，每年至少测定一次。
4）击穿电压为保证项目，每年至少测定一次。
用户使用前必须进行过滤并重新测定。
5）测定击穿电压允许用定性滤纸过滤。
2.SH 0040-91超高压变压器油技术要求（见表3-1-4）(≥500KV)
定机械杂质含量为无。
2）以新疆原油和大港原油生产的超高压变压器油测定倾点和凝点时，允许用定性滤纸过滤。
3）氧化安定性为保证项目，每年至少测定一次。
4）测定击穿电压时允许用定性滤级过滤。
5）析气性为保证项目,每年至少测定一次。
二、运行变压器油的质量标准。
光伏电站变压器油检测数据
光伏电站变压器油检测报告检测依据的标准（名称、代号）：1、《运行中变压器油质量》GB/T 7595-20172、《运行中变压器油水溶性酸测定法》GB/T7598-20083、《石油产品酸值测定法》GB/T7598-20084、《石油产品闪点测定法(闭口法)》GB/T261-20085、《运行中变压器油和汽轮机油水分含量测定法》GB/T7600-20146、《石油产品对水界面张力测定法》GB/T6541-19867、《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/T5654.20078、《绝缘油介电强度测定法》GB/T507-20029、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50105-2016变压器油常规试验报告含量单位：μL/L 安装地点光伏厂区光伏厂区光伏厂区设备名称09 箱变13 箱变14箱变外状透明透明透明水分（μL/L）10.9 11.0 10.5闪点（℃）144.4 144.2 143.5水溶性酸（PH 值） 5.74 5.69 5.70酸值（mgKOH/g）0.01 0.01 0.01介质损耗因数0.015 0.013 0.015（90℃）界面张力35 34 36（25℃CmN/m）体积电阻（90℃）≥5.0*109≥5.0*109≥5.0*109Ω.m击穿电压（kV）09 箱变13 箱变14箱变一次49.3 49.7 51.4二次49.4 51.3 51.4三次50.3 52.4 49.6四次51.3 51.9 49.0五次51.2 50.4 51.4六次52.0 51.7 51.0平均50.6 51.2 50.6 试验结论合格变压器油色谱分析报告含量单位：μL/L 安装地点光伏厂区光伏厂区光伏厂区设备名称09 箱变13 箱变14箱变甲烷（CH4） 1.42 1.40 1.25乙烯（C2H4）0.06 0.04 0.05乙烷（C2H6）0.02 0.03 0.03乙炔（C2H2）0.00 0.00 0.00 氢气（H2） 3.30 3.19 2.87一氧化碳（CO）59.9 60.7 57.2二氧化碳（CO2）732.3 719.7 683.7 总烃 2.17 2.23 2.34试验结论含量未发现异常变压器油常规试验报告含量单位：μL/L 安装地点光伏厂区光伏厂区光伏厂区设备名称16 箱变25 箱变27箱变外状透明透明透明水分（μL/L）13.1 12.9 12.5闪点（℃）142.9 143.5 143.6水溶性酸（PH 值） 5.41 5.87 6.17酸值（mgKOH/g）0.02 0.01 0.01介质损耗因数0.017 0.017 0.018（90℃）界面张力38 36 38（25℃CmN/m）体积电阻（90℃）≥5.0*109≥5.0*109≥5.0*109Ω.m击穿电压（kV）16 箱变25 箱变27箱变一次49.8 50.7 50.0二次49.3 51.3 51.8三次50.3 51.4 50.9四次50.3 51.9 49.7五次51.2 50.3 51.6六次51.0 49.2 49.0平均50.3 50.8 50.5 试验结论合格变压器油色谱分析报告含量单位：μL/L 安装地点光伏厂区光伏厂区光伏厂区设备名称16 箱变25 箱变27箱变甲烷（CH4） 1.42 1.42 1.37乙烯（C2H4）0.05 0.05 0.07乙烷（C2H6）0.05 0.07 0.07乙炔（C2H2）0.00 0.00 0.00 氢气（H2） 3.33 3.15 3.30一氧化碳（CO）69.5 67.6 65.8二氧化碳（CO2）723.5 739.6 696.5 总烃 2.53 2.44 2.75试验结论含量未发现异常变压器油常规试验报告含量单位：μL/L 安装地点光伏厂区光伏厂区光伏厂区设备名称30箱变38 箱变40箱变外状透明透明透明水分（μL/L）13.9 14.5 13.2闪点（℃）143.6 143.4 144.5水溶性酸（PH 值） 5.97 6.08 6.07酸值（mgKOH/g）0.02 0.02 0.01介质损耗因数0.016 0.019 0.018（90℃）界面张力35 36 36（25℃CmN/m）体积电阻（90℃）≥5.0*109≥5.0*109≥5.0*109Ω.m击穿电压（kV）30箱变38 箱变40箱变一次50.4 50.2 50.9二次51.7 49.7 51.5三次50.7 51.9 50.5四次50.8 51.6 50.4五次51.8 50.3 51.2六次51.7 51.4 49.1平均51.2 50.8 50.5 试验结论合格变压器油色谱分析报告含量单位：μL/L 安装地点光伏厂区光伏厂区光伏厂区设备名称30箱变38 箱变40箱变甲烷（CH4） 1.45 1.36 1.35乙烯（C2H4）0.08 0.06 0.05乙烷（C2H6）0.06 0.07 0.08乙炔（C2H2）0.00 0.00 0.00 氢气（H2） 3.43 3.59 3.72一氧化碳（CO）64.9 67.2 65.8二氧化碳（CO2）699.5 703.5 689.3 总烃 2.76 2.79 2.81试验结论含量未发现异常变压器油常规试验报告含量单位：μL/L 安装地点光伏厂区设备名称41箱变外状透明水分（μL/L）13.4闪点（℃）145.7水溶性酸（PH 值） 6.10酸值（mgKOH/g）0.02介质损耗因数0.015（90℃）界面张力34（25℃CmN/m）体积电阻（90℃）≥5.0*109Ω.m击穿电压（kV）41箱变一次53.0二次51.2三次50.1四次51.8五次51.1六次51.0平均51.4试验结论合格变压器油色谱分析报告含量单位：μL/L 安装地点光伏厂区设备名称41箱变甲烷（CH4） 1.79乙烯（C2H4）0.06乙烷（C2H6）0.05乙炔（C2H2）0.00氢气（H2） 3.64一氧化碳（CO）69.3二氧化碳（CO2）689.6总烃 2.45试验结论含量未发现异常变压器油常规试验报告含量单位：μL/L 安装地点110KV升压站110KV升压站110KV升压站设备名称主变底主变中主变上外状透明透明透明水分（μL/L）14.7 14.5 15.1闪点（℃）145.2 146.2 145.1水溶性酸（PH 值） 6.23 6.21 6.12酸值（mgKOH/g）0.01 0.01 0.01介质损耗因数0.013 0.014 0.010（90℃）界面张力36 36 37（25℃CmN/m）体积电阻（90℃）≥5.0*109≥5.0*109≥5.0*109Ω.m击穿电压（kV）主变底主变中主变上一次50.0 50.6 50.2二次52.8 50.6 52.4三次51.5 51.3 49.2四次48.9 50.9 49.7五次48.0 51.3 51.7六次49.7 51.0 52.2平均50.1 50.9 50.9 试验结论合格变压器油色谱分析报告含量单位：μL/L 安装地点110KV升压站110KV升压站110KV升压站设备名称主变底主变中主变上甲烷（CH4） 1.30 1.29 1.24乙烯（C2H4）0.04 0.03 0.04乙烷（C2H6）0.01 0.01 0.02乙炔（C2H2）0.00 0.00 0.00 氢气（H2）8.33 7.76 7.71一氧化碳（CO）62.1 65.3 61.5二氧化碳（CO2）563.3 485.4 566.8 总烃 1.34 1.60 1.75含量未发现异常试验结论。
变压器油的标准
变压器油的标准：变压器绝缘油的惯例试验项目(物理－－化学性质的项目)1》在 20/40 ℃时℃比重不超出0.895( 新油 )。
2》在 50 ℃时粘度 (思格勒 )不超出 1.8( 新油 )。
3》闪光点 (℃)不低于 135( 运转中的油不比新油降低5℃以上 )。
4》凝结点 (℃)不高于 -25( 在月均匀最低气温不低于 -10 ℃的地域，如无凝结点为 -25 ℃的绝缘油时，同意使用凝结点为 -10 ℃的油 )。
5》机械混淆物无。
6》游离碳无。
7》灰分不超出 (%)0.005( 运转中的油 0.01) 。
8》活性硫无。
9》酸价 (KOH 毫克 /克油 )不超出 0.05( 运转中的油 0.4) 。
10》钠试验的等级为2。
11》平定性： <1> 氧化后的酸价不大于0.35 。
<2> 氧化后积淀物含量 (%)0.1 。
12》电气绝缘强度 (标准空隙的击穿电压 )不低于 (KV) ：<1> 用于 35KV 及以上的变压器(40)。
<2> 用于 6～35KV 的变压器 (30) 。
<3> 用于 6KV 以下的变压器 (25) 。
13》溶解于水的酸或殓无。
14》水分无。
15》在 +5℃时的透明度 (盛于试管内 )透明。
16》tg δ和体积电阻( 假如浸油后的变压器tg δ和C2/C50值增高则应进行丈量)tg δ不超出 (%)在 20℃时为 1( 运转中为 2) ，在 70℃时为 4( 运转中为 7) ，体积电阻 ( 无规定值但应与最低值进行比较 ) 。
绝缘油和SF6 气体 gb5015020.0.1 绝缘油的试验项目及标准，应切合表的规定。
表 20.0.1 绝缘油的试验项目及标准序号项目标准说明1 外状透明，无杂质或悬浮物外观目视按《运转中变压器油、汽轮2 水溶性酸 (pH＞机油水溶性酸测定法 ( 比色值 ) 法) 》GB/T 7598 中的相关要求进行试验按《运转中变压器油、汽轮3 酸值， mgKOH/g ≤机油水溶性酸测定法 (BTB) 法) 》GB/T 7599 的相关要求进行试验4 闪点(闭不低DB-10 DB-25 DB-45 按 GB261中的相关要求进行口)( ℃) 于140 140 135 试验500kV：≤ 10 按《运转中变压器油水分测5 水分 (mg/L) 200kV～300kV：≤ 15 定法(气相色谱法)》110kV 及以下电压等级：≤GB/T7601 中的相关要求进20界面张力6≥ 35(25 ℃ ), mN/m90 ℃时，介质消耗因数7注入电气设施前≤ tan δ(%)注入电气设施后≤500kV：≥ 60kV330kV：≥ 50kV8击穿电压60～ 220kV：≥ 40kV35kV 及以下电压等级：≥35kV9 体积电阻率≥6×1010(90 ℃)( Ω·m)油中含肚量 (%)10330～500kV：≤ 1 ( 体积分数 )油泥与积淀物11 ( %)( 质量分≤数 )油中溶解气体12 组分含量色谱见相关章节剖析行试验按《石油产品油对水界面张力测定法 ( 圆环法 ) 》 GB/T 6541 中的相关要求进行试验按《液体绝缘资料工频相对介电常数、介质消耗因数和体积电阻率的丈量》 GB/T 5654 中的相关要求进行试验1 按《绝缘油击穿电压测定法》GB/T 507 或《电力系统油质试验方法绝缘油介电强度测定法》DL/T429 中的相关要求进行试验2油样应取自被试设施3该指标为平板电极测定值，其余电极可按《运转中变压器油质量标准》GB/T 7595 及《绝缘油击穿电压测定法》 GB/T 507 中的相关要求进行试验4对注入设施的新油均不该低于本标准按《液体绝缘资料工频相对介电常数、介质消耗因数和何种电阻率的丈量》 GB/T 5654 或《绝缘油体积电阻率测定法》 DL/T421 中的相关要求进行试验按《绝缘油中含肚量测定真空压差法》DL/T423 或《绝缘油中含肚量的测定方法(二氧化碳洗脱法)》DL/T450 中的相关要求进行试验按《石油产品和增添剂机械杂质测定法(重量法)》GB/T511 中的相关要求进行试验按《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》GB/T17623 或《变压器油中溶解气体剖析和判断导则》GB/T7252 及《变压器油中溶解气体剖析和判断导则》DL/T 722中的相关要求进行试验新油查收及充油电气设施的绝缘油试验分类，应切合表表电气设施绝缘油试验分类的规定。
变压器油 国家标准
变压器油国家标准
变压器油是一种用于变压器的绝缘和冷却的重要润滑油，其质量直接影响到变压器的运行稳定性和安全性。
为了保证变压器油的质量，国家制定了一系列严格的标准，以确保生产和使用的变压器油符合相关要求。
首先，变压器油的国家标准对其物理化学性质、电气性能、水分含量、气体溶解度、抗氧化性能、抗乳化性能等方面都做出了具体规定。
这些规定旨在保证变压器油在高温、高压、高湿度等恶劣环境下仍能保持良好的绝缘性能和稳定的化学性质，确保变压器的正常运行。
其次，国家标准还对变压器油的生产、储存、运输和使用过程中的质量控制提出了具体要求。
生产企业必须建立健全的质量管理体系，严格控制原材料的选择和生产工艺，确保生产出的变压器油符合国家标准的要求。
同时，在储存、运输和使用过程中，也要注意避免污染和混入杂质，保证变压器油的质量不受影响。
此外，国家标准还对变压器油的检验方法和标志标识进行了规定。
检验方法包括了外观检查、物理化学性质测试、电气性能测试、气体溶解度测试、水分含量测试等，以确保变压器油的质量符合标准要求。
标志标识方面，国家标准规定了变压器油产品应标明生产厂家、产品型号、生产日期、质量等级等信息，方便用户进行选择和使用。
总的来说，国家标准对变压器油的质量和质量控制提出了严格要求，这些要求旨在保证变压器油的质量稳定和可靠，确保变压器的安全运行。
生产企业和使用单位都应严格按照国家标准执行，确保生产和使用的变压器油符合相关要求，为变压器的正常运行提供保障。
同时，监管部门也应加强对变压器油的监督检查，确保市场上流通的变压器油符合国家标准的要求，保障用户的权益和安全。
主变绝缘油检测项目标准及周期
一、新绝缘油验收项目及标准：
新油验收，应对接受的全部油样进行监督，以防止 出现差错或带入脏物。所有样品应进行外观的检查， 国产新变压器油应按GB 2536或SH 0040标准验收。
验收项目及标准（GB 2536-2005）
备注：1、绝缘油是按低温流动性划分牌号的，即10 、25、45号三个牌号 2、取样：取2L作为检验和留样用。 二、新油净化后的检验项目及标准： 新油注入设备前必须用真空滤油设备进行过滤净化 处理，以脱除油中的水分、气体和其他颗粒杂质。
检验项目及标准（500KV及以上）： 1、击穿电压：≥60KV 2、水分：≤10mg/㎏ 3、介质损耗:≤0.2%（90℃）
检验项目及标准（500KV及以上）： 1、击穿电压：≥60KV 2、水分:≤10mg/㎏ 3、介质损耗:≤0.5%（90℃) 4、含气量:≤1%
5、油中溶解气体：H2 ≤10μL/L、C2H2 0、总烃 ≤20 μL/L（主变投运前）
6、颗粒度：100mL油中大5μm的颗粒数小于或等于 2000个（投运前热油循环后)
三、热油循环后的油质检验项目：
新油经真空过滤净化处理达到新油净化要后，应 从变压器下部阀门注入设备内，使空气排尽，最 终油位达到大盖以下100 mm处。油在变压器内 的静置时间应按不同电压等级要求不小于12h， 然后进行热油循环。
热油经过二级真空过滤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℃，连续循环时间为试验
四、运行中变压器油检验项目标准及周期
在设备投运前和大修后变压器油应该按下列所列项 目检验(油泥和沉淀物项目除外)。运行中的变压器油 检验项目及周期也按下列检验项目进行检验。
运行中变压器油质量标准
运行中变压器油质量标准变压器油是变压器中的重要绝缘介质，其质量直接影响着变压器的安全运行和性能稳定。
为了保证变压器油的质量，我国制定了一系列的标准，对变压器油的性能、质量等方面进行了规定和要求。
首先，变压器油的外观和气味是衡量其质量的重要指标之一。
合格的变压器油应该是清澈透明的，无悬浮杂质和沉淀物，无异味或异味轻微。
这些外观和气味的指标直接反映了变压器油的纯净度和卫生状况，也是保证变压器正常运行的基础。
其次，变压器油的电气性能是其质量的重要体现。
合格的变压器油在电气强度、介电损耗、介电常数等方面应符合国家标准的要求。
这些性能指标直接关系到变压器的绝缘性能，对于保证变压器的安全运行至关重要。
另外，变压器油的化学性能也是需要重点关注的。
合格的变压器油应具有良好的抗氧化、抗腐蚀性能，能够在高温、高压下保持稳定性能，不会因为长时间使用而发生分解、变质等现象。
这些化学性能的要求，是为了保证变压器油在长期使用过程中不会因为质量问题而影响变压器的正常运行。
此外，变压器油的物理性能也是需要符合标准的重要方面。
例如，合格的变压器油在闪点、凝固点、粘度等方面应符合国家标准的要求。
这些物理性能的指标，直接关系到变压器在不同工作环境下的适用性和稳定性。
总的来说，变压器油的质量标准是为了保证变压器的安全运行和性能稳定而制定的。
只有严格按照标准要求生产、选用和管理变压器油，才能有效地保证变压器的正常运行，延长其使用寿命，降低维护成本，确保电力系统的安全稳定运行。
因此，对于变压器油的质量标准，我们应该充分重视，严格执行，确保变压器油始终处于良好的工作状态。
运行中变压器油质量标准GB7595—87
运⾏中变压器油质量标准GB7595—87中华⼈民共和国国家标准UDC621.892.098∶543.06运⾏中变压器油质量标准GB7595—87 Quality criteria of transformer oils in service国家标准局1987-03-26批准1988-01-01实施本标准适⽤于充油电⽓设备所⽤各种牌号矿物变压器油在运⾏中的质量监督；对上述油品规定了常规检验项⽬、检验周期及必须达到的质量标准。
1 引⽤标准GB 261 ⽯油产品闪点测定法(闭⼝杯法)GB 264 ⽯油产品酸值测定法GB 507 电⽓⽤油绝缘强度测定法GB 2536 变压器油GB 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试验⽅法GB 6541 ⽯油产品油对⽔界⾯张⼒测定法(圆环法)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)YS-6-１界⾯张⼒测定法YS-27-1 油泥析出测定法YS-30-1 介质损耗因数和体积电阻率测定法YS-C-3-1 ⽓体含量测定法(真空脱⽓法)YS-C-3-2 ⽓体含量测定法(⼆氧化碳洗脱法)2 技术要求2.1 新变压器油的验收，应按GB 2536的规定进⾏。
2.2 运⾏中变压器油应达到的常规检验质量标准列于表1。
2.3 当主要变压器⽤油的pH值接近4.4或颜⾊骤然变深时，应加强监督；若其他某项指标亦接近允许值或不合格时，则应⽴即采取措施。
2.4 发现闪点下降时，应按YS—C—3—1分析油中溶解⽓体，以查明原因。
表 1 运⾏中变压器油质量标准注：1)取样油温为40～60℃。
2)⽤户和制造⼚家协商。
3 常规检验周期和检验项⽬3.1 对于运⾏中变压器油要加强技术管理，建⽴必要的技术档案。
运行中变压器油的监测周期和质量标准
运行中变压器油的监测周期和质量标准
新变压器在充入变压器油后，由于油与固体绝缘材料和结构材料相接触中会溶入杂质(如有机极性物质、固体颗粒杂质、纤维等），通电后油温升高，油质劣化，它与未使用过变压器油质量有较大差别。
应按GB 7595-87标准监测。
见下表：
表—运行中变压器油质量标准及检验周期
从上表可知，对于运行中的变压器油，由于油质逐步变差，所以酸值从新油时不大于0.03mgKOH/g，放宽至不大于0.1mgKOH/g，界面张力由大于40mN/m，放宽至大于19mN/m；介损由不大于0.005放宽至不大于0.02～0.04，耐电压亦有所放宽。
当然，油质中某项指标明显变差，应该加强分析，并采取措施。
如酸值变大可考虑补加抗氧剂；介损增大可考虑是油中水分、酸值增加及微生物、固体绝缘材料中极性物质溶入油中，外界颗粒物等引起，应采用真空过滤或用硅胶等吸附等方法处理。
变压器油质量标准
变压器油质量标准根据我中心30多年来对变压器油的检测经验，并且结合国家对变压器油检测的相关规定以及机械工业油品检测行业相关规定，现对变压器油检测的质量标准作如下总结：性能简介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。
2、颜色：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。
3、水分：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、酸值：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。
5、氧化安定性：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。
6、击穿电压：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。
7、介质损耗因数：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。
变压器油质量标准
变压器油质量标准根据我中心30多年来对变压器油的检测经验，并且结合国家对变压器油检测的相关规定以及机械工业油品检测行业相关规定，现对变压器油检测的质量标准作如下总结：性能简介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。
2、颜色：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。
3、水分：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、酸值：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。
5、氧化安定性：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。
6、击穿电压：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。
7、介质损耗因数：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。
(整理)电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法
中华人民共和国国家标准UDC 621.892.098∶543.06电力用油(变压器油、汽轮机油) GB 7597—87取样方法Method of sampling for transformer andturbine oils in electric power industry国家标准局1987-03-26批准1988-01-01实施本方法适用于变压器、互感器、油开关、套管等充油电气设备及汽轮机用油分析试验样品的采集。
1 取样工具1.1 取样瓶：500～1000mL磨口具塞玻璃瓶，并应贴标签。
1.1.1 适用范围适用于常规分析。
1.1.2 取样瓶的准备取样瓶先用洗涤剂进行清洗，再用自来水冲洗，最后用蒸馏水洗净，烘干、冷却后，盖紧瓶塞。
1.2 注射器：应使用20～100mL的全玻璃注射器(最好采用铜头的)，注射器应装在一个专用油样盒内，该盒应避光、防震、防潮等。
注射器头部用小胶皮头密封。
1.2.1 适用范围适用于油中水分含量测定和油中溶解气体(油中总含气量)分析。
1.2.2 注射器的准备取样注射器使用前，按顺序用有机溶剂、自来水、蒸馏水洗净，在105℃温度下充分干燥，或采用吹风机热风干燥。
干燥后，立即用小胶头盖住头部待用(最好保存在干燥器中)。
1.3 油桶取样用的取样管(见图1)。
1.4 油罐或油槽车取样用的取样勺(见图2)。
1.5 从充油电气设备中取样，还应有防止污染的密封取样阀(或称放油接头)及密封可靠的医用金属三通阀和作为导油管用的透明胶管(耐油)或塑料管(见图3)。
2 取样方法和取样部位2.1 常规分析取样图 1 取样管图 2 取样勺图 3 取样操作过程1—设备本体；2—胶垫；3—放油阀；4—放油接头；5—放油阀；6—放油螺丝2.1.1 油桶中取样：2.1.1.1 试油应从污染最严重的底部取样，必要时可抽查上部油样。
2.1.1.2 开启桶盖前需用干净甲级棉纱或布将桶盖外部擦净，然后用清洁、干燥的取样管取样。
(整理)电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法
中华人民共和国国家标准UDC 621.892.098∶543.06电力用油(变压器油、汽轮机油) GB 7597—87取样方法Method of sampling for transformer andturbine oils in electric power industry国家标准局1987-03-26批准1988-01-01实施本方法适用于变压器、互感器、油开关、套管等充油电气设备及汽轮机用油分析试验样品的采集。
1 取样工具1.1 取样瓶：500～1000mL磨口具塞玻璃瓶，并应贴标签。
1.1.1 适用范围适用于常规分析。
1.1.2 取样瓶的准备取样瓶先用洗涤剂进行清洗，再用自来水冲洗，最后用蒸馏水洗净，烘干、冷却后，盖紧瓶塞。
1.2 注射器：应使用20～100mL的全玻璃注射器(最好采用铜头的)，注射器应装在一个专用油样盒内，该盒应避光、防震、防潮等。
注射器头部用小胶皮头密封。
1.2.1 适用范围适用于油中水分含量测定和油中溶解气体(油中总含气量)分析。
1.2.2 注射器的准备取样注射器使用前，按顺序用有机溶剂、自来水、蒸馏水洗净，在105℃温度下充分干燥，或采用吹风机热风干燥。
干燥后，立即用小胶头盖住头部待用(最好保存在干燥器中)。
1.3 油桶取样用的取样管(见图1)。
1.4 油罐或油槽车取样用的取样勺(见图2)。
1.5 从充油电气设备中取样，还应有防止污染的密封取样阀(或称放油接头)及密封可靠的医用金属三通阀和作为导油管用的透明胶管(耐油)或塑料管(见图3)。
2 取样方法和取样部位2.1 常规分析取样图 1 取样管图 2 取样勺图 3 取样操作过程1—设备本体；2—胶垫；3—放油阀；4—放油接头；5—放油阀；6—放油螺丝2.1.1 油桶中取样：2.1.1.1 试油应从污染最严重的底部取样，必要时可抽查上部油样。
2.1.1.2 开启桶盖前需用干净甲级棉纱或布将桶盖外部擦净，然后用清洁、干燥的取样管取样。
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中华人民共和国国家标准
UDC621.892.098
∶543.06
运行中变压器油质量标准GB7595—87 Quality criteria of transformer oils in service
国家标准局1987-03-26批准1988-01-01实施
本标准适用于充油电气设备所用各种牌号矿物变压器油在运行中的质量监督；对上述油品规定了常规检验项目、检验周期及必须达到的质量标准。
1 引用标准
GB 261 石油产品闪点测定法(闭口杯法)
GB 264 石油产品酸值测定法
GB 507 电气用油绝缘强度测定法
GB 2536 变压器油
GB 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试验方法
GB 6541 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法)
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)
YS-6-１界面张力测定法
YS-27-1 油泥析出测定法
YS-30-1 介质损耗因数和体积电阻率测定法
YS-C-3-1 气体含量测定法(真空脱气法)
YS-C-3-2 气体含量测定法(二氧化碳洗脱法)
2 技术要求
2.1 新变压器油的验收，应按GB 2536的规定进行。
2.2 运行中变压器油应达到的常规检验质量标准列于表1。
2.3 当主要变压器用油的pH值接近4.4或颜色骤然变深时，应加强监督；
若其他某项指标亦接近允许值或不合格时，则应立即采取措施。
2.4 发现闪点下降时，应按YS—C—3—1分析油中溶解气体，以查明原因。
表 1 运行中变压器油质量标准
注：1)取样油温为40～60℃。
2)用户和制造厂家协商。
3 常规检验周期和检验项目
3.1 对于运行中变压器油要加强技术管理，建立必要的技术档案。
应定期检验并根据具体情况采取预防劣化技术措施。
3.2 常规检验周期和检验项目列于表2。
3.3 充油电气设备大修后充入的油，在投入运行前必须按表1规定的检验项目1，2，3，4，6，7，9项检验；主要变压器用油还应做第8项检验。
3.4 油开关发生多次跳闸后，应取样检验项目3和9。
3.5 室外开关用油添加降凝剂时，应增加凝点试验，其凝点规定为：
a.气温不低于-5℃的地区：不高于-10℃。
b.气温不低于-20℃的地区：不高于-25℃。
c.气温低于-20℃的地区：不高于-45℃。
表 2 运行中变压器油的常规检验周期和检验项目
注：①“检验项目”栏内的1，2，3，……为表1中的项目序号。
②少油开关系指油量在60kg及以下的开关。
③所、厂用变压器的击穿电压变化很快时，应增做检验项目7，8。
④配电变压器应检验游离水分。
4 关于补充油及不同牌号油混合使用的规定
4.1 不同牌号的油不宜混合使用，只有在必须混用的情况下方可混用。
4.2 被混合使用的油其质量均必须合格。
4.3 新油或相当于新油质量的不同牌号变压器油混合使用时，应按混合油的实测凝点决定其是否可用。
4.4 向质量已下降到接近运行中变压器油质量标准下限的油中补加同一牌号的新油或接近新油标准的已使用过的油时，必须按照YS271预先进行混合油样的油泥析出试验。
无沉淀物产生方可混合使用；若补加不同牌号的油，则还需符合3.3的规定。
4.5 进口油或来源不明的油与不同牌号运行油混合使用时，应按照YS271预先进行参加混合的各种油及混合后油样的老化试验，混油的质量不低于原运行油时，方可混合使用；若相混油都是新油，其混合油的质量应不低于最差的一种新油，并需符合3.3的规定。
附录A
关于运行中变压器油采取防劣化措施的规定
(补充件)
为延长油的使用寿命，应加强对运行中油的维护工作。
1000kV·A及以上的变压器应至少采用下述任何一种防劣化措施。
A.1 添加2，6-二叔丁基对甲酚(简称T 501)抗氧化剂
新油、再生油中T 501含量应不低于0.3%～0.5%，运行中油应不低于0.15%，当含量低于此规定值时，应进行补加。
补加时油的pH值不应低于5.0。
A.2 安装热虹吸器(净油器)
其吸附剂的用量应为油量的0.5%～1.5%。
A.3 安装隔膜密封装置
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附加说明：
本标准由中华人民共和国水利电力部提出，由水利电力部西安热工研究所技术归口。
本标准由水利电力部西安热工研究所，东北电力试验研究院，湖北、西南电力试验研究所，成都、西安供电局负责起草。
本标准主要起草人孙桂兰、温念珠、郝汉儒、王玉德、苏富申、王有德、崔志强。