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IEC 60422 Ed. 5.0 b:2024 Mineral insulating oils in electrical equipment - Supervision and maintenance guidance >
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IEC 60422 Ed. 5.0 b:2024 Mineral insulating oils in electrical equipment - Supervision and maintenance guidance, 2024
- English [Go to Page]
- CONTENTS
- FOREWORD
- INTRODUCTION
- 1 Scope
- 2 Normative references
- 3 Terms and definitions
- 4 Properties and deterioration or degradation of oil
- 5 Categories of equipment
- 6 Sampling of oil from equipment
- 7 In-service oil diagnostic tests [Go to Page]
- 7.1 General
- 7.2 Colour
- 7.3 Appearance
- 7.4 Breakdown voltage (BDV)
- 7.5 Water content [Go to Page]
- 7.5.1 Water content in the oil and paper system
- 7.5.2 Influence of water on the solid and liquid dielectric system
- 7.5.3 Water in oil
- 7.5.4 Water in the solid insulation
- 7.5.5 Interpretation of results
- 7.6 Acidity
- 7.7 Dielectric dissipation factor (DDF) and resistivity
- 7.8 Inhibitor content [Go to Page]
- 7.8.1 Oxidation stability
- 7.8.2 Monitoring of uninhibited and inhibited oils
- 7.9 Sediment
- 7.10 Sludge
- 7.11 Interfacial tension (IFT)
- 7.12 Particles
- 7.13 Flash point
- 7.14 Compatibility [Go to Page]
- 7.14.1 General
- 7.14.2 Compatibility between different insulating mineral oils (miscibility)
- 7.15 Pour point
- 7.16 Density
- 7.17 Viscosity
- 7.18 Polychlorinated biphenyls (PCBs)
- 7.19 Corrosive sulphur in mineral insulating oil [Go to Page]
- 7.19.1 General
- 7.19.2 Corrosive sulphur
- 7.19.3 Potentially corrosive sulphur
- 7.19.4 Dibenzyl disulphide (DBDS)
- 7.20 Metal passivator
- 7.21 Air release and foaming
- 8 Evaluation of mineral insulating oil in new equipment
- 9 Evaluation of oil in service [Go to Page]
- 9.1 General
- 9.2 Frequency of examination of oils in service
- 9.3 Testing procedures [Go to Page]
- 9.3.1 General
- 9.3.2 Field tests
- 9.3.3 Laboratory tests
- 9.4 Classification of the condition of oils in service [Go to Page]
- 9.4.1 General
- 9.4.2 Transformers
- 9.4.3 Tap-changers
- 9.4.4 Instrument and protection transformers
- 9.4.5 Circuit breakers and switchgear
- 9.4.6 Oil filled and OIP bushings
- 9.5 Corrective action
- 10 Interpretation of results
- 11 Handling and storage
- 12 Replacement of oil in electrical equipment [Go to Page]
- 12.1 Replacement of oil in transformers with an Um below 72,5 kV and in switchgear and associated equipment
- 12.2 Replacement of oil in transformers with an Um of 72,5 kV and above
- 12.3 Replacement of oil in electrical equipment contaminated with PCBs
- 13 Addition of metal passivators to in-service oil
- 14 Treatment [Go to Page]
- 14.1 Warning
- 14.2 Classification of treatment processes [Go to Page]
- 14.2.1 General
- 14.2.2 Off-line (de-energized) vs on-line (energized) treatment
- 14.2.3 Batch vs continuous mode treatment
- 14.3 Reconditioning (degassing, drying and filtration) [Go to Page]
- 14.3.1 General
- 14.3.2 Reconditioning equipment
- 14.3.3 Application to electrical equipment
- 14.4 Reclaiming [Go to Page]
- 14.4.1 General
- 14.4.2 Reclaiming by percolation with single use sorbents
- 14.4.3 Reclaiming process using reactivating sorbents
- 14.4.4 Renewal of additives
- 14.5 Removal of PCBs using dehalogenation and related processes [Go to Page]
- 14.5.1 General
- 14.5.2 Dehalogenation processes using sodium and lithium derivatives
- 14.5.3 Dehalogenation processes using polyethylene glycol and potassium hydroxide (KPEG)
- 14.5.4 Dehalogenation in continuous mode by closed circuit process
- 14.5.5 Corrosive sulphur removal using KPEG
- 14.6 Criteria for oil reclamation and treatments
- Annex A (normative) Criteria for reclamation and treatments [Go to Page]
- A.1 General
- A.2 Key parameters to measure before and after reclamation
- A.3 Addition of inhibitor after reclamation
- A.4 Time and location of sampling
- Annex B (informative) General guideline for moisture %RS for continuous online monitoring
- Annex C (informative) Normalizing water in oil for comparison and trending (historical practice) [Go to Page]
- C.1 General
- C.2 Sampling temperature at or above 35 °C
- Annex D (informative) Material compatibility
- Annex E (informative) Test method for determination of sediment and sludge [Go to Page]
- E.1 Sediment determination
- E.2 Sludge determination
- Annex F (informative) Contamination of oils with silicone
- Bibliography
- Figures [Go to Page]
- Figure 1 – Water solubility curves for unused mineral oil as adapted from literature [5] (according to Formula (3))
- Figure 2 – Hysteresis loops of %RS vs. oil temperature in transformers with 3 different water content levels [5]
- Figure 3 – Correlation between resistivity and dissipation factor [6]
- Figure C.1 – Normalization factors according to Formula (C.2)
- Tables [Go to Page]
- Table 1 – Categories of equipment
- Table 2 – Tests for in-service mineral insulating oils
- Table 3 – Recommended limits for mineral insulating oils after filling in new electrical equipment prior to first energization at site
- Table 4 – Recommended frequency of testing
- Table 5 – Transformers and reactors – Application and interpretation of tests
- Table 6 – Tap-changers – Application and interpretation of tests
- Table 7 – Instrument and protection transformers – Application and interpretation of tests
- Table 8 – Circuit breakers and switchgear – Application and interpretation of tests
- Table 9 – Oil filled and OIP bushings – Application and interpretation of tests
- Table 10 – Summary of typical actions
- Table 11 – Conditions for processing mineral insulating oils (both inhibited and uninhibited)
- Table 12 – Beta ratio related to filter efficiency
- Table A.1 – Parameters where limits should be agreed upon
- Table A.2 – Parameters where limits should not necessarily be set but should be measured for baseline and trending
- Table B.1 – Moisture %RS, continuous online monitoring, general guideline
- Français [Go to Page]
- SOMMAIRE
- AVANT-PROPOS
- INTRODUCTION
- 1 Domaine d'application
- 2 Références normatives
- 3 Termes et définitions
- 4 Propriétés et détérioration ou dégradation de l'huile
- 5 Catégories de matériels
- 6 Échantillonnage de l'huile dans les matériels
- 7 Essais de diagnostic de l'huile en service [Go to Page]
- 7.1 Généralités
- 7.2 Couleur
- 7.3 Aspect
- 7.4 Tension de claquage (BDV)
- 7.5 Teneur en eau [Go to Page]
- 7.5.1 Teneur en eau dans le système huile et papier
- 7.5.2 Influence de l'eau sur le système diélectrique solide et liquide
- 7.5.3 Eau dans l'huile
- 7.5.4 Eau dans l'isolation solide
- 7.5.5 Interprétation des résultats
- 7.6 Acidité
- 7.7 Facteur de dissipation diélectrique (FDD) et résistivité
- 7.8 Teneur en inhibiteur [Go to Page]
- 7.8.1 Stabilité à l'oxydation
- 7.8.2 Surveillance des huiles non inhibées et inhibées
- 7.9 Dépôts
- 7.10 Boues
- 7.11 Tension interfaciale (TIF)
- 7.12 Particules
- 7.13 Point d'éclair
- 7.14 Compatibilité [Go to Page]
- 7.14.1 Généralités
- 7.14.2 Compatibilité entre différentes huiles minérales isolantes (miscibilité)
- 7.15 Point d'écoulement
- 7.16 Masse volumique
- 7.17 Viscosité
- 7.18 Polychlorobiphényles (PCB)
- 7.19 Soufre corrosif dans les huiles minérales isolantes [Go to Page]
- 7.19.1 Généralités
- 7.19.2 Soufre corrosif
- 7.19.3 Soufre potentiellement corrosif
- 7.19.4 Disulfure de dibenzyle (DBDS)
- 7.20 Passivant de métaux
- 7.21 Désaération et formation de mousse
- 8 Évaluation de l'huile minérale isolante dans les matériels à l'état neuf
- 9 Évaluation de l'huile en service [Go to Page]
- 9.1 Généralités
- 9.2 Fréquence des examens de l'huile en service
- 9.3 Procédures d'essais [Go to Page]
- 9.3.1 Généralités
- 9.3.2 Essais sur site
- 9.3.3 Essais en laboratoire
- 9.4 Classification des états des huiles en service [Go to Page]
- 9.4.1 Généralités
- 9.4.2 Transformateurs
- 9.4.3 Changeurs de prises
- 9.4.4 Transformateurs de mesure et de protection
- 9.4.5 Disjoncteurs et appareillages de connexion
- 9.4.6 Traversées remplies d'huile et au papier imprégné
- 9.5 Action corrective
- 10 Interprétation des résultats
- 11 Traitement et stockage
- 12 Remplacement de l'huile dans le matériel électrique [Go to Page]
- 12.1 Remplacement de l'huile dans les transformateurs avec une tension Um inférieure à 72,5 kV et dans les appareillages de connexion et les matériels associés
- 12.2 Remplacement de l'huile dans les transformateurs avec une tension Um supérieure ou égale à 72,5 kV
- 12.3 Remplacement de l'huile dans le matériel électrique contaminé par les PCB
- 13 Ajout de passivants de métaux à l'huile en service
- 14 Traitement [Go to Page]
- 14.1 Avertissement
- 14.2 Classification des procédés de traitement [Go to Page]
- 14.2.1 Généralités
- 14.2.2 Traitement hors ligne (hors tension) ou traitement en ligne (sous tension)
- 14.2.3 Traitement par lots ou en mode continu
- 14.3 Retraitement (dégazage, séchage et filtration) [Go to Page]
- 14.3.1 Généralités
- 14.3.2 Matériel de retraitement
- 14.3.3 Application aux matériels électriques
- 14.4 Régénération [Go to Page]
- 14.4.1 Généralités
- 14.4.2 Régénération par percolation avec des sorbants à usage unique
- 14.4.3 Processus de régénération à l'aide de sorbants réactivants
- 14.4.4 Renouvellement des additifs
- 14.5 Élimination des PCB par déshalogénation et procédés connexes [Go to Page]
- 14.5.1 Généralités
- 14.5.2 Procédés de déshalogénation qui utilisent des dérivés de sodium et de lithium
- 14.5.3 Procédés de déshalogénation qui utilisent du polyéthylène glycol et de l'hydroxyde de potassium (KPEG)
- 14.5.4 Déshalogénation en mode continu par un procédé en circuit fermé
- 14.5.5 Élimination du soufre corrosif à l'aide de KPEG
- 14.6 Critères pour la régénération et les traitements des huiles
- Annexe A (normative) Critères pour la régénération et les traitements [Go to Page]
- A.1 Généralités
- A.2 Paramètres clés à mesurer avant et après la régénération
- A.3 Ajout d'un inhibiteur après régénération
- A.4 Moment et emplacement de l'échantillonnage
- Annexe B (informative) Ligne directrice générale relative à la saturation relative en humidité (%RS) pour la surveillance continue en ligne
- Annexe C (informative) Normalisation de l'eau dans l'huile pour la comparaison et l'observation des tendances (pratique historique) [Go to Page]
- C.1 Généralités
- C.2 Température d'échantillonnage supérieure ou égale à 35 °C
- Annexe D (informative) Compatibilité des matériaux
- Annexe E (informative) Méthode d'essai pour la détermination des dépôts et des boues [Go to Page]
- E.1 Détermination des dépôts
- E.2 Détermination des boues
- Annexe F (informative) Contamination des huiles par du silicone
- Bibliographie
- Figures [Go to Page]
- Figure 1 – Courbes de solubilité dans l'eaud'une huile minérale neuve, d'après la référence [5] (selon la Formule (3))
- Figure 2 – Boucles d'hystérésis du %RS en fonction de la température de l'huile dans des transformateurs avec 3 niveaux de teneur en eau différents [5]
- Figure 3 – Corrélation entre la résistivité et le facteur de dissipation [6]
- Figure C.1 – Facteurs de normalisation selon la Formule (C.2)
- Tableaux [Go to Page]
- Tableau 1 – Catégories de matériels
- Tableau 2 – Essais des huiles minérales isolantes en service
- Tableau 3 – Limites recommandées pour les huiles minérales isolantes après remplissage de matériels électriques neufs avant leur première mise sous tension sur site
- Tableau 4 – Fréquences d'essais recommandées
- Tableau 5 – Transformateurs et bobines d'inductance – Application et interprétation des essais
- Tableau 6 – Changeurs de prises – Application et interprétation des essais
- Tableau 7 – Transformateurs de mesure et de protection – Application et interprétation des essais
- Tableau 8 – Disjoncteurs et appareillages de connexion – Application et interprétation des essais
- Tableau 9 – Traversées remplies d'huile et au papier imprégné – Application et interprétation des essais
- Tableau 10 – Récapitulatif des actions types
- Tableau 11 – Conditions de traitement des huiles minérales isolantes (inhibées et non inhibées)
- Tableau 12 – Rapport bêta lié à l'efficacité du filtre
- Tableau A.1 – Paramètres pour lesquels il convient de fixer des limites
- Tableau A.2 – Paramètres pour lesquels il ne convient pas nécessairement de fixer des limites, mais qu'il convient de mesurer à des fins de référence et d'observation des tendances
- Tableau B.1 – Saturation relative en humidité (%RS), surveillance continue en ligne, ligne directrice générale [Go to Page]
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