表2中部分开关油检验记录证明一般在5、6年甚至更长时间内酸值和水溶性酸值都不会降低很多，其次是少量的酸性对开关中固体绝缘材料的腐蚀和损伤远小于变压器和互感器。此外新修订的少油断路器检修工艺中规定大修周期为：新断路器投运1年后，正常运行的110 kV 断路器4～5年，220 kV 断路器5～6年，35 kV断路器3～5年。大修要求对绝缘油进行更换过滤，修后要求绝缘性油耐压强度大于40 km/2.5 mm，油简化试验应符合标准。而从设备管理角度讲大修应使修后设备的各项技术指标基本达到同类新设备的指标，即每次开关大修都要进行绝缘油的检测。这样，开关中的油每5～6年要进行1次全面的分析或更换新油，以确保大修后开关油质达到新设备运行前指标。而目前国产绝缘油的抗老化能力完全可以满足开关大修周期，因此只要确保开关大修后的油质检验，就完全可以达到对开关油老化程度监督的目的。

　　随着国产高压开关质量的提高，及运行部门加带防雨帽等措施的采用，大大地减少了开关油进水受潮现象(未加带防雨帽前每年我们都发现数台开关进水受潮，加带防雨帽后至今未出现开关进水受潮现象)。开关泄漏电流的检测在很大程度上也可反应出开关及油是否进水受潮，我们多次发现开关的泄漏电流超标或增长异常时，它的油击穿电压一定会降低甚至开关底部有游离水分出现。但油中游离碳、机械杂质增加也会引起其绝缘强度降低，开关泄漏电流的检测还不能完全取代油击穿电压，运行正常的开关应每3～5年检验1次油击穿电压。我们还发现因采油造成的放油阀漏油、打不开等开关故障甚至多于发现的油质劣化问题，特别是在开关的运行状态下一旦发生严重漏油将被迫停电检修。

　　3　套管

　　套管是少油设备中采油最困难的设备，在运行条件下套管油样基本无法采集，即使处于停电情况下，圆满地、高质量地完成变压器套管油样采集也并不容易(近期随采油阀的改进而有所改善)。套管是所有充油电器设备中充油量最少的一种，在正常情况下运行温度不高，密封性好。基于套管这些特点，IEC 及日、美等许多国家都未规定套管油的常规检验项目(国外套管均不准采油)。国内即使是在对充油电气设备故障诊断十分有效的 GB 7252-87《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中也未明确规定套管的检验周期。而 GB F7595-87 要求 110 kV 及以上套管每3年至少进行1次水溶性酸、水分和游离碳的检验。

　　套管油质分析的作用、效果和检验周期适当与否先不去讨论。单从套管的结构和油样采集阀的位置看，从采油阀处采的油样并不能完全准确地反应套管中油的品质，特别是对于水分和游离碳的检验。游离碳和溶解水分相对较多的油将沉积在套管的底部，而采油阀设在套管的中部，所采油均为套管的中上部油，套管中油又基本无循环现象，油中即使有少量游离碳也很难由此采到，同理油样的含水值也不能准确反映油的最高含水值。此外游离碳通常为油中发生火花或电弧放电的产物，套管在运行状态下油中出现游离碳是不可想象的。正常情况下套管油的运行条件较好，油老化速度比较缓慢。在我们对套管油的多年检测中还未曾发现水溶性酸或酸值不合格的现象(包括60年代初生产，运行已近40年的国产套管)。采油不便造成每次采油都使套管失油量较大，经过2、3次采油就需给套管补油(这也是造成套管油的水溶性酸和酸值试验数据波动或离散的原因)。　　另外，与密封式互感器一样，套管的补油也不容易，补油过程操作不当便可能给套管油造成新的污染。　　综上所述，套管中绝缘油的水溶性酸和游离碳等检测试验用油量较多，定期进行试验的必要性及作用并不明显，至少可以说每2、3年就进行一次这类试验是完全没有必要的。水分试验用油量较少可适当与油中溶解气体分析结合进行。

　　4　结论

　　GB 7595-87 所规定的油的检验方法、质量标准和检验周期是保证电气设备中所充绝缘油质量的重要依据和根本保证。随着国产绝缘油质量的提高和充油电器设备的改进，它的一些条款(特别是对于少油设备的)有必要进行适当调整和修改，使其更结合实际和更具有可操作性。　　我们认为对于高压少油设备的油质监督与分析，在保证新投和检修后设备中的油质达到或好于 GB 7595-87中规定新设备投入运行前油质的各项指标的前提下，于运行1年后进行一次相关的油质检测，在设备和油质都无异常变化的情况下，除适当增加1、2次油击穿电压或油中水分检测外，5～6年甚至更长时间进行一次较全面的油质检测即可达到对油的监督和检验的目的。当然，在设备各类故障后需根据情况进行油质检测，以检查设备故障引起油质劣化的程度。