Tiêu chuẩn TCVN 13129:2020 về Dầu cách điện gốc khoáng sử dụng trong thiết bị điện - Yêu cầu kỹ thuật

• Số hiệu: TCVN13129:2020
• Loại văn bản: Tiêu chuẩn Việt Nam
• Nơi ban hành: ***
• Người ký: ***
• Ngày ban hành: Năm 2020

DẦU CÁCH ĐIỆN GỐC KHOÁNG SỬ DỤNG TRONG THIẾT BỊ ĐIỆN - YÊU CẦU KỸ THUẬT

Standard specification for mineral insulating oil used in electrical apparatus

1  Phạm vi áp dụng

1.1  Tiêu chuẩn này áp dụng đối với dầu cách điện gốc khoáng có nguồn gốc dầu mỏ chưa qua sử dụng dùng làm môi chất làm mát và cách điện trong các thiết bị điện và thiết bị phân phối điện mới và đang hoạt động như máy biến thế, bộ điều chỉnh, lò phản ứng, bộ ngắt mạch, bộ chuyển mạch và thiết bị điều khiển.

1.2  Tiêu chuẩn này áp dụng để xác định một dầu cách điện gốc khoáng có thể thay thế và trộn lẫn được với dầu hiện đang sử dụng trong thiết bị điện. Dầu đó phải tương thích với thiết bị hiện có và với việc bảo trì phù hợp tại hiện trường, đồng thời phải duy trì tốt tính năng kỹ thuật để đạt yêu cầu cho việc sử dụng trong thiết bị điện. Tiêu chuẩn này chỉ có thể áp dụng với dầu cách điện mới tại thời điểm nhận hàng trước khi thực hiện bất cứ bước xử lý nào khác.

1.3  Các giá trị tính theo hệ đơn vị SI là giá trị tiêu chuẩn. Tiêu chuẩn này không sử dụng các hệ đơn vị khác.

1.4  Tiêu chuẩn này không đề cập đến các quy tắc an toàn liên quan đến việc áp dụng tiêu chuẩn. Người sử dụng tiêu chuẩn này phải có trách nhiệm lập ra các quy định thích hợp về an toàn và sức khỏe, đồng thời phải xác định khả năng áp dụng các giới hạn quy định trước khi sử dụng.

2  Tài liệu viện dẫn

...

...

...

TCVN 3171 (ASTM D 445) Chất lỏng dầu mỏ trong suốt và không trong suốt - Phương pháp xác định độ nhớt động học (và tính toán độ nhớt động lực)

TCVN 3753 (ASTM D 97) Sản phẩm dầu mỏ - Phương pháp xác định điểm đông đặc

TCVN 6594 (ASTM D1298) Dầu thô và sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng - Xác định khối lượng riêng, khối lượng riêng tương đối, hoặc khối lượng API - Phương pháp tỷ trọng kế

TCVN 7498 (ASTM D 92) Bitum - Phương pháp xác định điểm chớp cháy và điểm cháy bằng thiết bị thử cốc hở Cleveland

TCVN 8314 (ASTM D 4052) Sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng - Xác định khối lượng riêng và khối lượng riêng tương đối bằng máy đo kỹ thuật số

TCVN 13131 (ASTM D 923) Chất lỏng cách điện - Lấy mẫu

TCVN 13132 (ASTM D 1275) Chất lỏng cách điện - Phương pháp xác định lưu huỳnh gây ăn mòn

TCVN 13133 (ASTM D 1533) Chất lỏng cách điện - Phương pháp xác định hàm lượng nước bằng chuẩn độ điện lượng Karl Fischer

ASTM D 117 Guide for sampling, test methods, and specifications for electrical insulating oils of petroleum origin (Hướng dẫn lấy mẫu, phương pháp thử và quy định kỹ thuật đối với các loại dầu cách điện có nguồn gốc dầu mỏ)

...

...

...

ASTM D 924 Test method for dissipation factor (or power factor) and relative permittivity (Dielectric constant) of electrical insulating liquids [Phương pháp xác định hệ số tổn thất điện môi (hoặc hệ số công suất) và độ điện thấm tương đối (hằng số điện môi) của các chất lỏng cách điện]

ASTM D 971 Test method for interfacial tension of oil against water by the ring method (Phương pháp xác định sức căng bề mặt dầu so với nước bằng phương pháp vòng tròn)

ASTM D 974 Test method for acid and base number by color-indicator titration (Phương pháp xác định trị số axit và trị số ba-zơ bằng chuẩn độ chỉ thị màu)

ASTM D 1500 Test method for ASTM color of petroleum products (ASTM color scale) (Phương pháp xác định màu ASTM của các sản phẩm dầu mỏ (Cấp độ màu ASTM))

ASTM D 1524 Test method for visual examination of used electrical insulating liquids in the field (Phương pháp kiểm tra bằng mắt các chất lỏng cách điện đã qua sử dụng ngoài hiện trường)

ASTM D 1816 Test method for dielectric breakdown voltage of insulating liquids using VDE electrodes (Phương pháp xác định điện áp đánh thủng điện môi của các chất lỏng cách điện sử dụng điện cực VDE)

ASTM D 1903 Practice for determining the coefficient of thermal expansion of electrical insulating liquids of petroleum origin, and askarels (Thực hành xác định hệ số giãn nở nhiệt của các chất lỏng cách điện có nguồn gốc dầu mỏ và askarel)

ASTM D 2112 Test method for oxidation stability of inhibited mineral insulating oil by pressure vessel (Phương pháp xác định độ ổn định oxy hóa của dầu cách điện gốc khoáng có chất ức chế bằng bình áp lực)

ASTM D 2300 Test method for gassing of electrical insulating liquids under electrical stress and ionization (modified Pirelli method) [Phương pháp xác định tính hấp thụ khí của các chất lỏng cách điện dưới tác dụng của ứng suất điện và ion hóa (phương pháp Pirelli sửa đổi)]

...

...

...

ASTM D 2668 Test method for 2,6-di-tert-Butyl- p-Cresol and 2,6-di-tert-Butyl phenol in electrical insulating oil by infared absorp (Phương pháp xác định 2,6-di-tert-Butyl- p-Cresol and 2,6-di-tert-Butyl phenol trong dầu cách điện bằng hấp thụ hồng ngoại)

ASTM D 2717 Test method for thermal conductivity of liquids (Phương pháp xác định độ dẫn nhiệt của các chất lỏng)

ASTM D 2766 Test method for specific heat of liquids and sollids (Phương pháp xác định nhiệt dung riêng của các chất lỏng và chất rắn)

ASTM D 2864 Terminology relating to electrical insulating liquids and gases (Thuật ngữ liên quan đến chất lỏng và chất khí cách điện)

ASTM D 3300 Test method for dielectric breakdown voltage of insulating oils of petroleum origin under impulse conditions (Phương pháp xác định điện áp đánh thủng điện môi của các loại dầu cách điện có gốc dầu mỏ theo các điều kiện xung)

ASTM D 4059 Test method for analysis of polychlorinated biphenyls in insulating liquids by gas chromatography (Phương pháp phân tích Polyclorin Biphenyl trong các chất lỏng cách điện bằng sắc ký khí)

ASTM D 4768 Test method for analysis of 2,6-di-tert-Butyl- p-Cresol and 2,6-di-tert-Butyl phenol in electrical insulating oil by gas chromatography (Phương pháp phân tích 2,6-Ditertiary-Butylpara- Cresol và 2,6-Ditertiary-Butyl Phenol trong các chất lòng cách điện bằng sắc ký khí)

ASTM D 5837 Test method for furanic compounds in electrical insulating liquids by high-performance liquid chromagraphy (HPLC) [Phương pháp xác định các hợp chất furan trong các chất lỏng cách điện bằng sắc ký lỏng hiệu suất cao (HPLC)]

ASTM D 5949 Test method for pour point of petroleum products (automatic pressure pulsing method) [Phương pháp xác định điểm chảy của các sản phẩm dầu mỏ (phương pháp xung áp lực tự động)]

...

...

...

C57.106 Guide for acceptance and mainternance of insulating oil in equipment (Hướng dẫn chấp nhận và bảo dưỡng dầu cách điện trong thiết bị)

3  Thuật ngữ và định nghĩa

3.1  Định nghĩa

3.1.1

Dầu khoáng loại I (Type I mineral oil)

Loại dầu dùng cho các thiết bị chỉ cần dầu có độ bền oxy hóa thông thường. Một số sản phẩm dầu cách điện có thể yêu cầu bổ sung chất ức chế oxy hóa phù hợp để đạt mức oxy hóa thông thường này.

3.1.2

Dầu khoáng loại II (Type II mineral oil)

Loại dầu dùng cho các thiết bị yêu cầu dầu phải có độ bền oxy hóa lớn hơn. Để đạt được điều này dầu cách điện loại này thường phải được bổ sung chất ức chế oxy hóa phù hợp.

...

...

...

Các điều kiện đã được chứng minh là phù hợp cho hầu hết quá trình chế biến dầu khoáng ức chế là:

Áp suất tối thiểu

Nhiệt độ, °C

Pa

Torr, xấp xỉ

40

5

0,04

...

...

...

10

0,075

60

20

0,15

70

40

0,3

80

...

...

...

0,75

90

400

3,0

100

1000

7,5

Nếu áp dụng nhiệt độ chế biến cao hơn nhiệt độ khuyến nghị cho áp suất vận hành thì dầu cần phải được kiểm tra hàm lượng chất ức chế và chất ức chế bổ sung khi cần để đảm bảo hàm lượng chất ức chế đạt theo giá trị ban đầu. Các nỗ lực làm khô thiết bị có chứa một lượng đáng kể nước tự do có thể dẫn đến thất thoát đáng kể chất ức chế thậm chí ngay cả khi đã làm theo các điều kiện khuyến nghị nêu trên.

3.1.3

...

...

...

Hóa chất được bổ sung vào dầu cách điện gốc khoáng để đạt được các đặc tính tính năng theo yêu cầu.

3.1.4

Đặc tính (Properties)

Các đặc tính của dầu cách điện gốc khoáng được yêu cầu đối với thiết kế, chế tạo và hoạt động của các thiết bị. Những đặc tính này được quy định tại Điều 5.

3.2  Các định nghĩa khác về các thuật ngữ liên quan đến tiêu chuẩn này được nêu trong ASTM D 2864.

3.3  Thông tin về các thử nghiệm liên quan đến tiêu chuẩn này xem trong ASTM D 117.

4  Lấy mẫu và thử nghiệm

4.1  Lấy mẫu dầu theo TCVN 13131 (ASTM D 923).

4.2  Thực hiện từng thử nghiệm theo phương pháp thử quy định ở Điều 5.

...

...

...

CHÚ THÍCH 1: Do nhu cầu của người sử dụng khác nhau, các hạng mục liên quan đến đóng gói, ghi nhãn và kiểm tra được coi là tùy thuộc vào thỏa thuận giữa nhà cung cấp và người sử dụng.

CHÚ THÍCH 2: Ngoài tất cả các thử nghiệm khác được nêu trong tiêu chuẩn này, các nhà sản xuất thiết bị phải tuân thủ việc thực hành kỹ thuật tốt để thực hiện đánh giá các loại dầu cách điện mới trong các hệ thống cách điện, các kết cấu ban đầu hoặc toàn bộ thiết bị đo, hoặc bất kỳ sự kết hợp nào của chúng để đạt mục tiêu đảm bảo tuổi thọ sử dụng.

4.4  Người sử dụng cần phải biết về thông tin liên quan đến loại và lượng của bất kỳ chất phụ gia nào đã được sử dụng trong dầu để đánh giá phản ứng có thể có hại với các vật liệu khác khi tiếp xúc với dầu.

5  Yêu cầu kỹ thuật

5.1  Dầu cách điện gốc khoáng phù hợp với tiêu chuẩn này phải đáp ứng các giới hạn được nêu trong Bảng 1. Ý nghĩa của những đặc tính này được nêu trong Phụ lục B.

Bảng 1 - Các yêu cầu về đặc tính

Đặc tính

Giới hạn

Phương pháp thử

...

...

...

Loại I

Loại II

Đặc tính vật lý:

Điểm anilin, °C, min.

63^A

63^A

ASTM D 611

Màu, max.

...

...

...

0,5

ASTM D 1500

Điểm chớp cháy, °C, min.

145

145

TCVN 7498 (ASTM D 92)

Sức căng bề mặt, mN/m, min.

40

40

...

...

...

Điểm chảy, °C, max.

-40^B

-40^B

TCVN 3753 (ASTM D 97), ASTM D 5949, ASTM D 5950^B

Khối lượng riêng tương đối (trọng lượng riêng), 15 °C/15 °C, max

0,91

0,91

TCVN 6594 (ASTM D 1298); TCVN 8314 (ASTM D 4052)^C

Độ nhớt, mm^2/s, max. tại:

...

...

...

TCVN 3171 (ASTM D 445)

100 °C

3,0

3,0

40 °C

12,0

12,0

...

...

...

0 °C

76,0

76,0

Kiểm tra bằng mắt

Trong và sáng

Trong và sáng

ASTM D 1524

Đặc tính điện:

...

...

...

ASTM D 1816

Điện cực VDE, kV, min.:

Khe 1 mm

20^D

...

...

...

Khe 2 mm

35^D

35^D

Điện áp đánh thủng điện môi, các điều kiện xung

ASTM D 3300

...

...

...

145

145

Xu hướng hấp thụ khí, max., μL/min

+30

+30

ASTM D 2300

Hệ số tổn thất điện môi (hoặc hệ số công suất), tại 60 Hz, tối đa, %

...

...

...

ASTM D924

25 °C

0,05

0,05

100 °C

0,30

0,30

...

...

...

Độ ổn định oxy hóa (thử nghiệm cặn axit)

ASTM D 2440

72 h:

Cặn, % khối lượng, max.

...

...

...

0,1

Trị số axit tổng, mg KOH/g, max.

0,5

0,3

164 h:

...

...

...

Cặn, % theo khối lượng, max.

0,3

0,2

Trị số axit tổng, mg KOH/g, max.

0,6

0,4

Độ ổn định oxy hóa (thử nghiệm bình áp suất), min, min.

...

...

...

195

ASTM D 2112

Hàm lượng chất ức chế oxy hóa, % khối lượng, max.

0,08E

0,30F

ASTM D 4768, ASTM D 2668^G

Lưu huỳnh gây ăn mòn

Không ăn mòn

Không ăn mòn

...

...

...

Nước, mg/kg, max.

35

35

TCVN 13133 (ASTM D 1533)

Trị số trung hòa, trị số axit tổng, mg KOH/g, max.

0,03

0,03

ASTM D 974

Các hợp chất furan, max./hợp chất, μg/L

...

...

...

25

ASTM D 5837

Hàm lượng PCB, mg/kg

Không phát hiện

Không phát hiện

ASTM D 4059

^A Giá trị được thể hiện đại diện cho hiểu biết tại thời điểm xây dựng tiêu chuẩn ASTM D 3487-16^e1.

^B Trong trường hợp có tranh chấp, phương pháp trọng tài là TCVN 3753 (ASTM D 97).

^C Trong trường hợp có tranh chấp, phương pháp trọng tài là TCVN 6594 (ASTM D 1298).

...

...

...

^E Dầu hoàn toàn chưa có chất ức chế phải theo thỏa thuận giữa người sử dụng và nhà cung cấp.

^F Các yêu cầu tối thiểu về chất ức chế cho dầu loại II phải theo thỏa thuận giữa người sử dụng và nhà cung cấp.

^G Cả hai hợp chất 2,6-ditertiary-butyl para-cresol (DBPC/BHT) và 2,6-ditertiary-butyl phenol (DPB) đều cho thấy chúng là chất ức chế oxy hóa phù hợp để sử dụng với các loại dầu đáp ứng tiêu chuẩn này. Các nghiên cứu ban đầu cho thấy cả phương pháp thử ASTM D 2668 và ASTM D 4768 đều phù hợp để xác định nồng độ của chất ức chế hoặc hỗn hợp của chúng.

Phụ lục A

(tham khảo)

Thông tin thiết kế bổ sung

A.1  Các giá trị sau là giá trị điển hình cho các loại dầu cách điện gốc khoáng đang được sử dụng hiện nay. Đối với các loại dầu có nguồn gốc từ parafin hoặc dầu thô hỗn hợp, người thiết kế thiết bị cần biết rằng các đặc tính này là không thay đổi.

Đặc tính

...

...

...

Phương pháp thử

Hệ số giãn nở,/°C từ 25 °C đến 100 °C

0,0007 đến 0,0008

ASTM D 1930

Hằng số điện môi, 25 °C

2,2 đến 2,3

ASTM D 924

Nhiệt dung riêng, J/(kg °C), 20 °C

18000

...

...

...

Độ dẫn nhiệt, W/(m·°C), từ 20 °C đến 100 °C

0,13 đến 0,17

ASTM D 2717

Phụ lục B

(tham khảo)

Ý nghĩa của các đặc tính của dầu cách điện gốc khoáng

B.1  Đặc tính vật lý

B.1.1  Điểm anilin - Điểm anilin của dầu cách điện gốc khoáng biểu thị khả năng hòa tan của dầu đối với vật liệu tiếp xúc với dầu. Điểm anilin có thể liên quan đến các đặc tính hấp thụ khí và đặc tính xung điện của dầu.

...

...

...

B.1.3  Điểm chớp cháy - Vận hành an toàn của thiết bị yêu cầu điểm chớp cháy phải cao phù hợp.

B.1.4  Sức căng bề mặt - Giá trị cao của sức căng bề mặt đối với dầu cách điện gốc khoáng chưa qua sử dụng biểu thị cho việc không có mặt các tạp chất phân cực không mong muốn trong dầu. Thử nghiệm này thường được áp dụng cho các loại dầu đã sử dụng một thời gian và dùng làm chỉ báo cho mức độ biến chất của chúng.

B.1.5  Điểm chảy - Điểm chảy của dầu cách điện gốc khoáng là nhiệt độ thấp nhất mà tại đó dầu sẽ vẫn chảy và nhiều yếu tố liên quan theo độ nhớt vẫn còn áp dụng được. Điểm chảy -40 °C có thể đạt được bằng cách sử dụng các phần cất phù hợp, các quá trình tinh lọc phù hợp, các phụ gia có tuổi thọ cao phù hợp hoặc bất kỳ sự kết hợp nào của tất cả các yếu tố đã nêu. Nếu sử dụng phụ gia cải thiện điểm chảy thì cần phải làm rõ lượng sử dụng và thành phần hóa học của phụ gia.

B.1.6  Khối lượng riêng tương đối (trọng lượng riêng) - Trọng lượng riêng của một dầu cách điện gốc khoáng ảnh hưởng đến tốc độ truyền nhiệt của nó và có thể dùng để xác định tính phù hợp sử dụng của dầu đó trong các ứng dụng cụ thể. Trong điều kiện khí hậu cực lạnh, trọng lượng riêng được sử dụng để xác định xem liệu băng do nước bị đóng băng trong các thiết bị chứa dầu sẽ nổi trên dầu và có thể dẫn đến phóng điện bề mặt của dây dẫn vượt lên trên mức dầu. Ví dụ xem “Ý nghĩa của khối lượng riêng dầu máy biến thế”.

B.1.7  Độ nhớt - Độ nhớt ảnh hưởng đến sự truyền nhiệt và do đó ảnh hưởng đến việc tăng nhiệt độ của thiết bị. Ở các nhiệt độ thấp, độ nhớt bị cao lên làm ảnh hưởng đến tốc độ của các phần chuyển động như các bộ phận trong các thiết bị ngắt điện, thiết bị chuyển mạch, cơ cấu chuyển đổi phụ tải, máy bơm và bộ điều chỉnh. Độ nhớt kiểm soát các điều kiện xử lý dầu cách điện gốc khoáng như sự khử nước, khử khí và lọc và tốc độ tẩm dầu. Độ nhớt cao có thể có tác động tiêu cực đến sự khởi động của thiết bị trong khí hậu lạnh (ví dụ mấy biến thế dự phòng và đồ thay thế).

B.1.8  Kiểm tra bằng mắt thường - Kiểm tra bằng mắt thường dầu cách điện gốc khoáng có thể cho thấy tạp chất không mong muốn có mặt hay không. Nếu có tạp chất, cần thực hiện nhiều thử nghiệm chính thức hơn để đánh giá ảnh hưởng của chúng đối với các đặc tính tính năng khác.

B.2  Đặc tính điện

B.2.1  Điện áp đánh thủng điện môi, 60 Hz - Điện áp đánh thủng điện môi của dầu cách điện gốc khoáng biểu thị khả năng chịu đánh thủng điện tại tần số điện trong thiết bị điện.

B.2.1.1  Đánh thủng điện môi - điện cực VDE - phương pháp VDE (Phương pháp thử ASTM D 1816) nhạy với tạp chất như nước, khí hòa tan, sợi xenlulo và các hạt dẫn điện trong dầu. Quá trình xử lý liên quan đến lọc, khử nước và khử khí nhìn chung cải thiện độ bền chống bị đánh thủng của dầu (độ bền cách điện của dầu. Theo hướng dẫn chung, hơi ẩm và hàm lượng khí hòa tan theo thể tích trong các loại dầu được xử lý cần phải nhỏ hơn 15 ppm và 0,5 % tương ứng. Độ bền chống đánh thủng tối thiểu của các loại dầu mới nhận thường thấp hơn các loại dầu đã qua xử lý do mức độ tạp chất cao hơn.

...

...

...

B.2.3  Hệ số tổn thất - Hệ số tổn thất (hệ số công suất) là phép đo thất thoát điện môi trong dầu. Hệ số hao tán thấp biểu thị thất thoát điện môi thấp và mức độ tạp chất hòa tan thấp.

B.2.4  Hấp thụ khí - Xu hướng hấp thụ khí của dầu cách điện gốc khoáng là phép đo tốc độ hấp thụ khí hydro vào dầu hoặc giải hấp khí hydro ra khỏi dầu trong các điều kiện phòng thử nghiệm quy định. Nó định tính nhưng không định lượng việc có chứa hydrocacbon thơm của dầu.

B.3  Đặc tính hóa học

B.3.1  Hàm lượng chất ức chế oxy hóa - Chất ức chế oxy hóa được cho vào dầu cách điện gốc khoáng để làm chậm sự hình thành cặn dầu và axit trong các điều kiện oxy hóa. Quan trọng là phải biết rõ về việc trong dầu có bổ sung chất ức chế oxy hóa hay không và lượng của chúng là bao nhiêu. 2,6-ditertiary-butyl para-cresol và 2,6-ditertiary-butyl phenol đã được chứng minh là các chất ức chế oxy hóa phù hợp để sử dụng trong các loại dầu cách điện gốc khoáng đáp ứng quy định kỹ thuật của tiêu chuẩn này. Các chất ức chế oxy hóa khác dự kiến là cũng sẽ được chấp nhận.

B.3.2  Lưu huỳnh gây ăn mòn - Sự vắng mặt của lưu huỳnh nguyên tố và các hợp chất không bền nhiệt có chứa lưu huỳnh trong dầu cách điện gốc khoáng là cần thiết để ngăn chặn sự ăn mòn một số kim loại như đồng và bạc khi tiếp xúc với dầu cách điện gốc khoáng.

B.3.3  Hàm lượng nước - Hàm lượng nước thấp của dầu cách điện gốc khoáng là cần thiết để đạt được các đặc tính độ bền điện môi và tổn thất điện môi phù hợp để tối đa hỏa tuổi thọ của hệ thống cách điện và giảm thiểu ăn mòn kim loại.

B.3.4  Trị số trung hòa - Hàm lượng axit tổng thấp của dầu cách điện gốc khoáng cần thiết để giảm thiểu dẫn điện và ăn mòn kim loại và tối đa hóa tuổi thọ của hệ thống cách điện.

B.3.5  Sự ổn định oxy hóa - Sự phát triển của cặn dầu và tính axit do dầu bị oxy hóa trong quá trình bảo quản, chế biến và trong suốt thời gian vận hành của dầu cần phải được hạn chế tối đa. Điều đó giúp giảm thiểu sự dẫn điện và ăn mòn kim loại của dầu, tối đa hóa tuổi thọ của hệ thống cách điện và độ bền chống đánh thủng của dầu, đồng thời đảm bảo việc truyền nhiệt đạt yêu cầu.

B.3.6  Các hợp chất furan cung cấp phương thức đánh giá sự suy biến cellulo của hệ thống cách điện. Hàm lượng các hợp chất furan trong dầu phải ở mức bằng hoặc thấp hơn quy định tại Bảng 1 để đảm bảo mức cơ sở được biết tới đối với dầu mới khi được giao. Các hợp chất furan thường không phát hiện được trong dầu tinh chế sâu nhưng chúng có thể xuất hiện do tạp nhiễm. Mục tiêu là để đảm bảo công việc trong tương lai không bị sai lệch do sự có mặt của các hợp chất này ở trong dầu.

...

...

...

Phụ lục C

(tham khảo)

Các nguồn dầu mỏ, quy trình tinh chế và vật chứa để vận chuyển

C.1  Các nguồn dầu mỏ

Các loại dầu cách điện gốc khoáng hiện được tinh chế chủ yếu từ các loại dầu thô naphthenic. Các loại dầu thô paraffinic và công nghệ tinh lọc mới có thể được sử dụng để cung cấp dầu cách điện gốc khoáng sử dụng trong thiết bị điện. Do các nguồn dầu mỏ mới được phát triển dành cho mục đích sử dụng này, các thử nghiệm bổ sung riêng biệt về hóa học của những loại dầu này có thể cần được xác định.

C.2  Quá trình tinh chế

Các sản phẩm chưng cất từ dầu thô có thể được tinh chế bằng các quy trình khác nhau như chiết xuất dung môi, tách sáp, xử lý hydro (hydrotreating), hydrocracking hoặc kết hợp của các quá trình đó để đạt được dầu cách điện gốc khoáng đáp ứng các yêu cầu của tiêu chuẩn này. Quá trình chung cần được xác định theo yêu cầu.

C.3  Vật chứa để vận chuyển

...

...

...