化学监督管理制度.docx

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化学监督管理制度

化学监督管理标准

1.总则

1.1化学监督是保证电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平的重要环节。

化学监督坚持贯彻以预防为主的方针，采用适应生产的检测手段和科学管理方法，及时发现和消除与化学监督有关的发供电设备隐患，防止事故的发生。

1.2化学监督涉及面广，技术性强，为加强管理，并统筹安排协调化学、锅炉、汽机、电气、热工、燃料等专业的分工与配合,化学监督工作在生产厂长或总工程师的领导下，由生产机动组化学专工负责,化学专业为化学监督管理的执行部门。

运行中的化学监督由值长负责领导、组织本值运行中的化学监督工作。

1.3有关领导及化学工作人员必须熟悉本细则，对《化学监督制度》、《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-1995（2005）应了解。

2.化学监督的任务

2.1保证供给机组质量合格和数量足够的化学除盐补充水，努力降低水处理成本，提高水处理设备的完好率。

2.2按规定及时准确地取样分析各种水、汽、油、燃料和水处理所用药品的质量以及水垢、盐垢、油泥、飞灰、腐蚀产物等，及时进行调整，根据ISO9001、ISO14001、OHS等国际标准体系中的要求，努力提高化学监督质量。

2.3分析研究技术数据，查明设备腐蚀结垢、积盐和油质劣化的原因，针对性地采取措施，防止热力设备、电气充油设备及水处理设备由于化学监督不严、控制不当等原因而造成责任事故和损失。

2.4在设备主管单位配合下，搞好设备各项调整试验工作，制定出合理的运行方式、参数及化学监督质量标准。

2.5做好热力设备的停备保护及化学清洗的监督工作。

2.6参加有关热力设备的检修、检查和验收工作。

2.7负责新油及运行中变压器油、汽轮机油的质量监督，配合有关部门做好油类验收、保管、发放、混油、防劣化及油质再生工作。

2.8做好燃煤监督，指导燃烧，降低煤耗，协助有关部门做好排烟系统的防腐工作。

2.9努力实现化学监督仪表化，努力提高化学仪表的投入率和准确率。

2.10协助有关部门降低燃料消耗、油耗、水汽损失等，提高机组效率。

2.11严格贯彻执行有关化学监督方面的规章制度条例及上级监督部门的指示和要求，及时向领导和有关部门反应水、汽、煤、油质量情况。

对违章和超标准等危及设备安全的情况及时与有关单位联系处理，必要时向总工程师直至上级领导汇报。

2.12虚心向兄弟单位学习，不断提高生产技术，优化监督手段，改善工人劳动强度，加强技术管理和技术培训，降低原材料消耗，提高设备健康水平。

3.水汽及热力系统的化学监督

3.1机组运行的化学监督

3.1.1必须做好机组从设计、设备选型、监造、安装调试、试运行全过程的各项化学监督工作。

3.1.2扩建热力设备、水处理设备时，应向设计单位提供必要的水质资料，提出化学监督的具体要求，并参与设计的审核工作。

3.1.3详细了解和熟悉并监督下列工作：

a）锅炉汽、水分离装置和检修安装情况；加药、排污方式及系统；水冷壁管、联箱内部的腐蚀程度；减温器的型式及地点；

b）凝汽器、冷油器、冷水器、抽气器、加热器的管材；除氧器头部的结构及内部防腐措施；

c）各种水、汽取样的地点、型式、管材、冷却水量及冷却方式；

d）水处理设备系统、构造、安装质量、管道的防腐措施及涂料、树脂的种类、数量、质量、性能；

e）应了解熟悉与化学专业有关的水汽系统及各类设备的构造，工艺和材质；

f）各种水箱、计量箱的防腐质量及排污地点，化学仪表的性能、安装地点及安装质量。

3.1.4配合基建单位搞好安装前后的设备和部件的防锈蚀工作。

3.1.5按照《电力建设施工及验收技术规范》的要求，参加有关系统和设备的验收工作，对影响水汽质量的缺陷和问题应要求设计单位和施工单位及时纠正处理，不能消除的应提出书面报告，请有关单位处理。

并监督实施，确保机组移交生产后能够安全、经济运行。

3.1.6凝汽器铜管的安装必须严格按照原水电部颁《电力建设施工及验收技术规范》（汽机篇）进行施工，避免过胀和欠胀；防止产生新的应力。

3.1.7各种水处理材料、药品到货时，应进行检验，合格后分类保管。

在使用前化验人员应再取样化验，确认无误后，方可使用。

3.18锅炉水压试验应采用除盐水整体水压试验用水质量应满足：

氯离子含量小于0.2mg/L，联氨含量为200—300mg/l，PH值为10—10.5（用氨水调）水压试验之后必须进行保护。

3.19机组启动前，配合安装单位制定化学清洗措施，将有关设备、管道及水箱等进行彻底冲洗，并着重冲洗凝汽器、低加、除氧器、高加等炉前系统，直至出水澄清，还应负责化学清洗时的化学监督。

3.1.10热力设备试运时，应制定水、汽质量暂行标准，并参加监督工作。

3.2机组启动时的化学监督

3.2.1机组启动时，必须定期冲洗取样器，按规定调整水样流量，保持水样温度在30℃以下。

3.2.2大修后的锅炉必须确定合理的运行方式和水质控制标准。

当锅炉提高额定蒸发量、改变运行工况、改变给水水质或炉内处理方式以及炉内装置进行较大的改造时均应进行热化学试验或调整试验。

3.2.3锅炉启动后发现炉水浑浊时应加强排污换水及炉内加药处理工作，并采取限负荷降压等措施，直至炉水透明澄清。

3.2.4机组启动过程中蒸汽、给水、凝结水等应控制以下标准，并网8小时之内达到正常状态。

并网8小时及以后（热备用机组在启动4小时及以后）应参加水汽合格率统计。

质量标准见表1。

表1机组启动时的水汽质量标准

名称

检测项目

控制标准

3.5~5.8MPa

12.7~15.6MPa

备注

冲转前的蒸汽

电导率（H）us/cm

二氧化硅ug/kg

铁ug/kg

铜ug/kg

钠ug/kg

≤3

≤80

≤50

≤1

≤60

≤50

≤15

≤20

给水

硬度umol/l

铁ug/L

溶氧ug/L

二氧化硅ug/L

≤10

≤150

≤50

≤5.0

≤75

≤30

≤80

凝结水回收

硬度umol/l

铁ug/L

溶氧ug/L

二氧化硅ug/L

≤10

≤100

≤30

≤10

≤80

≤30

≤80

3.2.5新机组或检修及备用的机组投入运行时，必须同时投入除氧器，并使溶解氧合格。

新除氧器投运之后，应进行调整试验，以确定最佳运行方式，保证除氧效果良好。

当除氧器出水溶解氧增高或除氧器内部构造改动时，应重新进行调整试验。

3.2.6锅炉在运行中蒸汽品质不合格及检修中发现过热器管或汽轮机叶片结盐时，在锅炉重新启动前应对过热器管进行给水冲洗，冲洗过程中应监督出水的电导率。

在停机前或运行中带负荷冲洗汽轮机叶片时，汽机专业必须订出冲洗的具体措施，否则不得冲洗。

冲洗时化学专业要监督凝结水的质量，排放比给水质量差的凝结水，当凝结水质量达到要求时，停止冲洗，恢复正常运行。

3.2.7锅炉检修后，进行水压试验时，用加有缓蚀药剂的除盐水。

3.2.8在检修或停用的热力设备启动前，应将设备系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以减少炉内沉积物。

3.3机组运行中的化学监督

3.3.1机组运行中水汽控制标准及测试周期见附录A（标准的附录）。

减温水质量，应保证减温后蒸汽中的钠、二氧化硅的含量符合蒸汽质量标准，否则应停减温水。

疏水质量标准，应以不影响给水为前提，一般硬度≤2.5umol/L；铁≤50ug/L。

3.3.2锅炉是连续排污还是定期排污，应根据炉水和蒸汽的质量决定，其排污率不得小于0.3%。

3.3.3疏水应严格控制，汽水损失率135MW机组，应不大于锅炉额定蒸发量的2.0%。

25MW机组应不大于锅炉额定蒸发量的3%否则应查明原因，努力减少汽水损失率。

3.3.4给水采用氨与联氨处理，通过调整试验和实践证明PH的最佳值应维持8.8~93，药液应均匀连续地加入。

应配备自动加氨和联氨装置，以保证加药剂的稳定。

大小修时，注意检查凝结器空抽区铜管情况，以防止氨的腐蚀。

含联氨的蒸汽不能直接用于加热饮水和食品。

3.3.5炉水低磷酸盐处理，药液应均匀地加入炉内。

当炉水磷酸根、PH不合格时，运行人员应细心调整，精心摸索规律，做到超前处理，保证炉水合格率。

3.3.6为提高水汽质量监督的可靠性和连续性，必须重视和加强在线化学监督仪表工作

3.3.6.1严格执行化学仪表运行维护制度和化学仪器仪表管理制度。

同时应建立在线化学仪表运行维护规程，明确校验的具体周期，保证已有的仪表连续投入运行并准确可靠。

在线化学仪表的投入率与准确率均不得低于95%。

3.3.6.2特别重视化学仪表人员的培训与业务考核，车间要定期检查仪表的投入率及其性能，形成制度，以考核在线化学仪表维护人员的工作情况。

3.3.7循环水的处理与凝结器铜管的保护是机组运行过程中化学监督的重要内容

3.3.7.1目前我厂根据135MW机组循环水浓缩情况，通过动态模拟试验，筛选出比较经济、稳定、缓蚀效果比较好的处理方法，即循环水浓缩倍率在3.0以下时采用水稳定剂和硫酸协调处理。

3.3.7.3用硫酸处理时要注意高浓度硫酸根对水泥的侵蚀和硫酸钙结垢问题。

3.3.7.4循环水处理工作设有专人负责，加药应连续均匀，按时进行监督项目的分析、化验、在循环水质有所变化的情况下，适当调整处理工艺，以确保处理效果，防止凝结器铜管的结垢与腐蚀，必要时运行中可以进行硫酸亚铁镀膜保护工作。

3.3.7.5汽机专业必须设专人负责胶球清洗工作，所用胶球必须符合有关技术指标，做好清洗时间、清洗效果的详细记录。

每台机每天应清洗一次，按清洗效果决定清洗时间，保证胶球回收率。

3.3.8水汽劣化时的处理

3.3.8.1当发现水汽质量劣化时，化学人员应首先检查取样是否有代表性；化验结果是否准确可靠；并结合分析系统导致水汽质量变化的其他因素，确认判断无误时，应立即向值长及有关方面汇报，并会同有关专业共同分析原因，提出建议。

厂领导应责成有关部门立即采取措施，使水、汽质量在允许的时间内恢复到标准。

若水执法必严质量严重劣化，影响机组安全运行时，厂领导应做出机组降出力或停止运行的处理决定。

3.3.8.2水汽异常时的三级处理值的含义为：

一级处理值—有因杂质造成腐蚀的可能性，应在72小时内恢复至标准值。

二级处理值—肯定有因杂质造成腐蚀的可能性，应在24小时内恢复至标准值。

三级处理值—正在进行快速腐蚀，如水质不好转，应在4小时内停炉。

在异常处理的每一级中，如果在规定的时间内尚难不能恢复正常，则应采用更高一级的处理方法。

对于汽包锅炉，恢复标准值的办法之一是降压运行。

3.3.8.3当凝结水溶解氧不合格时，化学人员应首先检查取样、化验以及与化学有关的阀门管路是否有问题，确认无误后再通知汽机有关人员，及时查明原因给予解决，当发现凝汽器有泄漏时，化学值班员应立即通知值长及有关方面。

值长应迅速责成汽机有关人员采取检漏、堵漏同时，应加强炉内的加药处理和锅炉排污工作，并尽量少用或不用减温水。

各级处理标准执行表2中相应规定，以至停机。

表2凝结水异常时的处理值

项目

标准值

处理值

一级

二级

三级

电导率us/cm（经氢交换后，25℃）

us/cm

us/cm

us/cm

us/cm

≤0.3

＞0.3

＞0.4

＞0.65

硬度umol/L

umol/L

umol/L

umol/L

umol/L

≤2

＞2

＞5

＞20

3.3.8.4给水水质异常时应执行表3的规定

表3锅炉给水水质异常时的处理值

项目

标准值

处理值

一级

二级

三级

PH（25℃）

全铁系统

9.0~9.5

＜9.0或＞9.5

—

—

铁铜系统

8.8~9.3

＜8.8或＞9.3

—

—

电导率us/cm（经氢交换后，25℃）

≤0.2~0.3

＞0.3

＞0.4

＞0.65

溶解氧ug/L

≤7

＞7

＞20

—

3.3.8.5锅炉炉水水质异常时应执行表4的规定

表4锅炉炉水水质异常时的处理值

项目

标准值

处理值

一级

二级

三级

PH（25℃）

磷酸盐处理

9~10

＜9.0

＜8.5

＜8.0

当出现水质异常时，还应测定炉水中的含氯量、含钠量、电导率和碱度，以查明原因，采取对策。

3.3.8.6当水源水质变化时应及时采取处理措施，以保证进入交换器的水质正常。

在水汽质量劣化时，化学专业应将其劣化程度、发生原因及处理经过与结果，书面报告生技部科。

3.4机组检修及停用期间的化学监督

3.4.1热力设备检修前，化学监督部应提出与水汽质量监督有关的检修项目和要求，如割管、抽管等。

有关专业应将其列入检修计划。

3.4.2热力设备检修前，化学监督部应组织负责检查的化学人员对有关的检修项目、内容、要求等全面了解，以明确化学检查的重点，负责检查的化学人员应准备好必需的检查工具及用品。

3.4.3热力设备解体后，化学人员接到通知后应及时与负责检修的人员共同检查设备内部的腐蚀、结垢情况，并采集样品，进行包括照像、录像在内详细记录。

在化学人员检查之前，不得清除设备内部沉积物，也不得在这些部位进行检修工作。

3.4.4热力设备每次大修必须割取和抽取一定数量的炉管与凝结器铜管，检查腐蚀和结垢情况，割取管样的部位和数量按下列要求进行。

3.4.4.1省煤器：

低温段入口弯头割取400~500mm。

3.4.4.2水冷壁管：

从热负荷量高处割取两段管样，一根为原始管段，一根为监视管段。

割管长度不少于0.5m，当水质长期超标时，加取冷灰斗管样，割管长度不小于1.2m。

3.4.4.3凝汽器铜管：

上下水室各抽管1~2根，若腐蚀与结垢情况严重时应适应增加。

评价铜管腐蚀情况及测定铜管表面垢量应从铜管的中段及两端分别取样，并分别表示；当结垢严重时在适当时间应安排化学清洗。

当凝结器更换铜管时，应根据部颁《火力发电厂凝结器铜管选材导则》合理选材。

安装前，应对新铜管进行质量检查及应力检查，最好进行退火处理，以消除残余应力安装时注意防止铜管过胀和欠胀。

3.4.5锅炉化学清洗方案及措施应按火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/T794-2012中的有关规定执行，清洗方案应提前审查。

3.4.5.1锅炉清洗时间应根据垢量或运行年限确定。

当锅炉水冷壁垢量达到300~400g/m2时（洗垢法，向火侧180度角），应在下次大修时对锅炉清洗。

锅炉运行时间达到六年也应进行清洗。

3.4.5.2由于结垢腐蚀而造成水冷壁爆管或泄漏的锅炉即使锅炉结垢量或运行年限未达到化学清洗标准，亦应尽快安排化学清洗。

3.4.5.3当确定锅炉（或凝结器、冷却器等）进行清洗时，化学专业应配合锅炉（或汽机）专业拟定清洗方案和措施，并经工程师批准。

3.4.5.4锅炉（或凝结器）清洗时，锅炉（或汽机）专业负责清洗系统的安装和操作，化学人员负责配药、测试、监督及清洗后的总结工作。

技术总结在清洗完后一个月内报送总工程师、生产机动组，

3.4.6对化学水处理设备、循环水处理设备、加热器及管道、取样冷却系统、加药设备及胶球清洗装置也应定期进行大修和检查，发现问题，设备专责人应及时进行处理。

3.4.7热力设备检修完毕，系统恢复之前，化学人员应参加有关设备的验收和定级工作。

并应对热力设备的腐蚀、结垢以及积盐情况做出评价，并提出相应的化学监督工作的改进措施。

3.4.8对有积盐的过热器，应进行公共式或单元式冲洗，冲洗时要监督出水的碱度或电导率。

3.4.9在检修或停用的热力设备启动前，应将设备、系统内的管道和水箱冲洗至出水无色透明，以降低结垢性物质在炉内的沉积。

3.4.10锅炉检修后，进行水压试验时，用加有缓蚀药剂的化学除盐水，不得使用生水。

3.4.11热力设备在停、备用期间，必须进行防腐保护。

其具体做法可参照部颁《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》并遵照我厂《机组启动停（备）用时防腐保护细则》执行。

3.5.1每月对全厂水汽品质及化学监督情况进行一次评价，从而提高水汽监督质量和技术管理水平，提高热力设备运行的安全和经济性。

评价标准见表5。

表5水汽品质评价标准

标准项目

等级

水汽品质合格率（%）

优秀

＞98

良好

95~98

较差

＜95

对水汽品质合格率低于95%的机组，应分析有关薄弱环节，尽快解决。

3.5.2结合热力设备大修，对锅炉省煤器、水冷壁、过（再）热器和汽轮机及凝汽器管的腐蚀、结垢及积盐情况进行严格的检查与必要的化验分析。

一般来说在机组运行水汽品质正常的前提下，不应再有严重的结垢积盐及腐蚀情况，否则应认真分析原因。

3.5.3汽包炉水冷壁（向水侧180度角）沉积物评价标准如下：

结垢速率＜40g/m2.a评价为优秀；结垢速率40—80g/m2.a评价为良好

结垢速率＞80g/m2.a评价为较差

3.5.4汽轮机蒸汽通流部分的积盐情况，原则上以两次大修间隔内不因积盐而影响出力为标准，但应对积盐状态及有关成分分析进行评价。

3.5.5水处理设备评定级工作每季进行一次，评定级标准和内容见表6。

表6水处理设备定级标准

一类

能达到铭牌出力和要求

设备完好无缺陷，标示明显完整

设备图纸技术资料、检修记录台帐齐全完整

经过调整试验，再生剂量较低，出水质量符合标准

二类

基本上可达到铭牌出力，但存在下列问题

设备存在少量缺陷

或设备图纸技术资料及检修记录不全

三类

存在下列问题之一者：

达不到铭牌出力或不能处于良好备用状态

设备存在严重缺陷，带病运行

缺乏主要图纸和技术资料

4.电厂油务监督

4.1油务监督的主要任务是对新油、运行中油进行质量检验、对变压器中溶解气体进行色谱分析，为用油部门提供依据，以便有关部门采取措施，防止油质劣化，避免潜伏性故障的发生，保证发供电设备的安全运行。

油务监督主要内容包括汽轮机油、抗燃油的监督；变压器油监督。

4.2油务工作人员必须持有电力部颁布的相应岗位资格证书，气相色谱实验室应取得计量合格证书，实验室的仪器配备应能够满足日常油（气）监督的需要4.3汽轮机油的监督

4.3.1汽轮机油的新油标准

汽轮机油的新油标准为GB11120—89L—TSA，该油属防锈汽轮机油。

原国标GB2537—81《汽轮机油》和SY1230—83《防锈汽轮机油》已于1992年废止，但目前市场上仍有的GB2537—81标准的汽轮机油，只要质量合格仍可使用。

4.3.2汽轮机油新油验收。

汽轮机油的新油验收按国家标准执行。

4.3.3运行汽轮机油的监督

4.3.3.1运行中汽轮机的常规检验项目及周期见附录D（标准的附录）。

4.3.3.2运行汽轮机油的维护管理原则上按照GB/T14541—93《电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则》执行。

4.3.4向运行汽轮机油中补加（添加）添加剂的有关规定,为了改善运行汽轮机油中的某些特定指标，生产上常补加的添加剂主要有：

T501抗氧化剂、T746防锈剂、GPE15S—2破乳化剂、甲基硅油消泡剂等。

补加添加剂往往是有效的，但是生产上是不得以而之的手段，因此使用应慎重，并注意其具体使用条件。

4.3.4.1“T501”抗氧化剂的补加。

向不含抗氧化剂的新油中添加“T501”抗氧化剂时，实验必须做感受性试验，且其添加剂含量应控制在0.3~0.5%之间。

向运行油中补加“T501”时，则必须把其运行油的酸值、PH值等指标处理至接近新油的标准后执行。

4.3.4.2“T746”防锈剂的补加。

在向普通新汽轮机油中添加“T746”时，其汽轮机油系统必须经过彻底冲洗，然后可按其总量的0.02~0.03%的比例添加。

向运行汽轮机油中补加（或添加）“T746”，必须在汽轮机的大小修停机状态下，对汽轮机油系统进行彻底的冲洗和清理后进行。

4.3.4.3GPE15S—2破乳化剂的添加。

通常新汽轮机油中都不含有破乳化剂，新油的破乳化度必须合格，不能靠添加破乳化剂来改善其破乳化指标。

对于运行中汽轮机油破乳化度超标，破乳化剂的添加量为10mg/kg左右。

4.3.4.4甲基硅油消泡剂的添加。

机组在运行中因油质的老化劣化，易产生一些皂类物质，在机组回油冲击和搅动下，可产生大量的泡沫，导致看不到油箱的油位，甚至造成油品的溢出，在这种情况下，可添加10mg/kg的甲基硅油消泡剂来解决，切忌添加过量。

4.3.4.5对于新型添加剂，不得擅自添加。

要添加前必须事先与电力科学院协商咨询后，经所在单位总工批准，方可添加。

4.4抗燃油的监督

4.4.1抗燃油的新标准。

国产抗燃油主要由天津滨海化工厂生产，其技术性能指标与国外进口抗燃油相当，目前还没有国家标准，其主要技术指标见DL/T571—95《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》中的附录A（标准的附录）。

4.4.2抗燃油新油的质量验收。

抗燃油新油的质量验收，应按照DL标准执行。

4.4.3运行抗燃油监督维护

4.4.3.1运行抗燃油的质量标准见DL/TY571—95附录B（标准的附录）。

4.4.3.2运行抗燃油的监督维护原则上按照DL/T571—95“导则”执行。

4.4.4抗燃油检测项目与周期

4.4.4.1运行抗燃油的常规检测项目

运行人员现场检测项目：

外观、颜色、油温、油位。

记录旁路再生装置精密过滤器的压差变化。

实验室检测项目：

酸值、含氯量、电阻率、水份、颗粒度、运行粘度、密度。

4.4.4.2运行抗燃油的检测周期。

机组正常运行下，试验室的试验项目及检测周期应按照省局生环[96]60号文执行。

4.4.5抗燃油使用过程中的注意事项

4.4.5.1合成抗燃油与矿物汽轮机油有着本质上的区别，严禁混合使用。

4.4.5.2抗燃油具有很强的溶剂性特性，因而在检修及使用维护时，应注意其所用材料的相容性，以防止油品的污染。

4.4.5.3抗燃油主要用于300MW及以上的大机组EHC和高压旁路系统。

因其系统部件的结构特点，对油器中杂质的颗粒度有特殊的要求，对新投产机组，中压抗燃油的颗粒度必须达到SAE749D5级标准，高压抗燃油则达到SAE749D3级标准。

4.4.5.4运行中的抗燃油，在一定的温度和水份存在的条件下会发生水解反应，导致其酸值增长较快，因此提高安装及检修质量以防止油系统的进水，从根本上解决油质的水解问题。

4.4.5.5运行抗燃油因油质的氧化使其酸值增加是不可避免的，因此自机组投运起，要不间断地投入旁路再生系统，通过定期测试其出入口的酸值变化情况，及时更换吸附剂，以确保酸值合格。

4.4.5.6对于正常运行的设备，要注意检查系统中精密过滤器的压差，以便及时更换和冲洗精密过滤器，防止油路的堵塞及确保抗燃油清洁度合格。

4.5变压器油的监督

4.5.1变压器油新油标准。

变压器油新油标准为GB2536—90《变压器油》，原变压器油国家标准GB2536—81已经废止。

4.5.2变压器油新油验收。

变压器油新油验收按照省局生发[1995]43号文执行。

4.5.3变压器基建安装阶段的油质监督

4.5.3.1大型电力变压器是在充氮保护条件下运至现场的。

设备到货后，需鉴定设备在运输过程中是否受潮。

做法是检查变压器本体的压力表是否是微正压；其次需测变压器本体中残油的水份。

4.5.3.2对新到的变压器取本体中的残油做气相色谱分析，以鉴定变压器的制造质量。

4.5.3.3新油在注入设备前，应首先对其进行脱气、脱水处