如何高效的使用化学除油器
如何高效率使用化学除油器
化学除油器是为两次处理旋流沉淀池泵送来的含油、含氧化铁皮浊环水设计的，它是以投加化学药剂，经混合反应后使水中的油类、氧化铁皮等悬浮物，通过凝聚絮凝作用沉降分离出来，达到净化水质的目的。
合理有效的使用化学除油器：
浊水经加药混合后，污泥沉降到下部集泥斗中，必须按要求定时定期排污，每次排5分钟左右（排污周期及每次排放时间应根据污泥量酌情控制），排出的污泥经排泥沟排至泥浆池。每到规定时间一定要进行排泥，而且保证排放时间，不能由于泥浆坑池液位及其它条件限制而随意缩短排泥周期、排放时间。
在每组排泥管手动蝶阀之间接压力净水管，定期对化学除油器下部集泥斗中未排除的污泥进行清洗，清洗时，关闭进水阀门，放空化学除油器内存水，用清水及空压风反复清洗直至清洗干净（每10天清洗一次）。
蜂窝填料是净化处理的核心部分，对其维护得好坏直接影响设备运行效率，因此设备顶部应设置压力净水冲洗管，定期不定期的对蜂窝调料进行冲刷清洗，冲洗时先停止设备进水，关闭进水阀门，将设备内存水排放到填料底部，用压力水管对蜂窝管孔倾斜方向自上至下冲洗，脱落污泥及时利用排污系统排出至泥浆池。
化学除油器药剂的应用必须合理，应当根据设备的容积科学的计算出所应加的药计量，不能盲目加药。
油浸式变压器技术规范书
目次 1. 总则 2. 技术要求 3. 设备规范 4. 供货范围 5. 技术服务 6. 买方工作 7. 工作安排 8. 备品备件及专用工具 9. 质量保证和试验 10. 包装、运输和储存 附录A 主要名词解释 附录B 地震烈度及其加速度 附录C 线路和发电厂、变电所污秽等级 附录D 各污秽等级下的爬电比距分级数值 附录E 额定绝缘水平 附录F 电力变压器中性点绝缘水平 附录G 三相油浸式双绕组无励磁调压变压器损耗附录H 单相油浸式双绕组无励磁调压变压器损耗附录I 允许偏差 附录J 承受短路能力 附录K 端子受力 附录L 接触面的电流密度 附录M 变压器油指标 附录N 运行中变压器油质量标准 附录O 工频电压升高的限值 附录P 故障切除全部冷却器时的允许运行时间
1总则 1.0.1本设备技术规范书适用于单机容量300～600MW火力发电厂的国产主变压器(其它容量机组主变压器可参考使用)，它提出了该变压器本体及附属设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。 1.0.2 本设备技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合工业标准和本规范书的优质产品。 1.0.3如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本规范书的要求。如有异议，不管是多么微小，都应在报价书中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。 1.0.4本设备技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准不一致时，按较高标准执行。 1.0.5本设备技术规范书经买、卖双方确认后作为订货合同的技术附件，与合同正文具有同等的法律效力。 1.0.6本设备技术规范书未尽事宜，由买、卖双方协商确定。 2技术要求 2.1应遵循的主要现行标准 GB1094 《电力变压器》 GB/T6451 《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》 GB/T16274 《油浸式电力变压器技术参数和要求500kV级》 GB311.1 《高压输变电设备的绝缘配合》 GB/T16434 《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》 GB/T15164 《油浸式电力变压器负载导则》 GB763 《交流高压电器在长期工作时的发热》 GB2900 《电工名词术语》 GB5273 《变压器、高压电器和套管的接线端子》 GB2536 《变压器油》 GB7328 《变压器和电抗器的声级测定》 GB7449 《电力变压器和电抗器的雷电冲击试验和操作冲击试验导则》GB156 《标准电压》 GB191 《包装贮运标志》 GB50229 《火力发电厂与变电所设计防火规范》 GB5027 《电力设备典型消防规程》 GB4109 《交流电压高于1000V的套管通用技术条件》 GB10237 《电力变压器绝缘水平和绝缘试验外绝缘的空气间隙》 2.2环境条件 2.2.1周围空气温度
化学除油器设计说明书
化学除油器设计说明 一、设计工艺流程简图 二、化学除油器设计说明 1、化学除油器是为再次处理旋流沉淀池泵站送来的含油、含氧化铁皮浊环水设计的。共设计六套，每套处理水量为≤1300m3/h。其中 2、化学除油器是以投加化学药剂，经混合反应后使水中的油类、氧化铁皮等悬浮物通过凝聚、絮凝作用沉降分离出来，达到净化水质的目的。该产品在许多工厂生产实践中，处理效果可达到：进水含油≤130mg/L、悬浮物含量≤300mg/L时，处理后的出水含油量5～10mg/L、悬浮物含量≤25mg/L，并除去了水中含有的大部分重金属离子，完全满足了直接冷却水循环使用的水质要求。 3、投加的药剂共二种，应分开投加且投加次序不能颠倒。 3.1第一种属于电介质类凝聚剂如硫酸铝、复合聚铝等，投入到静态管道混合器中。静态管道混合器共一台，安装于来自一次沉淀池到无动力除油除浊净化装置进水的主管道上。3.2第二种是油絮凝剂，它是一种特制的高分子油絮凝剂；投加到每套无动力除油除浊净化装置顶部第二混合反应室内。 4、浊水经加药混合后的进入净化装置反应室和斜管沉淀区，水中油类(浮油和乳化油)和悬浮物经过药剂的凝聚、絮凝架桥作用形成大颗粒絮花，然后沉降到下部集泥斗中。沉淀上升的清水溢入集水槽后汇入集水斗，经出水管自流到循环水泵站的浊循环水热水井内。下部集泥斗中聚集污泥每四小时排一次，每次排5分钟左右(排泥周期及每次排放时间应根据污泥
量酌情控制)，排出的污泥经排泥沟排至泥浆坑。 5、净化装置只要投入运行，每到规定排泥时间一定要进行排泥，而且保证排放时间；不能由于泥浆坑液位及其他条件限制而随意缩短排泥周期、排放时间。 6、在每组排泥管手动蝶阀和电动蝶阀之间接出三通管及手动蝶阀,并接上压力水管，如果排泥管路堵塞时可用压力水进行冲洗，排除故障。 7、斜管填料是净化处理的核心部分，对其维护得好坏也直接影响设备运行效果。设备顶部中心应设置压力水冲洗管（配软管），使用时应制定制度，定期（一个月）、不定期（检修、事故停机时）对斜管填料进行冲刷清洗。冲洗时先停止设备进水，将设备内存水排放到斜管填料底部，用压力水软管对准蜂窝斜管孔倾斜方向自上至下冲洗即可，脱落污垢应及时利用排泥系统（手动）排出体外。 三、加药装置设计说明 1、加药装置是配套化学除油器需投加化学药剂而设计的。一共设计四台，二台投加电介质类凝聚剂，二台投加高分子油絮凝剂。均为一台工作，一台备用。 2、投加电介质类凝聚剂加药装置二台，串联在一起，一台投药另一台配药；配加药泵二台，一台投药一台备用。药剂投加量为5～15mg/L（投加量应根据实际生产经验调整），一台加药装置配药一次，六套净化装置同时使用，可满足8～16小时的投加量。 3、投加高分子油絮凝剂加药装置二台，串联在一起，负责六套无动力除油除浊净化装置的药剂投加。一台投药另一台配药；配加药泵二台，一台投药另一台备用。投加量为0.5～1mg/L （投加量应根据实际生产经验调整），一台加药装置配药一次，六套净化装置同时使用，可满足8～10小时的投加量。 四、化学除油器药剂的应用 现阶段钢厂浊环水，净环水中所用的化学除油器均为利用混凝、反应、沉淀的方法将水中的悬浮物及含油的氧化铁皮去除。这样的方法固然是好，但是也存在不小的问题，主要存在的问题是在于使用药剂的问题。 前市场上主要用于化学除油器的有两种药：一种为油絮凝剂（水剂），另一种为PAM。若加PAM存在溶解及堵塞计量泵及管道过滤器而加不进药，或加药量小的问题。当PAM溶解为千分之1.5为最佳，在现有的加药装置及计量泵溶解及投加的话会出现很难溶解及出现白色大量结块现象，若用网格将其去除，则投加的浓度又不够，处理效果就差浪费药剂的用
变压器油的检测项目和试验意义
变压器油的检测项目及试验意义 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，如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。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在
化学镀工艺流程详解.
化学镀工艺流程 化学镀是一种在无电流通过的情况下,金属离子在同一溶液中还原剂的作用下通过可控制的氧化还原反应在具有催化表面(催化剂一般为钯、银等贵金属离子的镀件上还原成金属,从而在镀件表面上获得金属沉积层的过程,也称自催化镀或无电镀。化学镀最突出的优点是无论镀件多么复杂,只要溶液能深入的地方即可获得厚度均匀的镀层,且很容易控制镀层厚度。与电镀相比,化学镀具有镀层厚度均匀、针孔少、不需直流电源设备、能在非导体上沉积和具有某些特殊性能等特点;但化学镀镀层质量不很好,厚度上不去,且可镀的品种不多,故主要用于不适于电镀的特殊场合。 近年来, 化学镀技术得到了越来越广泛的应用,在各种非金属纤维、微球、微粉等粉体材料上施镀成为研究的热点之一;用化学镀方法可以在非金属纤维、微球、微粉镀件表面获得完整的非常薄而均匀的金属或合金层,而且镀层厚度可根据需要确定。这种金属化了的非金属纤维、微球、微粉镀件具有良好的导电性,作为填料混入塑料时能获得较好的防静电性能及电磁屏蔽性能,有可能部分取代金属粉用于电磁波吸收或电磁屏蔽材料。美国国际斯坦福研究所采用在高聚物基体上化学镀铜来研制红外吸收材料。毛倩瑾等采用化学镀的方法对空心微珠进行表面金属化改性研究,发现改性后的空心微珠具有较好的吸波性能,可用于微波吸收材料、轻质磁性材料等领域。 化学镀所需仪器:电热恒温水浴锅;8522型恒温磁力搅拌器控温搅拌;增力电动搅拌机。化学镀工艺流程:机械粗化→化学除油→水洗→化学粗化→水洗→敏化→水洗→活化→水洗→解胶→水洗→化学镀→水洗→干燥→镀层后处理。 1化学镀预处理 需进行化学镀的镀件一般不溶于水或者难溶于水。化学镀工艺的关键在于预处理,预处理的目的是使镀件表面生成具有显著催化活性效果的金属粒子,这样才能最终在基体表面沉积金属镀层。由于镀件微观表面凸凹不平,必须进行严格的镀前预处理,否则易造成镀层不均匀、密着性差,甚至难于施镀的后果。
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 service GB/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。 本标准主要起草人：孙桂兰、孟玉蝉、温念珠、郝汉儒、苏富申、崔志强。 中华人民共和国国家标准 运行中变压器油质量标准 GB/T 7595-2000 代替GB 7595-1987 Quality criteria of transformer oils in service
变压器油标准
变压器油标准 按照《电气装置安装工程-但其设备交接试验标准》GB50150-2006?规程要求;?绝缘油试验项目及标准 1、外状:?透明，无杂质或悬浮物; 2、水溶性酸(pH?值)>5.4; 行温度较高的影响，使油的质量逐渐变坏。变质后的绝缘油(变压器油)就不会起到应有的绝缘、泠却作用。为防止因油质变坏而致使的安全运行受到影响，应对正常运行的配电定期采油样进行化验分析，并根据分析结果对油进行相应的处理。配电运行油化学监督的检验周期规定为至少3?年一次。 常规检验项目包括酸值、水溶性酸、闪点、击穿电压、外状。应注意的是:?若设备经常带负荷比较高，应在规定试验周期的基础上,增加检验次数;若经检验的项|?1某些指标明显接近所控制的极限值时，也应增加检验次数;?由于运行油的质量随老化程度和所含杂质等条件的不同变化很大，通常不能单凭一种试验项目作为评价油质状态的依据。应根据所测定的几项主要特征指标进行综合分析。 1、酸值其超极限值为大于0.1mgKOH/g。超出极限值的可能原因有4?种:?超负荷运行;抗氧化剂的消耗;补错了油;油被污染。对酸值超出极限值可采取如下对策;?调查原因，增加试验次数，测定抗氧剂含量并适当补加，进行变压器油油的再生处理，若经济合理可做换油处理。
2、水溶性酸其超极限值为小于4.2。超出极限值的可能原因有2?种:?油质老化;油被污染。对水溶性酸超出极限值可采取如下对策:?增加试验次数,并与酸值比较查明原因。进行油的再生处理，者经济合理可做换油处理。 3、击穿电压其超极限值为小于20KV。超出极限值的可能原因有2?种:?油中含水量过大;油中有杂质颗粒污染。对击穿电压超出极限值可采取如下对策:?查明原因,进行真空滤油处理、板框压力式滤油机处理或更换新油。、一般选ZJB?真空滤油处理后油的击穿电压要求大于50KV。 4、闪点其超极限值为小于130"C。或者比前次试验值下降5'C。超出极限值的可能原因有2种:设备存在局部过热故障;补错了油。对闪点超出极限值可采取如下对策:查明原因,消除故障;进行真空滤油机脱(处理，或进行换油处理。 5.外状如果外观目1测油不透明，有可见杂质或悬浮物。或油色太深，则为油外观异常。外观异常的可能原因有:?油中含有水分、纤维、碳黑及其它固体物。对外观异常的油应采取以下对策:?若油
水系统处理大类1原水处理常规化学品危化品絮凝剂混凝剂
一、水系统处理大类 1、原水处理 常规化学品、危化品、絮凝剂、混凝剂 2、锅炉水处理 化学品、混床 3、循环水处理 软水设备、循环水药剂、冷却塔、循环水泵、加药设备、远程监控设备、过滤器、旁滤器、滤袋、滤料、节能改造、水样分析服务 4、脱盐水处理 反渗透设备、超滤设备、纳滤设备、、离子交换混床、过滤设备、加药设备、反渗透膜、陶瓷膜、纳滤膜、超滤膜、滤芯、膜壳、反渗透药剂、SDI、远程监控设备、膜解剖、垢样分析、膜清洗服务 5、超纯水处理 EDI超纯水设备 6、污水处理 滗水器、刮渣机、气浮设备、格栅除污机、油水分离器、螺旋压榨机、启闭机、污泥泵、刮吸泥机、砂水分离器、螺旋输送机、潜水搅拌机、刮油机、曝气设备、污泥脱水机、污泥烘干机、污泥浓缩机、MBR、EDR、臭氧杀菌消毒装置、水箱自洁消毒器，紫外线水处理器，解析除氧器，真空脱气除氧机，低位热力除氧器，铜银离子灭菌器，高效化学除油器，污水处理成套设备、在线监测设备、生物增效剂、消泡剂 二、固废处理大类 粉碎设备、垃圾中转站、预处理设备、固化处理设备、建筑垃圾处理、翻堆设备、垃圾压缩机、垃圾焚烧炉、餐厨垃圾处理、焚烧热解设备、分选设备、垃圾打包机、工业垃圾处理、生活垃圾处理、医疗垃圾处理、垃圾渗沥液处理 三、气体处理大类 脱硫塔、吸收塔、酸雾净化塔、空气净化器、双碱法、净化塔、油烟净化器、加湿机、阻火器、洗涤塔、烟尘净化器、喷漆废气处理、除湿机、活性炭、除垢器、风淋室、除尘滤筒、净化灯具、净化空调、层流罩、静电除尘器、袋式除尘器、旋风除尘器、单机除尘器、防尘布袋、吸尘机、集尘机、气体分析服务 四、噪声处理大类 工业噪声控制设备、消声器、噪声计、噪声计、防爆风机、离心风机、吸音软包、噪声检测仪、隔音装置、消声器、除尘风机、轴流风机、吸音材料、高压鼓风机、隔音棉、隔音毡、罗茨风机、空调风机、减震器材、中压鼓风机、吸音板 五、土壤治理大类
化学除油器
化学除油器 1、化学除油法的机理 化学除油是以投加化学药剂使污水中的油份和悬浮物产生凝聚和絮凝反应，使油类物质从水中分离出来。投加两种药剂，一种为电介质类凝聚剂，另一种为特制的油絮凝剂。 （1）凝聚剂为具有较强破乳能力的电介质类凝聚剂，其破乳机理为：投加电介质凝聚剂后，它能中和水中胶体颗粒的表面电荷，压缩扩散层的厚度，降低胶粒的§电位，使胶粒显电中性，并在凝聚剂的作用下相互聚结。 （2）油絮凝剂为我公司研制开发的一种阳离子型高分子絮凝剂，该高分子絮凝剂具有絮凝能力强，除油及除悬浮物效率高，使用方便，价格低廉，无毒无害等特点。同时还具有良好的阻垢、缓蚀作用。本产品由天然高分子植物化学改性而成，与无机电介质类凝聚剂配合使用，能促进水中油份和悬浮物、无机颗粒等分子间的架桥絮凝作用，使絮团增大，沉降加快。其絮凝原理为：油絮凝剂是具有很多支链的线性天然高分子悬浮微粒和乳化油珠有极强的吸附架桥能力，它能使凝聚形成的细微粒通过高分子吸附架桥作用，使颗粒逐渐变大，再形成密实、粗大的絮团而沉降下来，达到水质净化目的。 一般水处理要求沉淀池斜管倾角为60°。由于轧钢浊环水中悬浮物依氧化铁皮为主，比重较大，为了利于排泥，减少填料的负载，作为化学除油器来说，最适宜斜管角度65°。（3）两种药剂的投加药按水质的情况作相应调整，一般投加药量为5-8mg/l，两种药剂均为无毒无害药剂。 2、药剂的使用方法及注意事项 a、油絮凝剂稀释：将油絮凝剂与适量清水混合，通过平缓、间歇搅拌使之溶解，逐渐加水，最后配制成浓度不大于4%的溶液。 b、PAC（聚合氯化铝）的溶解：根据所用固体或液体PAC的具体情况，把PAC与适量清水混合，通过搅拌使之溶解或混合，配成4%的PAC溶液。 c、油絮凝剂在处理含油污水时必须与电介质类凝剂配合使用。向含油污水中先投加入电介质类凝聚剂，然后再投加油絮凝剂，次序不能颠倒，也不能两者混合在一起投加。 d、处理含油污水，油絮凝剂的用量要适当，太少絮凝效果差，太多由于分子间的分散稳定作用，使絮凝效果也欠佳，最佳用量应针对水质情况而定。 3、设备结构说明 ⑴固体聚合氯化铝在加药搅拌装置内配制成4%的PAC溶液，由计量泵投至管道混合器（在进水位置），通过管道混合器内叶片的搅拌作用，使PAC溶液与原水均匀混合后进入化学除油装置中心反应筒内，PAC药液在管道混合器至中心反应筒之间将胶粒表面电荷中和，实现破乳，胶粒相互聚结，达到凝聚作用。 ⑵污水进入化学除油器第二反应室，在第二反应室加入稀释好的油絮凝剂溶液，通过搅拌装置的搅拌使药剂与污水均匀混合，并通过其自身的离子性基团和活性基团，实现它对污水中固体悬浮微粒和乳化油珠的吸附架桥功能，形成密实、粗大的絮团，便于后级沉降分离。⑶污水由第二反应室溢流至混合反应室（也称过度室），在混合反应室内，水中的浮油和乳化油以及悬浮物经过药剂的凝聚、絮凝作用，形成大颗粒的絮花。
变压器油的标准
变压器油的标准： 变压器绝缘油的常规试验项目(物理－－化学性质的项目) 1》在20/40℃时℃比重不超过0.895(新油)。 2》在50℃时粘度(思格勒)不超过1.8(新油)。 3》闪光点(℃)不低于135(运行中的油不比新油降低5℃以上)。 4》凝固点(℃)不高于-25(在月平均最低气温不低于-10℃的地区，如无凝固点为-25℃的绝缘油时，允许使用凝固点为-10℃的油)。 5》机械混合物无。 6》游离碳无。 7》灰分不超过(%)0.005(运行中的油0.01)。 8》活性硫无。 9》酸价(KOH毫克/克油)不超过0.05(运行中的油0.4)。 10》钠试验的等级为2。 11》安定性：<1>氧化后的酸价不大于0.35。<2>氧化后沉淀物含量(%)0.1。12》电气绝缘强度(标准间隙的击穿电压)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》tgδ和体积电阻(如果浸油后的变压器tgδ和C2/C50值增高则应进行测量)tgδ不超过(%)在20℃时为1(运行中为2)，在70℃时为4(运行中为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gb50150 20.0.1 绝缘油的试验项目及标准，应符合表20.0.1 的规定。
20.0.2 新油验收及充油电气设备的绝缘油试验分类，应符合表20.0.2 的规定。 表20.0.2 电气设备绝缘油试验分类
20.0.3 绝缘油当需要进行混合时，在混合前，应按混油的实际使用比例先取混油样进行分析，其结果应符合表 20.0.1 中第8、11项的规定。混油后还应按表20.0.2 中的规定进行绝缘油的试验。 20.0.4 SF6新气到货后，充入设备前应按国家标准《工业六氟化硫》GB12022 验收，对气瓶的抽检率为10%，其他每瓶只测定含水量。 20.0.5 SF6气体在充入电气设备24h后方可进行试验。
化学除油器设计说明
化学除油器设计说明 一、设计工艺流程简图 生产用水一次沉淀池管道混合器化学除油器 浊环热水井 冷却塔混凝剂 加药装置 加药装置除油剂污泥浓缩罐板框压滤机 排泥进水出水加药 加药二、化学除油器设计说明 1、化学除油器是为再次处理旋流沉淀池泵站送来的含油、含氧化铁皮浊环水设计的。共设计六套，每套处理水量为≤1300m3/h 。其中 2、化学除油器是以投加化学药剂，经混合反应后使水中的油类、氧化铁皮等悬浮物通过凝聚、絮凝作用沉降分离出来，达到净化水质的目的。该产品在许多工厂生产实践中，处理效果可达到：进水含油≤130mg/L 、悬浮物含量≤300mg/L 时，处理后的出水含油量5～10mg/L 、悬浮物含量≤25mg/L ，并除去了水中含有的大部分重金属离子，完全满足了直接冷却水循环使用的水质要求。 3、投加的药剂共二种，应分开投加且投加次序不能颠倒。 3.1第一种属于电介质类凝聚剂如硫酸铝、复合聚铝等，投入到静态管道混合器中。静态管道混合器共一台，安装于来自一次沉淀池到无动力除油除浊净化装置进水的主管道上。 3.2第二种是油絮凝剂，它是一种特制的高分子油絮凝剂；投加到每套无动力除油除浊净化装置顶部第二混合反应室内。 4、浊水经加药混合后的进入净化装置反应室和斜管沉淀区，水中油类(浮油和乳化油)和悬浮物经过药剂的凝聚、絮凝架桥作用形成大颗粒絮花，然后沉降到下部集泥斗中。沉淀上升的清水溢入集水槽后汇入集水斗，经出水管自流到循环水泵站的浊循环水热水井内。下部集泥斗中聚集污泥每四小时排一次，每次排5分钟左右 (排泥周期及每次排放时间应根据污泥
量酌情控制)，排出的污泥经排泥沟排至泥浆坑。 5、净化装置只要投入运行，每到规定排泥时间一定要进行排泥，而且保证排放时间；不能由于泥浆坑液位及其他条件限制而随意缩短排泥周期、排放时间。 6、在每组排泥管手动蝶阀和电动蝶阀之间接出三通管及手动蝶阀,并接上压力水管，如果排泥管路堵塞时可用压力水进行冲洗，排除故障。 7、斜管填料是净化处理的核心部分，对其维护得好坏也直接影响设备运行效果。设备顶部中心应设置压力水冲洗管（配软管），使用时应制定制度，定期（一个月）、不定期（检修、事故停机时）对斜管填料进行冲刷清洗。冲洗时先停止设备进水，将设备内存水排放到斜管填料底部，用压力水软管对准蜂窝斜管孔倾斜方向自上至下冲洗即可，脱落污垢应及时利用排泥系统（手动）排出体外。 三、加药装置设计说明 1、加药装置是配套化学除油器需投加化学药剂而设计的。一共设计四台，二台投加电介质类凝聚剂，二台投加高分子油絮凝剂。均为一台工作，一台备用。 2、投加电介质类凝聚剂加药装置二台，串联在一起，一台投药另一台配药；配加药泵二台，一台投药一台备用。药剂投加量为5～15mg/L（投加量应根据实际生产经验调整），一台加药装置配药一次，六套净化装置同时使用，可满足8～16小时的投加量。 3、投加高分子油絮凝剂加药装置二台，串联在一起，负责六套无动力除油除浊净化装置的药剂投加。一台投药另一台配药；配加药泵二台，一台投药另一台备用。投加量为0.5～1mg/L （投加量应根据实际生产经验调整），一台加药装置配药一次，六套净化装置同时使用，可满足8～10小时的投加量。 四、化学除油器药剂的应用 现阶段钢厂浊环水，净环水中所用的化学除油器均为利用混凝、反应、沉淀的方法将水中的悬浮物及含油的氧化铁皮去除。这样的方法固然是好，但是也存在不小的问题，主要存在的问题是在于使用药剂的问题。 前市场上主要用于化学除油器的有两种药：一种为油絮凝剂（水剂），另一种为PAM。若加PAM存在溶解及堵塞计量泵及管道过滤器而加不进药，或加药量小的问题。当PAM 溶解为千分之1.5为最佳，在现有的加药装置及计量泵溶解及投加的话会出现很难溶解及出现白色大量结块现象，若用网格将其去除，则投加的浓度又不够，处理效果就差浪费药剂的
变压器油的性能要求
1、外观 应是清澈透明，无悬浮物和底部沉淀物，一般是淡黄色。 2、密度 密度与油品的组成以及水的存在量均有关。对于绝缘油来说控制其密度在某种意义上也控制了油品中水的存在量，特别是对于防止在寒冷地区工作的变压器在冬季暂时停用期不出现浮冰的现象更有实际意义。如果绝缘油中水分过多在气温低时会在电极上冰结晶，但当气温生高时，粘附在电极上冰结晶会融化增加导电性，从而会出现放电的危险，为此应对绝缘油控制密度，一般要求在20℃密度不大于895kg/m3，与水的密度保持较大差距。 3、运动粘度 变压器油除了起绝缘作用外，还起着散热的作用。因此，要求油的粘度适当，粘度过小工作安全性降低，粘度过大影响传热。尤其在寒冷地区较低温度下油的粘度不能过大，仍然具有循环对流和传热能力，才能使设备正常运行，或停止运行后在启用时能顺利安全启动。 4、倾点 倾点（或凝点）在一定程度上反映绝缘油的低温性，根据我国气候条件，变压器油按凝点分10、25，、45三种牌号，实际测定中多采用倾点。通常凝点低的油可以代替凝点高的油，反之则不行，国外一般规定变压器油凝点应低于最低使用气温6℃，我国则规定添加降凝剂的开关用油凝点比使用气温低5℃。 5、闪点 闪点是保证绝缘油在储存和使用过程中安全的一项指标，同时，闪点对运行油的监督是必不可少的项目。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生；这些可燃气体往往是由于电器设备局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下热裂解而产生的。通过闪点的测定可以及时发现设备的故障。同时对新充入设备及检修处理后的变压器油来说，测定闪点也可防止或发现是否混入了轻质馏分的油品，从而保障设备的安全运行。 6、酸值与水溶性酸碱 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
变压器油的性能指标文档
主要性能指标： ●比重：在20~40℃时比重不超过0.895，由于油的比重小，使油内的杂质和水分容 易沉淀。 ●粘度：油在50℃时的粘度不超过9.6，由于油的粘度小，其对流散热作用好。 ●闪点：油加热后产生的蒸汽与空气混合，遇到明火能发生燃烧的最低温度。油的闪 点越高越好，一般不低于是135℃ ●凝固点：油的粘度随温度而变化，温度越低，粘度越大。当温度低到一定程度，油 不再流动而凝固，这时的温度称为油的凝固点。凝点低，油的对流散热性能好。因 此凝固点越低越好。25号油的凝固点为－25℃，45号油的凝固点为－45℃。 ●酸价：表示油中游离酸的含量。酸价的大小表明油的氧化程度和劣化程度。酸价越 高，氧化越严重，因此，油的酸价越低越好。 ●安定性：由于油和空气长期接触和受热，会氧化成酸、树脂、沉淀物等，称为老化 现象。安定度就是抗拒绝缘老化的能力，安定度越高越好。 由于变压器油的作用及其性能指标的特殊性，新的和运行中的变压器油需要作试验，按变压器运行规程规定，变压器油每年需取样试验。试验项目有：耐压试验、介质损耗试验、简化试验。 变压器油质量的简易鉴别： ●颜色：新油一般为浅黄色、氧化后颜色变深。新油呈深暗色是不允许的。 ●透时度：新油在玻璃瓶中是透明的，并带有蓝紫色的荧光，如果失去荧光和透明度， 说明有机械杂质和游离炭。 ●气味：变压器油应没有气味，或带一点煤油味，如有别的气味，说明油质变坏。 变压器油的运行：
●检查储油柜和充油绝缘套管内油面的高度和封闭处有无渗漏油现象，以及油标内的 油色是否透明。 ●检查变压器上层油温。正常时一般应在85℃以下。 ●呼吸器应畅通，硅胶吸潮不应达到饱和。 ●瓦斯继电器是否动作
化学除油器设计说明
化学除油器设计说明 Company number：【WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998】
化学除油器设计说明 一、设计工艺流程简图 二、化学除油器设计说明 1、化学除油器是为再次处理旋流沉淀池泵站送来的含油、含氧化铁皮浊环水设计的。共设计六套，每套处理水量为≤1300m3/h。其中 2、化学除油器是以投加化学药剂，经混合反应后使水中的油类、氧化铁皮等悬浮物通过凝聚、絮凝作用沉降分离出来，达到净化水质的目的。该产品在许多工厂生产实践中，处理效果可达到：进水含油≤130mg/L、悬浮物含量≤ 300mg/L时，处理后的出水含油量5～10mg/L、悬浮物含量≤25mg/L，并除去了水中含有的大部分重金属离子，完全满足了直接冷却水循环使用的水质要求。 3、投加的药剂共二种，应分开投加且投加次序不能颠倒。
第一种属于电介质类凝聚剂如硫酸铝、复合聚铝等，投入到静态管道混合器中。静态管道混合器共一台，安装于来自一次沉淀池到无动力除油除浊净化装置进水的主管道上。 第二种是油絮凝剂，它是一种特制的高分子油絮凝剂；投加到每套无动力除油除浊净化装置顶部第二混合反应室内。 4、浊水经加药混合后的进入净化装置反应室和斜管沉淀区，水中油类(浮油和乳化油)和悬浮物经过药剂的凝聚、絮凝架桥作用形成大颗粒絮花，然后沉降到下部集泥斗中。沉淀上升的清水溢入集水槽后汇入集水斗，经出水管自流到循环水泵站的浊循环水热水井内。下部集泥斗中聚集污泥每四小时排一次，每次排5分钟左右(排泥周期及每次排放时间应根据污泥量酌情控制)，排出的污泥经排泥沟排至泥浆坑。 5、净化装置只要投入运行，每到规定排泥时间一定要进行排泥，而且保证排放时间；不能由于泥浆坑液位及其他条件限制而随意缩短排泥周期、排放时间。 6、在每组排泥管手动蝶阀和电动蝶阀之间接出三通管及手动蝶阀,并接上压力水管，如果排泥管路堵塞时可用压力水进行冲洗，排除故障。 7、斜管填料是净化处理的核心部分，对其维护得好坏也直接影响设备运行效果。设备顶部中心应设置压力水冲洗管（配软管），使用时应制定制度，定期（一个月）、不定期（检修、事故停机时）对斜管填料进行冲刷清洗。冲洗时先停止设备进水，将设备内存水排放到斜管填料底部，用压力水软管对准蜂窝斜管孔倾斜方向自上至下冲洗即可，脱落污垢应及时利用排泥系统（手动）排出体外。 三、加药装置设计说明
变压器油检测技术标准
变压器油检测技术标准 Prepared on 24 November 2020
变压器油检测技术标准 变压器油检测项目 （1）凝固点；（2）含水量；（3）界面张力；（4）酸值；（5）水溶性酸碱度； （6）击穿电压；（7）闪点；（8）体积电阻率；（9）介损（10）色谱分析（11）绝缘油中糠醛含量分析 变压器油的检测项目及试验意义 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％～％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。因此介质损耗因数的测定是变压器油检验监督的常用手段，具有特殊的意义。 8、界面张力：油水之间界面张力的测定是检查油中含有因老化而产生的可溶性极性杂质的一种间接有效的方法。油在初期老化阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也就降低。而油泥生成则明显增加，因此，此方法也可对生成油泥的趋势做出可靠的判断。 9、油泥：此法是检查运行油中尚处于溶解或胶体状态下在加入正庚烷时，可以从油中沉析出来的油泥沉积物。由于油泥在新油和老化油中的溶解度不同，当老化油中渗入新油时，油泥便会沉析出来，油泥的沉积将会影响设备的散热性能，同时还对固体绝缘材料和金属造成严重的腐蚀，导致绝缘性能下降，危害性较大，因此，以大于5％的比例混油时，必须进行油泥析出试验。
油田水处理及相关化学药剂
油田水处理及相关化学药剂 海上油田污水的主要来源为原油的伴生水，原油脱水后产生大量的含油污水。含油污水通过水处理系统处理，要求的各项指标达到规定的标准后，排海或用于注水。海上注水也经常采用水井水和海水，或不同水质混合注水。 为达到排海或注水的要求，必须通过不同的工艺流程进行处理，处理过程中为提高处理效果和避免一些不利影响需添加一些相关的化学药剂。 含油污水处理 一、含油污水水质、处理目的及要求 海上油田污水来源于在油气生产过程中所产出的地层伴生水。为获得合格的油、气产品，需将伴生水与油气进行分离，分离后的伴生水中，含有一定量的原油及其他杂质，这些含有一定量原油和其他杂质的伴生水称之为含油污水。 1 含油污水水质 含油污水一般偏碱性，硬度较低，含铁少，矿化度高。含油污水中含有以下有害物质： (1)分散油：油珠在污水中的直径较大，为10～100微米，易于从污水中分离出来，浮于水面而被除去。这种状态的油占污水含油量的60％～80％。 (2)乳化油：其在污水中分散的粒径很小，直径为0.1～10微米，与水形成乳状液，属于O/W“水包油”型乳状液。这部分油不易除去，必须反相破乳之后才能将其除去，其含量占污水含油量的10％～15％。 (3)溶解油：油珠直径小于0.1微米。由于油在水中的溶解度很小，这部分油是不能除去的。其占污水含油量的0.2％～0.5％。 (4)污水中含有的阳离子常见的有Ca2＋、Mg2＋、Ba2＋、Sr2＋等，阴离子有：CO32- 、CL-、SO42-等。这些离子在水中的溶解度是有限的。一旦污水所处的物理条件〔温度、压力等〕发生变化或水的化学成分发生变化，均可能引起结垢。 (5)污水中还可能含有溶解的O2、CO2、H2S等有害气体，其中氧是很强的氧化剂，它易使二价铁离子氧化成三价铁离子，从而形成沉淀。CO2能与铁反应生成碳酸铁Fe2(CO3)3沉淀，H2S与铁反应则生成腐蚀产物―――黑色的硫化亚铁。 (6)污水中常见的细菌有硫酸盐还原菌、腐生菌和铁细菌。这些细菌均能引起对污水处理、回注设备及管汇的腐蚀和堵塞。 2 含油污水处理的目的及要求 含油污水经过处理后，要进行排放或者作为油田回注水、机采井动力液等。处理含油污水的目的是要求排放水或回注水达到相应的排放或回注标准，同时应充分考虑防止流程内结垢。 排放的污水水质要求是：渤海海域排放污水含油量小于30mg/L；南海海域为小于50mg/L。 对回注的污水水质要求是：达到本油田规定的注水水质标准。
变压器油的考核指标
变压器油的考核指标及性质 A.2.1 性质指标分类 A.2.1.1 通常（按检测方法）分类 a）物理性能：如外观、密度、粘度、闪点、倾点、界面张力等；b）化学性能：如氧化安定性、酸值、硫含量、水含量等； c）电气性能：如击穿电压、介质损耗因数、电阻率等。 A.2.1.2 IEC 60296—2003 分类方法 a）功能特性：与绝缘和冷却功能相关的性质。包括粘度、密度、倾点、水含量、击穿电压、介质损耗因数。 b）精制与稳定性：受原油的类型、精制的质量及添加剂影响的性质。包括外观、界面张力、硫含量、酸值、腐蚀性硫、抗氧化剂、2-糠醛含量。 c）运行性能：油的长期运行条件和（或）对高电场应力和温度的反应相关的性能。包括氧化安定性、析气性等。 d）健康、安全和环境因素：与人体健康、安全运行和环境保护相关的性质。包括闪点、密度、PCA（多环芳香烃）、PCB（多氯联苯）。 A.2.2 性质指标及其意义 A.2.2.1 功能特性 A.2.2.1.1 粘度 液体流动时内摩擦力的量度，粘度随温度的升高而降低。标准规定在指定温度下用运动粘度评价变压器油，单位是mm2/s。用粘度的上限值作为对冷却效果的保证。随着温度升高油粘度下降，下降的速率取
决于油的化学组分。通常，用粘度指数来表示油品粘度随温度变化的特性，粘度指数高表明油品的粘度随温度变化较小。在变压器正常的工作温度下，环烷基油的粘度指数VI（Viscosity Index）低于石蜡基油，用环烷基油比用石蜡基油更有利于变压器的冷却。 A.2.2.1.2 倾点（和凝点）倾点：在规定条件下，被冷却的试样能流动的最低温度，单位为℃。凝点：试样在规定条件下冷却至停止流动的最高温度，单位为℃。理论上，对同一油品两者是一致的，而实际上由于测定方法和条件不同两者之间有一定的差别，还因油品的组分和性能不同，其差值也有所不同，一般约差2℃～3℃。显然油的凝点不是一般意义上的物理常数，其值与油的化学组分有关。石蜡基油的凝点高于环烷基油，这往往是由石蜡结晶引起的。凝点高的油不宜在寒冷地区使用，不宜采用添加抗凝剂降低变压器油的凝点。 A.2.2.1.3 含水量 存在于油品中的水分含量。水在油中的溶解度随温度的升高而增大（采用真空热油循环干燥变压器的原理），油中溶解水的能力还随芳香烃含量的增加而增加，这也是芳香烃含量过高的油的水分含量很难被处理到规定值的原因。油中游离水的存在或在有溶解水的同时遇到有纤维杂质时，将会降低油的电气强度。将油中含水量控制在较低值，一方面是防止温度降低时油中游离水的形成，另外也有利于控制 纤维绝缘中的含水量，还可降低油纸绝缘的老化速率。 A.2.2.1.4 击穿电压 在规定的试验条件下，绝缘体或试样发生击穿时的电压。通常标准规
自动加药控制系统
前言 第一章软水系统加药控制系统 1.1 工艺简介 炼钢连铸浊环水系统主要由旋流井、化学除油器、热水池以及二次冷却系统构成。连铸浊环水来自二冷喷淋系统，用于对铸坯、切割辊道和出坯跨等的直接冷却。在生产运行过程中，连铸浊环水与被冷却对象直接接触，被大量的氧化铁皮、金属粉尘、油污等杂质污染。因此连铸浊环水水的浊度、悬浮物含量、pH、总碱度均高.为了达到水质稳定，除需设置化学除油器等设施设备外，还需要投加PAM（聚丙烯酰胺）以及PAC（聚合氯化铝）。投加该复配药剂需满足浊环水系统水质稳定的要求，投加方式既要简单，又要经济实用。 图1 连铸浊环水系统工艺流程图 1.2 设计要求 <1> 根据实际工艺要求设定浊度值：≤40 NTU <2> 选择主控制方案。 <3> 用一台西门子MM430变频器控制加药泵能起动、自动、停止控制。
<4> 必要的电气连锁、保护、报警功能。 1.3 被控参数 根据设计要求选择被控参数，是系统设计中的十分重要的内容。它对于水质质量的提高，以及改善劳动条件等方面都有重要意义。若被控参数选择不当，则无论组成什么样的控制系统，选用多么先进的过程检测控制仪器，均不能达到预期的效果。 对于一个水质控制来说，影响正常操作的因素是很多的，但是，并非对所有的影响因素均加以控制。所以必须根据工艺要求，深入分析工艺过程所以我们选择水的浊度进行控制。 1.4 控制参数 选择控制参数的一般原则为： 选择控制通道的静态放大系数KT应尽可能小，时间常数TF尽可能大，当广义对象的控制通道由几个一阶惯性环节组成时，应注意工艺上的合理性。1.5 控制方案 图2 控制方案 1.6 控制原理 浊度变化是通过加药泵单位时间内加药量来进行控制。浊度变化采用在线检测浊度仪与给定浊度值进行比较，输出变化的40-20mA模拟信号，通过MM430
变压器油的性能变压器油的性能指标及验收标准
变压器油的性能指标及验收标准 一．物理性能 1．界面张力：界面张力是指油品与不相容的另一相（水）的界面上产生的张力。界面张力对反应油质劣化产物和从固体绝缘材料中产生的可溶性极性杂质十分敏感，由在老化初期阶段，界面张力的变化是相当迅速的，到老化中期，其变化速度也降低，而油泥生成则明显增加。因此，通过界面张力的大小，可以反应出新油的纯净程度和运行由的老化状况。纯净变压器油与水的界面张力约为40~50mN m，而老化油与水的界面张力则较低，一般在25~35mN m左右，待油的界面张力降至19mN以下时，油中就会有油泥析出 2．闪点：闪点是变压器油使用中的重要的安全指标，它可鉴定油品发生火灾的危险性。闪点降低表示油中有挥发性可燃气体产生，这些可燃气体往往是由于电气设备局部过热，电弧放电造成绝缘油在高温下裂解而产生的。一般在不影响油的其他指标（黏度，密度）的情况下，闪点越高越好。 3．凝点（倾点）：凝点和倾点都是表征油品低温流动性的指标。凝点是指液体油品在一定条件下，失去流动性的最高温度。而倾点则是油品在一定条件下，能够流动的最低温度。 变压器油的低凝点与倾点对变压器油的应用具有非常重要的意。如变压器凝点（倾点）低，则可在较低的环境温度下保持低黏度，而保证运行变压器内部的正常循环，确保绝缘和冷却效果。其黏度随温度的下降而上升，直到成为半固体，此时油的冷却效果几乎为零，因此，对于在寒带运行的变压器来说，油品必须有较低的倾点。 4．黏度：油品的黏度对变压器的冷却效果有着密切的关系，黏度越低，油品的流动性越好，冷却效果也越好。此外，低粘度有助于变压器油穿过窄油道，浸渍绝缘层，在绕组中充分循环。 5．密度：单位体积油品的质量成为油品的密度。其单位为3 kg cm，密度受温度影 g或3响较大，因此使用时应注明温度。我国统一规定，石油及其产品在20℃时的密度称为标准密度。为了避免在寒冷的气候条件下，由于变压器油含水量较多而可能出现的浮水现象，变压器油的密度应不大于3 0.895g cm，通常情况下，变压器油的密度为 3 0.8~0.9g cm。 二．化学性能 1．水溶性酸：油品中的水溶性酸主要是指能溶于水的无机酸碱，低分子有机酸碱及碱性含氮化合物等。它们主要是外界混入和自身氧化生成的。水溶性酸碱在外界条件（温度，氧气）作用下，会使固体绝缘材料及金属部件发生腐蚀，影响用油设备的使用寿命。2．酸值：酸值是运行油老化程度的主要控制指标之一，油品中的酸值是有机酸和无机酸的