机组大修化学监督实施细则1.docx
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机组大修化学监督实施细则1
机组大修化学监督检查实施细则
（试行）
1.总则……………………………………………………………1
2.大修前的准备…………………………………………………1
3.热力设备（锅炉、汽机设备）化学监督检查的顺序……….2
4.机组大修化学监督检查项目和标准………………………….8
5.评价………………………………………………………….4
6.机组大修化学监督检查报告………………………………….5
7.附录………………………………………………………..6
附录1测定和测量方法…………………………………..6
附录2机组大修化学监督检查项目和标准……………..8
附录3大修主要用油设备化学监督检查卡…………….13
机组大修化学监督检查实施细则
1．总则
1.1细则的提出
本细则是对2002年10月集团公司下发的“十项技术监督条例”----‘化学技术监督条例’中机组大修部分的内容细化。
它规定了机组大修阶段化学监督检查的项目、标准和方法。
1.2本细则的适用范围
本细则适用于协鑫集团各运营子公司机组大修热力设备及用油设备的监督检查工作
1.3本细则引用标准
SD246-88《化学监督导则》
SD259-1988《全国地方小型火电厂化学监督导则》
DL/T561-95《火力发电厂水汽监督导则》
原华东电管局颁发“机炉大修化学检查技术规定”
2.大修前的准备
2.1化学监督运行分析
做好两次大修或投产至首次大修间的化学监督运行分析。
通过分析，找出存在的主要问题及此次大修重点检查的部位。
主要内容：
1）设备启停次数、停用保护情况、保护率及合格率；
2）主要水、汽质量、合格率和出现异常的水样名称、指标；
3）凝汽器铜管的泄漏和堵管情况；
4）锅炉“三管”及其他热交换器管子泄漏情况；
5）水汽损失率、排污率；
6）汽轮机透平油油质、油箱放水量、补油量；
7）变压器油的气相成分、微量水分、电气绝缘强度等指标的异常情况；
2.2制定大修化学检查监督项目
根据运行分析结果，化学专业主管制定此次机组大修化学检查监督项
目（参照表1）。
并以书面形式提出有关要求：
锅炉停用保护的方案；锅炉水冷壁（过热器、省煤器、联箱手孔等）部位的割管的位置、割管长度及数量；凝汽器铜管抽管的位置及根数等。
2.3大修现场化学检查的准备工作，主要内容：
（1）取垢样工具的准备（如：
小竹刮片若干，10cm2纸孔的白纸几张，存垢器皿，手电及1-14广泛PH试纸、照相机等）；
（2）进汽包、除氧器和凝汽器的无纽扣连体工作服2-3套；
（3）垢样分析仪器的完好、分析器皿的恒重和分析药品的准备；
（4）首次大修汽包腐蚀挂片的制作、打磨、清洁和恒重；
3．热力设备（锅炉、汽机设备）化学监督检查的顺序
3.1锅炉汽包人孔打开后，锅炉检修专业应及时通知化学专业人员检查、取样后，方可清理和进行检修工作。
修后关人孔门之前，也应通知化学专业人员挂腐蚀指示片、对汽包内的分离器及清理情况进行检查验收。
3.2锅炉联箱手孔闷头割开后，锅炉检修专业应通知化学人员进行检查。
3.3锅炉检修专业应按要求将割下的管段交于化学人员，并配合进行管段内氧化物的处理。
3.4汽机揭缸后，汽机检修人员应立即通知化学专业人员进行检查和取样，未检查前不得清除附着物。
3.5除氧器水箱人孔门打开后，汽机检修人员应及时通知化学专业人员进行检查和取样。
3.6主油箱人孔门打开后，化学专业人员未检查前不得清除附着物。
3.7凝汽器水室门打开后，汽机检修人员首先通知进行外观检查和污物取样，工作结束后也应由化学人员验收合格后方可封门。
4.机组大修化学监督检查项目和标准
祥见附录2
5.评价
5.1汽轮机转子、隔板叶片积盐腐蚀的评价（见表1）
表1汽轮机转子、隔板叶片积盐腐蚀的评价标准
类别
名称
一类
二类
三类
积盐
基本不积盐，最大部位积量<1mg/cm2/年
有少量积盐，最大部位积量<1-10mg/cm2/年
积盐较多，最大部位积量>10mg/cm2/年
腐蚀
没有腐蚀
低压缸有轻微水锈蚀，初凝隔板有轻微酸性腐蚀
下叶片隔板有较重的锈蚀，不锈钢出现针孔，初凝段隔板有严重的腐蚀
5.2凝汽器铜管腐蚀结垢评价（见表2）
表2凝汽器铜管腐蚀结垢的评价标准
类别
名称
一类
二类
三类
均匀腐蚀
无
<0.02mm/年
>0.02mm/年
局部腐蚀
无
同种牌号的管内点蚀深度<0.5mm
点蚀深度0.5mm以上，已有部分管子穿孔
结垢
无
≤1mm
>1mm
5.3锅炉水冷壁向火侧结垢量和结垢速率的评价（见表3）
表3锅炉水冷壁向火侧结垢量和结垢速率的评价标准
类别
名称
一类
二类
三类
结垢量g/m2
<150
150-400
>400
结垢速率g/m2/年
<25
25-70
>70
注：
中压、次高压锅炉可参照执行
5.4省煤器、水冷壁、过热器管内腐蚀的评价（见表4）
表4省煤器、水冷壁、过热器管内腐蚀的评价标准
类别
名称
一类
二类
三类
省煤器、水冷壁、过热器管内
没有腐蚀
有轻微腐蚀，蚀点<1/3壁厚
局部有溃疡腐蚀，蚀点>1/3壁厚
6．机组大修化学监督检查报告
6.1机组大修结束后一个月内化学专业主管提出完整的书面大修监督报告，报公司技术部门，作为技术档案存档。
另外，报一份给集团运营公司备案。
6.2大修化学监督检查报告的内容
1）两次大修期间机组的运行概况，包括：
机炉启停次数，累计运行小时数，设备平均负荷，小修、临检次数，锅炉停用保护情况，省煤器、过热器、水冷壁（及再热器）管的腐蚀泄漏记录，凝汽器铜管的堵漏、换管情况，与化学监督有关的异常和故障（水汽品质、油质情况）；
2）化学监督运行分析；
3）大修设备检查的记录；垢样分析结果（注:
锅炉汽包和炉管可做一份混合样，汽轮机叶片、隔板做一份混合样，试验方法：
SD202—86火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法）；剖管检查情况的描述（如：
垢量、结垢速率、腐蚀、腐蚀速率等），可用文字、图形、曲线和典型照片的形式有规律的结果显示出来，并将两次大修的情况进行对比、分析；
4）检查结果的评价和评语；
5）综合分析，提出存在的主要问题和整改措施或建议。
6.3大修中重大特殊项目，如锅炉化学清洗等，应写专题技术总结。
7.附录
附录1：
测定和测量方法
一、汽轮机叶片盐垢PH值的测定方法
二、汽轮机叶片Cu离子的定性测定方法
三、炉管垢量的测定方法
四、腐蚀坑深度的测定方法
五、铜管脱锌层厚度的测量
六、单位面积腐蚀点的测量
七、腐蚀指示片的制作方法
一、汽轮机叶片盐垢PH值的测定方法
将1-14广泛PH试纸用中性无盐水湿润后粘在叶片上，按颜色变化记录其大概的PH值，在此基础上可再选用狭窄范围的PH试纸作第二次测试。
二、汽轮机叶片Cu离子的定性测定方法
用含10%过硫酸铵的1：
1氨水吸在脱脂棉球上，然后按在需检查的表面上，放置数分钟后观察棉球是否变蓝色，若变蓝表示有Cu离子存在。
三、炉管垢量的测定方法
1、酸洗法
1）将已准备好的管样用无水酒精或丙酮溶液除油，干燥后称重（W1）；
2）如有软垢时，用毛刷刷去软垢后再称重（W2）；
3）然后再将样品放入已配制好的酸洗液中（5%HCL+0.3%的缓蚀剂，在水浴埚上加热到50-55℃），在此温度下继续加热2小时，至硬垢完全溶解或脱落为止；
4）立即取出样管，用除盐水冲洗一下即浸入PH0.5以上溶度为1.5%NaNO2钝化液中,半小时后再用除盐水冲洗,干燥后称重（W3）；
5）结垢量和结垢速率的计算
结垢量（克/米2）=（W1-W2）/结垢表面积或W2（或W1）-W3/结垢表面积
其中:
W1-W2为软垢量,W2（或W1）-W3为硬垢量
结垢速率（克/米2.年）=结垢量（克/米2）/运行时间（以8760小时为1年）
2、轧管法
将管样置于台虎钳上，用力挤压，当内部垢层全部脱落后，再称量管样重量，即算出其结垢量。
该方法测定简捷，适用于测高温过热器管内的高温氧化皮量，对于粉状垢样不合适。
四、腐蚀坑深度的测定方法
在设备上的腐蚀坑，可以先刮尽腐蚀产物，用胶泥、石膏或医用打样膏压在腐蚀坑上，固化后取出，再用千分尺、游标卡尺进行测量。
五、铜管脱锌层厚度的测量
将铜管剖开压平，将要测量的管壁用钳子向上弯成直角，然后在带有微米标尺的显微镜下观看测量，点蚀深度也可以用此法测量，但必须小心处理管样，将点蚀断面研磨到刚好显露清楚。
六、单位面积腐蚀点的测量
将已准备好的10×10cm或1×1cm面积的薄铝片空框或纸框，在需检查的部位或定点部位处，事先清理干净表面附着物，将薄铝片空框或纸框按在该处，进行计数。
七、腐蚀指示片的制作方法
1.材质：
同锅炉汽包的材质，
2.试片规格大小：
50mm×25mm×4mm，挂孔直径4mm；
3.试片外观要求：
试片表面不能有划痕、凹坑、锈斑；棱角及挂孔不能有毛刺；表面打磨光滑，打上钢印编号。
4.试片后处理
用丙酮或无水乙醇洗去试征表面油污（注意挂孔内污物），再置于无水乙醇中浸泡几分钟，取出后干燥，置于干燥器内，2小时后恒重可待用。
若试片暂时不用，可将试片干燥后，浸泡在机油中或用油纸包好置一真空盒内保存，使用前用丙酮浸泡去油。
附录2：
机组大修化学监督检查项目和标准（表5）
表5机组大修化学监督检查项目和标准
序号
项目
内容
具体要求
验收标准
验收人员
备注
1
汽
包
①检查汽包内壁颜色及水渣分布和汽包内部各装置腐蚀、结垢、积盐程度；色泽、厚度、主要特征；汽水分离装置完整情况；排污管、加药管污堵情况。
②对重点部位采样垢样③汽包内部指示片的取片、制片及挂片④必要时特殊部位的拍照
1、汽包底部有无积水，如有水，应记明其长、宽、高度以及水色，是否浑浊；2、汽包底部有无沉积物堆积，记录其部位、状态、面积、高度和颜色，必要时取出烘干称重，作化学分析；3、检查汽包内壁：
水侧有无沉积物、黄点和腐蚀，沉积物要刮取一定面积称其重量，并作化学成分分析；汽侧有无腐蚀、黄点和白色盐垢，并定性试验其PH值，如有记录其分布、密度，记述腐蚀点状态和尺寸；汽水分界线是否分明、平整，有无局部高峰，水位线是否超限
1.4、汽包内部各装置：
旋风子内外表面水渣、结垢和腐蚀程度，有无脱落及其他缺陷；给水槽内外表面水渣、结垢和腐蚀程度；百叶窗铁锈厚度、颜色、有无黄点及盐垢、盐类附着物；蒸汽孔板铁锈厚度、颜色、有无黄点及盐垢、盐类附着物；加药管、排污管管孔是否堵塞及外表腐蚀情况并用压缩空气进行吹扫、疏通，焊缝是否泄漏；下降管水渣集结程度、厚度、颜色及分布；上升管有无集渣、腐蚀坑陷；导汽管口颜色、有无黄点及盐垢、盐类附着物；
5、刮取垢样以计算单位面积垢量和进行成分分析；
6、腐蚀指示片的取片、制片及挂片。
1所有能清理的部位全部进行了清理；
2清理结束后，对汽水分离装置、清洗孔板进行了检查验收；
3汽包内部装置安装正确，内部装置及各种管道清洁，无杂物；
4腐蚀指示片牢固挂置；
5汽包人孔门封闭前核实无遗留物。
化学专业人员、锅炉检修人员
汽包人孔门封
闭前进行总体
验收
2
水冷壁下联箱检查
现场选取下联箱的割管位置并割开手孔后对联箱水渣、结垢等情况进行检查及采样
1、查联箱内及管口处的颜色、结垢与结渣厚度，堆积水渣数量；
2、视情况决定是否割联箱堵头进行检查，并刮取堵头上的水渣烘干称重。
1能够清理到的部位的杂物全部清理干净；
②联箱内无积水，无杂物。
锅炉检修人员、金属监督人员
3
水冷壁割管检查
1根据资料和腐蚀结垢情况确定位置后割取监视管和旧管段
②后续进行割管的加工、制作、安装和化学分析
1、从割管的优先顺序和原则：
①若发生爆管的，在爆破口附近处（包括爆破口）割取；②经外观检查，在有变色、涨粗、鼓包处割取；③用测厚仪测量发现管壁有明显减薄处割取；④无上述情况时从热负荷最高处或认为水循环不良处割取；
2、首次大修正常状态割管，可选喷燃口附近区一根管，割管长度割据时至少0.5米，火焊切割时至少1.0米。
下次大修割管，仍然割此管，长度在上次新管段的基础上向上、向下延伸割取，依次类推，直至换管割取；
3、对割取的管段应做好标记，贴好标签，准确标明该管段的名称、位置和标高，并作好水流方向和向火侧的方位；
4、后续工作：
检查监视管段内壁结垢、腐蚀特征；向背火侧垢量及腐蚀率计算；垢样成分分析；检查爆管段（连同焊口）内壁外观及结垢、腐蚀特征并作照相存档金相分析。
③制作、安装监视管。
按化学专业书面要求的内容进行割管，新管内表面已经化学试验室进行化学处理，管口焊接质量满足金属监督的要求
锅炉检修人员、金属监督人员
测垢量的管段要外壁车光至壁厚为2-3mm，再依据管径大小为30-50mm的管段。
车床加工时不能加冷冻液，车速不应过快，进刀量要小，并要做好方位，流向标志。
取回的管段修去毛刺，按背、向火侧锯为两半，进行垢量的测量和腐蚀坑的检查。
另并保留一段管样至下次大修
4
过热器割管检查
1检查管内外观和积盐结垢情况
2视情况现场确定割管位置作进一步的检查
1、检查过热器管内的颜色、有无黄点及黄点分布的位置；2、检查立式过热管的立式弯头有无积水、腐蚀程度，有无积盐（测PH值）；下弯头有无腐蚀产物沉积、堵塞；
3、根据平时汽水品质及汽包检查情况决定是否对过热器易积盐的部位割管，进一步检查积盐情况
按化学专业的要求，进行割管和管段的制作，管口焊接质量满足金属监督的要求
锅炉检修人员、金属监督人员
5
省煤器的检查
1根据运行分析资料和腐蚀结垢情况确定割管位置
②检查管内外观和积盐、结垢和腐蚀情况
1、低温省煤器入口管必须割管（包含监视管），检查进口和水平段下部的氧腐蚀程度、结垢量，有无油污迹象；
2、低温省煤器腐蚀严重，应割高温省煤器管做检查；
3、查省煤器联箱内的颜色，有无黄点及分布位置和面积联箱内；
4、箱内若有铁渣堆积，清理并称重；
5、后续测定垢量、腐蚀坑数量、深度，并计算腐蚀速度有无腐蚀，积水情况；
按化学专业的要求，进行割管和管段的制作，管口焊接质量满足金属监督的要求
化学专业人员、锅炉检修人员
6
汽机本体系统
主汽门，调速汽门，高中压转子及各级隔板、隔板静叶片和喷嘴的积盐和腐蚀情况进行检查和采取垢样，后续计算积盐量和进行盐垢的化学成分分析
1、汽缸打开转子、隔板抽出后尽快进行外观检查，测定各级叶片积盐的PH值，定性检测有无铜，必要时进行拍照；
2、汽机转子、隔板重点检查：
高压缸调速级和中压缸第一级叶片有无机械损伤、麻点；中压缸一、二级围带内侧有无氧化铁粉积集和小焊瘤；低压缸及最后二三级叶片和隔板检查表面PH值，有无酸性腐蚀迹象；同时注意是否有断叶片、裂纹及机械损伤情况，以便研究分析原因；
3、要详细记录各级叶片、隔板静叶片和喷嘴上是否结垢、积盐和腐蚀，盐垢的大致分布厚度、颜色和软硬程度；
4、刮垢取样，一种是测量单位面积垢量，另一种仅作化学分析用。
前者要选取固定的级数和位置，刮取一片（或数片）叶片的叶背部位的全部垢量，迅速收集后放入干燥器内，然后称重换算成克/片/年、mg/cm2/年，每一级的叶片垢样要单独收集包存。
混合后的垢样再作分析；
5、对主汽门、调速汽门的门芯、门杆、阀座和滤网等处要检查有无积盐和高温氧化铁皮存在，记录其部位和大致厚度；
①中低压缸的腐蚀及磨损痕迹酌情处理完毕；
2转子、隔板锈蚀垢物彻底清理干净；
3主汽门、调速汽门的门芯、门杆、阀座的氧化铁皮清理干净，滤网已清理。
化学专业人员、汽机检修人员
首次大修叶片垢样量不足分析时，可只作定性分析
7
除氧器系统
除氧器、给水箱除氧头的腐蚀、损坏情况检查，除氧水箱底部沉积物采样后清理
1、检查除氧器内壁有无腐蚀损坏；2、喷头有无脱落；3、填料有无冲击；4、给水箱底部有无沉积物；5、给水箱体有无腐蚀；6、防腐层是否完好；7、视腐蚀结垢情况进行清理，必要时除锈和涂刷汽包防腐漆二遍，其工艺和质量应符合要求，
1沉积物、杂物清理干净；
2若除氧水箱需涂刷防腐漆时，应除锈彻底，漆层均匀，厚度适中。
化学专业人员、汽机检修人员
8
凝汽器系统
1凝汽器铜管的抽取，腐蚀及附着物检查，为后续对凝汽器铜管进行酸洗或镀膜提供依据；
2凝汽器管板、水室的腐蚀、结垢及生物粘泥情况的检查；
3必要时对管板、管口及水室进行防腐
1、大修至少应抽取二根铜管（上、下水室）进行检查，如管材为钛管、不锈钢管或B30镍铜管时，可根据情况少抽或不抽。
抽出的管子要用0.1-0.2mpa工业水作水压试验1-2分钟,查找漏点。
水压试验后，先检查记录铜管外壁结垢、保护膜、氨蚀和磨损等情况，包括厚度、色泽，如氨蚀严重时，要测量外径减薄情况和局部氨蚀深度；
2、外壁检查后，进行割管检查。
凡渗漏点都要锯下，如不渗漏，选取3-5点，每段长约100mm，按水平位置或按腐蚀点的侧面方位进行剖管；将剖管用水冲洗掉污泥，如有结垢，要测其厚度、色泽、分布状态；去垢后，垢下有无脱锌腐蚀，如为点腐蚀，记录点径、深度和密度（个/cm2）；如为层状脱锌，要测量脱锌厚度。
3、检查入口端管口有无冲蚀现象；内部隔板处有无磨损或腐蚀；堵管情况，记录堵管根数，在断面上标明位置，以便两次大修对比，了解泄漏的发展趋势；
4、进入凝汽器汽测检查：
检查空抽区部位封闭板是否严密、有氨蚀的管子分布范围，热井是否干净；
根据凝汽器铜管、管板的腐蚀情况，确定防腐的方法，除锈、涂防腐涂料；阴极保护法；
按化学专业要求进行了检查或抽管，凝汽器铜管及水室的垢物清理干净；
若防腐，达到技术协议中规定的质量要求；
化学专业人员、汽机检修人员、其他相关人员
9
循环水系统
凝汽器铜管镀膜
按镀膜的技术措施进行
保护膜均匀，致密，涂膜时间应符合要求
化学专业人员
有硫酸亚铁加药设施的电厂应进行
冷却塔淋水填料层、分配槽和水塔底部检查清理
检查结垢和污泥沉积情况，根据具体情况分析取样分析沉积物的化学成分
污泥、垢物清理干净
化学专业人员、汽机检修人员
10
射水器系统
射水抽汽器、射水箱
检查腐蚀结垢情况，有无沉积物，必要时进行清理
沉积物杂物清理干净
化学专业人员、汽机检修人员
11
高低加热器
铜管（或钢管）内、外表面
检查汽侧有无腐蚀，水侧有无腐蚀污垢
管内污垢清理干净
学专业人员、汽机检修人员
11
泵类
循环水泵，给水泵，凝泵叶轮
检查腐蚀结垢情况，有无沉积物，必要时进行清理。
防腐除垢应彻底
化学专业人员、汽机检修人员
12
汽轮机油系统
1汽轮机主油箱、冷油器、回油管及轴承室检查；
②冷油器油系统、轴承室的清理
1、检查油系统有无腐蚀和油泥，若存在油泥应对油泥取样进行化学分析；2、油箱清理干净后最后用面团擦净；
3、冷油器芯用热水或碱洗，干燥后封闭；4、回油管用蒸汽吹扫干净，由化学人员检查确认合格后封闭；5、轴承室用面团擦干净；
6、冷油器水侧铜管垢物清理；
油泥、垢物清理干净
化学专业人员、汽机检修人员
13
油务分析部分
①透平油的取样分析
②绝缘油的取样分析
③油循环
1.透平油和绝缘油的油质简化分析
2.透平油抗氧化剂含量测定，确定是否添加
3.透平油防锈剂含量测定，确定是否添加
4.绝缘油油质的色谱分析
5.绝缘油油质的微水分析
6.油循环后油质简化分析
分析结果满足技术要求
化学、汽机、电气专业人员
按附录3检查卡的内容执行
附录3：
大修主要用油设备化学监督检查卡
#主变检修化学监督检查卡
检查人员：
检查时间：
验收时间：
检查项目
检查方法
检查内容
验收标准
检查情况
验收情况
1.停运前油质分析
大修停运前2-3天取样分析
a.色谱分析；b.油质简化试验；
c.T501含量测定
a.不低于国标的运行中油质标准；b.T501含量≮0.2%
2.储油罐检查
主变放油前1-2天进入罐内检查
油罐底部是否有水分，罐底及四周是否有杂质
油罐内应无水、无杂质
3.补充油分析及混油试验
主变放油前1—2天取样分析
a.补充油油质简化试验
b.补充油与本体油混油试验
a.补充油质量不低于新油标准；b.混油试验合格，无油泥析出
4.放油监督
放油过程中目视检查
是否进行充氮放油
应进行充氮放油以保护设备
5.解体后检查
目视、手摸
a.取样门是否畅通、灵活；
b.铁芯、线圈是否有油泥附着物；c.箱底部是否有油泥等杂质沉积；d.呼吸器内硅胶是否失效
a.取样门应畅通、灵活；
b.铁芯、线圈应无油泥附着物；
c.箱底部应无油泥等杂质沉积；
d.呼吸器内硅胶应未失效
6.进入设备前油质监督
滤油开始后每隔24h从储油罐内取样化验
微水、介损、耐压、含气量的测定
微水≯15μL/L；介损（90℃）≯0.5%；耐压≥55kV；含气量≯1%（V/V）
7.注油监督
注油过程中目视检查
a.注油方式是否为真空注油；
b.是否从变压器下部阀门注油
a.应真空注油；
b.应从变压器下部阀门注油
8.12h以上静置监督
a.目视
b.静置结束后取样分析
a.观察静置时间是否12h以上;b.微水、介损、耐压、含气量的测定
a.静置时间应不少于12h;b.微水≯15μL/L；介损（90℃）≯0.5%；耐压≥55kV；含气量≯1%（V/V）
9.热油循环监督
a.目视
b.每隔24取样分析
a.是否经过二级真空脱气；净油机出口温度是否控制在60℃左右；是否连续循环3个周期以上;b.微水、介损、耐压、含气量的测定
a.应经过二级真空脱气；净油机出口温度应控制在60℃左右；应连续循环3个周期以上
b.微水≯15μL/L；介损（90℃）≯0.5%；耐压≥55kV；含气量≯1%（V/V）
10.通电前监督
通电前取样分析
油质简化试验
按设备投入运行前的质量标准控制
11.投运后监督
投运后第1、4、10天及1个月取样分析
色谱分析
#高厂变检修化学监督检查卡
检查人员：
检查时间：
验收时间：
检查项目
检查方法
检查内容
验收标准
检查情况
验收情况
1.停运前油质分析
大修停运前2-3天取样分析
a.色谱分析；b.油质简化试验；
c.T501含量测定
a.不低于国标的运行中油质标准；
b.T501含量≮0.2%
2.储油罐检查
主变放油前1-2天进入罐内检查
油罐底部是否有水分，罐底及四周是否有杂质
油罐内应无水、无杂质
3.补充油分析及混油试验
主变放油前1—2天取样分析
a.补充油油质简化试验
b.补充油与本体油混油试验
a.补充油质量不低于新油标准
b.混油试验合格，无油泥析出
4.放油监督
放油过程中目视检查
是否进行充氮放油
应进行充氮放油以保护设备
5.解体后检查
目视、手摸
a.取样门是
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