下载文档原格式
电力设备维护与检修规程第一章总则 (2)1.1 编制依据与目的 (2)1.1.1 编制依据 (2)1.1.2 编制目的 (2)1.1.3 适用范围 (3)1.1.4 要求 (3)第二章设备维护基本要求 (3)1.1.5 维护原则 (3)1.1.6 维护任务 (4)1.1.7 维护组织 (4)1.1.8 维护管理 (4)第三章设备检修基本要求 (5)1.1.9 检修原则 (5)1.1.10 检修任务 (5)1.1.11 检修组织 (5)1.1.12 检修管理 (6)第四章发电机组维护与检修 (6)1.1.13 维护目的与要求 (6)1.1.14 日常维护内容 (6)1.1.15 日常维护注意事项 (6)1.1.16 检修目的与要求 (7)1.1.17 定期检修周期 (7)1.1.18 定期检修内容 (7)1.1.19 定期检修注意事项 (7)第五章变压器维护与检修 (7)1.1.20 日常巡检 (7)1.1.21 日常维护 (8)1.1.22 检修周期 (8)1.1.23 检修内容 (8)1.1.24 检修方法 (9)1.1.25 检修注意事项 (9)第六章开关设备维护与检修 (9)1.1.26 维护目的与意义 (9)1.1.27 维护内容与方法 (9)1.1.28 维护周期与要求 (10)1.1.29 检修目的与意义 (10)1.1.30 检修内容与方法 (10)1.1.31 检修周期与要求 (11)第七章电缆线路维护与检修 (11)1.1.32 维护目的 (11)1.1.33 维护内容 (11)1.1.34 维护方法 (11)1.1.35 检修目的 (11)1.1.36 检修内容 (11)1.1.37 检修周期 (12)1.1.38 检修方法 (12)第八章配电设备维护与检修 (12)1.1.39 维护目的 (12)1.1.40 维护内容 (12)1.1.41 维护周期 (13)1.1.42 维护方法 (13)1.1.43 检修目的 (13)1.1.44 检修内容 (13)1.1.45 检修周期 (13)1.1.46 检修方法 (13)第九章继电保护设备维护与检修 (14)1.1.47 维护目的与意义 (14)1.1.48 维护内容与要求 (14)1.1.49 维护周期与责任 (14)1.1.50 检修目的与意义 (14)1.1.51 检修内容与要求 (15)1.1.52 检修周期与责任 (15)第十章安全管理与处理 (15)1.1.53 安全管理原则 (15)1.1.54 安全管理制度内容 (15)1.1.55 分类 (16)1.1.56 处理程序 (16)1.1.57 处理措施 (16)1.1.58 应急预案 (17)第一章总则1.1 编制依据与目的1.1.1 编制依据本《电力设备维护与检修规程》的编制，依据我国相关法律法规、行业标准、企业规章制度以及电力设备运行维护的实践经验，旨在规范电力设备维护与检修工作，保证电力系统的安全、稳定、高效运行。
第1篇一、项目背景变压器是电力系统中重要的电气设备，其安全稳定运行对整个电力系统的安全稳定运行至关重要。
为了确保变压器的安全稳定运行，定期进行预防性实验是必不可少的。
本方案旨在制定一套科学、合理的变压器预防性实验施工方案，以提高变压器运行的安全性、可靠性和经济性。
二、项目目标1. 确保变压器预防性实验的准确性和可靠性；2. 提高变压器运行的安全性、稳定性和经济性；3. 优化变压器预防性实验流程，提高工作效率；4. 降低变压器故障率，减少维修成本。
三、施工范围1. 变压器本体；2. 变压器油系统；3. 变压器冷却系统；4. 变压器保护装置；5. 变压器附属设备。
四、施工准备1. 人员准备：组织具有丰富经验的电气工程师、试验人员、施工人员等组成施工队伍。
2. 设备准备：准备变压器预防性实验所需的设备，如绝缘电阻表、直流电阻测试仪、介质损耗测试仪、油中溶解气体分析器、超声波探伤仪等。
3. 工具准备：准备必要的工具，如扳手、螺丝刀、万用表、绝缘棒等。
4. 材料准备：准备实验所需的材料，如绝缘油、试验用油、绝缘纸等。
5. 施工方案准备：制定详细的变压器预防性实验施工方案，明确施工步骤、注意事项等。
五、施工步骤1. 实验前准备（1）核对变压器型号、规格、额定参数等信息，确保实验设备与变压器匹配；（2）检查实验设备是否完好，仪器校准是否合格；（3）准备实验所需的材料、工具等；（4）通知相关人员，确保实验期间设备安全运行。
2. 变压器本体实验（1）绝缘电阻测试：按照规定测试变压器的绕组绝缘电阻，判断绝缘状况；（2）直流电阻测试：测试变压器绕组的直流电阻，判断绕组是否存在短路、断路等故障；（3）介质损耗角正切值测试：测试变压器绝缘材料的介质损耗角正切值，判断绝缘材料性能；（4）油中溶解气体分析：分析变压器油中的溶解气体，判断变压器内部是否存在故障。
3. 变压器油系统实验（1）油中溶解气体分析：按照规定分析变压器油中的溶解气体，判断变压器内部是否存在故障；（2）油质分析：测试变压器油酸值、水分、杂质等指标，判断变压器油品质；（3）油中水分测试：测试变压器油中的水分含量，判断变压器绝缘状况。
电力设备绝缘油交接和预防性试验一．电力设备绝缘油交接试验（一）绝缘油监督任务绝缘油监督的主要任务是准确、及时地对新油、各种充油电气设备的交接试验、运行中以及检修后的油进行质量检验，为用油部门提供依据，并与有关部门采取有效的措施防止油质劣化，保证设备安全可靠运行。
（二）新油的验收及储存1、用油单位应选购信誉好、质量保证的厂（商）家提供的绝缘油。
新油应储存在密封清洁的专用油罐或容器内，按GB7597标准《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法》规定的程序进行采样和外观检验。
国产绝缘油、超高压绝缘油、断路器油应分别按GB2536、SH0040、SH0351等标准验收，对进口绝缘油应按国际标准（如IEC296标准）验收或按合同规定的指标验收。
2、对不同产地、油种和牌号的绝缘油，应有明显的标志，分类存放，防止混储。
3、备用油使用前应检验合格。
4、带油运输的变压器、电抗器到达现场后，发现有异常（如渗漏、破损等），应进行绝缘油试验。
并要求安装前需检测绝缘油后才能安装，安装后未投产前在保管期间超过六个月进行一次绝缘油试验。
（三）电气设备施工交接试验及投运前绝缘油的监督1、绝缘油必须按现行的国家标准GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的试验类别、试验项目和标准试验合格。
当不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须按有关规定进行油的相容性试验。
2、新油经检验合格后，在注入设备前必须进行真空（脱气）滤油净化处理。
3、电压等级在220kV及以上变压器、电抗器必须真空注油，110kV者宜用真空注油，110kV及以上的互感器、套管（套管不应在现场注油）应真空注油。
真空注油应遵守制造厂规定。
(投运前)4、变压器、电抗器真空注油后并经12小时以上静置后必须进行热油循环，一般控制净油箱出口温度为60℃（制造厂另行规定除外），热油循环时间不得少于48小时（或三个循环周期）。
(投运前)5、新装、大修、事故检修或换油后的变压器、电抗器及油浸式消弧线圈注油后，在施加电压前其静置时间不应少于下列规定（制造厂有规定除外）。
对电力系统中油务化验工作注意事项分析摘要：电力资源是人们生活的必须资源，同时也是国家发展的基础能源，目前我国多数活动都需要电力资源的支持。
为了保证电力资源能够正常供应，则需要对其展开检测化验。
基于此，本文将分析电力系统中油务化验工作的价值，并研究电力系统中油务化验工作中的注意事项，其中主要包括电力系统中油质实验工作注意事项、电力系统油务化验工作气体密度继电器校验注意事项、电力系统中油务化验工作气体检验注意事项三方面内容。
关键词：电力系统；油务化验工作；注意事项随着时代的发展，电力资源在我国的应用范围逐渐扩大，人们对电力资源的供应也提出了更高的要求，电力系统作为电能供应的主要系统，其运行质量直接决定着电力资源的供应质量，其中油务化验是保证电力系统高质量运行的主要措施，通过对电力系统展开检测化验的方式，提升电力系统运行的有效性。
一、电力系统中油务化验工作的价值电力系统的应用范围在近几年持续扩大，为人们提供了大量电力资源的同时，也增加了一定的安全隐患，由于电力用油不规范导致的电力安全事故几率逐渐提升，由此可以看出，电力用油对电力系统运行的重要性。
而电力系统油务化验工作的实施，能够保证电力系统在实际运行中的安全，目前，我国电力系统中的用油类型主要为三种，第一种为变压器油、第二种为汽轮机油、第三种为EH系统中的磷酸制抗燃油。
每种类型的油需要应用在不同的电力系统设备中，其在使用过程中不仅仅能够润滑，同时还能够对电力系统中的设备液压进行控制，提升电力系统的绝缘性能，最终达到提升电力系统运行质量的目的。
由此可以看出，开展电力系统油务化验工作，能够确定电力系统在实际运行中存在的安全问题，针对具体问题制定相应的解决方案，避免电力系统安全故障的出现，最终达到提升电力系统运行安全的目的。
但是由于电力系统油务化验工作在实际开展过程中存在一定的特殊性，因此工作人员需要认真对待电力系统油务化验工作中的每一项工作环节，保证每项工作流程的开展质量，只有这样才能保证最终化验数据结果的准确性以及有效性，进而保证电力系统的实际运行质量。
《电力设备检修计划施工方案》一、项目背景随着电力需求的不断增长，电力设备的稳定运行对于保障生产生活的正常进行至关重要。
为了确保电力设备的安全、可靠运行，提高设备的使用寿命和效率，特制定本电力设备检修计划施工方案。
本次检修计划主要针对[具体电力设施名称或区域]的电力设备，包括变压器、开关柜、断路器、电缆等。
这些设备在长期运行过程中，可能会出现各种故障和隐患，如绝缘老化、接触不良、过热等。
通过本次检修，将对这些设备进行全面的检查、维护和修理，以确保其在未来的运行中能够稳定、可靠地工作。
二、施工步骤1. 施工准备阶段（1）成立检修项目组，明确各成员的职责和分工。
（2）收集设备的技术资料和运行记录，了解设备的运行状况和存在的问题。
（3）制定检修计划和施工方案，确定检修的内容、方法和时间安排。
（4）准备检修所需的工具、设备和材料，确保其质量和数量满足检修要求。
（5）对检修人员进行技术培训和安全交底，提高其技术水平和安全意识。
2. 设备停电阶段（1）按照停电计划，向电力调度部门申请停电。
（2）在得到停电许可后，进行设备的停电操作，包括断开断路器、拉开隔离开关等。
（3）对停电设备进行验电、接地，确保设备处于安全状态。
3. 设备检修阶段（1）变压器检修- 外观检查：检查变压器的外壳、散热器、油枕等部件是否有损坏、渗漏等现象。
- 绝缘电阻测试：使用兆欧表对变压器的绕组绝缘电阻进行测试，判断其绝缘状况。
- 油质分析：对变压器油进行取样分析，检查其油质是否符合要求。
- 绕组直流电阻测试：使用直流电桥对变压器的绕组直流电阻进行测试，判断其绕组是否有短路、断路等故障。
- 分接开关检查：检查分接开关的接触是否良好，是否有烧伤、变形等现象。
- 铁芯接地检查：检查铁芯的接地是否良好，是否有多点接地等现象。
- 冷却系统检查：检查冷却系统的风扇、油泵等设备是否正常运行，是否有渗漏等现象。
（2）开关柜检修- 外观检查：检查开关柜的外壳、柜门、仪表等部件是否有损坏、变形等现象。
电厂汽轮机油的化验与注意事项发表时间：2019-05-16T15:29:47.943Z 来源：《电力设备》2018年第33期作者：邓秀云[导读] 摘要：汽轮机组是电厂生产的关键设备，在电厂整体设备运行中起着极为重要的作用，通常不允许非计划停机。
（广东省粤电集团有限公司沙角C电厂广东省东莞市 523000）摘要：汽轮机组是电厂生产的关键设备，在电厂整体设备运行中起着极为重要的作用，通常不允许非计划停机。
为了保障汽轮机组长时间稳定运行，对汽轮机油的检测、维护提出了很高要求。
本文先介绍了汽轮机油的检测指标、影响因素，然后重点分析了水分、酸值两项指标的检测方法与注意事项。
关键词：汽轮机油；化验；注意事项汽轮机油也称为透平油或涡轮机油，主要包括蒸汽轮机油、燃气轮机油等，燃煤电厂使用蒸汽轮机油。
这种油主要用于电厂汽轮主机、汽轮辅机及主减速齿轮的润滑、冷却和保护[1]。
通常，电厂汽轮机油使用寿命达10年以上，但也需要进购优质的油并在使用过程中加强维护和监测才能做到。
汽轮机油的化验是新油进厂验收和运行中油性能监测的重要手段，因此本文对电厂汽轮机油的化验与注意事项进行了分析。
1 电厂汽轮机油检测项目与油品性能的影响因素1.1 电厂汽轮机油检测项目根据《电厂用矿物涡轮机油维护管理导则》（GB/T 14541-2017）规定，新油交货验收时应按《涡轮机油》（GB 11120-2011）进行验收，并要求符合GB/T 14541表1的旋转氧弹指标（GB 11120只提出报告而没有指标要求）。
检测项目至少包括外观、色度、运动黏度、黏度指数、密度、倾点、闪点、水分、酸值、泡沫性、抗乳化性、空气释放值、铜片腐蚀、液相锈蚀、旋转氧弹、清洁度（颗粒污染等级），并要求向供油商索取氧化安定性、承载能力、过滤性三项检测结果。
GB/T 14541运行中油表2与《电厂运行中矿物涡轮机油质量》（GB/T 7596-2017）表1一致，要求检测外观、色度、运动黏度、闪点、颗粒污染等级、酸值、液相锈蚀、抗乳化性、水分、泡沫性、空气释放值、旋转氧弹值、抗氧剂含量13项指标。
第1篇一、引言变压器是电力系统中重要的电气设备，其性能直接关系到电力系统的稳定运行。
变压器混油试验是变压器运行前和运行过程中的一项重要检测项目，旨在检测变压器油中是否存在杂质、水分、酸值等，以保证变压器的正常运行。
本标准规定了变压器混油试验的方法、仪器、试验步骤和结果评定等内容。
二、适用范围本标准适用于所有类型和规格的变压器混油试验，包括油浸式变压器、干式变压器等。
三、试验方法1. 采样（1）采样前，确保变压器油温稳定，一般要求在室温下进行。
（2）采样时，使用干净、干燥的采样瓶，采样瓶内不得有水分、油污等杂质。
（3）采样量应不少于1000mL，采样时需确保采样瓶口与变压器油面保持垂直。
（4）采样后，将采样瓶密封，并做好标识。
2. 试验前准备（1）将采样瓶放入电热恒温箱中，预热至50℃左右。
（2）将仪器设备调试至正常工作状态。
3. 试验步骤（1）将预热后的采样瓶放入混油试验仪器中，确保采样瓶口与仪器口对齐。
（2）开启仪器，开始混油试验。
（3）试验过程中，观察仪器显示的试验数据，如水分、酸值、气体等。
（4）试验结束后，关闭仪器，记录试验数据。
4. 试验后处理（1）将采样瓶从仪器中取出，密封并做好标识。
（2）将试验数据整理、分析，形成试验报告。
四、仪器与设备1. 混油试验仪器：具备检测变压器油中水分、酸值、气体等功能的仪器。
2. 采样瓶：容积不小于1000mL，材质为玻璃或塑料。
3. 电热恒温箱：温度可调，温度范围在50℃左右。
4. 计时器：精度高，可记录试验时间。
五、试验步骤1. 采样：按照本标准第三部分第1条进行采样。
2. 试验前准备：按照本标准第三部分第2条进行试验前准备。
3. 试验步骤：按照本标准第三部分第3条进行试验步骤。
4. 试验后处理：按照本标准第三部分第4条进行试验后处理。
六、结果评定1. 水分含量：变压器油中水分含量应不大于0.05%。
2. 酸值：变压器油中酸值应不大于0.1mgKOH/g。
精品文档4.3 油、气质量技术监督油、气监督的主要任务是准确、及时地对电力系统所涉及的润滑油、绝缘油、六氟化硫以及氢冷发电机的氢气进行质量检验，为用油、气（SF6、H2）部门提供依据，与有关部门采取措施，防止油、气（SF6、H2）品质劣化，防止油系统管道、油箱腐蚀。
及时发现充油、充气电气设备中的潜伏性故障，保证发供电设备安全运行。
4.3.1 设计施工监督4.3.1.1 充油、气（SF6）电气设备的设计要符合绝缘介质的技术要求。
431.2 所选用的油、气（SFO的种类和质量要能满足所属设备（变压器、电抗器、开关、互感器、GIS、汽轮机、水轮机、润滑系统、调速系统等）的技术性能要求。
4.3.1.3 用油、气（SB H2）设备要装有相应的检测仪表和控制系统（压力表、流量表、湿度计、温度计、密度继电器等），并装有必要的检测口；各表计必须经过校准合格后才能投入使用。
4.3.1.4 用油、气（SF^、H2）设备（变压器、电抗器、开关、互感器、GIS、汽轮机、水轮机、润滑系统、调速系统等）要装有相应的吸附处理装置，以保证油（气）指标的正常。
4.3.1.5 安装在室内SR电气设备、制氢站等，其所在的房间要设计安装有良好的通风装置和泄露监测保护装置，并能满足相应的技术规范要求。
4.3.1.6 所选用的油、SE到货后必须按照验收标准进行相应的验收，不合格品不得充入设备。
4.3.1.7 用油、用气系统充油（气）前必须进行彻底清洗，清洗干净后才能注入油（气）。
500kV 变压器、200MW 以上的机组投运前要进行油中颗粒度分析，不达要求的要进行处理。
4.3.1.8 新安装的电气设备，在交付使用前应按照GB 50150-1991 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行相关试验，施工企业应向使用单位提供所有的油、六氟化硫试验分析数据。
4.3.1.9 电力建设及质量验收单位要把电力建设工程中新油、六氟化硫气体质量验收作为工程验收内容和监督考核的指标, 以确保新投运的充油（气）电气设备的安全运行。
中华人民共和国电力行业标准电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则DL/T 571—95Guide for acceptance,in-service supervision and maintenance of fire-resistant fluid used in power plants中华人民共和国电力工业部1995-05-03批准1995-10-01实施随着电力工业的发展，机组功率不断增大，蒸汽参数和汽轮机调速系统油压相应提高。
为防止高压油泄漏酿成火灾，调速系统控制液已广泛采用合成磷酸酯抗燃液压液，简称抗燃油。
为使现场工作人员更好地掌握抗燃油的性能和老化规律，做好新抗燃油的验收、运行中抗燃油的监督与维护工作，特制定本导则。
本导则是总结我国十几年来抗燃油科研成果及电厂使用经验，并参考国外同类导则而制订的，在使用本导则时应考虑设备类型及实际状况，并参照制造厂家的说明及要求执行。
1 主题内容与适用范围1.1 本导则阐明了大型汽轮机调速系统以及小汽轮机高压旁路系统使用的磷酸酯抗燃油的性能，规定了运行中抗燃油的质量控制标准。
1.2 制定本导则的目的是，为电厂工作人员掌握抗燃油使用性能及变化规律提供指导，对新抗燃油的验收及运行油的监督、维护作出规定。
1.3 本导则不适用于矿物汽轮机油和调速系统用的其他工作介质。
2 引用标准GB 7597 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB 265 石油产品运动粘度测定法和动力粘度计算法GB/T 1884 石油和液体石油产品密度测定法(密度计法)GB 510 石油产品凝点测定法GB 3536 石油产品闪点和燃点测定法(克利夫兰开口杯法)GB 264 石油产品酸值测定法GB 7600 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB/T 12579润滑油泡沫特性测定法DL 421 绝缘油体积电阻率测定法DL 429.1 透明度测定法DL 429.2 颜色测定法DL 433 抗燃油中氯含量测定方法(氧弹法)DL 429.6 运行油开口杯老化测定法SD 313 油中颗粒数及尺寸分布测量方法(自动颗粒计数仪法) SH/T 0308 润滑油空气释放值测定法3 抗燃油应具备的性能根据调速系统工作油压，抗燃油可分为中压抗燃油(油压约4MPa)和高压抗燃油(油压大于等于11MPa)。
电力用油油质分析项目注意事项电力用油油质分析项目注意事项1密度密度的测定法GB/T1884-1992《石油和液体石油产品密度测定法（密度计法）》应注意的事项：a、密度计量筒内经应至少比所用的密度计的外经大25mm，量筒高度应能使密度计漂浮在试样中，且距离量筒底部至少25mm ；b、所用温度计分度值为0.2℃；c、所用仪器均应校准（温度计和密度计）；d、测试油品密度时，应注意油样中不应含气泡；e、读数时，应保持视线与试样的弯月面上缘成一水平面；f、密度结果应注明温度，或由GB/T1885中查得查表20℃时的密度；g、重复性要求：SY-I型密度计，两次结果之差≤0.0005g/cm3；ST-II型密度计，两次结果之差≤0.001g/cm3；h、报告：取2次检测结果的算术平均值作为油样的结果。
2闪点2.1油品闪点的测定极其使用意义油品闪点的测定是在专用的仪器中进行。
用开口杯闪点仪测定的闪点称“开口闪点”，适用于汽轮机油和抗燃油等，测定方法见GB/T3536-1983（1991）或GB/T267-1998。
用闭口杯闪点仪测定的闪点称“闭口闪点”，适用于绝缘油等，测量方法见GB/T261-1983（1991）《石油产品闪点测定法（闭口杯法）》。
这两种油之所以采用不同的仪器测定其闪点，主要是为了使测定闪点的条件与油品运行中的实际情况大体相同。
变压器油等绝缘油通常是在密闭的容器中使用，因高温、电场作用产生的分解产物，不易逸散到设备外部去，潜伏着着火、爆炸等危险，故变压器油采用闭口杯法测其闪点。
若换用开口杯测定，这些易挥发的可燃气体容易散失到空气中去，不易达到闪火下限，使闪点升高，无法判断故障的存在，易形成隐患。
汽轮机油刚好相反，是在非密闭的机件中或温度不太高的条件下循环使用，即使产生或混入了少量易挥发可燃组分，也容易逸散到空气中去，引起着火、爆炸的危险性较小，故采用开口杯法测定其闪点。
2.2闭口闪点的测定大气压力的校正：GB/T261-1983（1991）《石油产品闪点测定法（闭口杯法）》中规定，t=t＋Δt （2--6）Δt=0.25（101.3-P）（2--7）或Δt=0.0345（760-P）式中：P-----测定油品闪点时的气压，kPa或mmHg；-----101.33kPa时的闪点，℃；t0-t------在气压为P时的闪点，℃；Δt----校正系数，℃。
B/T261-1983（1991）中还规定重复性为：闪点≤104℃时，差值≤2 ℃；闪点>104℃时，差值≤6 ℃。
再现性要求：闪点≤104℃时，差值≤4 ℃；闪点>104℃时，差值≤8 ℃。
闭口闪点的测定均使用仪器法，升温控制均按方法中的规定制造的，所以只考虑大气压力的修正即可；报告结果取重复测定两个结果的算术平均值作为试样的闪点。
2.3开口闪点的测定测定开口闪点的两种方法GB/T3536-1983（1991）和GB/T267-1998的比较。
GB/T3536-1983（1991）《石油产品闪点和燃点测定法（克利夫兰开口杯法）》，该法是按国际标准ISO2592—1973《石油产品闪点和燃点测定法（克利夫兰开口杯法）》制定的。
不适用于测定燃料油和开口闪点低于79℃的石油产品。
该法中规定大气压力的修正为：大气压力低于95.3 kPa（953 mbar，715 mmHg）时，试验所得的数据应加上其修正制值作为试验结果，结果取正整数重复性：闪点≤8 ℃，燃点≤8 ℃；再现性：闪点≤16 ℃，燃点≤14 ℃。
预期闪点前30℃，就开始扫描点火。
GB/T267-1998《石油产品闪点和燃点测定法（开口杯法）》中，要求杯子有2个刻度线，对于闪点≤210℃时，液面距离坩埚口部边缘12mm处（即坩埚内的上刻度线）；对于闪点≥210℃时，液面距离坩埚口部边缘18mm处（即坩埚内的下刻度线）。
重复性要求：闪点≤150 ℃时，≤4 ℃，闪点>150 ℃时，≤6 ℃；燃点≤6 ℃；无再现性要求。
预期闪点前10℃，开始扫描点火。
对大气压力的=t＋Δt 。
但大气压力在72.0～101.3 kPa（540～760 mmHg）范围修正参照t内，Δt可按下式计算Δt=（0.00015t＋0.028）×（101.3-P）×7.5Δt=（0.00015t＋0.028）×（760-P1）P—--试验条件下的大气压力，kPa；t----在试验条件下测得的闪点或燃点（300℃以上仍按300℃计）0.00015、0.028----试验常数7.5----大气压力单位换算系数P1----试验条件下的大气压力，mmHg。
对64.0～71.9 kPa（480～539 mmHg）大气压力范围，Δt也可参照上式计。
此外Δt在标准中也有一个表可查得。
新汽轮机油闪点方法是GB/T3536-1983（1991），而运行油闪点方法是GB/T267-1998。
就目前的标准看，运行油要求闪点与新油原始测定值相比不低于15℃，而两种测定方法不同，根本无法比较，所以应统一使用一种方法。
建议使用GB/T3536-1983（1991）法。
GB/T3536-1983（1991）测定闪点注意的事项：（1）应将测定装置放在避风和较暗的地方，并用防护屏围着，以使闪火现象看得清楚。
（2）到预期闪点前17℃时，必须注意避免由于试验操作或凑近试验杯呼吸引起试验杯中蒸气的流动而影响试验结果。
（3）有些试样的蒸气或热解产物是有害的，可将有防护屏的仪器安置在通风橱内，但在预期闪点前56℃时，应调节通风，使试样的蒸气既能排出又能使试验杯上面无空气流通。
（4）连续做样时，试验杯应至少冷却到预期闪点前56℃。
（5）若用温度计，则正确位置应使温度计上的浸（jin）入刻线位于试验杯边缘以下2mm处。
（6）倒入试样，应使弯月面的顶部恰好到装试样刻线。
如果注入试验杯中的试样过多，则应用移液管或其它适当的工具取出多余的试样。
（7）点燃试验火焰的直径应调到4mm处；（8）应对大气压力进行校正；（9）重复性要求：闪点≤8 ℃，燃点≤8 ℃；再现性：闪点≤16 ℃，燃点≤14 ℃；（10）报告：取重复测定两个结果的闪点和燃点，经大气压力修正后的数值的算术平均值作为闪点或燃点结果。
闪点是新油的质量指标之一。
在贮存和使用中闪点是保证安全运行、防止火灾的重要监督指标。
在2000年的新标准中明确规定，运行中的变压器油的闪点与新油原始测定值相比不低于10℃，运行中汽轮机油的闪点与新油原始测定值相比不低于15℃。
否则，应查明原因，进行处理或换油。
而1987年的标准中则规定运行中的变压器油的闪点不应比新油降低5℃以上，运行中汽轮机油的闪点不应比新油降低8℃以上。
2.4石油产品的燃点和自燃点测定油品的开口闪点时，当达到闪点后，仍继续加热，油蒸气浓度增大，当外界引火后，其火焰超过5秒仍不熄灭，此时油品便燃烧起来，发生此现象时的最低油温即称“燃点”。
若油品达到闪点后，继续加热，在外界不引火的情况下，油蒸气因温度过高、剧烈氧化而自行燃烧，此时的最低油温即为“自燃点”。
因变压器油和汽轮机油标准中均没有自燃点指标，而抗燃油必须作自燃点。
所以自燃点的测试采用DL/T 706—1999《电厂用抗燃油自燃点测定法》。
该测试方法在使用过程中应注意的事项：a、所用仪器应校准（含秒表和0.25mL 注射器）；b、温度每稳定在一定值时，应至少恒温10分钟，以使整个烧瓶的温度场均匀；c、观察火焰时应在5秒内燃烧，否则就认为没有自燃，此时，应用电吹风将瓶内的污染气体彻底吹出，然后升温5℃或10℃，再稳定至少10分钟，重复上述操作，直至观察到自燃现象；d、当发现自燃温度时，然后再降低5℃或2℃，重复上述操作，确定自燃点；e、重复性要求：两次测试结果之差≤10℃；再现性要求：两次测试结果之差≤20℃；f、报告取2次结果的算术平均值作为结果；g、记录试验时的大气压力。
3粘度GB/T265--1988测定运动粘度时应注意的事项：a.秒表、毛细管粘度计和温度计一定要定期进行校准； b.测定时，应根据试验的温度选用适当的粘度计管，务必使试样的流动时间不低于200秒（内径0.4mm的粘度计流动时间不小于350秒）；c.秒表的分格为0.1秒，温度计的分格为0.1℃； d.吸取试样应严格按照规定执行，切记不应有气泡； e.粘度计应放置水平，且使粘度计的上面的扩张部分至少有一半浸入液体中，温度计要测温的刻度位于液面上10mm处； f.粘度计在恒温浴中恒定时间为：试验温度为40℃和50℃时，恒温时间为15分钟，温度愈高恒温时间愈长； g.测定运动粘度应至少重复测定4次，其中各次流动时间与其算术平均值的差数应符合如下要求，即温度在100～15℃时，这个差数不应超过算术平均值的±0.5%，最后取不小于3次的流动时间的算术平均值作为试样的流动时间； h；毛细管恒温 i. 重复性要求：测定粘度的温度为100～15℃时，≤算术平均值的1.0%；再现性要求：测定粘度的温度为100～15℃时，≤算术平均值的2.2%；k、粘度测定结果的数值取4位有效数字。
4.凝点和倾点凝点的测定见GB/T510—1983（1991）《石油产品凝点测定法》(1)温度计应距离管底8～10mm；（2）预置冷却温度应比预期凝点低7～8℃；（3）观察试样时，应将仪器倾斜45º，并保持这种状态1分钟后，取出观察液面是否流动；（3）温度计应定期进行校准；（4）重复性要求：≤2.0℃；再现性要求：≤4.0℃；（5）报告，取重复测定两个结果的算术平均值，作为试样的凝点。
5界面张力GB/T6541—1986方法中应注意的事项：现在多数使用的是仪器自动法，仪器测定的结果就是界面张力，而方法中是要对所测得的力进行修正，此系数取决于所用的力、油和水的密度以及圆环的直径，计算方法比较麻烦。
目前的仪器多数是自动读数的（将油的密度和圆环的直径输入仪器），不存在计算的问题。
为此在测试时就比较简单。
a.试样杯应清洗干净；b.测试时应先对水进行测试，测得水的界面张力，并且使水的界面张力达到71～72mN/m，然后在进行油水界面张力的测试；c.仪器应进行校正（按天平的方法校准）；d.重复性要求两个结果之差≤平均值的2%，再现性要求≤平均值的5%；e.报告：取两个结果的算术平均值作为试样的结果，并且注明试验温度。
6.破乳化时间按标准规定新油应用GB/T7305----1987《石油和合成液抗乳化性能测定法》测定，而运行油应用GB/T7605—1987《运行中汽轮机油破乳化度测定法》测定。
两种方法其实测定的过程是相同的，只是描述的结果不同。
新油要求详细的描述各层的现象，但没有合格与不合格的判断。
