河南500KV变电站500KV变压器施工方案(单项自耦).doc

目目 录录 1.编制说明1 2.编制依据1 3.施工流程2 3.1 施工准备.4 3.2 本体就位.5 3.3 设备到货验收与保管.6 3.4 油处理和保管.7 3.5 附件检查、试验.9 3.6 散热器安装.10 3.7 排氮.10 3.8 器身检查、接线、试验及附件安装.11 3.9 附件安装.14 3.10 抽真空.16 3.10 真空注油.16 3.11 热油循环、吸湿器安装.17 3.12 补油、整体密封检查.18 3.13 静放.18 3.13 交接试验.18 3.14 投入运行前的检查.18 4.质量控制措施19 5.安全措施19 6.安全预控措施21 1.1.编制说明编制说明 1.1 简介 变压器做为变电站工程的核心设备，其施工质量的好坏直接影 响到工程的整体施工工艺水平和运行后电网的安全，为了确保本工 程变压器施工的安全和工程质量，特编写本施工方案以便施工中严 格遵照执行。 1.2 工作量及技术参数 1.2.1 工作量 本期工程安装 500kv 变压器 4 台（备用 1 台） 。该变压器由重 庆*变压器集团有限公司出品。 1.2.2 技术参数 1) 型号：单相自耦，高阻抗，自然油循环风冷，无载调压 2) 相数：单 相 50 hz 3) 额定容量：3*400000/400000/120000kva 4) 额定电压：5253 /2303/66 kv 2.2.编制依据编制依据 2.1 gb50148-2010 电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互 感器施工及验收规范 2.2 gb50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 2.3 q/gdw 665 2011 国家电网公司电力建设安全工作规程（变电站 部分） 2.4 2011 1758 号国家电网公司电网工程施工安全风险识别、评估 及控制办法（试行） 2.5 2011 1753 号国家电网公司基建安全管理规定 2.6国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册（变电工程分册） 电气部分 2.7 2011 河南省电力公司安全风险管控工作手册 2.8 产品技术文件 2.9 设计图纸。 3.3.施工流程施工流程 施工流程（见图 3-1） 施工准备 基础验收、本体卸车就位 到货验收与保管 油处理 真空注油 补油、整体密封检 查 质量验收 静放 热油循环 器身检查、接线及附件安装 散热器等附件安装 附件检查、试验 抽真空 交接试验 油试验 合 格 不 合 格 排氮 图 3-1 施工流程图 3.13.1 施工准备施工准备 3.1.1技术准备 （1）收集产品技术资料，并根据设计图纸，针对工程施工特点， 结合施工方法，编制安装施工方案，按程序认真做好变压器施工技 术交底工作。 （2）组织施工人员学习验收规范、厂家技术资料和有关安全规 程，熟悉变压器总体安装的程序和要求，确保施工安全和安装质量。 3.1.2人员组织 项目经理：苗国立 技术负责： 孙斌 安 全 员：胡道武 质 检 员：许亚辉 工作负责：陈富海 吊装指挥：陈 重 施工人员：赵彦鑫 刘建安 周胜利等 20 人 3.1.3机具准备 机具准备（见表 3-1） 表 3-1 机具准备表 序 号 名称规格单位 数 量 1汽车吊 25t辆1 2储油罐65t 储油能力套1 3真空滤油机净油能力 6kl/h；真空度13.3pa台 4油过滤装置滤油能力6kl/h；精度 10 以下套1 5 真空表 0-650pa 块 1 6真空泵 抽真空能力6kl/min；真空度1.3 pa 台1 7温湿度记录仪rh.0-100%、t.-30-90台1 8现场照明设备套1 9力矩扳手m10，m12，m16，m20套1 10防雨塑料布米10 11干粉灭火器只4 12梅花扳手套1 13聚乙烯薄膜米20 14聚乙烯外衣全新无纽扣套3 15耐油橡胶鞋高筒、防滑双3 16手电筒电压 4.5v-6v只2 17直纹白布带、要求已烘干米2 18无毛头巾300mm200mm块10 19酒精瓶10 20油管接头参照总装图所提供数据套1 21钢丝绳619-11（长 8 米）根2 22吊带5t根4 23尼龙绳20米100 3.23.2 基础验收、本体就位基础验收、本体就位 3.2.1 基础验收 1) 与变压器安装有关的建（构）筑的建筑工程质量，应符合现 行国家标准建筑工程施工质量验收统一标准gb/t50300 的有关 规定。 2) 混凝土基础及构架应达到允许安装的强度，焊接构件的质量 应符合下列要求应符合现行国家标准现场设备、工业管道焊接工 程施工及验收规范gb 50236 的有关规定。 3) 预埋件及预留孔应符合设计要求，预埋件应牢固。 3.2.2 本体就位 1) 变压器基础尺寸应符合设计、制造厂的要求。 2) 当与母线桥连接时，其套管中心线应与母线桥构架中心线的 尺寸相符。 3) 当与封闭母线连接时，其套管中心线应与封闭母线中心线的 尺寸相符。 3.33.3 设备到货验收与保管设备到货验收与保管 3.3.1到货验收 1) 变压器到货后应验证产品铭牌及合格证书，按设计图纸和订 货合同逐项与产品铭牌进行校对，查其是否相符。 2) 充干燥空气运输的变压器，检查其油箱内压力应为 0.01mpa0.03mpa ，并办理交接签证，移交压力监视记录。 3) 检查冲撞记录仪的记录，冲击允许值应符合制造厂及合同的 规定（或三维水平冲击加速度均不大于或三维水平冲击加速度均不大于 3g3g） 。冲击记录会同甲方、 监理签字。若发现问题，应立即与厂家和运输部门联系。 4) 按变压器“出厂技术文件一览表”查对技术文件是否齐全。 5) 专职质检员、材料员、施工班组按变压器“拆卸一览表”与 厂家技术人员、监理工程师共同检查拆卸零件、部件与备件是否齐 全。油箱及所有附件、备件应无锈蚀及机械损伤，包装及密封应良 好。充油套管的油位应正常、无渗油、瓷件无损坏，材料员应做好 开箱检查记录。开箱检查结果应有三方参加人员签字。 6) 绝缘油验收按照订货合同核对厂家提供的油质试验报告、质 保书、提货单。每批到达现场的绝缘油均应有试验记录。 3.3.2现场保管 1) 充干燥空气的变压器油箱内压力应为 0.01mpa0.01mpa0.03mpa0.03mpa 。 现场保管应每天记录压力值。 2) 拆卸件如储油柜、冷却器开箱后存放应有防雨、防尘、防污 措施，不允许出现锈蚀和污秽。冷却器防潮措施应完好。 3) 附件（如测量仪器、显示器、瓦斯继电器、接线箱、控制柜、 开关操作机构、导线、电缆和密封件等）开箱后都必须存放在干燥、 通风的室内。 4) 高压套管在安装前应竖立放置在专用支架上，支架要有防倾 覆措施，套管竖立和吊装应符合产品技术文件要求；支架高度及位 置要保证套管的对地距离（300mm） ，以消除试验时对试验结果的 影响。套管两端应用塑料布包封。 3.43.4 油处理和保管油处理和保管 3.4.1 简化分析 1) 绝缘油到现场后应即安排取油样进行简化分析，对绝缘油的 性能有怀疑时应进行全分析。大罐油应每罐取样。绝缘油试验项目 及标准，应符合表 3-2 规定： 表 3-2 绝缘油试验项目及标准 序号项目标准说明 1外观透明，无沉淀及悬浮物 2 2水溶性酸（ph 值）5.4 3 3酸值，mg(koh)/g0.03 db-10db-25db-45 4 4闪点（闭口） （oc） 不低 于140140135 5 5水分（mg/l） 500kv10 220-330kv15 110kv 及以下20 6 6界面张力（25 oc）mn/m35 7 7介质损耗因数 tan% 90 oc 时 注入电气设备前0.5 注入电气设备后0.7 8 8击穿电压 500kv60kv 330kv50kv 60-220kv40kv 35kv 及以下电压等级35kv 9 9体积电阻率 90 oc（.m）61010 10油中含气量（%） （体积分数）330-500kv1 11油泥与沉淀物（%） （质量分数） tg（%） 0.02 12油中溶解气体组分含量色谱分 析 合格乙炔 0 3.4.2 油处理 1) 预检不合格的绝缘油应与甲方或厂方联系。在厂方人员现场 指导下，用真空滤油机对绝缘油进行加热高真空脱水和微粒过滤器 过滤净化处理，直至绝缘油试验符合国标要求。 2) 不同批次绝缘油如需混合时，必须在混油试验合格后方可混 合，混合后还需做简化分析，简化分析合格后才能使用。 3.4.3 合格油保管 1) 存放合格油的油罐要求加装呼吸器，以保护合格的绝缘油在 过滤、存放和注油过程中不受潮湿空气影响。 2) 油罐放置场地应平整不积水，检查油罐阀门，人孔盖等密封 良好。并用塑料布包扎。 3) 油罐放置场地应有明显隔离标志，严禁吸烟和动火，并设置 消防器材。 3.53.5 附件检查、试验附件检查、试验 3.5.1 套管检查试验 1) 瓷套管表面应无裂缝、伤痕，引线管壁、法兰颈部及均压球 内壁应清擦干净。 2) 充油套管应无渗油现象，油位指示正常。 3) 套管应按电气装置安装工程电气设备交接试验标准 gb50150 的规定试验，试验合格。 3.5.2 升高座检查试验 1)1) 应先完成电流互感器的交接试验，试验应合格并符合变压器应先完成电流互感器的交接试验，试验应合格并符合变压器 名牌的技术参数要求，二次线圈排列顺序检查正确。名牌的技术参数要求，二次线圈排列顺序检查正确。 2)2) 电流互感器出线端子板应绝缘良好，无渗油现象。电流互感器出线端子板应绝缘良好，无渗油现象。 3.5.3 冷却装置检查试验 应按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验，密封试应按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验，密封试 验持续验持续 30min30min 应无渗漏。应无渗漏。 3.5.4 储油柜检查试验 1)1) 储油柜应按产品技术文件要求进行检查。储油柜应按产品技术文件要求进行检查。 2)2) 油位表动作应灵活，信号节点位置正确。油位表动作应灵活，信号节点位置正确。 3.5.5 气体继电器检验 气体继电器检验合格，动作整定值符合定值要求。 3.5.6 测温装置检验 温度计校验合格；当制造厂已提供有温度计出厂检验报告时可 不进行现场送验，但应进行温度现场比对检查。 3.63.6 散热器安装散热器安装 3.6.1 安装前应用合格的绝缘油经净油机循环冲洗，并将残油排尽。 3.6.2 按制造厂装配图安装顺序进行安装。 3.6.3 管道中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确；阀门及法兰连 接处密封垫应选择正确，橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度 1/3。 3.6.4 在冷却器及油管的安装过程中不允许扳动或打开主变压器油 箱的任一阀门。 3.6.4 风扇安装应牢固，转动灵活，并无卡阻。 3.73.7 排氮排氮 3.7.1 采用注油排氮时，应符合下列规定 1) 注入前绝缘油应净化处理，且符合表 3-3 的规定 表 3-3 注入变压器的油质标准 试验项目电压等级（kv）标准值备注 50060 kv 33050 kv 6322040 kv 电气强度 35 及以下35 kv 平板电极间隙 50010l/l 22033015l/l 含水量 11020l/l - 介质损耗因数 tg（900c） -0.5- 2) 绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入变压器内氮 气应经顶部排除；油应注入至油箱顶部将氮气排尽。最终油位英高 出铁芯上沿 200mm 以上。 3) 静置时间，500 kv 及以下的绝缘油的不应小于 12h。 3.7.2 采用抽真空排氮时，排氮口应装设在空气流通处。破坏真空 时应注入干燥空气。 3.83.8 器身检查、接线、试验及附件安装器身检查、接线、试验及附件安装 3.6.1 器身检查准备 1) 器身检查前应提前跟踪当地天气预报，根据天气预报确定器 身检查日期（器身检查选在晴朗的天气进行） 。并提前通知有关部门 （建设单位、厂家、监理） 。 2) 施工现场应清洁，并设置围栏，挂“非工作人员禁止入内” 标牌。 3) 设置专用电源箱及明灯具、消防器材及工器具台。 4) 周围空气温度不宜低于 00c，器身温度不宜低于周围空气温 度；当器身温度低于周围空气温度时，应将器身加热，宜使其温度 高于周围空气温度 100c，或采取制造厂要求的其他措施。 3.6.2 器身检查要求和主要项目 1) 器身检查的全过程应由甲方、监理、运行等单位代表共同参 加。 2) 进入油箱内部检查应以制造厂服务人员为主，施工人员配合； 进入内检的人员不宜超过 3 人，内检人员应明确内检的内容、要求 及注意事项。 3) 内检人员应穿专用连体工作服、专用耐油防滑鞋，不得携带 无关用品。 4) 参加器身检查的作业人员所携的工器具，必须进行编号登记， 工具登记员必须严格执行工器具发放和回收制度。严禁私自携带工 器具进入现场。内检工作结束后，由工具登记员清点核实，防止遗 漏在箱体内。 5) 凡雨、雪天，风力达 4 级以上，相对湿度 75%以上的天气， 不能进行器身检查。 6) 在没有排氮前，任何人不得进入油箱。当油箱内的含氧量未 达到 18%以上时，人员不得进入。 7) 在内检过程中，必须箱箱体内持续补充露点低于-400c 的干 燥空气，以保持含氧量不低于 18%,相对湿度不大于 20%；补充干燥 空气的速率，应符合产品技术文件要求。 8) 当空气相对湿度小于 75%时，器身暴露在空气中的时间不得 超过 16h。 9) 注：时间计时规定，带油运输的变压器，由开始放油时算起； 不带油运输的变压器，由打开任一堵塞算起，到开始抽真空或注油 为止。 10)内检过程中人孔处要有防尘、防潮措施，并有专人守侯， 随时与内检人员联系，以防止发生意外。 11)器身检查的主要项目应符合 gb50148-2010电气装置安 装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范第 4.5.7 条和制造厂要求。器身检查项目流程及要求（见表 3-4） 表 3-4 器身检查项目流程及要求 序号序号检查项目检查项目要求要求 1 运输支撑 1.应无移动现象。 2.运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除。 2 器身各部位 1.应无移动变形现象。 2.所有螺栓应紧固，并有防松措施。 3.绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。 4.油箱内壁及箱壁屏蔽装置处应无异物。 1.铁芯应无位移及变形，拆开垫脚屏蔽板和垫脚接地线， 用摇表检查垫脚和夹件，垫脚贺铁心间的绝缘是否良好， 检查铁心垫脚和下节油相间的绝缘、减震橡皮有无移位、 脱落，固定垫脚的螺栓、螺母油无松动。 2.铁轭与夹件间的绝缘垫应良好。铁芯应无多点接地。 3 铁芯检查 3.铁芯外引接地变压器，拆开接地线后铁芯对地绝缘应 符合产品技术文件的要求。 4.打开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与 夹件、螺杆与夹件间的绝缘应符合产品技术文件的要求。 5.当铁轭采用钢带绑扎时，钢带对铁轭的绝缘应符合产 品技术文件的要求。 6.打开铁芯屏蔽接地引线，屏蔽绝缘应符合产品技术文 件的要求。 7.打开夹件与线圈压板的连线，压钉绝缘应符合产品技 术文件的要求。 8铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘应符合产品技术文 件的要求。 。 检查线圈接地屏引线（共 1 根） ，上、下铁轭屏蔽板引线 （共 4 根） ，旁轭屏蔽板引线（共 2 根） ，铁心底脚屏蔽 板引线（共 4 根）的接地情况是否良好。 4 绕组 1.绕组绝缘层应完整、无缺损、变位现象。 2.各绕组应排列整齐、间隙均匀，油路无堵塞。 3.绕组的压钉应紧固，防松螺栓应锁紧。 4.绝缘围屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处应符合产 品技术文件的要求。 。 5.引出线应包扎牢固，无破损，拧弯现象。 6.引出线绝缘距离应合格，固定牢固，其固定支架应紧 固。 7.引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，焊接质量应良好。 8.引出线与套管的连接应牢固，接线正确。 5 器身清洗 1. 箱壁上的阀门应开闭灵活，指示正确。 2. 器身检查完毕后，应用合格的变压器油器身进行冲洗、 清洁油底部，不得有遗留杂物及残油。 6 工器具清点 1.器身检查完毕后；作业人员应认真查点工器具，现场 工具登记员应按工具登记表核对工具。 2.质检员应认真复查工具核对情况，确认箱内无遗留物 和杂物后，向吊装指挥汇报后，方可封人孔盖板。 3.93.9 附件安装附件安装 密封处理应符合下列要求： 密封垫圈应与法兰面的尺寸相配合，密封垫圈应无扭曲、变形、 裂纹和毛刺。 法兰连接面应平整、清洁；密封垫圈应使用产品技术文件要求 的清洁剂擦拭干净，其安装位置以准确；橡胶密封垫的压缩量不宜 超过其厚度的 1/3。 法兰螺栓应按对角线位置一次均匀紧固，紧固后的法兰间隙应 均匀，紧固力矩应符合产品技术文件要求。 3.9.1 升高座安装 1) 升高座安装时时应使绝缘筒的缺口与引出线方向一致，并不 得相碰。 2) 电流互感器和升高座的中心应基本一致。 3.9.2 套管安装 1) 按出厂编号进行安装。套管吊装应符合产品技术文件要求。 2) 套管倾斜角应符合产品技术文件要求。 3) 套管顶部结构的密封垫应安装正确，密封良好，连接引线时， 不应使顶部连接松扣。 4) 充油套管的油位指示应面向外侧，末屏连接应符合产品技术 文件要求。 5) 均压环易积水部位最低点应有排水孔。 3.9.3 储油柜安装 1) 储油柜应按产品技术文件要求进行安装。 2) 油位表动作应灵活，信号节点位置正确。 3.9.4 气体继电器安装 1) 气体继电器顶盖上的箭头标志应指向储油柜，并加装防雨罩。 2) 观察窗的挡板应处于打开位置。 3) 电缆引线在接入气体继电器处应有滴水弯，且封堵严密。 3.9.5 压力释放装置安装 压力释放装置安装方向应正确，电接点动作正常，动作压力值 应符合产品技术文件要求。 3.9.6 测温装置安装 1) 顶盖上的温度计座内应注以绝缘油；闲置的温度计座也应密 封。 2) 膨胀式信号温度计的细金属管不得压扁和扭曲，其弯曲半径 不得小于 50mm。 3.103.10 抽真空抽真空 1) 220kv 及以上的变压器应进行真空处理。抽真空时，必须将 在真空下不能承受机械强度的附件与油箱隔离，对允许抽同样真空 度的附件，应同时抽真空；真空泵或真空机组应有防止突然停止或 因误操作而引起真空泵油倒灌的措施。真空处理须经厂家技术服务 人员确认后方可开始。 2) 抽真空时，应监视并记录油箱的变形，其最大值不得超过壁 厚最大值的的两倍。 3) 当油箱内真空度达到 200pa 以下时，关闭真空机组出口阀门， 测量系统泄漏率，测量时间 30min，泄漏率应按产品技术文件的要 求。 4) 220kv500kv 变压器的真空度不应大于 133pa。 5) 真空保持，当真空度小于规定值时开始记时，220kv330kv 变压器的真空保持时间不得少于 8h；500kv 变压器的真空保持时间 不得少于 24h。 3.103.10 真空注油真空注油 1) 绝缘油必须按现行国家标准电气装置安装工程电气设备交 接试验标准gb50150 的规定试验合格后，方可注入变压器中。 2) 变压器真空注油工作不宜在雨天或雾天进行。 3) （3）220kv 及以上的变压器应真空注油。注油全过程应保持 真空。注入油的油温应高于器身温度。注油速度不宜大于 100l/min。 4) 变压器注油时，宜从下部油阀进油。对导向强油循环的变压 器，注油应按产品技术文件的要求执行。 3.113.11 热油循环、吸湿器安装热油循环、吸湿器安装 330kv 及以上的变压器真空注油后应进行热油循环，并应符合 下列要求： 1) 热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度，应控制在 650c50c 范围内，油箱内温度不应低于 400c。当环境温度全天平均 低于 150c 时，应对油箱采取保温措施。 2) 热油循环可在真空注油到储油柜的额定油位后的满油状态下 进行，此时变压器不应抽真空；当油注到离器身顶盖 200mm 处时， 应进行抽真空热油循环。 3) 热油循环持续时间不应小于 48h。 4) 热油循环不应少于 3变压器总油重/通过滤油机每小时的油 量。 5) 经过热油循环后的变压器油，应符合表 3-5 的规定。 表 3-5 热油循环后施加电压前变压器油标准 试验项目试验项目电压等级（电压等级（kvkv）标准值标准值备注备注 33050 kv 电气强度 50060 kv - 含水量 33015l/l - 50010l/l 330 - 含气量（%） 500 1- 介质损耗因数 tg（900c） 0.50.5- 6)6) 吸湿器安装，吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上。吸湿器安装，吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上。 3.123.12 补油、整体密封检查补油、整体密封检查 1) 补油时，应通过储油柜上专用的添油阀，并经净油机注入。 2) 具有胶囊或隔膜的储油柜，应按产品技术文件要求的顺序进 行注油、排气及油位计加油。 3) 整体密封试验，可采用油柱或氮气，在油箱顶部加压 0.03mpa，持续时间 24h，无渗漏。当产品技术文件有要求时，应按 其要求进行。 3.133.13 静放静放 1) 注油完毕后，施加电压前，其静置时间应符合表 3-6 的规定。 表 3-6 变压器注油完毕施加电压前静置时间 电压等级静置时间 220 kv 及 330kv48 500kv72 2) 静置完毕后，并利用变压器的套管、升高座、冷却装置、气 体继电器、及压力释放装置等有关部位放气塞进行多次放气，直至 残余气体排尽。 3.133.13 交接试验交接试验 1) 所有交接试验检查项目应按电气装置安装工程电气设备交 接试验标准gb50150 的规定执行，试验应合格。 2) 局部放电测量前、后本体绝缘油色谱试验比对结果应合格。 3.143.14 投入运行前的检查投入运行前的检查 1) 检查清除变压器上所有杂物以及与变压器运行无关的临时装 置. 2) 检查本体与附件上的所有阀门位置是否正确。 3) 检查储油柜和充油套管的油位是否正常。 4) 检查吸湿器硅胶是否受潮、油面是否正常，呼吸是否畅通。 5) 检查铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏接地是否符合 产品技术文件的要求。 6) 检查电流互感器备用二次线圈是否已短接接地。 7) 检查套管顶部结构的接触及密封是否符合产品技术文件的要 求。 8) 检查冷却器和控制箱的运行及控制系统是否正确可靠。 9) 检查保护装置整定值是否与定值单相符。 4.4.质量措施质量措施 1) 附件试验，应严格按照规程标准执行试验，试验合格后安装。 2) 储油柜注油，必须按制造厂技术文件的要求执行，防止假油 位的出现。 3) 热油循环应上进下出，且进出阀门不能在一侧。 4) 充氮灭火装置现场焊接管道应进行压力试验。 5) 质检员应进行全过程质量检查，并填写变压器安装质量跟踪 表。 变安装质量跟踪表见附表一； 变压器器身检查记事表见附表二 5.5.安全措施安全措施 “安全第一、预防为主、综合治理”是电力工业企业生产和建 设的基本方针。为了确保施工安全，特制定以下安全措施。 5.1 施工前，必须由施工负责人讲解安全注意事项和操作方法要求， 宣讲施工作业票。 5.2 充氮变压器未经充分排氮（其气体含氧密度18 ） ， 严禁施 工人员入内。 充氮变压器注油排氮时，任何人不得在排气孔处停留。 5.3 储油和油处理设备应可靠接地， 防止静电火花； 现场应配备 足够可靠的消防器材， 并制定明确的消防责任制，场地应平整、 清洁， 10m 范围内不得有火种及易燃易爆物品。 5.4 变压器在油务处理过程中，外壳及各侧绕组应可靠接地。 5.5 进行变压器内部检查时， 通风和照明应良好， 并设专人监护。 5.6 施工人员应使用专用防护用品，带入的工具应拴绳、 登记、 清点，严防工具及杂物遗留在器身内。 5.7 吊装时应分工明确，参加作业人员应集中精力，听从统一指挥。 起吊前应检查吊车的性能，确认无异常的情况下方可作业。 5.8 高处作业必须系好安全带和二道防线，安全带应挂在上方牢固 可靠处，施工过程中，应随时检查安全带（绳）是否栓牢，高空作 业人员应衣着灵便，衣袖、裤脚应扎紧，穿软底鞋。 5.9 变压器附件有缺陷需要进行焊接处理时，应放尽残油，除净表 面油污，运至安全地点后进行。 5.10 变压器引线焊接不良需在现场进行补焊时，应采取绝热和隔离 等防火措施。 5.11 瓷套型互感器补注油时，其上部金属帽应接地； 5.12 对已充油的变压器的微小渗漏允许补焊，但应遵守下列规定： 1) 焊接部位应在油面以下。 2) 应采用断续的电焊，严禁火焊。 3) 焊点周围油污应清理干净。 4) 应有妥善的安全防火措施，并向全体参加人员进行安全技术 交底。 6.6.安全预控措施安全预控措施 安全预控措施（见表 6-1） 表 6-1 安全预控措施表 序号项目预控措施 1 绝缘 油处 理 1.储油罐应垫 200mm 高度的道木，设置接地装置。 2.储油罐阀门、人孔盖等应密封良好，并用塑料布包扎，附近 应无易燃物或明火作业，并设置安全防护围栏、安全标志牌和 消防器材。 3.油罐与油管的连接处及油管与其他设备之间的各个连接处必 须绑扎牢固，严防发生跑油事故。 4.滤油机电源用专用电源电缆，滤油机及油管路系统必须保护 接地或保护接零牢固可靠，滤油机外壳接地电阻不得大于 4，金属油管路设多点接地。 5.滤油机应设专人操作和维护，严格按生产厂提供的操作步骤 进行。 滤油过程中， 操作人员应加强巡视，防止跑油和其他 事故发生。 6.滤油机应远离火源，并应有防火措施。 2 器身 检查 1.在器身内部检查过程中，应连续充入露点小于-40的干燥 空气，防止检查人员缺氧窒息。 2.如是充油运输， 在排油后也应向器身内部充入干燥空气。 3. 检查过程中如需要照明，必须使用 12v 以下带防护罩的行 灯，行灯电源线必须使用橡胶软芯电缆。 4.器身内部检查前后要清点所有物品、 工具， 发现有物品落 入变压器内要及时报告并清除。 3 附件 安装 1.在安装升高座、 套管、 油枕及顶部油管等时，必须牢固系 好安全带，工具等用布带系好。 2.变压器顶部的油污应预先清理干净。 3.吊车指挥人员宜站在钟罩顶部进行指挥。 4 抽真 空及 真空 注油 1.在注油过程中， 变压器本体应可靠接地，防止产生静电。 在油处理区域应装设围栏， 严禁烟火，配备消防设备。 2.注油和补油时， 作业人员应打开变压器各处放气塞放气， 气塞出油后应及时关闭，并确认通往油枕管路阀门已经开启。 3.需要动用明火时，必须办理动火工作票，明火点要远离滤油 系统，其最小距离不得小于 10m。 7.7.安全文明措施安全文明措施 为了认真贯彻落实“安全第一、预防为主、综合治理”的方针， 消除事故隐患，保证职工健康，特制定以下安全文明措施。 7.1 施工现场布置应整齐有序，各种标识牌试样标准、齐全、醒目， 达到现场视觉形象统一、整洁、美观的整体效果。 7.2 进入施工现场的所有人员必须按“安全规定”要求佩带个人的 防护用品，着装应统一、整洁。 7.3 施工区域内配置灭火器、铁锨、灭火砂箱，并挂设 “禁止烟火” 警示牌。 7.4 施工机械、机具、材料应分类放置整齐，并做到标识规范、铺 垫隔离。使用机械、带有油性的器具，应做好防渗漏油的措施，预 防场地或土壤被污染。 7.5 设备、备品、备件应分类、分区定置存放，标示清晰。存放场 地应坚实、平整、地面无积水。 7.6 设备开箱，应正确使用工具，严禁野蛮施工。开箱检查后，应 及时收集纸质资料，防止受潮损坏，备品、备件有防雨要求的应入 库保管。 7.7 设备包装箱板、包装材料等应及时清理。遵循“随做随清、谁 做谁清、工完料尽场地清”的原则，施工现场严禁焚烧各类废弃物。 生活垃圾应分类回收，按规定清运消纳，严禁随意抛掷、倾倒。 7.8 设备搬运、吊装时应对成品或半成品进行保护。严禁吊车直接 在路面上支腿。 7.9 对有可能出现有污染