7～12_调压整流变压器大修方案[1].doc

内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司712#调压整流变压器大修方案批准：审核：编制：江西变压器科技股份有限公司客户服务公司二一五年四月二十八日内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司712#调压整流变压器大修方案一：调压整流变压器基本参数1、调压变压器参数型号产品代号标准代号相数频率ZHSFPTB-110839/2201HT720477JB/T8636-199三相50Hz调变输出电流网侧电压联结组别冷却方式条件588.22A220KVYNa0.d11OFAF户外空载性能空载损耗（KW）负载损耗（KW）空载电流（%）220KV时、有载开关指示位置752.000171.4220.15补偿绕组S25000KVar电压9.5KV总重充氮运输重调变器身重总油重上节油箱重158.1t93.4t67.5t56.2t14.2t生产厂江西变压器科技股份有限公司出厂年月2007年8月2、整流变压器参数：型号产品代号标准代号相数频率ZHSFPTB-110839/2201HT720477JB/T8636-199三相50Hz整流方式阀侧线电流主变输入电流冷却方式使用条件三相桥416320A2294.1AOFAF户外式移相电角12.5+ 7.5+ 2.5-2.5-7.5-12.5饱和电抗器控制绕组电流（K1.K2）偏移绕组电流（Y1.Y2调压深度总控绕组电流（T1.T2）30A30A70V30A有载开关指示位置（7档）空载电流（%）空载损耗负载损耗0.3683.2KW430.349KW总重充氮运输重总油重主变器身重上节油箱重193.0t130.9t50.0t108.0t13.2t生产厂江西变压器科技股份有限公司出厂年月2007年8月二：调压整流变压器存在缺陷第七组调整变缺陷整变阀侧母线环氧树脂头渗油点c3p a4p c4p b1p a1p ，（共15块）。箱体和管道及焊口渗油点1、调变北侧爬梯附近箱体上沿和箱体连接处取样口，阀门，法兰连接处渗油点1、调变压力释放阀南侧2、调、整变箱体油样取样口3、整变放油阀盘根4、整变油枕注油阀5、整变油枕油样取样口6、整变南侧上部压力释放阀7、整变南侧下部主管道1个阀门其他油风冷第1列潜油泵本体焊口渗油MR开关机构箱内照明灯故障第八组调整变缺陷整变阀侧母线环氧树脂头渗油点无箱体和管道及焊口渗油点1、调变北侧上部主管道附近箱体焊口2、整变铭牌下部箱体焊口3、整变南侧主管道阀门处4、整变Am、Bm升高座下部法兰焊口其他无第九组调整变缺陷整变阀侧母线环氧树脂头渗油点无箱体和管道及焊口渗油点1、调变北侧上部主管道阀门附近焊口2、整变南侧下部主管道法兰口3、整变北侧上部C相油-油套管法兰处其他整变事故放油阀掉蛋第十组调整变缺陷整变阀侧母线环氧树脂头渗油点无箱体和管道及焊口渗油点1、调变北侧爬梯附近箱体上沿和箱体连接处取样口，阀门，法兰连接处渗油点1、整变南侧上部温度传感器座2、调整变间Bm油套管连接法兰3、整变瓦斯继电器蝶阀4、整变上部箱体不油管道法兰有一个5、调变压力释放阀6、瓦斯继电器集气盒处7、整变放油阀丝杠处8、整变南侧下部阀门9、油风冷第4列阀门其他第十一组调整变缺陷整变阀侧母线环氧树脂头渗油点A3p c3n a1p a2p b3p，（共15块）。箱体和管道及焊口渗油点1、调变油风冷2列上侧2、整变东南角上侧3、温度传感器探头4、A相调变整变连接处与整变连接处5、调变温度传感器探头6、调变油位计取样口，阀门，法兰连接处渗油点1、整变下侧阀门2、调变MR开关放油阀3、整变油枕油样取样口4、C相调整变连接管小法兰5、B相波纹管法兰6、整变瓦斯继电器与整变连接法兰其他MR开关机构箱内A相温度表故障第6列油风冷油流继电器接点故障第十二组调整变缺陷整变阀侧母线环氧树脂头渗油点b1n c4p b3p ，（共9块）。箱体和管道及焊口渗油点1、调、整变油-油套管法兰2、整变温度传感器探头3、整变上侧放油阀4、整变压力释放阀5、整变油枕支撑座焊口取样口，阀门，法兰连接处渗油点1、调变油风冷5、6列下侧阀门2、调变南侧压力释放阀3、整变上部中间阀门上侧法兰渗油4、整变瓦斯继电器集气盒接口其他12组整变总烃超标七至十二组调整变共性缺陷二次回路1、712组A相有载开关保护继电器在电缆桥架下侧，动作后不易复归，不方便试验，更换电缆桥架位置2、规范所有电缆二次接线，重新制作电缆头，重新制作线号，电缆有破损或者长度不足的需要更换电缆3、变压器套管末屏有渗油现象，根据现场检查进行处理4、712组调、整变压器油取样阀更换5、调变、整变端子箱内端子老化严重，需更换全部电流、电压端子三：大修依据及标准、导则、目的及具体内容1、大修依据内蒙古霍煤鸿骏铝电有限责任公司712#调压整流变压器于2007年12月3日投产运行，到2015年运行时间达到8年。根据中华人民共和国电力行业标准（DL/T573-95)电力变压器大修导则第3.1.1.1条规定：变压器一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修1次。2、大修标准、导则GB/T7252-2001 变压器油中溶解气体分析和判断导则GBJ148-1990 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GB2536-1990 变压器油 GB50150-1991 电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T573-1995 电力变压器检修导则DL/T574-1995 有载分接开关运行维修导则DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程3、施工目的针对整流变压器运行过程中的内部隐患进行处理与改进，恢复附件均完整无缺，无渗漏油。通过设备检修恢复整流变压器电气性能正常，实现整流变压器安全正常运行。4、具体内容包括变压器附件的拆卸、吊盖、内部检查、有载开关的检查和换油、油务处理、附件安装、试验、更换渗漏出线母排、检修发现附件需更换的进行更换、渗漏处理、清扫油箱，并进行喷涂油漆等项目。根据工作内容的需要，我公司提前准备和加工所需材料，采购需要更换的零部件及附件，所有的材料和零部件都选用我公司优质产品。四：工作内容：712#（ZHSFPTB-110839/220）调压整流变压器，调变选择钻检，主变选择吊罩的方式进行施工，具体包括以下内容（调整变不同之处特别注明）：1、 线圈方面的检查和处理。、匝绝缘有无破损、露铜。、油道是否堵塞。、绝缘垫块是否松动和移位。、线圈端头及线圈本身有无过热痕迹。、线圈压钉的紧固。2、 引线和绝缘支架方面的检查和处理。、引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线处焊接情况是否良好，有无过热现象。、引线与各部位之间的绝缘距离是否过近。、低压汇流铜排的紧固螺杆，绝缘距离是否过近，更换影响绝缘距离的螺杆，增加绝缘纸板，增大绝缘距离。、低压接线片、汇流铜排、跨接铜排螺杆有无松动。有无过热痕迹。、绝缘支架应无破损、裂纹、胶木螺母有无松动。3、电抗器的检查和处理（此内容只针对整变）(1)、电抗器铁芯有无松动、倾斜。（2）、电抗器的连接铜排螺杆、接线片螺杆、层压木螺杆、铜排夹紧螺杆、控制绕组、无纬带螺杆等检查处理，电抗器二次出线与铜排绝缘距离检查处理。（3）、电抗器铁芯有无多点接地，电抗器铁芯之间接地线有无断开、铁芯错位的整理。（4）、电抗器铁芯对铜排、铜排对二次绕组绝缘、铜排间的绝缘检查。4、铁芯、铁芯紧固件（夹件、拉带等）、压钉及接地片方面的检查和处理。、铁芯表面是否清洁，有无无片间短路或变色、放电烧伤痕迹。、铁心有无多点接地。、铁芯夹件、过桥、压钉是否松动。、铁芯尖角有无搭接、卷边、毛刺。、铁芯接地线是否和铁芯搭接。5、电流互感器的检查和处理。、互感器线圈表面有无破损、露铜。、引线及绝缘是否破损、引线是否断股。、二次引线是否露铜、接线柱是否松动。接线鼻焊接是否良好。、电流互感器的绝缘电阻、直流电阻的电气试验。6、变压器外观检查和处理及整体喷漆。、变压器本体及各管道存在的沙眼，焊缝渗漏油的检查和处理。、变压器和冷却器外观清洁，并进行喷涂油漆。7、密封件的更换。、更换变压器吊罩密封件和钻检时拆过法兰的密封件、变压器油渗漏处的密封件。、更换放气塞、油位表、压力释放阀、25活门、80活门、150放油阀、温度计座、瓦斯继电器等处的密封件。、更换有渗漏油的低压导电杆密封件，更换第7组48块、第8组7块、第9组56块、第10组54块、第11组23块、第12组41块，总共229块低压导电杆。、更换冷却器漏油点附件及拆装过处的密封件。8、变压器低压导电杆压块的紧固、导电杆和连接铜排的连接螺杆的紧固。9、有载开关的常规检查和处理。（此内容只针对调变）、更换有载开关头盖密封件。、切换开关进行吊芯，对开关芯子机械构件进行外观检查。、清洗有载开关油室，清洗切换开关芯子、清洗吸油管、触头弧形板、消弧栅、绝缘轴的清洗。、检查动、静触头、检查开关主弧触头的磨损程度。、测量过渡电阻值。、检查有载开关伞形齿轮盒、传动轴、电动机构各种功能的检查（包括电气限位等）、选择开关触头的磨损程度的检查，对选择开关的屏蔽罩检查和紧固。、有载开关变压器油的更换。10、变压器配套件的检查和处理。、瓦斯继电器渗漏油检查、信号传动（对存在缺陷的瓦斯继电器进行更换）。、本体和有载开关油位表动作信号正确性的检查、密封件的更换（对存在缺陷的油位表进行更换）。、油温表检查及信号正确性的检查。温度信号上传到主控室（对存在缺陷的油温表进行更换）。、压力释放阀渗漏油的检查及信号正确性的检查（对存在缺陷的压力释放阀进行更换）。、阀门渗漏、呼吸器密封不严的检查和处理及变压器硅胶的更换。（6）胶囊有无破损、及假油位的检查和处理（对发现渗漏、破损的胶囊进行更换）（7）测温装置的校验。（8）油风冷操作控制箱和有载调压开关控制箱的检查。（9）所有阀门和放气塞的检查。（10）油保护装置的解体检修，包括储油柜、吸湿器等。（11）检查接地系统。11、变压器套管的检查和处理。、变压器套管外观检查、渗漏检查处理、色相标志。、调变高压、零相套管绝缘电阻、介损、末屏绝缘的电气试验。12、变压器油的处理。、变压器油热油循环。、变压器油电气试验（耐压、微水、介损、色谱分析）。13、变压器常规试验按照(变压器直流电阻、吸收比、极化指数及相关绝缘试验、介损、直流泄漏电流、变比及连接组别试验)。14、通过内部检查处理，处理第12组整变总烃超标缺陷。15、更换第9组整变1台事故放油阀。16、电焊处理第7组第1列潜油泵焊口渗油缺陷，如不能处理更换潜油泵。17、对712组整流机组变压器所有至端子箱电缆穿线管进行更换，穿线管材料选用镀锌高强度耐腐蚀材料。18、712组的A相有载压力重瓦斯继电器在电缆桥架下侧，动作后不易复归，不方便试验，更换电缆桥架位置。19、规范所有电缆二次接线，重新制作电缆头，电缆有破损或者长度不足的更换电缆。20、处理第11组MR机构箱内A相温度表故障，第7组MR机构箱内照明故障。21、对变压器套管末屏存在的渗油缺陷，根据现场实际情况进行处理。22、更换712组调压、整流变压器油样取样阀。23、更换第11组油风冷却器第6列流量指示器。五：施工前准备工作1、电源根据真空滤油机、真空机组等设备的电源功率选择合适的电源。2、起吊设备序号工具名称说明数量1汽吊130吨、25吨各12钢丝吊绳足量3U型吊钩足量4支撑钢杆4个5高强度尼龙吊绳吊运套管时使用36手动葫芦1吨17千斤顶（液压、齿轮）5吨各23、 油处理序号工具名称说明数量 1油罐15吨42高真空滤油机处理能力200L/min处理温度6080含水量10ppm含气量0.5%13金属波纹软管50用于抽真空50米4钢丝尼龙透明管50用于进出油路100米5手持式开关注油机16油盘接油用37管接头法兰抽真空，抽注油用足量4、 外部装配用工具序号工具名称说明数量1安全带高空作业用42安全帽143电动扳手M242M16、M1214活动扳手12寸418寸15开口、棘轮搬手开口扳手14-171开口扳手196开口扳手22-2410开口扳手30-3246梅花搬手梅花扳手364梅花扳手19-224梅花扳手12-144梅花扳手14-174梅花扳手22-244梅花扳手24-2747棘轮手柄98长接杆109短接杆610剪刀用于切断软管111钢丝钳1112断线钳200113螺丝刀455027125210250214锤子2镑215管子钳600116强光手电油箱内部检查用417安全变压器（含6个行灯）电压等级24V118铁撬棍足量5、焊接和气体切割序号工具名称说明数量1电焊机焊接电流：400A12焊枪、割枪、焊把气体切割用各13氧气瓶足量4乙炔瓶足量5减压阀氧气瓶、乙炔瓶用16氧气、乙炔瓶搬手氧气瓶、乙炔瓶17连接胶管用于氧气瓶、乙炔瓶26、变压器清洗设备序号工具名称说明数量1清洗机17、试验设备序号工具名称说明数量1直流电阻测试仪JYR-50A12电压比测试仪JYT-B13介损测试仪AI-6000A14绝缘电阻测试仪CZ2677B15开关特性测试仪JYK-T16直流泄漏测试仪ZGF-60Kv/2mA17绝缘油耐压测试仪CZ188018、消耗材料（单台）序号工具名称说明数量1真空泵油足量2石棉绳足量3焊条磷铜焊条1Kg普通焊条3Kg不锈钢焊条1Kg4抹布用于清洁足量5涂漆刷子2546砂纸100#17金属刷（钢丝刷）28松动剂拆卸螺杆用足量9衣服、手套安全用2410皮革防护手套安全用1211灭火器安全用适量12酒精40瓶13丙酮足量14布带足量15白布足量16氮气充储油柜胶囊2瓶17面粉25Kg18防护雨衣变压器内部工作用1519白色外罩变压器内部工作用1020容器50升221漏斗油的重复使用122铲子（刷子）23刮刀24502/307胶足量9、检修所需材料、绝缘材料明细表（单台）材 料型 号 规 格数量备 注螺杆M20*1005件用于连接支架更换M16*1105件用于铜排与接线片更换M16*955件用于铜排与接线片更换M16*805件用于下部铜排更换M12*210/4010件用于上部支撑铜排木件（双头螺杆）M12*1055件用于下部支撑铜排木件更换M12*905件用于下部把紧木件更换平垫2010件用于更换1630件用于更换1260件用于更换蝶形弹垫1650件用于更换1260件用于更换螺帽M 205件用于更换M1620件用于更换M1240件用于更换胶木螺杆M16*10005根用于更换胶木螺帽M1620件用于更换胶木螺杆M1614010用于更换胶木螺杆M1612010用于更换胶木螺杆M1629010用于更换胶木螺杆M1621010用于更换胶木螺杆M161605用于更换胶木螺杆M12*10005根用于更换胶木螺帽M1620件用于更换酚醛纸管14/18*10005件用于上下部螺杆绝缘瓦楞纸板7*245*1000/1.510件用于铜排间绝缘更换绝缘纸板0.5*50*100010件用于铜排间绝缘更换0.5*280*100010件用于铜排间绝缘更换1*275*100010件用于铜排间绝缘更换白布带、热缩布带 20皱纹纸6达克罗螺杆M2410010达克罗平垫M2440达克罗螺杆M168530达克罗螺杆M166530达克罗螺杆M206010达克罗螺杆M126050达克罗螺杆M1240100达克罗螺杆M122550平垫 M16100平垫 M12100碟型弹垫M16100硅胶2510、所需主要密封件材料明细表（单台）序号型 号 规 格数量备 注1122高压零相升高座28 370 5661高压零序套管38 370 6703高压升高座48 370 556.63高压套管58HT 370 496.16中压升高座68HT 370 496.36中压升高座78HT 370 496.32中压零相升高座8415/430102中压零相升高座98HT 370 496.164中压零相及中压套管108HT 370 496.111补偿升高座视察窗118 370 559.21补偿升高座125HT 384 496.8-9各1主变箱沿135HT 384 496.6-7各1调变箱沿148 370 1206.26680管法兰用1560/80630主气管法兰用1645/65640支管法兰用178 370 6674压力释放阀188EQ.370.6086用于箱盖器身定位法兰198EQ.370.238.53用于箱盖接地套管208 370 682.23开关21620/65081用于开关储油柜228 370 556.411用于150导油管238HT 370 496.49用于主变导油管248HT 370 496.56用于调变导油管258 370 6461互感器出线盒268 370 6481互感器出线盒278 370 6471互感器出线盒288 370 6491互感器出线盒298 370 6526互感器出线盒308 370 6536互感器出线盒318 370 6506互感器出线盒328 370 6516互感器出线盒338 370 65462互感器出线盒348 370 816.14手孔法兰用358 370 816.24手孔法兰用36200/21564手孔法兰用378HT 370 237.33补偿套管388HT 370 237.73补偿套管398HT 370 237.93补偿套管408 370 656.54用于储油柜418HT 370 496.28升高座视察窗4211450放气塞4324220放气塞4409220放气塞45188.220放气塞468.370.237.154瓦斯继电器478.370.168.22主体油位表488.370.168.11开关油位表4936/180072出线铜排508.370.168.92开关头盖5112胶条552165538.370.168.1216温度计11、需更换配件材料材 料型 号 规 格数量备 注145#变压器油12T检修损耗2继电器4原配置是COMEM产品，建议更换沈阳邦格QJ4-803储油柜胶囊21500x35004蝶阀2150(事故放油阀)5油面温度计4杭州华立(WTYK-803A/288FC)6开关油位表2YZF-1407压力释放阀2原配置是MESSCO产品，建议更换沈阳邦格YSF8-70/1308阀门4BF-809油位表2YZF-25010低压导电杆118考虑导电杆返厂翻新运输时间，先做第8、9、10组。11取油样塞1412MR开关温度表113MR开关照明灯114冷却器量指示器115冷却器潜油泵116二次线用穿管现场测量再定17二次线槽架现场测量再定六：变压器施工工期及天气要求1、此次工作排除天气因素，单台周期将在13天左右的时间完成，其中调变钻检确保1天内完成，主变吊罩及内部检查确保1天内完成，为了工作的顺利进行，特制定本方案以供参考。2、吊钟罩应选在无尘土飞扬及其它污染的晴天进行；器身暴露在空气中的时间应不超过如下规定：空气相对湿度65%为16h；空气相对湿度75%为12h；器身暴露时间是从变压器放油时起至开始抽真空或注油时为止；如暴露时间需超过上述规定，宜接入干燥空气装置进行施工。3、油箱内检查时，需考虑通风，防止工作人员窒息。器身温度应不低于周围环境温度，低则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热使器身温度高于环境温度5以上。4、检查器身时，应由专人进行，穿着专用的工作服和鞋，并戴清洁手套，寒冷天气还应戴口罩，照明应采用低压行灯。进行器身检查所使用的工具应由专人保管并应编号登记，防止遗留在油箱内或器身上。七：停电范围及时间停电范围：霍煤鸿骏7-12#变电站主变间隔；计划工作时间：2014年 4月- 7月（合计78天）八：现场工作计划1、成立现在工作协调小组，主要负责现场安全工作及协调工作。2、在各项准备工作及天气情况后，确定吊芯日期，协调停电停运机组等具体工作,并提前通知各方便于安排人员。第一工作日（准备工作）：1.考虑到吊罩时吊车的摆放位置，提前在地基前铺好钢板，防止吊罩时吊车承重造成地基下陷。2.提前准备好滤油机、油罐、滤油机电源。3.前一天办理停电手续,凌晨3:00变压器退出运行，做好接地保护措施。第二工作日：1.主调变放油，主变防至油面盖过铁芯。2.拆除高压引线，主、调变压器瓦斯、压力释放阀、电流互感器等端子箱中的二次线，做好标记，便于恢复。3.拆除主、调变储油柜及上部集油管4.在确定天气情后早班前抽排尽器身内的油。5拆除主变和调变电气连接。6.拆除波纹管,油流套管及升高座。7.拆除主变接地套管及器身定位装。8.拆除箱沿螺丝吊起钟罩移至空地放下或用四根支撑在器身上方。9.人员进入油箱对两台主变铁芯的（铁片是否落铁,夹件是否紧固,铁芯对绝缘是否良好）。10.检查线圈压紧程度是否有移位现象。11.引线和夹件支架等是否有窜动情况。12.检查线圈引线绝缘是否需加强或更换。13.检查各导电线路的把接螺丝有无松动。14.检查电流互感器及引线。15.针对主变低压侧铜排进行检查有必要需加绝缘。16.针对电抗器进行检查17.对把接铜排的螺丝有需更换的进行更换。18.更换渗漏油出线铜排。19.在对器身全面巡视检查无异常时清理箱整洁。20.更换所动封处的密封垫。21.清点工具,双方确认无问题进行封罩。注：必须在封罩当天就马上对变压器注油至过铁芯并热油脱气循环。第三工作日：调压变压器采取钻芯对变压器内部检查处理方式（不吊罩）进行检修，具体如下：1.调变铁芯的检查（铁片是否落铁,夹件是否紧固,铁芯对地绝缘是否良好、有无多点接地、是否存在尖角放电和发热现象）。2.检查线圈压紧程度、垫块是否有移位现象、压钉是否松动。3.引线和夹件支架的绑扎是否有窜动、松动情况。层压木支架有无断裂。引线的绝缘距离是否过近。检查线圈引线绝缘是否需加强或更换。4.检查各导电线路的把接螺丝有无松动。5.对所有金属、非金属结构件的金属螺杆和胶木螺杆的紧固。6.检查电流互感器及引线。7.有载开关检修：8.传动轴、电动机构各种功能的检查（包括电气限位等）。9.切换开关进行吊芯，对开关芯子外表面进行外观检查。对内部传动部分重点检查有无机械方面的缺陷。10.清洗有载开关油室，清洗切换开关芯子，清洗吸油管、触头弧形板、消弧栅、绝缘轴的清洗，瓦斯继电器内部的清洗。11.检查动、静触头的磨损情况. 主弧触头的磨损情况，检查选择开关的触头及绝缘支架有无损伤。12.测量过渡电阻值；13.检查有载开关所有的齿轮盒；14.更换拆装过处的密封件。15.复位安装调试；16.用手动操作开关到二个终端位置，检查选择开关的紧固情况。17.在对器身全面巡视检查无异常时清理箱整洁。18.更换拆装过处及渗漏处的密封垫。，更换补偿及中压套管密封件。19.清点工具,双方确认无问题进行复位。20.必须在封罩当天就马上对变压器抽真空，检查有无泄漏，在确保没有渗漏的情况下保压2小时后进行真空注油，注油至过铁芯并热油脱气循环。第四、五工作日：1.变压器热油循环2.恢复二次控制线，安装配件传动测试第六、七工作日： 1.变压器静置2.变压器、冷却器清洗。3.送电前其它准备工作及清理现场等。第八工作日：1.取油样进行分析，继续外围恢复工作2.变压器常规实验（直阻测试、绝缘特性,吸收比,本体介损、泄漏电流）。第九工作日：变压器整体喷漆第十工作日1.变压器空载冲击实验和空载电压测试。2.变压器空载运行24小时。第十一工作日：变压器6台带负荷考核运行24小时。第十二工作日：5台变压器满负荷运行，下一台检修的变压器作为冷备用。九：验收及质量要求 1、验收标准：电力设备预防性试验规程DL/T596-2006；变压器油质量标准GB/7595-2000；电力变压器检修导则DL/T573-2010；电气装置安装工程GBJ/148-1990，变压器分接开关运行维修导则DL/T574-2010。2、质量要求：检修工作内容的质量要求应满足上述电力规程的相应规定，达到设备使用手册性能指标的要求，检修验收合格。十：安全措施：1、各作业组要严格履行工作票制度，服从霍煤鸿骏有限公司及江变公司的管理。2、工作成员应严格执行部颁电业安全工作规程和霍煤鸿骏公司颁发的进入工作现场的各种规定。彻底杜绝违章指挥、违章作业、习惯性违章，做到安全文明生产。3、工作票签发人，工作负责人，工作班成员，必须履行好自己的安全职责。4、每日工作开始前，工作负责人必须检查作业面的安全措施是否完善，工作结束后相应的措施是否恢复。工作负责人应在每天开工前仔细、全面检查安全措施是否良好（尤其是接地线情况），并向工作组成员认真全面细致地交待。工作负责人不在时应指定能胜任的临时工作负责人，否则禁止继续工作。工作负责人及工作成员不得擅自改变或移动接地线位置和安全措施。5、做好安装现场的文明生产工作，严格遵守现场文明生产规定，工器具按定置图摆放，拆下的零件定置摆放，材料放置整齐，保持施工现场的干净卫生，工作结束后，做到工完料尽场地清。6、 临时打开的孔、洞盖板周围，必须设临时防护栏，工作完毕后及时恢复。7、安全方面的问题应及时向项目部反映，不得隐瞒或虚报，不得延误或无理取闹。 8、每日工作开始前应对临时电源进行认真检查以防人身触电，凡在金属容器内使用的行灯电源（24V以内）和安装工具电源均要采用漏电保护装置。9、霍煤鸿骏公司和江变公司项目管理人员应每天到工作现场，检查安装进展及质量,遇有问题及时协调解决。10、临时工参与的工作都要设专人监护，临时工不得单独进行工作。对临时工使用要严格进行管理，在工作开工前应对临时工进行方案和“三措”的学习，并落实各项安全措施及注意事项。11、动火作业区明火作业时必须办理动火工作票，做好相应的防火措施，严格执行动火作业工作票制度；工作完毕后,现场进行详细检查。12、在工作现场使用电焊、气焊时，乙炔、氧气瓶必须相距10米以上,特殊原因下不少于5米。使用中的氧气瓶、乙炔瓶应垂直放置并固定起来。一十一：组织措施1. 所有的工作必须执行：1) 工作票制度；2) 工作许可制度；3) 工作监护制度；4) 工作间断、转移、终结制度。2. 江西变压器科技股份有限公司向霍煤鸿骏公司提供霍煤鸿骏7-12#整流变压器现场施工的工作票签发人、工作负责人名单，并予以确认。3.工作班负责人每天必须开好班前、班后会，并做好交接班工作和技术交底工作，在安装开始前，组织施工成员学习霍煤鸿骏7-12#整流变压器现场施工“三措”。4.工作开工前，工作负责人必须向工作组成员讲明施工内容、工艺、安全措施和注意事项。5.工作负责人因故离开工作现场时，应指定能胜任的人员临时代替并告知本工作组所有成员。6.工作负责人、安全专责应每天检查工作面情况，及时制止不安全现象，协调工作中出现的问题。7.项目部成员应每天到现场检查工作质量、安全情况，发现问题及时协调解决。8.施工组织机构管理人员分工安排如下：工作的总负责人1名、技术员1名、实验工程师1名、质量安全员1名、技工5名、起重工1名、滤油工1名、喷漆工1名等。一十二：技术措施：1、施工前，组织专业人员对现场进行查看核实。认真学习有关的技术文件规程，施工中一切按规程原则。2、施工前，工器具按指定位子摆放整齐。3、安全技术人员在施工现场指导作业。4、施工中的设备，材料，应尽可能按照电力行业的相关标准进行施工。5、施工中，严格按照规程规范施工，如遇技术问题，应及时报告技术负责人员及相关技术部门解决。6、 严把实验关，严格按照标准规范对设备进行相关实验。江西变压器科技股份有限公司客户服务部二一五年四月二十八日附：变压器检查项目及质量要求序号部位检查内容工艺质量要求结果检查人验收人1绕组检查绕组表面是否清洁，匝绝缘有无破损，油道是否畅通。1）绕组应清洁，无油垢，无变形、无过热变色、无放电痕迹；2）整个绕组无倾斜、位移，导线辐向无明显弹出现象；3）油道应保持畅通，无油垢及其它杂物积存；4）导线缠绕应紧密，绝缘完好无缺；5）外观整齐清洁，绝缘及导线无破损。2检查绕组各部垫块有无位移和松动情况1）垫块应无位移和松动情况。3引 线及 绝缘 支架检查引线及引线锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象1）引线绝缘包扎应完好，无变形、起皱、变脆、破损、断股、变色现象；2）引线应无断股损伤现象；3）接头表面应平整、光滑，无毛刺、过热性变色现象；4）接头面积应大于其截面的1.5倍以上；5）引线长短应适宜，不应有扭曲和应力集中现象。4检查绝缘支架1）绝缘支架应无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤现象；2）绝缘支架与铁夹件的固定可用钢螺栓，绝缘件与绝缘支架的固定应用绝缘螺栓，两种固定螺栓均需有防松措施；3）绝缘固定应可靠，无松动串动现象；4）绝缘夹件固定引线处应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘；5）引线固定用绝缘夹件的间距，应考虑在电动力的作用下，不致发生引线短路。 5检查引线与各部位之间的绝缘距离1）引线与各部位之间的绝缘距离应符合要求；2）对大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距，一般应大于100mm。6检查所有螺栓均处在合适紧固状态，如有需要需在次加固。7铁心检查铁心表面1）铁心应平整、清洁，无片间短路或变色、放电烧伤痕迹；2）铁心应无卷边、翘角、缺角等现象；3）油道应畅通，无垫块脱落和堵塞，且应排列整齐。8检查铁心结构紧固情况1）铁心与上下夹件、方铁、压板、底脚板间均应保持良好绝缘；2）金属结构间应无悬空现象，并有一点可靠接地；3）紧固件应