油站作业指导书（合集5篇）

第一篇：油站作业指导书

1.1：主要设备：

油站作业指导书

1.系统组成及工艺流程

1.1.1油池：包括卸油池200立方米，油水分离池 1.1.2油罐：3个3000立方米的重油罐

1.1.3油泵：重油供油泵共6台，二用四备；重油卸油泵2台，一备一用。

1.1.4列管加热器2台。1.1.5过滤器2组。1.2工艺流程 1.2.1重油工艺流程

过磅-取样-卸入油池-加温-检查待卸入油罐前阀门关闭情况-过滤器-卸油泵-油罐-加热及倒灌-过滤器-供油泵-列管加热器-熔窑-回油管-使用油罐

2.重油工艺操作规程 2.1卸油操作细则

2.1.1油车检查：校核油车磅单上的油品标量，车牌，吨位，以及各端口的一次性封条是否完好，封条号与磅单打印是否一致。2.1.2取样;每车油必须取样，每批油至少送一个油样到化验站进行化验，化验结果由化验室报生产部，及相关部门。2.1.3开始卸油

2.1.3.1检查卸油车卸油管已经固定好后，通知司机开泵将油打入油池或自流入油池。

2.1.3.2提前打开卸油池蒸汽加热阀，将油池温度控制在70度到80度之间.2.1.3.3检查1#2#卸油泵前后通往指定油罐的管路阀门是否打开，其他阀门是否在正常位置。

2.1.3.4及时开启或者关闭1#2#卸油泵维持卸油池液位保持在0.7m-1.8m范围内，防止重油的抽空或者溢出。

2.1.3.5每罐油进油油位最高不可超过10m。若批量油较多，则转换到另一备用油罐进油。

2.1.3.6油站值班人员根据过磅员提供的每车油的过磅单，核实数量无误后，填写到重油库记录表中。

2.1.3.7待每批油卸完后，关闭管道阀门防止重油卸油单向阀发生故障导致油溢出卸油池，油站值班人员督促送油单位人员清扫好卸油区，确保干净整洁。

2.1.3.8一批油全部卸完后，将卸油池中重油全部抽至油罐，开启蒸汽吹扫卸油管道，保证卸油泵及管道在下次卸油时能正常卸油。2.2油罐倒灌操作细则

2.2.1倒灌前与熔化中控室联系，并取得生产部的同意方可倒灌。2.2.2使用罐用至1.5m时开始倒灌，此前确保使用罐和待用罐底部温度相同或相近。

2.2.3记录两罐油位高度，供油压力，过滤器前后压力。2.2.4将回油切至待用罐。先开启待用罐的回油阀，然后缓慢关闭使用罐的回油阀，同时注意供油压力，以免待用罐的罐前回油管道因温度底粘度大造成油流不畅，影响油压。

2.2.5回油管道切换完毕后，切换供油管道。

将待用罐供油阀缓慢开启，同时泵房操作人员注意观察供油压力保持稳定，两人通过对讲机联系。

当待用罐阀门全部开启时，缓慢关闭使用罐阀门，注意观察供油压力变化。

缓慢将使用罐阀门全部关闭，倒灌完成，并通知熔化。

2.3倒泵：接到领导通知后方可进行倒泵，倒泵时需记录泵号，时间并通知熔化中控室。

2.3.1：吹扫备用泵过滤器，打开过滤器吹扫阀门，打开泵旁通阀门，调节阀，污油阀，上好蒸汽管，打开进蒸汽阀门，使过滤器及泵体和管路微热。

2.3.2:关闭进蒸汽阀门，旁通阀门，调节阀，污油阀门，撤掉蒸汽皮管，将余汽放掉。

2.3.3：打开备用泵进油阀门，将油引入过滤器和泵体，启泵，严禁泵干运转，待油压达到0.6Mpa，打开出油阀门，调节油压，使其达到工艺参数压力。

2.3.4：关闭原来泵的进出油阀门，吹扫过滤器及管道。5：倒泵完成后，观察出油压力，回油压力及泵的运行情况。2.4倒过滤器：

2.4.1：倒过滤器时打电话给中控室，说明几号倒几号。

2.4.2：检查备用过滤器确定正常，打开上下排油阀门排气，排气完成后关闭，然后缓慢打开备用过滤器进油阀门，压力稳定后，打开出油阀门。

2.4.3：关闭使用过滤器进出油阀门，放出油，回到卸油池，清洗使用过滤器作为备用，倒过滤器完成。2.5工艺指标

卸油温度：60-70度 供油温度：65-70度 供油压力：0.7-0.9Mpa 加热器出口温度：68-72度 保温油罐：60-70度

脱水油罐：85-95度（未用）过虑器前后压差：不可超过0.05Mpa

2.6重油供油操作细则

2.4.1操作人员经常与生产部熔化当班人员沟通，了解和报告供油情况（油压 油温），填写值班记录

2.4.2首次启动油泵前必须将进口和出口阀全开，并将旁通阀全开，然后启动油泵，油泵启动运转正常后，缓慢调节旁通阀，同时密切注意油压，油温是否正常。

2.4.3油站值班人员每小时巡检油站区域，记录油站油位。2.4.4供油过程中保证供油压力稳定，根据生产部需要做调整。2.4.5供油过程中应保持蒸汽通畅，列管加热器工作正常，以免油温底时，粘度增大，输送不便，压力升高。3巡回检查制度

3.1巡检范围：控制柜 泵房 分气缸 过滤器 加热器 油水分离房 卸油池 1.2.3号油罐及阀门 管网等

3.2巡检时间：每小时一次

3.3巡检内容：电流 电压 供油压力及油温 回油温度及压力 油罐油温及油位 蒸汽气压 各阀门工作情况 疏水阀工作情况 管网有无跑冒滴油及区域内有无安全隐患等。

卸油系统安全技术操作规程

1：必须经过岗位培训，经考核合格，才能上岗操作。

2：认真进行交接班工作，详细了解上班工作情况，掌握并处理存在的问题。布置本班工作应注意事项，认真对工作环境进行检查，消除事故隐患，做到安全生产。

3：工作时穿戴劳保用品，确保安全后上岗。

4：工作中严格按照生产工艺要求，掌握油槽车的加热温度和时间及卸油用气压，严禁随便提高槽车温度。

5：开关蒸汽阀门时，开要缓慢，关要紧闭，要在侧面操作，以免烫伤。

6：卸油时，加油区上空遇有雷雨天气或附近有火灾，立即停止卸油工作。

7加强对卸油区和卸油设施的巡回检查，发现隐患问题及时处理并上报有关人员。

8：卸油区严禁火种进入，不得穿戴钉鞋，发现火警立即上报，并切断油路水路，扑救时不得用水，当班人员不得离开现场。

供油系统安全技术操作规程

1：必须经过专业培训，掌握燃油特性，经考核合格后方可上岗操作。2：认真做好交接班工作，了解上班工作情况，并掌握处理存在问题，布置本班工作中应注意事项，做到安全生产。3：按规定穿戴劳保用品，保证人身安全。

4：工作前认真检查作业现场，作业环境，和所操作设备是否安全，如发现问题，及时处理并汇报。

5：严格掌握油罐在脱水期，使用期，保温期应达到的温度，防止油温过高过低造成严重后果。

6：开关蒸汽阀门时，开要缓慢，关要紧闭，要在侧面操作，以免烫伤。

7：系统启动前应先用热水或蒸汽进行暖泵暖管，同时向伴热管送蒸汽，泵体和油管在升到60度方可投入运行，运行前必须关严所有直接向油管吹蒸汽的阀门

8：系统停止运行时，关闭出口阀门 然后关闭进口阀门，立即进行吹扫工作，保证油泵内没有存油。

9：按规定要求排放油内分离水，每次排水以见油为止，不应排放过净，排放油水时不得离开，以免将油大量排除，发生跑油事故，按分离水积存规律，控制到出 黑水 即可。

10：定期对过滤器进行清理，小清扫应在每次运行完后立即反吹一次，大吹扫应先用气吹扫后，再打开顶盖，将滤网取出，用煤油彻底清洗。11：加强对供油设备的巡检，设备不得带病运转，检查设备时必须断电挂牌，防止发生意外事故。

12：要保持消防通道畅通，熟悉并掌握消防器材的使用方法，发现火警立即向有关人员汇报，并立即切断油路，水路，补救时不得用水。13：要保持环境清洁，做到文明，清洁生产。

第二篇：3丝印、喷油、吹塑作业指导书

宝豪塑胶五金制品（江门）有限公司

吹塑、丝印、喷油、印刷车间统计员作业指导书

1.0目的：

为更好地做好各车间的统计工作，方便相关部门在系统中查询各项信息，便于指导统计员、文员、组长开展工作.2.0适用范围：

适用于吹塑部、丝印部、喷油部(印刷组)各车间现场统计和相关文员录入ERP系统.3.0定义 无

4.0参考文件 无

5．0工作职责 5.1统计员的工作职责: 5.1.1.1每天对所管辖的车间进行生产数量、工时统计、填写日报表。5.1.1.2按工单对生产数量及工时进行累计。填写累计表。5.1.1.3跟进定额的完成情况及定额提升。

5.1.1.4每天对文员打印了的生产进度表进行复核。存货跟进进仓.5.1.1.5对各车间的成品或半成品的装箱数进行抽查。5.2统计文员的工作职责: 5.2.1对车间日报表录入ERP系统中，确保数据及时准确。

5.2.2对生产数据编制考核表，对员工当天生产情况进行考核奖罚。5.2.3跟进统计数据的准确。对机头存货进行核查。5.2.4绝对服从上级的工作安排或调动。5．3统计组长工作职责

5．3．1 每日巡查统计员某时刻对机头生产数据的记录情况。5．3．2 每日检查统计员的手工累计表是否记录完整。5．3．3 检查统计员的劳动纪律情况． 5．3．4 培训新员

5．3．5 跟进车间存货及定额完成情况． 5．3．6 完成上级安排的临时性工作．

6.0工作程序 6.1统计员日常工作: 6.1.1报表的填写和发出：每日上班第一时间，对开机人员名字准确的填写在啤工姓名栏，批锋工姓名栏中，对机台所做的工单、制令、啤件编号、工模编号、颜色、工单数量、时产量、根据二次加工派工单的内容填写，并挂在相对应的机台上。以便对机台进行循环统计。

6.1.2对机台进行循环点数并记录在报表上，原则上是两个小时统计一次，并根据实际情况随时掌握工单生产进度信息。并及时发放《生产进度通知单》。

6.1.3对已生产装箱的半成品或成品进行抽查。发现多装少装时，及时通知整改。对抽查数量不管有无差错都要作好记录并要求生产部门领班签名确认。

6.1.4对合格可入仓的半成品开具《入库单》，(填写内容：客号、工单编号、工模编号、制令编号、料品代号、料品名称、颜色名称、装箱数、收货数量)6.1.5按工单做好生产数和进仓数的累计，便于生产部门核查。6.1.6跟进定额：对生产定额进行记录，便于日后生产查询，有修正时，则按修正定额给予考核。原则只许升，不许降，如有特殊原因请PIE重新测定。(注：机型不同，新机、旧机其定额不同。)6.1.7每日早上将算好的日报表，交给生产部门组长以上人仕签名确认，于9：30前将报表交于文员。每天下午对文员打印出来的《生产进度表》与《产品入仓累计表》进行核对。

6.1.8做好每天的累计工作，一张制令写一页,同一工单按顺序排列,便于查询.OK工单应另外装订。

6.1.9 核对机头存货,跟进存货进仓情况.6.2统计报表的填写方法：

6.2.1填写啤工姓名、批锋工姓名、机号、组别、班次、日期.6.2.2工单编号、制令单号、工模编号、啤件编号、啤件名称、颜色图案、颜色编号、工单啤数、时产量、根据派工单中的内容进行相应的填写。

6.2.3定额/人数：此格式表示有多少人完成的生产数量。如200/2表示：两个人每小时完成的数量为200，如手头无定额资料，可在电脑中查出此产品的生产定额，可通过文员查询。

6.2.4统计时间：填写你到拉台点数的时间。6.2.5合格品数量：当班每时段生产的累计数。6.2.6累计合格品数：本工单多次生产的累加之和。

6.2.7工单欠数：还未生产的此工单数量。(注：工单欠数=工单啤数*出数一累计合格品数)6.2.8上班尾数：上个班次生产的未收走的不够一板的半成品数量，上班尾数等于上个班次的下班尾数。

6.2.9下班尾数：本班下班时不够一板的半成品数量。

6.2.10本班合格品数：本班生产的合格品总数.(注：本班合格品数=各时间段记录的生产数相加．)6.2.11开机时间：本工单本班次开机的时间。

6.2.12合格品达成率=本班合格品数÷开机啤时÷定额

统计文员的工作程序:

6.3.1制考核表：每日负责将吹塑部、丝印部、喷油部每天生产日报表录入EXCEL固定格式，产生《XX车间生产考核表》，并于当日下午４：３０前发给相关生产部门。6.3.2 录生产进度：各车间生产、收货数据录入ERP系统中。车间直包成品的工单半成品要在系统中制单领料过帐处理。

6.3.3在ＥＲＰ系统： 生产→现场管制→制令制程完工、转移作业→制令制程完工单维护－点新增－录入相关信息――再保存（注意机时的录入）。

6.3.3.1录半成品收货数量：车间包成品的，当班生产了多少成品使用了多少半成品就应录入当日半成品收货数量，并制领料单领用对应数量的半成品．进出仓数据过帐处理。生产-----现场管制----制令制程领（退）料作业-----制令制程领料单维护（逐笔），进入界面进行操作。注意仓位统一为：“XW11”，记录领料单号。在系统中过帐处理：

生产-----现场管制----制令制程领（退）料作业-----制令制程领（退）料单确认处理。进入界面，选中领料单号，注意仓位。核对无误后，点确认。点保存。6.3.4据定额完成情况核算各车间每日员工奖罚金。6.3.5协同统计员对上述表中的数据准确性进行复查.． ６.3.6 每日打印机头存货表生产进度表给统计员核对.对错误进行修正.6.4统计组长工作内容

6.4.1 对所辖车间统计员的劳动纪律进行检查.6.4.2 对各机头生产时刻产量记录情况进行巡查.6.4.3跟进车间定额完成情况.复核统计日报表。6.4.4 协调各车间与统计之间的关系.6.4.5 跟进车间存货的进仓情况,确保生产收货数据准确.6.4.6检查统计员的累计表是否记录完善、准确。

6.4.7检查生产进度表的准确性及与统计员手工累计报表的一致性。6.4.8完成上级交办的各项临时工作。7．0附件 无

第三篇：油浸电力变压器现场大修作业指导书

大型油浸电力变压器现场大修作业指导书

目 次 概述..................................................1 2 检修前的准备工作.......................................2 3 变压器整体检修程序....................................10 4 变压器主体（器身和油箱）和零部件检修....................19 5 变压器的绝缘强度的恢复与改善...........................29 6 变压器的验收试验和试运行...............................32 概述

1.1 本指导书适用于≥110kV电压等级电力变压器的现场大修。

1.2 指导书所指大修是指预防性检修（计划检修）或结合消缺（诊断检修）的全面检修。

即对不需要拆散器身所能进行检查和修理的部分，进行恢复变压器原有质量水平的检修。不包括正常维修、事故抢修。也不包括需要改变结构的改进性检修。改进性检修必须取得制造厂认同。

1.3 本指导书参照了以下标准：

1.DL/T573-95 《电力变压器检修导则》 2.DL/T574-95 《有载分接开关运行维修导则》

3.GBJ148-90 《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》

4.GB7595 《运行中变压器油质量标准》

5.GB7252-2000 《变压器油中溶解气体分析和判断导则》 6.GB1094.1 《电力变压器，总则》 7.GBl094.2 《电力变压器，温升》

8.GB1094.3 《电力变压器，绝缘水平和绝缘试验》 9.GB10237 《外绝缘空气间隙》

10.GB1094.5 《电力变压器承受短路的能力》 11.GB/T15146 《油浸式电力变压器负载导则》 12.GB1208-87 《电流互感器》

13.GB16847 《保护用电流互感器暂态特性要求》 14.GB7328 《变压器和电抗声级测定》

1.4 大修的项目分主体（器身和油箱）和零部件检修两大部分。本指导书的内容分以下6个部分：

1.概述

2.检修前的准备工作 3.变压器整体检修程序

4.变压器的主体和零部件检修 5.变压器的绝缘强度的恢复与改善 6.变压器的验收试验和试运行 2 检修前的准备工作

2.1 组织准备

2.1.1 大型电力变压器的检修，应当有制造厂的有经验人员参加。

2.1.2 使用单位应组织足够的人力参加检修工作。其中可以包括制造厂人员、其他协作单位人员或招聘临时工。具有足够的检修人力，是做好检修工作的首要条件。

2.1.3 对参加检修的人员应合理分工，并安排合适人员负责以下任务 1.工程领导人 2.现场总指挥 3.安装施工指挥 4.制造厂代表 5.安装技术负责人 6.工具保管员 7.起重负责人 8.安全监察负责人 9.监理或质量检验负责人 10.试验负责人 11.油务负责人

12.真空处理及注油负责人

除掉以上负责人而外，其他一般技工和壮工，则根据实际情况适当定员。所有参加安装工作人员的名单应张榜公布，以明确职责，并便于联系和协调。2.1.4 在施工过程中，设备使用单位（业主）代表或监理人员应自始至终在现场，以便进行质量监督，并为交接验收掌握第一手资料。

2.2技术措施准备

2.2.1 查阅档案了解变压器的运行状况

（1）运行中所发现的缺陷和异常（事故）情况，出口短路的次数和情况。

（2）负载和温度的关键数据，附属装置的主要运行情况。（3）查阅上次大修总结报告和技术档案。

（4）查阅试验记录（包括油的化验和色谱分析），了解绝缘状况。2.2.2 停运前变压器实际状况调查（1）检查渗漏油部位，并作出标记。

（2）记录负载、环境温度、冷却系统运行状况的同时，记录油顶层温度或绕组温度。

（3）测量铁心接地引下线中流过的电流。（4）检查潜油泵内部声响和振动有无异常。2.2.3 拟订检修计划

（1）根据电网调度安排和气象条件（向气象部门咨询）确定检修日期。（2）拟订检修项目及进度表（绘成方框程序图）。（3）制定消缺或改进措施的专题施工方案。

（4）根据提高工作效率和安全的需要，合理规划施工现场平面布置图。主要内容应包括：

1.选择储油罐和滤油装置的安放地点。对于滤油装置，应架设临时工棚。

2.确定零部件的存放方式和地点。拆、装时需要用起重机吊运的零部件，均应放置在起重机吊钩能够及的范围内。

3.确定起重机安放的地点和方法。其底座一定要坚实，必要时需加衬垫。4.划定运输车辆的通道，一方面要保证畅通无阻，另一方面也要防止尘土飞扬。5.设计电源线的布置方式，确定配电盘的安放位置。6.布置照明设施。

7.确定真空处理系统的安放位置。8.安排常用工具的陈列平台。

绘制平面图后，应进行一次实地检查。如果所需使用场地不平整，应进行平整。存在防碍施工的建筑或物件，应拆除、搬开。场地不干净，应进行打扫。必要时洒水，以免尘土飞扬。

2.2.4供检修后进行比较的试验

办理工作票、停电、拆除变压器与电网的连接线，并进行放电、接地。然后进行以下试验：

（1）测量绕组连同套管的绝缘电阻（15秒、60秒和600秒读数）（2）测量绕组连同套管的tgδ（3）测量绕组连同套管的泄漏电流（4）测量铁心对地绝缘电阻（5）油中气体的色谱分析（6）油箱和储油柜油中含水量（7）绕组变形测试（必要时）（8）测量电容型套管的tgδ 2.3 器材准备 2.3.1 修理用器材（1）密封胶垫（2）变压器添加油

（3）阀门、温度计等小组件（4）绑围屏用收缩带（5）修理绝缘用皱纹纸（6）胶木螺栓、螺母（7）绝缘纸板（8）高强度皱纹纸（9）部分螺栓

消缺或改进检修所需器材，在专题方案中列举。2.3.2施工用工具和材料（1）起重设备 1.起重机 2.起重绳索 3.卡环（卸扣）4.尼龙绳

5.千斤顶

6.链式滑车（手动葫芦）7.滑轮 8.枕木或木板（2）注油设备

1.清洁储油罐（考虑倒罐滤油所需容量）2.真空滤油机 3.真空泵 4.油泵

5.注油用管道（包括管接头和阀门）6.抽真空用管道（包括管接头和阀门）7.弃油收集容器（油桶或油罐）8.真空注油油位指示器 9.真空表

10.真空计（麦氏真空计或皮拉尼真空计）11.温度计

12.湿度表（干湿温度计）13.干燥空气发生器（必要时）14.板框式加压滤油机（必要时）（3）登高设备 1.梯子 2.脚手架

3.升降台（升降车）（4）电源设施 1.电力电缆、电线 2.配电盘

3.带插座的卷线轴

4.现场照明设备（必要时）

（5）保洁器材料 1.白棉布 2.面团 3.泡沫塑料 4.旧布或棉纱

5.塑料布（聚乙烯薄膜）6.干净工作服

7.防油衣裤（塑料衣服）8.耐油靴（或塑料底布鞋）（6）消防器材 1.干粉灭火器 2.C02或CCL4灭火器 3.泡沫灭火器（7）专用工具

1.套管定位螺母专用扳手 2.下节油箱定位钉螺母专用扳手 3.铁轭拉带螺母专用扳手 4.压钉专用扳手

5.有载分接开关专用吊具 6.箱沿螺栓专用棘轮扳手 7.油箱箱沿定位棒

8.上节油箱支柱（必要时）9.油箱、升高座封板（8）通用工具 1.呆扳手 2.活动扳手 3.梅花扳手 4.套管扳手

5.内六角扳手 6.钳子 7.剪刀 8.盒尺 9.手电筒 10.改锥 11.电工刀 12.铁锤 13.钢锯及锯条 14.钢丝刷 15.样冲 16.扁铲 17.砂纸 18.拨棍

19.存放螺栓等小零件的容器 20.接残油用油盘或塑料桶（9）消耗材料 1.真空泵油

2.密封胶（例401胶）3.粘结箱沿胶条接头用胶水 4.苯或无水乙醇（清洗用）5.斜纹或平纹白布带 6.彩色塑料带 7.油漆 8.漆刷

9.滤油纸（必要时）

（10）检测设备（不包括试验专用设备）1.兆欧表（500V，1000V，2500V）

2.万用表

3.直流电阻测试仪 4.试验接线用电线（11）安全用具 1.安全帽 2.手套

3.氧气含量表（必要时）4.行灯（电压≤24V）

（12）备用器材（不一定都需运到现场）1.气焊设备 2.电焊设备 3.手电钻 4.电焊条 5.气焊用气 6.烘干箱 7.吸尘器

8.纯净氮气或干燥空气 9.氮气瓶减压阀 10.耐油胶板 11.苫布 12.水平仪 13.铅锤 2.4 安全措施

2.4.1 现场总指挥和安全监察负责人应对人身和设备的安全起保证作用。

在检修工作开始以前，召集全体参加检修工作人员（包括制造厂人员）召开安全工作会议，结合本次检修工作的特点，进行安全教育和宣布安全纪律。

2.4.2 用栅栏或拉绳带的办法，将检修现场与运行现场或其它施工现场分割开来，并挂上标示牌。确保与带电设备保持安全距离。

2.4.3 起重作业必须由取得操作合格证的专业人员进行。起重的指挥，由起重负责人统一指挥。其他任何人都只能通过起重负责人来指挥起重机的运行。

起重负责人负责对起重机具进行检验，并对检查结果作相应记录。确认合格的机具才能使用，有缺陷的机具不能勉强使用。

起重人员应了解起吊件的重量、尺寸和结构特点，并了解保证安全的特殊要求。注意起重机支撑的稳定性，起重臂的允许回转空间。起吊上节油箱时，要不断调正吊钩方位以免碰伤器身。

象高压套管之类易损坏部件，尽可能不在夜间吊运。如果必须夜间进行，应有充足的照明。

2.4.4 高空作业应按安全规程进行，但需强调指出以下各点： 1)现场操作人员，必须坚持戴安全帽。2)在2.5m及以上高度作业时，应使用安全带。

3)使用梯子上器身时，可支撑在铁心或上夹件上，而不允许以线圈或引线支架作支撑物。梯子的基座应牢固。登攀上端未捆绑牢固的梯子时，在下端应有人扶持。

4)脚手架应有足够强度。平台垫板必须捆绑在架子上，以免踩空。平台应加坚固的栏杆，栏杆是由扶手和中部横档组成，高度不低于1m。不允许很多人同时集中在脚手架的某一部分进行检查工作或其他操作。

5)安装套管导电头和拆除（或绑扎）起吊套管用的绳索时，最好使用带围栏的升降台或吊斗。如用爬瓷裙的方式进行操作，操作时必须戴好安全带。

6)上下传递物件和工具时，应系绳传递，禁止抛掷。

7)在高处拆卸、装配可能跌落的零件时，必须至少有两人配合进行，以免一人失手，引起零部件跌落，造成设备或人身事故。

2.4.5 只允许经过训练的技术工人或技术人员进入油箱内部进行工作而且必须遵守以下规定：

（1）油箱内氧气含量少于18%，不得进入。（2）进入前应穿着好专用的衣服和鞋。

（3）油箱里面工作人员与人孔处监督人员应随时保持联系，当感到身体不适时，马上停止工作，走近人孔。

（4）照明采用手电筒或行灯。行灯应有保护网，最高工作电压≤24V。（5）随带的工具事前应登记，事后应办理注销手续。

（6）在油箱内的行动应有计划，并应按事先选择的路径行动，不能擅自攀踩引线或引线支架，以免损坏设备或人员碰伤。

（7）从油箱出来后，必须尽快用热水和肥皂冲洗干净身体和头发上的油污。2.4.6 安装现场应有专职或兼职的消防人员值班，负责消防的宣传和监督。以下各点基本措施必须引起注意：

（1）应备有适当的防火器材：例如C02和泡沫灭火器，砂和铁锹等。

（2）当棉布或棉纱沾有汽油和变压器油时，应随时集中到指定场合。该处严禁明火，包括禁止吸烟。

（3）变压器器身、储油罐和滤油机等有油设备附近，禁止吸烟，特别要注意滤油工棚内的防火。

（4）焊接作业必须有具体的防火措施，经有关人员批准后，才能进行。2.4.7 高电压试验应有试验方案，并在方案中有针对性地规定相应的安全措施。参加高电压试验的人员，必须熟悉高电压工作的安全技术。无关人员不应进入带高电压的试验区。

试验按规定的顺序进行，当例行试验不合格或发现变压器有缺陷时，不应进行破坏性试验，以免事故扩大。3 变压器整体检修程序

3.1 变压器器身在大气中的暴露时间： 3.1.1 器身在大气中的暴露时间的计算方法：

器身在大气中的暴露时间是指变压器身与大气接触的时间，不是吊开上节油箱才算暴露。因此器身暴露时间的计算方法规定为：打开密封，油箱内开始进入大气时为起始时间；完成密封，器身与外界大气已隔离时，为终止时间。更严格地计算，终止时间也可定为抽起真空以后。器身与纯净氮气或干燥空气接触，不属于在大气中暴露，不计算为大气中的暴露时间。

3.1.2 器身在大气中的允许暴露时间：

对于非全真空油箱变压器，由于不能用抽高真空的办法来脱湿，而检修工作所需要的时 10

间也较短。因此可以按传统的做法，用控制器身在大气中暴露时间的方法进行检修工作。器身在大气中暴露时间，可按下列规定握：

（1）空气相对湿度小于等于65%，为16h。

（2）空气相对湿度大于65%，而小于等于75%，为12h。（3）空气相对湿度大于75%，不应开始工作或应立即停止工作。

但是，对于全真空油箱的大型变压器，为了保证有足够的检修时间，在采取下述措施后，器身在大气中暴露时间便可不受上述限制。这些措施包括：

（1）把内检和安装工作均安排在天气晴朗的白天，一到傍晚，便及早收工。（2）收工前，将油箱上的人孔、手孔和未装零部件的所有法兰孔，均加封板密封。密封要严密，以防抽真空时渗漏。

（3）利用夜间停工时间抽真空。真空度≤133.3Pa。真空泵的连续开动时间，应不少于器身在大气中的暴露时间。这样不仅可以防止器身在停工期间受潮，而且可以排除器身在白天工作时所吸附的潮气。

（4）隔日（如遇雨天，可在动态保持真空的条件下隔几日）继续装零部件时，必须用于燥空气或高纯氮气来解除真空。（如果用大气来解除真空，潮气进入绝缘深层，其不良后果比不抽真空还严重）。

（5）以此类推，如零部件在第二个工作日仍未装完，可按上述办法重复进行。需要指出，以往器身在大气中暴露以后，习惯用回油的办法防止器身受潮，这种做法不仅不能排除己吸附的潮气，反而起到把绝缘表面的水分向绝缘内部赶的作用。所以与其用回油来防潮，还不如密封大气。经验证明：采用密封大气过夜的方法，待安装完后一并抽真空注油，效果比回油的办法更好。

3.2 排油的方法：

吊罩检修前的排油方式有四种：

3.2.1 充干燥空气排油：这是最佳放油方式。可以减少器身暴露在大气中时间，而且可以提前放油，省去内捡日放油所占用的时间。

3.2.2 充氮气排油：一般是在有氮气而无干燥空气的条件下采用。可与3.2.1节一样提前放油。但没有3.2.1节可直接进入检查的优点。

3.2.3 充经硅胶过滤过的大气排油：这比直接通大气排油可以少进一些水分。但也不 11

能用于空气湿度太大的场合。因为当排油流量大时，进气量也大。硅胶用少了，吸水率太低；为提高吸水率，只能延长硅胶筒的长度，使用更多硅胶，这样便增加了阻力，限制了气流量。由于采用这种方式排油时油的流速不宜太快，所以放油占用的时间较长。对于高电压大容量变压器，不宜使用这种方法。

3.2.4 直接通大气排油：由于器身绝缘是在油浸渍状态，绝缘对空气中的水分吸附的程度与比不浸油绝缘要轻，因此，对于电压等级较低的变压器，而空气相对湿度又比较小（例如在50%以下）的场合，也可以使用大气直接排油的方法。

具体到某一台变压器，到底采用那种方式，应根据变压器的重要性、空气相对湿度和现场具备条件和工程进度等多种因素，综合考虑决定。

3.3 油箱外零部件拆卸和保管。

3.3.1 拆除固定在上节油箱上的电气接线，如二次接线和铁心接地引下线等。3.3.2 单独排放储油柜内的油。对于采用大气排油，油箱内油应分批排放。先根据拆件需要，排放部分油。

3.3.3 拆除影响起吊上节油箱的所有零部件。例如：储油柜、气体继电器、高、中压套管，低压套管连线以及部分联管等。

3.3.4 不影响起吊上节油箱的零部件，可以不拆或缓拆。例如：升高座，低压套管。压力释放器，温度计、装在油箱外的冷却器。

3.3.5 分批拆卸油箱箱沿螺栓（事先应加除锈剂或溶漆剂，否则松螺母非常费劲）3.3.6 油箱上安装零部件的所有法兰，在拆下零部件后，均应用封板密封。

3.3.7 电容式套管最好是垂直立于专用支架上。亦可卧地放置，但应使其头部高翘，以防储油罐中的气体进入电容心绝缘内。

3.3.8 内表面与油接触的零部件，例如：冷却器、电流互感器升高座，穿缆套管，储油柜、冷却器、散热器等均应采用加封板或包塑料布的办法密封保存，以防受潮或污染。

3.3.9 易损件，例如：气体继电器、温度计、油位计等应在室内妥善保管，防止损坏或受潮。

3.3.10 绝缘件，例如：套管下部绝缘筒、装在上节油箱上的无励磁分接开关操作杆等，应放在油箱内或烘房（或烘箱）内保存。

3.4 变压器上节油箱的起吊：

3.4.1上节油箱起吊的主要工序如下：

（1）上节油箱起吊前应拆除全部箱沿螺栓。并拆除油箱顶部的定位装置。对于有载调压变压器，还要将有载分接开关从油箱上拆下来，放置到器身上。

（2）根据上节油箱（或器身）的重量和尺寸，选择合适的起重工具。起吊上节油箱时，吊索大于30度，则应校核吊索的强度。起吊油箱的开始阶段，有一部分箱沿螺栓可不忙拨出，上、下箱沿的四角螺孔中捅人定位棒。因为上节油箱刚起动时，如果主钩的位置有偏差，上节油箱会向一边晃动，有可能撞击器身。主钩的位置调节后，还应调节吊索的受力分布（必要时要另加手动葫芦），以保持油箱上、下箱沿平行分离。在上节油箱上升的过程中，要有人在四角用绳索牵引油箱，以防止箱壁与器身有碰撞或卡住等不正常现象。

（3）上节油箱应放置在水平敷设的枕木或木板上，以防止箱沿密封面碰伤或污染。选择油箱放置的地点时，要考虑既不妨碍下道工序，又便于回装时起吊。起吊油箱所用吊索和吊具，在箱落地后，尽可能保持不动，以便突然下雨或扬尘时以最快的速度回吊油箱。

（4）起吊和回吊油箱之前，应彻底清除油箱上尘埃及螺栓、螺母等可能掉落的物体，以免落入器身。

3.4.2 由于起重机起重能力、吊运环境或天气原因等限制。上节油箱垂直起吊到能进行检修工作的高度时，可以停留在器身之上。但必须将起重机的挂钩处于制动状态，而且油箱的四角用支柱支撑。支柱用螺栓固定在上、下箱沿的螺孔上。

3.5 变压器主体（器身和油箱）和零部件检修。详见第4节《主体（器身和油箱）和零部件检修》 3.6 变压器上节油箱回装：

3.6.1 器身检修结束，还应清理箱底残油，检查有无遗留工具或杂物。工具保管人宣布工具齐全，再由内检负责人宣布全部工作完毕，同意回装上节油箱时，才可进行回装工作。

3.6.2 回装上节油箱时，应先清理下节油箱箱沿，并检查箱沿胶垫是否完好。然后，用专用夹子将箱沿胶垫的位置固定。

3.6.3 当上节油箱吊到一定高度时，检查箱壁的磁屏蔽（如有）是否完好，（也可在油箱放置在一边时，即从人孔进入检查）并清理箱沿密封面。然后再起吊到器身上面。

3.6.4 上节油箱下落时，除掉应同样注意起吊时所注意的事项而外，要更注意防止将 13

器身的任何部位撞伤。因为吊罩时出现碰伤器身零件，内捡时有机会处理，而扣罩时留下没有发现的创伤，则可能留下事故隐患。

3.6.5 箱沿胶条需要更换。在加装上节油箱前，就应把新胶条准备好。胶条在现场粘接时必须依照原有胶条长度下料，以保证长度合适。在削胶条接头的粘接斜面时，斜面应平整并对齐，斜面的长度应不小于3倍胶垫的厚度。为便于记忆粘结接头的位置，并使接头的耐受张开力较小，宜约定将此接头安放在低压侧的中部。

3.6.6 当上节油箱下落到接近箱沿胶条时，应使用拨棍穿入螺孔进行定位；当可以穿箱沿螺栓时，则应在各个方向尽量多穿一些螺栓，以便上节油箱下落时，保持胶垫位于密封平面上。如果发现上、下节油箱的箱沿吻合得不好，切勿压着胶垫拨动上节油箱。而应吊起上节油箱重新定位。

3.6.7 经检查确定箱沿胶条的安放合适，并插入全部箱沿螺栓后，才可紧固箱沿螺栓。紧螺栓时，不能一紧到底，而应将全部螺栓轮翻紧固，最后统一紧一遍。箱沿螺栓的合适紧度，不在于紧固螺栓的力矩相等，而在于对箱沿胶条压紧程度相同。

完成上节油箱的回装，并采取保护器身的措施（装齐全部封板或开始抽真空）后，才是内检工作全部完成。

3.7 变压器整体组装

3.7.l 零部件在组装前均应经过检修和清理。确认质量合格，内外清洁才能安装。3.7.2 零部件应根据拆、装标志，按拆卸时的原样回装。

3.7.3 零部件的机械连接大都是带密封胶垫的法兰连接，必须处理好每一个密封，以保证不渗漏。为此：

（1）所有大小法兰的密封面或密封槽，在安放密封垫前，均应清除锈迹和其他沾污物，使密封面保持光洁平整。然后用布沾苯或无水乙酶，将密封面擦洗干净。

（2）坚持使用合格的密封垫圈。凡存在变形、失效，不耐油等缺陷的密封垫圈，一律不能使用。

（3）密封垫圈的尺寸必须与密封槽和密封面的尺寸相配合。如密封垫圈的尺寸过大或过小，都不能凑合使用，而应另配合适的密封垫圈，或修理密封槽。因为密封垫圈的合适压缩量为其厚度的25%左右。压缩太小，密封面间接触不紧，不能保证密封；压缩太多，超过橡胶的弹性极限，使胶垫的弹性丧失，同样不能保证密封。

（4）对于无密封槽的法兰，或直立位置的密封槽，其密封胶垫应使用密封胶粘在有效的密封面上或密封槽内，以防止在紧固法兰时，密封垫脱离应在位置。

（5）在拧紧法兰螺栓的过程中，要随时观察密封胶垫的位置。发现密封胶垫未处于密封面上或有咬边现象，应松开螺栓将其扶正，然后再将法兰上紧。

（6）对于有密封槽的法兰，发现密封胶垫挤到密封槽外压伤，必须重新安装。（7）紧固法兰时应取对角线方向、交替、逐步拧紧各个螺栓，最后统一紧一遍，以保证紧度同样合适。

（8）紧固法兰的螺栓露出螺母的螺纹，一般应为2至3扣，不宜太多，也不应太少。

3.7.4 螺栓紧固电气接头的安装

螺栓紧固的电气接头包括螺栓压紧的搭接接头和用螺栓旋紧的对接接头。和其他电气连接接头（例如焊接接头，压接接头）一样，应能满足通过最大电流、超负载电流和短路电流的要求。安装时必须按规范操作，严格做好以下几点：

（1）接头的接触表面擦净，不得有脏污、氧化膜等妨碍电接触的杂质存在。（2）对于搭接接头，紧固螺栓应根据压紧力要求（1ON/A）配有碟型弹簧垫圈，以保证稳定的压紧力，并防止松动。

（3）螺栓应按规定的紧固力矩或弹簧垫圈的压缩量拧紧。

需要说明的是，在油箱内紧固接头螺栓，受空间限制，力矩扳手往往施展不开；再加螺栓的加工不一定规范，螺纹的摩擦力有分散性。因此，采用力矩扳手来控制接头的紧固程度，对于变压器安装并不切实可行，而使用控制碟型弹簧垫圈压缩量的办法坚固接头螺栓，则具有更实用的可操作性。碟型弹簧垫圈的压平力，在其标准中有规定。对于符合标准的产品，其压平后并不发生永久变形或丧失弹性。因而当接头由于热胀冷缩或其他原因引起螺栓压紧力下降时，碟型弹簧的反弹作用，可使螺栓的压紧力仍持在一定水平，保证了接头的电气接触。因此，安装接头时，应按规定片数加上碟型弹簧，然后将螺栓拧紧到将其压平的程度。

3.7.5 穿缆式电容型套管及引线的安装：

（1）吊装套管时，按拆下时斜度用缆绳绑扎好。吊运过程中，防止因倾倒、碰撞而损坏瓷件。

（2）当套管起吊到适当位置时，先装上均压球（一定要旋紧），再在导管中穿入提升电缆的拉绳（端部拴有一个M12螺栓的直径为8-12mm的尼龙绳）。拉绳不应用麻绳或太粗的尼龙绳制作。拉绳通过滑轮挂在起重机的吊钩上。

（3）待套管吊到油箱上的安装法兰上方时，从油箱中取出电缆引线。如发现引线的外包白布带脱落露铜，应重新包扎好。然后将拉绳上的螺栓拧人引线头的M12螺孔中。理顺电缆引线和拉绳，将套管徐徐插入升高座内，同时慢慢收拢拉绳，使电缆引线同步地向上升，直到电缆引线露出套管端头。

（4）套管就位过程中，应有一位主装人员通过人孔监督套管是否平稳地就位。如果发现碰伤绝缘或电缆，及时校正。

（5）套管是否正确到位，对于一般穿缆式引线，是检查引线的绝缘锥是否已进入套管均压球；对于使用成型绝缘件的引线，是检查套管端部的金属部件是否已进入引线的均压球。查明无误后，即可拧紧固定套管法兰的螺栓。

（6）待套管拧紧固定螺栓后，将引线接头从套管顶部提出合适高度。提升时切勿强拉硬拽，以防引线根部绝缘或夹件损坏。然后一手抓住引线头，另一手拆除拉绳，并旋上定位螺母。定位螺母的园形瑞必须朝上，而方形端向下。当定位螺母拧到与引线接头的定位孔对准时，插入圆柱销。在导电座上放好O型密封圈后，用专用扳手卡住定位螺母，便可旋上导电头（俗称将军帽），再用专用扳手将导电头和定位螺母用力背紧。然后撤去专用扳手，将导电头用螺栓紧固在导电座上。紧固时要将O型密封垫圈放正，并将其压紧到合适程度，必须确保密封住能良好。

（7）经检查确认，引线进入均压球的位置合适。如有固定电位的连线，必须连结可靠。便可将人孔封板密封。

3.7.6有载分接开关拆卸与回装

目前广泛使用的有载分接开关，可分为两大类：

1.组合型有载分接开关：例如，M.R.机械厂制造的M型、MS型和R型有载分接开关；长征电器一厂生产的ZY型有载分接开关，上海华明开关厂生产的CM型有载分接开关。

2.复合型有载分接开关：例如，M.R.机械厂制造的V型、H型有载分接开关，长征电气一厂生产的FY型有载分接开关，上海华明开关厂生产的CV型有载分接开关。

在变压器吊罩检修时，有载分接开关要经历拆卸，检查和回装的过程，其主要操作要点 16

分别介绍如下：

(1)组合型有载分接开关拆装：

1.将分接位置调到处于额定分接位置（9B），即处于校正位置。

2.拧下固定开关头盖板的螺栓，然后卸下开关头盖板。注意保护密封垫圈不损伤。3.检查切换开关驱动轴上的槽口和支撑板上的三角标志是否对准。4.卸下位置指示盘的锁片，然后取下分接位置指示盘。

5.卸下切换开关主体与支撑板联结的螺母。在切换开关的专用吊具上系吊索，小心地垂直起吊切换开关主体。切换开关吊出油室后，放置在铺有塑料布的平台或平地上。

6.拆下吸油管，并将它从油室中取出。

7.检查切换开关油室内是否干净。如不干净，应进行清理。

8.用专用吊板横在油室内，使支撑法兰着力，籍以吊住分接开关。然后拧开中间法兰和支撑法兰的连接螺栓，使两者分离。

9.轻轻下降吊板，直到支撑法兰将分接开关放到装于器身的支架上。此时分接开关与上节油箱已完全分离，不再影响上节油箱起吊。

10.吊开上节油箱后，对选择器作以下检查： 1)检查选择器和切换开关的连接线是否正常； 2)检查分接引线与选择器静触头的接触是否良好；

3)检查分接引线是否使选择器的胶木条受到水平拉力（水平拉力应接近于零）； 4)检查选择器的动触头是否位于静触头的圆柱部分，而且距静触头的球形部分不少于 2mm。

11.在切换开关的定主弧触头和定过渡触头上接电桥或万用表，测量过渡电阻的电阻值。实测值与铭牌上的标称值偏差应在±10%的范围内。

12.上节油箱回装后，应再次对切换开关的油室进行检查与清理，并用干净油冲洗。然后安装吸油管。

13.用专用吊板吊起分接开关，恢复中间法兰与支撑法兰的连接，并使密封良好。14.将切换开关小心地吊到油室内。为了保证连轴的啮合，应轻轻转动切换开关绝缘轴，使连轴节嵌入，并使切换开关下落到位。

15.固装支撑板上的固定螺栓的螺母，将切换开关与支撑板固定。

16.四装位置指示盘，装上轴头锁片。

17.回装开关头盖板，紧固开关头盖板上所有螺栓，使之与开关头法兰牢固连接。18.在开关头法兰上的回油管与通变压器油箱连管的管接头上装设旁通管，使切换开关油室与变压器油箱同时进行抽真空和注油。（当真空注油到开关头盖板上的放气塞出油时，应拆除旁通管，加上封板，然后再继续真空注油）。

19.安装涡轮齿轮盒和伞型齿轮盒，用联轴节卡头安装水平轴和垂直转动轴，并装上防雨罩。

20.用手动操作进行正、反两个方向的切换。检查传动机构的对称性。如不对称，应将垂直传动轴松开，进行调整，直到正反切换的转动次数相差不超过一转。

21.先用手动进行切换操作，再用电动机构进行切换操作。检查在每个分接的位置指示和电动机构的位置指示。

(2)复合型有载分接开关安装：

1.将分接位置调到处于额定分接位置（9B），即处于校正位置。2.拆卸开关头盖。拆前应放油或放气。3.松开吸油管弯头的活节螺母。4.将计数器的啮合体移入开关头。5.从开关头上卸下齿轮机构的锁止螺钉。

6.记住齿轮机构的位置标记，卸下齿轮机构的固定螺钉，然后向上拨出齿轮机构。记录支撑横杆的位置。

7.拆卸吸油管。先用改锥插进上端第一道槽口，撬起吸油管，然后用手抓住第二道槽口，拔出吸油管。

8.将专用吊具用3个螺钉固定到选择开关主体的联轴节端面。吊具的止动挡板必须插入支撑横杆中间的豁口中。

9.顺时针方向扭转吊具，使选择器的动触头位于两相之间，亦即位于其起吊位置。10.将吊钩拉到吊具上，慢慢地、谨慎地向上拔出选择开关主体。拔的过程中要注意动触头和均压环与油室之间保持足够的空隙，以免碰伤。

11.把选择开关主体放置到检查地点，进行检查和清理。

12.将吊油室的专用工具上的4个M8螺杆，旋入支撑法兰螺孔。把油室吊住，卸下连 18

接支撑法兰与开关头部法兰的带锁紧垫圈的螺栓，然后将油室放到铁心夹件上的支撑板上。此时上节油箱便可起吊。

13.清理油室后，按上述逆程序回装。但应注意以下几点：

1)插入吸油管后，用力压吸油管的顶端，使选择开关主体与油室同心。2)利用吊具将开关扭转到校准位置。

3)齿轮机构对应于校准位置，才能插入并和选择开关主体相耦合。4)安放开关头盖之前，先放好密封胶垫，保证头盖密封。5)最后从开关头盖上视察窗，检查是否是符合校准位置。14.安装旁通管以便油室与油箱同时进行注油。15.安装传动轴及防雨罩。16.检查传动机构的对称性。17.试操作。

3.7.8 其他零部件按原样回装

其他零部件按原样回装，由于安装方法比较简单，不再一一说明。必须将所有零部件安装齐全，才使变压器的整体达到完全恢复。4 变压器主体（器身和油箱）和零部件检修

4.1 绕组检修工艺和质量要求

1.检查纸板作围屏绑扎带拐弯处有否断折现象。如半数以上绑扎带有折断现象，全部更换成收缩带；如只有少数绑扎带有折断现象，在两个原绑扎带中间各加一道用收缩带作的绑扎带。

2.检查绕组压板的压紧装置有否松动、位移现象。如有松动或位移现象，应进行调整，尽可能恢复原状。对于普通压钉，不论有无松动现象，均应拧紧一遍。

3.检查绕组可见部分或导向冷却绕组的出油口是否清洁，有否存在油泥，如污染严重，应进一步查明原因，并设法清理干净。

4.检查围屏有否放电痕迹，如发现有树枝状放电迹象，应打开围屏进行检查，在确认有树枝状放电危险时，应另拟订处理方案。进行消缺大修。

5.检查围屏衬垫纸板或引线出口的附加填充物有无因松动脱落而漏油。如有松动脱落，应扶正或塞紧，恢复原状。

6.用目测或纸板条或竹木片，通过绕组间垂直油道检查绕组（特别是内绕组）有无明显变形现象。如因受短路冲击，引起严重变形，应进行消缺大修。

7.对于运行15年及以上变压器，在大修前应进行油中糠醛测量。测量结果的数值超过DL/T596-1996标准规定时，吊罩大修时应选择有代表的部位取纸样测定聚合度。

8.检查绕组下部绝缘导油管是否有开裂或端头密封不严现象。如有开裂或端头泄油，应使用白布带缠紧。

4.2 引线（包括分接线）及其支架检修工艺和质量要求

1.检查引线支架有无松动、位移、开裂。支架如因螺栓未拧紧而松动、位移，应拧紧螺栓，恢复原状。如支架有开裂，应使用白布带或收缩带绑扎牢固。

2.检查引线包扎的绝缘有无折断、松散等损伤现象。如有应使用与原来相同的材料加包，使绝缘强度得到恢复。

3.检查引线外包绝缘有无过热或放电引起的变色现象。如有，应打开绝缘，检查引线有无断股，引线接头有否虚焊或存在尖角毛刺。经处理后，重新包扎绝缘。

4.检查裸导体引线的对地或相间的油隙距离。对距离明显小的区段，在裸导体上加包绝缘。

5.检查铜排与导线支架之间的加包绝缘（一般0.5m纸板）有无放电击穿现象。如有放电击穿小孔，应对导线支架进行干燥处理。

6.检查引线有无从绕组弹出现象或铜排弯曲变形现象。如因在出口短路冲击下，发生弹出或变形现象。对弹出绕组的导线，应收紧后在线饼上扎紧；对铜排，应增加绝缘夹件或在铜排间插入纸板，插入的纸板必须被夹紧。

4.3 铁心检修工艺及质量要求

1.检查铁心的夹紧装置（包括拉带、拉板、撑板及垫脚等）是否有松动现象，所有紧固件应紧固，如有松动，应一一拧紧。

2.检查铁心接地片是否插紧，引出线外包绝缘是否好。如接地片轻轻一拔就能拔出，应重新插紧；引出线外包绝缘如有松散、脱落，应重新包扎完整。

3.检查铁轭有无拱片现象。如有对可能引起铁心多点接地的拱片，应使用绝缘纸板或其他绝缘物遮挡，以防运行中发生接地。但不要用敲击打平。

4.用2500V兆欧表在空气中测量铁心绝缘电阻。如在测量过程中发现有放电现象，说 20

明存在绝缘弱点，应查明后设法消除。有时因在大气中暴露绝缘表面受潮，铁心绝缘电阻可能明显下降。这在真空注油后可以得到恢复。

5.打开铁心屏蔽的接地线，用1000V或2500V兆欧表，检查铁心屏蔽两个组成部分之间和分别对地的绝缘电阻，确认没有短路现象。（在空气中绝缘电阻应不小于1MΩ）

6.检查拉带两端的绝缘套、绝缘垫圈和拉带与铁轭间绝缘（如有穿心螺杆，则为穿心螺杆与铁轭之间绝缘）是否完好。对于目测不能确定的绝缘，应使用2500V兆欧表测量绝缘电阻，以检验绝缘是否正常。

7.检查铁心是否清洁。如有油泥或固体杂质，应擦洗干净。对于剪切断面的锈迹，不严重的不予处理，严重的应有妥善的处理方案，以防铁锈粉末在器身上扩散。

8.检查铁心和其结构件有无局部过热现象。如存在引起油中气体含量超过标准推荐注意值的局部过热，则应经诊断后进行消缺大修。

4.4油箱检修工艺和质量要求

1.对油箱上的焊缝或钢板裂纹的渗漏点，必须进行补焊，消除渗漏油。

2.检查器身上部新式定位钉绝缘衬板，是否与油箱卡紧。如果未卡紧，应添加衬板，使其卡紧。老式的不绝缘定位钉应拆除，以免引起铁心多点接地。

3.检查油箱壁的漏磁场屏蔽装置有无松动、悬浮现象。如有松动，应固定牢固（对于用铁片夹紧的结构，可用锤击铁片的方法）。对有接地线的磁屏蔽，应保持接地良好；对无接地线的磁屏蔽，用万用表或500V兆欧表测量对油箱的电阻。如果电阻值大于1MΩ，应使用锤击夹紧铁片的方法使电阻减少。以防止变压器运行中磁屏蔽成为悬浮导体。

4.检查油箱内部是否洁净。如在箱底或其他部位存在油污、杂质及异物，应彻底消除。

5.检查油箱内壁漆膜是否完整，有无锈蚀现象。对脱漆或锈蚀部位，清理干净后，重新补漆。以保持漆膜完整，避免以后运行中再度生锈。

6.更换箱沿胶垫。胶垫的尺寸与原来的相同，并且质量合格。如胶垫是用胶条在现场粘合而成。接头的搭接斜面长度应不少于胶条厚度的3倍，粘结后在上、下平面上不出现深度超过0.5mm的横向沟道。接头放置在低压侧中部。

7.按常规油漆工艺，对油箱外表面及零部件外表面除锈。清理干净后，进行补漆或全面喷漆。漆膜的粘着力、紧固性和色泽均应良好。

4.5散热器的检修工艺及质量要求

1.采用气焊或电焊对渗漏点进行带油补焊，或拆卸下来补焊。带油补焊后，应经24h以上的观察，确认不再渗漏。对拆卸下来补焊的应打气试漏。

2.清扫散热器外表面。对有油垢部位应使用去污剂擦洗，然后用清水冲净晾干。从变压器拆下冲洗时，管接头法兰应加封板，防止内部进水。

3.对于已使用十多年，锈蚀严重的散热器，应加油压或气压进行试漏。试漏压力和加压时间按出厂试验值的80%。如无原始数据，可取0.1~0.15MPa，10h应无渗漏。如发现个别渗漏点，可以补焊，但如多处渗漏，说明已严重锈蚀，应更新。以免在检修后的长期运行中再发生渗漏油。

4.检查散热器内部是否脏污、锈蚀。如脏污锈蚀严重，而现场又无冲洗和处理条件，应返厂检修或更换新的。

5.进行除锈和防腐处理，然后进行补漆或全面油漆，做到既美观又防腐蚀。6.更换放气塞和连接法兰的所有密封胶垫，以防止密封面在运行中发生渗漏油。4.6强油风冷却器的检修工艺及质量要求

1.在变压器停运之前，测定老旧冷却器的冷却容量。冷却容量下降1/2~1/3的冷却器，应更换。

2.打开上、下油室端盖，检查冷却管有无锈蚀，扰流线有无折断现象。油室内部应清洁，扰流线应完好。如锈蚀严重或扰流线很多已折断，应返厂处理。

3.使用15年以上的国产冷却器，应进行加压试漏。（0.25~0.30）Mpa30min，应无渗漏。如只有个别渗漏点，可以进行补焊。如一台冷却器有多处渗漏点，说明锈蚀严重或原有的胀接工艺质量不良，应更换冷却器。

4.清扫冷却器散热翅片的外表面和翅片间的尘埃、昆虫、草屑等杂物。清除的方法可用压缩空气吹或高压喷水冲。对于吹、冲不动的油泥，应采用金属洗净剂擦洗；对于吹、冲不掉的积垢，应使用刀片逐个缝隙刮擦。这是预防性大修的一项重要任务，必须下功夫彻底清除干净。

5.更换全部密封胶垫，保证在大修之后，密封良好，不渗漏。4.7强油水冷却器（双重管）的检修及质量要求

1.检查检漏器中是否进入液体。如发现残留液体，应查明是内管（水侧）还是外管 22

（油测）存在渗漏，并消除渗漏。

2.检查液体量达到规定容积时（例如：有的规定135ml），浮子能否使微动开关动作，并发出信号。如不能正确报警，应进行修理或调试，使其恢复正常。

3.拆下水冷却器本体进行全面检查。如有水垢或油泥，应进行彻底清洗。

4.对于使用10年以上老式水冷却器，或发现有渗水现象的水冷却器，应对水管进行耐压试验。在不小于50%设计水压（如设计水压为1MPa，则应不小于0.5Mpa）下应无渗漏水现象。

5.更换密封胶垫，进行回装。复原后的水冷却器，零部件完整无缺，密封胶垫无渗漏。

4.8变压器用油泵检修工艺及质量要求

1.对于运行10年以上或运行中声响和振动异常的油泵，应从冷却装置上拆下来进行内部检查。油泵内部应清洁，如残留有杂质应彻底清理。拨动叶片，观察有无扫瞠现象，如有应进行解体检修或更换新油泵。

2.转速为3000r/min，而轴承低于E级的油泵应更换成中速（1500r/min）泵或低速（1000r/min）泵。对于实际运行时间不超过50000h而声响和振动又无异常的中速泵，没有必要更换低速泵。

3.对焊缝渗漏点进行补焊，更换全部密封胶垫。以便保证运行中不渗漏油。4.油漆防腐。油漆的色泽应与油箱和管道一致。对己生锈的部分，打磨干净后，先上底漆再上面漆。

4.9变压器用风扇检修工艺及质量要求

1.检查风扇叶片与电动机轴的连接是否紧固。如有松动应紧固。

2.检查风扇叶片有无变形，开焊而引起“扫瞠”或振动现象。查明原因后，应采取相应措施。以保证风扇在运行中平稳和噪声在允许范围之内。

3.用2500V或1000V兆欧表测量电动机的绝缘电阻，要求不小于lMΩ。在小于1MΩ时，如因为进水受潮，应进行烘干。如怀疑绝缘有缺陷，应进行2000V工频耐压试验，不发生击穿后，可继续使用。否则应进行检修。如击穿点发生在引线部分，可进行包扎处理；击穿部位在绕组上，应重绕线圈或更换电动机。进行防潮、防锈处理，并进行油漆。

4.10蝶阀检修工艺及质量要求

1.检查蝶阔的开闭性能。关闭状态阀片边缘应不透光。开启状态阀片应与阀体垂直。开闭操作灵活，开、闭位置的外部指示标志应清晰、正确。

2.检查阀轴的密封。阅轴的密封应严密或双重密封，以防运行中渗漏油。

3.更换连接法兰的密封胶垫。胶垫的质量良好，压缩量合适，不被挤出密封槽，产生“咬边”缺陷。

4.11冷却装置控制箱、分控箱检修工艺及质量要求 1.清扫箱内的灰尘、杂物，保持箱内清洁整齐。

2.检查电磁开关、热继电器、继电器等触头的接触情况，应无烧损、接触不良现象。对动作不可靠的老式元件应更新。

3.接查导线接头有无接触不良或过热现象。如因接头松动过热或接触不良，应逐一紧固。如因导线的电流密度太大过热，应更换成截面积增大的导线。

4.用2500V或1000V兆欧表测量各回路的绝缘电阻。绝缘电阻应不小于1MΩ。5.进行油泵和风机的操作检验，保证油泵和风机均处于正常可控状态。

6.更换箱门密封垫，检修锁门装置，堵塞引线孔洞，以保持控制箱内清洁和干燥。4.12胶囊式储油柜检修工艺及质量要求

1.打开连接呼吸器的顶盖，用目测或白布带浸润法探测胶囊内有无积水或残油。如有残油，应拆下胶囊进一步检查。证实胶囊破损后，对于使用不久，而有条件修补时，可以修补。如果使用已久（例如10年以上），则更换新胶囊。

2.清理储油柜内部。储油柜内部应清洁，无杂质。如有局部锈蚀，应除锈、补漆。3.更换顶盖、端盖和放气塞等所有密封胶垫。回装后，密封良好，不渗不漏。4.13隔膜式储油柜的检修工艺及质量要求

1.卸下YZS型油位计，清洗后待回装。如不能继续使用，应更换新油位计。2.拆除储油柜矩形法兰螺栓，吊开储油柜的上半节。取出隔膜进行检查，如隔膜仍有弹性并完好，清洗后继续使用，否则应更换新隔膜。

3.更换矩形法兰密封垫，回装储油柜的上半节。然后再回装油位计。回装后油位指示正确，不渗漏油。

4.14油位计的检修工艺及质量要求 a.磁力式油位计

1.从储油柜上拆下油位计，进行全面检查和清洗。

2.用摇幌浮子或将浮子浮于油中的办法，检查浮子内部是否已渗进油。如果已渗进油，则需更换。（YZS型油位计不存在浮子渗进油问题）。

3.检查连杆是否弯曲、断裂。如弯曲可以矫正，弄直后可继续使用。不可以矫正或断裂的应更换。

4.拨动传动机构，检查指示是否灵活、正确。如果存在滑齿、从动磁铁不能同步转动、指针不能正确指示，限位报警接点接触不良，表盘脏污褪色等缺陷，能修理的应逐一修理，无法修理复原时，应更换整个油位计。

5.更换密封胶垫，回装。回装后，表盘指示应清晰、正确；密封良好，不渗漏。b.玻璃管式油位计的检修工艺及质量要求

1.拆下玻璃管、油位计小储油柜及油位计小胶囊，进行检查和清洗。

2.检查玻璃管是否完好，对完好可继续用的，应彻底擦洗，恢复原有的透明状态。如破裂不宜再用，应更换。

3.从油位计储油柜中拆出小胶囊。检查小胶囊有否破裂，失去弹性。如破裂或失去弹性，应更换。如完好可用，应排尽其中己老化变色的油换上新油。在加油过程中，应将小胶囊中空气排除。然后装回到小储油柜中。

4.回装玻璃管后，再从玻璃管顶部补油，使油量达到满足指示最高油位的高度。5.回装过程中，更换所有密封胶垫，保持密封良好，不渗漏油。4.15 YJ型油流继电器的检修及质量要求

1.在油箱放油之前，开动油泵检查油流继电器的开、停指示是否正确，指针有无抖动现象。并检测在油泵停运时，能否发出报警信号。详细记录检查结果。

2.从冷却器联管上拆下油流继电器。检查档板是否绑接牢固，档板有否因抖动疲痨引起开裂。确认档板不会掉落，才可使用。对有可能掉落档板的油流继电器，一律更换。

3.对指针有抖动现象的油流继电器，可用改变挡板弯曲度等方法消除。如未能消除，应协同制造厂设法解决。

4.检查表盘。对于表面向上水平安装的表盘，不应进水；对于表面向阳垂直安装的表盘，不应因阳光照射而使标示不清。否则应进行检修或更换。

5.更换密封胶垫，保证回装后不渗漏油。

注：其他型式油流继电器的检修，可按产品说明书进行。4.16吸湿型呼吸器的检修及质量要求

1.在拆卸呼吸器前，应检查吸附剂容器上部的变色硅胶有无变色。如有变色，需查明是由于储油柜内有水，还是呼吸器连管密封不严。根据查明的原因，作相应的处理。

2.拆下呼吸器，倒尽吸附剂，检查、清洗吸附剂的容器。如容器为玻璃制品，发现开裂，破损应更换。

3.把干燥的颗粒直径不少于3mm的兰色硅胶（对吸水后变成粉红色的硅胶，应经干燥恢复兰色后才能使用）装满吸附剂容器。

4.将油浴缸的脏油倒尽，并进行清洗。然后注入清洁的变压器油。油位应不超过规定的油位线。

5.在安装过程中，逐一更换密封胶垫。要与防止渗漏油一样处理好密封，以防大气入侵。

4.17 QJ型气体继电器的检修及质量要求

1.在拆气体继电器之前，检查是否渗漏油，并检查雨水有否可能渗漏人接线盒，引起继电器误动作。如因继电器本身铸件有渗漏，应更换继电器。如因密封胶垫不严而漏油或进水，应更换胶垫，改善密封。

2.拆下气体继电器，校验油速整定值和发信集气量是否附合规定。如不符合，应调整到符合。

3.对配有取气样集气盒的气体继电器，要检查连接气体继电器的管接头是否渗漏油；并检查连接集气盒的管接头和集气盒本身是否渗漏油。如有渗漏油应更换密封垫，做到不渗不漏。

4.回装气体继电器时，按标示的方向安装。更换与连管连接的两侧胶垫，保持气体继电器安装位置正确，并保证不渗漏油。

4.18套管检修

a.油纸电容型套管检修工艺及质量要求

1.拆套管时，应检查接线头（将军帽）和穿缆有无过热现象。如果因过热烧损不能继续使用，应进行修理或更换。

2.检查有否因瓷套开裂或瓷套上的密封胶垫老化发生渗漏油。如密封垫渗漏，可由电 26

瓷厂人员协同在现场检修，或者返回电瓷厂检修。若瓷套开裂，则必须更换套管，或返回电瓷厂检修。

3.测量tgδ，判断油纸绝缘有无受潮或老化。如轻度受潮，可用热油循环和真空干燥处理；而严重受潮或老化，必须返厂处理，或更换新套管。

4.用布或棉纱擦瓷套及联结套筒表面的脏污。如有干擦不下的附着物（如油漆、防闪涂层）应使专用溶剂清洗。做到全部瓷裙擦洗干净，显现瓷袖本色。

5.回装套管时，更换密封胶垫和接线头的“O”型垫圈。前者为了防止渗漏油，后者为了防止大气中气体和水分浸人变压器内部引起绝缘事故。

4.19充油式套管检修工艺及质量要求

1.检查瓷套有无裂纹、损坏。有裂纹引起渗漏油，或瓷裙破损后不能粘补，应更换瓷套。

2.检查导电杆覆盖层或绝缘筒，是否完整、干燥和清洁。如残缺应修补，如受潮应烘干，如脏污应清洗。

3.用白布擦拭瓷套内、外表面，擦净油泥、污垢，恢复本色。

4.更换新胶垫。瓷套上下的胶垫必须安放平整、压缩均匀，以保证密封良好，不渗漏油。

4.20套管型电流互感器的检修工艺及质量要求

1.检查引出线的标志是否齐全。标志应与铭牌相符，如有疑问，进行变比试验。2.更换引出线接线柱的密封胶垫，消除渗漏油。

3.用2500V兆欧表测量二次绕组的绝缘电阻，绝缘电阻应不小于1MΩ。

4.在更换升高座上法兰的密封胶垫时，检查二次绕组的几个线圈有否压紧，相互间有否位移。如有位移，应扶正，然后加绝缘纸板压紧。

4.21无励磁分接开关检修工艺及质量要求

1.切换操作一个循环，检查转动是否灵活。如因转轴的密封太紧，发生卡滞时，在更换密封胶垫时应使用调节压紧度的方法进行调正。如因齿轮锈蚀，清理后加黄油润滑。

2.利用吊罩内检机会，检查动触头与静触头的接触是否良好。触头的接触面应光洁、无氧化层，并无任何过热现象。动触头处于静触头的正中央，并且接触紧密。

3.检查分接连线是否可靠。每根分接连线焊接或压接的接头，均应牢固，无松动。外 27

包绝缘正常，无过热现象。

4.检查分接开关的绝缘筒，应完整、干燥、清洁，运行时处于关闭状态。清扫静触头定位板的上表面，应清洁，无灰尘杂质。可拆式操作杆拆下后，应放人油中或包塑料布保存。回装时保持干燥状态，安装位置正确。

5.对油中有乙炔气体的变压器，应检查分接开关操作杆的金属拨叉，是否有悬浮放电痕迹。如有，应加装弹簧片，用以固定拨叉电位。

6.检查分接开关的实际分接位置，与操作盒内的指示位置是否一致。如不一致，必须调到一致。

4.22有载分接开关的检修工艺及质量要求

1.从切换开关油箱中吊出切换开关本体，排除开关油箱、储油柜中污油对开关储油柜、油箱进行清洗。

2.用清洁变压器油冲洗切换开关本体。（必要时拆开部分件进行擦洗）。检查储能机构的主弹簧，复位弹簧，爪卡，是否变形或断裂，检查各触头编织软联结有无损坏，检查各紧固件是否松动，测量过渡电阻值。（必要时测量动静触头的烧损程度）。发现紧固件松动，均应拧紧。损坏件（包括弧触头烧损超过8mm）的更换，应由开关制造厂配合进行。

3.回装切换开关，并注上合格的清洁油。（在变压器吊罩大修时，切换开关与变压器身一并真空注油。）

4.检查分接选择器和转换选择器的触头啮合是否良好，分接选择器与切换开关的连络线的接头是否紧固，分接引线的绝缘和接头是否正常。紧固件松动应拧紧，绝缘损伤应加包。如因固定静触头的板条变形或传动动触头的中心轴幌动而引起触头啮合不好，应由制造厂配合检修。

5.检查切换油箱底部的放油螺栓和其他部位是否渗漏。如因胶垫老化渗漏，应更换胶垫后拧紧螺栓。如切换油箱的铆接部位有渗漏，应由开关制造厂配合处理。

6.清扫电动机构箱。检查导线接头是否紧固，各元器件是否完好。检查限位和止动是否正确。松动的导线接头应一一紧固，损坏或性能不良的元器件应更换。

7.进行10个循环分接变换操作，确认操作机构动作灵活，控制性能可靠。4.23压力释放阀的检修工艺及质量要求

1.检测压力释放阀的实际开启压力和关闭压力。实际开启压力应不小于1.2倍关闭压 28

力，而又不大于1.8倍关闭压力。压力释放阀自行关闭以后，应保持不渗漏，如渗漏应更换压力释放阀。

2.检查微动开关触点有无损坏或受潮。微动开关的接点应接触良好，动作正确。否则，应更换，以防止误报警。

3.更换安装法兰上的密封胶垫，进行回装。回装后密封良好，不渗漏油。注：如老旧变压器使用安全气道，应利用大修机会，改为压力释放阀。4.24温度计检修工艺及质量要求

1.拆下温度计进行校验。压力式温度计指示误差小于±1.8℃，开关动作误差±3℃。不符合标准规定的，应更换。绕组温度计的指示应根据温升试验结果来校正，否则失去安装的意义。

2.检查毛细管的曲率半径是否大于50mm。对于因毛细管曲折而损坏的温度计，应更换。

3.清理温度计座。座内应充满油，而没有水分。

4.检验发报警信号的触头接触和连线接头是否良好，触头接触不良的，应进行调正。无法修理的，更换温度计。接线头松动的，应逐个紧固。

5.检查表盘和外壳。有机玻璃面罩老化不透明，指示盘变色刻度线不清楚，或外壳严重锈蚀的温度计应更换。

4.28其他零部件检修工艺及质量要求

其他零部件例如放气塞、油样阀门以及闸阀等检修，主要是更换密封胶垫或更换新品，检修工艺简单，质量要求明显，不再一一说明。5 变压器的绝缘强度的恢复与改善

绝缘强度的恢复与改善，是指清除变压器长期运行和检修过程中污染的杂质。其中固体杂质依靠擦洗来清除，而液体（水分）和气体杂质，则依靠用常温下抽真空的办法清除。然后经真空注油后，密封起来。使检修后的变压器，绝缘强度得到恢复，并有所改善。

5.1抽真空脱水脱气

5.1.1全部附件安装完后，在装气体继电器的油箱侧法兰上加封板，打开各附件、组件通本体的所有阀门，使除储油柜和气体继电器以外的所有附件（包括冷却器或散热器）连同本体抽真空。如储油柜按全真空设计，储油柜和气体继电器也一并参加抽真空。

5.1.2在油箱顶进油阀处加真空阀和真空表后，再连接真空管道。以便在对油箱抽真空之前，关上真空阀门，单抽管道真空。藉以查明真空系统本身实际能达到的真空度。真空系统包括真空泵、管道、阀门和真空测量仪表等，要求整个系统的真空度达到≤10pa。如大于10Pa，应对真空处理系统进行检查或修理。

5.1.3在对油箱抽真空的过程中，应随时检查有无渗漏。对于严重的泄漏，可以听到泄漏声响。为便于听泄漏声响，必要时可暂时停真空泵。当真空泵达到实际可能的最高值（应不大于133.3Pa）后，不应将真空泵停下，而应在真空泵继续运行的条件下，保持此真空度。真空保持时间亦即真空泵持续开动时间，应不少于24小时。需要指出，停下真空泵保持真空（静态保持），不仅影响彻底清除水分，而且万一出现渗漏时，会引起绝缘深层受潮。

5.2油处理合格

5.2.1在真空注油之前，用滤油机将油全部处理合格，并提交油的试验报告。不同牌号的油作混油试验合格。经安装质量监督人员认可后，才允许将油打入油箱。

5.2.2油的一般性能分析可依据原有资料，现场检修可不再进行。但下列几项指标必须提供现场各油罐的实测数据：

(1)击穿强度500kV级≥6OkV/2.5mm，330级≥50kV/2.5mm；110和220kV级≥4OkV/2.5mm；

(2)(3)(4)含水量330和500kV级≤10mg/L，220kV级≤15mg/L，110kV级≤20mg/L； 含气量330和500kV≤1%，其他电压等级不作规定； tgδ（90℃）50OkV级≤0.7%，330kV及以下各级≤1%。

5.3真空注油

5.3.1注入油的温度以40-60℃（滤油机出口温度）为好，但不要低于10℃，高于70℃。注油速度取决于真空度的保持，一般为（3-6）t/h。如真空度下降，应适当降低注油速度。

5.3.2注油时，真空泵继续开动，通向油箱的阀门也保持与抽真空时相同，以便所有零部件连同本体一起真空注油。用真空滤油机注油，油应从油箱下部的注油阀注入。（油从线圈外面向线圈内溢，可减少油对线圈围屏的张开力）。为防止把油抽入真空泵，当油注到油面距真空泵入口约200-300mm时，关闭真空阀门，停止抽真空。但真空滤油机不停止注油，30

直到油位逼近装气体继电器处的封板时，才将真空滤油机停下。

5.3.2对于有载调压的变压器，当切换开关的油室和油箱之间有连通管时，为拆除连通管，当油注到接近连通管时（当然距真空泵入口的高度仍应不小于200-300mm），就停止注油。解除真空，拆除连通管并加封板以后，再抽真空lh，然后继续用真空滤油机注油直到油位逼近装气体继电器处的封板，（对于全真空储油柜，一直把储油柜注满油）。

5.3.3在抽真空脱水脱气的工艺之前，就应安装好真空注油油位指示器，以便在真空注油过程中，按上述要求控制油位。

需要指出，在器身处于高真空状态下，用真空滤油机注油的过程，就是对油分步进行脱气的过程；这种脱气效果，比对大量的油进行整体脱气的效果要好得多。因此，当油注到淹没线圈以后，停止注油，再抽（6-8）h真空，是没有多大作用的。也就是说，这道沿用已久的工序可以省去。

5.4补油

5.4.1采用上述注油工艺后，由于油注得很满，残留空间很小，直接用大气解除真空时，仅在上层进入很少量的大气，对绝缘影响不大。因此可松开装气体继电器处封板，直接用大气解除真空。然后，便可拆下封板，安装气体继电器。

5.4.2关闭注油阀，拆下进油管。再在储油柜的进油管上接上油管。（指非全真空储油柜）关闭储油柜集气室的排气、排油阀门，打开储油柜顶上放气塞子和进油阀门，仍用真空滤油机注油，向升高座和储油柜等处补油。

5.4.3在向储油柜注油时，要防止放气塞被胶囊阻挡。如有阻挡，可用非金属的圆头棍棒从放气塞孔中插入，轻轻拨动隔膜。当放气塞溢出油时，说明储油柜中胶囊以外的空气已排除干净，当即将放气塞旋紧，同时关闭进油阀停止打油。

5.4.4打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞，将残余气体放尽。然后在储油柜的放油阀下连接放油管道，打开放油阀，放掉储油柜中多余的油，使油表指示的油面与当时实测油温下所要求的油位面相符。

5.4.5以上是指带胶囊的储油柜补油，对于隔膜式储油柜的补油，注油前应首先将磁力油位调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，由注油管向隔膜内注油，达到比指定油位稍高，充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止。经反复调整，达到指定油位。

5.5热油循环与静放

5.5.1关闭冷却器与本体之间的阀门，打开油箱与储油柜之间蝶阀，将油从油箱下部抽出，经真空滤油机加热到65±5℃，再从油箱的上部回到油箱。每4小时打开1-2组冷却器或1-2个油泵运行10分钟，这样周而复始，进行热油循环。

5.5.2在循环过程中，油和纸绝缘的水分及气体不断地进行平衡再平衡。由于油中的水分及气体不断地被真空滤油机排除，因此油和纸绝缘中（主要是纸绝缘表面）的水分及气体不断呈下降趋势。但由于这种平衡的进展速度非常缓慢，所以热油循环需要较长的时间才能见效。500kV级变压器热循环时间一般不少于48h。

5.5.3电压等级为220kV和300kV的变压器，按上述规定进行真空注油以后，测量油中的含水量和进行油的其它试验，当各项指标达到规定后，可不进行热油循环。必须说明，热油循环的目的是吸收纸绝缘表面的水分，或使水分均匀分布。而不是为了给含水量大的油脱水。因此，不能把含水量大的油注入油箱内，依靠热油循环的方法使油中含水量合格。那样做虽然油中含水量很快下降，但其中大部分水分是被纸绝缘吸收了。如果采用这种方法，是本末倒置。

同理，500kV变压器在热油循环少于48h，如果油的指标已达到规定，循环也可停止。相反地则应适当延长热油循环的时间。

5.5.4变压器的静放时间，从停止热油循环开始计算（不进行热油循环的，则从补完油开始）。到加高电压进行绝缘强度试验（例如局部放电试验）为止。对于500kV级变压器，宜有较长静放时间。对于200kV和330kV级变压器，也应有静放时间，静放时间的长短取决于真空处理和真空注油的质量。

5.6其他干燥处理方式

运行中变压器在检修时，一般都可以用常温下抽真空的办法进行干燥。对于非全真空油箱的变压器，或绝缘深层严重受潮的变压器，建议返厂处理，或在现场用热油喷淋法进行干燥处理。变压器的验收试验和试运行

6.1移交大修资料

向运行部门移交检修记录，全部试验报告，真空处理记录及验收报告资料。6.2检修后的试验(1)测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比或极化指数；

(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)(9)测量绕组连同套管的泄漏电流； 测量绕组连同套管的tgδ； 冷却装置的检查和试验；

本体、有载分接开关和套管中的变压器油试验； 测量绕组连同套管一起的直流电阻； 检查有载调压装置的动作情况及顺序； 测量铁心（夹件）对地绝缘电阻；

绕组连同套管一起的交流耐压试验（有条件时）；

(10)测量绕组所有分接头的变压比及连接组别；(11)检查相位；

(12)进行测量局部放电量的试验；(13)试运行前变压器的油的色谱分析。6.3整体密封试验

变压器安装完毕后，用油柱法或充气加压法，进行整体密封性能的检查。无论充气加压法或静油柱压力法，必须使高压套管将军帽的密封得到油压检验。加压时间24h；应无渗漏和损伤。

6.4试运行前检查(1)(2)(3)(4)(5)(6)好。

(7)(8)位。

(9)打开所有放气塞放气，直到只见出油不见出气。气体继电器内排清残余气体。变压器的储油柜的油位正常。

套管的油位正常。有载分接开关储油柜的油位，应略低于变压器储油柜的油变压器本体及所有附件均完整无缺，不渗漏油，油漆完好。滚轮的固定装置完整。

变压器油箱、铁心和中性点接地装置等的接地可靠。变压器顶盖上无遗留物。

运行时需要开启的阀门，均在“开”的位置。

高压套管的测屏小套管接地，套管导电头密封良好，与外部引线的连接接触良 33

(10)吸湿型呼吸器内的吸附剂数量充足、无变色受潮现象。油浴缸内油面合适，并能显示正常呼吸作用。

(11)无励磁分接开关的位置符合运行要求，在调到运行位置后，测量过直流电阻。有载分接开关动作灵活、正确。闭锁装置可靠。控制盘、操作机构箱和顶盖上的三个分接位置指示应一致。

(12)温度计指示正确，整定值符合要求。

(13)冷却装置试运行正常。水冷装置的油压高于水压。强油冷却的变压器启动全部油泵，进行较长时间的循环后，多次排气。经验证明，变压器内已不存在大量残余气体。

(14)进行冷却装置电源的自动投切和冷却装置的开停试验。(15)继电保护装置经调试整定，动作正确。(16)套管电流互感器的二次侧接负载或短接。6.5试运行(1)(2)(3)(4)(5)变压器在进行冲击合闸时，中性点接地。气体继电器的重瓦斯投跳闸位置。

额定电压下的冲击合闸应无异常，励磁涌流不致引起继电保护装置的误动作。变压器受电后，无异常声响、振动和其他异常情况。

变压器试运行前后（试运行时间不少于24h）油的色谱分析数据，无明显变化。

第四篇：作业指导书

五金有限公司作业文件

QMS/C-ZY.01-2007

生产作业指导书

拟制：崔平日期：2007.10.0

1审批：潘强日期：2007.10.01

版本：I

受控状态：Y □N□

2007年10月01日发布2007年10月01日实行目的对合页的生产过程进行有效控制，确保产品符合要求。适用范围

适用于本公司合页产品的生产和控制。主要职责

3.1 操作工负责按作业指导书的要求进行生产和过程控制。

3.2 技术质量部负责操作工的培训工作，确保操作工能胜任该岗位工作。

3.3 检验员负责产品的检验和试验工作并按规定做好标识，确保只交付合格的产品。操作程序

4.1 生产过程

4.1.1 落料：根据生产计划要求领用相应的原材料和模具，安装调试好模具后开始落料，对首件落料产品进行外观和尺寸的检验，确认合格后方可开始批量生产，要求落料时出手送料向前要平直，严禁用手直接伸入模具，发现有异常问题关机后再处理；

4.1.2分片：用镊子将落料好的合格品放入模具中进行分片，做到手脚动作一致协调，严禁用手直接放料，对首件进行外观检验，确认合格后方可开始批量生产；

4.1.3卷边：将合格的分片放入模具中进行卷边，做到手脚动作一致协调，严禁用手直接放料，对首件进行外观、尺寸检验，确认合格后方可开始批量生产；

4.1.4 组装：将卷边合格的分片用不锈钢棒组装好，要求转动灵活，间隙符合要求；

4.1.5 钻眼：将组装好的合页在钻床上进行钻眼，外观及尺寸应符合标准要求，做到光滑无毛刺，钻眼深浅一致；

4.1.6 抛光：将钻好孔的合页在砂轮机上进行抛光，要求表面光滑，花纹一致，达到标准要求

4.1.7包装：按客户要求进行包装，并在内包装及外箱上贴上标签。

4.2 现场管理

4.2.1 生产过程中产生的可回收材料，操作工应按要求进行收集，放到规定区域，堆放整齐，标明回料的名称和规格型号；

4.2.2 生产过程中产生的废料应及时清理，堆放到指定区域，操作工应保持生产现场的整洁；

4.2.3 严格执行安全操作规程，严禁违章作业和违章指挥。

第五篇：作业指导书样本

爆破作业指导书

1、目的

为了规范爆破作业过程，防止爆破安全事故，提高爆破施工质量和效率。

2、适用范围

某某露天采区爆破作业，包括爆破器材运输、装药、充填、联线等，其作业地点包括采矿场中深孔、二次爆破。

露天采区从事爆破工作的管理人员、工程技术人员、爆破员（工）、安全员、保管员和押运员。

3、编制主要依据

《民用爆炸物品安全管理条例》国务院令第466号 《爆破安全规程》(GB6722-2003)《金属非金属矿山安全规程》（GB16423-2006）《某某露天爆破安全管理制度》 《某某露天采矿场风险评价》 《爆破工安全操作规程》

《爆破工的操作程序与动作标准》

4、作业环境规定

某某露天开采主要采用台阶深孔爆破法，台阶高度设计为15m，采用混装乳化炸药车机械化装药，二次爆破人工装药。

4.1 爆破前应对爆区周围的自然条件和环境状况进行调查，了解危及安全的不利环境因素，采取必要的安全防范措施。

4.2 爆破作业场所有下列情形之一时，不应进行爆破作业： —— 岩体有冒顶或边坡滑落危险的； —— 作业通道不安全或堵塞的； —— 危险区边界未设警戒的；

—— 未按《安全操作规程》的要求作好准备工作的。

4.3 露天爆破装药前遇以下特殊恶劣气候、水文情况时，应停止爆破作业，所有人员应立即撤到安全地点：

—— 雷电、暴雨雪来临时；

—— 大雾天气，能见度不超过100m 时；

—— 风力超过六级，浪高大于8 m 时，水位暴涨暴落时。

4.4 采用电爆网路时，应对高压电、射频电等进行调查，对杂散电进行测试;发现存在危险，应立即采取预防或排除措施。

4.5 在残孔附近钻孔时应避免凿穿残留炮孔，在任何情况下不应打钻残孔。

5、作业工艺过程

5.1深孔爆破作业

5.1.1 根据现场工程条件及地测科提供的爆破区地形图、爆破区岩性情况进行爆破作业设计，特殊区域（临近最终边坡、工业设施）的爆破设计应经生产副场长或采矿主任工程师审批后方能实施。

5.1.2 爆破技术人员应根据爆破设计到现场协同测量科进行布孔，确定炮孔孔位

5.1.3 钻机司机按爆破设计要求依序穿孔。穿孔作业结束后，爆破工段对炮孔位置、孔深进行验收，如发现不合格孔，需及时通知穿孔工段套孔或重打。

5.1.4 爆破技术员根据当天爆破量领取、运输和加工爆破器材。5.1.5 严格按爆破设计要求进行现场装药、充填。

5.1.6 在爆破技术人员指导下，严格按爆破网路设计的要求铺设，导通检查。使用电爆网络时，必须进行导通和杂散电流测定。

5.1.7 按照《某某露天爆破安全管理制度》进行爆破警戒和信号，在检查确认爆破网络和警戒无误后，在规定的爆破时间内，进行起爆。

5.1.8 爆破技术人员爆破后超过15min进入爆区检查，爆后检查内容主要包括确认有无盲炮；露天爆破爆堆是否稳定，有无危坡、危石；周边保护设备是否安全。

5.1.9 爆后检查无误后，解除起爆信号。爆破技术人员一但发现盲炮及其他险情，应及时上报或处理；处理前应在现场设立危险标志，并采取相应的安全措施，无关人员不应接近。5.2二次爆破作业 5.2.1 根据调度安排对二次爆破作业点进行打孔。

5.2.2 爆破技术员根据当天二次爆破量领取、运输爆破器材，由爆破人员进行加工和装药。

5.2.3 爆破人员铺设、检查起爆网络。使用电爆网络时，必须进行导通和杂散电流测定。

5.2.4 按照《某某露天爆破安全管理制度》进行爆破警戒和信号，在检查确认爆破网络和警戒无误后，在规定的爆破时间内，进行起爆。

5.2.5 爆破人员在爆后应超过5min，方准许检查人员进入爆破作业地点；如不能确认有无盲9炮，应经15min后才能进入爆区检查。爆后检查内容主要包括确认有无盲炮；露天爆破爆堆是否稳定，有无危坡、危石；周边保护设备是否安全。

5.2.6 爆后检查无误后，解除起爆信号。爆破人员一但发现盲炮及其他险情，应及时上报或处理；处理前应在现场设立危险标志，并采取相应的安全措施，无关人员不应接近。

6、爆破作业中的不安全因素和安全对策措施

爆破作业主要其过程中存在的不安全因素主要有：爆破伤害和炸药爆炸、爆破环境的危害（粉尘、中毒、雷电、大雾天气等）。

其安全对策措施有：

爆破作业过程需要严格执行国家《爆破安全规程》（GB6722—2003）和《露天爆破安全管理规定》。还需要按照某某采矿场《爆破安全管理规定》防火防爆安全对策措施、防爆破事故的安全对策措施。针对中毒窒息这一不安全因素采取的措施为在爆破安全规程规定的检查时间外进行爆后检查。作业人员做好个人防护，戴好防尘口罩等防护用品，禁止雷电、大雾天气进行爆破作业。

7、爆破安全管理标准

7.1 根据《爆破安全规程》（GB6722）、《民用爆炸物品安全管理条例》、《爆破工安全操作规程》、《民用爆破器材企业安全管理规程》及有关爆破设计、施工、爆破器材管理等有关要求，结合我矿实际情况，制定本制度。

7.2 本制度规定了采矿场露天爆破作业的有关安全要求，适用于进入采区的所有人员和设备。7.3 矿授权采矿场对采区露天爆破进行管理，由安全防尘部进行监督。采矿场安全环保科负责露天爆破作业的安全监督和管理。采矿场爆破工段负责露天爆破作业的日常安全管理。采矿场保卫科负责露天爆破的保卫工作。7.4 从事爆炸作业的人员应符合下列条件； ——政治可靠，责任心强； ——身体合格；

——具有一定的文化程度；

——熟悉爆炸物品的性能和操作规程；

——参加过爆破物品技术知识培训并考试合格，取得相关资格证书。7.5 每次爆破作业必须有一名副段长全面负责指挥、协调工作，每个爆破作业点应有安全责任人（露天深孔爆破时当班技术员为安全责任人，二次破碎时负责该点的爆破工为安全责任人）。所有爆破作业人员和有关设备操作、维修人员必须服从指挥。

7.6 每次爆破的当天上午，爆破工段必须将爆破地点、联系人、爆破时间、需要撤离的设备及机台人员、需要做掩体的设备（电动轮汽车、电铲、钻机或其他设备）等要求书面通知场调度室，场调度室接爆破工段通知后向各有关单位传达。

7.7 露天爆破必须在白天规定时间内进行（中午11:30～13:00，下午15:00～16:30），禁止在黄昏、夜晚、大雾天时起爆。如遇特殊情况需提前或推迟爆破作业，爆破工段需事先通知采矿场调度室，并经生产副场长或值班场长同意，场调度向各有关单位传达，各有关单位安全负责人向避炮点落实并得到返回确认安全后，爆破工段方可提前或推迟爆破作业。

7.8 穿孔、铲装、汽运、铲修、养防等工段值班段长接场调度避炮的通知后，要切实联系到避炮的设备和人员。

7.9 在地面作业点临时存放安全管理 ——运至作业地点爆破器材应有专人看管。

——作业地点只准存放当班作业所需的爆破器材，大爆破时可存放本次工程所需的爆破器材。雷管和起爆体不得与炸药放在一起，同时还要选择安全位置，有安全防范措施。7.10装药前，爆破施工作业人员必须用红旗等明显安全标志圈定爆区范围，无关人员和设备一律不准进入爆区。

7.11人员与爆破点的最小安全距离:深孔爆破:正面方向为300m，左、右、后侧为200m；二次破碎（含根底炮）:四周各为400m；沿山坡向下爆破时，以上数据的增加量按设计计算确定。

装药车装药时，其周围20m范围内严禁钻机同时穿孔作业和电铲的铲装作业。设备撤离的最小安全距离:爆破正面方向为120m，后方、侧方各为60m。

7.12 爆破器材进入爆区前必须先清除爆区内的带电物体，装药前应及时通知调度室将危险区内的设备及人员在规定时间内撤离至安全位置。

7.13 充填完毕后，爆破副段长和技术员应仔细检查危险区内的设备及人员是否撤离至安全位置。

7.14 特殊情况下的爆破作业（如设备撤离距离不够）必须视影响生产的程度或可能造成的危害程度向主管场领导或矿领导书面请示汇报，经审批同意并采取必要的安全防范措施后方可爆破。

7.15 对临近建筑设施、采空区、最终边坡等特殊或危险区域的爆破，必须尽量将各方面的因素考虑周全，认真做好爆破设计，并将设计方案交矿有关职能部室审批及场主管领导审核同意后，方可进行施工作业。

7.16 联线、导通完毕后，主管副段长必须指派各警戒点的警戒人员。警戒人员必须手持红旗、佩带袖章，并随身带好口哨、对讲机等。

7.17 爆破警戒人员必须严格按主管副段长的指令在规定位置警戒，坚守岗位。各警戒点必须设置“禁止通行”警示牌，必须待所有警戒到位后方可开始拉爆破信号（爆破信号以电笛声为准，信号规定为:预备信号:一长两短声。预备信号发出后，任何人员和设备禁止进入爆区。起爆信号:连续急促短声。在预备信号发出约5分钟后发出，持续1分钟以上。解除信号:一长声。必须在确认起爆无误后，方可发出）。

7.18 采区范围内的一切人员及设备必须严格听从警戒人员指挥，预备信号发出前必须全部撤离至危险区外。预备信号发出之后至解除信号发出之前，禁止任何人员或设备进入警戒区。

7.19 预备信号发出前，爆破工段要对避炮设备与人员是否避好炮进行确认，在确定避炮设备与人员处于安全范围后可拉响预备信号。

7.20 避炮设备的操作人员在炮响完但未确认解除信号已发出的情况下，需离开避炮位置前要向当班值班段长或场调度询问。

7.21 爆区内严禁吸烟或明火作业，不准大声喧哗、打闹。严禁进入爆区拾包装品或爆破线。

8.应急