第一部分 主变吊芯检修及试验方案
配电变压器现场吊芯检修技术方案
摘要：近年来，科学技术的发展迅速，我国的电力行业的发展也日新月异。为做好电力变压器的检修维护工作，介绍了变压器检修维护中的常见问题，并针对这些问题提出了相应的处理措施，通过科学合理的应用这些处理措施，有助于及时解决变压器常见问题，更好地保障电力变压器的安全、稳定运行。
关键词：配电变压器；现场吊芯检修；技术方案
2.2保护动作处理
变压器设备在运行过程中出现故障问题，会导致局部发热现象，产生这种现象主要是因为油异常导致的，在对这种故障问题进行处理时，需要对轻瓦斯进行处理，如果轻瓦斯发出了动作信号，就要对设备进行检查，并且对故障情况进行判断，在这个过程中，需要根据动作信号来进行维修工作，在动作信号恢复正常之后才能继续投入使用，如果保护动作存在异常情况，就要对设备进行维修。在处理重瓦斯的过程中，会出现跳闸故障，这种故障问题主要是因为内部构造出现问题导致的，在进行维修的过程中需要根据动作信号对设备中的气体进行判断，还需要进行油气分离，需要对设备进行严格的检查，在维修工作完成之前不能继续使用设备。
2.4处理元器件连接开关故障
变压器元件所具有的连接开关产生故障，通常是因为线路出现故障或者开关本身存在故障，因此在检修的时候应当综合考虑这两点内容，同时运用检测设备来明确到底是哪个方面出现了问题。在检查的过程中，变压器必须断电，停止运行，之后在运用相应的仪器来进行检测。若二次回路产生了问题，则必须找到故障点或者错误回路，在维修之后来开展绝缘检测及检查设备性能；若连接开关产生了故障，就需要将开关零件进行更替，故障情况较为严重的，必须将连接开关进行更替。
1配电变压器分接开关的主要故障类型
现阶段，配电变压器分接开关的常见故障主要有接触不良故障、触头灼伤故障、开关慢动故障、油液渗漏故障、主轴扭断故障等，具体来讲：第一，接触不良故障。配电变压器分接开关最易发生的故障类型。此类故障的形成原因较多，例如：（1）开关接触面污垢较多；（2）开关触头损坏；（3）开关触头受力不均；（4）滚轮压力不均；（5）绝缘层污染等。第二，触头灼伤故障。当触头灼伤故障产生时，分接开关上相应的触头部位会发出异常响动，并会伴有电流表的计量混乱。其后，配电变压器的油温持续增高，最终导致触头零件灼烧损坏。从当前来看，配电变压器整体及分接开关部位的装配失当问题是触头灼伤故障产生的首要原因。第三，开关慢动故障。当开关慢动故障发生时，过渡电阻很容易会因负荷过量而烧毁，进而使分接开关顶盖部位出现冒烟问题。同时，电流表的指针也会随之形成大幅摆动，最终引发变压器整体的故障风险。究其原因，开关慢动故障通常是由交流触电器的卡顿阻滞或失电现象引起的。第四，油液渗漏故障。油液渗漏故障可分为内漏故障与外漏故障两种：（1）内漏故障：当分接开关发生内漏故障时，会导致配电变压器储油柜的液位出现异常升高。现阶段，配电变压器在结构上并未围绕内漏问题设置警戒机制，因此这一故障很难被相关人员直接察觉；（2）外漏故障：当分接开关发生外漏故障时，会大致配电变压器的油箱液位快速降低。当油液降至预设的警戒水平时，油箱报警器便会自动触发，所以此类故障很容易被相关人员所发现。第五，主轴扭断故障。当发生主轴扭断故障时，配电变压器的分接开关将完全失去作用，进而导致配电变压器出现跳闸中断的事故问题，对配电变压器乃至输配电网络整体的安全稳定运行产生影响。从当前来看，配电变压器分接开关主轴扭断故障的成因主要有以下几点：（1）开关主轴的机械连接器处在极限位置当中，进而在运行过程中受到应力作用，出现松脱、卡滞、磨损、形变等问题，最终形成扭断故障；（2）分接开关的传动装置发生位移或形变，导致与开关主轴相连的轴体出现异常扭动，进而对主轴施加出较强的扭断力；（3）在进行调压处理时，若配电变压器受到多种因素出现调压过载的情况，也会造成分接开关主轴的扭断故障。
变压器吊芯检查及交接试验
变压器吊芯检查及交接试验1、变压器吊芯检查：（1）变压器安装前应作吊芯检查。
制造厂有特殊规定者，1000kVA以下，运输过程中无异常情况者，短途运输，事先参与了厂家的检查并符合规定，运输过程中确认无损伤者，可不做吊芯。
（2) 吊芯检查应在气温不低于0℃，芯子温度不低于周围空气温度、空气相对湿度不大于75%的条件下进行（器身暴露在空气中的时间不得超过16h）。
（3) 所有螺栓应紧固，并应有防松措施。
铁芯无变形，表面漆层良好，铁芯应接地良好。
（4) 线圈的绝缘层应完整，表面无变色、脆裂、击穿等缺陷。
高低压线圈无移动变位情况。
（5）线圈间、线圈与铁芯、铁芯与轭铁间的绝缘层应完整无松动。
（6) 引出线绝缘良好，包扎紧固无破裂情况，引出线固定应牢固可靠，其固定支架应紧固，引出线与套管连接牢靠，接触良好紧密，引出线接线正确。
（7) 所有能触及的穿心螺栓应联接紧固。
用摇表测量穿心螺栓与铁芯及轭铁、以及铁芯与轭铁之间的绝缘电阻，并做1000V的耐压试验。
（8）油路应畅通，油箱底部清洁无油垢杂物，油箱内壁无锈蚀。
（9) 芯子检查完毕后，应用合格的变压器油冲洗，并从箱底油堵将油放净。
吊芯过程中，芯子与箱壁不应碰撞。
（10) 吊芯检查后如无异常，应立即将芯子复位并注油至正常抽位。
吊芯、复位、注油必须在16h内完成。
（11) 吊芯检查完成后，要对油系统密封进行全面仔细检查，不得有漏油渗油现象。
2、变压器的交接试验：（1）变压器的交接试验应由当地供电部门许可的试验室进行。
试验标准应符合规范要求、当地供电部门规定及产品技术资料的要求。
（2）变压器交接试验的内容：a 测量绕组连同套管的直流电阻；b 检查所有分接头的变压比；c 检查变压器的三相结线组别和单相变压器引出线的极性；d 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；e 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值；f 测量绕组连同套管的直流泄漏电流；g 绕组连同套管的交流耐压试验；h 绕组连同套管的局部放电试验；i 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻； j 非纯瓷套管的试验；k 绝缘油试验；l 有载调压切换装置的检查和试验；m 额定电压下的冲击合闸试验；n 检查相位；o 测量噪音。
2023年变压器吊芯检查施工方案
2023年变压器吊芯检查施工方案【引言】在变压器运行过程中，吊芯作为其中一个重要组成部分需要进行定期检查与维护。
本文将详细介绍2023年变压器吊芯检查施工方案。
【目的】本次施工的目的在于确保变压器吊芯的安全运行，以及预防未来可能发生的故障。
通过定期的检查和维护，可以提高变压器的可靠性和运行效率。
【施工前准备】1. 监测设备准备：确保所需的监测设备齐全，包括红外热像仪、超声波检测仪、振动检测仪等。
2. 安全准备：确保施工人员具备相关的安全培训，并佩戴个人防护装备，如安全帽、安全鞋、防护眼镜等。
3. 施工计划制定：制定详细的施工计划，包括检查的时间、区域以及检查的方法与工具等。
【施工步骤】1. 外观检查：首先对吊芯进行外观检查，包括检查是否存在表面破损、变形或者腐蚀等情况，并记录下来。
2. 温度检测：使用红外热像仪对吊芯进行温度检测，以确定是否存在异常的热点。
3. 超声波检测：使用超声波检测仪对吊芯进行超声波检测，以检测吊芯内部的故障，如放电和绝缘损坏等。
4. 振动检测：使用振动检测仪对吊芯进行振动检测，以确定是否存在异常的振动情况。
5. 油样检测：对吊芯中的绝缘油进行油样检测，以确保绝缘油的质量和性能符合标准要求。
6. 杂散电流检测：对吊芯进行杂散电流检测，以验证吊芯的绝缘性能。
7. 数据分析：将检测到的数据进行分析，并根据分析结果判断吊芯的运行状况，并制定后续的维护计划。
【施工注意事项】1. 安全第一：在整个施工过程中，务必严格遵守安全标准和操作规程，确保施工人员的人身安全。
2. 环境保护：施工完成后，需要将产生的废弃物进行分类处理，以保护环境。
3. 维护记录：对每次施工进行详细记录，包括施工时间、检测结果、异常情况等，以便后续的跟踪和分析。
4. 维护周期：根据变压器的具体运行情况和使用环境，制定合理的吊芯检查与维护周期。
【施工总结】通过定期检查与维护变压器的吊芯，可以有效保障变压器的运行安全和稳定性。
110KV变电站检修作业施工方案
110KV变电站检修作业施工方案第一部分主变吊芯检修及试验方案本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。
为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。
一、编制依据：1、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》。
2、DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）3、GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范4、DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）5、DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则6、Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程7、Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。
二、吊芯检修环境的选择：变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。
变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。
抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。
周围环境温度不低于0℃，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度10℃。
在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。
时间计算应在开始放油时开始。
空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。
调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：三、安全质量保证措施：1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。
2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手上，防止滑落。
3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好。
绳扣应挂于变压器专用吊耳上，夹角合适。
4、供器身检查用的脚手架应绑扎牢靠，跳板固定，上下方便，四周应有防坠落的栏杆及上下的防滑装置。
非检查人员不得登上脚手架，以防超载。
5、器身检查时，工作人员应着干净的工作服、手套及而耐油胶靴。
2024年变压器吊芯检查施工方案
2024年变压器吊芯检查施工方案【施工方案】____年变压器吊芯检查一、项目概述：____年变压器吊芯检查是指对变压器内部的吊芯进行巡检和维修保养工作，以确保变压器的正常运行和延长使用寿命。
本项目的施工内容包括对吊芯进行清洗、检查吊芯的绝缘状况、测量吊芯的电阻值和温度等，以及必要的维修和更换工作。
二、施工前准备工作：1. 确定施工时间和地点；2. 制定施工计划，并组织相关人员进行培训；3. 准备所需材料和工具，如清洁剂、测量仪器、安全防护用品等。
三、施工步骤：1. 施工人员到达施工现场，并确认现场安全；2. 卸下变压器上端的盖板，进入变压器内部；3. 使用清洁剂和专用工具对吊芯进行清洗，清除吊芯表面的污垢；4. 检查吊芯的绝缘状况，如有损坏或老化的绝缘材料，及时更换；5. 测量吊芯的电阻值和温度，以判断吊芯的工作状态；6. 根据实际情况进行吊芯的维修或更换工作；7. 清洗和检查吊芯支架、温度计、冷却装置等附属设备；8. 安装吊芯并固定好各种附件；9. 安装变压器上端的盖板，确保紧固牢固；10. 清理施工现场，恢复原状，并进行工作记录和总结。
四、安全措施：1. 施工人员必须佩戴好安全帽、安全鞋、手套等个人防护用品；2. 施工现场必须设立明显的警示标志，并设置相关安全警示线；3. 工具和设备必须符合国家安全标准，并经过检测合格；4. 施工人员必须严格按照操作规程进行操作，禁止擅自改动设备；5. 施工人员必须随时保持清醒状态，不得饮酒、吸烟等影响工作质量的行为；6. 施工结束后，必须清理施工现场，确保无残留物和安全隐患。
五、施工记录与验收：1. 在施工过程中，相关人员需及时记录施工的关键信息和数据；2. 施工完成后，进行施工质量验收，确保吊芯的维修和更换工作符合要求；3. 如有发现问题及时处理，记录并进行相关的安全事故调查和处理；以上是____年变压器吊芯检查的施工方案，需要施工单位根据实际情况进行合理调整和安排，并严格按照相关的安全规范和操作规程进行施工。
配电变压器现场吊芯检修技术方案
CATALOGUE目录•引言•变压器现场吊芯检修流程•变压器现场吊芯检修技术要点•变压器现场吊芯检修质量控制•变压器现场吊芯检修安全措施•变压器现场吊芯检修实例分析配电变压器是电力系统中重要的设备之一，主要作用是改变电压和传输电能。
在长期运行过程中，配电变压器可能会受到各种因素的影响，如过载、短路、雷击等，导致内部零件的损坏或性能下降。
为了确保配电变压器的正常运行，及时进行检修是必要的。
背景介绍避免因配电变压器故障导致的停电和安全事故，保障电力系统的稳定运行和人民群众的生命财产安全。
目的和意义意义目的制定检修计划提前准备好各种工具和材料，如起重设备、吊具、拆卸工具、绝缘材料等。
准备工具和材料停电操作准备工作安装吊芯支架吊芯作业固定芯030201吊芯操作步骤检查芯修复问题测试功能检修步骤防止损坏在吊芯和检修过程中，要防止对芯造成损坏，如避免碰撞、摩擦等。
安全操作操作人员需要经过专业培训，熟悉操作流程和安全规范。
保持清洁在检修过程中，要保持芯的清洁，防止灰尘、杂质等污染。
吊芯及检修过程中的注意事项变压器外观检查连接部位检查绝缘测试吊芯前检查选用合适的起重设备吊芯前准备工作吊芯方法选择铁芯检查其他部件检查线圈检查芯体检查与处理油样采集油处理变压器油处理线圈组装根据原变压器的接线方式，正确组装线圈。
铁芯组装将铁芯与线圈组装在一起，注意调整间隙，确保装配紧密。
其他部件组装将分接开关、散热器等其他部件按照原有结构组装回去。
芯体组装在准备阶段，要明确本次检修的目的、内容和要求，为后续工作做好充分准备。
明确检修目的和内容制定详细的检修计划严格审查检修人员资质准备必要的检修设备根据实际情况，制定详细的检修计划，包括时间安排、人员分工、工具材料、安全措施等方面。
对参与检修的工作人员进行严格审查，确保他们具备相应的技术能力和工作经验。
根据检修计划，准备必要的检修设备、工具和材料，确保它们处于良好的工作状态。
清洗变压器内部做好绝缘保护严格执行检修规程在检修阶段，要严格执行电力设备的检修规程，确保检修质量和安全。
(修改版)35kV桂花变电站1号主变漏油吊芯处理施工方案1
大姚供电有限公司施工作业文件35kV桂花变电站1号主变端盖渗油及分接开关漏油吊芯处理、2号发电机升压变渗油处理施工方案（含三大措施及吊装方案）大姚供电有限公司输变电管理所2014年7月前言为了保障35kV桂花变电站35kV1号主变端盖渗油及分接开关漏油处理、2号发电机升压变渗油处理工作的顺利开展，确定主变检修及处置方案，开展主变吊芯更换油封处理、试验工作，为确保主变吊芯施工质量、确保人身安全，特制定本检修方案。
本方案适用于35kV桂花变电站35kV1号主变端盖渗油及分接开关漏油吊芯更换油封、2号发电机升压变渗油处理工作。
本措施起草人：本措施审核人：本措施批准人：2目录一、编制依据 (4)二、主变铭牌参数 (4)三、工程概况及特点 (5)四、组织措施 (5)五、文明施工及环境保护 (8)六、现场应急处置方案 (9)七、安全、技术措施 (11)八、芯体装复后实验 (15)九、施工过程安全技术控制表 (16)3，35kV 桂花变电站 35kV1 号主变吊芯检查、端盖渗油及分接开关漏油处理、2 号发电机升压变渗油处理施工方案一、编制依据35kV 桂花变电站；1、35kV1 号主变端盖渗油及分接开关漏油，经检查分析端盖渗油及分接开 关漏油原因为油封老化导致。
因漏油严重，主变油位已降至油位计最低，虽现在处于备用状任务来源态，但一旦需要并列运行或者 2 号主变故障需 1 号主变投入运行时，因 1 号主变停运时间较 长，1 号主变运行时将存在较大的安全隐患，故现需吊芯检查、渗漏点给予处理。
2、桂花水电站：2 号发电机升压变瓷套管、端盖分接开关渗油。
勘查时间 2014 年 5 月 13 日勘查地 1、35kV 桂花变电站 35kV1 号主变点 2、桂花水电站 2 号发电机升压变勘查单位 大姚供电有限公司输变电管理所1、 检查 35kV 桂花变电站 35kV1 号主变端盖渗油及分接开关漏油情况，需对 35kV 桂花变电站 35kV1 号主变进行吊芯处理（吊芯为吊车作业） 为勘查任务 保证吊芯检查过程不受外部环境影响需进行现场条件、作业任务分析及危险点（源）辨识。
变压器安装前的吊心检查（三篇）
变压器安装前的吊心检查在《农电装置技术管理规程》中规定，变压器安装前应作详细检查，并规定560kV·A以上变压器经长途运输，安装前应进行吊心作全面检查(制造厂家有特殊说明不允许吊心者除外)。
实际工作已充分证明，变压器在安装地点的吊心检查，对防止变压器的近期和远期事故是一个有力措施。
1吊心检查的内容和吊心时的注意事项1.1吊心检查时应注意空气温度和变压器身的温度，吊心时一定要在器身温度高于空气温度情况下进行，从而防止空气中的潮气进入线圈。
吊心时的空气温度不宜低于0℃，变压器铁心的温度不应低于周围空气温度。
1.2减少吊出器身暴露在空气中的时间心子暴露在空气中的时间越长，受潮的可能性就越大，受潮的程度也就越深，因此，吊心时间应尽可能缩短。
根据实际经验，规程对此作了如下规定：空气湿度不超过65％时，为16h；空气湿度不超过75％时，为12h；其时间的计算，对带油运输的变压器而言，由开始放油时间算起，对不带油运输的变压器，由揭开顶盖或打开任一堵塞孔时算起，至注油开始或大盖及孔板均已封上为止。
心子检查应尽可能在干燥清洁的室内进行，在露天进行检查时，场地四周应清洁，并应有防止雨雪、灰尘落入的措施。
雪天或雾天不宜进行吊心检查。
2吊心检查的内容与要求2.1所有螺栓应紧固，并应有防松措施，木质螺栓应完好，防松绑扎应坚固。
2.2铁心与线圈间应无油垢，油路应畅通无堵塞。
2.3铁心无变形，表面漆层完好，铁心接地良好。
2.4线圈的绝缘层完整，表面无变色、脆裂或击穿等缺陷。
高、低压线圈无移动变形现象。
2.5各组线圈应排列整齐，间隙均匀；线圈间、线圈与铁心及铁心与轭铁间的绝缘垫，应完整无松动；绝缘板的绑扎应紧固。
2.6引出线绝缘应良好，包扎紧固无破裂；引出线圈固定牢靠，接触良好紧密，接线正确，其相互间电气距离应符合要求。
2.7绕组压紧顶丝应紧顶护环，止回螺帽应拧紧。
2.8所有能触及的穿心螺栓应联接紧固，并用摇表测量穿心螺栓与铁心及轭铁，以及铁心与轭铁之间的绝缘电阻，并作1000V耐压试验(小容量10kV以下的可用1000V以上的摇表测量，可不作耐压试验)。
变压器的吊芯检修
变压器的吊芯检修一、吊芯检修的环境要求1、吊芯工作应在室内进行，大型变压器不具备条件需进行露天作业时，必须做好防潮、防尘措施。
2、吊芯工作不应在雨、雪天气或相对湿度大于75%的条件下进行。
3、吊芯时周围空气温度不宜低于0℃，器身温度不宜低于周围空气温度，当低于周围空气温度时应将变压器加热，使器身温度高于周围环境温度10℃左右，方可吊芯。
4、应尽量缩短铁芯在空气中的暴露时间，从放油开始到注油为止，铁芯与空气接触时间不应超过下列规定：1）相对空气湿度不大于65%时为16h；2）相对空气湿度不大于75%时为12h。
二、变压器吊芯检修项目1、检查铁芯铁轭部分硅钢片在铁芯两侧，用型钢依靠螺栓紧固，应紧固每一螺母。
在铁轭处有铁芯的一点接地连接铜片，检查其接地是否有效。
大型变压器芯柱有纵向散热沟，必须检查散热沟是否畅通，清除堵塞杂物。
2、测量铁芯的绝缘测量铁芯对油箱、夹件、穿心螺栓、钢压板等的绝缘电阻。
3、检查线圈检查线圈轴向压紧情况；检查线圈间隔衬垫应牢固，线圈不能松动、变形或移位，高低、压绕组应对称并且无油粘物。
4、检查芯部绝缘1）检查芯部绝缘外形是否完整，绕组表面的纸绝缘是否擦伤或擦破，引出线的绝缘包扎是否完好、牢固。
2）检查芯部绝缘表面是否清洁，有无油泥污垢沉积，如有应清洗干净。
3）检查相间、线圈间绝缘隔板。
4）对运行时间长的变压器应检查绝缘是否有老化现象，当绝缘有相当程度的老化时，用手指按压会产生较小的裂缝，感觉到绝缘的质地比较硬、脆，颜色也深，这时应根据情况更换绝缘或加强绝缘。
当绕阻绝缘严重老化时，用手指按压后绝缘龟裂，成炭片状脱落，绝缘显得非常脆弱，略经弯曲即断裂，这时须要更换绕组。
5、检查引线及其支持装置引线的绝缘主要取决于绝缘距离，应检查引线与各部分的绝缘距离是否符合要求。
为了保证引线的绝缘距离不变，同时应检查夹持零件的紧固情况，还应检查引线表面的绝缘情况，检查引线焊接、连接是否良好，引线有无断股等。
变压器吊芯检查的步骤与方法
变压器吊芯检查的步骤与方法变压器是电力系统中常见的电气设备之一，其作用是将高电压变换为低电压或将低电压变换为高电压。
变压器的核心部件是铁芯，也称为吊芯。
为了确保变压器的正常运行，定期检查和维护吊芯非常重要。
本文将介绍变压器吊芯检查的步骤和方法。
1. 准备工作在进行吊芯检查之前，首先需要确保变压器处于停电状态。
同时，准备好所需的工具和设备，如手电筒、测量仪器、绝缘手套等。
2. 外观检查首先进行外观检查，仔细观察吊芯的外部情况。
检查吊芯是否存在明显的变形、裂纹或划痕。
同时，检查吊芯的表面是否有积尘或油污，这可能会影响变压器的散热性能。
3. 清洁处理如果发现吊芯表面有积尘或油污，应及时进行清洁处理。
可以使用干净的布或棉签蘸取专用清洁剂，轻轻擦拭吊芯表面。
注意不要使用过硬或有尖锐边缘的物体，以免划伤吊芯。
4. 绝缘测试绝缘测试是判断吊芯绝缘状况的重要方法。
使用绝缘电阻测试仪器对吊芯进行绝缘测试。
测试仪器的接线应正确连接，并按照仪器说明书进行操作。
记录测试结果，并与变压器的绝缘要求进行比对。
5. 磁通检测磁通是变压器运行的关键因素之一。
使用磁通检测仪器对吊芯进行磁通检测。
根据仪器的使用说明，将检测仪器正确连接到吊芯上，并记录检测结果。
如果发现磁通异常，应及时采取相应的措施修复或更换吊芯。
6. 温升测试变压器吊芯的温升情况直接关系到其散热性能和安全性能。
使用温升测试仪器对吊芯进行温升测试。
测试仪器的接线应正确连接，并按照仪器说明书进行操作。
测试过程中，应控制电流和时间，以避免过高的温度对吊芯造成损害。
7. 油质检查变压器吊芯通常会浸泡在绝缘油中，因此油质的检查是非常重要的。
使用油质检测仪器对绝缘油进行测试，并记录测试结果。
检查油质的酸值、水分含量、气体含量等指标是否符合要求。
如果发现油质异常，应及时更换绝缘油。
8. 其他检查除了以上步骤外，还可以根据需要进行其他检查，如吊芯连接部分的紧固情况、接地线的连接情况等。
110KV变电站检修作业施工方案
110KV变电站检修作业施工方案第一部分主变吊芯检修及试验方案本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。
为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。
一、编制依据：1、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》。
2、DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）3、GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范4、DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）5、DL/T 639—1997 S F6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则6、Q/CSG 10007—2004 电力设备预防性试验规程7、Q/CSG 10004—2004 电气工作票技术规范8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。
二、吊芯检修环境的选择：变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。
变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。
抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。
周围环境温度不低于0℃，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度10℃。
在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。
时间计算应在开始放油时开始。
空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。
调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：三、安全质量保证措施：1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。
2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手上，防止滑落。
3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好。
绳扣应挂于变压器专用吊耳上，夹角合适。
4、供器身检查用的脚手架应绑扎牢靠，跳板固定，上下方便，四周应有防坠落的栏杆及上下的防滑装置。
非检查人员不得登上脚手架，以防超载。
5、器身检查时，工作人员应着干净的工作服、手套及而耐油胶靴。
配电变压器现场吊芯检修技术方案
配电变压器现场吊芯检修技术方案【摘要】配电变压器是配电系统中主要电气设备，它主要由铁芯、绕组、套管、分接切换装置、油箱及其附件所构成，是一种静止的电器，借助于电磁感应，把一种交流电的电压和电流转换成另一种频率相同但数值不同的电压与电流，由于运行环境和各种事故的影响，配电变压器不可避免地会出现各种问题，因此在实际使用过程中，要结合运行情况和检查试验结果来确定变压器是否需要吊芯检查。
【关键词】配电变压器；吊芯检修配电变压器实际使用过程中，要结合运行情况和检查试验结果来确定变压器是否需要吊芯检查，对于一些问题比较严重，从外观上不能较好判断问题所在，又不能进行较好的维护，就有必要吊芯来处理。
中原油田配电系统目前配电主变压器数量相当多，也经常进行配电变压器的吊芯检修和缺陷处理，本文将主要介绍配电变压器吊芯检修时的吊芯检修组织、技术措施、检修程序、检查、试验等内容。
1.吊芯检修组织配电变压器的吊芯检修工作属于大型设备施工作业，牵扯到的人员设备、工具材料较多，因此组织工作显得非常重要，通常包括以下几个部分：一是成立相应的组织机构，包括领导小组、安全监督小组、技术管理小组、生产协调小组以及现场作业小组等，要明确每个小组成员的分工和职责；二是提前组织有关人员熟悉和学习变压器及分接开关的工艺检修标准和要求，了解变压器出厂技术文件内容和要求；三是预防性试验人员熟悉预防性试验规程；四是吊芯检修日程安排，包括变压器停送电时间、临时用方式、影响有关用户的通知下达，每天所用车辆的数量、类型确定以及各种手续办理等等。
2.检修程序2.1 前期准备工作①检修前了解变压器运行情况，包括存在的缺陷、负载、温度、渗漏油情况以及是否存在低压侧短路故障情况等，根据上述情况及时编制检修方案；②根据天气、配电网络运行、用户需求等情况，确定检修时间、进度等；③检修前对变压器油进行化验；④检修前安排电气试验人员对变压器进行预防性试验，试验内容主要包括：绝缘电阻测试、所有分接头位置的直流电阻、铁芯对地绝缘电阻等；⑤实地落实并安排好变压器铁芯吊出后摆放位置以及各种附件等的摆放；⑥制定各种应急预案和措施，包括安全防患应急预案、特殊天气应对措施等；⑦提前办理设备有关作业票证和工作手续；⑧人员组织，任务细分，职责明确到人；⑨列出检修所有的工具、设备、材料明细表。
变压器安装前的吊心检查
变压器安装前的吊心检查在安装变压器之前，进行吊装检查是必要的，这可以确保变压器在安装过程中不会受到损坏，并提供一个安全的工作环境。
下面将详细介绍变压器安装前的吊装检查。
1. 工程准备：在进行吊装检查前，首先要对工程进行准备。
确定安装变压器的位置和所需用的吊车类型和规格。
检查工程的基础和地面是否适合安装变压器，并确保周围区域没有障碍物，以确保吊车可以自由操作。
2. 吊装设备：检查吊装设备，包括吊车、钢丝绳、钩子等，确保设备的负载能力与变压器的重量相匹配。
检查钢丝绳的使用寿命和状态，确保没有损坏或磨损。
确保吊车操作员熟悉并掌握操作吊车的技能。
3. 变压器外观检查：仔细检查变压器的外观，包括检查变压器壳体的完整性和平整性，确保没有凹陷、裂缝或其他损坏。
检查变压器的接线箱、冷却器、热继电器和温度探测器等辅助设备，确保它们的完好和正常工作。
4. 检查吊装点：检查变压器的吊装点，确保吊装点与电厂的设计相符。
请注意，在进行吊装检查之前，通常需要建立安全设施和预防措施，以确保吊装点的安全和稳定性。
5. 检查卸货位置：在进行吊装检查之前，确保卸货位置周围的地面平整，没有障碍物，以确保卸货过程能够顺利进行。
如果需要，可以进行平整化处理或进行临时地基工程。
6. 配备必要的安全设备：在吊装检查前，确保配备必要的安全设备，如安全绳、安全帽、安全鞋等。
这些设备可以确保工作人员在吊装过程中的安全。
7. 安全会议：在吊装开始之前，召开安全会议，并指派专人负责监督吊装过程中的安全。
会议中应明确各个工作人员的职责和任务，并详细讨论各种可能发生的风险和应对措施。
8. 吊装过程记录：在吊装过程中，安排专人负责记录吊装过程中的各个环节。
这些记录可以作为事后检查和吊装质量评估的依据。
总之，变压器安装前的吊装检查是确保变压器安装过程中安全和有效进行的重要环节。
通过对吊装设备、变压器外观、吊装点和卸货位置等进行仔细和全面的检查，可以减少吊装风险，确保变压器的安全安装。
配电变压器现场吊芯检修技术方案
配电变压器现场吊芯检修技术方案随着现代电力技术的发展，配电变压器作为电力系统中不可或缺的重要设备，对于保障电力供应的可靠性和稳定性有着至关重要的作用。
然而，在长时间的运行过程中，配电变压器会受到各种因素的影响，如环境温度、湿度、负荷变化等，这些因素都可能导致变压器内部的绕组或线圈出现故障或烧损，进而影响电力供应的稳定性。
而针对这一问题，配电变压器现场吊芯检修技术方案的出现，能够有效地帮助工程师及时检修和处理故障，从而提高变压器的可靠性和安全性，保障电力供应的稳定性。
I. 吊芯检修原理及过程吊芯检修技术是一种对配电变压器绕组进行检修的有效方法。
具体过程是先将变压器吊起，然后将故障部位上的油纸套管和导线剥除，用万用表进行测量，找到故障位置，再进行修复。
具体操作流程如下：1. 制定吊芯作业方案及安全预防措施吊芯作业必须经过严格的安全评估和制定作业方案。
工作人员在吊芯检修时需要戴好防护用品，如安全帽、抗电手套等，以确保作业安全。
2. 将变压器吊起使用起重设备将变压器吊起，由工作人员操作吊钩将其牵引到指定的位置并进行固定，确保在检修期间变压器保持稳定。
3. 剥除油纸套管和导线在变压器绕组故障位置的铁芯开口处，将油纸套管和导线剥除，暴露出故障部位的线圈。
4. 用万用表进行测量在故障绕组的上下端子上，采用万用表在不同档位下进行测量，从而确定故障的具体位置。
5. 进行修复根据检修结果，对故障部位进行修复，包括更换绕组或线圈、更换油纸套管及导线等。
6. 将变压器重新安装检修结束后，再次使用起重设备将变压器安装到预定位置，并进行固定。
检修过程结束。
II. 吊芯检修技术应用及优势1. 适用范围广吊芯检修技术适用于单相和三相变压器的维修、故障检测、换油、测量等多种情况下，无论是安装在室内或者室外均可进行操作，因此是一项非常实用的技术。
2. 检修效率高吊芯检修技术可以快速、准确地找到故障位置，避免了传统检修方式中需要将整个变压器全部拆卸开来寻找故障的步骤，从而大大提高了检修效率，节省了时间和成本。
变压器安装前的吊心检查
变压器安装前的吊心检查变压器是电力系统中常见的电气设备之一，它主要用于将高压变成低压或者低压变成高压，以满足电力系统不同部分的用电需求。
而在变压器安装前，进行吊心检查是非常重要的一个环节，本文将介绍变压器安装前的吊心检查。
吊心是变压器的核心部分，也是最为重要的部件之一。
吊心的安装质量直接关系到变压器的使用寿命和运行安全。
因此，在进行吊心检查之前，需要准备好一些必要的工具和设备，如吊装设备、工作绳索、防护设备以及检测工具等。
吊心检查的目的主要是确保吊心的安全固定和正确位置，以及避免损坏变压器的线圈和绝缘体。
具体的吊心检查步骤如下：1.检查吊装设备：首先要检查吊装设备的使用情况，确保吊装设备的使用性能良好，并且符合相关的安全要求。
2.检查吊心安装位置：检查吊心的固定位置是否正确，吊心的安装位置必须符合设计要求，并且在吊装过程中要注意吊心的位置是否发生变化。
3.检查吊心的连接处：检查吊心的连接处是否牢固，吊心的每个连接处都要进行仔细检查，确保吊心的连接牢固，不易松动。
4.检查吊心的绝缘体：检查吊心的绝缘体是否完好，绝缘体的损坏会导致吊心和线圈的绝缘性能下降，从而影响变压器的正常运行。
5.检查吊心的线圈：检查吊心的线圈是否完好，线圈的断裂或者短路会导致变压器无法正常工作，因此，要对吊心的线圈进行全面的检查。
6.检查吊心的吊装孔：检查吊心的吊装孔是否完好，吊装孔的损坏会导致吊装过程中的不稳定性，从而影响吊心的安全固定和变压器的运行稳定性。
7.检查吊心的吊装架：检查吊心的吊装架是否牢固，吊装架的松动会导致吊心在运行过程中的晃动，进一步影响变压器的工作稳定性。
8.检查吊装绳索：检查吊装绳索是否符合要求，吊装绳索的使用寿命和安全性能对于吊心的安装非常关键。
9.进行绝缘测试：在吊心安装完成后，还需要进行绝缘测试，以确保吊心的绝缘性能达到设计要求。
吊心检查的过程需要非常严谨和细致，每个环节都需要被仔细检查。
只有通过全面的检查和测试，才能保证吊心的安装质量和变压器的安全运行。
一建变压器吊芯检查内容
一建变压器吊芯检查内容
变压器吊芯检查的内容包括以下部分：
引出线绝缘检查：查看引出线的绝缘层是否有破损、老化、接触不良等现象。
油循环管路与下辄绝缘接口部位检查：检查油循环管路与下辄绝缘接口部位的连接是否紧固，有无渗漏现象。
绕组检查：检查绕组的绝缘层是否有破损、老化等现象，同时检查绕组的排列、匝间绝缘等情况。
铁芯检查：检查铁芯的外观是否完好，有无锈蚀、变形等现象，同时检查铁芯的接地情况。
绝缘围屏检查：检查绝缘围屏的外观是否完好，有无破损、老化等现象。
绝缘屏障检查：检查绝缘屏障的外观是否完好，有无破损、老化等现象。
有载调压切换装置的检查：检查有载调压切换装置的动作是否灵活，触点接触是否良好，有无卡滞等现象。
无励磁调压切换装置的检查：检查无励磁调压切换装置的动作是否灵活，触点接触
是否良好，有无卡滞等现象。
在完成上述检查后，还需要用合格的变压器油进行冲洗，并清洗油箱底部，确保没有遗留杂物。
此外，还要确保箱壁上的阀门开闭灵活、指示正确。
变压器安装前的吊心检查（2篇）
变压器安装前的吊心检查在《农电装置技术管理规程》中规定，变压器安装前应作详细检查，并规定560kV·A以上变压器经长途运输，安装前应进行吊心作全面检查(制造厂家有特殊说明不允许吊心者除外)。
实际工作已充分证明，变压器在安装地点的吊心检查，对防止变压器的近期和远期事故是一个有力措施。
1吊心检查的内容和吊心时的注意事项1.1吊心检查时应注意空气温度和变压器身的温度，吊心时一定要在器身温度高于空气温度情况下进行，从而防止空气中的潮气进入线圈。
吊心时的空气温度不宜低于0℃，变压器铁心的温度不应低于周围空气温度。
1.2减少吊出器身暴露在空气中的时间心子暴露在空气中的时间越长，受潮的可能性就越大，受潮的程度也就越深，因此，吊心时间应尽可能缩短。
根据实际经验，规程对此作了如下规定：空气湿度不超过65％时，为16h；空气湿度不超过75％时，为12h；其时间的计算，对带油运输的变压器而言，由开始放油时间算起，对不带油运输的变压器，由揭开顶盖或打开任一堵塞孔时算起，至注油开始或大盖及孔板均已封上为止。
心子检查应尽可能在干燥清洁的室内进行，在露天进行检查时，场地四周应清洁，并应有防止雨雪、灰尘落入的措施。
雪天或雾天不宜进行吊心检查。
2吊心检查的内容与要求2.1所有螺栓应紧固，并应有防松措施，木质螺栓应完好，防松绑扎应坚固。
2.2铁心与线圈间应无油垢，油路应畅通无堵塞。
2.3铁心无变形，表面漆层完好，铁心接地良好。
2.4线圈的绝缘层完整，表面无变色、脆裂或击穿等缺陷。
高、低压线圈无移动变形现象。
2.5各组线圈应排列整齐，间隙均匀；线圈间、线圈与铁心及铁心与轭铁间的绝缘垫，应完整无松动；绝缘板的绑扎应紧固。
2.6引出线绝缘应良好，包扎紧固无破裂；引出线圈固定牢靠，接触良好紧密，接线正确，其相互间电气距离应符合要求。
2.7绕组压紧顶丝应紧顶护环，止回螺帽应拧紧。
2.8所有能触及的穿心螺栓应联接紧固，并用摇表测量穿心螺栓与铁心及轭铁，以及铁心与轭铁之间的绝缘电阻，并作1000V耐压试验(小容量10kV以下的可用1000V以上的摇表测量，可不作耐压试验)。
变压器安装前的吊心检查范本（2篇）
变压器安装前的吊心检查范本一、概述二、检查项目1. 铭牌检查：检查变压器铭牌上的额定功率、电压等参数是否与现场要求一致；检查铭牌是否完好且清晰可辨。
2. 外观检查：2.1 检查变压器外壳是否有剧烈凹陷、变形和裂纹等情况；2.2 检查接地螺丝是否完整；检查接地线是否连接牢固；2.3 检查导线接头是否松动或氧化；2.4 检查变压器绝缘套管是否完好无损；2.5 检查冷却器和散热器是否清洁。
3. 内部检查：3.1 检查变压器内部金属零部件是否锈蚀；检查绝缘零部件是否老化；3.2 检查变压器绝缘油是否变质；检查油位是否正常；3.3 检查变压器内部是否有异物积聚。
4. 吊装装置检查：4.1 检查吊杆和吊环是否存在变形和损伤；4.2 检查吊装链条和钢丝绳的使用寿命是否到期；4.3 检查吊装装置的连接是否紧固可靠；4.4 检查吊装装置的运行机构是否正常。
5. 吊心检查：5.1 检查吊心是否严密；检查胶垫是否完好；5.2 检查吊心上的吊环孔是否磨损；5.3 检查吊心上的吊环孔间距是否一致；5.4 检查吊心上的吊环孔与变压器重心位置是否相符。
三、检查方法1. 铭牌检查：使用手持灯等照明设备，对变压器铭牌进行仔细观察和辨识。
2. 外观检查：使用手电筒等照明设备，仔细检查变压器外壳的每个角落，重点观察变形和裂纹。
3. 内部检查：拆卸变压器侧面的绝缘套管，使用手电筒等照明设备，仔细检查变压器内部的金属零部件和绝缘零部件。
4. 吊装装置检查：检查吊装装置的外观和连接件，特别是吊杆、吊环和链条等部分，使用手持灯等照明设备，检查是否存在损伤和损坏。
5. 吊心检查：使用测量工具，例如千分尺、游标卡尺和钢尺等，对吊心进行精确的尺寸测量。
四、检查记录根据实际情况，使用便携式记录设备，记录各项检查结果，包括铭牌检查、外观检查、内部检查、吊装装置检查和吊心检查等。
五、检查结论根据实际情况，结合各项检查结果，对变压器的吊心进行评估，给出合格或不合格的结论。
变压器安装前的吊心检查模版（2篇）
变压器安装前的吊心检查模版一、设备信息1. 变压器型号：2. 额定容量：3. 额定电压：4. 安装地点：5. 安装日期：二、检查内容1. 设备外观a. 是否存在明显的变形、划痕或破损。
b. 是否有油渍、水渍或其他污物。
c. 有无锈蚀现象。
2. 冷却装置a. 是否存在散热器及风扇，是否完好。
b. 是否存在风道堵塞或异物影响散热效果。
3. 连接线路a. 连接线路是否完好无损。
b. 连接线路是否正确固定。
4. 检修口a. 检修口是否封闭。
b. 检修口密封是否完好。
5. 油位检查a. 检查变压器油位是否正常。
b. 油温报警器是否正常工作。
6. 绝缘电阻测量a. 使用万用表测量变压器主接线的绝缘电阻。
b. 检查绝缘电阻是否符合规定。
7. 确认供电电源a. 检查变压器供电电源是否符合要求。
b. 确认电源接线是否正确。
8. 确认负载接线a. 检查负载接线是否符合要求。
b. 检查负载接线的连接是否牢固。
9. 相电压、相电流平衡性检查a. 使用电压表检查各相电压是否平衡。
b. 使用电流表检查各相电流是否平衡。
10. 动作试验a. 对变压器进行负载试验，检查其性能是否正常。
11. 其他a. 执行相关的安全操作及安全措施。
b. 检查变压器的相关设备及附件是否齐全，如温度计、油泵、油位浮球开关等。
三、检查结果1. 吊心检查合格。
2. 吊心检查不合格，具体问题如下：(详细描述不合格情况，如存在的故障、损坏等)四、检查人员签名：日期：变压器安装前的吊心检查模版（二）一、引言随着电力系统的发展和扩容，变压器的使用越来越广泛。
在变压器的安装前，对吊心进行全面检查和测试至关重要。
本文将介绍变压器安装前的吊心检查范文，旨在确保变压器的安全和可靠运行。
二、吊心检查范文尊敬的安装人员：您好！在进行变压器安装前，我们需要对吊心进行全面检查和测试，以确保变压器的安全和可靠运行。
请您按照以下步骤进行吊心检查：1. 检查吊耳和吊装装置：检查吊耳和吊装装置的形状是否完好，是否有明显的损伤或变形。
第一部分 主变吊芯检修及试验方案
110KV变电站检修作业施工方案第一部分主变吊芯检修及试验方案本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。
为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。
一、编制依据：1、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》。
2、DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）GBJ 147—1990 3、电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范DL 5009.3—1997 4、电力建设安全工作规程（变电所部分）DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则5、Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程、6Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范7、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。
8、二、吊芯检修环境的选择：可搭设防风防雨帆变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，。
抽芯要选布棚。
变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）℃，器身温度不得低于环择晴朗、干燥的无风天气进行。
周围环境温度不低于0器身的时，75%℃。
否则易将器身加热至高于环境温度境温度，10在空气湿度为小时。
时间计算应在开始放油时开始。
空气湿度或露空时间16露空时间不超过调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：超过规定时，采取相应的可靠措施。
<0 >0环境温度（℃）>0>0空气相对湿度（%）不控制85 75∽65以下 65∽75持续时间（h<10<8） <24<16三、安全质量保证措施：1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。
、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手2．上，防止滑落。
3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
110KV变电站检修作业施工方案第一部分主变吊芯检修及试验方案本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。
为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。
一、编制依据：1、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》。
2、DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）3、GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范4、DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）5、DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则6、Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程7、Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。
二、吊芯检修环境的选择：变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。
变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。
抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。
周围环境温度不低于0℃，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度10℃。
在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。
时间计算应在开始放油时开始。
空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。
调压切换装置的检查调整的露空时间如下表：三、安全质量保证措施：1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。
2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手上，防止滑落。
3、起吊用的倒链、钢丝绳等应预先检查良好。
绳扣应挂于变压器专用吊耳上，夹角合适。
4、供器身检查用的脚手架应绑扎牢靠，跳板固定，上下方便，四周应有防坠落的栏杆及上下的防滑装置。
非检查人员不得登上脚手架，以防超载。
5、器身检查时，工作人员应着干净的工作服、手套及而耐油胶靴。
口袋中禁放物品，经防掉入油箱中。
作好每一项检查记录。
6、检查应小心、仔细地认真进行，避免用力过大而拧断螺丝、碰伤绝缘或碰坏瓷瓶等现象。
7、器身检查时所用的工具、材料及拆卸下的器件物品注册登记，以供工作结束时查对。
8、起吊过程中严禁手在箱盖与箱盖之间作频繁的不必要的活动。
9、施工完后将现场清理干净。
10、组织有关人员学习本抽芯方案，作到人人心中有数。
四、施工人员安排：五、工具设备及材料清单：六、变压器试验仪器设备清单：七、器身检查程序和内容1、准备工作a)抽芯检查前，电调应作绝缘电阻、直流电阻、变比、组别等相应实验。
b)瓦斯继电器应校验合格。
绝缘油（补充油和箱体内油）应化验，耐压合格。
c)分体运输的变压器附件如油枕、散热器等应清洗、打压合格，密封备装。
d)按本方案的要求进行人员安排，准备好所需的设备、工具和材料，并设专人登记和保管。
e)松螺丝前应测量箱体的间距，作好记录，抽芯后应按此间距或略小于此间距进行压紧密封。
2、放油以干净的耐油管放油至干净的油桶，放油的油面应低于油箱上沿、密封圈以下。
放油时应打开上部的进气孔，以防抽真空。
2、整体吊装a)吊索应挂于箱盖的四个专用吊耳上，长短一致，其吊索与垂线的夹角应小于30度，也即吊索的夹角≯60度。
b)先以25T吊车（视情况可改变吊车的大小）将器身整体吊起，找正后放下。
再在吊钩上悬挂5T倒链，用以起吊芯子。
倒链的安全载荷系数为2（新倒链）。
3、卸箱盖螺丝和吊芯a)拆卸箱盖四周的固定螺丝，并交专人保管。
松卸螺丝应循序渐进，开始每个螺丝少松两扣，不要松脱，可采取推磨式松螺丝法。
在四角的螺丝孔中各插入一根1.5～2米长，Φ16圆钢，由专人负责用以控制器身的找正。
b)缓慢起吊芯子，以四角的圆钢找正，避免碰撞。
当芯子高于箱口后，以塑料布蒙住油箱，以两根清洁并包以塑料布的8#槽钢或道木垫入芯子下部，并放置其上。
此时吊芯的钢丝绳仍受力。
4、器身的检查和记录所有的螺丝应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应完好无损，防松绑扎完好。
1）铁芯检查a)铁芯应无变形，铁轭与夹件之间的绝缘垫应良好。
b)铁芯应无多点接地。
c)打开铁芯的接地线，以2500V摇表检查绝缘情况，铁芯及穿钉绝缘良好。
2）绕组检查a)绕组的绝缘层应完整无损，无变位现象。
b)各绕组排列整齐，间隙均匀，油路畅通。
c)绕组的压钉应紧固，防松螺钉应锁紧。
d)绝缘围屏绑扎牢固，围屏上的所有线圈引出处的封闭应良好。
e)引出线绝缘包扎应牢固，无破损、拧曲现象，引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，其固定支架应紧固；引出线的裸露部分应焊接良好，应无尖角和毛刺；引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。
套管应完好无损。
3）调压装置的检查a)调压装置与线圈的连接应紧固，接线正确。
b)调压装置的触头应清洁，接触紧密，弹性良好。
所有接触到的地方，用0.05×10mm的塞尺检查，应塞不进去，引线接触良好。
c)调压装置应完好无损。
转动盘应动作灵活，位置可靠，且与指示器密封良好。
d)绝缘屏障应完好，固定牢固，无松动现象。
e)各部位无油泥、水滴和金属末等杂物。
5、器身复原1)器身检查完毕后，应检查油箱内有无落掉物，若有，应进行打捞。
器身检查时有无遗漏物品。
2)拉紧倒链，抽出8#槽钢或道木，更换密封圈，并以φ16圆钢定位。
3)按原测量的间距逐步上紧箱盖的固定螺丝及附件。
4)检查各绕组的绝缘情况，无异常可进行下道工序。
5)清点工具，按登记数量收回，清理现场。
6、注油变压器注油时，要使油流缓慢充满变压器直到达到合适的油位为止。
打开套管的放气塞，排尽变压器内部气体，直至放气塞溢油为止。
关闭散热器上部蝶阀，打开散热器、净油器下部蝶阀，同时打开散热器、净油器上部放气塞，排尽内部气体，直到放气塞溢油为止。
放气完毕后，将散热器上部蝶阀打开，打开油枕放气塞，排尽油枕内部气体，直到放气塞溢油，根据施工环境温度调整油位。
7、二次接线：将所有拆除的二次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。
8、测量、试验：对变压器进行整体密封性检查，绝缘油化验。
按规定对变压器进行本体电气试验、瓦斯保护、压力释放阀动作试验，测温和风冷回路试验。
9、一次接线：将所有拆除的一次线按照做好记录的位置全部恢复到工况位置。
10、完工检查：储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的阀门均在“开”位。
储油柜和套管的油位正常。
对散热器、套管等部件进行放气，直到充满绝缘油。
气体继电器内无气体。
铁芯接地小套管应接地良好。
变压器一次、二次引线接线牢靠、正确。
瓦斯继电器防雨罩安装到位。
确认作业现场设备上没有遗留的工具、材料和施工废弃物。
确认设备位置恢复到作业前状态，清理打扫现场。
第二部分高压户外刀闸检修及试验方案1 范围本次检修试验的高压户外刀闸的型号为GW4-110 110KV/600A。
2 编制依据：2.1 DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）2.2 GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范2.3 DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分）2.4 DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则2.5 Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程2.6 Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范3 支持文件GW5-110型户外隔离开关安装使用说明书4 术语和定义大修：隔离开关本体、传动部件、清洗、更换易损件，处理缺陷等操作。
小修：不拆部件，只做缺陷处理、清洗、紧固螺栓等。
临时性检修：影响安全运行时的检修。
5 安全及预控措施按照《电业安全工作规程》等相关规定编写出与本作业相应的安全措施，并根据安全生产风险管理体系的相关要求，对本作业的危险点进行分析，提出预控措施6 作业准备6.1 人员配置6.1.1人员数量要求工作负责人1人，工作班成员至少2人。
6.2检修工具准备6.3消耗性材料及主要备品备件7 作业周期略８工期定额大修所需工作日为10个, 小修所需工作日为5个,临时检修所需工作日按工作量确定。
９设备主要参数9.1主要技术参数9.2主要机械调整参数10 工作流程11 作业项目、工艺要求和质量标准11.1 作业项目11.1.1小修项目11.1.1.1三相导线线夹紧固检查；11.1.1.2 检查及清洁瓷套；11.1.1.3 机构箱清洁检查：有无渗水情况，控制箱内照明及加热器工况；11.1.1.4 电气接线检查：二次端子接线及电气回路接线的紧固情况检查；11.1.1.5辅助开关检查：动作的可靠性，切换的灵活性，位置的正确性；11.1.1.6断路器功能检查；11.1.1.7如需要进行信号上传检查；11.1.1.8. 二次回路绝缘检查；11.1.1.9进行手动操作、电动操作试验；11.1.2 大修修项目11.1.2.1 包括小修的所有项目；11.1.2.2清洗触头；11.1.2.3 检查导电部分紧固情况；11.1.2.4传动部分加润滑油；11.1.2.5.刷相色漆；11.1.2.6 预防性试验：一次回路电阻，必要时进行；11.1.2.7机构、构架防腐处理11.1.2.8 闭锁功能检查；11.2 工艺要求和质量标准11.2.1技术准备工作11.2.1.1 收集需检修隔离开关的运行、检修记录和缺陷情况；11.2.1.2 从档案室调出需检修隔离开关的相关资料信息：操作说明书、电气原理图、出厂试验报告；11.2.1.3 核实隔离开关使用年限，以此制定断路器的检修方案；11.2.2检查隔离开关检修前的状态11.2.2.1确认隔离开关处在分闸位置；11.2.2.2 确认隔离开关已与带电设备隔离并两侧接地；11.2.2.3确认隔离开关操作电源和加热器电源已断开：在需检修隔离开关的电源箱内拉开相关的开关；11.2.2.4断开断路器控制电源和信号电源：在主控制室完成相关操作；11.2.2.5 记录隔离开关信息：(1). 隔离开关铭牌：隔离开关出厂编号；额定电压、电流；控制电压；(2). 隔离开关的操作次数：见控制箱内的动作计数器；当检修工作不能在一天内完成时，当天工作结束后应将加热器电源投入，以避免机构箱内积聚潮气。
11.2.6.电气试验必要时进行接触电阻试验12 作业后的验收和交接13 大修的判断标准和检修项目第三部分金属氧化物避雷器检修及试验1.目的和适用范围本措施适用于金属氧化物避雷器试验作业。
制定本措施的目的是规范试验操作、保证试验结果的准确性，为设备运行、监督、检修提供依据。
2.编制依据3.工作程序3.1试验项目避雷器试验包括以下内容:（1）测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻（2）测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流（3）检查放电计数器动作情况及监视电流表指示3.2试验方法及主要设备要求3.2.1测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻3.2.1.1使用2500V兆欧表测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻，可以初步判断避雷器内部是否受潮、底座的绝缘电阻是否良好。