问：简要分析化工企业常压容器使用安全与管理论文？
答： 简要分析化工企业常压容器使用安全与管理论文
化工企业生产中涉及易燃易爆、有毒、腐蚀性介质较多，工作条件有高温、高压等危险工况，因而压力容器事故成为企业的监控重点，而对于常压容器的安全管理成为相对薄弱的环节，部分企业几乎忽略了常压设备的安全管理工作，没有很好的分析常压设备工作的特点，制定相应的安全管理措施，因而潜存了常压设备的安全隐患。
1 事故案例与分析
1.1 案例一常压容器超压引发容器爆炸
2006 年2 月25 日，山东省淄博市某化工企业的2，6- 二硝基对甲基苯酚装置在开车时，操作人员在反应釜内加好硝酸后，开始向反应釜内滴加邻硝基对甲基苯酚，滴加过程中，反应釜突然发生爆炸，导致厂房屋顶和生产设施损毁。造成事故的直接原因为该企业的操作工在反应过程中，没有将放空管线阀门彻底打开，导致常压反应釜内憋压，造成爆炸事故。硝化反应釜上安装防止误操作的自动防爆泄压设施;二是该企业没有编制详尽的安全操作规程，没有对放空管阀门的操作作出明确的要求。
1.2 案例二易燃易爆介质常压容器混入空气引发爆炸
2015 年11 月17 日，辽宁某石油化工企业碳五分离装置区域内的阻聚剂配制罐发生爆炸致火灾事故，致使装置区部分设备受损，装置内物料部分泄漏，所幸无人员伤亡。造成事故的直接原因为阻聚剂罐液面上形成较大空间，实际操作过程中没有使用充氮设施对负压吸入和使用临时管线带入的空气进行置换和保护，使罐内空间部分形成乙腈蒸气与空气混合的爆炸性混合气体(乙腈的爆炸极限3%～ 16%)。环绕设备的`电伴热带在长期使用过程中，绝缘体出现破损，对罐壁放电，局部形成高温，引发事故发生。
2 常压容器的工况特点分析与安全措施
常压容器区分于压力容器, 通常说的常压容器为容器内无压力，有管道或容器开孔与大气相通，如水罐，低浓度酸、碱罐等。在化工行业，由于所涉及物料大部分为易燃易爆、有毒、腐蚀性介质，这些介质泄漏或以气体形式散发，会导致人员中毒、环境污染、引发火灾爆炸等事故，所以很多储存容器虽为常压容器，但处于密封状态，反应设备多与其他设备连通工作，这些容器内部为微正压(<0.1MPa)或负压(真空)状态。当容器内压力超压时可能发生容器爆炸事故，如果负压设备内介质易燃易爆，密封不严，容器混入空气，可能形成爆炸性混合气体，引发火灾爆炸事故。发生容器爆炸可能发生次生事故，如火灾爆炸、人员中毒、人员灼伤、环境污染等。
现针对几种常压容器举例进行典型的安全隐患分析如下(以下分析主要基于工作压力情况的分析，未针对其他工艺操作、反应温度变化、物料性质变化等因素进行分析)。
2.1 常压反应釜
一般工作条件：常压工作，常温或低、中温工况，排空管道与后续冷凝器或尾气吸收装置连接，或有导热油加热，或循环水(冷冻水)冷却系统。可能发生的问题及安全措施：(1)反应釜排空管道阀门未开或管道堵塞;操作失误，导致反应失控。其结果是容器内压力升高，设备密封破坏，发生泄漏;压力超过设备承受极限，导致容器爆炸。安全措施：反应釜排空管道上的阀门悬挂常开标示牌;反应釜安装安全阀或爆破片;对设备进行定期检查、维护，保持管道畅通;反应釜的选型、设计应考虑反应釜能承受反应过程可能出现的最高压力。(2)涉及易燃易爆介质的反应釜工作状态为负压，误操作或密封不良，导致空气吸入反应系统。其结果是空气与反应釜内可燃介质可能形成爆炸性混合物，遇火花或高能可能发生火灾爆炸。安全措施：对设备进行定期检查、维护，保持设备及管道法兰密封良好;使用易燃易爆物料的容器排空口、备用口应根据工艺需要悬挂“禁止开启”、“常闭”等警示标志。(3)有密闭保温阶段的反应，反应不彻底即进行关闭排空阀门保温。其结果是容器内压力升高;设备密封破坏，发生泄漏;压力超超过设备承受极限，导致容器爆炸。安全措施：严格执行工艺规程操作;反应釜安装安全阀或爆破片;安装压力报警器，连锁压力释放阀。
2.2 易燃易爆物料常压储罐
一般工作条件：常压、常温储存，排空管道安装阻火器与大气相通，或氮封储存。
可能发生的问题及安全措施：(1)与大气相通储罐未安阻火器或阻火器损坏。其结果是空气与储罐内可燃介质可能形成爆炸性混合物，有明火或火花可能引入储罐内部发生火灾爆炸。安全措施：储罐通气管安装阻火器，并定期检查维护;备用口应加盲板并密封完好。(2)氮封储罐氮气泄漏，氮封失效。其结果是空气与反应釜内可燃介质可能形成爆炸性混合物，发生火灾爆炸。安全措施：储罐顶部安装压力监测报警装置;氮气补充系统应为自动补充系统;对设备进行定期检查、维护，保持设备及管道法兰密封良好。(3)氮封储罐氮气减压阀损坏、氮气压力失控;容器内压力升高(此情况一般出现在小型氮封储罐，大型氮封储罐安装有呼吸阀)。结果是设备密封破坏，发生泄漏;压力超超过设备承受极限，导致容器爆炸。安全措施：严格执行工艺规程，控制氮气系统压力;氮封储罐安装安全阀;氮气缓冲罐安装安全阀;对设备、安全阀等进行定期检查、维护，保持设备及管道法兰密封良好。
2.3 短时间压力操作的常压罐
一般工作条件：正常工艺操作条件为常压，因气体压送转料、连接设备转换等特定工艺操作而短时间承受一定压力。
可能发生的问题及安全措施：(1)设备选型和设计未考虑短时间压力升高情况。结果是密封泄漏;储罐变形或破裂;发生容器爆炸;有易燃易爆物料可引发火灾爆炸。安全措施：根据工艺操作条件进行储罐选型和设计;加强设备管理，定期检测设备腐蚀情况，容器壁厚小于设计壁厚条件下禁止使用。(2)使用增压气体压力超过设计值;增压气体压控制失效。结果是密封泄漏;储罐变形或破裂;发生容器爆炸;有易燃易爆物料可引发火灾爆炸。安全措施：选用增压气体气源应符合设计工况要求;增压气体进入设备前设置缓冲罐，安装安全阀，安全阀的设定压力不超过用气的常压容器的设计压力。(3)对于易燃易爆物料，使用增压气体压送物料停气后，容器开口或降温后设备处于负压状态，空气可能进入容器;使用真空抽料，设备密封不严，空气可能进入容器内;使用真空抽料完毕，误操作空气可能进入容器内。结果是空气与容器内可燃介质可能形成爆炸性混合物，发生火灾爆炸。安全措施：根据工艺条件制订完善的安全操作规程，并严格执行;对于易燃易爆物料使用氮气等惰性气体作为增压气体，并严禁混入空气;对真空抽料的设备应选用惰性气体破坏真空;进行定期检查、维护，保持设备及管道法兰密封良好;使用易燃易爆物料的容器排空口、备用口应根据工艺需要悬挂“禁止开启”、“常闭”等警示标志。以上分析是对某种设备的典型操作隐患分析，实际生产过程中一套容器可能同时存在几种典型操作工况，企业应根据设备类型及用途、工艺条件、物料性质等多方面分析。
3 化工企业常压容器的管理措施
常压容器是化工行业生产系统中不可缺少的组成部分，普遍分散于装置中各部分，放松常压设备的安全管理就会直接导致系统安全性的降低。常压容器在正常工作状态下属于常压，但如果出现误操作或装置、控制系统失灵，就可能产生一定的压力，加之设备本身承压能力较低，一旦超压极易引起爆炸事故。人们一般将精力集中在压力容器的操作和管理上，因此常压容器出现误操作的机率相对较高。要保证企业安全生产，只有在管理上不断加强，消除各种不安全因素，严格规范常压容器的管理。建议企业在常压设备的管理上注意以下几个方面：(1)装置系统内的常压容器，设计和选型应考虑容器可能出现的最高工作压力，确保容器能够承受短时间的压力操作状态。(2)对误操作或相关装置失效可能导致常压容器超压的，常压容器安装安全阀或爆破片等压力释放装置。(3)有化学反应过程的常压容器，应根据工艺情况完善配置反应速度控制系统、冷却降温系统、压力释放系统，并根据工艺特点配置安全联锁系统。(4)氮封等惰性气体保护的常压容器，应配置压力检测和控制系统，确保氮封有效，并有氮气压力自动控制措施。
综上所述，只有加强常压容器的安全管理工作，才能够避免常压容器违章操作、消除容器的潜在危险、避免爆炸事故的发生，保障化工企业安全生产。
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问：钻井机械中液压油的污染与控制论文？
答： 钻井机械中液压油的污染与控制论文
论文摘要：液压油的质量和清洁度是保证液压系统正常工作的首要条件,液压系统污染是液压故障的一个主要原因,为了保证钻井机械液压系统能够安全、可靠的运行,对液压系统中液压油污染的危害及原因进行分析,对液压油污染程度的检测及液压油污染的控制提出了方法和措施,以达到工作过程中的污染控制,主要包括：控制油温、定期过滤等措施
论文关键词：液压油,污染,控制
在现代的传动方式中，液压传动可以很好的实现远距离控制和自动控制，并且以其传动装置的重量轻、结构紧凑、惯性小等特点得到了较为广泛的应用。但是钻井设备由于多处于室外，工作中受外界环境的影响很大，在实际的使用过程中，很容易出现液压油的污染情况，严重影响了动力的传递，因此对液压油污染的控制就显得尤为重要。
一、液压油概述
液压油用于液压传动系统中作中间介质,起传递和转换能量的作用,同时还起着液压系统内各部间件的润滑、防腐蚀、冷却、冲洗等作用。其主要性能有:
1.合适的粘度，良好的粘温特性粘度是选择液压油时首先考虑的因素，在相同的工作压力下，粘度过高，液压部件运动阻力增加，升温加快液压泵的自吸能力下降，管道压力降和功率损失增大；若粘度过低，会增加液压泵的容积损失，元件内泄漏增大，并使滑动部件油膜变薄，支承能力下降。
2.良好的润滑性(抗磨性)液压系统有大量的运动部件需要润滑以防止相对运动表面的磨损，特别是压力较高的系统，对液压油的抗磨性要求要高得多。
3.良好的抗氧化性液压油在使用过程中也会发生氧化，液压油氧化后产生的酸性物质会增加对金属的腐蚀性，产生的油泥沉淀物会堵塞过滤器和细小缝隙，使液压系统工作不正常，因此要求具有良好的抗氧化性。
4.良好的抗剪切安定性由于液压油经过泵、阀节流口和缝隙时，要经受剧烈的剪切作用，导致油中的一些大分子聚合物如增粘剂的分子断裂，变成小分子，使粘度降低，当粘度降低到一定的程度油就不能用了，所以要求具有良好的抗剪切性能。
5.良好的防锈和防腐蚀性液压油在使用过程中不可避免地要接触水分和空气以及氧化后产生的酸性物质都会对金属生锈和腐蚀，影响液压系统的正常工作。
6.良好的抗乳化性和水解安定性液压油在工作过程中从不同途径混入的水分和冷凝水在受到液压泵和其他元件。
7.良好的抗泡沫性和空气释放性在液压油箱里，由于混入油中的气泡随油循环，不仅会使系统的压力降低，润滑条件变坏，还会产生异常的噪音、振动，此外气泡还增加了油与空气接触的面积，加速了油的氧化，因此要求液压油具有良好的抗泡沫性和空气释放性。
8.对密封材料的适应性由于液压油与密封材料的适应性不好，会使密封材料膨胀、软化或变硬失去密封性能，所以要求液压油与密封材料能相互适应。
二、液压油的污染与危害
液压油的污染，按照污染物的不同，可分为杂质(灰尘、金属颗粒、棉纱、氧化物等)、水分、空气、微生物及化学物污染。在钻采机械液压系统中，主要是杂质(大部份是金属颗粒)、水分和空气污染。
l、油液中混入水分
(1)油液中水分进入的途径
1)油箱盖因冷热交替而使空气中的水分凝结成水珠落人油中。
2)冷却器或热交换器密封损坏或冷却管破裂使水漏人油中。
3)通过液压缸活塞杆密封不严密处进入系统的潮湿空气凝聚成水珠。
4)用油时带人的水分以及油液暴露于潮湿环境中与水发生亲合作用而吸收的水。
(2)油液中混入水分后的危害
1)油液中混入一定量的水分后，会使液压油乳化呈白浊状态。如果液压油本身的抗乳化能力较差，静止一段时间后，水分也不能与油分离，使油总处于白浊状态。这种白浊的乳化油进入液压系统内部，不仅使液压元件内部生锈，同时降低其润滑性能，使零件的磨损加剧，系统的效率降低。
2)液压系统内的铁系金属生锈后，剥落的铁锈在液压系统管道和液压元件内流动，蔓延扩散下去，将导致整个系统内部生锈，产生更多的剥落铁锈和氧化物。
3)水还会与油中的某些添加剂作用产生沉淀和胶质等污染物，加速油的恶化。
4)水与油中的硫和氯作用产生硫酸和盐酸，使元件的磨蚀磨损加剧，也加速油液的氧化变质，甚至产生很多油泥。
5)这些水污染物和氧化生成物，随即成为进一步氧化的催化剂，最终导致液压元件堵塞或卡死，引起液压系统动作失灵、配油管堵塞、冷却器效率降低以及滤油器堵塞等一系列故障。
6)另外，在低温时，水凝结成微小冰粒，也容易堵塞控制元件的间隙和死口。
2、油中侵入空气
油液中的空气主要来源于松动的管接头，不紧密的元件接合面，暴露在油面上的油管以及密封失效处，油液暴露在大气中也会溶人空气。此外，当油箱内的油量较少时，加速了液压油的循环，使气泡排除困难，同时油泵吸油管“吃油”深度不够也使空气容易进入。
混入液压系统的空气，通常以直径为0．05～0．50mm的气泡状态悬浮于液压油中，对液压系统内液压油的体积弹性模量和液压油的粘度产生严重影响，随着液压系统的压力升高，部分混入空气溶人液压油中，其余仍以气相存在。当混入的空气量增大时，液压油的体积弹性系数急剧下降，液压油中的压力波传播速度减慢，油液的动力粘度呈线性增高。悬浮在油液中的空气与液压油结合成混合液，这种油液的'稳定性决定于气泡的尺寸大小，对液压系统等产生重大的影响，可能出现振动、噪声、压力波动、液压元件不稳定、运动部件产生爬行、换向冲击，定位不准或动作错乱等故障，同时还使功耗上升，油液氧化加速以及油的润滑性能降低。油液中的固态污染物主要以颗粒状存在。这些杂质有的是元件加工和装配过程中残留的，有的是液压元件在工作过程中产生的，有的源于外界杂质的侵入，其危害是：
(1)油中的各种颗粒杂质会对泵和马达造成危害。当杂质颗粒进入到齿轮泵或齿轮马达的齿轮端面和两端盖侧板、齿顶和壳体之间，或当杂质颗粒进入到叶片泵或叶片马达的叶片与叶片槽，转子端面和配油盘、定子与转子(叶片顶部)之间，或当杂质颗粒进入到柱塞泵或柱塞马达的柱塞与柱塞缸体孔，转子与配油盘、滑靴与倾斜盘、变量机构的滑动副之间时，均有可能造成卡死故障。即使不造成卡死故障，也会使磨损加剧。杂质颗粒还有可能堵塞泵前的进油滤油器，使泵产生气蚀或造成多种并发故障。
(2)油中各种颗粒杂质会对液压缸造成危害。颗粒杂质会使活塞与缸体、活塞杆与缸盖孔及密封元件产生拉伤和磨损，使泄油量增大，容积效率和有效推力(拉力)降低，如果颗粒杂质卡住活塞或活塞杆，将导致油缸不动作。
(3)油中的污染颗粒会对各种阀类元件造成危害。污染颗粒可能引起滑阀卡死或节流堵塞，造成阀动作失灵，即使不产生卡死或堵塞故障，污染颗粒也将使阀类元件运动副过早磨损，配合间隙加大，性能恶化。
(4)污染物繁殖细菌，加剧油液老化，使油液发黑发臭，更进一步产生污染。如此恶性循环，有可能产生以下后果：
1)污染物堵塞滤油器，导致油泵吸空，产生振动和噪声。
2)污染物使油缸或马达的摩擦力增大，产生爬行。
3)污物会完全使伺服阀等抗污染能力差的元件根本失效，至少是工作不稳定和滞后量增加，污物阻塞压力表前同定小孔，压力得不到正确传递和反映。
4)污染物堵塞压力表通道，使压力得不到正确传递和反应。
三、控制液压油污染的主要措施
为确保液压系统工作正常、可靠、减少故障和延长寿命，必须采取有效措施控制液压油的污染。
1、控制油温
油温过高往往会给液压系统带来以下不利影响：
（1）油液黏度下降，使活动部位的油膜破坏、磨擦阻力增大，引起系统发热、执行元件（例如液压缸）爬行。油液黏度下降可导致泄漏增加，系统工作效率显著降低。
（2）油液黏度下降后，经过节流器时其特性会发生变化，使活塞运动速度不稳定。
（3）油温过高引起机件热膨胀，使运动副之间的间隙发生变化，造成动作不灵或卡死，使其工作性能和精度下降。
（4）当油温超过55摄氏度时，油液氧化加剧，使用寿命缩短，据资料介绍，当油温超过55摄氏度后温度每升高9摄氏度，油的使用寿命缩短一半，因此，对不同用途和不同工作条件的机器。应有不同的允许工作油温。工程机械液压系统允许的正常工作油温为35-55摄氏度，最高为70摄氏度。
2、控制过滤精度
为了控制油液的污染度，要根据系统和元件的不同要求，分别在吸油口、压力管路、伺服调速阀的进油口等处，按照要求的过滤精度设置滤油器，以控制油液中的颗粒污染物，使液压系统性能可靠、工作稳定。滤油器过滤精度一般按系统中对过滤精度敏感性最大的元件来选择。
3、强化现场维护管理
强化现场维护管理是防止外界污染物侵入系统和滤除系统中污染物的有效措施。
（1）检查油液的清洁度
设备管理部门在检查设备的清洁度时，应同时检查系统油液、油箱和滤油器的清洁度，并建立液压设备清洁度上、中、下三级评分制度。对关键设备的液压系统都要抽查。
（2）建立液压系统一级保养制度
设备管理部门在制定设备一级保养内容时，要增加对液压装置方面的具体保养内容。
（3）定期对油液取样化验
应定期、定量提取油样，检查单位体积油样中杂质颗粒的大小和数量或称重量，并作定性定量分析，以便确定油液是否需要更换。
A、取油样时间：对已规定了换油周期的液压设备，可在换油前一周对正在使用的油液进行取样化验；对新换的油液，经过1000h连续工作后，应对其取样化验；企业中的大型精密液压设备使用的油液，在使用600h后，应取样化验。
B、取油样时，首先要把装油容器清洗干净，不许使用脏的容器，以确保数据准确，具体取油样的方法如下：
当液压系统不工作时（即在静止状态下），可分别在油箱的上部、中部和下部各取相同数量的油样，搅拌后进行化验；液压系统正在工作时，可在系统的总回油管口取油样；化验所需要的油样数量，一般为300-500mL/次；按油料化验规程进行化验，将化验结果填入油料化验单，并存入设备档案。
4、定期清洗
控制油液污染的另一个有效方法是，定期清除滤网、滤芯、油箱、油管及元件内部的污垢。在拆装元件、油管时也要注意清洁，对所有油口都要加堵头或塑料布密封，防止脏物侵入系统。
5、定期过滤油液、控制其使用期限
油液的使用寿命或更换周期取决于很多因素，其中包括设备的环境条件与维修保养、液压系统油液的过滤精度和允许污染等级等因素。由于油液使用时间过长，油、水、灰尘、金属磨损物等会使油液变成含有多种污染物的混合液，若不及时更换，将会影响系统正常工作，并导致事故。是否换油取决于油液被污染的程度，目前有3种确定换油期的方法：
（1）目测换油法。它是凭维修人员的经验，根据目测到的一些油液常规状态变化（如油液变黑、发臭、变成乳白色等），决定是否换油。
（2）定期换油法。根据设备所在场地的环境条件、工作条件和所用油品的换油周期，到期就进行更换。这种方法对液压设备较多的企业很适用。
（3）取样化验法。定期对油液进行取样化验，测定必要的项目（如黏度、酸值、水分、颗粒大小和含量以及腐蚀等）和指标，按油质的实际测量值与规定的油液劣化标准进行对比，确定油液该不该换。取样时间：对一般工程机械的液压系统应在换油周期前一周进行，关键设备的液压系统应每隔500小时进行一次取样化验，化验结果应填入设备技术档案。取样化验法适用于关键设备和大型液压设备。
换油时，要注意清洁，防止赃物侵入液压系统，不可混用和换错，主要有下列要求：
（1）更换的新油或补加的新油必须是本系统所规定使用的油，经过化验确认其油质已达到规定的性能指标，才能加入。
（2）为保持新油的清洁，换油时要将油箱内部及主要管道内旧油放尽，并把油箱、过滤网、软管清洗干净。加油时油液必须经过过滤，对已疲劳损坏的滤网应更换。
（3）加入的油量要达到油箱的油标位置，加油方法是：先加油至油箱最高油标线，开动油泵电动机，把油供至系统各管道，再加油至油箱油标线，再开动电动机，这样多次进行，直至油液保持在油标线内为止。
所以在日常的使用和设备保养过程中，要十分注意观察油的质量，避免油污染对设备造成的损害。
参考文献
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问：避雷器在电力系统应用中的问题分析论文？
答： 避雷器在电力系统应用中的问题分析论文
摘要：文中阐述了避雷器自身防护问题及其对电力系统的影响，简单的论述了避雷器的保护特性，分析了氧化锌避雷器在应用中的问题及解决问题的技术措施，探讨了防雷界的热点问题。
关键词：避雷器特性应用问题分析技术措施
1.应用中的问题探讨
1.1避雷器自身过电压防护问题
避雷器是过电压保护电器，其自身仍存在过电压防护问题。对于能量有限的过电压如雷电过电压和操作过电压，避雷器泄流能起限压保护作用。对能量是无限（有补充能源）的过电压，如暂态过电压（工频过电压和谐振过电压的总称），其频率或为工频或为工频的整数倍或分数倍，与工频电源频率总有合拍的时候，如因某些原因而激发暂态过电压，工频电源能自动补充过电压能量，即使避雷器泄流过电压幅值不衰减或只弱衰减，暂态过电压如果进入避雷器保护动作区，势必长时反复动作直至热崩溃，避雷器损坏爆炸，因此暂态过电压对避雷器有致命危害。如果已将全部暂态过电压限定在保护死区内不受其危害的避雷器，称之为暂态过电压承受能力强，反之称暂态过电压承受能力差。碳化硅避雷器暂态过电压承受能力强，但由于运行中动作特性稳定性差，常因冲击放电电压（保护动作区起始电压）值下降，仍可能遭受暂态过电压危害。无间隙氧化锌避雷器因其拐点电压（可近似地把参考电压当作拐点电压）偏低，仅2.21～2.56Uxg（最大相电压），而有些暂态过电压最大值达2.5～3.5Uxg，故有暂态过电压承受能差的缺点。对暂态过电压危害有效防护办法是加结构性能稳定的串联间隙将全部暂态过电压限定在保护死区内，使避雷器免受其危害。串联间隙氧化锌避雷器有此独具优点。
1.2避雷器自身对电力系统不安全影响
保护间隙和管型避雷器在间隙击穿后，保护回路再也没有限流元件，保护动作都要造成接地故障或相间短路故障，保护作用增多电力系统故障率，影响电力系统的正常、安全运行。应用氧化锌避雷器，从根本上避免保护作用产生接地故障或相间短路故障，且不用自动重合闸装置就能减少线路雷害停电事故。
1.3避雷器其连续雷电冲击保护能力
有时高压电力装置可能遭受连续雷电冲击，连续雷电冲击是指两次雷电入侵波间隔时间仅数百μs至数千μs，间隔时间极短。碳化硅避雷器保护动作既泄放雷电流也泄放工频续流，切断续流时耗最大达10000μs，一次保护循环时间要远大于10000μs才能恢复到可进行再次动作能力，故碳化硅避雷器没有连续雷电冲击保护能力。氧化锌避雷器保护动作只泄放雷电流，雷电流泄放（小于100μs）完毕，立即恢复到可进行再次动作能力，故氧化锌避雷器具有连续雷电冲击保护能力，这对于多雷区或雷电活动特殊强烈地区的防雷保护尤为重要。
1.4工频能源的浪费
只关注防雷器件泄放雷电流的限（降）压保护作用，轻视或忽视有些器件同时泄放工频电流浪费能源作用。保护间隙或管型避雷器保护动作可能伴随短路电流（几kA至几十kA）对地放电，碳化硅避雷器保护动作有工频续流（避雷器FS型为50A，FZ型为80A，FCD型为250A）对地放电，而造成能源浪费，使用氧化锌避雷器可彻底避免保护作用带来的工频能源浪费。
2.避雷器保护特性
2.1避雷器的保护特性参数
各种型号的避雷器在同用途同电压级时，其雷电残压参数相同或接近，这是因为各生产厂都是按国标规定决定残压值的。有人认为既然雷电残压值一样，它们的保护作用和效果也应是一样的，随意选用哪种型号都可以。这是一种偏见，因为除雷电残压外，还有其它保护参数，如工频放电电压值，冲击放电电压值，是考察避雷器暂态过电压承受能力，保证其长期正常运行的参数；又如是否有雷电陡波残压值，是标示避雷器防雷保护功能完全的重要参数。综合来看，只有串联间隙氧化锌避雷器齐备上述保护特性参数，也就是说它有齐全的防护功能。
2.2避雷器动作特性运行稳定性
碳化硅避雷器保护动作要泄放雷电流和工频续流，动作负载重，经计算每次动作泄放雷电流为0.04～0.07C电荷量，工频续流为0.5～2.5C电荷量，后者与前者相比一般为11～17倍，且其间隙数量多隙距，常因动作负载重使部分间隙烧毛烧损，另外瓷套外壳脏污潮湿也会影响内间隙电容分布，这些都可能使部分间隙失效而降低冲击放电电压值，即动作特性稳定性差，可能增加保护动作频度，或遭受暂态过电压危害，而加速损坏。串联间隙氧化锌避雷器保护动作只泄放雷电流而无续流，动作负载轻，间隙不需具有灭弧及切断续流能力，故间隙数量特少，3～10kV避雷器仅一个间隙，35kV避雷器为3个间隙串联，间隙的工频放电电压值与碳化硅避雷器相同，符合GB7327规定，故间隙隙距大，动作特性可保持长期运行稳定。
2.3串联间隙氧化锌避雷器
碳化硅避雷器因其间隙结构（隙距小，数量多）带来一些缺点：如没有雷电陡波保护功能；没有连续雷电冲击保护能力；动作特性稳定差可能遭受暂态过电压危害；动作负载重寿命短等。无间隙氧化锌避雷器因其拐点电压较低，有暂态过电压承受能力差，损坏爆炸率高和寿命短等缺点。串联间隙氧化锌避雷器既有间隙又用ZnO阀片，其间隙结构不同于碳化硅避雷器，因其间隙数量少，当过电压达到冲击放电电压时间隙无时延击穿，同时因隙距大动作特性稳定，故它可避免碳化硅避雷器间隙带来的一切缺点。串联间隙氧化锌避雷器的间隙已将全部暂态过电压限定在保护死区内免受其危害，故它可避免无间隙氧化锌避雷器因拐点电压偏低带来一切缺点。串联间隙氧化锌避雷器仍有前两种避雷器保护性能优点，而避免它们的缺点。
2.4避雷器运行工况监测
避雷器失效的主要特征是泄漏电流增大，运行中不易发现，有可能长时带病运行，以致扩大事故，故有必要监察其运行工况。碳化硅避雷缺乏监察手段，靠每年定期普遍测试筛选淘汰这样作事倍功半，还不能随时剔除失效品。氧化锌避雷器可附带脱离器，当其失效损坏时，脱离器自动动作（30mA时不大于8min）退出运行，以免造成更大损失和事故，提高运行安全可靠性。
3.避雷器应用
3.1避雷器外形尺寸
制造避雷器均按户内外两用条件决定其瓷套绝缘强度，其外形尺寸与阀片材料有关。当其用于架空线路或户外变配电设备时，因其相间距大，避雷器外形尺寸不会带来不良影响。户内手车式开关柜因其体积尺寸较小，避雷器外形尺寸大时会带来不良影响。碳化硅避雷器的SiC阀片其单位通流容量仅为ZnO阀片的1/4，在相同通流能力（5kA）条件下，SiC阀片直径较大，避雷器外径也大；在相同额定电压和残压条件下，碳化硅避雷器高度比氧化锌避雷器大。尤以35kV级的更为显著。如JYN1－35型手车柜的112方案，原用FYZ1－35型无间隙氧化锌避雷器，高仅650mm，装在柜后部隔室内简易手车上，上部有隔离插头，因该产品已停产，工程设计坚持改用FZ3－35型碳化硅避雷器，高1500mm，隔室高度不够，只得将母线室与隔室间隔板取消，避雷器直接与主母线相联，这样避雷器的测试或更换必需在整段主母线断电下进行，运行维护困难，而避雷器外径较大，相间空气净距不够，加装的相间绝缘隔板，有老化受潮绝缘事故隐患。氧化锌避雷器外径和高度相对较小，35kV级还可作成悬挂式，如Y5CZz－42/110L型串联间隙氧化锌避雷器，高度仅640mm。小型化避雷器更有利于手车柜内安装使用。
3.2避雷器性能价格比
无间隙氧化锌避雷器的阀片运行中长期承受电网电压，工作条件严酷，产品制造时要对阀片严格测试筛选，合格率低成本高，故价格也高；因它有暂态过电压承受能力差的致命弱点，不适于在我国3～35kV电网中推广使用。串联间隙氧化锌避雷器因有间隙，大大改善阀片长期工作条件，产品制造时对阀片测试筛选要求相对低些，合格率高成本低，价格也就便宜，串联间隙氧化锌避雷器价格比无间隙氧化锌避雷器普遍便宜，有时也比碳化硅避雷器（如3～10kV的FZ型）便宜，同时它对其它防雷器件都有扬长避短作用，实为当代最先进防雷电器，具有高的性能价格比，是避雷器更新换代的普及和推广产品。
3.3避雷器使用寿命问题
避雷器使用寿命与许多因素有关，除制造质量，密封失效受潮及其它外界因素外，避雷器阀片的老化速度是影响寿命的关键因素。碳化硅避雷器因其动作和负载重，续流大，动作特性稳定差，可能遭受暂态过电压危害等原因，加速阀片老化，寿命不长，一般7～10年，甚致有仅3～5年的。无间隙氧化锌避雷器的阀片长期承受电网电压，工作条件严酷，拐点电压低，动作频度大，还可能遭受暂态过电压危害，温度热损伤等原因，迅速加快阀片老化，寿命较短，有的比碳化硅避雷器还短。串联间隙氧化锌避雷器的间隙可保证阀片只在过电压保护动作过程承受高电压，时间极短（100μs内），在其它情况下阀片对于电网电压，或处于隔离状态（纯间隙时），或处于低电位状态（复合间隙电阻分压），大大改善阀片长期工作条件，还可免受暂态过电压危害和温度热损伤，保证阀片温度不超过55℃，从而保证避雷器寿命达20年以上。
4.氧化锌避雷器运行中的问题分析
我公司应用氧化锌避雷器始于80年代，运行至今在110KV母线上共发生6起事故，均为氧化锌避雷器本体爆炸，其运行寿命最长达110个月，最短的仅有11个月煴1为我公司110KVⅢ段母线避雷器爆炸统计表。
从运行时间上、安装的环境、气候、及生产厂，对损坏的氧化锌避雷器进行技术分析，造成氧化锌避雷器运行中爆炸的原因可归纳如下几项：
4.1氧化锌避雷器的密封问题
氧化锌避雷器密封老化问题，主要是生产厂采用的密封技术不完善，或采用的密封材料抗老化性能不稳定，在温差变化较大时或运行时间接近产品寿命后期，造成其密封不良而后使潮气浸入，造成内部绝缘损坏，加速了电阻片的劣化而引起爆炸。
4.2电阻片抗老化性能差
在氧化锌避雷器运行在其产品寿命的后期，电阻片劣化造成泄漏电流上升，甚至造成与瓷套内部放电，放电严重时避雷器内部气体压力和温度急剧增高，而引起氧化锌避雷器本体爆炸，内部放电不太严重时可引起系统单相接地。
4.3瓷套污染
由于工作在室外的氧化锌避雷器，瓷套受到环境粉尘的污染，特别是设置在冶金厂区内变电所，由于粉尘中金属粉尘的比例较大，故给瓷套造成严重的污染而引起污闪或因污秽在瓷套表面的不均匀，而使沿瓷套表面电流也不均匀分布，势必导致电阻片中电流IMOA的不均匀分布（或沿电阻片的电压不均匀分布），使流过电阻片的电流较正常时大1—2个数量级，造成附加温升，使吸收过电压能力大为降低，也加速了电阻片的劣化。
4.4高次谐波
冶金企业电网随着大吨位电弧炉、大型整流、变频设备的应用及轧钢生产的冲击负荷等的影响，使电网上的高次谐波值严重超标。由于电阻片的非线性，当正弦电压作用时，还有一系列的奇次谐波，而在高次谐波作用时就更加速了电阻片的劣化速度。
4.5抗冲击能力差
氧化锌避雷器多在操作过电压或雷电条件下发生事故，其原因是因电阻片在制造工艺过程中，由于其各工艺质量控制点控制不严，而使电阻片的耐受方波冲击能力不强，在频繁吸收过电压能量过程中，加速了电阻片的劣化而损坏，失去了自身的技术性能。
5.技术措施
针对冶金电网的特点及氧化锌避雷器几次事故分析的.结论，要保证氧化锌避雷器在网上安全可靠运行，应采取以下措施：
5.1设计选型
在设计选型上，应首选有多年稳定运行实践的产品，在选择生产厂时，应选择有先进的工艺设备和完善的检测手段的生产厂，才能保证所选用的氧化锌避雷器具有高的抗老化、耐冲击性能，以使在产品的寿命周期内稳定运行。
5.2在线监测
增设氧化锌避雷器的在线监测仪，并加强对在线监测仪的巡检力度，特别是在雷雨后和易发生故障的部位（有电弧炉负荷的母线段、氧化锌避雷器寿命已到后期）增加巡次数。定期给氧化锌避雷器进行各项电气性能测试及在线监测仪的校验。
5.3防污措施
采用必要的避雷器瓷套的防污措施，如定期清扫或涂以防污闪硅油，在氧化锌避雷器选型上选用防污瓷套型的氧化锌避雷器。
5.4谐波治理
加强电网谐波的治理力度，在有谐波源的母线段增设动态无功补偿和滤波装置，以使电网的高次谐波值控制在国家标准允许范围内。
5.5技术管理
加强对氧化锌避雷器的技术管理工作，即对运行在网上的每一只氧化锌避雷器建立技术档案，对出厂报告、定期测试报告及在线监测仪的运行记录均要存入技术档案，直至该避雷器退出运行。
据国外有关技术资料统计，氧化锌避雷器损坏的原因有雷电和操作过电压，受潮、污闪、系统条件、本身故障等，但仍有一定比例损坏的原因不详，故仍有其在运行中对事故原因不明确的问题。又因氧化锌避雷器的劣化速度的离散性，及雷电、操作过电压、谐波、运行环境等的随机性，都决定着氧化锌避雷器的安全运行的可靠性，故需在今后的工作实践中去研究、实验、探索和总结，以使得其在运行中的不安全因素可得以预防和完善。
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问：电气管理中变压器的论文1500字左右？
变压器 电机 什么都可以 最好留下详细网站
- 答：1主题内容与适用范围
1.1本导则适用于电压等级在35~220kV的国产油浸电力变压器、6kV及以上厂用变压器和同类设备，如消弧线圈、调压变压器、静补装置变压器、并(串)联电抗器等。
对国并进口的油浸电力变压器及同类设备可参照本导则并按制造厂的规定执行。
1.2本导则适用于变压器标准项目大、小修和临时检修。不包括更换绕组和铁芯等非标准项目的检修。
1.3变压器及同类设备需贯彻以预防为主，计划检修和诊断检修相结合的方针，做到应修必修、修必修好、讲究实效。
1.4有载分接开关检修，按部颁DL/T574-95《有载分接开关运行维修导则》执行。
1.5各网、省局可根据本导则要求，结合本地区具体情况作补充规定。
2引用标准
GB1094.1~1094.5-85电力变压器
GB6451.1~6451.5-86油浸式电力变压器技术参数和要求
GB7251-87变压器油中溶解气体分析和判断导则
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
GB7665-87变压器油
DL/T572-95电力变压器运行规程
DL/T574-95有载分接开关运行维修导则
3检修周期及检修项目
3.1检修周期
3.1.1大修周期
3.1.1.1一般在投入运行后的5年内和以后每间隔10年大修一次。
3.1.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏油时，才进行大修。
3.1.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。
3.1.1.4运行中的变压器，当发现异常状碚或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，总工程师批准，可适当延长大修周期。中华人民共和国电力工业部1995-06-29发布1995-11-01实施
3.1.2小修周期
3.1.2.1一般每年1次；
3.1.2.2安装在2~3级污秽地区的变压器，其小修周期应在现场规程中予以规定。
3.1.3附属装置的检修周期
3.1.3.1保护装置和测温装置的校验，应根据有关规程的规定进行。
3.1.3.2变压器油泵(以下简称油泵)的解体检修：2级泵1~2年进行一次，4级泵2~3年进行一次。
3.1.3.3变压器风扇(以下简称风扇)的解体检修，1~2年进行一次。
3.1.3.4净油器中吸附剂的更换，应根据油质化验结果而定；吸湿器中的吸附剂视失 程度随时更换。
3.1.3.5自动装置及控制回路的检验，一般每年进行一次。
3.1.3.6水冷却器的检修，1~2年进行一次。
3.1.3.7套管的检修随本体进行，套管的更换应根据试验结果确定。
3.2检修项目
3.2.1大修项目
3.2.1.1吊开钟罩检修器身，或吊出器身检修；
3.2.1.2绕组、引线及磁(电)屏蔽装置的检修；
3.2.1.3铁芯、铁芯紧固件(穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等)、压钉、压板及接地片的检修；
3.2.1.4油箱及附件的检修，季括套管、吸湿器等；
3.2.1.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检朔；
3.2.1.6安全保护装置的检修；
3.2.1.7油保护装置的检修；
3.2.1.8测温装置的校验；
3.2.1.9操作控制箱的检修和试验；
3.2.1.10无盛磁分接开关和有载分接开关的检修；
3.2.1.11全部密封胶垫的更和组件试漏；
3.2.1.12必要时对器身绝缘进行干燥处理；
3.2.1.13变压器油的处理或换油；
3.2.1.14清扫油箱并进行喷涂油漆；
3.2.1.15大修的试验和试运行。
3.2.2小修项目
3.2.2.1处理已发现的缺陷；
3.2.2.2放出储油柜积污器中的污油；
3.2.2.3检修油位计，调整油位；
3.2.2.4检朔冷却装置：季括油泵、风扇、油流继电器、差压继电器等，必要时吹扫冷却器管束；
3.2.2.5检修安全保持记装置：包括储油柜、压力释放阀(安全气道)、气体继电器、速动油压继电器等；
3.2.2.6检修油保护装置；
3.2.2.7检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计(绕组温度计)、棒形温度计等；
3.2.2.8检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；
3.2.2.9检查接地系统；
3.2.2.10检修全部阀门和塞子，检查全部密封状态，处理渗漏油；
3.2.2.11清扫油箱和附件，必要时进行补漆；
3.2.2.12清扫并绝缘和检查导电接头(包括套管将军帽)；
3.2.2.13按有关规程规定进行测量和试验。
3.2.3临时检修项目
可视具体情况确定。
3.2.4对于老、旧变压器的大修，建议可参照下列项目进行改进
3.2.4.1油箱机械强度的加强；
3.2.4.2器身内部接地装置改为引并接地；
3.2.4.3安全气道改为压力释放阀；
3.2.4.4高速油泵改为低速油泵；
3.2.4.5油位计的改进；
3.2.4.6储油柜加装密封装置；
3.2.4.7气体继电器加装波纹管接头。
4检修前的准备工作
4.1查阅档案了解变压器的运行状况
4.1.1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；
4.1.2负载、温度和附属装置的运行情况；
4.1.3查阅上次大修总结报告和技术档案；
4.1.4查阅试验记录(包括油的化验和色谱分析)，了解绝缘状况；
4.1.5检查渗漏油部位并作出标记；
4.1.6进行大修前的试验，确定附加检修项目。
4.2编制大修工程技术、组织措施计划
其主要内容如下：
4.2.1人员组织及分工；
4.2.2施工项目及进度表；
4.2.3特殊项目的施工方案；
4.2.4确保施工安全、质量的技术措施和现场防火措施；
4.2.5主要施工工具、设备明细表，主要材料明细表；
4.2.6绘制必要的施工图。
4.3施工场地要求
4.3.1变压器的检修工作，如条件许可，应尽量安排在发电厂或变电所的检修间内进行；
4.3.2施工现场无检修间时，亦可在现场进行变压器的检修工作，但需作好防雨、防潮、防尘和消防措施，同时应注意与带电设备保持安全距离，准备充足的施工电源及照明，安排好储油容量、大型机具、拆卸附件的放置地点和消防器材的合理布置等。
5变压器的解体检修与组装
5.1解体检修
5.1.1办理工作票、停电，拆除变压器的外部电气连接引线和二次接线，进行检修前的检查和试验。
5.1.2部分排油后拆卸套管、升高座、储油柜、冷却器、气体继电器、净油器、压力释放阀(或安全气道)、联管、温度计等附属装置，并分别进行校验和检修，在储油柜放油时应检查油位计指示是否正确。
5.1.3排出全部油并进行处理。
5.1.4拆除无励磁分接开关操作杆；各类有载分接开关的拆卸方法参见《有载分接开关运行维修导则》；拆卸中腰法兰或大盖宫接螺栓后吊钟罩(或器身)。
5.1.5检查器身状况，进行各部件的紧固并测试绝缘。
5.1.6更换密封胶垫、检修全部阀门，清洗、检修铁芯、绕组及油箱。
5.2组装
5.2.1装回钟罩(或器身)紧固螺栓后按规定注油。
5.2.2适量排油后安装套管，并装好内部引线，进行二次注油。
5.2.3安装冷却器等附属装置。
5.2.4整体密封试验。
5.2.5注油至规定定的油位线。
5.2.6大修后进行电气和油的试验。
5.3解体检修和组装时的注意事项。
5.3.1拆卸的螺栓等零件应清洗干净分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。
5.3.2拆卸时，首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件，组装时顺序相反。
5.3.3冷却器、压力释放阀(或安全气道)、净油器及储油柜等中件拆下后，应用盖板密封、对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油(或采取其它防潮密封施)。
5.3.4套管、油位计、温度计等易损部件拆下后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。
5.3.5组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。
5.3.6对套管升高座、上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽为止，并重新密封好擦净油迹。
5.3.7拆卸无盛磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并作好标记；拆卸有载分接开关时，分接头应置于中间位置(或按制造厂的规定执行)。
5.3.8组装后的变压器各零部件应完整无损。
5.3.9认真做好现场记录工作。
5.4检修中的起重和搬运
5.4.1起重工作及注意事项
5.4.1.1起重 荼应分工明确，专人指挥，并有统一信号；
5.4.1.2根据变压器钟罩(或器身)的重要选择起重工具，包括起重机、钢丝绳、吊环、U型挂环、千斤顶、枕木等；
5.4.1.3起重前应先拆除影响起重工作的各种连接；
5.4.1.4如系吊器身，应先紧固器身有关螺栓；
5.4.1.5起吊变压器整体或钟罩(器身)时，钢丝绳应分别挂在专用起吊装置上，遇棱角处应放置衬垫；起吊100mm左右时应停留检查悬挂及捆绑情况，确认可靠后再继续起吊；
5.4.1.6起吊时钢丝绳的夹角不应大于60°，否则应采用专用吊具或调整钢丝绳套；
5.4.1.7起吊或落回钟罩(或器身)时，四角应系缆绳，由专人扶持，使其保持平稳；
5.4.1.8起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，防止倾斜；
5.4.1.9起吊或落回钟罩(或器身)时，应使高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间保持一定的间隙，防止碰伤器身；
5.4.1.10当钟罩(或器身)因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施；
5.4.1.11吊装套管时，其斜度应与套管升高座的斜度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；
5.4.1.12采用汽车吊起重时，应检查支撑稳定性，注意起重臂伸张的角度、回转范围与临近带电设备的安全距离，并设专人监护。
5.4.2搬运工作及注意事项
5.4.2.1了解道路及沿途路基、桥梁、涵洞、地道等的结构及承重载荷情况，必要时予以加固，通过重要的铁路道口，应事先与当地铁路部门取得联系。
5.4.2.2了解沿途架空电力线路、通信线路和其它障碍物的高度，排除空中障碍，确保安全通过。
5.4.2.3变压器在厂(所)内搬运或较长距离搬运时，均应绑轧固定牢固，防止冲击震动、倾斜及碰坏零件；搬运倾斜角在长轴方向上不大于15°，在短轴方向上不大于10°；如用专用托板(木排)牵引搬运时，牵引速度不大于100m/h，如用变压器主体滚轮搬运时，牵引速度不大于200m/h(或按制造厂说明书的规定)。
5.4.2.4利用千斤顶升(或降)变压器时，应顶在油箱指定部位，以防变形；千斤顶应垂直放置；在千斤顶的顶部与油箱接触处应垫以木板防止滑倒。
5.4.2.5在使用千斤顶升(或降)变压器时，应随升(或降)随垫木方和木板，防止千斤顶失灵突然降落倾倒；如在变压器两侧使用千斤顶时，不能两侧同时升(或降)，应分别轮流工作，注意变压器两侧高度差不能太大，以防止变压器倾斜；荷重下的千斤顶不得长期负重，并应自始至终有专人照料。
5.4.2.6变压器利用滚杠搬运时，牵引的着力点应放在变压器的重心以下，变压器底部应放置专用托板。为增加搬运时的稳固性，专用托板的长度应超过变压器的长度，两端应制成楔形，以便于放置滚框；运搬大型变压器时，专用托板的下中应加设钢带保护，以增强其坚固性。
5.4.2.7采用专用托板、滚框搬运、装卸变压器时，通道要填平，枕木要交错放置；为便于滚杠的滚动，枕木的搭接处应沿变压器的前进方向，由一个接头稍高的枕木过渡到稍低的枕木上，变压器拐弯时，要利用滚框调整角度，防止滚杠弹出伤人。
5.4.2.8为保持枕木的平整，枕木的底部可适当加垫厚薄不同的木板。
5.4.2.9采用滑全国纪录组牵引变压器时，工作人员和需站在适当位置，防止钢丝绳松扣或拉断伤人。
5.4.2.10变压器在搬运和装卸前，应核对高、低压侧方向，避免安装就位时调换方向。
5.4.2.11充氮搬运的变压器，应装有压力监视表计和补氮瓶，确保变压器在搬运途中始终保持正压，氮气压力应保持0.01~0.03MPa，露点应在-35℃以下，并派专人监护押运，氮气纯度要求不低于99.99%。
(2005-06-25)
整体组装
6.2.1整体组装前的准备工作和要求
6.2.1.1组装前应彻底清理冷却器(散热器)，储油柜，压力释放阀(安全气道)，油管，升高座，套管及所有组、部件。用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。
6.2.1.2所附属的油、水管路必须进行彻底的清理，管内不得有焊渣等杂物，并作好检查记录。
6.2.1.3油管路内不许加装金属网，以避免金属网冲入油箱内，一般采用尼龙网。
6.2.1.4安装上节油箱前，必须将油箱内部、器身和箱底内的异物、污物清理干净。
6.2.1.5有安装标志的零、部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压套管或高座及压力释放阀(或安全气道)升高座等与油箱的相对位置和角度需按照安装标志组装。
6.2.1.6准备好全套密封胶垫和密封胶。
6.2.1.7准备好合格的变压器油。
6.2.1.8将注油设备、抽真空设备及管路清扫干净；新使用的油管亦应先冲洗干净，以去除油管内的脱模剂。
6.2.2组装
6.2.2.1装回钟罩(或器身)；
6.2.2.2安装组件时，应按制造厂的“发装使用说明书”规定进行；
6.2.2.3油箱顶部若有定位件，应按并形尺寸图及技术要求进行定位和密封；
6.2.2.4制造时无升高坡度的变压器，在基础上应使储油柜的气体继电器侧具有规定的升高坡度；
6.2.2.5变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲；
6.2.2.6对于高压引线，所包扎的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，防止扭曲；
6.2.2.7在装套管前必须检查无盛磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上；
6.2.2.8各温度计座内应注以变压器油；
6.2.2.9按照变压器外形尺寸图(装配图)组装已拆卸的各组、部件，其中储油柜、吸湿器和压力释放阀(安全气道)可暂不装，联结法兰用盖板密封好；安装要求和注意事项按各组部件“安装使用说明书”进行。
6.3排油和注油
6.3.1排油和注油的一般规定
6.3.1.1检查清扫油罐、油桶、管路、滤油机、油泵等，应保持清洁干燥，无灰尘杂质和水分。
6.3.1.2排油时，必须将变压器和油罐的放气孔打开，放气孔宜接入干燥空气装置，以防潮气侵入。
6.3.1.3储油柜内油不需放出时，可将储油柜下面的阀门关闭。将油箱内的变压器油全部放出。
6.3.1.4有载调压变压器的有载分接开关油室内的油应分开抽出。
6.3.1.5强油水冷变压器，在注油前应将水冷却器上的差压继电器和净油器管路上的塞子关闭。
6.3.1.6可利用本体箱盖阀门或气体继电器联管处阀让安装抽空管，有载分接开关与本体应安连通管，以便与本体等压，同时抽空注油，注油后应予拆除恢复正常。
6.3.1.7向变压器油箱内注油时，应经压力式滤油机(220kV变压器宜用真空滤油机)。
图1真空注油连接示意图
1-油罐；2，4，9，10-阀门；3-压力滤油机或真空滤油机；5-变压器；6-真空计；7-逆止阀；8-真空泵
6.3.2真空注油
220kV变压器必须进行真空注油，其它奕坟器有条件时也应采用直空注油，真空注油应遵守制造厂规定，或按下述方法进行，其连接图见图1。
通过试抽真空检查油箱的强度，一般局部弹性变形不应超过箱壁厚度的2倍，并检查真空系统的严密性。
操作方法：
6.3.2.1以均匀的速度抽真空，达到指定真空度并保持2h后，开始向变压器油箱内注油(一般抽空时间=1/3~1/2暴露空气时间)，注油温度宜略高于器身温度；
6.3.2.2以3~5t/h的速度将油注入变压器距箱顶约200mm时停止，并继续抽夫空保持4h以上；
6.3.2.3变压器补油：变压器经真空注油后补油时，需经储油柜注油管注入，严禁以下部油门注入，注油时应使油流缓慢注入变压器至规定的油面为止，再静止12h。
6.3.3胶囊式储油柜的补油
6.3.3.1进行胶囊排气：打开储油柜上部排气孔，由注油管将油注满储油柜，直至排气孔出油，再关闭注油管和排气孔；
6.3.3.2从变压器下部油门排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，至油位计指示正常油位为止。
6.3.4隔膜式储油柜的补油
6.3.4.1注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除再关闭放气塞；
6.3.4.2由注油管向隔膜内注油达到比指定油位稍高，再次打开放气塞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；
6.3.4.3发现储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应用排气阀进行排气；
6.3.4.4正常油位低时的补油，利用集气盒下部的注油管接至滤油机，向储油柜内注油，注油过中发现集气盒中有空气时应停止注油，打开排气管的阀门向外排气，如此反复进行，直至储油柜油位达到要求为止。
6.3.5油位计带有小胶带时储油柜的注油
6.3.5.1变压器大修后储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处徐徐加油，同时用手按动小胶带，以便将囊中空气全部排出；
6.3.5.2打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量(看到油有内油位即可)，然后关上小胶囊室的塞子，注意油表呼吸塞不必拧得太紧，以保证油表内空气自由呼吸。
6.4整体密封试验
变压器安装完毕后，应进行整体密封性能的检查，具体规定如下：
6.4.1静油柱压力法：220kV变压器油柱高度3m，加压时间24h；35~110kV变压器油柱高度2m，加压时间24h；油柱高度从拱顶(或箱盖)算起。
6.4.2充油加压法：加油压0.035MPa时间12h，应无渗漏和损伤。
6.5变压器油处理
6.5.1一般要求
6.5.1.1大修后注入变压器内的变压器油，其质量应符合GB7665-87规定；
6.5.1.2注油后，应从变压器底部放油阀(塞)采取油样进行化验与色谱分析；
6.5.1.3根据地区最低温度，可以选用不同牌号的变压器油；
6.5.1.4注入套管内的变压器油亦应符合GB7665-87规定；
6.5.1.5补充不同牌号的变压器油时，应先做混油试验，合格后方可使用。
6.5.2压力滤油
6.5.2.1采用压力式滤油机过滤油中的水分和杂质；为提高滤油速度和质量，可将油加温至50~60℃。
6.5.2.2滤油机使用前应先检查电源情况，滤油机及滤网是否清洁，极板内是否装有经干燥的滤油纸，转动方向是否正确，外壳有无接地，压力表指示是否正确。
6.5.2.3启动员滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。 滤油机压力一般为0.25~0.4MPa，最大不超过0.5MPa
