标准化作业指导书

Q/ZETT 101021.1-2009

变电工程安装标准工艺

第一部分：变压器

浙江省送变电工程公司发布

2009-03-30发布2009-03-30实施

Q/ZETT101021.1-2009

前言

《变电工程安装标准工艺》是一套系列标准，规定了浙江省送变电工程公司承建的变电工程安装中为保证工程质量和施工安全应遵守的工艺要求。代替原企业标准Q/ZET101021-2005《变电工程安装调试标准工序》。

ZETT101021-2009《变电工程安装标准工艺》分为二十一个部分：

第一部分：变压器；

第二部分：SF6断路器；

第三部分：控制电缆和电力电缆；

第四部分：二次接线及屏柜（箱）安装；

第五部分：接地装置；

第六部分：互感器；

第七部分：高压电力电缆；

第八部分：隔离开关；

第九部分：蓄电池；

第十部分：高压成套柜；

第十一部分：硬母线；

第十二部分：构架；

第十三部分：软母线；

第十四部分：SF6封闭式组合电器；

第十五部分：电容器组；

第十六部分：电抗器、阻波器；

第十七部分：电力光缆敷设及熔接；

第十八部分：变压器拆除；

第十九部分：SF6断路器拆除；

第二十部分：构架拆除；

第二十一部分：软母线拆除。

本部分是该套标准中的第一部分，是在原企业标准Q/ZETT101021.1-2005《变电工程安装调试标准工序第一篇：变压器篇》的基础上修改而成的。

本部分由公司工程管理部提出。

本部分由公司标准化办公室归口。

本部分起草单位：变电公司。

本部分主要修改人：张杰锋。

本部分审核人：朱雷鹤、谭小兵、俞有龙。

本部分批准人：张弓。

本部分委托工程管理部负责解释。

浙江省送变电工程公司企业标准

Q/ZETT101021.1-2009 变电工程安装标准工艺第一部分：变压器

1适用范围

1.1 本标准适用于500千伏及以下电压等级电力变压器安装。

1.2 油浸式电抗器安装参照执行本标准有关规定。

1.3 制造厂有特殊规定者，应符合制造厂标准。

2引用标准

2.1 《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》GBJ148-90

2.2 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006

2.3 《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.3-2002

2.4 《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》

2.5 浙江省送变电工程公司《变电施工控制程序》ZETT-CX-208

3 工艺流程

3.1 工艺流程图

注1：（1）对充干燥空气运输的变压器，当制造厂规定，内检前可不进行注油排气时，可取消该项工艺，直接进行内检、附件安装工艺；（2）对充氮运输的变压器通常采用注油排氮，经制造厂同意也可采用抽真空后充干燥空气排氮；（3）对充油运输的变压器，取消该项工艺。

注2：套管、油枕等附件安装应在内检前或内检时同时进行。

注3：500kV变压器进行热油循环，220kV及以下等级变压器根据厂家要求进行。

3.2 施工准备

3.2.1 技术准备

3.2.1.1变压器安装前，土建应具备下列条件：

a) 土建基础工程结束，附近无脚手架等土建高处施工作业，场地清理干净，混凝土基础达到允许安装强度要求。

b) 预埋件、预留孔、基础地坪标高及水平误差符合设计及制造厂家要求。

c) 道路通畅，附近具备足够施工用场地，蓄油坑清理干净，排油管畅通，鹅卵石宜铺设完毕。

d)变压器基础旁构架吊装结束、高层母线安装结束。

3.2.1.2 对110千伏及以上电压等级的变压,应根据产品说明书及合同有关要求编制变压器的施工方案报监理审核，经制造厂家、建设单位专题讨论通过后执行。

3.2.1.3 施工前做好对施工人员的技术交底，熟悉施工设计图纸和制造厂的技术文件，施工人员应领会和掌握交底内容，明确所装变压器的参数、性能特征和安装工艺，了解危险点。落实建设单位、监理旁观安装过程。

3.2.1.4 变压器内检人员必须穿着专用变压器安装服装和防油雨靴，合理使用工器具和劳动保护用品。

3.2.2 材料准备

3.2.2.1根据施工方案核对安装所需的材料规格、数量是否满足施工要求。

3.2.2.2 根据厂家技术指导书清点附件规格型号数量符合要求。

3.2.3 人员组织：技术人员，安全、质量负责人，安装、试验人员（含厂家服务人员）；起重指挥、吊机驾驶员、高压试验等特殊工种人员必须持证上岗。

3.2.4 机具准备

3.2.

4.1 按施工需要配备完好的安装工具、机械设备、起重设备、消防设施和劳动保护设施，检查施工用电容量应满足安装要求，检查主变集装箱良好齐全。

3.2.

4.2 变压器安装油务系统的配备，应符合下列要求：

a）应备有略大于变压器总油量相等的储油罐（500kV三相变压器取单相），并清洁干净，更换呼吸器内的吸潮剂，做好防止雨水、潮气侵入的措施。

b）搭设滤油棚，做好储油罐与真空滤油设备的联接工作。滤油设备应完好，机内存油和污垢应清除干净。

c）配备足够的连接油管，油管在使用前应用洁净的变压器油循环冲洗干净。

d）干燥空气发生器试运转正常，露点不大于－40℃{126.8μL/ L（ppm）}。

3.2.

4.3 变压器安装真空系统的准备，应符合下列规定：

a）真空泵试运转应正常。

b）真空管路应清洁和密封良好。

c）真空表（计）校验合格并选型正确。

3.2.5标化布置：按照标化施工要求布置安装工机具，合理布置，满足就近安装要求。

3.2.6 环境要求

变压器安装时，空气温度不宜低于0℃，环境相对湿度必须小于80％，无风沙、雨雪等恶劣气象，同时做好防潮、防尘措施（内检时环境要求另有规定，参见3.3.5.2和3.3.5.3）。

3.3 工艺要求

3.3.1 本体就位及附件检查。

3.3.1.1 按照设计轴线要求完成就位。

3.3.1.2 就位后会同监理检查运输过程记录仪，冲击值应在制造厂及合同的规定范围内，如无特殊要求，行进方向3g以下，其他方向2g以下，检查结束做好交接记录。

3.3.1.3 充气运输的变压器应检查气体压力在0.01Mpa～0.03Mpa的范围内，做好签证和记录。

3.3.1.4 变压器及其附件运抵现场后，根据施工要求，合理布置附件堆放，满足就近安装要求。

3.3.1.5 变压器及其附件开箱检查，应及时会同建设单位、监理、厂家开箱检查，满足下列规定：

a）制造厂的技术文件应齐全。

b）变压器本体、附件、备品备件的数量和规格应符合装箱清册和装配图纸的要求。

c）开箱检查，应及时填写开箱记录，并办好有关各方的签证手续。

d）现场接收的设备、附件、备品备件和安装材料，应参照制造厂的技术文件，做好保管工作。

3.3.2 绝缘油化验、净油处理

3.3.2.1 运抵现场的绝缘油应有厂家提供的油质分析报告，并按验收规范进行取样试验；变压器残油应进行分析试验。试验结果符合规范规定。

3.3.2.2 油务系统的布置，根据标化要求选择合理布置方式，应就近变压器本体，管路应尽量短，便于监视、操作和变换运行方式。油务系统的设备，油坦克与管道应密封良好，防止潮气侵入。为了提高滤油工效，滤油采取从一只油坦克翻到另一只油坦克的操作方式进行。

3.3.2.3 净油处理

a）净油处理流程：

b）抽注油时应目测，油罐车运输的绝缘油，通过观察透明油管，确认绝缘油无异样；小桶运输的绝缘油应全数进行商标核对，对每桶进行目测和辨别气味，防止其它油种混入。

c）滤油过程中，滤油机出口油温一般控制在55℃-60℃之间，以有利脱气并防止绝缘油老化，严密监视每台滤油机的流速和温度，防止油的碳化和跑油，油务记录每小时一次。

d）不同厂家、不同批次的绝缘油混合使用前必须做混油试验。

e）储油罐内的绝缘油经净油处理合格备用。

f）严格实行停工待检制度。前道工艺的净油处理没有得到化验结果之前，不能进行下一道的安装。

g）雨天不宜进行油务处理。

h）绝缘油试验项目见表1：

表1 绝缘油试验项目

3.3.2.4 变压器油品质要求

a) 绝缘油取样数量见表2：

表2 绝缘油取样数量

b) 注入变压器油的油标准见表3：

表3 合格绝缘油标准

3.3.3 附件检查、试验

3.3.3.1 变压器套管的检查试验应符合下列规定：

a）套管瓷质表面应无裂纹、伤痕，均压球内无积水、无锈斑。

b）充油套管油位应正常，无渗油， 220kV及以下主变充油套管在安装前，应头朝上竖立，端部做好包扎，放置在套管支架上时间不小于24小时，无渗漏现象 (见图1）； 500kV及以上主变充油套管竖立放置难度较大，若制造厂无特殊规定，可头朝上斜放在地面上时间不小于24小时，无渗漏现象。

c）40千伏及以下变压器出线套管绝缘管应完好，油路应畅通，零部件应齐全。

d）套管的试验项目和标准应符合交接试验规范的要求。

图1

3.3.3.2 套管电流互感器的检查、试验应符合下列规定：

a）外观应无变形、锈蚀、渗油现象，用于固定的绝缘件无脱落和松动现象。

b）试验项目和标准应符合技术合同及交接试验规范的要求。

c）带油运输的套管电流互感器试验，当二次抽头全部引出至接线盒时，可直接拆去临时盖板，试验结束后回装临时盖板；当二次抽头未全部引出又需要更换二次抽头时，应打开临时盖板，抽去绝缘油，按整定标准值放置好二次抽头，不用的二次抽头应进行绝缘包扎固定，试验结束后，注入合格的绝缘油，回装临时盖板。

d)带气运输的套管电流互感器试验，宜在变压器安装时进行，待试验结束后将套管电流互感器安装于变压器上。

e)套管电流互感器线圈露空时间与本体相同，试验后及时注满变压器油。

3.3.3.3 油枕检查

a）油枕外观应无变形、锈蚀，油位指示器应完好。

b）打开视察孔，观察胶囊与油枕外壳的组合情况，胶囊应密封良好，无表面龟裂和裂纹。胶囊与油位指示器之间的连接机构应动作灵活，油位指示器灵活无卡阻、指示正确。最高、最低油位指示和接点动作情况应一致，接点接触和绝缘应良好。

c）油枕内的杂物应清除干净，并用合格绝缘油进行清洗，清洗后应及时密封进油口，防止二次污染。

d）胶囊式变压器胶囊应按制造厂的技术规定进行检漏试验，检漏试验充气压力和时间按制造厂规定，当厂家无规定时可向胶囊内充以0.002～0.003Mpa干燥空气，维持30min应无漏气，充气时应缓慢进行。波纹隔膜式油枕按厂家技术说明书进行检查。

3.3.3.4 冷却装置检查、试验

a）冷却装置外观应无受力变形，无油漆脱落，用手转动风扇，叶片应无摆动和卡阻现象，方向正确，连接部分螺栓紧固，无松动。

b）散热器应用合格的绝缘油冲洗干净，及时安装或密封，以防受潮或异物进入。

c）散热器应进行检漏试验，若制造厂无特殊规定，可用0.025MPａ干燥空气对散热片检漏。

d）冷却装置的电气部分应按有关技术规定进行交接试验,风扇、油泵电机绕组及控制回路的绝缘，其绝缘电阻应大于1兆欧。

3.3.3.5 气体继电器应进行校验和整定，压力释放阀校验合格，电气接点应动作正确、接触良好。3.3.3.6 温度计应进行校验和整定。温度计外壳应完整，表计无进水现象，金属软管应无受压或弯扭

造成的变形。电气接点应接触良好。

3.3.4 注油排氮（气）

3.3.

4.1 充氮运输的变压器，器身检查前应进行注油排氮或抽真空排氮充干燥空气，制造厂对本工艺有特殊要求时，可按制造厂的规定进行，但应有制造厂的书面认可文件。

3.3.

4.2 注油排氮前，应先放净变压器残油，再接通注油管路，检查无误后，从变压器的注油阀向变压器内注入合格的绝缘油，气体从变压器顶部排出，绝缘油应注至油箱顶部将气体排尽，然后使绝缘油位保持在高出铁芯上部100mm以上。

3.3.

4.3 注油排氮后，在放油内检前，变压器器身的浸渍时间应大于24小时。

3.3.

4.4 采用抽真空排氮充干燥空气时，220kV等级及以上变压器要求真空抽至133pa以下，并做好记录，充合格干燥空气至气体压力在0.01Mpa-0.03Mpa范围。

3.3.5 吊罩检查或内检、附件安装（放油、净油处理）

3.3.5.1 内检、附件安装工艺和放油、净油处理工艺宜安排在同一天进行。

3.3.5.2 环境要求：周围空气温度不宜低于0℃，变压器器身温度不宜低于周围空气温度；施工场地周围应清洁，并应有防尘措施；雨雪、风沙天或雾天严禁进行器身检查。

3.3.5.3 露空时间规定：空气相对湿度在75％及以下时，露空时间不超过16小时；制造厂有特殊规定时可参照执行。露空时间的计算：从放油开始到抽真空开始的全部时间。充干燥空气的变压器从揭开顶盖或打开任一堵塞算起到抽真空开始的全部时间。

3.3.5.4 内检前应做好如下准备工作：

a）变压器箱体表面应进行清扫，清除附在箱体上的污垢和灰尘。

b）吊罩前应在上、下箱体法兰间和箱体上需拆卸的部件上作定位标记，对无载调压切换装置操作机构还应标记相位，以便于回装就位。

c）内检使用的工机具应检查完好，并用白纱带做好防掉落措施，对需用的消耗绝缘材料进行干燥处理。工器具和消耗材料应全数登记，并设专人看管。

3.3.5.5 排油

将滤油机的进油管路与变压器底部的放注油阀相连，打开箱体顶部任一盖板形成进气孔，进气孔应加罩以防止杂物落入箱体内部。启动滤油机进行排油，并进行净油处理。

3.3.5.6 吊罩

变压器上节油箱起吊采用专用可调吊具。吊绳间夹角不应超过60度，在钟罩起吊到50mm左右时，

应停止起吊检查钟罩与器身有无碰擦。在确认无碰擦后，方可缓缓吊起。严禁钟罩在倾斜状态下强行起吊。（见图2、图3）

图2 图3

3.3.5.7 器身检查

a) 结构检查：

1）所有螺栓应紧固，并有防松措施。绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。

2）铁芯应无变形、移位，用2500V摇表检测铁芯、夹件的绝缘是否良好，检查铁轭与夹件绝缘是否良好，用清洁白纱带穿过铁芯底部来回拖动以清洁铁芯底部杂物，铁芯应一点可靠接地，无多点接地和搭桥接地现象。

3）变压器线圈应排列整齐、间隙均匀。如有松动，应拧紧压环的压钉或用干燥绝缘纸板锲紧。线圈和引出线的绝缘包扎应紧固完好，如有破损，应用电缆纸（外包白纱带）补包，清除油垢，使油路畅通。

4）引出线固定支架应紧固完好可靠，引出线应无损坏和拧弯现象，裸露部分的毛刺和尖角应予以消除，引出线的焊接部分应良好，接线应正确。

5）调压切换装置的各分接点与线圈的连接应紧固、正确。各分接头应清洁，接触紧密，弹力良好。分接头的接触部分应用0.05mm×10mm塞尺检查，应塞不进。转动接点应正确地停留在相应的位置上，且与档位指示器位置一致。切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完好无损。转动盘应转动灵活、密封良好。切换装置的油污和脏物清除后，应将装置的外绝缘筒复位。有载调压装置的检查和调整应符合制造厂有关技术文件的要求。

6)固定铁芯的螺栓绝缘垫应牢固，无松动脱落现象。

7)检查高中压引线头子与将军帽间丝口联接应完好，联接自如，确保套管安装顺利进行。

b）电气检查:按变压器安装规范有关内检项目进行电气检查，检查测试结果应符合规范的要求。

c) 器身检查消缺后，必须用合格变压器油进行冲洗，并清理箱体底部，不得有遗留物。导向冷却的变压器还应检查和清洗进油节头和联箱。

d) 检查箱体各侧油阀，应完好无渗漏。

e) 根据制造厂家要求，是否更换箱体法兰密封垫，密封垫结合面应平整吻合。

f) 理顺变压器各侧引出线，并可靠地搁置在器身上。

g) 清点、核对工机具和用于清扫的消耗材料，应与登记册相吻合，并全部取出箱体外。

3.3.5.8 回装上箱体

a) 回装过程中，应随时调整可调吊具，保持箱体水平，避免箱体与器身碰擦。

b) 当上、下箱体将吻合时，四周应用定位棒使上下箱体定位，同时不使密封垫移位，直至上下箱体吻合。

c) 回装箱体法兰紧固螺栓，螺栓紧固应分多次沿法兰四周逐个进行，直至密封垫压缩量符合要求，最终使箱体密封良好。

3.3.5.9 附件回装

a) 运输用器身定位钉回装在上箱体原位。

b) 调压切换装置操作连杆回装：

1）无载调压切换装置操作连杆应按原相位回装，并保证装置上下位置处于同一电压档。回装后，还应操作数次，用手感和听切换声音来判别操作连杆连接的正确性和可靠性。

2）有载调压装置操作连杆回装后，应手动操作数次，通过视察孔观察切换过程的正确性和可靠性。并按照制造厂技术说明书的要求调节同步性。

3.3.5.10 当变压器箱体为全密封或制造厂技术说明书中及用户明确不需吊罩时，本工艺工作改为内检人员进箱工作，略去上箱体的起吊及回装工作，其它工作内容不变。

3.3.5.11 油枕安装

油枕的安装应按照制造厂装配图要求，吊装就位在箱体顶部。油枕与箱体的连管连接与真空注油顺序应根据制造厂安装说明书的技术规定而定。

3.3.5.12 套管安装

a) 本工艺应与内检工艺结合在一起，并在允许露空时间内完成。如在允许的露空时间内不能全部完成本工艺，则应中断本工艺并立即抽真空注干燥空气，以后再继续完成本工艺。

b) 套管升高座吊装(见图4）

套管升高座吊装前核对位置正确，充油运输的套管升高座应先拆去临时盖板，排尽座内绝缘油；充气运输的升高座应拆去临时盖板。将完好的密封垫妥当放置在变压器箱体升高座法兰上，为防止密封垫移位，应用粘胶剂定位。升高座吊装就位，应使放气螺栓处于最高处，升高座的倾斜方向应符合制造厂的装配图。紧固升高座紧固螺栓，使密封垫均匀受压，保证密封良好。安装好升高座顶部法兰的密封垫，将变压器线圈引线头引出。

图4

C)变压器套管安装：（见图5、图6）

1）拧下套管顶部的接线端子、压盖、销子和底部的均压罩，套管清扫除污，均压罩清扫干净后，拧回底部。

2）在套管中穿一根尼龙绳作为线圈引出线的牵引绳，起吊套管至套管升高座上方，利用调整装置使套管处于需要的倾斜位置。

图5

3）尼龙绳的下端用螺丝与变压器线圈引出线端部连接，提升尼龙绳使变压器引线进入套管，将套管缓缓落入升高座，同时，牵引绳线渐渐拉出。当套管法兰与升高座法兰吻合时，再次检查绝缘垫位置无移动，套管油标朝向正确后，均匀拧紧紧固螺栓，引线与套管用销子相连，装回套管顶部压盖及接线端子。从套管底部人孔，检查引线安装位置，引线应力锥应完好进入套管尾部，回装人孔盖。

4）当变压器引线与套管的连接是在内部进行时，内部连接应检查绝缘包扎情况和引线与套管接线板的连接情况。包扎应可靠，接触应良好

5）对高、中、低压线圈、中性点引线安装完毕后，安装孔复盖前，应作最后检查，以确保引线连

图6

接正确、牢固，对地距离满足要求。

3.3.5.13 冷却装置的安装按制造厂的装配图进行。

3.3.5.14 瓦斯继电器安装应按照制造厂规定，满足1～1.5％坡度要求，箭头指向储油柜，并加装防雨罩。

3.3.6 真空注油

3.3.6.1 按照制造厂安装说明书的技术要求进行真空回路连管的连接，确认有关需要抽真空的部位和真空度绝对值，有载开关油箱与本体同时抽真空。油枕胶囊内外的连通阀门在抽真空前必须打开。3.3.6.2 启动真空泵，按顺序开启真空管路阀门，均匀提高真空度。同时检查箱体四周的变形，其最大值不得超过壁厚的2倍。真空度达到制造厂技术规定值并真空保持时间符合规定后，可开启注油阀，启动滤油机进行真空注油。若制造厂无特殊规定，220kV等级及以上变压器要求真空抽至133pa，真空保持时间：220kV等级变压器不少于8小时；500kV等级变压器不少于24小时，做好抽真空记录，每一小时一次。真空注油速度应控制在100L/min及以下。

3.3.6.3 真空注油不应在雨天或雾天进行。

3.3.6.4 全真空注油变压器的真空注油按制造厂的规定进行，非全真空注油变压器的真空注油应按国家标准执行，同时参照制造厂的技术文件分步注油；对于220kV等级的变压器，注油结束后继续保持真空4小时。

3.3.7补充注油

3.3.7.1 需要进行补充注油的变压器附件、管路，注油工艺应符合国家标准的规定，参照制造厂技术文件执行。

3.3.7.2 补充注油后应进行变压器实际油位的检查，防止假油位的产生。

3.3.8热油循环

3.3.8.1 500kV变压器需进行热油循环，不少于48小时。220kV变压器当制造厂技术文件对真空注油后有热油循环要求时，宜按制造厂要求进行热油循环。

3.3.8.2热油循环结束静置后进行放气。

3.3.9 整体密封试验、静置

3.3.9.1 整体密封试验

注油结束后，应在呼吸器接口充入干燥空气进行整体密封试验。当厂家技术文件中无压力及时间规定时，按照0.03Mpa气体压力（根据环境温度变化调整气压）保持24小时，应无渗漏。整体密封试验

后，应取油样进行分析试验。

3.3.9.2 静置

变压器安装完毕后，在施加电压前，应进行静置。静置时间应符合如下规定：

110kV及以下变压器不小于24小时；220kV变压器不小于48小时；500kV变压器不小于72小时。

3.3.10 电气交接试验

3.3.10.1 电气交接试验应在变压器静置工艺结束后进行。

3.3.10.2 最终油样试验应符合规范的要求。

3.3.10.3 电气交接试验的项目和标准应按国家标准，参照变压器合同中有关技术规定执行。当两者有冲突时，应与有关部门取得统一意见后执行。

3.3.11 后期工作

3.3.11.1 对套管、升高座、冷却器、气体继电器等进行多次放气，必要时可启动潜油泵，直至残余气体排尽（此项工作在整体交接试验前做一次）。

3.3.11.2 检查冷却器是否存在渗漏油，对冷却器上下螺栓，焊接缝都处认真检查。

3.3.11.3 检查各部位阀门处于工作状态。

3.3.11.4 油位调整。

3.3.11.5 设备补漆。

3.3.11.6 变压器箱体、铁芯和夹件接地。

3.3.11.7 清理施工工器具并归库。

3.3.11.8 整理施工技术联系单、设计变更文件、安装记录、验评记录、有关安全、质量记录等，编制竣工图。

3.4 质量验收文件

3.4.1 相关的施工技术联系单、设计变更文件、会议纪要、厂家书面证明文件。

3.4.2 施工关键工序质量控制卡、安装调整记录、抽真空及油务记录、施工竣工图。

3.4.2 油样、附件检测报告；变压器、有载开关试验报告。

3.4.3 施工过程的相关影像资料。

3.4.4 备品备件、专用工具移交清单。

4 安全环境保护要点

4.1 施工前认真做好安全技术交底工作，分工明确，坚守岗位，做到确保安全质量，优质高效。

4.2 滤油区为禁烟区，应设置足够消防设施，悬挂警示牌。

4.3 临时施工电源应核对好施工容量，布置合理。

4.4 滤油工作应明确专人负责，交接班应按规定办理交接手续。

4.5 使用滤油机、烘箱应遵守操作规程，严禁滤油机加热器、烘箱超温运行。滤油机、真空泵、干燥空气发生器、烘箱等电动机具外壳可靠接地，烘箱与油务区应保持足够的安全距离。

4.6 起重吊装指挥信号应统一，发令应明确。在吊机和扒杆的起吊物下，严禁站人。工作过程中，工作人员严禁擅离岗位。

4.7 器身检查和附件回装工作人员应按要求穿戴专用工作服装，按要求使用施工工器具。

4.8 进入变压器油箱内工作，工作前应确认箱体内工作环境不应危害人身安全，通风良好。有工作人员在箱体内工作时，箱体外应设专人进行监视和联络。箱体内应使用24伏及以下电压的照明设施。4.9 上、下变压器使用梯子，梯子应固定牢固，严禁攀登变压器器身木架和线圈。

4.10 装卸附件、盖板时，工作人员应精力集中，严防螺栓、螺帽、垫圈、工具等落入油箱内。

4.11 在变压器器身上工作时应系好安全带。器身上的作业应配合默契，严防高处坠落，加强地面安全监护。

4.12 变压器施工现场应按标化施工要求，保持环境整洁，设备部件、附件堆放有序，道路通畅便于安装。开箱板应及时清理。

4.14 对变压器残油、剩油不得随意倾倒，由专业公司回收，安装时防止变压器油对土地、道路、人身的污染并做好防护措施。

4.15 施工中防止工程废物对周围水体、土地的污染，做到集中处置，防止污染。

4.16 施工产生的垃圾集中后采取深埋法处理。对不能深埋部分，则运至相应处理场所予以处理。