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变压气安装
目录
一、编制依据1
二、工程概况1
三、施工组织1
四、施工准备2
4.1、技术准备2
4.2、机具准备2
4.3、安装场地布置2
4.4、变压器本体就位及检查2
4.5、附件开箱检查及处理3
4.6、变压器油试验3
五、变压器安装4
5.1、附件安装4
5.2、钻芯检查7
5.3、真空注油8
5.4、密封试验及静放9
六、试验前的检查工作和交接试验9
6.1、试验前的检查工作9
6.2、交接试验10
七、运行前检查10
八、投运11
九、质量要求11
十、安全文明施工措施11
十一、风险预测与防范对策12
附录A:
施工流程图14
附录B:
主要施工机械及工器具表15
一、编制依据
1.1、设计图纸:
变压器电气卷、土建卷相关设计图纸和设计说明;
1.2、变压器出厂技术资料;
1.3、《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》(GBJ148-2010)
1.4、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150-2006)
1.5、《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》江苏省电力公司2006版
1.6、《电气装置安装工程质量检验及评定规程第3部分》DL/T5161.3-2002(变压器部分)
1.7、《国家电网公司十八项重大反事故措施》国家电网生技[2005]400号
1.8、江苏电力公司《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》实施细则
二、工程概况
东营(胜利)城卫分布式光伏示范区20兆瓦项目(以下简称本工程)规划容量为20MWp。
项目建设地位于山东省东营市垦利区胜利油田孤东十万亩土地开发项目区东营金润盐化有限责任公司初级蒸发区水池,坐标为北纬37°56'29.8",东经119°0'21.7",海拔高度0m,项目规划容量为20MWp。
本工程装机容量为20MWp,采用分区发电、集中并网方案。
光伏组件是光伏发电系统的核心部件,其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。
通过比较,本工程电池组件选270Wp多晶双玻硅电池组件,逆变器选用1250kW光伏并网逆变器。
光伏组件采用固定式安装形式,结合建设方意见,电池方阵的固定倾角为26。
本工程系统综合效率取80%,由计算可得,本工程25年总发电量约为64749万kW·h,25年年平均发电约2589.96万kW·h,平均年利用小时数为:
1112小时。
本工程容量为20MWp,本期建设开关站一座,站内35kV侧采用单母线接线方式,并建设1回35kV出线接至系统侧。
本期将16个发电单元组按照每8个发电单元组为一组,通过2回35kV集电线路接入35kV母线上,再通过1回35kV出线接入系统。
本期整个20MWp光伏并网电站系统由16个约为1.25MWp的光伏并网发电单元组成,每个发电单元由1套1250kW光伏并网逆变器组成,每台逆变器输出电压为360V三相交流电,通过断路器接到升压变压器的低压绕组上,经1250kVA箱式变压器升压至35kV高压,将8台变压器经35kV集电线路并联后,通过高压开关柜接入35kV配电室35kV母线上,共设计2回路。
35kV配电装置采用屋内布置,成套金属铠装开关柜,开关柜单列布置,开关柜均采用"下进下出"接线方式。
无功补偿装置的连接变压器室外布置,消弧线圈接地变兼站用变布置在35kV配电室外。
三、施工组织
根据项目部安排,变压器安装作业主要工作人员如下:
施工负责人:
王建
队长:
杨金海
技术员:
瞿殿昭
质检员:
周涛
安全员:
丁维冲
材料员:
周安伟
安装作业人员:
8人,其中起重工2人
油务:
殷辉等2人
吊车操作工:
1人
四、施工准备
4.1、技术准备
组织工作人员召开作业指导书交底会议,组织学习熟悉设计图纸、施工及验收规范、制造厂家的产品说明书、出厂试验报告等。
根据本工程变压器安装的基本技术要求,变压器安装的主要作业流程见附录A。
4.2、机具准备
见附录B。
4.3、安装场地布置
安装场地各机械工具的放置原则如下:
1)滤油及抽真空系统:
滤油机及油箱布置应便于注排油。
油箱、油管、滤油机等应清洁干净,油处理系统和真空系统应提前一天试运转正常。
2)变压器附件:
各附件应放置在便于开箱,清洗和吊装的位置。
3)吊装起重系统:
起重班应根据吊罩检查要求布置好起吊系统并对整个系统进行严格仔细检查,吊车应检查完好,各种性能满足吊装要求,钢丝绳缆风、滑轮等均应完好,对吊车实行保腿加固措施。
*根据以上要求及实际情况,变压器压器安装场地安排见附录C。
4.4、变压器本体就位及检查
4.4.1、变压器本体就位
变压器本体就位由运输公司完成,我方在变压器就位前配合变压器厂家进行变电所内运输道路的勘察,在变压器运输到现场以前:
1)根据本期工程图纸,变压器进场前应对变压器基础进行复测。
复测参数主要包括基础标高、预埋件相对高差、纵/横轴相对偏差、基础中心点等,要求偏差应≤±5mm。
2)由土建单位确定基础混凝土已达到养护期,强度符合安装要求。
3)检查基础接地、变压器本体/铁心接等地已引至图纸规定位置。
4.4.2、变压器本体就位后检查
1)运输过程检查:
变压器进场时,根据《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》(GBJ148-2010)要求,检查变压器本体情况,主要包括变压器运输中三维冲击记录仪的记录数值,按要求记录值不应大于厂家技术文件要求,本设备厂家要求在行进方向3g以下,其它方向2g以下。
2)外观检查:
检查变压器主体有无锈蚀、有无机械损伤和密封是否良好。
充氮运输的变压器运抵现场后及时检查本体气体压力表,压力一般为0.01-0.03MPa,与出厂时气体压力比较,检查是否有漏气现象,并做好相应的记录。
4.5、附件开箱检查及处理
1)施工方会同监理及变压器厂家,三方人员应根据产品装箱一览表逐件核对到货设备、配件情况并列出具体清单检查有无漏发、错发现象。
检查各附件的规格、尺寸、数量和完好情况,进行规程范围内的试验,不合格的及时更换。
2)套管检查与试验:
要求外观良好、瓷质无损伤裂纹,油位正常密封良好,无渗漏油现象,需补油时要真空注油。
电气试验及油试验必须合格,在试验结束后作好瓷套内、外表面的清洁工作。
3)升高座CT:
试验合格后检查CT桩头的密封、固定是否可靠。
CT露空时间要控制在五小时之内,露空时的天气要求与变压器芯部检查相同。
4)储油柜:
外观良好,揭开封盖检查箱内的情况,应清洁无展异物、无毛剌,隔膜袋或隔膜无渗漏和破裂。
5)瓦斯继电器经校验合格,并出具合格报告后方可安装,安装前将内部绑扎线拆除。
6)吸湿器检查,净油器检查及吸附剂的烘焙。
7)热工表,测温计校验及安全气道检查,清洗。
4.6、变压器油试验
4.6.1、变压器残油试验(简化和色谱:
1-9项)
4.6.2、变压器添加油试验(简化和色谱:
1-9项)
每到达现场的绝缘油、变压器有载和本体中的绝缘油均应有试验记录,并应取样进行全分析。
取样数量:
大罐油,每罐应取样,小桶油应按下表取样;变压器有载和本体各取一瓶。
绝缘油取样数量
每批油的桶数
取样桶数
每批油的桶数
取样桶数
1
1
51~100
7
2~5
2
101~200
10
6~20
3
201~400
15
21~50
4
401及以上
20
4.6.3、变压器真空注油后油试验(简化和色谱:
1-9项)
4.6.4、变压器耐压局放后油试验(色谱分析:
第9项)
4.6.5、变压器冲击运行后油试验(由甲方完成)
变压器油的试验项目和要求
序号
项目
周期
要求(交接和投入运行前的油)
1
外观
1)注入设备前后的新油
2)运行中取油样时进行
透明、无杂质或悬浮物
2
水溶性酸pH值
1)注入设备前后的新油
2)必要时
≥5.4
3
酸值
(mgKOH/g)
1)注入设备前后的新油
2)运行中:
110KV1年,其余自行规定
≤0.03
4
闪点(闭口)(℃)
1)注入设备前的新油
2)注入110kV设备后的新油
3)必要时
≥140(10号、25号非环烷基油)
≥138(10号、25号环烷基油)
≥135(45号油)
5
水分(mg/L)
1)注入110kV及以上设备前后的新油
2),110kV设备1年
3)必要时
110kV≤20
220kV≤15
500kV≤10
6
击穿电压
(kV)
1)注入设备前后的新油
2)运行中(35kV及以上设备,厂用变,消弧线圈)1~3年
15kV以下≥30
15~35kV≥35
110~220kV≥40
500kV≥60
7
界面张力(25℃)
(mN/m)
1)注入110kV及以上设备前的新油
2)必要时
≥35
8
tgδ(90℃)(%)
1)注入设备前的新油
2)注入110~500kV设备后的新油
3)运行中110kV、500kV变压器(电抗器)1年
4)必要时
注入前≤0.5
注入后:
220kV及以下≤1
500kV≤0.7
9
油中溶解气体色谱分析
总烃含量≤20(μL/L)
H2≤10(μL/L)
C2H20(μL/L)
五、变压器安装
5.1、附件安装
5.1.1、安装前准备好所需工器具,派专人进行看管并登记,安装人员只能从保管员处领用工具作业,保管员做好工具借用记录,待安装完成后,进行清点,确认无误。
安装人员口袋中严禁装任何物品,首饰,配件等全部取下,交保管员保管。
所有附件严格清理并擦洗干净,用合格的变压器油冲洗安装法兰接口部分和密封圈,所有的法兰连接应用新的密封圈进行密封,密封垫要符合下列要求:
1)密封垫必须无扭曲、变形、裂缝和毛刺,密封垫(圈)应与法兰面尺寸相配合。
2)装在槽里的橡胶密封件,在卸下盖板时要检查表面是否有裂痕,有裂痕的橡胶密封件要更换成新的。
3)所有接触橡胶密封件的面要光滑且无锈、垃圾、涂料等,如发现有以上物质,用甲苯或酒精清洗。
4)在安装密封件前,密封槽内要涂上油封,将密封件压入槽内轻微移动,使油封均匀,密封件上部也要涂油封。
5)对角紧固法兰螺栓,紧固结束后目视检查是否均匀紧固,确认法兰间间隙在0~0.5mm以下。
5.1.2、冷却器安装
1)按冷却器支架、下油管、冷却器、上油管的次序进行安装。
每台变压器共只冷却器,用16T吊车吊装冷却器。
2)吊装冷却器时应注意冷却器的方向,冷却器的排气孔应朝上。
3)冷却器就位后,进行法兰连接,连接部分应用新的密封圈。
5.1.3、储油柜安装
1)储油柜安装时应注意方向,应和图纸方向相一致。
2)储油柜安装前应放置好胶囊,检查油位表的动作应正确。
5.1.4、升高座和套管安装
5.1.4.1、升高座安装
1)安装升高座前升高座内CT要配合做好试验,试验合格才可以安装;电气试验合格后检查CT桩头的密封、固定是否可靠,检查内部绕组,确认无位移。
2)吊装升高座,按法兰对接标志进行装配,对角十字交叉拧紧紧固螺栓,螺栓的紧固要求如下:
M1240N.m;M16100N.m;M20180N.m。
5.1.4.2、高压套管安装。
1)吊装前先用酒精对套管内外进行仔细清洁,结束后用1根铁丝(25米左右)穿过套管中心作为牵引变压器导体用,使用前要检查铁丝,铁丝应经过清洁,整体无损伤。
2)高压套管吊装时使用Φ13钢丝绳(2米)和一个手拉链条葫芦(2T),通过链条葫芦来调节套管安装的角度,吊装方式;
套管吊起后要配合进行高压试验,合格后再进行安装。
3)插入套管前,要对升高座的法兰接触面和新的密封圈进行清洁,结束后要沿密封圈一周均匀涂抹密封胶。
4)插入套管时,注意套管的安装方向,油位计应朝外;安装时应顺着变压器本体上升高座的安装方向来调节套管的安装角度,要防止碰伤套管;牵引导体前应先用铁丝固定好导体,防止导体脱落;安装套管时一边向上牵引导体,一边插入套管,插入和牵引必须同时进行,如导体牵引不动,应停下检查原因,不能强行牵引。
5)插入套管后,固定法兰螺栓,紧固时应先紧固对角的螺栓,全部完成后要进行复紧,防止渗漏。
5)套管上部的导体金具安装。
6)注意套管的末屏接地良好。
5.1.5、连接油管安装:
对油管进行清洁,清洁后进行连接。
5.1.6、瓦斯继电器安装:
瓦斯继电器要先经过校验,校验合格后方可进行安装,安装前解除瓦斯继电器闭锁,安装时应注意瓦斯继电器的安装方向。
5.1.7、呼吸器安装:
吸附剂应为干燥状态,油杯中油的位置应在高低位线之间。
5.1.8、变压器压力释放装置和通道需在完成油压试验后安装。
5.2、钻芯检查
5.2.1、钻芯检查应选择晴朗无大风天气进行,在变压器套管吊装前进行,工作场地周围无扬尘作业施工,周围空气温度不宜低于0℃,对变压器内部进行氧气含量测试,含氧量低于18%时,不得进行钻芯检查;器身温度不应低于周围气温度;当器身温度低于周围空气温度时,应将器身加热,宜使其温度高于周围空气温度10℃,当湿度<75%时,露空时间不超过16小时;凡遇雨、雪、风沙(4级以上)的天气和相对湿度在80%以上的天气,不能进行内部检查和接线。
5.2.2、从箱壁人孔处进入油箱进行内检,主体充氮产品,首先打开箱盖上盖板,再由油箱下面的阀门注油排氮。
所注油应符合标准要求。
注油至线圈上位置,然后静放12小时后再放油,放油时通过专用放油蝶阀,钻芯检查前四小时开始排油。
排油时,通过真空滤油机将油排入准备好的干净油桶、油罐(排油时先将箱盖上的注油蝶阀打开)。
排油完后检查油箱内残油高于0.2米时,人不能进入油箱检查;人进入油箱后,人孔处需设专人监护并负责内外联系。
5.2.3、制造厂应派代表对变压器安装和开箱检查进行指导,要求提前两天到达现场,内部连接和检查由厂方现场服务人员进行,我处人员参加配合工作。
5.2.4、器身检查工具必须擦洗干净,并专人登记工具使用情况,保证用前、用后数量相等,工作过程中要时常清点随身携带物品,以防掉入油箱内,进入油箱人员的衣服、鞋子必须干净,保证无异物掉入油箱内,安装人员工作时,不许携带与变压器安装无关的非金属与金属物件。
5.2.5、准备好干燥空气,露点-40℃以下。
5.2.6、器身检查注意事项
5.2.6.1、引线、导线夹及绝缘件上不得搭、靠任何物品,并不得在导线支架及引线上攀登。
5.2.6.2、器身身上不得放任何物品。
5.2.6.3、线圈引出线不得任意弯折,须保持原安装位置。
5.2.6.4、严禁在油箱内更换灯泡,修理检查用的工具。
5.2.7、器身检查内容:
5.2.7.1、检查铁芯有无移位、变形及铁芯夹紧螺栓、拉板是否松动,所有紧固件在运输中有无松动。
若发现有上述现象,立即与生产厂家销售部门或售后服务部门联系,由生产厂家判断起性能是否受影响,并作相应处理。
5.2.7.2、检查线圈有无移位,定位螺钉是否松动及绝缘有无损伤,层间有无异物和轴向钉是否松动。
5.2.7.3、检查器身所有正、反压钉,确保压钉处于压紧状态,压钉锁紧螺母处于紧缩状态。
5.2.7.4、检查引线有无损伤,变形及绝缘包扎是否松散、损伤,引线位置是否正确和根部、锥度绝缘是否良好及绝缘距离是否满足。
5.2.7.5、检查开关,引线连接是否可靠,无载开关用扳手或开关手轮转动开关,检查触头接触是否良好。
5.2.7.6、检查所有紧固件,压钉及胶木锁紧螺母和支架夹紧螺栓是否紧固;检查、拆除油箱内运输用的临时紧固装置。
5.2.7.7、检查油箱内壁及箱壁屏蔽装置有无毛剌尖角、杂物、污物等与变压器无关的异物,并擦洗干净。
5.2.7.8、检查磁屏蔽的接地线是否接触可靠。
5.2.7.9、对于强油风冷变压器,必须检查器身底部导油管的密封性。
5.2.7.10、绝缘屏障应完好,且固定牢固,无松动现象。
5.2.7.11、检查强油循环管路与下轭绝缘接口部件的密封情况。
5.2.7.12、检查各部分应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。
5.2.8、器身检查中的试验内容
5.2.8.1、测量夹件、拉板与铁心间的绝缘电阻,用2500V兆欧表测量,其绝缘电阻应不小于300MΩ。
5.2.8.2、测量绕组所有分接位置的直流电阻,此阻值与出厂值比较应无大的差异。
根据测量时环境温度折算直流电阻值,公式如下:
R75℃(T+t)=Rt(T+75)
式中R75℃、Rt分别为75℃和t℃的直流电阻值。
t为测量直流电阻时的绕组温度℃
T为系数,铜导线T=235
5.2.8.3、测量各分接位置的电压比,其偏差应与出厂数值一致。
5.2.8.4、在注油前将铁芯引出,并用摇表测量铁芯是否一点接地。
5.2.9、结束时注意事项
5.2.9.1、器身检查完毕后用合格的变压器油从顶部冲洗整个芯部,并将油箱底清洗干净,冲洗时一切人员不得触及引出线末尾裸露部分。
5.2.9.2、器身检查结束后,应及时填写变压器质量检查卡和芯部检查记录、试验报告等,并经建设方(或监理)、施工方、及制造厂三方代表会签。
5.3、真空注油
5.3.1、抽真空处理
5.3.1.1、通过油枕上与外部连通的管道进行抽真空(带油枕、散热器抽真空,关闭胶囊与外部连接管道的阀门),要求将真空度抽至厂家规定的真空度133Pa以下,停止抽真空。
5.3.1.2、停置一个小时,测定真空的泄漏量,泄漏量的标准是13Pa/30分钟以下。
如果发现有泄漏,用干燥空气充入破坏真空,找出泄漏点,进行处理。
5.3.1.3、确定无泄漏后继续抽真空,真空度达到133.3Pa后,继续抽真空24小时。
注:
如厂家不同意连同油枕一同抽真空,可以从本体连接瓦斯继电器的管道处进行抽真空;真空满足要求后,在真空注油前连同油枕进行真空处理。
5.3.2、真空注油:
5.3.2.1、通过油枕上与外部连通的管道进行抽真空,注油全过程保持真空;在下节油箱Ф80闸阀处装置注油管路,通过滤油机接至油罐开始注油,注入油箱的油须加温到50℃~70℃为宜,注油速度不宜大于100L/min。
注油从下部油阀进油,油注油面到达当时油温指示的油面略高时停止注油,继续抽真空15分钟后停止,注满油后仍保持真空度4小时以上,关闭油枕与外部连接管道的阀门,然后再解除真空,拆除注油管及真空装置密封管接口,缓慢打开胶囊与外部连接管道的阀门。
(油位可根据甲方要求,在允许范围内做适当的调整)。
5.3.2.2、将各排气孔放气至油溢出。
注油过程中,所有外露的可接地的部件及变压器外壳和滤油设备都必须可靠接地;注油口与抽真空口高度至少相差600mm以上。
5.4、密封试验及静放
5.4.1、密封试验:
将压力释放装置下蝶阀关闭,在吸湿器接头处装一个压力检测装置,用氮气施压,监测量整件密封试验,压力为油箱盖顶部能承担0.035MPa的压力,持续24h,检查油箱各部件应无渗油现象。
5.4.2、静放时间,从补充注油结束时算起,静放时间不得少于48h,在这期间变压器应无泄露,静放结束后,利用所有放气塞放气。
六、试验前的检查工作和交接试验
6.1、试验前的检查工作
6.1.1、检查变压器外部空间绝缘,绝缘距离应不小于下表规定:
额定电压(kV)
最高工作电压(kV)
工频耐受电压(kV)
最小空气间隙(mm)
10
11.5
35
125
35
40.5
85
340
63
69
140
630
110
126
200
830
220
252
395
1820
6.1.2、检查储油柜油面高度和套管油位,不得出现假油位。
如果储油柜油面低于正常油面,可以从储油柜下的注油管加油,加油时必须先把注油管上的蝶阀上的放气阀打开,等放气塞流油后再进行加油。
6.1.3、检查接地系统是否可靠正确,如电容式套管末屏、铁芯、变压器中性点、变压器外壳等。
6.1.4、检查铁心接地,必须保证一点接地,不能形成回路。
6.1.5、检查应投入运行的组件阀门是否呈开启状态(事故放油阀、注油阀除外),须再次排气(如气体继电器、升高座等)。
6.2、交接试验
6.2.1、交接试验按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006和《江苏省电力设备交接和预防性试验规程》进行。
6.2.2、注油静置48小时后,方能进行下列电气试验
A:
GB50150—2006规定的项目:
(1)测量绕组连同套管的直流电阻
(2)检查所有分接头的变压比
(3)检查三相接线组别和极性
(4)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数(绝缘电阻值不低于出厂值的70%,吸收比及极化值应无明显差别)
(5)测量绕组连同套管的tgδ(不大于出厂值的130%)
(6)测量绕组连同套管的直流泄漏电流(20℃时,不大于50
)
(7)测量铁芯接地线引出线的绝缘电阻(不小于200MΩ)
(8)绕组变形试验
(9)交流耐压试验,试验方法和试验电压值可按相应标准或技术协议。
(10)测量局部放电试验,试验方法和试验电压值可按相应标准或技术协议。
B:
其它甲方委托的反措项目,当条件具备时,试验时一并完成。
C:
试验数据及时与出厂数据核对。
七、运行前检查
7.1、检查变压器油箱、铁芯是否已可靠接地。
7.2、检查各保护装置,断路器整定值是否正确。
7.3、检查瓦斯继电器、温控器、压力释放装置及套管CT测量保护回路与控制回路接线是否正确(CT二次侧严禁开路),必要时进行联动试验,合格后投入使用。
7.4、检查套管式电流互感器二次侧不带负荷的是否已经短接,严禁开路运行。
7.5、备用储油柜呼吸器是否畅通。
7.6、有载分接开关操作时需步调一致,位置一致;近控和远控动作正确;无载分接开关的位置是否一致,是否在运行挡位。
7.7、风冷是否正确,自投和退出可靠,风冷全停后开关跳闸的时间整定,并试验正确。
冷却器均通过试运行24小时无异常,并进行放气。
7.8、检查净油器中变压器油是否充满;检查有无渗油现象。
7.9、储油柜和充油套管的油位应正常,变压器顶盖上无遗留杂物。
八、投运
8.1、在投运阶段,查看油面温度,油位变化,储油柜有无冒油或油位下降现象。
8.2、查看、视听变压器运行声音是否正常,有无爆裂等杂音和冷却器系统运转是否正常,有无异常信号,发现问题,立即处理。
8.3、经带负荷试验合格,无异常现象发生则认为变压器已经正式投运,工作人员可退场。
九、质量要求
9.1、注油用管道不使用胶管。
9.2、器身露空时间不得超过要求。
9.3、各个安装阶段的油试验报告应齐全。
9.4、拆卸分接开关要及时用色漆作定位及相序标记,以免以后装错。
9.5、安装附件按厂家标识安装。
9.6、进行绕组直流电阻试验时,要认真按温度换算。
9.7、器身检查时应有相应的防尘措施。
9.8、真空注油不宜在雨天或雾天进行。
9.9、认真填写安装记录和试验报告。
十、安全文明施工措施
11.1、建立消防措施,配置一定数量的消防器材,工作人员需学会使用消防器材。
11.2、变压器安装程序由施工负责人统一指挥。
11.3、器身检查时,竹梯须靠在夹铁上工作,竹梯须有防滑措施,登上变压器时注意防滑,严禁踩踏引线支架和根部。
11.4、工作人员口袋严禁存放任何物件,带人的工具必须登记、清点,严防工具和杂物遗留在器体内。
11.5、吊车吊臂下严禁站人。
11.6、吊车工作时应接地,其它施工机具及设备都应接地良好。
11.7、施工现场严禁吸烟。
11.8、吊装
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