食品油罐自动充氮装置

Ⅰ 紧急求助！ 求助一篇电气工程及其自动化中文或英文论文(1000字左右)

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

Ⅱ 油脂精炼的目的是什么它包括哪些主要过程

目的：清除植物油中所含固体杂质、游离脂肪酸、磷脂、胶质、蜡、色素、异味等的一系列工序。

内容：

1、脱胶：应用物理、化学或物理化学方法将粗油中胶溶性杂质脱除的工艺过程成为脱胶。食用油脂中，若磷脂含量高，加热时易起泡、冒烟、有臭味，且磷脂在高温下因氧化而使油脂呈焦褐色，影响煎炸食品的风味。

脱胶就是依据磷脂及部分蛋白质在污水状态下溶于油，但与水形成水合物后则不溶于油的原理，向粗油中加入热水或通入水蒸气，加热油脂并在50℃温度下搅拌混合，然后静置分层，分离水相，即可除去磷脂和部分蛋白质。

2、脱酸：游离脂肪酸影响油脂的稳定性和风味，可采用加碱中和的方法除去游离脂肪酸，称为脱酸，又称碱炼。

3、脱色：粗油中含有叶绿素、类胡萝卜素等色素，叶绿素是光敏化剂，影响油脂的稳定性，而其他色素影响油脂的外观，可用吸附剂除去。

4、脱臭：油脂中存在一些非需宜的异味物质，主要源于油脂氧化产物。采用减压蒸馏的方法，并添加柠檬酸，螯合过度金属离子，抑制氧化作用。

(2)食品油罐自动充氮装置扩展阅读

油脂精炼的方法

1、机械的方法

机械方法包括沉降、过滤、离心分离等。主要用于分离悬浮在油脂中的机械及部分胶融性杂质。

2、化学方法

化学方法主要包括酸炼、碱炼、以及氧化、酯化等，这类方法使用时存在明显的化学反应。酸炼是用酸处理油脂以除去色素、胶溶性杂质；碱炼是用碱处理，主要除去原油中的游离脂肪酸。

氧化主要用于脱色；酯化法用的不多，主要用于添加甘油使油脂中的游离脂肪酸生成甘油三酯，从而降低游离脂肪酸的含量。

3、物理化学方法

物理化学方法主要包括水化、吸附、水蒸气蒸馏、夜-液萃取等。这类方法使用时没有明显的化学反应但又不同于机械的方法。

水化主要用于除去原油中的磷脂等胶体杂质；吸附主要用于脱色；水蒸气蒸馏主要用于除去原油中的臭味物质和游离脂肪酸；液-液萃取法适合于高酸值深色油脂的脱酸，是一种很有发展前途的脱酸方法。

Ⅲ 辽河油田钻井井控实施细则的第四章 井控装置安装、试压和管理

第二十四条 井控装置包括套管头、采油树、钻井四通（特殊四通）、防喷器及控制系统、内防喷工具、井控管汇、液气分离器、除气器和监测设备等。
第二十五条 含硫地区井控装置材质应符合行业标准SY/T 5087《含硫化氢油气井安全钻井推荐作法》的规定。
第二十六条 井口装置的配置和安装执行以下规定：
（一）井控装置的配备必须符合设计要求；用于“三高”井的防喷器累计上井时间应不超过7年。
（二）防喷器安装：
1.防溢管内径不小于井口内层套管通径，管内不应有直台肩。
2.现场安装完毕后，天车、转盘、井口三者的中心应在同一铅垂线上，偏差不大于10mm。要用4根直径不小于 Ф16mm钢丝绳对角绷紧固定牢靠。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器（剪切闸板除外）应装齐手动操作杆，靠手轮端应支撑牢固牢靠。手动操作杆与锁紧轴之间的夹角不大于30°，并在醒目位置标明开、关方向和到底的圈数。手动操作杆距地面高度若超过2m，应安装高度适合的操作台。
第二十七条 防喷器控制系统的控制能力应与所控制的防喷器组合及管汇等控制对象相匹配。其安装要求：
（一）远程控制台安装在面对井架大门左侧、距井口不少于25m的专用活动房内，距放喷管线或压井管线应有2m以上距离，并在周围留有宽度不小于2m的人行通道，周围10m内不得堆放易燃、易爆或腐蚀物品。
（二）液控管线要通过高压弯头与防喷器及液动阀连接。液控管线与放喷管线的距离应在0.5m以上，车辆跨越处应装过桥盖板。不允许液控管线接触地面或在其上堆放杂物。
（三）全封、半封、剪切闸板和液动阀控制手柄应与控制对象工作状态一致，环形防喷器在完全打开状态下将手柄处于中位。
（四）全封闸板控制手柄应装罩保护，剪切闸板控制手柄应安装防止误操作的限位装置。
（五）远程控制台应与司钻控制台气源分开连接，严禁强行弯曲和压折气管束。气源压力保持在0.65～0.8MPa。
（六）电源应从配电箱总开关处直接引出，并用单独的开关控制。
（七）待命状态下液压油油面距油箱顶面不大于200mm。气囊充氮压力7±0.7MPa。储能器压力保持在18.5～21MPa。环形、管汇压力10.5MPa。
（八）Ⅰ级风险井应同时配备电动泵和气动泵，配备防喷器司钻控制台和节流管汇控制箱。在便于操作的安全地方可设置辅助控制台。
（九）司钻控制台上不安装剪切闸板控制阀。
第二十八条 井控管汇包括节流管汇、压井管汇、防喷管线和放喷管线。其安装要求：
（一）节流管汇、压井管汇水平安装在坚实、平整的地面上，高度适宜。
（二）在未配备节流管汇控制箱情况下，必须安装便于节流阀操作人员观察的立管压力表。
（三）防喷管线、放喷管线和钻井液回收管线应使用经探伤合格的管材。防喷管线应采用专用标准管线，不允许现场焊接。
（四）放喷管线安装标准：
1.放喷管线的布局应考虑当地季风方向、居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施等情况。
2.放喷管线应接至井场边缘，正面不能有障碍物。Ⅰ级风险井备用接足75m长度的管线和固定地锚，Ⅱ级、Ⅲ级风险井主放喷管线接至排污池。
3.放喷管线通径不小于78mm（井眼尺寸小于177.8mm的钻井、侧钻井井控管线通径不小于52mm，下同），出口处必须是钻杆接头，并有螺纹保护措施。
4.管线应平直引出。若需转弯应使用角度不小于120°的铸（锻）钢弯头。确因地面条件限制，可使用同压力级别的高压隔热耐火软管或具有缓冲垫的90°弯头。
5.放喷管线每隔10～15m、转弯处及出口处用水泥基墩加地脚螺栓或地锚固定牢靠；放喷管线出口悬空长度不大于1.0m；若跨越10m宽以上的河沟、水塘等障碍，应架设金属过桥支撑。
6. 水泥基墩长×宽×深为0.8m×0.8m×1m。水泥基墩的地脚螺栓直径不小于20mm，预埋长度不小于0.5m。
（五）防喷管线拐弯处可使用与防喷器压力级别（70Mpa以上级别防喷器除外）一致、通径不小于78mm的高压隔热耐火软管；节流管汇与钻井液回收管线、液气分离器连接处可使用不低于节流管汇低压区压力等级的高压隔热耐火软管。软管中部应固定牢靠，两端须加装安全链。
（六）防喷器四通两侧应各装两个闸阀，紧靠四通的闸阀应处于常闭状态（备用闸阀常开），外侧闸阀应处于常开状态，其中应至少在节流管汇一侧配备一个液动阀。安装示意图见图20、图21。
（七）井控管汇所配置的平板阀应符合SY/T5127《井口装置和采油树规范》中的相应规定。
（八）井控管汇应采取防堵、防冻措施，保证畅通和功能正常。
第二十九条 钻具内防喷工具包括方钻杆上、下旋塞、顶驱液控旋塞、浮阀、钻具止回阀和防喷单根。其安装要求：
（一）钻具内防喷工具的额定工作压力应不小于防喷器额定工作压力。
（二）方钻杆应安装下旋塞阀。钻台上配备与钻具尺寸相符的备用旋塞阀（处于开位）。Ⅰ级风险井、气油比≥2000的井应安装上旋塞阀，并配备浮阀或钻具止回阀。
（三）准备一根能与在用钻铤螺纹相连的防喷单根（母接头处配有处于开位的旋塞阀），在起下钻铤作业时置于坡道或便于快速取用处。
第三十条 循环系统及液面监测仪器应符合如下要求：
（一）应配备钻井液循环罐直读标尺与液面报警装置。
（二）Ⅰ级风险井必须配备灌泥浆计量装置，并执行起下钻工作单制度。
（三）按照设计要求配备液气分离器和除气器。液气分离器进出口管线采用法兰连接，排气管线（管径不小于排气口直径）接出距井口50m以远，出口处于当地季风下风方向，并配备点火装置和防回火装置。除气器安装在钻井液回收管线出口下方的循环罐上，排气管线接出井场边缘。
第三十一条 井控装置的试压：
（一）井控车间用清水试压：环形防喷器（封钻杆）、闸板防喷器、压井管汇试压、防喷管线和内防喷工具试压到额定工作压力；节流管汇高低压区按额定工作压力分别试压。稳压时间不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
闸板防喷器、节流管汇、压井管汇、钻具内防喷工具应做低压试验，其试压值1.4～2.1 MPa，稳压时间不少于3min，允许压降≤0.07 MPa，密封部位无可见渗漏。
上井井控装置应具有试压曲线及试压合格证。
（二）现场安装好试压：在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环形防喷器（封钻杆）试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器（剪切闸板除外）、防喷管线、节流管汇和压井管汇应试压到额定工作压力；放喷管线试压值不低于10MPa。液控管线试压21MPa。
按以上原则确定的试压值大于30 MPa时，井控装置的试压值取预计裸眼最高地层压力值（不小于30MPa）。
上述压力试验稳压时间均不少于10min，允许压降≤0.7 MPa，密封部位无可见渗漏。
（三）后续井控装置检查试压值应大于地面预计最大关井压力（不小于14 MPa）。
（四）每间隔60天对井控装置试压检查一次。
（五）更换井控装备承压部件后，井控装置应进行试压检查。
第三十二条 井控装置的使用按以下规定执行：
（一）发现溢流后立即关井。应先关环形防喷器，后关闸板防喷器，在确认闸板防喷器正确关闭后，再打开环形防喷器。环形防喷器不得长时间关井，除非特殊情况，一般不用来封闭空井。
（二）一般情况不允许关井状态下活动或起下钻具。在必须活动钻具的特殊情况下，关闭环形防喷器或闸板防喷器时，在关井套压不超过14MPa情况下，允许钻具以不大于0.2m/s的速度上下活动，但不准转动钻具或钻具接头通过胶芯。套压不超过7MPa情况下，用环形防喷器进行不压井起下钻作业时，应使用18°斜坡接头的钻具，起下钻速度不得大于0.2m/s。
（三）具有手动锁紧机构的闸板防喷器，预计关井30min以上，应手动锁紧闸板。打开闸板前，应先手动解锁，锁紧和解锁都应一次性到位，然后回转1/4～1/2圈。
（四）当井内有钻具时，严禁关闭全封闸板防喷器。
（五）严禁用打开防喷器的方式来泄井内压力。
（六）检修装有绞链侧门的闸板防喷器或更换其闸板时，两侧门不能同时打开。
（七）有二次密封的闸板防喷器和平行闸板阀，只能在其密封失效至严重漏失的紧急情况下才能使用其二次密封功能，且止漏即可，待紧急情况解除后，立即清洗更换二次密封件。
（八）平行闸板阀开、关到底后，都应回转1/4～1/2圈。其开、关应一次完成，不允许半开半闭和作节流阀用。
（九）压井管汇不能用作日常灌注钻井液用；防喷管线、节流管汇和压井管汇应采取防堵、防漏、防冻措施；最大允许关井套压值在节流管汇处以明显的标示牌进行标示。
（十）井控管汇上所有闸阀都应编号并标明其开、关状态。
（十一）钻具组合中装有钻具止回阀下钻时，每下20～30柱钻杆向钻具内灌满一次钻井液。下钻至主要油气层顶部应灌满钻井液，排出钻具内的空气后方可继续下钻。下钻到井底也应灌满钻井液后再循环。
（十二）采油（气）井口装置等井控装置应经检验、试压合格后方能上井安装；采油（气）井口装置在井上组装后还应整体试压，合格后方可投入使用。
（十三）防喷器及其控制系统的维护保养按SY/T 5964《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》中的相应规定执行。
第三十三条 井控装置的管理执行以下规定：
（一）工程技术服务企业应有专门机构负责井控装置的管理、维修和定期现场检查工作，并规定其具体的职责范围和管理制度。
（二）钻井队在用井控装置的管理、操作应落实专人负责，并明确岗位责任。
（三）必须建立井控设备、零部件的出入库检测制度，应设置专用配件库房和橡胶件空调库房，库房温度应满足配件及橡胶件储藏要求。
（四）防喷器组、远程控制台、节流管汇、压井管汇必须口井回厂检测。钻具内防喷工具每3个月回厂检测，压井作业后立即回厂检测。
第三十四条 所有井控装备及配件必须是经集团公司有关部门认可的生产厂家生产的合格产品。防喷器的检查与修理执行SY/T6160《液压防喷器的检查与修理》标准，并严格执行集团公司《井控装备判废管理规定》。

Ⅳ 防火防爆的基本技术措施是什么意思

根据物质燃烧原理，在生产过程中防止火灾和爆炸事故的基本原则是针对物质燃烧的两个必要条件而提出的。一方面是使燃烧系统不能形成，防止和限制火灾爆炸危险物、助燃物和着火源三者之间的直接相互作用；另一方面是消除一切足以导致着火的火源以及防止火焰及爆炸的扩展。
（一）控制和消除火源
燃烧炉火、反应热、电源、维修用火、机械摩擦热、撞击火星，以及吸烟用火等着火源是引起易燃易爆物质着火爆炸的常见原因。控制这类火源的使用范围，严格执行各种规章制度，对于防火防爆是十分重要的。
1、明火
明火是指生产过程中的加热用火、维修用火及其他火源。
（1)加热用火
加热易燃体时，应尽量避免采用明火而采用蒸气或其他载热长。如果必须采用明火，设备应严格密闭，燃烧室应与设备分开建筑或隔离。为防止易燃烧物质漏入燃烧室，设备应定期作水压试验及空气压试验。
装置中明火加热设备的布置，应远离可能漏易燃液体和蒸气的工艺设备的贮藏区，并应布置在散发易燃物料设备的侧风向或上风向。
(2)维修用火
维修用火主要是指焊接、喷灯以及熬制用火等。在有火灾爆炸危险的车间内，应尽量避免焊割作业，最好将需要检修的设备或管段卸至安全地点修理。
进行焊接作业的地方要与易燃易爆的生产设备管道保持一定的安全距离。
对运输、盛装易燃物料的设备、管道进行焊接时，应将系统进行彻底的清洗，用惰性气体进行吹扫置换，并经气体分析合格才可以动焊。
可燃气体浓度应符合以下标准：
爆炸下限大于4%(体积）的可燃气体或蒸气，浓度应小于0 ．5%。
爆炸下限小于4%的可燃气体或蒸气，浓度应小于0．2%。
当需要修理的系统与其他设备连通时，应将相连管道拆下断开或加堵金属盲板隔绝，防止易燃的物料窜入检查系统，在动火时发生燃烧或爆炸。
电焊线破残应及时更换或修理，不能利用与易燃易爆生产设备有联系的金属件作为电焊地线，防止在电路接触不良的地方，产生高温或电火花。
对熬炼设备要经常检查，防止烟道窜火和熬锅破漏，盛装物料不要过满，防溢出，并要严格控制加热温度。在生产区熬炼时，应注意熬炼地点的选择。
喷灯是一种轻便的加热器具。在有爆炸危险的车间使用喷灯，应按动火制度进行，在其他地点使用喷灯时，要将操作地点的可燃物清理干净。
（3)禁火区动火作业管理制度和动火作业票管理制度
凡是从事电焊、气焊、气割、砂轮打磨、电钻打眼、喷灯作业、冲击作业等能够产生火花的工作都属于动火作业。从事动火作业必须办理动火作业票。
按动火作业的危险程度，结合我厂实际情况，动火作业分为二个级别：危险动火作业、一般动火作业。
危险动火作业：包括在仓库（含易燃易爆仓库）内，油库内，油罐上，油管上，油变压器上，SF6断路器上，机组各轴承上，发电机风洞内，蓄电池室内，危险的电缆沟、暗井内的动火等。其动火作业票由公司安全负责人批准，维护队负责人、安全员在场监护。
一般动火作业：除危险动火作业以外的动火作业。其动火作业票由维护队负责人批准，维护队安全员在场监护。
1)动火作业票的使用：动火作业票有规定的使用范围和有效使用期，几个动火项目不能合办一张动火作业票。
2)拆下动火：凡不是必须在现在动火的，应拆下动火部件，移到固定动火区内进行动火作业。
3)动火前的准备工作：动火作业前，必须清除动火区周围的可燃物质，用足够的不燃材料与周围设备、管道、孔洞等隔离；在高处动火时，要采取防止火花下落的措施。
4）动火手续：动火作业单位在动火作业前，填好动火作业票，经批准后才能进行动火作业。动火执行人员要见到批准的动火作业票和有安全措施后才开工。
5)动火监护：动火作业时，必须有人监护，监护人及人数规定见上述。
2、摩擦与撞击
机器中轴承转动部件的摩擦，铁器的相互撞击或铁器工具打击混凝土地坪等都可能发生火花，当管道或铁制容器裂开物料喷出时也可能因摩擦而起火。
对轴承要及时添油，保持良好的润滑，并经常清除附着的可燃污垢。
为了防止金属零件随物料带入设备内发生撞击起火，可以在这些设备上安装磁力离析器。当没有离析器时，危险物质的破碎（碳化钙）应采用惰性气体保护。
搬运盛有可燃气体或易燃液体的金属容器时，不要抛掷，防止互相撞击，以免产生火花或容器爆裂造成事故。不准穿带钉子的鞋进入易燃易爆车间，特别危险的防爆工房内，地面应采用不发生火花的软质材料铺设。
3、其他用火
高温表面要防止易燃物料与高温的设备、管道表面相接触。可燃物的排放口应远离高温表面，高温表面要有隔热保温措施。不能在高温管道和设备上烘烤衣服及其他可燃物件。油抹布、油棉纱等易自燃引起火灾，应装人金属桶、箱内，放置在安全地点并及时处理。吸烟易引起火灾，烟头的温度可达800,C，而且往往可以隐藏很长时间。因此，要加强这方面的宣传教育和防火管理，禁止在有火灾爆炸危险的厂房和仓库内吸烟。
4、电器火花
电火花是引起可燃气体、可燃蒸气和可燃粉尘与空气爆炸混合物燃烧爆炸的重要着火源。在具有爆炸、易燃危险的场所，如果电气设备不符合防爆规程的要求，则电气设备所产生的火花、电弧和危险温度就可能导致火灾爆炸事故的发生。
（二）控制危险物料
1、按物料的物化特性采取措施
在生产过程中，必须了解各种物质的物质化学性质，根据不同的性质，采取相应的防火防爆和防止火灾扩大蔓延的措施。
对于物质本身具有自燃能力的油脂、遇空气能自燃的物质、遇水燃烧爆炸的物质等，应采取隔绝空气，防水防潮或采取通风、散热、降温等措施，以防止物质自燃和发生爆炸。
易燃、可燃气体和液体蒸气要根据它们与空气的相对密度，采用相应的排污方法，根据物质的沸点、饱和蒸气压力，应考虑容器的耐压强度、贮存温度、保温降温措施等。
液体具有流动性，因此要考虑到容器破裂后液体流散和火灾蔓延的问题，不溶于水的燃烧液体由于能浮于水面燃烧，要防止火灾随水流由高处向低处蔓延，为此应设置必要的防护堤。
2,系统密闭及负压操作
为了防止易燃气体、蒸气和可燃性粉尘与空气构成爆炸性混合物，应该使设备密闭，对于在负压下生产和设备，应防止空气吸人。为了保证设备的密闭性，对危险物系统应尽量少用法兰连接，但要保证安装维修的方便。输送危险气体、液体的管道应采用无缝管。
负压操作可以防止系统中的有毒或爆炸气体向器外逸散。但在负压操作下，要防止设备密闭性差，特别是在打开阀门时，外界空气通过孔隙进入系统。
3、通风置换
采用通风措施时，应当注意生产厂房内的空气，如含有易燃易爆气体则不应循环使用。在有可燃气体的室内，排风设备和送风设备应有独立分开的通风机室，如通风机室设在厂房内，应有隔绝措施。排除或输送温度超过800C的空气与其他气体的通风设备，应用非燃烧材料制成。排除有燃烧爆炸危险粉尘的排风系统，应采用不产生火花的除尘器。当粉尘与水接触能生成爆炸气体时，不应采用湿式除尘系统。
4、惰性介质保护
化工生产中常用的惰性气体有氮、二氧化碳、水蒸气及烟道气。惰性气体作为保护性气体常用于以下几个方面：
（1)易燃固体物质的粉碎、筛选处理及其粉末输送时，采用惰性气体进行覆盖保护。
(2)处理可燃易爆的物料系统，在时料前用惰性气体进行置换，以排除系统中原有的空气，防止形成爆炸性混合物。
（3)将惰性气体通过管道与有火灾爆炸危险的设备、贮槽等连接起来，作为万一在发生危险时备用。
（4)易燃液体利用惰性气体进行充压输送。
（5)在有爆炸性危险的生产场所，引起火花危险的电器、仪表等采用充氮正压保护。
（6)在易燃易爆系统需要动火检修时，用惰性气体进行吹扫和置换。
（7)发生跑料事故时，用惰性气体冲淡，在发生火灾时，用惰性气体进行
灭火。
（三）控制工艺参数
在生产过程中，正确控制各种工艺参数，防止超温、超压和物料跑损是防止火灾和爆炸的根本措施。
1、温度控制
不同的化学反应都有其自己最适宜的反应温度，正确控制反应温度不但对保证产品质量、降低消耗有重要的意义，而且也是防火防爆所必须的。
2、投料控制
（1)投料速度
对于放热反应，加料速度不能超过设备的传热能力，否则将会引起温度猛升发生副反应而引起物料的分解。加料速度如果突然减少，温度降低，反应物 不能完全作用而积聚，升温后反应加剧进行，温度及压力都可能突然升高或造 成事故。
(2）投料配比
反应物料的配比要严格控制，为此反应物料的浓度、含量、流量都要准确的分析和计量。
(3)投料顺序
化工生产中，必须按照一定的顺序进行投料，否则有可能发生爆炸。为了防止误操作颠倒投料顺序，可将进料阀门进行互相联锁。
(4)控制原料纯度
有许多化学反应，往往由于反应物料中的杂质而造成副反应或过反应，以致造成火灾爆炸。因此生产原料、中间产品及成品应有严格的质量检验制度，保证原料纯度。
3、防止跑、冒、滴、漏
生产过程中，跑、冒、滴、漏往往导致易爆介质在生产场所的扩散，是化工企业发生火灾爆炸事故的重要的原因之一。发生跑、冒、滴、漏一般有以下几种情况：
(1)操作不精心或误操作，例如收料过程中槽满跑料。分离器液体控制不稳，开错排污阀等。
(2)设备管线和机泵的结合面不密封而泄漏。
为了确保安全生产，杜绝跑、冒、滴、漏，必须加强操作人员和维修人员的责任感和技术培训，稳定工艺操作，提高设备完好率，降低泄漏率。为了防止误操作，对比较重要的各种管线涂以不同颜色以便区别，对重要的阀门采取挂牌、加锁等措施。不同管道上的阀门应相隔一定的间距。
4、紧急停车处理
当发生停电、停气、停水的紧急情况时，装置就要进行紧急停车处理，比时若处理不当，就可以造成事故。
（1）停电
为防止因突然停电而发生事故，比较重要的反应设备一般都应具备双电原、联锁自投装置。如果电路发生故障，联锁未合，则装置全部无电，此时要及时汇报和联系，查明停电原因。
（2）停水
停水时要注意水压和各部位的温度变化，可以采取减量的措施维持生产。如果水压降为零，应立即停止进料，注意所有采用水来降温的设备不要超温超压。
（3）停汽
停汽后加热装置温度下降，汽动设备停运，一些在常温下呈固态而在操作温度下呈液态的物料，应根据温度变化进行妥善处理，防止因冻结堵塞管道。此外，应及时关闭蒸气与物料系统相连通的阀门，以防物料倒流至蒸气管线系统。
（4）停气
当气流压力回零时，所有气动仪表和阀门都不能动作，这时流量、压力、液面等应根据一次仪表或实际情况来分析判断。
（四）采用自动控制和安全保护装置
1、工艺参数的自动调节
(1)温度自动调节
(2)压力自动调节
(3)流量和液位自动调节
2、程序控制
程序控制就是采用自动化工具，按工艺要求，以一定的时间间隔对执行系统作周期性自动切换的控制系统。程序控制系统主要是由程序控制器按一定的时间间隔发出的信号，使执行机构动作。
3、信号装置、保护装置、安全联锁
（1)信号装置
安装信号报警装置可以在出现危险状况时警告操作者便于及时采取措施消除隐患。发出的信号一般有声、光等。它们通常都和测量仪表相联系，当温度、压力、液位等超过控制指标时，报警系统就会发生信号。
(2)保护装置
保护装置在发生危险时，能自动进行动作，消除不正常状况。
（3)安全联锁
所谓联锁就是利用机械或电气控制依次接通各个仪器设备，并使之彼此发生联系，以达到安全生产的目的。
（五）限制火灾和爆炸的扩散
1、隔离、露天布置
在生产过程中，对某些危险性较大的设备和装置应采用分区隔离、露天安装和远距离操纵的方法。
（1)分区隔离
在总体设计时，应合理安排工厂布局，装置与装置、装置与贮槽仓库以及生产区和生活区之间划出一定的安全距离。
(2)露天布置
为了便于有害气体的散发，减少因设备泄漏造成易燃气体在厂房中积聚的 危险性，宜将化工设备和装置放置在露天和半露天。
(3）远距离操纵
对某些装在工作人员难以接近或要求迅速启闭否则将有发生事故可能的 阀门，对于辐射热高的设备等可采用远距离操纵。
2、安全阻火装置
阻火设备包括安全液封、阻火器和止回阀等，其作用是防止外部火焰进人有燃烧爆炸危险的设备、管道、容器，或阻止火焰在设备和管道间的扩展。
（六）采用防爆电气设备
防爆型电气设备是按其结构和防爆性能的不同来分类的。应根据环境特点选用适当型式的电气设备。
1、通用要求
（1)类型和标志
防爆电气设备的类型、级别、组别在外壳上应有明显的标志。旧类型的标志前“K”表示煤矿用防爆电气设备。新类型的标志有“E”者为工厂用防爆电设备，有"I”者为煤矿用防爆电气设备。
（2)最高表面温度
隔爆型电气设备最高表面温度指外壳表面温度，其他各型设备指与爆炸性混合物接触表面的温度。
I类设备表面可能堆积粉尘时，最高表面温度为＋1500C，采取措施能防止堆积粉尘时为+4500C。
B类设备最高表面温度不得超过有关规定。极限温升是对环境温度+400C而言的。有过负荷可能的设备指电动机和电力变压器。
在有粉尘或纤维爆炸性混合物的场所内，电气设备外壳温度一般不应超过1250C。如不能保证这一要求，亦必须比混合物自燃点低750C或低于自燃点的2/3。
（3）环境温度
电气设备运行环境温度一般为一201C -+40'C。若环境温度范围不同，须在铭牌上标明，并以最高环境温度为基础计算电气设备的最高表面温度。
(4）闭锁
电气设备上凡能从外部拆卸的紧固件，如开关箱盖、观察窗、机座、测量孔盖、放油阀或排油螺丝等，均必须有闭锁结构。其目的是防止非专职人员拆开这些保持防爆性能所必须的螺栓等紧固件。闭锁结构必须是使用旋具、扳手、钳子等一般工具不能松开或难以松开的紧固装置。
（5)外部连接
进线装置必须有防松和防止拉脱的措施，并有弹性密封垫或其他密封措施。且接线盒的电气间隙、漏电距离均应符合要求。接地端子应有接地标志，保持连续可靠，并有防松、防锈措施。
2、各类设备防爆要求
（1)增安型
指在正常运行条件下会产生电弧、火花，或可能点燃爆炸性混合物的高温的设备结构上，采取措施提高安全程度，以避免在正常和认可的过载条件下出现上述现象的电气设备。其绝缘带电部分的外壳防护应符合 IP44，其裸露带电部件的外壳防护应符合IP54。引人电缆或导线的连接件应保证与电缆或导线连接牢固、接线方便，同时还须防止电缆或导线松动、自行脱落、扭转，并能保持良好的接点压力。
（2)隔爆型
指把可能引燃爆炸性混合物的部件封闭在坚固的外壳内，该外壳能承受内部发生爆炸的爆炸压力并能阻止通过其上孔缝向外部传爆的电气设备，隔爆型设备的外壳用钢板、铸钢、铝合金、灰铸铁等材料制成。
隔爆型电气设备可经隔爆型接线盒（或插销座）接线亦可直接接线。连接处应有防止拉力损坏接线端子的设施。连接装置的结合面应有足够的长度。如果电缆封入主外壳内，则外壳外的长度不得小于3m.
（3)充油型
指全部或某些带电部件浸没在绝缘油里，使之不能引燃油面以上或外壳周围爆炸性混合物的电气设备。充油型电气设备外壳上应有排气孔，孔内不得有杂物；油量必须足够，最低油面以下深度不得小于25mm，油面指示必须清晰；油质必须良好；油面温度TI-T4组不得超过1000C，T5组不得超过80'C，T6组不得超过70'C。充油型设备应水平安装，其倾斜度不得超过50；运行中不得移动，机械连接不得松动。
（4)正压型
指具有保护外壳、壳内充有保护气体，其压力保持高于外部爆炸性混合物气体的压力，以防止外部爆炸性混合物进入壳内的电气设备。按其充气结构分为通风、充气、气密等三种形式，保护气体可以是空气、氮气或其他非可燃性气体。外壳防护等级不得低于IP44。其外壳内不得有影响安全的通风死角。正常时，其出风口处风压或充分气压均不得低于0. 2kPa；当压力低于0.1KPa或压 力最小处的压力低于0 ．05kPa时，必须发出报警信号或切断电源。
这种设备应有联锁装置，保护运行前先通风，充气的总量最少不得小于设备气体容积的5倍。运行前通风时间（s)可按下式计算：
t二K（V+a）／Q
式中K一容积倍数，K）5
V一设备气体容积（m，）
a一管道气体容积（m，）
Q一气体流量（m3/s）。
（5)本质安全型
在规定试验条件下，正常工作或规定的故障状态下产生的电火花的热效应均不能点燃规定的爆炸性混合物的电路，称为本质安全电路，本质安全电路的电气设备称为本质安全型防爆电气设备。
本质安全电路应有安全栅。安全栅是由限流元件（金属膜电阻、非线性阻件等）、限压元件（二极管、齐纳二极管等）和特殊保护元件（快速熔断器等）组成，电路中晶体管均需双重化。本质安全电路端子与非本质安全电路端之间的距离不得小于50mm。本质安全电路的电源变压器的次级电路，必须与初级电路之间保持良好的电气隔离。
（6）充砂型
指外壳内充填细粒材料，使得在规定条件下，外壳内产生的电弧、火焰、壳壁及颗粒材料危险温度不能点燃外部爆炸性混合物的电气设备。其外壳应有足够的机械强度，防护等级不低于IP440细粒填充材料应填满外壳内所有空隙；颗粒直径为0 ．25一1 ．6mm。填充时，细粒材料含水量不得超过0 ．1％。
（7）无火花型
指正常运行条件下不产生电弧、火花，也不产生能引燃周围爆炸性混合物表面温度或灼热点的防爆型电气设备。