Q／GDW 46 10022.15-2020 主变压器运检导则.pdf
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Q／GDW 46 10022.15-2020 主变压器运检导则
变压器补油，换潜油泵，油路检修及气体继电器探针检测等工作； b) 冷却器油回路、通向储油柜的各阀门由关闭位置旋转至开启位置； C) 油位计油面异常升高或呼吸系统有异常需要打开放油或放气阀门； d) 变压器运行中，将气体继电器集气室的气体排出时； 需更换硅胶、吸湿器，而无法判定变压器是否正常呼吸时
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.1.1.9主变压器轻瓦斯保护或突发压力继电器动作后，应综合检查在线油中气体检测装直中主要特征 气体含量，主变局放在线监测装置数据等信息，若无法判定为误动，则应立即将变压器退出运行后再进一 步处置。轻瓦斯动作后，进行取气、取油样等靠近主变压器本体的检查工作应在主变停电后进行。 6.1.1.10主变压器长时间停运，恢复送电前，应检查绝缘油中含水量、含气量和绕组绝缘电阻等，确认 无异常后再投运， 6.1.1.11现场温度计指示的温度、监控系统的温度基本保持一致，误差一般不超过5℃。 6.1.1.12强油循环结构的潜油泵启动应逐台启用，延时间隔应在30秒以上，以防止气体继电器误动。 6.1.1.13运行中应检查吸湿器呼吸畅通，吸湿剂潮解变色部分不应超过总量的2/3。吸湿器的密封性应 良好，吸湿剂变色应由底部开始变色，如上部颜色发生变色则说明吸湿器密封性不严。 6.1.1.14主变压器低压套管至母线的引线应绝缘化处理，以防止外物入侵引起变压器低压侧短路。 6.1.1.15主变压器在线监测装置运行状态应良好，定期检查装置电源、加热除湿装置、排风等装置。定 期将在线数据与离线化验数据进行比对，监测装置不应频紧向变压器内部注入氮气，宜优先使用光声光谱 验测原理的监测装置 6.1.1.16在下列情况下，有载调压开关禁止调压操作： a 真空型有载开关轻瓦斯保护动作发信时； 有载开关油箱内绝缘油劣化不符合标准； c）有载开关储油柜的油位异常； 6.1.1.17有载分接开关滤油装置的工作方式： a 正常运行时一般采用联动滤油方式； b） 动作次数较少或不动作的有载分接开关，可设置为定时滤油方式； c）手动方式一般在调试时使用。 6.1.1.18主变压器受到近区短路冲击未跳闸时，应立即进行油中溶解气体组分分析，并加强跟踪，同时 注意油中溶解气体组分数据的变化趋势，若发现异常，应进行局部放电带电检测，必要时安排停电检查。 变压器受到近区短路冲击跳闸后，应开展油中溶解气体组分分析、直流电阻、绕组变形及其他诊断性试验 综合判断无异常后方可投入运行。
路桥施工组织设计 6.1.2运行温度要求
除了变压器制造厂家另有规定外，油浸式变压器顶层油温一般不应超过表1：油浸式变压器顶层油 温在额定电压下的一般限值。当冷却介质温度较低时，顶层油温也相应降低，
1油浸式变压器顶层油温在额定电压下的一般限
6.1.3运行电压要求
6.1.4变压器电请停运规定
6.1.4.1变压器止常负载和冷却条件下，油温指示表计无异常时，若变压器顶层油温异常并不断上升， 必要时应申请将变压器停运， 6.1.4.2强油循环风冷变压器的冷却系统因故障全停，在允许温度和时间内无法恢复正常的。 6.1.4.3变压器铁心、夹件接地电流数据出现数量级突增，或变压器油色谱化验数据出现突增（关键特 征指标发生突变）时，应考虑将变压器申请停运检查。 6.1.4.4变压器进行红外热成像检测时，关键部位出现不明原因的温度突增，应考虑将变压器申请停运 检查。 3.1.4.5变压器轻瓦斯保护动作后，应综合检查油中气体在线监测装置中主要特征气体含量、主变局放 在线监测等数据信息，若无法判断为误动，应立即将变压器退出运行后再进一步处理。 6.1.4.6其他根据现场实际认为应申请停运的情况
6.1.5变压器紧急停运规定
主变压器运行中发现有下列情况之一，运维人员应立即将变压器停运，停运后应立即汇报调控人员， 停运前应远离设备： 5.1.5.1 变压器声响或振动明显增大，内部有爆裂声。 6.1.5.2严重漏油或者喷油。 6.1.5.3纯瓷套管有严重的破损和放电现象或SF6气体套管出现明显漏气、末屏有明显放电现象。 6.1.5.4变压器冒烟着火。 5.1.5.5 变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况，对变压器构成严重威胁时。 3.1.5.6与变压器低压侧所连接的设备（启动母线、励磁变、电缆、电抗器等）出现放电、着火等可能 导致严重后果的故障时，如必须将变压器改为停运后方可处理的，应将变压器紧急停运， 6.1.5.7其他根据现场实际认为应紧急停运的情况，
6.1.6主变压器消防要求
6.1.6.1变压器水喷雾灭火系统应处于自动控制状态，相关阀门和电源等应处于运行状态，不得擅自关 停或退出。 6.1.6.2应定期开展水喷雾灭火系统的管路、消防水池、主变压器事故油池及卵石层清污工作。 6.1.6.3变压器火灾报警控制器、火灾探测器、信号输入模块、输出模块外观及运行状态应正常。 6.1.6.4变压器水源控制阀、雨淋报警阀等阀门外观良好，启闭状态正常
值守人员当班期间应密切监视主变压器冷却器、顶层油温、绕组温度、高低压侧三相电压、功率等监 空画面和监控报文信息，同时还应定期调阅主变室工业电视实时画面。主变压器冷却器运行正常，无报警 信息，且冷却器运行台数应与顶层油温及主变压器运行状态相对应。
6.2.1.1正常运行方式下的监视检查
监视变压器顶层油温、绕组温度、油枕油位等在正常范围内，运行温度无异常突变，符合主变压 器温度变化规律； b 监视变压器冷却器运行正常，无报警信息，冷却器运行台数符合运行状态下的启停逻辑； C 监视变压器有功功率、无功功率正常； d 监视变压器高、低压侧三相电压应平衡； e 监视监控报警信息窗无主变压器其他相关报警信息； 定期调阅主变室工业电视实时画面，无放电、着火、烟雾等现象。
6.2.1.2异常运行方式下的监视检查
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a 油浸（自然循环）风冷变压器，风扇停止工作时，允许的负载和运行时间，应按制造厂的规定。 当油浸风冷变压器冷却系统部分故障停风扇后，顶层油温不超过65℃时，允许带额定负载运行； 监视强迫油循环水冷或风冷变压器冷却系统故障切除全部冷却器时，允许带额定负载运行20分 钟。如果20分钟后顶层油温尚未达到75℃，则允许上升到75℃，但在这种状态下运行的最长时 间不得超过1小时： C 变压器运行过程中出现渗油时，若渗油量不大，可继续运行，但应密切监视主变压器油位示数， 不得低于运行限值。
6.2.1.3设备倒闸后的监视检查
a）监视变压器三相电压、三相电流平衡； b 监视变压器油温、绕组温度无异常突变； ) 监视变压器保护、故障录波柜等无异常报警信号； d）监视监控报警信息窗无主变压器其他相关报警信息
6.3.1新安装、大修后的变压器投入运行前，应在额定电压下做空载全电压冲击合闸试验。加压前应将 变压器全部保护投入。新变压器冲击五次，大修后的变压器冲击三次。第一次送电后运行时间10min，停 电10min后再继续第二次冲击合闸，以后每次间隔5分钟。每次冲击合分闸后，宜测试噪音并记录相关设 备的故障录波器波形，便于分析，
6.3.2变压器停电操作时，按照先拉开负荷侧隔离开关、后拉开电源侧隔离开关的操作顺序进行；变压 器送电操作顺序相反。电站为防止产生极快速暂态过电压（VFTO）自行规定操作顺序时，则以电站自行规 定的操作顺序为准。
6.3.4主变压器操作对保护、送电监视、各侧母线、厂用电等的要求： 6.3.4.1变压器停电前，应先行调整好厂用电运行方式。 6.3.4.2变变压器送电前应仔细检查送电侧母线电压，保证送电后各侧电压不超过规定值。检查主变保 护及相关保护压板投退位置正确，无异常动作信号。
6.3.4.3变压器送电后，应对变压器进
检查变压器运行声音正常，无异常放电声音； b) 检查变压器外壳及接地正常，外壳无破裂及漏油现象，接地系统无损坏； ) 检查变压器冷却器运行正常，无异常报警； d 检查变压器分接开关位置正确，分接开关处无漏油； e 检查变压器保护装置及故障录播装置运行正常，无异常报警信息； f 变压器油温、绕组温度上升正常、油位正常，无异常突变； 变压器在线监测装置运行正常，数据无突变及报警
置正常，无异常报警信号后，方可靠近变压器本体对变压器实际运行情况进行确认。冲击合闸前，变压器 重瓦斯保护应根据调度要求，考虑将变压器重瓦斯保护投入相应状态。 5.3.4.5若变压器送电时跳闸，在未查明原因前不应继续对变压器强送电。在确认安全后方可进入主变 室进行进一步检查，
6.4.1变压器本体主保护动作
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监控系统发出重瓦斯保护动作、差动保护动作、差动速断保护动作信息，主画面显示主变各侧 路器跳闸，各侧电流、功率显示为零； b 保护装置发出重瓦斯保护动作、差动保护动作、差动速断保护动作信息，
6. 4. 1. 2 处置原则
体积聚，检查油色谱在线监测装置数据，检查变压器本体油温、油位变化情况： D 确认变压器各侧断路器跳闸后，应立即停运强油冷却变压器的潜油泵； C 认真检查核对变压器保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一/二次回路、直流电源 系统和厂用电系统运行情况； d 厂用电系统全部失电应尽快恢复正常供电： e) 检查故障发生时现场是否存在检修作业，是否存在引起保护动作的可能因素，若有检修作业应立 即停止工作； f 综合变压器各部位检查结果和继电保护装置动作信息，分析确认故障设备，快速隔离故障设备： 记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报调度； 确认故障设备后，应提前布置检修试验工作的安全措施： 确认保护范围内无故障后，应查明保护是否误动及误动原因
6.4.2变压器后备保护动作
6. 4. 2. 1现象
a）监控系统发出复合电压闭锁过流保护、零序保护、间隙保护等信息，主画面显示主变相应断路器 跳闸，电流、功率显示为零： 6） 保护装置发出变压器后备保护动作信息
6.4.2.2处理原则
a 检查变压器后备保护动作范围内是否存在造成保护动作的故障，检查故障录波器有无短路引起的 故障电流，检查是否存在越级跳闸现象： 认真检查核对后备保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一二次回路、直流电源系统 和厂用电系统运行情况； 厂用电系统全部失电应尽快恢复正常供电： d 检查失电母线及各线路断路器，汇报调控人员并转移负荷； 检查故障发生时现场是否存在检修作业，是否存在引起变压器后备保护动作的可能因素，若有检 修作业应立即停止工作； f 如果发现后备保护范围内有明显故障点，汇报值班调控人员，并隔离故障点； 确认出线断路器越级跳闸，在隔离故障点后，汇报值班调控人员，按照值班调控人员指令处理； h 若检查厂内无明显异常，应联系维护人员，查明后备保护是否误动及误动原因； 记录后备保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报调度； 提前布置检修试验工作的安全措施。
6. 4. 3. 1 现象
a）监控系统发出重瓦斯保护动作、差动保护动作、灭火装置报警、消防总报警等信息，监控画面显 示主变压器各侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零； b 保护装置发出变压器重瓦斯保护、差动保护动作信息； C变压器冒烟着火、自动喷淋系统启动
6. 4. 3. 2 处理原则
a）现场检查变压器有无着火、爆炸、喷油、漏油等：
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b） 检查变压器各侧断路器是否断并，保护是否正确动作；检查变压器灭火装置是否启动及防火阀是 杏关闭 变压器保护未动作或者断路器未断开时，应立即拉开变压器各侧断路器、隔离开关及冷却器电源， 迅速采取灭火措施，防止火灾蔓延； 如油溢在变压器顶盖上着火时，则应打开下部事故排油阀门放油至适当油位；如变压器内部故障 引起着火时，则不能放油，以防变压器发生严重爆炸； e 灭火后检查直流电源系统和厂用电系统运行情况： 检查失电母线及各线路断路器，汇报值班调控人员，按照值班调控人员指令处理； 名 检查故障发生时现场是否存在引起变压器着火的检修作业； 记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报调度； i 变压器着火时应立即汇报上级管理部门，及时报警。
6.4.4压力释放装置动作
a）监控系统发出压力释放装置动作报警信息； b）保护装置发出压力释放装置动作报警信息： c）监控画面显示主变各侧断路器跳闸，各侧电流、功率显示为零
6. 4. 4. 2处理原则
a 现场检查变压器本体及附件，重点检查压力释放阀有无喷油、漏油，检查气体继电器内部有无气 体积聚，检查油色谱在线监测装置数据，检查变压器本体油温、油位变化情况； b 认真检查核对变压器保护动作信息，同时检查其他设备保护动作信号、一/二次回路、直流电源 系统运行情况； 记录保护动作时间及一、二次设备检查结果并汇报调度； d 压力释放阀冒油，且变压器主保护动作跳闸时，在未查明原因、消除故障前，不得将变压器投入 运行； 压力释放阀冒油而重瓦斯保护、差动保护未动作时，应检查变压器油温、油位、运行声音是否正 常，检查变压器是否过负荷和冷却器投入情况、检查变压器本体与储油柜连接阀门是否开启、吸 湿器是否畅通；并立即联系维护人员进行色谱分析，如果色谱止常，应查明压力释放阀是否误动 及误动原因； 现场检查未发现渗油、冒油，应联系维护人员检查二次回路
5.4.5变压器轻瓦斯动
6. 4. 5. 1 现象
a）监控系统发出变压器轻瓦斯保护报警信息 b）保护装置发出变压器轻瓦斯保护报警信息： c）变压器气体继电器内部有气体积聚。
6. 4. 5. 2 处理原则
变压器轻瓦斯保护动作后，应综合检查油中气体在线监测装置中主要特征气体含量、主变局放在 线监测等数据信息，若无法判断为误动，应立即将变压器退出运行后再进一步处理； 轻瓦斯动作发信时，应立即对变压器进行检查，查明动作原因，是否因聚集气体、油位降低、二 次回路故障或是变压器内部故障造成； C 如气体继电器内有气体，应立即取气并进行气体成分分析并取油样就近进行分析（在变压器停电 后进行），同时应立即启动在线油色谱装置进行分析比对； d 在取气及油色谱分析过程中，应高度注意人身安全，严防设备突发故障； e）变压器同一天内轻瓦斯动作两次，应将变压器申请停电检查
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变压器声音与正常运行时对比有明显增大且伴有各种噪音。
6.4.6.2处理原则
6. 4. 6. 2 处理原则
a）伴有电火花、爆裂声时，立即停运处理； 伴有放电的“啪啪”声时，检查变压器内部是否存在局部放电，汇报值班调控人员并联系维护人 员进一步检查； C 声响比平常增大而均匀时，检查是否为过电压、过负荷、铁磁共振、谐波或直流偏磁作用引起， 汇报值班调控人员并联系维护人员进一步检查； d 伴有放电的“岐岐”声时，检查器身或套管外表面是否有局部放电或电晕，可使用用紫外成像仪 办助判断； e 伴有连续的、有规律的撞击或摩擦声时，检查冷却器、风扇等附件是否存在不平衡引起的振动， 必要时联系维护人员处理。
6.4.7强油循环冷却变压器冷却器全停
6. 4. 7.1现象
a）监控系统发出冷却器全停报警信息： b）保护装置发出冷却器全停报警信息； c）强油循环冷却变压器冷却系统全停。
6.4.7.2处理原则
检查冷却系统及两组冷却电源工作情况； b) 密切监视变压器绕组和上层油温温度情况； 如一组电源消失或故障，另一组备用电源自投不成功，则应检查备用电源是否正常，如正常，应 C 立即手动将备用电源开关合上； d 若两组电源均消失或故障，则应立即设法恢复电源供电； 现场检查变压器冷却装置控制箱各负载开关、接触器、熔断器和热继电器等工作状态是否正常； 如果发现冷却装置控制箱内电源存在问题，则立即检查上级电源负载开关、接触器、熔断器等运 行情况； 故障排除后，将各冷却器选择开关置于“停止”位置，再试送冷却器电源；若成功，再逐路恢复 S 冷却器运行； h 若冷却器全停故障短时间内无法排除，应立即汇报值班调控人员，申请转移负荷或将变压器停运 变压器冷却器全停的运行时间不应超过本导则或厂家规定时间
a 检查冷却系统及两组冷却电源工作情况： b 密切监视变压器绕组和上层油温温度情况； C 如一组电源消失或故障，另一组备用电源自投不成功，则应检查备用电源是否正常，如正常，应 立即手动将备用电源开关合上； d 若两组电源均消失或故障，则应立即设法恢复电源供电； 现场检查变压器冷却装置控制箱各负载开关、接触器、熔断器和热继电器等工作状态是否正常； 如果发现冷却装置控制箱内电源存在问题，则立即检查上级电源负载开关、接触器、熔断器等运 行情况； 故障排除后，将各冷却器选择开关置于“停止”位置，再试送冷却器电源；若成功，再逐路恢复 S 冷却器运行； h 若冷却器全停故障短时间内无法排除，应立即汇报值班调控人员，申请转移负荷或将变压器停运 变压器冷却器全停的运行时间不应超过本导则或厂家规定时间。
6.4.8油温异常升高
6. 4. 8. 1现象
a）监控系统发出变压器油温高报警信息： b）保护装置发出变压器油温高报警信息 c）变压器油温与正常运行时对比有明显升高，
6. 4. 8. 2 处理原则
a) 检查温度计指示，判明温度是否确实升高； b) 检查冷却器、变压器室通风装置是否正常； C 检查变压器的负荷情况和环境温度，并与以往相同情况做比较： d) 检查温度计或测温回路是否存在故障，并联系维护人员处理； e 若温度升高是由于冷却器工作不正常造成，应立即排除故障； f） 必要时，联系维护人员进行油中溶解气体分析
监控系统发变压器油位异常报警信息； b）保护装置发出变压器油位异常报警信息 c）变压器油位与油温不对应、有明显升高或降低
6.4.9.2处理原则
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检查变压器是否存在严重渗漏缺陷； b 利用红外测温装置检测储油柜油位： 检查吸湿器呼吸是否畅通及油标管是否堵塞，注意做好防止重瓦斯保护误动措施； C d 若变压器漏油造成油位下降，应立即采取措施止漏；若不能止漏，且油位计指示低于下限时，应 立即向值班调控人员申请停运处理： e 若变压器无渗漏油现象，油温和油位偏差超过标准曲线，或油位超过极限位置上下限，或假油位 导致油位异常，联系维护人员处理
7.1.1巡视检查应按规定的内容和路线进行，主要内容是检查主变压器运行声音、温度及油 常，记录设备主要运行参数。每天应对主变压器至少进行一次日常巡检，每周应结合对应机组 至少开展一次巡检。
7.1.2下列情况应增加巡检次数
7.1.2.1新投运设备或经过检修、改造后的主变压器在投运72h内； 7.1.2.2 气象突变（大风、大雾、大雪、冰、寒潮等）时； 7.1.2.3 高温季节、高峰负载期间； 7.1.2.4 雷雨季节特别是雷雨后； 7.1.2.5同类型主变压器已发生过故障； 7.1.2.6其他需要增加巡检次数的情况。 7.1.3日常巡检的具体内容参 备巡极检项目
7.1.2.1新投运设备或经过检修、改造后的主变压器在投运72h内；
设备主人在主变压器不退出备用的情况下，对变压器进行详细深入的专业巡视检查和分析工 至少对变压器进行1次巡视检查，发现异常及时进行分析处理， 2点检的具体内容参见附录C（资料性附录）主变压器设备点检项目。
停电维修不设固定周期，经分析确定设备存在缺陷时进行，重点是消缺和维护保养。 需结合停电维修的常见异常情况见附录D（资料性附录）需停电维修的常见异常情况与处理
B.1主变压器本体大修
主变压器大修推荐采用计划检修与状态检修相结合的检修策略，其中状态检修策略的年度检 年至少修订一次，根据每一个状态量最近一次评价结果，考虑设备风险评估因素，并参照厂家的 下一次停电检修时间和检修类别，主变压器检修项目应根据运行情况和状态评价的结果进行动态 主变压器本体大修周期一般应在10年以上。大修标准项目的主要内容：主变压器制造厂家要求
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目；解体、检查、清扫和修理；主变压器绝缘油的处理；依据技术监督年度计划完成本年度所要求执行的 式验项目。 8.1.2具体内容参见附录E（资料性附录）主变压器本体大修标准项目。
8.2主变压器本体小修
8.2.1主变压器小修标准项目的主要内容：主变压器制造厂家要求的项目；重点清扫、检查和处理已发 现的缺陷；清扫油箱和附件，必要时进行补漆；按有关规程规定进行相关试验。 8.2.2具体内容参见附录F（资料性附录）主变压器本体小修标准项目。
主变压器设备在技改前应进行健康状况评价、风险等级评估，寿命周期成本分析，以确定相应策略。 如设备（设施）未达推荐技术寿命，原则上不予更换。 9.1.1对同类设计或同批产品中已有绝缘严重老化或多次发生严重事故的主变压器设备，应考虑进行更 换。 9.1.2对于试验数据超标、内部存在无修复价值或难以消除的且危害绕组绝缘的局部过热或放电性故障 的主变压器，优先安排更换。 9.1.3运行超过25年以上且绝缘已严重老化或劣化的主变压器，优先安排更换。 9.1.4存在部分设计水平低、技术落后的主变压器，如铝线圈、薄绝缘等老旧主变压器，不能满足安全 运行要求，宜根据情况进行整体更换。 9.1.5状态评价为抗短路能力不足、存在线圈严重变形等重要缺陷或同类型设备短路损坏率较高，判定 为存在家族性缺陷的主变压器，优先安排更换。 9.1.6宣对220kV及以上主变压器配置油中溶解气体、铁心接地电流在线监测装置；对于重要的或状态 异常的110kV主变压器，可结合实际情况配置油中溶解气体、铁心接地电流在线监测装置。 9.1.7对运行年限超过15年储油柜的胶囊和隔膜应更换，或依照制造厂要求。
9.2.1当主变压器出现下述情况，可考虑退出运行或报废处理： 9.2.1.1运行日久，其主要结构、机件陈旧，损坏环严重，经鉴定再给予大修也不能符合生产要求；或虽 然能修复但费用太大，修复后可使用的年限不长，效率不高，在经济上不可行； 9.2.1.2腐蚀严重，继续使用将会发生事故，又无法修复； 9.2.1.3严重污染环境，无法修治； 9.2.1.4 淘汰产品，无零配件供应，不能利用和修复；国家规定强制淘汰报废；技术落后不能满足生产 需要； 9.2.1.5 存在严重质量问题或其他原因，不能继续运行； 9.2.1.6 进口设备不能国产化，无零配件供应，不能修复，无法使用； 9.2.1.7 因运营方式改变全部或部分拆除，且无法再安装使用； 9.2.1.8 遭受自然灾害或突发意外事故，导致毁损，无法修复 9.2.2 主变压器设备退役报废阶段应重点监督以下内容： 9.2.2.1 应从安全、效能和周期成本三个角度充分论证，符合国家电网公司资产全寿命周期管理的要求 9.2.2.2 提供的异地再使用或报废的研究报告理由应充分； 9.2.2.3报废后设备台帐等技术资料应及时更新； 9.2.2.4退役后未报废，且未拆除电气连接线的主变压器，应视为运行设备进行必要的巡视检查和试验
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10.1事故备品备件的管理参见《备品备件管理手册》的相关要求。 10.2主变压器设备的事故备品备件的储备定额参考表参见附录H（资料性附录）事故备品备件清单。
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主变压器移交试验项目见表A.1
表A.1主变压器移交试验项目
主变压器巡检项目见表B.1
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附录B （资料性附录） 主变压器巡检项目
表B.1主变压器巡检项目
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主变压器点检项目见表C.1
附录C （资料性附录） 主变压器点检项目
表C.1主变压器点检项目
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附录E （资料性附录） 主变压器大修标准项目
螺钉标准主变压器大修标准项目见表E.1一表E.19。
表E.1纯瓷充油套管的检修要求
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表E.2油纸电容型套管的检修要求
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表E.4胶囊式储油柜的检修要求
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表E.5 隔膜式储油柜的检修要求
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