主变施工方案报审

SJSB3：一般施工方案（措施）报审表

一般施工方案（措施）报审表

工程名称：泗洪协合风电场一期110千伏升压站工程 编号： 致 南京苏安建设监理咨询有限公司泗洪协合风电场一期110千伏升压站工程监理项目部： 现报上 主变压器安装施工方案（措施），请审查。 附件：主变压器安装施工方案（措施） 施工项目部（章）： 项目经理 日 期 专业监理工程师审查意见： 专业监理工程师 日 期 总监理工程师审查意见： 监理项目部（章）： 总监理工程师 日 期 本表一式3份，由施工项目部填报，监理项目部、施工项目部各存 1份。

泗洪协合风电场一期110千伏升压站工程主变压器施工方案

泗洪协合风电场一期110千伏升压站工程

批 准：审 核：编 写：

#1主变

现场安装方案

审 批 页

年 月 日

年 月 日

年 月 日

泗洪协合风电场一期110千伏升压站工程

#1主变

现场安装方案

1

泗洪协合风电场一期110千伏升压站工程主变压器施工方案

吉林协合电力工程有限公司

2014年11月

2

目 录

1．编制依据„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3 2．概况„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„3 3．施工工序流程„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5 4．施工工序„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„6 5．劳动组织„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17 6．质量管理„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17 7．安全文明施工„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18 8．环境保护„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20 9．施工主要工器具„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21 10．强制性条文„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21 11．质量通病防治„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23 12．危险点预控„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„23 13．标准工艺„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„25

1．编制依据 1.1 图纸及资料 1）设计院图纸

2）变压器厂家出厂《技术资料》 1.2 工程技术规范

1）《输变电设备交接和状态检修试验规程》QGDW-10-J206-2010 2）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150－2006 3） 《国家电网公司电力建设安全工作规程（变电站部分）》国家

电网科〔2011〕1738 号

4）《国家电网公司电网工程施工安全风险识别、评估及控制办法

（试行）》国家电网基建〔2011〕1758号

5）《输变电工程安全文明施工标准》国家电网Q/GDW 250－2009 6）《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》国家电网科

〔2009〕2号Q/GDW248－2008

7）《国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》

基建质量〔2010〕19号

8）《国家电网公司输变电工程标准工艺典型施工方法》2011版 2．概况：

本工程#1主变压器采用了山东泰开变压器有限公司的产品。根据甲方要求，变压器要进行现场吊罩检查。变压器的施工应在厂家现场服务人员的指导下进行，各方协商合作，共同使主变安装质量满足国标、合同及厂家要求。

2.1 技术特性

型 号：SZ11-50000/110 额定容量：50000kVA

额定电压：115±8×1.25%/36.75kV 额定电流：262.4/2749.3A 联结组标号：YNd11 冷却方式：ONAN 总重量：76040kg 上节油箱吊重量：7370kg 油重量：18170kg

油 号: 克拉玛依DB-25# 运输重量：58520kg 产品代号：1TKB.714.4638 产品编号：134 出厂年月：2014年4月

制造厂家：山东泰开变压器有限公司

3.施工工序流程

准备工作 油 枕 套 管 净油处理 残油检验 管道附件、 瓦斯继电器、 检查试验 检查试验 散热器检查 温度计试验 清 洗 套管CT试验 绝缘油化验 清 洗 破氮

充入空气 油过滤 热油循环 变压器内检 抽真空 附件安装 真空注油 油位调整 整体密封试验 电气交接试验 后期工作

4. 施工工序 4．1 准备工作 4．1．1 技术准备

1）编制主变施工方案，施工前按工序标准和施工方案做好施工技术交底，施工人员应掌握交底内容、安装方法及标准。

2）熟悉制造厂出厂技术文件，严格执行国标GBJ148-2010《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》及《变电工程施工过程控制程序》文件。 4．1．2 油务系统准备

1) 储油罐就位，放尽残油并清洗干净，更换呼吸器内的吸潮剂，做好防止雨水、潮气侵入的措施。

2) 真空泵及真空滤油设备应完好，真空泵残油应更换。整套真空滤油设备试运转正常。

3) 搭设简易滤油棚，做好储油罐与真空滤油设备的联接工作。 4．1．3 开箱检查

1) 按变压器《出厂技术文件一览表》查对技术文件是否齐全。 2) 根据主变装配总图和装箱单核对附件及设备，其数量、规格应正确，外观完好。

3) 检查本体上冲击记录仪冲击情况记录，冲击值应在制造厂及合同的规定范围内（行进方向3g以下，其他方向2g以下），并加以记录。

4) 检查变压器内变压器油液面高度，并加以记录。

5) 做好开箱记录并办好签证。 4．1．4 基础检查：

1）混凝土基础达到允许的安装强度 2）预埋件及预留孔应符合设计要求。

3） 基础地坪标高及水平误差应符合设计和制造厂安装要求。无规定时，基础水平误差应不超过5mm。 4．1．5 变压器就位：

1）变压器中心线与设计误差不大于50mm。

2) 顶盖沿气体继电器出口方向升高坡度应为1～1.5%。 3) 要考虑高压套管安装后的对地（构架）的距离。 4．1．6 冷却系统检查及试压检漏

1) 散热器的外壳应无碰撞变形现象,油漆无脱落。

2) 油泵、蝶阀应密封良好，蝶阀的开启、关闭灵活，无卡阻现象。 3) 按GBJ148-2010规定，散热器在安装前应按制造厂家规定的压力值进行３０min密封试验。现按散热器使用说明书规定,现场采用0．02MPａ氮气压力检漏。(注：不得超过0.12 MPａ) ，采用刷肥皂水的办法。

4) 取下散热器的进出口法兰端盖，用合格的变压器油经滤油机对散热器管道进行循环冲洗，并将残油排尽。恢复散热器的进出口法兰端盖并密封好，以免潮气及异物侵入。

5) 检查风扇、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。风扇电机和叶片应安装牢固，转动灵活无卡阻。叶片方

向正确，无扭曲、碰壳现象。 4．1．7 套管升高座检查

1) 升高座外观应无变形、渗油，二次绕组小套管不破损，且固定牢固，二次端子绝缘良好，CT固定件无移位、跌落。

2) 按规定进行升高座CT电气特性试验，内部接线桩头接触应良好可靠。

3) 升高座CT线圈露空时间与本体相同，试验后及时注满变压器油。 4．1．8 胶囊、油枕检查

1) 检查外观应无变形锈蚀。现场安装时，须仔细阅读厂家使用说明书，

了解其结构原理。

2) 油枕安装按说明书。胶囊在运输中封入干燥空气，安装前打开

观察孔，检查胶囊上有无损伤；检查后卸下法兰的盖板放掉气体，检查浮子及连杆上有无损伤；用手轻轻使浮子上下移动，观察浮子位置是否与油位表相符，用万用表检查油位接点动作是否正确；检查结束后进行检漏试验，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至1.96x103Mpa干燥氮气维持30min应无漏气，充气时应缓慢进行。 3）油枕注油在本体抽真空注油之后进行。 4.1.9 套管检查

1) 用白布擦净瓷件及导电管内壁，检查套管瓷釉应无脱落、伤痕、裂纹现象，均压球内无积水。

2) 充油套管应竖立24小时检漏试验，油位指示应正常，应无渗漏油现象。

3) 套管CT按GB50150-2006电气设备交接试验标准进行电气试验。 4.1.10 压力释放阀检查

1) 检查压力释放阀动作情况，动作与复位信号应可靠，接点接触可靠。

2) 安装和使用过程，不允许拧动定位螺栓。

3) 应该特别注意压力释放阀联接管道的安装，应先调整联接管与压力释放阀安装孔基本吻合，再紧固螺栓。 4.1.11 管道及其它附件检查清洗

1) 各类油路管道和法兰接口均应认真作好清洁工作，最后用白布擦净。法兰面要求无锈蚀、平整、无污垢。必要时用丙酮清洗干净，法兰面高出部分应用凿子铲平。管道连接应对号入座，严禁随意乱配。

2) 清洗后的管道应及时封盖，不允许灰尘及异物再进入管道内部。 3) 其他附件安装前应检查、清洁、试验，并加以妥善保管。 4.2绝缘油处理

4.2.1运到现场的变压器油应有厂家提供的油质分析报告。油质符合GB-2536-1990（新油）标准。

4.2.2绝缘油应按照国标GB50150-2006绝缘油简化分析要求项目作油质分析、微水测定。本体残油应取样作油质分析，做好记录备查。 4.2.3用真空滤油机对变压器油进行过滤。结果要求如下：

耐压≥50kV/2.5mm 微水≤15ppm 介损≤0.5%（90℃） 色谱：合格

4.2.4 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。

4.2.5滤油工作应由熟悉滤油设备性能及操作规程的人负责，并严格按照操作规程进行操作，严禁临时工、民工顶岗代班，并严密监视每台滤油机的流速，防止油的碳化和跑油，油务记录每小时一次。 4.2.6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。

4.2.7 雨天不应进行油务处理。 4.3破氮

4.3.1主变本体运到现场后，检查氮气的压力应符合制造厂规定（0.01～0.03Mpa），同时对油箱内的残油应作油质分析。

4.3.2破氮前，应放尽油箱内的残油，残油原则上不再使用，如需使用应按规定进行处理。

4.3.3拆除充氮装置和氮气压力表，打开瓦斯继电器安装处的蝶阀，沟通大气，工作时需注意人身安全。 4.3.4打开油箱上部的φ80蝶阀排气。 4.4充入空气

4.4.1将排氮口装设在空气流通处，用真空泵抽真空。 充氮运输的变压器需器身吊罩检查时，先让器身在空气中暴露15分钟以上，待氮气

充分扩散以后进行；如从人孔进入器身检查，则需打开变压器两个通气孔，让器身内的氮气与空气对流排出氮气，器身内含氧量达18％后可进入器身内检查，进行器身检查过程中要以0.7～3m3/min的流量向变压器内吹入干燥空气，防止器身受潮。 4．5 变压器检查 4.5.1器身检查前要求

1）选择 晴 朗干燥的天气进行，场地四周提前一天清理干净。雨天、大风（4级以上）和相对湿度75%以上的天气不能打开油箱进行器身检查。 2）对参加主变变压器检查的施工人员进行全面技术交底。

3）进入变压器内进行器身检查人员要穿清洁的衣服和鞋袜，不允许身上携任何金属物件。所用的工具要严格实行登记、清点制度，防止将工器具遗忘在变压器油箱中。

4）从人孔进入器身检查，则在进行器身检查过程中要以0.7～3m3/min的流量向变压器内吹入干燥空气。

5）同时打开的封板不能多于2个，并且要用塑料布或白布阻挡灰尘，严防灰尘进入油箱内。

6）当空气相对湿度小于75％时，器身暴露在空气中的时间不得超过16小时调压切换装置吊出检查、调整时，暴露在空气中的时间应满足：相对湿度：75%～85%允许时间：10小时，相对湿度：65%～75%允许时间：16小时，相对湿度65%以下允许时间：24小时。 4.5.2器身检查的内容

1）依据厂家说明书要求拆除临时支撑件。

2）检查所有的联接件处的紧固件是否紧固，是否有防松措施。 3）检查所有引线的绝缘是否良好，支撑、夹件是否牢固。 4）铁芯检查：铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘是否良好，铁芯是否为一点接地，压钉、定位钉和固定件等是否无松动。

5）调压切换装置选择开关、范围开关应接触良好，分接引线应连接正确、牢固，

切换开关部分密封良好。抽出切换开关芯子进行检查。

6）绕 组 绝 缘 层 应 完 整 ，无 缺 损、变 形 现 象 ；各 绕 组 排 列 整 齐，间 隙 均 匀；绕 组 的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。

7）器身检查完毕后，用合格变压器油冲洗，并清洗油箱底部。 4.6 附件安装 4.6.1套管升高座安装

1) 升高座起吊前应擦尽污垢，认真做好上、下端法兰面的清洁工作，最后用白布擦净。

2) 高、中压升高座就位时，应按厂家标定的指示位置进行，以保证套管安装的角度和升高座回位置符合要求。

3) 升高座的密封圈先用厂家提供的密封胶固定，确保密封圈不走样。 4) 紧固法兰螺栓应对角进行（包括所有套管法兰螺栓），密封圈压紧程度应均匀。 4.6.2 套管吊装

1) 吊装前应擦净瓷套表面，特别是进入主变内部的下节瓷套应用白布擦净。均压球做再次检查，清除锈迹。吊装过程中不得带脏手

套护持。

2) 吊装110千伏套管和10千伏套管时，吊机大钩处挂一只1吨的链条葫芦，以便随时调整套管进入升高座内的角度。

3) 套管的导电管应预先穿入一根带有M8螺栓的φ8尼龙绳，当套管慢慢移至升高座上方时，拉绳与引线头子上的螺孔联接。随着套管徐徐进入升高座，拉绳通过大钩处的一只开口滑车，基本同步地往上拉，使套管顺利就位。

4) 套管吊入主变本体的过程中，应从人孔洞处严密监视引线进入导电管情况，防止产生小绕钩住，且应力锥部分完好进入套管尾部。 5) 引线头子与套管接线柱（将军帽）的连接要求是：销子到位，密封圈居中，压紧螺栓拧紧，密封良好。

6) 套管安装结束后应检查各侧引线对地的绝缘距离并满足要求。 4.6.3 散热器安装

1) 将散热器垂直起吊，把上、下部的弯管连接好，然后散热器慢慢移至上下联管处进行衔接安装。

2) 校正散热器垂直度与平面度后再拧紧所有联管螺栓，并检查各蝶阀开闭灵活。 4.6.4 油枕吊装

按照厂家总装配图先装好油枕支架，再把油枕吊到支架上进行固定。4.6.5联管安装

1) 升高座回的组装应按厂家编号进行，特别是法兰面的对接，要求平整自然，不能强行安装，否则应用弯管机加工后再组装。

2) 油枕处的瓦斯继电器联管，待真空注油后再安装。 4．6．6 分接开关检查

4．6．6．1 检查各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好，所有能接触到位置的分接头用0.05*10塞尺检查，应塞不进去，转动接点应正确停留在各原位置，切换装置应完整无损。

4．6．6．2分接开关的档位调整，位置指示牌的定位按说明书要求仔细调整，确保开关接触可靠。 4.7 真空注油

4.7.1真空注油不应在雨天进行。 4.7.2注入变压器的油应符合如下要求： 耐压>50 kV/2.5mm 微水<15ppm 介损≤0.5%（90℃） 色谱：合格

4.7.3压力释放器、气体继电器是否参与抽真空，待厂家现场服务人员到现场协商后定。油枕不与本体一起参加抽真空。 4.7.4散热器、套管升高座连同本体一起抽真空。

4.7.5随着真空度的逐渐提高，随时观察油箱变形情况，做好记录，变形不得超过壁厚的2倍。

4.7.6油务系统应由专人负责，认真按操作规程进行操作，当油坦克油位指示计指示将近无油时，应人不离机观察真空滤油机情况，此时应切断加热器电源。真空注油系统如下图：

注意：真空滤油机只有在油流状态下才能投入加热器

4．7．7为了防止突然失电时真空泵被主变负压引起倒转造成真空泵油吸入主变油箱，在真空泵与主变之间应装设回油隔离筒。

4．7．8抽真空利用油箱顶部Φ80蝶阀处装置抽真空管路和真空表，接至真空设备。注油利用主变压器本体底部的Φ80蝶阀。

4．7．9打开阀门V6，启动真空泵，在真空泵运转正常，真空表有指示后再打开V7、V5。油箱真空度逐渐达到残压133Pa,关闭真空泵放置30分钟，测定真空的泄露情况，泄露量的标准为13Pa /30分钟及以下，如存在密封异常应及时消缺。正常后连续抽真空24小时之后再真空注油。先打开V4、V3阀门，而后启动真空滤油机，再打开V1、V2阀门。在滤油系统工作正常后，投入加热器，使出口油温达到50度左右。注油过程中，注油速度在5000L/H以下,注油口和抽真空口高度至少相差600mm以上。注油过程中需始终保持规定的真空度（266Pa以下）。 4．7．10注油直至浸没铁心，离箱盖约200mm，停止注油，安装好气体继电器，更换抽真空接头，打开储油柜与本体联接蝶阀，向储油柜

注油，注到变压器油从油枕排气管溢出时停止注油，关闭注油阀静放10min让油夹杂的气体彻底排出后，旋上顶部塞子，再打开注路放油，按偏高环境温度调整储油柜油位。继续抽真空4小时后，即可解除真空。

4．7．11真空注油全过程，应认真做好记录和交手续，记录每半小时一次。内容有：气温、相对湿度、油温、真空保持时间、注油开始及结束时间，发现的问题及处理措施等。 4．8补充注油

4．8．1补充注油前应组装好所有的附件：管道、瓦斯继电器等。 4．8．2打开储油柜与本体联接蝶阀，向储油柜注油，注到变压器油从顶部塞子溢出时停止注油，关闭注油阀静放10min让油夹杂的气体彻底排出后，旋上顶部塞子，再打开注路放油，按偏高环境温度调整储油柜油位。

4．8．3补充注油应在油箱上部缓慢注入。 4．9全密封试验

4．9．1打开散热器、管道等所有蝶阀。

4．9．2据厂家试验报告，其全密封试验为充氮加压法，使油枕顶部油面压强达0.035MPa，维持24h无渗漏（试压过程中压力释放阀未装）。并将储油柜下部Φ80的蝶阀关闭，待卸压后再打开。

4．9．3全密封试验后，变压器油静置48小时，利用放气塞放气，然后取油样进行分析试验，油质标准如下：

耐压≥50kV/2.5mm 微水≤15ppm

介损≤0.5%(90℃) 色谱：合格 4．10电气交接试验

电气交接试验执行GB50150-2006有关标准。 4．11后期（扫尾）工作

4．11．1对套管、升高座、散热器、瓦斯及压力释放器等有关部位进行多次放气，并启动潜油泵，直至残余气体排尽。 4．11．2清扫变压器，洗刷油垢，擦净瓷套尘埃。 4．11．3进一步按照油位曲线表，调整好油枕、套管油位。 4．11．4检查温度计座子内是否已注满变压器油。 4．11．5补漆 5．劳动组织

总指挥： 徐钟波 技术负责人：张进 记录：叶虎 起重指挥：林志雄 质量员：沈建荣 安全员：叶甍

变电人员：15人（包括油务） 试验人员：3人 6．质量管理

6．1主变安装应认真实施整合体系标准及有关程序文件，使主变安装全过程质量处于受控状态。

6．2严格按国标GBJ148-2010施工及验收规范和制造厂家安装使用说明书进行施工。

6．3注意消除升高座CT二次端子渗漏油的质量通病，二次接线和电气试验时，要有防止因更换二次抽头、松动小套管而引起渗漏油的措施。

在对升高座CT一次试验时，由电气人员对小套管内外固定螺栓进行全面紧固，试验结束后，应对紧固件进行全面检查。放气时应小心谨慎，防止放气塞内密封圈移位造成渗油。

6．4认真及时填写各项关键工序质量控制卡、质量控制资料和验评记录，内容要准确完整，签字要齐全。

6．5安装中应与厂家人员密切配合，特别是重要附件的安装均要在厂家人员的指导下进行，对隐蔽工程的中间验收，应得到建设单位、制造厂家及工地负责人签证认可。

6.6严格实行停工待检制度。前道工序的油务处理没有得到化验结果之前，不能进行下一道的安装。

6．7对滤油纸等用于油过滤的辅材也应作认真检查，防止不合格品流入，对滤油设备、管道要用合格变压器油冲洗。

6．8对高、低压线圈、中性点引线安装完毕后，安装孔复盖前，分公司质检员、工地技术负责人应作最后检查，以确保引线连接正确、牢固，对地距离满足要求。 7.安全文明施工

7.1坚持“安全第一,预防为主，综合治理”的方针,认真学习《电力建设安全工作规程》和《安全（施工）管理制度实施细则》，杜绝习惯性违章，认真做好安全施工作业票的填写、签发和宣读工作，严格执行整合体系的有关规定。施工前认真学习本项目部编制的《应急响应预案》，做好火灾等各项事故的应急响应准备。

7．2主变施工区、油务区严禁明火，禁止吸烟，并配有足够数量的消

防器材和明显的警告标志，防止发生火灾事故，确保整合体系各项目标的实现。施工区域设置红白警告围栏。

7．3油务工作应由熟悉油务设备性能及操作规程的人负责，严格执行操作规程，滤油机、真空泵、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。油务人员应正确使用橡胶手套等劳保用品，防止变压器油对身体造成危害。

7．4施工现场有足够的照明设施，同时有防雨措施。照明电源布置符合安规要求。

7．5上、下变压器使用的梯子要牢固，不得有缺档，停靠要稳妥，防止倾倒伤人，变压器上工作人员应注意器身油迹打滑。

7．6套管竖立作检漏试验时要有可靠的防倾倒措施，套管吊离支架时上下都应有人监护，防止套管与支架相碰。

7．7器芯检查人员应穿干净的耐油工作服、鞋，严禁携带与器芯检查无关的物品到器身上面去。器芯检查工具必须登记造册，领用、退还要登记、消帐，严防工具遗留在器身内。

7. 8风沙天气及相对湿度大于75%时禁止变压器芯部检查工作。 7．9起重指挥信号统一，发令明确，声音响亮，起重指挥始终在被吊物旁与吊车司机保持直接指挥的位置，确保被吊物的安全就位。在整个过程 中应平稳，不产生冲击。

7．10对所有起重工具包括钢丝绳均应在起吊前仔细检查，应完好无损，特别是活络扳手，其蜗杆应牢固可靠不得掉出。

7．11 高空作业必须正确使用安全工具。在安装升高座及套管时，应注意梯子的放置角度和位置，使用活络扳手时严防扳手打滑而发生人身、设备事故。

7.12 在主变器身上应设置安全带专用挂扣横杆，以保证在变压器身上工作时安全带（绳）的正常使用。器身上的作业应配合默切，严防高处坠落，加强地面安全监护。

7.13排氮时，在氮气排气口严禁站人和工作。

7.14 当设备起吊时，严防设备吸附力太大起吊时发生晃动。 7．15 拆卸的螺丝按规格放在木箱内，便于回装，拆卸的封板用绳子传递，严禁高空抛物。

7.16抓好文明施工，认真执行整合体系的相关规定：做好对环境的保护工作，封顶板用吊绳吊，散热器安装时做好防止残油乱滴的措施，在所内道路上尽量不留有油迹。

7.17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，优质高效完成主变的安装工作。 8． 环境保护

8.1树立环境保护，人人有责观念，提高环境意识。

8.2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、人身的污染做好防护措施。

8.3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

8.4施工产生的垃圾集中后采取深埋发处理，对不能深埋部分则运至相

应处理场所予以处理。 9. 施工主要工器具 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

名 称 吊机 250kN 吊机 500kN（带吊斗） 真空滤油机 压力式滤油机 真空泵（ZX—70） 油坦克20吨（20×1） 烘箱 压力表(FP1.1) 0--0.1MPa 压力表(FP1.3)0--0.25MPa 真空计（FT3） 0.677Pa--677 Pa 压力真空表（FT2）－0.1～0.9MPa 湿度、温度计(指针式) 氮 气 干燥空气发生器 安全灯12V或24V 力矩扳手760N.m 内检常用工具 竹梯、人字梯 透明塑料布 真空泵油 汽 油 无水酒精 丙 酮 白 布 白 绸 棉纱头 白纱带 照相机 数 量 １台 1 台 1台 1台 1台 1组 1台 1只 1只 ２只 1只 1只 6瓶 1台 1套 ２套 1套 各3张 30米 30公斤 40公斤 10公斤 3公斤 20米 2米 50kg 10圈 1台

10. 强制性条文

表4.2.2 电力变压器施工强制性条文执行记录表

强制性条文内容 执行要素 执行情况 相关资料 《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》GB50148-2010 4.1.3变压器在装卸过程中，不应有严重冲击和振动。电压在220kV及以上且容量在150MV.A及以上的变压器和电压为330kV及以上的电抗器均应装设三位冲击记录仪。冲击允许值符合规定。 4.1．7充干燥气体运输的变压器、电抗器油箱内的气体压力应保持0.01Mpa-0.03 Mpa；干燥气体露点必须低于-40°；每台变压器、电抗器必须配有可以随时补气的纯净、干燥气体瓶，始终保持变压器、电抗器内为正压力，并设有压力表进行监视。 4.5.3（2）变压器、电抗器运输和装卸过程中冲击加速度大于3g时或冲撞加速度监视装置出现异常情况时，应会同分析，并出具正式报告。 4.5.5进行器身检查时必须符合以下规定：1、凡雨、雪天，风力达到4级以上，相对湿度75%以上的天气，不得进行器身检查 冲击值检查 安装记录： 气体压力检查 气体压力值： 安装记录： 正式报告 冲击值： 安装记录： 现场监控 安装记录： 2、在排氮前，任何人不得进入油箱，当现场监控 含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。 3、在内检过程中，必须向箱体内持续补充露点低于-40°的干燥空气，以保持含氧量不得低于18%，相对湿度不应大于现场监控 20%，补充干燥空气的速率，应符合产品技术文件要求。 4.9.1绝缘油必须按现行的国家标准《电气装置安装工程 电气设备交接试验标简化分析 准》的规定试验合格后，方可注入变压器、电抗器中。 4.9.2不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试混油试验 验。 4.12.1变压器、电抗器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入运行。检查项目如下：3. 事故排油设施应完好，消防设施齐全。 施工记录编号： 施工记录编号： 变压器油试验报告编号： 变压器油试验报告编号： 事故排油及消防设施 通水试验记录： 消防设施检查记录： 5．变压器本体应两点接地。中性点接地引出后，应有两根接地引线与主接地网的接地检查 不同干线连接，其规格应满足设计要求。 6.铁芯和夹件的接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地；备用电流互感器二次端子铁芯和夹件接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子接 安装记录编号： 安装记录编号：

地 应短接接地；套管顶部结构的接触及密封应良好。 电流互感器备用二次端子短接接地 套管顶部结构的接触及密封 表6.1.2 变电站设备接地强制性条文执行记录表 强制性条文内容 执行内容 执行情况 相关资料 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-2006 3.1.1 电气装置的下列金属部分，均应接地或接零：电机、变压器、电器、携带式或移动式用电器具等的金属底座和外壳； 接地检查 接地检查记录编号：

11.质量通病防治

电气一次设备安装质量通病防治的技术措施

（1）充油（气）设备渗漏主要发生在法兰连接处，安装前应详细检查密封圈材质及法兰平整度是否满足标准要求；螺栓紧固力矩应满足厂家说明书要求。主变充氮灭火装置连接管道安装完毕，必须进行压力试验（可以单独对该部分管道在连接部位密封后进行试验；也可以与主变压器同时进行试验，参考试验方法：主变压器注油后打开连接充氮灭火装置管道阀门，从充油柜内施加0.03－0.05MPa压力，24小时不应渗漏）。

（2）充油设备套管使用硬导线连接时，套管端子不得受力。 （3）对设备安装中的穿芯螺栓（如避雷器、主变散热器等），要保证两侧螺栓露出长度一致。

12.危险点预控

1.变压器安装 序号 工 序 作 业内容 可产生的危险 固 有风 固 有 风 预 控措施 险 评定险级 别 D 1 1.1 油浸电力 1.1.1 现场作业变压器、 准备及布置 起重伤害、42 物体打击、高处坠落、火灾、中毒 火灾 42 2 （1） 工程技术人员应根据重量选择吊车、 吊绳，并计算出吊绳的长度及夹角、 起吊时吊臂的角度及吊臂伸展长度，同时还要考虑吊罩时钟罩的起吊高度。 （2） 现场技术负责人应向所有参加施工作业人员进行安全技术交底，指明作业过程中的危险点，布置防范措施，接受交底人员必须在交底记录上签字。 （1） 储油罐应垫 200mm 高度的道木，设置接地装置。 （2） 储油罐可露天放置， 但要检查阀门、 人孔盖等密封良好， 并用塑料布包扎， 附近应无易燃物或明火作业， 并设置安全防护围栏、 安全标志牌和消防器材。 （3） 油罐与的连接处及与其他设备之间的各个连接处必须绑扎牢固，严防发生跑油事故。 （1） 在安装升高座、 套管、 油枕及顶部等时，必须牢固系好安全带，工具等用布带系好。（2） 变压器顶部的油污应预先清理干净。（3） 吊车指挥人员宜站在钟罩顶部进行指挥。 （1） 在注油过程中， 变压器本体应可靠接地，防止产生静电。 在油处理区域应装设围栏， 严禁烟火，配备消防设备。（2） 注油和补油时， 作业人员应打开变压器各处放气塞放气， 气塞出油后应及时关闭，并确认通往油枕管路阀门已经开启。（3） 需要动用明火时，必须办理动火工作票，明火点要远离滤油系统，其最小距离不得小于 10m。 1.1.2 绝缘油处理 2 1.1.5 附件安装 起重伤害、高处坠落 1.1.6注油 火灾 42 2 18 1

13.标准工艺

主变压器 安装 （1）防松件齐全完好，引线支架固定牢固、无损伤；本体牢固稳定地与基础配合。 （2）附件齐全，安装正确， 功能正常，无渗漏油。 （3）引出线绝缘层无损伤、 裂纹，裸导体外观无毛刺尖角，相间及对地距离符合GBJ 149—2010规定。 （4）外壳及本体的接地牢固，且导通良好。 （5）电缆排列整齐、美观， 固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架，本体上消防感应线排列美观。 （1）变压器运输无异常，冲击记录仪数值符合要求。 （2）基础（预埋件）水平误差＜5mm。 （3）本体就位、附件吊装应满足产品说明书的要求，接口阀门密封、 开启位置应预先检查。 （4）附件安装前应经过检查或试验合格。新到绝缘油应按规范抽检， 并符合相关标准。 （5）现场安装涉及的密封面清洁、密封圈处理、螺栓紧固力矩应符 合产品说明书和相关规范的要求。安装未涉及的密封面应检查复紧螺 栓，确保密封性。 （6）抽真空处理和真空注油： 1）真空残压要求：220～330kV≤133Pa，500kV≤133Pa（目标值13Pa），750kV≤13Pa； 2）维持真空残压的抽真空时间：220～330kV不得少于8h，500kV不得少于24h，750kV不得少于48h； 3）真空注油速率控制在6000L ∕ h以下，一般为3000～5000L/h，真空注油过程维持规定残压； 4）密封试验：密封试验施加压力为油箱盖上能承受0.03MPa，24h 无渗漏。 （7）变压器注油前后绝缘油应取样进行检验，并符合国家相关标准。 （8）应按规范严格控制露空时间。内部检查应全程注入干燥空气，保持内部微正压，避免潮气侵入，且确保含氧量不小于18%。 （9）按照设计图纸和产品图纸进行二次接线，必须核对设计图纸、产品图纸与实际装置的符合性。 主变压器安装