220kV升压站主变压器安装实施工程的方案docx

　　免费在线kV 汇集站项目 主变压器安装实施工程的方案 2022 年 9 月 批 准： 年 月 日 （技术负责人） 审 核： 年 月 日 （项目专业工程师） 编 写： 年 月 日 （主要编写人员） 目录 第一章 项目概况 3 项目简介 3 主要设备型号及参数 3 主要设备供货厂家 3 第二章 编制依据 4 第三章 施工准备 4 人员准备 4 现场人员职责分工 5 主要工器具及仪器仪表配置 6 材料准备 7 工期计划 8 施工场地准备 8 临时电源 8 安装区域布置 9 主变安装施工流程图 9 施工思路及原理 11 第四章 主变技术措施 11 基础验收和复测 11 开箱检查、保管、送检和试验 11 附件清点检查 11 附件现场保管 12 绝缘油验收与处理 13 器身检查前的部分附件安装 15 器身检查 21 升高座及套管安装 22 抽线 第五章 质量控制措施 30 实施工程质量控制 30 施工强制性条文执行 33 质 量 通 病 防 治 措 施 34 第 六 章 施 工 安 全 控 制 35 6.1. 施工安全风险识别、评估及预控措施 35 6 2. 施工安全技术措施 39 3. 管理制度保障措施 39 6.4. 落实“定岗、定人、定机”操作制度 41 第七章 环境保护和文明施工 41 1. 环境因素分析及控制措施 41 7 2. 环保措施 43 7 3. 文明施工、成品保护的方法 43 PAGE PAGE 10 第一章 项目概况 项目简介 本项目规划总装机容量 100MW，配套建设一座 220kV 升压站。220kV 升压站规划 2 台240MVA 变压器，本期建设 1 台 240MVA 主变，配套建成主变高低压设备。站内预留 2#及其配套设备间隔。220kV 采用双母线 回，本期出线kV 采用扩大单元接线 回出线。 主要设备型号及参数 三相三绕组有载调压电力变压器型号：SFSZ18-240000/220 接线%=8 电压比：242±8X1.25%/115±2X2.5%/36.5kV 容量：240MVA 高压中性点套管电流互感器：200~400-600/1A 5P30/5P30/5P30 20VA/25VA/25VA 中压中性点套管电流互感器；200~400-600/1A 5P30/5P30/5P30 20VA/25VA/25VA 主变高压侧套管 CT：/1A 5P40/5P40/0.5 10/10/10VA 高压中性点成套装置：BS-ZJB-220 隔离开关：GW13-126/630A 间隙电流互感器：LZZBW-12 /1A 5P30/5P30 30/30VA 氧化锌避雷器：YH1.5W1-144/285 中压中性点成套装置：BS-ZJB-110 隔离开关：GW13-72.5/1250A 间隙电流互感器：LZZW-10 /1A 5P30/5P30 30/30VA 氧化锌避雷器：YH1.5W1-72/186 主变压器35kV 侧通过封闭母线kV 配电室出线穿墙套管连接。室内封闭式母线kV 开关柜厂家成套提供。 主要设备供货厂家 本期建设 1 台 240MVA 主变压器，主变压器由特变电工新疆变压器厂成套提供，变压器中性点成套设备由西安宝申电气设备有限公司提供。 第二章 编制依据 DL/T5161-2018《电气装置安装工程质量检验及评定规程》 GB 50169-2016《电气装置安装工程接地装置施工及检验收取规范》 GB 50171-2012《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及检验收取规范》 GB 50149-2010《电气装置安装工程母线装置施工及检验收取规范》 GB 50148-2010 《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及检验收取规范》 GB 50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB 26860-2011《电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》 DL 5009.3-2013《电力建设安全工作规程（变电所部分）》 \h GB 2536-2011《电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》 本工程合同文件 本工程项目施工组织设计、质量管理、安全管理等文件 特变电工西安电力设计有限责任公司设计施工图纸及厂家技术文件资料 第三章 施工准备 人员准备 项目部将组织有丰富安装经验、技术熟练的工人进行主变压器的安装。所有实施工程人员在安装前进行集中培训、相关施工项目的强化培训，由电气工程师及厂家技术负责人进行技术交底及危险点告知。所有特种作业人员均通过项目部考核并持证上岗。全体施工负责人及实施工程人员必须在熟知施工环境、施工任务、施工程序、工艺控制、质量控制关键点及安全控制要点的情况下才能进行安装。 为保证主变压器按照进度计划顺利推荐，项目部提前策划，做到施工现场各个工序衔接有序、运作合理，项目部对主变压器安装的施工人员进行了专业性分工，预计投入安装施工作业人员约 16 人。 表 3.1-1 安装施工人员专业分工表 负责项目 工作人数 工作范围说明 施工总负责 1 人 施工管理 厂家技术员 1 人 主变安装现场技术负责★ 现场安全员 1 人 现场安装过程安全控制 现场技术员 1 人 现场安装过程技术指导 现场材料员 1 人 现场所需工机具、材料、安全防护用品 现场质检员 1 人 现场安装过程质量控制 负责项目 工作人数 工作范围说明 安装组 8 人 现场安装、油务处理、附属设备安装 二次组 4 人 主变本体、机构箱、端子箱等接线 人 负责主变等设备试验，以及配合油样、表计等送检 现场人员职责分工 施工总负责人职责： 对主变安装的施工工序管理负责，严格执行工艺规程和工序管理制度。制定施工过程控制计划，明确关键过程、特殊过程，并对特殊过程进行监控。负责向项目班组下达施工任务并检查施工任务、质量目标完成情况。负责安装过程中总体协调。 现场技术员职责： 对本施工的技术和质量工作负责。组织技术人员编制施工方案、质量保证计划、作业指导书并上报技术部门审核。组织图纸自审，负责向项目施工管理人员进行技术交底。负责项目的检验和试验的把关，保证未经检验和试验的物资、半成品、成品不得进货、使用和安装。负责处理对外委托检验和试验问题。组织有关人员或参与搞好工序、分项、分部及单位工程检验评定。负责组织有关人员收集整理工程竣工资料。技术员对现场施工进行技术指导。 现场安全员职责： 负责本施工的安全生产、劳动保护工作。贯彻执行安全法规、法令、条例及公司的安全制度、措施。认真做好安全施工的宣传、教育和管理工作，特别是进场新工人的安全教育工作。深入施工现场，掌握安全生产动态，发现问题及时制止纠正，有权制止违章作业，有权或报告违规指挥行为，有权给予罚款，遇有严重险情有权停止施工并及时上报领导。认真填写记录，并做好收集、整理、编目等管理工作。参加或接受安全检查、质量审核。制定或落实有关纠正和预防措施。 现场质检员职责： 负责本施工质量的检验、监督、检查，并对检验核定的结果负责。坚持原则，秉公办事， 严格执行工艺规程，熟练掌握建筑安装工程检验评定标准和质量检查方法。参与制定过程检验和试验计划，监督施工生产过程中的质量控制情况，严格执行“三检”制，发现问题及时反映，负责对材料、半成品、工程及设备进行检验，负责对材料、半成品、分项、分部工程检验状态进行标识记录，核定分项工程质量等级。负责工程质保资料的检查、审核。 班组职责 安装组：负责主变压器所有附件的清点、检查和吊装工作，参与器身内检，负责主变压器的固定、接地及封堵工作。变压器油的处理、本体真空注油及注油后的密封检查、热油循环等一切油务工作。附属设备安装等工作。 二次组：负责主变压器电缆敷设和接线。 试验组：负责主变压器的电气试验。包括套管试验、升高座 CT 试验、绝缘油试验、器身绝缘试验、整体交接试验等，以及配合油样、温度计等送检工作。 主要工器具及仪器仪表配置 表 3.3-1 主要工器具及仪器仪表配置 序号 名 称 详细规格 单位 数量 备注 1 汽车起重机 25T/12T 台 各1 台 2 升降车 37m 台 1 必要时 3 梯子 5m、3m 付 各 2 4 链条葫芦 2T、3T、5T 付 各 2 备用 5 线 线 干燥空气发生 器 露点≤-55°C 台 1 必要时 10 烘箱 0-500℃ 台 1 必要时 11 电子线 电动扳手 大号，小号 把 各 2 15 撬 棍 L=600mm，L=1500mm 根 各 3 16 力矩扳手 30—100N.m 把 2 17 力矩扳手 100—200N.m 把 1 18 力矩扳手 200—300N.m 把 1 19 尼龙吊带 5T、10 米 副 2 序号 名 称 详细规格 单位 数量 备注 20 尼龙吊带 10T、12 米 副 1 21 尼龙吊带 5T、8 米 副 1 22 尼龙吊带 3T、6 米 副 1 23 尼龙吊带 3T、3 米 副 1 24 白棕绳 φ13 米 100 25 卸扣 2T、5T、10T 个 各 2 26 对讲机 个 4 27 温湿度计 个 2 28 露点仪 露点-55℃ 台 1 29 绝缘电阻表 1000V、2500V 只 各 1 30 万用表 MF500 只 1 31 交流焊机 380V，18kW 台 1 32 液压弯排机等 220V 套 1 材料准备 表 3.4-1 主变压器安装主要材料表 序号 名 称 详细规格 单位 数量 备注 1 线 各种三通、接头及阀门 不锈钢材质 套 1 部分接头须等主变到后，根据阀 门尺寸现场加工 5 塑料布 1.2m 幅宽 m 100 6 白布 1.2m 幅宽 m 60 7 白布带 卷 20 8 芯检工作服 套 10 9 无水酒精 箱 3 10 洗衣粉 kg 20 11 镀锌铁丝 #12 kg 20 序号 名 称 详细规格 单位 数量 备注 12 棉纱头 kg 10 13 氧气、乙炔 瓶 各 2 14 高纯氮气 纯度 99.99% 瓶 6 工期计划 根据一级网络计划总体工期要求变压器安装施工时间为****年**月**日至****年**月**日。 施工场地准备 主变压器安装场地具备下列安装条件，并通过监理组织、业主参与的交安验收： 主变构架组立完成。 将主变压器安装基础的横纵向轴线标出来，供主变压器就位参考。 主变压器安装场地内的不影响安装的土建工作已完成。 通往主变压器安装场地的运输通道畅通，无阻碍。施工场地清洁，并在其施工范围内搭设临时围栏，与其他施工场地隔开。 主变压器安装场地内所有的电缆沟出口封堵好且应盖好盖板，其它临时孔洞应临时封堵好。 主变压器安装区域接地网施工完成，作业现场无明显灰尘和积水。 临时电源 变压器油务处理、抽真空等工序对施工电源的可靠性要求高，在安装期间应提前联系供电部门，保证施工用电的质量与可靠性，如果届时临时用电电源不具备使用条件，现场拟设置 630kW 柴油发电机一台，从发电机敷设 1 路专用电源至#2 主变二级配电箱，电缆型号为BX-3×185+2×95，专供主变压器安装、抽真空、注油及热油循环用， 表 3.7-1 现场用电负荷统计表 序号 用电设备名称 数量（台） 单台负荷（KW） 合计功率（KW） 1 线 照明、加热装置 20 3 60 合计 280kW 电流计算（按正常使用负荷为满负荷的 70%考虑，功率因数按照 0.9 计算）： I=S/（ 3 ×U）=0.7×280×1000/0.9( 3 ×380)=330A； 查表 BX-3×185+2×95 电缆所承载载流量为 395A330A296A,满足主变施工及油务区域用电要求。 安装区域布置 主变压器基础左右两侧与道路之间的区域有空地，平整后，滤油机、真空泵、等机具及主变压器冷却系统、套管、油枕等附件均可布置于该区域，现场布置应合理规划，减少二次转运工作，施工用机具应与主变附件分开堆放。站内道路应清理出来，便于吊车等机械进出。施工现场布置及其它说明： 在滤油设备附近布置足够数量的消防器材。 在施工区域围栏设悬挂安全标示牌、大型机具操作程序牌等宣传牌，将工程操作程序、技术要求、安全注意事项、各项工序操作责任人等现场体现。 主变压器内部检查及其它关键工序施工时，只有本工作面施工人员和相关单位现场见证人员方能进入施工现场；其他闲杂人员一律不得入内；高压试验区应设防护栏，并设专人监护。 所有硬质围栏上悬挂安全标牌，宣传公司形象及创造现场良好施工氛围。 开箱板及时清理，处理施工垃圾，保持现场整洁。 施工结束后，应做到“工完、料尽、场地清”。 主变安装施工流程图 施工思路及原理 通过对到货设备的细致把关检查，控制设备合格状态；通过控制环境、全过程密封处理绝缘油、保证抽真空质量、控制器身暴露时间、防控油箱内部异物，防尘几个方面，保证变压器绝缘良好；通过对密封胶垫、密封槽的安装控制，整体的密封试验检查，对渗油点进行检查和预控；从而保证变压器安装质量，确保变压器的安全投运和稳定运行。 第四章 主变技术措施 基础验收和复测 主变本体就位前，监理组织业主、厂家、土建单位、电气单位进行交安验收，验收合格后方可交付使用。基础预埋件及预留孔应符合设计要求，预埋件应牢固，基础（预埋件）中心位移≤5mm，水平度误差≤2mm。在设备就位前应在设备基础上提前划出清晰明确的就位基准线。主变压器由设备制造厂家负责运输及在基础上的就位。 开箱检查、保管、送检和试验 设备开箱检查将由监理组织，项目部、设备厂家、物资代表共同进行。根据厂家提供的装箱清单将主变压器高压套管、附件转至主变压器安装位置与巡视道路之间的空地集中堆放。 卸车前应仔细检查包装箱的完好性，如有破损、缺件情况应通知监理、厂家代表见证， 并做好相应记录。设备放置区域应平整、整洁，并有防雨、防尘以及防止设备倾倒的措施。卸货前根据厂家装箱清单明确设备重量，在吊机额定工况允许条件下卸货，对于较重且即将安装的设备，在不影响施工的情况下，可存放于被安装主变前方的空地，其它附件可存放在附件堆放区域。 附件清点检查 主变压器的附件、备品备件运到现场后，提前一周通知制造厂人员到现场，并在有业主、监理、制造厂家三方参加的情况下才能进行开箱检查工作。开箱检查应注意以下事项： 按照拆卸件表及装箱清单开箱清点组件、附件、合同规定的备品备件以及专用工具的数量、实物是否与装箱清单一致，是否损坏。 检查所有附件的阀门操作是否灵活、无卡阻；开闭位置是否与阀门上所指示的位置相对应；阀门及法兰连接处是否密封良好油箱应无变形损伤。 附件应齐全，无锈蚀及机械损伤并密封良好。 冷却装置、套管、电流互感器等外观检查完好无损。 储油柜表面应无变形、锈蚀，漆层完好；隔膜应完整无损伤；柜内清洁，无尖角， 隔膜挂点牢靠。 充气、充油运输的附件，密封性应良好，压力是否正常，是否有渗油现象。 备品备件及资料（产品说明书、试验报告、铭牌、合格证）齐全。 开箱清点过程应保存数码照片。 如在检查过程中发现部件有损坏以及有其它不正常情况时，应及时进行现场拍照、以书面的形式详细记录，并经四方签字确认，以便及时查找原因、明确责任和研究处理。 附件现场保管 附件的现场保管应注意以下事项： 联管、储油柜、风冷却器、散热器、套管式 CT 等均应保持良好的密封状态。 表计、气体继电器、测控装置、风扇以及绝缘材料等应放置于干燥的室内。 套管检查后应恢复原包装，套管卧放时应符合制造厂规定。 现场附件不得随意堆放，应集中存放，附件底部应垫高、垫平，并有防雨、防潮措施。 如不能立即开始安装主变压器，应派人监视压力情况，本体压力按照制造厂的规定 0.01~0.03MPa 范围内，低于 0.01MPa 时要补充干燥气体,防止设备受潮。 所有主变压器套管的储存应严格按照其使用说明书要求进行。特别注意避免受到冲撞或其他原因造成套管损伤。 附件送检 本体瓦斯继电器、压力释放阀、温度表等送有资质检测单位进行校验，合格后才可安装。考虑到送校周期，送校附件应提前变压器本体 1 周到场。 表 4.4.1-1 送检附件清单 220kV 主变送校附件 送校附件名称 送校附件数量 油温表 2 只 绕组温度表 2 只 气体继电器 2 个 压力释放阀 2 个 附件试验 套管及油位指示器、温度计等附件，应在现场由调试班组按《电气设备交接试验标准》 （GB 50150-2016）以及厂家说明书进行试验，合格后才可安装。 绝缘油验收与处理 残油试验 主变压器到达现场后，应进行残油试验，也可以在进行器身检查、套管安装等工序时进行。按照厂家说明书要求，产品未受潮的初步验证如下：油样分析试验结果必须满足耐压值 ≥40kV(标准油杯试验)，含水量≤25ppm，故现场确定是否受潮按照厂家说明书执行。以上两项指标中如有其中一条不符合指标要求，则可初步判断主变压器有受潮的可能，并应及时通知设备制造厂家来员商讨处理方案。 为保证安装质量，本体残油不允许再次使用，器身检查完毕后，在本体抽真空前箱底残油应排尽并妥善处理。 油罐及管道清洗 主变压器油务工作场所机具放置整齐、有序，利于操作。油罐底部垫成坡状，放油阀在油罐的低处。将油罐内侧壁、底部及顶面清理干净，不留死角；特别是进出口管道内部不能有污垢、锈迹，必要时可将管道拆除单独清洗。 油罐及管道清洗是否干净标准：利用白布擦拭任何地方，白布上无有色物即可。 新油验收及试验 对于用油罐运到运行现场的变压器油应进行验收检查，内容包括： 检查发运时的试验记录； 检查运油罐的密封状况。 每批到达现场的绝缘油应取样进行简化分析（送有资质单位进行油样检测分析），试验结果应符合 \h GB 2536-2011《电工流体 变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》新油标准及技术协议要求。根据规范及订货合同要求，每批绝缘油到达现场后，数量应与合同相符， 并有出厂试验报告，同时取样进行简化分析，大罐绝缘油应每罐取样，小桶绝缘油取样数量应满足下表规定： 表 4.5.3-1 绝缘油取样规定 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 新油主要指标应满足如下要求： 表 4.5.3-2 主变压器新油的合格指标 试验项目 电压等级 标准值 备注 电气强度 750kV ≥70kV 平板电极间隙 500kV ≥60kV 330kV ≥50kV 63kV~220kV ≥40kV 35kV 及以下 ≥35kV 含水量 750kV ≦8μL/L - 500kV ≦10μL/L 220kV~330kV ≦15μL/L 100kV ≦20μL/L 介质损耗因数 tgδ（90℃） - ≦0.5% - 颗粒度 750 ≦1000/100ml（5μm~100 μm 颗粒） 无 100μm 以上颗粒 放油时应进行目测，以免混入非绝缘油，对于桶装油，应对每桶进行目测，辨别其气味、颜色，检查小桶上的标识应正确。 新油过滤 为提高滤油效率，绝缘油处理采用集中滤油系统，倒灌滤油方式进行滤油。新油到场后， 经检验符合新油接收标准后注入油罐滤油。滤油时将滤油罐所在列滤油主回路阀门打开，倒油罐进油口、被倒罐出油口阀门打开，其余油罐进出油口阀门关闭，将被倒罐油倒入倒油罐； 油全部倒入倒油罐后，关闭倒油罐进油口、被倒罐出油口阀门，打开倒油罐出油口、被倒罐进油口阀门，即可实现反向倒油。 每列油罐主管端部设一个油阀，实现在不拆油管接头情况下，一列油罐滤油、一列油罐注/出油并行作业。 在每列油罐进出油主管道上每隔 3 个油罐安装一个油阀，用以提高滤油效率，同时便于拆装主管路。 项目质量指标外观透明，无杂物或悬浮物 项目 质量指标 外观 透明，无杂物或悬浮物 耐压（kV/2.5mm 球极） ≥70 含水量（mg/L） ≤8 含气量（V/V） ≤0.8％ 90℃时介质损耗角正切值（tanδ） ≤0.5% 颗粒含量 5～100μm 的颗粒≤1000 个/ 100mL，无 100 μm 以上颗粒 器身检查前的部分附件安装 安装主变附件时，为保证安装质量，对运输过程中所使用的密封圈进行更换，并对新的密封圈进行质量检查，并记录好每个密封圈安装人员和监督人员（设备制造方）的姓名。如有鼓起、破损、龟裂、伤痕等情况，不得使用。 所有与油接触的零部件应保证清洁，检验的方法为：用干净的白布擦拭，以表面无污染及杂质为合格。 附件（不含电流互感器升高座及套管）应在保持本体内压力为正压的条件下安装，且安装时注意不得开启与本体连通的阀门。如果一天内组件的安装和内部引线的连接工作不能完成，需封好各盖板后对主变充入干燥空气，内部气压保持 19.6～29.4kPa，直至第二天工作时解除。 冷却系统管路安装 安装冷却器前，按冷却装置图安装外部导油管路和冷却器支架。 打开冷却装置管路上的运输用盖板，检查管路和冷却器的内部无锈蚀及杂物后按编号进行安装。 当发现冷却器内部有杂物时，应吊起冷却器使之处于直立状态，在此状态下用干净的变压器油冲洗内部至干净后再与冷却器支架及导油管路进行装配。 在冷却器安装前应检查管路中的阀门操作是否灵活、无卡阻；开闭位置是否与阀门上所指示的位置相对应；阀门及法兰连接处是否密封良好。 风扇电动机及叶片应安装牢固且转动灵活、无卡阻，试转时应无振动过热，叶片应无扭曲变形、转向正确 。 油泵转动正确，转动时应无异常噪声，密封良好且无渗漏油现象。 在冷却器及油管安装过程中不允许扳动或打开主变压器油箱的任一阀门或密封板。 散热器安装 安装散热器前，按冷却装置图安装外部导油管路和散热器支架。 打开散热器管路上的运输用盖板，检查管路和散热器的内部无锈蚀及杂物后方可进行安装。 散热器风扇电动机及叶片的安装应牢固，并转向正确，转动灵活，无卡阻。 当发现散热器内部有杂物时，应吊起散热器使之处于直立状态，在此状态下用干净的变压器油冲洗散热器内部至干净后再与散热器支架及导油管路进行装配。 安装散热器时应防止散热器相互碰撞，以免损伤散热器造成渗漏油。 在散热器安装前应检查管路中的阀门操作是否灵活、无卡阻；开闭位置是否与阀门上所指示的位置相对应；阀门及法兰连接处是否密封良好。 序号项目名称主要参数1散热器重量0.5t2 序号 项目名称 主要参数 1 散热器重量 0.5t 2 最大吊装半径 15m 3 散热器上平面高度 4.5 米 4 吊装高度 8m 5 吊臂长 21.1 米 220kV 变压器散热器的竖立过程采用 1 台 25t 吊车配合，吊点如图 4.3.3.4-1 所示，利用副勾配合主吊勾将散热器缓慢吊起，完成竖立后，辅助吊松钩，由主吊完成吊装，吊装由起重工一人指挥。当散热器横向吊起 100mm 时，先进行吊点检查，此时 25t#1 吊钩与 25t#2 吊钩的吊点受力平衡，然后吊车继续上升至约 1 米，25t#2 吊钩停止上升，25t#1 吊钩继续上升， 当散热器与地面夹角约为 75°时，25t#1 吊钩继续上升，25t#2 吊钩缓慢下降，使 25t#2 吊钩趋于不受力状态，拆除 25t#2 吊钩，利用 25t#1 吊钩独自承重，进行吊装。 图 4.3.3.4-1 散热器片吊装示意图散热器吊装主吊车选型核算： 散热器重约 500kg，索具设为 400kg，作业半径 10 米， 计算载荷：K（1.1）×吊机负荷重（0.5t+0.4t）=0.9t 最大起升高度：（散热器吊装时最高点高度）4.5m+3m（尼龙吊点长度）+0.5m（吊钩高度）=8m 臂长： = 17m 工作幅度主 臂（m）主臂仰支腿全伸后方侧方作业支腿全伸前方作业根据 25t 吊车性能表，半径：15m，臂长:17m，考虑载荷为 0.9t＜3t,满足条件 工作 幅度 主 臂（m） 主臂 仰 支腿全伸后方侧方作业 支腿全伸前方作业 10.2 15.65 21.1 26.55 32.0 10.2 15.65 21.1 26.55 32.0 3.0 2500 2500 80 3.5 2500 14600 2500 14600 78 4.0 23400 14600 10000 23400 14600 10000 76 4.5 20500 14600 10000 8000 20500 14600 10000 8000 74 5.0 18000 14600 10000 8000 16700 14600 10000 8000 72 5.5 16500 14000 10000 8000 6500 1300 13500 10000 8000 6500 70 6.0 15500 13500 10000 8000 6500 10400 11000 10000 8000 6500 68 7.0 12000 12200 9000 8000 6500 7200 7500 8000 8000 6500 66 8.0 9500 9700 8000 7500 6000 5300 5700 6000 6500 6000 64 9.0 7500 7550 7500 7000 5500 4000 4500 5000 5500 5500 62 10.0 6150 6500 6000 5000 3500 4000 4500 4000 60 11.0 5500 5800 5500 4700 2700 3000 3500 3500 58 12.0 4250 4500 5000 4300 2100 2500 3000 3200 56 13.0 4000 4250 4000 2000 2500 2700 54 14.0 3500 3750 3700 1600 2000 2200 52 15.0 3000 3250 3500 1200 1500 1700 50 16.0 2500 2750 3000 1200 1400 45 18.0 2000 2250 2500 800 100 40 20.0 1700 1900 500 700 35 22.0 1250 1500 500 30 24.0 1000 26.0 800 28.0 600 30.0 400 根据吊装参数及吊车性能表采用 25t 吊车进行吊装，吊车位置如下图 4.3.3.4-2 所示： 图 4.3.3.4-2 散热器安装吊车站位示意图 储油柜安装 打开储油柜，检查内部是否清洁。如有锈蚀、焊渣等杂物应彻底清除。 储油柜安装前应擦拭干净，隔膜袋应完好无损，隔膜沿长度方向与储油柜长轴平行， 不应有扭曲。检查连杆浮球沉浮自如，检查油位表指针是否灵活。 按主变压器总装配图安装支架，将储油柜固定在支架上。 安装吸湿器联管，联管下端安装吸湿器。储油柜吸湿器在主变压器真空注油结束后安装。吸湿器中的运输密封圈必须拆除，玻璃筒中加装变色硅胶，油封盒内加电抗器油，油位应浸没挡气圈。 在储油柜下部的蝶阀上连接气体继电器联管。 在储油柜的集污盒上安装排气管路、注油管路和排油管路，并在各自下端装上相应的截止阀。 表 4.2.4-2 主变储油柜吊车核算数据表 序号 项目名称 主要参数 1 储油柜重量 2.8t 2 最大吊装半径 13m 3 储油柜上平面高度 5.5 米 4 吊装高度 8m 5 吊臂长 21.1 米 表 4.3.3.4-3 QY25 液压吊车起重性能表（单位：kg） 工作 主 臂（m） 主 幅度 支腿全伸后方侧方作业 支腿全伸前方作业 臂 10.2 15.65 21.1 26.55 32.0 10.2 15.65 21.1 26.55 32.0 3.0 2500 2500 80 3.5 2500 14600 2500 14600 78 4.0 23400 14600 10000 23400 14600 10000 76 4.5 20500 14600 10000 8000 20500 14600 10000 8000 74 5.0 18000 14600 10000 8000 16700 14600 10000 8000 72 5.5 16500 14000 10000 8000 6500 1300 13500 10000 8000 6500 70 6.0 15500 13500 10000 8000 6500 10400 11000 10000 8000 6500 68 7.0 12000 12200 9000 8000 6500 7200 7500 8000 8000 6500 66 8.0 9500 9700 8000 7500 6000 5300 5700 6000 6500 6000 64 9.0 7500 7550 7500 7000 5500 4000 4500 5000 5500 5500 62 10.0 6150 6500 6000 5000 3500 4000 4500 4000 60 11.0 5500 5800 5500 4700 2700 3000 3500 3500 58 12.0 4250 4500 5000 4300 2100 2500 3000 3200 56 13.0 4000 4250 4000 2000 2500 2700 54 14.0 3500 3750 3700 1600 2000 2200 52 15.0 3000 3250 3500 1200 1500 1700 50 16.0 2500 2750 3000 1200 1400 45 18.0 2000 2250 2500 800 100 40 20.0 1700 1900 500 700 35 22.0 1250 1500 500 30 24.0 1000 26.0 800 28.0 600 30.0 400 根据吊装参数及吊车性能表采用 25t 吊车进行吊装，吊车位置如下图所示： 图 4.3.3.4-3 储油柜安装吊车站位示意图 器身检查 准备工作 器身检查所需的工机具及材料已准备充分。 注意天气预报信息，选择良好的天气进行器身检查，确保空气相对湿度不大于 75%。场地四周有清洁、防尘措施以及紧急防雨措施。 有足够注入油箱的经检验合格的变压器油。 瓦斯继电器及压力释放阀送检完毕，其他相关附件准备就绪。 确保变压器本体内部含氧量不低于 18%。 进入器身内部的工具必须擦拭干净，用白布带绑扎好，并有专人对工具进行编号、登记，确保无异物遗漏在油箱内。 进入器身进行内部检查的人员为厂家现场服务人员，无关人员不得进入。进入器身内人员一定穿着专用工作服、橡胶鞋，身上不允许带任何与作业无关的物件进入油箱。 器身检查 油箱充干燥空气、排油： 在油箱底部一侧的蝶阀对油箱充注露点≤-55℃，流量≥2.5m3/min 的干燥空气，待油箱内为微正压之后，打开油箱人孔。 在油箱下部的人孔，将一路抽油管路放入油箱底部，将残油抽至残油罐中。可在此 同时进行残油取样试验。 放油完毕后要以 0.2m3/min 左右的流量向油箱内吹入干燥空气，保持内部含氧量不低于 18%，油箱内空气的相对湿度不大于 20%； 在器身检查时安装与油箱有连接的附件，应每次只能打开一处油箱盖板并用塑料薄膜覆盖。 在整个器身检查过程中，不得在导线夹和引线上攀登、损坏和污染部件以及改变任何部件的相对位置。 拆除油箱内部运输用的临时防护装置及临时支撑并通过人孔送出，清点作好记录。 检查器身上部定位件及下部反压钉装置应无松动。 检查所有管道阀门开闭是否灵活，指示位置是否正确。 检查绕组的压紧装置、引线支撑及夹件应无松动、位移。 检查线圈及围屏无明显的位移，围屏外边的绑带无松动。 检查绝缘包扎、各连接螺栓紧固应良好。 检查铁芯、夹件与接地板（油箱内的一端）连接应可靠。 检查铁芯上部定位和箱盖之间的绝缘件应无位移及破损。 检查铁芯叠片和夹件、垫脚、撑板、拉带、拉板之间的绝缘件应无位移及破损。 检查各线圈出线引出位置绝缘包扎应良好，支撑及导线夹无位移、损坏；紧固用的绝缘螺杆、螺母无松动。 在器身检查过程中若发现紧固件松动，应随时加以紧固。 器身检查完毕后用合格的变压器油清洗油箱底部，从油箱底部放油孔处将残油及杂物排出（残油排出后不允许再次注入油箱）。并再次检查确认带进去的物品及拆除件全部带出才能出油箱。 器身检查时，每次只打开一处盖板，并用塑料薄膜覆盖，连续向油箱内充入露点小于-55℃的干燥空气。当环境空气相对湿度小于 70%时，油箱内空气的相对湿度不大于 20%， 器身暴露在空气中的连续时间不宜超过 8h。 每天工作结束，应抽真空补干燥空气，直到压力达到 0.01MPa～0.03MPa，累计露空时间不宜超过 24h。 器身检查时的相关试验项目： 按电气装置安装工程电气设备交接试验标准(GB 50150-2016)以及厂家说明书进行铁芯、夹件绝缘以及分接开关直流电阻等测试。 升高座及套管安装 按制造厂技术文件规定来安装，本方案仅供参考。 升高座安装 拆除本体升高座连接运输封盖（不要同时开两只盖），清理干净法兰表面，用吊车吊起套管升高座，清净上下法兰表面及其内侧，将密封垫圈放在连接法兰内并涂上密封胶，确认变压器本体上法兰与套管升高座表面配合的标记，用吊车慢慢把升高座吊在本体法兰上，吊绳选择（直径Ф18 断裂强度为 3 吨长 3 米的 1 根软吊绳，使用吊绳前必须检查吊绳标识及出厂试验报告）两点起吊，升高座落实安装好螺母按厂家要求力矩对角紧固螺栓。装完一个升高座后，再开始进行下一个升高座安装。升高座吊装时应注意： 高座安装前应先做电流互感器的试验 电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板应密封良好，无渗漏油现象 升高座内绝缘筒安装应牢固，不应与变压器引出线相碰 注意上下法兰面间的处理，电气短接线连线； 注意防止工具，杂物，灰尘进入变压器内。 套管安装及引线链接 套管安装 拆除器身升高座上套管法兰盖，清洁法兰表面，安装垫圈并涂上密封脂。将套管插入变压器部分清洁干净。 充油套管应无渗漏现象，油位指示正常。 放油，打开高压侧油箱壁下部的人孔，人进箱检查，同时将高压套管竖直吊入升高座内并安装到位，移动均压球，其引线接头与套管尾部接线板连接处应擦拭干净，保证接触紧密，连接引线接头和套管尾部接线板，引线接头不得硬拉、扭曲、打折，引出线外包绝缘应完好，恢复均压球，引线接头应进入套管的均压球内。 打开中性点侧油箱壁上部的手孔，然后将中性点套管与竖直方向呈 25°吊入升高座内并安装到位，移动均压球，其引线接头与套管尾部接线板连接处应擦拭干净，保证接触紧密，连接引线接头和套管尾部接线板，引线接头不得硬拉、扭曲、打折，引出线外包绝缘应完好。恢复均压球，引线接头应进入套管的均压球内。 充油套管的油标应面向外侧，以便观察套管油位，检查套管末屏应接地良好。 套管吊装方法及受力 引线连接 芯部检查人员在服务人员的指导下进行套管引线的连接工作，套管就位后，尾部与引线的位置如下图所示，将引线接头上提到高出套管顶部后拆除引线绳索，旋上定位螺母并拧到 与引线接头的孔对准时，插入圆柱销，放好 0 型垫圈后，用专用扳手卡住定位螺母，旋上导电头（俗称将军帽），再用专用扳手将导电头和定位螺母背紧。撤去专用扳手，用螺栓将导电头紧固在套管的导电座上，务必将 0 型密封圈压到合适的程度，以保证密封性良好。将对应线圈引线分别接至各自的套管下部端子上，接线头要包扎绝缘带，最后完成铁芯接地引线连接。 分接开关检查 手动操作一周（从最大分接到最小分接，再回到最大分接），检查开关转动部件的灵活性。 测试开关指示的分接位置是否正确（用变比法）。 测试开关在各分接位置处线圈的直流电阻，与出厂值比较应无差异（换算到同一温度）。 气体继电器安装 安装顺序按照设备性能确定，可放在首次真空注油后进行。 本体及有载分接开关气体继电器在安装前应校验合格。 气体继电器应水平安装，其顶盖上标志箭头应指向储油柜，与连通管的连接应密封良好。 气体继电器加装防雨罩。 压力释放阀安装 安装顺序按照设备性能确定，可放在首次真空注油后进行。 出厂试验报告齐全。 接点应动作正确，绝缘良好，检查记录应保存。 阀盖和升高座内部应清洁。 安装方向应正确。 其他附件安装 控流阀安装方向正确。 测温装置在安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好，顶盖上的温度计座内应注变压器油，密封应良好，无渗漏现象；闲置的温度计座应密封，不得进水。膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁和急剧扭曲，其弯曲半径不得小于 50mm。 呼吸器与储油柜间的连接管应密封良好，管道应畅通，呼吸器内装吸湿剂应干燥， 油封油位应满足制造厂要求。 所有导气管必须清洗干净，其连接处应密封良好。 将爬梯、铭牌等其他附件安装到本体上。 抽真空 按制造厂技术文件规定进行安装，本方案仅供参考。 准备工作 将变压器油经真空滤油机进行脱水、脱气和过滤处理，油质符合 GB50150 中第 3.8.1 的要求后待用： 真空注油前，所有与油箱相连通的组件、附件均应安装完毕。连接注油管路，管路禁止使用橡胶管，并用热油冲洗，保证内部清洁。检查所有密封部位的螺栓紧固情况，不得有松动现象。打开各组件、附件(如冷却器等)与本体之间所有的阀门，关闭所有的放气阀。关闭油箱与气体继电器及储油柜间的蝶阀，气体继电器暂不安装，两端用盖板密封。冷却系统与本体一起进行抽真空。 抽真空 仔细检查在附件安装及器身检查作业中打开过的密封板，确认密封圈安装正确、所有密封板上的螺栓已紧固。 按下图所示连接好所有本体、真空泵、滤油机之间的管路，检查无误后（确定真空泵油无杂质水分）,打开#2、#4 阀，关闭#1、#3、#5、#6 阀。 开动线 阀察看并记录真空度。每次察看完之后应立即关闭#3 阀。 当抽抽空至本体线 阀，关闭线h，记录数字式线/变压器本体油量（t），即判定泄露率合格。 如果有泄漏时，停止抽真空，与厂家技术指导人员商定处理办法。 泄露率测试合格后，关闭散热器与本体的联通阀。启动线 阀，继续抽线Pa 开始计时，持续抽空时间≥48 小时，最终残压不大于 13.3Pa，满足要求后允许真空注油。 每小时记录一次真空度。抽真空时应监视并记录油箱有无变形，其最大值不允许超过壁厚的两倍。 图 4.9.2-1 抽真空示意图 真空注油 本体真空注油 在主变压器本体下部安装的#5 阀接入注油装置的油管。 使用各种连管、阀门前，将其内部用变压器油冲洗干净（可用透明的聚乙烯管）。 将准备好的合格油通过油箱下部的#5 阀注入油箱内，注油速度不超过 6t／h，直到油面达到拱顶下 200mm。注油过程线Pa。滤油机出口油温保持 55℃～65℃ （因为要通过油来加热主变压器内部组件，所以此温度要略高于新油处理时的温度）。 继续抽线 阀和线 阀处继续抽真空。继续注油至储油柜油位的一半后，停止抽真空，停止注油。 移除线 阀门位置接入干燥空气发生器，缓慢地打开#1 阀，慢慢向主变压器内充入干燥空气破坏线MPa，然后慢慢打开油箱、套管、升高座、气体继电器、散热器及气道等处的放气塞，直至变压器油流出后关闭。同时监视油面。如果此时油面下降太多，不符合注油曲线上的值则追加注油到符合要求为止。 关闭#1 阀，拆除干燥空气发生器，并在该位置接入吸湿器，然后打开#1 阀，使胶囊内气压与大气压力平衡。 补油并调整油位 #6 阀处安装透明注油管，用桶接流出的变压器油。打开#6 阀，从变压器底部#5 阀继续注油至#6 阀出油后立即关闭#6 阀（此阶段油速控制在 3t/h 以下，最后点动滤油机）。 将氮气瓶经氮气减压器连接于#1 阀，打开#1、#6 阀门（#2 联通阀门关闭状态）， 将氮气充入胶囊内，调整油位至和油温对应后停止注油，停止充气。关闭#1、#6 阀。 真空注油注意事项 注入油的温度应高于器身温度，并且最低不得低于 10℃，以防止水分的凝结。注油的速度不宜大于 6000L／h，因为静电发生量大致按油流速三次方比例增加，以流速决定注油时间较合适。 抽真空及注油应在无雨、无雪、无雾，湿度≤75%的天气进行 由于胶囊及气道隔膜机械强度承受不了真空注油的压差，容易损坏，故抽真空及注油时，必须打开#2 阀。 注油时应从油箱下部#5 阀进油，以便于排除油箱内及附于器身上的残余气体。 注油完毕，应对油箱、套管、升高座、气体继电器、散热器及气道等处多次排气， 直至排尽为止。 热油循环 为消除安装过程中器身绝缘表面的受潮，采用上出下进的方式进行热油循环。如下图，在#4 阀和#5 阀处分别连接真空滤油机的出油口和进油口，组成封闭环形，油循环的方向从滤油机到主变压器底部#5 阀，从主变压器顶部#4 阀回到滤油机。 图 4.2.10-1 热油循环管路示意图 热油循环过程中打开所有片式散热器蝶阀（不开风扇，阀门开启约 45°）。 滤油机出口油温控制在（65±5）℃范围内，采用上出下进的方式循环，进口和出口对角布置，循环油量不低于总油量 3 倍，总循环时间不小于 48h，建议主变压器出口油温控制在（60±5）℃。 热油循环除时间上必须符合上述规定外，其结果的标志是油质在循环结束时，取样化验，应达到规范规定的标准。否则仍应继续热油循环，直至油质达到规定的标准为止。 整体密封性试验 在本体储油柜呼吸口#1 阀上连接氮气瓶及氮气减压器,打开#1 阀，充入氮气（纯度99.999%）,向储油柜内充入 0.03MPa，维持 24h，检查油箱各密封处不应有渗油。密封试验前应采取措施防止压力释放阀动作。密封试验合格后，泄压，安装呼吸器，检查并调整油位和当前油温相对应，然后拆除压力释放阀闭锁装置。 注意：密封性试验在静置 72h 后进行，在油箱整体密封性试验结束后，应将压力释放阀恢复至运行前工作状态，并在#1 阀处重新安装吸湿器。 静置 吸湿器应按照使用说明书定期更换硅胶。 关闭所有注放油阀门，进行产品的静放，必须静放 168h 以上才能施加电压。 产品静放期间间隔 24 小时，利用变压器所有组件、附件及管路的所有放气塞放气， 见有油溢出立即拧紧放气塞，擦净溢出的油。放气塞的胶垫较小，所以要用力适度，既要密封良好又不要拧坏胶垫。 取本体油样进行一次全油试验，主要指标应达到规定要求。 常规（一般）交接试验 按照《电气设备交接试验标准》(GB/T50150-2016)的要求完成各项交接试验。 主变压器补充注油完毕，静置 72h 后，应从主变压器的套管、升高座、冷却装置、气体继电器等有关部位进行多次放气，直至残余气体排尽。 电缆敷设及二次接线 风冷控制箱及设备本体电缆槽盒安装 根据设计及厂家图纸，安装风冷控制箱及设备本体上的电缆槽盒； 风冷控制箱的底座应与基础接触紧密，安装牢固，接地良好； 风冷控制箱可开启门应用软铜导线与本体可靠连接； 风冷控制箱内接地铜排应与等电位接地网可靠连接； 电缆槽盒应设置合理，固定牢靠，并使设备间电缆不外露； 加热元件与线缆之间应有适当的距离。 电缆敷设及二次接线 按电缆在支架（桥架）上敷设顺序分层将电缆穿入端子箱、风冷控制箱及设备二次接线盒，底部的电缆弧度一致，层次分明，绑扎牢固，入口处整齐一致。 电缆应排列整齐、美观。 电缆热缩头长短一致，并且固定高度一致。 二次接线按图施工，接线工艺应美观、可靠。 端子箱、风冷箱等底部应采用有机防火堵料进行封堵，做成规则的几何图形。 验收 本体及附件均装配齐全，各相的相色和标志正确，所有阀门的开闭状态和各管路联接正确。 油箱和所有附件均无渗漏油现象，并擦拭干净。 储油柜、套管等油位表指示清晰、准确，各温度计的指示差别在测量误差范围之内。套管顶部结构的接触及密封应良好，冷却系统及控制系统情况正常。 各控制测量回路连接正确无误。 气体继电器安装方向正确无误，充油正常，气体排尽。 吸湿器内已装入合乎要求的变色硅胶，与胶囊之间的阀门已经打开。 铁心、油箱及套管接地屏的接地连接正确可靠。 套管型电流互感器未接负载的端子已可靠短接。 所有电气连接，特别是各套管的接线、以及主油箱接地，应连接正确，接地可靠， 所有的临时保护接地都已经移去。 事故排油设施完好，消防设置应齐全。 铁心和夹件的接地引出套管、套管的末屏应接地良好。套管型电流互感器未接负载的端子已可靠短接。 储油柜、冷却装置等管道上的阀门均应打开，且指示正确，呼吸器呼吸畅通，油位正常。冷却装置试运行应正常，联动应正确。 控制箱内的加热元件已经连接好并运行正常，测温装置指示应正确，整定值符合要求。 确定相间距离、相对地的距离满足要求。 局部放电测量前、后本体绝缘油色谱试验对比结果应合格。 第五章 质量控制措施 实施工程质量控制 本体和附件 本体和组部件等各部位均无渗漏。 储油柜油位合适，油位表指示正确。 套管 瓷套表面清洁无裂缝、损伤。 套管固定可靠、各螺栓受力均匀。 油位指示正常、油位表朝向应便于运行巡视。 电容套管末屏接地可靠。 引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各导电接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。 升高座和套管型电流互感器 放气塞位置应在升高座最高处。 套管型电流互感器二次接

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