330kV升压站主变压器施工方案

330kV升压站主变压器施工方案

1、 编制依据

1.1《电气安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-90 （国家标准）

1.2《电力建设安全工作规程》 1.3《主变压器安装施工图纸》 1.4《生产厂家的技术资料》

1.5 我公司的《电力变压器、油浸电抗器、互感器施工》作业指导书 2、主变压器施工程序简介

2.1、主变压器器身以及附件进货检验； 2.2、排油及主变压器芯部检查； 2.3、主变压器附件安装； 2.4、抽真空及真空注油； 2.5、热油循环、补油和静置；

2.6、主变压器引下线及二次回路结线安装。 3、主变压器以及附件检查验收 3.1、基本内容

3.1.1按照名牌和名牌图纸及有关资料，核对产品与定货合同是否相一致； 3.1.2、根据出厂文件一览表核对所提供的资料是否齐全；

3.1.3、按照装箱单检查变压器拆卸运输件是否齐全，在运输过程中有无损伤或丢失情况；

3.1.4、按照出厂资料检查变压器附件是否齐全，有无损伤或配备不全情况。 3.2、主变压器器身检查

3.2.1、主变压器就位后即检查其装设的冲击记录仪记录数据，可判断其运输、装 卸、就位施工中的受冲击情况，判断其内部受力，应符合生产厂家的技术要求； 3.2.2、检查主变压器本体携带的外围设备应无损伤、变形且装配备件齐全； 3.3、主变压器附件检查

3.3.1、对于运输至现场的大型附件，应根据现场实际情况放置在开阔平坦，附近无其他设备和临时建筑物的地方，便于开箱检查和安装施工。

3.3.2、对于绝缘油，到达现场后要进行目测验收，同时取样进行绝缘强度和色谱

分析试验；

3.3.3、散热器（冷却器）、连通管、安全气道、净油器等外包装应密封。表计、风扇、潜油泵、气体继电器、气道隔板、测温装置、绝缘材料等包装应良好，本身无破损、变形，指示应正确动作应可靠，现场拆箱送检气体继电器和测温装置；

3.3.4、套管的升高座、油枕、调压油箱等包装密封应良好。套管外包装应无破损，变形，套管本身应光滑无损伤，瓷绝缘外观良好无破釉或掉瓷，结线端应完好 无损伤变形、毛刺，尾部保护罩完好螺栓紧固。充油套管检查其油位油标指示应正常和密封应良好，其放置位置和坡度应符合生产厂家规定。

4、排油及变压器芯部检查

4.1、对变压器芯部检查前，要配好充油管路和抽真空管路，管内应无杂物和铁锈，使用时用变压器油进行冲洗。

4.2、变压器排油和进行芯部检查时应具备的条件

4.2.1、雨、雾、雪和风沙天气，或者相对湿度>75%时不能进行检查； 4.2.2、芯部检查排氮必须将氮气排放干净，以保护人身安全；

4.2.3、芯部检查人员的衣、鞋、帽子必须清洁，最好选用不带纽扣的衣服。检查中不允许携带除工具外的其他物件。进行芯部检查的所有工器具都要进行严格的登记，建立发放领用清点制度（见附件5），工器具要配置挽手带，并登记拆卸的所有配件螺丝；

4.2.4、排油芯部检查器身暴露在空气中的允许时间（从排氮清油底到抽真空时为 止）。空气相对湿度在65%以下时：暴露时间不超过16h；空气相对湿度在65—75%时：暴露时间不超过12h。

4.3、变压器芯部检查内容 4.3.1、首先打开人孔

4.3.2、检查所有紧固件（金属与非金属）是否有松动（引线木件、铜排联结处、夹件上梁、两端横梁、铁轭拉带、垫脚、开关支架等处的螺栓和压钉等）。如有松动或脱落，应当复位、拧紧；

4.3.3、引出线的夹持、捆绑、支撑和绝缘的包扎是否良好，如有位移、倾斜、松散等情况应当复位固定、重新包扎；

4.3.4、开关的传动、接触是否良好（检查方式见开关使用说明书），如出现倾斜、位移的故障应查明原因予以解决；

4.3.5、如果芯部出现位移，应检查其绝缘是否有损伤；引线与套管、开关与操动杆的正常安装位置有无影响，有关的电气距离能否保证，如不能保证与箱盖上的构件的正常安装位置，应当吊芯复位。检查引出线裸露部分是否有毛刺、尖角；

4.3.6、使用2500V摇表检测铁芯与夹件的绝缘是否良好，铁芯是否一点可靠接地； 4.3.7、检查完毕后，及时清除油箱底部的残油、杂物，待套管安装完成后并封闭人孔然后安装与油箱相通的组件；

4.3.8、进入油箱检查的同时可安装套管及引出线。 5、抽真空及真空注油

5.1、在确认变压器和有关管路系统的密封性能良好的情况下，方可进行抽真空，抽真空的管路接至变压器主导气联管端头阀门上；

5.2、有载开关上的联管用管与抽真空管路并联连接起来，以便使开关油室与变压器油箱同时抽真空（抽真空前开关油室中的油应放出来）。

5.3、抽真空前应将冷却器（包括片式散热器）上下联管处的蝶阀全部打开，抽真空时是否应打开冷却器阀门，应按厂家规定进行（待厂家资料到场现场决定）；

5.4、抽真空时的环境温度低于20℃时，应将器身加热到20℃以上（用热油循环加热时，油温应在50—70℃）；

5.5、抽真空时气体继电器两端的蝶阀，必须处于关闭位置，如果不关闭，则装吸湿器的联管必须接至抽真空管路中（使柜中薄膜内外部受力相同）；

5.6、抽真空的初期1小时内，当残压达到20kPa时，无异常情况，继续提高真空度直到残压为0.3kPa，且保持8h以上，开始真空注油，油质应符合耐压U≥50kV，含水量≤15ppm，含气量≤1.5%，90℃时介损tgδ<0.5%的规定，且每小时注入的油量应当不小于5000L，注满油的时间应大于6h（油面至少到铁轭上面），注满油后仍保持真空度4h以上，然后再解除真空。抽真空时间也可由绝缘含水量与真空关系曲线（Piper）来确定；

5.7、热油循环

5.7.1、解除真空后，当油样试验结果为耐压U≥40kV，含水量≤15ppm，含气量≤1%时，应当进行热油循环处理，最后使油质达到5.6条要求；

5.7.2、热油循环时，油温50—70℃，循环时间不少于48h，通常使全油量循环3 —4次，最后达到5.6条要求，热油循环时是否抽真空（待厂家资料到场现场决定）；

5.8、补加油。真空注油结束后，从储油柜集气盒上的注放油联管（见储油柜使用

说明书和变压器的外形图）向储油柜中加油，加油时将气体继电器两端的蝶阀打开，同时打开注油放油联管端头的蝶阀上的放气塞，待所加油溢出后关闭塞子打开蝶阀（即排除加油管中的气体）。注油至稍高于正常油面后，关闭蝶阀取下联管；

5.9、注满油后静置48h，然后打开套管，冷却器，联管上部的放气塞和储油柜中薄膜上的排气嘴进行排气，待油溢出时关闭塞子。根据最后的油温和油面（由储油柜集气盒上的注放油管进行），然后取油样试验；

5.10、密封性能试验变压器密封性能试验，使油箱内维持20—30kPa的压力，用油静注压法试漏时，静压24h，加压试漏法时，加压为24h，应无渗漏；

5.11、在抽真空过程中，真空度上升缓慢或泄漏率大于34Pa/h时，说明有渗漏情况，应当检查有关管路和变压器上各组件安装部位的密封处，若发现渗漏要及时处理，检查渗漏位置的参考方法：

5.11.1、详细倾听联结处是否有吱吱的进气声音，有声音处即渗漏部位； 5.11.2、将蚊香点燃，使其烟沿安装的可疑部位移动，检查上部的用板状物将烟挡住使之不离开检查部位，当发现烟被吸向里倾斜时，此位置即渗漏处（用此方法时请注意防火）。

6、整体安装后检查

6.1、检查各组件的安装是否符合其安装使用说明书的要求。如温度计座中是否充满变压器油，60kV及以上的套管的中间法兰上的端子是否可靠接地，吸湿器中的吸附剂是否合格，吸湿器是否畅通等；

6.2、气体继电器两端和冷却器上下联管或油箱管接头处的蝶阀是否处于开启位置； 6.3、有载开关的指示位置是否正确，三相是否一致，转动是否灵活，其油室中是否充满了油；

6.4、升高座中套管电流互感器的端子是否接好，不允许二次回路开路运行； 6.5、变压器主体和铁芯接地套管等，是否可靠的一点接地； 6.6、储油柜、高中压套管（60kV以上者）的油面是否合适；

6.7、各种保护、控制、测量等装置的电源、控制和信号等结线是否正确，信号与 动作是否准确。冷却器吹风装置、控制系统是否无误，油泵的转向油流方向是否正确，风机运转是否正常；

6.8、集中冷却时，油管路的配接是否符合要求，是否畅通无渗漏；

6.9、有载开关各分接位置的变比是否正确（注意操作机构的指示位置是否正确）；

6.10、各分接位置的直流电阻与出厂值比较，在不同温度下电阻值的换算如下：R75

（T+t）=Rt（T+75），式中：R75为环境温度75℃时直流电阻阻值（Ω），Rt环境温度为t℃时直流电阻值，T=235（铜绕组），t为环境温度（℃）；

6.11、检测各绕组绝缘电阻R60、吸收比R60/R15、介质损耗tgδ，与标准值比较应无明显变化；

6.12、检测变压器极性、升高座中电流互感器极性、电流（电流互感器极性可在安装前进行检测）；

6.13、检测油箱中的油质，应综合耐压U≥50kV，含水量≤15ppm，含气量≤1.5%，90℃时介损tgδ<0.5%的规定，并进行气象色谱测量。

7、主变压器安装工序流程图 （附件1）。

8、主变压器施工现场布置图 （附件2）。

9、主变压器施工工器具、设备一览表 （附件3）。

10、主变压器芯部检查材料、工器具领用制度 （附件4）

13、主变压器安装施工质量保证措施

13.1、严格按照图纸和电气装置变压器施工规程规范、作业指导书施工； 13.2、各工序施工时应有质检员参与并进行抽检，并应请监理人员进行旁站； 13.3、严格控制施工误差，及时检查工序质量，对有问题的工序要进行整改坚决不得流入下道工序；

13.4、按时做好施工过程的记载，并及时填写安装和检查记录。 14、主变压器安装施工安全保证措施 14.1、一般规定

14.1.1、坚决执行“安全第一，预防为主”的安全施工方针；

14.1.2、施工人员进场施工绝对服从安全监察人员和施工管理人员的管理； 14.1.3、施工前，应检查施工工器具机械的安全可靠性，施工人员应佩带安全合格的施工防护用品，特别是安全带的配置；

14.1.4、做好施工技术交底工作和安全作业命令票的签发工作；

14.1.5、施工机械应有技术人员在场指导施工，避免盲目和违章作业。 14.1.6、文明施工，作到“工完料尽，场地清”。 14.2、主变压器芯部检查

14.2.1、芯部检查排氮必须将氮气排放干净，以保护人身安全；

14.2.2、芯部检查人员的衣、鞋、帽子必须清洁，最好选用不带纽扣的衣服。检查中不允许携带除工具外的其他物件。进行芯部检查的所有工器具都要进行严格的登记，建立发放领用清点制度，工器具要配置挽手带，并登记拆卸的所有配件螺丝；

14.2.3、成立主变压器安全施工领导小组（见附件4），并积极发挥小组在安装过程中的安全保障作用；

14.2.4、芯部检查试验人员应持证上岗，并自觉维护其他施工人员的安全。 14.3、主变压器附件及套管等吊装就位时安全措施

14.3.1、施工人员应到岗到位，分工明确、合理，指挥统一、协调，配合默契； 14.3.2、吊车司机和其他施工人员应听从指挥，避免盲目作业和违章施工； 14.3.3、吊装道路通畅，场地开阔、平坦，并留有一定的吊装施工作业面； 14.3.4、吊车回旋、起吊严禁有施工人员在旁作业，并保证吊车有足够的回旋半径；、 14.3.5、吊装设备前应先了解和计算被吊设备量，吊车以及钢丝绳索的安全系数，还应检查钢丝绳索线、吊具是否完好、无损伤，施工机械和施工人员是否已具备起吊条件；

14.3.6、起吊附件距离地面30cm时，检查起吊情况是否正常，并核查安全系数； 14.3.7、吊装套管应使用专用绳索，并应注意避免损伤套管瓷件，必要时将套管瓷套进行包裹；

14.3.8、杜绝吊装作业中的“斜拉硬拽”现象；

14.3.9、在主变上部作业的施工人员应注意观察地面作业情况，传递物品应使用工具袋，杜绝抛掷和坠物，还应避免工器具磕碰损伤设备。

14.4、抽真空及真空注油、热油循环安全措施

14.4.1、真空泵、滤油机使用时注意其额定功率和电源匹配情况，严禁以小代大； 14.4.2、真空泵、滤油机使用前检查其性能和运行情况，是否可靠； 14.4.3、真空泵、滤油机夜间施工应有足够的照明设施；

14.4.4、热油循环、注油管路应时常进行检查，设置合理的管路，以避免其他施工作业时损伤管路造成渗漏；

14.4.5、真空泵、滤油、注油过程中设置的须采暖和保温加热的设施应注意防火， 配备消防灭火设备，严禁施工现场生明火，并成立急情况防范小组（见附件4）。 本施工方案是在施工中与施工规程规范和作业指导书一并使用的施工文件，施工中应参照本方案施工，如遇特殊情况可酌情变动。

附件：1主变压器施工工序流程图

附件：2—主变压器施工现场布置程图

附件吊装施工作业面

附件：3—主变压器施工工器具、设备一览表

附件：4—主变压器芯部检查材料工器具领用制度：

1、芯部检查工器具准备应符合实际情况需要，并统一保管，专人负责； 2、对施工中使用的工器具应逐个登记造册；

3、领用人领用工器具时，应登记其领用工器具名称、数量、规格，并签名；

4、归还工器具时，应查明领用工器具名称、数量、规格，并销帐； 5、耗材领用也应注明名称、数量、规格，并签名； 6、施工中及时清点剩余工器具数量与领用数量；

7、施工结束后也应及时清点工器具、耗材数量，并最终销帐入库。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/rc41.html