主变压器吊装安装施工设计方案本(DOC 34页)

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1、1#主变安装施工方案 日期：年月日 日期：年月日编写：日期：年月日南源电力科技股份建阳白茶铺110kV变电站工程工程部2014年1月目 录一、适用围3二、编制依据3三、作业流程3四、工艺流程说明及主要质量控制要点4五、危险点辨识及预控措施14六、工艺质量要求16七、质量通病防治措施17八、强制性条文17九、质量验评及质量控制方式191. 适用围本施工方案适用于建阳白茶铺110kV变电站工程，安装主变压器一台，容量50MVA。主变安装技术比拟复杂，工艺要求较高，必须严格按照设计图纸、GBJ148-90电气装置安装工程电力电抗器、油浸电抗器、互感器施工及验收规及厂家技术要求施工。本文根据设计图纸及

2、厂家提供的110kV电力变压器使用说明书及相关规并结合施工现场情况编制。表1 主变主要技术参数表型号SSZ11-50000/110额定容量50000/50000/50000 kVA额定电压1108*1.25%/38.52*2.5%/10.5kV额定电流接线组别YNynOd11冷却方式ONAN器身重量41.7t上节油箱重9t油重量19.3t总重量86.6t生产厂家华鹏变压器出厂日期2013-7出厂序号2013-110-386为了使该站的主变安装能平安、优质、按期完成。特制定以下安装施工方案，要求技术人员向施工人员作技术，平安交底，施工人员必须严格执行。2. 编制依据序号引用标准1电气装置安装工程

3、_电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规GB 50148-20102电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T5161.1-5161.17-20023国家电网公司输变电工程标准工艺一：施工工艺示手册4国家电网公司输变电工程标准工艺三：工艺标准库5国家电网公司输变电工程建立标准强制性条文实施管理规程Q/GDW248-20086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201019号7设计施工图及工程施工质量验收规、相关图集标准等，本工程工程部编制的施工组织设计、创优实施细则、质量通病防治方案及强制性条文实施方案等有关施工指导文件。工程设计图纸、施工组织设计等技术文件。3.

4、作业流程图3-1 主变安装作业流程图4. 工艺流程说明及主要质量控制要点4.1作业准备4.1.1 现场布置包括变压器油过滤及真空处理设施、附件和吊车等布置附图2：现场布置示意图。4.1.2 技术准备变压器试验合格证明书包括电气试验、附件试验和变压器油；变压器安装说明书；施工图纸；变压器保管记录，包括充枯燥气体保管压力气体保管压力一般为0.010.03MPa，气体的露点应低于-40记录和运输过程冲击记录仪记录数据检查三维冲击记录均必须小于3g。 4.1.3 人员配备及施工组织机构工序名称工作人数负责人平安员本体就位2杜洪松峰吊罩检查15杜洪松峰安装升高座及套管5黄斌峰安装冷却装置、储油柜、油路管

5、道、附件8胡显军峰本体抽真空、油过滤、注油、热油循环及渗漏油试验4黄斌峰本体电缆敷设与安装4胡显军峰施工组织机构如下： 1工程负责人：高欣 2监理工程师：庄建清 3质检员：黄承林 4现场平安负责人：峰 5起重负责人：金家伟 6吊罩技术负责人：杜洪松 7电气工作班成员：杜洪松 胡显军 培刚 唐伦杰 庆奎 黄斌 建华 8工器具管理员：黄从陆 4.1.4 材料准备序号材料及要求1套管具有合格证，且现场试验合格2升高座及CT具有合格证，且现场试验合格3主变附件具有合格证4调压开关具有合格证)5压力释放阀具有合格证，且安装前试验合格6气体继电器具有合格证，且安装前试验合格7温度计具有合格证，且安装前试验

6、合格8油试验合格9密封圈一套4.1.5 主要工器具及仪器准备名称规格/型号单位数量备注吊车25t主要参数附图3台1吊罩与附件安装用真空泵台1真空滤油机台1梯子把2揽风绝缘绳根4定位扳手把4开口、梅花扳手等各种形式紧固工具套5螺丝刀把5干湿温度计个1麦式真空计个1平安带根5灭火器个2定位钎20或16根4手拉葫芦10t只4变压器吊罩用卸扣2t、5t只4各2卸扣1t只2变压器吊芯用柔性吊带2t4m根2柔性吊带2t6m根4柔性吊带20t1m根4变压器吊罩用柔性吊带20t0.5m根4变压器吊罩用柔性吊带1t2m根2变压器吊芯用尼龙绳20mm15m根4吊罩时用作缆风绳4.1.6 施工电源布置由于滤油机的加

7、热功率大，对电源的稳定性可靠要求较高，特别是在主变真空注油阶段。因此，必须为滤油机提供单独的电源，真空泵及其它功耗较小的机具使用另一路电源。所使用的电源线载流截面50mm、空开(200A)必须足够满足设备全负荷运转时的要求，应从施工总电源处专门拉一路独立的电源线。电源箱外壳应可靠接地。9注油到接近箱盖的位置后，关闭连接真空泵的阀门，以防止油进入真空泵中。继续缓慢注油，观察复合真空-压力表，直到压力接近为零。停顿注油，翻开通往储油柜的阀，关掉储油柜的放油阀。对带胶囊的储油柜，充气压至7kPa(1psi)，同时翻开储油柜上两端的放气塞或阀门，然后注油直到油从放气塞或阀门流出，立即关闭放气塞或阀门，

8、同时放掉胶囊的气体压力。继续注油到适当的油位，并在升高座和套管等高处进展放气。注油时应保持滤油机出口处的油温到达5080。注油示意图见图4.6-110变压器密封试验：通过变压器呼吸器接口充入枯燥气体进展变压器密封试验，充气压力为0.0150.03MPa按产品要求执行，24h无渗露，注意油温变化对充气压力的影响。4.2 变压器油品质要求4.2.1 变压器油处理序号 容1检查并清理油罐，应无潮气和灰尘。同时对所有油管、阀门、接头用干净的变压器油进展冲洗。管路和阀门等冲洗完成后应覆盖上遮盖物以防止水分和异物进入。清洗后的油应予以收集，严禁随意倾泻、排放。2用高强度塑料薄膜包扎紧，防止异物进入在单个油

9、罐进展滤油处理。每个油罐的油先循环滤油23 遍，抽样检测绝缘油是否符合标准，如不符合需再滤油12遍，直至到达要求。油 罐真空滤油机油流方向油流方向出油阀进油阀出油阀单个油罐进展滤油示意图3油罐滤油完毕后，油罐的人孔应用塑胶薄膜予以密封，防止水分进入。4向变压器本体注油前，从滤油机出口阀门处取油样试验，确认油的性能能够满足要求(由试验室人员作)。4.2.2 变压器油品质要求序号 容1变压器本体油应取样进展简化分析、色谱分析，变压器油电气强度、微水、介损等参数必须满足产品技术要求和合同技术要求。2到达现场的填充或补充变压器油应油试验记录并取样进展简化分析，变压器油根本指标到达：电气强度40kV/2

10、.5mm，微水20L/L，tg0.590时。到货大罐油应每罐取样，小油桶装运的取样试验数见表34 表4.2.2-1取油样数表每批油桶数125620215051100101200201400401及以上取样桶数12347101520表4.2.2-2 注入变压器的油标准见下表：电压等级kV220电气强度kV40含水量L/L15tg90时0.5 表4.2.2-3 施加电压前变压器本体的油标准见下表：电压等级kV220电气强度kV40含水量L/L15tg90时0.5含气量/4.3 安装前的检查和试验序号容根据设计图纸要求及厂家安装说明书，变压器根底应与设计相符，根底验收施工“三级自检和监理初检必须合格

11、。就位前，电气安装人员要据设计图纸标好变压器就位的标记线，配合厂家和运输单位做好变压器就位工作。设备到达现场后，应及时进展以下检查：1开箱检查开箱检查要向监理发出开箱申请单，会同监理、厂家、甲方、物资供给单位一起开箱检查，发现异常现象时，应及时向监理和业主工程部书面反映。根据现场条件采取必要措施进展处理。要做好现场记录，记录要有监理签字，以作为今后移交依据。变压器所有技术文件、资料及备品备件应齐全。2附件数量及质量检查由于受运输条件限制，变压器的附件如套管、冷却器、储油柜等为单独运输。所有部件应齐全、无锈蚀及机械损伤，密封应良好。检查套管的油位是否正常。浸入油中运输的附件，其油箱应无渗漏。3冷

12、却器按制造厂规定的压力值用气压或油压进展密封试验和冲洗，油泵和风扇电机检查试验。储油柜气囊和隔膜式按照产品说明书进展、铁芯和夹件绝缘及接地检查按照产品要求进展。4附件检查后，应将气体继电器、压力释放器、温度计等取出试验。合格前方可安装5本体器箱质量检查变压器油箱箱盖或钟罩法兰及封板的联接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏。6充气运输的变压器本体，通过安装于本体上的压力计确认变压器部压力0.01-0.03MPa。并做好相应的记录。如本体气压未呈现正压，应补气。7运输防撞措施检查对那些仅在运输过程中为防止碰而安装的保护装置，如阀门、冲击记录仪上的保护罩等。应检查并记录设备在运输和装卸中的冲击情况。在检查

13、或读取冲击记录仪数据时不要震动。变压器运输过程记录等必须齐全。8变压器吊罩按照质量控制程序进展。吊罩前必须具备的天气环境条件：空气相对湿度75，空气温度不宜低于0，最好在25左右，适量补充枯燥空气露点应低于-40，部含氧量大于18，保持微正压，以维持本体枯燥，本体相对湿度必须小于20，器身暴露在空气中的时间不得超过8小时。每天工作完毕必须充枯燥气体到0.010.03MPa，以确保维持本体枯燥。9在恶劣的气候情况不应翻开变压器。严禁穿着赃或湿的衣服进入变压器。应穿戴专用干净的布鞋套或腈橡胶鞋。去除口袋所有物品，检查松散的东西，并取下手表、戒指等其它物饰，未经检查绝不允许进入变压器。10变压器进展

14、部检查前，必须让器身中的氮气充分扩散并有足够的氧气后，检查人员才能进入。在厂家指导下进展11使用的工具必须具有坚硬的外表以防止使用时剥落或碎裂，而且外表不能有油漆或电镀层类的物质。最好将工具外表打磨或使其发黑。为防止在使用时意外脱落，所有工具的活动局部必须确保可靠连接。 锤子、螺丝刀之类的工具必须有一个端部，手柄最好是塑料或玻璃钢浇铸成的。如果手柄是木制的，必须用木头或塑料楔夹住。 工具上的铭牌或标签必须去掉。如果需用铭牌以区别，则必须使用非金属的，或用绝缘胶带把铭牌缠好。12在工作完成后，应清点工具和物品，以确保不遗留在油箱。4.3.1吊罩起重机械、吊索的选择4.3.1计算所需主要资料数据起

15、吊示意图变压器上节油箱的重量G9T上方构架下缘高度H以吊车停放地面为基准面，下同上方无横梁构架(吊罩时撤除)吊车车身高度h3m吊车吊钩收到极限位置的固有长度h11.7m变压器器身高度h2器身顶部到基准面距离3.6m变压器上节油箱高度h33.2mh4(厂家图纸数据)3m器身正面吊环间距半径b2.5m器身侧面吊环间距半径a1.3m吊车作业半径R8m吊绳长度l6m4.3.1.2起重机械的选择后吊按起重机械额定起重量的80%计算，侧吊按起重机械额定起重量的75%计算。由以上数据计算得以侧吊为例：起重机械臂长L：LR2+H-h2=64+1.7+3.6+3.2+3-32=11.7米，且L 8cosin60

16、=16米，则L16米起吊高度：H1H-h=1.7+3.6+3.2+3-3=8.5米 起吊角度：sinsin60=0.866 起重机械的起重量Q：QG/0.75 cosin30=18.6/(0.750.866)=28.7吨根据QY25K.5汽车起重机主臂额定起重量表，应选择的QY25K.5汽车起重机状态为：对应作业半径R为8米，臂长L=19.467米时，主臂仰角67.9，此时额定起重量为34.2T28.3T,可满足要求。4.3.1.3吊索的选择：吊绳两边的夹角不应大于60，长度应满足要求。由以上数据计算得以吊绳两边的夹角60为例：图中c=a2+b2=2.82米吊绳的长度l：l2c=22.82=5

17、.64米。吊绳的最大工作载荷W：WG=18.6吨，选用的手拉葫芦最大工作载荷W=20T18.6 T可满足起吊要求。手拉葫芦的最大工作载荷W：W=20T18.6 T，可满足起吊要求。起吊作业时器身不得附着其他附属设备或配件，以免增加起吊重量增加作业风险。4.3.1.4起重U型吊环卸扣的选择本次吊罩作业不使用起重U型吊环卸扣。4.3.2附件安装的起重机械、吊索的选择4.3.2.1吊索的选择：附件安装时含空储油罐，真空泵,普通滤油机等物的起吊，吊件最大重量为1T，取平安系数1.2，则1T1.2=1.2T；吊物偏移角度选取30时吊绳受力G=1.22/31.39T。选用5T柔性吊带，25T吊车可满足起吊

18、要求。4.4 附件安装序号容1根本要求安装附件需要变压器本体露空时，相对环境湿度必须小于80，并适量补充枯燥空气露点应低于-40，部含氧量大于18，保持微正压，以维持本体枯燥，通常每次只翻开一处，并用塑料薄膜覆盖，连续露空时间不宜超过8h。2冷却器起吊方式平衡，接口阀门密封、开启位置预先检查。3CT升高座安装时安装面必须平行接触，采用平衡调节装置。4大型套管安装宜优先采用专用工具进展吊装，绑扎和调整角度方法必须可靠。5储油柜安装确认方向正确并进展位置复核。6连接收道安装，部清洁，连接面或连接接头可靠。7气体继电器安装箭头朝向储油柜，连接面平行，紧固均匀受力。8温度计安装毛细管应固定可靠和美观。

19、9所有螺栓紧固应符合产品说明书要求。10套管升高座安装安装套管升高座前应提早通知试验人员。套管升高座翻开后应及时对CT进展试验变比、极性和排列，并防止异物进入。11在翻开待安装部位的封盖板时，要认真检查、确认口袋中没有东西。拆卸下来的螺栓要用质量好的塑料桶来装，并要放在平稳的地方，远离安装口。12开场安装前用枯燥、清洁的棉布盖住变压器敞开的部位，并防止异物进入变压器本体。13套管安装从套管升高座上移去盖板时应用枯燥清洁的棉布清理升高座法兰外表。14套管在安装前应清洁并经试验合格介损和电容量测量。15套管安装过程中，套管油位计侧始终要位于高端。上部瓷套必须要高于下部瓷套。164起吊高、中压侧套管

20、时，吊车的大钩和小钩同时配合起吊使套管升高至一定高度。之后吊车大钩缓慢升起吊钩，直至套管完全垂直于地面。套管起吊见图4.4-117套管的油标应面向地面容易观察到的一侧。套管末屏应接地良好。18冷却装置安装检查冷却器散热片管道是否堵塞，并用合格的绝缘油冲洗干净。19管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确。阀门与法兰连接处密封应良好。阀门与法兰连接处外表应用干净的纱布和酒精清洗干净。20储油柜和压力释放器安装储油柜安装前应清洗干净。胶囊应检查完整无损。21安装储油柜应注意油位表指示必须与实际相符，防止出现假油位。油位表信号接点位置正确，绝缘良好。22压力释放阀安装前应进展测试，确保接点切换正确。23

21、安装气体继电器之前要确认气体继电器触电操作功能及绝缘电阻是否正常。电路的绝缘电阻值应大于10M。24其他附件安装吸湿器安装前要检查玻璃管是否破损，吸湿剂应枯燥，应卸除运输时密封用的密封垫圈。安装后油封油位应在油面线上，应检查密封是否严密。25气体继电器安装时应注意密封良好，要水平安装，顶盖上的标志箭头应指向储油柜,并检查气体继电器的临时绑扎带是否解除。26安装密封垫圈时要防止垫圈从法兰槽中滑出。枕木小钩大钩大钩收钢丝绳直至套管垂直地面小钩不动吊钩运动方向图4.4-1套管起吊示意图4.5 部检查和接线序号容1建立管理单位业主工程部、监理单位、厂家、物资供给等相关人员已到场，以便及时办理相关的签证

22、手续。2产品提供现场技术效劳情况下，部检查和接线原则上由厂家技术效劳人员按照产品说明书、合同和规要求完成，或在厂家技术人员指导下完成。3芯部露空时环境相对湿度必须小于75，适量补充枯燥空气露点应低于-40，部含氧气量大于18以维持本体微正压，本体相对湿度必须小于20，持续露空工作时间不宜超过8小时，每天工作完毕必须充枯燥空气到0.010.03MPa，以保持本体维持枯燥。4主变部检查应有记录，部接线必须按照产品说明书要求螺栓紧固力矩和绝缘包扎进展5有载调压开关按照产品说明书要求进展检查和试验。4.6 抽真空处理和真空注油序号容1真空枯燥处理是大型变压器的重要环节，抽真空布置满足产品说明书要求抽真

23、空接口位置和数量，真空测量接口和方法，需要抽真空的围或可以抽真空部件确实认，本体与有载油箱真空平衡阀门等。真空残压要求133Pa，维持真空残压的抽真空时间110110kV，不得少于8h，500kV不得少于24h。真空注油速率控制6000L/h以下，一般为30005000L/h。真空注油过程维持规定残压。2真空注油和破真空方法一般有两种：真空注油至离箱顶100-200mm，持续抽真空2-4h，采用枯燥气体解除真空，关闭各个抽真空平衡阀门，补充油到储油柜油位计指示当前油温所要求的油位并进展各别离隔室注油；真空注油至储油柜接近当前油温所要求的油位，停顿抽真空，继续补充油到储油柜油位计指示当前油温所要

24、求的油位，采用枯燥气体通过储油柜呼吸器接口解除真空，关闭各个抽真空平衡阀门，进展各别离隔室注油。3抽真空前应检查真空泵及滤油机的真空油的油位，真空油不能含水，以免损坏机器。4抽真空时，应将在真空下不能承受机械强度的附件与油箱隔离。储油柜与本体间的阀门此时应予以关闭。抽真空时应监视箱壁的弹性变形，其最大值不得超过壁厚的两倍。主变有载调压开关与主体必须一直保持压力一致，防止调压开关外壳变形。5抽真空泄漏检查程序如下：把真空计与油箱上适当的阀门连接。将一个复合真空-压力表连接到油箱顶上尽量高的地方或气体继电器上。这可保证在开启通往储油柜的接口前，进展彻底的真空注油，直到压力为零。抽真空直到压力低于0

25、.3kPa(约2.3毫米汞柱)。关闭与真空泵相连的阀门等一个小时，然后读出第一个压力值P1。30分钟后，读二个压力值P2。按铭牌记下油的数量，将其换算成容积V，用m3表示。最大允许泄露量为20Bar 升/秒。记下P1，P2的差，再乘以油量V。 如压力用kPa表示，油量用3表示，结果应不高于3.6，即(P2 -P1) * V 3.6这样变压器可以认为是密封好的。 30分钟后可再读一次数据，以确认结果。6泄漏试验完成后，真空泵应继续抽真空至压力小于133Pa(1Torr)。在真空注油 前，本体真空应保持36小时。温度低时(器身温度低于10)应加热器身和/或延长真空时间。7注油前应对变压器油进展取样

26、，变压器油的击穿电压应大于60kV/2.5mm。如果不满足要求，需继续进展油循环过滤直到到达要求值8用一根抗真空的透明的塑料软管与顶部和底部的阀连接作油位指示开场注油前，应尽量将连接主油箱与滤油机的油管的空气去除。连续抽真空0.13kPa，即1Torr，油经变压器底部的阀门注入。注油速度必须控制在维持真空低于0.13kPa1Torr。 监视油位的透明、耐真空软管储油罐真空滤油机复合真空-压力表气体保护继电器 真空泵真空残压计图4.6-1从底部注油阀注油示意图4.7 热油循环序号容1热油循环工艺应按照产品说明书要求进展。示意图见图4.7-1，热油循环符合以下规定：热油循环前，应对油管抽真空，将油

27、管中空气抽干净；对变压器本体及冷却器同时进展热油循环；热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度，应控制在655围，当环境温度全天平均低于15时，应对油箱采取保温措施；热油循环时间不少于48h，并且热油循环油量不少于3倍变压器总油量。变压器油试验合格；热油循环完毕后，应关闭注油阀门，开启变压器所有组件、附件及管路的放气阀排气，当有油溢出时，立即关闭放气阀。2变压器通过上部和下部的滤油阀与滤油机连接成封闭环形，油循环的方向是从滤油机到变压器顶部，从变压器底部到滤油机。 3油循环应持续进展，直到通过的油量对应于油箱总油量的3倍以上。完成整个注油过程后，应再次对变压器油取样试验，这是变压器的交接试验工

28、程之一。 4通过储油柜吸湿器管向胶囊充氮加压，氮气的压力应保持在0.3kg/cm2。变压器应静放48小时以上。5注油时，注入本体油一般超过主变压器正常运行时的油位。假设油位计中显示的油位过高，可通过变压器底部的放油阀进展油位调整。调整油位应参考油位标志牌。空油机图4.7-1热油循环示意图4.8 电缆排列与二次接线序号容1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形式，本体上消防感温线的排列要美观、可靠。2控制电缆应使用铠装电缆，每一根电缆的铠装层必须可靠接地，但不必在电缆的两端同时接地。铠装层通过冷却器控制柜上的接地板一点接地。3所有的电缆都不允许有接头。4电缆的敷设及接线应

29、按工程施工图纸进展，必须核对设计图纸、产品图纸与实际装置相符合。4.9 现场检查与试验序号容变压器安装完毕后应进展全面检查，只有确认其符合运行条件时才可投入运行。检查工程如下：1本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油2油漆应完整，相色标志正确。3变压器顶盖上应无遗留杂物。4事故排油设施完好，消防设施齐全。5储油柜、冷却器等油系统上的油阀门均应翻开，且指示正确。6接地引下线及其与主接地网连接应满足设计要求，接地应可靠，并两点接地；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应短接接地；套管顶部构造的接触及密封应良好。7储油柜和充油套

30、管的油位应正常。8测温装置指示正确，信号传输和整定正确。9冷却装置试运行正常,联动正确。10电压调压装置的可靠和指示正确，有载调压装置的操作试验和信号传输正确。11变压器全部电气试验合格，包括在滤油循环停顿，变压器油静止24小时后，取本体油样做色谱分析，应符合规要求，其电气耐压试验及微水测量也应同时满足；保护整定值符合规定；操作及联动试验正确。12有关变压器安装的施工技术记录，检验记录，关键工序把关卡应齐全并符合填写要求。5. 危险点辨识及预控措施序号作业活动危险点危险源防类型预 控 措 施1主变压器安装过程设备底座未垫平、垫高，地面土质较松软。局部设备没有用遮盖。设备损坏设备倾倒或设备进水放

31、置设备的地面必须夯实，设备底座必须用木块或模板加以垫平以及垫高，同时要做好底部的排水措施；室保护屏等不能淋雨的户设备必须用防雨布遮盖，并绑扎结实。2安装瓷件等设备，扳手使用不规，用力过大。设备损坏、物体打击紧固螺栓不能用力过大，使用的力矩要根据厂家资料提供的数据及其规要求；传递工具不得随意抛掷，使用扳手必须做好人和设备的保护措施防止扳手滑动。3套管搬动没有轻放，放置不规。设备损坏放置绝缘子的地方要铺垫纸皮等软质东西，地面不得有石子或凹凸不平，搬运过程要轻放，要有人扶持，做好成品的保护措施。4高处作业随意抛扔工器具物料等设备损坏、人体伤害传递工器具时应用绳子将工具包绑牢上下传递。5主变顶部安装作

32、业未做好防滑工作人体伤害工作人员在主变上工作时应系好平安带，如有残油、水等流到定面要及时清理。6吊装时应有专人指挥吊装，吊装指挥手势正确合理。设备损坏、人体伤害吊装时应分工明确、及时沟通、相互提醒，应设专人指挥，并持证上岗7吊车起吊前没有吊车腿底部没有加垫枕木以及没有垫平实，吊车腿在没有伸足的情况下进展作业。设备损坏、人身伤害起吊前，组长及指挥人员必须认真检查吊车起吊前的各项准备工作，未具备条件情况下制止起吊。8吊绳绑扎不规，不结实，绑扎点选择不当设备损坏、人身伤害吊绳不能绑扎在与物体的棱角直接接触，要加以垫物。吊绳不能缠绕，9吊车伸臂超出平安围设备损坏、人身伤害起吊过程指挥人员以及吊车司机要

33、时时注意吊车臂的行程状态以及吊车车身的状态，如有异常必须及时停顿作业。10滤油、抽真空滤油过程中遇停电、停机等突发情况设备损坏滤油及其抽真空过程要设专人监视压力仪表，如有异常应及时关闭滤油机的所有进出油阀门，切断电源，并防止他人合上滤油机。11冷却水温度过高设备损坏应派专人监护冷却水，定期检查。12滤油管道部未清理，有杂物。设备损坏应及时清理，严防脏物水分进入设备13电焊作业电焊机外壳接地不规或者没有接地，电源线搭接不规人身触电在每天开工前平安负责人都要检查电焊机的外壳接地是否良好，电源搭接必须严格按照用电规程进展。14电焊作业没有戴防护面具及防护手套人身伤害进展电焊作业时，必须戴好劳动保护用

34、品。15电焊作业时周边放置易燃易爆品，以及无关人员在附近逗留，或者没有做好设备的保护措施人员伤害、火灾、设备损坏电焊前要检查周边环境是否有易燃易爆品以及吩咐无关人员不得靠近，同时要做好设备的保护措施，焊接附近必须配备灭火器。16切割作业切割时操作不当引起气体回流，造成爆炸。人员伤害作业人员必须要取得特种作业合格证书方能作业，必须熟练操作规程。17砂轮片没有及时更换人员伤害砂轮片使用超过2/3要及时更换，严禁使用有缺损或裂纹的砂轮片，气割机必须装设巩固的防护罩。18其它作业电源搭接不规人身触电电源搭接前，要确认没有带电的情况下再进展搭接。6. 工艺质量要求工艺名称工艺标准施工要点例如图片主变压器

35、安装1防松件齐全完好，引线支架固定结实、无损伤；本体结实稳定地与根底配合。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 1491990规定。4外壳及本体的接地结实，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根底预埋件水平误差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、

36、螺栓紧固力矩应符合产品说明书和相关规的要求。安装未涉及的密封面应检查复紧螺栓，确封性。6抽真空处理和真空注油：1真空残压要求：220330kV133Pa，110kV参考2维持真空残压的抽真空时间：220330kV不得少于8h；110kV参考3真空注油速率控制在6000Lh以下，一般为30005000L/h，真空注油过程维持规定残压；4；5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展检验，并符合国家相关标准。8应按规严格控制露空时间。部检查应全程注入枯燥空气，保持部微正压，防止潮气侵入，且确保含氧量不小于18%。9按照设计图纸和产品图纸

37、进展二次接线，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接地引线安装1接地引线采用扁钢时，应经热镀锌防腐。2接地引线与设备本体采用螺栓搭接，搭接面严密。3接地体横平竖直，简捷美观。4本体及中性点需两点接地，分别与主接地网的不同网格相连。5接地引线地面以上局部应采用黄绿接地漆标识，接地漆的间隔宽度、顺序一致。6110kV及以上变压器的中性点、夹件接地引下线与本体可靠绝缘。7钟罩式本体外壳在上下法兰螺栓处做可靠接地跨接。8按运行要求设置试验接地端子1用于地面以上的镀锌扁钢应进展必要的校直。2扁钢弯曲时，应采用机械冷弯，防止热弯损坏锌层。3焊接位置及锌层破损处应防腐。4接地引线颜色标识应符

38、合规7. 质量通病防治措施表7-1 质量通病防治措施执行情况检查表工程名称建阳白茶铺110kV变电站工程单位工程主变压器系统设备安装施工单位南源电力科技股份工程经理家云序号防 治 措 施执行情况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面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。主变压器充氮灭火装置连接收道安装完毕，必须进展压力试验可以单独对该局部管路在连接部位密封后进展试验；也可以与主变压器同时进展试验。参考试验方法：主变压器注油后翻开连接充氮灭火装置管道阀门，从储油柜施加 0.03-0.05MPa 压力，24 小时不应渗漏。2充油设备套管使用硬导

39、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。4主变本体需采用双接地，应用两根与主接地网不同干线连接的接地引下线，每根均应符合热稳定校核要求。工程部质检员平安员：年月日专业监理工程师：年月日8. 强制性条文表8-1中列出了本工程主变安装施工中涉及到的强制性条文工程，表8-2种列出了主变安装工程验评工程划分表。涉及主变安装施工的共有1个单位子单位工程，每个单位子单位工程中含1个分部工程， 5个分项工程；强制性条文执行情况检查表应细分到分项工程。填写检查表时，表8-1行头中的单位工程名称、分部子分部工程名称、分项工程名称应与表8-2中的名称

40、对应。当该分项中没有需要执行的强制性条文时，应注明无。该检查表由工程部专职质检员/平安员检查并填写签字，报专业监理工程师审核签字。表8-1 强制性条文执行情况检查表总表工程名称建阳白茶铺110kV变电站工程单位工程名称主变压器系统设备安装分部工程名称分项工程名称施工单位南源电力科技股份工程经理家云强制性条文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GB50148-2010第4.4.3条 充氮的变压器、电抗器需吊罩检查时，必须让器身在空气中暴露15min以上，待氮气充分扩散后进展。现场监控施工记录编号：第4.5.3.2条 变压器、电抗器运输和装卸过程中

41、冲撞加速度G出现大于3g或冲撞加速度监视装置出现异常时，应由建立、监理、施工、运输和制造厂代表共同分析原因并出具正式报告。必须进展运输和装卸过程分析，明确相关责任，并确定进展现场器身检查或返厂进展检查和处理。现场检查施工记录编号：分析报告编号：分析原因第4.5.5条 进展器身检查时必须符合以下规定：1 凡雨、雪天，风力达4级以上，相对湿度达75以上的天气，不得进展器身检查。2 在没有排氮前，任何人不得进入油箱，当油箱含氧量未到达18%以上时，人员不得进入。3 在检过程中，必须向箱体持续补充露点低于-40的枯燥空气，以保持含氧量不低于18，相对湿度不应大于20；保持枯燥空气的速率，应符合产品技术

42、文件要求。现场监控施工记录编号：补充枯燥空气第4.9.1条 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准的规定试验合格后，方可注入变压器、电抗器中。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，必须做混油试验。简化试验试验报告编号：耐压试验混油试验第4.9.6条 在抽真空时，必须将不能承受真空下机械强度的附件与油箱隔离；对允许抽同样真空度的部件，应同时抽真空；真空泵或真空机组应有防止突然停顿或因误操作而引起的真空泵油倒灌的措施。采取防止油倒灌措施措施编号：本指导书的4.6局部第4.12.1条 变压器、电抗器在试运行前，应进展全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入试

43、运行。检查工程如下：1、本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。3 事故排油设施应完好，消防设施齐全。5 变压器本体应两点接地。中性点接地引出后，应有两根接地线与主地网的不同干线连接，其规格应满足设计要求。6 铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏接地应符合产品的技术文件的要求；电流互感器备用二次线圈端子应短接接地；套管顶部构造的接触及密封符合产品的技术文件的要求。本体检查、冷却 装置及附件检查、整体密封检查安装记录编号： 通水试验记录： 消防设施检查记录： 事故排油及消防设施 两根接地线与主地网的不同干线连接铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏接地应符合产品的技术文件的要求电流互感器备用二

44、次线圈端子应短接接地；套管顶部构造的接触及密封符合产品的技术文件的要求第4.12.2.2条 中性点接地系统的变压器，在进展冲击合闸时，中性点必须接地。中性点接地试运行记录：工程部质检员平安员：年月日专业监理工程师：年月日表8-2 主变安装工程验评工程划分表工程编号工程工程名称单位工程分部工程分项工程1主变压器系统设备安装1主变压器安装1主变压器本体安装2主变压器检查3主变压器附件安装4主变压器油及密封试验5主变压器整体检查9. 质量控制方式与质量验评、标准化验收一质量控制表序号控制点控制方式WHS1变压器本体安装 2变压器附件安装 3变压器注油及密封试验4主变压器整体检查5中性点设备安装6控制

45、柜及端子箱安装 7二次回路检查及接线注：W:见证点；H停工待检点；S：旁站点二质量主控工程序号检查工程质量标准1外观质量不应有严重缺陷。对已经出现的严重缺陷，应由施工单位提出技术处理方案，并经监理建立、设计单位认可后进展处理，对经处理的部位，应重新检查验收。2尺寸偏差不应有影响构造性能和使用功能的尺寸偏差。对超过尺寸允许偏差且影响构造性能和安装、使用功能的部位，应由施工单位提出技术处理方案，并经监理建立、设计单位认可后进展处理。对经处理的部位，应重新检查验收3安装质量防松件齐全完好，引线支架固定结实、无损伤；本体结实稳定地与根底配合。附件齐全，安装正确，功能正常，无渗漏油。引出线绝缘层无损伤、

46、裂纹，裸导体外观无毛刺尖角，相间及对地距离符合GB20148-2010规定。外壳及本体的接地结实，且导通良好。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(三) 质量检验与评定根底及主变就位验评表工序检验工程性质质量标准质量检验结果单项评定班组工程部公司基础安装预埋件按设计规定根底水平误差5mm轨道间距误差5mm就位前检查密封性能充气运输气体压力0.01MPa0.03MPa带油运输不渗油，顶盖螺栓紧固油绝缘性能标准规定值本体就位套管与封闭母线中心线主要一致滚轮装配滚轮安装能灵活转动制动器安装结实，可拆支墩与变压器及预埋件连接结实本体接地主要结实，导通良

47、好冲击值和次数按制造厂规定值其他油箱顶部定位装置无变形，无开裂主变本体安装质量验评表工序检验工程性质质量标准质量检验结果单项评定班组工程部公司器身外观器身各部位主要无移动各部件外观主要无烧伤、损坏及变形各部位绑扎措施齐全、紧固绝缘螺栓及垫块主要齐全，无损坏，且防松措施可靠绕组及引出线绝缘层主要完整，包缠结实严密铁芯铁芯接地主要1点，连接可靠铁芯绝缘主要用兆欧表加压1min，不闪络绕组裸导体外观无毛刺、尖角、断股、断片、拧弯焊接满焊，无脱焊高压应力锥完好油路(有围屏者除外)无异物，畅通均压屏蔽罩(500kV高压侧)完好，无损伤线圈固定检查主要固定结实绕组绝缘主要不低于出厂值的70电压切换装置连接

48、可靠开关触头清洁度、弹力无锈蚀、油污、且弹性良好接触主要可靠，塞尺塞不进对应位置正确、一致部件装配齐全、正确无励磁分接开关操作杆长度三相一致转动器动作灵活，密封良好有载调压分接开关开关动作顺序主要正确，切换时无开路切换开关密封良好其他强油循环管与下轭绝缘接口密封良好各部位清理主要无杂物、污迹、屑末阀门动作开闭灵活，指示正确回罩法兰连接紧固，螺栓受力均匀；结合面无渗油器身暴露在空气中的时间主要符合GBJ 1471990的规定主变附件安装质量验评表工序检验工程性质质量标准质量检验结果单项评定班组工程部公司高压套管安装套管及电流互感器试验主要合格升高座安装外观检查接线端子结实，无渗漏油放气塞升高座最

49、高处安装位置正确绝缘筒装配正确，不影响套管穿入法兰连接严密套管安装套管检查清洁，无损伤，油位正常法兰连接螺栓主要齐全，紧固引出线安装穿线顺直、不扭曲110kV应力锥在均压罩，深度适宜500kV均压球在均压屏蔽罩间距15mm左右等电位铜片连接可靠引线与套管连接主要连接螺栓紧固，密封良好低压套管安装套管检查清洁，无损伤法兰连接主要连接螺栓紧固电压切换装置无励磁分接开关传动连杆回装正确，转动无卡阻指示器密封良好有载凋压开关分接头位置与指示器指示主要对应，且联锁、限位正确油室密封良好储油柜安装部检查清洁、无杂物胶囊或隔膜无变形、损伤，且清洁胶囊或隔膜气密性主要无泄漏胶囊口密封无泄漏，呼吸通畅油位计检查

50、反映真实油位吸湿器安装连通管无堵塞、清洁油封油位在油画线处吸湿剂颜色正常平安气道安装及压力释放阀安装部检查无杂物、污迹隔膜完好隔膜与法兰连接主要严密，不与大气相通隔膜位置触点动作准确，绝缘良好释放器压力位置正确阀盏及弹簧主要无变动电触点检查动作准确，绝缘良好气体继电器安装校验主要合格继电器安装位置正确，无渗漏连通管升高坡度主要便于气体排向气体继电器温度计安装温度计校验制造厂已校验插座介质及密封与箱油一致，密封良好测温包毛细导管无压偏、死弯，弯曲半径大于50mm冷却器安装外观检查无变形，法兰端面平整密封性试验主要按制造厂规定支座及拉杆调整主要法兰面平行、密封垫居中不偏心受压潜油泵结合面严密流速、

51、差压继电器按制造厂规定风扇结实，叶片无变形阀门动作操作灵活，开闭位置正确外接收路壁清洁，流向标志正确净油器安装部检查清洁，无杂物、污迹滤网检查主要完好吸湿剂白色不透明其他耐油绝缘导线排列整齐，保护措施齐全接线箱盒结实，密封良好控制箱安装结实注油及密封试验验评表工序检验工程性质质量标准质量检验结果单项评定班组工程部公司变压器注油绝缘油试验主要合格油温(110kV及以上变压器)高于器身温度器身温度20真空度主要按制造厂规定注油前真空保持时间按制造厂规定注油(循环)速度Lmin按制造厂规定注油过程检查(110kV及以上变压器)按制造厂规定变压器注油注油后真空保持时间按制造厂规定油位检查油标指示正确油标指示与油枕油面高度主要按制造厂规定500kV变热油循环器净油设备出口油温按制造厂规定油箱温度按制造厂规定循环时间h按制造厂规定热油循环后油质试验主要合格整体密封试验试验压力MPa按制造厂规定试验时间h按制造厂规定所有焊缝及结合面密封主要无渗漏整体检查验评表工序检验工程性质质量标准质量检验结果单项评定班组工程部公司变压器整体检查铭牌及接线图标志齐全，清晰所有附件安装正确，结实油系统阀门翻开，且指示正确变压器外观清洁，顶盖无遗留物分接开关位置及指示符合运行要求位置指示正确油位主要正常