主变压器安装施工管理报告

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1、南水北调中线一期工程陶岔渠首枢纽工程主体工程主变压器安装（03-02）分部工程验收施工管理工作报告中国水利水电第十一工程局有限公司陶岔渠首枢纽工程项目经理部二一三年六月二十日目 录1工程概况41.1工程名称、位置及任务31.2本分部工程主要安装内容及技术特性31.2.1主要安装内容31.2.2主要技术特性32.1施工布置42.1.1人力资源配置42.1.2施工设备配置42.2施工进度52.3完成的主要工程量53主要施工方法53.1变压器吊装53.2主变压器安装过程73.2.1主变压器安装工艺流程73.2.2施工准备73.2.3主变安装工艺及方案83.2.4主变压器试验123.3主变中性点设备安

2、装133.3.1安装工艺流程133.3.2设备试验143.4主变压器风机控制柜安装153.4.1基础槽钢安装153.4.2盘柜安装符合下列要求164施工质量管理164.1施工质量保证体系及实施情况164.1.1质量保证体系164.2质量管理措施174.2.1建立内部“三检制”和验收把关制度174.2.2施工过程严把“四关”，坚持质量一票否决制184.2.3严格执行质量奖惩制度194.2.4搞好质量预防，加强过程控制194.2.5建立例会制度、开展技术培训194.2.6 建立健全施工质量档案204.3工程施工质量自检情况204.3.1主变压器安装检测结果204.4分部工程质量评定情况264.5质

3、量事故274.6分部工程验收遗留问题的处理275文明施工及安全生产275.1文明施工275.2安全生产275.2.1安全措施275.2.2主变安装安全保障措施285.2.3变压器的维护286计量与支付296.1工程量计量306.2支付情况307工程资料整理情况308经验与建议301工程概况主变压器安装工程包括变压器及其附属设备、中性点设备及控制柜等。升压变压器低压侧采用共箱母线和发电机电压配电装置相连接，升压变压器高压侧经SF6管道母线过渡，和110kVGIS相连接。全厂共2台套变压器及其附属设备和中性点设备。1.1工程名称、位置及任务本分部工程名称为：主变压器安装，分部工程编码为03-02。

4、本分部工程位于尾水平台高程153.00m。主要任务是完成2台套主变压器及其风扇冷却器、控制柜和中性点接地开关、避雷器等安装工作。1.2本分部工程主要安装内容及技术特性1.2.1主要安装内容依照设计图纸要求进行施工，安装2台套电压等级为110kV,容量为35MVa的变压器；2台套主变中性点成套设备（包括隔离开关、避雷器等）；2台套主变压器风机控制柜。1.2.2主要技术特性（1） 升压变压器主要技术参数型 式：三相双线圈无载调压变压器额定容量：35MVA额定电压：12122.5%/10.5kV相 数：三相上节油箱吊重3600Kg频 率：50HZ器身吊重22700kg线圈联接组：YN,d11油箱及附

5、件重10700kg阻抗电压：10.5%总油重10670kg冷却方式:ONAF运输重35300kg中性点接地方式：经隔离开关接地总重44000kg数 量：2台（2）主变压器中性点设备技术参数1）隔离开关型 号：GW872.5数 量：2台2）避雷器型 式：氧化锌避雷器型 号：Y1.5W-84/200数 量：2台2施工综述2.1施工布置2.1.1人力资源配置劳动力资源配置表工 种电 工起重工技术员试验员普工合 计人 数4223415注：特殊工种人员必须取得国家颁发的特种作业人员操作证书。2.1.2施工设备配置（1）主要机械设备配置主要机械设备配置表序号设备名称型号规格单位数量1汽车起重机75t台12

6、汽车起重机16t台13工具车2t台14真空滤油机台套15试验设备套16水准仪S3台17千斤顶32t台48千斤顶16t台49手拉葫芦20t台210手拉葫芦5t台22.2施工进度主变压器安装分部工程实际开工于2013年8月31日开工，2014年 月 日完成。2.3完成的主要工程量本分部工程完成1#、2#主变压器安装共计2台套。1#、2#主变压器中性点成套设备共计2套。1#、2#主变压器风机控制柜共计2面。3主要施工方法3.1变压器吊装陶岔渠首枢纽工程变压器安装工作于2013年8月31日开工。110kv主变器位于7#、8#坝段主变压器室。吊装重量包括吊装索具约36t，安装高程为153.0m。主变压器

7、无轨道设计，无法正常拖运。电站出口尾水平台处设有尾水门式启闭机，吊钩中心线限制不具备安装主变压器条件。采用中型汽车吊辅助配合进行装卸、倒运、组装等施工作业工序。采用20#槽钢作为滑道拖运设备就位。设备就位后进行变压器的安装工作。（1）吊装方法及步骤1）设备到货后，汽车吊站至进场大门左侧。汽车倒车至进场大门靠右侧，待汽车吊将主变压器吊起后，载重汽车驶离。2)汽车吊将设备按安装方向吊至尾水门机下，由尾水门机将主变压器吊至门槽盖板上。3)使用汽车吊将主变压器从门槽盖板吊放置主变压器室下游侧施工平台，底部提前敷20#槽钢。吊装顺序先2#机主变器后1#机主变压器。安装顺序1#机主变器后2#机主变压器。4

8、)开始主变压器的拼装工作。待拼装工作完成后，使用20t手拉葫芦两台，前端利用电缆孔洞作为牵引吊环。利用准备好的20#槽钢作为滑道，进行主变压器的拖运工作。拖运时防止变压器的倾斜。3.2主变压器安装过程3.2.1主变压器安装工艺流程施工准备到货设备检查、验收主变拖运就位冷却器清扫、试验、安装绝缘油过滤、检验预埋件预埋储油柜安装抽真空、注油高压套管安装紧钟罩螺栓低压套管安装配油管路气体继电器安装冷却器安装温度计安装吸湿器安装注油、停放、排气电气试验3.2.2施工准备（1）熟悉施工图纸和制造厂的技术资料，编制施工方案和相关文件报送监理审批。主变到货清点、检查和验收。（2）施工前仔细认真审阅厂家说明书

9、和装配图，对每个施工人员进行技术交底，分工明确、责任到人。（3）准备好施工工器具及材料。（4）按照施工图纸，测量并明显标记出主变压器就位的十字中心线基础埋件高程，并记录验收。（5）用滤油设备进行绝缘油的处理。 （6）清扫所有管路、冷却器等附件，并用合格绝缘油冲洗，然后用干净塑料布扎紧保管。临时注油设施的管路与阀门，在清理干净后用合格油冲洗，然后封口保存。（7）主变抽放油、常规电气试验、真空注油及电缆敷设安装等工作均在主变就位后进行。 （8）现场其它设备摆放位置不能影响主变安装其它方面工作，牵引道路要畅通，其套管中心线与封闭母线中心线相符。（9）将真空滤油机就近布置用于主变注油。（10）主变注油

10、，做临时防护封闭。用于油污清扫的锯末、棉布、酒精等摆放于主变压器的临时封闭防护间内，防护间要求通风良好。（11）防火消防器材就近布置于不影响主变附件安装的明显位置，摆放整齐。3.2.3主变安装工艺及方案3.2.3.1主变压器卸车和验收主变到货后进行交接验收，并按下列项目进行检查：（1）主变压器本体外观质量，无明显的碰撞痕迹。（2）检查变压器钟罩法兰及封板的联接螺栓齐全，紧固良好。（3）对主变内存油取样化验，检查主变运输过程中无受潮，油取样化验指标符合国标规范要求。（4）主变在卸车就位后开始进行设备交接验收。3.3.3.2散热器、高、低压套管等附件安装为了尽量减少变压器铁芯在空气中暴露的时间，变

11、压器附件安装采取先安装不需破氮就能安装的附件，安装顺序为散热器，油枕；破氮后，再安装升高座、套管、连管、压力释放阀、气体继电器等。安装时严格按附件上的标号及厂家安装图进行安装。在安装过程中，检查所有蝶阀能正常开和关。（1）高压套管安装1）在套管安装时小心套管，轻拿轻放，不可磕碰。2）拆除包装箱，用白布擦去瓷套及联结升高座表面的尘土和油污，检查瓷套无掉瓷、裂纹等损伤。3）卸下套管头部的匀压环，导电头等零件，擦净并用塑料布包好备用。细心检查O型密封垫圈，无损伤或老化现象。4）仔细检查瓷套无裂纹和渗漏，油位表指示正常。检查瓷套釉无斑痕，瓷质无小片脱落。5）套管采用手拉葫芦起吊，水平起吊2.5m后操作

12、手动起吊葫芦，使套管处于垂直状态。将等电位联线与均压球连接板可靠连接。将均压球安装在套管尾部。提前准备干净的白布，用于拉套管的引线。6）拆开高压套管升高座上的视察窗盖板，把套管吊到升高座的上方，调整套管起吊方式和起吊角度，保证引线均压管端部进入均压球中，保证均压球和引线均压管之间的等位联线均置于均压球及均压管内部，紧固好套管法兰的螺栓。7）套管就位过程中，有专人指挥套管就位，并负责检查套管端部的金属部分进入均压球有足够的深度，等电位连线的连接可靠。8）将引线接头提高到超出套管顶部，拆除引导索，旋上定位螺母（必须台面朝上），拧到与引线接头的孔对准时，插入圆销。固定好O型密封圈后，用专用扳手卡住定

13、位螺母，旋上导电头，再用专用扳手将导电头紧固在套管的导电座上，安装“O”型密封圈，密封性能良好。9）套管安装后，检查引线的绝缘锥，符合规范要求。（2）低压套管安装1）打开套管包装箱，检查瓷件表面无损伤，金属部分表面无锈蚀。用白布擦去瓷套及联结升高座表面的尘土和油污。并检查瓷套无掉瓷、裂纹等损伤。2）打开低压套管升高座的操作孔，调整套管方向，低压套管下部接线端子与引线之间可靠连接，接线板的导电接触面平整光滑。（3）储油柜安装1）支架安装方向正确。吊装储油柜支架到油箱顶。螺栓暂不紧固，待油枕吊装到支架上后，再紧固油枕支架螺栓，再紧固油枕与支架间的螺栓。2）在储油柜的顶上安装吸湿式呼吸器连管；在储油

14、柜下部的蝶阀上连接气体继电器管路及安装气体继电器。3）油枕集气室上，安装排气管路、注油管路和排油管路。并在它们的下端分别配上相应的截止阀和干燥器。（4）气体继电器安装1）检查继电器外形完好，试验信号地点和跳闸动作可靠。2）按继电器外壳上标明的方向（朝向储油柜侧），将继电器安装在变压器油箱与储油柜之间的连管中。3）安装各升高座的排气联管，使各升高座中所有可能出现的气体均向继电器的联管中集合。4）安装完毕后，打开连接管路中的油阀，同时打开气塞排出气体，使继电器内充满变压器油，气塞有油排出时关紧气塞。（5）吸湿器安装1）使用前检查玻璃管无破损，且密封装置良好，变色硅胶为白色。拆除储存和运输时用的堵板

15、及密封圈。2）在使用过程中，经常监视吸湿器中的变色硅胶和密封液（25#变压器油）面高度。颜色及油位正常。（6）温度控制器安装1）安装前，首先检查无运输或搬运造成的损坏。将仪表垂直固定安装在变压器上。2）拧下运输时用的堵塞（温度计），在安装孔内注入变压器油，把温包插入，并拧紧安装接头，保证温包能全部被油浸没。3）温包与控制器表头间的细铜管引直，每隔300mm做适当的固定（如用扎带绑扎）多余的盘为150圆环状。（7）主变抽真空与真空注油1）主变抽真空在箱顶进油阀处加装一截止阀和真空表，连接真空管道。在对油箱抽真空之前，单独对管道抽真空，检查抽真空系统本身真空度，符合要求。打开各附件、组件联通本体的

16、所有阀门，对所有能承受真空的附件（包括冷却器）连同本体一起抽真空。储油柜、压力释放阀、气体继电器等附件不参与抽真空。抽真空过程中，检查无渗漏，监视记录油箱变形量。当真空度满足制造厂技术要求后，继续保持真空度，保持8小时。2）真空注油 真空注油时变压器外壳及部件、滤油设备及油管道可靠接地。注入的绝缘油指标符合要求。注油采用真空滤油机，油从油箱下部的注油阀注入。注油的速度控制在4t/h。注油时，真空泵继续运转，保持油箱真空；注油后，继续保持真空3小时。当油注到油面距油箱顶盖约200mm时，关闭真空阀门，停止抽真空。真空滤油机继续注油，直至油位接近气体继电器连接法兰为止。 （8）主变本体动力、控制电

17、缆敷设按照制造厂图纸要求，安装主变端子箱，敷设本体和端子箱控制电缆和动力电缆并完成接线。（9）整体密封试验检查主变本体各部、各附件无渗漏。 3.2.4主变压器试验主变安装结束后进行如下的试验。（1）油样化验静置、排气结束后，对变压器本体内绝缘油按规定取样送检化验，各项指标符合GB50150-2006规定。在冲击合闸前及额定电压下运行48h后，各进行一次变压器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析，两次测得的结果无明显差别。（2）测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数使用DMH2550C电动兆欧表测量高压绕组对低及外壳、低压绕组对高及外壳、高压绕组和低压绕组对外壳的绝缘电阻，分别记录15s、6

18、0s、1min、10min的绝缘电阻值，计算吸收比和极化指数。绝缘电阻大于出厂值的70%，吸收比与出厂值比较无明显差别，常温下不小于1.3，极化指数与出厂值比较，无明显差别。（3）测量绕组连同套管的介质损耗角正切值使用AI6000D智能化介质损耗测试仪测量变压器高压绕组对低压绕组及外壳、低压绕组对高压绕组及外壳、高低压绕组对外壳的介质损耗角正切值tg及电容量，将测量值换算到与出厂试验同一温度时的数值进行比较，测得值不大于出厂试验值的130%。（4）测量绕组连同套管的直流泄漏电流使用ZGF-200/3直流高压发生器测量高压绕组对低压及外壳、低压绕组对高压绕组及外壳的直流泄漏电流，高压绕组试验电压

19、为40kV，低压绕组试验电压为10kV，当施加试验电压达1min时，在高压端读取泄漏电流。 （5）额定电压下的冲击合闸试验在额定电压下对变压器进行5次冲击合闸试验，每次间隔时间为5min，无异常现象。（6）其它试验校验安全保护装置；检查冷却装置、调试控制系统；制造厂说明书规定的其它试验项目；检查相位等。（7）主变压器特殊试验根据GB50150规定，主变压器的局放、绕组变形和感应耐压等试验需根据现场实际情况委托具有试验资质的电科院完成。3.3主变中性点设备安装 3.3.1安装工艺流程（1）设备基础安装根据设计图纸埋设设备基础型钢，基础型钢与埋件焊接牢固，接地可靠。（2）设备支架安装根据设计图纸和

20、供货材料要求进行组装或焊接，支架安装过程中，复核支架中心与高程，误差在设计范围内。（3）隔离开关的安装调整隔离开关安装根据施工图纸和设备制造厂家的说明书进行。安装调整符合国标、厂家说明书和图纸要求。设备安装调试后进行接地线的安装，之后进行检查验收。在验收时符合下列要求：操作机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置安装牢固，动作灵活可靠，位置指示正确。（4）避雷器、电流互感器设备安装安装前检查避雷器、电流互感器瓷件，无裂纹，无破损。瓷套与铁法兰间的粘合牢固，法兰泄水孔通畅。检查组合单元经试验合格，底座和拉紧绝缘子绝缘良好。绝缘支柱及本体设备的安装按产品出厂标志编号进行组装，各连接处的金属接触表面，须除

21、去氧化膜及油漆，并涂一层电力复合脂。避雷器、电流互感器垂直安装，垂直度符合厂家规定，接地可靠。3.3.2设备试验（1）避雷器试验1）测量绝缘电阻：使用3122电动兆欧表测试，绝缘电阻与出厂试验值比较无明显差别。 2）测量避雷器的直流参考电压使用ZGF-200/3直流高压发生器进行测量，读取直流泄漏电流，符合产品技术条件的规定。3）检查放电计数器动作情况及基座绝缘使用兆欧表对电容充电，然后使电容对放电计数器放电，检查计数器动作情况，使用3122电动兆欧表测量基座绝缘电阻，满足规定。（2）隔离开关试验1）测量绝缘电阻使用3122电动兆欧表，测量隔离开关传动杆的绝缘电阻值，不低于规定值。2）操动机构

22、的试验操作机构手动、自动动作灵活，机械、电气联锁可靠、指示信号正确。3）导电回路电阻测试在合闸位置，使用回路测试仪测量隔离开关接触电阻，测量值符合规范要求。（3）电流互感器试验1）测量绕组的绝缘电阻使用3122型电动兆欧表测试一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，与出厂试验值比较，无明显差别。 2）互感器的极性和变比测试使用变比综合测试仪检查变比、极性，与标称相符。 3.4主变压器风机控制柜安装3.4.1基础槽钢安装（1）基础槽钢的安装符合下列要求：基础槽钢表允许偏差项 目允许偏差mm/mmm/全长不直度15水平度15位置误差及不平衡度5基础槽钢安装后，其顶部宜高出抹平地

23、面10mm；基础槽钢有可靠接地。3.4.2盘柜安装符合下列要求(1）柜及柜内设备与各构件间连接牢固。(2）柜成列安装时，保证柜前排列整齐，其垂直度、水平偏差以及盘柜面偏差和盘柜间接缝的允许偏差符合下表规定。 柜安装的允许偏差表项 目允许偏差（mm）垂直度（1/m）1.5水平偏差相邻两盘顶部2成列盘顶部5盘面偏差相邻两盘边1成列盘面5盘间接缝2(3)柜的接地牢固良好，装有电器的可开启的门，以裸铜软线与接地的金属构架可靠地连接。成套柜装有供检修用的接地装置。(4) 柜的漆层完整，无损伤。固定电器的支架等已刷漆。安装于同一室内的盘、柜，其盘面颜色一致。4施工质量管理4.1施工质量保证体系及实施情况4

24、.1.1质量保证体系（1）建立完善的项目质量管理组织机构，对工程施工实施全面质量管理，项目总经理为质量管理第一责任人，工程项目技术负责人对质量工作负技术责任。设立技术质量部，负责施工质量的日常管理工作，制定本项目部的质量工作的各相规章制度，配置有专职质检员，负责各专业的日常管理工作。（2）实行以班组技术员“自检”，技术质量部专业工程师“复检”，质量部专职质检员“终检”的三级检验体系。确保质量的检测、控制和管理部门能独立行使职能，充分发挥三级质检机构的作用，控制好每道工序的工程质量。 4.2质量管理措施4.2.1建立内部“三检制”和验收把关制度（1）建立班组自检，施工队复检，项目经理部终检的内部

25、“三检制”。施工过程中的检查、检测和验收严格按有关程序进行，实行层层管理、分级验收、总工把关制度。（2）从管理层到作业层建立一支覆盖所有工作面和作业工序、责任心强、专业素质高、经验丰富的质检队伍。施工过程中，质检员坚持在施工现场主持工序交接、完备检测手续，并沟通班组自检、施工队复检和终检上报之间的关系。各工序开工前，相关试验检测资料齐全后，在规定时间报监理工程师审核。工序完工后，经过内部“三检”后向监理工程师提交验收报告和有关资料，得到批准后，进入下道工序。4.2.2施工过程严把“四关”，坚持质量一票否决制（1）严把图纸关，首先组织技术人员对图纸进行认真复核、会审，让所有技术人员彻底了解设计意

26、图，其次严格按图纸和规范要求组织实施，并层层组织技术交底。（2）严把测量关，为了保证施工阶段分部工程的施工测量，并保证建筑物的结构形式符合设计要求，结合现场施工的实际情况，特制定施工测量复核制度，在施工过程中严格遵照执行。由测量队对整个工程的设计控制数据进行复核，对重要的导线点和控制点等进行经常性的复核，并根据复核成果进行测量控制网的布设及施工放样。（3）严把材料质量及试验关，并按ISO9001：2008质量管理体系进行管理，杜绝不合格的材料及半成品使用到工程中。（4）严把过程工序质量关，监督和指导施工严格按照技术图纸、规范及技术措施进行。施工过程中做到“六不施工，三不接交”。“六不施工”是：

27、不进行技术交底不施工；图纸和技术要求不清楚不施工；测量和资料未经审核不施工；材料无合格证或试验不合格不施工；隐蔽工程未经检查签证不施工；未经监理工程师认可或批准的工序不施工。“三不接交”是：无自检记录不接交；未经监理工程师或值班技术员验收不接交；施工记录不全不接交。对施工过程中违反技术规范、规程的行为，质检人员当场制止并责令其限期整改。对不重视质量、粗制滥造、弄虚作假的人，质检人员要求行政领导给予严厉处理，并追究其相应的责任。施工过程中始终坚持质量一票否决制。4.2.3严格执行质量奖惩制度实行工程质量岗位责任制和质量终身制，按科学化、标准化、程序化作业，实行定人、定点、定岗施工，各自负责其相应

28、的责任。对不按施工程序和设计标准施工的班组和个人追究责任，并予以经济处罚。4.2.4搞好质量预防，加强过程控制针对项目特点建立工序质量管理点，对施工重点和难点编制作业指导书，逐级落实，层层把关。自上而下建立质量管理领导小组，组织主要管理人员和质检人员经常性地进行工序分析、提高工艺水平和工序能力，把质量隐患消灭在萌芽状态。4.2.5建立例会制度、开展技术培训定期召开质量专题会总结质量管理效果，对质量控制中存在的管理问题和技术问题提出针对性的解决措施，提高质量管理水平。开工前和施工过程中，针对人员素质构成和工程特点及时对管理人员和作业人员进行质量管理意识教育和相关技术培训，为工程质量提供技术保证。

29、质量检验人员和特殊工种作业人员均持证上岗。 4.2.6 建立健全施工质量档案施工过程中，建立健全施工质量档案，保证资料的真实性、完整性和可追溯性。对产生的施工检测、安装、调试记录按质量管理要求严格履行签字手续，单元工程项目完工后做出完整的施工质量报告，报告中所引用数据和资料与原始记录相一致.4.3工程施工质量自检情况4.3.1主变压器安装检测结果(1）主变压器安装主变压器安装检测结果项次项目质量标准 检验记录结论1一般规定油箱及所有的附件应齐全,无锈蚀或机械损伤，无渗漏现象。各连接部位螺栓应齐全，紧固良好，套管表面无裂缝、伤痕，充油套管无渗油现象，油位指示正确附件齐全，无损伤，无渗漏，连接紧固

30、良好，油位指示正确。优良2器身检查2.1铁芯应无变形和多点接地。铁轭与夹件，夹件与螺杆等处的绝缘应完好，连接部位应紧固铁芯无变形和多点接地，绝缘完好，连接紧固。优良2.2线圈绝缘层应完好无损，各组线圈排列应整齐，间隙均匀，油路畅通。压钉应紧固，绝缘良好，防松螺母锁紧绝缘完好，排列整齐，间隙均匀，油路畅通。绝缘良好，与套管接线正确，牢固。2.3引出线绝缘包扎应紧固，无破损、拧扭现象。固定牢固，绝缘距离符合设计要求。引出线裸露部分应无毛刺或尖角，焊接良好。引出线与套管的接线应正确，连接牢固包扎紧固，绝缘距离符合设计要求。裸露部分无毛刺，焊接良好，与套管接线正确，牢固。2.4电压切换装置无激磁电压切

31、换装置各分接点与线圈的连接应紧固正确。接点接触紧密，转动部位应转动灵活，密封良好，指示器指示正确。有载调压装置的各开关接点接触良好。分接线连接牢固、正确，切换部分密封良好连接紧固正确，接点接触紧密良好，转动部位灵活，密封良好，指示正确。2.5箱体各部位无油泥、金属屑等杂物。有绝缘围屏者，其围屏应绑扎牢无油泥，金属屑等杂物3变压器干燥的检查检查干燥记录，应符合 GBJ148-90第2.5.12.5.5条有关要求符合规范要求4本体及附件安装4.1轨道检查两轨道间距离允许误差应小于2mm，轨道对设计标高允许误差应小于2mm，轨道连接处水平允许误差应小于1mm/优良4.2本体就位轮距与轨距中心应对正，

32、滚轮应加制动装置且该装置应固定牢固。装有气体继电器的箱体顶盖应有1%1.5%的升高坡度中心对正，无滚轮。电气继电器气流方向升高为1%。4本体及附件安装4.3冷却装置安装安装前应进行密封试验无渗漏。与变压器本体及其它部门的连接应牢固，密封良好。管路阀门操作灵活，开闭位置正确。油泵运转正常。风扇电动机及叶片应安装牢固，转动灵活、运转正常、无振动或过热现象。冷却装置安装完毕，试运行正常，联动正确试验检查无渗漏。连接牢固，密封良好，阀门操作灵活。风扇电动机良好，冷却装置试运行正常，联动正确。优良4.4有载调压装置的安装传动机构应固定牢固，操作灵活无卡阻。切换开关的触头及其连线应完整，接触良好。限流电阻

33、完整无断裂。切换装置的工作顺序及切换时间应符合产品要求，机械联锁与电气联锁动作正确。位置指示器动作正常，指示正确。油箱应密封良好，油的电气绝缘强度应符合产品技术要求。电气试验符合“标准6”要求/4.5储油柜及吸潮器安装储油柜应清洁干净，固定牢固。油位表应动作灵活，指示正确。吸潮器与储油柜的连接管应密封良好，吸潮剂应干燥清洁，牢固。连接密封良好，吸潮剂干燥。4.6套管的安装套管表面无裂纹、伤痕，套管应试验合格。各连接部位接触紧密，密封良好。充油套管不渗漏油，油位正常套管试验合格，密封良好，不渗油。4.7升高座的安装安装正确，边相倾斜角应符合制造要求。与电流互感器中心应一致。绝缘筒应安装牢固位置正

34、确安装正确，中心一致，绝缘筒应安装牢固，正确。4.8气体继电器的安装安装前应检验整定。安装水平，接线正确。与连通管的连接应密封良好安装水平，接线正确，与管连接密封良好。4.9安全气道的安装内壁清洁干燥，隔膜的安装位置及油流方向正确清洁干燥，安装正确。4.10测温装置的安装温度计应经校验，整定值符合要求，指示正确温度计整定值符合要求，指示正确。4.11保护装置的安装配备应符合设计要求，各保护应经校验，整定值符合要求。操作及联动试验过程中保护装置应动作正常联动试验，动作正确，整定值符合要求。5变压器油应符合GB50150-91第6.0.12条要求符合规范要求，见报告。优良6变压器与母线或电缆的连接

35、应符合GBJ149-90第2.1.8条、第2.2.2条、第2.3.2条的有关规定连接紧固，符合要求。优良7各接地部位应牢固可靠，并按规定涂漆。接地引下线及引下线与主接地网的连接应满足设计要求接地可靠，标志明显，连接满足设计要求。优良8变压器整体密封检查应符合GB50150-91第19.0.1的要求无渗漏，无损伤。优良9测量绕组连同套管一起的直流电阻相间相互差别不大于2%10检查分接头的变压比额定分接头变压比允许偏差为0.5%，其它分接头与铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比规律11检查三相变压器的接线组别和单相变压器的极性应与铭牌及顶盖上的符号相符12测量绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比

36、符合GB50150-91的要求（绝缘电阻不低于出厂值的70%，吸收比大于等于1.3）13测量绕组连同套管一起的正切值tg符合GB50150-9114测量绕组连同套管直流泄漏电流GB50150-91符合要求15工频耐压试验试验电压标准见GB5015091附录1，试验中应无异常16与铁芯的各紧固件及铁芯引出套管与外壳的绝缘电阻测量用2500V兆欧表测量，时间1min，应无闪络及击穿现象17非纯瓷套管试验符合GB50150-91第15.0.3条的有关规定18有载调压装置的检查试验18.1测量限流元件的电阻与产品出厂测量值比较应无显著差别18.2检查开关动、静触头动作顺序应符合产品技术要求18.3检查

37、切换装置的切换过程全部切换过程，应无开路现象18.4检查切换装置的调压情况电压变化范围和规律与产品出厂数据相比，应无显著差别19相位检查必须与电网相应一致20额定电压下的冲击合闸试验试验五次，应无异常现象主变中性点成套设备安装检测结果项 次检查项目质量标准（或允许偏差mm）检验记录结论1外观检查所有部件、符合齐全无损伤、变形及锈蚀，瓷件应裂纹及破损。固定部分安装正确，固定牢固。操动机构部件齐全，连接紧固动作灵活。液压操作机构油位正常，无渗漏油。气压操作机构密封应良好，无漏气现象。 安装正确，连接紧固，动作灵活，操作机构密封良好合格2开关组装相间距离允许误差：110KV及以下应小于10mm，11

38、0KV以上开关应小于等于20。支持绝缘子与底座平面应垂直且固定牢固。同一绝缘子支柱的各绝缘子中心线应在同一中心线上。同相各绝缘子支柱的中心线应在同一垂直面内。均压环应安装固定平整组合电器 整体到货3导电部分检查触头应接触紧密，两侧压力均匀。接触表面应平整，无氧化膜。触头及开关与母线的接触面0.05mm10mm塞尺检查：线接触塞不进。面接触：接触面宽度在50mm及以下，塞入深度小于4；接触面宽度在60mm以上，塞入深度小于6。三相触头接触的前后差值应符合产品技术规定（小于等于10mm)。开关与母线的连接应符合“标准6”的要求触头接触紧密，母线连接符合要求4操动机构及传动装置检查应符合GBJ147

39、-90第8.2.4第8.2.5的条的有关规定 安装正确，操作灵活，符合规范规定5接地应牢固、可靠牢固可靠6交流耐压试验试验电压标准见GB5015091附录1，试验中应无异常无异常，详见试验记录7测量操动机构线圈的最低动作电压符合GB50150-91第14.0.7条规定，其电压值为80%110%Un8开关动作情况检查在额定操作电压（气压、液压）下进行分合闸操作各3次，动作正常分合闸操作3次，正常主变压器风机控制柜安装检测结果项 次检 查 项 目质 量 标 准 （或允许偏差 mm）检 验 记 录结论1基础型钢埋设1.1允许偏差不直度：1/m，5/全长 水平度：1/m，5/全长直度1/m，水平0.5

40、1/m优良1.2接地可靠，型钢顶部应高处抹平面10。可靠2盘柜安装检查2.1允许偏差垂直度：1.5/m 水平度： 相邻两柜顶部：2 成列盘柜顶部：5 不平度： 相邻两盘柜边： 1 成列盘柜面： 5 盘柜间缝隙：2。垂直度1/m优良2.2连接与基础型钢采用螺栓连接，应紧固。螺栓连接，紧固2.3盘面应清洁，漆层完好，标志应齐全，正确，清晰。漆层完好，清洁，齐全，完好2.4柜门开关应灵活，周围缝隙小于1.5，门锁应齐全，动作灵活，无卡阻。开关灵活，无卡阻2.5接地盘柜接地牢固，可靠，可动门应用软导线接地，连接可靠。接地牢固，可靠3盘上电器安装3.1外观所有电器应完好，附件齐全，位置正确，固定牢固。完

41、好，附件齐全，位置正确优良3.2继电保护装置应经校验，动作灵敏，准确可靠，整定值正确。已校验，指示正确3.3电气测量仪表应经校验，指示正确。已校验，指示正确3.4信号装置完好，工作可靠，显示准确。完好，可靠，准确3.5操作切换开关动作灵活，接触可靠。灵活，可靠3.6端子板（排）固定牢固，绝缘良好，标志齐全，清楚。牢固，绝缘良好，标志齐全3.7小母线平直，固定牢固，接触良好，与带电体电气间隙大于等于12。绝缘电阻大于等于10M。交流耐压试验1000V，1min应无异常。涂漆漆色符合规范要求，标志牌齐全，标示清楚、正确。平直，牢固，标志齐全，清楚，正确4二次回路4.1连接件回路接线应用铜芯线，电压

42、回路线芯截面积大于等于1.5mm2，电流回路线芯截面积大于等于2.5mm2。接线用铜芯线，电压回路最小1.5mm2，电流回路线芯2.5mm2.优良4.2间隙（或带电体与接地间）带电体间或带电体与接地间电气间隙大于等于4，漏电距离大于等于6。电气间隙9mm漏电距离11mm4.3导线及电缆芯线束的排列整齐、美观、横平竖直，不交叉。标志齐全。绑扎固定符合 GB50171-92要求。整齐、美观、不交叉标志齐全，绑扎符合要求4.4配线和接线应符合设计要求。导线不应有接头，绝缘完好，剥切不伤线芯。导线及电缆线芯标志齐全、正确、显明、不脱色且字迹清楚。每个端子板的每侧接线不得超过两根。导线与电器或端子板连接

43、用螺钉连接牢固。无接头，不伤线芯，绝缘良好，标志齐全正确，清楚，导线用螺钉连接固定4.5二次回路检查回路绝缘电阻大于等于1M，潮湿地区允许在0.5M以上。交流耐压试验1000V，1min不出现异常。回路接线正确无误。接线正确，绝缘电阻80M，交流耐压试验1000V/min无异常5端子箱(板)制作安装5.1端子箱制作铁板厚度应为23，尺寸符合设计要求。长、宽、高各部尺寸误差小于等于2，对角线误差小于等于1.5。门关合严密，周围缝隙小于1.5。门锁齐全灵活。/5.2端子箱安装固定牢固，密封良好，安装在便于运行检查位置，成列安装的端子箱应排列整齐。/5.3端子板安装固定牢固，零件完整齐全、无损伤，绝

44、缘良好，标志齐全，清楚正确，便于更换，接线方便，每个端子每侧接线不得超过2根，接线螺钉固定，所有接线应排列整齐。/6模拟动作试验和试运行电器元件及电气回路出现的异常情况已处理，未出现影响正常运行使用的缺陷。电器元件及电气回路均应动作正常。未出现影响正常运行的缺陷，元件及回路动作正常优良4.4分部工程质量评定情况本分部工程共6个单元工程，完成6个。其中6个单元工程完成质量等级评定工作，全部合格，优良单元6个，优良率为100。重要隐蔽及关键部位单元工程2个，优良。详情请看下表。主变压器安装单元工程质量评定情况统计表序号分项质量等级单元编码合格优良11#主变压器安装优良NSBD-TCSN-SG-03

45、03-02-00122#主变压器安装优良NSBD-TCSN-SG-0303-02-00231#主变中性点成套设备安装优良NSBD-TCSN-SG-0303-02-00341#主变中性点成套设备安装优良NSBD-TCSN-SG-0303-02-00451#主变压器风机控制柜安装优良NSBD-TCSN-SG-0303-02-00561#主变压器风机控制柜安装优良NSBD-TCSN-SG-0303-02-006合计6优良率100%本分部工程内各单元工程资料齐全、真实、可靠，施工过程中未发生质量事故，质量等级评定结果优良，依据水利水电工程施工质量检验与评定规程（SL176-2007），本分部工程自评质

46、量等级优良。4.5质量事故无。4.6分部工程验收遗留问题的处理无5文明施工及安全生产5.1文明施工在本分部工程施工过程中，各种材料堆放整齐，施工场面整洁，工具放置有序。施工现场废料及时处理，积渣杂物人工清除出作业面，运至指定渣场。施工现场和生活营地环境持续良好。5.2安全生产5.2.1安全措施（1）在全体职工中进行安全教育，提高全员安全意识。要求职工在施工中严格遵守国家有关安全生产的法律法规和各项规章制度。（2）工程开工前组织全体施工人员学习安全生产规程规范，特殊工种持有效的安全操作证上岗。（3）各施工班组的班组长为本班组的兼职安全员，负责强化施工中的安全管理。（4）各项工作展开前，严格按照要

47、求进行安全技术交底。（5）进入施工现场的工作人员，必须戴安全帽和安全规程所要求的防护用品，高空作业必须系安全带，并设立安全网加以保护，严禁违章作业。（6）夜间作业要保证施工照明，移动照明电压不得高于36V。潮湿的作业环境不得大于24V。（7）用电设备运行期间必须有人监护，特别是电源接入口的开关处。作业中间休息必须切断设备电源，以免伤及他人。（8）施工区域内设置必要的标示，在危险区域设置醒目的警示牌。孔洞周围设置围栏、盖板，加强施工安全防护。（9）所有材料、工器具在搬运过程严禁抛投，尤其实在安装现场，由于是多层次多工种交叉作业，抛投物品可能危及他人生命。5.2.2主变安装安全保障措施（1）主变、

48、绝缘油库施工场地，做好安全防火工作，弃油、破布集中存放回收，施工用电设备的接线安全可靠，现场布置一定数量的1211灭火器。（2）做好起重设施的检查工作，地锚、吊钩承重前须进行拉力试验检查，吊装主变部件时，必须缓慢起吊，严防损伤瓷件。（3）主变与滤油设施必须可靠接地，防止静电对人身与设备的损害。（4）注油管线有专人看护，注、排油后及时回收，将油管封口存放保管。5.2.3变压器的维护（1）新投入运行的变压器在第一个月内，不少于5次取样进行试验，如耐压值下降快应进行过滤，如下降到35kv/2.5mm时，应停止运行如发现油内有碳化物时必须进行吊罩检查。 （2）强迫油循环的冷却器，如果冷却系统故障停电，

49、切除全部冷却器时，在额定负载下允许允许20分钟。若油面温度未达到75，允许上升到75但最长运行时间不得超过一个小时。（3）测量铁芯接地电流反映铁芯接地情况，注意避免瞬间开路。（4）有载调压开关，每三个月取一次油样试验，必要时应过滤油或更换，并记录操作次数。 （5）检查净油器、吸湿器内硅胶，受潮率达60%时，应更换。 （6）定期检查风扇电机，潜油泵运转是否正常，如果有扫堂现象应立即退出运行，进行检查或更换。（7）水冷却器油压应大于水压4.91010pa，并查看水内有无油迹。（8）测量绝缘油电气强度、介损、含水量、酸值与原始记录比较，如果油击穿电压低于35kv/2.5mm，介损值超出原始记录的130%，含水量大于30ppm，酸值大于0.4KOH/g应更换绝缘油，并检查其原因。（9）检查继电器保护，气体继电器、压力释放阀等，和差动保护接点回路，接线是否松动、牢靠、接线端子电缆有无发热老化现象。 （10）定期检查，装配螺栓是否松动，密封衬垫有无老化及渗漏油情况。本分部工程施工过程中，未发生过安全事故。6计量与支付6.1工程量计量本分部工程完成工程量为2台套。6.2支付情况本分部工程结算款均已按时支付。7工程资料整理情况本分部工程所有已完单元工程质量检查、试验检测及评定资料齐全，并整理完成。8经验与建议无