变压器安装施工方案
（一）电力变压器安装主要施工方案
1）熟悉变压器型号、变比、吊装重量等主要技术参数
2）安装流程
施工准备→器身检查→安装直接与油箱法兰连接的器件→冷却器等附件检查、清洗、打压→附件安装→抽真空脱水、脱气→真空注油→补油、调整油位→整体密封试验→电气试验→检查验收
3）施工前的准备工作
⑴场地准备：变压器道轨安装完毕，并验收合格。
⑵工具、设备准备：注油设备、登高设备、消防器材、工具。
⑶变压器绝缘判断。
⑷到现场的油要试验合格，若不是同批同型号油应做混油试验。
⑸浸入油中的运输附件、油箱应无渗漏并取油样试验合格。
4）主变就位
主变就位使用千斤顶。
5）器身检查
①器身检查时应符合下列规定
周围空气温度不宜低于0℃，器身温度不宜低于周围空气温度。空气相对湿度≤65%时，器身暴露时间小于16小时；空气相对湿度≤75%时，器身暴露时间小于12小时；空气相对湿度大于＞75%不应开始工作或立即停止工作。
② 器身检查主要项目
⑴器身各部位无移动现象，检查时严禁攀登引线。
⑵所有螺栓应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。
⑶铁芯检查：铁芯应无变形、铁轭与夹件间的绝缘垫应良好；铁芯一点接地，无多点接地；拆开接地线后，铁芯对地绝缘良好；打开夹件与铁轭接地片后，铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。绝缘围屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处的封闭应良好。
⑷绕组检查：绕组绝缘层应完整，各绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞；绕组的压钉应紧固，围屏上所有线圈引出线处的封闭应良好。
⑸引出线检查：引出线绝缘包扎牢固、引出线绝缘距离合格，固定牢靠。引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接应良好；引出线与套管的连接应可靠，接线正确。
⑹绝缘屏障应完好，且固定牢固，无松动现象。
⑺油路畅通、检查各部件应无油泥、水滴、金属屑末等杂物。
⑻以上工作完成时现场办理隐蔽工程签证，此项目为质量签证点。
6）附件安装
包括： 高压套管、低压套管、冷却装置、储油柜、气体继电器、压力释放装置、吸湿器、净油器、测温装置及油路安装。
7）真空注油
⑴注油前，使用真空滤油机将油处理合格。并提交试验报告，220kV（主变）级：电气强度为≥40kV/2.5mm，含水量为≤15ppm，tgδ（90℃）≤0.5% ；110kV（厂用备用变）级：电气强度为≥40kV/2.5mm，含水量为≤20ppm，tgδ（90℃）≤0.5% 。
⑵真空处理
抽真空的极限允许值：220kV变压器为0.101MPa，110kV变压器为0.08MPa，真空保持时间不得少于8h，抽真空时应监视箱壁的弹性变形，在此真空度下开始从油箱底部的注油阀注油，注油全过程应保持此真空度，油温以40～60℃为宜。必须用真空滤油机打油，当油注到油面距油箱顶盖约200～300mm时，停止注油，继续保持真空，保持时间：220kV不得小于4h，110kV不得小于2h。抽真空时必须将在真空下不能承受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。
8）补油及调整油位
松开气体继电器处封板，用大气直接解除真空，在向储油柜补油时，避免出现假油位现象。打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞，将残余气体放尽，调整油位，使油表指示的油面与当时实测油温下所要求的油位面相符。
9）整体密封试验
在储油柜上用气压进行试验，其压力为油箱盖上能承受0.03MPa压力，试验持续时间为24小时，应无渗漏。
质量控制要点：变压器绝缘和油渗漏。
采取的措施：确保法兰平面平整，吻合合理；更换所有打开过的密封圈；法兰周围螺栓对称均匀拧紧，密封圈的压缩量为≤1/3。且压缩均匀；补焊时按规定执行；严格控制露空时间和空气湿度、温度。
（二）封闭母线安装主要施工方案
1）施工准备
基础、架构应符合要求；预埋铁、预留孔应检查合格；标高清楚；清点设备及附件应齐全；对封闭母线各段分别测绝缘（2500V摇表）应大500MΩ。
2）封闭母线的检查
封闭母线开箱后，应检查其外壳及导体。。检查支持绝缘子有无损坏、破裂、表面是否清洁，底座螺栓是否紧固，密封是否完好。
3）支吊架的安装
⑴由于封闭母线同各设备端子的连接准确性要求很高，故根据设计及设备情况对土建结构距离，标高等进行核对，标高以室内地坪±0.00m为基准，发电机定子就位沉降趋于稳定后，测出发电机中心线及标高。
⑵按照施工图正确安装支、吊架，核实发电机、变压器、等设备出线端子的位置。支吊架安装时，标高误差±5mm，中心线误差±2mm支吊架间标高偏差≤2mm 。支、吊架安装采用焊接，最小焊缝高度为10mm，每个生根点采用周边焊，刷防锈漆。
4）封闭母线吊装
发电机封闭母线的吊装焊接顺序从发电机侧开始，按制造厂出厂编号顺序，逐段往主变、高厂变方向安装，头尾不能颠倒。焊接时一定要先焊接主母线断口，后焊接分支母线断口。
5）封闭母线的调整
⑴母线布置在架构上之后，应仔细丈量各段尺寸，出现的误差要按比例均匀分配在各断口上，不应随意修改加工母线。
⑵组装时，各相瓷瓶保持一致，避免弯曲，母线内要清扫干净，同时应检查绝缘子是否清洁，有无异常现象。
⑶断口尺寸的调整：根据图纸和厂家说明书进行调整，使间隙尺寸误差最小。
⑷封闭母线的找正，同心度调整：封闭母线安装，必须做到横平竖直，其误差不应超过母线段长度的0.2% 。母线导体与外壳间的不同心度≤5mm，调整时先拧松支撑绝缘子的底座螺栓，以防止受外应力而损坏绝缘子。上述调整工作完全结束后，应立即固定好相应母线段的紧固螺栓。
6）封闭母线的连接
①硬性连接
母线焊接采用CO2气体保护焊。待母线导体焊接完后，清理干净母线外壳内的杂物和尘土，经检查母线内确无异物后，即可对母线外壳进行密封，此时应办理母线断口的隐蔽工程签证，之后再焊接外壳。
②软连接
封闭母线与发电机、变压器、等设备端子的连接都采用铜伸缩节螺栓连接，待母线及其附属设备、连接的变压器等设备都安装调试合格，特别是母线内清理干净，导体对地绝缘合格，经过交流耐压试验通过后，方能连接。紧固螺栓应用力矩扳手按规定力矩紧固。封闭时办理隐蔽工程签证。
③接地装置安装
封闭母线外壳接地采用多点接地方式，外壳和支持点之间不能绝缘。
7）补漆
导体外侧及外壳内侧用黑漆，外壳外侧用银灰色漆，在适当部位涂相色漆。8）封闭母线安装完毕后，须做下列现场验收试验：
绝缘电阻试验、耐压试验、微正压密封试验。
（三）6kV开关柜安装主要施工方案
本工程6kV开关柜开断设备采用真空断路器，配置在金属铠装开关柜中。
1）安装前的准备工作
安装前应对开关柜和断路器进行全面检查和清理；设备开箱时检查其型号、规格、数量符合设计。
2）盘柜基础型钢安装
根据施工图纸下料，型钢在制作前应平直和除锈，制作完毕后进行防腐处理。每段盘基础两点可靠接地，与接地网相连。
3）6kV开关柜安装
⑴根据设计图纸的布置，精确测量确定第一块盘柜的安装位置，再以此为基准，逐次调整安装其它柜。
⑵盘间采用螺栓连接，盘柜受力均匀，防止变形。
⑶所有盘柜固定采用内部焊接于基础槽钢上，每块盘柜四角均焊接，每处焊缝长20～40mm，焊接牢固无虚焊，焊接后药皮处理干净。
⑷盘、柜安装允许偏差
盘面偏差：相邻两盘边＜1 mm 成列盘面＜5 mm 。
水平偏差：相邻两盘顶部＜2mm 成列盘顶部＜5mm。
垂直度：＜1.5mm/m。
4）真空断路器的安装
⑴正确使用专用运载小车将断路器配置到相应的开关柜中。
⑵手车应能灵活轻便地推入或拉出。核查隔离静触头的安装位置准确，安装中心线与触头中心线一致，接触良好。
5）6kV配电盘内母线安装
检查母线光滑平整。母线标志清晰，标号正确。母线接触面应连接紧固，螺栓露扣长度2～3扣。母线紧固不应使绝缘子受到额外应力。
6kV母线对地距离不小于100mm。
（四）电缆工程主要施工方案
1）电缆桥架安装
①施工准备
⑴施工图纸经会审后，确定桥架路经、位置、层数、规格正确无误，与机务、热控等专业接口合理。
⑵检查桥架及其附件型号、规格、数量齐全，无外力损伤、扭曲变形且镀层完整、无锈蚀，所选用的连接螺栓为镀锌制品。
②电缆桥架安装
⑴根据现场情况进行测量、定位，并做好标记，检查预埋铁件及路径是否畅通。
⑵立柱采用焊接方式固定于生根角铁或辅助梁上。立柱焊接定位先确定其首尾端的两个立柱后，用线绳拉线后依次安装中间位置的立柱，成列立柱水平高度一致。
⑶托臂与立柱采用螺栓固定，在固定强度不够时，采用焊接方式加以固定。托臂安装高度符合图纸要求，同一水平面的托臂采用与安装立柱相近的方式进行安装，即先确定首尾端立柱上的托臂后拉线，依次安装中间各个立柱上的托臂。
⑷安装桥架采用先组装后整装的方式进行。连接螺栓螺帽向内，且连接紧固，弹簧垫、平垫齐全。同一水平高度的桥架蛇形误差、高低差均小于5mm，各层间距符合设计。
③电缆竖井安装
落地式电缆竖井采用法兰与基础槽钢固定在电缆沟孔洞上，悬挂式电缆竖井采用槽钢与钢梁焊接固定。
2）电缆管安装
⑴根据图纸及现场实际测量尺寸配制电缆管。
⑵电缆管不应有穿孔、裂缝和显著的凹凸不平，内壁应光滑，无铁屑和毛刺。
⑶加工后的电缆管管口应无毛刺和尖锐棱角，切割部分应用锉锉平滑。
⑷电缆管弯制后，不应有裂缝和显著的凹瘪现象。弯曲半径应满足所穿入电缆的最小弯曲半径。
⑸电缆管连接采用丝扣连接。
⑹电缆管的预埋
电缆管的敷设路径、埋直深度，应根据图纸施工。特别注意地面标高与水平标高的区别。
电缆管的引出部分及位置应符合图纸要求。主厂房部分无特殊要求一般为水平标高200mm，其它部分可根据具体情况满足工艺要求既可。
成列排列的电缆管管口应整齐，管与管之间的距离应符合图纸要求或工艺要求。
电缆管的固定应牢固，并且不影响整体美观及设备检修。
电缆管预埋后应做好电缆管口的封堵。无端部插塞的应用铁板封堵。
电缆管的接地可靠。
在土建专业灌浆时，应派人监护，防止造成电缆管位置改变，做好成果保护。
3）电缆敷设
电缆工程，无论是在电厂的建设阶段，还是在机组运行阶段，其在保证机组的安全启动及运行都起着非常重要的作用。因此，电缆工程必须保证全程控制和管理。
①电缆敷设和接线应具备的施工条件
⑴电缆敷设前，电缆桥架和电缆保护管施工完毕，并经验收合格，相关建筑工程不影响电缆敷设。
⑵电气、热工电缆同层敷设时，有关技术人员应协商一致，计算机辅助设计，采用电厂电缆敷设设计及安装工程管理系统，规划好敷设路径和敷设顺序，编制下列技术文件：
⑶技术人员根据设计院电缆敷设路径、清册，结合现场实际，绘制《电缆敷设施工清册》，内容包括电缆编号、型号规格、起止位置、敷设路径等。
⑷电缆断面排列图，排列每根电缆在断面上的层次和位置，并标注于桥架各节点处。
⑸盘柜电缆清单，标明盘柜左右两侧电缆编号及数量，并标注于盘柜两侧。
⑹电缆敷设和接线施工作业指导书，内容包括电缆敷设条件、电缆敷设原则、电缆交叉排列原则、电缆绑扎固定要求、二次接线工艺要求
②电缆敷设步骤及工艺要求
a.电缆敷设原则
⑴电缆敷设时应遵循从集中点（控制室或配电设备）向分散点、相同或相近路径的电缆一次性敷设的原则。
⑵电缆在桥架上的敷设分层，自上而下依次为：高压动力电缆、低压动力电缆、控制电缆、计算机控制和信号电缆。
⑶电缆敷设时利用CADMCL系统，电缆敷设时应尽量避免交叉，不可避免时应成排交叉。
b.电缆敷设
电缆敷设前施工人员应认真核对电缆型号、电压等级、规格、长度、芯数与《电缆敷设施工清册》是否相符。备用长度动力电缆按实际接线位置加适当裕度考虑，控制电缆按盘高加盘宽考虑。
c.电缆的排列、整理、固定
电缆敷设时应一根根进行，采用边敷设、边整理、边绑扎，并最终固定的方法。进入设备的弧度应一致，并绑扎成排。电缆在桥架上的固定：水平敷设电缆每隔2m进行一次绑扎，拐弯处两端绑扎；垂直敷设或超过45度角的电缆每间隔1m绑扎一次。绑扎固定统一采用铁绑线十字交叉法绑扎固定。
4）电缆头制作及二次接线工艺
接线盘柜内应悬挂施工质量责任牌，注明校线负责人和接线负责人，便于日后进行质量整改和检查。控制室和电子设备间内同一盘柜电缆实行统一排列和接线。
①6kV高压缆头制作
6kV高压缆头制作采用热缩型缆头工艺，制作时要严格执行制作工艺流程，缆头高度一致，排列整齐，线芯弯曲半径一致并符合规定，线芯相色正确。
②低压动力电缆头制作
按实际接线位置确定需要长度，剥除塑料护套。接线鼻子应平滑无毛刺或尖角，压接方法采用局部加压法或整体围压法，压接后接线鼻子不应有裂纹出现。在接线鼻子下口套入色相环热缩，色相环宽度为20mm，位置一致。接线鼻子与被接线体的连接螺栓应紧固，丝扣露出2－3扣。铜铝搭接时必须在铜面上镀锡。
③控制电缆头制作
⑴控制电缆头制作前应首先对照盘柜电缆清单，按每根电缆多数线芯接线位置对盘、柜下电缆进行排列整理。电缆进盘弧度应一致并要绑扎成排；进盘后固定于两侧花角铁上，若电缆较多时应分层布置，但不得影响电缆查找。
⑵确定电缆头位置。控制电缆头必须在盘柜内部，标高一致，排列整齐，不得相互叠压。一般按距固定位置60mm考虑，但距最低接线端子排不宜小于20mm。
⑶剥开电缆护套及屏蔽层。
⑷在线芯底部套入终端头。
⑸带屏蔽的控制电缆，其屏蔽线必须从缆头的下部引出，并按设计规定可靠接地。
④二次接线
⑴将控制缆头以上线芯完全散开、拉直，注意勿伤及线芯。
⑵在控制缆头上部10mm处用尼龙绑扎带进行第一道绑扎，以后按线芯所对应的接线端子位置，按照横平竖直、整齐美观的原则分线，每隔100mm左右绑扎一次。
⑶盘柜内的电缆及电缆线芯应尽可能利用原有线槽走线，线槽数量不足时，应加装线槽。但线槽内的电缆线芯也必须绑扎。
⑷端子头标号必须采用电子打号机打印，号头长度按30mm考虑，套入线芯时号头文字不得倒置，。
⑸进入端子排线芯的直线段长度宜在50mm－70mm之间，回弯半径取15mm，端子排外部裸露的线芯严格控制在2mm以下。
⑹备用线芯长度按最远接线端子考虑，写清所在电缆编号，并绑扎牢固。
⑺软多股线芯不得与接线端子直接连接，应统一使用“U”形或针型带绝缘接线鼻子过渡，使用专用压线钳压接牢固。
⑻任一端子上的接线不得超过两根。
5）电缆防火与阻燃
⑴防火阻燃材料必须经过技术可产品鉴定，在使用时应按设计要求和材料使用工艺提出施工措施。涂料应按说明书中规定的方法使用，并应按顺电缆长度方向进行涂刷。
⑵在封堵电缆孔洞时，封堵应严实。封堵的工艺要整洁美观，有机、无机、堵料的使用方法应严格执行材料使用说明书中的要求，封堵后的外型要平整、各类孔洞的造型要一致。
（七）全厂防雷接地装置
本工程接地装置采用水平接地体为主和垂直接地体组成的复合人工接地网，接地主干线采用60×8镀锌扁钢。设备接地引线以及二次接地网材料采用镀锡铜绞线，直接从地下接地网引出的接地线最小截面不小于35mm2。接地线敷设应符合下列要求：
⑴接地体顶面埋设深度不小于0.6m，接地体与建筑物的距离不小于1.5m。
⑵垂直接地极的间距为20～30 m。
⑶接地网在建筑物外缘应闭合成环网，闭合角成圆弧形。通过道路、铁路采用钢管等保护防止机械损伤。
⑷火泥熔接接点外观应良好，无气泡、空洞、异物、渣子或表面不平整的现象。
⑸室内接地干线应在不同的两点及两点以上与室外接地网连接，自然接地体应在不同的两点及两点以上与接地干线或接地网连接。
⑹每个接地装置的地线应以单独的接地线与接地干线相连，不得在一个接地线中串接几个需要接地的电气设备。
⑺明敷接地线应符合下列要求：
便于检查，敷设位置不妨碍设备的拆卸与检修。
接地线应水平或垂直敷设，也可与建筑倾斜结构平行敷设，在直线段上不应有高低起伏及弯曲现象。
明敷的设备接地线及接地端子均涂以15～100mm宽度相等的黄绿相间的条纹。
接地线的连接应采用焊接，焊接必须牢固，无虚焊。接至电气设备上的接地线用螺栓连接。焊接后应做防腐措施。接地线间的搭接长度必须符合规定。
⑻接地网完成后，测其接地电阻应符合规定。
（八）专用灯具（安全应急灯、方向指示灯）安装
8.1 工艺流程：
灯具固定→组装灯具→灯具接线→灯具接地
8.2 施工要点：
8.2.1疏散照明由安全出口标志灯和疏散标志灯组成。安全出口标志灯距地高度不低于2m，且安装在疏散出口和楼梯口里侧的上方；
8.2.2疏散标志灯安装在安全出口的顶部，楼梯间、疏散走道及其转角处应安装在1m 以下的墙面上。不易安装的部位可安装在上部。疏散通道上的标志灯间距不大于20m（人防工程不大于10m）；
8.2.3应急照明灯具、运行中温度大于60℃的灯具，当靠近可燃物时，采取隔热、散热等防火措施。当采用白炽灯，卤钨灯等光源时，不直接安装在可燃装修材料或可燃物件上；
6.2.4疏散照明线路采用耐火电线、电缆，穿管明敷或在非燃烧体内穿钢性导管暗敷，暗敷保护层厚度不小于30mm。电线采用额定电压不低于750V 的铜芯绝缘电线。
8.3 其他要求
8.3.1 在安装、运输中应加强保管，成批灯具应进入成品库，码放整齐、稳固；搬运时应轻拿轻放，以免碰坏表面的镀锌层、油漆及玻璃罩；设专人保管，建立责任制，对操作人员做好成品保护技术交底，不准过早地拆去包装纸；
8.3.2 安装灯具不要碰坏建筑物的门窗及墙面；
8.3.3 组装灯具及安装灯具所剩的电线头及绝缘层等不得随地乱丢，应分类收集放于指定地点；
8.3.4 灯具的包装带、灯泡及灯管的包装纸等不得随地乱丢，应分类收集放于指定地点；
8.3.5 灯具安装过程中掉下的建筑灰渣应及时清理干净；
8.3.6 烧坏的灯泡及灯管等不得随地乱丢，应分类收集交给指定负责人。
（九）、照明灯具安装
9.1 施工流程
灯具固定→组装灯具→灯具接线
9.2 施工要点
9.2.1 当吊灯灯具重量大于3kg 时，应采用预埋吊钩或螺栓固定。
9.2.2 灯具固定应牢固可靠。每个灯具固定用的螺钉或螺栓不应少于2 个；
9.2.3采用钢管作灯具的吊杆时，钢管内径不应小于10mm；钢管壁厚度不应小于1.5mm。
9.2.4穿入灯具的导线在分支连接处不得承受额外压力和磨损，多股软线的端头应挂锡，盘圈，并按顺时针方向弯钩，用灯具端子螺丝拧固在灯具的接线端子上。
9.2.5 灯具内导线应绝缘良好，严禁有漏电现象，灯具配线不得外露，并保证灯具能承受一定的机械力和可靠地安全运行。
9.2.6 灯具安装工艺的其他要求：
9.2.6.1 同一室内或场所成排安装的灯具，其中心线偏差不应大于5mm。
9.2.6.2 日光灯和高压汞灯及其附件应配套使用，安装位置应便于检查和维修。
9.2.6.3投光灯的底座及支架应固定牢固，枢轴应沿需要的光轴方向拧紧固定。
一、适用范围
本施工方案适用于贵州黔北发电厂“上大压小”异地新建工程 #1机组主变压器、高压厂用工作变压器、高压脱硫变压器以及起备变的安装。
二、编制依据
1、《防止电力生产事故的二十五项重点要求》 2014版
2、《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》GB 50148-2010；
3、《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GBJ 50147-2010；
4、《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》（GBJ50169-2006）
5、《工程建设标准强制性条文 电力工程部分》中电联标准[2012]16号
6、《电力工程达标投产管理办法（2006版）》中电建协工[2006]6号
7、《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL 5009.1-2002；
8、《电气装置安装工程 质量检验及评定规程》DL/T 5161.1～5161.17-2002；
9、《主变及高厂变安装A版》50-F1902S-D0301A-西南电力设计院
10、《起备变安装》50-F1902S-D0302-西南电力设计院
11、变压器厂家相关资料及技术协议
三、工程概况及特点
贵州黔北发电厂“上大压小”异地新建工程#1机组主变压器为3台额定容量260MVA单相变压器，起备变额定容量为48MVA，均由特变电工衡阳变压器有限公司提供；高压厂用变压器额定容量为48MVA，由保定天威保变电气股份有限公司提供；高压脱硫变压器额定容量为25MVA，由南京大全变压器有限公司提供。发电机出口不设断路器，主变压器低压侧采用离相封闭母线与发电机相连接，高压侧采用架空导线与220KV升压站#1主变进线间隔相连接；起备变低压侧采用共箱封闭母线与6KV开关柜相连接，高压侧采用架空导线与220KV升压站#01起备变间隔相连接；高压厂用变压器及高压脱硫变压器低压侧采用共箱封闭母线与6KV开关柜相连接，高压侧与发电机出线离相封闭母线相连接。
3.1主变压器基本技术参数
型式：单相双绕组铜线圈无励磁调压油浸式低损耗变压器
冷却方式：强油循环风冷（ODAF）
额定容量：单相260MVA（绕组温升65K时），组成三相后容量为780MVA
额定电压：高压侧：242 kV 低压侧：20kV
额定电流：高压侧：1861A 低压侧：13000A
短路阻抗：14% 联接组标号：YNd11
调压方式：无励磁调压
中性点接地方式：经刀闸接地或经避雷器与放电间隙并联接地方式
3.2高压厂变基本技术参数
型式：户外三相油浸式无载调压风冷分裂绕组铜芯低损耗变压器
冷却方式：油浸风冷（ONAN/ONAF）
额定容量：48MVA（在绕组平均温升≤65K时连续额定容量，）
额定电压：高压侧：20 kV，低压侧：6.3kV
额定电流：高压侧：1386A ，低压侧：2383A
调压方式：无励磁调压 短路阻抗：20.5%
中性点接地方式：中性点电阻柜 联接组标号：Dyn1yn1
3.3高压脱硫变压器基本技术参数
型式：户外三相、低压双绕组、油浸式低损耗自然油循环风冷铜芯电力变压器
冷却方式：油浸风冷（ONAF）
额定容量：25MVA（在绕组平均温升≤65K时连续额定容量，）
额定电压：高压侧：20 kV，低压侧：6.3kV
额定电流：高压侧：722A ，低压侧：2291A
调压方式：无励磁调压 短路阻抗：10.5%
中性点接地方式：经低电阻接地 联接组标号：Dyn1
3.4起备变基本技术参数
型式：三相式、油浸式铜芯低损耗低压侧分裂绕组有载调压变压器
冷却方式：油浸风冷（ONAF）
额定容量：48MVA（在绕组平均温升≤65K时连续额定容量，）
额定电压：高压侧：230 kV，低压侧：6.3kV
额定电流：高压侧：120.5A ，低压侧：2382.7A
调压方式：有载调压 短路阻抗：21%
中性点接地方式：高压侧：经刀闸或放电间隙接地 低压侧：经低阻抗接地
联接组标号：YNynOynO+d
四、施工组织及计划
4.1 施工组织安排：
施工负责人：孙二德 技术负责人：王 琼
质量员：任文 安全员：钟科伟
4.2 进度计划：
单台变压器安装进度计划：
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
施工准备
油处理
附件清理开箱
器身检查
附件安装
注油
电气试验
清理现场
五、施工准备
5.1技术准备
5.1.1变压器安装施工图纸(设计院图纸和制造厂技术文件)已会审，与封闭母线等接口一致，变压器就位尺寸已精确测定，所发现的问题均已明确解决。
5.1.2技术人员已详细了解设备情况及安装工艺要求（如真空度，真空保持时间，绝缘油检验标准，密封试验压力等），已编制详细的施工作业程序和周密的安全技术措施。
5.1.3作业人员开工前接受安全、技术交底；吊装作业需办理安全作业工作票。
5.2劳动力准备(特殊工种上岗前，证件需报审合格)
序号 作业内容 作业人员 数量 资质要求 备注
1 设备吊装 起重工 1 起重机械作业操作证
2 变压器安装 高压安装工 6 高/中级工
3 抽真空、注油 油务 2 熟练
4 其他钳工数量满足安装要求
5.3工器具准备（经报审合格，有效期内）
序号 名 称 规 格 单位 数量 备 注
1 汽车吊 25 t 台 1
2 手拉葫芦 1、2t 个 各2
3 吊环（卸扣） 2t 个 4
4 尼龙绳/钢丝绳 根 若干
5 储油罐（油坦克） 20 t 只 2
6 真空滤油机 6000L/h 套 1
7 干燥空气发生器 台 1
8 抽真空/注油管及阀门 套 各1
9 压力表 0～0.3MPa 个 2
10 真空表 0.1～650Pa 只 2
11 干湿度表/温度计 只 1/1
12 测氧仪 只 1
13 钢皮尺/卷尺 把 2
14 塞尺 把 若干
15 老虎钳 把 2
16 锯工 把 1
17 榔头 把 2
18 手电筒 把 2
19 电动扳手 大、小 套 各1
20 各类手动扳手 套 各1
21 力矩扳手 套 1
22 消防器材 套 1 干粉灭火器
5.4材料准备
序号 名 称 规 格 单位 数量 备 注
1 高纯氮气 纯度99.99% 瓶 20 备用
2 干燥空气 瓶 20
3 塑料薄膜 筒 1
4 白布 米 50 不起毛、不脱线
5 丙酮 瓶 20
6 工业酒精 瓶 40 易挥发
7 白纱带 卷 10
8 厌氧密封胶 支 10
9 生料带 卷 5
10 洗洁精 瓶 5
11 回丝 公斤 10
12 连体服 套 5
5.5作业条件
5.5.1混凝土基础及构支架达到允许安装的强度，工程质量应符合建筑工程施工及验收规范中的有关规定，并已完工验收，进行了工序交接。
5.5.2预埋件及预留孔符合设计要求，预埋件应牢固。
5.5.3安装区域场地已平整夯实，道路通畅，吊机可方便停靠。
5.5.4施工区域周围无土建回填等产生灰尘的作业。
5.5.5起重工、吊车操作员已勘察现场，明确吊机停靠位置。
5.5.6设备及零部件已运至现场，已经检查清点与装箱单一一核对无误，规格符合设计要求，附件、备件齐全，外观检查完好无破损；气体继电器、温度计和压力释放阀已送校合格。
5.5.7变压器外观检查应良好无渗油现象，无撞击及损伤。
5.5.8套管支架已制作准备好，套管应预先竖立放置于支架上，并设置浪风。
六、施工工艺流程
6.1施工流程图
6.2设备验收检查
6.2.1附件、备件齐全，外观包装检查完好、无破损。
6.2.2变压器本体外观检查良好、无撞击及损伤。
6.2.3变压器本体充气运输时，压力表数值显示正常（0.01～0.03MPa范围内）；充油运输时应无泄漏油现象，并取变压器本体油样做相应试验。
6.2.4运输过程中冲撞情况检查：变压器运抵现场后，会同制造厂、建管处、监理单位、运输单位一起检查冲击记录仪的运行是否正常（当各个方向的重力加速度小于1g时，认为运输全过程正常。当任一方向的重力加速度介于1～3g之间时，认为运输全过程中发生过冲撞。如果任一方向的重力加速度(正负向量同等看待)等于或大于3g，则认为运输全过程中发生故障），确定运行正常，记录
可信后，读取三维最大冲撞加速度值，复印实测记录（或拍照保存）和押运记录，原始记录应提交给建管处或监理单位。
6.3本体就位
6.3.1变压器就位前，必须先找好变压器的安装方向，使高低压套管出线符合设计要求，确定好变压器的就位尺寸。变压器就位后，核对中心位置和出线方向符合设计要求。
6.3.2变压器固定方式采用轨道滑轮方式，固定前应校核套管与封闭母线中心位置、联结距离是否符合设计要求，确定符合设计要求后，方可进行滑轮锁紧装置固定。
6.4附件清扫和检查
6.4.1安装前现场应妥善保管：散热器、连接管路、储油柜等应密封；测量装置、气体继电器、绝缘材料、零星小部件等应放置于干燥的室内保存；置于室外保管的附件其底部应垫平、垫高，不得水淹，条件允许，应有防雨措施；短尾式套管保管，条件允许应放置于干燥室的室内，若置于室外保管，应有相应的防潮措施；充油式套管卧放时应符合制造厂的规定，现场竖立放置于套管支架上，应设置缆风绳。
6.4.2在安装工作正式开工之前，将零部件重新清点一遍，根据附件在变压器本体上的安装位置，合理布置，以方便取用，需进行试验检查的部件，应做试验检查。
6.4.3在重新清点零部件时，如发现缺件或损坏，应尽快设法解决。若缺少安装工作正常进行所必需的零部件，则不应开工。
6.5附件送检
气体继电器、压力释放阀应送就近电力局或电力试验所进行检验校正，并有校验合格证书；测温装置送调试工区校验。
6.6器身检查
6.6.1因本体油箱内尚有保持微正压力的压缩空气，故必须先降低箱壁内外的压差直至平衡后方允许完全松开人孔盖板的螺栓。然后打开油箱侧面人孔的盖板，由此进入箱内进行对器身进行检查。厂家规定，只有在进行必须的安装或检查时才能进入变压器；不论在任何情况下，只有经过培训并得到制造厂商授权的人员才能进入变压器。器身检查及高压套管内部引线的连接工作经协商由厂方人员负责，应作好检查记录。为保证安装质量及人身安全，防止变压器被污染，只有人孔以及安装部件的开口可以打开。所用其他开口都必须用干燥的木板或干净的塑料薄膜盖上。这样也可最大限度地减少干燥空气流失。
6.6.2施工负责人及技术负责人，由厂家现场服务人员做技术交底，确认安装工序，明确分工，加强各专业部门的配合。
6.6.3在人孔盖板打开以后，仍向本体内部继续充干燥空气，保持一定的空气流通（流通方向为干燥空气→变压器本体→本体外部大气）。进入油箱之前，用测氧仪对本体内部空气含氧量进行检查，确认内部空气中氧气含量达到18%，否则不得进入变压器中或呼吸变压器中的气体。进入器身检查的人员，应穿防油的干净鞋，并注意防滑。衣服应穿清洁的专用连体服，随身不带与工作无关的物品及有可能掉落的物品，所有工器具应登记，并系白纱带。主要检查以下几个内容（协同试验人员）：
6.6.3.1器身应清洁，铁芯、夹件应无位移，对地绝缘是否良好，铁芯应无多点接地。
6.6.3.2绕组应排列整齐，绝缘层应完好，无缺损、变位现象。
6.6.3.3各绝缘件、紧固件是否有松动。
6.6.3.4绝缘围屏绑扎应牢固，引出线绝缘距离应合格，固定牢固；引线的加包绝缘是否有损伤，接头处是否有松动；引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接应良好。
6.6.3.5分接开关各分接头与线圈的连接是否正确紧固，各分接头应清洁完好。
6.6.3.6检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。
6.6.3.7在器身检查及附件安装期间应控制变压器暴露在空气中的时间，从松开盖板螺栓或打开阀门排气算起，到开始抽真空为止，并按空气相对湿度的情况予以控制。器身在大气中暴露时间：
（1） 器身在大气中暴露时间的计算方法
起始时间由打开密封时算，而终止时间从完成密封并开始抽真空时计算。
（2） 器身在大气中工作时间按下列规定掌握：
a.空气相对湿度小于等于65%,为16h。
b.空气相对湿度大于等于65%,而小于等于75%，为12h。
c.空气相对湿度大于75%,不应开始工作或应立即停止工作。
d.为防止变压器器身受潮，必须选择晴天进行施工，采取注干燥空气的可靠措施。
6.6.3.8若当天附件未安装完或其它原因中断安装工作（如遇上恶劣的天气），可将变压器密封，并充以压力略高于大气压的干燥空气或高纯氮气。在安装工作重新开始之前，必须检查相关温度对应下的气压。如怀疑渗漏，应采用肥皂水或阀门上绑扎塑料袋(如渗漏，气体会将其充胀)等方法将渗漏的地方找到并予处理。然后才能进行下一步的安装工作。
6.6.3.9检查前后，用2500V兆欧表测量铁芯的绝缘电阻（如果制造厂有明确规定的，则根据厂家规定的电压等级选用兆欧表），应满足制造厂相关要求。
6.7附件安装
6.7.1升高座安装
6.7.1.1升高座安装前，应先完成电流互感器的试验。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，无渗油现象。
6.7.1.2安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处。
6.7.1.3电流互感器和升高座的中心应一致。
6.7.1.4绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。
6.7.1.5套管型电流互感器二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，变比与实际相符。
6.7.2套管安装
6.7.2.1套管应经试验合格，并有试验数据。
6.7.2.2用白布擦去瓷套及联结套筒表面的尘土和油污，如有干擦不下的油漆之类沾污物，应用溶剂擦洗，直到全部瓷裙显出本色。
6.7.2.3卸下套管头部的均压环、导电头等零件，擦净并用塑料布包好。细心检查“O”形密封垫圈，如发现损坏或老化而不能保证可靠密封时，必须更换，不能凑合使用。
6.7.2.4用白布球拉擦导管，直到白布上不见脏色，然后用塑料布包好。
6.7.2.5仔细检查瓷套有无裂纹和渗漏，特别是注意瓷套的端头有否裂纹和渗油。
6.7.2.6套管吊装由专业起重工指挥，电气安装工配合。必须严格按照厂家提供的连接工艺进行连接。
6.7.3冷却装置安装
6.7.3.1打开每根冷却器联管，用白布擦拭管内壁，直至不见脏色。清理碟阀阀片和密封槽的油垢及锈迹，检查阀片有无缺陷，关闭和开启是否合乎要求。
6.7.3.2打开冷却器的运输用盖板，检查内部是否清洁和有无锈蚀。
6.7.3.3如能确认冷却器内部清洁，可不用油冲洗。
6.7.3.4按零件编号和安装标志，安装油管、蝶阀、支架和冷却器。最后安装加强杆，并调节冷却器的平行与垂直度。吊装冷却器本体时，必须使用双钩起重法来使之处于直立状态，然后吊到安装位置，与冷却器支架及油管装配。
6.7.4压力释放阀安装
6.7.4.1打开压力释放阀的纸箱进行外观检查，未发现异常，并有出厂试验报告，即可将其安装到其法兰上，但对于未进行启动试验的压力释放阀，应进行启动试验，应具有校验报告。
6.7.4.2压力释放阀及导向装置的安装方向应正确，阀盖和升高座内应清洁，密封良好。
6.7.4.3压力释放装置的触点动作可靠信号确定，触点和回路绝缘良好。
6.7.4.4压力释放装置的电缆引线在继电器处应有滴水弯，电缆孔应封堵完。
6.7.4.5压力释放阀接线盒和（或）信号线中间转接盒须做好防水受潮措施。
6.7.5储油柜安装
6.7.5.1打开储油柜，检查内部是否清洁，如有锈蚀、焊渣、毛刺及其它杂质应彻底清理干净。
6.7.5.2储油柜中的胶囊应完整无破损。对胶囊用充气的办法进行试漏，充气检漏压力按制造厂规定执行，胶囊应舒展，保持30min无失压现象，胶囊沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏。
6.7.5.3检查指针式油位表浮球位置与油表指针读数相对应，浮球沉浮自如，油位表动作应灵活，油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。
6.7.5.4吊装储油柜支架，用螺栓紧固在油箱顶上，再把储油柜安装在支架上。
6.7.5.5安装吸湿式呼吸器连管，连管的下端安装呼吸器。呼吸器中的储运密封圈必须拆除，呼吸器与储油柜间的连接管的密封应良好，管道应通畅，吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上或按产品的技术要求进行。
6.7.5.6在储油柜下部的蝶阀上，连接气体继电器管路及安装气体继电器。
6.7.5.7在储油柜的集污盒上，安装排气管路，注油管路和排油管路，并在它们的下端分别配上相应的截止阀。
6.7.6温度计安装
6.7.6.1温度计安装前已进行校验和整定,信号接点动作可靠，导通良好。
6.7.6.2绕组温度计应根据制造厂的规定进行整定。
6.7.6.3信号温度计测温电阻的座管内注满变压器油，拧紧测温电阻的安装螺母，并使座管处于密封状态，密封良好，闲置的温度计座管也应注满变压器油密封，不得进水。按照制造厂规定的位置固定信号温度计的表头和金属软管，信号温度计的细金属软管不得有压偏、拆弯和拆弯现象，弯曲自然，弯曲半径不得小于50mm。
6.8油处理
6.8.1安装前新油应使用滤油机将油处理合格。在注油之前，提交油试验报告，油样合格后才允许将油注入油箱。
6.8.2油的一般性能分析可依据出厂资料，安装现场可不再进行。但下列几项指标必须提供现场各油罐的实测数据：
1）击穿强度（220kV）： 40kV/2.5mm；
2）含水量（220kV）：≤15ppm,；
3）介质损耗（220kV）：tgδ(90℃)≤0.5%。
6.9真空注油
6.9.1注入油温度掌握在40～60℃（真空滤油机出口平均油温），注油速度控制在约4～5 t/h。
6.9.2注油前，对变压器本体进行抽真空，要求真空度达到133Pa以下，并保持至少8h；注油时，真空泵继续开动，保持真空度小于133Pa；通向油箱的阀门也保持与抽真空时相同，以便所有附件连同本体一起注油。必须用真空滤油机注油，油从油箱下部的注油阀注入，直至油位高出相应温度油位的10%停止注油，关闭胶囊内外连通阀，使用呼吸器入口破真空。
6.9.3在向储油柜注油时，要防止放气塞被胶囊阻挡。
6.10热油循环
变压器真空注油后必须进行热油循环，热油循环工艺应按照产品说明书要求进行，无特别说明时应符合下列规定：
1）热油循环前，应对油管抽真空，将油管中空气抽干净。
2）关闭冷却器与本体之间的阀门，打开油箱与储油柜之间蝶阀，将油从油箱下排出，经真空滤油机加热到65℃±5℃，再从油箱的上部回到油箱。每4h打开一组冷却器运行10min，这样周而复始，进行热油循环。
3）热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度，应控制在65℃±5℃范围内。当环境温度全天平均低于15℃时，应对油箱采取保温措施。
4）热油循环应符合下列条件，方可结束：
a热油循环时间不少于24h；
b变压器绝缘油试验合格。
5）热油循环结束后，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。
6.11整体密封检查及静置排气
整体密封检查方法可通过从储油柜的呼吸器接口处充干燥空气或氮气进行，其压力为0.02Mpa（由于储油柜的油重关系，试验压力应低与从箱顶注入的压力），试验持续时间为24h应无渗漏。密封试验时，为避免压力释放阀误动作，应在压力释放阀上安装临时闭锁压板。注油完毕后，在施加电压之前，变压器应静置，时间不少于48h，在此期间应利用所有放气塞放气。
七、质量工艺标准及强制性条文
7.1变压器安装质量控制标准
变压器本体安装验收质量标准如下：
工序 检验项目 性质 单位 质量标准 备注
基
础
安
装 预埋件 按设计规定
基础水平误差 mm ＜5mm
轨道间距误差 /
就
位
前
检
查 密封
性能 充气运输气体压力 0.01Mpa～0.03MPa
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 /
制动器安装 /
支墩与变压器及预埋件连接 牢固
本体接地 主要 牢固，导通良好
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
变压器附件安装验收质量标准如下：
工序 检验项目 性质 单位 质量标准 备注
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 牢固，无渗漏油
放气塞 升高座最高处
安装位置 正确
绝缘筒装配 正确，不影响套管穿入
法兰连接 紧密
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
220kV 应力锥
在均压罩内，深度合适
500kV 均压球 /
等电位铜片 /
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
有载调
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
内部检查 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
7.2 在安装过程中及时做好变压器安装的现场见证点及验评、签证记录等，验收节点详见《施工质量验收范围划分表》。
7.3需执行的工程建设标准强制性条文
7.3.1当含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。
7.3.2 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。
7.3.4 变压器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入试运行。检查项目如下：
1）本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油.
2）接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠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可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；套管顶部结构的接触及密封应良好。
3）分接头的位置应符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。
4）变压器的全部电气试验应合格；保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。
7.4 常见的质量通病及预防措施
序号 常见质量问题（通病） 控制预防措施
1 法兰面漏油 法兰面密封垫圈应饱满、富有弹性，尽可能全部更换成新垫圈；法兰面必须擦净，无异物；法兰面螺栓对称紧固，力矩值达到要求；检查本体油箱上的法兰面（孔）是否存在裂纹。
2 油箱、冷却装置、油管路等焊缝处漏油 安装前检查焊缝有无存在裂缝、砂眼等，有凝问时进行密封试验（内部充干燥气体，表面涂肥皂水检测）。
3 油管路蝶阀未全部开启，导致油循环冷却存在死区 在变压器附件安装前、安装过程中和变压器投入运行前对蝶阀、阀门的开启进行一次系统的检查，确保蝶阀、阀门开启灵活，密封良好；蝶阀的锁紧装置必须完好，以免油在循环过程中的冲力使蝶阀自动关合。
4 测量绕组连同套管的介损值超标 擦净套管表面。
7.5完成一道工序后，需经监理、建管处验收合格后方可进行下道工序的安装。
八、安全技术措施
8.1 所有施工人员在施工前必须经过安全技术交底，并在交底单上签字，没有经过安全技术交底的人员不能进行施工。
8.2安装现场和其它施工现场应有明显的分界标志，变压器安装人员和其它施工人员互不干扰。
8.3起重工作区域内无关人员不得停留或通过，在伸臂及吊物的下方严禁任何人员通过或逗留。
8.4起重和搬运应按有关规定和产品说明书规定进行，防止在起重和搬运中设备损坏和人员受伤。
8.5充氮变压器未经充分排氮（至少30分钟），严禁工作人员入内。
8.6变压器本体油箱内氧气含量少于18％，工作人员不得进入。
8.7进行变压器内部检查时，通风和照明必须良好，并设专人监护，工作人员应穿无钮扣，无口袋的工作服，电工鞋，带入的工具必须拴绳，清点，严防工具及杂物遗留在变压器内。
8.8吊装作业必须办理工作票。
8.9起吊物应绑牢。吊钩悬挂点应与吊物的重心在同一垂直线上，吊钩钢丝绳应保持垂直，严禁偏拉斜吊。落钩时应防止吊物局部着地引起吊绳偏斜。吊物未固定时严禁松钩。
8.10高空拆卸，装配零件，必须不得少于二人配合进行。
8.11上下传递物件，必须系绳传递，严禁抛掷。
8.12应做好防风沙、防雨、防寒保温等准备措施。
8.13现场配备相应消防器材。
九、安全、文明及绿色施工措施
9.1、所有施工作业人员必须进行体检和三级安全教育合格后才能上岗，特殊工种必须持有效证件才能上岗，安装前必须对所有作业人员进行详细的安全技术交底并签字。
9.2、严格遵守公司制定的安全规定，坚持每天开好站班会，确保施工安全。
进入施工现场应戴好安全帽，高空作业应系好安全带，安全带应系在上部牢固可靠处。
9.3、脚手架应搭设合格，并经验收挂牌后方可使用，任何人不得擅自改动脚手架，脚手架上工具及安装材料应固定牢固可靠，且不得超过270kg/m2。
9.4使用梯子时，禁止把梯子靠在绝缘子上，要使用人字梯，并且有防倾斜措施。
9.5使用电动工具必须严格遵守操作规程，并有防触电措施。
9.6吊装前应先检查吊具合格，钢丝绳、吊带无断股现象。
9.7起重工作应有专职起重工指挥，并有统一规范的信号，严禁戴手套指挥。
9.8、所有设备及附件开箱时，小心谨慎、配合一致，以免损坏设备。开箱后，及时清理遗落下的铁丁，铁丝及其他杂物。
9.9废油等用专用容器回收，不得随意排放。
9.10安装完成后，对温度计等易损设备表面用柔软物包裹，防止设备损坏。
9.11安装完成后，加强对法兰面、阀门等易渗漏油处的观察，如有渗漏油现象，及时查找原因进行处理。
9.12安装完成后，在变压器周围搭设专用围栏保护，防止设备损坏。
9.13施工时废料合理摆放，并及时进行回收处理。
9.14加强管理，做好成品保护措施。施工现场保持清洁干净，做到工完料尽随手清。
9.15材料节约：图纸会审时，应审核节材与材料资源利用的相关内容，努力降低材料损耗率，根据施工进度、库存情况等合理安排材料的采购、进场时间和批次，减少库存，现场材料堆放有序。储存环境适宜，措施得当。保管制度健全，责任落实。材料运输工具适宜，装卸方法得当，防止损坏和遗洒。根据现场平面布置情况就近卸载，避免和减少二次搬运。
9.16水资源节约：施工中采用先进的节水施工工艺。如提高管路、锅炉清洁度，减少冲洗水用量等。施工现场喷洒路面、绿化浇灌不宜使用市政自来水。根据施工总平要求,合理布置用水接口,对各用水接口应采取相应的隔离措施，管径合理、管路简捷，采取有效措施减少管网和用水器具的漏损。各施工用水管线应按设计深度要求埋入地下并在地面做好管线标识，尽量避免因施工开挖、大件设备倒运等原因引起的管线破裂而造成漏水浪费；
9.17能源节约：优先使用国家、行业推荐的节能、高效、环保的施工设备和机具。加强对施工设备和机具的管理、使用和维护。选择功率与负载相匹配的施工机械设备，避免大功率施工机械设备低负载长时间运行。机电安装可采用节电型机械设备，如逆变式电焊机和能耗低、效率高的手持电动工具等，以利节电。机械设备宜使用节能型油料添加剂，在可能的情况下，考虑回收利用，节约油量。
9.18土地资源节约：要求临时用地平面布置合理、紧凑，在满足环境、职业健康与安全及文明施工要求的前提下尽可能减少废弃地和死角，临时设施占地面积有效利用率大于90%；利用和保护施工用地范围内原有绿色植被。对于施工周期较长的现场，可按建筑永久绿化的要求，安排场地新建绿化。
1 适用范围
本方案适用于北海炼油异地改造石油化工项目总变配电所（110kV)两台110kV电力变压器的电气安装施工。
2 工程概述及编制依据
2.1 工程概述
2.1.1北海炼油异地改造石油化工项目总变配电所（110kV)是中石化北海分公司建设项目之一，其中两台110kV电力变压器为现场区域变电所提供电源。
2.1.2设计单位：中国石化集团洛阳石油化工工程公司。
2.1.3监理单位：广东国信工程监理有限公司。
2.1.4施工单位：中国石化集团第四建设公司。
2.1.5设备生产单位：福州天宇电气股份有限公司。
2.2 编制依据
2.2.1《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》 GBJ147-90。
2.2.2《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》 GBJ148-90。
2.2.3《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》 GBJ149-90。
2.2.10《石油化工建设工程项目交工技术文件规定》SH/T3503-20XX。
2.2.11《电气装置安装工程质量检验评定规程》DL/T5161-20XX。
2.2.12 《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-20XX。
2.2.13中国石化集团洛阳石油化工工程公司提供的设计图纸及相关资料。
2.2.14北海炼油异地改造石油化工项目部有关安全质量管理的规定。
3 主要工程量
油浸自冷有载调压电力变压器SSZ10-63000/110 110/38.5/10.5kV 63MVA 2台
4 施工程序
5施工方法及保证措施
5.1 施工准备：
5.1.1与起重专业一起确认吊车及设备进出厂的路线是否通畅，有妨碍的围墙管线、绿化带等提前清除，车辆经过的电缆沟加盖道路板进行防护。不具备吊车吊装条件的，需搭设专用支架进行吊装。
5.1.2在每一处工作区域周围增加隔离防护（警戒绳或脚手架护栏），并经甲方、安全部门确认，施工人员施工过程中严禁未经允许跨隔离工作。
5.1.3确定好每一处工作的人员
5.1.4准备好安装需要的工具设备。
5.1.5土建基础完工经检验合格后，方可进行变压器主体就位。
5.1.6清理变压器安装时所用的场地，平整地面将其压实。
5.1.7准备好施工用的电源。
5.1.8工程开工前，组织相关人员，合理分工，并通知厂家来人指导安装。
5.2 到货验收：
5.2.1与制造厂家、甲方共同验收。
5.2.2检查变压器主体及附件在运输车上有无移位，碰撞现象，并作好记录。
5.2.3带油运输的变压器检查有无渗漏及油面高度下降，并作记录。
5.2.4检查附件包装有无破损、丢失现象，若有问题，须作好记录。
5.2.5按装箱清单，查对箱内零件，部件是否与清单相符。
5.2.6查对出厂文件及技术资料，合格证书是否齐全。
5.2.7检查冲撞仪，并做好记录。
5.2.8设备外观检查：
5.2.8．1检查油箱密封是否良好，对于充气的气体压力应保持正压。
5.2.8.2检查箱底运输挡板的焊缝有无崩裂，箱体在运输就位时有无变形。
5.2.8．3检查安装附件有无变形损坏。
5.2.8．4检查套管的瓷裙是否完好无损，有无渗漏现象。
5.2.8．5检查气体继电器、压力释放阀、测温装置、风扇电机是否破损。
5.3 变压器吊运：
5.3.1吊车选择：根据厂家提供的资料，变压器总重71.5吨、油重18吨、附件重17.5吨、器身35吨、宽5.3米、长7.2米；单件最重53吨，和现场的情况分析，选用200T吊车。
5.3.2吊车在1A变压器基础西侧（在事故储油池位置）支腿，对于1A和1B的变压器都在可吊装范围，。
5.3.3吊车支腿时注意水井及电缆沟。
5.3.4由于地面是松质软土，吊车支腿下放好道木及钢板，以防止地面下沉。
5.3.5在施工范围区域用警界绳围起。
5.3.6将吊车吊臂旋转半径限制在警界绳范围内
5.3.7在专业起重工的配合下进行施工。
5.3.8由于要安装的变压器周围有建筑物，所以一定注意吊车起吊时与周围建筑物的有效距离。
5.3.9变压器本体就位后，先固定好，再进行附件的安装。
5.4 变压器器身检查（当冲撞记录超过3g时，经制造厂、总承包及监理确认情况下）：
5.4.1过滤好足够的绝缘油（在绝缘油过滤、注入油罐时，须防止混入杂质和空气污染及潮气、雨水）。
5.4.2由于运输中产生问题需要全面检查及排除故障时，须吊除上节油箱，进行器身检查。
5.4.3起吊上节油箱时，应先拆除调压开关的操动杆，并记好相序，以便安装，有载调压变压器，按开关使用说明书拆除引线。
5.4.5拆除变压器器身上的套管式电流互感器，须先拆除与油箱上线盒连接引线，并作好标志，以便复装。
5.4.6准备好起吊设备和材料，及器身检查时的人员分工。
5.4.7起吊上节油箱必须保持平衡起吊。
5.4.8器身检查的条件及注意事项；
5.4.9在室外检查时，不许在阴雨、下雪、风沙天气中进行，有防尘措施。
5.4.10器身检查工具必须檫洗干净，并专人登记使用情况，保证油箱内清洁。
5.4.11器身检查时，环境温度不低于5℃，器身温度高于环境温度。
5.4.12器身在空气中暴露时间，从开始放油开始计时，按以下执行；
a．相对湿度不大于65﹪时，不超过14小时。
b．相对湿度不大于75﹪时，不超过10小时。
C．当器身温度高于空气温度时，可延长2小时。
5.4.13线圈引出线不得任意弯折，须保持原安装位置。
5.4.14器身检查内容；
5.4.14.1检查铁芯、器身、线圈有无移位，变形及松动。
5.4.14.2检查引线有无破损、变形及绝缘包扎是否松散、引线位置是否正确和根部绝缘是否良好及绝缘距离是否正确。
5.4.14.3检查铁芯、夹件、压板接地情况是否良好。
5.4.14.4检查所有紧固件、压钉及胶木锁紧螺母和支架夹紧螺栓是否紧固。
5.4.14.5检查分接开关是否触头是否良好，三相触头位置是否一致。
5.4.14.6检查油箱内壁及箱壁屏蔽装置有无杂物等与变压器无关物品，并檫洗干净。
5.4.15器身检查的试验
5.4.15.1测量铁芯是否一点接地。
5.4.15.2测量穿芯螺杆对铁芯、夹件的绝缘电阻。
5.4.15.3测量有载开关调压的动作程序（按说明书进行）。
5.4.15.4测量屏蔽板有无悬浮及接地情况。
5.4.15.5在器身检查放完油后，应先装上由于运输超限拆卸的下节油箱上的所有阀门，及需要封闭的法兰阀门。
5.5 变压器附件组装及注油：
5.5.1组装前的准备工作
5.5.1.1须严格清理所有附件，檫洗干净，并用合格的油冲洗与变压器直接接触的组件及冲洗冷却器（散热器）、储油柜、䯼油管、升座等。
5.5.1.2检查各连接法兰口是否清洁及密封衬垫是否完全光洁。
5.5.1.3测量套管式电流互感器，绝缘电阻，变比及极性是否与铭牌及技术文件相符合。
5.5.1.4参照电容式套管说明书，测量套管性能指标。
5.5.1.5参照温度计使用说明书，整定温度限值。
5.5.1.6参照气体继电器使用说明书，完整信号动作整定值。（气体继电器须经有关部门鉴定才可安装）
5.5.1.7参照释压器使用说明书，检查动作接点和复位情况。
5.5.1.8参照储油柜使用说明书，给油表管内加油。
5.5.1.9上述准备工作可在之前进行以便能及时安装整体。
5.5.2安装程序流程；
根据现场实际情况，编排以下流程，如无特殊情况应按以下流程表顺序进行整体组装，安装时各法兰口应均匀受力。
5.5.2.1整体组装流程表
序号 流 程 工 作 内 容
1 分接开关操动杆 利用套管安装孔，观察操动杆是否正确进入安装位置，检查三相指示位置是否一致，装上螺钉及防雨罩。
2 升高座（套管式电流互感器） 按照总装图对应位置标号，方向及相序安装，并预先盘好变压器线圈引线，以便安装套管。
3 导油管路 按总装图和导油管编号安装，不得随意更换其它铜管，同时装上导油管用闸阀和密封端法兰口。
4 储油柜 参照储油管安装说明书，安装油表及联管和隔膜袋，吸湿器及联管。将储油柜垫高，使其油箱到储油柜端联管有1-1.5﹪的倾斜度。
5 套管 参照套管使用说明书有关规定进行吊装。引线根部和接线柱根部不得扭曲打折。
6 冷却器 在规定位置上吊装散热器，防止相互碰撞，并不得采用硬力安装以免拉伤散热器造成漏油。
7 净油器 参照净油器安装使用说明书进行安装并按照说明书中方法给净油器加油，静放及排污。此时净油器上下联管蝶阀应关闭。
8 下联管 升高座带有下联管，应通过小联管接通高座与瓦斯继电器联管。装有载调压开关的变压器，应把调压开关油箱上注油管引至下节油箱处，连接端口应装置阀门。带有集气盒的储油柜，应把放气管引到下面，并装有阀门，同时安装储油柜注油管路。
5.5.2.2其它附件安装参照出厂文件中的拆卸明细表一览。
5.5.3注油（注油前一定确认油品滤油处理合格及试验合格）
5.5.3.1按上述第4和5项规定，当日完成器身检查和整体复装的变压器应在复装完成后，立即进行注油。
5.5.3.2带有载调压开关的变压器，应随变压器同时放出调压开关内绝缘油，并同时连接好有载调压开关注油管，以便同主体同时注油。
5.5.3.3关闭储油柜、净油器、有载调压开关油枕处蝶阀，其它阀门处开启位置。
5.5.3.4在下节油箱Φ80闸阀处装置注油管路，通过滤油机接至油罐。
5.5.3.5注意油箱的油须加温到50-60℃为宜，注油速度为4t/h，注油时绝缘电阻不应有明显下降，否则应放慢进油速度。
5.5.3.6注油至离箱盖约100mm时，停止注油，同时给有载调压开关油箱注入合格的绝缘油。
5.5.4补充注油及静放
5.5.4.1在油箱顶Φ50蝶阀处装置进行补充注油。
5.5.4.2安装气体继电器同时打开储油柜、净油器及其它应投入运行的闸阀、蝶阀，并检查处开启状态后定位。
5.5.4.3拆除有载调压开关油箱与变压器油箱连接用U型管，并密封好此处法兰。
5.5.4.4补充注油，同时按油箱上升高度逐步打开升高座、导油管，冷却器集油盒、储油柜等最高位置放气塞，进行排气，出油后既旋紧放气塞。
5.5.4.5注油至储油柜相应的油表高度，同时给有载调压开关油枕注油到相应的油位高度。
5.5.4.6检查油箱有无漏油现象。
5.5.4.7静放时间，从补充注油结实后算起，不得少于24小时，在这期间应多次放气。
5.5.5其它组件安装
5.5.5.1按出厂文件中《控制线路安装图》设置控制回路。
5.5.5.2按出厂文件中《电器控制原理图、施工图》连接控制回路。
5.5.5.3给温度计座内注入油后，安装温度计。
5.5.5.4安装有载调压开关水平轴和垂直轴，按使用说明书调整正反圈数相限位性能是否灵敏，同时连接远程显示装置。
5.5.6安装后变压器本体及附件检查确认；
5.5.6．1本体及附件装配齐全，完好无缺，各相的相色和标志正确。
5.5.6．2油箱和所有附件无渗漏现象，并擦试干净。
5.5.6．3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之内。
5.5.6．4开动冷却装置，控制回路正确无误。
5.5.6．5气体继电器安装方向正确无误，充油正常。
5.5.6．6吸湿型呼吸器内的变色硅胶处于基本装满状态，油杯清洁。
5.5.6．7有载开关操作灵活，分接位置指示准确。
5.5.6．8铁芯、油箱及套管地屏的接地片齐全，并可靠接地。
5.5.6．9套管型电流互感器未接负载的端子已可靠接地。
5.6 试验前的检查工作和交接试验：
5.6.1检查前的准备；
5.6.1.1检查分接开关位置、三相是否一致，检查快速机构，操动箱及远程显示器，动作数据是否一致。
5.6.1.2检查变压器外部空间绝缘距离，应符合规范要求。
5.6.1.3检查储油柜油面高度，有无假油位。
5.6.1.4检查接地系统是否可靠正确。
5.6.1.5检查铁芯接地，必须保证一点接地，不能形成回路。
5.6.1.6检查油箱是否可靠接地。
5.6.1.7检查应投入运行组件阀门，是否呈开启位置（事故放油阀除外），须再次排气（如气体继电器、升高座等）
5.6.2交接试验
5.6.2.1测量绕组连同套管的绝缘电阻、极化指数。
5.6.2.2测量绕组连同套管和套管单独的tgδ。
5.6.2.3测量绕组的直流电阻。
5.6.2.4校验绕组所有分接位置的电压比。
5.6.2.5测量铁芯对地的绝缘电阻。
5.6.2.6密封试验。
5.6.2.7绝缘油试验。
5.6.2.7绕组连同套管的交流耐压试验。
5.6.2.7调压开关的检查和试验。
5.7 投入运行前的检查及空载冲击合闸：
5.7.1运行前检查；
5.7.1.1检查变压器中性点是否可靠接地（冲击时应直接接地）。
5.7.1.2检查继电器保护，如气体继电器、温度计、压力释放器及套管式电流互感器测量回路、保护回路与控制回路接线是否正确，必要时进行短路联动试验。
5.7.1.3检查套管式电流互感器不带负荷侧是否已短路，不允许开路运行。
5.7.1.4检查储油柜与主体是否畅通。
5.7.1.5重复5.5.1项的检查工作。
5.7.1.6空载冲击合闸时，气体继电器信号接点，应并入重瓦斯动作接点上。
5.7.2空载试验；
5.7.2.1在上述检查和试验项目符合要求时，方可进行试验。
5.7.2.2在相关试验完成情况下，进行空载冲击试验。
5.7.3空载冲击试验
5.7.3.1检查变压器接地点是否可靠接地。
5.7.3.2冲击合闸电压值不超过额定电压，合闸次数最多为5次。
5.8 起重作业中主要相关人员注意事项：
5.8.1起重机司机（起重操作人员）应遵守以下规定；
1）必须按指挥人员所发出的指挥信号进行操作；对紧急停车信号不论由何人发出，均应立即执行。
2）当起重臂、吊钩或吊物下有人、吊物上有人或浮置物时不得进行起重作业。
3）无法看清楚场地、吊物情况和指挥信号时应停止进行起重操作。
4）在停工和休息时，不得将吊物、吊具和吊索悬吊在空中。
5.8.2起重工应遵守以下规定：
1）听从指挥人员的指挥，并及时报告险情。
2）禁止随吊物起吊或在吊钩、吊物下停留：因特殊情况进入悬吊物下方时，必须事先与指挥人员和起重机司机（起重操作人员）联系，并设置支撑装置；不得停留在起重机运行轨道上。
6 HSE保障措施
6.1电气施工HSE组织机构
6.1 进入现场的施工人员应遵守下列规定：
6.1.1工作人员进入现场时应劳保着装，戴安全帽，高处作业要系安全带。
6.1.2 不得从事与工作无关的事情；
6.1.3 严禁乱动他人操作的机械设备；
6.1.4 行走应注意周围环境及机具车辆；
6.1.5 严禁从高处向下抛掷工具 、材料等物品；
6.1.6 禁止烟火的地方严禁吸烟；
6.1.7 工作时不得打闹；
6.1.8 严禁酒后上岗；
6.1.9 严格遵守公司“一岗一责”制。
6.1.10 冬、雨季施工要执行相应的冬、雨季施工措施。
6.1.11 变压器等较重设备吊运时，应有起重工配合，起吊绳必须置于专用吊耳上。搬运时应有足够数量人员，并有专人指挥。滚杠置入时，手脚应远离滚杠。以防碰伤手脚及损坏设备。滚杠轻拿轻放，以免损坏地面。
6.1.12 所有电动施工机具必须可靠接地。手提电动工具必须加装触电保安器。高速运转机具前方不得站人，以防止人身事故的发生。
6.1.13 高处作业上下传递器具应用传递绳、工具袋，不得抛扔。
6.1.14使用梯子时，梯子应放置平稳，夹角60－70度。下面必须设专人扶梯。
6.1.15 所搭的作业脚手架必须经过安全部门检查确认合格以后方可使用。
6.1.16施工人员应严格遵守公司及生产单位有关安全规定，工作前应办理相应的工作票。
6.2电气施工HSE组织机构
7 质量保证措施
7.1施工前清楚施工现场的环境，清楚现场及作业内容。
7.2熟悉设计图纸，发现问题及时汇报更改。
7.3密切与业主及承包商配合。
7.4严格执行质量报检制度，填写好施工原始记录。
7.5做好现场文明施工，做到工完料净场地清。
7.6 严格把好材料质量关，不合格的材料严禁进入现场。
7.7 电工、电焊工等特殊工种施工人员需持证上岗。
7.8 加强工序质量控制和中间验收，认真组织班组进行质量自检和工序间质量检查，及时发现并消除质量缺陷，防止不合格品进入下一道工序，同时对于质量通病要认真分析原因，制订防范措施。
7.9 质量管理组织机构
8 主要施工机具
8.1吊车 80吨
8.2托车 50吨
8.3倒链 5吨
8.4撬棍 4根
8.5活扳手 5把
8.6塑料桶 2个
8.8兆欧表2500V 1块
8.9万用表 1块
8.10干净白布 10米
8.11电源盘 1个
8.12滤油机 1套