主变安装施工方案

2017年4月

*************330kV

升压站建设工程2#主变安装施工方案

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批 准： 年 月 日 审 核： 年 月 日

编 写： 年 月 日

一丶编制依据

1.《电气装置安装工程质量检验及评定规程》（DL/T5161.1～5161.17-2016）

2.《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》 （GB50147-2016） 3.《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》(GB50148－2016)

4.《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》（GB50149-2016） 5.定边县公布井光伏园区330KV升压站建设工程管理单位《工程建设管理纲要》

6.标准工艺图册--2017 变电电气工程

7.定边县公布井光伏园区330KV升压站建设工程施工设计组织 8.定边县公布井光伏园区330KV升压站建设工程施工合同

9.定边县公布井光伏园区330KV升压站建设工程电气部分设计施工图纸 二丶工程概况 1.工程设计特点

************330KV升压站为新建工程，站址位于位于**************约1公里处,距离县城约28公里，位于光伏园区东南侧。土地性质为建设用地，站址总征地面积为2.3231公顷（34.85亩），围墙内用地1.9567公顷（29.35亩），进站道路用地面积0.1297（1.95亩），其他用地0.2367公顷（3.55亩）。

2.建设规模 （一）主变

本期主变容量1×360MVA,远期主变容量3×360MVA。 （二）光纤通信

建设**330kV变~330kV升压站SDH-2.5/622Mb/s光纤通信电路。 （三）电力系统一次

1.***********330kV升压站接入系统方案 以1回330kV线路接入330kV变电站。 2.*******330kV升压站工程规模

（1）主变压器：本期容量为1×360MVA，远期容量为3×360MVA，调压方

式选为有载调压，电压变比为电压比为345+-8*1.25%/121/35KV采用常规阻抗变压器。

（2）330KV出线：本期出线1回，远期出线2回。 （3）110KV出线：本期5回，远期出线12回。

（4）电气主接线：公布井330KV升压站330KV侧电气主接线本、远期均采用单母线接线，110KV侧主接线本期采用单母线分段接线，远期采用单母线三分段接线，35KV侧电气主接线采用单母线单元接线。

（5）无功补偿装置本远期每台主变低压侧装设2×30Mvar电容器和1×15Mvar电抗器;

(四） 电力系统二次

1.系统继电保护及安全稳定控制装置 (1 ) 330kV线路保护配置

****330kV升压站〜变330kV线路。每回330kV线路 配置2套光纤分相电流差动保护，每套保护含有完整的后备保护 功能，保护信号均采用专用及复用2M光纤通道。

*******330kV升压站本期llOkV出线6回，每回llOkV线 路出线侧各配置1套光纤电流差动保护，每套保护含有完整的后 备保护功能，保护信号均采用专用光纤通道。

(2)**********330kV升压站采用单母线接线，本期配置2套母 差保护装置。llOkV采用单母线分段接线，本期配置2套母线保 护。上述母线保护含失灵保护功能。

**********330kV升压站本期llOkV出线6回，均采用检同期检 无压重合闸方式，每回llOkV出线侧均装设线路电压互感器。

(3)***********330kV升压站330kV系统和110kV系统各配置1 台故障录波装置。

(5)************330kV升压站本工程不需配置独立的保护信息录 波管理子站，站保护信息及录波信息经II区数据通信网关传送至 各级调度中心主站系统。

(6 )根据设计院初步的计算和分析说明，本工程接入系统存在暂态稳定问题，需要在该区域相关变电站装设稳控系统，本期 预留周边相关站稳控策略改造和**稳控策略联调费用。

2 .调度自动化

(1 )****330kV升压站及330kV送出线路由陕西省调调度， 远动信息直送

陕西省调及揄林调，远动信息传输至相关调度端采 用双平面调度数据网络。

(2)公布井330kV升压站本期拟采用计算机监控系统，丨区

数据通信网关机双台配置，含图形网关机功能，II区数据通信网 关、III/VI区数据通信网关各配置1台。

(3)***330kV升压站配置1套电能量采集器，采用调度 数据网络传输至各级调度中心。330kV线路两侧、llOkV出线、主 变三侧均按主/备表配置，精度均为0.2S级。外接电源站用变高 压侧为计量关口点配置主副0.5S级电子式电度表，其他站用变配 置单表。

(4)******330kV升压站配置1套同步相量测量装置。采 用调度数据网络传送至相关调度主站系统。

(5)*****330kV升压站按接入节点配置2台调度数据网接 入设备，分别接入调度数据网1和网2,每台路由器均2点接入。 配置1套二次系统安全防护设备，按双平面调度数据网实时VPN 和非实时VPN分别配纵向加密认证装置，在安全区I、n、III间 设防火墙和正反向隔离装置。

(6)配置电能质量在线监测装置1套。 (7)配置OMS协议转换器及专用终端1套。 3.系统通信和光纤通信工程 (1 )电路建设及组网方案

建设***330kV变〜**330kV升压站SDH-2.5G/622M b/s光 纤通信电路，采用ASON/MSTP制式，1 + 1传输配置；电路分别接入 陕西省光纤传输ASON网和MSTP网，由此构成公布井330kV升压站

至调度端的主、备用通道和本工程新建330kV线路的保护通道。 (2)在****330kV升压站配置1套2.5Gb/s光传输设备， 配置SDH-2.5Gb/s光接口板2块对定边330kV变，接入陕西省光纤 传输ASON网；为本期110W出线预留SDH-622Mb/s光接口板3 块（双光口）。 在***330kV升压站配置1套光传输设备配置SDH-2.5Gb/s 光接口板2块对定边330kV变，接入陕西省光纤传输MSTP网；为 本期llOkV出线预留SDH-622Mb/s光接口板3块（双光口）。 (4)在330kV升压站配置1套用户容量为48线的系 统调度程控交换机，接入*8*电力调度交换网。

(5)在330k V升压站通信电源系统2套含免维护蓄电 池组。 (五）变电工程 1.电气一次部分

主变压器选用三相有载调压自耦变压器，户外布置于330kV 配电装置和llOkV配电装置之间，位于站区中部。330kV配电装 置采用悬吊管型母线户外中型布置，位于站区南侧，向南架空出 线；330kV断路器选用SF6罐式断路器，附套管式电流互感器，隔 离开关选用三柱水平旋转式隔离开关、单柱垂直伸缩式隔离开关 及水平旋转式组合隔离开关。电压互感器采用电容式电压互感器。 llOkV配电装置采用户外HGIS设备，位于站区北侧，向北架空出线。电压互感器采用电容式电压互感器。35kV配电装置采用户内 高压开关柜单列布置，配置SF6断路器、树脂浇注型电流互感器， 位于330kV配电装置和llOkV配电装置之间。避雷器均采用金属 氧化物避雷器。

2.电气二次部分

(1)计算机监控系统

***变计算机监控系统按照常规综合自动化变电站设计， 本期按照有人值班设计。变电站自动化系统采用开放式分层分布 式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控 层设备按变电站远景规模配置，间隔层测控及网络设备按本期规 模配置。

(2)元件保护

变压器电量保护按双重化配置，非电量保护单套配置，每套 保护均具有完整的后备保护功能。主变压器配置专用录波装置。

(3)直流及UPS系统

***变电站本期配置直流系统、UPS电源系统，UPS不单 独配置蓄电池。 直流系统配置2组400Ah阀控式密封铅酸蓄电池，3套高频 开关电源充电装置。直流系统采用两段单母线接线，设联络开关， 主分屏两级供电方式。

(4)时间同步系统

**变配置1套公用时间同步系统，主时钟双重化配置， 支持北斗系统和GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统。 站控层采用SNTP对时方式，间隔层采用IRIG—B对时方式，对时 精度应满足同步相量测量装置的精度要求。

(5)辅助控制

全站配置1套智能辅助控制系统，实现图像监视及安全警卫、 火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动 控制。

(6)二次设备布置

站控层、间隔层设备及保护设备均布置主控通信楼内，35kV 采用保护测控一体化装置就地下放分散布置于配电室。

三丶作业准备 1.施工组织机构 项目经理：

3.2人员配备

项目经理 技术负施工负质量员 工序名称 工安全员负责造价员 作人数 人数 4 1 2 4 8 2 1 1 1 1 1 1 监 资料员护人数 1 1 1 1 1 1 施工前准备 电气安装班组 主变本体就位检查（厂家负责就位） 附件开箱检查及保管 套管及套管CT试验 附件安装及器身检查 油务处理、抽真空、真空注油及热油循环 注:作业人数根据具体工程量规模配备。 3.3主要工具及仪器仪表配置

表3-3主要工具及仪器仪表配置表 序号 1 吊车 16T/25T 名 称 规格/编号 单位 台 数量 1 备注 2 真空滤油机 流量6000L/H以上；真空度≦ 13.3Pa 台 1 3 真空泵 真空度≦13.3Pa 台 1 必要时 4 干燥空气发生器 3.7HMAD5 /min 台 1 5 真空表 0~1000Pa 台 2 6 绝缘电阻表 1000V 、2000V 只 各1 7 万用表 MF500 只 1 8 温湿度计 直径50mm 只 1 9 抽真空注油软管 ｍ 适量 10 力矩扳手 50~200、200~500N.m 2T、3T 套 各1 11 尼龙吊绳 副 各2 12 链条葫芦 1T、5T 个 各1 13 专用钢丝绳 5T 对 1 必要时 14 15 干燥空气（氮气） 交流焊接 露点：≦－４０℃ 380V,18kW 瓶 台 3 2 16 气焊工具 _ 套 1 必要时 17 大油罐 20t/个 个 适量 注：主要工器具及仪器仪表根据具体工程规模配备 4、作业流程 4.1作业（工序）流程

施工前本体就位附件开箱检查套管及套附件检查校油物检查

5、作业方法 5.1施工前准备

附件安装及机身抽真空及热循环（必要整体密封试变压器试验 5.1.1技术资料：设计图纸、 施工规范 、安全措施。

结束 5.1.2人员组织：技术负责人、安装负责人、安全质量负责人和技能人员。 5.1.3机具的准备：按施工要求准备机具，并对其性能及状态进行检查和维护。

5.14施工材料准备：螺栓等。 5.2边缘区、本体到达现场后的检查

5.2.1检查本体外表是否变形、损伤及零件脱落等异常现象，会同厂家、监理公司、建设单位代表检查变压器运输冲击记录仪，记录仪应在变压器就位后方可拆下，冲击加速度应在3g以下，由各方代表签字确认并存档。 5.2.2由于330KV及以上变压器为充干燥空气（氮气）运输，检查本体内的干燥空气（氮气）压力是否为正压（0.01~0.03MPa）并做好记录。变压器就位后，每天专人检查一次做检查记、录。如干燥空气（氮气）有泄漏，要迅速联系变压器的生产厂家技术人员解决问题。

5.2.3就位时检查好基础水平及中心线应符合厂家及设计图纸要求，按设计图核对相序就位，并注意设计图纸所标示的基础中心线有无偏差。本体铭牌参数应于设计的型号、规格相符。

5.2.4为防止雷击故事，就位后应及时进行不少于两点接地，接地应牢固可靠。

5.3附件开箱验收及保管

5.3.1附件开箱验收及保管

5.3.1附件到达现场后，会同监理、业主代表及厂家代表进行开箱检查。对照装箱清单逐项清点，对在检查中发现的附件损坏及漏项，应作好开箱记录，必要时应拍相片被查，各方代表签字确认

5.3.2便要求其（电抗器）本体、有载瓦斯继电器、压力释放阀及温度计应该开箱后尽快送检。

5.3.3将变压器（330kV及以上电压等级）三侧套管竖立在临时支架上，临时支架必须稳固。对套管进行介质损耗因数（简称介损）试验并测量套管电容：对套管升高坐TA进行变比常规试验，合格后待用。竖立起来应该又相应得防潮措施，特别是橡胶型套管不能受潮，否者将影响实验结果。 5.4油务处理

5.4.1变压器（电抗器）绝缘油如果是桶盛装运输到货，则在现场需准备足够大得油罐（足够一台变压器用油）作为净油用。对使用的油罐进行彻底的清洁和检查，如果是使用新的油罐，则必须要彻底对油罐进行彻底除锈，再用新的合格油冲洗。油罐应能密封，在滤油过程中，绝缘油不一直接于外界大气接触，大油罐必须装上呼吸器。

5.4.1大储油罐摆放的场地应无积水，油罐地步需垫实并界定可靠，检查储油罐顶部的封盖及阀门是否密封良好，并用塑料薄膜包好，放置雨水渗漏如储油罐内。

5.4.3油罐道禁止使用镀锌管，可用不锈钢管或是软管，用合格有冲洗干净，于钢管连接接头采用专门的卡子卡固或用多重铁丝扎牢，阀门选用密封性良好的铸钢截止阀。管道系统要进行真空试验，经冲洗干净的管道要严格密封防止污染。

5.4.5绝缘油的交接应提前约定时间景象原油交接。当原油运至现场进行交接时，变压器生产厂家或油供应厂家的合格证明。交接是应检查油的数量是否足够，做好接受检验记录。

5.4.6真空滤油。用压力式滤油机将变压器油注入事先准备好的油罐，再用高真空滤油机进行热油循环处理。油的一般性能分析可依据出厂资料，但各罐油内的有经热油循环处理后试验数据满足有关技术指标，必须提交油的试验报告。注入的绝缘油标准见表6-1

表5-1注入绝缘油标准

项目 电压等级 项目 电压等级（kV） 110 20 ≦15 15 230 ≦10 300 ≦5油电1气强度10 （Kv） 变压≦20 30 00 器油含水20 量（ｍｇ≧≧≧≧／Ｌ） 40 40 50 60 235油中总炔２０；氢１０ ；乙炔油中≦溶解气体０ 含气量0.5 色谱分析 （％）（９０℃） ≦0.5 0.5 ≦0.5 ≦界面张力（２５℃）（ｍＮ/ｍ） ≧３５ 油中含气量（体积分数）（％） 水溶性酸（ＰＨ）（％） 500Kv; ≦1 >5.4 闪电≧１４０（１０号、２５号（闭口）油）；≧１３５（４５号油） （℃） 5.4.7滤油

（1）先将桶装（运油车上）的油用滤油机抽大油罐。原油静置26h后取油样送检；变压器本体、有载绝缘油及到达现场的绝缘油必须分别取样送检。合格就可将油直接注入本体；不合格则开始滤油。

（2）送检的每瓶必须注明工程名称、试验项目、取样地方等，实验项目一半油色谱、微水、耐压、介损、界面张力、（25℃）、含气量（未500kV等级项目）。安装前与安装后的试验项目略有不同。

（3）路由采用单罐的方式进行。确保每罐油的质量都达到标准。 （4）一半变压器油经过真空滤油机循环三次既能达到标准要求，静放规定时间后可取样试验，合格后将油密封保存好待用。

（5）绝缘油处理过程中，油温适宜温度范围是50~55℃，不能超过60℃.放置由于局部过热而使油质变坏。

（6）填写好滤油记录，以作未油物处理过程质量监督依据及被查。 5.5套管升高座安装

（1）吊装升高座、套管安装时，必须使器身暴露在空气中，在作业时需要向变压器邮箱内吹入干燥的空气。

（2）将干燥的空气发生装置连接到变压器邮箱上部或中部阀，吹入干燥的吹入干燥空气的露点必须低于-40℃，并确认无水、锈斑及垃圾。

（3）拆除本体油箱上面套管升高座，猜出器下法兰的封盖并情绪法兰表面及内侧（升高座内的残油用油桶装起，避免洒落污染。）

（5）然后慢慢把升高座吊装在本体法兰上，拿开塑料布，确认变压器本体

法兰于套管升高座上的法兰配合标记，用手拧上螺丝，最后用力矩扳手均匀拧紧螺丝；紧螺丝的过程中对角紧法。

（6）安装过程逐个惊醒，不要同拆下两个或几个本体上升高座的封盖，以免干燥空气量不足，造成变压器器身受潮。

（7）各个电流互感器的叠放顺序要符合设计要求，铭牌朝向油箱外侧，放气塞的位置应在升高座最高处。 5.5.3套管的安装

（1）打开套管包装箱，检查套管瓷件套表面。用1000V绝缘电阻表测量套管绝缘电阻，其阻值应大于1000mΩ.

（2）同时拆除器身套管法兰盖，用干净白布清洁法兰表面，之后给套管上垫圈槽涂上密封剂，确认套管油位表的方向，慢慢地用吊车把套管吊起放入升高座内，注意在套管法兰与升高座对接是要防止套管下部瓷套与套管升高座法兰相碰；安装时不要同时打开两个或几个封盖。

（3）套管吊装完后的内部导线连接等工作有生产厂家的现在技术人员完成，施工单位协助。内部连接可选择在变压器内部检查是一同进行。 （4）套管就位后油标和铭牌向外（使运行时便于观察），紧固套管法兰螺栓时，应对称均匀紧固。根据变压器组装外形图，其三侧套管是倾斜角的安装方式，吊装前要准备充分，可选择如图6—1所示的吊装方法。

（5）为了不损坏套管，吊装时最好采用尼龙吊带，若采用钢丝绳是应包上保护材料；在链条葫芦碰及套管的地方要包上保护材料。 6.5.4有载调压装置的安装

固定调压装置的传动盒，连接水平轴和传动管、操动机构后，手动才操作机构调整有载调压分接开关的分接头，使两者的位置指示一致，传动部分应加上润滑脂。

5.5.6连管及其他配件安装

安装呼吸器和连同其油罐，在安装温度表时，勿碰断其传导管，并注意不要损坏热感元件的毛细管，最后安装油温电阻元件，冷却器、控制箱 、爬梯及名牌

5.6内部检查 5.6.1注意事项

（1）天气不下雨，当空气相对湿度小于75%时，器身暴露在空气中得时间不得

超过16h。

（2）工作人员必须穿戴专用工作服 鞋袜帽 身上不得带入任何异物。带入

油箱的工具由专人负责保管登记，并用白布带拴住，挂在内检人员身上，工作完毕后要清点。

（3 ）工作找迷宫应该用防爆式有罩的低压安全灯或干电池作业灯。 （4）内部工作时，应从打开的人孔盖不断通入干燥的空气，安装氧气分析表（生产厂家自带），保证内部氧气不少于18%，人孔附近要有人保持与内部人员联系。 5.6.2检查项目

所有紧固件是否松动（引线要件、 铜排连接处、 夹件上梁 、两端横梁 、铁轭拉带、 垫脚 、开关支架等处螺丝和压钉等）。如有松动脱落，应当复位，拧紧。木螺丝 应用手按顺时针方向拧紧检查；检查引线的夹持、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，应答复位固定，从新包扎。

5.6.3内部接线后的检查

检查是否和图纸连接一样，内部引线与引线之间，及和其他结构件（油箱壁等）之间的距离是否不小于图纸给定的尺寸。

5.7抽真空注油 5.7.1抽真空

（1）注油采用真空注油方式，能有效的出去器身和绝缘油中得气泡水分，提高变压器（电抗器）的绝缘水平。

（2真空注油要在连接好所有本体 真空泵 集油箱自检的管路，检查无误后（确定真空泵油无杂质水分）方可按图6-2所示打开阀。

抽真空阀（A) 50 ①

②阀（A) 25 有载开关油枕 橡胶囊放气塞 本体油枕 油面计 有载开关⑤虑油阀（A) 50

LTC油枕用 本体油枕用

⑦过滤阀 (50A)吸湿器用配管

真空软管真空泵

阀（真空软管 ③

④ A) ⑧25

干燥空气发生装置⑥阀（

A) 25真空软管 ⑧管接头 真空表

油软管

油过滤装置 +真空虑油机

油罐

（3）开动真空泵进行抽真空，每抽1h，同时察看温度计当时的油箱内温度，并作记录。

（4）真空度达到规定值以下真空，每抽空的泄漏量，泄漏量的标准未30min、13Pa以下。

（5）如果有泄漏时，停止抽真空，用干燥空气充入，破坏真空，然后寻找泄漏点。一般寻找泄漏点及修补方法如下所述：

1）抽真空时3，关闭阀门1，停止抽真空，靠近器身用耳朵寻找泄漏点 2）破坏油箱的油箱的正空后用干燥的空气加压，并用肥皂水找泄漏点。油箱内充油加压，然后寻找泄漏点。螺丝紧固部分全部紧固一遍。具体采用哪种方法，与现场的生产厂家技术指导人商定。

3）测定泄漏量，无泄漏后，启动真空泵，打开阀门1，继续抽真空，真空度达到规定值以下后，220kV级连续抽真空24h后再真空注油。泄漏率式中

V=（P2-P1）/30*V1 式中：

P1——关闭阀5min后的真空度Pa； P2——测完p1后30min后的正空度 VI——主变压器本体体积容量 5.7.2本体真空注油

（1） 在变压器本体下部安装的阀7接入注油装置的油罐。 （2） 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）。

（3） 打开阀门5，主体内一边抽真空，一边打开滤油机进行注油。

注油时应保持真空度在规定值一下；油面达到适当位置后（按注油曲线高出10%左右），停止注油，继续抽真空符合规程规范。

（4） 注油时真空度保持小于规定值，油温保持50℃~80 ℃（一

般为60℃）.注油液面一般以使器身的铁芯浸入油中为宜，油面距箱顶要留有一定的空间，应高于铁芯上面100MM以上。

（5） 停止抽真空，关闭抽真空阀1、2，关闭真空阀，同时卸下

真空表；开始干燥空气发生装置，缓慢的打开阀6，慢慢向变压器内充入干燥的空气破坏真空，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应停止充入干燥空气，追加注油到符合标准位置。

（6） 注油结束后，注油的时间应大于6H，注油大接近箱顶

100~200mm位置后，停止注油，保持真空度4h以上，关闭真空汞阀，采用干燥的空气解除真空，关闭各个抽真空阀门，补充油到储油柜油位计指示当前当前油温所要求的油位，并进行各行分离隔室注油。

（7） 胶囊充入干燥空气，压力加至0.01~0.015Mpa，然后慢慢打

开有枕的排气栓，直至所有变压器（电抗器）油流出后关闭排气栓，然后排出干燥空气，使压力为0，用附在吸尘器配管上的特殊手柄将吸尘器安装好。

5.7.3有载分接开关室注油

净油计接着有载分接开关室配管进口阀上，按有载分接开关的注油曲线根据当时的油温注油至比规定油面高10%.注油后，从开关室出口阀取样规定油是否符合有关规定。

5.7.4真空注油注意事项

（1） 注入油的温度应高于器身温度，并且最低不等于10℃，以

防止水分的凝结。

（2） 注油的速度不宜大于100L/min，因为静电发生量大致按流

量速三次方比例增加，以流速决定注定时间比较适合。

（3） 雨雾天气真空注油比较容易受潮，故不宜进行。 （4） 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，故当真空注油时，储油箱应与隔离，取下气道隔膜用铁板临时封闭。

（5） 注油时应从油箱下部进油阀进油，以便于排除油箱内及附

于器身上的残留气体。但是，加注补充油时应通过储油箱注入，防止气体积存在某处，影响绝缘降低。

（6） 注油完毕，不要忘记排气，应对油箱、套管升高座 气体继

电器 散热器及通道等多次排气，直至排尽为止。

5.7.5热油循环

（1） 变压器（电抗器）通过上部和下部的滤油阀于滤油机相连

成闭环回路形，油循环的方向从滤油机到变压器顶部，从变压器（电抗器）底部到滤油机。

（2） 关闭冷却器与本体之间的阀门，打开邮箱与储油柜之间的

蝶阀，将油从底部抽出，经真空滤油机加热到65℃再从油箱顶部回到油箱。每隔4h时打开一组冷却器，进行热油循环。

（3） 油循环直到通过油量的两倍以上的循环时间。净油设备的

出口温度不应低于65℃，220kV级热油循环时间不少于48h,500kV及以上热油循环时间不少于72h当环境温度低于10℃时，应对油箱采取保温措施。

（4） 经热油循环处理后，若绝缘油不合格，则适当延长热油循

环时间。

（5） 补油：通过储油柜上专门阀门进行补油，注至储油标准油

位。

（6） 静置：500kV变压器（电抗器）停止热油循环静置不得少于

72h(110kV不得少于24，220~330kV不少于48h)，变压器（电抗器）静放后，应打开气塞放气，并应同时期待启动潜油泵，以便冷却器中得残存余气排尽。

（7） 500kV油浸变压器，电抗器真空注油后必须进行热油循环。

5.7.6整体密封式实验（见图6-3 图6-4）

按图6-3所示分布好器材，开动干燥空气打上装置的阀，放出少量的干燥

空气，确人没有水及其他杂物然后开始充入干燥空气；加压至0.01Mpa；从气体继电器及油罐配管等排气，继续加压至0.03Mpa。加压至0.03Mpa过二十四小时后检查封入干燥的空气是否有大幅度变化。 分析并检查是否有漏油，实验结果接收后排出干燥空气。

5.7.7配线组装及配线连接

（1） 配线的固定：固定各种电缆线，多根电缆线用合适的扎带

扎紧布置于线槽内，同时为防止油箱面温度影响，配线时勿直接接触油箱面。

（2） 接向个附件端子箱的电缆串通，穿通部要填上硅胶进行密

封，钢铠装电缆要在穿通部外侧用金属固定件固定，勿是电缆上产生张力。

（3） 钢铠装接地：接线端子压部分要打磨，可其可靠接地。 （4） 接地：配线后，用500Vj绝缘电阻表测量各电缆和对地绝

缘电阻，确认在2MΩ以上。 5.7.8结尾工作

变压器油经规定时间静置后，做加压稳定实验（保持氮气压力0.3kg/cm3d大于72h）。即可取油样进行各项油、气测试项目。并对变压器补漆、油位调整，整理现场，移交电气试验。

6．安健环控制措施： 6.1施工前准备工作

6.1.1作业人员分工明确，实施安全、技术交底。 6.1.2 放6.

置油及滤油机周围要设有足够的灭火器，在周围挂禁止吸烟和明火作业等标示牌。

6.1.3变压器(电抗器)就位时，手不应放在其行走轮上、前方，以防卡手。变压器在就位和基础找中时，头手严禁伸入变压器底座下。 6.1.4 在开箱时，施工人员应相互配合好，注意防止撬棒伤人。开箱后应立即将装箱钉头敲平，严禁钉头竖直。

6.1.5使用麦氏真空计时，应细心谨慎，以免水银进入变压器内部。 6.1.6吊装套管及器身检查等使变压器(电抗器)器身暴露作业时，要注意天气的情况，采取措施防止水或者湿气进入变压器、油枕等的内部。 6.1.7吊装套管时，要使用尼龙绳，避免损坏瓷件。

6.1.8 变压器(电抗器)进行干燥处理时，禁止在附近焊接、切割作业。 6.1.9在变压器(电抗器)高处作业要系上安全带。

6.1.10所使用的梯子靠在主变本体工作，必须有可靠的防滑和防倾斜措施。

6.1.11吊装所用绳索、钢丝绳、卡扣要进行抽查，并经拉力试验合格，有伤痕或不合格的严禁使用，更不能以小代大。

6.1.12紧螺栓时，要对角轮流转圈上紧，有胶圈的地方要紧到胶圈的厚度减少到3/5为止。

6.1.13部件安装时，要充分考虑部件的重量、作业半径和安装高度，用有充分余量的吊车进行吊装。吊装作业必须由起重工指挥，所有作业人员持证上岗。

6.1.14使用的工具必须清点好，做记录，专人管理，并用白布带绑扎工具。 6.1.15始终保持现场整齐、清洁，做到设备、材料、工具摆放整齐，现场卫生“一日一清理”、做到工完料尽场地清。 6.1.16 在安装过程中，要禁止残油顷倒在变压器池内。

6.1.17 加强材料的保管，保证材料不变质；加强消耗性材料的管理，控制消耗材料使用；节约施工用水和用电。

6.1.18加强机具维护，减少施工机具噪音对人身和环境影响；不破坏设计范围外的植物。

6.1.19施工用完的油漆罐、松节水罐、润滑油罐、废弃的包装箱纸、粘有油脂的废手套、棉布；施工用的废变压器(电抗器)油、真空油、机油和工机具的渗漏油等应用专用容器收集等应收集好，用专门的垃圾箱装好，交有资质公司处理，以免污染环境，并做好防火措施。 6.2、工作前安全风险辨析及控制措施表 序号 安 全 风 险 预 控 措 施 施工前未进1 行安全技术交底 施工人员违2 规操作 特种人员未3 持证上岗 施工前对施工人员进行安全技术交底 岗前培训，现场悬挂操作规范，施工人员按章操作 作业前检查特种作业人员上岗证件 4 电 焊接作业触电焊机的外壳必须可靠接地。电焊机裸露的导电部分和转动部分必须装设防护罩。焊钳及电焊导线的绝缘必须良好，雨天焊接作业应防雨措施。定期做好焊接维护检修，保持设备性能良好。 5 电 6 电动工具漏外壳电源线绝缘良好，开关灵活，配置剩余电流外壳电流动作保护插座。定期保养、及时维修。 安全防护装置齐全有效，使用过程防护用品使用正确 大型设备吊装办理作业票。不得超负荷起吊，不得超负荷起吊，不得偏拉斜吊，吊件下方不得有人。指挥、操作规范，机械设备性能良好。使用合格吊具，不得以大代小。作业过程有人监护（著名负责人得姓名） 吊装下面不得站人，作业人员应听从统一安排。被吊件的四角应系缆绳并指定专人控制。试用合格吊具 机械伤害 7 起重吊装 8 物体打击 氧气瓶及乙气瓶不得暴露于阳光下，氧气瓶、乙炔瓶应该分开存放，使用9 炔瓶存放不当 中相隔５ｍ，乙炔瓶不得卧放 1使用梯子不梯子必须放置稳固，由专人扶持或专梯专人使用。上下梯子和0 当照成摔伤 变压器本体必须及时清除鞋底的油污 未经充分排氮，箱内含氧未达到１８％以上时，人员不得入内。1主变压器芯进入主变压器钱打开上下入口，增加空气对流，必要时用干燥空气1 部检查缺氧窒息 换气、禁止用氧气 1变压器内遗工作人员应穿物纽扣物口袋的工作服；带入的工具必须栓绳，2 留物 清点登记。工作人员不准带任何与芯检无关的杂物入内 套装接插引线及进入安装位置时，应缓慢插入，做好法兰对接套管吊装不3 的导向措施，防止绝缘筒碰撞法兰口。套管未完全固定，不得松开符合要求，发生碰吊钩和吊索。套管插入时应注意保护好硬力锥，避免应力锥，避免撞 应力锥损伤。 1油罐、滤油机1无接地；套管无保4 护措施 15 油罐、滤油机接地可靠；套管设保护措施 火灾 作业现场严吸烟和明火，严格执行动火作业票制度，现场配备足量合适灭火器材。动火作业庞清除易燃物质，如不能清离现场的，应采取必要的防火措施 1临时电源触检查电源箱的漏电开关是否失灵，破损的电源线禁止使用，由6 电 电工操作电源箱 7质量控制措施及检验标准 7.1质量控制措施 7.1.1本质和附体

（1） 本体和组部件等各部分均无漏油。 （2） 储油柜油位合适，油位表示正确。

7.1.2套管

（1） 瓷套表面清洁无裂痕、损伤。 （2） 套管固定可靠、各螺栓受力均匀。 （3） 油位指示正常、油位表应该便于巡视。 （4） 电容套管末屏接地可靠。

（5） 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。 7.1.3升高座和套管型电流互感器

（1） 放气赛位置应在升高座最高处。

（2） 套管型电流互感器二次接线板及端子密封完好，无渗漏，

清洁无氧化。

（3） 套管型电流互感器二次引线连接螺栓紧固、接线可靠、二

次引线裸露部分不大于5mm。

（4） 套管型电流互感器二次设备用绕组经短路接地，检查二次

极性的准确性，电压比实际相符。 7．1.3气体继电器

（1） 检查气体继电器是否已解除运输用地固定，继电器应水平

安装，其顶盖上标志的箭头的箭头应该指向储油柜，其与连接管得连接应密封良好，连通管应1%~1.5%的升高坡度

（2） 集气盒内应充满变压器油，且密封良好。 （3） 气体继电器应具备防潮和防水功能

（4） 轻、种气体继电器触点动作正确，气体继电器按DL/T450

检验合格，动作值符合整定值。

（5） 气体继电器的点看应采用耐油屏蔽电缆，电缆引线在继电

器侧应有滴水湾，电缆孔应填封好

（6） 观察窗的挡板应处于打开位置

7.1.11控制箱（包括有载分接开关、冷却系统控制箱）

（1） 控制箱及内部电器的名牌、型号、规格应符合设计要求，

外壳、漆层、手柄、瓷件

（2） 控制回路连接线应排列整齐、清晰、美观、绝缘良好无损

伤。接线应采用铜质或有电镀金防锈型的螺栓紧固，且应有防松装置，引线裸露部分不应超过5MM；连接导线截面符合设计要求，标志清晰。

（3） 控制箱及内部原件外壳、框架的接零或接地要符合设计要

求，连接可靠。

（4） 内部断路器、接触器动作灵敏无卡涩，触头接触紧密、可

靠、无异常声音。

（5） 保护电动机用的热继电器或断路器应是电动机电流的

0.95~1.05倍。

（6） 内部原件及转换开关位置的命名应正确无误符合设计要

求。

（7） 控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，

驱潮装置正常。

（8） 交直流应使用独立的电缆，回路分开

7.1.12冷却装置

（1） 风扇电动机及叶片安装牢固，并应转动灵活。无卡阻；并

应转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风桶碰撞等情况，转向正确；电动机保护不误动；密封良好，电源线应采用具有耐油性能的绝缘导线。

（2） 散热片表面漆完好，无渗漏油现象。

（3） 管路中阀门操作灵活、开闭位置正确；阀门及法兰连接处

密封良好无渗漏油现象。

（4） 油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象，

油泵保护不误动；密封良好，无渗油或过气现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象。

（5） 备用、辅助冷却器应按规定投入。 （6） 电源应该按规定投入或切换，型号正确。

7.13其他

（1） 所有导气管外无异常，各连接处密封良好 （2） 变压器各部位均无残余气体

（3） 二次电缆应排列整齐，绝缘良好。

（4） 储油柜冷却、冷却装置、净油器等油系统上的阀门应开闭

正确，且开、关位置表色清晰，指示正确。

（5） 感温电缆应避开检修通道。安装牢固（安装固定电缆夹具

应具有长期户外使用的性能）、位置正确。

（6） 变压器整体油漆均匀完好，相色正确。 （7） 进油管表示清晰、正确。

（8） 紧固螺栓力矩应符合要求，并全部检查无杂物遗留。 （9） 胶囊充气用空气压缩机或氮气对储油柜内的胶囊充气（此

时储油柜顶部的放气阀门应在打开位置），当储油柜顶部的放气阀溢油时，应停止对气囊充气，拆除充气管路，安装呼吸器安装好油封，补气工作完成。

（10） 引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各接触面应涂

有电力复合脂。引线松紧合适，无过松或过紧现象

（11） 主变实验项目（油色谱、绕组直流电阻、绝缘电阻及其吸

收比和计划比、绕组介质损耗因素、局部放电、绕组变形实验、油介损耗因数、油击穿电压等）应满足有关标准和技术合同要求。

（12） 油处理过程要严格的监控措施并进行好记录，做好防止油

管路进水，防止异物进入本体措施。 7.2质量控制

表7-1质量控制表

控制方式 控制点 W H S 序号 1 主变压器主体安装 ● 2 主变压器附件安装 ● 3 主变压器注油及安装实验 ● 4 中性点设备安装 ● 5 控制柜及端子箱安装 ● 6 二次回路检查及接线 1 注：H：停工待检；W：见证点；S：旁站点； 7.3检验标准

质量检验按Q/CSG10017.2-2007《110kV~500 kV》送变电质量检查及评定标准 第二部分：送变电电气安装工程》中Q/CSG表1.0.1~表1.0.7、表1.1.。1~表1.1.5的规定执行