06 主变及附属设备安装施工方案

一般方案报审表工程名称：国能长源随县新能源基地一期 编号：HBDJ-DQ-B14a-006致：湖北铭远至诚项目管理有限公司监理项目部现报上国能长源随县新能源基地一期A标段工程220kV升压站主变及附属设备安装施工方案，请审查。附件：220kV升压站主变及附属设备安装施工方案承包单位（章）：项目经理/技术负责人：日期：年月日监理项目部审查意见监理项目部（章）：专业监理工程师：安全监理工程师：总/副总监理工程师：日期：年月日填表说明：1.本表由施工承包单位填报一式4份，建设单位、项目监理单位各1份，承包单位2份。国能长源随县新能源基地一期220kV升压站主变及附属设备安装施工方案批准：年月日审查：年月日编制：年月日中电建湖北电力建设有限公司国能长源随县新能源基地一期A标段EPC总承包项目部年月日目录TOC\o"1-2"\h\u3068第一章工程概况 1204831.1.项目简介 工程概况项目简介本项目规划总装机容量400MW，配套建设一座220kV升压站。220kV升压站规划3台200MVA变压器，本期建设2台200MVA主变，配套建成主变高低压设备。站内预留3#主变及其配套设备间隔。220kV采用双母线接线，终期出线1回，本期出线1回至编钟500kV变电站。110kV电气主接线规划双母线接线，出线规划5回，本期建设出线3回，采用双母线、主变进线、母线PT及母联间隔，35kV采用扩大单元接线，每段母线规划出线3回，本期建设1#主变、2#主变及对应6回出线。35kV动态无功补偿装置SVG-32/35,-32Mvar~+32Mvar2套。220kV、110kV配电装置采用户外GIS设备布置。35kV配电装置采用成套开关柜布置在配电室内，双排布置，电缆出线。主要设备型号及参数三相三绕组有载调压电力变压器型号：SFPSZ-200000/220接线组别：YN,yn0,d11，UK1—2%=14，UK1—3%=23，UK2—3%=8电压比：230±8×1.25%/115/37kV容量：200MVA高压中性点套管电流互感器：100～200～400/1A5P30/5P3020VA/25VA/25VA中压中性点套管电流互感器；200～400～600/1A5P30/5P3020VA/25VA/25VA主变高压侧套管CT：300-600-1200/1A5P40/5P40/0.510/10/10VA高压中性点成套装置：BS-ZJB-220隔离开关：GW13-126/630A间隙电流互感器：100～200～400/1A5P30/5P3030/30VA氧化锌避雷器：YH1.5W-146/320中压中性点成套装置：BS-ZJB-110隔离开关：GW13-72.5/630A间隙电流互感器：200～400～600/1A，5P30/5P3030/30VA氧化锌避雷器：YH1.5W-72/186主变压器35kV侧通过全绝缘管母与35kV配电室出线穿墙套管连接。室内全绝缘管母、穿墙套管由35kV开关柜厂家成套提供。主要设备供货厂家本期建设2台200MVA主变压器，主变压器由山东电力设备有限公司成套提供，变压器中性点成套设备由山东电力设备有限公司提供。编制依据DL/T5161-2018《电气装置安装工程质量检验及评定规程》GB50169-2016《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50171-2012《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50149-2010《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50148-2010《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》GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB26860-2011《电力安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》DL5009.3-2013《电力建设安全工作规程（变电所部分）》GB2536-2011《电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》本工程合同文件本工程施工组织设计、质量管理、安全管理等文件施工图纸及厂家技术文件资料施工准备人员准备项目部将组织有丰富安装经验、技术熟练的工人进行主变压器的安装。所有施工人员在安装前进行集中培训、相关施工项目的强化培训，由电气工程师及厂家技术负责人进行技术交底及危险点告知。所有特种作业人员均通过项目部考核并持证上岗。全体施工负责人及施工人员必须在熟知施工环境、施工任务、施工程序、工艺控制、质量控制关键点及安全控制要点的情况下才能进行安装。为保证主变压器按照进度计划顺利推荐，项目部提前策划，做到施工现场各个工序衔接有序、运作合理，项目部对主变压器安装的施工人员进行了专业性分工，预计投入安装施工作业人员约16人。表3.1-1安装施工人员专业分工表负责项目工作人数工作范围说明施工总负责1人施工管理厂家技术员1人主变安装现场技术负责★现场安全员安全员质检员1人现场安装过程安全控制现场技术员1人现场安装过程技术指导现场材料员1人现场所需工机具、材料、安全防护用品现场质检员1人现场安装过程质量控制安装组8人现场安装、油务处理、附属设备安装二次组4人主变本体、机构箱、端子箱等接线试验组4人负责主变等设备试验，以及配合油样、表计等送检现场人员职责分工施工总负责人职责：对主变安装的施工工序管理负责，严格执行工艺规程和工序管理制度。制定施工过程控制计划，明确关键过程、特殊过程，并对特殊过程进行监控。负责向项目班组下达施工任务并检查施工任务、质量目标完成情况。负责安装过程中总体协调。现场技术员职责：对本施工的技术和质量工作负责。组织技术人员编制施工方案、质量保证计划、作业指导书并上报技术部门审核。组织图纸自审，负责向项目施工管理人员进行技术交底。负责项目的检验和试验的把关，保证未经检验和试验的物资、半成品、成品不得进货、使用和安装。负责处理对外委托检验和试验问题。组织有关人员或参与搞好工序、分项、分部及单位工程检验评定。负责组织有关人员收集整理工程竣工资料。技术员对现场施工进行技术指导。现场安全员职责：负责本施工的安全生产、劳动保护工作。贯彻执行安全法规、法令、条例及公司的安全制度、措施。认真做好安全施工的宣传、教育和管理工作，特别是进场新工人的安全教育工作。深入施工现场，掌握安全生产动态，发现问题及时制止纠正，有权制止违章作业，有权抵制或报告违规指挥行为，有权给予罚款，遇有严重险情有权停止施工并及时上报领导。认真填写记录，并做好收集、整理、编目等管理工作。参加或接受安全检查、质量审核。制定或落实有关纠正和预防措施。现场质检员职责：负责本施工质量的检验、监督、检查，并对检验核定的结果负责。坚持原则，秉公办事，严格执行工艺规程，熟练掌握建筑安装工程检验评定标准和质量检查方法。参与制定过程检验和试验计划，监督施工生产过程中的质量控制情况，严格执行“三检”制，发现问题及时反映，负责对材料、半成品、工程及设备进行检验，负责对材料、半成品、分项、分部工程检验状态进行标识记录，核定分项工程质量等级。负责工程质保资料的检查、审核。班组职责安装组：负责主变压器所有附件的清点、检查和吊装工作，参与器身内检，负责主变压器的固定、接地及封堵工作。变压器油的处理、本体真空注油及注油后的密封检查、热油循环等一切油务工作。附属设备安装等工作。二次组：负责主变压器电缆敷设和接线。试验组：负责主变压器的电气试验。包括套管试验、升高座CT试验、绝缘油试验、器身绝缘试验、整体交接试验等，以及配合油样、温度计等送检工作。主要工器具及仪器仪表配置表3.3-1主要工器具及仪器仪表配置序号名称详细规格单位数量备注1汽车起重机25T/12T台各1台2升降车37m台1必要时3梯子5m、3m付各24链条葫芦2T、3T、5T付各2备用5真空滤油机12000L/h台2真空度<13.3Pa6真空滤油机9000L/h台1真空度<13.3Pa，备用7真空泵组抽速500m3/h台1真空度<1.3Pa8储油罐20T个119干燥空气发生器露点≤-55°C台1必要时10烘箱0-500℃台1必要时11电子真空计只212移动照明灯1000W盏513手电筒支214电动扳手大号，小号把各215撬棍L=600mm，L=1500mm根各316力矩扳手30—100N.m把217力矩扳手100—200N.m把118力矩扳手200—300N.m把119尼龙吊带5T、10米副220尼龙吊带10T、12米副121尼龙吊带5T、8米副122尼龙吊带3T、6米副123尼龙吊带3T、3米副124白棕绳φ13米10025卸扣2T、5T、10T个各226对讲机个427温湿度计个228露点仪露点-55℃台129绝缘电阻表1000V、2500V只各130万用表MF500只131交流焊机380V，18kW台132液压弯排机等220V套1材料准备表3.4-1主变压器安装主要材料表序号名称详细规格单位数量备注1真空滤油管复合软管φ50m3002真空管复合软管φ50m2003干燥空气管φ32m1004各种三通、接头及阀门不锈钢材质套1部分接头须等主变到后，根据阀门尺寸现场加工5塑料布1.2m幅宽m1006白布1.2m幅宽m607白布带卷208芯检工作服套109无水酒精箱310洗衣粉kg2011镀锌铁丝#12kg2012棉纱头kg1013氧气、乙炔瓶各214高纯氮气纯度99.99%瓶6工期计划根据施工计划总体工期要求变压器安装施工时间为2022年11月22日至2022年12月05日。施工场地准备主变压器安装场地具备下列安装条件，并通过监理组参与的交安验收：主变构架组立完成。将主变压器安装基础的横纵向轴线标出来，供主变压器就位参考。主变压器安装场地内的不影响安装的土建工作已完成。通往主变压器安装场地的运输通道畅通，无阻碍。施工场地清洁，并在其施工范围内搭设临时围栏，与其他施工场地隔开。主变压器安装场地内所有的电缆沟出口封堵好且应盖好盖板，其它临时孔洞应临时封堵好。主变压器安装区域接地网施工完成，作业现场无明显灰尘和积水。临时电源变压器油务处理、抽真空等工序对施工电源的可靠性要求高，在安装期间应提前联系供电部门，保证施工用电的质量与可靠性，如果届时临时用电电源不具备使用条件，现场拟设置630kW柴油发电机一台，从发电机敷设1路专用电源至#2主变二级配电箱，电缆型号为BX-3×185+2×95，专供主变压器安装、抽真空、注油及热油循环用，表3.7-1现场用电负荷统计表序号用电设备名称数量（台）单台负荷（KW）合计功率（KW）1真空滤油机11601602真空泵130303其他小型设备310304照明、加热装置20360合计280kW电流计算（按正常使用负荷为满负荷的70%考虑，功率因数按照0.9计算）：I=S/（EQ\R(3)×U）=0.7×280×1000/0.9(EQ\R(3)×380)=330A；查表BX-3×185+2×95电缆所承载载流量为395A>330A>296A,满足主变施工及油务区域用电要求。安装区域布置主变压器基础左右两侧与道路之间的区域有空地，平整后，滤油机、真空泵、等机具及主变压器冷却系统、套管、油枕等附件均可布置于该区域，现场布置应合理规划，减少二次转运工作，施工用机具应与主变附件分开堆放。站内道路应清理出来，便于吊车等机械进出。施工现场布置及其它说明：在滤油设备附近布置足够数量的消防器材。在施工区域围栏设悬挂安全标示牌、大型机具操作程序牌等宣传牌，将工程操作程序、技术要求、安全注意事项、各项工序操作责任人等现场体现。主变压器内部检查及其它关键工序施工时，只有本工作面施工人员和相关单位现场见证人员方能进入施工现场；其他闲杂人员一律不得入内；高压试验区应设防护栏，并设专人监护。所有硬质围栏上悬挂安全标牌，宣传公司形象及创造现场良好施工氛围。开箱板及时清理，处理施工垃圾，保持现场整洁。施工结束后，应做到“工完、料尽、场地清”。主变安装施工流程图施工思路及原理通过对到货设备的细致把关检查，控制设备合格状态；通过控制环境、全过程密封处理绝缘油、保证抽真空质量、控制器身暴露时间、防控油箱内部异物，防尘几个方面，保证变压器绝缘良好；通过对密封胶垫、密封槽的安装控制，整体的密封试验检查，对渗油点进行检查和预控；从而保证变压器安装质量，确保变压器的安全投运和稳定运行。主变技术措施基础验收和复测主变本体就位前，监理组织业主、厂家、土建单位、电气单位进行交安验收，验收合格后方可交付使用。基础预埋件及预留孔应符合设计要求，预埋件应牢固，基础（预埋件）中心位移≤5mm，水平度误差≤2mm。在设备就位前应在设备基础上提前划出清晰明确的就位基准线。主变压器由设备制造厂家负责运输及在基础上的就位。开箱检查、保管、送检和试验设备开箱检查将由监理组织，项目部、设备厂家、物资代表共同进行。根据厂家提供的装箱清单将主变压器高压套管、附件转至主变压器安装位置与巡视道路之间的空地集中堆放。卸车前应仔细检查包装箱的完好性，如有破损、缺件情况应通知监理、厂家代表见证，并做好相应记录。设备放置区域应平整、整洁，并有防雨、防尘以及防止设备倾倒的措施。卸货前根据厂家装箱清单明确设备重量，在吊机额定工况允许条件下卸货，对于较重且即将安装的设备，在不影响施工的情况下，可存放于被安装主变前方的空地，其它附件可存放在附件堆放区域。附件清点检查主变压器的附件、备品备件运到现场后，提前一周通知制造厂人员到现场，并在有业主、监理、制造厂家三方参加的情况下才能进行开箱检查工作。开箱检查应注意以下事项：按照拆卸件表及装箱清单开箱清点组件、附件、合同规定的备品备件以及专用工具的数量、实物是否与装箱清单一致，是否损坏。检查所有附件的阀门操作是否灵活、无卡阻；开闭位置是否与阀门上所指示的位置相对应；阀门及法兰连接处是否密封良好油箱应无变形损伤。附件应齐全，无锈蚀及机械损伤并密封良好。冷却装置、套管、电流互感器等外观检查完好无损。储油柜表面应无变形、锈蚀，漆层完好；隔膜应完整无损伤；柜内清洁，无尖角，隔膜挂点牢靠。充气、充油运输的附件，密封性应良好，压力是否正常，是否有渗油现象。备品备件及资料（产品说明书、试验报告、铭牌、合格证）齐全。开箱清点过程应保存数码照片。如在检查过程中发现部件有损坏以及有其它不正常情况时，应及时进行现场拍照、以书面的形式详细记录，并经四方签字确认，以便及时查找原因、明确责任和研究处理。附件现场保管附件的现场保管应注意以下事项：联管、储油柜、风冷却器、散热器、套管式CT等均应保持良好的密封状态。表计、气体继电器、测控装置、风扇以及绝缘材料等应放置于干燥的室内。套管检查后应恢复原包装，套管卧放时应符合制造厂规定。现场附件不得随意堆放，应集中存放，附件底部应垫高、垫平，并有防雨、防潮措施。如不能立即开始安装主变压器，应派人监视压力情况，本体压力按照制造厂的规定0.01~0.03MPa范围内，低于0.01MPa时要补充干燥气体,防止设备受潮。所有主变压器套管的储存应严格按照其使用说明书要求进行。特别注意避免受到冲撞或其他原因造成套管损伤。附件送检本体瓦斯继电器、压力释放阀、温度表等送有资质检测单位进行校验，合格后才可安装。考虑到送校周期，送校附件应提前变压器本体1周到场。表4.4.1-1送检附件清单220kV主变送校附件送校附件名称送校附件数量油温表2只绕组温度表2只气体继电器2个压力释放阀2个附件试验套管及油位指示器、温度计等附件，应在现场由调试班组按《电气设备交接试验标准》（GB50150-2016）以及厂家说明书进行试验，合格后才可安装。绝缘油验收与处理残油试验主变压器到达现场后，应进行残油试验，也可以在进行器身检查、套管安装等工序时进行。按照厂家说明书要求，产品未受潮的初步验证如下：油样分析试验结果必须满足耐压值≥40kV(标准油杯试验)，含水量≤25ppm，故现场确定是否受潮按照厂家说明书执行。以上两项指标中如有其中一条不符合指标要求，则可初步判断主变压器有受潮的可能，并应及时通知设备制造厂家来员商讨处理方案。为保证安装质量，本体残油不允许再次使用，器身检查完毕后，在本体抽真空前箱底残油应排尽并妥善处理。油罐及管道清洗主变压器油务工作场所机具放置整齐、有序，利于操作。油罐底部垫成坡状，放油阀在油罐的低处。将油罐内侧壁、底部及顶面清理干净，不留死角；特别是进出口管道内部不能有污垢、锈迹，必要时可将管道拆除单独清洗。油罐及管道清洗是否干净标准：利用白布擦拭任何地方，白布上无有色物即可。新油验收及试验对于用油罐运到运行现场的变压器油应进行验收检查，内容包括：（1）检查发运时的试验记录；（2）检查运油罐的密封状况。每批到达现场的绝缘油应取样进行简化分析（送有资质单位进行油样检测分析），试验结果应符合GB2536-2011《电工流体变压器和开关用的未使用过的矿物绝缘油》新油标准及技术协议要求。根据规范及订货合同要求，每批绝缘油到达现场后，数量应与合同相符，并有出厂试验报告，同时取样进行简化分析，大罐绝缘油应每罐取样，小桶绝缘油取样数量应满足下表规定：表4.5.3-1绝缘油取样规定每批油的桶数取样桶数每批油的桶数取样桶数1151～10072～52101～200106～203201～4001521～504401及以上20新油主要指标应满足如下要求：表4.5.3-2主变压器新油的合格指标试验项目电压等级标准值备注电气强度750kV≥70kV平板电极间隙500kV≥60kV330kV≥50kV63kV~220kV≥40kV35kV及以下≥35kV含水量750kV≦8μL/L-500kV≦10μL/L220kV~330kV≦15μL/L100kV≦20μL/L介质损耗因数tgδ（90℃）-≦0.5%-颗粒度750≦1000/100ml（5μm~100μm颗粒）无100μm以上颗粒放油时应进行目测，以免混入非绝缘油，对于桶装油，应对每桶进行目测，辨别其气味、颜色，检查小桶上的标识应正确。新油过滤为提高滤油效率，绝缘油处理采用集中滤油系统，倒灌滤油方式进行滤油。新油到场后，经检验符合新油接收标准后注入油罐滤油。滤油时将滤油罐所在列滤油主回路阀门打开，倒油罐进油口、被倒罐出油口阀门打开，其余油罐进出油口阀门关闭，将被倒罐油倒入倒油罐；油全部倒入倒油罐后，关闭倒油罐进油口、被倒罐出油口阀门，打开倒油罐出油口、被倒罐进油口阀门，即可实现反向倒油。每列油罐主管端部设一个油阀，实现在不拆油管接头情况下，一列油罐滤油、一列油罐注/出油并行作业。在每列油罐进出油主管道上每隔3个油罐安装一个油阀，用以提高滤油效率，同时便于拆装主管路。变压器油经真空滤油机处理后每罐油均取样试验，必须达到以下标准：表4.5.4-1经真空滤油机处理后变压器油的合格指标项目质量指标外观透明，无杂物或悬浮物耐压（kV/2.5mm球极）≥70含水量（mg/L）≤8含气量（V/V）≤0.8％90℃时介质损耗角正切值（tanδ）≤0.5%颗粒含量5～100μm的颗粒≤1000个/100mL，无100µm以上颗粒器身检查前的部分附件安装安装主变附件时，为保证安装质量，对运输过程中所使用的密封圈进行更换，并对新的密封圈进行质量检查，并记录好每个密封圈安装人员和监督人员（设备制造方）的姓名。如有鼓起、破损、龟裂、伤痕等情况，不得使用。所有与油接触的零部件应保证清洁，检验的方法为：用干净的白布擦拭，以表面无污染及杂质为合格。附件（不含电流互感器升高座及套管）应在保持本体内压力为正压的条件下安装，且安装时注意不得开启与本体连通的阀门。如果一天内组件的安装和内部引线的连接工作不能完成，需封好各盖板后对主变充入干燥空气，内部气压保持19.6～29.4kPa，直至第二天工作时解除。冷却系统管路安装安装冷却器前，按冷却装置图安装外部导油管路和冷却器支架。打开冷却装置管路上的运输用盖板，检查管路和冷却器的内部无锈蚀及杂物后按编号进行安装。当发现冷却器内部有杂物时，应吊起冷却器使之处于直立状态，在此状态下用干净的变压器油冲洗内部至干净后再与冷却器支架及导油管路进行装配。在冷却器安装前应检查管路中的阀门操作是否灵活、无卡阻；开闭位置是否与阀门上所指示的位置相对应；阀门及法兰连接处是否密封良好。风扇电动机及叶片应安装牢固且转动灵活、无卡阻，试转时应无振动过热，叶片应无扭曲变形、转向正确。油泵转动正确，转动时应无异常噪声，密封良好且无渗漏油现象。在冷却器及油管安装过程中不允许扳动或打开主变压器油箱的任一阀门或密封板。散热器安装安装散热器前，按冷却装置图安装外部导油管路和散热器支架。打开散热器管路上的运输用盖板，检查管路和散热器的内部无锈蚀及杂物后方可进行安装。散热器风扇电动机及叶片的安装应牢固，并转向正确，转动灵活，无卡阻。当发现散热器内部有杂物时，应吊起散热器使之处于直立状态，在此状态下用干净的变压器油冲洗散热器内部至干净后再与散热器支架及导油管路进行装配。安装散热器时应防止散热器相互碰撞，以免损伤散热器造成渗漏油。在散热器安装前应检查管路中的阀门操作是否灵活、无卡阻；开闭位置是否与阀门上所指示的位置相对应；阀门及法兰连接处是否密封良好。在散热器及油管安装过程中不允许扳动或打开主变压器油箱的任一阀门或密封板。表-1散热器吊车核算数据表序号项目名称主要参数1散热器重量0.5t2最大吊装半径15m3散热器上平面高度4.5米4吊装高度8m5吊臂长21.1米220kV变压器散热器的竖立过程采用1台25t吊车配合，吊点如图-1所示，利用副勾配合主吊勾将散热器缓慢吊起，完成竖立后，辅助吊松钩，由主吊完成吊装，吊装由起重工一人指挥。当散热器横向吊起100mm时，先进行吊点检查，此时25t#1吊钩与25t#2吊钩的吊点受力平衡，然后吊车继续上升至约1米，25t#2吊钩停止上升，25t#1吊钩继续上升，当散热器与地面夹角约为75°时，25t#1吊钩继续上升，25t#2吊钩缓慢下降，使25t#2吊钩趋于不受力状态，拆除25t#2吊钩，利用25t#1吊钩独自承重，进行吊装。图-1散热器片吊装示意图散热器吊装主吊车选型核算：散热器重约500kg，索具设为400kg，作业半径10米，计算载荷：K（1.1）×吊机负荷重（0.5t+0.4t）=0.9t最大起升高度：（散热器吊装时最高点高度）4.5m+3m（尼龙吊点长度）+0.5m（吊钩高度）=8m臂长：=17m根据25t吊车性能表，半径：15m，臂长:17m，考虑载荷为0.9t＜3t,满足条件。表-2QY25液压吊车起重性能表（单位：kg）工作幅度（m）主臂（m）主臂仰角支腿全伸后方侧方作业支腿全伸前方作业10.215.6521.126.5532.010.215.6521.126.5532.03.025002500803.5250014600250014600784.0234001460010000234001460010000764.520500146001000080002050014600100008000745.018000146001000080001670014600100008000725.5165001400010000800065001300135001000080006500706.01550013500100008000650010400110001000080006500687.0120001220090008000650072007500800080006500668.09500970080007500600053005700600065006000649.075007550750070005500400045005000550055006210.0615065006000500035004000450040006011.0550058005500470027003000350035005812.0425045005000430021002500300032005613.04000425040002000250027005414.03500375037001600200022005215.03000325035001200150017005016.0250027503000120014004518.02000225025008001004020.0170019005007003522.0125015005003024.0100026.080028.060030.0400根据吊装参数及吊车性能表采用25t吊车进行吊装，吊车位置如下图-2所示：图-2散热器安装吊车站位示意图储油柜安装打开储油柜，检查内部是否清洁。如有锈蚀、焊渣等杂物应彻底清除。储油柜安装前应擦拭干净，隔膜袋应完好无损，隔膜沿长度方向与储油柜长轴平行，不应有扭曲。检查连杆浮球沉浮自如，检查油位表指针是否灵活。按主变压器总装配图安装支架，将储油柜固定在支架上。安装吸湿器联管，联管下端安装吸湿器。储油柜吸湿器在主变压器真空注油结束后安装。吸湿器中的运输密封圈必须拆除，玻璃筒中加装变色硅胶，油封盒内加电抗器油，油位应浸没挡气圈。在储油柜下部的蝶阀上连接气体继电器联管。在储油柜的集污盒上安装排气管路、注油管路和排油管路，并在各自下端装上相应的截止阀。表4.2.4-2主变储油柜吊车核算数据表序号项目名称主要参数1储油柜重量2.8t2最大吊装半径13m3储油柜上平面高度5.5米4吊装高度8m5吊臂长21.1米表-3QY25液压吊车起重性能表（单位：kg）工作幅度（m）主臂（m）主臂仰角支腿全伸后方侧方作业支腿全伸前方作业10.215.6521.126.5532.010.215.6521.126.5532.03.025002500803.5250014600250014600784.0234001460010000234001460010000764.520500146001000080002050014600100008000745.018000146001000080001670014600100008000725.5165001400010000800065001300135001000080006500706.01550013500100008000650010400110001000080006500687.0120001220090008000650072007500800080006500668.09500970080007500600053005700600065006000649.075007550750070005500400045005000550055006210.0615065006000500035004000450040006011.0550058005500470027003000350035005812.0425045005000430021002500300032005613.04000425040002000250027005414.03500375037001600200022005215.03000325035001200150017005016.0250027503000120014004518.02000225025008001004020.0170019005007003522.0125015005003024.0100026.080028.060030.0400根据吊装参数及吊车性能表采用25t吊车进行吊装，吊车位置如下图所示：图-3储油柜安装吊车站位示意图器身检查准备工作器身检查所需的工机具及材料已准备充分。注意天气预报信息，选择良好的天气进行器身检查，确保空气相对湿度不大于75%。场地四周有清洁、防尘措施以及紧急防雨措施。有足够注入油箱的经检验合格的变压器油。瓦斯继电器及压力释放阀送检完毕，其他相关附件准备就绪。确保变压器本体内部含氧量不低于18%。进入器身内部的工具必须擦拭干净，用白布带绑扎好，并有专人对工具进行编号、登记，确保无异物遗漏在油箱内。进入器身进行内部检查的人员为厂家现场服务人员，无关人员不得进入。进入器身内人员必须穿着专用工作服、橡胶鞋，身上不允许带任何与作业无关的物件进入油箱。器身检查油箱充干燥空气、排油：在油箱底部一侧的蝶阀对油箱充注露点≤-55℃，流量≥2.5m3/min的干燥空气，待油箱内为微正压之后，打开油箱人孔。在油箱下部的人孔，将一路抽油管路放入油箱底部，将残油抽至残油罐中。可在此同时进行残油取样试验。放油完毕后要以0.2m3/min左右的流量向油箱内吹入干燥空气，保持内部含氧量不低于18%，油箱内空气的相对湿度不大于20%；在器身检查时安装与油箱有连接的附件，应每次只能打开一处油箱盖板并用塑料薄膜覆盖。在整个器身检查过程中，不得在导线夹和引线上攀登、损坏和污染部件以及改变任何部件的相对位置。拆除油箱内部运输用的临时防护装置及临时支撑并通过人孔送出，清点作好记录。检查器身上部定位件及下部反压钉装置应无松动。检查所有管道阀门开闭是否灵活，指示位置是否正确。检查绕组的压紧装置、引线支撑及夹件应无松动、位移。检查线圈及围屏无明显的位移，围屏外边的绑带无松动。检查绝缘包扎、各连接螺栓紧固应良好。检查铁芯、夹件与接地板（油箱内的一端）连接应可靠。检查铁芯上部定位和箱盖之间的绝缘件应无位移及破损。检查铁芯叠片和夹件、垫脚、撑板、拉带、拉板之间的绝缘件应无位移及破损。检查各线圈出线引出位置绝缘包扎应良好，支撑及导线夹无位移、损坏；紧固用的绝缘螺杆、螺母无松动。在器身检查过程中若发现紧固件松动，应随时加以紧固。器身检查完毕后用合格的变压器油清洗油箱底部，从油箱底部放油孔处将残油及杂物排出（残油排出后不允许再次注入油箱）。并再次检查确认带进去的物品及拆除件全部带出才能出油箱。器身检查时，每次只打开一处盖板，并用塑料薄膜覆盖，连续向油箱内充入露点小于-55℃的干燥空气。当环境空气相对湿度小于70%时，油箱内空气的相对湿度不大于20%，器身暴露在空气中的连续时间不宜超过8h。每天工作结束，应抽真空补干燥空气，直到压力达到0.01MPa～0.03MPa，累计露空时间不宜超过24h。器身检查时的相关试验项目：按电气装置安装工程电气设备交接试验标准(GB50150-2016)以及厂家说明书进行铁芯、夹件绝缘以及分接开关直流电阻等测试。升高座及套管安装按制造厂技术文件规定进行安装，本方案仅供参考。升高座安装拆除本体升高座连接运输封盖（不要同时开两只盖），清理干净法兰表面，用吊车吊起套管升高座，清净上下法兰表面及其内侧，将密封垫圈放在连接法兰内并涂上密封胶，确认变压器本体上法兰与套管升高座表面配合的标记，用吊车慢慢把升高座吊在本体法兰上，吊绳选择（直径Ф18断裂强度为3吨长3米的1根软吊绳，使用吊绳前必须检查吊绳标识及出厂试验报告）两点起吊，升高座落实安装好螺母按厂家要求力矩对角紧固螺栓。装完一个升高座后，再开始进行下一个升高座安装。升高座吊装时应注意：高座安装前应先做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，无渗漏油现象升高座内绝缘筒安装应牢固，不应与变压器引出线相碰注意上下法兰面间的处理，电气短接线连线；注意防止工具，杂物，灰尘进入变压器内。套管安装及引线链接套管安装拆除器身升高座上套管法兰盖，清洁法兰表面，安装垫圈并涂上密封脂。将套管插入变压器部分清洁干净。充油套管应无渗漏现象，油位指示正常。放油，打开高压侧油箱壁下部的人孔，人进箱检查，同时将高压套管竖直吊入升高座内并安装到位，移动均压球，其引线接头与套管尾部接线板连接处应擦拭干净，保证接触紧密，连接引线接头和套管尾部接线板，引线接头不得硬拉、扭曲、打折，引出线外包绝缘应完好，恢复均压球，引线接头应进入套管的均压球内。打开中性点侧油箱壁上部的手孔，然后将中性点套管与竖直方向呈25°吊入升高座内并安装到位，移动均压球，其引线接头与套管尾部接线板连接处应擦拭干净，保证接触紧密，连接引线接头和套管尾部接线板，引线接头不得硬拉、扭曲、打折，引出线外包绝缘应完好。恢复均压球，引线接头应进入套管的均压球内。充油套管的油标应面向外侧，以便观察套管油位，检查套管末屏应接地良好。套管吊装方法及受力引线连接芯部检查人员在服务人员的指导下进行套管引线的连接工作，套管就位后，尾部与引线的位置如下图所示，将引线接头上提到高出套管顶部后拆除引线绳索，旋上定位螺母并拧到与引线接头的孔对准时，插入圆柱销，放好0型垫圈后，用专用扳手卡住定位螺母，旋上导电头（俗称将军帽），再用专用扳手将导电头和定位螺母背紧。撤去专用扳手，用螺栓将导电头紧固在套管的导电座上，务必将0型密封圈压到合适的程度，以保证密封性良好。将对应线圈引线分别接至各自的套管下部端子上，接线头要包扎绝缘带，最后完成铁芯接地引线连接。分接开关检查手动操作一周（从最大分接到最小分接，再回到最大分接），检查开关转动部件的灵活性。测试开关指示的分接位置是否正确（用变比法）。测试开关在各分接位置处线圈的直流电阻，与出厂值比较应无差异（换算到同一温度）。气体继电器安装安装顺序按照设备性能确定，可放在首次真空注油后进行。本体及有载分接开关气体继电器在安装前应校验合格。气体继电器应水平安装，其顶盖上标志箭头应指向储油柜，与连通管的连接应密封良好。气体继电器加装防雨罩。压力释放阀安装安装顺序按照设备性能确定，可放在首次真空注油后进行。出厂试验报告齐全。接点应动作正确，绝缘良好，检查记录应保存。阀盖和升高座内部应清洁。安装方向应正确。其他附件安装控流阀安装方向正确。测温装置在安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好，顶盖上的温度计座内应注变压器油，密封应良好，无渗漏现象；闲置的温度计座应密封，不得进水。膨胀式信号温度计的细金属软管不得有压扁和急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm。呼吸器与储油柜间的连接管应密封良好，管道应畅通，呼吸器内装吸湿剂应干燥，油封油位应满足制造厂要求。所有导气管必须清洗干净，其连接处应密封良好。将爬梯、铭牌等其他附件安装到本体上。抽真空按制造厂技术文件规定进行安装，本方案仅供参考。准备工作将变压器油经真空滤油机进行脱水、脱气和过滤处理，油质符合GB50150中第3.8.1的要求后待用：真空注油前，所有与油箱相连通的组件、附件均应安装完毕。连接注油管路，管路禁止使用橡胶管，并用热油冲洗，保证内部清洁。检查所有密封部位的螺栓紧固情况，不得有松动现象。打开各组件、附件(如冷却器等)与本体之间所有的阀门，关闭所有的放气阀。关闭油箱与气体继电器及储油柜间的蝶阀，气体继电器暂不安装，两端用盖板密封。冷却系统与本体一起进行抽真空。抽真空仔细检查在附件安装及器身检查作业中打开过的密封板，确认密封圈安装正确、所有密封板上的螺栓已紧固。按下图所示连接好所有本体、真空泵、滤油机之间的管路，检查无误后（确定真空泵油无杂质水分）,打开#2、#4阀，关闭#1、#3、#5、#6阀。开动真空泵1进行抽真空，每抽1h，打开#3阀察看并记录真空度。每次察看完之后应立即关闭#3阀。当抽抽空至本体真空度达到133Pa时，关闭#4阀，关闭真空泵。放置1h，记录数字式真空表读数P1，再过30mim，测得P2，计算P2-P1≤3240/变压器本体油量（t），即判定泄露率合格。如果有泄漏时，停止抽真空，与厂家技术指导人员商定处理办法。泄露率测试合格后，关闭散热器与本体的联通阀。启动真空泵，打开#4阀，继续抽真空至25Pa，从25Pa开始计时，持续抽空时间≥48小时，最终残压不大于13.3Pa，满足要求后允许真空注油。每小时记录一次真空度。抽真空时应监视并记录油箱有无变形，其最大值不允许超过壁厚的两倍。图4.9.2-1抽真空示意图真空注油本体真空注油在主变压器本体下部安装的#5阀接入注油装置的油管。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）。将准备好的合格油通过油箱下部的#5阀注入油箱内，注油速度不超过6t／h，直到油面达到拱顶下200mm。注油过程真空度应不大于20Pa。滤油机出口油温保持55℃～65℃（因为要通过油来加热主变压器内部组件，所以此温度要略高于新油处理时的温度）。继续抽真空2h，关闭#4阀和真空机组1，将真空泵接入#1阀位置，从#1阀处继续抽真空。继续注油至储油柜油位的一半后，停止抽真空，停止注油。移除真空泵2，并在#1阀门位置接入干燥空气发生器，缓慢地打开#1阀，慢慢向主变压器内充入干燥空气破坏真空，压力加至0.01～0.015MPa，然后慢慢打开油箱、套管、升高座、气体继电器、散热器及气道等处的放气塞，直至变压器油流出后关闭。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则追加注油到符合要求为止。关闭#1阀，拆除干燥空气发生器，并在该位置接入吸湿器，然后打开#1阀，使胶囊内气压与大气压力平衡。补油并调整油位#6阀处安装透明注油管，用桶接流出的变压器油。打开#6阀，从变压器底部#5阀继续注油至#6阀出油后立即关闭#6阀（此阶段油速控制在3t/h以下，最后点动滤油机）。将氮气瓶经氮气减压器连接于#1阀，打开#1、#6阀门（#2联通阀门关闭状态），将氮气充入胶囊内，调整油位至和油温对应后停止注油，停止充气。关闭#1、#6阀。真空注油注意事项注入油的温度应高于器身温度，并且最低不得低于10℃，以防止水分的凝结。注油的速度不宜大于6000L／h，因为静电发生量大致按油流速三次方比例增加，以流速决定注油时间较合适。抽真空及注油应在无雨、无雪、无雾，湿度≤75%的天气进行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，故抽真空及注油时，必须打开#2阀。注油时应从油箱下部#5阀进油，以便于排除油箱内及附于器身上的残余气体。注油完毕，应对油箱、套管、升高座、气体继电器、散热器及气道等处多次排气，直至排尽为止。热油循环为消除安装过程中器身绝缘表面的受潮，采用上出下进的方式进行热油循环。如下图，在#4阀和#5阀处分别连接真空滤油机的出油口和进油口，组成封闭环形，油循环的方向从滤油机到主变压器底部#5阀，从主变压器顶部#4阀回到滤油机。图4.2.10-1热油循环管路示意图热油循环过程中打开所有片式散热器蝶阀（不开风扇，阀门开启约45°）。滤油机出口油温控制在（65±5）℃范围内，采用上出下进的方式循环，进口和出口对角布置，循环油量不低于总油量3倍，总循环时间不小于48h，建议主变压器出口油温控制在（60±5）℃。热油循环除时间上必须符合上述规定外，其结果的标志是油质在循环结束时，取样化验，应达到规范规定的标准。否则仍应继续热油循环，直至油质达到规定的标准为止。整体密封性试验在本体储油柜呼吸口#1阀上连接氮气瓶及氮气减压器,打开#1阀，充入氮气（纯度99.999%）,向储油柜内充入0.03MPa，维持24h，检查油箱各密封处不应有渗油。密封试验前应采取措施防止压力释放阀动作。密封试验合格后，泄压，安装呼吸器，检查并调整油位和当前油温相对应，然后拆除压力释放阀闭锁装置。注意：密封性试验在静置72h后进行，在油箱整体密封性试验结束后，应将压力释放阀恢复至运行前工作状态，并在#1阀处重新安装吸湿器。静置吸湿器应按照使用说明书定期更换硅胶。关闭所有注放油阀门，进行产品的静放，必须静放168h以上才能施加电压。产品静放期间间隔24小时，利用变压器所有组件、附件及管路的所有放气塞放气，见有油溢出立即拧紧放气塞，擦净溢出的油。放气塞的胶垫较小，所以要用力适度，既要密封良好又不要拧坏胶垫。取本体油样进行一次全油试验，主要指标应达到规定要求。4.2.14常规（一般）交接试验按照《电气设备交接试验标准》(GB/T50150-2016)的要求完成各项交接试验。主变压器补充注油完毕，静置72h后，应从主变压器的套管、升高座、冷却装置、气体继电器等有关部位进行多次放气，直至残余气体排尽。4.2.15电缆敷设及二次接线风冷控制箱及设备本体电缆槽盒安装根据设计及厂家图纸，安装风冷控制箱及设备本体上的电缆槽盒；风冷控制箱的底座应与基础接触紧密，安装牢固，接地良好；风冷控制箱可开启门应用软铜导线与本体可靠连接；风冷控制箱内接地铜排应与等电位接地网可靠连接；电缆槽盒应设置合理，固定牢靠，并使设备间电缆不外露；加热元件与线缆之间应有适当的距离。电缆敷设及二次接线按电缆在支架（桥架）上敷设顺序分层将电缆穿入端子箱、风冷控制箱及设备二次接线盒，底部的电缆弧度一致，层次分明，绑扎牢固，入口处整齐一致。电缆应排列整齐、美观。电缆热缩头长短一致，并且固定高度一致。二次接线按图施工，接线工艺应美观、可靠。端子箱、风冷箱等底部应采用有机防火堵料进行封堵，做成规则的几何图形。验收本体及附件均装配齐全，各相的相色和标志正确，所有阀门的开闭状态和各管路联接正确。油箱和所有附件均无渗漏油现象，并擦拭干净。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范围之内。套管顶部结构的接触及密封应良好，冷却系统及控制系统情况正常。各控制测量回路连接正确无误。气体继电器安装方向正确无误，充油正常，气体排尽。吸湿器内已装入合乎要求的变色硅胶，与胶囊之间的阀门已经打开。铁心、油箱及套管接地屏的接地连接正确可靠。套管型电流互感器未接负载的端子已可靠短接。所有电气连接，特别是各套管的接线、以及主油箱接地，应连接正确，接地可靠，所有的临时保护接地都已经移去。事故排油设施完好，消防设置应齐全。铁心和夹件的接地引出套管、套管的末屏应接地良好。套管型电流互感器未接负载的端子已可靠短接。储油柜、冷却装置等管道上的阀门均应打开，且指示正确，呼吸器呼吸畅通，油位正常。冷却装置试运行应正常，联动应正确。控制箱内的加热元件已经连接好并运行正常，测温装置指示应正确，整定值符合要求。确定相间距离、相对地的距离满足要求。局部放电测量前、后本体绝缘油色谱试验对比结果应合格。质量控制措施施工质量控制本体和附件本体和组部件等各部位均无渗漏。储油柜油位合适，油位表指示正确。套管瓷套表面清洁无裂缝、损伤。套管固定可靠、各螺栓受力均匀。油位指示正常、油位表朝向应便于运行巡视。电容套管末屏接地可靠。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。升高座和套管型电流互感器放气塞位置应在升高座最高处。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。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。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，电压比与实际相符。气体继电器检查气体继电器是否已解除运输用的固定，继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好，连通管应有1％～1.5％的升高坡度。集气盒内应充满变压器油，且密封良好。气体继电器应具备防潮和防进水的功能，必须加装防雨罩。轻、重气体继电器触点动作正确，气体继电器按DL/T540校验合格，动作值符合整定要求。气体继电器的电缆应采用耐油屏蔽电缆，电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。观察窗的挡板应处于打开位置。压力释放阀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。压力释放阀的接点动作可靠，信号正确，接点和回路绝缘良好。压力释放阀的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好。有载分接开关传动机构应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡涩现象；传动机构的摩擦部分涂有适合当地气候条件的润滑脂。电气控制回路接线正确、螺栓紧固、绝缘良好；接触器动作正确、接触可靠。远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁和机械闭锁正确可靠。电机保护、步进保护、连动保护、相序保护、手动操作保护正确可靠。切换装置的工作顺序应符合制造厂规定；正、反两个方向操作至分接开关动作时的圈数误差应符合制造厂规定。在极限位置时，其机械闭锁与极限开关的电气联锁动作应正确。操动机构挡位指示、分接开关本体分接位置指示、监控系统上分接开关分接位置指示应一致。压力释放阀（防爆膜）完好无损。如采用防爆膜，防爆膜上面应用明显的防护警示标示；如采用压力释放阀，应按变压器本体压力释放阀的相关要求。油道畅通，油位指示正常，外部密封无渗油，进出油管标志明显。吸湿器吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，呼吸应畅通。吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。测温装置温度计动作触点整定正确、动作可靠。就地和远方温度计指示值应一致。顶盖上的温度计座内应注满变压器油，密封良好；闲置的温度计座也应注满变压器油密封，不得进水。记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠。净油器上下阀门均应在开启位置。滤网材质合格，安装正确。硅胶规格和装载量符合要求。本体、中性点和铁芯接地变压器本体油箱应在不同位置分别有两根引向不同地点的水平接地体。每根接地线的截面应满足设计的要求。变压器本体油箱接地引线螺栓紧固，接触良好。110kV及以上绕组的每根中性点接地引下线的截面应满足设计的要求，并有两根分别引向不同地点的水平接地体。铁芯接地引出线（包括铁轭有单独引出的接地引线）的规格和与油箱间的绝缘应满足设计要求，接地引出线可靠接地。引出线的设置位置有利于监测接地电流。控制箱（包括有载分接开关、冷却系统控制箱）控制箱及内部电器的铭牌、型号、规格应符合设计要求，外壳、漆层、手柄、瓷件、胶木电器应无损伤、裂纹或变形。控制回路接线应排列整齐、清晰、美观，绝缘良好无损伤。接线应采用铜质或有电镀金属防锈层的螺栓紧固，且应有防松装置，引线裸露部分不大于5mm；连接导线截面符合设计要求，标志清晰。控制箱及内部元件外壳、框架的接零或接地应符合设计要求，连接可靠。内部断路器、接触器动作灵活无卡涩，触头接触紧密、可靠，无异常声音。保护电动机用的热继电器或断路器的整定值应是电动机额定电流的0.95～1.05倍。内部元件及转换开关各位置的命名应正确无误并符合设计要求。控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，驱潮装置工作正常。交直流应使用独立的电缆，回路分开。冷却装置风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向正确；电动机保护不误动，电源线应采用具有耐油性能的绝缘导线。散热片表面油漆完好，无渗油现象。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油现象。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，无渗油或进气现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象。备用、辅助冷却器应按规定投入。电源应按规定投入和自动切换，信号正确。其他所有导气管外表无异常，各连接处密封良好。变压器各部位均无残余气体。次电缆排列应整齐，绝缘良好。储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油阀门应开闭正确，且开、关位置标色清晰，指示正确。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。变压器整体油漆均匀完好，相色正确。进出油管标识清晰、正确。紧固螺栓力矩应符合要求，并全部检查无杂物遗留。胶囊充气用空气压缩机或氮气对储油柜内的胶囊进行充气，当储油柜顶部的放气阀溢油时，应停止对胶囊充气，拆除充气管路，安装呼吸器装好油封，补气工作完成。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。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。螺栓与孔的配合符合规范，端子板应有防腐措施。主要试验项目应满足有关标准和技术合同的要求。油处理过程要有严格的监控措施并进行记录，做好防止油管路进水，防止异物进入本体的措施。施工强制性条文执行工前对即将设备安装过程中须执行的强制性条文具体内容、执行方案、注意事项作单独重点说明，以明确强制性条文执行的要求，提高施工人员执行强制性条文的意识及能力。施工过程中针对每日施工项目进行强制性条文的逐条落实，由项目部专职质检员负责检查，不得发生漏项、错项的现象。加强对现场执行强制性条文的技术指导，并作好过程控制记录。及时解决强制性条文执行过程中发现的问题，对不合格的项目及时进行纠偏。在施工过程中严格执行《工程建设标准强制性条文（电力工程部分）》中国电力企业联[2012]16号的相关规定：5.2.1电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-20163.0.4电气装置的下列金属部分，均必须接地：电气设备的金属底座、框架及外壳和传动装置。配电、控制、保护用的屏｛柜、箱）及操作台的金属框架和底座。电力电缆的金属护层、接头盒、终端头和金属保拼管及二次电缆的屏蔽层。4.1.8严禁利用金属软管、管道保温层的金属外皮或金属网、低压照明网络的导线铅皮以及电缆金属护层作为接地钱。4.2.9电气装置的接地必须单独与接地母钱或接地网相连接，严禁在一条接地线中串接两个及两个以上需要接地的电气装置。5.2.2《电气装置安装工程变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（GB50148-2010）的相关规定：5.3.6互感器的下列各部位应可靠接地分级绝缘的电压互感器，其一次绕组的接地引出端子；电容式电压互感器的接地应符合产品技术文件的要求。电容型绝缘的电流互感器，其一次绕组末屏的引出端子、铁芯引出接地端子。互感器的外壳。电流互感器的备用二次绕组端子应先短路后接地。应保证工作接地点有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线。质量通病防治措施表5.3-1主变安装质量通病防治措施序号防治项目主要措施1充油（气）设备渗漏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管道安装完毕，必须进行压力试验（可以单独对该部分管路在连接部位密封后进行试验；也可以与主变压器同时进行试验。参考试验方法：主变压器注油后打开连接充氮灭火装置管道阀门，从储油柜内施加0.03-0.05MPa压力，24小时不应渗漏）。2槽钢或角钢螺栓固定不用平垫或用错平垫在槽钢或角钢上采用螺栓固定设备时，槽钢及角钢内侧应穿入与螺栓规格相同的楔形方平垫，不得使用圆平垫。3套管端子受力充油设备套管使用硬导线连接时，套管端子不得受力。4母线桥支架、槽钢、角钢、钢管几何尺不正确寸和焊缝不美观加强母线桥支架、槽钢、角钢、钢管等焊接项目验收，以保证几何尺寸的正确、焊缝工艺美观。5穿芯螺栓两侧露出长度不一致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。6销针开口角度太小电气设备联接部件间销针的开口角度不得小于60°。7屏、柜安装不牢固屏、柜安装要牢固可靠，主控制屏、继电保护屏和自动装置屏等应采用螺栓固定，不得与基础型钢焊死。安装后端子箱立面应保持在一条直线上。8接地螺栓安装接地线数量过多电缆较多的屏柜接地母线的长度及其接地螺孔宜适当增加,以保证一个接地螺栓上安装不超过2个接地线鼻的要求。9屏（柜、箱）及操作台外壳、底座未接地配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架和底座应接地或接零。10电缆损伤电缆管切割后，管口必须进行钝化处理，以防损伤电缆，也可在管口上加装软塑料套。电缆管的焊接要保证焊缝观感工艺。二次电缆穿管敷设时电缆不应外露。11端子箱、汇控柜及机构箱电缆开孔过大或无底板敷设进入端子箱、汇控柜及机构箱电缆管时，应根据保护管实际尺寸进行开孔，不应开孔过大或拆除箱底板。12电缆桥架划伤电缆固定电缆桥架连接板的螺栓应由里向外穿，以免划伤电缆。13电缆敷设不合理不美观电缆沟十交叉字口及拐弯处电缆支架间距大于800mm时应增加电缆支架，防止电缆下坠。转角处应增加绑扎点，确保电缆平顺一致、美观、无交叉。电缆下部距离地面高度应在100mm以上。电缆绑扎带间距和带头长度要规范、统一。14接线不美观，不可靠不同截面线芯不得插接在同一端子内，相同截面线芯压接在同一端子内的数量不应超过两芯。插入式接线线芯割剥不应过长或过短，防止紧固后铜导线外裸或紧固在绝缘层上造成接触不良。线芯握圈连接时，线圈内径应与固定螺栓外径匹配，握圈方向与螺栓拧紧方向一致；两芯接在同一端子上时，两芯中间必须加装平垫片。15电缆头出头不符合标准端子箱内二次接线电缆头应高出屏（箱）底部100～150mm。16电缆屏蔽层绝缘层损坏电缆割剥时不得损伤电缆线芯绝缘层；屏蔽层与4mm2多股软铜线连接引出接地要牢固可靠，采用焊接时不得烫伤电缆线芯绝缘层。17电缆、光缆工艺不一致监控、通讯自动化及计量屏柜内的电缆、光缆安装，应与保护控制屏柜接线工艺一致，排列整齐有序，电缆编号挂牌整齐美观。施工安全控制施工安全风险识别、评估及预控措施变压器安装作业安全风险识别、评估及预控措施序号危害名称风险种类风险等级风险控制措施1无资质的人员进行特种作业设备损坏可接受的风险由电气工程师对特种作业人员资质进行审核，确保特种人员资质符合要求2未正确佩戴安全帽打击可接受的风险安全员对进入现场人员的安全防护用品使用进行检查，确保人员正确佩戴安全帽3未系安全带的高空作业坠落低风险作业前，工作负责人进行安全技术交底，现场设置安全监护人员，督促高处作业人员系好安全带，佩戴工具袋，衣着灵便，穿软底鞋，安全带不得高挂低用，移动过程中不得失去保护4关键工序不熟悉设备损坏可接受的风险关键施工前，由电气工程师对施工人员进行详细的技术交底，使施工人员熟悉工序5进入施工区域的非工作人员触电可接受的风险在主变压器施工区域加装临时围栏或警告绳，并悬挂“禁止进入”标示牌，非工作人员严禁入内6无防护的孔洞坠落可接受的风险作业前，检查在作业场所周围的孔洞的围蔽情况，确保作业场所周围的孔洞已围蔽或封堵，且悬挂“当心坑洞”标示牌7无序的施工碰撞、设备破损可接受的风险设备、瓷件开箱检查由施工队长或工作负责人组织并实施，并派专职或兼职安全员监护8撬棍插入设备箱内过深设备破损可接受的风险设备、瓷件开箱时使用起钉器，不得用撬棒伸入箱内或穿过瓷件箱板开箱，以防损坏瓷件或设备9敲打设备箱内侧设备破损可接受的风险开箱时，施工负责人督促施工人员使用撬棒、手锤、凿子、螺丝刀等手动工具，不得敲打瓷件内侧的箱板10朝天的铁钉刺伤可接受的风险开箱后的所有箱板，及时打弯“朝天钉”，专人清理回收，堆放到指定位置11飞溅的异物设备破损可接受的风险开箱后的设备和瓷件应做到边开箱、边检查、边就位，暂不能就位安装的，做好预防敲打、倾倒以及外来异物飞落的保护措施12不正确使用梯子坠落中等风险工作人员高空作业时，拴好安全带，梯子放置稳固，由专人扶持或专梯专用；上下梯子清理鞋底油污；用绳索将梯子上、下部固定牢固13含氧量不足的设备内部窒息可接受的风险充氮变压器、电抗器内部检查时，未经工作负责人确认充分排氮后，任何人不准进入变压器、电抗器内，并远离排气口处14遗漏在设备内的施工工具设备烧损可接受的风险进入变压器、电抗器内部检查时，必须穿着专用工作服，事先对所用工器具进行详细检查，并注册登记，工作结束后按数收回，防止遗留在器身内15设备内部照明不足碰撞可接受的风险携带手电筒进入设备内部检查，照明必须良好，安全照明电压不大于12V，防止碰撞16有缺陷的起重机打击低风险使用起重机前司机应检查液压系统、钢丝绳索、刹车系统等，确保车况良好17指挥信号不清碰撞可接受的风险起重过程中设专人指挥，确保指挥信号清晰、准确18有缺陷的工器具设备损坏低风险工作负责人详细检查吊装套管所用绳索、卡扣外观良好，严禁使用有伤痕及不合格的吊具19歪斜的绑扎设备破损打击低风险工作负责人详细检查吊绳绑扎的位置正确、适当，防止起吊时倾斜、翻倒20摆动的重物设备破损低风险起吊时拴好控制方向的控制绳，方能起吊，起吊过程中要保持与非吊物间一定距离，以免发生碰撞损坏设备、瓷件21滑落的工具打击可接受的风险使用工具袋及绳索传送工具，禁止抛掷工具传送，作业时使用的套筒及开口扳手要用布带与手绑扎连接22氧气瓶与乙炔气瓶不按规定放置爆炸低风险安全管理制度要求，氧气瓶与乙炔气瓶应放在远离热源和油污的空旷地方，设置各类防晒、防潮措施和通风良好的临时仓库，分类摆放气体，禁止混存23明火爆炸低风险施工现场内严禁吸烟，注意防火，配备适量的合格的灭火器；滤油设备远离火源及烘箱，滤油区为禁烟火区，并有相应的防火措施、器材和设施；滤油房和烘箱房四周禁止放置易燃物品或其他电气设备24未系安全带的高空作业坠落低风险作业前，工作负责人进行安全技术交底，现场设置安全监护人员，督促高处作业人员系好安全带，佩戴工具袋，衣着灵便，穿软底鞋，安全带不得高挂低用，移动过程中不得失去保护25高温设备性能下降可接受的风险本体有微小渗漏需补焊时，采用断续电焊，严禁火焊，并有妥善的安全防火措施绝缘油的过滤及真空注油作业安全风险识别、评估及预控措施序号危害名称风险种类风险等级风险控制措施1接地不良的施工机具触电中等风险工作负责人详细检查，滤油机、烘箱等电气机具及金属油管道接地良好2滤油设备超时运转设备损坏低风险滤油过程中经常注意电机转动等声音，有异常则停机检查，过滤器经常清理3油箱呼吸器堵塞土壤污染低风险油务处理过程中，工作负责人详细检查油箱呼吸器的工作情况，确保呼吸器顺畅4未经专业培训上岗设备损坏低风险对操作人员进行培训，确保操作人员熟悉和执行滤油设备的安全操作规程，工作人员按规定办理交接班和做好滤油值班记录5不按操作规程操作压力式滤油机设备损坏低风险使用压力式滤油机，开机时先打开出油阀门，然后启动油泵，再开进油阀门；停机时操作程序相反，以防压力升高发生事故6不按操作规程操作真空滤油机设备损坏低风险使用真空滤油机时，应按水泵→真空泵→油泵→加热器的顺序开机，停机时按加热器→进油泵→出油泵→制冷泵→真空泵的顺序停机，冬季应注意防冻7设备真空度超限设备破损低风险工作过程中，使用真空计监测设备真空度，专人每小时记录一次数据，在真空注油时按制造厂的抽真空规定，均匀地逐步提高真空度，同时检查油箱四周的变形，其最大值不得超过壁厚的2倍8不按操作规程操作滤油设备设备性能下降低风险油盘经常清除剩油，滤油纸放入时预先滴尽油滴，滤油设备采用油加热器时，先开启油泵后投加热器。停机时，提前切除加热器，再关停油泵。严防油温过高油质碳化9烘箱温控整定错误设备报废低风险烘箱使用时专人看管，做好记录，不得超温运行，检查温度以及干燥情况，值班人员离开现时切断电源，挂上“不可合闸”警告牌10温度过高的烘箱灼伤低风险施工人员发现烘箱温度上升过剧，立即切断电源，如出气孔冒烟有焦味时，切不可打开烘箱门，镇静处理，先将出气孔关闭，并在烘箱上盖上耐热材料（如石棉布），使烘箱与空气隔绝，以免发生火灾，并及时报告11明火爆炸低风险施工现场内严禁吸烟，注意防火，配备适量的合格的灭火器；滤油设备远离火源及烘箱，滤油区为禁烟火区，并有相应的防火措施、器材和设施12不合理布置的滤油区爆炸低风险施工现场内严禁吸烟，注意防火，配备适量的合格的灭火器；滤油房和烘箱房四周禁止放置易燃物品或其他电气设备13油箱支腿不稳土壤污染低风险放置油箱前，对基础进行夯实处理并加垫枕木；注油过程中工作人员经常检查油箱支腿受力情况14过载的电源线设备烧毁可接受的风险使用大功率电器设备前，施工人员必须核对施工电源容量是否满足其要求，变压器、油浸式电抗器施工电源要独立配置大容量开关，要注意观察电源线的绝缘情况，如出现超常发热、导线绝缘有破损，应及时检查、处理安全注意事项1、在安装过程中，会出现各种各样的情况。遇到任何情况后，首先汇报吊装指挥专责，由吊装指挥专责协商总指挥负责人后进行下令应急处理。吊装过程中有可能楚翔集中清空进行分析和探讨：2、吊装时出现暴风、雷雨雪天气，必须立即停止所有吊装作业，清理好所有的机具和设备材料。3、主要单元吊装时，应提前与当地气象台联系，确保吊装时天气良好，如天气情况突变，则停工，并对已经吊装完成的单元做好临时加固或保护措施。4、吊装过程中出现机具问题，构件跌落，首先发现后所有人撤离到现场50m外，等待稳定或进行检查，对每个机具进行检查和分析，找出所有问题和原因，并跟换所有存在问题的机具。5、起重机械出现问题，如起重机械提升过程出线地面塌陷、异常声响、油压不闻等各种问题，则应立即停止提升，放下构件进行检查，检查确认无问题后重新起吊。施工安全技术措施（1）施工安全技术措施必须在工程开工前制定施工安全技术措施应在工程开工前编制。为保证各项安全设施的落实，在工程图纸会审时，就应特别注意考虑安全施工的问题，并在开工前制定好安全技术措施，使得用于该工程的各种安全设施有较充分的时间进行采购、制作和维护等准备工作。（2）施工安全技术措施要有全面性按照有关法律法规的要求，应当根据工程特点制定相应的施工安全技术措施。详细说明有关安全方面的防护要求和措施，确保分部分项工程的施工安全。对主变压器安装、构支架吊装、临近带电体等危险性较大的作业，必须编制专项安全施工技术方案。（3）施工安全技术措施要有针对性施工安全技术措施是针对每项工程的特点制定的，编制安全技术措施的技术人员必须掌握工程概况、施工方法、施工环境、条件等一手资料，并熟悉安全法规、标准等，才能制定有针对性的安全技术措施。（4）施工安全技术措施应力求全面、具体、可靠施工安全技术措施应把可能出现的各种不安全因素考虑周全，制定的对策措施方案应力求全面、具体、可靠，这样才能真正做到预防事故的发生。但是，全面具体不等于罗列一般通常的操作工艺、施工方法以及日常安全工作制度、安全纪律等。这些制度性规定，安全技术措施中不需要再作抄录，但必须严格执行。（5）施工安全技术措施要有可行性和可操作性施工安全技术措施应能够在每个施工工序之中得到贯彻实施，既要考虑保证安全要求，又要考虑现场环境条件和施工技术条件能够做得到。管理制度保障措施安全生产责任书制度采用签定安全生产责任书的办法来强化施工班组的安全管理，控制班组出现生产障碍和安全事故。项目部安全生产第一责任人直接同下属各作业班组签定安全生产责任书，形成横向到边，纵向到底的安全网络，使各级领导直至每个作业人员都充分认识到安全生产的压力和义务，有效地克服只求生产进度而忽视安全工作的倾向，使全体职工进一步认识到安全生产就是最大的经济效益。安全生产奖惩制度安全生产奖惩制度在合理、合法的基础上按以责论处和重奖重罚的原则进行，奖惩实行分级管理，下级对上级负责。对于认真履行安全生产责任和遵守安全操作规程、规章制度、避免生产过程中发生事故的有功集体和个人，按表扬、记功、发奖金和增加工资等方式进行奖励。对于忽视安全生产，不认真履行安全工作职责，工作失职、渎职或严重违反操作规程、规章制度、盲目施工、野蛮施工等造成安全事故的集体和个人都给予处罚，处罚按事故大小和情节给予留用察看、开除、下岗、解除劳动合同等。通过落实安全奖惩制度不断增加安全监察的约束力。安全工作实行一票否决制。安全生产教育制度安全思想意识教育：通过说教树立较强的安全意识，对全体人员进行安全生产方针、政策、法规、规章制度、操作规程的教育，结合本工程和单位的具体情况，通过各种教育方式，使全体职工掌握了解各项方针、政策和规章制度并在施工生产过程中得到贯彻落实。劳动纪律教育：通过教育使全体人员懂得严格执行劳动纪律对安全的重要性，加强劳动纪律教育，不仅能合理组织劳动提高项目的管理水平和劳动生产率，而且可减少和避免伤亡事故及职业危害，从而保障安全生产。安全知识教育：安全知识的教育包括：一般生产技术知识、一般安全常识和专业安全技术知识的教育。要掌握安全知识，就必须同时掌握相应的生产技术知识，了解单位的基本生产概况、生产技术过程、作业方法和工艺流