主变安装作业指导书内容DOC.doc

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一.施工范围及工程量 1.1施工范围本作业指导书适用于内蒙古东源科技有限公司4*50MW热电机组工程主变压器、启/备变压器、高厂变及其附件的安装。 1.2工程量发变组主变压器4台；启动/备用变压器1台；高厂变5台二．编制依据 2.1技术资料 2.1.1内蒙古电力勘测设计院设计的施工图纸 F569S-D0201-01《A列外电气设备布置及安装》、 F569S-D0201-02《A列外电气设备断面布置及安装》 2.1.2厂家资料特变电工新疆变压器厂提供的关于发变组主变压器SF10-82500/220型、启动/备用变压器SFZ10-12500/220型及高压厂用变压器SF10-12500/10型的《安装使用说明书》。 2.2标准规范 GBJ50148-2010《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》; GB 50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》； GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》； DL/T 5161.1-17-2002《电气装置安装工程质量检验及评定规程》。三．施工准备 3.1设备及材料准备 SF10-82500/220型电力变压器四台和SFZ10-12500/220型电力变压器一台及其配套的全部附件；高纯氮气数瓶或干燥空气发生器一台；塑料或棉布连体服、高筒耐油靴或塑料鞋、手电筒、24V安全行灯、尼龙绳、高强度氧气带、注油用衬钢丝耐油胶管及阀门、抽真空用衬钢丝耐油胶管及阀门、毛刷、红塑料带、酒精、白棉布、塑料布，干粉灭火器，扳手，2T倒链，安全带等。 3.2施工机械 100t汽车吊，20t汽车吊，吊具及专用油罐，真空滤油机，真空泵，弃油收集容器等。 3.3技术资料与主变压器系统设备安装相关的经过会审的设计院图纸及主变压器系统厂家安装使用说明书，并要求主变压器生产厂家对我安装单位的工作人员进行全面的技术交底，并有主变压器基础的工序交接单。 3.4计量器具及特殊工具磁力线坠、水平仪、水平尺，力矩扳，5米长卷尺，长电源盘，油分析用广口瓶，油色谱试验用注射器，真空注油用油位计，压力真空表，真空计，干湿温度计，兆欧表，塞尺和万用表。四．施工工序施工准备 4.1工艺流程附件开箱检查验收验收主变压器基础主变压器本体验收及就位位气体继电器的校验冷却器的密封试验绝缘油的化验温度计的检验结合设备制作连接法兰排放主变器身内氮气变压器器身检查套管及升高座的相关试验安装变压器附件真空注油变压器热油循环安装气体继电器及其连管变压器二次补油及密封试验变压器放气、静放及密封试验设备接地及防锈涂层检查附属设备的安装变压器整体检查配合调试单位进行变压器相关试验自检后逐级验收带电试运行 4.2工序方法 4．2．1施工准备 4．2．1．1人员准备参加该变压器安装的人员要进行技术培训，使其掌握必要的施工技能，同时进行人员组织、分工，落实各施工人员责任。 4．2．1．2机具准备施工机械和器具的检查、校验、维护。 4．2．1．3材料设备准备各装置性材料及消耗性材料齐全，验收合格。 4．2．1．4技术准备方案齐全、措施周详，交底清楚。 4．2．1．5施工环境相关土建工程完工，并经验收合格；滤油棚搭设完毕，与滤油机相关的水源、电源、防火措施及施工照明均已到位。 4.2.2验收主变压器基础根据设计院施工图纸验收变压器基础，校核基础中心线；用水平仪测量埋铁高度及水平度，如误差超过允许范围应加合适的垫铁至所需高度，在确保水平度不超允许范围的情况下焊牢，同时做好工序交接手续。 4.2.3附件开箱检查验收在变压器附件全部到达现场后，应会同甲方、监理、厂家及供应部门，结合设计院图纸和装箱单对变压器附件进行开箱检查验收并作好开箱检查记录，发现问题应及时与有关方面取得联系，以求在最短的时间内将所发现的问题解决。 4.2.3.1套管及升高座验收主要检查外包装是否完好，开箱检查规格、型号是否符合设计要求，瓷件及油位窗有无破损、裂纹，各结合部位是否牢靠，附件齐全完好，有无渗、漏油现象，油位是否正常，电容取样及接地部分是否完好，安装后放气塞是否位于底座最高位置。 4.2.3.2对于散热器、气体继电器、压力释放阀等附属零件都应按照装箱单逐一清点检查是否完好齐全。 4.2.4变压器本体验收及就位 4.2.4.1变压器本体检查验收变压器运抵现场后，应立即对运输大件作货损检查，因为任何支架或夹件的损坏和松动都表明变压器在运输过程中受异常冲击。主要检查的内容为：仔细观察各螺栓连接处和各焊接处是否有渗漏油现象，本体外部有无裂纹和损坏现象；测取铁芯和夹件接地电阻的读数，绝缘电阻值在200兆欧以上可视为合格；如果各表读数均为零，则要检查变压器是否已进入自然空气，器身的绝缘件是否已经受潮，情况若真如此，应立即通过充氮装置向变压器充入高纯氮气，并将此情况书面告知厂家征求应急建议，商定下步补救措施。 4.2.4.2变压器本体就位该变压器由施工单位承担本体就位工作，运输单位配合施工单位卸车，找好变压器基础上的横、纵向中心线，然后将变压器本体就位。在变压器本体就位后，应将固定在箱体上的冲击记录仪卸掉，而后连接电脑，将该变压器的冲击记录值打印出来，并做好变压器冲击记录。该变压器的冲击允许范围如下：当各个方向的重力加速度小于1g时，被认为运输全过程正常，当任何一方向的重力加速度介于1g---3g之间时，认为运输全过程中发生过冲撞，如果任何一方向的重力加速度大于或等于3g时，则认为运输全过程中发生故障。总之，只要任何一方向的重力加速度超过1g时，应联系供应部门及时与制造厂和甲方和监理取得联系，共同商议该变压器能否安装投运，并最终做出处理方案。 4.2.4.3变压器就位后的储存保管因现场不具备该变压器的安装条件，所以对该变压器决定采用充氮保养的方法进行临时储存。在变压器本体用100T汽车吊就位完毕后，首先应检查油箱中的氮气压力，通常在常温下应当为正压力，如果压力为零，应查明原因。充氮储存时，油箱内的氮气压力应保持在0.01-0.03MPa，补充的氮气纯度应大于99.99%，露点应低于-40℃且充氮储存时，每天要检查一次箱内氮气压力，当氮气压力低于0.01MPa时，要进行补加氮气，如果氮气压力下降较快时，说明有非正常的渗漏，要及时找出渗漏点并处理好，以保证变压器铁芯不会受潮。 4.2.5结合设备制作连接法兰及管道变压器本体就位后，应根据各接口的实际尺寸制作滤油和抽真空时候用的连接法兰和管道，制作法兰和管道用的钢板要满足设备安装过程中的压力、真空度及强度要求，并保证其清洁无毛刺。 4.2.6相关附件的性能试验、校验和绝缘油的化验 4.2.6.1附件开箱检查验收后，如没有发现异常情况，应将绕组温度计和油面温度计送交热工调试部门进行校验，温度计的整定定值由建设单位或生产厂家提供，但我方应对整定定值进行备案。 4.2.6.2冷却器的密封性能试验给散热器充入0.15MPa的氮气,持续30分钟,压力不下降。检查散热器有无变形、漏气,并做好纪录. 4.2.6.3气体继电器的校验和绝缘油的化验设备开箱检查后，应及时将气体继电器和绝缘油送交有相关资质的电力试验部门进行校验，如不合格，应加紧滤油，同时尽快和厂方取得联系，直到油质合格为止，同时应做好校验和化验记录。厂方对绝缘油的质量要求如下：击穿电压≥40KV，介质损耗因数90度时≤0.5%，微水含量≤15mg/L。溶解气体气相色谱分析含量值：氧气＜10*10-6；乙炔0；总烃＜20*10-6. 4.2.7变压器器身检查 4.2.7.1正常情况下的检查由于220KV变压器在通常情况下，当运输过程中没有受到严重冲撞时，可从箱壁人孔处进入油箱中的两侧进行内检，上铁轭上的构件，可从箱盖上的法兰孔进行检查。 4.2.7.2器身检查的条件由于该变压器是充氮运输产品，所以在进行变压器器身检查前，要将变压器内部的预充氮气排出本体，以便于工作人员进入变压器内部进行器身检查。采用注油排氮的方法进行排氮，具体步骤如下：首先打开箱盖上的盖板，再由油箱下部的油门注油排氮，所注油质应符合3.3.3及3.3.4条规定，注油至压板以上静置12小时后再快速放油。器身在空气中暴露时间,从开始放油开始计时,应按下述规定执行:相对湿度不大于65%时,不超过24h（向油箱中吹入干燥空气时），不超过12小时（吊检或不吹入干燥空气时）；相对湿度不大于85%时,不超过16h（向油箱中吹入干燥空气时），不超过10小时（吊检或不吹入干燥空气时）；相对湿度大于85%时,应立即停止或不开始变压器器身检查作业。 4.2.7.3：器身检查过程中的注意事项进入器身内部进行检查作业的人员要着连体服，且所着的连体服不应带有拉索和纽扣，保证衣服和鞋帽的清洁；不允携带除工具外的其它物件，且所带工具要有严格的登记和清点制度，严防遗失在油箱中；油箱中的含氧量应大于18%，当小于18%时工作人员不能进入内部作业，进入油箱中的工作人员不宜超过3人，在内检时最好是向油箱中吹入露点为-30℃以下的干燥空气（空气加热经硅胶罐过滤制取），每分钟以0.2m³的流量吹入油箱中，以防止变压器铁芯受潮；放油后箱盖上的大法兰孔要进行适当遮挡，防止灰尘落入箱中，内检过程中使用的安全灯具必须有保护罩，不准在箱内更换灯泡，移动灯具和其它工具时注意不要损伤器身绝缘。 4.2.7.4器身检查的内容首先拆除油箱中运输用的支架和氮气监视装置,观察所有紧固件是否有松动现象,如有松动或脱落,应当复位且拧紧；观察引线的夹持、捆绑、支撑和绝缘的包扎是否良好，如有移位、倾斜和松散等情况应当复位固定且重新包扎；如器身出现位移时，应检查其它绝缘是否有损伤，引线与套管、开关与操动杆的正常安装位置有无影响，有关的电气距离能否保证，如不能保证与箱盖上构件的正常安装位置，应当吊芯检查。用2500V摇表检测铁芯与夹件间的绝缘是否良好，铁芯是否有且只有一点可靠接地，检查完毕后，清除油箱中的残油和污物，而后进行变压器附件安装。 4.2.8套管及升高座的相关试验在变压器真空注干燥空气排氮时，应安排相关人员配合调试部门对变压器高低压套管及升高座进行相关电气试验，以有效节约变压器安装工期。 4.2.9除气体继电器以外的变压器附件安装（说明：在打开变压器任一处无阀门的封板进行附件安装时，必须向变压器内部充入过压高纯氮气或干燥空气，以保证外界潮湿空气不会侵入变压器内部）： 4.2.9.1高压电容型套管及引线安装：用布或棉纱擦去瓷套及联结套筒表面的尘土和油污，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备用，用白布球拉擦导管，直到白布上不见脏色，然后用塑料布包封好，仔细检查瓷套有无裂纹和渗漏，油位表指示是否正常，特别要注意瓷套的端头有否裂纹和渗油；按照相序编号安装升高座，安装后放气塞位置应在最高处，电流互感器的铭牌应处于便于观察位置；套管起吊可用双钩法或一钩一手动葫芦法，当水平起吊到适当位置时，穿入引导电缆引线用的引导索，然后辅助钩放松，主钩上升，套管则逐渐由倾斜至直立；引导索螺栓拧入引线头上的螺孔中后，将套管徐徐插入升高座内，同时引导索通过系在吊钩上的滑轮将引线头向上拉，直到套管就位，紧固好套管法兰的螺栓；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，插入圆柱销。放好O型密封圈后，用专用扳手将导电头和定位螺母背紧。最后撤去专用扳手，用螺栓将导电头紧固在套管的导电座上，务必注意将O型密封圈压到合适程度，以确保密封性能良好。 4.2.9.2低压侧大电流套管安装套管和升高座的检查、清理、起吊和就位等均按高压套管同样的道理和办法进行；当对低压侧套管进行电气连接时，应保证连接后相间和对地的绝缘距离符合规定，两股引线的片间应有可见的稳定的油隙，当两股引线加压板压紧时，压板一定要放在外侧，而不能夹在两股引线之间。在封上接线用手孔板前，应测量接头的接触电阻，三相的实测值应基本相同。 4.2.9.3铁芯接地套管安装将瓷套内外表面擦拭干净，拆下安装接地套管的法兰上的封板，清理安装接地套管的法兰，放置好密封胶垫，将导电杆穿过瓷套，再在导电杆上套上封环，瓷套，衬垫并旋上螺母，然后先将瓷套安放在密封胶垫上，用压钉将瓷套压紧，瓷套固定后，再拧导电杆上的螺母，将封环压紧，最后将铁芯接地引线套在接地管的导电杆端头上，然后用螺母和背母拧紧。 4.2.9.4冷却装置安装打开每根冷却器联管，用白布擦拭管内壁，直到不见脏色，打开冷却器的运输用盖板，检查内部是否清洁和有无锈蚀；检查油流继电器挡板，挡板应铆焊牢固；按零件编号和安装标志，安装油管、蝶阀、支架、冷却器及潜油泵等。最后安装加固拉线，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使之处于直立状态，然后吊到安装位置，再与冷却器支架及油管装配。 4.2.9.5储油柜及联管的安装打开储油柜，检查内部是否清洁；用氮气充满油枕至0.025MPa，保持30分钟无泄漏。安装指针式油位表时应使浮球能沉浮自如；吊装储油柜支架，用螺栓紧固在油箱顶上，再将储油柜安装在支架上；安装吸湿式呼吸器连管，连管的下端安装呼吸器中的储运密封圈必须拆除，在玻璃筒中加干燥的变色硅胶，在油封盒内注变压器油，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管路；在储油柜的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。 4.2.9.6其它附件的安装将压力释放阀吊装到油箱顶上，按安装记号紧固在各自的法兰上，防护罩的排油口应对准开阔方向，如方向不对，可重新安装防护罩；在带电试运前，压力释放阀下部的阀门应处于关闭状态，但一旦投运或试验时，必须将压力释放阀下部的阀门打开。将绕组温度计和油面温度计按图纸装到指定位置，安装前在温度计底座内注入50mm深的变压器油，再将温度计插入相应底座，并固定牢靠。 4.2.10变压器真空注油 4.2.10.1抽真空脱水、脱气 4.2.10.1.1在确认变压器和有关管路系统的密封性能良好的情况下，方可对变压器进行抽真空工作，抽真空的管路应接至变压器主导气管端头的阀门上； 4.2.10.1.2抽真空前应将冷却器（包括片式散热器）上下联管处的蝶阀全部打开，以使冷却器与变压器一起抽真空；另外，气体继电器两端的蝶阀必须处于开启位置，使油枕一同参与抽真空。 4.2.10.1.3 抽真空时变压器周围的环境温度应高于20℃，在抽真空的最初一个小时内，当残压达到20kPa时无异常情况，可继续提高真空度直到残压达到133Pa，且保持8小时以上，便可以开始真空注油。 4.2.10.2真空注油注入变压器内部的油质应符合3.3.3及3.3.4条规定，注油应自下而上，每小时注入的油量应当小于5000L，油面距箱盖（100～200mm）停止注油，注满油后仍保持真空度4小时以上，然后再解除真空。 4.2.10.3安装气体继电器及其联管待热油循环结束后，应立即安装气体继电器及与其连接的波纹管，气体继电器上的前头应指向储油柜，且从油箱侧至储油柜侧的联管要有1-1.5%的上升坡度，以保证变压器故障时产生的气体能顺利进入气体继电器，从而发出报警或跳闸。（下附真空注油示意图）附图Ⅰ：真空注油示意图阀门油罐主变压器本体主变压器真空滤油机阀门真空泵真空计 4.2.11变压器热油循环解除真空后，当油样实验结果击穿电压U＜40KV，或含水量＞15mg/L，或者含气量＞1.5%时要进行热油循环处理，使油质达到3.3.3及3.3.4条规定。 4.2.13变压器的补充注油、排气及静放： 4.2.13.1补充注油真空注油结束后,从储油柜集气盒上的注油联管向储油柜中加油,加油时将气体继电器两端的蝶阀打开,同时打开注放油联管端头的蝶阀上放气塞,待所加油溢出后关闭塞子打开蝶阀(即排除加油管路中的气体),油注至稍高于正常油面后关闭蝶阀取下联管。 4.2.13.2然后打开套管和冷却器以及联管上部的放气塞和储油柜中薄膜上的排气嘴进行排气，待油溢出时关闭塞子。根据最后的油温和油面曲线调整油面（由储油柜集气盒上的注放油管进行），然后取油样试验应符合3.3.3及3.3.4条规定。注满油后静置72小时，过程中每八小时进行一次排气。 4.2.14密封性能试验在完成以上工作后，对变压器进行密封性能试验，使油箱内维护0.035Mpa的压力，用油柱静压法试漏时，静压24小时，加压试漏法时，加压时间为24小时，应无渗漏。 4.2.15设备接地及防锈层检查各人孔手孔、支架、套管升高座等，都必须通过铜软连线与油箱等电位连接接地，且各接触表面应确保洁净，以使连接面接触充分；最后按照设计院图纸用扁钢将变压器本体与主接地网进行两点焊接，此接地线的工艺要求美观，各转弯尺寸以施工规范为准。 4.2.16附属设备安装中性点隔离开关的安装：按图纸要求将变压器中性点隔离开关安装到位，并调整其间隙以达到规定值。 4.2.17变压器整体检查 4.2.17.1检查各组部件的安装是否符合其安装使用说明书的要求。如温度计中是否充填了变压器油，60KV及以上套管的中间法兰上的接地端子是否可靠的接地了，吸湿器中的吸附剂是否合格。 4.2.17.2气体继电器两端和冷却器上下联管或油箱管接头处的蝶阀是否处于开启位置。 4.2.17.3开关的指示位置是否正确，三相是否一致，转动是否灵活。 4.2.17.4高低压升高座中的套管型电流互感器的端子是否接好。 4.2.17.5变压器主体和铁芯接地套管等是否可靠的一点接地。 4.2.17.6储油柜和高中压套管中的油面是否合适。 4.2.17.7各种保护、控制和测量等装置的电源、控制和信号等接线是否正确，信号与动作是否准确。冷却器的吹风装置、控制系统是否无误，油泵的转向、油流方向是否正确，风机运转是否正常。 4.2.17.8各分接开关位置的变化是否正确。 4.2.17.9检测油箱中的油质，应符合电力变压器施工规范中的变压器油的标准和规定（如厂方标准高于规范的按厂方标准执行）。 4.2.18配合调试单位进行变压器相关试验配合调试人员对套管进行变比、直流电阻等试验，待全部试验完毕，连接高压侧出线，彻底清扫变压器,进行刷相色漆等尾工。 4.2.19自检后逐级验收首先进行班组自检，并应有完整的施工记录和相关验评记录、签证书，而后再逐级检查验收。 4.2.20带电试运行具体组织及步骤见调试部门试运方案，正式投运24小时后，对变压器绝缘油取样做全分析试验，并与受电前试验结果进行对比，如有异常现象，立即上报有关部门，并采取相应措施。五.控制点 5.1重要工序的交接验收点： 5.1.1变压器基础交接验收单 5.1.2附件开箱检查验收及相关附件的试验 5.1.3变压器绝缘油的化验 5.1.4气体继电器的校验及整定 5.2现场见证点 5.2.1系统检查签证 5.2.2 变压器器身检查签证 5.2.3冷却器密封试验签证 5.2.4真空注油及密封试验签证 5.2.5变压器带电试运行签证六．工艺质量标准及验收级别 6.1工程质量目标： 6.1.1分项、分部、单位工程优良品率分别不低于98%、99%、100%。 6.1.2竣工资料移交，符合甲方和机组达标要求。 6.2质量管理体系：建立以队长为质量第一责任人，以专工、专职质检员、班长和技术员为质量责任人的质量保证体系。 6.3质量标准： 6.3.1 主变压器本体的安装工序检验项目性质质量标准检验方法及器具基础安装预埋件按设计规定对照设计图纸检查基础水平误差＜5mm 用U型管或水准仪检查就位前检查密封性能气体压力 0．01~0.03MPa 检查压力表带油运输不渗油,顶盖螺栓紧固观察检查油绝缘性能标准规定值检查试验报告本体就位套管与封闭母线中心线主要一致用尺及经纬仪检查本体接地主要牢固导通良好观察检查冲击值和次数 1g以下正常对照厂家规定检查其他油箱顶部定位装置无变形,无开裂观察检查 6.3.2 主变压器的检查工序检验项目性质质量标准检验方法及器具器身外观器身各部位主要无移动观察检查各部件外观主要无烧伤损坏及变形各部位绑扎措施齐全、紧固扳动检查绝缘螺栓及垫块主要齐全，无损坏，且防松措施可靠用扳手检查绕组及引出线绝缘层主要完整，包缠牢固紧密观察检查铁芯铁芯接地主要 1点，连接可靠观察检查铁芯绝缘主要用兆欧表加压1min，不闪络用兆欧表检查绕组裸导体外观无毛刺，尖角，断股，断片，拧弯观察检查焊接满焊，无脱焊观察检查高压应力锥完好观察检查油路(有围屏者除外) 无异物，畅通均压屏蔽罩(220KV高压侧) 完好，无损伤线圈固定检查主要固定牢固手指摇动检查绕组绝缘主要不低于出厂值的70% 用2500V兆欧表检查电压切换装置连接可靠观察检查开关触头清洁度、弹力无锈蚀油污，弹性良好扳动检查接触主要可靠，塞尺塞不进 0.05mm×10mm塞尺检查对应位置正确，一致操动检查部件装配齐全，正确观察检查无励磁分接开关操作杆长度三相一致观察检查转动器动作灵活密封良好其他强油绝缘管与下轭绝缘接口密封良好观察检查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操动检查回罩法兰连接紧固，螺栓受力均匀：结合面无渗油观察并用力矩扳手检查器身暴露空气中的时间主要 10小时记录实际值 6.3.3 主变压器附件的安装工序检验项目性质质量标准检验方法及器具高压套管安装套管及电流互感器试验主要合格检查试验报告升高座安装外观检查接线端子牢固,无渗漏油观察检查放气塞升高座最高处安装位置正确观察检查绝缘筒装配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，油位正常观察检查法兰连接螺栓主要齐全,紧固力矩扳手检查引出线安装穿线顺直,不扭曲观察检查 220kV 应力锥深度合适引线与套管连接主要连接螺栓紧固,密封良好观察并用力矩扳手检查低压套管安装套管检查清洁,无损伤观察检查法兰连接主要连接螺栓紧固用力矩扳手检查储油柜安装内部检查清洁，无杂物触摸，观察胶囊或隔膜无变形，损伤，且清洁观察检查胶囊或隔膜气密性主要无渗漏缓慢充气试验胶囊口密封无渗漏，呼吸通畅观察检查油位计检查反映真实油位吸湿器安装连通管无堵塞、清洁观察检查油封油位在油面线处吸湿剂颜色正常安全气道安装及压力释放阀安装内部检查无杂物、污迹观察检查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，绝缘良好试灯、兆欧表释放器压力位置正确观察检查阀盖及弹簧主要无变动电触点检查动作准确，绝缘良好查试验报告气体继电器安装校验主要合格查试验报告继电器安装位置正确，无渗漏观察检查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送热工调试校验查校验报告插座内介质及密封与箱内变压器绝缘油一致，密封良好观察检查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，法兰面平整观察检查密封性试验主要按制造厂规定检查记录支座及拉杆调整主要法兰面平行、密封垫居中不偏心受压观察检查潜油泵结合面严密流速，差压继电器按制造厂规定对照厂家规定检查风扇牢固，叶片无变形观察检查阀门动作操作灵活，开闭正确操动试验外接管路内壁清洁，流向标志正确观察检查净油器安装内部检查清洁，无杂物、污迹观察检查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，保护措施齐全观察检查接线箱盒牢固，密封良好控制箱安装牢固扳动检查 6.3.4 主变压器注油及密封试验工序检验项目性质质量标准检验方法及器具变压器注油绝缘油试验主要合格检查试验报告油温(220KV及以上变压器) 高于器身温度用温度计检查器身温度 >20℃ 真空度（Pa）主要 133．3 对照规范检查注油前真空保持时间 24小时检查记录注油(循环)速度t/h 4—5 用流量计检查注油过程检查(220KV以上变压器) 见指导书观察检查注油后真空保持时间注满油后直接停止见作业指导书油位检查油标指示正确观察检查油标指示与油枕油面高度一致主要一致 500KV变热油循环器净油设备出口油温0C 按制造厂规定用温度计检查油箱内温度0C 按制造厂规定循环时间h 按制造厂规定检查记录热油循环后油质试验主要合格检查试验报告整体密封试验试验压力Mpa 0．035 检查压力表试验时间h 6 检查记录所有焊缝及结合面密封主要无渗漏观察检查 6.3.5 主变压器整体检查工序检验项目性质质量标准检验方法及器具变压器整体检查铭牌及接线图标志齐全,清晰观察检查所有附件安装正确,牢固油系统阀门打开,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及指示符合运行要求位置指示正确油位主要正常测温装置指示正确气体继电器主要模拟试验良好模拟试验检查冷却装置试运良好,联动可靠观察检查事故排油消防设施主要完好,投运可靠投运检查试验项目主要合格,无漏项检查试验报告整体密封主要无渗油观察检查相色标志齐全,正确接地铁芯和夹件接地引出套管牢固,导通良好扳动且导通检查高压套管末屏电流互感器备用二次端子短路后可靠接地本体及基础牢固,导通良好引线与主网连接牢固,导通良好孔洞封堵严密观察检查七．安全技术措施 7.1工程安全管理目标： 7.1.1无重伤以上人身事故。 7.1.2无重大机械、设备、火灾事故。 7.2安全管理体系：建立安全施工管理网络，队长是安全第一责任人，队里设专职安全员，班组长及技术人员兼职安全员，层层设防，齐抓共管。 7.3安全技术措施： 7.3.1全体参与变压器安装的作业人员应服从现场总指挥的统一协调指挥，并严格按施工方案作业。 7.3.2施工现场不得动用明火，确认必须动用明火时，应按照所在项目部安全部门的规定办理动火作业票，经审批后方可作业。 7.3.3要备有足够的防火器材，安全防火有专人负责，并在滤油棚和真空泵旁边悬挂安全警示牌。 7.3.4吊装现场应保持清洁，应有防止沙尘的措施，且保证道路畅通。 7.3.5充氮变压器未经充分排氧(其气体含氮密度>18％)严禁作业人员入内，充氮变压器注油时，任何人不得在排气孔处停留。变压器引线焊接不良需要在现场补焊时，应采取绝热和隔离措施，并配备足够的消防器材。 7.3.6起吊和回装过程中应由专业起重工指挥，其它作业人员不得影响和干涉。 7.3.7对所有参与作业人员进行安全技术交底，保证人身和设备的安全。 7.3.8危险点危险源的辨识及预控措施序号工作内容危险点防范类型预控措施 1 滤油油遇明火造成火灾人身伤害、设备损坏 1. 悬挂“油区重地，严禁烟火”警告牌。 2. 严禁在油区10米范围内用电、火焊，必要时采取隔离措施。 3. 工作人员离开时必须切断电源，确认无起火危险后，方可离开。 2 排氮充氮变压器排氮伤人人身伤害 1. 变压器未经充分排氮，严禁工作人员入内。 2. 充氮变压器注油时，任何人不得在排气孔处停留。 3 本体检查变压器油滑，人员高空坠落人身伤害工作人员穿胶鞋及专用工作服，工作中精神集中，听出指挥。 4 附件安装对口组合，吊件回落挤伤手指人身伤害 1. 工作中专人负责统一指挥。 2. 工作人员不要把手放在对接口正面，应把持侧面。 3. 工作人员精神集中，听从指挥。紧螺栓扳手打伤自己或他人人身伤害 1. 用力均匀，精神集中。 2. 有防止扳手脱落的措施。 5 施工用电由于电源开关或电缆原因造成触电人身伤害、触电 1. 由电工加设漏电保护器。 2. 电缆要避开滑车及钢丝绳。 3. 禁止任何非电气专业人员乱动电气设备和拆、接电源线。 6 带电试运触电人身伤害、触电 1. 制定严格完整的规章制度。 2. 严格执行工作票制度。 3. 带电设备悬挂“有电危险”等警示牌。 4. 对停电设备要验电。 5. 施工中设监护人。八．文明施工及环境保护措施 8.1严禁随地大小便或其它方式污染场地和建筑。 8.2各种施工垃圾、废料及生活垃圾应堆放到指定场所。 8.3使用切割机、磨光机、电焊机等设备加工钢板时，应尽可能把加工场地选在人少的地方，以免加工时产生的噪声、废气、强光等影响他人身体健康。 8.4施工中用到的乙炔气体不能外漏，以免影响附近他人身体健康。 8.5施工中用剩下的变压器油以及其它废弃物，不可随意倒在土壤中或水中，以免污染土壤和水质。 8.6各机械装置加注油脂时应有防止溅落的措施。 8.7损坏的电器元件严禁随意丢弃，应集中存放和保管。 8.8材料设备在现场应摆放整齐，施工要做到工完料净场地清。

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