变压器安装施工工艺 6页

'变压器安装施工工艺1变压器安装施工工艺1.1适用范围变电工程的220kV及以上变压器安装，（110kV变压器、35kV及以上油浸高压电抗器安装可参照执行）。1.2施工流程施工流程图见图1-1。图1-1施工流程图1.3流程说明及主要施工工艺质量控制要求1.3.1施工准备（1）现场布置：包括变压器油过滤及真空处理设施、附件和吊车等。（2）技术准备：变压器试验合格证明书，包括电气试验、附件试验和变压器油；变压器安装说明书；变压器安装作业指导书；施工图纸；变压器保管记录，包括充干燥气体保管压力（气体保管压力一般为0.01～0.03MPa，750kV变压器充气运输的气体保管压力应保持为0.02～0.03MPa，气体的露点应低于-40℃）记录和运输过程冲击记录仪记录数据检查（三维冲击记录均必须小于3g）。（3）人员组织：安装、试验负责人，技术负责人（含技术服务人员），安全、质量负责人，安装、试验人员。（4）机具及材料：吊车、单车汽车，吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料（产品附带），抽真空和滤油设备等。1.3.2变压器油品质要求（1）变压器本体油应取样进行简化分析、色谱分析，变压器油电气强度、微水、tgδ等参数必须满足产品技术要求和合同技术要求。（2）到达现场的填充或补充变压器油均应有试验记录并取样进行简化分析，变压器油基本指标达到：电气强度≥40kV/2.5mm；微水≤20ppm（μL/L）；tgδ：≤0.5%(90℃时)。到货大罐油应每罐取样，小桶油应按表1-1数量取样。。。。表1-1绝缘油取样数量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（3）注入变压器的油符合表1-2的标准要求表1-2注入变压器的油标准变压器电压等级（kV）220330500750变压器油电气强度（kV）≥40≥50≥60≥70变压器油含水量（μL/L）≤15≤15≤10≤8颗粒度（1/100mL）(5μm以上颗粒)≤900tgδ（%）(90℃时)≤0.5≤0.5≤0.5≤0.5（4）施加电压前变压器本体的油符合表1-3的标准要求。表1-3施加电压前变压器的油标准变压器电压等级（kV）220330500750变压器油电气强度（kV）≥40≥50≥60≥70变压器油含水量（μL/L）≤15≤15≤10≤8变压器油含气量（%）≤1≤0.5颗粒度（1/100mL）(5μm以上颗粒)≤900tgδ（%）(90℃时)≤0.5≤0.5≤0.5≤0.51.3.3安装前检查和试验（1）需要吊芯或吊罩进行变压器芯部检查的具体要求参见规范GBJ148-90。（2）气体继电器和温度计送交检验。（3）套管CT检查试验（变比、极性和排列）。（4）套管检查和清洁；电容套管的介损和电容量测量；部分低压套管的耐压试验。（5）冷却器按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验和冲洗（产品特别承诺并充干燥气体运输保管时可不进行），油泵和风扇电机检查试验。（6）储油柜检查（气囊和隔膜式按照产品说明书进行）。（7）压力释放装置检查和试验。 （8）铁芯和夹件绝缘及接地检查（按照产品要求进行）。1.3.4附件安装（1）基本要求：安装附件需要变压器本体露空时，环境相对湿度必须小于80%，并适量补充干燥空气（露点图1-2变压器CT升高座吊装应低于-40℃，内部含氧量大于18%）保持微正压，以维持本体干燥，。通常每次通常只打开一处为好，并用塑料薄膜覆盖，连续露空时间不宜超过8小时。（2）冷却器起吊方式平衡，接口阀门密封、开启位置应预先检查。（3）CT升高座安装时安装面必须平行接触，采用平衡调节装置调整，参见图1-2。（4）大型套管安装宜优先采用专用工具进行吊装，绑扎和调整角度方法必须可靠，参见图1-3、图1-4和图1-5。图1-3变压器套管吊装专用工具图1-4变压器套管吊装一（5）储油柜安装确认方向正确并进行位置复核。（6）连接管道安装，内部清洁，连接面或连接接头可靠。（7）气体继电器安装箭头朝向储油柜，连接面平行，紧固受力均匀。（8）温度计安装毛细管固定可靠和美观。（9）所有螺栓紧固应符合产品说明书要求。图1-5变压器套管吊装二1.3.5内部检查和接线（1）产品提供现场技术服务情况下，内部检查和接线原则上由厂家技术服务人员按照产品说明书、合同和规范要求完成或在厂家技术服务人员指导下完成。（2）芯部露空时环境相对湿度必须小于80%，适量补充干燥空气（露点应低于-40℃，内部含氧量大于18%）以维持本体内微正压，本体内相对湿度必须小于50%（目标20%以下），持续露空工作时间不应宜超过8小时，每天工作结束必须充干燥空气到0.02～0.03MPa以确保本体内维持干燥。（3）内部检查应有记录，内部接线必须按照产品说明书要求（螺栓紧固力矩和绝缘包裹等）进行。（4）有载调压开关按照产品说明书要求进行检查和试验。1.3.6抽真空处理和真空注油（1）基本要求：真空干燥处理是大型变压器安装的重要环节，抽真空布置满足产品说明书要求（抽真空接口位置和数量，真空测量接口和方法，需要抽真空的范围或可以抽真空部件的确认，本体与有载油箱真空平衡阀门等），对100kL以上的大容积变压器应选宜选择2到3处接口同时抽真空。（2）真空泄漏检查符合产品说明书要求。（3）真空残压要求：220-330kV≤600Pa（目标值133Pa）；500kV≤133Pa（目标值13Pa）；750kV≤13Pa。（4）维持真空残压的抽真空时间：220-330kV不得少于8h；500kV不得少于24h；750kV不得少于48h。（5）真空注油速率控制6000L/h以下，一般为3000-5000L/h，真空注油过程维持规定残压。（6）真空注油量和破真空方法：一般有两种方式，其一，真空注油至离箱顶100-200mm，持续抽真空2-4小时，采用干燥气体解除真空，关闭各个抽真空平衡阀门，补充油到储油柜油位计指示本体油温所要求的油位并进行各分离隔室注油。其二，真空注油至储油柜接近本题油温所要求的油位，停止抽真空，继续补充油到储油柜油位计指示本题油温所要求的油位，采用干燥气体通过储油柜呼吸器接口解除真空），关闭各个抽真空平衡阀门，进行各分离隔室注油。（7）变压器密封试验：通过变压器呼吸器接口充入干燥气体进行变压器密封试验，充气压力0.015-0.03MPa（按照产品要求执行），24小时无渗漏，注意温度变化对充气压力的影响。1.3.7热油循环（1）热油循环工艺应按照产品说明书要求进行。（2）500kV及以上变压器产品无特别说明时应按照规范进行热油循环，热油循环符合下列规定：1）热油循环前，应对油管抽真空，将油管中空气抽干净。2）对变压器本体及冷却器同时进行热油循环。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°C范围内。当环境温度全天平均低于10°C时，应考虑对油箱采取保温措施。4）热油循环时间：220kV不少于48h；500kV及以上不少于72 h（3×变压器总油量/通过滤油机每小时的油量）h；变压器油试验合格。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。图1-6变压器消防感温线局部布置方式一8电缆排列与二次接线（1）电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架形式，本体上消防感温线的排列要美观、可靠，参见图1-6。（2）按照设计图纸和产品图纸进行二次接线，必须核对设计图纸、产品图纸和与实际装置的符合性。1.3.8现场检查与试验（1）仔细清洁变压器，检查无渗漏情况。（2）按照产品的运行要求，检查各个阀门的位置正确。（3）储油柜和充油套管油位正常。（4）按照产品要求进行冷却系统的控制操作。（5）电压调压装置的可靠和指示正确指示，有载调压装置的操作试验和信号传输正确。（6）各个温度指示器指示、信号传输和整定正确。（7）各个每个接地部位可靠，主要包括：本体两侧与接地网两处可靠接地；中性点与接地网两处可靠接地；铁芯、夹件与接地网可靠接地；平衡线圈引出套管短接可靠并与接地网可靠接地；电容式套管末屏可靠接地；CT备用线圈短接可靠并接地。（8）变压器全部电气试验合格；保护整定值符合规定；操作及连动试验正确。1.3.9质量验评（1）器身（内部）检查记录，真空干燥记录，安装检验、评定记录，电气试验报告。（2）制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。（3）施工图及变更设计的说明文件。（4）备品、备件、专用工具及测试仪器清单。1.4示范图1.5主要引用标准1.5.1GBJ148-90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1.5.2GB50150-91电气装置安装工程电气设备交接试验标准1.5.3DL/T5161.1~5161.17-2002电气装置安装工程质量检验及评定规程1.5.4Q/GDW120-2005750kV变电所电气设备施工质量检验及评定规程1.5.5Q／GDW122－2005750kV电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范带带带带格式格式格式格式的的的的::::字体:TimesNewRoman带带带带格式格式格式格式的的的的::::两端对齐,段落间距段前:0磅带带带带格式格式格式格式的的的的::::字体:四号,非加粗带带带带格式格式格式格式的的的的::::字体:四号带带带带格式格式格式格式的的的的::::字体:四号,非加粗带带带带格式格式格式格式的的的的::::字体:四号,非加粗,字符缩放:90%带带带带格式格式格式格式的的的的::::字体:四号带带带带格式格式格式格式的的的的::::两端对齐,不允许文字在单词中间换行HGIS、GIS和封闭母线施工工艺2.1适用范围110KV及以上电压等级SF6气体绝缘HGIS、GIS和封闭母线安装，落地罐式断路器、PASS等组合电器可参照执行。2.2施工流程2.3工艺流程说明及主要质量控制要点2.3.1施工准备（1）现场布置：合理布置现场，包括部件就位、部件组装场地和防护措施、吊车位置等。（2）技术准备：厂家说明书，试验报告，保管记录，施工图纸，施工安装、调试记录表，施工技术交底等。（3）人员组织：技术负责人（含技术服务人员），安装、试验负责人，安全、质量负责人，安装、试验人员。（4）机具及材料：吊车、汽车，吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料（产品附带），真空注气设备、SF6气体微水测量仪、检漏仪和试验设备等。2.3.2土地验收、基础复测（1）户内、户外土建工程及基本结束，交接验收、签证完毕，并符合GBJ147—1990《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》的规定。（2）户内GIS应核对GIS室大门尺寸，保证产品可顺利进入 （3）户内GIS应核对GIS分支母线伸向室外的预留孔洞的尺寸及位置，除了要保证分支母线能够伸向室外，同时还应保证分支母线安装程序的正常进行。（4）根据制造厂技术资料的规定，对基础中心线进行复核。相间、相邻间隔之间，GIS与变压器及出线之间，GIS轴中心线误差应在允许的范围内。（5）基础及预埋件接地符合设计要求。（6）基础预埋件检查：预埋件中心线误差≤±10mm，相邻误差≤±5mm；预埋件水平误差≤±10mm，相邻误差≤±2mm。（7）安装基座检查：中心线误差≤±5mm；水平误差≤±2mm。（8）室内的起吊设备应通过专项验收。2.3.3设备本体组装（1）设备本体组装注意事项。1）部件装配应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于80%的条件下进行，并根据产品要求严格采取防尘、防潮措施。2）应按产品的技术规定选用吊装器具并合理使用吊点，不得损伤设备表面。3）支架安装的平整度应符合产品技术要求；支架或底架与基础的水平高度调整宜采用产品提供的调整垫片。4）应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。5）使用的清洁剂、润滑剂、密封脂和擦拭材料必须符合产品的技术规定。6）GIS元件拼装前要用干净的抹布将外表面擦拭干净。运输封堵端盖在安装时才允许送掉。7）各个气室预充压力检查必须符合产品技术要求。8）应对可见的触头连接、支撑绝缘件和盘式绝缘子进行检查，应清洁无损伤。（2）GIS法兰连接的要求。1）法兰对接前应对法兰面、密封槽及密封圈进行检查，法兰面及密封槽应光洁你、无损伤，对轻微伤痕可用细砂纸、油石打磨平整。密封面、密封圈用清洁无纤维裸露白布或不起毛的擦拭纸蘸无水酒精擦拭干净。密封圈放入密封槽内，确认规格正确，然后在空气一侧均匀地涂密封剂，并薄薄的均匀涂到气体外侧法兰上。涂完密封剂应立即接口或盖封板，并注意不得使密封剂流入密封圈内侧。2）法兰合拢前，应清洁母线筒，并做好施工记录。3）法兰连接可采用吊车、液压千斤顶、链条葫芦等极具，预先采用导向装置对称地插入法兰孔中，法兰运动期间没有卡阻现象。对接过程测量法兰间隙距离均匀。连接完毕期间对称地拧紧螺栓，没有螺栓的紧固均应是用力钜扳手，其力矩值应符合产品的技术规定。4）GIS元件拼装前，应用清洁无纤维裸露白布或不起毛的擦拭纸、吸尘器（尤其是内壁、对接面）清理干净；盆式绝缘子应清洁、完好。5）安装前，方可将元件的运输封端盖打开，应用塑料薄膜将开口覆盖严密，以尽量减少灰尘、水汽的侵入。（3）母线的安装。1）厂家组装好的母线段，一般两端均有锥形运输罩，安装时也比较方便，先卸去端部的运输罩，用吊带从螺丝孔内伸出吊至母线筒，然后起吊这个母线段，慢慢与已安装好的设备进行连接。母线对接上、法兰面接近合拢时，将吊带取出。装好一段后，再拆卸另一端的运输罩，仍按上述方法进行母线安装。2）散装的母线段，可采用厂家提供的专用工具进行安装。3）母线安装时，应先检查表面及触指有无生锈、氧化物、划痕及凹凸不平处，如有，则采用砂纸将其处理干净平整，并用清洁无纤维裸露白布或不起毛的擦拭纸沾无水酒精洗净触指内部，在触指上涂上薄薄的一层电力复合脂。如不立即安装，应先用塑料纸将其包好。安装时，将母线放在专用小车上，推进母线筒到刚好与触头座接触上，然后用母线插入工具，将母线完全推进触头座内，垂直母线采用专用工具进行安装。母线对接应通过观察孔或其他方式进行检查和确认。2.3.4套管的吊装（1）套管在吊装前应认真研究好吊装方案，一般宜采用专用工具和吊带进行起吊，以保护瓷套管不受损伤。。 （2）吊装前应将套管清理干净，并将有关试验检查项目做完。起吊时，应防止一头在地面上出现拖动现象，必要时可采用链条葫芦辅助起吊。吊离地面后，卸下套管尾部的保护罩，必要时测量套管尾部长度，以保证套管插入深度；清理套管时应基座内的盆式绝缘子和导电触头，然后将套管的触头对准母线筒上的触头座，移动套管支架，使其螺丝孔正对套管支座的螺孔，用螺栓固定，最后用力矩扳手紧固套管支座的螺栓。2.3.5设备固定罐式断路器、GIS、HGIS的固定一般在组装完成后进行，固定方式有焊接和预埋螺栓两种方式。（1）预埋螺栓的工艺要求：预埋螺栓中心线的误差不应大于2mm。全站同类型设备地脚螺栓露出长度一致，地脚螺栓上部采用热镀锌形式。（2）焊接的工艺要求：底座与预埋钢板（预埋钢板厚度宜大于25mm）的焊接应满足厂家要求，焊接面应饱满、均匀。2.3.6真空处理、注SF6气体（1）充注前，充气设备及管路应洁净、无水分、无油污；管路连接部分应无渗漏；吸附剂的更换方式、时间应符合产品技术要求。（2）气体充入前应按产品的技术规定对设备内部进行真空处理，真空残压及保持时间应符合产品要求；抽真空时，应采用带有抽气逆止阀的真空泵，以防止突然停电或因误操作而引起破坏真空事故。（3）真空泄露检查方法应按产品说明书的要求进行。（4）气体预充有SF6气体，且含水量检验合格时，可直接补气。（5）SF6气体指标。（6）SF6气体在充注时应称重，保证达到产品所要求充入的SF6气体重量，以便确认SF6气体达到产品所要求每个气室的规定位置。（7）现场测量SF6钢瓶气体含水量符合要求，设备内SF6气体的含水量应符合规范和产品技术要求。基本要求：断路器气室气体含水量小于150μL/L；其他气室气体含水量小于300μL/L，目标小于150μL/L。（8）设备内SF6气体漏气率应符合规范和产品技术要求。基本要求：各个独立气室SF6气体年泄漏率小于1%。检漏方法符合产品说明书要求，通常采用内部压力检测比对与包扎检漏相结合的方法。2.3.7电缆排列与二次接线（1）电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架形式。（2）按照设计图纸和产品图纸进行二次接线，必须核对设计图纸、产品图纸与实际装置是否相符。2.3.8设备调整（1）断路器的操动机构。1）操动机构的零部件应齐全，各转动部分应涂以适合当地气候条件的润滑脂；电动机转向应正确；各种接触器、继电器、微动开关、压力开关盒辅助开关的动作应准确可靠，接点应接触良好，无烧损或锈蚀；分、合闸线圈的铁芯应动作灵活，无卡阻；控制元件的绝缘及加热装置的绝缘应良好。2）辅助开关应安装牢固，防止因多次操作松动变位；辅助开关接点转换灵活、切换可靠、性能稳定；辅助开关与机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连接锁紧螺帽应拧紧，并采取放松措施。3）液压操动机构调整的工艺要求：邮箱内部应洁净，液压油的标号应符合产品的技术规定，液压油应洁净无杂质，油位指示应正常；连接管路应清洁，连接处应密封良好，且牢固可靠；补充的氮气必须采用高纯氮（微水含量小于20μL/L），其预充压力应符合产品的技术规定；液压回路在额定油位时，外观检查应无渗油；机构在慢分、合时，工作缸活塞杆的运动应无卡阻和跳动现象，其行程应符合产品的技术规定；微动开关、接触器的动作应准确可靠，接触良好；电接点压力表、安全阀应校验合格，压力释放阀动作应可靠，关闭严密；联动闭锁压力值应按产品的技术规定予以整定；防止压慢分装置应可靠。4）弹簧操动机构调整的工艺要求：合闸弹簧储能完毕后，辅助开关应即将电动机电源切除；合闸完毕，辅助开关应将电动机电源接通；合闸弹簧储能后，牵引杆的下端或凸轮应与合闸锁扣可靠地锁住；分、合闸闭锁装置动作应灵活，复位应准确而迅速，并应扣可靠；机构合闸后，应能可靠地保持在合闸位置；弹簧操动机构缓冲器的行程，应符合产品的技术规定。 （2）隔离开关和接地开关调整工艺。1）隔离开关和接地开关的操动机构零部件应齐全，所有固定连接部件应紧固，转动部分应涂以适合当地气候的润滑脂。2）隔离开关和接地开关中的传动装置的安装和调整，应符合产品的技术要求；定位螺钉按产品的技术要求调整后，并加以固定。3）机构行程检查：将操作方式旋钮置于“手动操作”，用曲柄转动操动机构，使其在闭合位置，在机构上作手柄位置标记，然后反向旋转，直到断开位置，计数曲柄转数，应与厂家所提供数据相符。整个转动过程应无卡涩、无异常、力度均匀。4）动静触头闭合深度的检查符合产品说明书要求。5）电动操作：当二次接线完成，操动电源送入后，可进行电动操作。电动操作之前应检查驱动电机的转向。先用手柄转动操动机构到额定转数的一半，使开关处于半合闸状态，抽出手柄，将操动方式置于“电动操作”位置，此时手柄应不再能插进去，用合闸命令检查电机转向机开关的动作是否正确，然后再进行“分”、“合”试操作。机构的分、合闸指示与设备的实际分、合闸位置相符。限位装置应准确可靠，到达分、合极限位置时，应可靠切除电源。辅助开关应安装牢固，并动作准确，接触良好；安装在室外时，应有防雨措施。6）闭锁检查：“就地、远方”，“电动、手动”等各种闭锁关系正确。7）检查接地开关的接地引下线应符合产品要求，连接牢固可靠。2.3.9现场检查与试验（1）断路器调整后的各项动作参数，应符合产品的技术规定。（2）电气试验按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991进行。2.3.10质量验收（1）产品说明书、试验报告、合格证件。（2）安装检验、评定记录，调整试验记录。（3）施工图及变更设计的说明文件。（4）备品、备件、专用工具及测试仪器清单。（5）操作过程检查，闭锁及信号检查，记录数据复核，操动机构及操作回路检查，外观检查变压器电压等级（kV）220330500750变压器油电气强度（kV）≥ 40≥ 50≥ 60≥ 70变压器油含水量（μL/L）≤  15≤  15≤  10≤  8变压器油含气量（%）≤1≤ 0.5tgδ（%）(90℃时)≤ 0.5≤ 0.5≤ 0.5≤ 0.51.3.3安装前检查和试验'