主变安装流程充油运输综述.docx

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主变安装流程充油运输综述

主变压器安装（充油运输）

一、安装流程

三、施工控制要点

1．施工准备

1.1机具及材料：

吊车、单车、吊装工具（含专用吊具），滤油机、油罐、真空处理设备、专用工具、安全工器具等准备齐全、验证合格；

1.2技术准备：

安装前技术人员查阅施工图、厂家资料，配合完成施工图纸交底及会审活动，编写书面技术交底；

1.3明确技术负责人，安装负责人，安全、质量负责人及施工人员，进行技术交底；

1.4施工电源准备：

电源应采用三相五线制，电源箱采用三级配电专用箱，一机一闸一漏保，总电源线截面需满足真空滤油机、真空处理设备，以及主变试验的用电需要。

1.5附件放置：

附件应放置在便于安装的位置，并摆放整齐、平稳，应有防倾倒措施，对于有特殊要求的设备，存放应符合厂家技术文件要求。

2、基础复测

2.1基础（预埋件）平整度应满足主变就位要求，其水平误差应≤5mm。

2.2基础纵、横轴线误差应≤2mm。

3、外观检查

3.1主变本体表面无刮蹭、撞击痕迹。

3.2充干燥空气运输的主变，其压力监视表应为正值（0.01-0.03MPa），现场应每天记录压力值。

4、本体就位

4.1主变进站前应对站内道路进行检查，并采取垫护等防护措施。

4.2主变就位前，应核实主变布置方向符合施工图纸要求。

4.3主变本体落位后，主变底座轴线和基础轴线应一致。

5、就位后检查

5.1本体就位后，主变本体与基础接触可靠无缝隙，主变本体和基础纵、横轴线一致。

5.2变压器本体就位方向和位置应正确。

6、冲撞仪拆除

6.1220kV及以上且容量在150MVA及以上的变压器应装设三维冲撞记录仪。

6.2主变本体就位后，施工单位会同监理、业主、运输、制造厂家共同参与三维冲撞记录仪拆除。

6.3三维冲撞记录仪数值应符合制造厂要求。

超出制造厂要求时，应由监理、业主、施工、运输和制造厂家共同分析原因并出具正式报告。

7、开箱检查

7.1施工单位向监理单位提出开箱申请，得到监理单位批准；

7.2监理单位组织业主、施工、厂家三方代表参加，总监理工程师为开箱负责人；

7.3产品装箱单、质保书、合格证、出厂试验报告、安装说明书、备品备件及专用工器具应齐全；

7.4实体检查：

⑴箱式包装附件箱，外观应完好，按装箱清单核查附件，应齐全、无锈蚀及机械损伤；

⑵检查冷却装置及其连接管道应无锈蚀、积水或杂物；临时封板应齐全、完好；风扇转动应灵活无刮擦现象；阀门应操作灵活,开闭位置正确；

⑶、储油柜的胶囊（隔膜）应完整无破损。

胶囊从呼吸口（隔膜从下连管处）缓慢充气胀开后检查，维持30min后应无漏气现象。

胶囊长度方向应与储油柜长度方向保持平行，不得扭偏，胶囊口的密封良好，呼吸通畅。

油室内壁要清洗，并检查有无毛刺、焊渣等现象；

⑷套管无渗漏,瓷件表面无损伤。

套管外部及导管内壁、法兰颈部及均压罩内壁应清洗干净；

⑸吸附剂应保持干燥；

⑹油位计动作应灵活,微动接点动作正常（按指示原理作校验）。

8、油过滤、套管等试验

8.1油过滤

（1）附加油运至现场后应进行试验，油质不合格时应进行处理，试验结果应符合下表要求:

电压等级（kV）

电气强度（kV）

含水量（ppm）

介质损耗

颗粒度

750

≥70

≤8

tgδ≤0.5%（90℃）

≤1000/100ml

（5μm~100μm颗粒）

500

≥60

≤10

tgδ≤0.5%（90℃）

/

330

≥50

≤15

tgδ≤0.5%（90℃）

/

220

≥40

≤15

tgδ≤0.5%（90℃）

/

110

≥40

≤20

tgδ≤0.5%（90℃）

/

（2）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。

8.2试验项目

⑴套管应经试验合格（含套管高电压介损试验），末屏接地良好。

⑵气体继电器、温控器及压力释放阀应经校验合格。

⑶升高座CT试验合格。

出线端子板绝缘良好,接线牢固,密封良好，无渗油现象。

⑷铁芯和夹件的绝缘试验合格。

9、排油

9.1油管宜采用钢管或其他耐油管，油管内部应彻底清洗干净；当采用耐油胶管时，应确保胶管不污染绝缘油。

9.2从底部放油阀放油，直至本体内绝缘油全部排出。

10A吊罩

10A.1吊罩检查前，必须将器身在空气中暴露15min以上，待氮气充分扩散后进行。

10A.2吊罩、安装过程，空气相对湿度小于75％时，器身暴露在空气中的时间应满足厂家要求，且不得超过16h。

10A.3吊罩前应拆除铁芯和夹件接地引线、有载调压装置以及钟罩与铁芯定位装置；

10A.4吊装前应试吊，起重设备、吊装器具机况应良好，吊索与铅垂线夹角不宜大于30°，调整吊钩和吊索对准钟罩重心。

10A.5拆除钟罩螺栓前，需在主变上、下油箱接合部位做好钟罩吻合标记。

10A.6吊装前，应在钟罩四角螺栓孔插入临时导向杆。

吊起过程如遇钟罩法兰密封胶垫粘合等其他原因，使上、下节油箱不易分离，此时不应强行起吊，以免钟罩弹起而碰撞器身。

当吊起至50～100mm时，如出现一侧偏重，则应调整吊带长度，直至钟罩平稳后方可缓慢起吊。

此时四周应设浪风，并有专人监视内壁，不得碰撞器身。

当钟罩起吊至略高于器身顶部最高点时移出本体，落放至有防尘措施的平整场地。

10B、芯部检查

10B.1进行器身检查时必须符合以下规定

⑴凡雨、雪天气，风力达4级以上，相对湿度75％以上的天气，不得进行器身检查；

⑵在没有排氮前，任何人不得进入油箱。

当油箱内的含氧量未达到18％以上时，人员不得进入；

⑶在内检过程中，必须向箱体内持续补充露点低于-40℃的干燥空气，以保持含氧量不得低于18％，相对湿度不应大于20％，补充干燥空气的速率，应符合产品技术文件要求；

10B.2运输支撑和器身各部位应无移位现象，运输用的临时防护装置及支撑应予拆除，并经过清点作好记录以备查。

器身定位装置应按厂家要求检查处置。

10B.3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。

10B.4铁芯检查：

铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘垫应良好；铁芯无多点接地；铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。

10B.5绕组检查：

绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象；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，防松螺母应锁紧。

10B.6引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象；引出线绝缘距离合格，固定牢固可靠；引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接应良好；引出线与套管连接应可靠，接线正确。

10B.7有载调压切换装置的选择开关、切换开关应接触良好，分接引线应连接正确、牢固，切换开关部分密封良好。

10B.8无励磁调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固正确；各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好。

10B.9检查各部位有无油泥、水滴和金属碎末等杂物。

10B.10检查器身与油箱顶盖安装定位装置部位应无损坏、变形现象。

10B.11检查完毕，按工具登记表清点工具，以防遗漏。

10C、落罩

10C.1落罩前应更换密封胶垫，新密封胶垫安装位置应准确、固定牢固，表面无毛刺、裂纹、扭曲、变形；

10C.2钟罩吊至器身顶部待稳定后，开始落罩。

落罩过程，利用四角浪风绳控制，防止钟罩与器身发生碰撞，同时在器身四周放置临时导向杆。

整个过程，应设专人监视内壁，不得碰撞器身。

落罩后的位置与原来标记应吻合，穿入法兰对接螺栓；

10C.3法兰螺栓应按对角线位置依次均匀紧固，紧固后的法兰间隙应均匀，紧固力矩应符合产品技术文件要求。

11、附件安装

11.1铁芯和夹件接地引线、有载调压装置以及钟罩与铁芯定位装置按原位置安装；铁芯和夹件的接地引出套管接地应符合产品技术文件的要求；

11.2油枕安装应确认方向正确并进行位置复核；

11.3散热器安装时，法兰临时封板应去除，法兰面应对齐，蝶阀应开闭自如；

11.4升高座安装时安装面应平行接触，密封圈放入槽内，且放气孔位置在最高处。

11.5大型套管安装宜采用厂家配备专用工具进行吊装，绑扎和角度调整应符合厂家技术说明。

套管顶部结构的接触及密封应符合产品技术文件的要求，套管的末屏接地应符合产品技术文件的要求；。

11.6压力释放阀安装时喷油方向与施工图纸相符。

11.7油管内部应清洁，连接面及连接接头应可靠。

12、真空处理

12.1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，需要抽真空的范围和可抽真空的部位的确认，本体和有载油箱真空平衡阀等），对于100kL以上的大容积变压器应选择2-3处接口同时抽真空。

12.2在抽真空前将不能承受真空下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；真空处理设备应有防止突然停止或因误操作而引起真空处理设备油倒灌的措施。

12.3抽真空时，应监视并记录油箱的变形，其最大值不得超过壁厚最大值的两倍。

12.4真空泄露率应满足规范和产品技术要求。

12.5220kV～500kV变压器的真空度不应大于133Pa，750kV变压器的真空度不应大于13Pa。

12.6真空保持时间：

220kV～330kV不得少于8小时；500kV不得少于24小时；750kV不得少于48小时。

13、真空注油

13.1变压器注油宜从下部油阀进油。

对导向强油循环的变压器，注油应按产品技术文件要求执行；

13.2220kV及以上的变压器应真空注油；110kV变压器宜采用真空注油。

注入油的温度宜高于器身温度，注油速度不宜大于100L/min；

13.3油面距箱顶间隙不得少于200mm（或按制造厂规定执行）。

注油后应继续保持真空，保持时间应满足厂家要求。

13.4变压器本体及各侧绕组，滤油机、油罐及油管道应可靠接地。

14、瓦斯等附件安装

14.1气体继电器箭头应指向储油柜,其与连通管的连接应密封良好。

14.2温控器毛细管固定可靠美观，多余部分应盘为直径不小于150mm的圆环状，其弯曲半径不得小于50mm。

15、补充注油

15.1补充注油应通过储油柜上专用添油阀，并经滤油机注入，注油至储油柜额定油位；

15.2补充注油过程应排放本体及附件内的气体。

16、热油循环

16.1330kV及以上变压器真空注油后应进行热油循环，并符合以下规定：

热油循环前，对油管抽真空，将油管中空气抽干净；冷却器内的油与油箱本体的油同时进行热油循环；

热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度控制在65℃±5℃，油箱内温度不低于40℃。

当环境温度全天平均低于15℃时，应对油箱采取保温措施。

16.2热油循环时间：

不应少于48小时，且不少于3×变压器总油重/通过滤油机每小时的油量；

16.3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；

16.4热油循环后的变压器油质应符合8.1

（1）表要求。

17、密封性试验、静放、排气

17.1在油枕顶部加压0.03MPa（具体操作参见厂家产品说明书）,静放24h应无渗漏；

17.2在施加电压前，变压器静置时间应符合：

110kV及以下静置24小时；220kV及330kV静置48小时；500kV及750kV静置72小时；

17.3静置完毕后，应从变压器的套管、升高座、冷却装置、气体继电器及压力释放装置等有关部位进行多次排气，直至残余气体排尽。

18、二次施工

18.1电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，宜采用电缆槽盒；感温电缆安装可靠、排列美观；

18.2本体汇控箱垂直度≤1.5mm；

18.3核对图纸与装置的一致性，进行本体线缆连接；

18.4电缆芯线号头标识准确、清晰；

18.5本体汇控柜封堵应严实可靠；

18.6电流互感器备用二次线圈端子应短接接地。

19、接地安装

19.1接地制作

（1）主变接地引线在制作前，对原材料规格进行核对并校直。

（2）接地引线制作前应进行放样。

（3）下料时要留有余度，以满足弯曲弧度需要。

（4）接地引线弯制过程，宜采用机械冷弯，避免热弯损坏锌层。

19.2接地安装

（1）制作后的接地引线与主变专设接地件进行螺栓连接并紧固。

（2）接地引线与地下主网在自然状态下搭接焊，搭接面应满足规范要求，焊接部位应作防腐处理。

（3）变压器本体应两点接地。

中性点接地引出后，应有两根接地引线与主接地网的不同干线连接，其规格应满足设计要求。

20、整体试验

20.1绕组连同套管直流电阻的测量。

20.2所有分接头变压比试验。

20.3接线组别检查。

20.4有载调压切换装置试验。

20.5测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数。

20.6测量绕组连同套管的介质损耗角正切值。

20.7测量绕组连同套管的直流泄漏电流。

20.8变压器绕组变形试验。

20.9绕组连同套管的交流耐压试验。

20.10绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验。