110kV金平变#1主变大修施工方案.docx
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110kV金平变#1主变大修施工方案
110kV金平变#1主变压器大修工程
施
工
案
红河供电局变电管理所
2015年10月28日
编号：
红河供电局110kV金平变#1主变压器大修工程
施工案
一、编制依据
（一）任务来源
根据电网公司红河供电局2015年11月生产计划安排，由红河供电局变电管理所进行110kV金平变#1主变压器大修工程
（二）图纸资料及主要工器具准备情况
专业名称
主要工具和仪器
是否在使用合格期
图纸资料
落实人
检修专业
电焊机
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
吊绳
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
磨光机
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
切割机
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
U型环
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
烘箱
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
滤油机
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
温、湿度计
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
绝缘梯
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
屈敏
保护专业
继电保护测试仪
合格期
操作手册、维护手册，合格证
勇
电流互感器特性测试仪
合格期
操作手册、维护手册，合格证
勇
试验专业
绝缘摇表
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
黄时武
电桥
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
黄时武
直阻测试仪
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
黄时武
有载分解开关测试仪
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
黄时武
变压器油耐压机
合格期
使用说明书、操作手册，合格证
微
（三）现场
勘察情况
勘察时间：
2015年10月27日
勘察单位：
特变电工集团电气工程修试
勘查地点及容：
勘察地点：
110kV金平变
勘察容：
110kV金平变#1主变场及10kV#1站用变压器处，#1主变大修设备停电围，主变钟罩、附件、吊车、滤油机、油箱摆放位置，施工电源确定。
勘查落实的具体情况：
（一）工程整体实施计划：
1、11月06日：
首先进行大修前准备及滤油机搭火工作，滤油机电源由10kV#1站用变（容量为100kVA）供给。
2、11月07日：
拆除#1主变高压侧套管与1011隔离开关之间的架空母线及引流线（输电管理所配合）
3、11月08日：
进行变压器吊罩、落罩工作（更换所有冷镀锌螺栓为热镀锌螺栓）。
4、11月09日：
更换110kV有载分接开关（华明）。
5、11月10日：
恢复#1主变高压侧套管与1011隔离开关之间的架空母线及引流线（输电管理所配合）
6、11月11日：
更换事故放油阀、压力释放阀，更换蝶阀25个、铜截止阀4个；改造铁芯接地，使用40*4铜排，采用绝缘子加金具直接引入地网；增加钟罩与底座接地连接（60*6铜排/两点以上）；更换油温表；将呼吸器更换为新式可见式呼吸器。
7、11月12日：
更换本体及有载气体继电器（带防雨罩、集气盒），并在本体气体继电器位置加装金属波纹管；更换风扇电机及风扇叶片；加装304不锈钢形走线槽，并更换器身老旧二次电缆；加装二次电缆蛇形波纹管；将本体端子箱更换为不锈钢本体端子箱。
校验测温、控制仪表、信号和保护装置。
8、11月13日：
变压器真空注油，变压器器身防腐处理并完善色标。
（二）图纸资料、设备到货情况：
1、工程所需垫圈由神马公司提供，已到位。
2、工程所需的有载分接开关、吸湿器、瓦斯继电器、风扇电机等其他附件均已到位。
（三）项目相关联络人及协调人
施工单位：
雷东，；
红河供电局变电管理所：
贵荣，；
特变电工集团电气工程修试：
杰夫，、
现场施工负责人：
屈敏，
二、工程概况及特点
（一）
工
程
概
况
项目名称：
110kV金平变#1主变压器大修工程
建设单位
红河供电局生产技术部
项目负责人
肖成健
设计单位
无
设总
无
监理单位
无
项目负责人
无
运行单位
红河供电局变电管理所
协调负责人
雷东
施工单位
项目负责人
开工时间
2015年11月06日
竣工时间
2015年11月15日
施工单位在本项目中各专业（班组）的主要工作界面：
序号
专业（班组）名称
主要工作界面
1
特变电工集团电气工程修试
1.负责对110kV金平变#1主变附件拆装、吊罩检修、油处理、防腐、清洗等；
2
特变电工集团电气工程修试
1.瓦斯继电器校验；负责对主变大修时相关二次回路的拆除及大修结束后相关电缆的恢复；主变保护装置定检及其传动试验；
3
特变电工集团电气工程修试
1.负责本项目涉及一次设备的高压试验并做出试验结论；
4
特变电工集团电气工程修试
1.二次仪表的校验、#1主变温度计及二次接线进行拆除；
5
试验二班
1.对主变大修期间的油进行试验。
（二）施工围及主要工程量
根据电网公司红河供电局2015年11月份工作计划安排，由红河供电局变电管理所委托施工特变电工集团电气工程修试承包施工，进行110kV金平变#1主变压器大修工程，主要工程容如下：
施工围：
1、进行变压器大修标准大修；
2、更换有载分接开关；
3、更换事故放油阀、压力释放阀，更换蝶阀25个、铜截止阀4个；
4、改造铁芯接地，使用40*4铜排，采用绝缘子加金具直接引入地网；
5、增加钟罩与底座接地连接（60*6铜排/两点以上）；
6、更换油温表；
7、将呼吸器更换为新式可见式呼吸器；
8、变压器器身防腐处理并完善色标；
9、更换本体及有载气体继电器（带防雨罩、集气盒），并在本体气体继电器位置加装金属波纹管；
10、更换所有冷镀锌螺栓为热镀锌螺栓；
11、更换风扇电机及风扇叶片；
12、加装304不锈钢形走线槽，并更换器身老旧二次电缆；
13、加装二次电缆蛇形波纹管；
14、将本体端子箱更换为不锈钢本体端子箱；
（1）停电时间：
2015年11月06日09：
00至2015年11月15日19:
00,共10天。
停电围：
110kV#1主变、35kV侧301断路器、10kV侧001断路器、110kV侧1011隔离开关停电
主要工作容：
1、进行变压器大修标准大修；
2、更换有载分接开关；
3、更换事故放油阀、压力释放阀，更换蝶阀25个、铜截止阀4个；
4、改造铁芯接地，使用40*4铜排，采用绝缘子加金具直接引入地网；
5、增加钟罩与底座接地连接（60*6铜排/两点以上）；
6、更换油温表；
7、将呼吸器更换为新式可见式呼吸器；
8、变压器器身防腐处理并完善色标
9、更换本体及有载气体继电器（带防雨罩、集气盒），并在本体气体继电器位置加装金属波纹管；
10、更换所有冷镀锌螺栓为热镀锌螺栓；
11、更换风扇电机及风扇叶片；
12、加装304不锈钢形走线槽，并更换器身老旧二次电缆；
13、加装二次电缆蛇形波纹管；
14、将本体端子箱更换为不锈钢本体端子箱。
（2）停电时间：
2015年11月06日09：
00至2015年11月06日19:
00,共1天。
停电围：
10kV#1站用变停电
主要工作容：
1、进行滤油机及检修电源搭火工作。
（3）停电时间：
2015年11月15日09：
00至2015年11月15日19:
00,共1天。
停电围：
10kV#1站用变停电
主要工作容：
1、拆除滤油机电源，恢复10kV#1站用变供电。
（三）工程特点
根据电网公司红河供电局2015年11月生产计划安排，由红河供电局变电管理所委托特变电工集团电气工程修试提供技术服务实施，进行110kV金平变#1主变压器大修工程，按照合同规定认真完成所有工程项目，工程完工后应及时整理试验报告等资料，整编成竣工资料移交红河供电局变电管理所，将项目投产后存在的风险和隐患书面告知运行，保证设备的安全长期运行。
本次大修工程由于施工地点空间限制，由输电管理所配合拆除#1主变高压侧套管与1011隔离开关之间的架空母线及引流线，完成大修后恢复。
三、组织措施
（一）现场组织机构
（二）人员配置情况及其职责
名称
职责围
人员素质要求
项目负责人
对本次工作的安全、质量、进度负全责，负责协调各部门和单位之间的关系，对项目的实施过程具有监督、检查责任，属于本项工程的安全主要责任人。
项目责任单位派人员担任。
雷东
项目技术
负责人
对本次工作的技术、质量负主要责任，参与工作计划的拟定，负责此次工程技术面问题的解决和联系，拟定和组织实施现场的技术培训，在技术面对工程项目负责人负责。
施工单位派专业人员担任。
雷东
现场工作
负责人
对本次工作的安全、质量、进度具体负责，负责计划的具体拟定、实施和总结整个环节，主持开展危险点分析及应对措施的制定，对现场的安全具有监督检查的责任，并对工程项目负责人负责。
应由经技能鉴定为中级技术工以上人员担任。
贵荣
工作票签
发人
参与此次工作计划的拟定，为工作票正确性和安全措施的完备性负责，监督和把握整个工程的工作进度。
应由经两种考试合格，并由局安监部正式发文确认（备案）人员签发。
林
现场安全
监察员
参与工作票正确性和施工安全措施完备性的把关工作，负责现场安全生产各环节和全员的监督和检查，负责主持现场安全会、拟定每日安全警示。
应由熟悉安规及现场情况人员担任。
允光
质量检验
负责人
为现场工作质量把关，负责施工质量的初检，对工程中出现的质量问题负直接责任。
由施工单位委派专业人员担任。
贵荣
吊车起吊指挥
现场吊车指挥，唯一负责主变附件及钟罩起吊时指挥吊车驾驶员，同时指挥配合人员
由具有指挥起吊特种作业资质证的人员担任
勇
工作班成员
参与具体工作，正确执行作业文件，并在安全、工作及生活安排上服从工作负责人指挥。
应由经技能鉴定合格的人员担任（按专业分，注明技能级别和相应的人数）。
一次：
余贵冬、辉、强、贵贤、强等5人
二次：
勇、
高压：
黄时武、伟2人
油化：
微
（三）现场定置摆放图
四、技术措施
（一）技术要求
序号
技术容
责任人
时间
1
格按设计施工图要求进行施工、审核施工图和现场设备对应，如有改动应及时和设计单位进行联系、变更。
贵荣
2015年10月
2
本次工程必须格执行“两票、三制”制度，不违反南的电网公司的电气工作“八条禁令”。
贵荣
2015年10月
3
本次工程外请外协人员，必须对其进行施工过程监管和进厂的相关安全、技术培训。
贵荣
2015年10月
4
施工中涉及的停电时间和工作容必须格按施工案所列各项进行组织施工，不得随意扩大工作围。
贵荣
2015年10月
5
施工机具应在试验合格有效期，使用时外壳必须良好接地
贵荣
2015年10月
6
施工前核对到场设备、材料型号、参数
贵荣
2015年10月
7
图纸及设备说明书由专人进行管理、整理
贵荣
2015年10月
8
格按照《电力设备预防性试验规程》、《电网公司电气一次设备交接试验规定》执行。
贵荣
2015年10月
9
格按照《电网公司电气二次设备交接试验规定》执行。
贵荣
2015年10月
（二）关键工序的技术要求和施工法
1、变压器附件拆除及主变吊罩检修关键工序的技术要求和施工法
序号
关键作业工序
工艺标准
注意事项
1
吊罩
1.1检查钟罩
2.2起吊钟罩
1）吊罩时，停止其它工作，集中人员进行吊罩，（除油处理人员外）a.吊罩前应检查防潮及防污措施是否完善。
b.吊罩时四应用缆绳牵引限位，防止碰伤线圈外部绝缘。
c.吊罩应分工明确，专人指挥。
d.拆除时的工具、材料、零件不准遗留在变压器上。
e.吊罩前应注意掌握放油注油的速度、尽量缩短放油时间。
（2）工具、材料必须有人专人登记管理（3）解体应尽量减少器身暴露在空气中的时间，相对湿度小于65%时不大于16h，在65%-75%时不大于12h
1.吊车由起重负责人进行监护指挥，找准钟罩重心，在起吊前应进行试吊。
2.吊罩前应将使用的工具准备好，清点、造册完毕。
其他工具一律禁止使用。
3、使用前应核对吊绳使用荷载是否与吊物匹配，检查吊绳无腐蚀、断股、打扭、弯曲及老化。
4、起吊时使用被吊物体预留的吊并进行试吊无偏移后可正常作业。
2
器身检修
2.1检查器身是否清洁
检查一、二次绕组外包扎带
1.器身表面应洁净，无油垢、金属粉末及非金属颗粒等异物
2.绕组外包布带应完好扎紧，无破损或松包现象
1.进行器身检查的人员应着专业的作业服装、鞋子。
2.使用的工具应专人保管，需使用时
3.向保管人借用，其他个人工具一律禁止使用。
2.2检查器身绝缘
3.器身绝缘及外电屏（末屏）应完好无损，无电弧烧伤痕迹
2.3检查一次绕组引线连接部位
2.4检查一次绕组抽头连接螺栓
4.一次绕组引线的焊接与压接均应完好可靠，无虚焊、脱焊或压板松动等现象
2.5检查二次引线
5.二次绕组引线完好，不得出现焊接不良或断线；引线外包层应包扎紧固，无破损
2.6检查一次绕组导杆端部段间绝缘
6.一次绕组导杆的段间绝缘纸板应完好，无松动现象
2.7检查电容型U型器身一次引线的绝缘隔板
7.绝缘隔板应清洁、无受潮，无破损
2.8检查U型器身一次绕组的并腿
8.并腿的夹件、卡箍、木垫块、支撑条及亚麻绳、无纬玻璃丝带等应完好无损、紧固牢靠，无位移、松动现象
2.9检查U型器身底部
2.10检查U型器身底部支架
9.U型器身底无受潮和放电痕迹；末屏对地绝缘良好
10.U型器身底部支架位置准确，无松动现象
2.11试验人员对铁芯、夹件绝缘进行检查。
2.12使用合格的绝缘油对线圈、铁芯进行冲洗。
11.解体应尽量减少器身暴露在空气中的时间，相对湿度小于65%时不大于16h，在65%-75%时不大于12h，
3
套管检修
3.1检查套管法兰有无渗漏油及锈蚀情况。
3.2检查均压罩
3.3更换顶部将军帽和末屏小套管密封圈
3.4检查套管油位
1.各部法兰无渗漏，破损及锈蚀，瓷套完好，表面清洁。
2.拆下均压罩，检查均压罩及油塞无积水、油泥，表面有无变形，放油螺塞无渗油。
3.耐油密封圈，压缩量约1/3垫厚密封实，不进水
4.油位正常
补油时，应使用相同牌号的合格油
4
分接开关的检修
4.1放油及拆卸
4.2检查开关各部件是否齐全完整。
4.3开关各部件完整齐全
4.4动作情况检查
4.5检查动、静触头间接触情况
1.对分接开关放油至变压器箱盖的水平面为止，松开上部排气螺钉。
拆开电动机构与分接开关的水平传动轴，卸下头盖，注意密封垫圈；卸下切换开关本体的联结螺栓和位置指示盘；吊出切换开关，注意不要碰坏吸油管和位置指示传动轴
2.拆除切换开关时应在额定档位；配合变压器吊罩时，应用专用吊板把开关油室与钟罩分开，拆除选择器引线时应做好标记。
开关各部件完整齐全
3.分接开关机械转动灵活，转轴密封良好，无卡滞；上指示位置与下部实际接触位置要对应。
4.触头接触电阻<500μΩ，触头接触压力用弹簧秤测量应在2.5至5kg/cm2之间，用0.02mm塞尺检查接触紧密度应塞不进。
触头表面清洁，无氧化变色及烧伤痕迹，弹簧无松动
切换开关触头烧损达到2mm时应全部更换。
4.6触头氧化膜处理
检查触头及分接线联接螺栓有无松动和过热痕迹，如有应处理，拧紧、锁住。
4.7检查分接开关绝缘件
4.8对电动机构箱进行检查、维护。
5.发现氧化膜用白布带穿入触头来回擦拭清除。
触柱过热、发黑、烧毛、穿弧、镀层脱落，均应进行处理
6.无松动及过热痕迹，使其保持良好的接触
7.无受潮、剥裂或变形，表面清洁.
8.应检查电动和手动调试分接开关，并检查机构箱中各元件，如有异常时应进行处理，必要时更换损坏元件。
对齿轮箱补充或更换机油。
9.圈，恢复水平轴。
4.9油处理
4.10检查分接开关动作是否可靠
4.11连轴校验
4.12对电动机构进行就地和远操作试验，应可靠并且上下档位应一致。
10.把开关油放掉，用合格的变压器油进行冲洗，最后注油到规定位置（开关油位应略低于变压器油位）。
静置，进行多次排气。
11.动作可靠，不出现滑档及联动情况
12.装复水平传动轴，进行正反圈数测试：
用手柄向1→N向摇，待切换开关动作时继续转动手柄并记录旋转圈数，直至电动机构分接变换指示轮上的绿色带域的红色中心标志出现在观察窗中央时停止摇动，记下旋转圈数m圈。
同样用手柄N→1向记录旋转圈数K圈。
m=k时，说明联结无误；若m≠k，∣m一k∣＞1时，拆下水平连接轴，用手柄向多圈数向摇动1／2∣m一k∣
5
抽真空及注油
5.1抽真空
5.2检查真空管管道及阀门和接头密封情况
5.3真空泵继续开动保持时间不能小于24h，观察真空压力仪表是否正常
5.4打开变压器底部排油阀,往底部注油
热油循环
1.时间：
器身暴露空气时间的1/3～1/2。
真空度应根据海拔高度及制造厂的规定
2.整个系统真空度≤10Pa
3.真空压力仪表应正常
4.注入的油温在40～60℃,注油的速度在3～5t/h；同时，启动真空滤油机,尽量减少出油管道气泡
5.一般对大型变压器都要进不同时间的热油循环行：
110kV≥24h
1.抽真空时，设专人进行监护真空泵，在电机电源突然消失时，应立即关闭真空泵与变压器连接管道阀门，防止机油流入变压器。
6
补充油
6.1从储油柜的进油管补油，直至储油柜放气塞溢出油为止
将油枕与本体连接处蝶阀和冷却器的下蝶阀打开，拧松冷却器顶部排气螺栓，使其能顺畅排气；使油进入冷却器中并充满。
6.2静置与排气
1.油枕充油时，应将油枕和气囊的空气排尽。
2.油位调整后，按实测温度使油表指示的油面达到标准
3.根据电压等级选择油面静时间110kV≥24h
4.排气应多次进行，完成补充油后，应每天至少排气2次。
排气时应由低到高进行排气；冷却器应每组依次进行排气。
（三）影响工程质量的薄弱环节及控制措施
序号
薄弱环节描述
控制措施
落实人（明确责任人）
1
对施工现场和作业环境不了解，施工案和施工计划与现场实际不符，操作性不强。
开工前组织相关人员进行现场勘查，编制详细的施工案和施工计划。
现场负责人：
屈敏
2
工具、仪器或材料准备不充分
开工前认真准备工程所需工具、仪器或材料，并确保其完好。
各专业工作负责人
3
人员技术力量不满足工程需要
配备必要的技术人员，技术力不满足的项目不开工
项目负责人：
屈敏
4
作业指导书存在较大技术漏洞或作业指导执行不到位
技术部门组织对作业指导书进行审查，施工中项目技术负责人监督执行
项目技术负责人：
屈敏
5
作业时间安排不合理
根据人力资源和物资的准备情况合理安排工作时间
现场负责人：
屈敏
6
施工中人力调配不合理
开好班前班后会，合理安排工作进度和调配人力和物力资源
现场负责人：
屈敏
9
设备缺陷消除不彻底
开工前认真落实设备的运行情况和存在设备缺陷，并做好相关备品备件的准备，作业时彻底、认真的消除设备缺陷
现场负责人：
屈敏
10
作业中产生的技术难题没有及时协调处理
积极协调并努力消除作业中产生技术问题，不把隐患运行。
现场负责人：
屈敏
12
作业过程中各专业（单位）间的协调配合不到位
有工作负责人统一协调
现场技术负责人：
屈敏
13
项目完成投产后存的风险和隐患未告知运行
将项目投产后存在的风险和隐患书面告知运行
工作负责人：
贵荣
五、安全措施
（一）作业风险及控制措施
序号
危险点分析
控制措施
落实人
1
勘查出的边缘点及邻近的带电区域
将边缘点及邻近的带电区域用遮拦隔离，并指出检修的行走路线，告知人员当日工作的边缘点。
贵荣
2
高空作业较多，物件坠落造成人员受伤及设备损坏
工作现场，工作人员必须按要求穿戴；工作中认真仔细，禁止上下抛掷物件；对边缘点和上下立体作业点设专人监护。
勇
3
继电保护工作时发生“三误”
确保两人同时工作，所做工作需拆线时必须填写工作措施票，部做到互检互查。
勇
4
在前置和后台机上调试和做试验时，误断、合断路器
在前置和后台机上调试和做试验时，工作人员要认真、仔细，并加强监护。
5
对设备做高压试验时,工作电压造成对人身和设备的伤害.
做试验前先与工作总负责人联系，得到可后，可工作。
做高压试验时,要将试验设备及试验仪器用围栏围好,并有人监护.试验完毕要对试验设备放电。
允光
7
施工中走错间隔，误碰运行设备。
格控制施工区域，标出施工路线图。
勇
8
检修时电动调档位损坏分接开关
在电动操作前应进行一次手动循环操作，检查限位正确可靠可进行电动操作。
黄时武
9
变压器起罩时人员混乱，造成器身损坏
变压器起罩过程中统一听从起重负责人安排，做到令行禁止。
勇
11
变压器起吊时机不当，造成器身受潮
格测量变压器围环境的温湿度，格按标准规定执行。
所有可能受潮的地均需做防潮措施，多准备篷布。
屈敏
12
工作监护不到位
工作中认真履行工作监护制度。
在低压配电装置、带电设备外壳上进行的工作，必须保证两人以上可进行，应有一人监护；在危险点部分工作前，需向工作负责人进行汇报，并加派人员进行专职监护；在二次回路上做安全措施时，必须有专人监护，并认真填写好工作措施单。
勇
13
随意变更安全措施
工作中，确需临时拆除接地线时，必须经值班负责人同意可拆除，并注意接地线拆除后的监护，试验结束后马上恢复，并向值班负责人汇报。
勇
15
图便随意拉接施工电源
使用检修电源箱，不得在运用中设备上接入试验电源。
勇
16
拆装变压器时工具或螺丝落入器身里，造成变压器短路或重新吊罩
专人保管工器具，实行领用制度，拆装时需设专人监护
勇
18
没有可靠的防火、防雨措施
准备好必要的防火、防盗、防雨用具，工作现场要做好防火、防盗、防雨工作。
勇
20
特殊工种无证操作
特种作业人员，必须经过规定的专业培训，持证上岗；
允光
20
测量工具使用不规
在带电设备围禁使用钢卷尺进行测量工作。
勇
21
雷雨季施工控制不到位
雷电时，禁止在室外变电所或室的架空引入线上进行检修和试验。
黄时武
22
人员安全知识欠缺
所有工作人员必须熟练掌握触电现场急救的法，掌握消防器材的使用法。
勇
（二）突发事件及应急措施
序号
可能发生突发事件分析
应急措施
落实人
1
人员受伤
⑴当发生人员轻伤时，现场人员应采取防止受伤人员大量失血、休克、昏迷等紧急救护措施，并将受伤人员脱离危险地段，拨打120医疗急救，并向相关部门报告。
⑵救援人员到达现场后，协助医务人员实施各项救护措施。
⑶如果受害人处于昏迷状态但呼吸心跳未停止，应立即进行口对口人工呼吸，一般以口对口吹气为最佳。
急救者位于伤员一侧，托起受害者下颚，捏住受害者鼻，深吸一口气后，往伤员嘴里缓缓吹气，待其胸廓稍有抬起时，放松其鼻，反复并有节律地（每分钟吹16～20次）进行，直至恢复呼吸为止。
勇
2
火灾
发生电气火灾时，首先迅速切断电源（拉下电闸、拨出
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