启备变安装作业指导书内容.docx

启备变安装作业指导书内容.docx

《启备变安装作业指导书内容.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《启备变安装作业指导书内容.docx（20页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

启备变安装作业指导书内容

目录

1．编制依据………………………………………………………………………………2

2．编制目的………………………………………………………………………………2

3．施工内容………………………………………………………………………………2

4．施工条件………………………………………………………………………………2

5．施工程序和方法………………………………………………………………………3

6．质量及工艺要求………………………………………………………………………8

7．技术记录要求…………………………………………………………………………12

8．安全预防措施…………………………………………………………………………13

9．环境控制措施…………………………………………………………………………13

10．主要机械及工器具……………………………………………………………………13

11．人员资质要求…………………………………………………………………………14

1编制依据

1.1新疆电力设计院设计图纸D0301《主变、高压厂变、起动/备用变安装》。

1.2变压器厂提供图纸和《变压器安装使用说明书》。

1.3《电气装置安装工程质量检验及评定规程》（DL/T5161.1～5161.17-2002）。

1.4《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》GBJ148-90。

1.5《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006。

1.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分DL5009·1-2002）。

2编制目的

新疆天富天河热电2×330MW机组工程设立一台启动/备用变压器。

由特变电工股份有限公司新疆变压器厂制造。

启动/备用变压器电源从220kV电压引接。

高压侧采用架空导线连接，低压侧与高压厂用配电装置之间采用共箱封闭母线连接。

为保证新疆天富天河热电安装工程的安装质量，确保分部运行及整套启动的顺利进行，特制定本方案。

3施工内容

3.1变压器本体就位。

3.2变压器附件开箱验收。

3.3设备安装前期准备：

电流互感器试验和储油柜隔膜袋的密封试验；散热器的密封试验；测温元件、气体继电器校验等。

3.4油化验及绝缘油过滤。

3.5变压器附件安装。

3.6本体补充注油。

3.7取油样检验。

3.8竣工及验收。

4施工条件

4.1变压器基础及构架施工完毕且验收合格。

4.2预埋件符合设计且牢固，符合安装要求。

4.3土建施工设施拆除，场地平整，施工设施及余物清除干净，并有足够的安装用地，施工道路通畅，基坑回填夯实。

4.4施工场地平整，道路畅通，不安全处应采取相应的防范措施。

4.5设备到货完毕、技术资料齐全。

4.6施工前的安全及技术交底完成。

5施工程序及方法

5.1施工程序

施工准备→附件开箱验收→变压器本体就位→检查冲撞记录→附件检查及试验→变压器油过滤→器身检查→附件安装→本体抽真空及真空注油→变压器补充油→热油循环→脱气静放、变压器油试验→竣工验收。

5.2施工准备

5.2.1熟悉掌握设计施工图纸，厂家安装使用说明书，施工作业指导书等技术文件，以便了解变压器主体及附件结构、工作原理、掌握安装要求，并组织相关的安全学习。

5.2.2备用一些垫铁用于调整变压器水平。

5.2.3备用一些撬杠便于附件开箱验收、安装调整时使用。

5.2.4搭设滤油工棚,真空滤油机、真空泵能正常工作,放置位置宜在油枕一侧且尽量靠近变压器。

5.2.5准备好签证表格及原始记录表格。

5.2.6到货的变压器油化验检查。

变压器油到现场后，清点油的数量，验收变压器油试验记录。

对绝缘油进行目测判断，进行简化分析（耐压、介损、微水试验），必要时进行全分析。

根据厂家资料要求进行过滤，变压器油最后应达到以下标准：

耐压值≥40kV，介损≤0.5%（90℃），微水含量＜15PPm。

5.2.7对变压器油取油样时的要求：

应在干燥天气下进行，取样瓶应为广口瓶并应进行干燥处理并用合格的变压器油冲洗几遍，取样阀门附近清洗干净，并放出一部分油后再取样。

取完后，用毛玻璃塞把瓶口塞紧并把瓶口封严，贴好标签。

5.3变压器本体就位

5.3.1首先土建施工部分达到交安条件。

5.3.2安装前用水平仪重新校验变压器基础，应符合设计要求。

5.3.3检查变压器冲击记录仪。

变压器应检查并记录变压器在运输和装卸过程中受冲击的情况。

当各个方向的重力加速度小于或等于1g时表示变压器在运输过程中无受到冲击，运输正常；当任一方向的重力加速度介于1～3g时认为变压器在运输全过程中发生过冲撞；当任一方向的重力加速度等于或大于3g时则认为变压器在运输全过程中发生了故障，应对变压器进行专门检查并对其能否安装投运进行论证，做出明确结论。

5.3.4根椐设计院D0301图、土建图纸及厂家图纸画出变压器基础横、纵向中心线，以便变压器就位时变压器本体中心与基础中心线一致。

变压器横向中心线与A列墙中心距离为20.2m。

5.3.5变压器本体就位时要考虑变压器低压套管与低压侧共箱封闭母线的配合，就位时，应使两组低压出线的中心线分别与共箱母线中心线在一直线上，以便共箱母线安装。

应从6kV盘柜室共箱封闭母线逐步向变压器处测量，当出墙预留孔不合适时，应通知土建施工单位处理。

5.3.6变压器底板与变压器土建基础预埋件可靠连接。

5.3.7带油运输的变压器到达现场三个月内不进行安装，须在一个月内安装上储油柜，注入合格的变压器油至抽油柜相应的油面高度。

5.4附件开箱验收

5.4.1开箱前应通知厂家、电厂物资部、安装单位物资部、相关专业人员。

5.4.2按随机带的装箱清单，核对产品部件、数量、规格。

检查产品铭牌数据及技术说明书应符合设计需要，附件齐全。

目测所有附件应无违反其基本质量要求的现象。

特别注意附件的接头部位应符合设计的要求，仔细检查附件应无缺陷、漏装、损坏现象，带油运输的附件应无漏油现象，充油套管无漏油、瓷件无损坏。

如有问题应及时通知制造厂家处理。

5.5器身检查

5.5.1器身检查前的材料准备。

5.5.1.1配制并连接好真空管路、放、注油用的油管路。

5.5.1.2检查高压套管、低压套管的完整性、严密性，应无渗油且油位指示正确。

瓷套表面无裂纹、伤痕，套管法兰面应擦洗干净。

由调试测量套管的绝缘电阻、介质损失角，进行交流耐压试验，若不合格应进行油样试验。

5.5.1.3检查散热器应无机械缺陷，检查其严密性应符合要求。

使用密封压力为20Kpa的气体，保持压力30分钟应无漏气现象。

特别注意冷却管与积油箱焊接处和风扇支架与冷却管的焊接处，这两处容易发生渗漏现象。

5.5.1.4气体继电器、温控仪校验合格。

5.5.1.5检查所有的管道、阀门、波纹管阀门（附件及本体）的严密性。

检查阀门的工作性能应良好。

清除部件内部的污锈。

并用合格的变压器油将所有的零部件清理干净。

5.5.1.6将检查过的变压器附件摆放在器身周围，并按安装顺序由近到远摆放。

套管应设专门的存放区。

5.5.2现场人员准备

5.5.2.1通知厂家代表、电厂工程部、安装监理、施工单位安监及质检、安装技术人员到场。

5.5.2.2将施工人员合理分工，保证安装顺利进行。

任命变压器安装总指挥及技术员，人员分成滤油组、安装组、清洗组、起重组等。

各组各司其职，按组织方案有序的、互相配合的完成各自的工作。

5.5.2.3吊罩对起重人员的要求比较严格，起重工及司机必须持证上岗吊装用具要检验合格后方可使用。

5.5.3工作环境

5.5.3.1变压器工作区内水源和电源应齐全。

5.5.3.2吊罩环境温度不宜低于0℃，器身温度必须高于环境温度。

5.5.3.3吊罩场地四周应清洁宽敞。

地面坚实干燥。

并且应有防尘措施及应急防雨措施，吊罩前，必须清空现场，防止交叉做业。

5.5.3.4器身在空气中暴露时间，从放油时开始计时，按下述进入。

相对湿度不大于65%时，不超过14小时。

相对湿度不大于75%时，不超过10小时。

当器身温度高于空气温度时，可延长2小时。

器身暴露时间从开始放油或开启任何一盖板、油塞时算起，到开始真空或注油时为止。

5.5.4工具准备

5.5.4.1器身检查工具例如套筒扳手、榔头、锉刀、碘钨灯、卷尺、卡尺、直尺、干湿温度计等。

使用合格的变压器油专人清洗干净，并登记注册。

设专人监管，登记每一个工具的动态使用情况，应特别注意进入变压器内的施工人员要穿专用无扣连体服。

5.5.4.2在变压器内使用的绝缘材料及纯瓷套管必须先进行干燥处理，干燥处理后，再用合格的变压器油清洗。

5.6吊钟罩（厂家有技术文件规定可不进行器身检查的或技术协议明确规定可不吊罩，省略此程序）

5.6.1放油至清洗合格的油罐内，并及时用二级真空压力滤油机滤油循环后进行油样试验,做拆掉器身上部的定位钉，解除器身与钟罩之间的连接部件。

其中定位钉与连接部件的数目与图纸上的应一致，并做好标志。

5.6.2松开上下油箱的连接螺栓，由厂家技术人员确定无任何连接物后，方可徐徐吊起变压器钟罩。

上部油箱起吊吊绳与铅垂线之间夹角不应大于30°，由一名起重工统一指挥，钟罩四周用棕绳栓好，并分别用人拉着，在吊罩过程应保证平衡起吊。

5.6.3吊起的钟罩放在远离本体、清洁、安全的地方,钟罩用彩条布包裹，防止受潮、受污。

5.7器身检查

5.7.1器身检查内容：

运输支撑和器身各部位无移动现象，运输用的临时防护装置及临时支撑应予以拆除，经过清点并作好记录备查。

5.7.2绕组检查：

5.7.2.1检查绕组有无位移、松动，绕组有围屏的只能检查其是否有位移，紧固带是否有松弛和松落。

5.7.2.2绕组引出线绝缘包扎良好，所有螺栓应紧固，并有防松措施，防松绑扎完好检查，绝缘螺栓应无损坏，引线位置应正确，套管引线锥部绝缘应完好及绝缘距离应合乎安全要求。

5.7.3铁芯检查：

5.7.3.1检查铁芯外观应无变形、移位、铁芯夹紧螺栓应牢固。

5.7.3.2铁轭螺杆与铁心，铁轭与夹件，螺杆与夹件间的绝缘良好。

铁心屏蔽绝缘与压钉绝缘良好。

铁轭拉板与铁轭拉带应紧固，绝缘良好。

5.7.3.3铁芯应无多点接地。

铁心、夹件、铁压板及屏蔽接地应良好。

5.7.3.4检查器身有无移位，定位螺钉应无松动。

器身上垫块、端圈应无松动、位移，防松螺母应锁紧。

5.7.3.5箱壁上的阀门应开启灵活，指示正确。

5.7.3.6检查油箱内壁屏蔽装置应无毛刺、夹角、杂物、污物等与变压器无关的异物，并擦洗干净。

5.7.3.7油箱内所有异物彻底清除，无可见杂物后，用合格的变压器油冲洗，最后清理油箱。

5.7.3.8变压器不吊罩进入油箱检查可省略吊升和回装上节油箱的工作，检查时要将内（通过进入油箱内的人的观察和触摸）外（在油箱外通过升高座法兰等窗口进行检查结合）关键的部件都检查到。

5.7.4器身检查的试验项目：

5.7.4.1铁芯对地应是通路。

打开接地片，铁芯对地电阻≥200兆欧（2500v摇表）同时检查接地片应牢固可靠。

5.7.4.2测量线圈绝缘电阻、吸收比和直流电阻应合格。

5.8整体回装及真空注油

5.8.1各级质检人员检查完毕，电气试验完毕且合格，铁芯、线圈及下节油箱清扫干净，即可回装。

5.8.2缓慢下落上节油箱且四周有人监护，注意耐油密封垫的正确位置，直到上下节油箱连接螺栓穿完，在让上节油箱全部落到底，均匀紧固全部螺栓。

5.8.3附件回装程序

变压器附件的安装遵守“先上后下、先铁后瓷”的原则，来保证安装工作的顺利进行。

具体的过程如下：

散热器→高压套管升高座→低压升高座→储油柜→联管→高压套管→低压套管→压力释放阀→气体继电器→温控器等安装。

5.8.3.1各附件在吊罩前已进行了各项必要的检查，现在可以直接安装，但在安装的过程中，必须注意具体工艺要求。

5.8.3.2安装高压套管引线时，引出线进入套管引线头部时，不得硬拉、扭曲、打折。

引出线的外包绝缘应良好。

充油套管的油标应面向外侧，以便观察油位。

套管顶部结构的密封垫应安装正确，密封良好，连接出线时不应使顶部结构松扣。

5.8.3.3储油柜隔膜袋沿长度方向与储油柜的长轴保持平行，不应扭曲。

隔膜口密封应良好，油位表指示正确，动作灵活，并防止出现假油位.油位表的信号接点位置应正确，绝缘良好。

5.8.3.4导油管安装时，应按导油管上的编号对应安装，不得随意更换，同时，应将管路用油冲洗干净，其连接处应密封良好。

同时装上导油管用的波纹管阀门和蝶阀。

法兰连接面应平整、清洁，应无扭曲变形、裂纹和毛刺，密封垫放置应正确，尺寸与法兰面相配合。

密封垫的压缩量一般不超过其厚度的1/3。

这也是一条通用的要求，适合于所有的法兰连接面。

5.8.3.5将经过校验的气体继电器水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，连通管应密封良好。

气体继电器的构架为生铁铸造，严禁受力。

5.8.3.6压力释放阀的方向正确，阀盖和升高座内部应清洁密封良好，接点动作准确，喷油方向朝下。

5.8.3.7在安装经过检查的宽片散热器时，应防止互相碰撞，并不得采用硬力安装以免拉伤散热器，造成渗漏油。

5.8.3.8散热器风扇电机及叶片应安装牢固，并且转动灵活，无卡阻，试转时无摆动。

5.8.3.9吸湿器与储油柜的连接管的密封良好，管道畅通，吸湿剂应经充分干燥。

5.8.4注油

5.8.4.1完成器身检查后，应在整体回装完成后注入变压器油。

注入的变压器油应达到以下标准：

耐压值≥40kV，介损≤0.5%（90℃），微水含量＜15PPm。

5.8.4.2在下节油箱放油阀处安装注油管路，并通过滤油机接至油罐。

5.8.4.3当高压厂用变压器本体注油时，应将油注至离油箱盖100～200mm时停止注油，然后拆除分接开关与油箱的连接管路。

通过油箱顶部Ф50蝶阀设置补油管路，注油至储油柜额定油位。

再进行注油时，应按油面升高的顺序依次打开各个设备的排气孔排气。

5.8.4.4注油完毕，变压器应静置时间不少于72h。

5.9投入运行前的检查

5.9.1本体及所有附件应无缺陷，且不渗油。

5.9.2变压器油漆应完整，相色标志正确。

5.9.3变压器本体上应无遗留杂物。

5.9.4事故排油设施完好，消防设施齐全。

5.9.5储油柜、散热器、等油系统油门均已打开，且指示正确。

干燥剂（硅胶）颜色呈兰色。

5.9.6接地引下线及其与接地网的连接应满足规程要求。

5.9.7储油柜和充油套管的油位应正确。

5.9.9变压器所有电气试验合格，保护装置整定值符合规定，操作及联动试验正确。

5.9.10所有装置再次排气（包括：

气体继电器、套管末端、冷却器、升高座、管路等）。

5.9.11散热器电机旋转方向正确、无异常。

5.10试运行

5.10.1在试运行阶段，经常检查变压器油的油位、温度。

油位应无渗油或油位明显下降现象。

并按照要求分次进行油样的取样化验工作。

5.10.2变压器的运行声音应正常，冷却装置的风扇运转应无磨擦和异音。

5.10.3试运行阶段无异常现象发生，则认为变压器已正式投入运行。

6质量及工艺要求

6.1变压器本体安装符合下列要求

DL/T5161.3-表1.0.3-1变压器本体安装

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

用水准仪检查

轨道间距误差

＜5mm

用尺测量

就

位

前

检

查

密封性能

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

扳动检查

其

他

油箱顶部定位装置

无变形，无开裂

观察检查

6.2变压器检查应符合下列要求

DL/T5161.3-表1.0.3-2变压器检查

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

扳动检查

各部位绑扎措施

齐全、紧固

用扳手检查

铁

芯

铁芯接地

主要

1点，连接可靠

观察检查

绕组

电压切换装置

裸导体

外观

无毛刺、尖角、断股、断片、拧弯

无毛刺、尖角断股、断片、拧弯

焊接

满焊，无脱焊

观察检查

高压应力堆

完好

观察检查

油路（有围屏者除外）

无异物，畅通

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摇表检查

连接

可靠

观察检查

开关触头

清洁度、弹力

无锈蚀、油污、且弹性良好

扳动检查

接触

主要

可靠，塞尺塞不进

用塞尺检查

对应位置

正确、一致

操动检查

部件装配

齐全、正确

观察检查

有载调压分接开关

开关动作顺序

主要

正确，切换时无开路

仪表测量

切换开关密封

良好

观察检查

各部位清理

主要

无杂物、污迹、屑末

观察检查

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

器身暴露在空气中的时间

主要

符合GBJ147—1990的规定

记录实际值

6.3变压器附件安装应符合下列要求：

DL/T5161.3-表1.0.3-3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

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

用力矩扳手紧固

引出线安装

穿线

顺直、不扭曲

观察检查

引线与套管连接

主要

连接螺栓紧固，密封良好

用扳动检查

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

主要

连接螺栓紧固

用力矩扳手检查

有载调压开关

分接头位置与指示器指示

主要

对应，且联锁、限位正确

操动检查

油室密封

良好

观察检查

储油柜安装

内部检查

清洁、无杂物

观察检查

胶囊口密封

无泄漏，呼吸通畅

油位计检查

反映真实油位

吸湿器的安装

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

检查试验报告

气体继电器安装

校验

主要

合格

检查试验报告

继电器安装

位置正确，无渗漏

连通管升高坡度

主要

便于气体排向气体继电器

观察检查

温度计安装

温度计校验

制造厂已校验

查校验报告

插座内介质及密封

与箱内油一致，密封良好

观察检查

冷却器安装

外观检查

无变形，法兰端面平整

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

风扇

牢固，叶片无变形

观察检查

阀门动作

操作灵活，开闭位置正确

操动检查

外接管路

内壁清洁，流向标志正确

观察检查

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

6.4变压器注油及密封试验应符合下列要求

DL/T5161.3-表1.0.3-4变压器注油及密封试验

工序

检验项目

性质

质量标准

检验结果

变

压

器

注

油

绝缘油试验

主要

合格

检查试验报告

器身温度

＞20℃

用温度计检查

真空度

主要

按制造厂规定

对照规范检查

注油前真空保持时间

按制造厂规定

检查记录

注油（循环）速度L/min

按制造厂规定

用流量计检查

注油过程检查（220kV及以上变压器）

按制造厂规定

观察检查

注油后真空保持时间

按制造厂规定

对照规范检查

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

主要

按制造厂规定

整体密封试验

试验压力MPa

按制造厂规定

检查压力表

试验时间h

按制造厂规定

检查记录

所有焊缝及结合面密封

主要

无渗漏

观察检查

6.5变压器整体检查应符合下列要求

DL/T5161.3-表1.0.3-5变压器整体检查

工序

检验项目

性质

质量标准

检验结果

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

扳动检查

高压套管末屏

本体及基础

牢固，导通良好

引线与主接地网连接

牢固，导通良好

6.6密封法兰连接面应平整、清洁，密封垫放置应正确，尺寸与密封面相配合，应无扭曲变形、裂纹和毛刺。

胶密封垫的压缩量一般不超过其厚度的1/3。

6.7导油管安装时，应按导油管上的编号对应安装，不得随意更换，同时，应将管路用油冲洗干净，其连接处应密封良好。

6.8储油柜隔膜袋密封试验应无渗漏，隔膜袋沿长度方向与储油柜的长轴保持平行，不应扭曲，隔膜口密封良好，油位表指示正确，动作灵活，并防止出现假油位。

6.9气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，连通管应密封良好。

6.10电流互感器安装前变比、极性测试合格。

出线端子板绝缘良好，密封可靠。

电流互感器铭牌面向油箱外侧。

6.11高压套管安装前试验合格，无渗油且油位指示正确。

瓷套表面无裂纹、伤痕，套管法兰面及均压球内应擦洗干净。

6.12充油套管的油标应面向外侧，以便观察油位，套