变压器安装施工方案三篇

第页变压器安装施工方案三篇篇一：变压器安装施工方案一、工程概况：(一)工程规模：导线采用JKLGYJ-10kv线路；50/5.486km型高压交联聚氯乙烯电力电缆（铠装）0.588千米，电杆12米/28根，10米电杆77根，10kv电缆分支箱一台、（2进4出）箱式变压器、（ZBW-630）二台、0.4kv线路总长11.061km，配电变压器17台，总容量为20XXkvA(二)编写依据：序号引用资料名称1GB50173—1992《电气装置安装工程10kv及以下架空电力线路及验收规范》电杆组立及拉线安装2GB50233—20XX《110~~500KV架空送电线路施工及验收规范》第2.0.13DL5009.2—20XX《电力建设安全工作规程第2部分：架空电力线路》4Q/CSG11105—20XX《南方电网工程施工工艺控制规范》第三章第二节5《中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准（WHS）》(三)作业流程图架线序号项目内容说明1架线1放线：1.1在防线过程中，必须对线材进行认真的外观检查，对线材损伤，断头及其它缺陷应采取措施处理后方可进入下道工序；防线时要尽量避免导线与地面摩擦，尤其在岩石裸露地段更应采取必要的措施保护导线；如果发生导线或地线损伤时必须按“施工及验收规范”所规定的程序与要求进行处理。1.2人力防线时，为减少拖线长度，线盘一般放在线距离的中间，以便向两头展放，并要求线盘放置处地势较平坦宽广，以便回线盘放。要跨越交通路口、高差较大的坎边、树木较多的地段、有刮磨电线可能等处，均应布置临护人员，以便观查导线展放情况，防止导线因挂住而产生魔伤、断股，或导致金钩及灯笼等损伤。2．临时拉线的位置：紧线开始前应该在耐张杆塔受力的反方向预设临时增强杆塔的稳定性，抵消紧线时导线的一部分水平力和平衡单边挂线后的张力以防杆塔发生倾斜或变形；即杆塔上每一根架线都要敷设一根临时拉线，拉线的悬挂点应尽量靠近线点。3。垂观测挡选择：为保证施工质量，弧垂观测挡选择挡距较大，并力求两侧悬点高差较小及接近挡距的线挡；对于5挡及以下的耐张段，可选择靠近中间的大挡距观测弧垂；对6-12挡的耐张段落，至少选择两挡，且靠近两端的大挡距观测狐垂，但不宜选在有耐张塔的挡距内。对于12挡以上的耐张段，在耐张段两端及中间至少各选一个较大挡距观测弧垂。4.紧线：（1）紧线牵引钢绳与架线的连接应牢固，常用的有卡线器、线夹及绳套等边接方法；上扬、悬挂角或转角过大以及可能通过压接管的杆塔，要有临时监护人，各监视点应有可靠的通信工具，以监视紧线情况，防止发生意外。要注意架线可能又磨损、碰伤、掉槽及卡线等情况。（2）紧线操作应在白天进行、天气应无雾，雷及大风；紧线段得锚固杆塔已挂线完毕；指挥员在紧线前对工人员要进行详细分工，交待岗位、责任、任务、联系信号以及注意事项；紧线前应再次检查架线是否有未消除的邦线，是否有附加物及损坏尚未处理，或接头未接续等情况，应确保无影响紧线操作之处；5.附件安装：全部金具及绝缘子必须有厂合格证明书，并符合国家标准，非标准金具须符合设计图纸要求；五合格证明书者不得使用绝缘子及金具在安装前必须经过仔细的外观检查；对于绝缘子、伞裙不得有碰损、裂痕、等缺陷，且整体连接牢固；对于金具，应表面光滑，镀锌良好，无毛刺砂眼或变形，外观检查不合格者严禁使用；金具镀锌层有局部碰损、剥落或锌时，应除锈后补刷防锈漆；钢芯铝绞线装入线夹前须在导线表面与外层股同绞制方向紧密包缠铝包带，铝包带露出夹口下不应超过10mm，且端头应回到线夹内压紧由工作负责人根据现场情况安排技术人员统一指挥架线，协调各配合人员之间的工作，安排技术工人按规定程序、规范要求进行安装，现场质安员负责现场安全、质量监控2.变压器安装（更换）变压器台架施工变压器台架施工1.1首先要确认旧变压器所属10KV线路名称。1.2申请旧变压器所属10KV线路停电。1.3确定该10KV线路停电后经验电确定无电情况下，挂接地线。考虑低压用户有备用电源、倒送危险，除去10kv挂接地线外，低压0.4kv要挂接地。1.4施工人员进入工作区、工作区要设围栏、挂警告牌、非工作人员不得闯入、工作人员要戴安全帽、高空作业要扣安全带、要持证上岗、进入工作前要进行班前会、对工作进行技术质量安全交底、班后总结、不得违章操作、按《安规》进行操作工具采用绳索传递、不得抛递、作业现场有安全员监督、不得离开岗位，安全监护人要及时提醒操作人员系好安全带。1.5拆除旧隔离开关、跌落熔断器、霹雷器、变压器及支架，变压器比较重必须采用吊车吊装，吊装前要检查工器具的安全性，严格做到起吊时吊物下无留人。1.6拆除旧电杆、采用吊车吊起杆，施工队应仔细核对施工手册的吊段参数，严格按手册要求施工。变压器台架施工2.台架与变压器等设备安装：2.1台架水泥杆基坑开挖、严格按设计挖到深度、保证水泥杆组的稳定性。a.杆塔、地极基坑开挖前要清楚地下管道及通讯光缆位置，要确认无误后方可进行施工。b.变压器低压过线拆除及线路拆除前做好零线标记，施工完成后应确认接线无误后方可送电。3台架横担及变压器支架安装、台架横担端部上下歪斜不大于20mm，左右扭斜不大于20mm。4.隔离开关、跌落熔断器、避雷器、变压器、低压开关和计算箱等的链接和安装。变压器采用吊车吊装方式。5接地装置的安装：按设计要求台架接地如100kvA以上变压器者按接地电阻不大于4Ω、100KVA以下变压器接地电阻不大于10Ω。6.以上工作完成后、工作人员撤离工作现场、拆除接地线。重复检查接地线无误，经监理同意，恢复送电。以上工作都要一天（白天）内完成、夜间送电，保证居民正常用电。这些工作要喝供电部门很好配合，虽然工作任务艰巨，但必须在一天内完成。如果刮风下雨和雷电天气要想办法恢复送电、暂停工作。变压器台架设备安装技术3.1台架上设备安装应符合下列规定a．安装应牢固可靠；b电气连接应接触紧密，不同金属连接应有过渡措施；c瓷件表面光洁，无裂缝破损现象。3.2变压器安装符合下列规定a一二次引线排列整齐，绑扎牢固；b油枕、油位正常，外壳干净；c接地可靠，接地电阻符合设计，规范要求；d套管压线螺全等部件齐全，避免承受外加应力；e呼吸孔道通畅。3.跌落式断熔器安装应符合下列规定：a各部件完整；b转轴光滑灵活，纱眼绣蚀；c瓷件良好，熔丝管不应有吸潮膨胀或弯曲现象；d熔断器安装牢固，排列整齐，熔管轴线与地面的垂线夹角为15°-30°内。熔断器水平相间距离不小于500mm；e操作灵活，接触紧密，合熔丝管时上触头应有一定的压缩行程；f上、下线线压紧，与线路导线的连接紧密可靠。4.隔离开关安装尚应符合规定；a瓷件良好；b操作机构动作灵活；c刀刃合闸时接触紧密，分闸后应有不小于200mm的空间间隙；d与引线的连接紧密可靠。5.避雷器安装应符合如下要求；a瓷套与固定横担上要牢固；b排列整齐高低一致，正直，相间距离不小于350mm，10kv及以下不小于150mm；c，引线短而直，连接紧密，引上铜线不小于16m㎡，铝线不小于25m㎡；d与电气部分连接不应使避雷器产生外加应力；e引线必须是未用线，接地可靠，接地电阻符合规定，引下线铜线不小于25m㎡铝线不小于35m㎡6.低压计量箱的安装施工注意的问题：a低压熔断器和开关安装各部接触紧密，便于操作和观察；b低压保险丝片安装无弯折、压偏、伤痕现象；c严禁用线材代替保险丝；d外壳接地；e箱安装牢固，便于安装。四.危险点分析及其控制措施序号作业步骤危险点控制措施1.行车中发生交通事故，造成人员伤害1.1架线前工作负责人或司机负有交通安全责任，应遵守交通规则，控制车速。1.2乘车人员严禁在车上打闹，严禁将头伸出车外。1.3运输大件必须用绳索封牢，注意防止随车装运的工器具挤、砸伤乘车人员。2.作业现场情况核查的不安全面、不准确2.1布置作业前，必须勘察现场，彻底查明可能向作业地点反送电的所有电源，并应断开开关、刀闸。2.2有关人员必须在架线前对现场周围的带电部分、大型施工器械的行走路线和工作位置以及会对工作构成障碍的物体等核查清楚，以便确定可行的施工方案，查明作业中不安全因素，制定可靠的安全防范措施。3.作业任务不清3.1应该有关规定编制施工安全技术组织措施计划，并需要组织全体作业人员结合现场实际认真学习。4.2工作负责人要在作业前将人员的任务分工，危险点及其控制措施予以详尽的交待。1保证安全的组织措施和技术措施的实施1.不按规定填写、签发、送交办理工作票1.1在电气设备上和设备区内工作，必须按规定执行工作票制度。2.1按有关规程、制度的规定正确填写喝签发工作票3.1按有关规程、制度的规定及时送交办理工作票。安规电气35、36、37条2.未办理工作许可手续，工作班人员即进入现场工作负责人必须在办理许可手续后，方可带领工作人员进入作业现场。安规电气59条3.工作负责人在开工前不认真检查作业现场的安全措施工作负责人在接到工作许可的命令或会同工作许可人检查现场所作的安全措施正确完备后，方可在工作票上签名，然后带领工作班人员进入现场。4.工作负责人不向工作班人员交待工作现场4.1工作负责人应检查工作班人员着装是否整齐，符合要求，安全用具和劳保用品是否齐全。4.2工作班人员列队并面向工作地点，由工作负责人宣读工作票，交待现场安全措施、带电部位和工作危险点及其控制措施和其他注意事项。2实施作业1.单人留在作业现场除工作需要和条件允许外，所有工作人员（包括工作负责人）不得单独留在作业现场。安规电气55条2.工作负责人（监护人）参与作业，违反工作监护制度2.1工作负责人（监护人）在全部停电或部分停电时，只要安全措施可靠，人员集中在一个工作地点，，确无触点危险情况下，方可参加工作。2.2专责监护人不得做其他工作安规电气54、56条安规电气45条3.违反现场作业纪律3.1工作负责人需及时提醒和制止影响作业人员精力的言行。3.2工作负责人需注意观察工作班人员的精神状态和身体状态，必要时可对作业人员进行适当调整。4工作终结办理工作终结手续后，又到设备上工作4.1全部工作完毕，办理工作终结手续前，工作负责人应对全部工作现场进行周密的检查，确保无遗留问题。4.2坚持执行验收制度。4.3办完工作终结手续后，检修人员严禁再触及设备，并全部撤离现场。五.质量目标、质量保证体系及技术组织措施：（一）质量目标、质量保证体系及技术组织措施(1)、质量目标1)满足国家施工及验收规范要求，优质工程标准，达标投产。2)工程一次验收合格率100%3)土建施工单位工程优良品率100%4)土建施工分部分项工程优良品率95%5)线路安装单位工程优良品率100%6)线路安装及电缆敷设分部分项工程优良品率95%7)工程建设期间发生质量事故0%8)工程技术资料、图纸、记录资料完整、真实、准确，满足工程资料归档及“达标投产”要求。9)顾客可能出现的抱怨次数为零；顾客回访满意率为100%2、所采取的质量保证措施质量薄弱环节质量保证措施基础坑深未达到设计标准严格按设计施工图纸施工电杆组立1、钢丝绳与塔材接触处垫以软物；2、在施工组装螺栓时，一律采用力矩扳手紧固；3、每个紧固螺栓必须达规范要求；4、防盗螺栓安装面数量100%。导线磨损1、接触导线的工具采用铝制的，同时还要在与导线接触处衬垫胶管；2、导线接触地面处应铺垫苫布或木板，防止直接接触地面；3、紧完线一般应三天内进行附件安装，最多不超过5天；4、施工人员每人随身常备砂纸，遇有受磨处用砂纸磨光处理；5、耐张塔对接安装施工操作后，对前后两侧工具接触处应全面的用砂纸进行磨光处理；导线压接1、压接前应事先进行压接培训，并经考试合格持证上岗；2、压接时必须在项目部质检员、监理在场方可进行压接操作；3、压接检查无误后，要认真及时记录。3、材料质量保证措施根据施工图纸编制详细材料供应计划，保证材料的质量和按时供货，制订材料管理制度，明确岗位职责，并规定采购、合同、现场、仓库、考核、复验、等管理制度。（1）材料采购严格依照公司程序文件的要求，先评审建立合格分承包方，再按采购程序进行采购。（2）现场材料管理、仓库管理按照“明确标识，妥善保管，建立台帐，严格收发，记录齐全，规范管理”进行，并及时做好报表。（3）所有材料进场（包括建设单位提供的材料），均按照公司进货检验程序要求，对照验收标准进行检验验收，并要求提供完整的产品合格证、材质证明书、试验报告等，及时报请并配合业主工程师进行抽检复验；按品种规格进行标识、保管，发现不合格品应即标识隔离和处置，切实把好材料质量关。（4）搞好所有材料的安全、优质、供应，以保证施工进度需要。六.质量检验序号项目内容1本工序工艺检验本工序完成后，现场工作负责人根据GB50173——1992《电气装置安装工程10kv及以下架空电力线路施工及验收规范》第一节电杆组立及拉线安装规定和根据表5-4中序号2质量控制点要求生成相关表格，并组织检验2质量控制点序号控制方式WHS1线行、挡距复制●2被跨越物与邻近杆（塔）位距离●3钢圈焊接质量和防锈处理●4横向安装方向●5混凝土杆基坑深度●6底盘放置●7接地网连接可靠，接地电阻符合设计要求●8混凝土杆埋深●9卡盘安装●10电杆基坑回填●11线路铭牌、回路色、相序牌、警示标色及警告标志牌●12工序验收检查●3完成本工序提交给下一道工序收集、整理、移交本工序相关资料注：质量控制点中H：停工待检；W：见证点；S：旁站点。七.环境保护与措施：本公司对电网改造与建设工程项目作为一个污染源。在建设过程中，对项目占、动用地的环境（大气、水体、土地、野生植物、矿藏、自然遗迹、人文遗迹、自然保护区、风景名胜区、城市、乡村等自然因素的总体）造成的影响合乎国家、地方有关环境保护法律、法规、标准的要求：本公司执行电网建设项目环境影响评价制度和环境保护设施与本工程“三同时”的规定，我施工技术部门在编制施工组织设计时，应根据施工过程中或其他活动中产生的污染气体、污染水废渣、粉尘、放射性物质以及噪声、振动等可能对环境造成的污染和危害，单独编制环境保护措施；本施工单位将环境保护教育纳入教育培训计划，组织安全教育培训时，针对工程的实际，将进行培训教育；本工程现场及办公区、生活区采取绿化措施，改善生态环境，现场设置足够数量的废料、垃圾、有专人清扫，保持现场施工环境卫生本施工单位在施工过程中产生的垃圾应及时清运到指定集中处理，防止对环境造成污染；本施工单位的施工生活用水，按清，污分流方式，合理组织布管线并排放，污水应符合达标排放；本工程在施工期间挖、填、平整场地以及土石方的堆放，按施工组织设计确定的方案和施工时间段，严格管理防止局部水土流失；施工弃渣，垃圾严禁倒入江河湖海，防止造成淤积妨碍洪及造成环境污染和水土流失；本施工项目中施工过程以及竣工后，及时休整和恢复在施工过程中受破坏的生态环境，尽可能采取绿化措施。

篇二：变压器安装施工方案一、适用范围本施工方案适用于贵州黔北发电厂“上大压小”异地新建工程#1机组主变压器、高压厂用工作变压器、高压脱硫变压器以及起备变的安装。二、编制依据1、《防止电力生产事故的二十五项重点要求》20XX版2、《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》GB50148-20XX；3、《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ50147-20XX；4、《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GBJ50169-20XX）5、《工程建设标准强制性条文电力工程部分》中电联标准[20XX]16号6、《电力工程达标投产管理办法（20XX版）》中电建协工[20XX]6号7、《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-20XX；8、《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1～5161.17-20XX；9、《主变及高厂变安装A版》50-F1902S-D0301A-西南电力设计院10、《起备变安装》50-F1902S-D0302-西南电力设计院11、变压器厂家相关资料及技术协议三、工程概况及特点贵州黔北发电厂“上大压小”异地新建工程#1机组主变压器为3台额定容量260MVA单相变压器，起备变额定容量为48MVA，均由特变电工衡阳变压器有限公司提供；高压厂用变压器额定容量为48MVA，由保定天威保变电气股份有限公司提供；高压脱硫变压器额定容量为25MVA，由南京大全变压器有限公司提供。发电机出口不设断路器，主变压器低压侧采用离相封闭母线与发电机相连接，高压侧采用架空导线与220KV升压站#1主变进线间隔相连接；起备变低压侧采用共箱封闭母线与6KV开关柜相连接，高压侧采用架空导线与220KV升压站#01起备变间隔相连接；高压厂用变压器及高压脱硫变压器低压侧采用共箱封闭母线与6KV开关柜相连接，高压侧与发电机出线离相封闭母线相连接。3.1主变压器基本技术参数型式：单相双绕组铜线圈无励磁调压油浸式低损耗变压器冷却方式：强油循环风冷（ODAF）额定容量：单相260MVA（绕组温升65K时），组成三相后容量为780MVA额定电压：高压侧：242kV低压侧：20kV额定电流：高压侧：1861A低压侧：13000A短路阻抗：14%联接组标号：YNd11调压方式：无励磁调压中性点接地方式：经刀闸接地或经避雷器与放电间隙并联接地方式3.2高压厂变基本技术参数型式：户外三相油浸式无载调压风冷分裂绕组铜芯低损耗变压器冷却方式：油浸风冷（ONAN/ONAF）额定容量：48MVA（在绕组平均温升≤65K时连续额定容量，）额定电压：高压侧：20kV，低压侧：6.3kV额定电流：高压侧：1386A，低压侧：2383A调压方式：无励磁调压短路阻抗：20.5%中性点接地方式：中性点电阻柜联接组标号：Dyn1yn13.3高压脱硫变压器基本技术参数型式：户外三相、低压双绕组、油浸式低损耗自然油循环风冷铜芯电力变压器冷却方式：油浸风冷（ONAF）额定容量：25MVA（在绕组平均温升≤65K时连续额定容量，）额定电压：高压侧：20kV，低压侧：6.3kV额定电流：高压侧：722A，低压侧：2291A调压方式：无励磁调压短路阻抗：10.5%中性点接地方式：经低电阻接地联接组标号：Dyn13.4起备变基本技术参数型式：三相式、油浸式铜芯低损耗低压侧分裂绕组有载调压变压器冷却方式：油浸风冷（ONAF）额定容量：48MVA（在绕组平均温升≤65K时连续额定容量，）额定电压：高压侧：230kV，低压侧：6.3kV额定电流：高压侧：120.5A，低压侧：2382.7A调压方式：有载调压短路阻抗：21%中性点接地方式：高压侧：经刀闸或放电间隙接地低压侧：经低阻抗接地联接组标号：YNynOynO+d四、施工组织及计划4.1施工组织安排：施工负责人：孙二德技术负责人：王琼质量员：任文安全员：钟科伟4.2进度计划：单台变压器安装进度计划：123456789101112131415施工准备油处理附件清理开箱器身检查附件安装注油电气试验清理现场五、施工准备5.1技术准备5.1.1变压器安装施工图纸(设计院图纸和制造厂技术文件)已会审，与封闭母线等接口一致，变压器就位尺寸已精确测定，所发现的问题均已明确解决。5.1.2技术人员已详细了解设备情况及安装工艺要求（如真空度，真空保持时间，绝缘油检验标准，密封试验压力等），已编制详细的施工作业程序和周密的安全技术措施。5.1.3作业人员开工前接受安全、技术交底；吊装作业需办理安全作业工作票。5.2劳动力准备(特殊工种上岗前，证件需报审合格)序号作业内容作业人员数量资质要求备注1设备吊装起重工1起重机械作业操作证2变压器安装高压安装工6高/中级工3抽真空、注油油务2熟练4其他钳工数量满足安装要求5.3工器具准备（经报审合格，有效期内）序号名称规格单位数量备注1汽车吊25t台12手拉葫芦1、2t个各23吊环（卸扣）2t个44尼龙绳/钢丝绳根若干5储油罐（油坦克）20t只26真空滤油机6000L/h套17干燥空气发生器台18抽真空/注油管及阀门套各19压力表0～0.3MPa个210真空表0.1～650Pa只211干湿度表/温度计只1/112测氧仪只113钢皮尺/卷尺把214塞尺把若干15老虎钳把216锯工把117榔头把218手电筒把219电动扳手大、小套各120各类手动扳手套各121力矩扳手套122消防器材套1干粉灭火器5.4材料准备序号名称规格单位数量备注1高纯氮气纯度99.99%瓶20备用2干燥空气瓶203塑料薄膜筒14白布米50不起毛、不脱线5丙酮瓶206工业酒精瓶40易挥发7白纱带卷108厌氧密封胶支109生料带卷510洗洁精瓶511回丝公斤1012连体服套55.5作业条件5.5.1混凝土基础及构支架达到允许安装的强度，工程质量应符合建筑工程施工及验收规范中的有关规定，并已完工验收，进行了工序交接。5.5.2预埋件及预留孔符合设计要求，预埋件应牢固。5.5.3安装区域场地已平整夯实，道路通畅，吊机可方便停靠。5.5.4施工区域周围无土建回填等产生灰尘的作业。5.5.5起重工、吊车操作员已勘察现场，明确吊机停靠位置。5.5.6设备及零部件已运至现场，已经检查清点与装箱单一一核对无误，规格符合设计要求，附件、备件齐全，外观检查完好无破损；气体继电器、温度计和压力释放阀已送校合格。5.5.7变压器外观检查应良好无渗油现象，无撞击及损伤。5.5.8套管支架已制作准备好，套管应预先竖立放置于支架上，并设置浪风。六、施工工艺流程6.2设备验收检查6.2.1附件、备件齐全，外观包装检查完好、无破损。6.2.2变压器本体外观检查良好、无撞击及损伤。6.2.3变压器本体充气运输时，压力表数值显示正常（0.01～0.03MPa范围内）；充油运输时应无泄漏油现象，并取变压器本体油样做相应试验。6.2.4运输过程中冲撞情况检查：变压器运抵现场后，会同制造厂、建管处、监理单位、运输单位一起检查冲击记录仪的运行是否正常（当各个方向的重力加速度小于1g时，认为运输全过程正常。当任一方向的重力加速度介于1～3g之间时，认为运输全过程中发生过冲撞。如果任一方向的重力加速度(正负向量同等看待)等于或大于3g，则认为运输全过程中发生故障），确定运行正常，记录可信后，读取三维最大冲撞加速度值，复印实测记录（或拍照保存）和押运记录，原始记录应提交给建管处或监理单位。6.3本体就位6.3.1变压器就位前，必须先找好变压器的安装方向，使高低压套管出线符合设计要求，确定好变压器的就位尺寸。变压器就位后，核对中心位置和出线方向符合设计要求。

6.3.2变压器固定方式采用轨道滑轮方式，固定前应校核套管与封闭母线中心位置、联结距离是否符合设计要求，确定符合设计要求后，方可进行滑轮锁紧装置固定。6.4附件清扫和检查6.4.1安装前现场应妥善保管：散热器、连接管路、储油柜等应密封；测量装置、气体继电器、绝缘材料、零星小部件等应放置于干燥的室内保存；置于室外保管的附件其底部应垫平、垫高，不得水淹，条件允许，应有防雨措施；短尾式套管保管，条件允许应放置于干燥室的室内，若置于室外保管，应有相应的防潮措施；充油式套管卧放时应符合制造厂的规定，现场竖立放置于套管支架上，应设置缆风绳。

6.4.2在安装工作正式开工之前，将零部件重新清点一遍，根据附件在变压器本体上的安装位置，合理布置，以方便取用，需进行试验检查的部件，应做试验检查。

6.4.3在重新清点零部件时，如发现缺件或损坏，应尽快设法解决。若缺少安装工作正常进行所必需的零部件，则不应开工。6.5附件送检气体继电器、压力释放阀应送就近电力局或电力试验所进行检验校正，并有校验合格证书；测温装置送调试工区校验。6.6器身检查6.6.1因本体油箱内尚有保持微正压力的压缩空气，故必须先降低箱壁内外的压差直至平衡后方允许完全松开人孔盖板的螺栓。然后打开油箱侧面人孔的盖板，由此进入箱内进行对器身进行检查。厂家规定，只有在进行必须的安装或检查时才能进入变压器；不论在任何情况下，只有经过培训并得到制造厂商授权的人员才能进入变压器。器身检查及高压套管内部引线的连接工作经协商由厂方人员负责，应作好检查记录。为保证安装质量及人身安全，防止变压器被污染，只有人孔以及安装部件的开口可以打开。所用其他开口都必须用干燥的木板或干净的塑料薄膜盖上。这样也可最大限度地减少干燥空气流失。6.6.2施工负责人及技术负责人，由厂家现场服务人员做技术交底，确认安装工序，明确分工，加强各专业部门的配合。6.6.3在人孔盖板打开以后，仍向本体内部继续充干燥空气，保持一定的空气流通（流通方向为干燥空气→变压器本体→本体外部大气）。进入油箱之前，用测氧仪对本体内部空气含氧量进行检查，确认内部空气中氧气含量达到18%，否则不得进入变压器中或呼吸变压器中的气体。进入器身检查的人员，应穿防油的干净鞋，并注意防滑。衣服应穿清洁的专用连体服，随身不带与工作无关的物品及有可能掉落的物品，所有工器具应登记，并系白纱带。主要检查以下几个内容（协同试验人员）：6.6.3.1器身应清洁，铁芯、夹件应无位移，对地绝缘是否良好，铁芯应无多点接地。6.6.3.2绕组应排列整齐，绝缘层应完好，无缺损、变位现象。6.6.3.3各绝缘件、紧固件是否有松动。6.6.3.4绝缘围屏绑扎应牢固，引出线绝缘距离应合格，固定牢固；引线的加包绝缘是否有损伤，接头处是否有松动；引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接应良好。6.6.3.5分接开关各分接头与线圈的连接是否正确紧固，各分接头应清洁完好。6.6.3.6检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。6.6.3.7在器身检查及附件安装期间应控制变压器暴露在空气中的时间，从松开盖板螺栓或打开阀门排气算起，到开始抽真空为止，并按空气相对湿度的情况予以控制。器身在大气中暴露时间：（1）器身在大气中暴露时间的计算方法起始时间由打开密封时算，而终止时间从完成密封并开始抽真空时计算。（2）器身在大气中工作时间按下列规定掌握：a.空气相对湿度小于等于65%,为16h。b.空气相对湿度大于等于65%,而小于等于75%，为12h。c.空气相对湿度大于75%,不应开始工作或应立即停止工作。d.为防止变压器器身受潮，必须选择晴天进行施工，采取注干燥空气的可靠措施。6.6.3.8若当天附件未安装完或其它原因中断安装工作（如遇上恶劣的天气），可将变压器密封，并充以压力略高于大气压的干燥空气或高纯氮气。在安装工作重新开始之前，必须检查相关温度对应下的气压。如怀疑渗漏，应采用肥皂水或阀门上绑扎塑料袋(如渗漏，气体会将其充胀)等方法将渗漏的地方找到并予处理。然后才能进行下一步的安装工作。6.6.3.9检查前后，用2500V兆欧表测量铁芯的绝缘电阻（如果制造厂有明确规定的，则根据厂家规定的电压等级选用兆欧表），应满足制造厂相关要求。6.7附件安装6.7.1升高座安装6.7.1.1升高座安装前，应先完成电流互感器的试验。电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板应密封良好，无渗油现象。6.7.1.2安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处。6.7.1.3电流互感器和升高座的中心应一致。6.7.1.4绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。

6.7.1.5套管型电流互感器二次备用绕组经短接后接地，检查二次极性的正确性，变比与实际相符。6.7.2套管安装6.7.2.1套管应经试验合格，并有试验数据。

6.7.2.2用白布擦去瓷套及联结套筒表面的尘土和油污，如有干擦不下的油漆之类沾污物，应用溶剂擦洗，直到全部瓷裙显出本色。

6.7.2.3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。细心检查“O”形密封垫圈，如发现损坏或老化而不能保证可靠密封时，必须更换，不能凑合使用。

6.7.2.4用白布球拉擦导管，直到白布上不见脏色，然后用塑料布包好。

6.7.2.5仔细检查瓷套有无裂纹和渗漏，特别是注意瓷套的端头有否裂纹和渗油。

6.7.2.6套管吊装由专业起重工指挥，电气安装工配合。必须严格按照厂家提供的连接工艺进行连接。6.7.3冷却装置安装6.7.3.1打开每根冷却器联管，用白布擦拭管内壁，直至不见脏色。清理碟阀阀片和密封槽的油垢及锈迹，检查阀片有无缺陷，关闭和开启是否合乎要求。

6.7.3.2打开冷却器的运输用盖板，检查内部是否清洁和有无锈蚀。

6.7.3.3如能确认冷却器内部清洁，可不用油冲洗。

6.7.3.4按零件编号和安装标志，安装油管、蝶阀、支架和冷却器。最后安装加强杆，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来使之处于直立状态，然后吊到安装位置，与冷却器支架及油管装配。6.7.4压力释放阀安装6.7.4.1打开压力释放阀的纸箱进行外观检查，未发现异常，并有出厂试验报告，即可将其安装到其法兰上，但对于未进行启动试验的压力释放阀，应进行启动试验，应具有校验报告。

6.7.4.2压力释放阀及导向装置的安装方向应正确，阀盖和升高座内应清洁，密封良好。

6.7.4.3压力释放装置的触点动作可靠信号确定，触点和回路绝缘良好。

6.7.4.4压力释放装置的电缆引线在继电器处应有滴水弯，电缆孔应封堵完。

6.7.4.5压力释放阀接线盒和（或）信号线中间转接盒须做好防水受潮措施。6.7.5储油柜安装6.7.5.1打开储油柜，检查内部是否清洁，如有锈蚀、焊渣、毛刺及其它杂质应彻底清理干净。

6.7.5.2储油柜中的胶囊应完整无破损。对胶囊用充气的办法进行试漏，充气检漏压力按制造厂规定执行，胶囊应舒展，保持30min无失压现象，胶囊沿长度方向应与储油柜的长轴保持平行，不应扭偏。

6.7.5.3检查指针式油位表浮球位置与油表指针读数相对应，浮球沉浮自如，油位表动作应灵活，油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。

6.7.5.4吊装储油柜支架，用螺栓紧固在油箱顶上，再把储油柜安装在支架上。

6.7.5.5安装吸湿式呼吸器连管，连管的下端安装呼吸器。呼吸器中的储运密封圈必须拆除，呼吸器与储油柜间的连接管的密封应良好，管道应通畅，吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上或按产品的技术要求进行。

6.7.5.6在储油柜下部的蝶阀上，连接气体继电器管路及安装气体继电器。

6.7.5.7在储油柜的集污盒上，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。6.7.6温度计安装6.7.6.1温度计安装前已进行校验和整定,信号接点动作可靠，导通良好。

6.7.6.2绕组温度计应根据制造厂的规定进行整定。

6.7.6.3信号温度计测温电阻的座管内注满变压器油，拧紧测温电阻的安装螺母，并使座管处于密封状态，密封良好，闲置的温度计座管也应注满变压器油密封，不得进水。按照制造厂规定的位置固定信号温度计的表头和金属软管，信号温度计的细金属软管不得有压偏、拆弯和拆弯现象，弯曲自然，弯曲半径不得小于50mm。6.8油处理6.8.1安装前新油应使用滤油机将油处理合格。在注油之前，提交油试验报告，油样合格后才允许将油注入油箱。

6.8.2油的一般性能分析可依据出厂资料，安装现场可不再进行。但下列几项指标必须提供现场各油罐的实测数据：1）击穿强度（220kV）：40kV/2.5mm；

2）含水量（220kV）：≤15ppm,；

3）介质损耗（220kV）：tgδ(90℃)≤0.5%。6.9真空注油6.9.1注入油温度掌握在40～60℃（真空滤油机出口平均油温），注油速度控制在约4～5t/h。

6.9.2注油前，对变压器本体进行抽真空，要求真空度达到133Pa以下，并保持至少8h；注油时，真空泵继续开动，保持真空度小于133Pa；通向油箱的阀门也保持与抽真空时相同，以便所有附件连同本体一起注油。必须用真空滤油机注油，油从油箱下部的注油阀注入，直至油位高出相应温度油位的10%停止注油，关闭胶囊内外连通阀，使用呼吸器入口破真空。6.9.3在向储油柜注油时，要防止放气塞被胶囊阻挡。6.10热油循环变压器真空注油后必须进行热油循环，热油循环工艺应按照产品说明书要求进行，无特别说明时应符合下列规定：1）热油循环前，应对油管抽真空，将油管中空气抽干净。2）关闭冷却器与本体之间的阀门，打开油箱与储油柜之间蝶阀，将油从油箱下排出，经真空滤油机加热到65℃±5℃，再从油箱的上部回到油箱。每4h打开一组冷却器运行10min，这样周而复始，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℃范围内。当环境温度全天平均低于15℃时，应对油箱采取保温措施。4）热油循环应符合下列条件，方可结束：a热油循环时间不少于24h；b变压器绝缘油试验合格。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。6.11整体密封检查及静置排气整体密封检查方法可通过从储油柜的呼吸器接口处充干燥空气或氮气进行，其压力为0.02Mpa（由于储油柜的油重关系，试验压力应低与从箱顶注入的压力），试验持续时间为24h应无渗漏。密封试验时，为避免压力释放阀误动作，应在压力释放阀上安装临时闭锁压板。注油完毕后，在施加电压之前，变压器应静置，时间不少于48h，在此期间应利用所有放气塞放气。七、质量工艺标准及强制性条文7.1变压器安装质量控制标准变压器本体安装验收质量标准如下：工序检验项目性质单位质量标准备注基础安装预埋件按设计规定基础水平误差mm＜5mm轨道间距误差/就位前检查密封性能充气运输气体压力0.01Mpa～0.03MPa带油运输不渗油，顶盖螺栓紧固油绝缘性能标准规定值本体就位套管与封闭母线中心线主要一致滚轮装配滚轮安装/制动器安装/支墩与变压器及预埋件连接牢固本体接地主要牢固，导通良好冲击值和次数按制造厂规定值其他油箱顶部定位装置无变形，无开裂变压器附件安装验收质量标准如下：工序检验项目性质单位质量标准备注高压套管安装套管及电流互感器试验主要合格升高座安装外观检查接线端子牢固，无渗漏油放气塞升高座最高处安装位置正确绝缘筒装配正确，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，油位正常法兰连接螺栓主要齐全，紧固引出线安装穿线顺直、不扭曲220kV应力锥在均压罩内，深度合适500kV均压球/等电位铜片/引线与套管连接主要连接螺栓紧固，密封良好低压套管安装套管检查清洁，无损伤法兰连接主要连接螺栓紧固电压切换装置无励磁分接开关传动连杆回装正确，转动无卡阻指示器密封良好有载调压开关分接头位置与指示器指示主要对应，且联锁、限位正确油室密封良好储油柜安内部检查清洁、无杂物胶囊或隔膜无变形、损伤，且清洁胶囊或隔膜气密性主要无泄漏胶囊口密封无泄漏，呼吸通畅7.2在安装过程中及时做好变压器安装的现场见证点及验评、签证记录等，验收节点详见《施工质量验收范围划分表》。7.3需执行的工程建设标准强制性条文7.3.1当含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。7.3.2绝缘油必须按现行的国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定试验合格后，方可注入变压器中。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。7.3.4变压器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入试运行。检查项目如下：1）本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油.2）接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠铁芯和夹件的接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不可用时其抽出端子均应接地；备用电流互感器二次端子应短接接地；套管顶部结构的接触及密封应良好。3）分接头的位置应符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。4）变压器的全部电气试验应合格；保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确。7.4常见的质量通病及预防措施序号常见质量问题（通病）控制预防措施1法兰面漏油法兰面密封垫圈应饱满、富有弹性，尽可能全部更换成新垫圈；法兰面必须擦净，无异物；法兰面螺栓对称紧固，力矩值达到要求；检查本体油箱上的法兰面（孔）是否存在裂纹。2油箱、冷却装置、油管路等焊缝处漏油安装前检查焊缝有无存在裂缝、砂眼等，有凝问时进行密封试验（内部充干燥气体，表面涂肥皂水检测）。3油管路蝶阀未全部开启，导致油循环冷却存在死区在变压器附件安装前、安装过程中和变压器投入运行前对蝶阀、阀门的开启进行一次系统的检查，确保蝶阀、阀门开启灵活，密封良好；蝶阀的锁紧装置必须完好，以免油在循环过程中的冲力使蝶阀自动关合。4测量绕组连同套管的介损值超标擦净套管表面。7.5完成一道工序后，需经监理、建管处验收合格后方可进行下道工序的安装。八、安全技术措施8.1所有施工人员在施工前必须经过安全技术交底，并在交底单上签字，没有经过安全技术交底的人员不能进行施工。8.2安装现场和其它施工现场应有明显的分界标志，变压器安装人员和其它施工人员互不干扰。8.3起重工作区域内无关人员不得停留或通过，在伸臂及吊物的下方严禁任何人员通过或逗留。8.4起重和搬运应按有关规定和产品说明书规定进行，防止在起重和搬运中设备损坏和人员受伤。8.5充氮变压器未经充分排氮（至少30分钟），严禁工作人员入内。8.6变压器本体油箱内氧气含量少于18％，工作人员不得进入。8.7进行变压器内部检查时，通风和照明必须良好，并设专人监护，工作人员应穿无钮扣，无口袋的工作服，电工鞋，带入的工具必须拴绳，清点，严防工具及杂物遗留在变压器内。8.8吊装作业必须办理工作票。8.9起吊物应绑牢。吊钩悬挂点应与吊物的重心在同一垂直线上，吊钩钢丝绳应保持垂直，严禁偏拉斜吊。落钩时应防止吊物局部着地引起吊绳偏斜。吊物未固定时严禁松钩。8.10高空拆卸，装配零件，必须不得少于二人配合进行。8.11上下传递物件，必须系绳传递，严禁抛掷。8.12应做好防风沙、防雨、防寒保温等准备措施。8.13现场配备相应消防器材。九、安全、文明及绿色施工措施9.1、所有施工作业人员必须进行体检和三级安全教育合格后才能上岗，特殊工种必须持有效证件才能上岗，安装前必须对所有作业人员进行详细的安全技术交底并签字。9.2、严格遵守公司制定的安全规定，坚持每天开好站班会，确保施工安全。进入施工现场应戴好安全帽，高空作业应系好安全带，安全带应系在上部牢固可靠处。9.3、脚手架应搭设合格，并经验收挂牌后方可使用，任何人不得擅自改动脚手架，脚手架上工具及安装材料应固定牢固可靠，且不得超过270kg/m2。9.4使用梯子时，禁止把梯子靠在绝缘子上，要使用人字梯，并且有防倾斜措施。9.5使用电动工具必须严格遵守操作规程，并有防触电措施。9.6吊装前应先检查吊具合格，钢丝绳、吊带无断股现象。9.7起重工作应有专职起重工指挥，并有统一规范的信号，严禁戴手套指挥。9.8、所有设备及附件开箱时，小心谨慎、配合一致，以免损坏设备。开箱后，及时清理遗落下的铁丁，铁丝及其他杂物。9.9废油等用专用容器回收，不得随意排放。9.10安装完成后，对温度计等易损设备表面用柔软物包裹，防止设备损坏。9.11安装完成后，加强对法兰面、阀门等易渗漏油处的观察，如有渗漏油现象，及时查找原因进行处理。9.12安装完成后，在变压器周围搭设专用围栏保护，防止设备损坏。9.13施工时废料合理摆放，并及时进行回收处理。9.14加强管理，做好成品保护措施。施工现场保持清洁干净，做到工完料尽随手清。9.15材料节约：图纸会审时，应审核节材与材料资源利用的相关内容，努力降低材料损耗率，根据施工进度、库存情况等合理安排材料的采购、进场时间和批次，减少库存，现场材料堆放有序。储存环境适宜，措施得当。保管制度健全，责任落实。材料运输工具适宜，装卸方法得当，防止损坏和遗洒。根据现场平面布置情况就近卸载，避免和减少二次搬运。9.16水资源节约：施工中采用先进的节水施工工艺。如提高管路、锅炉清洁度，减少冲洗水用量等。施工现场喷洒路面、绿化浇灌不宜使用市政自来水。根据施工总平要求,合理布置用水接口,对各用水接口应采取相应的隔离措施，管径合理、管路简捷，采取有效措施减少管网和用水器具的漏损。各施工用水管线应按设计深度要求埋入地下并在地面做好管线标识，尽量避免因施工开挖、大件设备倒运等原因引起的管线破裂而造成漏水浪费；9.17能源节约：优先使用国家、行业推荐的节能、高效、环保的施工设备和机具。加强对施工设备和机具的管理、使用和维护。选择功率与负载相匹配的施工机械设备，避免大功率施工机械设备低负载长时间运行。机电安装可采用节电型机械设备，如逆变式电焊机和能耗低、效率高的手持电动工具等，以利节电。机械设备宜使用节能型油料添加剂，在可能的情况下，考虑回收利用，节约油量。9.18土地资源节约：要求临时用地平面布置合理、紧凑，在满足环境、职业健康与安全及文明施工要求的前提下尽可能减少废弃地和死角，临时设施占地面积有效利用率大于90%；利用和保护施工用地范围内原有绿色植被。对于施工周期较长的现场，可按建筑永久绿化的要求，安排场地新建绿化。

篇三：变压器安装施工方案一、工程概括1．工程地点：00000000002.工程概况：本工程的高压电气部分包括变压器的安装调试、高压配电柜的安装调试、高压电缆的敷设和调试、高压电机的安装检查和调试。其变压器安装调试是一个非常重要的环节，为确保变压器安装调试顺利施工，保证施工质量，特编制本施工方案，以指导施工。二、编制依据《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-20XX《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-20XX《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50397—20XX《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工验收规范》GBJ148—90《变压器油》GB2536—90《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ14990《电气装置安装工程质量检验评定规程》DL/T5161-20XX

三、施工准备3.1设备及材料要求变压器应装有铭牌。铭牌上应注明制造厂名、额定容量，一二次额定电压，电流，阻抗电压及接线组别等技术数据。变压器的容量，规格及型号必须符合设计要求。附件、备件齐全，并有出厂合格证及技术文件。型钢：各种规格型钢应符合设计要求，并无明显锈蚀。螺栓：除地脚螺栓及防震装置螺栓外，均应采用镀锌螺栓，并配相应的平垫圈和弹簧垫。其它材料：蛇皮管，耐油塑料管，电焊条，防锈漆，调和漆及变压器油，均应符合设计要求，并有产品合格证。3.2主要机具3.2.1搬运吊装机具：汽车吊，汽车，卷扬机，吊链，三步搭，道木，钢丝绳，带子绳，滚杠。3.2.2安装机具：台钻，砂轮，电焊机，气焊工具，电锤，台虎钳，活扳子、鎯头，套丝板。3.2.3测试器具：钢卷尺，钢板尺，水平，线坠，摇表，万用表，电桥及试验仪器。3.3作业条件3.3.1施工图及技术资料齐全无误。3.3.2土建施工基本完毕，标高、尺寸、结构及预埋件焊件强度均符合设计要求。3.3.3变压器轨道安装完毕，并符合设计要求（注：此项工作应由土建操作，安装单位配合）。3.3.4墙面、屋顶喷浆完毕，屋顶无漏水，门窗及玻璃安装完好。3.3.5室内地面工程结束，场地清理干净，道路畅通。四、变压器安装施工4.1安装工艺流程电力变压器安装工艺流程如下图1所示：图14.2基础验收变压器就位前，要先对基础进行验收，并填写“设备基础验收记录”基础的中心与标高应符合工程需要，轨距应与变压器轮距相吻合，具体要求：4.2.1轨道水平误差不应超过5mm.4.2.2实际轨道不应小于设计轨道，误差不应超过＋5mm。4.2.3轨面对设计标高的误差不应超过±5mm。4.3开箱检查4.3.1设备点件检查应由安装单位、供货单位、会同建设单位及监理单位代表共同进行，并作好记录。4.3.2按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器本体及附件备件的规格型号是否符合设计图纸要求。是否齐全，有无丢失及损坏。4.3.3变压器本体外观检查无损伤及变形，油漆完好无损伤。4.3.4油箱封闭是否良好，有无漏油、渗油现象，油标处油面是否正常，发现问题应立即处理。4.3.5绝缘瓷件及环氧树脂铸件有无损伤、缺陷及裂纹。4.4变压器吊装4.4.1变压器二次搬运应由起重工作业，电工配合。最好采用汽车吊吊装，也可采用吊链吊装，距离较长最好用汽车运输，运输时必须用钢丝绳固定牢固，并应行车平稳，尽量减少震动；距离较短且道路良好时，可用卷扬机、滚杠运输。4.4.2变压器吊装时，索具必须检查合格，钢丝绳必须挂在油箱的吊钩上，上盘的吊环仅作吊芯用，不得用此吊环吊装整台变压器（图2）。图24.4.3变压器搬运时，应注意保护瓷瓶，最好用木箱或纸箱将高低压瓷瓶罩住，使其不受损伤。4.4.4变压器搬运过程中，不应有冲击或严重震动情况，利用机械牵引时，牵引的着力点应在变压器重心以下，以防倾斜，运输斜角不得超过15°，防止内部结构变形。4.4.5用千斤顶顶升大型变压器时，应将千斤顶放置在油箱专门部位。4.4.6大型变压器在搬运或装卸前，应核对高低压侧方向，以免安装时调换方向发生困难。4.5变压器本体及附件安装4.5.1安装就位时应注意变压器的高压(6KV)与低压(0.4KV)侧方向位置和施工图相符合。4.5.2变压器在吊装时索具必须检查合格，钢丝绳系在变压器的专用吊钩上,变压器顶盖上盘的吊环只能作吊芯用.不得用此吊环吊装整台变压器.牵引变压器进入变压器室时，牵引着力点应在设备重心以下，运输倾斜角度不得超过15度，以防内部结构变形。4.5.3变压器固定按随机文件和图纸执行。4.6变压器联线4.6.1变压器的一、二次联线、地线、控制管线均应符合现行国家施工验收规范的规定。4.6.2变压器一、二次引线施工，不应使变压器的套管直接承受压力。4.6.3变压器工作零线与中性点接地线，应分别敷设。工作零线宜用绝缘导线。4.6.4变压器中性点的接地回路中，靠近变压处，宜做一个可拆卸的连接点。4.7电力变压器试验4.7.1电力变压器试验的项目⑴测量绕组连同套管的直流电阻；⑵检查所有分接头的变压比；⑶检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；⑷测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化指数；⑸测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tgδ；⑹测量绕组连同套管的泄漏电流；⑺绕组连同套管的交流耐压试验；⑻绕组连同套管的局部放电试验；⑼测量与铁心绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；⑽非纯瓷套管的试验；⑾有载调压切换装置的检查和试验；⑿额定电压下的冲击合闸试验；⒀检查相位；⒁测量噪音。4.7.2变压器的每项试验按规范要求和相关的试验方法及标准进行。⑴测量绕组连同套管的直流电阻其目的是检查分接开关引线和高压(6KV)及低压(0.4KV)套管等载流部分是否接触良好,绕组导线规格和导线接头的焊接质量是否符合设计要求，三相绕组的匝数是否相同。测量仪器采用:直流单双臂电桥。分别测量变压器一次绕组的线间直流电阻和二次绕组的线间直流电阻及相间直流电阻。要求各线间测得值(直流电阻)的相互差不应小于三相平均的1%，各相测得值(直流电阻)的相互差不应小于三相平均值的2%。将变压器的直流电阻实测值，与同温度下变压器出厂时测试结果比较，其相对误差不应大于2%。⑵检查所有分接头的变压比测量仪器采用:变压比电桥。将所测得的数据与制造厂铭牌上的数据相比较应无明显差别，并且应符合变压比的规律。⑶检查变压器的三相连接组别在校验检查时只需将测试的一组结果与变压器连接组别规律表对照，就可判断被测变压器的三相连接组别与铭牌上是否相符。⑷测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比变压器绝缘电阻测量采用2500V兆欧表，如测量变压器高压端(6KV)对低压端(0.4KV)绕组绝缘电阻时，应将被测高压绕组一端用导线接入兆欧表线路端，低压绕组端及变压器的外壳一起用导线接入兆欧表接地端。测量的绝缘电阻值(换算至出厂试验时同温度条件下)的数值不应低于出厂试验数据值的70%。吸收比测量测量的吸收比(α=R60/R15)与产品出厂值相比不应小于1.3。如果：α≥1.3，则认为变压器内部没有受潮和损坏；α≤1.3,则认为变压器内部有可能受潮和损坏。⑸测量绕组连同套管的直流泄漏电流测量仪器采用：泄漏电流试验变压器。施加的试验电压为20KV，持续时间1min，再读取泄漏电流。在温度20℃时泄漏电流值不超过50μA，温度30℃时泄漏电流值不超过74μA。绕组连同套管的交流耐压试验交流耐压试验是检查变压器主绝缘性能及耐压能力，进一步检查变压器是否受到损伤或绝缘存在缺陷。试验采用具有过电压保护装置的高压试验变压器设备。试验工频耐压≥35KV，耐压持续时间为1min。在试验过程中，如果仪表指