变压器安装专项施工方案

变压器安装专项施工方案1编制依据1.1GB50148-2010《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》1.2GB50150-2016《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》1.3GB50168-2018《电气装置安装工程电缆线路施工及验收标准》1.4GB50303-2015《建筑电气工程施工质量验收规范》1.5本工程施工图设计文件、设备厂家提供的安装说明书、产品合格证书1.6本工程总承包施工组织设计、现场实际踏勘资料2工程概况本工程为产业园区110kV变电站新建工程，本期安装2台SSZ11-50000/110型油浸式电力变压器，编号1、2，主要技术参数如下：额定容量50MVA，电压组合110±8×1.25%/10.5kV，接线组别Ynyn0d11，冷却方式为自然通风/强迫风冷（ONAN/ONAF），本体总重量42t，绝缘油总重12t，外形尺寸（长×宽×高）6800mm×3200mm×3850mm。变压器基础为钢筋混凝土结构，设计基础顶面标高高于站区室外设计地面0.3m，基础预埋M42地脚螺栓8套，预埋接地端子2处，设计要求基础轴线偏差≤2mm，水平度偏差≤2mm/m。本次施工范围涵盖变压器本体卸车、场内运输、就位安装、附件安装、绝缘油处理、交接试验、一二次接线、接地施工及配合竣工验收，计划工期10日历天，1、2变压器依次施工。3施工准备3.1技术准备（1）组织施工人员熟悉施工图纸、厂家安装说明书及相关规范标准，完成设计交底及图纸会审记录；（2）编制专项作业技术交底，对所有参与施工人员进行全员交底，考核合格后方可上岗；（3）现场放出变压器安装基准线，复核基础轴线、标高、水平度、地脚螺栓位置，实测偏差满足设计及规范要求后方可进行下道工序，基础允许偏差要求：标高偏差±5mm，轴线偏差≤5mm，水平度偏差≤2mm/m，总偏差≤5mm，地脚螺栓中心距偏差≤±2mm，标高偏差≤±5mm。3.2人员准备本工程配置作业人员如下：施工负责人1名，负责现场施工统筹协调；技术负责人1名，负责技术管控、方案落实；专职安全员1名，负责全程安全监督；专职质量员1名，负责质量检验验收；持证高压电工4名，持证起重工2名，滤油操作工2名，普通作业人员3名，所有特种作业人员均持有政府主管部门核发的有效操作证书，人员体检合格，无妨碍高空作业、起重作业的疾病。3.3机具及试验设备准备根据施工需求配置机具，所有机具经检验合格，状态良好：50t汽车吊1台，额定起重量满足吊装要求；液压拖板车1台，载重60t；20t千斤绳4根，20t卸扣4个；2t手动葫芦2台，3t手动葫芦2台；ZJB-100型真空滤油机1台，配置极限真空度≤133Pa的真空泵，净油精度≤5μm；干燥空气发生器1台；30m³储油罐2个；力矩扳手（精度±4%）1套；框式水平仪1台，精密水准仪1台；50m钢卷尺1把，塞尺1套；2500V、5000V兆欧表各1台；直流电阻测试仪、变比测试仪、介损测试仪、击穿电压测试仪各1台；吸尘器、干燥棉布、耐油密封胶等辅助工具若干。3.4设备及材料进场检验设备到场后，由建设单位、监理单位、设备厂家、施工单位四方共同进行开箱检验：核对设备铭牌型号、参数、编号与设计文件一致，产品合格证、说明书、试验报告等技术资料齐全；检查本体外观无碰撞变形、防腐层无脱落，焊缝无裂纹；检查氮气保护运输的变压器罐内压力，压力保持在0.01~0.03MPa为合格，压力低于0.01MPa时做好记录，进行绝缘受潮检测；核对所有附件规格、数量与装箱单一致，绝缘件无开裂、受潮、变形，瓷件无裂纹、掉瓷，所有密封胶垫尺寸符合要求，无老化变形；进场绝缘油取样检验，20℃时击穿电压≥40kV，含水量≤20ppm，含气量≤1%，合格后方可使用。4施工工艺流程基础复核→设备开箱检验→变压器卸车→场内运输→本体就位固定→器身检查→附件安装→整体密封试验→抽真空处理→真空注油→热油循环→静放排气→交接试验→一二次接线→接地施工→竣工验收5主要工序施工工艺及质量要求5.1卸车与就位（1）现场道路及吊装作业区域提前平整压实，汽车吊支腿位置地基承载力不低于10t/m²，承载力不足时垫设20mm厚钢板或路基箱加固；（2）起吊严格按照厂家标识的吊点设置千斤绳，千斤绳不得碰触套管、法兰等部位，起吊时保持本体水平，起吊速度缓慢平稳，起吊离地面100mm时停机5min，检查吊具受力、本体稳定性，确认无异常后移动就位；（3）卸车后采用液压拖板车将本体拖运至变压器基础旁，对准安装基准线缓慢就位，就位后调整本体位置，要求：本体横向中心线对基础轴线偏差≤5mm，纵向中心线偏差≤5mm；采用垫铁调整本体水平度，器身倾斜度≤1%，符合厂家要求；地脚螺栓按照厂家给定力矩紧固，M42螺栓紧固力矩为3200N·m，做好紧固标记；本体接地端子与基础预埋接地端子可靠连接。5.2器身检查本工程变压器为厂家整体密封充氮运输，到场后绝缘预测试合格，制造厂明确要求免吊芯检查，因此进行不开盖器身检查：（1）打开本体人孔，进入内部检查，要求所有紧固件无松动、无脱落，绝缘件无损伤、无受潮，引线连接牢固，绝缘层无破损，油路通畅无杂物堵塞，铁心无位移、无多点接地，焊接部位无开焊、虚焊；（2）检查过程中控制器身暴露空气时间：环境相对湿度≤65%时，暴露时间不超过16h；65%<相对湿度≤75%时，暴露时间不超过12h，计时从开始放油到抽真空前截止；超过规定时间时，立即对器身进行干燥处理；（3）检查合格后及时封闭人孔，更换密封垫，均匀紧固螺栓，做好检查记录。5.3附件安装5.3.1冷却器安装安装前清理冷却器管束内部，用合格绝缘油循环冲洗，去除内部杂物；对冷却器进行严密性试验，充入0.25MPa的干燥变压器油，保持30min无渗漏为合格；吊装时缓慢对准本体法兰，放置耐油橡胶密封垫，胶垫压缩量控制在原厚度的1/3~1/2，螺栓对角均匀紧固，控制力矩一致，安装完成后保证冷却器放气塞位于最高位置，保证排气通畅。5.3.2储油柜安装安装前对胶囊进行密封性试验，向胶囊内充入0.02~0.03MPa的干燥空气，将胶囊浸入干净清水中检查，无气泡产生为合格；安装连杆及油位计，调整油位计传动机构，保证动作灵活，油位指示与实际油位高度一致，误差≤±5mm；储油柜法兰密封垫放正，螺栓均匀紧固，连接好本体与储油柜的连通管路。5.3.3高压套管安装安装前对电容式套管进行预试验，2500V兆欧表测量绝缘电阻≥10000MΩ，90℃时介损tanδ≤0.7%为合格；检查瓷件无裂纹、法兰无变形，采用专用吊具起吊套管，严禁直接捆绑瓷件起吊；起吊后缓慢对准套管安装孔，垂直插入器身，调整位置后连接法兰，密封垫放正，M16螺栓紧固力矩控制在120~150N·m；引出线连接牢固，绝缘包扎完好，110kV侧引线对地绝缘距离≥125mm，相间绝缘距离≥100mm，引线不得对套管产生额外应力。5.3.4附属部件安装吸湿器安装前装入合格变色硅胶，硅胶颗粒直径为3~5mm，安装时向油封碗内注入合格变压器油，油位达到标记线，当变色硅胶粉红色占比超过1/2时，后续运维予以更换；温度计安装时，毛细管弯曲半径≥50mm，不得压扁、弯折，感温包完全插入测温孔，底部浸于变压器油中，远方温度计经校验合格，指示准确；压力释放阀安装方向正确，动作标记指向安全通道。5.4整体密封试验所有附件安装完成后，向变压器本体内充入干燥空气，升压至0.03~0.04MPa，保持12h，在所有密封法兰、焊缝、阀门部位涂抹肥皂水检查，无气泡产生，12h压力降≤0.01MPa为合格。5.5抽真空处理抽真空前拆除储油柜胶囊、压力释放阀隔膜等不能承受负压的部件，将真空管路连接到本体抽真空阀门；启动真空泵缓慢抽真空，最终抽到残压≤133Pa后保持真空，本工程容量50MVA，保持时间不小于4h；停泵后观察30min，残压上升不超过133Pa，说明本体密封良好，符合要求；抽真空时环境温度低于10℃时，对本体采取加热措施，保持器身温度高于环境温度5℃以上。5.6真空注油注油过程中保持本体真空度残压≤133Pa，注油速度控制在3~5t/h，注油至油面距离器身顶盖200~300mm时停止注油，停止注油后继续保持真空2h以上，排除内部气体；注入的绝缘油温度不低于10℃，注入前绝缘油指标满足：击穿电压≥40kV，含水量≤20ppm，含气量≤1%。5.7热油循环注油完成后连接真空滤油机进出口管路，启动滤油机进行热油循环，控制滤油机出口油温在40~70℃，进出口油温差控制在5~10℃；热油循环总时间不少于48h，循环总油量不少于变压器总油量的3倍；循环结束后从本体底部取油样检测，绝缘油指标满足：20℃击穿电压≥45kV，含水量≤15ppm，90℃介损tanδ≤0.5%，大于5μm颗粒度≤1000个/100mL为合格。5.8静放排气热油循环结束后，关闭阀门进行静放，110kV变压器静放时间不少于72h；静放过程中，每天从上部到下部依次打开所有放气塞排气，直到没有气泡冒出后关闭放气塞；静放结束后，检查所有密封部位无渗漏油，调整油位到当前环境温度对应的油位计刻度线，误差不超过±5mm。5.9交接试验静放完成后按照GB50150-2016要求完成全部交接试验，试验项目及合格标准如下：（1）绕组绝缘电阻及吸收比、极化指数：绝缘电阻不低于出厂值的70%，吸收比R60s/R15s≥1.3，极化指数R10min/R1min≥1.5；（2）绕组直流电阻：相电阻差值不超过三相平均值的2%，线电阻差值不超过三相平均值的1%，与出厂同温度下测试值比较，相对偏差不超过2%；（3）变比测试：所有分接头变比偏差不超过±0.5%，符合设计要求；（4）接线组别校核：与铭牌标识一致；（5）铁心对地绝缘电阻：2500V兆欧测量不低于100MΩ；（6）电容套管试验：介损≤0.7%，绝缘电阻≥10000MΩ；（7）绝缘油试验：各项指标符合上述要求；（8）外施耐压试验：110kV侧试验电压160kV，保持1min无击穿闪络；（9）短路阻抗测试：与出厂值偏差不超过±2%。所有试验项目合格后方可进行后续接线施工。5.10一二次接线及接地高压侧采用硬母线连接，低压侧采用封闭母线连接，连接接触面清理干净，镀锡接触面涂电力复合脂，螺栓按照规定力矩紧固：M12螺栓79N·m，M16螺栓156N·m，M20螺栓314N·m；安装后检查，10kV侧带电体对地距离≥125mm，相间距离≥125mm，满足规范要求；二次控制线接线正确，标识清晰，接线牢固，备用芯预留长度满足后续检修要求。变压器本体必须设置两点接地，铁心、夹件分别引出接地，独立接入站区主接地网，接地电阻不大于4Ω；本体接地端子采用两根50×5mm热镀锌扁钢，分别从不同方位与主接地网连接，连接接触面除锈干净，涂电力复合脂，螺栓紧固可靠，所有接地点设置明显接地标识。6质量控制标准6.1主控项目（1）变压器型号、规格、参数符合设计要求，产品质量证明文件齐全；（2）交接试验项目全部齐全，试验结果符合规范要求；（3）绝缘油试验合格，指标符合要求；（4）接地连接可靠，接地电阻符合设计要求；（5）整体密封试验合格，无渗漏油。6.2一般项目（1）变压器就位位置正确，偏差符合要求，本体水平度符合规范；（2）附件安装齐全，位置正确，动作灵活，油位指示准确；（3）外观整洁，无损伤，标识齐全清晰；（4）一二次接线正确，连接牢固，相色标识正确。6.3安装允许偏差项目允许偏差本体中心线对基础轴线偏差≤5mm本体水平度偏差≤1mm/m油位指示误差≤±5mm套管垂直度偏差≤2mm/m（1）所有施工人员进入施工现场必须佩戴安全帽，高空作业（作业高度≥2m）必须系合格安全带，高挂低用，作业区域设置安全围栏，禁止无关人员进入；（2）起重作业由持证起重工专人指挥，信号统一清晰，吊臂旋转范围内严禁站人，风力≥6级时停止所有起重、高空作业；（3）抽真空作业前检查管路连接牢固，真空泵设置防回油装置，防止绝缘油倒吸入本体，作业过程中严禁人员正对真空阀门，防止爆裂伤人；（4）绝缘油为易燃危险品，现场作业区域5m范围内严禁烟火，每50㎡配置2具4kg干粉灭火器，消防通道保持畅通，作业人员掌握消防逃生及灭火知识；（5）施工用电采用三级配电两级保护，配电箱上锁，所有电动工具配置漏电保护器，漏电动作电流≤30mA，动作时间≤0.1s，接线由持证电工完成，严禁私拉乱接；（6）现场施工垃圾统一分类收集，废弃包装材料、废硅胶、残油统一运出施工现场，严禁随意丢弃，做到工完场清，作业完毕后清理现场油污，保持现场整洁；（7）每天开工前进行班前安全交底，安全员全程旁站监督，发现安全隐患立即停工整改，合格后方可复工。8成品保护措施（1）变压器就位完成后，及时采用防火防雨篷布覆盖，防止灰尘、雨水进入本体，套管部位设置橡胶防护挡板，防止碰撞损伤瓷件；（2）绝缘油储油罐密封良好，设置遮雨棚，防止受潮、污染，储油罐接地可靠，防止静电积聚；（3）安装完成未验收的变压器，严禁任何人员攀爬，严禁乱动阀门、附件，禁止在本体上堆放杂物；（4）交叉作业时，变压器上方作业必须铺设防火防护垫，防止焊渣、重物掉落损伤本体、瓷件及绝缘。9应急预案9.1应急组织机构成立现场应急小组，组长由施工负责人担任，副组长由技术负责人、专职安全员担任，全体施工人员为应急成员，负责现场应急处置、联络、疏散工作，现场配备急救药箱，应急联络电话：119（消防）、120（医疗）、项目部应急值班电话：XXXXXXX。9.2常见事故处置措施（1）起重伤害事故：发生起重伤害后立即停止作业，撤离无关人员，将伤者转移到安全