110kv变压器技术参数

第一篇：110kv变压器技术参数

35kV-110kV变压器施工方案☆

批准：

审核：

编制：

一、适用范围：

本施工作业指导书适用于本工程1台主变压器安装施工。

二、编制依据

1.电力工程咨询院有限公司(373-B1871S-D0201) 2.电气装置安装工程质量检验及评定规程(DLIT5161)

3.电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范(GBJ148-90) 4.电力变压器厂家安装使用说明书 5.电力变压器出厂试验报告

三、工作量

SZ11--50000/110变压器1台

四、工作人员安排(负责人、外用工及人员配备分工)

技 术 负 责 人：

施 工 负 责 人：

安 全 负 责 人： 高压试 验负责人：

五、工作期限(包括工日)

安装计划：工期15天。

六、施工机具、材料的准备

1.25吨吊车 1辆 2.VSD-6000ES真空滤油机 1台 3.30T油罐 2个 4.15T油罐 1个 5.SVM-600S真空泵 1台 6.耐油耐真空软管 100米 7.真空表 1只 8.压力表 1只 9.A6000-2电桥 1台 10.YSQ绝缘油耐压机 1套 11.3391直阻仪 1套 12.升流器 1台 13.T32交流电压电流表 3块 14.ZGS高压直流发生器 1台 15.QS-1电桥 1套 16.ZD11D-5型2500V摇表 1台 17.ZC48-2型5000V摇表 1台 18.JY-8型变比测试仪 1台 19.变压器局放仪 1套 20.升流器 1台 21.试验变压器 1台 22.T32交流电压电流表 3块 23.干湿温度计 1只 24.烘箱 1台 25.电焊机 1台 26.梅花扳手 2套 27.叉口扳手 2套 28.18”活络扳手 4把 29.15”活络扳手 4把 30.12”活络扳手 4把 31.10”活络扳手 4把 32.力矩扳手 2把 33.布剪刀 1把 34.白细扣布 80米 35.抹布 10kg 36.白布带 8盘 37.塑料薄膜 30米 38.布鞋 4双 39.推车式灭火器 2台 40.手提式灭火器 6只 41.安全行灯 2套

七、施工方案

1、 设备到货检查

1.1首先与物资公司、监理单位共同进行外观检查，并通过敲击法确定变压器油高度，(带油运输，油面高度应在油箱顶盖下200mm处)检查冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g。 1.2 与物资公司、监理单位共同按装箱单清点部件，核对附件、备品备件、专用工具、随机资料应与装箱单相符，检查附件外观应良好，无锈蚀及机械损伤，封堵应严密，套管油位正常，瓷套无损伤;检查连接螺栓应紧固良好;根据实际检查情况，由各单位签字认可，并填写开箱记录，汇同开箱资料交资料保管员保管，建立借阅制度，同时向监理部报审开箱记录。 1.3 绝缘油检查 绝缘油到现场后，应进行目测检查，以免混入非绝缘油;检查绝缘油试验报告，如制造商进行过全分析试验，并出具报告，现场只需取样进行简化分析试验，否则应进行全分析试验;对每罐变压器油样取样，送电力科学院进行油样试验。取样试验应按照现行国家标准《电力用油(压器油、汽轮机油)取样》(GB7597-87)。试验标准应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150-91)的规定，应透明、无悬浊，耐压≥45kV/2.5mm，油试验报告应于开工前向施工现场出具。 1.4 将瓦斯继电器、温度计送至计量所进行检验，并按定值通知单整定。 1.5 压力式滤油机将绝缘油倒罐过滤，滤油纸经烘箱烘干，滤除固体杂质，用真空滤油机将绝缘油倒罐过滤, 进行脱水、脱气处理。

2、 变压器附件安装及绝缘油真空滤油 2.1 冷却器检查及安装 2.1.1冷却器检查

a 冷却器安装前应进行试验压力不大于0.12MPa、30min的压力试验(根据技术协议要求)，应无渗漏。

b 冷却器安装前应用合格的绝缘油经真空滤油机循环冲洗干净，并经残油排尽。

c 管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确;阀门及法兰连接处应密封良好。外接处应密封良好。

d 外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。 e 满足以上条件后进行冷却器安装。 2.1.2冷却器安装

a 散热器安装前请应去掉集流管端盖，拧紧放油放气阀盖。 b 散热器组间距应不小于50mm。

d 下集流管中心离地面应保持适当高度，以利于空气对流。将活门正确地与变压器下部活门连接，进行水平、垂直调整。 e 冷却器连接整个吊装过程中应缓慢平稳，严禁碰撞。 2.2 储油柜检查及安装应符合下列要求： 2.2.1储油柜检查

检查油柜外观是否有碰伤，各管口位置及法兰尺寸是否符合要求。打开排气口和呼吸口，用吸尘器从排气口吸气或用气泵从呼吸口向内充气，将油位指示刻度调整到现场变压器油温对应的刻度，然后关闭呼吸口。产品出厂前已完成抽真空检查试验。现场通常不需要再作该试验。

2.2.2储油柜安装

确定储油柜连接口与气体继电器之间尺寸，然后将储油柜吊装就 位。为便于排气，储油柜轴线应对应水平面有30的倾斜角，即排气口 端略高。接下来，先将储油柜连接口与蝶阀、波纹管连接器连接，再 将波纹管连接器与气体继电器连接。最后将储油柜与支板焊接牢固。 注意：外壳体虽然允许现场施焊，但应在保证固定的前提下，尽量采 用断续焊并减小焊角尺寸，以防止焊接变形对壳体圆度产生影响。 支架弧面需配合好，并使油槽底面与支架均匀接触，避免支架弧面局 部受力，致使油柜负重后变形。

连接注油管、排气管。注油管下端应配碟阀和注油管头。排气管 下端应配放气阀。采用波纹管连接的变压器应考虑原有硬管连接取消后，油柜轴向固定减少会产生晃动，应根据现场情况增加固定连接板。

严格检查各连接部位密封是否可靠。如果排气管连接部位密封不好，将导致进气而产生假油位。

一切检查就绪，准备注油。

2.3 套管试验(应与排油同时进行)

2.3.1由物资公司、监理公司、施工单位、厂家在上午八点对套管进行开箱检查，由施工单位作好开箱记录，开箱结束后向监理公司报审开箱记录。

2.3.2套管应进行下列检查： a 套管表面应无裂纹、伤痕;

b 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净; c 检查套管出厂试验报告和合格证是否齐全; d 套管应无渗油现象，油位指示正常;

e 经检查各项条件满足时即进行套管试验;

f 采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应大于1000MΩ。 g 测量套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于0.7。 h 测量套管的实测电容值与产品铭牌或出厂试验值相比，其差值应在+10%范围内。

i 取套管油样进行色谱分析试验。 2.3.3利用吊车进行升高座CT试验

a 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牢固，端子板应密封良好，无渗油现象。 b 电流互感器极性变比应符合设计图纸要求。 c 对循环油进行取样试验。 d 进行伏安特性试验。 2.4 器身检查、套管安装

根据天气条件，空气相对湿度小于75%时，上午九时进行器身检查，下午五时结束器身检查及套管安装，时间不得超过：

a：空气相对湿度不超过65%的干燥空气，16h。 b：空气相对湿度不超过75%的干燥空气，12h。 2.4.1器身检查

器身检查时，应该检查线圈的压紧情况，引线的支撑和夹持情况，绝缘的包扎情况，器身各处所有螺栓螺母的紧固情况，有载分接开关触头的的接触情况及分合情况。器身检查完毕，对所有发现的故障及缺陷均应妥善处理并记载存档备查，以便于以后装配，同时应将分接开关调至额定分接位置。

2.5 吊装套管及变压器组装

a 将主变的10kV套管装于主变上方10kV侧，在提穿心线时应小心，不得有死弯，将军帽及内部附件安装应正确。 b 将110kV套管清扫干净，栓好吊绳及穿心绳，栓吊绳时应注意套管的斜度，并有方向绳以保证安全。 c 将套管吊至110kV侧，其过程应平稳，缓慢放绳将套管安装于电流互感器升高座上，应注意套管油标方向是否正确，密封垫安装位置正确，为防止紧坏，螺丝应对角均匀紧好。 d 将军帽及内部附件应正确安装并紧好。

e 按上述过程将中性点的套管及110kV侧套管安装好。 f 吊装采用25吨吊车，其起重范围满足施工要求。 g 在变压器吊装过程中，吊车由专人指挥，所有工作人员必须听从指挥。 h 工作时拆卸的螺丝及安装用螺丝要有专人负责，严禁将物件坠入变压器本体内部。 i 各部件的复装要按其安装说明书及变压器安装图中的要求进行，所有联管需按出厂时管上打的标记进行复装，开箱带绝缘件和主体打开的盖板孔均应有防尘措施。

j 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方向，与其连通管的连接应密封良好。 2.6 电流互感器等附件安装

利用25吨吊车进行升高座电流互感器、油路管、压力释放阀的安装。 a 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;电流互感器和升高座的中心应一致;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。 b 压力释放装置的方向应正确，使喷油口不要朝向临近设备;阀盖和升高座内部应清洁，密封良好;电接点应动作准确，绝缘应良好。 c 管路安装时应根据厂家设计图纸进行连接，法兰连接处应密封良好，连接角度应正确，不得使管路受力不均匀或受到其它方向的扭力。 2.7 注意事项

2.7.1变压器引线的根部不得受拉、受扭及弯曲。 2.7.2对于60kV级及以上的引线，引线的包扎的绝缘斜稍必须进入套管下部均压球的口内。

八、 变压器安装质量要求

1. 冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g，若已发生动作应及时通知监理部、物资公司、达驰电气有限公司; 2. 附件防锈层应无锈蚀及机械损伤，充油附件应无渗油，油位正常，油枕、散热器、潜油泵、油流继电器、瓦斯继电器、管路应封堵严密，螺栓齐全，紧固良好，充油套管油位正常，瓷套无损伤;

3. 到场绝缘油取样化验：介损≤0.5% 耐压≥45kV/2.5mm(厂家标准，且高于国标)且应符合《规范》表19.0.2的要求，不到上述指标时应退货或换货

4. 绝缘油处理后取样化验：介损≤0.5% 耐压≥50kV/2.5mm(厂家标准，且高于国标)含水量≤15ppm且应符合《规范》表19.0.1的要求。

5. 器身检查时应选择无雨、大风的天气，湿度<75%; 6. 本体气体继电器动作值为1.0～1.2m/s; 11. 补油应在无雨的干燥天气进行。

九、质量保证措施

1. 严格按照设计、规程、规范的要求进行施工，试验数据应符合电气设备交接试验标准并符合产品技术条件的规定; 2. 本施工组织设计工序对质量的要求进行施工; 3. 由专职质安员负责质量监督检查，严格按三级验收制度进行检查验收，并填好验收记录和安装记录; 4. 发现质量问题后，安质部应及时提出处理整改措施及预防措 施，并根据《质量奖罚制度》有关的条例对责任人员进行处理; 5. 安装调整后，应及时向监理部进行报验。

6. 器身检查时，应有工程质监站代表、物资公司及生产厂家代表共同在现场监督，并履行有关手续。 十. 变压器滤油措施

1. 本站主变须注油21吨。变压器油到现场后必须进行油简化分析，厂方应有出厂试验报告。油罐应无渗漏。

2. 油罐及滤油机、真空泵、烘箱等设备各必须有良好的接地。 3. 现场油罐区及滤油区应有防火设施。滤油纸使用前后应有专人保管处理，以防火灾。电源应有合适保险，有专人管理。 4. 所有设备必须有专人负责，工作人员不得离开岗位。 5. 对滤油机、管路及大罐进行清洁，干净后方可使用。 6. 油管路、真空管路采用钢丝加强耐油、透明塑料管或不锈钢滤油管。 7. 各管路接口均采用法兰对接，对接处用耐油胶垫密封。法兰续接管与管路应用钢带卡头压接不得用铁丝绑扎。 8. 用压力滤油要将小罐油倒入大罐，检查油管路及大罐阀门密封情况，倒入时应雨及大风，湿度在75%以下时进行。 9. 压力滤油机应注意共夹件的方向性。两夹件之间的滤油纸不少于2层，根据脏污情况及时更换滤油纸。

10. 滤油纸在使用前应放入烘箱烘干，温度计应为60-80℃，时间不得低于2小时。使用前不得提前拿出。

11.` 充油大罐及变压器无论在何时，均应通过内充干燥硅胶的空气过滤器与大气接触。 12. 大罐滤油应先用压力滤油机，只有油基本无杂质时，才可使用真空滤油机滤油。

13. 滤油机滤油时，应开加热器，出口油温不得低于50℃，大罐油温不得低于40℃，严禁超过80℃。 14. 大罐中的油在注油前应用真空滤油机进行脱水脱气处理。注油前须做试验，应符合规程要求。

15. 变压器油的微水含量不应大于15ppm，耐压大于50kV，介质损tgd(90℃)≤0.5%

16.主变压器应在局放试验前后各进行一次变压器油内的油中溶解 气体色谱分析，两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。 17.变压器应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量基 值不应大于1%。

十一. 变压器安装职业健康安全措施

1.进入现场人员必须衣着整齐、正确戴安全帽;

2.安全负责人开工前向全体工作人员交代安全措施和注意事项，技 术负责人、安全负责人、工作负责人始终在现场负责施工全过程指导监督;

3.检查所有工器具，尤其是吊装用具是否符合安全要求，不合格者 坚决不用;

4.开箱检查和运输吊装时应注意防止碰坏瓷件;

5.整个安装过程中要注意当时天气情况，严禁在不良天气下作业。 6.当需进入变压器油箱内工作时，工作人员应在排尽变压器油后， 箱内含氧量不低于18%时方可进入，且打开的人孔盖应不少于2个，必要时应通入干燥空气，其露点应在-40℃以下，器身内照明灯具电压不应超过12伏，具有防护罩，导线绝缘，应良好，设专人对油箱内工作人员进行监护;

7.登上器身或箱顶时，应通过梯子上下，梯子应结实，支撑稳固。所有工具应用绳索上下传递，严禁抛扔; 8.在箱顶工作时，拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛下。 9.器身检查时，应对工具设专人进行登记管理，工作人员应将工具 用白布带系手腕上，应着无金属钮扣，不起绒毛的干净工作服和塑料底新布鞋，严禁随身携带金属物品(工具除外);

10.吊车吨位必须满足吊重的要求，吊车置放位置合适，应有足够的 回转半径，四腿支撑牢固，应选用合格人员平稳操作。

11.吊装时要设专人监护，一切行动听从工作负责人指挥，吊装过程中要紧密配合，被吊物应绑扎牢固,吊装过程要缓慢,严禁速起速落。 12.严禁人员在吊臂下穿行和停留;

13.夜间作业时，施工现场照明应有足够的亮度;

14.参加工作的外用工，必须经安全考试合格方可上岗。

15.施工过程中，严格按照规定开具工作票。变压器安装过程中需要 动火时，必须由专职安全员开具动火工作票，并应监督检查到位。 十

二、职业健康安全危险源预测与防范 1.危险源：施工现场混乱

防范措施：主变压器施工区域设立安全围栏，所有进入施工区域的施工人员应佩带上岗证，施工过程中应设专人指挥。 2.危险源：施工工具遗漏在变压器内

防范措施：器身检查时，检查人员应着工作服、穿新鞋，并将袖口领口系好。携带工具应用白布带系于身上，并作好登记。除工具外，检查人员应无其它随身携带物品进入器身。 3.危险源：高空坠落

防范措施：在变压器顶部施工时，安全带应扎在牢固合适的位置，防止绝缘油滑造成高空坠落事故。

4.危险源：电击伤人

防范措施：高压试验时，应在试验区域设置安全围栏和警示标志，防止电击伤人。

5.危险源：滤油失火

防范措施：滤油工作区内应禁止烟火，并配备足够的灭火器，防止意外事件发生。主变压器施工时，应协调好消防和其它工序的交叉施工，防止交叉施工影响变压器施工。 6. 危险源：硬物坠落，损伤设备

防范措施：在变压器顶部安装附件时，工具应用绳索上下传递，严禁抛扔。拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛掷。 十

三、施工环境管理 1. 噪声防治 1.1防治标准 根据施工现场所处地域，施工现场背景噪声执行城区4类标准， 即昼间70Db，夜间55dB。施工中电焊机的噪声不得超过昼间70db，夜间55db。吊车噪声不得超过昼间65Db，夜间55dB。 1.2 控制措施

1.2.1项目部在技术性能满足使用要求的前提下，应优先使用噪声排放量小的设备。

1.2.2项目部安排机械施工时，应考虑机械噪声影响，避免昼、夜机械施工噪声超出防治标准。

1.2.3施工机械噪声较大的工作项目应尽量安排在白天。 1.2.4放置在施工现场的施工机械应尽量远离施工场地边界。 1.2.5项目部应按机械设备的保养规程，安排专人定期加强设备的润滑、紧固、调整保养和维修，严格按照操作规程操作，以减轻噪声对周围环境的影响。

1.2.6由于设备工作异常产生噪声的设备应立即停止使用，查明原因，安排维修，排除故障后方可投入使用。 2. 固体废弃物控制

2.1施工产生固体废弃物分类

2.1.1可回收利用的固体废弃物;如：，包装带、包装箱导线盘、地线盘、包装箱、导线皮、钢筋头、电焊条头、废钢管等。 2.1.2不可回收的的废弃物;如：施工渣土

2.1.3危险固体废物;如：干电池、废碘钨灯管等 2.2 固体废弃物控制措施

2.2.1固体废弃物处理前应首先考虑能否作为二次资源加以利用。 2.2.2固体废弃物应按要求分类存放和标识。不可将废弃物随意乱扔、堆放、混放。

2.2.3施工现场应遵循“随做随清、谁做谁清、工完料尽现场清”的原则，严格按照施工工艺方法进行施工，防止不合格品的出现，保证“清洁生产”。

2.2.4对于施工产生的固体废弃物，施工现场应指定区域存放，建立相应的垃圾存放地点，并加以封闭。由指定人员负责将废弃物运输到场内，并加以醒目的标识。运输过程中应保证不撒散，不混放，不泄露。一旦发现运输中泄露或散撒的现象必须清理。

2.2.5各施工队产生的废弃物由各施工队负责其分类放置，储存场所应有防雨、防漏、防飞扬、放火等措施。

2.2.6严禁焚烧塑料、橡胶、含油棉纱等物品，以免产生有毒气体，污染大气。

第二篇：前海物流园妈湾变电站110KV变压器采购

合格投标人公示

前海物流园妈湾变电站110KV变压器采购(工程编号：SB44030020090036)已经资格审查完毕，现将合格投标人公示如下：

1、深圳市时尧实业发展有限公司

2、特变电工衡阳变压器有限公司

3、深圳市合生电力科技有限公司

4、深圳市通意达机电设备有限公司

5、南京立业电力变压器有限公司



广州广高高压电器有限公司、深圳市杜科机电设备有限公司资格审查不合格原因：型式试验报告不满足报名条件(公告条件：要求制造商须有单台50MVA(或以上容量)的110KV(或以上电压)电力变压器的国家高压电器质量监督检验中心出具的型式试验报告;投标单位提供型式试验报告容量为40MVA)。



公示时间为2010年1月22日至2010年1月24日止，任何单位或个人如有任何意见，请在2010年1月24日17:00前以书面方式向我公司(深圳中邦国际工程科技顾问有限公司，文晓峰，电话：0755-33029510，传真：0755-88316169)反映。反映情况请提供相应的证明材料，并提供联系人及联系方式。公示期内未收到异议，我公司将按公示内容确定合格投标人。

深圳招商供电有限公司

深圳中邦国际工程科技顾问有限公司

2010年1月21日

第三篇：110KV××变电站改造工程安全技术交底

输变电改造工程安全技术交底记录

工程名称：××县110kV××输变电改造工程编号：

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第四篇：35KV变电所主变压器大修安全技术措施

因35KV变电所主变压器漏油、2#主变压器分接开关绝缘电阻大需进行大修，为保证作业过程中的安全，特编制以下安全技术措施：

一、施工时间：2012年6月 日—2012年6月 日

二、施工地点：35KV变电所

三、施工人员：高压班全体人员、变压器厂家技术人员

四、施工负责人：蒋 勇 安全负责人：方成敏

五、施工前准备：

1、提前提出改变主变运行方式申请，并报机电处供电科备案。

2、提前一天在矿调度会审批停电报告(报告上写明影响地点)，要求35KV 变电所主变检修期间，各采区变电所及掘进头局扇设专人看管，西风井、中央风井设专职电工看管。

3、提前一天填写、审核工作票、操作票。

5、提前对供电线路、供电设备等全方位检查，清除隐患，确保检修期间供电安全。

6、检查主变附近空间是否足够，规划拆卸过程中零器件摆放位置。

7、变压器大修安排在停产检修间内进行。施工现场需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作。在超出停产检修周期后要做好单台主变给全矿供电的安全供电防护措施和应急预案。

8、大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。

9、材料工具：吊车，试验仪器1套，变压器油1000kg，储油罐1只，滤油机1台，道木20块，塑料布100m，白布100m，电动扳手1套，扦子2根，吊带(20吨)2根，雨鞋2双，螺栓若干，防雨布100m，新工作服2套，扳手，套筒，呆板，梅花扳手，白布带，波纹纸，细锉2把，绝缘清漆，准备好备品备件及更换用密封胶垫，个人工具。

六、施工步骤：

(一)1#主变的停电步骤：

将负荷转移到2#主变，退出1#主变运行，以待检修;操作程序如下：

1、将动态无功补偿装置60

9、6

36、6

37、640退出，并暂停主副井、主排水泵等大功率设备运转。

2、合6KV母联602开关。

3、停1#主变低压侧开关621柜，并将手车摇至试验位置。

4、停1#主变高压侧开关501柜，并将手车拉出。

5、验电确认无误后，将1#主变35KV侧龙门杆上的进线拆除并短接，将1#主变6KV侧的母线铜排拆除。

6、对1#主变进行检修。

(二)1#主变检修步骤：

1、拆开变压器的高低压套管引线、温度计、气体继电器等电源及通信线缆，并把线头用胶布包好，作好记号，已备便于恢复。

2、放出变压器油，放油前对油管进行检查，油管内无水、杂物，没有漏油。放出的油经滤油机抽至油罐。天气要求睛，空气相对湿度≤65%时线圈暴露在空气中时间为16h，相对湿度≤75%为12h。

3、拆除套管、油枕、吸湿器、连管、注油管、放油管、气体继电器连管、油垫、防爆管，分接开关的操作机构、漏油器、温度计和大盖的螺栓。使用油枕专用钢丝绳并置于专用吊环上。收紧吊钩使其受微力后，在油枕两侧用白综绳绑好浪风绳，拆除油枕安装法兰固定螺栓，平稳吊离至地面，油枕摆放平稳可靠，所有通孔用闷板封好。对油枕及磁力式油位计进行检修。

4、检查垫油箱的枕木已放好。

5、开始安全吊罩

1)起吊时要有专人指挥，油箱四角设专人监视，并用4根各长10m的白棕绳分别固定在钟罩四角，以便起吊时控制钟罩。要注意观察钟罩与器身附件的间隙，严防大罩偏位而碰撞器身。 2)每根钢绳与铅垂线的夹角不得大于30°。

3)起吊时尽量缩短芯子在空中停留的时间，并防止铁芯、绕组、绝缘部件与油箱碰撞而受到损伤。

6、变压器铁芯、线圈检查

1)检修人员除携带必须的检修工具以外，禁止携带与检修无关的物品，工作室须穿不带铁钉的软底鞋，并准备好擦汗的毛巾。带入变压器内的工具，事前必须检查登记，并用白布带拴牢。

2)检修人员上下铁芯时，只能沿木支架或铁构架上下，禁止手抓脚踩线圈引线上下，以防止损坏线圈绝缘。 3)铁芯检修步骤

① 检查硅钢片压紧程度，铁芯有无松动，栀铁和铁芯有无歪斜、变形等;绝缘漆膜有无脱落，外表是否平整，有无片间短路或变色、放电烧伤、过热痕迹，上铁箍的顶部和下铁箍的底部是否有油垢杂物，可用洁净的白布或泡沫塑料擦拭，接地良好无多点接地现象。

② 所有能触及的穿心螺栓应连接紧固;用1000-2500V兆欧表测量穿心螺栓与铁芯和与栀铁压梁之间的绝缘电阻以及铁芯与栀铁压梁之间的绝缘电阻(应卸开接地连片，其值均大于10兆欧)。

③ 逐个检查各部螺栓、螺帽，所有螺栓均应紧固，并有放松垫圈、垫片，检查螺栓是否有损伤。

④ 检查铁芯、铁芯与夹件的油路。铁芯表面应清洁，油路能畅通;铁芯及夹件之间无放电痕迹。

⑤ 铁芯通过套管引出的接地线接地良好。

⑥ 注意检查铁芯穿心螺栓绝缘外套两端的金属底座，防止因套过长与铁芯触及造成接地。

7、线圈检修

1)线圈所有的绝缘垫片、垫衬、胶木螺栓无松动、损坏。线圈与铁栀及相间的绝缘纸板完整、无裂纹、无放电或过热痕迹，牢固无位移。

3)线圈绝缘层应完整，高低压线圈无移位。用眼观察绝缘(绝缘层软韧而有弹性，颜色淡而鲜，用手压后无永久变形为良好，绝缘层干、硬而脆，颜色暗而发乌，用手压后产生小裂纹为不可靠。)

4)引出线绝缘良好，包扎紧固，无裂纹现象;引出线固定牢靠、接触良好、排线正确，其电气距离符合电气要求。

5)套管下面的绝缘套筒围屏，应无放电痕迹，若有放电痕迹，说明引线与围壁之间距离不够，或电极形状尺寸不合理，有局部放电现象。

8、防暴筒的检修 1)清除防暴筒内的污垢和铁锈。

2)检查防暴筒与油枕的连接管或与呼吸器的连通管是否畅通。

3)安装时防暴筒的喷口不得对准套管，以免出现故障时。喷出的油、火、气体造成套管间闪络。

9、分接开关

1)开关绝缘筒或护板完好无损，无烧痕。

2)动静触头接触良好，接触电阻不大于500微欧，无发热、烧痕。

3)开关内金属转轴与操作柄的金属拨叉接触良好，无悬浮，必要时加装弹簧片。

10、油箱(包括套管的升高座) 1)油箱内部清洁、无油垢。 2)焊缝完好，无渗油现象。 3)各密封接合面平整、清洁，密封垫良好。无渗油、漏油现象。 4)检查油箱内有无放电痕迹。 5)接地装置良好。

6)油箱外部漆膜喷涂均匀，有光泽，无漆瘤。

11、呼吸器 1)呼吸器内应清洗干净。

2)过滤器与油枕连通管路应畅通，各连接处应密封良好，以防潮气进入。 2)过滤器的吸湿剂应清洁干燥，若受潮应更换。 4)呼吸器应固定牢固，固定高度以便于检修为原则。 5)呼吸器底部注入合格变压器油至规定高度。

6)变压器注油后，呼吸器各部位均应无渗漏油现象。

12、冷却装置(散热片)

1)内部用油清洗干净，清除整个管子上的油垢，检查散热器有无锈蚀和积水。 2)检查所有阀门、取样门应开、关正确灵活关闭严密、不漏油。 3)检查风扇有无变形。 4)压力试漏合格。

5)更换胶垫，无渗漏油现象 6)刷漆

13、绝缘支架 1)绝缘支架是否有足够的机械强度。 2)无破损、裂纹、弯曲变形及烧伤痕迹。

3)绝缘支架的固定螺栓需全部紧固，有防松螺母。 4)检查表面是否清洁。

14、气体继电器

1)内外是否清洁无油垢。 2)有无渗漏。

3)触点接触良好。

15、套管

1)瓷瓶外表清洁，无裂纹、破损及放电痕迹。可用酒精冲洗。 2)更换放油孔等可调换的胶垫。

3)检查套管各部位的法兰、铁件、瓷件应完好，无裂纹、破损。

16、引线的检修 1)大修中，勿使引出扭转，不要过分用力吊拉引线，以免引线根部和线圈绝缘受伤。 2)检查时严禁踩在引线的根部，以免损伤引线与线圈的焊接接头，各引线接头应焊接良好，注意去掉裸露引线上的毛刺尖角，防止在运行中发生局部放电以致击穿，发现引线绝缘有损伤应更换。

17、变压器组装 1)盖上大罩

2)组装分接开关机构、热虹吸、散热器、油枕、气体继电器和防爆管等附件。 3)望变压器油箱内注油，先将油注至淹没绕组，其余部分待装完套管后再补注。 4)安装套管、连接套管下端引线和分接开关的接头。

5)补注油，第一次至铁芯位置，静置一段时间排除油内积聚气体;第二次至标准油位，注油时应先排除大盖下面套管座等突出部分积聚的气体。 6)静置

8、24小时后，均应对套管根部进行排气。 7)静置24小时后，可做检修后的电气试验。

8)连接套管引线，接通风扇电动机电源，并校对电动机转向;接通气体继电器和温度计的电源，并连接好接地线。

18、变压器试验 1)充油后静止24小时，进行大修电气试验。 2)试验合格后，额定电压下冲击合闸无异常。 3)受电后变压器无异常现象。 4)检查变压器有无渗油现象。

19、空载运行24小时后，投入负荷运行。 20、油处理

检修后注入的油，应从变压器底部放油阀处采取油样，其油种、油质简化、耐压、微水及色谱分析等应符合GB2536-90《变压器油》的要求。

七、应急预案： 检修1#主变出现以下情况：

(一)在用线路发生停电事故(南坪区变掉电、线路掉电) 检修1#主变时，在用的525线路发生停电事故。

处理方案：立即停止检修，投入524线路，操作步骤如下： 1)停止检修，将524柜手车推入到工作位置。 2)停35KV一路进线525柜。 3)合35KV二路进线524柜。

(二)进线开关跳闸事故(设备、线路故障引起跳闸或越级跳闸) 检修1#主变时，在用的525柜开关事故跳闸。 处理方案：立即停止检修，观察监控系统故障指示，退出所有故障设备、线路，复查无误后，重新投运525线路。操作步骤如下： 1)停止检修

2)观察监控系统故障指示,查明故障设备、线路。 3)停所有故障设备、线路。 4)合35KV一路进线525柜。

(三)在用2#主变发生事故

2、检修1#主变时，在用的2#主变发生事故。

处理方案：立即停止检修，恢复2#主变供电，操作步骤如下： 1)合35KV母联500柜。 2)合2#主变高压侧开关502柜。 3)合2#主变低压侧开关608柜。

4)如果2#主变无法恢复供电，则打电话到调度，井下立即组织撤人。

(四)检修1#主变时，6KV段馈出柜发生掉电，操作步骤如下： 6KV段出现故障不允许试送，使用备用回路送电。

八、安全措施：

1、认真开好工前会，由施工负责人贯彻本措施并传达施工中的安全注意事项，要求每个参加施工人员复述本措施并签字。

2、严禁酒后作业，班中不得空岗，窜岗或者嬉闹。

3、施工现场工具，材料要码放整齐。设立现场工器具管理专职人员，做好发放及回收清点工作，并作记录。

4、全体工作人员必须正确、合理使用劳保用品，不允许带与工作无关的金属物品(如戒指、手表等)上器身检查。

5、施工人员要做好自保工作，相互提醒，相互关照，安全负责人要严把安全关，做到不安全不作业，坚决制止三违现象。

6、施工设专人负责，统一指挥，明确分工，责任到人。

7、、施工负责人负责本工程全部安装质量及工程进度，所有参加施工人员必须服从施工负责人统一指挥。安全负责人严把安全关，监督所有人员不违章，做好联保互保。

8、、起重专人指挥，使用统一标准信号，起吊设备要根据变压器钟罩(或器身)的重量选择，并设专人监护监护吊臂回转方向，不得向有带电设备的方向回转。注意吊臂与带电设备保持足够的安全距离。

9、、指挥及监护人员应是起重专业培训合格人员。

10、起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。

11、起吊铁芯或钟罩(器身)时，钢丝绳应挂在专用吊点上，钢丝绳的夹角不应大于60℃，否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应暂停，检查起吊情况，确认可靠后再继续进行。

12、起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四角系缆绳，由专人扶持，使其平稳起降。高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙，以免碰伤器身。当钟罩(器身)因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施。

14、拆装35kV、6kV套管及拆导流线夹时、使用高架车或专用检修支架，工作人员应将保险带栓在高架车作业斗或专用检修支架上。

15、主变上部作业时，注意防滑，油枕顶部工作，保险带应系在速差器上。

16、上、下主变用的梯子应用绳子扎牢或用人扶住，梯子不能搭靠在绝缘支架、变压器围屏及线圈上。

17、工作结束前，将设备(分接开关位置、冷却器电源等)恢复至工作许可时状态。

18、施工现场应备足灭火器材。

19、施工电源应设专人管理，电源的装拆应有人监护，电动机具及电焊机的金属外壳要可靠接地。

20、认真做好停送电工作。严格执行工作票、操作票制度。

第五篇：110kV七里垭变电站施工执行技术标准

1、 国家电网公司企业标准110kV—1000kV变电(混流)站土

建工程施工质量验收及评定规程Q/GDW183—2008

2、 国家电网公司输变电工程建设标准强制性性条文实施管理

规程Q/GDW248—2008

3、 湖北省电力公司质量工艺标准及控制要点2010年9月

4、 国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措

施

5、 国家电网公司输变电工程工艺标准库变电工程部分

6、 电力建设危险点分析及预控措施

7、 建筑边坡工程技术规范(GB50330—2002)

8、 建筑地基基础工程施工质量验收规范(GB50010—2002)

9、 混凝土工程施工质量验收规范(GB50204—2002)

10、 钢结构工程施工质量验收规范(GB50205—20010)

11、 砌体结构设计规范(GB50003—2001)

12、 混凝土结构设计规范(GB50010—2002)

13、 屋面工程施工质量验收规范(GB50207—2002)

14、 地下防水工程施工质量验收规范(GB50208—2002)

湖北鼎丰建筑有限公司110kV七里垭变电站工程项目部2010年9月