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————光伏并网发电项目主变压器安装施工方案编制：审核：批准：二〇一八年九月1、工程概况：工程名称：————光伏并网发电项目工程地点：吉林省松原市长山镇工程说明：本项目位于松原市前郭尔罗斯蒙古族自治县长山镇四十家子村西南侧，距离松原市约26km。场址坐标：东经124°31'，北纬45°13'。本站址东北侧G302、G12国道，附近有乡村道路，对外交通条件十分便利。光伏站区内地势平坦无大起伏，平均海拔高度在134.50m~135.50m之间。光伏发电场地理位置示意图见图1.1-1。图1.1-1项目地理位置图本工程项目规划规模容量为50MWp，分期建设，本期建设规模为20MWp，下期为30MWp。安装多晶硅组件，组件支架采用固定倾角方式，本项目在站内新建一座66KV升压站，以一回66出线接入电网。项目地一、编制依据————光伏发电项目。本期工程安装66kV油浸有载变压器，，容量为50MVA，相数三相。1．1主变压器技术参数型号:SZ11-50000/66额定容量:50000kVA额定电压:(69±8×1.25%/10.5kV使用条件:户外1．2主要施工任务1．2．1对到货的变压器及其附件进行验收和保管。1．2．2附件检查试验。1．2．3主变压器本体绝缘试验。1．2．4器身检查试验及附件安装。1．2．5真空注油及补充注油。1．2．6变压器本体密封试验。1．2．7交接试验。1．3现状调查本变压器从厂家到现场，运输过程中加冲击记录仪加以监视。本体到现场上台后，同监理单位对冲击记录纸进行察看，检查纸带符合规程规定。1．4编制依据1、施工合同2、.施工设计图纸．3、————光伏发电项目施工组织设计．4、电气装置安装工程质量检验及评定规程（DL/T5161.1-5161.17-2002）．5、《电气装置安装工程起重机电气装置施工及验收规程》GB50256-1996．6、SZ11-20000/66型变压器产品技术手册．7、《电气装置安装工程、电力变压器、油式电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148-2008．8、《电气装置安装工程电气交接试验标准》GB50150-2006．9、《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》Q/GDW248-2008．10、国家电网公司输变电工程工艺标准库【2010】100号．11、《国家电网公司输变电工程质量通病防治措施工作要求及技术措施》【2010】1912、施工设计图纸13、关于强化输变电工程施工过程质量控制数码照片采集与管理工作要求2010【322】号14、《《国家电网公司输变电工程施工危险点辨识及预控措施》（基建安全〔2005〕50号）二、施工人员组织机构变压器安装组领导：技术负责人：质量负责人：施工负责人：安全监护人：起重指挥：厂家代表工具材料负责人：试验负责人：电源负责人：高空作业人员：工人:5人三、施工准备3．1变压器基础附近的现场布置。3．1．1基础周围的场地，应无低洼的水坑，地面平整。防止主变移动倾斜。3．1．2油务设施的布置。要求清晰整齐，油罐、净油机及滤油工作棚通常在油枕一侧，油罐部宜垫以道木，具有一定的坡度，使出油阀在低处,抽真空设施不宜离变压器太远，尽量靠近。3．1．3套管宜放在高压侧，有利于套管起吊，冷却器、储油罐应堆放在变压器道路的对侧，这样清洗、检漏和吊装较为方便。见图（一）《施工平面布置图》3．2工器具的准备施工机械及主要工器具计划编号名称规格单位数量备注1吊车16T辆12电焊机台13无齿锯G-400台14干燥箱个15油罐总油量大于35T个36钢管Ф50,L=6000mm根57法兰接头个68套管支架高低压侧和中性点个19白布米310棉纱kg1011朔料布捆112白布带卷813钢丝绳4″米4014麻绳6″米10015链条葫芦5T个216马凳个217竹梯3米个3编号名称规格单位数量备注18内六角扳手套119套筒扳手套120道木2500mm根3021撬棍1200mm根422专用扳手套1四、施工方案根据施工现场调查和厂家提供的资料，确立施工方案如下：4．1施工准备。4．2附件检查试验。4．3带油运输变压器绝缘判断。4．4排油。4．5器身检查试验及附件安装。4．6真空注油及补充注油。4．7密封试验和交接试验。见图（二）（施工工艺流程图）图（一）主变油枕运油罐真空滤油机油罐压力式滤油机吊车站位区ABabcC220kV套管架图（二）变压器施工工艺流程图五、施工方法及过程控制5.1.1技术措施的编制根据工程设计资料、变压器出厂技术文件、公司发布的施工作业指导书的标准，编制施工技术措施，确保工程的施工质量和施工安全，有效的进行质量控制。5.1.2安全技术交底施工前由专责工程师主持进行安全技术交底，并认真做好交底记录。未经交底，不得施附件清点检查试验升高座及套管安装冷却装置检查试验就位清洗检查试验附件检查试验油枕检查施工准备现场验收及保管本体就位套管检查试验真空注油整体密封试验交接试验分部工程竣工补充注油胶囊检漏检查试验冷却装置及储油柜安装其它附件安装开始本体绝缘判断本体排油运输单位、施工单位监理单位工，未接受交底的人员，不得参加本项工程的施工。5.1.3资料的收集整理由专人进行变压器资料的收集和整理及归档工作。5.1.4验收和存放5.1.4.1产品到货后校对产品铭牌和铭牌图样与合同是否相符。5.1.4.2按变压器出厂文件一览表校对随产品供给的技术文件和安装图样是否齐全。5.1.4.3按变压器装箱单校对附件是否齐全，有无损伤。5.1.4.4变压器运到现场后检查产品是否受潮,产品未受潮的初步标志是:a.主体内取油样化验,符合以下规定:耐压:≥45kV含水量:≤30mg/ltanδ(90℃):≤0.5%5.1.5按照施工平面布置图将所有的大型机具设备吊装就位,所有电气设备包括油罐都必须良好接地。5.1.6油箱有渗漏部位应做好记录，以便放油后进行处理。5.1.7根据变压器的出厂技术文件和产品的编号将安装部件排号,按顺序将安装件一一对应摆好。5.1.8对变压器的备品备件进行清点登记入账。5.1.9与气象部门联系，选择好天气进行安装。5.1.10保证电源可靠供电。5.2附件的检查与试验5.2.1冷却器检查与试验5.2.1.1检查冷却器各部位应无锈蚀,无碰撞变形,无渗漏痕迹；散热片、风扇应完好无损；上下联管油管口的法兰面应平整。5.2.1.2对冷却器用0.25MPa的气压或油压进行密封试验，持续30min检漏应无渗漏，当发现渗漏时，应查明原因，对症处理。5.2.1.3用合格的绝缘油对冷却器进行循环冲洗，冲洗油的流量不低于318m3/h,油温为90±5℃,并将残油放净，然后密封上下管路的连接法兰，严防潮气侵入。5.2.1.4油流指示器、油管等必须清洗干净，内壁无锈蚀，蝶阀开启灵活，油流指示器的动作正确。5.2.1.5冷却器风扇转动灵活，无擦碰风筒和卡阻现象。5.2.2储油柜的检查与试验5.2.2.1储油柜表面应无碰撞变形，无锈蚀现象。5.2.2.2储油柜内壁光滑，无毛刺，隔膜无破损，排气塞、油位指示器摆针无缺陷。内部无脏物。5.2.2.3储油柜的隔膜应作检漏试验，可充入0.002-0.003MPa压力的氮气，持续30分钟应无漏气，充气应缓慢进行。5.2.3套管的检查和试验5.2.3.1检查套管整体完整，瓷件无破裂，与法兰胶结密封良好，不漏油。5.2.3.2充油套管应静止竖立24h作泄漏试验。5.2.3.3充油套管无渗漏现象，油位指示正常。5.2.3.4套管应做好下列电气试验：A:测量绝缘电阻。B:测量介质损失角。C:交流耐压试验。5.2.3.5安装前用白布将套管表面和引线管内壁清理干净。5.2.4其它附件的检查和试验5.2.4.1气体继电器在安装前进行下列试验:A:信号接点动作气体容积B:跳闸接点动作油流速度C:绝缘电阻D:密封性能E:抗震能力5.2.4.2净油器在安装前检查各法兰、丝堵无渗油。5.2.4.3测温装置及温度计等进行校验。5.2.4.4吸湿器的主体为一粗玻璃管，检查玻璃管有无裂纹，管内装的硅胶吸湿剂是否受潮变色，如受潮变色必须进行干燥或更换新的硅胶。5.2.4.5压力释放装置应有制造厂的试验报告，当无报告或有怀疑时应进行动作压力试验。5.2.4.6变压器联管应用合格的变压器油进行冲洗。5.3排油5.3.1选择在晴朗的天气，空气的相对湿度小于75%，周围空气温度不低于0℃，进行施工，在放油的同时以0.7～3m3/min的流量向油箱内充以干燥空气。5.3.2为了提高油箱内空气的干燥程度，空气进口宜经过空气过滤器吸收空气中的潮气。5.4器身检查及附件安装5.4.1器身检查，根据运输安装的三维冲击记录仪记录，确定现场是否进行器身检查，如检查按下列项目检查。5.4.1.1器身检查由施工单位和厂家双方各派1-2人代表参加，进入油箱人员应穿戴专用服装，不随带可能掉落的物品，所有工具系有白布带，并应办登记、注销手续。5.4.1.2器身在大气中报漏的时间：起始时间由打开密封时计算，而终止时间从完成密封时计算。5.4.1.3器身检查前应根据产品的结构特点、安装方式等具体情况拟定检查项目和检查办法列成表格，逐项进行检查，将检查结果详细填写在检查表中，并由检查人签字。5.4.1.4器身检查的环境温度应高于-15℃，在器身暴漏空气以前应先将器身加热到高于环境温度的10-15℃。当空气相对湿度小于60%时可以不加热。5.4.1.5对于带有绝缘的引线不得随意弯折，特别应注意引线斜稍（俗称绝缘稍或应力锥）的位置，尽量保持原装配位置。5.4.1.6现场检查结果应与出厂检查进行对比分析。如发现需要处理的问题或缺陷，一定要妥善处理，一保证产品质量，对于难以处理，而对质量影响不大的问题，经双方协商可以不处理，但要有文字记载。5.4.1.7检查中发现紧固件松动，应随时加以紧固。一切异物（包括非金属异物）有应彻底清楚。当表面有粉碎性杂物用油进行冲洗可以清楚，而又不至于冲到内部的情况下，可采用合格的变压器油冲洗。否则，不要随便使用油冲。5.4.1.8器身检查的内容5.4.1.8.1引线的绝缘是否有损伤，引线的位置、引线的支撑及夹持情况。5.4.1.8.2紧固件是否松动，胶木螺杆、胶木螺母、钢螺栓、钢螺母及压钉等。5.4.1.8.3木件及导线夹有无损坏、倾斜及松动现象。5.4.1.8.4检查分接开关的触头是否良好，三相的指示位置是否一致，是否为规定的位置。5.4.1.8.5有载分接开关的检查按“有载分接开关使用说明书”。5.4.1.8.6检查铁心、夹件、压板及接地套的接地是否牢固。5.4.1.8.7拆除运输用的临时紧固装置（如有载分接开关的固定装置及引线的固定支架等）。5.4.1.9器身检查中的试验5.4.1.9.1将上夹件与上铁轭的接地片打开，测量夹件与铁心之间的绝缘电阻。5.4.1.9.2接地片接上后测量夹件、铁心及压板的接地情况。5.4.1.9.3检测铁心的接地系统（铁心、夹件及压板等）是否为一点接地，220千伏级变压器铁心用电缆通过一个接地套管引出至箱盖外面，此结构夹件与铁心是绝缘的，无接地片连接。5.4.1.9.4测量线圈所有分接位置的直流电阻，应符合出厂时的数据，出厂时的数据为t2°C时的直流电阻。测量中环境温度不同时，则需进行折算，其公式如下：Rt2(T+t1)=Rt1(T+t2)式中：Rt1,Rt2…环境温度t1°C和t2°C时的直流电阻值，欧姆；T1,t2…环境温度，°C；T…系数。铜导线为235，铝导线为225。5.4.1.9.5测量各分接位置的变压比，起偏差值应与出厂数据相等，并符合国家标准GB1094（电力变压器）中的规定。测量时注意操动机构的指示位置是否与实际情况相符；5.4.1.9.6测量线圈的绝缘电阻、吸收比及线圈的介质损失角tgδ是否与出厂数据相符；5.4.1.9.7三相变压器应检查联结组标号，单相变压器应检查极性。5.4.1.9.8安装上节油箱前或封手孔盖板前应测量引线的螺栓联结接头的接触电阻。接触电阻值的允许值可这样粗估，并联单元的接触电阻率应小于0.1Ω/A。例如90MVA三相发电机变压