光伏电站安装作业指导书(方案).pdf-solarbe文库

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1 光伏电站安装作业指导书1 第一章变压器安装一、编写依据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 GB50148-2010 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 50150-2006 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） GB26860-2011 电力建设安全工作规程（变电所部分） DL5009· 3-2005 电力设备预防性试验规程 DL/T596-2005 变压器厂家安装说明书及技术资料二、主变安装1. 适用范围主变安装适用于光伏电站的升压站 110KV 及以下电压等级，频率为 50Hz 的油浸式主变安装作业，其他电压等级的油浸式主变可参考作业。。2. 作业流程及方法2.1 作业（工序）流程图2 2.2 作业方法2.2.1 施工准备（ 1）技术资料设计图纸、施工规范、安全措施；（ 2）人员组织技术负责人、安装负责人、安全质量负责人和技能人员；（ 3）机具的准备按施工要求准备机具并对其性能及状态进行检查和维护；（ 4）施工材料准备螺栓等。2.2.2 主变本体就位检查（ 1）变压器运至项目现场后，会同厂家、监理、业主，检查本体外表是否变形、损伤及零件脱落等异常现象，检查变压器运输冲击记录仪，记录仪应在变压器就位后方可拆下，冲击加速度应在 3g以下，由各方代表签字确认并存档。（ 2）设备随机技术文件是否齐全，由专人收集保管，发现有缺少的及时联系供货厂家补齐，以备以后资料移交、归档和查阅。（ 3）就位时检查好基础水平及中心线应符合厂家及设计图纸要求，按设计图纸核对相序就位，并注意设计图纸所标示的基础中心线与本体中心线有无偏差。本体铭牌参数应与设计的型号、规格相符。附件检查校验整体密封试验变压器试验绝缘油处理套管及套管 CT 试验本体就位检查附件开箱检查及保管抽真空及真空注油附件安装及器身检查施工前准备结束3 2.2.3 附件开箱验收及保管（ 1）附件到达现场后，会同监理、业主代表及厂家代表进行开箱检查。对照装箱清单逐项清点，对在检查中发现的附件损坏及漏项，应做好开箱记录，必要时应拍相片备查，各方代表签字确认。（ 2）设备随机技术资料由专人收集保管，发现有缺少的及时联系供货厂家补齐，以备以后资料移交、归档和查阅。（ 3）有载瓦斯继电器、压力释放阀及温度计等应在开箱后尽快送相关责任单位检测。2.2.4. 油务处理（ 1）主变绝缘油罐车运至项目现场，变压器厂家或绝缘油供应商必须提供油的合格证明。绝缘油静置 24 小时后调试单位取油样送检；变压器本体、有载的绝缘油及添加油必须分别取样送检；结果合格则可将油直接注入本体；不合格则开始进行虑油。注入的绝缘油标准见表 6 1 表 6-1 绝缘油标准电压等级 kV 110 220 330 500 变压器油含水量 mg/L ≤ 20 ≤ 15 ≤ 15 ≤ 10 油电气强度 kV ≥ 40 ≥ 40 ≥ 50 ≥ 60 油的介损 tan δ ％ 90 ℃ ≤ 0.5 ≤ 0.5 ≤ 0.5 ≤ 0.5 油中溶解气体色谱气分析（ μ l/L ）总烃 20；氢 10；乙炔 0 油中含气量（体积分数） 500kV≤ 1 界面张力（ 25℃） mN/m ≥ 35 水溶性酸（ PH值） 5.4 酸值 mgKOH/g ≤ 0.03 闪点闭口 ℃ ≥ 14010 号、 25 号油 ≥ 135（ 45 号油）（ 2）滤油一般变压器油经过真空滤油机循环 3 次即能达到标准要求，静放规定时间后可取样试验，合格后将油密封保存好待用。2.2.5 套管及套管 CT试验套管及套管 CT 试验由调试单位完成，详见调试作业指导书。2.2.6 冷却装置的安装（ 1）散热器安装前应用合格的绝缘油清洗干净并做密封试验无渗漏。（ 2）打开散热器上下油管及变压器本体上蝶阀密封板，清洗法兰表面，连接散热器短管。（ 3）将管口用清洁的尼龙薄膜包好；散热器在安装前要打开封板，把运输中防潮硅胶取出来，潜油泵的残油排净，取出防振弹簧，检查油泵、风扇转动情况是否可靠灵活，油流计触点动作正常，绝缘电阻应大于 10MΩ ，连接油泵时须按油流方向安装。（ 4）用吊车将上下油管、散热器吊起组装，最后安装加固拉板并调节散热器的平行与垂直度，吊装散热器时必须使用双钩起重法使之处于直立状态，然后吊到安装位置，对准位置后再装配，其上下连接法兰中心线偏差不应大于 5mm，垫圈要放正。（ 5）调整位置后先拧紧散热器与油泵相接处的螺栓，然后再拧紧散热器与变压器上部阀门相接处的螺栓。整个散热器固定牢固之后，方能取下吊车挂绳。4 2.2.7 套管升高座的安装（ 3）拆除本体油箱上面套管升高座连接的封盖，清理干净法兰表面及垫圈槽，用新的密封垫圈放入法兰上的垫圈槽内，并涂上密封油脂，注意密封垫放置的位置应正确，法兰中临时盖上干净的塑料布待用。（ 4）用吊车吊起套管升高座，拆下其下法兰的封盖并清洗法兰表面及内侧（升高座内的残油用油桶装起，避免洒落污染）。（ 5）然后慢慢把升高座吊装在本体法兰上，拿开塑料布，确认变压器本体的法兰与套管升高座上的法兰配合的标记，用手拧上螺丝，最后用力矩扳手均匀拧紧螺丝；紧螺丝的过程中用对角紧法。（ 6）安装过程应逐个进行，不要同时拆下两个或几个本体上升高座的封盖，以免干燥空气量不足，造成变压器器身受潮。（ 7）各个电流互感器的叠放顺序要符合设计要求，铭牌朝向油箱外侧，放气塞的位置应在升高座最高处。2.2.8 套管的安装（ 1）打开套管包装箱，检查套管瓷件有否损坏，并清洁瓷套表面。再用 1000V 摇表测量套管绝缘电阻，其阻值应大于 1000M Ω （套管介损需合格）。（ 2）同时拆出器身套管法兰盖，用干净白布清洁法兰表面，之后给套管上垫圈及垫圈槽涂上密封剂，确认套管油位表的方向，慢慢地用吊车把套管吊起放入升高座内，注意套管法兰与升高座法兰对接时要小心套管下部瓷套不要与套管升高座法兰相碰；安装时不要同时打开两个或几个封盖。（ 3）套管吊装完后的内部导线连接等工作由厂家的现场技术人员完成，施工单位协助。内部连接可选择在变压器内部检查时一同进行。（ 4）套管就位后油标和铭牌向外（便于运行观察方向），紧固套管法兰螺栓时，应对称均匀紧固。根据变压器组装外形图，变高、变中及变低套管是倾斜角度的安装方式，吊装前要准备充分。（ 5）为不损坏套管，吊装时最好采用尼龙吊带，若采用钢丝绳时应包上保护材料。2.2.9 有载调压装置的安装固定调压装置的传动盒，连接水平轴和传动管，操作机构后，手动操作机构调整有载调压的分接头，使两者的位置指示一致，转动部分应加上润滑脂。2.2.10 油枕的安装根据出厂时的标记，安装及校正油枕托架，把连接本体上的油管固定好。在地面上放掉油枕里的残油，装上油位表，确认指针指示“ 0”位，并把油枕相关附件装好之后，吊到本体顶部与油管连接好，固定在油枕托架上。压力释放阀要在完成油泄漏试验后才装上。2.2.11 连管及其它配件安装安装呼吸器和连通其油管，在安装温度表时，勿碰断其传导管，并注意不要损坏热感元件的毛细管，5 最后安装油温电阻元件、冷却器控制箱、爬梯及铭牌等 . 2.2.12 抽真空注油（ 1）抽真空①注油采用真空注油方式，能有效地除去器身和绝缘油中的气泡、水分，提高变压器电抗器的绝缘水平。②真空注油要在连接好所有本体、真空泵、集油箱之间的管路，检查无误后（确定真空泵油无杂质水分）方可按下图（图 6-2）所示打开阀⑴⑵⑶，关闭阀⑷⑸⑹；③开动真空泵进行抽真空，每抽 1 小时，察看并记录真空度，同时察看温度计当时的油箱内温度，并作记录；④真空度达到规定值以下后，关闭真空泵，放置 1 小时，测定真空的泄漏量，泄漏量的标准为30 分钟 /13Pa 以下。干燥空气发生装置本体油枕用LTC油枕用吸湿器用配管油面计抽真空阀（ 50 A有载开关油枕本体油枕⑤虑油阀（ 50 A油软管油过滤装置真空虑油机油罐真空表真空软管⑧阀（ 25A④③真空软管①②阀（ 25A放气塞橡胶囊有载开关⑦过滤阀 50A真空软管真空泵⑥阀（ 25A⑧管接头图 6-2 抽真空注油管路图（ 2）本体真空注油①在变压器本体下部安装的阀⑦接入注油装置的油管。②使用各种连管、阀门前，将其内部用变压器油冲洗干净（可用透明的聚乙烯管）。③打开阀⑤，主体内一边抽真空，一边开动滤油机进行注油。注油时应保持真空度在规定值以下；6 油面达到适当位置后（按注油曲线高出 10 ％左右），停止注油，继续抽真空符合规程规范。④注油时真空度保持小于规定值，油温保持 50 ～ 80℃ （一般为 60℃）。注油液面一般以使器身的铁芯浸入油中为宜，油面距箱顶要留有一定的空间，应高于铁芯上面 100mm 以上。⑤停止抽真空，关闭抽真空阀①、 ②，关闭真空泵，同时卸下真空表；开始开动干燥空气发生装置，缓慢地打开阀⑥，慢慢向变压器内充入干燥空气破坏真空，同时监视油面。如果此时油面下降太多，不符合注油曲线上的值则停止充入干燥空气，追加注油到符合要求为止。⑥注油结束后，注满油的时间应大于 6h ，注油到接近箱顶 100 ～ 200mm 位置后，停止注油，保持真空度 4h 以上，关闭真空泵阀，采用干燥空气解除真空，关闭各个抽真空阀门，补充油到储油柜油位计指示当前油温所要求的油位，并进行各分离隔室注油。⑦胶囊充入干燥空气，压力加至 0.01 ～ 0.015MPa，然后慢慢打开油枕的排气栓，直至所有变压器（电抗器）油流出后关闭排气栓，然后排出干燥空气，使压力为 0 ；用附在吸湿器配管上的特殊手柄将吸湿器安装好。（ 3）有载开关室的注油净油机接在有载开关室配管进口阀上，按有载开关的注油曲线根据当时的油温注油至比规定油面高 10。注油后，油的检查从开关室出口阀取油样测定油是否符合有关规定。（ 4）真空注油注意事项①注入油的温度应高于器身温度，并且最低不得低于 10℃，以防止水分的凝结。②注油的速度不宜大于 100L/min ，因为静电发生量大致按油流速三次方比例增加，以流速决定注油时间较合适。③雨、雾天气真空注油容易受潮，故不宜进行。④由于胶囊及气道隔膜机械强度承受不了真空注油的压差，容易损坏，真空注油时，储油箱应予以隔离，取下气道隔膜用铁板临时封闭。⑤注油时应从油箱下部油阀进油，以便于排除油箱内及附于器身上的残余气体。但是，加注补充油时应通过储油箱注入，防止气体积存于某处，影响绝缘降低。⑥注油完毕，不要忘记排气。应对油箱、套管、升高座、气体继电器、散热器及气道等处多次排气，直至排尽为止。2.2.13 整体密封试验主变安装完毕后应在储油柜上用气压或油压进行整体密封试验，其压力为油箱盖上能承受0.03MPa 压力，试验持续时间为 24h ，应无渗漏。2.2.14 配线组装及配线连接（ 1）配线的固定固定各种电缆，多根数电缆用合适的扎带扎紧布置于线槽内，同时为防止受油箱面7 温度的影响，配线时勿直接接触油箱面。（ 2）接向各附件端子箱的电缆穿通，穿通部要填上硅胶进行密封，钢铠装电缆要在穿通部外侧用金属固定件固定，勿使电缆上产生张力。（ 3）钢铠装接地接线端子压接部分要打磨，使其可靠接地。（ 4）接线配线后，用 500V 摇表测定各电缆和对地的绝缘电阻，确认在 2MΩ 以上。2.2.15 结尾工作变压器油经规定时间静置后，做加压稳定试验（保持氮气压力 0.3kg/c ㎡大于 72 小时）。即可取油样进行各项油、气测试项目。并对变压器补漆、油位调整，清理现场，移交电气试验。3. 质量控制措施及检验标准3.1 质量控制措施3.1.1 本体和附件（ 1）本体和组部件等各部位均无渗漏；（ 2）储油柜油位合适，油位表指示正确。3.1.2 套管（ 1）瓷套表面清洁无裂缝、损伤；（ 2）套管固定可靠、各螺栓受力均匀；（ 3）油位指示正常。油位表朝向应便于运行巡视；（ 4）电容套管末屏接地可靠；（ 5）引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各导电接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。3.1.3 升高座和套管型电流互感器（ 1）放气塞位置应在升高座最高处；（ 2）套管型电流互感器二次接线板及端子密封完好，无渗漏，清洁无氧化；（ 3）套管型电流互感器二次引线连接螺栓紧固、接线可靠、二次引线裸露部分不大于 5mm；（ 4）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，电压比与实际相符。3.1.4 气体继电器（ 1）检查气体继电器是否已解除运输用的固定，继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好，连通管应有 1～ 1.5的升高坡度；（ 2）气体继电器应具备防潮和防进水的功能，必须加装防雨罩；8 （ 3）轻、重瓦斯接点动作正确，气体继电器按 DL/T540 校验合格，动作值符合整定要求；（ 4）气体继电器的电缆应采用耐油屏蔽电缆，电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好；（ 5）观察窗的挡板应处于打开位置。3.1.5 压力释放阀（ 1）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；（ 2）压力释放阀的接点动作可靠，信号正确，接点和回路绝缘良好；（ 3）压力释放阀的电缆引线在继电器侧应有滴水弯，电缆孔应封堵完好；3.1.6 有载分接开关（ 1）传动机构应固定牢靠，连接位置正确，且操作灵活，无卡涩现象；传动机构的磨擦部分涂有适合当地气候条件的润滑脂；（ 2）电气控制回路接线正确、螺栓紧固、绝缘良好；接触器动作正确、接触可靠；（ 3）远方操作、就地操作、紧急停止按钮、电气闭锁和机械闭锁正确可靠；（ 4）电机保护、步进保护、连动保护、相序保护、手动操作保护正确可靠；（ 5）切换装置的工作顺序应符合制造厂规定；正、反两个方向操作至分接开关动作时的圈数误差应符合制造厂规定；（ 6）在极限位置时，其机械闭锁与极限开关的电气联锁动作应正确；（ 7）操动机构档位指示、分接开关本体分接位置指示、监控系统上分接开关分接位置指示应一致；（ 8）油道畅通，油位指示正常，外部密封无渗油，进出油管标志明显；3.1.7 吸湿器（ 1）吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好，呼吸应畅通；（ 2）吸湿剂应干燥；油封油位应在油面线上或满足产品的技术要求。3.1.8 测温装置（ 1）温度计动作接点整定正确、动作可靠；（ 2）就地和远方温度计指示值应一致；（ 3）顶盖上的温度计座内应注满变压器油，密封良好；闲置的温度计座也应注满变压器油密封，不得进水；（ 4）记忆最高温度的指针应与指示实际温度的指针重叠。3.1.9 净油器（ 1）上下阀门均应在开启位置；（ 2）滤网材质和安装正确；（ 3）硅胶规格和装载量符合要求。3.1.10 本体、中性点和铁心接地9 （ 1）变压器本体油箱应在不同位置分别有两根引向不同地点的水平接地体。每根接地线的截面应满足设计的要求；（ 2）变压器本体油箱接地引线螺栓紧固，接触良好；（ 3） 110kV 及以上绕组的每根中性点接地引下线的截面应满足设计的要求，并有两根分别引向不同地点的水平接地体；（ 4）铁心接地引出线（包括铁轭有单独引出的接地引线）的规格和与油箱间的绝缘应满足设计的要求，接地引出线可靠接地。引出线的设置位置有利于监测接地电流。3.1.11 控制箱（包括有载分接开关、冷却系统控制箱）（ 1）控制箱及内部电器的铭牌、型号、规格应符合设计要求，外壳、漆层、手柄、瓷件、胶木电器应无损伤、裂纹或变形；（ 2）控制回路接线应排列整齐、清晰、美观，绝缘良好无损伤。接线应采用铜质或有电镀金属防锈层的螺栓紧固，且应有防松装置，引线裸露部分不大于 5mm；连接导线截面符合设计要求、标志清晰；（ 3）控制箱及内部元件外壳、框架的接零或接地应符合设计要求，连接可靠；（ 4）内部断路器、接触器动作灵活无卡涩，触头接触紧密、可靠，无异常声音；（ 5）保护电动机用的热继电器或断路器的整定值应是电动机额定电流的 0.95 ～ 1.05 倍；（ 6）内部元件及转换开关各位置的命名应正确无误并符合设计要求；（ 7）控制箱密封良好，内外清洁无锈蚀，端子排清洁无异物，驱潮装置工作正常；（ 8）交直流应使用独立的电缆 , 回路分开。3.1.12 冷却装置（ 1）风扇电动机及叶片应安装牢固，并应转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向正确；电动机保护不误动，电源线应采用具有耐油性能的绝缘导线；（ 2）散热片表面油漆完好，无渗油现象；（ 3）管路中阀门操作灵活、开闭位置正确；阀门及法兰连接处密封良好无渗油现象；（ 4）油泵转向正确，转动时应无异常噪声、振动或过热现象，油泵保护不误动；密封良好，无渗油或进气现象（负压区严禁渗漏）。油流继电器指示正确，无抖动现象；（ 5）备用、辅助冷却器应按规定投入；（ 6）电源应按规定投入和自动切换，信号正确。3.1.13 其他（ 1）所有导气管外表无异常，各连接处密封良好；（ 2）变压器各部位均无残余气体；（ 3）二次电缆排列应整齐，绝缘良好；（ 4）储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油阀门应开闭正确，且开、关位置标色清晰，指示正确；10 （ 5）感温电缆应避开检修通道。安装牢固（安装固定电缆夹具应具有长期户外使用的性能）、位置正确；（ 6）变压器整体油漆均匀完好，相色正确；（ 7）进出油管标识清晰、正确。（ 8）紧固螺栓力矩应符合要求，并全部检查无杂物遗留。（ 9）胶囊充气用空气压缩机或氮气对储油柜内的胶囊进行充气，（此时储油柜顶部的放气阀应在打开位置）当储油柜顶部的放气阀溢油时，应停止对胶囊充气，拆除充气管路，安装呼吸器装好油封，补气工作完成。（ 10）引线连接可靠、对地和相间距离符合要求，各接触面应涂有电力复合脂。引线松紧适当，无明显过紧过松现象。螺栓与孔的配合符合规范，端子板应有防腐措施。3.2 检验标准3.2.1 1600 kV A（ kvar）以上中等容量的油浸变压器（油浸电抗器）的本体安装检查见表 1.0.3-1。11 表 1.0.3-1 中等以上容量油浸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 U型管或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充气运输气体压力 0.01MPa-0.03MPa 检查压力表带油运输不渗油 , 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滚轮装配滚轮安装能灵活转动振动检查制动器安装牢固、可拆支墩与变压器及预埋件连接牢固观察检查本体接地主要牢固，导通良好冲击值和次数按制造厂规定值对照厂家规定检查其他油箱顶部定位装置无变形，无开裂观察检查3.2.2 中等以上容量油浸变压器（油浸电抗器）的检查见表 1.0.3-2 。12 表 1.0.3-2 中等以上容量油浸变压器的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、损坏及变形各部件绑扎措施主要齐全、紧固扳动检查绝缘螺栓及垫块主要齐全，无损坏，且防松措施可靠用扳手检查绕组及引出线绝缘层主要完整、包缠牢固紧密观察检查铁芯铁芯接地主要 1 点，连接可靠观察检查铁芯绝缘主要用兆欧表加压 1min，不闪络用兆欧表查绕组裸导体外观无毛刺、尖角、断股、断片、拧弯观察检查焊接满焊 ,无脱焊观察检查高压应力锥完好观察检查油路（有围屏者除外）无异物 ,畅通均压屏蔽罩（ 500kV 高压侧）完好 ,无损伤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 兆欧表检查电压切换装置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 0.05mm3 10mm 塞尺检查对应位置正确、一致操动检查部件装配齐全、正确观察检查无励磁分接开关操作杆长度三相一致观察检查转动器动作灵活，密封良好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 z 换开关密封良好观察检查强油循环管与下轭绝缘接口密封良好观察检查其他各部位清理主要无杂物、污迹、屑末阀门动作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 GB50147-2010 的规定记录实际值3.2.3 中等以上容量油浸变压器（油浸电抗器）附件的安装检查见表 1.0.3-3。13 表 1.0.3-3 中等以上容量油浸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绝缘筒装配正确，不影响套管穿人法兰连接紧密套管检查清洁，无损伤，油位正常观察检查法兰连接螺栓主要齐全，紧固用力矩扳手检查引出线安装穿线顺直、不扭曲观察检查220kV 应力锥在均压罩内，深度合适500kV 均压球在均压屏蔽罩内间距 15mm左右用尺检查等电位铜片连接可靠扳动检查引线与套管连接主要连接螺栓紧固，密封良好观察用力矩扳手检查低压套管套管检查清洁，无损伤观察检查法兰连接主要连接螺栓紧固用力矩扳手检查电压切换装置无励磁分接开关传动连杆回装正确，转动无卡阻转动检查指示器密封良好观察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、无杂物触摸、观察胶囊或隔膜无变形、损伤，且清洁观察检查胶囊或隔膜气密性主要无泄漏缓慢充气试验胶囊口密封无泄漏，呼吸通畅观察检查油位计检查反映真实油位吸湿器安装连通管无堵塞、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无变动电触点检查动作准确，绝缘良好检查试验报告14 表 1.0.3-3 （续）工序检验项目性质质量标准检验方法及器具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，无渗漏观察检查连通管升高坡度主要便于气体排向气体继电器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，密封良好观察检查测温包毛细导管无压偏、死弯，弯曲半径大于 50mm 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检查风扇牢固，叶片无变形观察检查阀门动作操作灵活，开闭位置正确操动试验外接管路内壁清洁，流向标志正确观察检查冷却器安装内部检查清洁，无杂物、污迹观察检查滤网检查完好吸湿剂白色不透明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，密封良好控制箱安装牢固扳动检查3.2.4 中等以上容量油浸变压器（油浸电抗器）注油及密封试验见表 1.0.3-4 。15 表 1.0.3-4 中等以上容量油浸变压器注油及密封试验工序检验项目性质质量标准检验变压器注油绝缘油试验主要合格检查试验报告油温（ 220kV 及以上变压器）高于器身温度用温度计检查器身温度＞ 20OC 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变压器注油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500kV 变热油循环器净油设备出口油温OC 按制造厂规定用温度计检查油箱内温度OC 按制造厂规定循环时间h 按制造厂规定检查记录热油循环后油质试验主要合格检查试验报告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中等以上容量油浸变压器（油浸变压器）整体检查见 1.0.3-5。16 表 1.0.3-5 中等以上容量油浸变压器整体检查工序检验项目性质质量标准检验方法及器具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支行要求位置指示正确油位主要正常测温装置指标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，导通良好扳动且导通检查高压套管末屏电流互感器备用二次端子短路后可靠接地本体及基础牢固，导通良好引线与主线地网连接牢固，导通良好孔洞封堵严密观察检查17 三、箱式变压器安装1.适用范围箱式变压器安装适用于 35kV 及以下电压等级，频率为 50Hz 的干式（油浸式）站用变、接地变、阵列区升压变及 SVG变压器安装作业。适用于 35KV及以下电压等级，频率为 50Hz 的干式箱变和油浸式箱变光伏电站干式箱变主要有站用变和接地变光伏电站油浸式箱变主要有光伏区升压变、 SVG降压变以及站用变2. 作业流程及作业方法2.1 作业（工序）流程图2.2 作业方法2.2.1 施工准备1技术准备按规程、厂家安装说明书、图纸、设计要求及施工措施对施工人员进行技术交底，交底要有针对性；2人员组织技术负责人、安装负责人、安全质量负责人和技术工人；3机具的准备按施工要求准备机具并对其性能及状态进行检查和维护；2.2.2 开箱检查1 变压器到达现场后，会同监理、业主代表及厂家代表进行开箱检查，并应有设备的相关技术资料文件，以及产品出厂合格证。设备应装有铭牌，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、及接线组别等技术数据应符合设计要求。2 设备随机技术文件是否齐全，由专人收集保管，发现有缺少的及时联系供货厂家补齐，以备以后资油浸式变压器安装施工准备开箱检查干式变压器安装变压器的接地变压器安装后的检查变压器的试验结束18 料移交、归档和查阅。3 变压器及设备附件均应符合国家现行有关规范的规定；变压器应无机械损伤，裂纹、变形等缺陷，油漆应完好无损；变压器高压、低压绝缘瓷件应完整无损伤，无裂纹等。2.2.3 油浸式箱变安装（ 1）基础复核变压器就位前应对土建基础检查，基础的尺寸、标高、中心线预埋件是否符合变压器安装图及厂家资料和规范要求，变压器基础水平度误差小于 3mm。（ 2）箱变吊装① 吊装时，起重机具的支撑腿必须稳固，受力均匀。吊钩应对准箱式变压器重心，起吊时必须试吊，起吊过程中，在吊臂及吊物下方严禁任何人员通过或逗留，吊起的设备不得在空中长时间停留。② 箱式变压器就位移动时不宜过快，应缓慢移动，不得发生碰撞及不应有严重的冲击和震荡。③ 箱式变压器就位后，外壳干净不应有裂纹、破损等现象，各部件应齐全完好，箱式变压器所有的门可正常开启。④ 箱体调校平稳后，与基础预埋件焊接牢固并做好防腐措施；⑤ 金属外壳箱式变压器，箱体应不少于 2 处接地，接地牢靠可靠且有标识2.2.4 干式变压器安装（ 1）变压器型钢基础的安装基础型钢金属构架的尺寸、应符合设计基础配制图的要求与规定，如设计对型钢构架高出地面无要求，施工时可将其顶部高出地面 10mm。型钢基础构架与接地扁钢连接不宜少于二点，符合设计、规范要求。（ 2）干式变压器就位① 应先将干变的外壳拆下，拆下时应作好标识以免装错，拆卸时应防止观察窗玻璃损坏。变压器卸车时，直接卸置于预先放置好的滚杠上，变压器放置方向应考虑安装方向，放置变压器时应防止变压器滑动。再用滚杠缓缓推至槽钢基础旁，移动过程中应行车平稳，尽量减少振动。②干式变压器固定在型钢基础上，用三脚扒杆加葫芦起吊变压器就位，用水平仪、铅锤线、钢尺测量就位偏差，其偏差不应大于 1mm。③ 变压器就位时，应按施工要求的方位和距墙尺寸就位。④ 变压器固定采用设计要求连接方式，并固定可靠。⑤ 把温控器安装固定好，并连好与变压器间连线（ 3）母线连接（适用于站用变母线连接）19 ① 安装前仔细核对变压器低压侧母线与盘柜母线的相序必须一致，相色标志正确齐全。② 仔细检查变压器低压侧母线及与其相连的进线开关柜母线的相间及相对地距离不应小于 20mm。③ 仔细检查变压器高压侧引出线对地距离不应小于 100mm。④ 两侧母线的接触面必须保持平整、清洁、无氧化膜，并涂以电力复合脂。⑤ 贯穿螺栓连接的母线两外侧均应有平垫圈，螺母侧应装有弹簧垫圈或锁紧螺母。⑥ 母线的接触面应连接紧密，连接螺栓应有力矩扳手紧固，其力矩值应符合下表钢制螺栓的紧固力矩值序号螺栓规格 mm 力矩值 N.m 1 M8 8.8 ～ 10.8 2 M12 31.4 ～ 39.2 3 M14 51.0 ～ 60.8 4 M16 78.5 ～ 98.1 2.2.5 变压器的接地（ 1）将变压器中性点直接（或经接地电阻）与接地线可靠连接。（ 2）将铁芯引出线与接地线可靠连接。（ 3）将变压器本体接地点与事先引入基础侧的接地线可靠连接。（ 4）检查变压器底座槽钢基础已与接地线可靠连接。2.2.6 变压器安装后的检查（ 1）仔细全面的检查整个变压器，不能有金属异物遗留，底架与基础接触导通良好，接地牢固可靠。（ 2）铁芯夹紧螺栓连接紧固无松动。（ 3）铁芯一点接地，牢固可靠。（ 4）三相变比连接正确。（ 5）变压器安装完毕后，做防尘措施。2.2.7 变压器交接试验变压器交接试验详见调试作业指导书。3.质量控制措施及检验标准3.1 质量控制措施3.1.1 检查紧固螺杆是否确实解除；检查所有电气连接，确认连接牢固可靠。所有固定螺栓是否全部紧20 固。3.1.2 内部接线后的检查是否和连接图纸一样接线；内部引线与引线之间，及和其他结构件之间是否确保图纸指定尺寸以上的距离。3.1.3 变压器与接地网两处可靠接地；中性点与接地网可靠接地。3.1.4 变压器试运行前应做全面检查，确认各种试验单据应齐全，数据真实可靠，变压器一次、二次引线相位，相色正确，接地线等压接接触截面符合设计和国家现行规范规定。3.1.5 变压器应清理，擦拭干净。顶盖上无遗留杂物，本体及附件无缺损。通风设施安装完毕，工作正常。3.1.6 变压器的分接头位置处于正常电压档位。保护装置整定值符合规定要求，操作及联动试验正常。3.1.7 测温装置的信号接点应动作正确，导通良好，整定值符合要求。3.2 检验标准3.2.1 额定容量为 1600kVA（ kvar ）及以下油浸变压器、油浸电抗器的安装检查见表 1.0.2 。21 表 1.0.2 1600kVA 及以下油浸变压器的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制作及布置按设计规定对照图纸检查与预埋件连接牢固观察检查本体就位位置按设计规定对照图纸检查与基础配合牢固扳动检查附件安装气体继电器安装密封及校验主要良好、合格检查试验报告继电器安装水平、标志方向正确观察检查连通管升高坡度按制造厂规定对照厂家规定检查连通管插入箱盖深度与箱盖内表面平齐试装检查安全气道安装管道导通性畅通观察检查膜片外形主要完整、无变形法兰密封无渗漏温度计安装插孔内介质及密封同箱内绝缘油良好，严密观察检查测温包毛细管导通弯曲半径大于 50mm 吸湿器安装与油枕连接牢固、密封观察检查油封油位在油面线处吸湿剂干燥压力释放阀安装阀盖及升高座内部清洁、密封良好观察检查电触点动作准确仪器检查绝缘水平良好兆欧表测试整体检查箱体及附件铭牌及接线图标志清晰观察检查油漆完整附件安装无短缺，完好散热片无变形密封无渗油油门无漏油引出线端子瓷套主要清洁、无机械损伤，无裂纹观察检查结合面紧固、无渗油与导线连接主要紧固、端子不受外力操作检查电压切换装置接点分断情况主要手感明显观察检查装置密封无渗油指示位置和标识主要符合运行规定对照运行规定温度控制器指示正常观察检查绝缘油试验主要合格检查试验报告油位主要正常观察检查其他中性点接地按设计规定对照设计图检查基础及本体接地分别接地，且接地牢固导通良好观察检查22 3.2.2 电压为 35kV 及以下干式变压器的安装及检查见表 1.0.1 。表 1.0.1 干式变压器的安装工序检验项目性质质量标准检验方法及器具外壳及附件铭牌及接线图标志齐全清晰观察检查附件清点齐全对照设备装箱单检查绝缘子外观光滑、无裂纹观察检查铁芯检查外观检查无碰伤变形观察检查铁芯紧固件检查紧固，无松动用扳手检查铁芯绝缘电阻主要绝缘良好打开夹件与铁芯接地片，用兆欧表检查铁芯接地主要 1 点观察检查绕阻检查绕组接线检查主要牢固正确扳动检查表面检查无放电痕迹及裂纹观察检查绝缘电阻主要绝缘良好检查试验报告引出线绝缘层无损伤、裂纹观察检查祼露导体外观主要无毛刺尖角祼导体相间及对地距离主要按 GB50149-2010 规定对照规范检查防松件主要齐全、完好扳动检查引线支架固定牢固、无损伤本体附件安装本体固定牢固、可靠用扳手检查温控装置主要动作可靠，指示正确扳动及送电试转风机系统牢固，转向正确相色标志齐全、正确观察检查接地外壳接地牢固，导通良好扳动且导通检查本体接地温控器接地用软导线可靠接地，且导通良好观察及导通检查风机接地开启门接地23 第二章 110KV 屋外配电装置安装一、适用范围110KV 户外配电装置安装适用于光伏电站 110kv 电压等级的升压站，频率为 50Hz 的 SF6 断路器、隔离开关、油浸式互感器及避雷器安装作业，其他电压等级可参照执行。断路器为户外支柱式三相联动断路器；油浸式互感器包括户外油浸式电流互感器和户外油浸式电压互感器；隔离开关为户外水平断口双柱式隔离开关。二、编写依据电气装置安装工程高压电器施工及验收规范 GB50147 2010 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） DL 408 1991 电力建设安全工作规程（变电所部分） DL5009.3 2005 10kV ～ 500kV 输变电及配电工程质量验收与评定标准第 2 部分变电电气安装工程电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 50150 2006 电气装置安装工程互感器施工及验收规范 GB50 148 2010 三、 SF6 断路器安装1.作业流程、作业方法及要求1.1 作业（工序）流程图接线及试验完成断路器本体吊装连杆安装底座安装预埋螺栓安装施工前准备充气开箱检查24 1.2 作业方法1. 2.1 施工准备技术准备生产厂家安装说明书、图纸、设计要求及施工措施对施工人员进行技术交底，交底要有针对性，厂家技术人员到场。对土建交付安装的基础进行验收，绘出基础实际的高程及轴线偏差图。1.2.2 断路器开箱检查（ 1）设备开箱检查时厂家、监理及业主应在现场，作好记录并签字确认