1、 长长春东春东 500kV 变电变电站站新新建建工程工程 主主变压变压器器施施工工方案方案 3 目目 录录 第一章 工程概况及编制依据 4 第二章 施工人员组织机构 6 第三章 施工准备 7 第四章 施工方案 12 第五章 施工过程控制及技术质量标准 14 第六章 安全、质量保证措施及要求 20 第七章 环境保护及文明施工管理 24 4 第一章 工程概况及编制依据 1.1 工程概况 吉林长春东变电站新建工程 本期安装 3 台单相自耦变压器，采用重庆 ABB变压器有限公司单相自耦无励磁调压油浸变压器，型号为 ODFS-334MVA/500kV，容量 334000/334000/110000kVA2、，无载调压，连接组别 laOLO（单相）。冷却方式 ONAN/ONAF。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 本体绝缘判断。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 热油循化处理。1.2.8 交接试验。1.3 现状调查 本变压器经汽运到现场，运输过程中冲击记录仪记录加以监视，本体到达现场上台后，施工单位应汇同长春超高压局、监理单位、运输单位、厂家对冲击记录纸进行查看，纸袋 G 值符合规定、数值分别为-0.5G-2.5G-1.7G。经检查主变本体及附件无缺3、损，无异常。目前，500kV 主变压器本体三台和附件已到货，但绝缘油未到货，现场到货的主变及附件，项目监理单位和施工单位共同进行了验收，依据现场实际情况和厂家意见，确立施工方案。1.4 编制依据 1.4.1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GBJ148-90 1.4.2电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-2006 1.4.3 东北电力勘测设计院设计的施工图纸 5 1.4.4 主变压器产品技术说明书 1.4.5 电力建设安全工作规程（变电所部分）DL5009.3-1997 1.4.6 公司三标一体化管理体系文件汇编 2007（电子版）1.4.7工程建设4、标准强制性条文（电力工程部分）2006 版 1.4.8 电气装置安装工程质量检验及评定规程 DL/T5161.15161.17-2002 1.4.9 500kV 长春东变电站施工组织设计 1.4.10 吉林省送变电工程公司内部使用的施工作业指导书 6 第二章 施工人员组织机构 施 工 总 指 挥：李光明 施工技术负责人：郭长志 监 理 代 表：李维新 厂 家 代 表：肖云风 质 量 负 责 人：张朝玮 试 验 负 责 人：白 伟 施 工 队 负 责 人：杨磊 安 全 员：曲志强 技 术 助 理：肖振华 起 重 指 挥：于小红 吊 车 司 机：王磊 材 料 负 责 人：张宝森 工 具 员：李明军5、 电 源 负 责 人：李小明 临 时 力 工：15 人 7 第三章 施工准备 3.1 技术准备工作 3.1.1 技术措施的编制 根据工程设计资料、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。3.1.2 安全技术交底 施工前由技术负责人主持进行安全技术交底，并认真做好交底记录。未经交底，不得施工。未接受交底的人员，不得参加本项工程的施工。3.1.3 资料的收集整理 由专人进行资料的收集和整理工作。3.2 施工前的准备工作 3.2.1 验收和存放 3.2.1.1 产品到货后校对产品铭牌和铭牌图样与合同是否相符。3.2.1.2 按6、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。3.2.1.3 按拆卸一览表(装箱单)校对拆卸运输件是否齐全，有无损伤。3.2.1.4 本体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.充干燥空气运输的气体压力常温下不小于 0.01Mpa。b.主体内取残油油样化验,符合以下规定:耐 压:40kV 含水量:30PPM 3.2.1.5 充干燥空气存放时间不得超过 2 个月 应安装储油柜及吸湿器，注合格油至储油柜规定油位 当不能及时注油时应继续充与原充气体相同的气体保管，但必须有压力监视装置，压力应保持为 0.01-0.03Mpa，气体的露点应低于-40C 3.2.1.6 如 37、.2.1.4 中 a、b 两条中有一条不符，需进行注油并进一步检查判断产品 是否受潮。未受潮的标志是(充油后测量)各线圈之间和线圈对地之间:a.绝缘电阻 R60 出厂值的 70%(2500V 摇表)b.吸收比 R60/R15 出厂值的 70%且不低于 1.5 (2500V 摇表)c.介质损失角 tg 出厂值的 130%(同温度值)8 3.2.2 绝缘油处理 3.2.2.1 核实现场到货油数量和出厂检验报告。3.2.2.2 对绝缘油进行处理。应达到下列标准要求：耐 压 :60kV 含水量 :10PPM 含气量 :1%tan(90):0.5%3.2.2.3 绝缘油储存在密封清洁的专用油罐内。3.28、.2.4 每批到达现场的绝缘油均应有试验记录，并应取样进行简化分析，必要时进行全分析。取样数量及试验标准应按照国家标准电力用油（变压器油、汽轮机油）取样和电气装置安装工程电气设备交接试验标准的规定执行。3.2.2.5 新采购的变压器和变压器油要在到货后，由各单位现场取油样送吉林省电科院对油品结构组成进行检测，对不满足要求的变压器油要退货，并在公司系统通报。3.2.3 施工准备 3.2.3.1 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。3.2.3.2 油箱有渗漏部位应做好记录，以便安装附件时进行处理。3.2.3.3 根据变压器的出厂技术文件和产品的编号将9、安装部件排号,按顺序将安装件一一对应摆好。3.2.3.4 对每台变压器的备品备件进行清点登记入账。3.2.3.5 与气象部门联系，选择好天气进行安装。3.2.3.6 组织好施工人员，做好技术交底。3.3 附件的检查与试验 3.3.1 冷却器检查与试验 3.3.1.1 检查冷却器各部位应无锈蚀,无碰撞变形,无渗漏痕迹；、风扇应完好无损；上下联管油管口的法兰面应平整。3.3.1.2 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。3.3.1.3 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,9 并将10、残油放净，然后密封上下管路的连接法兰，严防潮气侵入。3.3.1.4 油管等必须清洗干净，内壁无锈蚀，3.3.1.5 冷却器风扇转动灵活，无擦碰风筒和卡阻现象。3.3.2 储油柜的检查与试验 3.3.2.1 储油柜表面应无碰撞变形，无锈蚀现象。3.3.2.2 储油柜内壁光滑，无毛刺，隔膜无破损，排气塞、油位指示器摆杆，无缺陷。内部无脏物。3.3.2.3 摆杆式油位计传动机械应灵活，无卡阻现象。蜗杆与伞齿轮啮合良好无窜动，摆杆的位置应与指示器对应，信号接点动作应正确。3.3.2.4 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11、。3.3.3 升高座及套管 CT 检查与试验 3.3.3.1 升高座应无变形、无锈蚀和渗油。3.3.3.2 二次接线端子排绝缘应良好，小套管紧固无破损、无渗油。3.3.3.3 升高座上套管 CT 的铭牌位置面向油箱外侧,升高座上部法兰放气塞的位置应在最高点。3.3.3.4 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。3.3.3.5 套管 CT 和升高座的中心应一致。3.3.3.6 根据规程规定进行套管 CT 及变压器油的试验。其试验项目是：各抽头变流比、伏安特性、直流电阻、极性、绝缘电阻、并按设计变比选择抽头引出线。3.3.4 套管的检查和试验 3.3.4.1 检查套管整体完整，瓷12、件部分无破裂，与法兰胶结密封良好，不漏油。3.3.4.2 充油套管应静止竖立 24h 作泄漏试验。3.3.4.3 充油套管无渗漏现象，油位指示正常。3.3.4.4 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 D:套管内变压器油试验 10 3.3.4.5 安装前用白布将套管表面和引线管内壁清理干净，均压球内无积水。并用干净布堵好，以免落入灰尘。3.3.5 其他附件的检查和试验 3.3.5.1 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 3.3.5.2 净油器在安装前检查各法兰、丝13、堵无渗油。3.3.5.3 测温装置及温度计等进行校验。3.3.5.4 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。3.3.5.5 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。3.3.5.6 联管应用合格的变压器油进行冲洗。3.4 基础附近的现场布置 3.4.1 基础周围的场地，应无低洼的水坑，地面平整。凡有碍主变清洁的易引起尘埃的泥沙要清除干净。3.4.2 油务设施的布置。要求清晰整齐，油罐、净油机及滤油工作棚应在油枕一侧，油罐底部宜垫以道木，具有一定的坡度，使出油阀在低处。为防止变压器热油循环14、时抽不出油，真空设施不宜离变压器太远，尽量靠近。3.4.3 套管在做检漏试验时，宜放在高压侧，有利于套管起吊，冷却器、储油罐一般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。3.5 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 25T 辆 1 2 升降车 20 米 辆 1 3 真 空 滤 油 机 VH080RS 台 1 流量 8000L/小时 11 编号 名 称 规 格 单位 数量 备注 5 电 焊 机 台 1 6 无 齿 锯 G-400 台 1 7 干 燥 箱 个 1 8 油 罐 总油量大于 55T 个 3 9 钢 管 50,L=60015、0mm 根 5 10 法 兰 个 6 11 套管支架 高低压侧和中性点 个 5 12 白 布 米 3 13 棉 纱 kg 10 14 朔 料 布 捆 1 15 白 布 带 卷 10 16 钢 丝 绳 4 米 40 17 麻 绳 6 米 100 18 链条葫芦 5T 个 2 19 马 凳 个 2 20 竹 梯 3 米 个 3 21 内六角扳手 套 1 22 套筒扳手 套 1 23 专用扳手 套 1 24 扳 手 18 把 4 25 扳 手 14 把 6 26 撬 棍 1200mm 根 4 27 道 木 根 10 28 工 作 服 无钮扣 套 5 29 靴 子 耐油 双 5 30 干湿温度计 只 16、1 31 专用工具 厂家提供 套 1 32 破布 捆 10 33 胶鞋 只 20 34 钳子 8 寸 个 2 12 编号 名 称 规 格 单位 数量 备注 35 消防栓 个 5 注：施工试验设备由试验负责人提供试验仪器。第四章 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 施工方案的确立。4.4.1 施工准备。4.4.2 附件检查试验。4.4.3 充气运输变压器残油试验与干燥判断。4.4.4 附件安装，同时充入干燥空气。4.4.5 器身检查试验、内部接线及内部点检。4.4.6 器身封闭抽真空及抽真空注油。4.4.7 密封试验和交接试验。4.2 变压器施工工艺流程图(见主17、变压器施工工艺流程图如下图：)13 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 芯部检查及接线 热油循环 真空注油 整体密封试验 电气交接试验 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 残油试验干燥判断 充入干燥空气 运输单位、施工单位 业主单位 绝缘油处理 14 4.3 施工工期计划从 6 月 26 日至 7 月 25 日，总日立工期 30 天。第五章 施工过程控制及技术、质量管理标准 5.1 变压器芯部检查 5.1.1 放出干燥空气和吹进干燥空气 5.1.18、1.1 吹进干燥空气前应放净箱底残油，严禁残油再充入变压器使用。5.1.1.2 干燥空气吹入主体油箱前，干燥空气发生装置要试运行，确认干燥空气的露点为-40以下，并确认无水、锈斑及垃圾出来。5.1.2 器身检查 5.1.2.1 吹进干燥空气 5.1.2.2 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，向油箱内充以干燥空气。5.1.2.3 当空气相对湿度小于 75%时，器身暴露在空气中的时间不得超过 16 小时 5.1.2.4 进入油箱内进行器身检查 5.1.2.5 当空气相对湿度小于 65%，器身暴露在空气中的时间不得超过 12 小时，当湿度为 65-75%19、器身暴露在空气中的时间不得超过 8 小时。注：暴露时间计算：充气的变压器由揭开顶盖或打开任一堵塞算起，到开始抽真空或注油为止。器身温度不应小于周围空气温度。5.1.2.6 吹进干燥空气后，打开人孔盖板进行器身检查，检查时要一直吹入干燥空气，直至检查完封盖为止。流量维持在 0.2m3/min 左右。5.1.2.7 进入油箱的检查人员不宜超过三人，其中应有制造厂家的人员参加。检查项目和缺陷处理均应得到制造厂人员的认可，并做好记录。5.1.2.8 进入油箱检查器身的人员要衣着整齐，穿干净、不起毛、无扭扣的专用的耐油服装和清洁鞋帽，并不得带工具以外的一切物件。5.1.2.9 检查器身时，带入油箱内的工20、具均应登记，设专人监督。带出油箱的工 15 具立即消号，并设专人守候与人孔处，随时与器身检查人员联系传递信息。5.1.2.10 在检查过程中，移动工具和灯具时注意不要损坏绝缘，不许在油箱内更换灯泡。5.1.2.11 工器具必须登记造册，专人管理；器身检查完毕后，所有的工器具经清点无误后，才能最后盖人孔盖，对变压器抽真空注油。5.1.3 器身检查项目及标准 5.1.3.1 检查器身的定位件：A：打开定位件盖板，定位件应无开裂、变形；B：绝缘钢纸、垫块无松动损坏；C：检查完毕，按原位回装拧紧盖板。5.1.3.2 所有螺栓应紧固，并有防松措施，绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。5.1.3.3 检查铁芯21、拉铁：A：上下铁轭拉带应拉紧，无松驰断裂，每根拉带与夹件的接地良好。B：铁芯应无多点接地。C：拉带的绝缘套应无损坏，绝缘良好。D：用 2500V 摇表检查铁芯的绝缘电阻应良好。打开夹件与铁轭接地片后，铁轭与夹带间的绝缘应良好。E：主铁轭采用钢带绑扎时，钢带对铁轭的绝缘应良好。F：打开铁芯屏蔽接地引线，检查屏蔽绝缘应良好。G：打开夹件与线圈压板的连线，检查压钉绝缘应良好。H：铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。5.1.3.4 检查引线与支撑杆 A：引线的绝缘包扎紧固，无破裂，拧弯现象。B：引出线固定牢固，其固定支架应紧固，引出线的裸漏部分无毛刺，焊接良好，引出线与套管的连接应牢固，接线正确。C：22、紧固螺母，无松动。5.1.3.5 绝缘围屏无变形移位，绑扎牢固。围屏上所有线圈引出处的封闭应良好。5.1.3.6 无励磁调压分接开关各分接头与线圈的连接应紧固正确。各分接头应清洁，且接触紧密、弹力良好。转动接点应正确的停留在各个位置上，且与指示器所指位置一致。分接开关的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损。转动盘应动作灵活，密封良好。16 5.1.3.7 绕组的检查 A：绕组绝缘应良好，无缺损，变位现象。B：绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞。C：绕组的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。5.1.3.8 检查各部位无油泥，水滴及金属末等废物。5.1.4 器身试验及无励磁分接开关的试验项目及标准由23、试验小组另行编制。注：器身检查项目和要求以及测量绝缘标准，按规程和制造厂规定执行。5.2 附件安装附件安装 5.2.1 冷却器的安装 5.2.1.1 冷却器本体经过检查无损伤，无变形，连管及所附带阀门、清理干净后方可进行安装。5.2.1.2 先吊装冷却器支架，吊车支立稳固后，把对应的支架与变压器本体连接好，螺栓暂不拧紧。5.2.1.3 吊起冷却器，慢慢把冷却器对位，装上螺栓，调整后紧固全部螺栓。此过程应注意安装方向及密封胶垫是否处于中心位置。5.2.2 储油柜安装 5.2.2.1 检查储油柜及支架，保证各部位清洁无损伤后进行安装。5.2.2.2 先将支架装好固定可靠后，吊装储油柜。5.2.3 24、升高座的安装 5.2.3.1 升高座吊装前外壳必须擦干净，防止脏物掉入箱内。升高座的吊装应按照制造厂的编号进行，放气塞的位置应在最高点，升高座上套管 CT 的铭牌位置面向油箱外侧。法兰螺栓必须对角均匀拧紧。5.2.3.2 当升高座底部法兰具有一定的倾斜角度时，为了不使密封圈位移，正确结合，吊装时要注意调整好底部斜面法兰的斜度。5.2.4 套管的安装 5.2.4.1 安装前用白布将套管表面和引线管内壁清理干净，均压球内无积水。并用干净白布堵好，以免落入灰尘。5.2.4.2 吊装时使用套管法兰上的吊点,套管头部的保险绳应用棕绳或尼龙绳绑扎，以免擦伤套管。5.2.4.3 起吊时应缓慢进行，进入套管导25、电管内的引线应挺直自然，不允许扭曲，引线的上拔力不应过大，以防损伤应力锥处绝缘。17 5.2.4.4 引线与高压套管顶部接线板的连接应紧密可靠，引线端头的定位销应正确落入套管上端的接口定位槽内,防雨接线帽内的密封垫圈位置正确，密封应良好。5.2.4.5 套管的油标应面向外侧，便于变压器的运行维护，套管的末屏应可靠接地，法兰螺栓必须对角均匀拧紧。5.2.4.6 500kV 套管的重量为 1750kg，垂直倾斜角度为 58在套管进入升高座时，采用在吊车大钩处设置链条滑轮来调整角度。220kV 套管重 600kg，垂直安装。5.2.4.7 套管吊装的速度应缓慢平稳，引线的穿线速度与套管的下降速度基本26、上保持同步，必要时在油箱内设专人配合，监护套管就位。套管在进入油箱后，必须随时调整套管的位置和角度，以免套管瓷体碰撞油箱受损。5.2.5 其他附件的安装 5.2.5.1 压力释放阀 5.2.5.1.1 检查外观无损伤，释放阀内部清洁，各部位螺栓紧固良好。5.2.5.1.2 释放阀安装方向正确，导油管设置符合制造厂的规定，密封良好。5.2.5.2 测温装置 5.2.5.2.1 经过检定的温度计安装在油箱的顶盖处，其安装孔内注以绝缘油，安装后应固定且密封良好，无渗漏油现象。5.2.5.2.2 膨胀式信号温度计的细金属软管不要被挤压或急剧扭曲，其弯曲半径不得小于 50mm。5.2.5.3 气体继电器27、 5.2.5.3.1 气体继电器应水平安装，其箭头标志指向储油柜。5.2.5.3.2 与两侧管道连接的密封圈位置应居中，连接螺栓紧固没有渗漏油现象。5.2.5.4 吸湿器 5.2.5.4.1 吸湿器与储油柜间的连接管路应清洁，管路使用合格的变压器油进行冲洗，联接处应紧固、密封良好。5.2.5.4.2 吸湿剂应干燥。已变色的应进行干燥处理或更换新的吸湿剂。5.2.5.4.3 油封内充以合格的变压器油，油位在规定的油面线上。5.3 真空注油真空注油 5.3.1 将要注入的变压器油，必须按照国家现行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，符合下列要求：18 耐 压 :60kV 含水量 :28、10PPM 含气量 :1%tan(90):0.5%其他性能符合有关标准 5.3.2 连接注油管路，管路全部为钢管，并用热油冲洗，保证内部清洁。5.3.3 主导气管端头的蝶阀接至真空泵。5.3.4 在变压器油箱抽真空前，应先将机械强度不能承受真空下压力的附件与油箱隔离 5.3.5 能够承受真空下压力的附件，如升高座、套管、冷却器、压力释放阀等与变压器本体油箱在一起抽真空。将冷却器的导气联管上的放气塞都关闭，打开冷却器上下蝶阀及其他组件与变压器本体的连接阀门。5.3.6 开始抽真空，随着变压器的真空度的逐渐提高，应随时观察油箱的变形情况，其最大变形值不得超过油箱壁后的 2 倍，并做好记录。当真空度29、抽到残压 0.13kPa 时，停止抽真空 1 小时左右。观察真空的变化和密封情况，如无异常变化，应继续抽真空使油箱的残压小于 0.13kPa 并维持24 小时以上。5.3.7 真空注油，将准备好的合格变压器油，同时从油箱底部的闸阀和任一个安装冷却器的法兰口同时注入(即油箱和器身同时进油)，注油时的油速不超过6t/h，即 110L/min 左右。注油过程中继续抽真空，真空度维持 0.13kPa 的残压。注油至距变压器油箱顶部 100 200mm，停止注油。5.3.8 真空注油停止后，继续维持真空 4h。5.3.9 为避免真空泵油被倒吸入变压器油箱，抽真空回路须装设中间过渡罐。5.3.10 真空注30、油的全过程，应每隔 1 小时对有关数据作一次记录，内容包括：时间、温度、湿度、真空度、油温、和进油量。抽真空及注油管路示意图 油过滤装置+真空净放气塞 过滤阀（50A）油面计 阀（25A）抽真空阀（50A）油枕 19 5.4 运行前的检查和试验 根据国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-2006和制造厂技术文件的规定进行。5.5 热油循环 5.6 补油及油静置 5.7 整体密封检查试验 20 第六章 安全、质量保证措施及要求 6.1 安全保证措施及要求 6.1.1 进入现场的施工人员必须正确佩戴安全帽、穿好工作服，严禁穿拖鞋、凉鞋、高跟鞋。严禁酒后进入现场。工会负责对员工31、安全健康工作具体执行情况进行监督检查。施工人员必须配备符合标准的个人防护用品。6.1.2 从事高处作业工作人员必须经体质检查，合格后方可上岗。高处作业必须扎好安全绳；上下传递工器具应使用传递绳，严禁抛掷。施工现场遇到恶劣气候影响施工安全时，禁止进行高空起重作业。6.1.3 交叉作业时,施工人员须明确各自的施工范围和注意事项,危险区域设置围栏和警示标志。6.1.4 严格执行“两票”制度，禁止无票作业和无票操作。6.1.5 吊装的注意事项：6.1.5.1 根据产品技术文件上的吊装方法进行吊装。6.1.5.2 严格执行电力建设安全工作规程的有关规定，不得有违章作业，野蛮施工的现象。6.1.5.3 稳32、吊车时，所有回填土应全部夯实。6.1.5.4 吊车的支腿一定要垫牢。6.1.5.5 参加作业的人员要认真学习安装技术措施，开安全工作票，明确自己施工范围，协调关照，注意安全。6.1.5.6 起吊时吊勾要摆正，钢丝绳拉紧吃劲，保证垂直起吊。21 6.1.6 油处理现场必须配备足够可靠的消防器材，场地平整清洁，10 米范围内不得有明火及易燃易爆物品。6.1.7 所有设备外壳均应可靠接地。6.1.7 器身检查时的电气及人身安全措施。6.1.7.1 衣兜内不准带任何物件,必须带的东西可用袋子系牢在身上,严防杂物落入器身当中。6.1.7.2 进入变压器内部检查时,通风和照明必须良好,并设专人监护；工作人33、员应穿无钮扣、无口袋的工作服、耐油防滑靴。6.1.7.3 所带工具必须清查清楚,施工完毕后如数收回。6.1.7.4 必须设专人负责监视安全工作。6.1.8 附件安装注意事项 6.1.8.1 附件在安装前应彻底清理,包括清洗和清除焊渣和异物。6.1.8.2 有安装标志的零件及部件，必须按照标志所指示的部位安装。6.1.8.3 变压器套管必须进行试验合格后方可安装。6.1.8.4 组件安装应按组件“安装使用说明书”中的规定进行。6.2 质量保证措施及要求 6.2.1 加强对施工人员的质量观念教育，宣传和推广全面质量管理工作，采用标准化，正规化施工。6.2.2 认真贯彻执行企业内部标准。6.2.3 34、实施质量保证金制度，制定质量管理办法和考核细则。6.2.4 健全质量管理制度，明确职责范围。6.2.5 实行挂牌制和质量跟踪卡。6.2.6 施工和验收要严格把关，不合格的项目在未做处理之前，不允许进行下一步的施工，需经有关部门妥善协商和处理后，再进行施工。有些不能处理的缺陷要做好记录，并请有关部门签字，作为技术资料。6.2.7 施工人员对质量要求不明确时不得开工，安装后未达到质量标准的，应重新施工或处理直到达到质量标准。6.2.8 对于施工中出现的质量事故要及时上报，并查出原因提出处理办法，总结经验教训，坚决避免和减少事故的发生。6.2.9 隐蔽工程的施工必须有质量监督在场，未经监督人员同意不35、得进行下一道工序的施工。6.2.10 认真执行三级技术责任制，实行技术工作统一领导，分级管理，各负其 22 责。6.2.11 所有的施工项目在分项工程结束时都需要施工人员进行自检，发现问题及时处理。由施工队长、技术员组织对已完成的项目进行互检，在检查要做到全面、细致并填写自检记录。6.2.12 提前和气象部门取得联系，做好防雨措施，制定好应急预案，现场配备充足塑料布、条格布、雨伞等材料及器具。6.3 控制变压器质量通病保证技术措施 6.3.1 绝缘问题：绝缘受潮有的属于制造厂的制造质量问题，比如材料质量、焊缝有问题，造成本体密封不严，器身受潮。安装过程中造成变压器受潮的主要原因有：技术措施不周36、密、机具选择不当、操作失误造成潮气侵入。施工过程中针对受潮应在以下三方面加以控制。6.3.1.1 绕组和铁芯级绝缘部件暴露在空气中，空气中的潮气会在绝缘体表面凝结和渗漏，影响程度和当时的温度、湿度、暴露时间有关。具体措施是施工时选择在晴朗天气，严格控制空气相对湿度和器身温度。6.3.1.2 真空处理和注油：应严格控制抽真空速率，速率不宜太快；破坏真空时，进气速度也不能太快，主要是因为进出气时潮气会凝结在器身上，产生结露使器身受潮。6.3.1.3 绝缘油防潮：注入变压器的绝缘油，经过净化处理后，含水量应符合规程规定。6.3.2 渗漏油问题：变压器渗漏油是一个比较突出的问题，引起渗漏油的原因很多，37、其中设计制造缺陷是一个重要原因，比如密封结构不当、工艺粗糙、焊接质量不好。其次是现场安装方法不当、施工不仔细，比如法兰清洁不干净，油污、锈迹、焊渣未被清除、密封圈老化失去弹性龟裂、法兰平面吻合不均匀等。主要控制措施如下。6.3.2.1 变压器安装前，应对各附件进行密封试压检查，对渗漏部位及时处理。6.3.2.2 对密封部位的法兰面，进行仔细检查，认真处理，如发现法兰偏位必须处理再行安装。6.3.2.3 选用粘结技术性能比较好的粘结密封剂，对所有密封法兰面进行适当处理，从而彻底消除变压器的滴、冒、渗、漏现象。6.3.3 螺丝松动问题：严格执行谁施工谁负责制度，配备完好的力矩扳手，明确施工方法，执38、行三级检查。23 螺丝紧固力矩值 导体紧固力矩值 螺丝口径 Kg-cm N-m M10 25010%2510%M12 60010%5910%M16 100010%9810%枕木及垫木 U 型夹具 套管保护材 钢丝绳或吊带 高压套管吊装 冷却器吊装 24 注：其他吊装与此方法雷同，可参照进行，但必须注意荷载应和钢丝绳或吊带相匹配。第七章 环境保护及文明施工管理环境保护及文明施工管理 认真贯彻总公司及分公司有关的各项文明施工规定,坚定不移的执行“安全第一，预防为主”的方针，使各项工作都在有组织、有准备、有条件的情况进行,保证在施工中做到工完、料尽、场地清,不留尾巴。端正态度，保持企业形象。提高精品39、意识,为公司争创信誉。施工电源、电焊机、机械加工、文明施工应由专人负责。施工及生活垃圾要及时清理，运至专门的垃圾处理场。植被保护应达到设计要求。油处理由专人负责。剩余的变压器油应及时回收，污染控制达到国家标准。加强施工管理，提高员工环境意识，形成人人重视环境，人人保护环境的局面，避免施工需求以外对环境的破坏和影响。7.1 施工现场设文明施工管理小组，对整个现场文明施工负全责。7.2 施工现场各级领导都要把文明施工放到主要的位置，向抓施工质量、施工安全那样，抓好文明施工，而且还要避免虎头蛇尾，要贯彻于施工的全过程。7.3 职能人员都是兼职的文明施工监督员，除自身要按文明施工的施工标准做好本职工作外，要在布置、检查工作的同时布置检查文明施工，发现不足，及时解决，不断改进完善文明施工管理工作。25 7.4 认真贯彻电力部电力建设文明施工规定及考核办法，在开工前制定出分公司“文明施工管理制度实施细则”，明确文明施工标准及奖惩办法并在施工中贯彻执行。