施组设计下载简介：

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5.3、抽真空前应将冷却器（包括片式散热器）上下联管处的蝶阀全部打开，抽真空时是否应打开冷却器阀门，应按厂家规定进行（待厂家资料到场现场决定）；

5.4、抽真空时的环境温度低于20℃时，应将器身加热到20℃以上（用热油循环

加热时，油温应在50—70℃）；

5.5、抽真空时气体继电器两端的蝶阀，必须处于关闭位置，如果不关闭，则装吸

T／CEC 222-2019标准下载 湿器的联管必须接至抽真空管路中（使柜中薄膜内外部受力相同）；

5.6、抽真空的初期1小时内，当残压达到20kPa时，无异常情况，继续提高真空

度直到残压为0.3kPa，且保持8h以上，开始真空注油，油质应符合耐压U≥50kV，

含水量≤15ppm，含气量≤1.5%，90℃时介损tgδ<0.5%的规定，且每小时注

入的油量应当不小于5000L，注满油的时间应大于6h（油面至少到铁轭上面），

注满油后仍保持真空度4h以上，然后再解除真空。抽真空时间也可由绝缘含水

量与真空关系曲线（Piper）来确定；

5.7.1、解除真空后，当油样试验结果为耐压U≥40kV，含水量≤15ppm，含气量

≤1%时，应当进行热油循环处理，最后使油质达到5.6条要求；

5.7.2、热油循环时，油温50—70℃，循环时间不少于48h，通常使全油量循环3

—4次，最后达到5.6条要求，热油循环时是否抽真空（待厂家资料到场现场决定）；

5.8、补加油。真空注油结束后，从储油柜集气盒上的注放油联管（见储油柜使用说明书和变压器的外形图）向储油柜中加油，加油时将气体继电器两端的蝶阀打开，同时打开注油放油联管端头的蝶阀上的放气塞，待所加油溢出后关闭塞子打开蝶阀（即排除加油管中的气体）。注油至稍高于正常油面后，关闭蝶阀取下联管；

5.9、注满油后静置48h，然后打开套管，冷却器，联管上部的放气塞和储油柜中

薄膜上的排气嘴进行排气，待油溢出时关闭塞子。根据最后的油温和油面（由储

油柜集气盒上的注放油管进行），然后取油样试验；

5.10、密封性能试验

变压器密封性能试验，使油箱内维持20—30kPa的压力，用油静注压法试漏

时，静压24h，加压试漏法时，加压为24h，应无渗漏；

5.11、在抽真空过程中，真空度上升缓慢或泄漏率大于34Pa/h时，说明有渗漏情

况，应当检查有关管路和变压器上各组件安装部位的密封处，若发现渗漏要及时

处理，检查渗漏位置的参考方法：

5.11.1、详细倾听联结处是否有吱吱的进气声音，有声音处即渗漏部位；

5.11.2、将蚊香点燃，使其烟沿安装的可疑部位移动，检查上部的用板状物将烟挡

住使之不离开检查部位，当发现烟被吸向里倾斜时，此位置即渗漏处（用此方法

时请注意防火）。

6.1、检查各组件的安装是否符合其安装使用说明书的要求。

如温度计座中是否充满变压器油，60kV及以上的套管的中间法兰上的端子是

否可靠接地，吸湿器中的吸附剂是否合格，吸湿器是否畅通等；

6.2、气体继电器两端和冷却器上下联管或油箱管接头处的蝶阀是否处于开启位

6.3、有载开关的指示位置是否正确，三相是否一致，转动是否灵活，其油室中是

6.4、升高座中套管电流互感器的端子是否接好，不允许二次回路开路运行；

6.5、变压器主体和铁芯接地套管等，是否可靠的一点接地；

6.6、储油柜、高中压套管（60kV以上者）的油面是否合适；

6.7、各种保护、控制、测量等装置的电源、控制和信号等结线是否正确，信号与

动作是否准确。冷却器吹风装置、控制系统是否无误，油泵的转向油流方向是否

正确，风机运转是否正常；

6.8、集中冷却时，油管路的配接是否符合要求，是否畅通无渗漏；

6.9、有载开关各分接位置的变比是否正确（注意操作机构的指示位置是否正确）；

6.10、各分接位置的直流电阻与出厂值比较，在不同温度下电阻值的换算如下：

R75（T+t）=Rt（T+75），式中：R75为环境温度75℃时直流

电阻阻值（Ω），Rt环境温度为t℃时直流电阻值，T=235

（铜绕组），t为环境温度（℃）；

6.11、检测各绕组绝缘电阻R60、吸收比R60/R15、介质损耗tgδ，与标准值比

较应无明显变化；

6.12、检测变压器极性、升高座中电流互感器极性、电流（电流互感器极性可在

安装前进行检测）；

6.13、检测油箱中的油质，应综合耐压U≥50kV，含水量≤15ppm，含气量≤1.5%，

90℃时介损tgδ<0.5%的规定，并进行气象色谱测量。

7、主变压器安装工序流程图

8、主变压器施工现场布置图

9、主变压器施工工器具、设备一览表

10、主变压器施工消防应急小组

11、主变压器芯部检查材料、工器具领用制度（附件5）、主变压器附件组装进度横道图（附件6）。

12、主变压器施工组织机构

13、主变压器安装施工质量保证措施

13.1、严格按照图纸和电气装置变压器施工规程规范、作业指导书施工；

13.2、各工序施工时应有质检员参与并进行抽检，并应请监理人员进行旁站；

13.3、严格控制施工误差，及时检查工序质量，对有问题的工序要进行整改坚决

不得流入下道工序；

13.4、按时做好施工过程的记载，并及时填写安装和检查记录。

14、主变压器安装施工安全保证措施

14.1、一般规定

14.1.1、坚决执行“安全第一，预防为主”的安全施工方针；

14.1.2、施工人员进场施工绝对服从安全监察人员和施工管理人员的管理；

14.1.3、施工前，应检查施工工器具机械的安全可靠性，施工人员应佩带安全合格

的施工防护用品，特别是安全带的配置；

14.1.4、做好施工技术交底工作和安全作业命令票的签发工作；

14.1.5、施工机械应有技术人员在场指导施工，避免盲目和违章作业。

14.1.6、文明施工，作到“工完料尽，场地清”。

14.2、主变压器芯部检查

14.2.1、芯部检查排氮必须将氮气排放干净，以保护人身安全；

14.2.2、芯部检查人员的衣、鞋、帽子必须清洁，最好选用不带纽扣的衣服。检查

中不允许携带除工具外的其他物件。进行芯部检查的所有工器具都要进行严格

的登记，建立发放领用清点制度，工器具要配置挽手带，并登记拆

卸的所有配件螺丝；

程中的安全保障作用；

14.2.4、芯部检查试验人员应持证上岗，并自觉维护其他施工人员的安全。

14.3、主变压器附件及套管等吊装就位时安全措施

14.3.1、施工人员应到岗到位，分工明确、合理，指挥统一、协调，配合默契；

14.3.2、吊车司机和其他施工人员应听从指挥，避免盲目作业和违章施工；

14.3.3、吊装道路通畅，场地开阔、平坦，并留有一定的吊装施工作业面；

14.3.4、吊车回旋、起吊严禁有施工人员在旁作业，并保证吊车有足够的回旋半径；、

14.3.5、吊装设备前应先了解和计算被吊设备量，吊车以及钢丝绳索的安全系数，

还应检查钢丝绳索线、吊具是否完好、无损伤，施工机械和施工人员是否已具

14.3.6、起吊附件距离地面30cm时，检查起吊情况是否正常，并核查安全系数；

14.3.7、吊装套管应使用专用绳索，并应注意避免损伤套管瓷件，必要时将套管瓷

14.3.8、杜绝吊装作业中的“斜拉硬拽”现象；

14.3.9、在主变上部作业的施工人员应注意观察地面作业情况，传递物品应使用工

具袋，杜绝抛掷和坠物，还应避免工器具磕碰损伤设备。

14.4、抽真空及真空注油、热油循环安全措施

14.4.1、真空泵、滤油机使用时注意其额定功率和电源匹配情况，严禁以小代大；

14.4.2、真空泵、滤油机使用前检查其性能和运行情况，是否可靠；

14.4.3、真空泵、滤油机夜间施工应有足够的照明设施；

14.4.4、热油循环、注油管路应时常进行检查，设置合理的管路，以避免其他施工

作业时损伤管路造成渗漏；

14.4.5、真空泵、滤油、注油过程中设置的须采暖和保温加热的设施应注意防火，

配备消防灭火设备，严禁施工现场生明火，并成立急情况防范小组（见附件4）。

本施工方案是在施工中与施工规程规范和作业指导书一并使用的施工文件，施工中应参照本方案施工，如遇特殊情况可酌情变动。

附件：1主变压器施工工序流程图

附件：2—主变压器施工现场布置程图

附件吊装施工作业面

附件：3—主变压器施工工器具、设备一览表

附件：4—主变压器施工消防应急小组：

附件：5—主变压器芯部检查材料工器具领用制度：

1、芯部检查工器具准备应符合实际情况需要，并统一保管，专人负责；

2、对施工中使用的工器具应逐个登记造册；

3、领用人领用工器具时，应登记其领用工器具名称、数量、规格，并签名；

4、归还工器具时，应查明领用工器具名称、数量、规格，并销帐；

5、耗材领用也应注明名称、数量、规格内蒙古鄂尔多斯杭锦旗伊和乌素风电场（一期49.5MW）风机基础施工组织设计，并签名；

6、施工中及时清点剩余工器具数量与领用数量；

7、施工结束后也应及时清点工器具、耗材数量，并最终销帐入库。

主变压器附件组装进度横道图

备注：由于不可抗拒的因素工期顺延。

GB／T 24635.1-2020 产品几何技术规范(GPS) 坐标测量机(CMM)确定测量不确定度的技术 第1部分：概要和计量特性.pdf附件：7—主变压器施工组织机构