1 适用范围
本作业指导书适用于田庄110kV新建变电站工程#1主变安装施工工作，并规定了相关施工依据、人员组织、作业资源、作业流程以及作业工序的要求、标准和安全措施等。 2 施工依据
2.1 《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》（GB50148-2010）
2.2《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》（基建质量〔2010〕19号）
2.3《国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册 变电工程分册电气部分》
2.4《国家电网公司输变电工程标准工艺示范光盘》
2.5 《国家电网公司十电网重大反事故措施》（修订版）（国家电网生 [2012]352号）
2.6 《国家电网公司输变电工程工艺标准库》（2012版） 2.7《国家电网公司输变电工程标准化作业手册—变电工程分册》 2.8《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》（Q/GDW 248—2008）
2.9 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-2006） 2.10 《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB50171-2012）
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2.11 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168-2006） 2.12 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006） 2.13 《工程建设标准强制性条文电力工程部分》（2011版） 2.14《电气装置安装工程质量检验及评定规程》(DL/T5161.1 ～17-2002)
2.15 《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB T14285-2006）
2.16《电气装置安装工程起重机电气装置施工验收规范》 （GB50256-96）
2.17德州华德电力勘察设计有限公司设计图纸（德州-B1407IS-D0201） 3 工程量
山东泰开变压器有限公司生产50MVA油浸有载主变压器一台。型号:SSZ11-50000/110，户外，三相双绕组，油浸自冷。 4 作业资源
4.1 人员组织
技术员：张超 组织技术方案编审、施工方案讨论、技术交底。 安全员：王霄 负责现场安全工作。 质检员：王廷 负责质量检查工作
安装总负责：乙鹏 负责整体协调所负责的所有安装中问题。 一次负责人：洪风军 负责变压器所有附件的清点、检查和安装工作，参与器身内检，油处理、变压器本体真空注油及注油后的密封检查。
试验负责人：李红娥 负责变压器的各项电气试验。包括套管试验、
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升高座试验、绝缘油试验、器身绝缘试验、整体交接试验等。
二次负责人：刘国忠 负责变压器的电缆敷设、二次接线工作。 调试负责人：刘国忠 负责变压器相关回路调试工作。 4.2 施工机具、材料
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 名 称 25吨吊车 真空滤油机组 真空机组 30吨油罐 10吨油罐 电焊机 尼龙吊带3吨 麦式真空表 烘箱 干湿温度计 氧量仪 安全行灯 35公斤干粉灭火器 3吨倒链 5吨倒链 电动板手 施工布 数量 1台 1台 1台 2个 1个 1台 3套 1只 1台 2只 1只 2只 4只 2个 2个 1套 足量 序号 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 名 称 8公斤干粉灭火器 套管专用吊具 工作平台 安装工具 12米φ13.5钢丝绳套 8米φ15.5钢丝绳套 抹布 白细扣布 白布带 塑料薄膜 布鞋 棕绳 尼龙绳 丙酮 无水乙醇 试验设备 经纬仪 数量 6只 1套 1套 2套 2根 2根 足量 80米 40盘 50米 15双 2盘 2盘 1箱 6箱 1套 1台
5 施工作业流程 施 工 准3 备
到 货 检 查 变压器就位检测
6 施工工艺及要求
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本工程变压器施工工艺严格遵照国家电网公司输变电工程工艺标准库变电工程部分0102010101主变压器安装要求施工。
6.1 施工准备
6.1.1 做好土电交接验收，保证变压器基础轴线、标高正确。基础（预埋件）水平误差＜5mm 。
6.1.2 检查运输路径是否畅通，利用变压器基础附近的空余场地做设备附件存放场地。
6.1.3 施工人员应于工作开始前三天抵达工作现场，经安全教育和考试合格并进行技术交底后方可参加施工。
6.1.4 施工设备、工器具应足量的供应至现场并经检查性能良好后方可使用。
6.1.5 现场消防设施齐全完善，消防器材足够、摆放位置合理。 6.1.6 检查土建防火墙抹灰结束。 6.1.7 安装主变爬梯与油池内临时踏步。
6.1.8 套管安装前检查主变高跨线施工完成（防止高空坠落）。 6.1.9 安排专人负责工器具管理，负责开工前、开工后工器具清点及做好收发工器具记录。
6.1.10 设置油处理区域，与设备最近距离不应小于10米，油处理区域设置安全围栏、安全警示牌及消防器械。
6.1.11 本体就位、附件吊装应满足产品说明书的要求，接口阀门密封、开启位置应预先检查。
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6.2 设备到货检查
6.2.1 变压器本体到货后应与监理单位、厂家现场人员共同进行外观检查。检查应包括以下内容：产品外观检查、本体内部及附件气体压力检查、冲撞记录仪检查。
6.2.1.1 检查本体及附件外观是否完好，是否有诸如损伤、破裂、变形及零件脱落等异常，不应有锈蚀及机械损伤。
6.2.1.2 检查变压器本体及充气运输的附件充气压力，压力表不应低于0.025Mpa。若压力表指示压力值为零，要检查湿气是否进入本体，这种情况必须立即通知厂家，进行下一步的检测或判断。
6.2.1.3 在变压器本体就位时与运输单位、监理单位共同检查其器身中心线与基础基准线偏差应不大于2mm。
6.2.1.4 在变压器本体就位后，与运输单位、监理单位共同检查变压器冲撞记录仪，变压器运输无异常，冲击记录仪数值应在3g以下。
6.2.1.5 变压器主体安装结束后，立即将主网接地线连接在设备接地端子上，接地端子与接地线的接触面必须处理干净。
6.2.2 附件开箱检查前，填报主要设备开箱申请表，报送项目监理部审批。在开箱时与业主或物资代表、监理工程师、厂家代表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，套管油位正常，充油式套管卧放时，顶部高于底部，或符合制造厂的规定，瓷套无损伤，填写开箱记录。
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6.2.3 对每台主变绝缘油进行取样检测，试验项目为：击穿电压值试验、油中含水量试验和油介损试验。试验结果应符合以下标准：击穿电压在40kV/2.5mm以上、油中水分含量小于15ppm、油介损小于0.5%。
6.2.4 补充变压器油的到货验收
6.2.4.1 绝缘油运抵现场后，应进行取样检测，试验项目为：简化分析试验、击穿电压值试验、油中含水量试验和油介损试验。试验结果应符合以下标准（满足产品技术要求和合同技术要求）：击穿电压在40kV/2.5mm以上、油中水分含量小于15ppm、介损小于0.5%、简化分析试验各项指标均合格。到货大罐油应每罐取样，小桶油应按表1-1数量取样。
表1-1 绝缘油取样数量 每批油的桶数 1 2～5 6～20 21～50
取 样 桶 数 1 2 3 4 每批油的桶数 51～100 101～200 201～400 401及以上 取 样 桶 数 7 10 15 20 6.2.4.2 绝缘油至现场后，贮存油的油罐内部必须清洁，油底无水迹、油泥及杂质，否则应进行清洗，达到要求后，方能将油注入。
6.2.4.3 贮油罐的放油阀在绝缘油注入前，必须确认其是否完好，是否拧紧，以防止绝缘油渗漏。
6.2.4.4 不同牌号的绝缘油，应分别储存，并有明显牌号标志。
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6.2.4.5 放油时应目测，用铁路油罐运输的绝缘油，有的上部和底部不应有异样；用小桶运输的绝缘油，对每桶进行目测，辨别器气味，各桶的商标应一致。
6.2.5 设备保管期间,应经常检查.充油保管的应检查无渗油,油位是否正常,外表有无锈蚀,并每6个月检查一次油的绝缘强度;充气保管的应检查气体压气,并做好记录.
6.2.6 排氮
6.2.6.1 采用注油排氮时，应符合下列规定：打开箱盖上的蝶阀排气，采取有效措施，严防潮湿空气、水及一切杂物落入箱体内，同时从油箱下部的蝶阀或任一个安装冷却器的阀门注入合格变压器油。
6.2.6.2 注油排氮前，应将油箱内的残油排尽。绝缘油应经脱气净油设备从变压器下部阀门注入变压器内，氮气经顶部排出；最终油位应高出铁芯上沿10mm以上。油的静止时间不应小于12h。
6.2.6.3 采用抽真空进行排氮时，排氮口，应装设在空气流通处。破坏真空时，应补充干燥空气，避免潮湿空气进入。当含量未达到18%时，人员不得进入。应按规范严格控制露空时间。内部检查应全程注入干燥空气，保持内部微正压，避免潮气浸入，且确保含氧量不小于18% 。
6.3 起重吊绳计算
依据<<建筑施工计算手册>>（13.1.1 吊绳计算)。
6.3.1 白棕绳(麻绳)容许拉力计算: 白棕绳的容许应力，可按下式计算:
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其中: [Fz]──白棕绳(麻绳，下同)的容许拉力(kN)； Fz──白棕绳的破断拉力(kN),取 Fz=16.00(kN)； K──白棕绳的安全系数,取 K=8.00。
经计算得 [Fz]=16.00/8.00=2kN。现场16的白棕绳(麻绳)满足2kN的物体传递。
钢丝绳容许拉力计算:
6.3.2 钢丝绳容许拉力可按下式计算:
其中: [Fg]──钢丝绳的容许拉力(kN)； Fg──钢丝绳的钢丝破断拉力总和(kN),取 Fg=151.50(kN)；
──考虑钢丝绳之间荷载不均匀系数，=0.85； K──钢丝绳使用安全系数，取 K=5.50； 经计算得 [Fg]=0.85×151.50/5.50=23.41 (kN)。
6.3.3 钢丝绳的复合应力计算:
钢丝绳在承受拉伸和弯曲时的复合应力按下式计算:
其中: ──钢丝绳承受拉伸和弯曲的复合应力(N/mm2)； F──钢丝绳承受的综合计算荷载,取 F=151.50(kN)；
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A──钢丝绳钢丝截面面积总和,取 A=111.53(mm2)； d0──单根钢丝的直径(mm)，取 d0=2(mm)； D──滑轮或卷筒槽底的直径,取 D=50(mm)； E0──钢丝绳的弹性模量，取 E0=78400.00(N/mm2)。 经计算得 =151.50/111.53+2×78400.00/50=3137.36(N/mm2)。
6.3.4 钢丝绳的冲击荷载计算: 钢丝绳的冲击荷载可按下式计算:
其中: Fs──冲击荷载(N)
Q──静荷载(N)，取 Q=20500.00(N)；
E──钢丝绳的弹性模量，取 E=78400.00(N/mm2)； A──钢丝绳截面面积，取 A=111.53(mm2)； h──落下高度,取 h=250(mm)；
L──钢丝绳的悬挂长度，取 L=5000(mm)。 经计算得
=20500.00×(1+(1+2×78400.00×111.53×
250/20500.00/5000)0.5)=155945.01(N)。
6.4 附件检查及试验：附件安装前应经过检查或试验合格。新到绝缘油应按规范抽检，并符合相关标准。现场安装涉及的密封面清洁、密封圈处理、螺栓紧固力矩应符合产品说明书和相关规范的要求。安装未涉及的密封面应检查复紧螺栓，确保密封性。
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6.4.1 冷却器的检查
对散热片进行检查，其密封应良好、内部清洁无污染。如发现密封应不良或内部不清洁应使用合格的变压器油通过真空滤油机进行循环冲洗，并将残油排尽。冷却器按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验和冲洗（产品特别承诺并充干燥气体运输保管时可不进行）
6.4.2 温度计经过校验方可进行安装；
6.4.3 套管升高座电流互感器安装前，应进行二次直阻、绝缘电阻、变比、极性和励磁特性试验，试验合格方可安装；
6.4.4 套管安装前应进行套管主绝缘和末屏的绝缘电阻及介质损耗因数的测量试验（35kV套管不进行介损试验），试验合格方可安装。
6.4.5 压力释放阀安装前应进行动作值及继电器接点的校验，校验合格方可进行安装。
6.4.6 气体继电器在安装前应对继电器动作值进行送检校验，校验合格后方可安装。 6.4.7 油枕的检查
6.4.7.1 油枕的工作原理：BG外油式波纹储油柜采用先进的超柔性不锈钢波纹补偿器作为容积补偿元件和隔离密封元件，在彻底隔绝空气及湿气的条件下，实现对变压器绝缘油的体积补偿。
6.4.7.2 产品到货检查：检查产品运输途中是否处于充压状态，具体操作为：看油位指示黄色运输线与红色标线是否重合，未充压运输的储油柜不能安装，应及时通知厂家检查。打开排气管口时是否有强烈的
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气流流出。检查储油柜外观，应无撞伤或明显变形等缺陷。
6.4.7.3 储油柜安装：准备与储油柜连接的阀门、连管、螺栓及胶垫等配件。安装前拆除黄色护板、释放气压、展开波纹管。储油柜吊装落位，连接好与变压器相同的管路，排气管与储油柜顶部的密封必须可靠，否则工作时吸入空气。将极限油位报警装置控制线路连接好。
6.4.7.4 注油程序为：注油、定位油、排气、调整油位。注油时打开呼吸口及排水口阀门，从变压器本体或注油口向储油柜内注油。（打开呼吸口时，波纹补偿器将收缩，油位指示升高属于正常）
6.4.7.5 注油后油位指示不断升高，当指示窗油位刻度达到与油温对应的数值时，关闭呼吸口。继续注油，直至储油柜内空气排净。根据油位油温曲线图调整储油柜油位刻度。
6.4.7.6 首次注油后静置1-2小时，然后再次注油，同时打开排气孔，出油后关闭阀门，停止注油，然后用盖板密封。
6.4.7.7 打开呼吸口，检查油位与曲线对应，偏低时补油，偏高时放油，调整后，关闭阀门并用盖板密封。
6.4.7.8 注意事项：储油柜吊装落位时，注意防止碰撞筒体及油位视窗；注油过程中，应确保储油柜油腔内气体排净，以免形成假油位。排净气体的标准是：排气口连续稳定出油。排净气体后，排气口阀门及注油口阀门关闭，同时用盖板可靠密封；储油柜的工作状态是：呼吸口阀门常开，排气口、注油口阀门关闭。
6.5 散热器等附件安装
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变压器内部检查和套管引线安装前可以对试验合格和检查通过的、不需破坏本体密封的附件进行安装。变压器安装过程中所拆卸的密封垫应全部更换。
6.5.1 冷却器安装
6.5.1.1 散热片出厂已作过密封试验，现场可直接安装。散热片安装前应严格按编号照图装配；由于是重件，吊起、移动冷却器要充分注意。
6.5.1.2 安装散热器前要检查管道阀门是否关严，安装散热器前，在打开外侧的盖板之前，先打开蝶阀闸板，再重新关闭蝶阀阀板，以便确保蝶阀处于良好的关闭状态。
6.5.1.3 先将拆下冷却器支架和散热器连管处碟阀盖板将散热器与冷却器支架进行对接安装，再将风扇安装在冷却器支架上。
6.5.2 油枕安装
6.5.2.1 按照图纸将油枕支架及检修平台安装在本体顶面上。 6.5.2.2 油枕用上部吊环吊起，在吊起移动时，要用补助绳子协助，不要让油枕箱晃动，旋转接触其它零件而造成其它零件损坏 。
6.5.3 将爬梯、铭牌等其它附件安装到本体上。
6.5.4 注意油枕下方蝶阀朝向，三相应一致且均朝向易于操作侧。
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6.6 套管等附件安装
电流互感器、套管的安装应在在晴朗且大气湿度75%以下的天气中进行；器身本体密封破除后应一直向器身内部充入干燥的空气使内部保持微正压，本体在空气中的暴露时间不应大于16小时。本体打开的盖板安装前应用干净的白布进行封闭、遮盖。 6.6.1 套管升高座及电流互感器安装
6.6.1.1 升高座安装前须将其内部气体排出后方可将其上、下封盖打开。（注油运输）
6.6.1.2 选择合适的正确的吊点将升高座吊起安装，。安装时应注意使升高座下部法兰与油箱上法兰冲印一致，放气塞位置在升高座最高处。
6.6.2 套管升高座安装
6.6.2.1 套管安装前为不损坏套管瓷套，施工人员在套管安装前，要对瓷套进行保护后再固定吊绳。
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6.6.2.2 为将套管垂直吊起可使用专用吊具起吊，吊离地面后，检查垂直位置是否满足安装要求后，使套管立起吊至升高座上安装。
套管竖直状态 倒链吊装调直方法
6.6.2.3 安装时充油套管的油标应面向外侧，套管末屏应接地良好, 套管顶部结构的密封垫安装应正确，密封应良好，连接引线时，不应使顶部结构松扣。
6.6.2.4 在套管起吊及安装过程中，发现有任何问题或厂家提出异议的，应及时停止操作，讨论下一步方案，方案确定后，方可继续施工。
6.6.3 其它附件及联管安装。
6.6.3.1 按照出厂法兰编号及安装图装配联管，安装气体继电器时应注意其箭头需指向油枕一侧。此时应注意管路倾斜问题。管路倾斜应有利于气体流向瓦斯的原则。瓦斯安装完成后，要加工并安装合适的防
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雨罩（厂家提供则直接安装）。
6.6.3.2 将压力释放装置等附件与本体进行连接。压力释放装置的安装方向应正确；阀门和升高座内部应清洁，密封良好；电接点应动作正确，绝缘应良好，确认阀门正确开启。
6.6.3.3 油温计、绕组温度计安装
将已校验合格的温度计，首先应正确分辨两种温度计，然后对照安装图纸找出正确的安装位置将表计合理固定好，在厂家人员的正确指导下将感温探头及连管安装完成并做好临时防护措施。
6.6.4 全部附件安装完成后，如在48小时内进行内部检查、接线则可在内部检查、接线完成后进行抽真空处理，暂时充入干燥空气保存；如无法在48小时内进行内部检查、接线则应抽真空至67Pa保持1小时后注入干燥空气进行保存。在进行内检完成后，进行电流互感器、套管等附件的安装和进行内部引线的连接等工作。
6.7 器身内部检查及接线
在附件安装过程中，由厂家服务人员进行内检及接线工作。 6.7.1 内部检查时无雨、雪及4级以上风，相对湿度75%以下，起身温度不低于气温。要向器身吹入干燥空气，天气相对湿度大于65%时，器身暴露在空气中的时间要小于12小时，天气相对湿度大于75%时，器身暴露在空气中的时间要小于8小时
6.7.2 内部检查、接线主要由厂家服务人员进行。进行检查的内检人员必须穿清洁衣服和鞋袜，除所带工具外不允许带其他任何金属物
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件，所用工具要求严格执行登记，清点制度，防止遗忘箱中。
6.7.3 所打开的盖板等处要有防尘措施，严防灰尘进入箱中。 6.7.4 进入箱中的内检项目应包括以下内容：
6.7.4.1 运输支撑和器身各部位应无移动现象，运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除，并经过清点做好记录以备查。
6.7.4.2 所有螺拴应紧固，并有放松措施；绝缘螺拴应无损坏，防松绑扎完好。
6.7.4.3 铁心检查:铁心应无变形，铁轭与夹件间的绝缘垫应良好；铁芯应无多点接地；铁芯外引接地的变压器，拆除接地线后铁芯对地绝缘应良好；打开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝缘应良好；当铁轭采用钢带绑扎时，钢带对铁轭的绝缘应良好；打开铁芯屏蔽接地引线，检查屏蔽绝缘应良好；打开夹件与线圈压板的连线，检查压钉绝缘应良好；铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。
6.7.4.4 绕组检查：绕组绝缘层应完整，无缺损，变形现象；各绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞；绕组的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。
6.7.4.5 绝缘围屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处的 封闭应良好。
6.7.4.6 引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象；引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，其固定支架应紧固；引出线的裸露部分应无毛刺
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或尖角，其焊接应良好；引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。
6.7.4.7 无励磁调压切换装置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；所有接触到的部位，用0.05X10mm塞尺检查，应塞不进去；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；切换装置的拉杆、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。
6.7.4.8 无励磁分接开关装置的选择开关、范围开关应接触良好，分接引线应连接正确、牢固，切换开关部位密封良好。必要时抽出切换开关芯子进行检查。
6.7.4.9 绝缘屏障应完好，且固定牢固，无松动现象。 6.7.4.10 检查强油循环管路与下轭绝缘接口部位的密封情况。 6.7.4.11 检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。 6.8 抽真空
内部检查、接线完毕后进行抽真空处理，抽真空结束后进行真空滤油。如变压器油未到或油未处理完成达不到注油条件可在内部检查及套管等附件安装完成后注入干燥的压缩空气并保持0.025Mpa的压力，待油到达并处理完成后进行抽真空及真空注油。
6.8.1 抽真空时将冷却器上下部、油枕与主体之间的蝶阀全部打开，无励磁分接开关与本体同时进行抽真空。抽真空前在油箱顶端加工一个可供麦氏真空计进行真空检测的阀门，进行真空度监视。打开变压器所有阀门，将真空泵连接到连呼吸器的管路上，给变压器整体抽真空。
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6.8.2 开启真空泵时应先接通电源，后打开阀门，停真空泵与开启相反。抽真空过程中严禁停电。若突然停电，应立即关闭真空泵出口阀门，防止真空泵油倒流进变压器本体中。
6.8.3 提真空过程中注意观察油箱体、冷却器，储油柜的外形和声音，如有发生形变获异常声响，立即停止提真空，并进行检查。
6.8.4 真空度达到133Pa以下后，应关闭真空泵，放置1小时，测定真空的泄漏量，泄漏量的标准为30分钟内真空度增高量应小于13Pa。如果大于该值时，应停止抽真空，注入干燥空气，然后寻找泄漏点进行处理。
6.8.5 测定泄漏量，无泄漏后，启动真空泵，继续抽真空，真空度达到133Pa以下后连续8小时后停止进行抽真空。 抽真空示意图：
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6.9 真空注油
注入变压器本体的油需经过处理，经处理后满足产品技术要求和合同技术要求方可注入变压器：击穿电压大于40kV/2.5mm、微水含量小于15ppm、介质损耗值tgδ（90℃）小于0.5%、油中色谱分析应不含乙炔等示踪气体
6.9.1 由油枕上部阀门进行抽真空，同时从变压器下部的注油口进行注油；真空度应小于133pa，注油速度应小于5000升/小时。
6.9.2 注意观察储油柜的油位计读数，检查油位与温度的对照表，将油补到规定油位。
6.10 密封试验
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6.10.1 在装吸湿器法兰处放上密封件，装上接头、阀及压力表，紧固螺丝。
6.10.2 安装阀的管接头上插入橡胶软管并固定。
6.10.3 慢慢吹入氮气，加压至0.015Mpa，从油枕上部的排气栓进行排气，并加压至0.03MPa。
6.10.4 压力达到0.03MPa时,要记录日期时间加压时的温度及油面计的指示,加压要连续24h 无渗漏
6.10.5 油密检查合格后慢慢打开阀门，降低压力。 6.10.7 其它注意事项：
6.10.7.1 安装吸湿器与储油柜的连接管密封良好；管道通畅；吸湿剂应干燥；密封油位在油面线上或按产品技术要求进行。确认呼吸器阀门正确开启。
6.10.7.2 装有气体继电器的变压器、高抗、应使其顶部盖沿气体继电器气流方向油1%～1.5%的升高坡度（制造厂规定不须安装坡度者除外）。其安装方向，其本身指示箭头指向油枕。断流阀安装时注意其安装该方向，有指示箭头的指向本体（或按制造厂规定）不得装反。气体继电器安装完毕及时加防雨罩。
6.10.7.3 所有蝶阀安装方向注意一致性，避免出现ABC三相不一致现象，确认开启方向一致、确认密封垫的完整，避免出现蝶阀旋钮护盖橡胶垫丢失现象。
6.10.7.4 送电前蝶阀开启位置确认相当重要，检查表、责任人必
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须明确。
6.10.7.5 主变就位后本体需做临时接地两根，规格为60*8，与主网连接。
6.10.7.6 附件安装、螺栓固定室外应使用热镀锌（符合技术协议），连接螺栓应用力矩扳手紧固，其紧固力矩值符合表中规定。
螺栓规格（mm）4.8级 M8 M10 M12 M14 M16 M18 M20 M24 力矩值（N.m） 8.8～10.8 17.7～22.6 31.4～39.2 51.0～60.8 78.5～98.1 98.0～127.4 156.9～196.2 274.6～343.2
6.10.7.7 充氮灭火装置主管路安装坡度，符合制造厂规定，其阀门关闭、开启位置，设专人管理检查，记录。避免出现阀门位置不正确，出现跑油现象。
6.11 变压器试验
变压器试验应在变压器安装完成并经过密封试验和充分静止后进行，试验项目及要求按(《华北电网公司电力设备交接和预防性试验规程》（2005版）)、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）
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进行。
6.11.1 绝缘油试验或SF6气体试验； 6.11.2 测量绕组连同套管的直流电阻； 6.11.3 检查所有分接头的电压比；
6.11.4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性； 6.11.5 测量与铁芯绝缘的各紧固件（连接片可拆开者）及铁芯（有外引接地线的）绝缘电阻；
6.11.6 非纯瓷套管的试验；
6.11.7 有载调压切换装置的检查和试验；
6.11.8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数； 6.11.9 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tanδ; 6.11.10 测量绕组连同套管的直流泄漏电流; 6.11.11 变压器绕组变形试验; 6.11.12 绕组连同套管的交流耐压试验;
6.11.13 绕组连同套管的长时感应电压试验带局部放电试验; 6.11.14 额定电压下的冲击合闸试验; 6.11.15 检查相位; 6.12 电缆敷设与二次接线
6.12.1 电缆型号、规格应符合设计规定；排列整齐，无机械损伤；标志牌应装设齐全、正确、清晰。
6.12.2 电缆管不应有穿孔、裂纹和显著的凹凸不平，内壁应光滑；
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管口应无毛刺和尖锐棱角。电缆管弯制后，不应有裂纹和显著的凹瘪现象，其弯扁程度不宜大于管子外径的10％；电缆管的弯曲半径不应小于所穿入电缆的最小允许弯曲半径。电缆管应有不小于0.1%的排水坡度.镀锌管锌层剥落处也应途以防腐漆。金属电缆管不宜直接对焊,宜采用套管焊接的方式,连接时应两管口对准、连接牢固，密封良好。
6.12.3 敷设电缆管时，其地基应坚实、平整，不应有沉陷。电缆管每根的弯头不应超过3个，直角弯不应超过2个。电缆管支撑点间的距离不宜超过3m
6.12.4 按照电缆敷设顺序表或排列布置图逐根施放电缆。电缆敷设时，电缆应从盘的上端引出，不应使电缆在支架上及地面摩擦拖拉。电缆上不得有压扁、绞拧、护层折裂等机械损伤。
6.12.5 所有电缆敷设时，电缆沟转弯、电缆层井口处的电缆弯曲弧度一致、过渡自然，敷设时人员应站在拐弯口外侧。所有直线电缆沟的电缆必须拉直，不允许直线沟内支架上有电缆弯曲或下垂现象。
6.12.6 屏柜电缆就位前应先将电缆层电缆整理好，并用扎带或铁芯扎线将整理好的电缆扎牢。根据电缆在层架上敷设顺序分层将电缆穿入屏柜内，确保电缆就位弧度一致，层次分明。
6.12.7 电缆敷设完毕后，应及时清除杂物，盖好盖板。必要时，尚应将盖板缝隙密封。
6.12.8 根据二次工艺策划的要求进行电缆头制作。单层布置的电缆头的制作高度要求一致；多层布置的电缆头高度可以一致，或者从里
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往外逐层降低，降低的高度要求统一。同时尽可能使某一区域或每类设备的电缆头的制作高度统一、制作样式统一。
6.12.9 电缆头制作时缠绕的聚氯乙烯带要求颜色统一，缠绕密实、牢固；热缩管电缆头应采用统一长度热缩管加热收缩而成，电缆的直径应在所用热缩管的热缩范围之内；电缆头制作结束后要求顶部平整、密实。
6.12.10 电缆的屏蔽层接地方式应满足设计和规范要求（包括目前的反措，户外短电缆端子箱侧4mm2一端接地、其余电缆2.5mm2两端接地），在剥除电缆外层护套时，屏蔽层应留有一定的长度（或屏蔽线），以便与屏蔽接地线进行连接；屏蔽接地线与屏蔽层的连接采用焊接或绞接的方式（推荐绞接方式，焊接方式要控制温度，防止损伤内部芯线绝缘），但都应确保连接可靠。
6.12.11 户外电缆一般均为铠装电缆，铠装电缆的钢带应一点接地，接地点可选在端子箱或汇控柜专用接地铜排上。
6.12.12 线槽接线方式：
6.12.12.1 将芯线主要接入位置为线槽两侧端子的电缆合理排列在线槽正下方，宽度不宜过多超过线槽的宽度。
6.12.12.2 在电缆头上部将每根电缆进行一道垂直绑扎后，垂直或略有倾斜折弯后引入线槽。
6.12.12.3 在芯线接线位置的同一高度将芯线引出线槽，接入端子。 6.12.12.4 接线位置不在线槽两侧的芯线，通过调整走向的线槽引
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至相应的接线位置。
6.12.13 按照设计图纸和产品图纸进行二次接线，必须核对设计图纸、产品图纸与实际装置的符合性用剥线钳剥除芯线护套，长度和接入端子排所需要的长度一致，不宜过长，剥线钳的规格要和芯线截面一致，不得损伤芯线。对于螺栓式端子，需将剥除护套的芯线弯圈，弯圈的方向为顺时针，弯圈的大小和螺栓的大小相符，不宜过大，否则会导致螺栓的平垫不能压住弯圈的芯线。对于插入式接线端子，可直接将剥除护套的芯线插入端子，并紧固螺栓。对于多股芯的芯线，应采用线鼻子进行压接方可接入端子，采用的线鼻子应和芯线的规格、端子的的接线方式及端子螺栓规格一致。不得剪除芯线的铜丝、接线孔不得比螺栓规格大。多股芯剥除外层护套时，其长度要和线鼻子相符，不宜将芯线露出。每个接线端子宜接一根接线，不得超过两根接线，不同截面芯线不容许接在同一个接线端子上。
6.12.14 特别注意变压器升高座电流互感器的接线，电缆不得使接线段子受力，防止绝缘板受力，渗油。
6.13 接地施工
7.13.1 变压器金属底座和外壳、电气设备的传动装置，均应接地或接零。
6.13.2 根据施工图纸要求，选择规范的接地扁铁。接地体顶面埋设深度应满足社计要求，不应小于0.6米,除接地体外,接地体引出线的垂直部分和接地装置的连接(焊接)部位外侧100mm范围内应做防腐处理;
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在做防腐处理前,表面必须除锈并去掉焊接处残留的悍药.
6.13.3 接地体的焊接应采用搭接焊,扁钢的搭接长度为其宽度的2倍,且至少3个棱边焊接.
6.13.4 明敷接地体,在导体的全长度或区间及每个连接部位附近表面,应途以15-100mm宽度相等的绿色和黄色相间的条纹标识.
6.13.5 变压器的接地有铁芯接地和本体接地两种,本体接地必须有两根分别与主网连接,不得两根先串再与主网连接.
6.13.6 控制箱本体接地必须满足接地规定的要求，制作的接地美观，牢固。
7 危险点分析及控制措施。
7.1 危险点：变压器油处理作业容易引起火灾
防范措施：变压器油处理作业，对滤油设备的操作技术性要求较强，由于连续滤油作业的时间长，危险控制点较多，隐患的危害性较大，所以要求具备较强的工作责任心和设备操作能力，加强油处理作业的防火措施尤为重要。结合现场设备油处理作业，重点提出防范控制措施以下：
7.1.1 油处理作业前必须对施工方案、施工作业票进行交底，滤油机设备操作规程、机械操作流程、防火控制措施，应在明显位置进行公示，工作人员现场危险点及应急措施清楚，并建立有维护保养记录和工作交接记录。
7.1.2 滤油设备及变压器本体、金属管路、套管末端，在油处理作业前，防静电接地连接良好（接地电阻不大于10欧）。接地线采用不小
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于6平方毫米的多股软铜线，防止油处理过程中产生静电火花。
7.1.3 参加滤油工作人员必须掌握或熟悉滤油设备的正确操作程序。油处理工作应有专人负责，严禁油处理设备在无人监视情况下运行，停机时必须断开一切设备供应电源，设备连续运转时，必须安排(不少于两人)会操作设备的人员值班，值班人员严禁随意使用与设备同一电源控制开关连接用电器。严禁夜班人员在滤油棚内使用取暖设备或采用电暖气、电炉子等设备取暖。
7.1.4 滤油机与变压器本体的作业范围，应控制在6米以外的距离（或相隔防火墙），油排放通道畅通，费油的集存处要远离滤油设备和变压器本体。机械设备、输3米范围内不准停放任何其他设备。
7.1.5 电源箱与油罐、滤油机周围设备的距离不应小于5米，滤油作业区采取隔离措施，禁止存放易燃物，并增加防火警示标志。
7.1.6 严禁在滤油机和变压器周围动用明火，禁止存放其它易燃品。 7.1.7 滤油作业区应配足够的消防器材，消防设施完备，（消防掀、消防桶、消防斧、消防沙池，一台变压器应配置35公斤四个、8公斤六个），定期检查消防器材的有效性，严禁挪作它用，。
7.1.8 滤油机使用前机身性能稳定无故障，并使用的控制开关和电缆，使用设备控制屏仪表显示正常，数字温控器显示正确，所有连接头位置无明显渗漏现象。
7.1.9 滤油棚内要有足够的夜间照明，照明采用防爆灯具，值班人员要配备手电筒照明，加强夜间工作巡视。
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7.1.10 变压器、储油罐区5米之内（防火墙范围内），禁止进行电、气焊等动火作业，如必须进行该项工作时，则必须经安全负责人同意，开出动火工作票并采取可靠的隔离、防火措施，在监护人员的监督下方可进行可控制范围的作业。
7.1.11 在滤油机加热循环工作中，需要停止油泵或关闭进、出阀门时，随后应立即关闭所有加热器，防止加热器自动保护失效，造成油温过高致使油品质劣化或引发意外事故。
7.1.12 若油处理作业中发生不可控的意外火情，必须首先断掉设备电源，关闭设备进、出油阀门开关，再即可关闭变压器身、油罐的进、出油阀门开关，控制火情蔓延，随后寻求多方救援，将危害控制到最小。
7.2 危险点：触电伤害
防范措施：变压器滤油及热油循环时，变压器本体、绕组、及滤路必须可靠接地；电动工器具必须使用带漏电保护的电源并将外壳可靠接地；进行本体及附件高压试验时，应设置安全围栏并悬挂“高压危险、止步”的标志牌。
7.3 危险点：高空坠物造成人员伤害
防范措施： 高空作业人员必须带工具袋、传递绳，严禁上下抛扔工具，施工工具应用绳索传递；地面人员不得在高空作业和吊装管母线下方从事作业或逗留。
7.4 危险点：人员高空坠落造成伤害。
防范措施：高空作业人员必须身体情况良好，登高必须扎安全带或
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差速保护器，工作时安全带必须固定在牢固的地方。
7.5 危险点：起重机械操作不当造成人员设备伤害。 防范措施：
7.5.1 所有施工人员必须进行技术交底，未参加交底人员不得参与现场施工；
7.5.2 酒后或患有不宜从事高处作业的人不得参加吊装作业； 7.5.3 高处作业人员必须正确的佩带安全带；
7.5.4 安装作业前应对吊装机械进行全面检查，避免出现事故隐患； 7.5.5 卷筒用钢丝绳使用前应对其全面检查，不得出现扭曲、死结、松股、腐蚀等现象；起吊前要带载排绳，避免吊装过程中卡绳挤绳；
7.5.6 用电设备应有防漏电、触电以及短路保护设施； 7.5.7 根据设备的重心正确选择吊点； 7.5.8 吊装设备时要捆绑牢固，且有防滑措施； 7.5.9 设专人监护；
7.5.10 要有专职起重工指挥，信号要明确，联络要畅通，操作人员要服从指挥；
7.5.11 加强现场监督，封车要牢固； 7.5.12 在钢丝绳使用的棱角处加防护铁瓦；
7.5.13 根据设备的重量进行计算，使钢丝绳的安全系数符合要求； 7.5.14 起重机的操作人员应年满18周岁，视力（包括校正视力）在1.0以上，无色盲；听力应满足具体工作条件的要求；
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7.5.15 操作人员应经专业技术培训，并经安全规程及实际操作考试合格，取得技术监督局颁发的操作证后方可操作；
7.5.16 起重机的操作人员应熟悉下述规程和有关知识： （1）所操作起重机各部分、机构的构造及技术性能； （2）熟悉起重机操作规程以及有关法令； （3）安全运行要求； （4）安全、防护装置的性能；
（5）原动机、电气和液压方面的基本知识； （6）指挥信号；
（7）保养和维修的基本知识；
7.5.17 熟知安全规定中需要办理安全施工作业票的项目，需要办理安全施工作业票的项目必须办理，并应有施工技术负责人在场指导，否则不得施工；
7.5.18 起重机械每使用一年至少应作一次全面检查。
7.5.19 当工作地点的风力达到五级时，不得进行受风面积大的起吊作业；当风力达到六级及六级以上时，不得进行起吊作业；
7.5.20 遇有大雪、大雾、雷雨等恶劣气候，或夜间照明不足，使指挥人员看不清工作地点、操作人员看不清指挥信号时，不得进行起重作业；
7.5.21 起重机械上应备有有效的灭火装置； 7.5.22 操作人员应严格遵守“十不吊”的规定：
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（1）超过额定负荷不吊
（2）指挥信号不明，重量不清楚，光线暗淡不吊 （3）吊索和附件捆绑不牢，不符合安全规定不吊 （4）吊车持重物直接进行加工刷漆等作业不吊 （5）偏拉、斜挂不吊
（6）工件上站人或工件上放有浮动物的不吊
（7）氧气瓶、乙炔瓶（发生器）等具有爆炸性的物件不吊 （8）带棱角、快口的物件未垫好不吊 （9）埋在地下或冻在土中的物件不拔吊 （10）非起重指挥人员指挥时不吊
7.5.23 起重工作区域内无关人员 不得停留和通过，吊物的下方严禁任何人员通过和逗留；
7.5.24 吊起的重物不得在空中长时间停留，在空中短时间停留时，操作人员和指挥人员均不得离开工作岗位；
7.5.25 起重机在工作时间中如遇机械发生故障或有不正常现象，应放下重物，停止运转后进行排除，严禁运转中进行调整或检修；如起重机发生故障无法放下重物时，必须采取适当保险措施，除排险人员外，任何人严禁进入危险区；
7.5.26 起重机工作时，无关人员不得进入操作室，操作人员必须集中精力，未经指挥人员认可，操作人员不得擅离工作岗位；
7.5.27 操作人员在起重机开动及起吊过程中的每个动作前均应发
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出戒备信号；
7.5.28 起重机严禁同时操作三个动作，在接近满负荷时不得同时操作两个动作；
7.5.29 起重机应在各限位器的范围内工作，不得利用限位器的动作代替正规操作；
7.5.30 起重机工作中速度应均匀平稳，不得突然制动或在没有停稳时，作反向动作，落下时应低速轻放；
7.5.31 所有机构的起动和制动，尤其是回转、行走机构的起动和制动，应该平稳，以减少重物晃动，禁止用直接变换操作手柄方向来达到迅速停车的目的，回转制动应平稳；
7.5.32 根据说明书要求制订可靠的防风措施
7.5.33 吊装、运输过程中，一切人员要服从指挥，不得随意更改措施，如有改动须经技术负责人同意；
7.5.34 操作人员应按保养规程要求，做好定期清洁、润滑、检查和调整工作，使机械经常保持良好状态，严禁机械带“病”作业； 8 安全施工措施
8.1 安全负责人开工前向全体人员交代安全措施和注意事项，进行技术交底并签字，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；
8.2 所有安装人员必须经安全考试合格方可参加工作；
8.3 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
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者不能使用；
8.4 参加高处作业的人员必须进行体格检查，经医生诊断患有不宜从事高处作业病症的人员不得参加高处作业；高处作业必须系好安全带（绳）或全方位安全自锁器，安全带（绳）应挂在上方牢固可靠处。高处作业人员应衣着灵便，衣袖、裤脚应扎紧，穿软底鞋；、高处作业人员应佩带工具袋，较大的工具应系保险绳。传递物品应用传递绳，严禁抛掷；
8.5 施工现场设围栏，禁止闲杂人员入内；
8.6 器身检查时，应对工具设专人进行登记管理，记录在册，领用严格登记清点，防止遗漏在油箱中。工作时拆卸的螺丝及安装用螺丝要有专人负责，严禁物件坠入变压器主体内部。工作人员应将工具用白布带系手腕上，应着无金属纽扣，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），变压器内部作业照明采用手电筒，设专人对油箱内工作人员进行监护；
8.7 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；
8.8 在施工过程中使用的电动工器具必须按照操作规程及使用说明书的要求进行操作，并有专用的保护地线接于设备金属外壳；
8.9 在箱顶工作时，拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛下，所用工具应用绳索上下传递严禁抛扔；
8.10 吊车吨位必须满足吊重的要求，吊车置放位置合适，应有足
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够的回转半径，四腿支撑牢固；吊车由专人指挥，所有工作人员必须听从指挥，吊装时要设专人监护，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。严禁人员在吊臂下穿行和停留；
8.11 高压试验时，实验现场悬挂“高压危险、止步”的标志牌。 8.12 滤油设备，油罐及金属管路必须接地良好； 8.13 现场油罐区及滤油区应有防火设施。
8.14 变压器区严禁明火，以防发生火灾，滤油机、周围应配有足够的消防器材或灭火砂箱，并悬挂防火标志牌； 9 环境保护措施
9.1 专门布置变压器油罐及滤油设备的场地，场地地面应做垫沙等妥善处理。
9.2 含油的棉纱（破布、白布）废塑料布等废物应及时回收，集中存放，统一处理，严禁焚烧。
9.3 开箱后的包装材料及时集送到可回收物堆放点，对散落的铁钉，铁丝及时回收，尽量减少固体废弃物对环境的污染。
9.4 安装时多余的零部件，如螺栓、法兰盘等及时清理并分类管理。 9.5 取变压器油样时，取油阀的下部要用油桶或油盘接好流下的油滴，试验完毕的油样不能随便倒入下水道内，尽量减少现场安装过程变压器油的泄露，最大限度地减少其对土地及地下水的污染。
9.6 试验结束后挂在变压器上的接地线，工作人员要妥善回收，不能随便遗弃现场。
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9.7 注意对现场土建基础及电缆沟的成品保护。 10 安装执行强条
《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
4.1.3 变压器、电抗器在装卸和运输过程中，不应有严重冲击和振动。电压在 220kV 及以上且容量在 150MV. A 及以上的变压器和电压为 330kV 及以上的电抗器均应装设三维冲击记录仪。冲击允许值应符合制造厂及合同的规定。
4.1.7 充干燥气体运输的变压器、电抗器油箱内的气体压力应保持在 O.01MPa-0. 03MPa;干燥气体露点必须低于 -40℃;每台变压器、电抗器必须配有可以随时补气的纯净、干燥气体瓶，始终保持变压器、电抗器内为正压力，并设有压力表进行监视。
4.4.3 充氮的变压器、电抗器需吊罩检查时，必须让器身在空气中暴露 15m;n 以上，待氮气充分扩做后进行。
4.5.3 有下列情况之一时，应对变压器 、电抗器进行器身检查： 2 变压器、电抗器运输和装卸过程中冲撞加速度出现大于3g 或冲撞加速度监视装置出现异常情况时，应由建设、监理、施工 、运输和创造广等单位代表共同分析原因并出具正式报告。必须进行运输和装卸过程分析，明确相关责任，并确定进行现场器身检查或返厂进行检查和处理。
4.5.5 进行器身检查时必须符合以下规定 :
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1 凡雨、雪 天，风力达4级以上，相对湿度75%以上的天气，不得进行器身检查。
2 在没有排氮前，任何人不得进入油箱。当油箱内的含氧量未达到18% 以上时，人员不得进入。
3 在内检过程中，必须向箱体内持续补充露点低于-40'的干燥空气 ， 以保持含氧量不得低于18% ，相对湿度不应大子20% ;补充干燥空气的速率，应符合产晶技术文件要求。
4.9.1 绝缘油必须按现行国家标准《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》GB 50150 的规定试验合格后.方可注入变压器、电抗器中。
4.9.2 不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。
4.9.6 在抽真空时，必须将不能承受真空下机械强度的附件与油箱隔离.对允许抽同样真空度的部件，应同时抽真空；真空泵或真空机组应有防止突然停止或因误操作而引起真空泵油倒灌的措施。
4.12.1 变压器、电抗器 在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时.为可投入试运行。检查项目应包含以下内容和要求。
3 事故排油设施应完好，消防设施齐全。
5 变压器本体应两点接地。中性点接地引出后.应有两根接地引线与主接地网的不同干线连接，其规格应满足设计要求。
6 铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏接地应符合产品技术文件的要求，电流互感器备用二次线圈揣子应短接接地;套管顶部结构的接
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触及密封应符合产品技术文件的要求。
4.12.2 变压器 、电抗器试运行时应按下列规定项目进行检查: 1 中性点接地系统的变压器，在进行冲击合闸时.其中性点必须接地。
11 标准工艺要求
11.1 防松件齐全完好，引线支架固定牢固、无损伤；本体牢固稳定地与基础配合。
11.2 附件齐全，安装正确，功能正常，无渗漏油。
11.3 引出线绝缘层无损伤、裂纹，裸导体外观无毛刺尖角，相间及对地距离符合GBJ149—1990规定。
11.4 外壳及本体的接地牢固，且导通良好。
11.5 电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架，本体上消防感应线排列美观。
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