2号主变低压套管更换三措
2号主变套管更换技术要求
#2主变套管更换技术要求一、工作内容：本项工作主要内容为#2主变C相套管更换，外委工作量见下表序号工作内容备注1.变压器放油2.原套管拆除3.新套管安装4.变压器抽真空5.变压器油真空滤油6.变压器真空注油说明：1、变压器新套管运输至工作现场由甲方负责。
2、变压器油色谱、微水试验由甲方负责。
3、起吊设备、注油设备、滤油设备、油罐、试验设备等与工程相关工器具，均由乙方负责。
4、现场所需脚手架，由甲方提供。
5、消耗材料由乙方提供，套管由甲方提供。
6、拆装套管所涉及的胶垫由乙方提供，须为原厂胶垫。
二、施工技术要求：1、乙方应至少提前一天入厂，办理安健环相关手续并准备好起调设备、储油罐、滤油设备、注油设备、试验设备，并置于甲方现场；2、作业前，乙方应提供套管更换作业程序文件、施工组织措施并经甲方认可、签证；3、起吊、指挥人员应具备吊装作业资质，具有变电安装工作的吊装作业经验；4、滤油、储油设备要清洁，避免油质污染、受潮；5、套管拆除、安装等，应符合下列规范：1）天威保变（保定）变压器有限公司施工图纸和安装手册；2）国家电网公司企业标准Q/GDW665-2011《国家电网公司电力建设安全工作规程》（变电站就分）；3）《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》4）GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》5）华北电网公司企业标准Q/HBW14701—2008《电力设备交接和预防性试验规程》7、在拆卸各个部件时，要做好明确标记，以便于安装。
8、拆装变压器箱体内引缆接线时,做好螺丝等拆装件及所使用工器具防脱落措施,避免掉进变压器内部。
9、组装完后，应检查各部位的截门开闭状态，防止遗漏，并对套管、上部孔盖、冷却器等上部放气孔进行多次排气，直到无气体冒出为止，并重新密封好放气孔。
三、施工安全要求：1.高空作业，做好各种安全防护措施。
2.起吊套管时，掌握好平衡，防止损坏套管。
更换变压器丝具三措一案
更换变压器丝具三措一案
【最新版】
目录
1.变压器丝具的重要性
2.更换变压器丝具的必要性
3.更换变压器丝具的具体步骤
4.更换变压器丝具的安全注意事项
5.更换变压器丝具后的效果评估
正文
【提纲】
1.变压器丝具的重要性
- 变压器丝具是变压器中负责电能转换的重要部件，其质量和性能直接影响到变压器的运行效率和安全性。
2.更换变压器丝具的必要性
- 变压器丝具在长时间的使用过程中，会出现磨损、老化、破损等问题，这些问题会影响到变压器的正常运行，甚至可能引发安全事故，因此需要定期检查和更换。
3.更换变压器丝具的具体步骤
- 第一步：准备工作，包括检查更换工具和设备是否齐全，对工作现场进行安全隔离等。
- 第二步：拆卸旧丝具，包括断开电源，拆卸旧丝具的连接件，取出旧丝具等。
- 第三步：安装新丝具，包括检查新丝具的质量和尺寸是否符合要求，安装新丝具的连接件，接通电源进行试运行等。
4.更换变压器丝具的安全注意事项
- 在更换过程中，必须严格遵守电气安全操作规程，如佩戴绝缘手套，使用绝缘工具等。
- 在拆卸和安装丝具时，要确保电源已经切断，避免触电事故。
- 在试运行前，要检查所有连接件是否牢固，防止因连接不良导致的事故。
5.更换变压器丝具后的效果评估
- 对更换后的变压器进行性能测试，检查其运行效率、电压稳定性等指标是否达到要求。
- 对更换后的变压器进行安全检查，确保其安全运行。
500kV变电站低压电源维护施工三措一案
逆变电源装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插 紧，型号正确，芯片放置位置正确。 逆变电源电子元件、印刷线路、焊点等导电部分与金属框架间距应符合要求。 逆变电源装置的各部件固定良好，无松动，装置外形应端正，无明显损坏及变 形。 逆变电源各插件应插、拔灵活，各插件和插座之间定位良好，插入深度合适。 逆变电源装置的端子排连接应可靠，且标号应清晰正确。 逆变电源切换开关及模块、按钮、键盘等应操作灵活、手感良好。 切勿带感性负载，以免损坏。 逆变电源放电后应及时充电，避免电池因过度自放电而损坏。 在进行逆变连接时，输入与输出的极性应连接正确。 6) 直流屏指示灯更换 安全注意事项 工作中应使用经绝缘包扎的工器具。 严禁造成直流短路、接地。 严禁造成极性接错。 关键工艺质量控制 更换指示灯前，应先用万用表测试指示灯两端的电压是否正常。 更换指示灯不得断开直流断路器。拆开的电源线应立即包扎并做好标记。 工作中所有拆开的电源接线应拆除一根包扎一根。 更换指示灯后，检查指示灯工作状态应正常。 7) 电缆检修 安全注意事项 电缆防火措施完善。 不能带电拆除电缆。 严禁造成直流短路、接地。 严禁造成极性接错。 沟内电缆不得有接头。 关键工艺质量控制 电缆型号、规格及敷设应符合设计。 电缆外观应无损伤、绝缘良好。 电缆各部位接头紧固，接触良好。 电缆正、负极清晰正确，标示清楚。 直流系统的电缆应采用阻燃电缆。 两组蓄电池的电缆应分别铺设在各自独立的通道内，穿越电缆竖井应加穿金属 套管。 用防火堵料封堵电缆孔洞。 3、施工管理措施 1) 施工技术准备
底要求和工艺标准施工，不得擅自变更施工方法，施工中严格遵守标准规范及 工艺标准，发现问题及时处理货向上级严格部门汇报，技术人员应深入施工现 场及时解决施工过程中出现的技术问题，对过程中的关键工序应重点控制，关 键施工项目按工艺标准或技术措施的要求对见证点（W.P）和停工待检点（H.P） 进行检验和验证，过程施工和安装调试过程中的见证点和停工待检点，详见各 施工作业指导书和施工技术措施。 3) 技术资料文件归档管理措施 如有技术资料，指派专人负责文件、技术资料及图纸的建档工作，凡属上级指 示、来往文件、图纸、说明书等均应建档保管。
更换低压侧套管施工方案(3篇)
第1篇一、工程概况本工程旨在更换某变电站低压侧套管，以提高设备运行可靠性，确保电力系统的安全稳定。
本次更换的套管位于变电站低压配电室，涉及设备包括低压进线柜、出线柜等。
施工前需对现场进行全面评估，制定详细的施工方案，确保施工过程安全、高效。
二、施工准备1. 技术准备- 收集并熟悉相关技术资料，包括设备技术参数、施工规范、操作规程等。
- 对施工人员进行技术培训，确保其掌握必要的操作技能和安全知识。
2. 物资准备- 准备新套管、螺栓、垫片等施工所需材料。
- 准备专用工具，如扳手、螺丝刀、水平尺、线缆剥皮器等。
3. 人员准备- 组建施工队伍，明确各岗位职责，确保施工人员具备相应资质。
- 配备安全员，负责施工现场的安全监督和管理工作。
4. 环境准备- 清理施工区域，确保场地平整、干净。
- 设置安全警示标志，防止无关人员进入施工区域。
三、施工步骤1. 现场勘查- 对施工区域进行勘查，了解设备布局和运行状况。
- 确定更换套管的位置和数量。
2. 停机操作- 根据施工计划，提前通知调度部门，做好停电准备工作。
- 断开低压侧电源，确保设备处于安全状态。
3. 拆除旧套管- 使用专用工具拆卸旧套管，注意保护设备本体和电缆。
- 清理现场，确保无遗留物。
4. 安装新套管- 检查新套管质量，确保符合技术要求。
- 按照安装图纸，将新套管安装到位。
- 调整套管位置，使其与设备本体和电缆连接紧密。
5. 紧固螺栓- 使用扳手紧固螺栓，确保连接牢固。
- 检查螺栓紧固力矩，确保符合要求。
6. 恢复电缆- 将拆卸的电缆重新连接，确保连接正确、牢固。
- 检查电缆绝缘情况，确保无破损。
7. 通电试验- 合上低压侧电源，进行通电试验。
- 观察设备运行情况，确保无异常。
8. 清理现场- 清理施工区域，清理废弃材料。
- 恢复原状，确保现场整洁。
四、安全措施1. 个人防护- 施工人员必须佩戴安全帽、绝缘手套、绝缘鞋等个人防护用品。
- 高空作业时，必须系好安全带，并配备安全绳。
2号主变压器中性点套管更换技术方案
2号主变中性点套管更换施工技术方案批准：王喜丰审定：任义明复审：陆永辉初审：浦占财编制：李远洋电气检修分场2005年5月19日2号主变压器中性点套管更换施工技术方案1．更换原因1.1.我厂2号主变中性点套管为抚顺电瓷厂生产的，型号为BRLW3—110/1250,出厂日期94年3月。
2004年8月进行2号主变套管tgδ测量试验，中性点套管tgδ增长明显，现将历年试验数据列表如下：此套管tgδ值与2002年相比，在不到两年的时间里增长了196％，增长速度太快，而通过对油的化验分析，已经排除了油质劣化和受潮的可能。
因此，导致该套管tgδ测量值过大的原因是电容式套管内油纸劣化(根据电科院统计的信息，抚顺电瓷厂94年左右生产的油纸电容式套管，由于油纸劣化导致tg δ值超标退出运行的，在我省已发生多起)。
而且，此套管在运行中无法在线监测（不能取油样跟踪色谱以及监督绝缘状况），从保证我厂设备安全的角度出发，防止重大设备损坏事故，2号主变中性点套管此次B级检修有更换必要。
2.更换后达到的目标2.1.更换合格套管后，tgδ值在合格范围内，消除了设备隐患，保证了我厂2号机组的安全稳定运行。
3．具体实施措施3.1.在2号机组B级检修期间停电办理工作票，进行套管更换工作。
3.2.首先对已到货的套管进行高压试验，试验必须符合电气设备交接试验标准GB50151—91，试验合格后方可进行更换工作。
3.3.将主变油枕与本体间联络的蝶阀关闭。
3.4.从变压器底部放油门开始放油，同时打开变压器瓦斯放气门。
3.5.将变压器油的液面放至距变压器钟罩顶部100MM。
3.6.停止放油，关闭变压器瓦斯放气门。
3.7.拆除中性点套管接地引线和内部中性点引缆固定螺栓。
3.8.用10号铁线固定好中性点引缆。
3.9.用起重绳将中性点套管绑好，并找好平衡。
3.10.用吊车轻微牵引套管，拧下套管底部基础固定螺栓。
3.11.吊起套管，同时将中性点引缆抽出。
500KV主变压器变低套管更换注意事项及关键工序分析
500KV主变压器变低套管更换注意事项及关键工序分析摘要：主变套管是主变压器的重要组成部分，由于主变套管老化、故障灯原因需要及时进行更换。
而500Kv主变压器变低套管工作是一项系统性的工作，需要做好大量前期准备工作，并规范更换工序，控制好关键工序，以确保顺利更换。
本研究结合500Kv福园站变低套管项目，对500Kv主变压器变低套管更换注意事项与关键工序进行分析与探讨。
关键词：主变压器；变低套管；注意事项；关键工序500Kv主变压器的安全运行问题关乎电网安全，需要给予高度重视。
在运行一段时间后，套管介损值普遍上升，甚至超过厂家与南方电网预试规程注意值，对主变压器的安全稳定构成威胁[1]。
因此，根据相关规定与管理要求，需要在规定时期内完成对主变变低与中性点套管的更换，以确保电网运行的稳定性和安全性。
本文即对500Kv主变压器套管更换工序与注意事项命题做了探究。
一、500Kv主变压器套管更换的准备工作为了有序、高效地推进主变套管更换工作，需要做好准备工作，具体如下：（一）编制主变套管更换停电计划。
500kV福园站#3主变中性点及变低套管（9支）更换工作，全部工序及其相互配合，预计20天工期，停电范围为#3主变转检修状态。
（二）审核施工方案及准备“两票”。
认真审核施工方案及施工人员进行资质，提前准备工作票及操作票。
（三）组织学习施工方案。
项目负责人、变电运行人员、监护人以及施工人员要认真学习施工方案及相应技术标准。
（四）召开500kV褔园变电站#3主变更换中性点及变低套管工作现场协调会，编写施工进度日报。
（五）准备工器具及大型机具。
套管更换须准备25T吊车、滤油机、真空泵、空气干燥机、油泵、电子式真空计、油罐、附属管道接头、配电箱（相应电力电缆）以及常用检修工具等。
（六）准备更换材料。
包括新套管、主变法兰密封圈、主变备用绝缘油、主变内工作服、工作帽、防雨材料、照明灯、电源电缆、取油样瓶、常用螺丝、导电膏、清洁抹布、酒精、丙酮、灭火器等。
变压器安装工程施工方案及三措
寻甸何文龙变压器安装工程施工方案及组织、技术、安全措施批准：审核：校核：编写：云南联晟电力工程有限公司年月日目录一、概述、编制依据任务来源本工程来源于客户委托项目前期资料1、《南方电网公司及以下业扩受电工程典型设计》（版）2、客户工程供电通知书（户号：）及供电方案协议3、现场勘察情况、施工执行标准)《电力建设文明施工规定及考核办法》)南方电网安生【】号文中国南方电网有限责任公司十项重点反事故措施)《电网建设施工作业指导书》（版）)《云南电网有限责任公司电气工作票业务指导书》)《施工现场临时用电安全技术规范》)昆明供电局生产作业管理业务指引(年版)）云南电网公司电力生产场所接地、悬挂标示牌和装设遮栏业务指导书）南网《工程施工工艺控制规范》)昆明电网配网综合停电管理业务指导书（年版）)《中国南方电网有限责任公司电力安全工作规程》)风险基准指南与安全施工作业票（版））电网建设施工安全基准风险指南(年版））昆明供电局基建、客户工程验收移交管理业务指引（年版）.工程概况工程施工相关单位建设单位：何文龙项目责任单位：寻甸供电有限公司设计单位：无施工单位：云南联晟电力工程有限公司监理单位：无施工范围及主要工程量、施工范围：塘子变电站断路器云集线号杆秦家湾支线号杆卡尼村分支线号杆页岩砖厂支线号杆至新装何文龙×变压器。
、本工程新装×变压器一台，高压避雷器组,高压跌落式熔断器组（新建线路号杆处组，变压器双杆处一组），Φ型混凝土电杆根，Φ型混凝土电杆根，新建²型架空绝缘导线×米。
施工期限计划开工日期：年月日计划竣工日期：年月日工程特点）本次施工前必须绘制现场相位图、施工完毕后必须现场核对相位、保证相位以施工前一致。
）使用合格的绝缘工具及合格的表具，如遇雷、雨、雾不得进行作业，工作过程中应设专人监护。
）本次施工按客户工程供电通知书（户号：）、供电方案协议、《南方电网公司及以下业扩受电工程典型设计》（版）典型图（图号为：；；；；、、、）设计标准施工，并结合现场勘察情况进行规划施工。
主变大修三措方案
110kV变电站#1、#2主变大修工程施工组织、技术、安全措施及施工方案施工单位：电建设有限公司编制：审批：（总工）业主单位：有限公司审批：（运检部）电建设有限公司年月一、工程概况1.1 工程名称：变电站#1、#2主变大修工程1.2 工程规模:变电站#1、#2主变大修工程，对#1主变有载调压开关、#2主变有载开关进行大修。
作业范围及主要内容；（1） 110kV变电站#1主变压器有载开关吊芯检查，各个油路管道连接部分密封圈更换。
瓦斯继电器，油位计检查校验，呼吸器硅胶更换清除油污垢。
有载开关绝缘油更换，相关油务试验及有载开关试验，有载机构检查，非电量保护装置试验；（2）变电站#2主变压器有载开关吊芯检查，各个油路管道连接部分密封圈更换。
瓦斯继电器，油位计检查校验，呼吸器硅胶更换清除油污垢。
有载开关绝缘油更换，相关油务试验及有载开关试验，有载机构检查，非电量保护装置试验；1.4 编制依据受国网有限公司委托，本方案依据110kV变压器相关安装技术资料，及以下文件编制：（1）《国家电网公司电力安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）》（2）DL 5009.3-1997《电力建设安全工作规程（变电所部分）》（3）GBJ147-1990《电气装置安装工程：高压电器施工及验收规范》（4）GBJ148-1990《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》（5）GB50168-1992《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（6）GB50171-1992《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》（7）DL/T573-1995《电力变压器检修导则》（8）DL/T572-1995《电力变压器运行规程》（9）GB/T13499-2002《电力变压器应用导则》（10）2005-3-31发布、实施的《国家电网公司110kV-500kV油浸变压器（电抗器）运行规范》（11）2005-3-31发布、实施的《国家电网公司110kV-500kV油浸变压器（电抗器）检修规范》（12）DL/T 596-1996《电力设备预防性试验规程》（13）Q/GDW 168-2008《输变电设备状态检修试验规程》1.5 工程地点:变电站；1.6 工程编号：二、施工组织措施2.1 建设单位（筹建或业主）：国网有限公司运维检修部项目负责人：2.2施工单位：电建设有限公司项目经理：技术负责人：安全员：质检员：工作负责人：工作班成员：2.3 施工综合进度计划 ;本工程预计于2020年05月 05日开工，2020年05月11日本工程全部竣工投产（详见施工进度横道图）2.3.1作业进度计划表天数工作内容停电前准备工作1、施工方案编、审、批，人员资质报审2、材料、工器具装备进场3、施工电源接入4、办理工作票，安全、技术交底5、施工电源布置，施工机具就位，二次安措布置第1天05.05日1、拆除#1主变有载开关前对有载开关进行试验、有载开关放油，利用吊机进行有载开关吊芯，拆除有载开关后对有载开关本体螺丝、外观进行检查、检查动静触头间接触是否良好，对有载开关本体进行试验。
110kV主变保护改造工程三措
110kVXX变#1主变保护改造施工安全技术组织措施一、工程概况：1.1 工程名称：110kVXX变#1主变保护改造工程1.2 工程规模：完成XX变#1主变保护屏相关控制电缆拆除、屏顶小母线拆除（其他屏柜小母线采用临时过渡）新#1主变保护测控屏相关控制电缆敷设、接线#1主变保护测控屏调试（测控装置由XX厂家提供主变保护装置中标安装）#1主变送电，完成差动保护及高后备保护向量测试由于#1主变保护技改需要较长时间，故结合XX变#1主变大修进行1.3 设计及业主技术交底①图中请施工人员施工前先认真核对现场，核对图中电缆与前期电缆是否有不符或遗漏及电缆长度是否满足，如与图纸不符应及时联系设计单位，应做好记录以备绘制②二次拆接线应开二次安全措施票，严格按照二次安全票进行拆接线工作。
拆接线应认真核对无误后，方可进行。
③二次接线恢复后，应进行主变油温启停风机、电源消失及风机过流信号告警信号；主变风机停止非电量告警回路；主变过负荷启动风机、主变风机相序核对二、施工组织措施(1)施工组织机构的设置筹建单位：供电项目负责人：施工管理单位：电力工程项目负责人：施工班组：工程队项目负责人：工作负责人：安全员：工作班人员：现场监理：监理咨询设计单位：设计院2施工技术资料准备本工程电气部分图纸由建设单位提供3份图纸，用于施工组技术负责人1份，施工班组1份，竣工图存底1份。
施工技术工作准备施工前技术人员必须预先熟悉电气安装施工图，审核图纸，发现问题应及时与建设、监理沟通，必要时通过工程联系单通知设计院；参加施工图会审，并对施工人员进行技术交底。
开工前工程施工技术管理组必须对全体人员进行安全及技术交底，熟悉设备现场状况、安全措施、带电部位及危险点。
工地负责人要组织工程施工人员学习公司的质量安全和环境管理的方针、目标及其内涵，使职工对贯彻落实三大体系有全面的了解。
工程设备、材料准备变电所本期工程安装的设备要求在电气安装开工前到位。
220kV变电站#2主变高压侧套管更换施工方案
四川凉山220kV***变电站2#主变高压A相高压套管更换方案编制：校核：批准：2014年月日四川雅砻江220kV***变电站2#主变高压A相高压套管更换方案一、概况：220kV变电站2#主变A相高压套管，在送电投运一个月左右，运行单位发现高压A相套管渗油。
经我部及天威云变及西安西电高压套厂家技术人员于2014年8月27日现场检查确认，渗油点为套管油枕与上瓷件连接处。
经与套管厂家沟通，此渗油点现场无法修复，需重新更换新套管。
套管厂家尽快准备发货至现场。
为确保现场相关检修作业顺利进行，并能安全、有效的完成此次套管更换工作，特制定此方案。
二、设备、工具及材料准备清单三、作业组成员及职责1、工作负责人：**；负责套管更换的现场协调及安全工作。
2、成员：天威云变：共4人，负责放油、原套管拆除，新套管更换。
四、检修计划安排五、检修作业流程（一）机具准备：所有设备、材料、工具及检修人员到达现场。
（二）办理停电工作票站内调度员及套管更换作业人员按照有关要求办理好停电手续，做好安全措施。
清点所有工具、材料并做好记录。
工作负责人及站内值班员确认安全措施做好之后、召开开工会、宣布作业开始。
（三）作业步骤1.新高压套管做更换前试验。
（高压套管绝缘电阻测试、介质损耗试验。
）2.放油（注：放油无需用油罐，关闭储油柜下部蝶阀，用油泵把变压器本体油抽至油枕即可）2.1关闭油枕下方瓦斯继电器板型门。
2.2 连接好油泵与变压器本体阀门，启动油泵，用变压器本体内的清洁油清洗油泵及管路2分钟，约费油3-5kg。
2.3连接好油枕底部进油阀。
启动油泵1-5分钟，将变压器本体内的变压油抽入油枕约150kg，拆开油枕上部手孔以观察油位情况。
确保拆高压套管时变压器油不溢出即可。
停运油泵，关闭两侧阀门。
（注：抽油过程中，打开储油柜呼吸口）3.拆除不合格高压套管（注：套管起吊时高压引线用双股白绳子系住缓慢放下，以防止落入油箱。
）4.更换套管法兰密封胶垫，将法兰及法兰孔周围清理干净。
#2主变高压侧电流互感器更换检修方案
#2主变高压套管电流互感器更换检修方案#2主变高压套管电流互感器更换检修方案编制：年月日审核：年月日批准：年月日#2主变高压侧套管电流互感器更换检修方案#2主变（生产号：130737B、型号：SFP-780000/500），由于变压器高压B相CT2S1、2S2直流电阻与前期检测相比，存在较大的误差，决定对该变压器进行检修，为了保证检修工作顺利进行，特制定如下检修方案：一、设备及材料准备1、试验设备：直流电阻测试仪、变比测试仪、绝缘电阻测试仪、电流互感器试验仪器；2、吊车二台及斗臂车一台；3、真空滤油机一台（净油能力≥6000L/h、处理温度：50-80℃）及其配套电源线缆，长度不少于30米、油管及管接头；5、真空泵一台（排气量≥250立方米/小时、极限真空≤10pa）及其配套电源线缆、麦式真空计；6、干净的油桶（能装下变压器本体排出的油，约15T）；7、电动扳手及常用工具（包括强光手电筒、兆欧表、温湿度表及常用开口、梅花板手、一字、十字螺丝刀等）；8、套管吊具及吊绳；9、配套密封件、电流互感器一个；10、皱纹纸、白砂带、热收缩带、丙酮、乙醇、防尘雨塑料布、白棉布、绝缘纸板、塑料薄膜等辅助材料；11、准备足够的放置套管的道木，做好套管拆下来时的防护。
以上除项1由安徽二公司提供外，其它项设备其材料由衡变公司提供。
二、准备工作1、作业现场情况的勘察，同时掌握近期气象条件，以便制定切实可行的现场工作计划。
2、工具材料的清点，检查确认所需各项工具、材料是否齐全、完好。
3、供电电源的接入并对设备的安装调试。
4、提前拆除变压器套管的外部连线（由电厂人员完成）。
5、准备好需要的油罐,滤油机,真空泵等并对各设备进行调试,清洗,确认使用情况良好。
三、人员配备衡变公司提供3-4人（负责抽油，抽真空，注油，吊套管，处理CT等工作）。
工作人员名单厂家提供，工作票安徽二公司负责办理，滤油值班厂家负责。
电厂配合人员（所有设备电源的接入、变压器外部连线的拆除及连接、变压器滤油、试验等相关工作）。
更换2#主变工程总结
更换2#主变工程总结更换2#主变工程总结一、更换2#主变工程1、31500kVA主变组装散热器、油枕、瓦斯继电器；2、31500kVA主变注油，并试验；3、拆除原10000kVA主变，更换31500kVA主变；4、拆除2#主变二次母线桥上的铝母线，更换为双排100*10铝母线，并加装分相绝缘热缩套；5、拆除一次35kV软导线（LGJ-150mm2），更换为LGJ-300mm2；6、安装主变本体保护，温度控制线、瓦斯保护控制线及差动保护线；7、拆除原802主变进线母线桥，架设新的进线母线桥。
二、816电容器盘改造工程1、断路器由630A更换为1250A，上、下隔离开关由原630A更换为1250A，并调试；2、拆除原支母线，加工并更换；3、电流互感器由原200/5更换为800/5，并更换电流表；4、更改二次控制线。
三、原主变进线柜（Ⅱ段）改造工程（改为826盘）1、原主变进线柜更换操作盘，调隔离开关及辅助开关；2、改造出线支母排；3、拆除B相1000/5电流互感器；4、重新布置传感器及出线线缆孔；5、安装柜面板上元件，更换电流表；6、二次线放线并安装；7、安装接地五防锁。
四、原母联隔离柜改造工程（改为828盘）1、拆除原母联隔离柜，更换新出线柜；2、安装主母线与Ⅱ段母线连接；3、二次线放线并安装；4、调试隔离开关。
五、更换35kV进线互感器工程1、试验21只800/5电流互感器；2、更换402、415盘电流互感器共3组，由300/5更换为800/5，重新制作支母线并连接，更换电流表；3、402、415盘更换支母线并连接；4、安装415进线、400-Ⅰ、400-Ⅱ盘后柜的五防锁及接地锁；5、415进线、415隔离、PT柜、2#所变柜、400-Ⅰ、400-Ⅱ刀闸及副柜安装五防锁。
六、后台及五防系统改造1、检查后台信息，包括设备的遥信位置、遥测位置及系数；2、更改运动库，增加新的量，与模拟屏通信；3、核对后台与模拟屏的信息，包括遥测遥信等；4、重新安装后台监控软件，103配置等，解决通信中断问题；5、检查后台及数据库，并修改；6、布置改造盘通信线。
主变更换三措
110kV XXX变主变更换工程施工组织、技术、安全措施及施工方案批准：审核：编写：南京供电公司检修公司检修试验工区二O一一年十一月目录一、工程概况二、工作任务及内容三、编制依据四、组织措施五、技术措施六、安全措施七、施工方案八、主变运输专项施工方案（附件）一、工程概况工程名称： 110kV XXX变主变更换工程工程地点： XXX变电站建设单位：南京供电公司工程设计：南京电力工程设计有限公司运行单位：南京供电公司检修公司检修试验工区施工单位：南京供电公司检修公司检修试验工区配合单位：湖南鸿源电力建设有限公司江苏分公司本工程为110kVXXX变电站1#主变更换，本期将原西安变压器厂生产容量为120000kVA的#1主变，更换为ABB生产的容量为180MVA主变，型号为SFS10-180000/220；额定容量为180/180/90（40）MVA；电压等级为220/110/35(10) kV；联结组别为YN,yn,yn+d。
二、工作任务及内容1.XXX变#1主变基础加固，中性点支架改造；2.XXX变#2主变大修并运输至XXX变；3.XXX变原#1主变拆除，运输至指定地点，安装新主变，二次接线及相应的调试工作。
三、编制依据1、GB 50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》2、GB 50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3、DL 5009.2-2004《电力建设安全工作规程》4、JGJ 46-20050《施工现场临时用电安全技术规范》5、《电力变电运行规程》（电力工业部）6、《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化工作规定（试行）》（国家电网基建[2005]403号）及配套图册。
7、《国家电网公司电力建设安全健康与环境管理工作规定》（国家电网工[2003]168号）8、《国家电网公司电力安全工作规程》（试行）9、《江苏省电气设备交接试验标准》四、组织措施1.工程项目领导小组组长：XXX副组长：XXX XXX XXX2.现场施工工作小组组长：组员：3.现场安全监督小组：组长：组员：五、技术措施1.产品铭牌生产厂家：合肥ABB型式：SFS10-180000/220额定容量：180000/180000/90000 kVA（40000kVA）额定电压：220/110/35kVA联接组别: YN,yn,yn+d工程量:1台2.施工准备2.1组织施工人员学习施工图纸,学习施工验收规范GBJ148-90中的有关章节及作业指导书,接受施工技术(安全)交底。
朱顶变#2主变更换三措一案
朱顶变＃2主变更换三措一案工作单位：变电检修班、继电保护班、工作任务：朱顶变＃2主变更换计划工作时间： 2008年5月13日7：00－5月13日14：00组织措施：工程负责人：王勇工作票签发人：王越安全监督：薛飞工程现场负责人：郭闵继电保护负责人：张爱民工程技术负责人：王创业工作票申请人：郭闵工作人员：陈光汉、邵树庆、姚启军、张波、张爱民、刘治国、徐克强、胡超技术措施：套管瓷裙应完好无破损,主变是否漏油、检查后做好记录。
油位正常,符合运行要求。
用卷尺或直尺测量安装孔尺寸,基础对角距离和平行开距与主变均应相等。
将专用钢丝绳套在吊车大钩上,吊臂徐徐移至主变重心正上方,用4根钢丝绳套在主变专用吊环上,吊钩微微上升,使钢丝绳位置放正使受微力,工作人员各就各位。
由工作负责人指挥吊钩徐徐上升,当主变吊起地面100mm暂停,检查钢丝绳、吊车刹车及站用变重心有无偏移等异常情况,如发现有异常,应回落主变重新调整重心后,方可继续起吊,并将主变吊至安装基础正上方,然而指挥吊钩徐徐下降落下。
安装人员根据图纸合理安装母线,安装的母线应水平牢固无弯曲现象,接头的搭接面无氧化,无裂纹,无变形。
在搭接面涂抹适量导电脂。
清理现场,按有关规定,自检工作质量。
Word文档仅供参考安全措施：全体工作人员必须正确、合理使用劳保用品。
检查确认现场安全措施与工作票所列安全措施一致性。
任务、分工明确,设立起重专人指挥,并使用标准信号。
吊装过程中严密监视吊臂回转方向。
起吊钢丝绳和卸夹载荷重量应大于设备重量,当钢丝绳受力时,检查钢丝绳受力情况应均匀。
一般废弃物应放在就近城市环卫系统设定的垃圾箱内,不得随便乱扔。
动火现场应根据情况准备至少两只灭火器。
危险点分析吊臂回转时与相邻带电设备安全距离不够,引起拉弧触电。
起吊时指挥不规范或监护人员不到位,引起误操作导致人身伤害。
起重不规范或使用已损坏起重设备,引起设备损坏或人员伤亡。
检修电源设备损坏或接线不规范,引起低压触电。
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2号主变A相低压套管更换组织、安全和技术措施批准：复审：初审：编写：神华国华惠电二〇一一年三月2号主变A相低压套管更换组织、安全和技术措施1、编写目的2010年10月4日至10月22日，我公司2号机组C级检修期间，发现#2主变A相低压套管瓷瓶上部两片伞群的边沿存在破损现象，为彻底消除设备安全隐患，提高2号主变运行可靠性，计划于此次#2机组检查性修理期间，安排对该缺陷套管进行更换。
为保证整个施工项目安全、有序和高效进行，特拟定针对本施工项目的组织、安全和技术措施。
#2主变基本参数主变低压套管基本参数2、适用范围适用于神华国华惠州热电分公司本次#2主变A相低压套管更换工作。
3、引用标准神华国华惠州热电分公司《330MW电气一次检修规程》常州东芝变压器有限公司《变压器安装运行保养使用说明书》4、组织措施4.1组织机构项目负责人：袁孝敏现场技术指导：薛丰、董卫星、主变厂家（常州东芝变压器有限公司）赴现场技术支持人员1人、离相封母厂家（北京电力设备总厂）赴现场技术支持人员2人运行负责人：汤永庆工作负责人：施工单位指定安全负责人：施工单位指定工作班成员：施工单位指定（变电检修工6—10人，汽车吊司机1人，起重司索1人）4.2成员职责4.2.1项目负责人（1）负责对#2主变A相低压套管更换项目的组织、前期准备、实施、启动、总结验收和后评价工作进行总体控制及协调；（2）监督本项目的检修安全、质量、进度计划目标的有效贯彻实施，协调人力和物资采购、到货验收等检修资源；（3）负责项目施工方案的编制；（3）对检修中发现的设备重大缺陷、安全隐患等问题组织研究、解决；（4）对参加检修的各施工单位的工作进行监督和指导。
4.2.2现场技术指导（1）负责项目施工方案的审核；（2）负责现场施工安健环、作业流程、工艺质量及进度的监督与指导，确保施工过程安全、有序、高效；（3）对检修中发现的问题提供技术指导。
4.2.3 运行负责人（1）负责项目施工方案的审核；（2）负责督促、指导、验收检修工作票中所需安全和技术措施的实施与落实；（3）负责项目施工过程中需配合进行的运行操作；4.2.4工作负责人（1）项目过程施工的组织者，负责本项目的施工质量、安全检查与监督工作；（2）负责施工进度并保证施工过程中的设备和人身安全，检查施工现场安全措施的落实并向本班组全体作业人员进行安全技术交底；（3）监督作业人员遵守劳动纪律、严格按安全操作规程施工，结合实际进行安全思想教育，及时汇报施工中出现的问题等。
4.2.5安全负责人（1）负责项目作业过程中的安全、文明施工监护及监督检查工作，督促检查本班组施工人员的安全保护措施的执行情况；（2）监督现场作业人员严格按照国家安全生产的各项规章制度、操作规程及甲方相关要求进行施工。
4.2.6工作班成员（1）负责按照施工方案进行项目施工的具体实施工作，贯彻安全、质量、进度计划的实施；（2）负责按照国家安全生产的各项规章制度、操作规程及甲方相关要求进行施工。
5、技术措施5.1施工作业分工（1）常州东芝变压器有限公司负责主变的全部内部作业，并全程配合、指导套管更换工作；（2）北京电力设备总厂负责主变A相套管上方封母的切割和焊接复装工作；（3）检修承包单位负责旧套管的拆卸、新套管的修前试验、新套管的吊装、主变A相套管上方封母的吊装及作业过程中的其它全部工作。
5.2 施工工器具5.2.1惠电公司负责提供的工器具（1）施工电源；（2）主变低压套管备件；（3）真空滤油机（流量不小于6KL/H）1台；（4）干燥空气（露点<-40℃）25瓶；（5）备用变压器油（1T）；（6）施工所需脚手架及雨棚等设施的搭设。
5.2.2施工单位负责提供的工器具（1）储油罐（70T）；（2）真空泵（极限真空能力1.33Pa以下，150L/S以上）1台；（3）真空泵和滤油机配套专用软管（洁净透明）及连接法兰1套；（4）16吨汽车吊1台；（5）对新低压套管备件进行预防性试验的相关仪器仪表；（6）项目作业所需的其它工器具。
5.2.3主变厂家负责提供的工器具（1）油封胶1支；（2）人孔密封件2根；（3）低压套管密封件2根；（4）三通管路及压力表1套；（5）内部作业用必需品。
5.2.4封母厂家负责提供的工器具（1）封母切割和焊接设备一套；（2）用于封母铝导体及外壳焊接的焊条若干。
5.3施工工序5.3.1垂直段A相封母拆除（1）利用汽车吊和专用吊绳将需切割的封母外壳有效固定；（2）切除#2主变低压侧A相封母（垂直段），并将该段封母吊至地面；（3）将切割后封母断口进行有效密封，做好防雨、防潮措施。
5.3.2变压器排油（变压器充气排油管路连接参考附图）（1）打开油枕顶部放气塞，然后打开油枕上2B球阀（抽真空处），使用油桶接油，将油枕抽真空管内残油放干净，并关闭放气塞；（2）打开油枕上1B旁通球阀；将充气装置与抽真空用2B球阀处相连；（3）拆除呼吸器，安装专用三通管路及压力表；（4）将滤油机回油管路与主变下部回油球阀处相连；（5）从油枕上抽真空用2B球阀处缓缓吹入干燥空气，监视呼吸器处三通管路上压力表数值；压力表数值到达0.015MPa后开启滤油机，回油过程中持续吹入干燥空气，保持压力表上压力在0.015MPa左右（回油开始前要求本体、油罐、滤油机等必须接地可靠）；（6）回油至油箱内基本无油出来时停止回油，继续充入干燥空气保持变压器本体内压力在0.015Mpa左右。
5.3.3套管更换（1）清洁低压升高座及涉及到的工作区域；（2）打开低压升高座人孔盖板，清洁法兰面；（3）内部套管引线解除；（4）将旧套管起吊，清理套管安装的法兰面，更换新的密封件；（5）吊装新的套管，完成外部螺丝紧固及内部引线的连接；（6）对主变内部铁芯、绕组、引线、铁芯夹件等的绝缘及紧固情况进行详细检查，对无载分接开关进行检查；（7）人孔盖板封闭及紧固。
5.3.4变压器抽真空（1）使用真空软管将真空泵管路与变压器油枕上2B球阀相连接，同时确认旁通阀处于打开的状态；（2）在原呼吸器连接法兰处安装的三通阀维持原样不变；（3）上述作业完成后，打开真空泵进行抽真空作业，真空度达到133Pa时进行泄漏试验（泄漏量在13Pa/30min以下为合格），确认合格后，继续抽真空；（4）保持真空24小时（真空度＜133Pa开始计时）；（5）变压器本体抽真空期间，需要记录数据（每小时记录一次）。
5.3.5变压器真空注油（1）套管更换期间，对变压器油罐内绝缘油及备用油进行过滤，注入变压器本体前保证绝缘油化验结果满足以下要求：耐压强度50kV/2.5mm以上，微水：15uL/L以下，C2H2=0；（2）抽真空时间满足要求后，可以进行真空注油作业，注油作业过程中，需保持变压器本体真空值保持在133Pa以下（注油开始前要求本体等必须接地可靠）；（3）注油期间，滤油机流量控制在6kL/h以下，出口温度控制在50℃以下；（4）从油箱侧面注油阀（Ф50）通过滤油机进行注油，滤油机出口阀连接主变注油阀，滤油机进口阀连接储油罐；（5）当油枕油位达到30%时，变压器本体停止抽真空。
关闭旁通阀后从安装在呼吸器处的三通吹入干燥空气，破坏油囊真空直至胶囊内为常压，然后滤油机继续对变压器注油，根据油枕油位与温度曲线，将油枕油位注到合适位置；（6）注油结束后对胶囊加压至0.015MPa，在油枕顶部放气塞进行一次排气。
5.3.6变压器静放（含油密试验）及排气（1）使用压力释放阀锁紧装置锁紧压力释放阀，对胶囊加压0.035MPa，开始油密，油密时间24小时（油密时间算静置时间），重点检查更换处法兰面；（2）如变压器无渗漏，释放胶囊压力并拆除三通后安装呼吸器；（3）静放48小时后对主变上部所有放气塞进行一次排气（不包括油枕顶部放气塞）；（4）注油结束，开始计入静放时间。
5.3.7变压器修后预防性试验项目（1）绕组直流电阻；（2）绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；（3）绕组连同套管的tanδ；（4）绕组连同套管的交流耐压试验；（5）铁芯及夹件绝缘电阻；（6）穿心螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、绕组压环及屏蔽等的绝缘电阻；（7）局部放电试验；（8）气体继电器校验及其二次回路试验；（9）整体密封检查（在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续时间24h无渗漏）。
5.3.8封母复装（1）将封母垂直段吊至主变低压侧A相升高座上方，并与原封母断口对接；（2）焊接封母导体及外壳断口，恢复两段封母的有效连接。
5.4进度安排6、安全措施6.1安全控制目标此次二号主变检修过程无习惯性违章，无不安全情况发生，无设备损坏，无人身轻伤，安全、按时、保质保量完成任务。
6.2安全管控措施（1）办理检修工作票，并检查工作票所列安全措施与运行人员所做的措施是否相符，是否适合实际作业项目的要求；（2）开工前，向全体参加作业人员交代工作票所载安全措施和作业中注意事项及人员分工、负责、监护的项目；（3）套管更换工作应选在晴天进行。
变压器器身暴露在空气中的时间必须满足如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h，空气相对湿度不大于75%时不超过12h，器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止；（4）为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上；（5）检查器身时应由主变厂家专人进行，着装应符合规定。
任何人员进入主变器身必须进行登记，并记录带入工器具和物件名称、数量，防止遗留在油箱内或器身上；（6）在器身内部使用临时照明时要使用带漏电保护器、36V以下的低压行灯，并检查电源线有无破损，同时根据需要考虑通风；（7）不许将梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线；（8）拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换；（9）对套管升高座上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽，并重新密封好并擦油迹；（10）在起吊设备时必须使用合格的起重工器具，起重工具应有有效的检验合格证；（11）起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号，并设专人监护。
禁止人员在重物下行走或停留；（12）起重前先拆除影响起重工作的各种连接件；（13）起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四角系缆绳，由专人扶持，使其平稳起降；（14）当套管或封母因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑.等防止坠落措施；（15）吊装套管时，其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件；（16）全体参修人员做到三不伤害，杜绝习惯性违章；及时纠正其他成员习惯性违章行为，积极配合工作负责人作好此次二号主变检修的安全工作；（17）当天工作结束时，要搞好现场卫生的清理，禁止将废弃物品、包布乱堆乱放并对发电机内部认真检查确认无误后方可将发电机人孔进行封堵。