试论110kV变电站变压器的安装与检修
摘要：随着我国经济技术的进步，110kV变电站变压器也广泛应用于油田之中。但110kV变电站变压器的安装和检修均较为复杂。因此，如何能有效进行110kV变电站变压器的安装与检修，不仅受到了有关部门的广泛关注，也成为相关企业和人员工作的重中之重。
关键词：110kV变电站;变压器;安装;检修
前言：
因变压器的运行直接影響着油田的工作进展，可见110kV变电站变压器的安装与检修的重要性。基于此，本文对110kV变电站变压器的安装，以及110kV变电站变压器的检修进行了探讨，以供参考。
1 110kV变电站变压器的安装
1.1变压器在安装前的准备工作
在实际的变压器运输环节中，会存在较多的不利因素影响变压器的使用性能。例如：应在运送之前，考虑运送变压器的车辆在路途中是否存在较大振幅，与变压器相关的压力和氮气压力是否在规定的区间内。另外，电流互感器位于变压器的主变两侧，其极性可有保护变压器差动性能良好，因此在安装变压器之前，需针对电流互感器通电的极性极性细致确认，以此保障变压器的安全性能。可见，在安装变压器之前，应总结并排除影响变压器安全性能的不利因素，同时将安装变压器需用到的工具准备齐全。此外，还应确保参与变压器安装的施工人员，均熟练掌握安装技能，并充分了解相关操作规范和制度，为安全、顺利的安装变压器提供有利保障[1]。最后，为预防和避免其他故障和特殊情况的发生，还应对防火和防雨的相关工具和设施进行检查。
1.2确定地网布置图
变压器安装工程具有环节复杂，工序繁琐的特征。其中，地网布置图的确定是变压器安装的基础。但部分单位只出具了相对简单的地网布置图，对于细节的要求十分宽泛。例如：并为对主控室和高压室此类重要部分单独设计接地图，对变压器后续的安装工作产生了一定的阻碍。因此，应重视地网布置图的重要性，并做好与地网设计相关的两点主要工作：一是土壤的电阻率参数，获取土壤的电阻率参数，是地网设计中的主要环节之一，若不能保证土壤电阻率参数的精准性，将会对地网设计造成较为严重的影响。因此，就要求相关工作人员熟练掌握各种土壤电阻率采集方式，并能通过不同的采集方式来获取所需的数据信息，在反复对比中，提供出精准的土壤电阻率参数;二是选择接地体截面范围，需合理选择接地体截面的范围，若范围相对较大，不仅会增加安装成本，过多的钢材还会影响导电效果，若范围相对较小则很难承受地流产生的热效应，久而久之，会严重影响变压器的使用性能。
1.3安装变压器的步骤
实际安装变压器的步骤可大致划分为以下几点：(1)运送变压器到制定安装地点，这需结合油田实际情况，合理选择汽车吊装的方式;(2)应确保速度的合理性，避免发生较大的颠簸和碰撞，并通过箱体包装的方式保护变压器，可有效减少损坏现象的发生。另外，为确保变压器的结构不受影响，运输中的倾角不能大于十五度;(3)在实际的安装过程中，还应注意牵引力的大小，牵引力过大会对变压器造成挤压，反之牵引力过小又达不到相关的要求;(4)应做到严格按照设计图纸进行安装，这能避免出现偏差，为日后变压器的正常使用提供有利条件;(5)须严格依照操作规范和相关制度进行变压器的外接工作。例如：合理、谨慎应用绝缘导线，并分别铺设中性点地线和工作零线，确保变压器在使用中的安全性。
2 110kV变电站变压器的检修
2.1状态检修
所谓状态检修即是指通过状态监测和诊断技术，针对设备的运行状态进行检测以及对于故障信息的测试和分析，从而确定设备的故障原因和故障位置。同时，系统还能结合设备的运行状态和运行数据，预测设备可能会发生的异常情况。因此，为确110kv变电站变压器转态检修的可靠性，应整合状态检修思路并确定状态检修步骤，同时做好状态检修评估工作，并进行细致的记录。以下几种常见的故障监测技术;(1)油中溶解性气体分析;(2)绕组温度提示;(3)共外线测温;(4)频率影响。另外，变压器检修的步骤可分为以下三点：一是采集数据，分别采集离线和在线状态下的数据系统，确保数据的完整性，并进行细致记录;二是分析变压器工作环境和运行状态，并结合设备缺陷预判设故障原因和位置，并制定检测方案;三是实施检修计划，并在检修工作结束后对其进行评估，并提出相关改进意见[2]。
2.2检修案例
以某油田变点站为例，其总容量为127MVA的110kV的变电站，其中包含两回110kV进线、十回40kV的出线、十回8kV的出线，有电容量为5000kvar的五台电容器，并采用单母分段的方式进行110kV和40kV母线的连线，投运以来40kV的侧负荷一直只有额定容量的八成。其故障情况为：出现110kV套管在主变压器停电试验中容量超标的问题，与厂家联系解决后，又出现变压器中的烃和氧含量上升的情况。结合相关监测技术后发现故障原因为：35kV的第三档中存在百分之五十的三相不平衡，确定故障位置在35kV的调压开关处。随后拆除烧毁的动、静调压开关，了解到是其开关位置欠缺弹簧力，致使接触部位的电阻增加，产生高温发热。因此，应测试、评估多种类型的变压器，并针对重载变压器进行油样取测，同时也应重视变压器选型，避免类似故障的发生。
结语：
综上所述，开展与110kv变电站变压器安装和检修相关的工作具有十分重要的意义。因此，应做好变压器安装前的准备工作，并确定地网布置图，了解安装变压器的步骤，做好变压器的状态检修工作，确保110kv变电站变压器的顺利使用。
参考文献：
[1] 王旭东. 110kv变电站变压器安装与检修[J]. 改革与开放， 2020(2X)：2.
[2] 成昱嘉， 朱欣. 110kV变电站变压器安装与检修[J]. 建筑工程技术与设计， 2019， 000(028)：14.
作者：于新锋?张明
110kV电力变压器采购合同
补 充 部 分
一、图纸部分：
1、变压器装配及注油后的总质量、进线电缆布置位置、冷却装置和有载调压开关控制接线图等
2、提供最终版的正式图纸和一套供复制用的底图及正式的CAD文件电子版。其中图纸应包括总装配图及安装时设备位置的精确布置图。
3、图纸应注明起吊变压器的最大重量，标明所有部件和附件的尺寸、位置，以及拆卸高压套管时所需要的空间高度，上节油箱起吊高度，起顶、拖耳位置，各阀门法兰尺寸及位置。图纸应标明变压器底座和基础螺栓尺寸、位置。
4、套管及其接线端子图：图纸应包括套管型号、套管内结构解剖详图、接线端子详图、固定法兰及伞型详图，套管顶部安全承力、顶部破坏作用力及爬电距离和干弧距离均应给出。
5、变压器器身示意图：绕组位置排列及其与套管、分接开关的连接，包括引线连接装配的说明。
6、上节油箱起吊图：标明起吊重量、起吊高度和吊索、吊点布置方式。
7、注有尺寸的套管升高座的横断面图：应显示出法兰、电流互感器座等。
8、所有供应的附件外形尺寸图：包括套管、气体继电器、压力释放装置、盘式温度计和绕组温度计、电流互感器及升高座、带有油泵及风扇电机的冷却器(散热器)等。
9、有载调压分接开关和变压器温度控制器的装配图。
10、有载调压分接开关、变压器冷却装置和变压器组成组控制等使用的控制柜装配图。
11、展开图及接线图：包括计量、保护、控制、报警、照明及动力等所需的交流和直流回路的线路原理图。
12、冷却装置的原理接线图，应包括当一个电源发生故障时，能自动向备用电源切换的原理说明。
13、原理接线图应标示变压器控制柜和所有变压器附件的端子，如电流互感器、报警装置、风扇电机等，以及这些设备在变压器上的布线和用户电缆连接的接线板的标志。
14、位于控制柜内的设备，应以接近其实际位置的方式表示在连接线路图上。位于控制柜外面的器件，例如电流互感器，其在图上的位置，应能简明标示其向接线端子上的引出连线，接线板上的端子间至少应留出一定的空隙，以备买方在向接线板上增加电缆连接时用。
15、变压器安装、运行、维修和有关设施设计所需的其他图纸和资料。
16、铁心接地套管布置图、中性点接地套管引线支撑详图：包括支柱绝缘子、支持钢结构排列、接地导体及钢结构详图。
17、拆卸图：套管的拆卸方法，铁心吊环位置、铁心和绕组拆卸方法。 卖方向买方提供的资料和图纸：
1. 买卖双方协商确定的图纸、资料和说明 2. 有关设计图纸、资料
3. 运输、保管、现场安装调试用图纸、资料 1)变压器的安装使用说明书 2)吸湿器使用说明书
3)净油器(如有)使用说明书
4)套管及其电流互感器保管、安装、使用说明书 5)气体继电器使用说明书 6)绝缘油使用说明书
7)冷却系统安装和使用说明书 8)有载调压装置安装和使用说明书 9)变压器检测装置及控制柜等说明书 10)其他仪表的使用说明书
11)变压器结构、绕组排列及连接的说明 12)温度计使用说明书
13)压力释放装置安装和使用说明书 14)其他附件的安装使用说明书
15)投入不同数量冷却器时长期负载情况说明书 4. 运行、检修手册、资料 5. 主要设计数据
6. 设计、制造所依据的主要标准 7. 备品备件图纸、清单
8. 变压器所用主要材料、部件、配件清单(注明供应商) 9. 变压器主要部件及配件图表
1)外形尺寸图(包括吊装图及顶启图) 2)冷却系统图
3)梯子及储油柜安装图 4)控制电缆安装图
5)套管及接线端子零件图 6)套管与变压器引线装配图
7)二次保护、测温、信号、动力电源的端子布置图 8)压力释放装置结构及安装图 9)电流互感器安装图 10)电流互感器铭牌图 11)变压器安装基础图
12)变压器外部二次线及电源线布置图
13)分接开关切换装置及控制部分电气接线图、控制盘的正视图 14)变压器接地线路图及端子位置图 15)变压器本体运输图
10. 对于其他未列入合同技术清单但却是工程所必须的文件和资料及图纸，如设计继电保护、控制操作及与其他设备配合需要相关文件和技术数据。 11.产品说明书还应包括下列各项：
1)关于结构、连接及铁心、绕组型式等的概述和简图。
2)变压器有关部件及附件的图纸和安装维护说明，例如：套管、散热器(冷却器)、套管式电流互感器、调压开关，以及所有保护装置和测量装置等。
3)具有详细图纸的有载分接开关维护说明。
4)变压器用的特殊工具和仪器的清单、专用说明书、样本和手册等。 5)特殊需要的说明。
二、设备要求
1、变压器本体上的测温装置的端子箱或就地仪表间的电缆应采用耐油、阻燃、屏蔽电缆。气体继电器至端子箱电缆应将每个触点的引线单独引出，不得合用一根多芯电缆。
2. 变压器的端子箱和冷却装置控制柜内的端子排应为阻燃、防潮型，并应有15%的备用端子，供用户使用。
3. 控制柜和端子接线箱应设计合理，采用不锈钢材料，有可靠的防潮、防水措施，室外放置其防护等级为IP55。控制柜为地面式布置，端子接线箱的安装高度应便于在地面上进行就地操作和维护。
4. 控制柜和端子箱应有足够的接线端子以便连接控制、保护、报警信号和电流互感器二次引线等的内部引线连接，接线端子采用铜质端子。所有外部接线端子包括备用端子均应为线夹式。控制跳闸的接线端子之间及与其他端子间均应留有一个空端子，或采用其他隔离措施，以免因短接而引起误跳闸。
三、技术服务
1、 概述
1)卖方应指定2名以上工地代表，配合买方及施工方之间的工作。卖方应指派合格的有经验的安装监督人员和试验工程师，对合同设备的安装、调试和现场试验等进行技术指导。卖方指导人员应对所有安装工作的正确性负责，除非施工方的工作未按照卖方指导人员的意见执行，此时，卖方指导人员应立即以书面形式将此情况通知买方。
2)卖方在设备安装前及时向买方提供技术服务计划，包括服务内容、日程、工作人员、天数等。买、卖双方据此共同确认一份详尽的安装工序和时间表，作为卖方指导安装的依据，并列出安装承包商应提供的人员和工具的类型及数量。
3)卖方负责变压器主体安装到位，卖根据工地施工的实际工作进展，通过协商决定卖方技术人员的专业、人员数量、在工地服务的持续时间以及到达和离开工地的日期。
4)卖方负责完成变压器本体就地控制柜所有电缆敷设和连接工作。
2、 任务和责任
1)卖方指定的工地代表，应在合同范围内全面与买方工地代表充分合作与协商，以解决合同有关的技术和工作问题。双方的工地代表未经双方授权无权变更和修改合同。
2)卖方技术人员代表卖方完成合同规定有关设备的技术服务，指导、监督设备的安装、调试和验收试验。
3)卖方技术人员应对买方人员详细地解释技术文件、图纸、运行和维护手册、设备特性、分析方法和有关的注意事项等，以及解答和解决买方在合同范围内提出的技术问题。
4)卖方技术人员有义务协助买方在现场对运行和维护的人员进行必要的培训。
5)卖方技术人员的技术指导应是正确的，如因错误指导而引起设备和材料的损坏，卖方应负责修复、更换和(或)补充，其费用由卖方承担，该费用中还包括进行修补期间所发生的服务费。买方的有关技术人员应尊重卖方技术人员的技术指导。
6)卖方代表应尊重买方工地代表，充分理解买方对安装、调试工作提出的技术和质量方面的意见和建议，使设备的安装、调试达到双方都满意的质量。如因卖方原因造成安装或试验工作拖期，买方有权要求卖方的安装监督人员或试验工程师继续留在工地服务，且费用由卖方自理。如因买方原因造成安装或试验拖期，买方根据需要有权要求卖方的安装监督人员或试验工程师继续留在工地服务，并承担有关费用。
四、运输
卖方负责变压器和变压器所有配套设备和材料的运输到指定的工地，并包括主体安装就位。
五、提供所有变压器主体和附件吊装和安装所需的专用工具和消耗材料，并提供详细供货清单。
六、变压器油应有10%的裕度。
七、变压器本体充氮运输，现场不进行吊罩检查。(卖方并给出承诺)
八、提供110KV变压器低压侧变压器上母线支撑架和固定件，均热浸镀锌处理。
批准：
审核：
编制：
一、适用范围：
本施工作业指导书适用于本工程1台主变压器安装施工。
二、编制依据
1.电力工程咨询院有限公司(373-B1871S-D0201) 2.电气装置安装工程质量检验及评定规程(DLIT5161)
3.电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范(GBJ148-90) 4.电力变压器厂家安装使用说明书 5.电力变压器出厂试验报告
三、工作量
SZ11--50000/110变压器1台
四、工作人员安排(负责人、外用工及人员配备分工)
技 术 负 责 人：
施 工 负 责 人：
安 全 负 责 人： 高压试 验负责人：
五、工作期限(包括工日)
安装计划：工期15天。
六、施工机具、材料的准备
1.25吨吊车 1辆 2.VSD-6000ES真空滤油机 1台 3.30T油罐 2个 4.15T油罐 1个 5.SVM-600S真空泵 1台 6.耐油耐真空软管 100米 7.真空表 1只 8.压力表 1只 9.A6000-2电桥 1台 10.YSQ绝缘油耐压机 1套 11.3391直阻仪 1套 12.升流器 1台 13.T32交流电压电流表 3块 14.ZGS高压直流发生器 1台 15.QS-1电桥 1套 16.ZD11D-5型2500V摇表 1台 17.ZC48-2型5000V摇表 1台 18.JY-8型变比测试仪 1台 19.变压器局放仪 1套 20.升流器 1台 21.试验变压器 1台 22.T32交流电压电流表 3块 23.干湿温度计 1只 24.烘箱 1台 25.电焊机 1台 26.梅花扳手 2套 27.叉口扳手 2套 28.18”活络扳手 4把 29.15”活络扳手 4把 30.12”活络扳手 4把 31.10”活络扳手 4把 32.力矩扳手 2把 33.布剪刀 1把 34.白细扣布 80米 35.抹布 10kg 36.白布带 8盘 37.塑料薄膜 30米 38.布鞋 4双 39.推车式灭火器 2台 40.手提式灭火器 6只 41.安全行灯 2套
七、施工方案
1、 设备到货检查
1.1首先与物资公司、监理单位共同进行外观检查，并通过敲击法确定变压器油高度，(带油运输，油面高度应在油箱顶盖下200mm处)检查冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g。 1.2 与物资公司、监理单位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，封堵应严密，套管油位正常，瓷套无损伤;检查连接螺栓应紧固良好;根据实际检查情况，由各单位签字认可，并填写开箱记录，汇同开箱资料交资料保管员保管，建立借阅制度，同时向监理部报审开箱记录。 1.3 绝缘油检查 绝缘油到现场后，应进行目测检查，以免混入非绝缘油;检查绝缘油试验报告，如制造商进行过全分析试验，并出具报告，现场只需取样进行简化分析试验，否则应进行全分析试验;对每罐变压器油样取样，送电力科学院进行油样试验。取样试验应按照现行国家标准《电力用油(压器油、汽轮机油)取样》(GB7597-87)。试验标准应符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150-91)的规定，应透明、无悬浊，耐压≥45kV/2.5mm，油试验报告应于开工前向施工现场出具。 1.4 将瓦斯继电器、温度计送至计量所进行检验，并按定值通知单整定。 1.5 压力式滤油机将绝缘油倒罐过滤，滤油纸经烘箱烘干，滤除固体杂质，用真空滤油机将绝缘油倒罐过滤, 进行脱水、脱气处理。
2、 变压器附件安装及绝缘油真空滤油 2.1 冷却器检查及安装 2.1.1冷却器检查
a 冷却器安装前应进行试验压力不大于0.12MPa、30min的压力试验(根据技术协议要求)，应无渗漏。
b 冷却器安装前应用合格的绝缘油经真空滤油机循环冲洗干净，并经残油排尽。
c 管路中的阀门应操作灵活，开闭位置应正确;阀门及法兰连接处应密封良好。外接处应密封良好。
d 外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。 e 满足以上条件后进行冷却器安装。 2.1.2冷却器安装
a 散热器安装前请应去掉集流管端盖，拧紧放油放气阀盖。 b 散热器组间距应不小于50mm。
d 下集流管中心离地面应保持适当高度，以利于空气对流。将活门正确地与变压器下部活门连接，进行水平、垂直调整。 e 冷却器连接整个吊装过程中应缓慢平稳，严禁碰撞。 2.2 储油柜检查及安装应符合下列要求： 2.2.1储油柜检查
检查油柜外观是否有碰伤，各管口位置及法兰尺寸是否符合要求。打开排气口和呼吸口，用吸尘器从排气口吸气或用气泵从呼吸口向内充气，将油位指示刻度调整到现场变压器油温对应的刻度，然后关闭呼吸口。产品出厂前已完成抽真空检查试验。现场通常不需要再作该试验。
2.2.2储油柜安装
确定储油柜连接口与气体继电器之间尺寸，然后将储油柜吊装就 位。为便于排气，储油柜轴线应对应水平面有30的倾斜角，即排气口 端略高。接下来，先将储油柜连接口与蝶阀、波纹管连接器连接，再 将波纹管连接器与气体继电器连接。最后将储油柜与支板焊接牢固。 注意：外壳体虽然允许现场施焊，但应在保证固定的前提下，尽量采 用断续焊并减小焊角尺寸，以防止焊接变形对壳体圆度产生影响。 支架弧面需配合好，并使油槽底面与支架均匀接触，避免支架弧面局 部受力，致使油柜负重后变形。
连接注油管、排气管。注油管下端应配碟阀和注油管头。排气管 下端应配放气阀。采用波纹管连接的变压器应考虑原有硬管连接取消后，油柜轴向固定减少会产生晃动，应根据现场情况增加固定连接板。
严格检查各连接部位密封是否可靠。如果排气管连接部位密封不好，将导致进气而产生假油位。
一切检查就绪，准备注油。
2.3 套管试验(应与排油同时进行)
2.3.1由物资公司、监理公司、施工单位、厂家在上午八点对套管进行开箱检查，由施工单位作好开箱记录，开箱结束后向监理公司报审开箱记录。
2.3.2套管应进行下列检查： a 套管表面应无裂纹、伤痕;
b 套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净; c 检查套管出厂试验报告和合格证是否齐全; d 套管应无渗油现象，油位指示正常;
e 经检查各项条件满足时即进行套管试验;
f 采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻值不应大于1000MΩ。 g 测量套管的介质损耗角正切值tgδ不应大于0.7。 h 测量套管的实测电容值与产品铭牌或出厂试验值相比，其差值应在+10%范围内。
i 取套管油样进行色谱分析试验。 2.3.3利用吊车进行升高座CT试验
a 电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应牢固，端子板应密封良好，无渗油现象。 b 电流互感器极性变比应符合设计图纸要求。 c 对循环油进行取样试验。 d 进行伏安特性试验。 2.4 器身检查、套管安装
根据天气条件，空气相对湿度小于75%时，上午九时进行器身检查，下午五时结束器身检查及套管安装，时间不得超过：
a：空气相对湿度不超过65%的干燥空气，16h。 b：空气相对湿度不超过75%的干燥空气，12h。 2.4.1器身检查
器身检查时，应该检查线圈的压紧情况，引线的支撑和夹持情况，绝缘的包扎情况，器身各处所有螺栓螺母的紧固情况，有载分接开关触头的的接触情况及分合情况。器身检查完毕，对所有发现的故障及缺陷均应妥善处理并记载存档备查，以便于以后装配，同时应将分接开关调至额定分接位置。
2.5 吊装套管及变压器组装
a 将主变的10kV套管装于主变上方10kV侧，在提穿心线时应小心，不得有死弯，将军帽及内部附件安装应正确。 b 将110kV套管清扫干净，栓好吊绳及穿心绳，栓吊绳时应注意套管的斜度，并有方向绳以保证安全。 c 将套管吊至110kV侧，其过程应平稳，缓慢放绳将套管安装于电流互感器升高座上，应注意套管油标方向是否正确，密封垫安装位置正确，为防止紧坏，螺丝应对角均匀紧好。 d 将军帽及内部附件应正确安装并紧好。
e 按上述过程将中性点的套管及110kV侧套管安装好。 f 吊装采用25吨吊车，其起重范围满足施工要求。 g 在变压器吊装过程中，吊车由专人指挥，所有工作人员必须听从指挥。 h 工作时拆卸的螺丝及安装用螺丝要有专人负责，严禁将物件坠入变压器本体内部。 i 各部件的复装要按其安装说明书及变压器安装图中的要求进行，所有联管需按出厂时管上打的标记进行复装，开箱带绝缘件和主体打开的盖板孔均应有防尘措施。
j 气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜方向，与其连通管的连接应密封良好。 2.6 电流互感器等附件安装
利用25吨吊车进行升高座电流互感器、油路管、压力释放阀的安装。 a 安装升高座时，应使电流互感器铭牌位置面向油箱外侧，放气塞位置应在升高座最高处;电流互感器和升高座的中心应一致;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。 b 压力释放装置的方向应正确，使喷油口不要朝向临近设备;阀盖和升高座内部应清洁，密封良好;电接点应动作准确，绝缘应良好。 c 管路安装时应根据厂家设计图纸进行连接，法兰连接处应密封良好，连接角度应正确，不得使管路受力不均匀或受到其它方向的扭力。 2.7 注意事项
2.7.1变压器引线的根部不得受拉、受扭及弯曲。 2.7.2对于60kV级及以上的引线，引线的包扎的绝缘斜稍必须进入套管下部均压球的口内。
八、 变压器安装质量要求
1. 冲击记录仪记录的各方向冲击值不大于3g，若已发生动作应及时通知监理部、物资公司、达驰电气有限公司; 2. 附件防锈层应无锈蚀及机械损伤，充油附件应无渗油，油位正常，油枕、散热器、潜油泵、油流继电器、瓦斯继电器、管路应封堵严密，螺栓齐全，紧固良好，充油套管油位正常，瓷套无损伤;
3. 到场绝缘油取样化验：介损≤0.5% 耐压≥45kV/2.5mm(厂家标准，且高于国标)且应符合《规范》表19.0.2的要求，不到上述指标时应退货或换货
4. 绝缘油处理后取样化验：介损≤0.5% 耐压≥50kV/2.5mm(厂家标准，且高于国标)含水量≤15ppm且应符合《规范》表19.0.1的要求。
5. 器身检查时应选择无雨、大风的天气，湿度<75%; 6. 本体气体继电器动作值为1.0～1.2m/s; 11. 补油应在无雨的干燥天气进行。
九、质量保证措施
1. 严格按照设计、规程、规范的要求进行施工，试验数据应符合电气设备交接试验标准并符合产品技术条件的规定; 2. 本施工组织设计工序对质量的要求进行施工; 3. 由专职质安员负责质量监督检查，严格按三级验收制度进行检查验收，并填好验收记录和安装记录; 4. 发现质量问题后，安质部应及时提出处理整改措施及预防措 施，并根据《质量奖罚制度》有关的条例对责任人员进行处理; 5. 安装调整后，应及时向监理部进行报验。
6. 器身检查时，应有工程质监站代表、物资公司及生产厂家代表共同在现场监督，并履行有关手续。 十. 变压器滤油措施
1. 本站主变须注油21吨。变压器油到现场后必须进行油简化分析，厂方应有出厂试验报告。油罐应无渗漏。
2. 油罐及滤油机、真空泵、烘箱等设备各必须有良好的接地。 3. 现场油罐区及滤油区应有防火设施。滤油纸使用前后应有专人保管处理，以防火灾。电源应有合适保险，有专人管理。 4. 所有设备必须有专人负责，工作人员不得离开岗位。 5. 对滤油机、管路及大罐进行清洁，干净后方可使用。 6. 油管路、真空管路采用钢丝加强耐油、透明塑料管或不锈钢滤油管。 7. 各管路接口均采用法兰对接，对接处用耐油胶垫密封。法兰续接管与管路应用钢带卡头压接不得用铁丝绑扎。 8. 用压力滤油要将小罐油倒入大罐，检查油管路及大罐阀门密封情况，倒入时应雨及大风，湿度在75%以下时进行。 9. 压力滤油机应注意共夹件的方向性。两夹件之间的滤油纸不少于2层，根据脏污情况及时更换滤油纸。
10. 滤油纸在使用前应放入烘箱烘干，温度计应为60-80℃，时间不得低于2小时。使用前不得提前拿出。
11.` 充油大罐及变压器无论在何时，均应通过内充干燥硅胶的空气过滤器与大气接触。 12. 大罐滤油应先用压力滤油机，只有油基本无杂质时，才可使用真空滤油机滤油。
13. 滤油机滤油时，应开加热器，出口油温不得低于50℃，大罐油温不得低于40℃，严禁超过80℃。 14. 大罐中的油在注油前应用真空滤油机进行脱水脱气处理。注油前须做试验，应符合规程要求。
15. 变压器油的微水含量不应大于15ppm，耐压大于50kV，介质损tgd(90℃)≤0.5%
16.主变压器应在局放试验前后各进行一次变压器油内的油中溶解 气体色谱分析，两次测得的氢、乙炔、总烃含量，应无明显差别。 17.变压器应在绝缘试验或第一次升压前取样测量油中的含气量基 值不应大于1%。
十一. 变压器安装职业健康安全措施
1.进入现场人员必须衣着整齐、正确戴安全帽;
2.安全负责人开工前向全体工作人员交代安全措施和注意事项，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;
3.检查所有工器具，尤其是吊装用具是否符合安全要求，不合格者 坚决不用;
4.开箱检查和运输吊装时应注意防止碰坏瓷件;
5.整个安装过程中要注意当时天气情况，严禁在不良天气下作业。 6.当需进入变压器油箱内工作时，工作人员应在排尽变压器油后， 箱内含氧量不低于18%时方可进入，且打开的人孔盖应不少于2个，必要时应通入干燥空气，其露点应在-40℃以下，器身内照明灯具电压不应超过12伏，具有防护罩，导线绝缘，应良好，设专人对油箱内工作人员进行监护;
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.在箱顶工作时，拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛下。 9.器身检查时，应对工具设专人进行登记管理，工作人员应将工具 用白布带系手腕上，应着无金属钮扣，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);
10.吊车吨位必须满足吊重的要求，吊车置放位置合适，应有足够的 回转半径，四腿支撑牢固，应选用合格人员平稳操作。
11.吊装时要设专人监护，一切行动听从工作负责人指挥，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。 12.严禁人员在吊臂下穿行和停留;
13.夜间作业时，施工现场照明应有足够的亮度;
14.参加工作的外用工，必须经安全考试合格方可上岗。
15.施工过程中，严格按照规定开具工作票。变压器安装过程中需要 动火时，必须由专职安全员开具动火工作票，并应监督检查到位。 十
二、职业健康安全危险源预测与防范 1.危险源：施工现场混乱
防范措施：主变压器施工区域设立安全围栏，所有进入施工区域的施工人员应佩带上岗证，施工过程中应设专人指挥。 2.危险源：施工工具遗漏在变压器内
防范措施：器身检查时，检查人员应着工作服、穿新鞋，并将袖口领口系好。携带工具应用白布带系于身上，并作好登记。除工具外，检查人员应无其它随身携带物品进入器身。 3.危险源：高空坠落
防范措施：在变压器顶部施工时，安全带应扎在牢固合适的位置，防止绝缘油滑造成高空坠落事故。
4.危险源：电击伤人
防范措施：高压试验时，应在试验区域设置安全围栏和警示标志，防止电击伤人。
5.危险源：滤油失火
防范措施：滤油工作区内应禁止烟火，并配备足够的灭火器，防止意外事件发生。主变压器施工时，应协调好消防和其它工序的交叉施工，防止交叉施工影响变压器施工。 6. 危险源：硬物坠落，损伤设备
防范措施：在变压器顶部安装附件时，工具应用绳索上下传递，严禁抛扔。拆除的封盖应用绳索系好后溜下，不准抛掷。 十
三、施工环境管理 1. 噪声防治 1.1防治标准 根据施工现场所处地域，施工现场背景噪声执行城区4类标准， 即昼间70Db，夜间55dB。施工中电焊机的噪声不得超过昼间70db，夜间55db。吊车噪声不得超过昼间65Db，夜间55dB。 1.2 控制措施
1.2.1项目部在技术性能满足使用要求的前提下，应优先使用噪声排放量小的设备。
1.2.2项目部安排机械施工时，应考虑机械噪声影响，避免昼、夜机械施工噪声超出防治标准。
1.2.3施工机械噪声较大的工作项目应尽量安排在白天。 1.2.4放置在施工现场的施工机械应尽量远离施工场地边界。 1.2.5项目部应按机械设备的保养规程，安排专人定期加强设备的润滑、紧固、调整保养和维修，严格按照操作规程操作，以减轻噪声对周围环境的影响。
1.2.6由于设备工作异常产生噪声的设备应立即停止使用，查明原因，安排维修，排除故障后方可投入使用。 2. 固体废弃物控制
2.1施工产生固体废弃物分类
2.1.1可回收利用的固体废弃物;如：，包装带、包装箱导线盘、地线盘、包装箱、导线皮、钢筋头、电焊条头、废钢管等。 2.1.2不可回收的的废弃物;如：施工渣土
2.1.3危险固体废物;如：干电池、废碘钨灯管等 2.2 固体废弃物控制措施
2.2.1固体废弃物处理前应首先考虑能否作为二次资源加以利用。 2.2.2固体废弃物应按要求分类存放和标识。不可将废弃物随意乱扔、堆放、混放。
2.2.3施工现场应遵循“随做随清、谁做谁清、工完料尽现场清”的原则，严格按照施工工艺方法进行施工，防止不合格品的出现，保证“清洁生产”。
2.2.4对于施工产生的固体废弃物，施工现场应指定区域存放，建立相应的垃圾存放地点，并加以封闭。由指定人员负责将废弃物运输到场内，并加以醒目的标识。运输过程中应保证不撒散，不混放，不泄露。一旦发现运输中泄露或散撒的现象必须清理。
2.2.5各施工队产生的废弃物由各施工队负责其分类放置，储存场所应有防雨、防漏、防飞扬、放火等措施。
2.2.6严禁焚烧塑料、橡胶、含油棉纱等物品，以免产生有毒气体，污染大气。
项目招标文件
议 标 通 知 书
********股份有限公司***建设项目，110KV变电站工程，主变为(2×20000KVA +1×16000KVA) 110/10KV + 1×20000KVA 35/10KV。一期工程投入1×16000KVA 110/10KV主变一台。根据公司项目实施管理规定，采取议标方式择优选定中标单位;经考察后邀请贵单位参加。现在就议标内容相关的要求通知你们，请尽快组织人员编制标书，届时参加。
一、议标内容
SZ10- 1×16000KVA 110/10KV主变一台
二、变压器主配件的议标要求
1、 有载调压开关：上海华明电力设备制造有限公司(真空开关VCMⅢ500)
2、 变压器油：25#克拉玛依油 K125X
3、 铜材：国内知名品牌
4、 铁芯矽钢片：日产
三、变压器技术数据
1、电压比：110×±8×1.25%/10.5KV
2、容量比：100/100
3、接线组别：YN，d11
4、阻抗电压：Uk%=10.5
5、高压套管CT：LRD-110-B 6只 200/5A 10P20/10P20级 LR-110-B 3 只 200/5A 0.5级
6、中性点CT:LRD-60-B 1只 100/5A
7、防污套管：110KV套管泄露比距 28mm/kv 10KV 套管泄露比距 35mm/kv
项目招标文件
四、产品质量，制造工期及结算方式的议标要求
1、质量要求：符合变压器制造及供电行业相关规范。
2、制造工期要求：制造总工期90天，预付款汇出日期算起。
3、结算方式：合同生效后付30%，货到验收合格后付30%，安装投运后付30%，余下10%为质量保证金，第一年后付5%，第二年后付清。
五、投标须知
1、投标人资格证明材料：
A.有效的工商营业执照副本复印件、税务登记证; B.投标人代理授权书原件;
C. 企业法人签名并加盖公章的委托书原件。
2、投标文件的内容构成： A.投标函; B.投标人所有资格证明材料;
C.投标报价：投标单位的报价为固定价单价。即中标后在合同有效期内价格固定不变，包括变压器制造的一切费用。
D.企业基本情况(经营规模、经营状况及行业优势)简介; E.服务承诺书;
F.投标人的业绩情况(详细说明施工单位、联系人、电话); G.投标人认为有必要提供的声明及文件材料; ①国家有关部门颁发的制造、经销、安装等资质文件 ②国家有关部门出具的产品鉴定书、检测报告等文件 ③投标产品通过国家或国际质量体系认证的证书等 ④投标产品介绍、样本或说明书
项目招标文件
H.投标人的开户名称、开户银行、帐号、电话、传真、网站、E-mail联系方式。
3、投标人必须仔细阅读招标邀请书的所有内容，按照招标书的要求提供投标文件，并保证所提供的全部资料的真实性，以使其投标对投标文件做出实质性的响应，否则其投标将被拒绝。
4、投标文件的封装：投标人须按照投标文件组成的要求制作标书，投标文件包括正本1份，副本3份，并标明“正本”或“副本”字样，投标文件须装袋密封，封口加盖印鉴。
六、投标文件递交时间和地点：
1、时间：2012年2月22日8:00时前。
2、地 点：*******股份有限公司四楼项目办公室。
七、开标时间和地点：
1、时间：2012年2月22日9:00时。
2、地点：******股份有限公司二楼会议室。
3、届时请投标人的法定代表人或其授权的代表人出席会议。
八、招标人名称：****股份有限公司 招标人地址：*****。 联 系 人： **** 联系电话：****** 传真电话***** 邮编：****
*****股份有限公司 二〇一二年二月十四日
一、安全措施
1、升压站大门闭锁，并在大门上悬挂“止步
高压危险”标示牌。
2、10kV配电室至升压站两侧通道用安全围拦隔离，并在围拦上悬挂“止步
高压危险”标示牌。
3、升压站内清洁无杂物。
4、升压站围墙上悬挂适当数量的“止步
高压危险”标示牌。
5、中控室、保护室、通讯室门口悬挂“非工作人员
禁止入内”标示牌。
6、0.4 kV 配电室内已带电盘柜用安全围拦隔离，并在盘柜前后悬挂适当数量的“设备已带电
禁止靠近” 标示牌。
7、中控室门闭锁，并在门上悬挂“非工作人员
禁止入内”标示牌。
8、所有许可在0.4kV35kV配电室内工作的人员，必须持有相关工作内容的工作票。
9、反送电现场必须有足够数量的且合格证齐全的绝缘手套、绝缘靴、验电器、绝缘棒等安全工器具。
10、现场必须有足够数量的各种标示牌。
11、反送电现场保持安静，全部操作命令只能尤总指挥下达给值班长，尤值班长下达操作命令后执行。
12、参与反送电操作人员，必须清楚反送电操作步骤。
13、操作人、监护人必须严格执行操作票制度，操作中必须严格执行操作监护制度和操作复诵制度且声音洪亮清晰。
14、操作必须有提前准备好的且合格的操作票。
15、只有值班长下达检查命令后，操作人、监护人方可去现场检查设备。
16、如遇天色较晚的操作，现场必须有足够的照明。
17、反送电现场发现闲杂人员，一律驱逐。
18、操作期间出现大风、暴雨等不利于室外操作的天气，有反送电总指挥决定是否继续操作，停止反送电操作的命令只能有反送电总指挥将命令下达给值班长，全体操作人员在接到值班长的命令后停止操作，并做好善后工作。
19、所有参加反送电操作的人员必须熟悉反送电反事故措施，掌握灭火器的正确
使用方法。
二、技术措施
1、组织人员编写典型操作票,并认真学习反送电的步骤。
2、组织全体操作人员进行操作票学习，并做出事故预想。
3、现场安全保卫消防设施。
4、组织人员对现场设备认真检查，力求将所有影响反送电的设备因素消灭。
5、核对各设备的实验记录，一次图纸核对，对已变动的设备重点组织学习。
6、对现场二次图纸于设备核对，认真检查设备接线有无松动，错接线、漏接线等。
7、主变、所用变、接地变现阶段分接头不在最高档，该设备反送电前要将分接头调至最高档。
8、系统相序可能与柴油发电机相序不同，在用4004断路器并列前认真核对相序，只有核对相序无误后柴发系统才可停止，用系统反送电接待0.4kVⅡ段。
9、反送电核对相序如果不同，立即对个隔离开关操作电机，主变分接开关操作电机，主变冷却风扇执行停电操作，改接动力电相序，并在现场检查核对电机转向正确。
10、0.4kV母线可能因为主变，所用变分接头位置的改变，导致0.4kV母线电压过高或过低，造成对设备的不良影响，在主变，所用变分接头没有切换至正常位置之前，0.4kVⅠ段不接带任何负荷，先尤0.4kVⅡ段接带升压站的备用电源。
11、开始反送电操作的前三日，对将要带电的设备测量绝缘，并留下第一手资料。
12、对所有断路器在检修位置用万用表检查其状态与指示相符，以免造成带负荷拉合隔离开关。
13、检查现场所有设备的五防闭锁，五防闭锁的逻辑关系正确。
14、检查所有设备的CT、PT的二次接线，防止CT二次线松动造成开路， PT 二次线因为错接线造成短路，对人员和设备造成伤害。
15、蓄电池浮充电先有0.4kVⅡ接带，以免0.4kVⅠ段电压过高造成蓄电池的伤害。
16、反送电期间，确保柴发系统的稳定，操作期间严密监视0.4kV交流电压和直流系统电压，以免交直流电源电压不稳定造成反送电失败。
17、执行反送电操作任务的值班员必须在开始操作前三日写出操作票，并演练各操作步骤，达到熟练的地步。
18、操作前认真执行操作模拟预演，确证操作程序的正确性。操作中认真执行唱票复诵制和操作监护制。除有操作人、监护人外，还由第二监护人。
19、防误闭锁装置的万能解锁钥匙要妥善保管，不得随意使用，万能解锁钥匙要封存起来，并且由主值每天进行交接班。
20、操作过程中，严禁走空程序、越项、并项、漏项。
三、反事故措施
1、主变的事故处理
1.1变压器的严重异常现象及其分析
1.1.1变压器的油箱内有强烈而不均匀的噪音和放电声音，是由于铁芯的夹件螺丝夹得不紧，使铁芯松动造成硅钢片间产生振动。振动能破坏硅钢片间的绝缘层，并引起铁芯局部过热。至于变压器内部有
“吱吱”的放电声是由于绕组或引出线对外壳闪络放电，或是铁芯接地线断线，造成铁芯对外壳感应而产生的高电压发生放电引起的，放电的电弧可能会损坏变压器绝缘。
1.1.2.变压器在正常负荷和正常冷却方式下，如果变压器油温不断的升高，则说明本体内部有故障，如铁芯着火或绕组匝间短路。铁芯着火是涡流引起或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏造成的。此时，铁损增大，油温升高，使油老化速度加快，增加气体的排出量，所以在进行油的分析时，可以发现油中有大量的油泥沉淀，油色变暗，闪点降低等。而穿芯螺丝绝缘破坏后，会使穿芯螺丝短接硅钢片;这时便有很大的电流通过穿芯螺丝，使螺丝过热，并引起绝缘油的分解，油的闪光点降低，使其失掉绝缘性能。铁芯着火若逐渐发展引起油色逐渐变暗，闪光点降低，这时由于靠近着火部分温度很快升高致使油温逐渐达到着火点，造成故障范围内的铁芯过热、熔化、甚至熔化在一起。在这种情况下，若不及时断开变压器，就可能发生火灾或爆炸事故。
1.1.3.油色变化过甚，在取油样进行分析时，可以发现油内含有碳柱和水份，油的酸价，闪光点降低，绝缘强度降低，这说明油质急剧下降，这时很容易引起绕组与外壳间发生击穿事故。
1.1.4.套管有严重的破损及放电炸裂现象，尤其在闪络时，会引起套管的击穿，因为这时发热很剧烈，套管表面膨胀不均，甚至会使套管爆炸。
1.1.5.变压器着火，此时则将变压器从系统切断后，用消防设备进行灭火。在灭火时，须遵守《电气消防规程》的有关规定。
对于上述故障，在一般情况下，变压器的保护装置会动作，将变压器两侧的断路器自动跳闸，如保护因故未动作，则应立即手动停用变压器，并报告调度及上级机关。
2、主变的事故处理 2.1主变的油温过高
2.1.1当变压器的油温升高至超过许可限度时，应做如下检查：
2.1.2.检查变压器的负荷及冷却介质的温度并与以往同负荷及冷却条件相比较。 2.1.3.检查温度计本身是否失灵。
2.1.4.检查散热器阀门是否打开，冷却装置是否正常。若以上均正常，油温比以往同样条件下高10℃，且仍在继续上升时则可断定是变压器的内部故障，如铁芯着火或匝间短路等。铁芯发热可能是涡流所致，或夹紧用的穿芯螺丝与铁芯接触，或硅钢片间的绝缘破坏，此时，差动保护和瓦斯保护不动作。铁芯着火逐渐发展引起油色逐渐变暗，并由于着火部分温度很快上升致使油的温度渐渐升高，并达到着火点的温度，这时很危险的，若不及时切除变压器，就有可能发生火灾或爆炸事故，因此，应立即报告调度和上级，将变压器停下，并进行检查。
2.2主变漏油和着火时
2.2.1变压器大量漏油使油位迅速下降时，应立即汇报调度。禁止将重瓦斯保护改为作用于信号。有时变压器内部有“吱吱”的放电声，变压器顶盖下形成的空气层，就有很大危险，所以必须迅速采取措施，阻止漏油。
2.2.2变压器着火时，应首先切断电源，若是顶盖上部着火，应立即打开事故放油阀，将油放至低于着火处，此时要用干式灭火器、或沙子灭火，严禁用水灭火，并注意油流方向，以防火灾扩大而引起其他设备着火。
3主变有载分接断路器的故障
3.1.过渡电阻在切换过程中被击穿烧断，在烧断处发生闪烙，引起触头间的电弧越拉越长，并发出异常声音。
3.2.分接断路器由于密封不严而进水，造成相间闪烙。
3.3.由于分接断路器滚轮卡住，使分接断路器停在过渡位置上，造成相间短路而烧坏。 3.4.调压分接断路器油箱不严密，造成油箱内与主变油箱内的油相连通，而使两相油位指示器的油位相同，这样，使分接断路器的油位指示器出现假油位，造成分接断路器油箱内缺油，危及分接断路器的安全运行。所以，在大型有载调节的变压器油枕上，装有两个油位指示器，一个是指示有载分接断路器油箱内油位，另一个是指示变压器油箱内的假油位，两个油箱是隔离的，所以这两个油位指示是不同的，在运行中应注意检查。
3.5以上故障的处理，值班人员需监视变压器的运行情况，如电流、电压、温度、油色和声音的变化;试验人员应立即取油样进行气相色谱分析;鉴定故障的性质，值班人员应将分接断路器切换到完好的另一档，此时变压器仍继续运行。
4、主变主保护动作时的原因和处理
4.1.瓦斯保护动作时的处理：瓦斯保护根据事故性质的不同，其动作情况可分为两种：一种是动作于信号，并不跳闸;另一种是两者同时发生。
轻瓦斯保护动作，通常有下列原因：
A、因进行滤油，加油而使空气进入变压器。
B、因温度下降或漏油致使油面缓慢低落。
C、因变压器轻微故障而产生少量气体。
D、由于外部穿越性短路电流的影响。
引起重瓦斯保护动作跳闸的原因，可能是由于变压器内部发生严重故障，油面剧烈下降或保护装置二次回路故障，在某种情况下，如检修后油中空气分离得太快，也可能使重瓦斯保护动作于跳闸。
轻瓦斯保护动作时，首先应解除音响信号，并检查瓦斯继电器动作的原因，根据气体分析，进行处理，若是由于带电滤油，加油而引起的，则主变可继续运行。
4.2.差动保护动作时的处理
当变压器的差动保护动作于跳闸时，如有备用变压器，应首先将备用变压器投入，然后对差动保护范围内的各部分进行检查。重点检查以下几点：
A、检查变压器的套管是否完整，连接变压器的母线上是否有闪烙的痕迹。
B、检查电缆头是否损伤，电缆是否有移动现象。 C、若检查结果没有上述现象，则应查明变压器内部是否有故障。当变压器内部有损伤时， 则不许将变压器合闸送电。有时差动保护在其保护范围外发生短路时，可能会发生误动，如果变压器没有损伤的象征时，有条件的可将变压器由零起升压试验后再送电，无条件时，则应检查差动保护的直流回路。若没有发现变压器有故障，就可空载合闸试送电，合闸后，经检查正常时，方可与其它线路接通。
若跳闸时一起都正常，则可能为保护装置误动作，此时应将各侧的断路器和隔离开关断开，由试验人员试验差动保护的整套装置。若为电流速断保护动作，其动作的处理可参照差动保护的处理。
4.3.过电流保护动作时的处理
当变压器由于过电流保护动作跳闸时，首先应解除音响，然后详细检查有无越级跳闸的可能，即检查出线线路保护装置的动作情况，各信号继电器有无掉牌，各操作机构有无卡涩等现象。如查明是因为线路出线故障引起的越级跳闸，则应拉开该出线断路器，如查不出是越级跳闸，则应将低压侧所有出线断路器全部拉开，并检查低压侧母线及变压器本体有无异常情况。若查不出有明显的故障象征时，则变压器可在空载的条件下试投一次，正常后再逐路恢复送电;当在试送某一条出线断路器时又引起越级跳闸时，则应将其停用而将其余线路恢复供电。若检查发现低压侧母线有明显象征时，则可切除该故障母线后，再试合闸送电。若检查发现变压器本体有明显的故障象征时，则不可合闸送电，而应汇报上级，听候处理。
.4.4 10KV装有零序保护而动作于跳闸时，一般均为系统发生单相接地故障所致，发生事故后，应汇报调度听候处理。
5.母线电压消失的事故处理
5.1.母线电压消失的原因有如下几点：
5.1.1.当靠近断路器的线路侧发生短路没有电抗器，而保护装置或断路器未能动作，以至不能切断短路电流时。
5.1.2.当电源中断以及母线短路或因母线断路器间引线上发生短路时，母线电压就会消失。母线电压消失是系统中最严重事故，应尽可能的迅速处理，使电压恢复。
5.3.2.母线电压消失的事故处理：
在母线电压消失时，值班人员应根据仪表指示、信号掉牌、继电保护和自动装置的动作情况，以及失压时的外部象征，来判断母线失压的故障性质。
5.3.2.1.若因线路断路器失灵而引起母线电压消失时，应将故障线路手动切断后。 5.3.2.2.若母线短路或有母线到断路器间的引线发生短路而引起母线电压消失时，其外部的象征除了配电屏表计有短路现象外(仪表剧烈摆动，母线电压表为零)。在故障地点还会有爆炸声，冒烟或起火等现象，并可能使连接在故障母线上的主变的断路器及线路断路器跳闸，此时应切除故障母线。
5.3.2.3.若判明故障在送电线路上，即将故障线路切除后还不能消除故障时，则应接到调度命令后，把一切的断路器断开，检查消失电压的母线及其连接送电线路的断路器。如送电线路的断路器已断开，则应检查该断路器上有无电压，等有了电压后再进行合闸，将线路与母线连接。然后再连接其它各条出线。
5.4.6.2、认真做好各项相关记录，发现问题及时与调度联系协商，同时及时将情况向月城供电局生技科运行专责或主管生产副局长汇报。
6.线路断路器事故跳闸的处理
6.1.线路断路器跳闸时，重合闸动作未成功。
6.1.1.解除音响，检查保护动作情况。
6.1.2.检查断路器及出线部分有无故障现象，汇报调度。
6.1.3.如无故障现象，可退出重合闸，在征得调度同意后，值班人员可试送一次。试送成功后，并通知继保人员对重合闸装置进行校验。可恢复重合闸，并报告调度，试送失败后通知调度安排查线。
6.1.4隔离隔离开关的故障处理
6.1.4.1隔离隔离开关拉不开或合不上。 当隔离隔离开关拉不开或合不上时，如因操作机构被卡涩，应对其进行轻轻的摇动，此时注意支持绝缘子及操作机构的每个部分，以便根据它们的变形和变位情况，找出抵抗的地点。
6.1.4.2隔离隔离开关接触部分发热
隔离隔离开关接触部分发热是由于压紧的弹簧或螺栓松动表面氧化所致，通常发展很快。因为受热的影响接触部分表面更易氧化，使其电阻增加，温度升高，若不断的发展下去可能会发生电弧，进而变为接地短路。
6.1.4.3 线路隔离隔离开关发热时，处理发热隔离隔离开关，可继续运行但需加强监视，直到可以停电检修为止。如条件许可，应设法代路运行。 7.电压互感器的事故处理
7.1.电压互感器回路断线
电压互感器高、低压侧熔断，回路接头松动或断线，电压切换回路辅助接点及电压切换断路器接触不良，均能造成电压互感器回路断线。当电压互感器回路断线时：“电压互感器回路断线”光字牌亮，警铃响，有功功率表指示异常，电压表指示为零或三相电压不一致，电度表停走或走慢，低电压继电器动作，同期鉴定继电器可能有响声。若是高压熔断器熔断，则可能还有(接地)信号发出，绝缘监视电压表较正常值偏低，而正常时监视电压表上的指示是正常的。
当发生上述故障时，值班人员应作好下列处理：
1、将电压互感器所带的保护与自动装置停用，如停用110KV的距离保护，低电压闭锁，低周减载，由距离继电器实现的振荡解列装置，重合闸及自动投入装置，以防保护误动。
2、如果由于电压互感器低压电路发生故障而使指示仪表的指示值发生错误时，应尽可能根据其它仪表的指示，对设备进行监视，并尽可能不改变原设备的运行方式，以避免由于仪表指示错误而引起对设备情况的误判断，甚至造成不必要的停电事故。
3、详细检查高压、熔断器是否熔断。如高压熔断器熔断时，应拉开电压互感器出口隔离隔离开关，取下低压熔断器，并验明无电压后更换高压熔断器，同时检查在高压熔断器熔断前是否有不正常现象出现，并测量电压互感器绝缘，确认良好后，方可送电。如低压熔断器熔断时，应查明原因，及时处理，如一时处理不好，则应考虑调整有关设备的运行方式。在检查高、低熔断器时应作好安全措施，以保证人身安全，防止保护误动作。
7.2.电压互感器低压电路短路
电压互感器由于低电路受潮、腐蚀及损伤而发生一相接地，便可能发展成两相接地短路，另外，电压互感器内部存在着金属性短路，也会造成电压互感器低压短路，在低压电路短路后，其阻抗减少，仅为副线圈的电阻，所以通过低压电路的电流增大，导致低压侧空开跳闸，影响表计指示，引起保护误动作。此时，如空开容量选择不当，还极易烧坏电压互感器副线圈。
当电压互感器低压电路短路时，在一般情况下高压熔断器不会熔断，但此时电压互感器内部有异常声音，将低压拉开后并不停止，其它现象则与断线情况相同。
当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：
当发生低压回路短路时，如果高压熔断器未熔断，则可拉开其出口隔离开关，将故障电压互感器停用，但要考虑在拉开隔离隔离开关时所产生弧光和危害性。 7.3.电压互感器高压侧或低压侧一相保险熔断，对B相熔断，指示为0，不影响线电压。
当发生上述故障时，值班人员应进行如下处理：
若高压侧熔断器一相熔断时，应立即拉开电压互感器隔离隔离开关，拉开低压侧空开，并做好安全措施，在保证人身安全和防止保护动作的情况下，再换熔断器。
1、 国家电网公司企业标准110kV—1000kV变电(混流)站土
建工程施工质量验收及评定规程Q/GDW183—2008
2、 国家电网公司输变电工程建设标准强制性性条文实施管理
规程Q/GDW248—2008
3、 湖北省电力公司质量工艺标准及控制要点2010年9月
4、 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
5、 国家电网公司输变电工程工艺标准库变电工程部分
6、 电力建设危险点分析及预控措施
7、 建筑边坡工程技术规范(GB50330—2002)
8、 建筑地基基础工程施工质量验收规范(GB50010—2002)
9、 混凝土工程施工质量验收规范(GB50204—2002)
10、 钢结构工程施工质量验收规范(GB50205—20010)
11、 砌体结构设计规范(GB50003—2001)
12、 混凝土结构设计规范(GB50010—2002)
13、 屋面工程施工质量验收规范(GB50207—2002)
14、 地下防水工程施工质量验收规范(GB50208—2002)
湖北鼎丰建筑有限公司110kV七里垭变电站工程项目部2010年9月
技术协议
河北钢神设备制造安装工程有限公司(以下简称甲方)与长春三鼎变压器有限公司(以下简称乙方)就石家庄钢铁股份有限责任公司转炉60t—LF钢包精炼炉所配10000KVA/35变压器相关技术条件达成如下条款：
1、型号：HJSSP-10000KVA/35KV;
2、额定容量：10000KVA
3、过载能力：+20%(长期)
4、一定额定电压：35KV，50KZ
5、二次电压：278V-236V-185V，九档，前四档恒功率，后五档为恒电流;
6、二次恒电流：24.5KA(最终值由乙方确定);
7、变压器一次侧进线加阻容吸收装置，变压器厂预留安装阻容吸收装置的底座，并在一周内将预留位置详图提供给甲方。
8、进线方式：顶进;
9、调压方式：
1) 调压方式为9级三相同步有载电动调压，调压开关为ABB原装进口开关。 2) 变压器器身采用目前最先进的调压结构，确保主变整体装配结构紧凑，杂散损失小，安全可靠、无故障。
3) ABB调压开关的油箱与器身油箱为各自独立，有载调压开关设在线过滤器，每调一次压过滤一次。
4) ABB调压开关与二次出线的相关位置：正视变压器二次出线，有载电动调压开关位于左侧。
10、变压器损耗：
1) 二次最高电压下空载损耗：优于国标
1 2) 恒功率最低电压下负载损耗：优于国标
11、绝缘水平：
优于或符合国家的相关标准。
12、变压器的冷却：
1) 冷却方式：变压器采用强迫油循环水冷(OFWF) 2) 冷却器规格：板式冷却器(设一备用冷却泵) 3) 冷却器为无压回水，冷却水进水温度<=36℃。
4) 变压器油水冷却器附于变压器一次进线侧正面，与变压器成整体，并配管组装成形，发运前解体密封，同时在变压器进出油管各增设一个球阀(或蝶阀)。
5) 冷却泵一用一备，冷却器须设有电接点压力表及电接点压力计以便检测变压器进回水压力及温度并传送信号至PLC，油水冷却器控制箱应预留输出泵运行、泵故障、油流正常信号以无源点形式送给PLC。
13、变压器的二次出线：
1) 变压器的二次出线采用内封三角形侧出线，其结构的布置需确保三相平衡及电流分布均匀。
2) 二次出线端子采用先进技术特制大电流绝缘(环氧)风冷导电铜板，确保其绝缘、冷却效果及无泄漏(油)。
3) 出线方式：铜板侧出线，每相2根，相关布置及尺寸一周内由甲方提供给乙方》
4) 连接方式：Y/d11(内封三角形)。
14、变压器结构及材料：
1) 二次绕组：采用目前最先进的成熟技术，确保其附加损耗最小，抗短路
2 能力强。
2) 线圈之间的绝缘需安全可靠，不得有短路或放电现象。
3) 器身压紧：所有线圈整体组装并真空气相干燥处理，线圈压紧采用专用特制的可靠的弹簧油缸压紧，确保线圈的垫块不得有松动而造成线圈的崩塌，使其在运行中始终处于压紧状态。
4) 选用的调压方式必须是安全可靠、先进、成熟、节能的技术，一次侧加电流互感器及电流交换装置，同时电流互感器及电流交换装置亦需满足过载20%时测量之需求，二次电流的测量误差小于0.5%。互感器的变流比、变流器接线图由乙方一周内提交甲方，变压器和ABB有载调压开关分别配有储油箱及保护装置，保护类型由乙方根据国家相关标准选择，但至少应具有重瓦斯、轻瓦斯、释压器等所有的保护功能，并有触点可电远。具体所包括的详细保护，由乙方在一周内通知甲方，甲方可依据实际情况进行增减。
5) 储油柜：主机采用膈膜式(橡皮囊)使油与空气隔绝以保护变压器油。 6) 变压器须带有远传油位、油温测量装置及相关显示仪表，其仪表外型尺寸和开孔尺寸一周内由乙方提交给甲方。远传油位装置输出为无源开关信号。油温测量装置输出信号为DC4~20mA。变压器有载调压应带远距离数码显示，同时附带50m专用电缆，其外型尺寸和开孔尺寸一周内乙方提交给甲方。
7) 变压器铁芯材料采用日本或武钢优质产品。
8) 变压器二次调压显示输出应为两路，其中一路由专用电缆直接送至变压档位表，另一路输出为无源开关信号送至端子箱，以使将每级电压档位信号送至PLC开关量采集接口中。
3
15、其它：
1) 变压器相关的动力、控制、测量及保护等电线电缆接线出厂前全部汇集至一个变压器身外的端子箱上，以便现场接线。 2) 变压器外型、尺寸、二次出线端子须满足甲方要求， 3) 变压器需设便于检修的梯子。
4) 变压器的技术指标需满足并超过国标JB/T9640-199
9、ZBK41002-87电弧炉变压器专业标准或最新国标。
5) 一周内乙方须提供变压器在9档电压下的变压器阻抗设计计算值，并最终提供278V、236V及185V三档电压下的负载损耗、空载损耗、空载电流、阻抗电压的实测值。
6) 变压器结构选型乙方必须确保其为国内目前最好的，最先进的、最可靠的、负载损耗最低的结构。
7) 一周内乙方需向甲方提供土建设计所需的尺寸、重量初步值。
16、设备组成：
变压器本体、储油柜(变压器本身和有载调压开关)、ABB有载调压开关及操作箱和在线滤油器、小车、高压套管、释压器、轻重瓦斯装置(变压器本体及有载开关)、油水冷却器及其控制柜、低压出线铜墙铁壁排及所有附件(含检修梯子、配管配线、端子箱、油温、油位及档位显示装置、专用电缆等)、变压器正常使用所需合格油和所有的配套件等。
17、设备种类：户内式
18、产品质量及售后服务：
1) 精炼炉变压器其设计和制造应超过或达到国家最新标准。 2) 在使用过程中，10年内应为免维护产品。
4 3) 本成套产品投入运行后，如出现的问题属产品设计或制造原因，乙方应于24小时到位处理，并负相关责任。
4) 产品安装前，乙方委派技术人员进行现场指导、吊芯检查。
19、技术资料的提供：
1) 合同生效后一周内，乙方向甲方提供(快递)土建所需要的尺寸、重量初步值及有关技术资料：总装图、铭牌出线图、水耗量、冷却水口坐标位置、通径连接方式及尺寸。 2) 最终交付资料：
a、产品说明书 5份 b、产品总装图及标准件样本 5份 c、出厂试验报告(包括278V、236V、185V阻抗电压、负载损耗)
5份
d、产品合格证
20、本协议作为商务合同的附件，与合同具有同等效力。
本协议一式四份，甲、乙双方各两份。
甲方：河北钢神设备制造安装工程有限公司 乙方：长春三鼎变压器有限公司
代表： 代表：
日期： 日期：
推荐阅读：
电力变压器安装教案06-04
简单变压器采购合同06-22
变压器市场调研报告06-26
电动机与变压器教案05-24
变压器运行维护及事故处理06-17
增压器06-02
配电变压器的故障分析06-23
