主变安装工程施工组织设计方案.docx

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1、*330kV升压站建设工程2#主变安装施工方案* 电力2017年4月*330kV升压站建设工程2#主变安装施工方案签 审 页批准：年月日审核：年月日编写：年月日一丶编制依据1. 电气装置安装工程质量检验及评定规程（ DL/T5161.1 5161.17-2016 ）2. 电气装置安装工程高压电器施工及验收规（GB50147-2016）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 (GB501482016)4. 电气装置安装工程母线装置施工及验收规 （GB50149-2016）5. 定边县公布井光伏园区 330KV升压站建设工程管理单位 工程建设管理纲要6. 标准工艺图册

2、-2017 变电电气工程7. 定边县公布井光伏园区 330KV升压站建设工程施工设计组织8. 定边县公布井光伏园区 330KV升压站建设工程施工合同9. 定边县公布井光伏园区 330KV升压站建设工程电气部分设计施工图纸二丶工程概况1. 工程设计特点*330KV升压站为新建工程，站址位于位于*约 1 公里处 , 距离县城约 28 公里，位于光伏园区东南侧。土地性质为建设用地， 站址总征地面积为2.3231 公顷（34.85亩），围墙用地 1.9567 公顷（ 29.35 亩），进站道路用地面积0.1297（ 1.95 亩），其他用地 0.2367 公顷（ 3.55 亩）。2. 建设规模（一）主

3、变本期主变容量1360MVA,远期主变容量 3360MVA。（二）光纤通信建设 *330kV 变330kV升压站 SDH-2.5/622Mb/s 光纤通信电路。（三）电力系统一次1.*330kV升压站接入系统方案以 1 回 330kV 线路接入 330kV变电站。2.*330kV升压站工程规模（ 1）主变压器：本期容量为 1360MVA，远期容量为 3360MVA，调压方式选为有载调压，电压变比为电压比为345+-8*1.25%/121/35KV 采用常规阻抗变压器。（ 2）330KV出线：本期出线 1 回，远期出线 2 回。（ 3）110KV出线：本期 5 回，远期出线 12 回。（ 4）电

4、气主接线：公布井 330KV升压站 330KV侧电气主接线本、远期均采用单母线接线， 110KV侧主接线本期采用单母线分段接线，远期采用单母线三分段接线， 35KV侧电气主接线采用单母线单元接线。（ 5）无功补偿装置本远期每台主变低压侧装设 230Mvar 电容器和 115Mvar 电抗器 ;( 四）电力系统二次1. 系统继电保护及安全稳定控制装置(1 ) 330kV线路保护配置*330kV 升压站 ? 变 330kV 线路。每回 330kV线路 配置 2 套光纤分相电流差动保护， 每套保护含有完整的后备保护功能，保护信号均采用专用及复用2M光纤通道。*330kV 升压站本期 llOkV 出线

5、 6 回，每回 llOkV 线 路出线侧各配置 1 套光纤电流差动保护， 每套保护含有完整的后 备保护功能，保护信号均采用专用光纤通道。(2)*330kV升压站采用单母线接线，本期配置2 套母差保护装置。 llOkV 采用单母线分段接线， 本期配置 2 套母线保护。上述母线保护含失灵保护功能。*330kV 升压站本期 llOkV 出线 6 回，均采用检同期检压重合闸方式，每回 llOkV 出线侧均装设线路电压互感器。无(3)*330kV升压站 330kV系统和 110kV系统各配置 1台故障录波装置。(5)*330kV升压站本工程不需配置独立的保护信息录 波管理子站，站保护信息及录波信息经 I

6、I 区数据通信网关传送至 各级调度中心主站系统。(6 ) 根据初步的计算和分析说明，本工程接入系统存在暂态稳定问题，需要在该区域相关变电站装设稳控系统，本期 预留周边相关站稳控策略改造和 * 稳控策略联调费用。2 . 调度自动化(1 )*330kV升压站及 330kV 送出线路由省调调度，远动信息直送省调及揄林调， 远动信息传输至相关调度端采用双平面调度数据网络。(2) 公布井 330kV 升压站本期拟采用计算机监控系统，丨区数据通信网关机双台配置，含图形网关机功能，II区数据通信网 关、 III/VI区数据通信网关各配置1 台。(3)*330kV升压站配置 1 套电能量采集器，采用调度数据网

7、络传输至各级调度中心。330kV 线路两侧、 llOkV 出线、主变三侧均按主 / 备表配置，精度均为 0.2S 级。外接电源站用变高压侧为计量关口点配置主副0.5S 级电子式电度表，其他站用变配置单表。(4)*330kV升压站配置 1 套同步相量测量装置。采 用调度数据网络传送至相关调度主站系统。(5)*330kV升压站按接入节点配置2 台调度数据网接入设备，分别接入调度数据网1 和网 2, 每台路由器均2 点接入。 配置 1套二次系统安全防护设备，按双平面调度数据网实时 VPN 和非实时VPN分别配纵向加密认证装置，在安全区 I 、n、III 间 设防火墙和正反向隔离装置。(6) 配置电能

8、质量在线监测装置 1 套。(7) 配置 OMS协议转换器及专用终端 1 套。3. 系统通信和光纤通信工程(1 ) 电路建设及组网方案建设 *330kV 变? *330kV 升压站 SDH-2.5G/622Mb/s 光 纤通信电路，采用ASON/MSTP制式， 1 + 1 传输配置；电路分别接入光纤传输 ASON网和 MSTP网，由此构成公布井330kV 升压站省至调度端的主、 备用通道和本工程新建330kV 线路的保护通道。(2) 在*330kV 升压站配置 1 套 2.5Gb/s 光传输设备， 配置 SDH-2.5Gb/s 光接口板 2 块对定边 330kV变，接入省光纤 传输 ASON网；

9、为本期 110W出线预留 SDH-622Mb/s光接口板 3 块（双光口）。在*330kV 升压站配置 1 套光传输设备配置 SDH-2.5Gb/s 光接口板 2 块对定边 330kV 变，接入省光纤传输 MSTP网；为 本期 llOkV出线预留 SDH-622Mb/s光接口板 3 块（双光口）。(4) 在 330kV 升压站配置 1 套用户容量为 48 线的系 统调度程控交换机，接入 *8* 电力调度交换网。(5) 在 330k V 升压站通信电源系统2 套含免维护蓄电池组。( 五）变电工程1. 电气一次部分主变压器选用三相有载调压自耦变压器，户外布置于330kV 配电装置和 llOkV 配

10、电装置之间，位于站区中部。330kV 配电装置采用悬吊管型母线户外中型布置，位于站区南侧，向南架空出线；330kV 断路器选用 SF6罐式断路器，附套管式电流互感器，隔离开关选用三柱水平旋转式隔离开关、 单柱垂直伸缩式隔离开关及水平旋转式组合隔离开关。电压互感器采用电容式电压互感器。llOkV配电装置采用户外 HGIS设备，位于站区北侧，向北架空出线。电压互感器采用电容式电压互感器。 35kV 配电装置采用户 高压开关柜单列布置，配置 SF6断路器、树脂浇注型电流互感器， 位于 330kV 配电装置和 llOkV 配电装置之间。避雷器均采用金属 氧化物避雷器。2. 电气二次部分(1)计算机监控

11、系统* 变计算机监控系统按照常规综合自动化变电站设计，本期按照有人值班设计。 变电站自动化系统采用开放式分层分布式网络结构，逻辑上由站控层、间隔层以及网络设备构成。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层测控及网络设备按本期规模配置。(2) 元件保护变压器电量保护按双重化配置，非电量保护单套配置， 每套 保护均具有完整的后备保护功能。主变压器配置专用录波装置。(3) 直流及 UPS系统* 变电站本期配置直流系统、 UPS电源系统， UPS不单 独配置蓄电池。直流系统配置2 组 400Ah阀控式密封铅酸蓄电池，3 套高频开关电源充电装置。直流系统采用两段单母线接线，设联络开关，主分屏两级供电方式。

12、(4) 时间同步系统* 变配置 1 套公用时间同步系统，主时钟双重化配置， 支持北斗系统和 GPS系统单向标准授时信号，优先采用北斗系统。 站控层采用 SNTP对时方式，间隔层采用 IRIGB 对时方式，对时 精度应满足同步相量测量装置的精度要求。(5) 辅助控制全站配置 1 套智能辅助控制系统，实现图像监视及安全警卫、 火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动 控制。(6) 二次设备布置站控层、间隔层设备及保护设备均布置主控通信楼，35kV 采用保护测控一体化装置就地下放分散布置于配电室。三丶作业准备1. 施工组织机构项目经理：3.2 人员配备工作负责人监护人工序名称人数数数

13、施工前准备411主变本体就位检查（厂家负责就位）111附件开箱检查及保管211套管及套管 CT试验411附件安装及器身检查811油务处理、抽真空、真空注油及热油循环211注: 作业人数根据具体工程量规模配备。3.3 主要工具及仪器仪表配置表 3-3 主要工具及仪器仪表配置表序号名称规格/编号单位数量备注1吊车16T/25T台12真空滤油机流量 6000L/H 以上；台1真空度 13.3Pa3真空泵真空度 13.3Pa台14干燥空气发生器HMAD5 3.7 /min台1必要时5真空表01000Pa台26绝缘电阻表1000V 、2000V只各 17万用表MF500只18温湿度计只19抽真空注油软管

14、直径 50mm适量10力矩扳手50200、200500N.m套各 111尼龙吊绳2T、3T副各 212链条葫芦1T、5T个各 113专用钢丝绳5T对114干燥空气（氮气）露点：瓶3必要时15交流焊接380V,18kW台216气焊工具_套117大油罐20t/ 个个适量必要时注：主要工器具及仪器仪表根据具体工程规模配备4、作业流程4.1 作业（工序）流程施工前准备本体就位检查附件开箱检查及保管附件检查校验套管及套管TA试油物检查附件安装及机身检查抽真空及真空注热循环（必要时）整体密封试验变压器试验5、作业方法5.1 施工前准备5.1.1 技术资料：设计图纸、施工规 、安全措施。5.1.2 人员组织

15、：技术负责人、安装负责人、 安全质量负责人和技能人员。5.1.3 机具的准备：按施工要求准备机具， 并对其性能及状态进行检查和维护。5.14 施工材料准备：螺栓等。5.2 边缘区、本体到达现场后的检查5.2.1 检查本体外表是否变形、 损伤及零件脱落等异常现象， 会同厂家、监理公司、建设单位代表检查变压器运输冲击记录仪，记录仪应在变压器就位后方可拆下，冲击加速度应在3g 以下，由各方代表签字确认并存档。5.2.2 由于 330KV及以上变压器为充干燥空气 （氮气）运输，检查本体的干燥空气（氮气）压力是否为正压（ 0.010.03MPa）并做好记录。变压器就位后，每天专人检查一次做检查记、录。如

16、干燥空气（氮气）有泄漏， 要迅速联系变压器的生产厂家技术人员解决问题。5.2.3 就位时检查好基础水平及中心线应符合厂家及设计图纸要求，按设计图核对相序就位，并注意设计图纸所标示的基础中心线有无偏差。本体铭牌参数应于设计的型号、规格相符。5.2.4 为防止雷击故事， 就位后应及时进行不少于两点接地， 接地应牢固可靠。5.3 附件开箱验收及保管5.3.1 附件开箱验收及保管5.3.1 附件到达现场后， 会同监理、业主代表及厂家代表进行开箱检查。对照装箱清单逐项清点，对在检查中发现的附件损坏及漏项，应作好开箱记录，必要时应拍相片被查，各方代表签字确认5.3.2 便要求其（电抗器）本体、有载瓦斯继电

17、器、压力释放阀及温度计应该开箱后尽快送检。5.3.3 将变压器（330kV 及以上电压等级）三侧套管竖立在临时支架上，临时支架必须稳固。对套管进行介质损耗因数（简称介损）试验并测量套管电容：对套管升高坐 TA进行变比常规试验，合格后待用。竖立起来应该又相应得防潮措施，特别是橡胶型套管不能受潮，否者将影响实验结果。5.4 油务处理5.4.1 变压器（电抗器）绝缘油如果是桶盛装运输到货，则在现场需准备足够大得油罐（足够一台变压器用油）作为净油用。对使用的油罐进行彻底的清洁和检查，如果是使用新的油罐，则必须要彻底对油罐进行彻底除锈，再用新的合格油冲洗。油罐应能密封，在滤油过程中，绝缘油不一直接于外界

18、大气接触，大油罐必须装上呼吸器。5.4.1 大储油罐摆放的场地应无积水，油罐地步需垫实并界定可靠，检查储油罐顶部的封盖及阀门是否密封良好，并用塑料薄膜包好，放置雨水渗漏如储油罐。5.4.3 油罐道禁止使用镀锌管， 可用不锈钢管或是软管， 用合格有冲洗干净，于钢管连接接头采用专门的卡子卡固或用多重铁丝扎牢，阀门选用密封性良好的铸钢截止阀。管道系统要进行真空试验，经冲洗干净的管道要严格密封防止污染。5.4.5 绝缘油的交接应提前约定时间景象原油交接。当原油运至现场进行交接时，变压器生产厂家或油供应厂家的合格证明。交接是应检查油的数量是否足够，做好接受检验记录。5.4.6 真空滤油。用压力式滤油机将

19、变压器油注入事先准备好的油罐，再用高真空滤油机进行热油循环处理。油的一般性能分析可依据出厂资料，但各罐油的有经热油循环处理后试验数据满足有关技术指标，必须提交油的试验报告。注入的绝缘油标准见表6-1表 5-1 注入绝缘油标准项目电压等级项目电压等级（ kV）110220330500油电气强 110220330500变压器油 201515 10度（ Kv）含 水 量40405060（ ）油中溶解总炔；氢；乙炔油中 含气 0.50.5 0.5 0.5气体色谱量分析（）（）界面 力油中 含气 500Kv; 1（量（体积）（分 数 ） / ）（）水溶性酸5.4（）（）闪电（闭（号、号油） ；口）（）（

20、号油）5.4.7 滤油（1）先将桶装（运油车上）的油用滤油机抽大油罐。原油静置26h后取油样送检；变压器本体、有载绝缘油及到达现场的绝缘油必须分别取样送检。合格就可将油直接注入本体；不合格则开始滤油。（ 2）送检的每瓶必须注明工程名称、试验项目、取样地方等，实验项目一半油色谱、微水、耐压、介损、界面力、 （25）、含气量（未500kV 等级项目）。安装前与安装后的试验项目略有不同。（ 3）路由采用单罐的方式进行。确保每罐油的质量都达到标准。（ 4）一半变压器油经过真空滤油机循环三次既能达到标准要求，静放规定时间后可取样试验，合格后将油密封保存好待用。（ 5）绝缘油处理过程中，油温适宜温度围是

21、5055，不能超过 60.放置由于局部过热而使油质变坏。（6）填写好滤油记录，以作未油物处理过程质量监督依据及被查。5.5 套管升高座安装（ 1）吊装升高座、套管安装时，必须使器身暴露在空气中，在作业时需要向变压器吹入干燥的空气。（ 2）将干燥的空气发生装置连接到变压器上部或中部阀，吹入干燥的吹入干燥空气的露点必须低于 -40 ，并确认无水、锈斑及垃圾。（ 3）拆除本体油箱上面套管升高座， 猜出器下法兰的封盖并情绪法兰表面及侧（升高座的残油用油桶装起，避免洒落污染。 ）（ 5）然后慢慢把升高座吊装在本体法兰上，拿开塑料布，确认变压器本体法兰于套管升高座上的法兰配合标记，用手拧上螺丝，最后用力矩

22、扳手均匀拧紧螺丝；紧螺丝的过程中对角紧法。（ 6）安装过程逐个惊醒， 不要同拆下两个或几个本体上升高座的封盖，以免干燥空气量不足，造成变压器器身受潮。（ 7）各个电流互感器的叠放顺序要符合设计要求， 铭牌朝向油箱外侧，放气塞的位置应在升高座最高处。5.5.3 套管的安装（ 1）打开套管包装箱，检查套管瓷件套表面。用 1000V绝缘电阻表测量套管绝缘电阻，其阻值应大于 1000m.（ 2）同时拆除器身套管法兰盖，用干净白布清洁法兰表面，之后给套管上垫圈槽涂上密封剂，确认套管油位表的方向，慢慢地用吊车把套管吊起放入升高座，注意在套管法兰与升高座对接是要防止套管下部瓷套与套管升高座法兰相碰；安装时不

23、要同时打开两个或几个封盖。（ 3）套管吊装完后的部导线连接等工作有生产厂家的现在技术人员完成，施工单位协助。部连接可选择在变压器部检查是一同进行。（ 4）套管就位后油标和铭牌向外（使运行时便于观察） ，紧固套管法兰螺栓时，应对称均匀紧固。根据变压器组装外形图，其三侧套管是倾斜角的安装方式， 吊装前要准备充分，可选择如图 61 所示的吊装方法。（ 5）为了不损坏套管，吊装时最好采用尼龙吊带，若采用钢丝绳是应包上保护材料；在链条葫芦碰及套管的地方要包上保护材料。6.5.4 有载调压装置的安装固定调压装置的传动盒，连接水平轴和传动管、操动机构后，手动才操作机构调整有载调压分接开关的分接头，使两者的位

24、置指示一致，传动部分应加上润滑脂。5.5.6 连管及其他配件安装安装呼吸器和连同其油罐，在安装温度表时，勿碰断其传导管，并注意不要损坏热感元件的毛细管，最后安装油温电阻元件，冷却器、控制箱 、爬梯及名牌5.6 部检查5.6.1 注意事项（ 1）天气不下雨，当空气相对湿度小于 75%时，器身暴露在空气中得时间不得超过 16h。（ 2）工作人员必须穿戴专用工作服 鞋袜帽 身上不得带入任何异物。带入油箱的工具由专人负责保管登记，并用白布带拴住，挂在检人员身上，工作完毕后要清点。（ 3 ）工作找迷宫应该用防爆式有罩的低压安全灯或干电池作业灯。（ 4）部工作时，应从打开的人孔盖不断通入干燥的空气，安装氧

25、气分析表（生产厂家自带） ，保证部氧气不少于 18%，人孔附近要有人保持与部人员联系。5.6.2 检查项目所有紧固件是否松动（引线要件、 铜排连接处、 夹件上梁 、两端横梁 、铁轭拉带、 垫脚 、开关支架等处螺丝和压钉等） 。如有松动脱落，应当复位，拧紧。木螺丝 应用手按顺时针方向拧紧检查；检查引线的夹持、捆绑、支撑和绝缘的包扎是否良好，如有位移、倾斜 、松散等情况，应答复位固定，从新包扎。5.6.3 部接线后的检查检查是否和图纸连接一样， 部引线与引线之间， 及和其他结构件（油箱壁等）之间的距离是否不小于图纸给定的尺寸。5.7 抽真空注油5.7.1 抽真空（ 1）注油采用真空注油方式，能有效

26、的出去器身和绝缘油中得气泡水分，提高变压器（电抗器）的绝缘水平。（2 真空注油要在连接好所有本体真空泵 集油箱自检的管路，检查无误后（确定真空泵油无杂质水分）方可按图6-2 所示打开阀。（ 3）开动真空泵进行抽真空， 每抽 1h，同时察看温度计当时的油箱温度，并作记录。（ 4）真空度达到规定值以下真空，每抽空的泄漏量，泄漏量的标准未 30min、13Pa以下。（ 5）如果有泄漏时，停止抽真空，用干燥空气充入，破坏真空，然后寻找泄漏点。一般寻找泄漏点及修补方法如下所述：1）抽真空时3，关闭阀门1，停止抽真空，靠近器身用耳朵寻找泄漏点2）破坏油箱的油箱的正空后用干燥的空气加压，并用肥皂水找泄漏点。

27、油箱充油加压，然后寻找泄漏点。螺丝紧固部分全部紧固一遍。具体采用哪种方法，与现场的生产厂家技术指导人商定。3）测定泄漏量，无泄漏后，启动真空泵，打开阀门 1，继续抽真空，真空度达到规定值以下后， 220kV 级连续抽真空 24h 后再真空注油。泄漏率式中V=（P2-P1）/30*V1式中：P1关闭阀 5min 后的真空度 Pa；P2测完 p1 后 30min 后的正空度VI 主变压器本体体积容量5.7.2 本体真空注油（1）在变压器本体下部安装的阀7 接入注油装置的油罐。（ 2）使用各种连管、阀门前，将其部用变压器油冲洗干净（可用透明的聚乙烯管）。（ 3）打开阀门 5，主体一边抽真空，一边打开

28、滤油机进行注油。注油时应保持真空度在规定值一下； 油面达到适当位置后 （按注油曲线高出 10%左右），停止注油，继续抽真空符合规程规。（ 4）注油时真空度保持小于规定值，油温保持 5080 （一般为 60）. 注油液面一般以使器身的铁芯浸入油中为宜，油面距箱顶要留有一定的空间，应高于铁芯上面 100MM以上。（ 5）停止抽真空，关闭抽真空阀 1、 2，关闭真空阀，同时卸下真空表；开始干燥空气发生装置，缓慢的打开阀 6，慢慢向变压器充入干燥的空气破坏真空， 同时监视油面。 如果此时油面下降太多，不符合注油曲线上的值应停止充入干燥空气， 追加注油到符合标准位置。（ 6）注油结束后，注油的时间应大于

29、 6H，注油大接近箱顶100200mm位置后，停止注油，保持真空度 4h 以上，关闭真空汞阀，采用干燥的空气解除真空，关闭各个抽真空阀门，补充油到储油柜油位计指示当前当前油温所要求的油位， 并进行各行分离隔室注油。（ 7）胶囊充入干燥空气，压力加至 0.010.015Mpa，然后慢慢打开有枕的排气栓，直至所有变压器（电抗器）油流出后关闭排气栓，然后排出干燥空气，使压力为 0，用附在吸尘器配管上的特殊手柄将吸尘器安装好。5.7.3 有载分接开关室注油净油计接着有载分接开关室配管进口阀上，按有载分接开关的注油曲线根据当时的油温注油至比规定油面高 10%.注油后，从开关室出口阀取样规定油是否符合有关

30、规定。5.7.4 真空注油注意事项（ 1）注入油的温度应高于器身温度，并且最低不等于10，以防止水分的凝结。（ 2）注油的速度不宜大于 100L/min ，因为静电发生量大致按流量速三次方比例增加，以流速决定注定时间比较适合。（ 3）雨雾天气真空注油比较容易受潮，故不宜进行。（ 4）由于胶囊及气道隔膜机械强度承受不了真空注油的压差， 容易损坏，故当真空注油时，储油箱应与隔离，取下气道隔膜用铁板临时封闭。（ 5）注油时应从油箱下部进油阀进油， 以便于排除油箱及附于器身上的残留气体。但是，加注补充油时应通过储油箱注入，防止气体积存在某处，影响绝缘降低。（ 6）注油完毕，不要忘记排气，应对油箱、套管

31、升高座气体继电器 散热器及通道等多次排气，直至排尽为止。5.7.5 热油循环（ 1）变压器（电抗器）通过上部和下部的滤油阀于滤油机相连成闭环回路形，油循环的方向从滤油机到变压器顶部， 从变压器（电抗器）底部到滤油机。（ 2）关闭冷却器与本体之间的阀门， 打开与储油柜之间的蝶阀， 将油从底部抽出，经真空滤油机加热到 65再从油箱顶部回到油箱。每隔 4h 时打开一组冷却器，进行热油循环。（ 3）油循环直到通过油量的两倍以上的循环时间。 净油设备的出口温度不应低于 65，220kV 级热油循环时间不少于 48h,500kV 及以上热油循环时间不少于 72h 当环境温度低于 10时，应对油箱采取保温措

32、施。（ 4）经热油循环处理后， 若绝缘油不合格， 则适当延长热油循环时间。（ 5）补油：通过储油柜上专门阀门进行补油，注至储油标准油位。（ 6）静置： 500kV 变压器（电抗器）停止热油循环静置不得少于72h(110kV 不得少于 24，220330kV不少于 48h) ，变压器（电抗器）静放后，应打开气塞放气，并应同时期待启动潜油泵，以便冷却器中得残存余气排尽。（ 7）500kV 油浸变压器，电抗器真空注油后必须进行热油循环。5.7.6 整体密封式实验（见图6-3 图 6-4 ）按图 6-3 所示分布好器材，开动干燥空气打上装置的阀，放出少量的干燥空气，确人没有水及其他杂物然后开始充入干燥

33、空气；加压至 0.01Mpa；从气体继电器及油罐配管等排气， 继续加压至 0.03Mpa。加压至 0.03Mpa 过二十四小时后检查封入干燥的空气是否有大幅度变化。分析并检查是否有漏油，实验结果接收后排出干燥空气。5.7.7 配线组装及配线连接（ 1）配线的固定：固定各种电缆线， 多根电缆线用合适的扎带扎紧布置于线槽， 同时为防止油箱面温度影响， 配线时勿直接接触油箱面。（ 2）接向个附件端子箱的电缆串通，穿通部要填上硅胶进行密封，钢铠装电缆要在穿通部外侧用金属固定件固定， 勿是电缆上产生力。（ 3）钢铠装接地：接线端子压部分要打磨，可其可靠接地。（ 4）接地：配线后，用 500Vj 绝缘电阻

34、表测量各电缆和对地绝缘电阻，确认在 2M以上。5.7.8 结尾工作变压器油经规定时间静置后，做加压稳定实验（保持氮气压力0.3kg/cm3d 大于 72h）。即可取油样进行各项油、气测试项目。并对变压器补漆、油位调整，整理现场，移交电气试验。6安健环控制措施：6.1 施工前准备工作6.1.1作业人员分工明确，实施安全、技术交底。6.1.2放 6.置油及滤油机周围要设有足够的灭火器，在周围挂禁止吸烟和明火作业等标示牌。6.1.3 变压器 ( 电抗器 ) 就位时，手不应放在其行走轮上、前方，以防卡手。变压器在就位和基础找中时，头手严禁伸入变压器底座下。6.1.4在开箱时，施工人员应相互配合好，注意

35、防止撬棒伤人。开箱后应立即将装箱钉头敲平，严禁钉头竖直。6.1.5 使用麦氏真空计时， 应细心谨慎，以免水银进入变压器部。6.1.6吊装套管及器身检查等使变压器 ( 电抗器 ) 器身暴露作业时，要注意天气的情况， 采取措施防止水或者湿气进入变压器、油枕等的部。6.1.7吊装套管时，要使用尼龙绳，避免损坏瓷件。6.1.8变压器 ( 电抗器 ) 进行干燥处理时，禁止在附近焊接、切割作业。6.1.9在变压器 ( 电抗器 ) 高处作业要系上安全带。6.1.10 所使用的梯子靠在主变本体工作，必须有可靠的防滑和防倾斜措施。6.1.11 吊装所用绳索、 钢丝绳、卡扣要进行抽查， 并经拉力试验合格，有伤痕或不合格的严禁使用，更不能以小代大。6.1.12 紧螺