施工管理工作报告主变压器系统设备安装.docx
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施工管理工作报告主变压器系统设备安装
克拉玛依天华新能源电力有限公司
新建100MW光伏并网发电项目(二期30MW)工程
主变压器系统设备安装
(SND-GB-A15-001)单位工程验收
施工管理工作报告
上海斯耐迪工程咨询监理有限公司
克拉玛依项目部
2014年12月
1工程概况
主变压器安装工程包括变压器及其附属设备、中性点设备及控制柜等。
升压变压器低压侧采用硬母线与35kV配电装置相连接,升压变压器高压侧经软母线与隔离刀闸相连接。
本期工程共1台套变压器及其附属设备和中性点设备。
1.1工程名称、位置及任务
本单位工程名称为:
主变压器安装,单位工程编码为SND-GB-A15-001。
本单位工程位于110kV升压站内。
主要任务是完成1台套主变压器及片散和中性点接地开关、避雷器等安装工作。
1.2本单位工程主要安装内容及技术特性
1.2.1主要安装内容
依照设计图纸要求进行施工,安装1台套电压等级为110kV,容量为50MVA的变压器;1台套主变中性点成套设备(包括隔离开关、避雷器、片散等)。
1.2.2主要技术特性
(1)升压变压器主要技术参数
型式:
三相双线圈无载调压变压器
额定容量:
50MVA
额定电压:
121±8×1.25%/36.5kV
相数:
三相
上节油箱吊重
8040Kg
频率:
50HZ
器身吊重
36500kg
线圈联接组:
YN,d11
油箱及附件重
10700kg
阻抗电压:
10.44%
总油重
10670kg
冷却方式:
ONAF
运输重
60600kg
中性点接地方式:
经隔离开关接地
总重
81400kg
数量:
1台
(2)主变压器中性点设备技术参数
中性点成套装置
型号:
NGC-701-110
数量:
1台
2施工综述
2.1施工布置
2.1.1人力资源配置
劳动力资源配置表
工种
电工
起重工
技术员
试验员
普工
合计
人数
4
2
2
3
4
15
注:
特殊工种人员必须取得国家颁发的特种作业人员操作证书。
2.1.2施工设备配置
(1)主要机械设备配置
主要机械设备配置表
序号
设备名称
型号规格
单位
数量
1
汽车起重机
75t
台
1
2
汽车起重机
16t
台
1
3
工具车
2t
台
1
4
真空滤油机
台套
1
5
试验设备
套
1
6
水准仪
S3
台
1
7
千斤顶
32t
台
4
8
千斤顶
16t
台
4
9
手拉葫芦
20t
台
2
10
手拉葫芦
5t
台
2
2.2施工进度
主变压器安装单位工程实际开工于2014年11月20日开工,2014年12月5日完成。
2.3完成的主要工程量
本单位工程完成1#主变压器安装共计1台套。
1#主变压器中性点成套设备共计1套。
3主要施工方法
3.1变压器吊装
主变压器无轨道设计,无法正常拖运。
采用中型汽车吊辅助配合进行装卸、倒运、组装等施工作业工序。
采用20#槽钢作为滑道拖运设备就位。
设备就位后进行变压器的安装工作。
(1)吊装方法及步骤
1)设备到货后,汽车吊站至进场大门左侧。
汽车倒车至进场大门靠右侧,待汽车吊将主变压器吊起后,载重汽车驶离。
2)汽车吊将设备按安装方向吊至槽钢上移至主变基础上。
2)开始主变压器的拼装工作。
待拼装工作完成后,使用20t手拉葫芦两台,前端利用电缆孔洞作为牵引吊环。
利用准备好的20#槽钢作为滑道,进行主变压器的拖运工作。
拖运时防止变压器的倾斜。
3.2主变压器安装过程
3.2.1主变压器安装工艺流程
3.2.2施工准备
(1)熟悉施工图纸和制造厂的技术资料,编制施工方案和相关文件报送监理审批。
主变到货清点、检查和验收。
(2)施工前仔细认真审阅厂家说明书和装配图,对每个施工人员进行技术交底,分工明确、责任到人。
(3)准备好施工工器具及材料。
(4)按照施工图纸,测量并明显标记出主变压器就位的十字中心线基础埋件高程,并记录验收。
(5)用滤油设备进行绝缘油的处理。
(6)清扫所有管路、冷却器等附件,并用合格绝缘油冲洗,然后用干净塑料布扎紧保管。
临时注油设施的管路与阀门,在清理干净后用合格油冲洗,然后封口保存。
(7)主变抽放油、常规电气试验、真空注油及电缆敷设安装等工作均在主变就位后进行。
(8)现场其它设备摆放位置不能影响主变安装其它方面工作,牵引道路要畅通,其套管中心线与封闭母线中心线相符。
(9)将真空滤油机就近布置用于主变注油。
(10)主变注油,做临时防护封闭。
用于油污清扫的锯末、棉布、酒精等摆放于主变压器的临时封闭防护间内,防护间要求通风良好。
(11)防火消防器材就近布置于不影响主变附件安装的明显位置,摆放整齐。
3.2.3主变安装工艺及方案
3.2.3.1主变压器卸车和验收
主变到货后进行交接验收,并按下列项目进行检查:
(1)主变压器本体外观质量,无明显的碰撞痕迹。
(2)检查变压器钟罩法兰及封板的联接螺栓齐全,紧固良好。
(3)对主变内存油取样化验,检查主变运输过程中无受潮,油取样化验指标符合国标规范要求。
(4)主变在卸车就位后开始进行设备交接验收。
3.3.3.2散热器、高、低压套管等附件安装
为了尽量减少变压器铁芯在空气中暴露的时间,变压器附件安装采取先安装不需破氮就能安装的附件,安装顺序为散热器,油枕;破氮后,再安装升高座、套管、连管、压力释放阀、气体继电器等。
安装时严格按附件上的标号及厂家安装图进行安装。
在安装过程中,检查所有蝶阀能正常开和关。
(1)高压套管安装
1)在套管安装时小心套管,轻拿轻放,不可磕碰。
2)拆除包装箱,用白布擦去瓷套及联结升高座表面的尘土和油污,检查瓷套无掉瓷、裂纹等损伤。
3)卸下套管头部的匀压环,导电头等零件,擦净并用塑料布包好备用。
细心检查O型密封垫圈,无损伤或老化现象。
4)仔细检查瓷套无裂纹和渗漏,油位表指示正常。
检查瓷套釉无斑痕,瓷质无小片脱落。
5)套管采用手拉葫芦起吊,水平起吊2.5m后操作手动起吊葫芦,使套管处于垂直状态。
将等电位联线与均压球连接板可靠连接。
将均压球安装在套管尾部。
提前准备干净的白布,用于拉套管的引线。
6)拆开高压套管升高座上的视察窗盖板,把套管吊到升高座的上方,调整套管起吊方式和起吊角度,保证引线均压管端部进入均压球中,保证均压球和引线均压管之间的等位联线均置于均压球及均压管内部,紧固好套管法兰的螺栓。
7)套管就位过程中,有专人指挥套管就位,并负责检查套管端部的金属部分进入均压球有足够的深度,等电位连线的连接可靠。
8)将引线接头提高到超出套管顶部,拆除引导索,旋上定位螺母(必须台面朝上),拧到与引线接头的孔对准时,插入圆销。
固定好O型密封圈后,用专用扳手卡住定位螺母,旋上导电头,再用专用扳手将导电头紧固在套管的导电座上,安装“O”型密封圈,密封性能良好。
9)套管安装后,检查引线的绝缘锥,符合规范要求。
(2)低压套管安装
1)打开套管包装箱,检查瓷件表面无损伤,金属部分表面无锈蚀。
用白布擦去瓷套及联结升高座表面的尘土和油污。
并检查瓷套无掉瓷、裂纹等损伤。
2)打开低压套管升高座的操作孔,调整套管方向,低压套管下部接线端子与引线之间可靠连接,接线板的导电接触面平整光滑。
(3)储油柜安装
1)支架安装方向正确。
吊装储油柜支架到油箱顶。
螺栓暂不紧固,待油枕吊装到支架上后,再紧固油枕支架螺栓,再紧固油枕与支架间的螺栓。
2)在储油柜的顶上安装吸湿式呼吸器连管;在储油柜下部的蝶阀上连接气体继电器管路及安装气体继电器。
3)油枕集气室上,安装排气管路、注油管路和排油管路。
并在它们的下端分别配上相应的截止阀和干燥器。
(4)气体继电器安装
1)检查继电器外形完好,试验信号地点和跳闸动作可靠。
2)按继电器外壳上标明的方向(朝向储油柜侧),将继电器安装在变压器油箱与储油柜之间的连管中。
3)安装各升高座的排气联管,使各升高座中所有可能出现的气体均向继电器的联管中集合。
4)安装完毕后,打开连接管路中的油阀,同时打开气塞排出气体,使继电器内充满变压器油,气塞有油排出时关紧气塞。
(5)吸湿器安装
1)使用前检查玻璃管无破损,且密封装置良好,变色硅胶为白色。
拆除储存和运输时用的堵板及密封圈。
2)在使用过程中,经常监视吸湿器中的变色硅胶和密封液(25#变压器油)面高度。
颜色及油位正常。
(6)温度控制器安装
1)安装前,首先检查无运输或搬运造成的损坏。
将仪表垂直固定安装在变压器上。
2)拧下运输时用的堵塞(温度计),在安装孔内注入变压器油,把温包插入,并拧紧安装接头,保证温包能全部被油浸没。
3)温包与控制器表头间的细铜管引直,每隔300mm做适当的固定(如用扎带绑扎)多余的盘为ф150圆环状。
(7)主变抽真空与真空注油
1)主变抽真空
在箱顶进油阀处加装一截止阀和真空表,连接真空管道。
在对油箱抽真空之前,单独对管道抽真空,检查抽真空系统本身真空度,符合要求。
打开各附件、组件联通本体的所有阀门,对所有能承受真空的附件(包括冷却器)连同本体一起抽真空。
储油柜、压力释放阀、气体继电器等附件不参与抽真空。
抽真空过程中,检查无渗漏,监视记录油箱变形量。
当真空度满足制造厂技术要求后,继续保持真空度,保持8小时。
2)真空注油
真空注油时变压器外壳及部件、滤油设备及油管道可靠接地。
注入的绝缘油指标符合要求。
注油采用真空滤油机,油从油箱下部的注油阀注入。
注油的速度控制在4t/h。
注油时,真空泵继续运转,保持油箱真空;注油后,继续保持真空3小时。
当油注到油面距油箱顶盖约200mm时,关闭真空阀门,停止抽真空。
真空滤油机继续注油,直至油位接近气体继电器连接法兰为止。
(8)主变本体动力、控制电缆敷设
按照制造厂图纸要求,安装主变端子箱,敷设本体和端子箱控制电缆和动力电缆并完成接线。
(9)整体密封试验
检查主变本体各部、各附件无渗漏。
3.2.4主变压器试验
主变安装结束后进行如下的试验。
(1)油样化验
静置、排气结束后,对变压器本体内绝缘油按规定取样送检化验,各项指标符合GB50150-2006规定。
在冲击合闸前及额定电压下运行48h后,各进行一次变压器身内绝缘油的油中溶解气体的色谱分析,两次测得的结果无明显差别。
(2)测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数
使用DMH2550C电动兆欧表测量高压绕组对低及外壳、低压绕组对高及外壳、高压绕组和低压绕组对外壳的绝缘电阻,分别记录15s、60s、1min、10min的绝缘电阻值,计算吸收比和极化指数。
绝缘电阻大于出厂值的70%,吸收比与出厂值比较无明显差别,常温下不小于1.3,极化指数与出厂值比较,无明显差别。
(3)测量绕组连同套管的介质损耗角正切值
使用AI-6000D智能化介质损耗测试仪测量变压器高压绕组对低压绕组及外壳、低压绕组对高压绕组及外壳、高低压绕组对外壳的介质损耗角正切值tgδ及电容量,将测量值换算到与出厂试验同一温度时的数值进行比较,测得值不大于出厂试验值的130%。
(4)测量绕组连同套管的直流泄漏电流
使用ZGF-200/3直流高压发生器测量高压绕组对低压及外壳、低压绕组对高压绕组及外壳的直流泄漏电流,高压绕组试验电压为40kV,低压绕组试验电压为10kV,当施加试验电压达1min时,在高压端读取泄漏电流。
(5)额定电压下的冲击合闸试验
在额定电压下对变压器进行5次冲击合闸试验,每次间隔时间为5min,无异常现象。
(6)其它试验
校验安全保护装置;检查冷却装置、调试控制系统;制造厂说明书规定的其它试验项目;检查相位等。
(7)主变压器特殊试验
根据GB50150规定以及农七师电力公司规定,主变压器的局放、绕组变形不做,感应耐压等试验委托奎屯电力公司完成。
3.3主变中性点设备安装
3.3.1安装工艺流程
(1)设备基础安装
根据设计图纸埋设设备基础型钢,基础型钢与埋件焊接牢固,接地可靠。
(2)设备支架安装
根据设计图纸和供货材料要求进行组装或焊接,支架安装过程中,复核支架中心与高程,误差在设计范围内。
(3)隔离开关的安装调整
隔离开关安装根据施工图纸和设备制造厂家的说明书进行。
安装调整符合国标、厂家说明书和图纸要求。
设备安装调试后进行接地线的安装,之后进行检查验收。
在验收时符合下列要求:
操作机构、传动装置、辅助开关及闭锁装置安装牢固,动作灵活可靠,位置指示正确。
(4)避雷器、电流互感器设备安装
安装前检查避雷器、电流互感器瓷件,无裂纹,无破损。
瓷套与铁法兰间的粘合牢固,法兰泄水孔通畅。
检查组合单元经试验合格,底座和拉紧绝缘子绝缘良好。
绝缘支柱及本体设备的安装按产品出厂标志编号进行组装,各连接处的金属接触表面,须除去氧化膜及油漆,并涂一层电力复合脂。
避雷器、电流互感器垂直安装,垂直度符合厂家规定,接地可靠。
3.3.2设备试验
(1)避雷器试验
1)测量绝缘电阻:
使用3122电动兆欧表测试,绝缘电阻与出厂试验值比较无明显差别。
2)测量避雷器的直流参考电压
使用ZGF-200/3直流高压发生器进行测量,读取直流泄漏电流,符合产品技术条件的规定。
3)检查放电计数器动作情况及基座绝缘
使用兆欧表对电容充电,然后使电容对放电计数器放电,检查计数器动作情况,使用3122电动兆欧表测量基座绝缘电阻,满足规定。
(2)隔离开关试验
1)测量绝缘电阻
使用3122电动兆欧表,测量隔离开关传动杆的绝缘电阻值,不低于规定值。
2)操动机构的试验
操作机构手动、自动动作灵活,机械、电气联锁可靠、指示信号正确。
3)导电回路电阻测试
在合闸位置,使用回路测试仪测量隔离开关接触电阻,测量值符合规范要求。
(3)电流互感器试验
1)测量绕组的绝缘电阻
使用3122型电动兆欧表测试一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻,与出厂试验值比较,无明显差别。
2)互感器的极性和变比测试
使用变比综合测试仪检查变比、极性,与标称相符。
4施工质量管理
4.1施工质量保证体系及实施情况
4.1.1质量保证体系
(1)建立完善的项目质量管理组织机构,对工程施工实施全面质量管理,项目总经理为质量管理第一责任人,工程项目技术负责人对质量工作负技术责任。
设立技术质量部,负责施工质量的日常管理工作,制定本项目部的质量工作的各相规章制度,配置有专职质检员,负责各专业的日常管理工作。
(2)实行以班组技术员“自检”,技术质量部专业工程师“复检”,质量部专职质检员“终检”的三级检验体系。
确保质量的检测、控制和管理部门能独立行使职能,充分发挥三级质检机构的作用,控制好每道工序的工程质量。
4.2质量管理措施
4.2.1建立内部“三检制”和验收把关制度
(1)建立班组自检,施工队复检,项目经理部终检的内部“三检制”。
施工过程中的检查、检测和验收严格按有关程序进行,实行层层管理、分级验收、总工把关制度。
(2)从管理层到作业层建立一支覆盖所有工作面和作业工序、责任心强、专业素质高、经验丰富的质检队伍。
施工过程中,质检员坚持在施工现场主持工序交接、完备检测手续,并沟通班组自检、施工队复检和终检上报之间的关系。
各工序开工前,相关试验检测资料齐全后,在规定时间报监理工程师审核。
工序完工后,经过内部“三检”后向监理工程师提交验收报告和有关资料,得到批准后,进入下道工序。
4.2.2施工过程严把“四关”,坚持质量一票否决制
(1)严把图纸关,首先组织技术人员对图纸进行认真复核、会审,让所有技术人员彻底了解设计意图,其次严格按图纸和规范要求组织实施,并层层组织技术交底。
(2)严把测量关,为了保证施工阶段分部工程的施工测量,并保证建筑物的结构形式符合设计要求,结合现场施工的实际情况,特制定施工测量复核制度,在施工过程中严格遵照执行。
由测量队对整个工程的设计控制数据进行复核,对重要的导线点和控制点等进行经常性的复核,并根据复核成果进行测量控制网的布设及施工放样。
(3)严把材料质量及试验关,并按ISO9001:
2008质量管理体系进行管理,杜绝不合格的材料及半成品使用到工程中。
(4)严把过程工序质量关,监督和指导施工严格按照技术图纸、规范及技术措施进行。
施工过程中做到“六不施工,三不接交”。
“六不施工”是:
不进行技术交底不施工;图纸和技术要求不清楚不施工;测量和资料未经审核不施工;材料无合格证或试验不合格不施工;隐蔽工程未经检查签证不施工;未经监理工程师认可或批准的工序不施工。
“三不接交”是:
无自检记录不接交;未经监理工程师或值班技术员验收不接交;施工记录不全不接交。
对施工过程中违反技术规范、规程的行为,质检人员当场制止并责令其限期整改。
对不重视质量、粗制滥造、弄虚作假的人,质检人员要求行政领导给予严厉处理,并追究其相应的责任。
施工过程中始终坚持质量一票否决制。
4.2.3严格执行质量奖惩制度
实行工程质量岗位责任制和质量终身制,按科学化、标准化、程序化作业,实行定人、定点、定岗施工,各自负责其相应的责任。
对不按施工程序和设计标准施工的班组和个人追究责任,并予以经济处罚。
4.2.4搞好质量预防,加强过程控制
针对项目特点建立工序质量管理点,对施工重点和难点编制《作业指导书》,逐级落实,层层把关。
自上而下建立质量管理领导小组,组织主要管理人员和质检人员经常性地进行工序分析、提高工艺水平和工序能力,把质量隐患消灭在萌芽状态。
4.2.5建立例会制度、开展技术培训
定期召开质量专题会总结质量管理效果,对质量控制中存在的管理问题和技术问题提出针对性的解决措施,提高质量管理水平。
开工前和施工过程中,针对人员素质构成和工程特点及时对管理人员和作业人员进行质量管理意识教育和相关技术培训,为工程质量提供技术保证。
质量检验人员和特殊工种作业人员均持证上岗。
4.2.6建立健全施工质量档案
施工过程中,建立健全施工质量档案,保证资料的真实性、完整性和可追溯性。
对产生的施工检测、安装、调试记录按质量管理要求严格履行签字手续,单元工程项目完工后做出完整的施工质量报告,报告中所引用数据和资料与原始记录相一致.
4.3工程施工质量自检情况
4.3.1主变压器安装检测结果
(1)主变压器安装
主变压器安装检测结果
项次
项目
质量标准
检验记录
结论
1
一般规定
油箱及所有的附件应齐全,无锈蚀或机械损伤,无渗漏现象。
各连接部位螺栓应齐全,紧固良好,套管表面无裂缝、伤痕,充油套管无渗油现象,油位指示正确
附件齐全,无损伤,无渗漏,连接紧固良好,油位指示正确。
优良
2器身检查
Δ2.1铁芯
应无变形和多点接地。
铁轭与夹件,夹件与螺杆等处的绝缘应完好,连接部位应紧固
铁芯无变形和多点接地,绝缘完好,连接紧固。
优良
Δ2.2线圈
绝缘层应完好无损,各组线圈排列应整齐,间隙均匀,油路畅通。
压钉应紧固,绝缘良好,防松螺母锁紧
绝缘完好,排列整齐,间隙均匀,油路畅通。
绝缘良好,与套管接线正确,牢固。
2.3引出线
Δ绝缘包扎应紧固,无破损、拧扭现象。
固定牢固,绝缘距离符合设计要求。
引出线裸露部分应无毛刺或尖角,焊接良好。
Δ引出线与套管的接线应正确,连接牢固
包扎紧固,绝缘距离符合设计要求。
裸露部分无毛刺,焊接良好,与套管接线正确,牢固。
2.4电压切换装置
Δ无激磁电压切换装置各分接点与线圈的连接应紧固正确。
接点接触紧密,转动部位应转动灵活,密封良好,指示器指示正确。
有载调压装置的各开关接点接触良好。
分接线连接牢固、正确,切换部分密封良好
连接紧固正确,接点接触紧密良好,转动部位灵活,密封良好,指示正确。
2.5箱体
Δ各部位无油泥、金属屑等杂物。
有绝缘围屏者,其围屏应绑扎牢
无油泥,金属屑等杂物
3
变压器干燥的检查
检查干燥记录,应符合GBJ148-90第2.5.1~2.5.5条有关要求
符合规范要求
4本体及附件
安装
4.1轨道检查
两轨道间距离允许误差应小于2mm,轨道对设计标高允许误差应小于±2mm,轨道连接处水平允许误差应小于1mm
/
优良
4.2本体就位
轮距与轨距中心应对正,滚轮应加制动装置且该装置应固定牢固。
装有气体继电器的箱体顶盖应有1%—1.5%的升高坡度
中心对正,无滚轮。
电气继电器气流方向升高为1%。
4本体及附件
安装
Δ4.3冷却装置安装
安装前应进行密封试验无渗漏。
与变压器本体及其它部门的连接应牢固,密封良好。
管路阀门操作灵活,开闭位置正确。
油泵运转正常。
风扇电动机及叶片应安装牢固,转动灵活、运转正常、无振动或过热现象。
冷却装置安装完毕,试运行正常,联动正确
试验检查无渗漏。
连接牢固,密封良好,阀门操作灵活。
风扇电动机良好,冷却装置试运行正常,联动正确。
优良
4.4有载调压装置的安装
Δ传动机构应固定牢固,操作灵活无卡阻。
切换开关的触头及其连线应完整,接触良好。
限流电阻完整无断裂。
Δ切换装置的工作顺序及切换时间应符合产品要求,机械联锁与电气联锁动作正确。
Δ位置指示器动作正常,指示正确。
油箱应密封良好,油的电气绝缘强度应符合产品技术要求。
电气试验符合“标准6”要求
/
4.5储油柜及吸潮器安装
储油柜应清洁干净,固定牢固。
Δ油位表应动作灵活,指示正确。
吸潮器与储油柜的连接管应密封良好,吸潮剂应干燥
清洁,牢固。
连接密封良好,吸潮剂干燥。
Δ4.6套管的安装
套管表面无裂纹、伤痕,套管应试验合格。
各连接部位接触紧密,密封良好。
充油套管不渗漏油,油位正常
套管试验合格,密封良好,不渗油。
4.7升高座的安装
安装正确,边相倾斜角应符合制造要求。
与电流互感器中心应一致。
绝缘筒应安装牢固位置正确
安装正确,中心一致,绝缘筒应安装牢固,正确。
4.8气体继电器的安装
安装前应检验整定。
安装水平,接线正确。
与连通管的连接应密封良好
安装水平,接线正确,与管连接密封良好。
4.9安全气道的安装
内壁清洁干燥,隔膜的安装位置及油流方向正确
清洁干燥,安装正确。
4.10测温装置的安装
温度计应经校验,整定值符合要求,指示正确
温度计整定值符合要求,指示正确。
4.11保护装置的安装
配备应符合设计要求,各保护应经校验,整定值符合要求。
操作及联动试验过程中保护装置应动作正常
联动试验,动作正确,整定值符合要求。
5
Δ变压器油
应符合GB50150-91第6.0.12条要求
符合规范要求,见报告。
优良
6
变压器与母线或电缆的连接
应符合GBJ149-90第2.1.8条、第2.2.2条、第2.3.2条的有关规定
连接紧固,符合要求。
优良
7
各接地部位
应牢固可靠,并按规定涂漆。
接地引下线及引下线与主接地网的连接应满足设计要求
接地可靠,标志明显,连接满足设计要求。
优良
8
Δ变压器整体密封检查
应符合GB50150-91第19.0.1的要求
无渗漏,无损伤。
优良
9
测量绕组连同套管一起的直流电阻
相间相互差别不大于2%
10
检查分接头的变压比
额定分接头变压比允许偏差为±0.5%,其它分接头与铭牌数据相比应无明显差别,且应符合变压比规律
11
Δ检查三相变压器的接线组别和单相变压器的极性
应与铭牌及顶盖上的符号相符
12
测量绕组连同套管一起的绝缘电阻和吸收比
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