实用标准文案
陕西清水川能源股份有限公司SHAANXI QINGSHUICHUAN ENERGY CO..LTD.
1号主变A相高压套管更换
组织、安全和技术措施
批准：___________________________
复审：___________________________
初审：___________________________
编写：___________________________
陕西清水川发电公司
二0—五年三月
1号主变A相高压套管更换组织、安全和技术措施
1、编写目的
2014年6月6日，我公司1号机组主变压器高压侧A相套管发生雨闪，经检查发现
#1主变高压侧A相高压套管油色谱乙炔超标，为彻底消除设备安全隐患，提高1号主变运行可靠性，计划于此次#1机组C级检修期间，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。
#1主变基本参数
主变高压套管基本参数
2、适用范围
适用于清水川发电公司本次#1主变A相高压套管更换工作。
3、引用标准
清水川发电公司《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：袁军民霍错文
现场技术指导：主变厂家（常州东芝变压器有限公司）赴现场技术支持人员
运行负责人：徐志强
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
421项目负责人
（1）负责对#1主变A相高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。
422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。
426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）检修承包单位负责旧套管的拆卸、新套管的修前试验、新套管的吊装及作业过程中的其它全部工作。
5.2施工工器具
521清水川发电公司负责提供的工器具
（1）施工电源；
（2）主变高压套管备件；
5.2.2施工单位负责提供的工器具
（1）干燥空气（露点＜-40 C）25瓶；
（2）备用变压器油（1T）；
注油和英它设备
c\ &用工具和检测设备
D
523主变厂家负责提供的工器具
(1)油封；
(2)密封件；
(3)①1、①5、①10涤纶管和30mm 宽涤纶带;
(4)皱纹纸、铝箔；
5.3施工工序
1、套管更换
1.1、概况
1.1.1、主变吸湿如果变压器绝缘材料因暴露于大气中吸收了水分，它们的电介质强度会逐渐减弱。因此，应尽量减少在外部导油管配作、零部件安装以及内部检查时铁芯和线圈暴露在大气中
的时间。当环境湿度高于80%时，停止工作。
1.1.2、异物
安装在本体上的人孔和手孔在工作时会被打开并移走，管道配作时法兰口会打开，因此，注意不要遗留螺栓、螺母、工具、碎布、灰尘等在本体内。
1.1.3、临时性带入物品和工具
1 ）、临时性带入物品和工具在工作时不允许发生损坏，否则可能导致变压器性能降低；
2）、工作前，检查部品和清理要彻底，尤其要用苯或无水乙醇清除掉法兰面上的灰尘；
3）、安放设备时，考虑到重量，需要使用合适的起重机；
4）、管道配作时一定要采用t1以下的白铁皮密封法兰，以防止焊接飞溅进入管道。
1.1.4、高空焊接作业
1））一定要搭建脚手架，正确佩戴高空作业安全防范设备，做好安全防范措施；8 Page 5 of 8
2）、作业时要有安全人员进行监督，并在配备合适的防火设备后才能作业。
1.1.5、内部工作
1）、进行内部工作和内部检查时，做好记录防止工具和其它物件遗留在变压器内。
1.1.5、密封件的使用
变压器内使用了大量的密封件。拆卸下来的密封件必须按照规定检查，如果不能使用密封件必须更换。安装密封件步骤如下。
1）、密封件接触的表面必须光滑，没有灰尘和异物，采用酒精清除密封件表面；
2）、油封的使用
A 、
安装密封件前，立即用绿色油封涂满密封件槽；
B、把密封件安装进槽里，并沿着槽滑动下，以便槽和密封件表面充分覆盖油封;
C、然后再密封件的另一面涂满油封。
率封件
油封
(a) (b) (c)
3)、密封件紧固
A、如下图紧固密封件：
紧固前紧固后
B、不能试着一次就紧固所有螺栓。
按相同顺序一点点的重复紧固对角
线上的螺栓，重复此步骤4到5次
以便所有螺栓紧固。
C、紧固顺序 1 —2 —3—4—5 —6—7—8—1
D、紧固后检查
目视检查密封件紧固是否均匀，检查法兰间隙应在0-0.5mm之间
1.2、排油
1.2.1、准备和预防
1）、排油管道和设备的安排如图1所示；
2）、排油前，确定需要和本体一起排油的部件和本体连接的阀是打开的；
3）、记录本体的油位和油温。
1.2.2、本体排油
1）、如果现场有压力释放阀的临时盖，安装在压力释放阀上，并在排油结束后取出；2）、移去本体的吸湿器。
3）、打开油枕顶部放气塞，打开阀3用塑料桶接残油后关闭放气塞；
4）、如图1连接排油线路和回油设备；
5）、打开阀1、2、3，关闭阀4 ；
6）、缓慢打开阀5，通过阀3和2向油枕、胶囊内充入干燥空气；
注意：充入的干燥空气露点应在-45 C以下,压力应小于0.01MPa,用压力表查看; 7）、打开滤油机，把本体的油注入储油罐；
注意:排油时气压应维持在0.005-0.01MPa 之间；使用阀5调整气压。
8）、排油至高压升高座下方时，关闭滤油机，停止回油；
9）、关闭阀1、2、3、5，打开阀4 ;
10）、移去排油管道。
2、套管更换
2.1、常州东芝人员内部引线分解后由施工方外部分解并拆除受损套管；
2.2、由施工方将新套管安装到位，后由常州东芝人员进行内部恢复接线工作。
3、本体真空注油
1 ）、如图2，连接好油管和真空泵。
2）、打开阀2、3。关闭阀1、4、5、6；
3）、通过阀3对本体抽真空，到达67Pa后维持1小时。
4）、打开阀5，对变压器注油（注油中保持真空度133Pa?abs）；
5）、注油至从油枕上油位计为30%时关闭阀5,停止注油；
6）、关闭阀，并从阀4缓慢注入干燥空气或氮气，对胶囊破除真空。
7）、如果油位降到油位计的10%，停止注干燥空气或氮气，再注油至30% ；
8）、重复此步骤将油位注至30% ；
9）、根据本体上注油曲线，将油位调整至合适油位的上5% ；
10）充干燥空气或氮气至胶囊，充至0.01-0.015MPa,打开瓦斯继电器、散热器、油管等放气装置，排尽空气，并放掉胶囊内所充压力。
4、油循环
3.1、用软管连接滤油机和主变放油阀，连接滤油机和箱盖上的注油阀；
3.2、以变压器的2倍油量在油箱和滤油机之间循环；
3.3、油循环后油的耐压应为50kV/2.5mm ，检测微水应小于15PPM。
5、油密试验和油位调节
4.1、注油后，保持24小时的0.015MPa压力，再检查看是否漏油；
4.2、按照本体注油铭牌上的曲线将油位调整至合适油位。
4.3、拆除二通，安装呼吸
器。
四、、现场清理
1)绕组直流电阻；
2)(2)绕组连同套管的绝缘电阻；
3)(3)绕组连同套管的tan S；
4)(4 )局部放电试验；
5)(8)气体继电器及其二次回路检查；
6)变压器油试验：A、耐压：》50 kV/2.5mm ；B、油中含水量：w 15 PPM ；C、油中%瓶或「燥空发生器
气分析：C2H2=0 ;
7）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）
5.4进度安排
6、安全措施
6.1安全控制目标
此次一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5C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一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6.3环保措施
（1 ）检修现场地面铺橡胶板，防止工作中废弃物及油污滴落地面造成环境污染；
（2 ）检修场所准备好废弃物回收桶，及时将检修废弃物回收。
7、风险评估与辨识
风险评估概述表
文档
文档
#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。 3.起重作业，由专人统一指挥，防止损伤套管。 4.更换工作选择晴好天气进行，防止变压器进入雨水和潮气。 5.上下传递物品用传递绳和工具袋，严禁上下抛掷物品。 6.在起重过程中，起重臂下及附近严禁站人，防止发生意外伤及人身。 7.严格执行工作票制度，对所做安全措施仔细检查核对。 8.现场施工过程中，由于吊装车辆及施工设备使用造成的电缆沟、草皮等环境损伤，完工后乙方应负责恢复。 四、空白分项报价表（乙方填报） 序号项目名称数量单价总价备注 1变压器升高座放油1台 2拆卸高压套管1台 3安装高压套管1台 4真空滤油机组滤油1套 5变压器抽真空1台 6变压器真空注油1台 7设备往/返运费2次
大唐漳州风力发电有限责任公司技术方案报告 题目：#2主变C相高压套管端部过热处理 编写：蒋龙鑫 初审： 审核： 审定： 批准： 2011年01 月 10 日
一、引言： 六鳌风电场#2主变型号为SZF10-55000/110；高压套管型号为BRDLW-126/630-4。高压套管为沈阳变压器一分厂生产的油浸纸电容式变压器套管。 2010年12月24日用红外热成像仪测量#2主变高压套管温度，C 相温度为83.6℃。根据DL/T 664-2008带电设备红外诊断应用规范，利用相对温差法进行分析判断： δ=（T1-T2）/（T1-T0）×100% 式中T1——发热点的温度 T2——正常相对应点温度 T0——环境参照体的温度 T1=83.6，T2=23.6，T0=14.2；计算得δ=86.4%≥80% #2主变C相高压套管过热为严重缺陷。
二、现状分析： 通过对热成像仔细分析可判断过热部位可能为导电头外表面与套管接线端子的接触面。导致导电头外表面与套管接线端子的接触面过热原因可能为：①在对#2主变C相高压套管进行预防性试验回装时螺栓未紧固到位，接触电阻大； ②在10月份鲇鱼台风期间，高压套管引线晃动，导致螺栓松动，接触电阻增大。 当高压套管端部温度达到一定值时，温度短时间内会大幅跃升，造成内外引线或接头过热烧断开路，严重时可能发生高压套管爆炸等事故，严重影响变压器安全运行。 三、解决问题的技术方案： 为解决#2主变C相高压套管过热问题，预防高压套管发生爆炸等事故，需要将#2主变停电，对C相高压套管端部进行检查处理。查清发热部位，紧固或者更换松动螺栓，更换套管密封件。 四、具体施工的技术步骤和技术要求 1、#2主变C相高压套管外观检查：密封圈是否老化破损，套管外表面有无渗油现象，外部导线接线端子和套管接线端子螺栓是否有发黑、烧灼迹象。 2、拆卸套管头部步骤：如下图，先将接线端子（1）拆下，松开螺栓
陕西清水川能源股份有限公司啞題輪鶉SHAANXI QINGSHU1CHUAN ENERGY CO..LTD. 1号主变A相高压套管更换 组织、安全和技术措施 批准：______________________________ 复审：______________________________ 初审：______________________________ 编写：______________________________ 陕西清水川发电公司 二0—五年三月
1号主变A相高压套管更换组织、安全和技术措施 1、编写目的 2014年6月6日，我公司1号机组主变压器高压侧A相套管发生雨闪，经检查发现#1 主变高压侧A相高压套管油色谱乙炔超标，为彻底消除设备安全隐患，提高1号主变运行可靠性，计划于此次#1机组C级检修期间，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。 #1主变基本参数 主变高压套管基本参数 2、适用范围 适用于清水川发电公司本次#1主变A相高压套管更换工作 3、引用标准 清水川发电公司《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：袁军民霍锴文现场技术指导：主变厂家（常州东芝变压器有限公司）赴现场技术支持人员运行负责人：徐志强 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#1 主变 A 相高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；
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
备注 四川雅砻江220kV***变电站 2#主变高压A 相高压套管更换方案 、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
1号主变A相高压套管更换 组织、安全和技术措施批准： 复审： 初审： 编写： 陕西清水川发电公司 二〇一五年三月
4、组织措施 4.1组织机构 项目负责人：袁军民霍锴文 现场技术指导：主变厂家（常州东芝变压器有限公司）赴现场技术支持人员 运行负责人：徐志强 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#1主变A相高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）检修承包单位负责旧套管的拆卸、新套管的修前试验、新套管的吊装及作业过程中的其它全部工作。 5.2施工工器具 5.2.1清水川发电公司负责提供的工器具 （1）施工电源； （2）主变高压套管备件； 5.2.2施工单位负责提供的工器具 （1）干燥空气（露点<-40℃）25瓶； （2）备用变压器油（1T）；
高压套管是变压器的重要组件之一，它起着将绕组引出线引出油箱，并连接到电网的作用，直接制约变压器运行可靠性。如果不能及时发现其内部故障或维护不当，极易发生绝缘损坏甚至击穿爆炸事故。而油色谱检测通过分析油中溶解气体的组分和含量，能灵敏地分析出充油电气设备存在的潜伏性故障，判断其发展趋势及危害程度。因此，应通过套管油样的定期检测分析，判断套管内部有无潜伏性故障，进而保证套管及主设备的安全运行。 1 故障情况 某220kV 变电站于2007 年10 月31 日投入运行，2009 年3 月14 日，该变电站3 号主变进行停电预防性试验，发现其高压C 相套管油色谱数据异常，总烃、氢气及乙炔含量均严重超标。该套管为某公司2006 年11 月出厂的BRL1W1-252/630-4 型产品。 利用改良三比值法编码规则，得出此次故障的编码为2 0 2，初步判断故障为该套管内部存在电弧放电故障，估计是由于该套管内部存在不同电位的不良连接点间的连续火花放电所引起的。 该套管主绝缘的介质损耗角正切值tanδ和电容量未发现异常，末屏绝缘电阻满足标准要求，表明该套管主绝缘没有受到严重破坏。 2 解体检查情况 为了查明该220kV 变电站3 号主变高压C 相套管的故障原因，将该套管进行了解体检查。 首先拆除该套管末屏接地装置，发现末屏接地装置的顶针与电容芯子末屏裸露部分的接触处已移动到末屏裸露部分的边缘，且顶针与电容芯子末屏接触处有明显放电烧蚀痕迹， 为了查找该套管末屏接地装置的顶针与电容芯子末屏裸露处产生移位的原因，对该套管做了进一步解体检查，松开中心导管两端的螺母，将电容芯子取出，发现该套管整个电容芯子沿中心导管整体下移23mm。 为了查找该套管电容芯子整体下移的原因，将电容芯子从中心导管上拆除，发现电容芯子最里层电缆纸与中心导管之间漏涂专用粘接剂(套管生产厂家的工艺要求：为了防止电容芯子整体下移，电容芯子最里层电缆纸与中心导管之间应涂专用粘接剂)，且该套管电容芯子卷制得不够紧密，卷制同心度不满足工艺要求，导致电容芯子端部切削整形后外部成波浪形，部分电缆纸两端均无连接，镶嵌于电容芯子内部，使电容芯子整体绕紧力下降。另外，该套管的电容芯子下部没有防止电容芯子下移的绝缘支撑物也是造成电容芯子整体下移的主要原因。 3 故障原因分析 3.1 套管结构该 220kV 变电站3 号主变高压C 相套管为高压油纸电容型套管。高压油纸电容型套管具有内外绝缘两部分：内绝缘为一圆柱形电容芯子，是由电缆纸和多层铝箔极板卷制而成，从贴近中心导管的“零屏”到外部的“末屏”，随着直径增大，长度逐渐缩短，使每两层铝箔之间的电容大体相同，由此控制轴向和径向电场，均匀端部场强;外绝缘为瓷套，瓷套的中部有供安装用的金属连接套筒(也称法兰)，头部有供油量变化的储油柜，法兰以下的下瓷套伸入变压器油箱内，也是内绝缘的容器，使瓷套内绝缘实现全封闭。套管经总装密封后，抽真空注入变压器油。套管中的油与变压器本体内的油是不相通的。套管轴向的紧固具有弹性，以补偿导电杆的伸缩。除主体结构外，为运行维护需要，在储油柜上有油面指示器，套筒上装有末屏接地装置(用来测量电容芯子的绝缘)，还有取油样和注油孔等。 该套管末屏接地装置采用顶针式。顶针式末屏接地装置为接线柱一端接套管末屏，另一端接地，绝缘瓷套中间有一个弹簧将其连接。顶针式末屏接地装置原理如图3 所示。顶针式末屏接地装置最难控制的是接线柱与套管末屏的可靠接触，因为套管法兰与末屏之间的间隙公差约5mm(电压越高，公差越大)。由于是硬接触，接线柱与套管末屏的松紧度无法控制，太松易造成接触不良，太紧易损坏末屏与倒数第二屏的绝缘，很可能造成接线柱错位，导致与末屏接触不良。 3.2 故障原因分析 根据该220kV 变电站3 号主变高压C 相套管的试验、解体检查及产品结构情况，得出以下结论。 (1)该套管乙炔、总烃和氢气含量严重超标的直接原因是由于末屏接地引出处与电容屏末屏接触不良，造成该处在运行中产生火花放电，使变压器油大量分解。 (2)该套管末屏接地引出处与电容屏末屏接触不良的直接原因是生产厂家生产工艺控制不严，漏涂粘接剂。电容芯子绕制不紧，且同心度不满足工艺要求，切削后引起整体绕紧力下降。在制造、运输、安装和运行过程中存在的震动使该套管电容芯子整体下移，导致末屏绝缘瓷套的顶针滑到电缆纸上。 (3)该套管末屏接地引出处与电容屏末屏接触不良的间接原因该套管生产厂家未采取充分有效措施防止套管在制造、运输、安装和运行过程中可能产生的电容芯子位移。 4 防范措施 该220kV 变电站3 号主变高压C 相套管故障的及时发现，得力于油色谱检测，防止了一起可能发生的套管爆炸事故。
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。装配新高压套管。将新套管吊装就位固定好，并联接好高压引线。 5.打开瓦斯继电器板型门，打开油枕底部阀门，将油枕内油放至本体。对高压套管排气。上述过程中，各部放气塞要打开充分放气。放气结束后关闭放气塞，观察油枕油位，将油位控制在合格位置，封闭油枕手孔门。 6.上述工作结束后，立即取油样，送至西昌局做油化试验。并作高压套管交流耐压及局部放电试验。 7.变压器合闸（可不对油静放，套管更换结束后合闸） （四）注意事项 1、吊车要由专人指挥，并与带电设备保持安全距离。 2、吊装旧套管时注意不要发生磕碰，以免损坏设备及伤人。 3、高空作业人员系好安全带。 4、拆装套管工作中，工作人员使用的工具要用白布带拴在手腕上，拆下的螺丝，平垫
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。 、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）
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。 3.12.将不合格的套管放到套管架上，吊起新套管。 3.13.将新套管缓慢放到基础上，同时将中性点引缆从套管内部抽出。 3.1 4.将套管固定在基础上，同时将中性点引缆固定在套管上。 3.15.中性点接地引线接引。 3.16.打开变压器油枕和本体间的联络蝶阀，将油枕内的变压器油注入本体内（注油时打开变压器各部的放气门）。 3.17.待变压器油枕向本体注油结束后，用油泵通过油枕注油门向油枕补油。 3.18.变压器油静止48小时后，按有关规定做试验，静止期间要对变压器排气。 4.注意事项 4.1.高空作业，做好各种安全防护措施。 4.2.起吊套管时，掌握好平衡，防止损坏套管。 4.3.起重作业，由专人统一指挥，防止损伤套管。 4.4.更换工作选择晴好天气进行，防止变压器进入雨水和潮气。 4.5．在拆卸各个部件时，一定要做好明确标记，以便于安装。 4.6. 拆装变压器箱体内引缆接线时,做好螺丝等到拆装件及搬手脱落措施,避免掉进变压器内部。
更换气管内套管操作流程 【操作前准备】 1.患者评估 (1)了解患者的生命体征、意识、心理状况,是否合作。 (2)观察呼吸道是否通畅。 (3)了解套管的类型。 2.患者准备 (1)使患者和家属了解操作的目的、注意事项及配合方法,减少恐惧心理。 (2)患者取平卧位或半卧位,头略后仰。 3.环境准备空气清洁,温度为22~24℃,相对湿度在60%~ 70%。 4.护士准备衣帽整洁,洗手，戴口罩。 5.用物准备治疗盘:治疗碗、弯盘、镊字3把、同型号的内套管、纱布/一次性温湿交换器(人工鼻)。 【操作步骤】 1.携用物至患者床旁,做好解释,协助患者适宜卧位,头略后仰。 2.撤下覆盖于患者气管套管口处的纱布,一手固定外套管,另一手持无菌镊子取出内套管放入治疗碗内。 3.用另外一把无菌镊子夹住已消毒的内套管,沿外管的弯曲度缓慢插入固定。 4.用1~2层无菌生理盐水纱布覆盖气管切开套管口处,轻放入系带内或使用 人工鼻直接安放在气管切开套管口处。 5.协助患者取舒适卧位,整理用物。做好记录,如伤口局部情况、痰液性质等。
6.处理用物。换下的内套管清洗干净后,煮沸消毒20min或高压灭菌备用。 【注意事项】 1.严格执行无菌技术操作。 2.动作应轻柔、熟练,减少对患者气道的刺激。 3.患者不合作或有意识障碍时,适当约束肢体,防止自行拔管造成窒息或大出血。 4.在取出内套管时,另一手应固定好外套管,以防脱出。 5.每4~6h清洗内套管1次,必须彻底清除内套管内壁的痰痂。 【患者教育】 1.告知患者更换气管套管的目的,缓解其紧张情绪,取得合作。 2.嘱患者翻身时动作要轻,以免套管脱出、移位。 3.向患者及家属做好气管套管的安全教育,勿自行拔管。 【评价】 1.操作过程对患者有无呼吸道刺激,是否及时处理。 2.更换气管套管是否做到安全。
主变高压侧 套管更换作业指导书
一、编写依据： 1.天威保变（合肥）变压器有限公司施工图纸和安装手册； 2.《电力建设安全工作规程》； 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》 二、施工准备、规范和注意事项 1.施工准备 1)技术资料：设计图纸、装箱单、出厂试验报告、安装手册、施工规范、安全措施 准备齐全，所有施工人员必须熟悉变压器总装图及变压器安装工艺及标准； 2)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； 3)设备包装运输到现场，经开箱检查设备无损坏，并与运输清单相符； 4)现场有可靠的、容量足够的施工电源。 2.工装设备、材料准备
注：工具、器材设专人管理并做记录。 3.储油罐的清洁及处理 1)油罐及连接管件的清理； 2)用白布沾洁净的变压器油将油管内壁清理干净，用变压器油将阀门及其管路冲 洗干净； 3)擦干油罐内壁，不要留下残油，清理结果需检查确认。 4)检查油罐阀门开启与关闭正常。（参照图1连接好放油管路） 4.滤油机、真空泵及管路的清理 检查真空滤油机及真空泵工况是否良好，特别检查真空滤油机滤网是否干净，有无金属微粒（如有金属微粒，应对滤油机进行彻底检查），确认正常后还要放尽机内的残油，并用干净的油进行冲洗。清理结果需检查确认。 5.变压器油的处理及规范 真空滤油：用滤油机将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，但油罐内的油经热油循环处理后试验数据须满足以下技术指标并提交油的试验报告。 6.套管安装注意事项： 1）套管安装应选择空气相对湿度≤80%的无风或微风天气下进行，应防止灰尘进入变压器内，事先清理周围尘土，对来往车辆限速在不至于扬尘的范围内； 2）套管安装使用的工具要用白沙带绑扎在手腕上，螺丝、螺帽、垫片等集中存放，谨
一、编制目的 为确保人身及设备的安全，使CT更换工作顺利地在最短时间内完成，保证#1主变压器投送后，稳定可靠运行，特编制本措施。 二、编制依据 1、沈阳变压器厂出厂技术文件 2、咨询院设计图纸 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》GBJ148-90 4、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 5、《火电施工质量检验及评定标准》第五篇电气装置 6、《电力建设安全规程》（火力发电厂部分）DL5009.1-92 7、《关于山东聊城电厂主变更换套管CT现场施工方案》（沈阳变压器厂编制） 三、主要参数 型号DFD9-240000/220，额定容量：240000KV A 器身重量：134.2t，油量：29.6t 四、主要机具、工器具、安全用具 1、机具 1.1、真空滤油机2台6000L/h 1.2、50吨汽车吊1台，25吨汽车吊1台 1.3、倒链2吨2台 1.4、20吨、10吨干净油罐各2个 2、工器具、材料 2.1、吊装用索具1套（包括厂家带套管专用吊装索具） 2.2、干湿温度计1只 2.3、安装用工具及消耗性材料 2.4、3吨合格的备用变压器油 2.5、CT升高座与本体及套管法兰连接处的密封垫一套（厂家提供） 3、安全用具
安全带、警戒绳、CO2灭火器 五、主要施工方案 1、将主变高压侧安装的LRB-110-1250/1（高压尾）型电流互感器更换LRB-110-2500/1型电流互感器，LRB-220-1250/1（高压尾）型电流互感器更换为LRB-220-2500/1型电流互感器，只更换CT绕组。 2、准备2台滤油机，两相变压器同时放油，先处理A、B两相，再处理C相和备用相，处理C相和备用相时，将变压器油直接放入A、B两相内 3、确定停电前1-2天，把油罐和滤油机倒运至现场，放在A相变压器北侧路东。 4、CT绕组装入CT升高座前先将各项试验进行完毕，待装入升高座后进行绝缘测 试。 5、整个处理过程中的技术指导工作由厂家负责，二公司做好全面配合工作。 六、施工准备 1、安装用材料及机具已到位，滤油机管路已按放油方式联接好，并检查密封良好，各阀门开启正确。 2、CT绕组各项试验已进行完毕，且试验结果合格。 3、将主变高压侧CT升高座两端运输用法兰堵板（电厂已回收）找齐，运至现场并清理干净，已备在天气突变时，随时可以将变压器封闭，对变压器进行抽真空或注油保护。 4、安装用小型工器具已检查完毕，确认工器具上的小附件无跌落可能，并且已登记备查。 5、所有施工人员已进行安全、技术交底，各项分工已明确。 6、3吨备用油已经合格并已运至现场。 七、器身及CT线组暴露时间规定 当空气相对湿度低于65%时，不大于16小时，相对湿度不超过75%时，不大于12小时。 八、施工步聚 1、将散热器、油枕的蝶阀关闭，检查滤油机及联接管路正确无误后，开始放油，四分钟后将油箱顶部的Ф80蝶阀打开，取掉法兰赌板，并用白布包适量硅胶，放
文章编号:1007-290X(2009)05-0070-03 某220kV变压器高压套管爆炸故障原因分析 陈杰华,林春耀,姚森敬,陈忠东 (广东电网公司电力科学研究院,广州510600) 摘要:对某220kV变电站发生粉碎性爆炸的主变压器高压套管进行现场解体,指出套管发生爆炸事故的根本原因是套管本体内部绝缘被击穿,提出应加强套管制造过程的质量检测和加强运行中套管的在线检测,及时发现缺陷,避免事故的发生。 关键词:变电站;主变压器;套管;缺陷 中图分类号:TM406;TM855 文献标志码:B Reason Analysis of HV Bushing Explosion of a220kV Transformer CHEN Jie-hua,LI N C hun-yao,YAO Sen-jing,CHEN Z hong-dong (Elec tric Power Resear ch Inst.of Guangdong Power Grid C or p.,Guangzhou510600,China) A bstract:Upon on-site strip inspection of the explode d HV busing of a220kV m ain tr ansf or mer,the r oot ca u se of the explosion was deem ed to be the insulation br eakdown in the bushing pr oper.I t is indica ted tha t quality inspec tion dur ing the manuf acture of bushing and on-line monitoring of bushing in oper ation should be str engthe ne d,so as to discover defec ts timely and avoid accide nts. Key words:substa tion;ma in tr ansfor mer;bushing;def ect 某220kV变电站2号主变压器型号为SFPSZ-24000/220,常州东芝变压器有限公司2005年3月生产。变压器高压侧U相套管型号为COT1050-1250,额定电压252kV,额定电流1250A,上海MWB互感器有限公司2005年2月生产。 2号主变压器在2005年5月11日的交接试验中检验合格,2005年6月17日投入运行。2008年3月2日主变压器红外测温结果正常。2008年1月24日本体油色谱测试正常,氢气与总烃含量均在较低水平。 1 故障现象及其处理 1.1 故障过程 2008年5月31日零时6分,2号主变压器保护一的差动保护速断(12ms)、工频变化量差动保护动作(22ms)、比率差动保护动作(23ms);主变压器保护二的差动保护速断(12ms)、工频变化量差动保护动作(22ms)、比率差动保护动作(23 ms),约60ms后,2号主变压器三侧开关跳闸。零时6分20秒,10kV自动投入保护装置动作,出口跳2号主变压器,变压器低压侧动作,同时合上10kV母联开关500B。故障电流为31992A。U相套管炸裂起火,水喷雾系统动作。1时3分,变压器高压侧U相套管明火被扑灭。 故障前,该变电站的设备全接线运行,无操作任务;故障前后,该变电站及其架空线路附近地区均无落雷记录;线路避雷器的放电计数器无动作。 故障后,主变压器本体常规电气与绕组变形测试结果正常。本体油色谱试验结果正常,各特征气体组分未发现异常增长。 1.2 事故现象 现场检查发现,变压器高压侧U相套管的上瓷套发生粉碎性炸裂,内部铝管距接地法兰约700mm处有一明显击穿点,周边油纸电容屏外翻撕裂并烧损[1]。变压器高压侧V相套管与变压器高压侧中性点套管上瓷套部分瓷裙破损(未漏 第22卷第5期广东电力Vol.22No.5 2009年5月GUANGD ONG ELEC TRIC P OWER May2009 收稿日期:2008-12-15
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 设备名称#2主变 型号SFP-400000/220 容量400 MVA 额定电流954/11547 A 相数 3 电压组合242±2×2.5%/20kV 联结组标号YNd11 生产厂家常州东芝变压器有限公司 投运日期2010年4月 主变低压套管基本参数 设备名称主变低压套管 型号HETA-40.5/16000-4 厂家抚顺传奇电气有限公司 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；
广东电网公司东莞供电局企业标准 东莞供电局室内10kV配电变压器高压套管 更换现场作业指导书 2010-02-01发布 2010-02-01实施 东莞供电局发布
前言 为规范东莞供电局配网更换室内10kV配电变压器高压套管工作，强化配网运行管理的作业流程、作业标准及现场安全管理，特编制本作业指导书。 本作业指导书以 DL 408-91《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）、Q/CSG1 0004-2004《电气工作票技术规范》（线路部分）、 Q/CSG 1 0007-2004《电力设备预防性试验规程》、 10KV开闭所的设计.安装运行和检修(中国电力出版社)、高压电气试验(供电企业职业技能操作导则)进行编写。 本作业指导书的正文包括准备工作、人员/仪器要求、安全措施、风险分析及预控措施、作业流程、定检项目、定检方法等内容，附录为试验报告，附录是本作业指导书不可分割的部分，具有与本指导书相同的效力。 东莞供电局配网运行维护的相关专业人员必须熟悉、掌握本作业指导书所列内容。 本作业指导书主要由东莞供电局城区配电营业部起草。 本作业指导书由东莞供电局批准。 本作业指导书自发文之日起实施。 执行中的问题和意见，请及时反馈给东莞供电局生产技术部。
目次 前言 .......................................................................................................................................................... I 目次 .................................................................................................................................................... II 广东电网更换室内10kV配电变压器高压套管作业指导书 (1) 1.范围 (1) 2.规范性引用文件 (1) 3.准备工作 (1) 4.人员要求 (2) 5.工时要求 (2) 6.试验仪器、工具材料 (2) 7.安全措施 (3) 8.风险分析及预控措施 (3) 9.作业流程和作业标准 (4) 9.1作业流程 (4) 9.2开工 (5) 9.3更换套管内容及要求 (5) 9.4工作结束 (6) 10.验收与交接记录 (6) 附录：试验报告 (7)
一、工程概况： 安装位置：#2主变高压侧 试验日期：2006 年11月13日 试验人员： 二、铭牌数据： 型号：BRDLW1-252/630-4 额定电压：252 kV 额定电流：630 A 抚顺传奇套管有限公司2006年 三、试验数据 1、绝缘电阻：（MΩ） 试验设备：2500V兆欧表 t= 21°C s=70 ％相别编号一次对末屏及地末屏对地 A 06019 10000 2500 B 06021 10000 2500 C 06002 10000 2500 规程标准：末屏对地的绝缘电阻不应低于1000 MΩ。 结论：合格 2、介损及电容量测试： 试验设备：上海思创HV9001型介损测试仪 t= 21°C s=70 ％相别tgδ％出厂值tgδ％测量值C标(pF) C测量值(pF) 误差（%） A 0.31 0.32 365 363.1 -0.52 B 0.32 0.31 366 366.7 0.19 C 0.29 0.29 347 347.2 0.06 规程标准：油浸纸电容式套管20—500kV，tgδ（％）不应大于 0.7。 20kV及以上电容型套管的实测电容值与出厂试验值相比，其差值应在+10%范围内 结论：合格
一、工程概况： 安装位置：#2主变中压侧 试验日期：2006 年11月13日 试验人员： 二、铭牌数据： 型号：BRDLW-126/1250-4 额定电压：126 kV 额定电流：1250 A 抚顺传奇套管有限公司2006年 三、试验数据 1、绝缘电阻：（MΩ） 试验设备：2500V兆欧表 t= 21°C s=70 ％相别编号一次对末屏及地末屏对地 A 06039 10000 2500 B 06043 10000 2500 C 06041 10000 2500 规程标准：末屏对地的绝缘电阻不应低于1000 MΩ。 结论：合格 2、介损及电容量测试： 试验设备：上海思创HV9001型介损测试仪 t= 21°C s=70 ％相别tgδ％出厂值tgδ％测量值C标(pF) C测量值(pF) 误差（%） A 0.30 0.13 383 376.3 -1.75 B 0.30 0.15 390 384.4 -1.44 C 0.29 0.15 394 388.1 -1.50 规程标准：油浸纸电容式套管20—500kV，tgδ（％）不应大于 0.7。 20kV及以上电容型套管的实测电容值与出厂试验值相比，其差值应在+10%范围内 结论：合格