电气安装-1换流变压器安装施工规范-V20130724讲解

1、Q/GDW国家电网公司企业标准Q/GDW XXXXXXX-XXXXX换流变压器安装施工规范XXXX-XX-XX发布XXXX - XX - XX实施国家电网公司发布Q/GDW XXXXXXX-XXXXX目 录前言II1 范围12 规范性引用文件13 术语和定义13.1换流变压器13.2密封13.3真空处理23.4热油循环23.5静放23.6密封试验24 符号、代号和缩略语25 施工准备25.1 材料准备25.2工机具准备25.3技术准备45.4 施工电源准备56 操作工艺56.1 工艺流程56.2 施工流程77 质量控制167.1 质量控制要点177.2 质量通病及预防措施177.3 强制性条文

2、177.4 质量隐患排查项目188 安全控制188.1安全管控188.2 文明施工23附录A 工艺质量控制卡24附录B 安全风险控制卡28前言根据国家电网直流建设分公司下达的800kV换流站工程安全质量过程控制的编制要求，进行了800kV换流站换流变压器设备安装施工规范的研究和编制工作，最终形成了800kV特高压直流换流变压器安装施工规范。本规范由国家电网公司直流建设分公司提出并解释。本规范由国家电网公司直流建设分公司归口。本规范起草单位为国家电网公司直流建设分公司。本规范主要起草人：黄杰、白光亚、刘宝宏、王茂忠、黄波、施红军本规范2013年7月首次发布。II换流变压器安装施工规范1 范围本标

3、准规定了800kV换流站内换流变压器设备安装施工过程中标准化的安全质量控制方法。2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB50148-2010 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GB 501692006 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB501502006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB50171-2012 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范DL 50093-1997 2005 电力建设安全工作规程

4、（变电所部分）DL/T5232-2010 800kV及以下直流换流站电气装置安装工程施工及验收规程DL/T5233-2010 800kV及以下直流换流站电气装置施工质量检验及评定规程Q/GDW2752009 800kV高压直流设备交接验收试验标准Q/GDW2542009 800kV直流输电工程换流站电气二次设备交接验收试验规程Q/GDW 665-2011 国家电网公司电力建设安全工作规程（变电站部分）Q/GDW220-2008 800kV换流站换流变压器施工及验收规范Q/GDW248-2008； 输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程基建质量201019号 国家电网输变电工程质量通病防治工作

5、要求及技术措施变电工程分册国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册国家电网公司输变电工程标准工艺（2012版）国家电网基建20111758号(关于印发国家电网公司电网工程施工安全风险识别、评估及控制办法（试行）的通知)换流站工程建设典型案例专辑（第五部分 工程施工）国家电网公司防止直流换流站单双极强迫停运二十一项反事故措施（2011版）3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1换流变压器 换流站接在交流系统和直流换流阀组之间的变压器。3.2密封 指换流变压器内部铁芯、线圈等与大气隔离。3.3真空处理指利用真空泵将变压器内部气体抽出，达到并保持真空状态。3.4热油循环 在变压器油满油的情况下

6、，采取低出高进的方法，将变压器油通过真空滤油机加热进行循环。3.5静放 在变压器油满油的情况下，不进行任何涉及油路的工作，使绝缘油内的气体自然到达油的最上层。3.6密封试验 在变压器全部安装完毕后，通过变压器内部增加压力的方法，检查变压器有无渗漏。4 符号、代号和缩略语下列符号、代号和缩略语适用于本文件。换流变：换流变压器的简称。吊车:移动式汽车吊5 施工准备5.1 材料准备准备高纯氮气、氧气、乙炔和安全用具以及备好必要的油处理接头加工件等施工中所需的材料，以便随时调用。序 号名 称规 格单 位数 量备 注35丙酮99.99%箱536白布米5038白纱带、绉纹纸适量绝缘材料39塑料布m2504

7、0内检工作服套141高纯氮气瓶适量纯度99.99%42硅胶公斤30注：以上工器具准备是按照同时安装2台换流变准备的。5.2工机具准备真空滤油机（配精滤装置）、真空泵、压力式滤油机、干燥空气发生器、起重机、升降车、电焊机、砂轮切割机、卷扬机、氦气泄漏检测装置、露点检测仪、干湿温度计、真空表计、牵引滑车组、手拉链条葫芦、液压千斤顶、压力表、油试验设备、储油罐、油管、道木、木板、钢丝绳、吊带、移动脚手架、等性能满足施工技术要求。序 号名 称规 格单 位数 量备 注1吊车35t/25t/8t台1根据需要2升降车32米高台13真空滤油机12000l/h台2带分子筛及精滤装置4牵引绞磨10t及以上台2配H

8、3204D滑轮组5牵引钢丝绳20，200米/根根2牵引用32，20米/根根2牵引用6单门滑车个167烘箱台1调节式 15008干燥空气发生器AD-200台1露点：-55以下9电源箱只210干粉灭火器瓶1011移动脚手架套2要求有护栏12油灌15-20t只20带干燥呼吸器13真空泵台214电、氧焊工具套各115防护围栏m20016道木1001501000根10017温湿度计TES-1360A个2温度、湿度及露点测量18压力式真空表只219链条葫芦10t/5t各120尼龙吊带5t/3t/1t根各221钢丝绳18.5根422力矩扳手套423电动扳手套424套筒板手套425梅花板手套426开口板手14

9、32套427活动板手818寸套429锤子只230管钳大、小只231螺丝刀套432锉刀套233白棕绳根4粗、细各两根34内检工作服套335应急照明灯台336SF6检漏仪便携式台137含氧量测试仪台138油中颗粒含量分析仪PZG10089台139微水含量分析仪JF-3台140油介损电强度测试仪GJZ-80台141溶解气体色谱分析仪2000A 台142闪口闪点全自动测定仪ZHB202台143油介损电阻率测试仪A1-6000台144绝缘油酸值测试仪ZHSZ601台145界面张力测定仪ZHZ501台146绝缘油含气量测试仪ZHYQ3500台15.3技术准备5.3.1 基础及本体就位情况复查:（1）基础及

10、构筑物施工，应符合设计要求，安装场地的轨道已按设计要求施工完毕，混凝土强度达到允许安装的强度。（2）基础标高和水平度应符合设计和制造厂要求，基础平整度3 mm且总误差10mm。（3）复测基础与轨道中心是否与图纸设计一致，换流变本体就位方向和位置应正确。5.3.2 安装前，应检查换流变安装图纸、出厂技术文件、产品技术协议、有关验收规范及安装调试记录表格等是否备齐。5.3.3 安装前，技术负责人应详细阅读产品的安装说明书、装配总图、附件一览表以及各个附件的技术说明及产品技术协议等，了解产品及其附件的结构、性能、主要参数以及安装技术规定和要求，并向施工人员作详细的技术交底，同时做好交底记录。技术交底

11、应包含但不限于以下内容：图纸设计特点及意图、工作内容及范围、施工程序及主要施工方案、主要质量要求及保证质量措施、职业安全健康及环境保护等。在安装前厂家人员需对安装单位进行交底。在安装过程中，由厂家人员全程进行现场安装指导。内检工作只能由厂家人员进入换流变本体内，施工单位配合。5.3.4 安装方法及单台换流变安装工期控制 目前换流变有两种典型施工方法:5.3.4.1 方法一：在换流变广场上将换流变安装完成后再推上基础，一般需要18天时间完成一台换流变安装，见表5-1。5.3.4.2 方法二：在换流变广场上将换流变附件安装完成后就推上基础，再进行油处理等其他工作，一般需要15天时间完成一台换流变安

12、装，见表5-1。表5-1 换流变安装的两种典型施工方法方法一附件安装抽真空真空注油热油循环、本体二次接线静置及常规试验密封试验局放试验牵引就位，本体固定汇控箱二次接线合计时间2天3天1天3天2天1天1天1天3天17天方法二附件安装牵引就位抽真空真空注油热油循环、本体二次接线（含汇控箱二次接线）静置及常规试验密封试验局放试验合计时间2天1天3天1天3天2天1天1天14天特点：1.上述两个换流变安装方法为常规计划，未列出的工作都穿插进行。2.根据厂家要求可以进行适当调整。3.方法二换流变只能在阀厅内做局放试验，则要求试验设备能够满足进入阀厅的条件，为此，一般选择方法一进行换流变安装。4、高端和低端

13、换流变安装时间差异2天，如天气良好，则时间可以适当缩短。5、如增加试验项目，则需增加相应试验时间。5.3.4.3 施工人员应按技术措施和技术交底要求进行安装，对安装程序、方法和技术要求做到心中有数，并熟悉厂家资料、安装图纸、技术措施及有关规程规范等。5.4 施工电源准备 施工电源应采用TN-S三相五线制，从专用电源箱引接，须做到一机一闸一保护。6 操作工艺6.1 工艺流程6.1.1 换流变安装工艺流程一工作结束本体固定、接地、二次接线及套管封堵同步开展整体密封试验热油循环附件、绝缘油检查试验施工准备现场验收及保管油务处理排氮及破氮安装施工（充氮运输特有）附件试验及安装真空处理真空注油牵引就位常

14、规及特殊试验静 置（含油试验）验收检查投运前检查 图6-1 施工方法一流程图6.1.2 换流变安装工艺流程二附件、绝缘油检查试验施工准备现场验收及保管油务处理排氮及破氮安装施工（充氮运输特有）投运前检查热油循环真空注油附件试验及安装牵引就位真空处理和本体固定、接地、二次接线及套管封堵同步开展常规及特殊试验静 置（含油试验）验收检查投运前检查 图6-2 方法二施工流程图 图6-2 施工方法二流程图备注：方法一、方法二施工流程图中“*否”表示不确定，需具体情况具体分析，有时还需请专家召开专题研讨会分析。 6.2 施工流程 本典型施工方法中的两个流程只是施工工序不同，每道工序的施工方法完全一样。这里

15、只介绍施工方法流程一，施工方法流程二的每道工序同样适用。6.2.1 现场验收及保管6.2.1.1 换流变运至现场后，应验证产品铭牌、附件和备件。6.2.1.2 检查并记录冲击记录仪在运输、装卸中的受冲击情况。6.2.1.3 检查换流变油箱及所有的附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好。外表面油漆不应有脱落 现象。观察气体压力值和温度值，与厂家出厂值根据温度曲线进行比较，其气体压力应保持在0.01MPa0.03MPa，在充氮运输存放的过程中每天至少巡查两次并做好记录。如果压力表的指示气体压力下降很快，必须查明原因， 妥善处理，并及时将压力补到规定位置。6.2.1.4如果套管为油气混合型油位应正

16、常，无渗油、瓷体无损伤，充气套管应检查气体压力满足厂家要求。6.2.1.5 根据设备订货合同技术协议要求（合同另有规定除外），每批绝缘油到达现场后，数量应与合同相符，并有出厂试验报告，同时取样进行简化分析，主要指标应满足：电气强度：60kV/2.5mm；含水量：10mg/L；tg：0.5%(90时)；颗粒度：4000/100mL(5m100m颗粒，无100m以上颗粒)，施工单位负责滤油至2000/mL以下；颗粒度大于4000/100mL时，由厂家付费给施工单位，施工单位负责滤油至2000/mL以下。 放油时应进行目测，以免混入非绝缘油，对于桶装油，应对每桶进行目测，辨别其气味、颜色，检查小桶上

17、的标识应正确。6.2.1.6 表计、气体继电器、测温装置及绝缘材料等，应放置在干燥的室内；妥善保管，不得受潮。6.2.1.7 冷却器、连通管、安全气道等应密封。6.2.1.8 换流变运至现场后，应尽快准备安装工作，尽量减少储存时间，并将设备本体可靠临时接地。6.2.1.9 现场施工机具、材料摆放要整齐，符合文明施工标准化作业要求。 6.2.2附件、绝缘油检查试验6.2.2.1检查项目（1） 冷却装置及其连接管道应无锈蚀、积水或杂物。如有，应清理干净。应按规定的压力值通过0. 03MPa的压缩空气进行密封试验，持续30min应无渗漏，并用合格的油冲洗干净，将残油排尽后密封保存，风扇电机绝缘良好，

18、叶片转动灵活无碰擦。油泵动作正常，油流继电器指示正确。（2）管路中的阀门应操作灵活，开闭位置正确，阀门及法兰连接处应密封良好。（3）胶囊式储油柜的胶囊应检查完整无破损。由厂家进行胶囊外观检查，监理和施工单位见证，若胶囊是整体运输则进行压力检查及外部清理即可；若胶囊为分开运输则还应必须从呼吸口缓慢充干燥空气胀开后检查，维持30min后应无漏气现象。胶囊沿长度方向与储油柜的长轴保持平行，不得扭偏，胶囊口的密封良好，呼吸通畅。油室内壁要清洗，并检查有无毛刺、焊渣等情况。油位计应按指示原理校验正确。（4）充气运输套管气体压力（充油套管油位）指示正常，无渗漏，瓷件表面无损伤。套管外部及导管内壁、法兰颈部

19、及均压罩内壁应清洗干净。导管下端伸出不可太长，内沿应打磨光滑。（5）呼吸器安装前应检查下滤网是否完好，吸附剂是否干燥，如受潮，应根据厂家要求进行处理。（6）压力释放器密封良好，电接点动作正常，绝缘良好。（7）油位计动作应灵活，微动接点动作正常(按指示原理作校验)。6.2.2.2试验项目（1） 套管应经试验合格，末屏接地良好。（2） 升高座CT试验合格。出线端子板绝缘良好，接线牢固，密封良好，无渗油现象。（3） 气体继电器、温度计应经校验合格。（4） 铁芯和夹件的绝缘试验合格。（5） 换流变运输内部充的气体微水试验，试验结果满足厂家现场安装要求，或对换流变取残油做微水、耐压试验、色谱分析。残油电

20、气强度40kV/2.5mm；含水量20mg/L。6.2.2.3绝缘的初步判断 安装换流变前，应根据以上检查和试验结果，初步确认换流变本体绝缘是否处于良好状态。判断依据如下：（1） 换流变的气体压力安装前是否均保持正压（根据保管记录）。（2） 换流变所充气体的微水或所取残油做微水、耐压试验是否合格。（3）运输过程中的冲撞记录值是否超过厂方规定。（4）用兆欧表测量铁芯引线对地、铁芯对夹件的绝缘电阻。6.2.3 油务处理6.2.3.1 油务处理的连接方式 油处理连接方式有三种，如下图。在油罐用于呼吸的进气口安装干燥过滤装置。在整个滤油系统就位完毕后，用干净的变压器油进行油罐和管道的清洗，清除里面的杂

21、质和水分，并检查油罐、管道的密封性能，对不可靠的地方采取相应处理措施。油罐需安装呼吸器。图6-3 油处理系统连接示意图一（滤油机和精滤装置串接）6.2.3.2 油样分析 到达现场的绝缘油应有试验记录，并应取样进行简化分析，必要时进行全分析。对罐装油，每罐均应取样，桶装油按表中规定取样。新进场绝缘油应满足合同规定。表6-1 绝缘油取样规定每批油的桶数取样桶数每批油的桶数取样桶数115110072521012001062032014001521504401及以上206.2.3.3 换流变油处理后标准要求 击穿电压不小于70 kV/2.5mm；水量不大于8mg/L；90介质损失角正切不大于0.5%；

22、颗粒度：不应大于2000 /100mL(5m100m颗粒，无100m以上颗粒)。6.2.4排氮及破氮安装施工（充氮运输特有） 采用抽真空排氮的方式，破坏真空时采取注入干燥空气的方法。内检时器身内含氧量达到18%以上时人员方可进入。6.2.5附件试验及安装6.2.5.1换流变油枕安装 气囊的检查：用干燥空气充入气囊，直到气囊充满为止，检查是否完整无破损。油位计应按指示原理作检验。6.2.5.2 换流变冷却器安装(1) 安装前需将支架联管上盖板和冷却器联管上相应的盖板拆下，将端口的污物用洁净的抹布擦拭干净。(2) 检查冷却器在运输过程中应无损坏，密封完好。(3) 打开冷却器下部放油塞，放掉内部残油

23、后再拧紧。(4) 拆除冷却器临时盖板，将冷却器安装到支架上，紧固螺栓后再拆除吊绳。(注：有序地紧固冷却器上、下法兰联接，确保密封良好)。6.2.5.3升高座安装(1) 选择合适吊具，严格按照设备说明书要求施工。(2) 升高座安装时按相序对号入座。放气孔位置在最高处；电流互感器中心线与升高座中心线位置一致；密封圈放入槽内。6.2.5.3 套管安装(1) 在安装套管前，套管需经试验合格。(2) 安装方法：a、安装前高压电容式套管吊装前各处应擦净，特别是套管的法兰及下瓷套，应用洁净的抹布擦拭干净。b、套管的吊装固定方式和竖立方法应符合厂家说明书的要求。c、 网侧套管安装：拆除升高座顶部上盖板，吊装时

24、将设备的标志对准，吊装完毕后从升高座侧面人孔处连接引线。d、 阀侧套管安装：拆除升高座顶部上盖板，吊装时将设备的标志对准，吊装中用手拉葫芦随时根据需要调整套管的倾角，吊装完毕后从升高座侧面的人孔处连接引线。在阀侧套管安装完毕后，将阀侧套管顶端用对应口径专用塑料布进行包扎，防止脏物吸附在套管顶端上面难以清洗。e、 网侧和阀侧套管内部引线的连接：对于穿缆(铜棒)式套管，由厂家专业人员负责从升高座侧面的人孔处将引线与套管底部的铜棒或铜杆用螺栓紧固；对于穿杆式套管，方法是待套管进入升高座内适当的位置时，由专业人员负责完成内引线的连接，再落位和穿杆的紧固。此过程中需采取措施防止异物掉入油箱内，螺栓应按照

25、规定的力矩紧固。f、 中性点套管的安装：用吊绳将套管法兰上吊环固定，用一根吊带固定套管芯子，将套管竖立，拆除套管尾部的保护筒，由专业人员负责完成在换流变压器箱盖处将套管芯子同油箱内另一半引线固定牢固，再紧固套管外部螺栓即可。 套管引连线安装只能由厂家人员负责，施工单位配合。在升高座人孔封闭前须由厂家进行全面检查，确认安装完成、安装质量符合要求及无任何遗留物之后才能封闭。6.2.5.4其它附件安装(1)气体继电器 安装在储油柜与油箱的水平连接管路上，安装前应经过校验合格，安装时应拆去运输防振用的临时绑扎绳。气体继电器箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好。(2)抽真空管道 先用绝缘油冲洗连

26、管，进行抽真空管道的安装。并在储油柜的集气室上安装排油管路、注油管路和排气管路。(3) 压力释放阀 安装在油箱顶盖上。安装前应检查阀盖和升高座内部是否清洁，密封是否良好，微动开关动作和复位情况是否正常；安装时注意喷油方向。(4)安装吸湿器及其联管。 吸湿器内硅胶应干燥，运输密封垫应拆除，底部罩内应注入清洁的换流变油至规定的油面线，以阻止空气直接进入吸湿器，同时除去空气中的机械杂质。(5)温控器的安装a、温控器主要有温包、毛细管和压力表组成。安装前应经过校验合格，并检查表计外观有无损坏，毛细管有无压扁和急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm。b、温包要垂直安装在注有换流变油的箱盖温度计座内，密封应

27、良好。闲置的温度计座也应密封，不得进水。c、压力表安装在箱壁上。d、毛细管应每隔300mm做适当固定，多余部分应盘为直径不小于150 mm的圆环状，弯曲半径不得小于50mm。(6) 本体端子箱及有载调压箱的安装 安装换流变本体端子箱及有载调压端子箱时，应注意对端子箱表面漆层的保护，吊装时必须采取防倾倒措施，移动过程中防止碰撞。由专业人员负责对换流变压器有载调压开关包括带抽头的切换开关油室及切换开关单元、分接开关、调压驱动装置、带联轴部分的驱动轴等进行检查、调整。(7) 附件安装完毕后，按照设计图纸要求对所有蝶阀进行专门检查，开闭符合设计图纸要求，开闭灵活，紧固螺栓无损坏现象。6.2.6真空处理

28、根据设备安装要求连接真空注油系统。具体步骤如下：6.2.6.1 根据设备要求连接换流变油枕、散热器、套管（油室）、油箱等一起抽真空；不能带油枕一起抽真空。打开、关闭各个相关阀门。6.2.6.2 将真空泵管道接到位于油箱顶部的专用蝶阀上。连接真空压力表。6.2.6.3 抽真空前，必须将不能承受真空机械强度的附件如油枕与油箱隔离。对允许抽真空的部件、散热器应同时抽真空。6.2.6.4 启动真空泵，并慢慢开启真空抽气阀。抽至约2小时后暂停，检查油箱各连接处的密封情况。当消除不掉需破真空处理时，必须将空气通过干燥硅胶过滤后才能放入换流变内。在抽真空过程中，真空度上升缓慢或压力泄漏很大时，说明可能泄漏，

29、应及时处理。6.2.6.5 抽真空时，应随时观察记录油箱的变形，其变形符合厂家要求，同时注意散热器的变形情况，如有问题及时与厂家代表联系处理。6.2.6.6 泄漏率和真空度应符合规范要求。 6.2.6.7 对套管气室单独抽真空至设备要求值，充气时应检测报警值。6.2.7真空注油6.2.7.1 真空抽到100pa以下开始检测泄漏率并进行氦气检漏（厂家进行），对于400kV及以下（以上）换流变要求5（8）小时内到达100pa以下继续抽真空，没有到达停机进行氦气检漏，到100pa以下持续抽真空时间不得少于48小时，30pa以下后开始真空计时，连续抽真空时间24小时后开始注油。换流变注油时，从油箱下部

30、进油阀进油。6.2.7.2 注油全过程应保持真空，注入油的温度宜高于器身温度。注油速度控制在6000L/h（5.4t/ h以下）,注油时滤油机出口温度655。6.2.7.3 真空注油工作不宜在雨天和雾天进行，以防密封不良时水份和潮气进入油箱。6.2.7.4 注油过程：（1）打开下部油阀，启动滤油机，油经油箱下部注入油箱中。利用抽气阀和旁路阀进行调节，并始终维持真空度。（2）注油距箱体顶部50-100mm时，停止注油，继续抽真空脱气2小时。（3）从换流变底部补油。最后油面调整根据厂家温度所对应的液面线进行调整。接口（顶部专用抽真空接口）旁路阀抽气阀油箱呼吸器真空滤油机逆止阀闷盖真空泵真空表油罐组

31、 图6-4 换流变抽真空及真空注油示意图6.2.8 热油循环6.2.8.1 换流变本体油箱、油枕一起热油循环，待热油循环2-3倍换流变油总量时，打开散热器阀门，热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度，应控制在705范围内，换流变箱体油温满足厂家技术要求。在冬季气温较低造成循环温度无法满足要求时，应对油管和本体油箱采取保温措施。达到此温度以后，热油循环时间满足厂家技术要求，同时变压器油试验必须合格。6.2.8.2 接通热油循环系统的管路，分别依序打开冷却装置与换流变本体之间的阀门，然后使热油由油箱顶盖上的蝶阀进入油箱，从下节油箱的滤油阀门流回处理装置。在滤油机的出口加装精滤装置，确保注入换流变

32、本体内的油品质。6.2.8.3 从本体下端取油样做整体检查试验，经过热油循环的油应符合规范要求。6.2.9 整体密封试验6.2.9.1 换流变安装完毕后，应在储油柜呼吸器阀门上用干燥空气进行整体密封试验，以油箱顶盖承受0.03MPa压力（为避免压力释放阀误动作，应在压力释放阀上安装临时闭锁压板），静放24h应无渗漏，密封试验过程应注意温度变化对充气压力的影响。密封试验前将换流变油箱及部件擦拭干净，以便密封试验过程中检查渗漏情况。6.2.9.2 密封试验结束后换流变静放48h且油温低于40以后可以进行常规试验及特殊试验项目；或者满足厂家技术要求，在静放期间可以通过启动潜油泵、风扇进行降温，静放期

33、间应多次打开放气塞进行放气。6.2.10 静置6.2.10.1 换流变热油循环后，在施加电压前，其静置1天即可开始整体密封试验和常规试验，静置完成后需取油样试验合格。6.2.11 交接试验与检查验收6.2.11.1 交接试验 附件安装完毕后，按800kV高压直流设备交接验收试验标准，完成全部试验，并填写试验报告。换流变投运前，所有试验项目必须合格。当所有的实验进行完毕后，换流变主体和每一个独立部件包括散热器等，都必须通过适当的放气阀进行排气。换流变压器的交接试验项目如下：（1）绕组连同套管的直流电阻测量；a、测量应在各分接头的所有位置上进行； b、各相相同绕组(网侧绕组、阀侧Y绕组、阀侧绕组)

34、测得值的相互差值应小于平均值的2%；c、同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2%；不同温度下电阻值按照下式换算： R2=R1(T+t2)(T+t1)式中 R1、R2分别为温度在t1、t2时的电阻值； T计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。（2）电压比检查；检查所有分接位置的电压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合电压比的规律；其电压比的允许误差在额定分接位置时为0.5。（3）引出线的极性检查；检查引出线的极性，必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。（4）绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量；a、用5000V兆欧表测量每一个绕组的绝缘电阻，非被试绕组接

35、地，同温下一般情况下不应小于出厂值的70%。b、当测量时的温度与产品出厂试验时温度不同时，换算到同一温度进行比较。 c、极化指数不进行温度换算，其实测值与出厂值相比，应无明显差别。（5）绕组连同套管的介质损耗因数tan 测量；a、测得的tan 值不应大于产品出厂试验值的130； b、当测量时的温度与产品出厂试验时温度不同时，换算到同一温度进行比较。 （6）绕组连同套管的直流泄漏电流测量；试验电压标准应符合表5-2的规定。当施加试验电压达60s 时，在高压端读取泄漏电流。泄漏电流值与出厂试验值比较应无明显变化。表6-2 直流泄漏试验电压标准绕组额定电压（kV） 63330 500 试验电压（kV

36、）40 60 注：分级绝缘变压器仍按被试绕组电压等级的标准。（7）长时感应耐压及局部放电测量；（8）铁芯及夹件的绝缘电阻测量；a、用兆欧表测量，测量电压按照厂家要求；b、测量值应不小于200M。（9）套管试验；a、绝缘电阻测量（含末屏的绝缘电阻测量）；b、介质损耗因数tan 和电容量测量；c、油气套管气室SF6气体的微水含量测试和气体压力检查；以上测量值和出厂值相比应无明显差别。（10）绝缘油试验；a、绝缘油试验类别、试验项目及标准应符合附录一表的规定。b、油中溶解气体的色谱分析，应符合下列规定：在升压或冲击合闸前、冲击合闸后4h、热运行试验后，以及额定电压下运行24h 后，各进行一次变压器本

37、体油箱中绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。氢气、乙炔、总烃含量应符合GB/T7252 2001 的规定，且无明显增长。c、油中颗粒数检测，100mL 油中颗粒数不应多于2000个(5m100m颗粒，无100m以上颗粒)。（11）有载分接开关的检查和试验；在换流变不带电、操作电源为额定电压85%及以上时，操作10个循环，在在全部切换过程中，应无开路现象， 电气和机械限位动作正确且符合产品要求.6.2.12换流变移位 换流变移位将另行编写施工措施，换流变从安装位置牵引到运行位置前，必须和阀厅施工配合。6.2.12.1安装基础上就位（1） 换流变施工单位范围内站内移运工作，利用千斤顶及加垫道木方式对换

38、流变压器两侧进行轮次顶升，并在顶升过程中，用道木进行二重保护，每次顶升不宜超过100mm。要求千斤顶必须放置在设计专用的承重位置，千斤顶底部必须垫钢板，并采取防滑措施。换流变压器同一侧的两点应同步顶升，直到顶升高度满足换流变压器小车的安装高度为止后安装小车。（2）牵引方式为卷扬机配合钢丝绳和滑车组进行牵引，牵引时两台机动绞磨同时启动，保持相同速度，使拉力表始终处在中间位置即可。牵引速度应保持在每分钟1.2-1.5m之间，同时保持换流变压器的平稳。 图6-5换流变压器顶升 图6-6换流变压器牵引就位（3）再次利用千斤顶及加垫道木方式抬升换流变高度，然后将就位用小车沿轨道依次拉出，拉出过程要做到缓

39、慢稳定，过程一定要严加看护，严禁出现小车碰撞刮擦换流变压器现象。图6-6 换流变顶升示意图（4）在换流变压器移位小车被拉出基础后，开始收千斤顶。依次取出一侧部分道木，降下同侧千斤顶100mm高度后，再取出另一侧部分道木，降下另一侧千斤顶。换流变压器两端交替降落，直到道木全部取出，换流变压器落至在安装基础上。6.2.12.2在牵引就位时，检查阀侧套管轴线是否和阀厅垂直，阀侧套管端部伸进阀厅后的长度和高度是否满足设计要求，从而判断换流变压器是否牵引到位。移位后暂不固定，将本体可靠接地。6.2.12.3阀侧套管移位后的保护，在移位至运行位置后，应通过监理单位对在阀厅内工作的其他施工单位作出明确要求，

40、在阀厅内施工必须采取安全防护措施严禁损坏阀侧套管，特别是对阀厅内的吊装作业、高处作业应重点做好防吊物脱落、防落物措施。我项目部在换流变移位后也将对套管进行木板包装、设置安全围栏并将套管接地等防护措施。6.2.13本体固定、接地、二次接线及套管封堵同步开展 当换流变的中心线满足设计要求后，需将换流变本体与基础连接牢固，并进行本体接地、本体二次接线及套管封堵等工作。阀侧套管封堵应避免形成闭合磁路。6.2.14 验收检查6.2.14.1 本体 冷却装置及所有附件应无缺陷 且不渗油。6.2.14.2 本体应固定牢固。6.2.14.3 油漆应完整 相色标志正确。6.2.14.4 换流变顶盖上应无遗留杂物

41、6.2.14.5 事故排油设施应完好 消防设施齐全。6.2.14.6 储油柜、冷却装置、净油器等油系统上的油门均应打开且指示正确。6.2.14.7 接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠，铁芯和夹件的接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地 备用电流互感器二次端子应短接接地，套管顶部结构的接触及密封应良好。6.2.14.8 储油柜和充油套管的油位应正常。6.2.14.9 分接头的位置应符合运行要求，有载调压切换装置的远方/就地位置在远方。6.2.14.10 测温装置指示应正确、整定值符合要求。6.2.14.11 冷却装置试运行应正常、联动正确，水冷

42、装置的油压应大于水压，强迫油循环的换流变应起动全部冷却装置进行循环4h以上，放完残留空气。6.2.14.12 换流变的全部电气试验应合格，保护装置整定值符合规定，操作及联动试验正确。 6.2.15 投运前的检查6.2.15.1 本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，不渗油。6.2.15.2 检验所有电气连接，特别是各套管的接线、中性点套管的接地以及主油箱接地，应连接正确，接地可靠，所有的临时保护接地都已经移去，换流变低压侧套管接线正确无误。6.2.15.3 换流变上无遗留杂物，油漆完好，相色标志正确，6.2.15.4 储油柜、冷却装置等管道上的阀门均应打开，且指示正确，吸湿器呼吸畅通，油位正常，事

43、故排油设施完好。6.2.15.5 储油柜和充油套管的油位正常，充气套管指示正常，套管末屏接地良好，套管顶部结构的接触及密封应良好。6.2.15.6 BOX-IN检查，连接、固定符合设计和规定要求（防止造成震动），电气距离满足规范要求。6.2.15.7 分接头的位置应符合运行要求。6.2.15.8 控制箱内的加热元件已经连接好并运行正常，测温装置指示应正确，整定值符合要求。冷却装置试运转正常。6.2.15.9 检查气体继电器内的空气已经排完。确定相间距离、相对地的距离满足要求。 6.2.15.10 换流变的保护装置整定值符合规定，操作及联动试验正确。备用的CT二次端子应可靠短路接地。在换流变带电

44、前，所有的保护和报警回路都必须投入运行，保证安全可靠。7 质量控制 按照800kV及以下直流换流站电气装置安装工程施工及验收规程DL/T5232-2010有关条款进行验收。按照附录A工艺质量控制卡实施质量控制。7.1 质量控制要点7.1.1 换流变油的品质是换流变投入运行后的重点，在施工过程中必须严格控制，确保注入换流变本体的变压器油经过试验合格。确保油管路清洁，真空注油及热油循环过程中过程中必须严格控制滤油机出口油的温度值符合厂规。7.1.2 在换流变安装期间，要求一直注入合格（露点小于-40）的干燥空气，确保换流变内不得留有遗留杂物，安装完毕在盖板封闭前底部残油及杂物应冲洗干净。7.1.3

45、 抽真空及真空注油是换流变现场安装过程中的关键控制环节，确保真空度及真空时间满足厂家要求，注油环节必须确保注入合格的换流变油。7.1.4 所有试验项目数值严格对照厂家标准和规范值进行校验。7.1.5 换流变运行位置轴线必须进行核对，满足和阀厅内的电气连接距离要求。7.2 质量通病及预防措施序号通病现象主要原因分析预控措施1换流变各法兰连接处出现漏油现象密封线圈安装不标准、螺栓紧固不到位或密封垫未更换安装前应详细检查密封圈材质及法兰面平整度是否满足标准要求；螺栓紧固力矩应满足厂家说明书要求；法兰打开处密封垫必须进行更换2设备安装中的穿芯螺栓（如主变散热器等），两侧螺栓露出长度不一致安装时未进行有

46、效控制安装时严格控制，确保两侧螺栓露出长度一致3电气设备各联接部件间销针的开口角度可能小于60。安装完毕后未打开销针开口安装完销针后，应及时打开销针开口且角度不小于60。4敷设进入端子箱、汇控柜及机构箱电缆管时，可能开孔过大或拆除箱底板未事先测量应根据保护管实际尺寸进行开孔5扁钢表面损伤、锈蚀可能用金属体直接敲打扁钢进行调直 严禁用金属体直接敲打扁钢进行调直，应垫上木头或其他缓冲物体进行调直7.3 强制性条文强制性条文内容执行内容2.3.2 当含氧量未达到18%以上时，人员不得进入现场监控2.7.1 绝缘油必须按现行的国家标准电气装置安装工程 电气设备交接试验标准的规定试验合格后，方可注入变压

47、器中。不同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验简化分析、耐压耐压试验混油试验2.10.2 变压器在试运行前，应全面进行检查，确认其符合运行条件时，方可投入运行。检查项目如下：一、本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。五、接地引下线及与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。铁芯和夹件的接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子均应接地；套管顶部结构的接触及密封应良好。九、分接头的位置应符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。十三、变压器的全部电气试验应合格；保护装置整定值符合规定；操作及联动试验正确本体检查冷却装置及附件检查整体密

48、封试验铁芯和夹件接地引出套管、套管的接地小套管及电压抽取装置不用时其抽出端子接地电流互感器备用二次端子短接接地套管顶部结构的接触及密封分接头位置有载调压切换装置试验项目保护定值传动试验7.0.12 测量绕组连同套管的直流电阻3 检查所有分接头的电压比4 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线极性8 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数直流电阻测量各分接头的电压比测量三相接线组别测量单相变压器引出线的极性测量绝缘电阻测量极化指数测量吸收比测量3.3.12发电厂、变电所电气装置下列部位应专门敷设接地线与接地体或接地母线连接：2 高压配电装置的金属外壳；变压器的金属外壳专门敷设接地线与接

49、地母线焊接相连3.3.5每个电气装置的接地应以单独的接地线与接地汇流排或接地干线相连接。严禁在一个接地线中串接几个需要接地的电气装置。重要设备和设备构架应有两根与主地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定及机械强度的要求，连接引线应便于定期进行检查测试。以单独的接地扁钢与接地干线可靠焊接。变压器外壳有两根与主地网不同地点连接的接地引下线。接地引下线与变压器外壳以热镀锌螺栓可靠连接，便于定期进行检查测试7.4 质量隐患排查项目7.4.1换流变安装时应重点检查油路连接处，避免漏油。右图为瓦斯继电器与导气管之间连接处接头渗漏油，温包底座渗漏油。7.4.2电气施工检查CT第三绕组（

50、备用绕组）是否全部接地。7.4.3应严格按图纸执行换流变固定措施，如果无法按图固定，应满足厂家提供的固定要求。7.4.4应严格按图纸执行换流变穿墙套管封堵措施。7.4.5换流变末屏分压器安装完毕后应做好成品保护，避免受站用电压波动等原因导致分压器故障。8 安全控制按照附录B安全风险控制卡进行现场安全风险控制。8.1安全管控8.1.1换流变安装危险点分析及预防措施8.1.1.1 临时施工用电造成人员触电，电源短路引发火灾事故控制措施：施工用电应严格遵守安规，换流变施工采用两个专用电源箱并按规定上锁，与换流变安装作业无关的施工用电严禁私自乱接。电源箱及滤油机所使用的电源线必须符合本措施的规定，其它

51、电动工机具所使用电缆截面必须满足负荷要求，电动扳手、照明用电使用的电源线必须采用橡皮电缆。电源线跟母排接头部位必须按照规定母线施工规范规定力矩值进行紧固。8.1.1.2 高处作业造成高空坠落控制措施：施工时，要求作业人员必须系好安全带或安全绳，安全带（绳）应系在上端牢固可靠处或水平移动绳上。根据施工现场实际情况，可在换流变上端可靠固定水平钢丝绳的方法，其长度应能起到保护作用，安全带（绳）系在水平保护绳上。高处作业平台应牢固可靠。高处作业人员要正确使用安全防护用具，使用的小工具要放在工具包内，并使用小吊绳上下传递物件；高处作业下方不得站人，高处作业人员严禁高空抛物。及时用棉纱等物品擦洗顶部，保证

52、顶部无油污水迹。8.1.1.3 换流变作业无序造成人身意外和设备事故控制措施：换流变安装前，学习换流变安装技术措施，明确安装各环节中的安全注意事项。安装前进行详细分工，设置专用工具箱，实行工具登记制度，安监人员应提醒施工人员将拆卸的零部件和工具及时放入专用工具箱内。8.1.1.4 附件吊装作业造成人身意外和设备事故控制措施：（1）起重机应检查证照齐全、操作及指挥人员要持证上岗。加强对操作人员的技能培训。设立专人指挥，严禁指挥人擅自离开现场，指挥信号应明确，考虑到现场安装时噪声大，必须采取哨声结合手势的方法，确保起重指挥和司机之间信息通畅（2）起吊机具与吊具使用前要严格检查，吊带和钢丝绳不得有破损现象，钢丝绳要防止打结和扭曲现象，加强对吊车的维护、保养、维修工作。（3）吊车支腿要可靠，了解并结合每件吊物重量，吊车坐落位置满足吊车特性曲线的要求，吊带和钢丝绳承重吨位满足所吊物件的重量要求，必须按本措施规定和制造厂家要求的方法进行吊装；禁止斜拉、斜吊、拔吊。吊物离地面500