换流变安装施工工作定义.doc

换流变安装施工工作定义框架模板一、设计方案1.1换流变变压器铭牌参数如下： 额定电压：505/3/160.7/3kV（YY）、515/3/160.7 kV（YD） 额定容量：340.8MVA/340.8MVA 分接头档位：29档 变比：以下以低端YD型换流变为例档位铭牌比率12.381162.04122.358172.01832.336181.995442.313191.972752.290201.950162.268211.927472.245221.904782.222231.882092.199241.8594102.177251.8367112.154261.8140122.131271.7913132.109281.7687142.086291.7460152.063调压范围： (+25-3) 1.25%短路阻抗：(190.95) %绝缘水平：网侧线路端子 SI/LI/AC 1175/1550/680 kV 网侧中性点线路端子 LI/AC 185/95 kV400阀侧线路端子 SI/LI/AC 1175/1300/479 kV200阀侧线路端子 SI/LI/AC 1050/1175/262 kV（需增加 换流变本体： 尺寸、本体重量、变压器油重量、油枕高度、冷却器重量套管参数： 套管长度、重量）1.2换流变安装要求1.2.1 安装接口1）插入同一阀厅的换流变之间的定位，由成套设计单位（网联）提供工程设计单位。2）换流变长轴方向相对阀厅的定位，由成套设计单位（网联）与换流变厂家共同确定后提供工程设计单位。3）换流变插入阀厅的孔洞设计由成套设计单位（网联）完成。4）换流变两侧防火墙设计由成套设计单位（网联）完成。5）防火墙上设备安装所需预埋件、固定件的大小和定位，由工程设计单位确定并提供成套设计单位（网联）。6）换流变基础顶面标高由成套设计单位（网联）提供，一般与所连接阀厅的地面标高一致。1.2.2 安装要求工程设计单位根据换流变厂家提供的换流变重量、底部尺寸、固定方式、千斤顶位置、本体电缆引出点位置，开展换流变基础布置设计。其中：1）由于土建施工存在一定的误差，换流变的固定方式推荐采用土建预埋钢板、换流变底座与预埋钢板焊接的固定方式。该方式可有效降低土建施工难度、缩短换流变安装周期。2）根据换流变厂家提供的运输小车的高度、轨距等资料，确定基础内轨道布置。轨道宽度不仅要满足运输小车的顺利通过，而且要保证换流变运输到安装位置。3）换流变油池靠近阀厅侧设置拉锚点，拉锚点的位置与换流变端部牵引孔之间的夹角不应过小，保证换流变牵引过程中一次就位。4）每台换流变间隔内需设置电缆支沟，用于本体电缆引至换流变广场上的汇控箱。5）换流变间隔内如设置油色谱在线监测仪，则在线监测仪的定位不仅要满足测量精度对油管长度的要求，而且尽可能避开间隔内的巡视通道。6）换流变基础两侧油坑之间应设置一定的埋管，方便电缆敷设。7）换流变如采用Box-in型，则需要工程设计单位、换流变厂家、Box-in供货厂家共同确定Box-in的布置。包括换流变本体顶部、端部支撑点，Box-in对换流变网侧端子的带电距离，换流变顶部检修空间。8）换流变本体汇控柜布置在防火墙的端部，有横向布置和竖向布置两种方式。横向布置方式可减少换流变组装场地的宽度，但如果汇控柜的宽度影响到换流变推入工作位置，则需要采用竖向布置的方式。9）防火墙上的设备布置，应在满足电气接线的前提下，保证与相邻设备、支架、防火墙之间的带电距离。1.3强制性条文实施序号强制性条文内容执行情况电力设备典型消防规程DL 5027-1993 17.3.2 油量为2500kg及以上的室外变压器之间，如无防火墙，则防火距离不应小于下列规定： 35kV 及以下 5m 63kV 6m 110kV 8m 220kV500kV 10m 油量在2500kg以上的变压器与油量在600kg以上的充油电气设备之间，其防火距离不应小于5m 。 执行27.3.4 室外单台油量在1000kg 以上的变压器及其他油浸式电气设备，应设置储油坑及排油设施；室内单台设备总油量在100kg以上的变压器及其他油浸式电气设备，应在距散热器或外壳1m周围砌防火堤（堰），以防止油品外溢。储油坑容积应按容纳100 设备油量或0设备油量确定。当按20设备油量设置储油坑，坑底应设有排油管，将事故油排入事故储油坑内。排油管内径不应小于100mm，事故时应能将油迅速排出，管口应加装铁栅滤网。 储油坑内应设有净距不大于40mm的栅格，栅格上部铺设卵石，其厚度不小于250mm，卵石粒径应为50mm80mm。 当设置总事故油坑时，其容积应按最大一台充油电气设备的全部油量确定。当装设固定水喷雾灭火装置时，总事故油坑的容积还应考虑水喷雾水量而留有一定裕度。 执行交流电气装置的接地DL/T 621-199714.1 电气装置和设施的下列金属部分，均应接地：a)电机、变压器和高压电器等的底座和外壳；b)电气设备传动装置；c)互感器的二次绕组；d)发电机中性点柜外壳、发电机出线柜和封闭母线的外壳等；e)气体绝缘全封闭组合电器（GIS）的接地端子；f)配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架；g)铠装控制电缆的外皮；h)屋外配电装置的金属架构和钢筋混凝土架构以及靠近带电部分的金属围栏和金属门；i)电力电缆接线盒、终端盒的外壳，电缆的外皮，穿线的钢管和电缆桥架等；j)装有避雷线的架空线路杆塔；k)除沥青地面的居民区外，其他居民区内，不接地、消弧线圈接地和高电阻接地系统中无避雷线架空线路的金属杆塔和钢筋混凝土杆塔；1)装在配电线路杆塔上的开关设备、电容器等电气设备m)箱式变电站的金属壳体。执行26.2.5 发电厂、变电所电气装置中下列部位应专门敷设的接地线接地：a)发电机机座或外壳，出线柜、中型点柜的金属底座和外壳，封闭母线的外壳；b)110kV及以上钢筋混凝土构件支座上电气设备的金属外壳；c)箱式变电站的金属箱体；d)直接接地的变压器中性点；e)变压器、发电机、高压并联电抗器中性点所接消弧线圈、接地电抗器、电阻或变压器等的接地端子；f)GIS的接地端子；g)避雷器、避雷针、线等的接地端子。执行1.4质量通病防治措施序号质量通病防治措施内容执行情况第十七章 电气一次设备安装质量通病防治的技术措施1第三十九条 电气一次设备安装质量通病防治的设计措施： 1对于主变压器、高压电抗器中性点接地部位应按绝缘等级增加防护措施。2设备预埋件及构支架预留螺栓孔应与设备固定螺栓规格相匹配。5设备支架柱（杆）头板的几何形状与尺寸，不得影响电缆穿管与设备接线盒的连接；混凝土环形杆杆头板加筋肋的位置不得影响接地扁铁的焊接。6设备支架柱（杆）的基础应不影响操作机构箱电缆穿管的顺畅穿入。7在技术协议中，应明确随设备成套供货的支架加工误差标准，防止现场安装增加垫片。8在技术协议中，明确设备本体、机构箱门把手、螺栓等附件的防锈蚀（如烤漆、热镀锌、镀铬等）工艺。9对设备厂家设计的本体接地端子，设计应提出满足变电站设备接地引线搭接面积的要求。10主变、高抗等大型设备至少应有两个固定接地点。11对设备厂家现场配置的主变压器排油充氮灭火装置连接管道应提出防渗漏措施。执行2第四十条 电气一次设备安装质量通病防治的施工措施5充油设备套管使用硬导线连接时，套管端子不得受力。执行第十九章 屏、 柜安装质量通病防治的技术措施1第四十三条 屏、柜安装质量通病防治的设计措施1. 设计应在设备招标文件中明确所有屏柜的色标号以及外形尺寸， 明确厂家屏内接线工艺标准。2. 设计单位应规范端子箱、动力箱、机构箱及汇控柜等箱体底座框架与其基础及预埋件的尺寸配合。 3. 端子箱箱体应有升高座，满足下有通风孔、上有排气孔的要求；动力电缆与控制电缆之间应有防护隔板。内部加热器的位置应与电缆保持一定距离，且加热器的接线端子应在加热器下方，避免运行时灼伤加热器电缆。端子箱内应采用不锈钢或热镀锌螺栓。4. 断路器机构箱、汇控柜下部基础预留孔大小和位置应合理，以满足电缆布排的工艺要求。5. 屏顶小母线应设置防护措施。6. 屏、柜内应分别设置接地母线和等电位屏蔽母线，并由厂家制作接地标识。执行第二十一章 接地装置安装质量通病防治的技术措施1第四十七条 接地装置安装质量通病防治的设计措施：1变电站构架及设备支柱接地端子底部与设备基础保护帽顶面的距离以不小于200mm为宜，便于涂刷接地标识漆（螺栓紧固部位不得涂刷）。2设备支柱上部接地端子的位置应便于接地体的安装，接地端子的数量应与设备双接地或单接地的要求一致。 3设计单位应分别校核并确定各类设备接地引下线的截面尺寸，重要程度不同的接地要求，应采用截面尺寸不同的接地引下线。4混凝土电杆杆头板应设置供设备二次接地用的螺栓孔，或在钢箍上设置接地端子。5架构及设备支架下部接地端子螺栓孔的直径应不小于15mm，接地端子不少于两孔。 7主要电气设备（主变、高压电抗器、避雷器、断路器、PT、CT等）需采用双接地，应用两根与主接地网不同干线连接的接地引下线，每根均应符合热稳定校核要求。 9设备接地应有便于测量的断开点，接地黄绿标识应规范，黄绿色标间距宜为接地体宽度的1.5倍。 10. 施工图中应明确屏柜、屏柜门、低压配电柜及站区照明设备接地或接零的要求。 执行1.5标准化工艺应用项目编号项目/工艺名称工艺标准控制要点设计实施细则执行情况0102010000主变压器系统设备安装0102010100主变压器安装工程0102010101主变压器安装（1） 基础（预埋件）中心位移5mm，水平度误差2mm。（2） 防松件齐全完好，引线支架固定牢固、无损伤；本体牢固稳定且与基础吻合。（3） 附件齐全，安装正确，功能正常，无渗漏油现象，套管无损伤、裂纹。安装穿芯螺栓应保证两侧螺栓露出长度一致。（4） 引出线绝缘层无损伤、裂纹，裸导体外观无毛刺尖角，相间及对地距离符合规范要求。（5） 本体两侧与接地网两处可靠连接。外壳、机构箱及本体的接地牢固，且导通良好。（6） 电缆排列整齐、美观固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架。（7） 本体上感温线排列美观。（8） 均压环安装应无划痕、毛刺，安装牢固、平整、无变形；均压环宜在最低处打排水孔。（9） 气体继电器宜有防雨罩（厂家提供）。（1） 基础复测：预埋件位置正确，根据主变压器、油浸式电抗器尺寸，在基础上画出中心线。（2） 主变压器、油浸式电抗器就位：主变压器、油浸式电抗器的中心与基础中心线重合。（3） 就位后检查三维冲撞记录仪，记录、确认最大冲击数据并办理签证，记录仪数值满足制造厂要求，最大值不超过3g，原始记录必须留存建设管理单位。（4） 充气运输的变压器、油浸式电抗器在运输和现场保管期间油箱内应保持为正压，其压力为0.010.03MPa。（5） 附件安装前应经过检查或试验合格。气体继电器、温度计应送检；套管TA检查试验，铁芯和夹件绝缘试验合格。（6） 现场安装涉及的密封面清洁、密封圈处理、螺栓紧固力矩应符合产品说明书和相关规范的要求。安装未涉及的密封面应检查复紧螺栓，确保密封性。（7） 冷却器按制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验和绝缘油冲洗。（8） 变压器、油浸式电抗器注油前后绝缘油应取样进行检验，并符合国家相关标准。（9） 附件安装：1） 安装附件需要变压器本体露空时，环境相对湿度应小于80%，连续露空时间不超过8h，场地四周应清洁，并有防尘措施。2） 冷却器起吊方式平衡，接口阀门密封、开启位置应预先检查。3） 升高座安装时安装面必须平行接触，排气孔位置处于正上方。电流互感器二次备用绕组端子应短接接地。4） 储油柜安装确认方向正确并进行位置复核。5） 连接管道安装，内部清洁，连接面或连接接头可靠。6） 气体继电器安装箭头朝向储油柜，连接面平行，紧固受力均匀。7） 温度计安装毛细管应固定可靠和美观。8） 有载调压开关按照产品说明书要求进行检查。9） 应按规范严格控制露空时间。内部检查应向箱体持续注入露点低于-40的干燥空气，湿度不应大于20%，保持内部微正压，避免潮气侵入，且确保含氧量不小于18%。（10）抽真空处理和真空注油：1） 真空残压要求：220500kV133Pa，750kV13Pa。2） 维持真空残压的抽真空时间：220330kV不得少于8h，500kV不得少于24h，750kV不得少于48h。3） 真空注油速率控制在6000L/h以下，一般为30005000L/h，真空注油过程维持规定残压。4） 330kV及以上变压器和油浸式电抗器应进行热油循环，热油循环前，应对油管抽真空，将油管中的空气抽干净，同时冷却器中的油应参与进行热油循环。热油循环不应小于总油量的3倍。5） 密封试验：密封试验施加压力为0.03MPa，24h无渗漏。（11）电缆排列整齐美观，电缆不外露，二次接线与图纸和说明书相符合。（12）整体检查与试验合格。（1） 设计中应注意满足交流电气装置的接地 DL/T621- 1997及电力设备典型消防规程DL 5027-1993规程要求。（2）在施工图阶段对提给土建专业的基础资料中明确基础(预埋件)误差要求；（3）在技术协议或图纸确认时明确密度继电器配置防雨罩等要求；（4）图纸确认和施工图设计时校验各电气距离；执行0102010102主变压器接地引线安装（1） 接地引线采用扁钢时，应经热镀锌防腐。（2） 接地引线与设备本体采用螺栓搭接，搭接面紧密。（3） 接地体连接可靠，工艺美观。（4） 本体及中性点均需两点接地，分别与主接地网的不同干线相连，中性汇流母线刷淡蓝色漆。（5） 接地引线地面以上部分应采用黄绿接地漆标识，接地漆的间隔宽度、顺序一致，最上面一道为黄色漆，接地标识宽度为15100mm。（6） 110kV及以上变压器的中性点、夹件接地引下线与本体可靠绝缘。（7） 钟罩式本体外壳在上下法兰之间应做可靠跨接。（8） 按运行要求设置试验接地端子（1） 主变压器接地引线在制作前，对原材料进行校直。（2） 接地引线制作前结合实际安装位置，弯制出接地引线模型。（3） 根据模型尺寸下料，为满足弯曲弧度，下料时要留有余度。（4） 扁钢弯曲过程，应采用机械冷弯，避免热弯损坏锌层。（5） 制作后的接地引线与主变压器专设接地件进行螺栓连接并紧固。（6） 接地引线与（主接地网）在自然状态下搭接焊，锌层破损处及焊接位置两侧100mm范围内应防腐（1）引线与设备本体接地端子采用螺栓搭接；（2）本体及中性点均采用两点接地，分别与主接地网的不同干线相连；（3）变压器的中性点、夹件接地引下线与本体可靠绝缘。执行0102010200主变压器系统附属设备安装 0102010202 中性点电流互感器、 避雷器安装 （1） 设备安装垂直，误差1.5mm/m 。（2） 瓷套外观完整， 无裂纹。（3） 避雷器压力释放口方向合理；铭牌应位于易于观察的一侧， 标志应完整， 清晰。（4） 所有连接螺栓需齐全、 紧固。（5 接地牢固可靠 （1） 支架标高偏差5mm ，垂直度偏差5mm ，顶面水平度偏差2mm/m 。（2） 避雷器安装时，必须根据产品成套供应的组件编号进行，不得互换，法兰间连接可靠（部分产品法兰间有连接线）。（3） 在线监测装置与避雷器连接导体超过1m时应设置绝缘支柱支撑；过长的硬母线应采取预防“热胀冷缩” 应力的措施；接地部位一处与接地网可靠连接，另一处与集中接地装置可靠连接（辅助接地）。（4） 电流互感器二次接线盒或铭牌的朝向应符合设计要求。（5） 油浸式电流互感器应无渗漏， 油位正常并指示清晰， 绝缘油指标符合规程和产品技术要求 （1） 避雷器就位时压力释放口方向不得朝向巡检通道，并不得喷及其他电气设备；（2） 在线监测装置与避雷器连接导体符合要求。执行0102010203箱柜安装及接线 （1） 箱 柜 安 装 垂 直 （误差1.5mm/m）、牢固、 完好，无损伤。（2） 宜采用螺栓固定，不宜采用点焊。（3） 箱柜底座与主接地网连接牢靠，可开启门应用软铜导线可靠接地。（4） 成列箱柜应在同一轴线上。（5） 电缆排列整齐、 美观， 固定与防护措施可靠。（1） 基础型钢允许偏差：不直度 1mm/m，全长5mm；水平1mm/m，全长5mm。位置误差及不平行度 5mm。（2） 基础上如无预埋型钢可采用膨胀螺栓固定。（3） 如端子箱材质采用镜面不锈钢， 建议出厂保留板材覆膜，工程后期再去除， 以确保表面光洁度。（4） 二次接线要求参照“ 0102020202 二次回路接线” 相关施工工艺要求。 （1）箱柜基础大小与箱体相适应，采用螺栓固定。执行0102030000配电装置安装0102030105引下线及跳线安装（1） 高跨线上（T形）线夹位置设置合理，引下线及跳线走向自然、美观，弧度适当。（2） 设备线夹（角度）方向合理。（3） 室外易积水的线夹应设置排水孔，排水孔直径不超过8mm。（4） 铝管弯曲度小于2%。（5） 压接时必须保持线夹的正确位置，不得歪斜，相邻两模间重叠不应小于5mm，压接后六角形对边尺寸不应大于0.866D+0.2mm（D为接续管外径）（1） 引下线及跳线制作前，确定其安装位置，检查两侧线夹规格确定引线及跳线线夹截面。（2） 依据设计图纸确定引线、跳线规格，并检查制作引下线及跳线的线夹与导线、压接模具之间是否匹配，导线与线夹接触面均应清除氧化膜，用汽油或丙酮清洗，清洗长度不少于连接长度的1.2倍。（3） 导线切割前对切割部位两侧采取绑扎措施，防止导线抛股，导线断面应与轴线垂直，引下线及跳线先压接好一端再实际测量确定导线长度，测量过程应考虑引下线及跳线安装后，设备侧接线板所承受的应力不应超过设计或厂家要求。（4） 线夹与导线接触面涂电力复合脂，线夹应顺绞线方向将导线穿入，用力不宜过猛以防抛股。导线伸入线夹的压接长度达到规定要求，对空心扩径导线穿入线夹前，先旋进长度与压接长度相符的芯棒。（5） 压接过程控制每模搭接长度，控制铝管弯曲度，压接后产生的飞边、毛刺打磨光滑，短导线压接时，将导线插入线夹内距底部10mm，用夹具在线夹入口处将导线夹紧，从管口处向线夹底部顺序压接，以避免出现导线隆起现象。（6） 引线及跳线安装过程中导线、金具应避免磨损，连接线安装时避免设备端子受到超过允许承受的应力。（7） 所有连接螺栓均采用镀锌螺栓，按照螺栓规格进行扭矩检测。（8） 软母线采用钢制螺栓型线夹连接时，应缠绕铝包带，其绕向与外层铝股的绕向一致，两端露出线夹口不超过10mm，且端口应回到线夹内压紧（1）跳线设计应注意并进行风偏校核；（2）施工图设计时注意引下线位置和线夹角度问题，对金具与导线连接处要求采取防积水措施。执行0102030107接地引线安装 （1） 接地引线采用扁钢时， 应经热镀锌防腐。（2） 接地引线与设备本体采用螺栓搭接，搭接面紧密。（3） 接地体横平竖直，简捷美观。（4） 接地引线地面以上部分应采用黄绿接地漆标识， 接地漆的间隔宽度、顺序一致。（ 5 ） 按运行要求设置试验接地端子 （1） 用于地面以上的镀锌扁钢应进行必要的校直。（2） 扁钢弯曲时， 应采用机械冷弯， 避免热弯损坏锌层。（3） 焊接位置及锌层破损处应防腐。（4） 接地引线颜色标识应符合规范 （1）设备本体及支架接地采用螺栓连接。执行0102060200接地装置安装0102060204设备接地安装（1） 同类设备的接地接地线位置一致，方向一致。（2） 接地线弯制弧度弯曲自然、工艺美观。（3） 接地引线地面以上部分应采用黄绿接地漆标识，接地漆的间隔宽度、顺序一致，最上面一道为黄色漆，接地标识宽度为15100mm。（4） 螺栓连接接触面紧密，连接牢固，螺栓丝扣外露长度一致，配件齐全（1） 断路器、隔离开关、互感器、电容器等一次设备底座（外壳）均需接地。（2） 接地线材料宜采用铜排、镀锌扁钢和软铜线。（3） 接地铜排两端搭接面应搪锡。（4） 接地引线与设备本体采用螺栓搭接，搭接面紧密。（5） 机构箱可开启门应用4mm2软铜导线可靠连接接地。（6） 机构箱箱体接地线连接点应连接在最靠近接地体侧。（7） 隔离开关垂直连杆应用软铜辫与最靠近接地体侧连接（1）设计时应注意满足交流电气装置的接(DL/T621-1997)规程的要求；（2）接地铜排两端搭接面应搪锡；（3）同类设备的接地线位置一致，方向一致；（4）连接螺栓丝扣外露长度一致，配件齐全。执行1.6十八项反措序号防止内容执行情况7 防止输变电设备污闪事故17.1 设计和基建阶段应注意的问题7.1.1 新建和扩建输变电设备应依据最新版污区分布图进行外绝缘配置。中重污区的外绝缘配置宜采用硅橡胶类防污闪产品，包括线路复合绝缘子、支柱复合绝缘子、复合套管、瓷绝缘子（含悬式绝缘子、支柱绝缘子及套管）和玻璃绝缘子表面喷涂防污闪涂料等。选站时应避让d、e级污区；如不能避让，变电站宜采用GIS、HGIS设备或全户内变电站。7.1.2 污秽严重的覆冰地区外绝缘设计应采用加强绝缘、V型串、不同盘径绝缘子组合等形式，通过增加绝缘子串长、阻碍冰棱桥接及改善融冰状况下导电水帘形成条件，防止冰闪事故。7.1.3 中性点不接地系统的设备外绝缘配置至少应比中性点接地系统配置高一级，直至达到e级污秽等级的配置要求。7.1.4加强绝缘子全过程管理，全面规范绝缘子选型、招标、监造、验收及安装等环节，确保使用伞形合理、运行经验成熟、质量稳定的绝缘子。执行8 防止直流换流站设备损坏和单双极强迫停运事故18.2 防止换流变压器（平波电抗器）事故防止换流变压器（平波电抗器）事故参考防止变压器事故措施执行，还应注意以下方面。8.2.1 建设阶段应注意的问题8.2.1.1 换流变及平抗阀侧套管不宜采用充油套管。 换流变及平抗的穿墙套管的封堵应使用非导磁材料。 换流变及平抗阀侧套管类新产品应充分试验后再在直流工程中使用。8.2.1.2 换流变应配置带气囊的油枕，油枕容积应不小于本体油量的8%至10%。换流变应配置两套基于不同原理的油枕油位监测装置。执行8.2.1.9 换流变铁芯及夹件引出线采用不同标识， 并引出至运行中便于测量的位置。 8.2.1.10 换流变应配置成熟可靠的在线监测装置， 并将在线监测信息送至后台集中分析。 9 防止大型变压器损坏事故19.1 防止变压器出口短路事故9.1.1 加强变压器选型、定货、验收及投运的全过程管理。应选择具有良好运行业绩和成熟制造经验生产厂家的产品。240MVA及以下容量变压器应选用通过突发短路试验验证的产品；500kV变压器和240MVA以上容量变压器，制造厂应提供同类产品突发短路试验报告或抗短路能力计算报告，计算报告应有相关理论和模型试验的技术支持。9.1.2 在变压器设计阶段，运行单位应取得所订购变压器的抗短路能力计算报告及抗短路能力计算所需详细参数，并自行进行校核工作。220kV及以上电压等级的变压器都应进行抗震计算。9.1.5 为防止出口及近区短路，变压器35kV及以下低压母线应考虑绝缘化；10kV的线路、变电站出口2公里内宜考虑采用绝缘导线。9.1.6 全电缆线路不应采用重合闸，对于含电缆的混合线路应采取相应措施，防止变压器连续遭受短路冲击。9.1.7 应开展变压器抗短路能力的校核工作，根据设备的实际情况有选择性地采取加装中性点小电抗、限流电抗器等措施，对不满足要求的变压器进行改造或更换。9.1.8 当有并联运行要求的三绕组变压器的低压侧短路电流超出断路器开断电流时，应增设限流电抗器。执行29.2 防止变压器绝缘事故9.2.1 设计阶段应注意的问题9.2.1.2 出厂局部放电试验测量电压为1.5Um/时，220kV及以上电压等级变压器高、中压端的局部放电量不大于100pC。110(66)kV电压等级变压器高压侧的局部放电量不大于100pC。330kV及以上电压等级强迫油循环变压器应在油泵全部开启时(除备用油泵)进行局部放电试验。9.2.1.3 生产厂家首次设计、新型号或有运行特殊要求的220kV及以上电压等级变压器在首批次生产系列中应进行例行试验、型式试验和特殊试验（承受短路能力的试验视实际情况而定），当一批供货达到6台时应抽1台进行短时感应耐压试验（ACSD）和操作冲击试验（SI）。9.2.1.4 500kV及以上并联电抗器的中性点电抗器出厂试验应进行短时感应耐压试验（ACSD）。9.2.1.5 500kV变压器，特别是在接地极50km内的单相自耦变压器，应在规划阶段提出直流偏磁抑制需求，重点关注220kV系统与500kV系统间的直流分布。9.2.3 运行阶段应注意的问题9.2.3.3 对运行超过20年的薄绝缘、铝线圈变压器，不宜对本体进行改造性大修，也不宜进行迁移安装，应加强技术监督工作并逐步安排更新改造。9.2.3.6 铁心、夹件通过小套管引出接地的变压器，应将接地引线引至适当位置，以便在运行中监测接地线中是否有环流，当运行中环流异常变化，应尽快查明原因，严重时应采取措施及时处理。9.2.3.8 对地中直流偏磁严重的区域，在变压器中性点应采用相同的限流技术。执行39.3 防止变压器保护事故9.3.1.2 变压器本体保护应加强防雨、防震措施，户外布置的压力释放阀、气体继电器和油流速动继电器应加装防雨罩。执行49.4 防止分接开关事故9.4.3 新购有载分接开关的选择开关应有机械限位功能，束缚电阻应采用常接方式。执行59.5 防止变压器套管事故9.5.3 如套管的伞裙间距低于规定标准，应采取加硅橡胶伞裙套等措施，防止污秽闪络。在严重污秽地区运行的变压器，可考虑在瓷套涂防污闪涂料等措施。执行69.6 防止冷却系统事故9.6.1 设计阶段应注意的问题9.6.1.1 优先选用自然油循环风冷或自冷方式的变压器。9.6.1.2 潜油泵的轴承应采取E级或D级，禁止使用无铭牌、无级别的轴承。对强油导向的变压器油泵应选用转速不大于1500r/min的低速油泵。9.6.1.4 强油循环的冷却系统必须配置两个相互独立的电源，并采用自动切换装置。9.6.1.5 新建或扩建变压器一般不采用水冷方式。对特殊场合必须采用水冷却系统的，应采用双层铜管冷却系统。9.6.1.6 变压器冷却系统的工作电源应有三相电压监测，任一相故障失电时，应保证自动切换至备用电源供电。执行79.7 预防变压器火灾事故9.7.1 按照有关规定完善变压器的消防设施，并加强维护管理，重点防止变压器着火时的事故扩大。9.7.2 采用排油注氮保护装置的变压器应采用具有联动功能的双浮球结构的气体继电器。9.7.3 排油注氮保护装置应满足：9.7.3.1 排油注氮启动（触发）功率应大于220V*5A(DC)； 9.7.3.2 注油阀动作线圈功率应大于220V*6A(DC)；9.7.3.3 注氮阀与排油阀间应设有机械连锁阀门；9.7.3.4 动作逻辑关系应满足本体重瓦斯保护、主变断路器开关跳闸、油箱超压开关同时动作时才能启动排油充氮保护。9.7.4 水喷淋动作功率应大于8W，其动作逻辑关系应满足变压器超温保护与变压器断路器开关跳闸同时动作。9.7.5 变压器本体储油柜与气体继电器间应增设逆止阀，以防储油柜中的油下泄而造成火灾扩大。执行11 防止互感器损坏事故111.1 防止各类油浸式互感器事故11.1.1 设计阶段应注意的问题11.1.1.1 油浸式互感器应选用带金属膨胀器微正压结构型式。11.1.1.2 所选用电流互感器的动热稳定性能应满足安装地点系统短路容量的要求， 一次绕组串联时也应满足安装地点系统短路容量的要求。11.1.1.3 电容式电压互感器的中间变压器高压侧不应装设MOA。 执行211.2 防止110kV（66kV）500kV SF6绝缘电流互感器事故11.2.1 设计阶段应注意的问题11.2.1.1 应重视和规范气体绝缘的电流互感器的监造、 验收工作。11.2.1.2 如具有电容屏结构， 其电容屏连接筒应要求采用强度足够的铸铝合金制造，以防止因材质偏软导致电容屏连接筒移位。11.2.1.3 加强对绝缘支撑件的检验控制。 执行14 防止接地网和过电压事故114.1 防止接地网事故14.1.1 设计、基建应注意的问题14.1.1.1 在输变电工程设计中，应认真吸取接地网事故教训，并按照相关规程规定的要求，改进和完善接地网设计。14.1.1.2 对于110kV及以上新建、改建变电站，在中性或酸性土壤地区，接地装置选用热镀锌钢为宜，在强碱性土壤地区或者其站址土壤和地下水条件会引起钢质材料严重腐蚀的中性土壤地区，宜采用铜质、铜覆钢（铜层厚度不小于0.8mm）或者其他具有防腐性能材质的接地网。对于室内变电站及地下变电站应采用铜质材料的接地网。14.1.1.3 在新建工程设计中，校验接地引下线热稳定所用电流应不小于远期可能出现的最大值，有条件地区可按照断路器额定开断电流考核；接地装置接地体的截面不小于连接至该接地装置接地引下线截面的75%。并提出接地装置的热稳定容量计算报告。14.1.1.4 在扩建工程设计中，除应满足14.1.1.3中新建工程接地装置的热稳定容量要求以外，还应对前期已投运的接地装置进行热稳定容量校核，不满足要求的必须进行改造。14.1.1.5 变压器中性点应有两根与地网主网格的不同边连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。主设备及设备架构等宜有两根与主地网不同干线连接的接地引下线，并且每根接地引下线均应符合热稳定校核的要求。连接引线应便于定期进行检查测试。14.1.1.7 接地装置的焊接质量必须符合有关规定要求，各设备与主地网的连接必须可靠，扩建地网与原地网间应为多点连接。接地线与接地极的连接应用焊接，接地线与电气设备的连接可用螺栓或者焊接，用螺栓连接时应设防松螺帽或防松垫片。执行1.7防止直流换流站单、双极强迫停运二十一项反措序号防止内容执行情况18 防止换流站室外端子箱、 接线盒受潮故障118.1 在设备采购阶段，应在设备规范书中明确如下要求：18.1.1 户外端子箱和接线盒设计等级应至少达IP54防尘防水等级。18.1.2 对于换流变、平抗、主变、套管等设备的瓦斯继电器、油流继电器、SF6压力等重要继电器、传感器，设备生产厂家应配套安装防雨罩，防雨罩应能防止上方和侧面的喷水。18.2 在新工程的设备采购技术协议谈判、图纸审查、安装调试、验收阶段，各相关单位应按如下要求开展工作：18.2.1 检查户外端子箱和接线盒厂家相关文档，确认其防尘防水等级至少满足IP54要求。18.2.2 对户外端子箱和接线盒的盖板和密封垫进行检查，防止变形进水受潮。18.2.3 通过进行泼水试验，核实端子箱和接线盒的防水等级。18.2.4 检查户外端子箱、汇控柜的布置方式， 确认端子箱、汇控柜底座和箱体之间有足够的敞开通风空间，以免潮气进入。 执行19 防止换流站室外设备污闪故障119.1 在设计阶段，设计单位应充分考虑当地污秽等级、 环境污染发展情况，参考当地长期运行经验来设计设备外绝缘强度，确保设备不发生污闪事故。执行1.8设计创优策划1.8.1 接地1）设备引下接地线采用铜排，铜导体间采用放热熔焊。2）构支架接地，做到规格一致、高度一致、方向一致；构支架的接地块宽度应与铜排一致。3）当采用铜质设备引下，除变压器、避雷器、CT、PT等重要设备采用两点引下接地外，其他设备仅采用一点接地方式。1.8.2 一次设备安装1）设备安装：采用铜排引下接地。接地统一规格、统一工艺、一次性冷弯成型，接地位置整齐一致。2）设备生产厂家配供的螺栓应为热镀锌螺栓或不锈钢螺栓。3）设备相序漆采用自粘型反光薄膜，高度一致，方便运行人员夜间的操作。1.8.3 母线及引下线1）换流变中性点管母线按间隔分段安装，避免一台换流变推迟工作位置时拆除相邻换流变的中性点管母，减少施工范围，缩短施工周期。2）采用软导线做设备连接线时，要避免软导线太短，造成加工困难。3）引下线、设备连接线的金具设计（接线板尺寸、角度、转向等）应保持软导线连接流畅。1.8.4 二次施工1）电缆支架端部加塑料保护帽，保护电缆不受划伤，保证施工人员的安全。2）户外电缆不得外露。进入变压器汇控箱的电缆，采用哑光不锈钢槽盒或镀锌钢管封闭，保证电缆无外露。3）换流变油池内电缆穿管，在图纸上注明采用镀锌钢管，不得使用PVC管。4）电缆桥架采用高强铝合金或覆铝锌板或镀锌钢等材质。5）电缆沟内设置电缆槽盒，便于光缆、数据线的敷设。1.8.5 电缆防火封堵1）为预防火灾，合理进行电缆敷设路径设计。控制电缆和动力电缆间设置防火隔板。2）电缆沟内阻火墙采用无机防火堵料垒砌而成，在防火包两侧及顶面设置阻燃隔板，标注所在位置及编号，方便运行维护。3）在对屏蔽要求高的端子箱采用ROXTEC专用封堵材料。1.8.6 降噪实施降噪设计方案。采用改进型BOX-IN换流变，换流变顶部和端部隔声屏障能随换流变整体搬运，在实现降噪的基础上，缩短换流变更换时间。二、管理要求2.1业主项目部的管理工作：1、 参加换流变广场交安前验收，协调换流变广场在换流变到货前交安。2、 提前1个月协调换流变到场时间，通知监理做好站内接货准备，要求换流变附件提前到货，绝缘油提前10天到货，电气安装单位对相关继电器等元件送检；3、 提前7天组织完成换流变安装特殊方案审定；4、 提前7天组织换流变特殊试验特殊方案的审定；5、 安装过程中，进行安全、质量、进度过程控制；6、 监督、检查换流变设备调试、分系统调试；7、 参加换流变竣工预验收；8、 落实换流变带电调试的抢修工作。2.2监理单位的管理工作：1、 对施工单位上报的换流变安装施工方案组织监理工程师进行评审，填写文件审查纪录表，提出评审意见。2、 组织土建安装单位参加换流变基础交安。3、 组织物资公司、大件设备运输单位、土建施工单位和电气安装单位开展换流变到场路线走向确定及接收工作。4、 组织安装单位、土建施工单位协调附件堆放场地。5、 接到安装单位申请后，组织物资公司、安装单位、厂家对换流变及附件进行设备开箱检查，详细清点所有到场设备及附件。6、 督促安装单位对需要校验的表计、继电器送具有专业检验资格的第三方检验。7、 制定见证、旁站、巡视等安全质量控制点：旁站点设置：安全旁站点：换流变卸车、升高座及套管安装、换流变就位、换流变特殊试验。质量旁站点：换流变器身检查、升高座及套管安装、就位、换流变局放试验。见证点：冲撞仪拆卸、读数，氮气压力表检查，换流变油取样，阀侧套管封堵，水喷雾试验，真空度。巡视点：干燥、充油、滤油、其它附件安装、设备本体试验、分系统调试。8、 审查施工单位上报的特种作业人员（起重工、电焊工、高空作业、电工）资质、施工工机具、安全工机具是否满足现场施工要求。9、 监理工程师需完成的工作：1）、检查卸车地点，全过程监督卸车过程；2）、检查冲撞仪、氮气压力表并纪录相关数据并对换流变进行器身检查；3)、组织、参与设备开箱检查全过程；4)、检查换流变安装现场的安全文明施工条件；5)、现场检查用于换流变安装的起重及牵引机具；6)、现场检查换流变安装是否按施工方案进行；7)、全过程监督换流变升高座、换流变套管安装、换流变就位工作；8)、经常巡视换流变附件安装、干燥、充油、滤油及相关试验工作；9)、督促安装单位对换流变油样按规定送检；10）、全过程监督换流变局放试验。10、 拍摄数码照片：换流变整体、冲撞仪纪录、氮气压力表各一张，附件开箱数张，安装过程数张。11、 对换流变安装进行监理初验：重点检查安装就位精度、换流变渗油情况、各项试验报告等。12、 配合业主进行换流变竣工预验收。13、 在站系统、系统调试阶段，组织落实换流变带电调试的抢修工作。2.3施工单位的管理工作：2.3.1 根据业主或监理要求编写换流变安装方案（见附件）2.3.2 按照监理要求开展换流变到场接货1）换流变运至现场后，应按订货合同验证产品铭牌、附件和备件。2）参与检查并记录冲击记录仪在运输、装卸中的受冲击情况。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。如果压力表的指示氮气压力下降很快，必须查明原因， 妥善处理，并及时将压力补到规定位置。4）充油套管的油位应正常，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。5）每批绝缘油到达现场后，数量应与合同相符，且有出厂试验报告，西变、ABB、保变和施工方及现场监理方商定现场交接换流变用绝缘油，现场施工单位应取样进行简化分析，主要指标应满足如下要求：击穿电压（kV） 70介质损耗因数(DDF, 90) 0.005含水量（mg/L） 15油中颗粒数(5pm)，个/100mL 大于5m颗粒度含量不超过2000个/100mL。 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，检查小桶上的标识应正确。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。7）冷却器、连通管、安全气道等应密封。2.3.3 进行换流变及其附件到场开箱检查，厂家资料归档换流变及其附件到场后，由施工单位申请开箱检查，在监理单位、物资公司、厂家及业主单位的陪同下进行开箱验收工作并做好记录和资料的归档。2.3.4 对相关表计继电器进行送检对需要校验的表计、气体继电器等应送具有专业资格的第三方检验。2.3.5 拍摄数码照片换流变安装过程中数码照片的留档应根据基建质量（2010）322号文关于强化输变电工程施工过程质量控制数码照片采集与管理的工作要求进行采集和归档。数码照片应单独命名，名称应能反映工程部位、主要工序和照片的主题内容，命名规则一般采用“拍摄日期拍摄主题序号”方式表示。1）设备安装：反映变压器、GIS设备安装操作人员及过程等要素。每种设备1-2张。2）母线压接与焊接：每种型号线1组2-4张，耐张线夹每种型号的钢锚、线夹的穿管、压接过程照片各1张。管母焊接每种型号对口、焊接过程照片各1张，表现操作人员及过程等要素。每种型号线夹1组2张。3）公司级专检：全景照片1张，表现会议主题、主要参加单位或人员等。检查照片4张，表现检查与测量过程。如有质量问题，表现质量问题。整改后照片，表现问题部位整改情况。4）工艺亮点：表现整体感官1张，从不同角度，表现细部工艺照片各1张。每工艺3张。包含但不限于，重点体现标准工艺推广应用及新材料、新技术、新工艺的应用。51数码照片资料的整理和移交5.1.1在工程建设过程中，项目部按照附件要求，及时拍摄、整理工程建设数码照片。5.1.2工程竣工后两周内，项目部应严格按附件要求，完成数码照片的整理，并移交业主项目部。工程数码照片汇总后，应附照片采集说明。5.1.3项目部用不可擦除型光盘刻录（或拷贝至移动硬盘），照片保存期限为自工程竣工移交生产后至少10年。2.3.6 组织资源投入，按审定方案进行换流变安装换流变施工单位经报监理公司和建设单位批准后方可进行换流变的安装，其安装过程应严格按照方案内容进行实施。2.3.7 进行换流变交接试验附件安装完毕后，按直流换流站高压电气交接试验规程，完成全部试验，并填写试验报告，如有不合格项目，应及时和有关方面联系。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；2）电压比检查；3）引出线的极性检查；4）绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数测量；5）绕组连同套管的介质损耗因数tan 测量；6)绕组连同套管的直流泄漏电流测量；7)长时感应耐压及局部放电测量；（国网直流公司）8)铁芯及夹件的绝缘电阻测量；9)非纯瓷套管的试验；10)绝缘油试验；11)有载分接开关的检查和试验；12)绕组频率响应特性测量13)额定电压下的冲击合闸试验2.3.8 配合相关单位进行换流变特殊试验施工单位在单体试验完成后配合专业试验单位进行换流变特殊试验。2.3.9 对换流变进行三级自检所有试验工作完成后，对换流变进行三级自检。1）本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，不渗油。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。3）换流变上无遗留杂物，油漆完好，相色标志正确，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，事故排油设施完好。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）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。7）分接头的位置应符合运行要求。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。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。 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。在换流变带电前，所有的保护和报警回路都必须投入运行，保证安全可靠。2.3.10 配合监理初验和业主进行换流变工作预验收施工单位完成三级自检工作后申请监理初验和业主竣工预验收2.3.11 落实换流变带电调试的抢修工作换流变带电调试期间组合相关人员做好抢修工作。2.3.12 做好相关资料归档。换流变安装工作通过竣工验收后及时做好相关资料的归档工作。三、施工前提1）换流变安装施工方案已审定；2）换流变广场轨道及基础已验收合格并交付电气安装；3）换流变区域事故油池已具备使用条件；4）消防水系统管道接口具备电气施工条件；5）拟安装的换流变本体、附件及油已到施工现场并确认具备安装条件；6）换流变安装区域的架空线已安装完毕；7）安装用工机具已准备齐全并已通过报审，施工用电源已布置完毕；8）现场施工人员已接受培训交底，特殊施工人员已通过报审。9）换流变安装位置基础纵横中心线已划；10）冲击记录仪、氮气压力经检查符合现场安装要求。四、施工方案换流变安装标准模板，按以下目录编写（具体方案见换流变安装方案附件）【1编写说明2项目概况3组织措施4施工方案5技术措施6质量控制措施7安全管控措施8安全文明施工9环境保护措施10应急预案11质量通病防治12强制性条文实施130.8倍企标14数码照片策划】五、施工进度提供详细的施工进度安排，包括增加工器具、资源投入后缩短的工期，至少包括标准工期和最短工期。吊车组1组完成1台换流变安装时间21天移位组1组安装组1组油务组1组试验组1组二次组1组吊车组2组完成2台换流变安装时间25天移位组1组安装组2组油务组1组试验组2组二次组2组吊车组3组完成3台换流变安装时间30天移位组1组安装组3组油务组2组试验组3组二次组3组六、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，合格后方可进行后续施工。6.1 工艺质量控制6.1.1 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。6.1.2 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。6.1.3 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。6.1.4 所有试验项目数值严格对照厂家标准和规范值进行校验。6.1.5 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。6.2 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