晋北±800千伏换流站工程电气B包施工项目部极1低端换流变措施方案

晋北±800kV换流站工程极1低端换流变施工方案贵州送变电工程公司2016年07月TOC\o"1-5"\h\z一、编写说明 -1-1.1概述 -1-2.1项目简介 -2-三、组织措施 -33.2作业组工作划分 -5-四、施工方案 -54.1安装总要求 -5-4.2寸奂变安装总施策划 -6-4.3单台换流变安装流程图（见图4-1） -10-五、技术措施 -11-5.3附件;绝缘油检查试验 -12-5.4油务处理 -13-5.5排氮及破氮安装施工 -14-5.6换流变油枕安装 -15-5.7换流变冷却器安装 -165.8升高座安装 -16-5.10其它附件安装 -205.11密封并充注干燥空气 -21-5.12换流变移位 -215.13真空处理 -21-5.14真空注油 -22-5.15热油循环 -235.16整体密封试验 -245.17交接试验与检查验收 -245.181式后的乍 -27-5.19换流变牵弓I方案 -27-5.20B0XTN降噪设施安装 -28-六、质量控制措施 -286.1重点环节的工艺控制 -28-6.2注重成品保护，强化精细施工 -30-七.安全措施 -307.1换流变安装危险点分析及预防措施 -30-7.2其它安全要求 -33-7.3环境保护 -35-八、应急预案 -35-8.1换流变安装过程中遭遇大风、扬尘等恶劣天气 -35-8.2安装过程中突然断电、设备损坏造成无法正常使用处理 -35-8.3油务处理过程中出现大量漏油现象 -36-九、引用强制性条文规定 -36-十、引用质量通病防治措施 -37-十一、引用《国家电网公司输变电工程工艺标准库》 -37.十二、附录 -42-附录一：换流变油注入试验标准 -42-附录—：仝-X相对湿度表 -42.附录三：换流变安装常用工机具、材料一览表 -43-附录四：QY25起重机起重特性表 -46-\o"CurrentDocument"附录五：换流变牵引就位示意图 -48-\o"CurrentDocument"附录六：极1换流变安装平面布置图 -49-施工安全风险动态识别、评估及预控措施 -51-换流变压器安装关键工序控制卡 -54-一、编写说明概述晋北士800kV换流站工程换流部分采用双极、每极两个十二脉动换流器串联接线，电压配置为"400kV+400kV"，双极共安装24台工作换流变（4个换流器单元,每极高、低端各1组），5台备用换流变，共29台。每极安装HY2组，HD2组，LY2组，LD2组，每组换流变均由3台容量为405.13MVA的单相油浸式双绕组换流变压器组成，换流变压器采用B0X-IN的封闭安装形式，阀侧套管直接插入阀厅。本电气安装工程（B包）负责晋北换流站极1部分12台工作换流变安装，其中极1高、低端各6台工作换流变的安装，本方案针对常州西电变压器有限责任公司生产的6台极1低端换流变安装。根据国网公司同设备厂家协商后的设备到货计划，我们计划在2016年8月份开始极1低端换流变安装。换流变是•个换流站的核心设备，其安装工艺质量的好坏将直接影响到投运后电力系统的安全性和稳定性，为保证晋北±800kV换流站工程换流变安装的顺利进行，使施工人员明确安装程序、安装中的安全注意事项及质量工艺要求，特编写本施工技术措施，用于指导本工程的施工。编制依据1、《国家电网公司电力安全工作规程（电网建设部分）》（2016年试行版）2、《±800kV及以下换流站换流变压器施工及验收规范》（GB50776-2012）3、《国家电网公司基建质量管理规定国网》（基建/2）112-20154,《国家电网公司基建安全管理规定》国网（基建/2）173-20155、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）6、《直流换流站高压电气交接试验规程》（Q/GDW111-2004）7、《±800kV换流站施工质量检验及评定规程》（Q/GDW217-2008）8、《直流换流站二次电气设备交接试验规程》（Q/GDW118-2005）9、《±800kV及以下换流站换流变压器施工及验收规范》（Q/GDW1220-2014）10、《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》（国网基建质量[2010]322号）11、《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化管理办法》国网（基建/3）187-201512、《国家电网公司输变电工程流动红旗竞赛管理办法》国网（基建/3）189-201513、《国家电网公司输变电工程优质工程评定管理办法》国网（基建/3）182-201514、《国家电网公司输变电工程标准工艺管理办法》国网（基建/3）186-201515、《国家电网公司基建新技术研究及应用管理办法》国网（基建/3）178-201516、《国家电网公司电力建设起重机械安全监督管理办法》国网（安监/3）482-201417、《国家电网公司输变电工程施工安全风险识别、评估及预控措施管理办法》国网（基建/3）176-201518、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》（DL5009.3-2013）19、《国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》（基建质量[2010]19号）20、《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》Q/GDW248-200821、《施工现场临时用电安全技术规范》（JGJ46-2005）22、施工设计图纸、设计文件23、晋北±800kV换流站工程输变电工程施工合同（安装施工B包）24、厂家技术说明书、技术文件25、《晋北±800kV换流站工程项目管理实施规划》二、项目概况2.1项目简介根据设备供货计划，本工程极1低端换流变采用常州西电变压器有限责任公司（简称常变公司）产品6台。换流变采用充氮运输，装有三维冲撞记录仪，用以监视运输过程中换流变的震动情况。极1低端换流变相关技术参数如下：型号：ZZDFPZ-405130/500-400器身重：232t油总重；102t运输重（不带油）：285t总重：403t型号：ZZDFPZ-405130/500-200器身重：232t油总重；102t运输重（不带油）：285t总重：402t2项目计划安排根据国网公司同设备厂家协商后的设备到货计划，极1低端换流变计划在2016年8月4日前完成相关准备工作,6台工作换流变安装时间为2016年8月4日一2016年10月。尽最大可能将每台换流变在广场安装位置安装、试验完毕后，移位至运行位置。三、组织措施人员管理组织机构贵州送变电工程公司《经理：李绍煌市场经营部工程管理部审计监察部设计研究贵州送变电工程公司《经理：李绍煌市场经营部工程管理部审计监察部设计研究院监理单位安徽电力工程监理有限公司山西锦通工程项目管理咨询有限公司试验研究院项目法人

国家电网公司

建设管理单位

国网公司直流建设分公司晋北晋北±800kV换流站工程电气B包

施工项目部项目经理：刘祖国项目副经理：李松项目总工：赵锋项目副总工：欧阳炜伟项目部管理机构工程管理部主任：赵锋（兼）调试：李亚民技术：罗杰安质部主任：欧阳炜伟安全：申海锋质量：阮士煜物资供应部主任：荷启敬采购：李建华保管：唐国香项目部管理机构工程管理部主任：赵锋（兼）调试：李亚民技术：罗杰安质部主任：欧阳炜伟安全：申海锋质量：阮士煜物资供应部主任：荷启敬采购：李建华保管：唐国香计划财务部主任：黄芳财务：张婷造价：王常渊办公室主任：周龙信息：侯露竹档案：卢林后勤：周龙（兼）施工队管理机构电气一队电气二队电气三队调试队队长：张绍武技术员：李成安全员：孙明华质检员：王世凯队长：李俊飞技术员：廖宗强安全员：王永富质检员：王世凯队长:技术员:安全员:质检员:贵明

跃建方华

张胡余焦施工队管理机构电气一队电气二队电气三队调试队队长：张绍武技术员：李成安全员：孙明华质检员：王世凯队长：李俊飞技术员：廖宗强安全员：王永富质检员：王世凯队长:技术员:安全员:质检员:贵明

跃建方华

张胡余焦队长：李亚民一次：朱军二次：王文刚安全员：谢军工作领导关系A 监督指导关系合同关系2作业组工作划分1、安装组：负责换流变所有附件的清点、检查和吊装工作，参与器身内检，负责换流变移位后的固定、接地及封堵工作。2、油务组：负责换流变油的过滤、换流变本体的真空处理、真空注油及注油后的密封检查、热油循环等一切油务工作。3、试验组：负责换流变的电气试验。包括套管试验、升高座CT试验、绝缘油试验、器身绝缘试验、整体交接试验等。4、移位组：负责换流变从安装位置移位至运行位置的工作。四、施工方案安装总要求在换流变安装阶段应有建设单位、监理单位、厂家代表在场，以便随时对安装中发现的问题进行现场鉴定，明确处理意见。严格按照施工措施，在厂家技术服务人员指导下进行安装，确保换流变安装顺利完成。极1低端换流变计划于2016年8月开始安装，安装前必须提前掌握气象信息，根据天气情况安排确定安装日期。1、安装前应具备下列条件：①换流变广场轨道及基础已验收合格并交付电气安装；②换流变区域事故油池已具备使用条件；③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；④换流变安装区域的架空线已安装完毕；⑤安装用工机具已准备齐全，施工用电源已布置完毕；⑥现场施工人员已接受培训交底。⑦换流变安装位置基础纵横中心线已划。⑧冲击记录仪、氮气压力经检查符合现场安装要求。2、安装环境要求破氮后进行附件安装施工时（是否芯检以产品技术协议为准），空气相对湿度不得超过75%,铁芯与线圈暴露时间不得超过厂家规定的时间，空气相对湿度超过75%时，不允许暴露。严禁在雨、雪、雾、风（4级以上）天气进行工作，安装时周围场地应清洁，地面采取铺塑料布、洒水等防尘措施，必要时采用彩条布对周围进行防尘围挡，加强同其它施工单位沟通，确保在芯部暴露过程中周围无扬尘作业。3、安装工艺要求换流变安装质量的好坏，直接关系到投运后能否长期安全可靠运行。虽然安装环节很多，但主要有以下儿个要点：①严防绝缘受潮在现场进行安装可能会导致换流变绝缘受潮，安装的环境要求必须符合本措施的规定。安装的各个环节要严格按厂家资料及验收规范的规定进行，以确保绝缘不受潮。例如，安装前应确认换流变绝缘处于良好状态，注入换流变的油必须经净化处理试验合格，所有油气管道必须清洗干净，安装附件后应及时抽真空注油、检查密封等;当打开主体安装套管和连接内部引线时，每次只允许打开一个孔洞盖板，同时要使用干燥空气发生器向主体内打干燥空气，保证主体内为微正压，是潮湿空气不能进入本体。②做好密封处理所有现场安装部位的密封垫必须全部更换，法兰连接处应用耐油密封垫（圈）密封，密封垫（圈）必须无扭曲、变形、裂纹和毛刺，密封垫（圈）应与法兰面尺寸相配合，不合格的应更换。法兰连接面应平整、清洁，密封垫应擦拭干净，安装位置应正确，压缩量不宜超过其厚度的1/3,连接螺栓应对角均匀紧固。③确保导电回路接触良好导电回路如果接触不良，会引起接触部位电阻增大、发热、放电甚至烧蚀等严重后果。换流变中的导电接触部位有：套管引流板、分接开关的触头及分接引线的接头等。在安装套管的内外连接时一定要处理好接触面，拧紧螺栓，螺栓紧固力矩必须符合厂家说明书要求；在器身检查时，分接开关触头应仔细检查接触是否良好，分接引线是否断裂及紧固件是否松动等。④换流变内部检查由厂家技术负责人进入换流变内部进行检查。2换流变安装总体施策划1、单台换流变安装工序所需时间分析先牵引单台安装时间表工序工期施工进度1天2天3天4天5天6天7天8天9天10天11天12天13天14天15天16天17天18天附件及套管安装72h牵引就位24h抽真空96h真空注油24h热油循环72h密封试验24h静放96h高压试验24h二次线施工24h2、换流变安装计划本工程我单位共安装极1的12台工作换流变，其中极1低端换流变6台。换流变与常规同类交流设备的不同点在于，由于换流变阀侧套管是直接插入阀厅布置，因此，换流变可采取在安装位置安装试验合格后再移动至运行位置就位的方案，也可采取在安装位置附件安装完毕后移动至运行位置再进行真空及油务处理、试验等工作的方案。根据晋北换流站换流变采用背靠背紧凑布置方式的特点，以及换流变安装与阀厅内设备安装同时进行的实际情况，因此其高、低端各台换流变的安装、移位必须按一定的顺序进行，否则将相互影响甚至无法完成安装。为确保安装有条不紊的进行，我们根据晋北换流站换流变目前的到货计划及现场实际布置情况，进行总体策划，以确定合理的安装和就位顺序。常变换流变到货计划:序号工程名称换流站设各类别供应商设备工号计试验颈计出厂计到站1音南晋北站400换流变常变2OI5O6O5732016/6/82016/6/162016/7/162晋南晋北站400换流变常变20150605742016/6302016/7/72016/8/73音南晋北站400换流变常变20150605752016/7/72016/7/142016/8/144音南晋北站400换流变常变20150605762016/8/62016/8/132016/9/135普南晋北站400换流变常变20150605772016/9/162016/9/242016/10/246哥南晋北站400换流变常变20150605782016/9/222016/9/302016/10/307音南詈北站400换流变常变20150605792016/10/102016/10/182016/11/188音南晋北站200换流变常变20150605802016/5312016/6/82016/7/89音南晋北站200换流变常变20150605812016/6/162016/6/242016/7/2410晋南告北站200换流变常变20150605822016/6/242016/7/22016/8/2II音南普北站200换流变常变20150605832O1&8/222016/8/302016/9/3012音南普北站200换流变常变20150605842016/8/292016/9/62016/10/613晋南晋北站200换流变常变201SO6O5852016/9/62016/9/142016/10/1414音南晋北站200换流变常变20150605862016/9/302016/10/820I6/H/83、极1低端换流变安装及就位位置示意图极1低端换流变就位位置图3-1极1低端换流变安装及就位位置示意图4.3单台换流变安装流程图（见图47）图4-1换流变先移运流程图施工准备本体就位于安装位置现场验收及保管附件、绝缘油检查试验残油试验套管、升高座检查试验管道附件

清点、安装v破真空油路清洗冷却装置检调压开关残油试验套管、升高座检查试验管道附件

清点、安装v破真空油路清洗冷却装置检调压开关检行试验胶囊试压、清洗冷却装置

试压、清洗芯部检查油枕、升高座、套管及其他附件安装冷却器安装及管道安装牵引就位油枕、升高座、套管及其他附件安装冷却器安装及管道安装牵引就位BOX-IN安装BOX-IN安装本体二次接线整体密封试验电气交接试验＞二次接线及调试及移交五、技术措施1施工准备1.1技术准备1.1.1安装前，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。1.1.2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。1.1.3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。1.1.4基础及本体就位情况复查①基础及构筑物施工，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3/1000且W10mm。③换流变本体就位方向和位置应正确。5与厂方人员进行必要的沟通，并请厂家技术人员进行补充技术交底。1.2施工电源准备根据现场实际情况，施工电源采用检修箱电源，检修箱永久性电源为3*240+1*120。单个检修箱电源总空开为250A,针对现场施工情况，将检修箱总空开电源空开改为400A,漏电保护器级数0.2,防止故障时影响低压配电屏跳闸。3工器具、材料及安全用具准备安装前，应备齐安装换流变用的所有工器具、材料和安全用具（见附录三）。另外，要备好必要的油处理接头加工件、换流变移位牵引加工件等。1.4开箱检查设备到货后，安装前，向监理项目部申请开箱，并附拟开箱设备清单，监理同意后方可开箱，开箱时需要业主、物资、监理、施工、厂家单位在现场见证。开箱后按照装箱清单清点箱内物资，确保无缺件后，方可进行安装。2现场验收和保管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。参与检查并记录冲击记录仪在运输、装卸中的受冲击情况。纵向、横向、垂直三个方向均不应大雨3go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O.OIMPa〜0.03MPa,在充氮运输存放的过程中每天至少巡查一次并做好记录。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。充油套管的油位应正常，无渗油、瓷体无损伤，充气套管应检查氮气压力满足厂家要求。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。应取样进行简化分析，必要时全分析。取样试验的标准应符合下列要求：电气强度：235kV/2.5mm（球间隙）：含水量：＜20mg/L；tgS：WO.5%（90C时）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。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。5.2.7冷却器、连通管、安全气道等应密封。5.2.8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。5.2.9现场施工机具、材料摆放要整齐。5.3附件、绝缘油检查试验5.3.1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0.05MPa表压力的压缩空气进行密封试验，持续30min应无渗漏（如厂家有规定则按照厂家规定进行），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，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。胶囊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充氮运输套管气体压力（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、法兰颈部及均压罩内壁应清洗干净。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，应进行烘焙。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）。5.3.2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换流变取残油做微水、耐压试验、色谱分析（贵州送变电工程公司试验室检验）。残油电气强度240kV/2.5mm；含水量＜20mg/L。5.3.3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换流变的氮气压力安装前是否均保持正压（根据保管记录）。②换流变取残油做微水、耐压试验、色谱试验结果是否合格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。判断应依据规范和厂家规定。5.4油务处理本工程油务处理工作量大，其中极1低端每相约100t,我方施工共6台极1低端换流变合计总油重约900t,因此对其油务处理工作安装前应做好策划，确保使用方便和满足质量、进度要求。5.4.1油罐布置选用合适的场地摆放油罐、滤油机等设备。根据现场实际情况和设备到货计划，同时为了绝缘油卸车和向高低端换流变注油方便，采用极1换流变广场南侧靠公路场地作为油罐的堆放和油务处理区域。根据其他换流站的施工经验、本工程的实际情况以及极1低端换流变油的重量，本工程每台换流变拟配备7个15t油罐，油罐尺寸为宽5100mmX2200mm,每列两油罐中间间隙为500mm（具体连接方式见图5T）„另外二个油罐专用于存放安装前换流变底部残油等废油。为确保换流变油的滤油效果，在油罐用于呼吸的进气口安装干燥过滤装置，吸附剂受潮，应及时更换。在整个滤油系统就位完毕后，进行油罐和管道等附件清洗工作，清除里面的杂质和水分，并对油罐、管道进行抽真空，对密封不可靠的地方采取相应处理措施。在油未注入油罐前，对油罐及管道充入干燥空气，保持微正压防止潮气进入。5.4.2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。5.4.3滤好换流变油，并经试验符合下列要求：a）击穿电压不小于70kV/2.5mm；b）含水量不大于8mg/L；c）90c介质损失角正切不大于0.5%；d）颗粒度：不应大于1500/100mL（5um—100um颗粒，无100um以上颗粒）。5.5排氮及破氮安装施工5.5.1提前掌握气象信息，根据天气情况安排确定破氮安装施工日期日期。本工程拟采取抽真空排氮的方式，破坏真空时采取注入干燥空气的方法。厂家现场技术服务人员，根据合同要求判断决定是否进入器身内部进行检查。含氧量检测仪检查含氧量，达到18%以上时人员方可进入。5.5.2破氮安装施工的条件①对换流变进行抽真空排氮，然后充干燥空气破除真空。注意氮气排出的方向应在下风口，充入露点在-55C以下的干燥空气，流量23m3/min。在打开盖板后对整个器身进行检查过程中，采用干燥空气通过油箱顶部注油阀连续吹入，保证器身内空气压力值为微正压，相对湿度不大于20%。②破氮安装施工时，场地四周应清洁，并有防尘措施；严禁雨、雪、雾、风天（4级以上）在室外进行器身检查。③进行器身内部检查时，必须由厂家现场技术服务人员亲自进入，其余人员不得进入器身，施工单位配合厂家，监理及业主人员在场鉴证。5.5.3器身检查的要求

①打开油箱人孔盖，检查人员从人孔处进入油箱进行检查。内检过程中不允许破坏或移动换流变内部的任何组件、部件和构件。内检及安装过程中，要不间断吹入露点W-55C左右的干燥空气。②内检人员每次不得超过3人（必须是厂家技术服务人员），必须穿专用工作服和鞋袜，除所带工具外不允许随身携带其他任何物品。③所有工具应系有白纱带，严格执行登记、清点制度，防止遗忘箱中。④内检中应有专人守候于人孔洞口，随时与内检人员联系，传递信息。⑤所打开的盖板等处要有防尘措施，严防灰尘、杂物进入油箱。⑥检查项目和处理缺陷等每个项目均应有厂家人员认可并做好记录。5.5.4器身检查项目①器身各部位应无移动现象，运输用的临时防护装置及临时支撑在厂家技术服务人员指导下应予拆除，并经过清点作好记录以备查。②所有螺栓应紧固，并有防松措施；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。③铁芯应无变形，铁胡与夹件间的绝缘垫应良好，铁芯无多点接地现象。④压钉、定位钉和固定件是否松动。⑤绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象；各绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞。⑥引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象，引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，裸露部分应无毛刺或尖角，焊接应良好。⑦有载调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固正确，各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好；转动接点应正确地停留在各个位置上，且与指示器所指位置一致;切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。⑧各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。⑨内检的同时，检查油箱顶盖上的器身定位件是否有损 If"坏、变形及松动现象，并按厂家要求处理。 Nth号,⑩芯部检查完毕后，内检人员确认箱内无杂物后出箱， ‘3厂按工具登记表清点工具，以防遗留箱内。 干疗6换流变油枕安装 常仃g1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校验。图油枕女装

5.6.2储油柜拟采用25t吊车进行吊装，吊装时利用油枕上的4个专用吊点进行吊装。安装程序一般为：支架安装、柜体吊装就位、连接支架螺栓（暂不紧固，在装上气体继电器及其联管，调整好位置后一齐紧固）。5.7换流变冷却器安装5.7.1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。5.7.2连接散热器支架并整体吊装，将油泵根据厂家说明书要求安装在油管路上。5.7.3将冷却器放在垫有木板的地面上,在冷却器端部（有放油塞的一端）应垫橡胶垫或其它隔离层，防止冷却器在起立时与地面磕碰而损伤。5.7.4检查冷却器在运输过程中应无损坏，密封完好。5.7.5按照厂家规定的编号顺序起吊，对于直立式冷却器，从专用吊孔处采用两点起吊的方法起吊。当冷却器为水平方向安装时，从专用吊孔处采用四点起吊，吊装时，应保持平稳、水平。5.7.6打开冷却器下部放油塞，放掉内部残油后再拧紧。5.7.7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）。◎5.8升高座安装◎5.8.1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。图5-4网侧升高座＞5.8.2本工程极1低端换流变网侧升高座1.2吨/个，阀侧升高座1.6吨/个。吊装时选用25t吊车进行安装。根据厂家说明书位置进行吊装，网侧及中性点升高座吊装利用顶端吊点按照常规方法进行。打开包装检查升高座表面有无损伤。将吊绳固定在升高座主体吊板上，用吊绳将升高座吊至平整的地面上（地面耍铺上干净的塑料布或木板），排除升高座内的氮气，将升高座下部的保护罩拆下。将升高座吊至相应的法兰孔处缓缓落下，对准角度，并对准升高座和箱盖上的螺孔，穿入图5-4网侧升高座＞5.8.3阀侧升高座有一定的倾角（低端两升高座及套管倾角皆为22°）,在安装时,用钢丝绳和吊带栓在升高座顶部的两个吊孔上，在升高座中部的吊孔上栓一个手拉

链条葫芦，另一端都挂在吊钩上，为防止手拉葫芦断裂在吊点两端加•根3t吊带作为二道保护。（吊装示意图见图5-5）在安装过程中，手拉链条葫芦可以任意调整升高座的倾斜角度，以方便安装。吊装倾斜角度应严格按照厂家要求，防止在对接过程中发生碰撞造成损坏。图5-5阀侧升高座吊装方法示意图5.9套管安装5.9.1在安装套管前，应先做常规试验，试验合格后才能安装。5.9.2安装方法：①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。②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。本工程极1低端换流变套管最重约为2t,拟采用一台25t吊车进行安装。吊带选用两根承重3t的吊带,单根长度为10m。

图5-6网侧及中性点套管吊装方法示意图网侧套管及中性点套管吊装方法参考图5-6进行施工，套管吊具固定在瓷套上部1/4左右，将软吊绳-的两端分别通过套管吊具固定在套管法兰的吊环上，另一端挂在吊钩上。软吊绳二的两端固定在套管法兰的吊环上，将吊绳另一端通过手拉葫芦挂在吊车吊钩上，两根吊绳的夹角要小于60°。起升吊钩，使吊绳抻直，并使套管起升一定高度，然后通过手拉葫芦逐渐释放软吊绳二，将套管慢慢起立，待套管直立并悬空后再去除套管底部的防护筒。在套管顶端拴一根绳索，用于调节就位过程中的角度。然后将套管移动到对正安装孔位置缓缓下降。图5-7网侧高压套管吊装方法实物图片 图5-8网侧高压套管安装实物图片阀侧套管的吊装方法采用链条葫芦调整角度的施工方法，在套管两端可靠拴两根绳索，用于控制套管移动过程中的方向，先将套管平吊起来，在离地约500mm处

通过葫芦调整套管角度，先根据套管安装位置计算角度进行预调（同升高座倾斜角度，低端两套管倾角皆为22°,高端两套管倾角分别为23°、30。），在起重机吊点与套管吊点之间应增加一根承重为5t的吊带，以防止手拉葫芦断裂而对套管进行二道保护，具体方法见图5-9。25t吊车 5t吊带（红色为二道保护用吊图5-9阀侧套管吊装方法示意图图5-10阀侧套管吊装实物图片 图5-11阀侧套管安装实物图片③网侧套管安装：拆除升高座顶部上盖板，吊装时将厂家的标志对准，吊装完毕后从升高座侧面人孔处连接引线。吊装过程中采用升降车配合取下专用吊环和吊绳。④阀侧套管安装：拆除升高座顶部上盖板，吊装时将厂家的标志对准，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。⑤网侧和阀侧套管内部引线的连接：对于穿缆（铜棒）式套管，方法是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，由厂家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，螺栓应按照规定的力矩紧固。⑥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，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。5.10其它附件安装5.10.1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（电科院）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。5.10.2先用绝缘油冲洗连管，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。5.10.3压力释放阀安装在油箱顶盖上，安装前应经过（电科院）校验合格。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与厂家图纸相符。5.10.4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。5.10.5温控器的安装①温控器主要有温包、毛细管和压力表组成。安装前应经过（电科院）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。②温包要垂直安装在注有换流变油的箱盖温度计座内，密封应良好。闲置的温度计座也应密封，不得进水。③压力表安装在箱壁上。④毛细管应每隔300mm做适当固定，多余部分应盘为直径不小于150mm的圆环状,弯曲半径不得小于50mmo5.10.6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，安装时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，移动过程中吊点应低，并应有人扶持防止碰撞。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和锥齿轮、瓦斯组成，根据厂家说明书进行检查、调整。5.10.7附件安装完毕后，对所有蝶阀进行专门检查，要求开闭灵活，紧固螺栓无损坏现象。5.11密封并充注干燥空气5.11.1在换流变破氮后的附件安装完毕后，用合格的换流变油进行清洗油箱底部并将该油放出，不得有遗留杂物。然后封好所有盖板，装上压力表（正压表），充注干燥空气至0.025Mpa。5.11.2在充注干燥空气后密封期间，派专人定时观察压力表是否有变化（每半小时巡视一次，如发生下雨等天气变化，专人在现场进行密切观察），根据温度曲线判断是否存在密封不良现象，如有应及时处理，并补充注入干燥空气。5.12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。5.12.1在牵引就位后，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。移位后暂不进行固定，并将本体做好可靠的临时接地。5.12.2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，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、设置安全围栏等防护措施。5.13真空处理为了排除绝缘物中残留的空气和安装过程中进入器身绝缘物中的潮气，必须进行真空处理。根据厂家说明书或图纸资料连接真空注油系统。对换流变压器本体、冷却器及开关等需同时抽真空的部位进行抽真空（油枕不能同时抽真空），直到真空度满足厂家说明书的要求。具体步骤如下：5.13.1检查真空泵、真空管路及换流变压器各处阀门状态及密封状况打开油箱与各散热器之间的阀门。5.13.2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。13.3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。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（先关闭抽气阀，再停真空泵），检查油箱各连接处的密封情况。如有吸气声，应及时处理。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，应及时处理。5.13.5抽真空时，应随时观察记录油箱的变形，其最大变形不得超过壁厚2倍，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。5.13.6抽真空至10（^2,进行换流变泄漏率测试。关闭抽真空阀门，并停止真空泵，时间lh后记录真空表读数P1；在过30min,读取P2这个值，P2-P1的差即为泄露率。要求＜32Pa/30min,确认换流变密封良好，如果不满足，检查所有接头之处并拧紧，再做泄露率，直到合格为止。此测试也可以使用氮气检漏仪代替。5.13.7泄漏试验完成后，须继续抽真空度至25Pa,维持72h。5.13.8充气套管检测气体微水和泄露率符合要求；充注气体过程中应检查各压力接点动作正确；安装后应检查套管油气分离室设置的释放阀无渗油或漏气现象，套管末屏应接地良好。5.14真空注油5.14.1当真空度达到规定值后，持续抽真空48h后，开始注油。换流变注油时，从油箱下部进油阀进油。5.14.2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/ho5.14.3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。5.14.4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注油到油位线距箱体顶部200mm时停止注油（先停滤油机，后关顶部油阀），关闭真空泵。③进行补充注油，因为油枕不承受真空，采取旁压注油的方式补油至产品技术规定位置，先关闭油枕顶部放气阀，后关闭滤油机。最后油面调整根据厂家温度所对应的液面线进行调整。附件安装完毕，真空注油后，即可进行热油循环工作。5.15.1热油循环过程中，滤油机出口油温控制在60℃。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。5.15.2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，确保注入换流变本体内的油品质。5.15.3循环的总油量23倍换流变油总量，同时循环时间也必须满足厂家规定（272h）o5.15.4从本体下端取油样做整体检查试验，经过热油循环的油应达到附录一的规定。5.16整体密封试验5.16.1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,承受0.03MPa压力，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。5.16.2密封试验结束后必须静放72h以上，方可安排进行常规试验及特殊试验项目（厂家另有规定的除外）。静放期间应多次打开放气塞进行放气。在静放完成后局放试验前，不能启动潜油泵进行油循环，以免造成局放数据不准，原因不好分析。5.17交接试验与检查验收5.17.1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；a）测量应在各分接头的所有位置上进行；b）各相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乐不同温度下电阻值按照下式换算：R2=Rl（T+t2）/（T+tl）式中RI、R2——分别为温度在tl、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）绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的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…温度进行比较。c）吸收比、极化指数与产品出厂值相比应无明显差别。d）在常温下，吸收比一般不小于1.3,或者极化指数一般不小于L5。⑤绕组连同套管的介质损耗因数tan3测量；a）测得的tan6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。直流泄漏试验电压标准 主绕组额定电压kV63~330500试验电压kV4060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（由业主委托电科院试验）；⑧铁芯及夹件的绝缘电阻测量；a）采用2500V绝缘电阻表测量，持续时间为60s,应无闪络及击穿现象；b）绝缘电阻值与出厂试验值比较，无明显降低。⑨非纯瓷套管的试验；a）绝缘电阻测量；——套管主绝缘的绝缘电阻不应低于10000MQ；-“抽压小套管”对法兰或“测量小套管”对法兰的绝缘电阻，采用2500V绝缘电阻表测量，绝缘电阻值不应低于1000MQ。b）非纯瓷套管的介质损耗因数tan6和电容量测量；一在室温不低于10C的条件下，套管的介质损耗因数tan8与出厂试验值比较应无明显变化；——电容型套管的实测电容量与产品铭牌数值或出厂试验值相比，其差值应在土10%范围内。c）绝缘油试验。套管中的绝缘油可不进行试验d）油气套管气室SF6气体的微水和泄露率试验。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体油箱中绝缘油的油中溶解气体的色谱分析。氢气、乙快、总燃含量应符合GB/T7252—2001的规定，且无明显增长。c）油中含水量，不应大于10mg/Lod）油中含气量的测量，应在绝缘试验或第一次升压前取样测量，其值不应大于1%。e）油中颗粒数检测，100mL油中大于2即i的颗粒数不应多于2000个。（ID有载分接开关的检查和试验；变压器不带电，在100%额定操作电压下操作10个循环，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；在85%额定操作电压下操作1个循环，在全过程的切换中应可靠动作。⑫绕组频率响应特性测量（国网直流公司）；⑬额定电压下的冲击合闸试验（国网直流公司）；（M）相位检查；检查变压器的相位，必须与电网相位一致。5.17.2投运前的检查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。⑥BOX-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。5.18试验合格后的工作5.18.1器身固定：确认换流变压器试验合格后，在换流变压器周围四个点上紧固换流变压器焊接固定器身用的铁件，防止换流变压器器身移位。5.18.2接地安装:从主接地网引出两根接地线和换流变压器本体指定的接地点相连,保证接地可靠。铁芯和夹件通过专门的引线引出接地。5.18.3封堵：对阀厅预留用来穿换流变压器阀侧套管的窗口应及时进行封堵，封堵工艺符合设计要求。5.19换流变牵引方案5.19.1简述：牵引图如附件五所示，安装完换流变附件后，采用双绞磨逆向牵引至运行位就位，就位完成后进行注油及热油循环。5.19.2牵引力计算序号换流变型号汪油刖重量静摩擦系数静摩擦力滚动摩擦系数牵引力备注1200285t0.1542.75t0.0051.425t2400285t0.1542.75t0.0051.425t5.19.3主要机具选择序号机具名称型号/规格数量主要参数备注1机动绞磨电动5t2台牵引力7.8/15/25/50(KN)速度24/12/8/4(m/min)4档位2钢丝绳015.5600米破断拉力14.13t2根3滑轮组5t4个吊臂式8轮组4转向单滑轮5t2个吊环式单轮19.4主要选择和计算：如牵引示意图(附录五)(1)2台5t电动机动绞磨同时牵引，同电源空开进行同步控制，拟定选择第四档50KN牵引力、4m/min牵引速度。(2)滑轮组间进行8道跑绳顺穿。(3)换流变最大静摩擦力：51t=510KN(4)钢丝绳破断拉力：单滑轮组14.13X8X2=226.08t=2260.8KN5.20BOX-IN降噪设施安装BOX-IN降噪设施由厂家技术人员指导安装，具体措施由厂家配合施工单位单独编制方案。六、质量控制措施换流变安装过程中严格按照国网公司针对本工程的创优策划执行，严格按照国网公司针对本工程制定的0.8倍国标标准执行，确保换流变安装后的工艺质量满足创优标准。在施工过程中严格执行本工程《创优实施细则》、《强条性条文实施计划》以及《质量通病防治措施》相关章节的内容。1重点环节的工艺控制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，确保经过试验合格的变压器油注入换流变本体。本工程滤油机采用VH120RS型进口滤油机，加装精滤装置确保油处理各项指标特别是颗粒度满足要求。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破氮安装施工环节应尽量减少芯部暴露时间，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如果一天内套管的安装和内部引线的连接工作不能完成，需封好各盖板后对产品抽真空至lOOPa以下并保持该真空度，直至第二天工作时解除真空。解除真空时，如图6T所示，将油箱下部的DN50阀门接至干燥空气发生器（油箱下部接至干燥空气发生器的DN50阀门应为注放油箱中油的阀门，不应将放器身油的阀门接至干燥空气发生器）。关闭真空机组和与其相联的油箱闸阀，开启DN50阀门，以（0.7〜3）m3/min的流量向箱内注入可用于呼吸的干燥空气解除真空。6.1.4防风沙措施：①超过4级风天气不允许破氮、开盖安装；②附件安装前施工区域进行洒水防尘；③换流变安装区域使用防尘布围挡，围挡高度需超过网侧套管升高座；④升高座安装时上盖在套管安装前禁止开盖（排油或试验检查除外），下端法兰处使用塑料薄膜绑扎，形成伞状围护，围护大小满足升高座与本体对接时可将对接人员防护在内，防止风沙进入本体内，套管安装时使用同样原理进行防风沙处理。6.1.5在环境温度低于5c或器身温度低于10c时执行冬季施工方案，此方案单独编制。6.1.6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。6.1.7所有试验项目数值严格对照厂家标准和规范值进行校验。8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。.1.9换流变施工过程中严格执行《晋北士800kV换流站换流变安装工艺卡》（见附录十）.1.10换流变套管、升高座安装过程中准备临时防雨布及大型浴帽。⑴在破氮后安装前突出现风沙情况。按照升高座及本体的法兰尺寸加工大型浴帽式防雨布，突然出现沙尘情况，及时将防雨布罩住法兰盘处，防止沙尘进入升高座或本体。⑵在换流变套管、升高座安装过程中出现沙尘天气情况。防风布筒宽2m,在套管吊起后，将防雨布套如套管外沿，并将吊带全部包裹严实。在安装阶段，出现临时风沙情况，停止施工，及时将防雨布落下，盖住升高座或本体下法兰，并用胶带缠绕，

⑶设专人监护防风沙措施，确保防雨布的完好性、密封性良好，在出现沙尘天气能及时可靠的采取措施。2注重成品保护，强化精细施工1安装过程中注重对防火墙、基础、路面及轨道、设备本体的成品保护，设备吊装过程中严格控制防止碰坏房屋、基础和设备。安装过程中严禁撬棍、千斤顶等物体直接与地面接触，应采取垫钢板或木板等方式。6.2.2附件吊装采用吊带，防止损伤表面油漆，套管吊装采取专门措施，严防葫芦碰坏碰撞坏套管。6.2.3所有螺栓紧固严格按照厂家规定的力矩值进行紧固。6.2.4换流变本体上电缆敷设全部采用槽盒引渡。6.2.5换流变安装过程中用脚手架在器身顶部搭设栏杆扶手，防止安装过程中人员坠落。在脚手架立柱底部用PVC护管防护，防止磨损器身表面漆层，栏杆高度为1.2m,每600mm一道横向连杆，围栏四角与器身顶面螺栓连接。七.安全措施换流变安装危险点分析及预防措施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，采用作业票制度，并全员进行安全技术交底: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。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，保证顶部无油污水迹。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》及观看动画演示录像，明确安装各环节中的安全注意事项。采用作业票制度，并全员进行安全技术交底，现场设专责安全员，全程现场监护。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。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I。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。施工现场配备两名安全监护人，分别负责附件吊装的安全监督工作。吊装作业前，应在吊装现场设置安全警戒标志并设专人监护，非施工人员禁止入内。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10cm时，应暂停起吊，经全面检查确认无问题后，方可继续起吊。吊件在移动时，应缓慢进行，随时注意不能与其它物件发生碰撞。人员严禁在吊物下方停留和行走，被吊物件就位时,身体部位不能放在附件与本体安装部位之间。7.1.5火灾事故控制措施：①做好防静电造成火灾事故控制措施。对滤油机操作人员进行安全技术培训，并在施工前进行安全技术交底，滤油前由作业组人员和安监人员作全面的检查，从根本上杜绝事故的发生。设备、油箱及油管道在使用前应可靠接地。②制定火灾事故应急预案，进行消防演练。油罐现场设置围栏，悬挂“远离烟火，严禁吸烟”、注意安全等标识，配备足够数量消防器材（设置2台35kg推车式干粉灭火器，4具8kg手提式干粉灭火器），并在就近位置设置一个2m⑶消防砂箱。③现场应尽量避免施焊作业，对必须进行的焊接作业应有可靠的防护措施。7.1.6物体打击控制措施：①吊装作业严格执行安规，并遵照本措施7.1.4条执行；②在进行吊装等危险作业时，应将安装区域用安全围栏隔离并加强现场监督，防止其他无关人员进入；②做好机具、附件摆放的防倾倒措施。对易滚动的附件应及时将两侧掩牢。大型机具和设备附件放置在地面土壤上时，下部应采用道木垫平等方式防止倾倒，雨后应注意观察土壤是否有下陷，如有必须采取相应处理措施。7.1.7芯部检查引成人身伤害、设备事故控制措施：采用含氧量检测仪确认器身含氧量大于18%（若含氧量低于18%,严禁工作人员进入器身检查），采用干燥空气发生器持续向器身内通风，保持通风要求良好，并与内部检查人员在入口处派专人保持联系。增加照明度较好的手电筒；工作人员穿耐油防滑靴；利用干净的木梯子上下；严禁利用引线木支架攀登上下；工作人员穿无纽扣、无口袋的工作服；带入的工具必须拴绳，专人管理，清点登记；工作人员不准带任何与芯部检查无关的物品入内。7.1.8套管安装造成套管及设备损伤，套管安装完毕后落物造成套管损坏。控制措施：套管吊装方法严格按照本措施执行，并采用软吊带吊装；指挥和操作人员由经验丰富的专职人员担任，吊装前指挥和操作人员应认真地交流和沟通；套管安装时，应缓慢插入，防止瓷件碰撞法兰口；观察孔处应设置专人观察和引导套管与应力锥的配合。套管安装完毕后，再进行接引线等其他工作时，应采取防高处落物措施防止损坏套管，在套管上方施工时对所用的工器具、材料应采取必要的二道保护措施防止脱落,如使用绳索一端固定在固定物上，另一端在工器具、材料上进行可靠拴接，其长度应合适不影响工作，又能防止物件突然脱落损坏设备进行二道保护。阀厅内套管防护因牵涉到不同的施工单位。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，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、设置安全围栏等防护措施。7.1.9抽真空造成损坏设备控制措施：检查真空泵是否完好，真空泵冷却回路是否畅通，冷却水源是否可靠；真空泵出口处应装设高真空球阀和逆止阀，防止突然断电真空泵油气倒灌；所用电源必须可靠，单独控制，专人管理，无关人员不得操作控制开关；抽真空时应首先开通冷却水，再启动真空泵，待真空泵运行平稳后缓慢开启闸阀和蝶阀，停机顺序相反；真空表不得置于油箱顶部，表前应有高真空球阀，读取真空度时应专人操作,并缓慢打开球阀；附加油采用真空方式加注时，应严格控制真空度，防止过抽，胶囊应与油枕连通；抽真空时应监视箱壁的变形，其最大值不得超过壁厚的两倍。7.1.10在换流变安装过程中，各部件法兰对接处应拆除的临时闷板和垫圈未及时拆除和更换造成对日后运行产生极大的影响控制措施：设立专人对每个法兰对接处需拆除的临时闷板和更换垫圈部位进行登记,并监督其拆除和更换，最后对所拆除闷板和更换垫圈按登记数量进行清点。7.1.11换流变油处理过程中由于油管破损或接头部位松动导致大量漏油，造成财产损失和环境污染控制措施：施工用油管和接头采用合格厂家产品，制订油务处理值班专项管理制度，责任到人，定时巡视。7.2其它安全要求7.2.1换流变安装过程中，为避免交叉作业，对施工区域、吊车行进路线，人员通道采用安全围栏进行隔离。7.2.2施工人员进入施工现场必须正确佩戴和使用安全防护用品。7.2.3电动工器具外壳必须用多股软铜线可靠接地。施工用电应严格遵守安规，实现三级配电，二级保护，•机一闸一漏保。总配电箱及区域配电箱的保护零线应重复接地，且接地电阻不大于10欧姆。用电设备的电源线长度不得大于5m,距离大于5m时应设流动开关箱；流动开关箱至固定式配电箱之间的引线长度不得大于40m,且只能用橡套软电缆。起吊机具与绳索使用前要严格检查，尤其是钢丝绳要防止打结和扭曲现象，吊装时应采用麻绳绑扎等措施，起吊时应缓慢平稳，吊物吊离支撑面10cm时，应暂停起吊，经全面检查确认无问题后，方可继续起吊。7.2.6安全工器具准备齐全，检验合格。严格执行施工作业票制度，工作班成员要认真听清并了解工作内容及安全措施，并签名确认，工作范围应设置围栏。设备存放处地基平整坚实，设备不得叠放；升高座重心偏移，吊装前不得拆除底座。滤油管接头采用双卡箍固定，防止接头松脱；换流变油循环、放油过程中，外壳及各侧绕组必须可靠接地。2.10高处作业所用的工具和材料应放在工具袋内或用绳索绑牢，上下传递物件严禁抛掷。内检人员应穿无纽扣、无口袋的工作服、耐油防滑靴，带入的工具必须拴绳、登记、清点，严防工具及杂物遗留在器身内，内部检查时，通风和照明必须良好，并设专人监护。7.2.12安装及油处理现场必须配备足够的消防器材，必须制定明确的消防责任制责任到人，场地应平整、清洁，10m范围内不得有火种及易燃易爆物品；对已充油的换流变的微小渗漏需补焊应经厂方服务人员认可，遵守下列规定：换流变的顶部应有开启的孔洞，焊接部位必须在油面以下，严禁连续焊，应采用断续的电焊，焊点周围油污应清理干净，应有妥善的安全防火措施，并向全体参加人员进行安全技术交底。7.2.13真空净油设备的使用必须按操作规程进行，滤油管道使用前要全面清洗，并保持清洁。尤其后置过滤器、注油管道应仔细检查、妥善维护，防止异物和潮气进入器身内。2.14在换流变真空状态下严禁用兆欧表测量铁芯、夹件的绝缘电阻。15吊车支腿必须支垫可靠，使用过程中必须有专人监护。7.2.16换流变安装过程中在换流变上端移动时必须设置水平保护。7.2.17“工完、料尽、场地清”，保证施工现场清洁。2.18工作中严格按照《安规》要求指导施工，确保人身和设备安全。19特种工种必须持证上岗，杜绝无证操作。由工作负责人检查起重机械证照是否齐全，操作、指挥人员必须持证上岗。3环境保护固体废弃物分类设垃圾桶，集中回收，定点处理。对换流变油优先考虑再利用。对施工过程中可能造成油污的地方如带油密封的附件在安装时拆除密封板时的位置、滤油机接头，油罐接头、管道接头等，采取铺塑料布等方式避免对基础的油污。换流变安装前土建安装的事故油池必须已具备使用条件，在施工过程中如发生漏油现象排入事故油池，废旧换流变油用集油桶集中回收，按当地环保标准处理。加强对吊车维护、保养、维修工作，加强对操作人员的技能培训，作业时尽量减小噪音和对空气的污染。八、应急预案换流变施工过程中的应急处理方法见本工程《施工组织设计》、《晋北士800kV换流站电气安装工程（B包）施工现场应急处置方案》，另根据本工程换流变施工的特点，针对天气、施工用电、施工机械、换流变抽真空及油务处理过程中的一些应急情况，特做如下布置和规定。换流变安装过程中遭遇大风、扬尘等恶劣天气破氮后附件安装过程中遭遇大风、扬尘等恶劣天气时，应及时将拆除的盖板可靠封闭，然后通过干燥空气发生器注入露点在-400C以下的干燥空气至0.25Mpa左右，正压储存。如遭遇连续恶劣天气，应对本体压力表进行观测和记录，发现密封不良的情况应及时处理。如果抽真空时发生下雨天气，而密封不良时导致真空无法满足要求时，通过干燥空气破除真空，采取防雨措施尽快将密封不良部位进行处理，然后继续充干燥空气至0.25Mpa左右正压储存。待天气好转后继续进行真空处理。2安装过程中突然断电、设备损坏造成无法正常使用处理在抽真空及真空注油过程中，如发生突然断电情况，或者真空滤油机、干燥空气发生器、真空泵损坏，造成机械设备无法正常工作，采取如下控制措施。现场配备足够数量应急手电照明灯，油务处理、抽真空、真空注油及热油循环夜间值班时如发生突然断电情况，采取应急照明灯紧急处理，停机并关闭相应阀门。8.2.2现场配备高纯氮气10瓶（纯度299.99%）,如发生真空密封不良需破除真空时，或发生特殊情况需充正压保持，而干燥空气发生器因为停电或损坏无法正常使用时，使用氮气注入换流变本体内。8.2.3抽真空及真空注油过程中如发生断电或设备损坏情况，应及时关闭抽真空阀门并将真空泵停机。真空注油过程中并及时关闭注油阀门并将真空滤油机停机，8.3油务处理过程中出现大量漏油现象在油务处理过程中如发生大量漏油现象，应尽快将滤油机和相应阀门关闭，采取疏导方式将废油排入事故油池，避免污染基础，将铺在地面上防油污的塑料布尽快更换。九、引用强制性条文规定1、4.1.3变压器中性点应与接地装置引出干线直接连接、接地装置的接地电阻值必须符合设计要求。2、2.3.2采用含氧量检测仪测量器身内含氧量，当含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。3、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，方可注入变压器、电抗器中。不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。4、2.10.2变压器、抗器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入运行。本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。事故排油设施应完好，消防设施齐全。5、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。6、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。7、分接头位置、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。8、变压器、电抗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。9、3.1.1电气装置的下列金属部分，均应接地或接零：电机、变压器、电抗器、携带式或移动式用电器具等的金属底座和外壳；十、引用质量通病防治措施1.充油（气）设备渗漏主要发生在法兰连接处。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。措施：安装前应详细检查密封圈材质及法兰面平整度；螺栓紧固力矩应满足厂家说明书要求。2、设备安装螺栓使用不规范。措施：严格按照厂家配备的螺栓安装。3、设备及安装螺栓生锈措施：使用热镀锌螺栓，发现锈蚀螺栓及时更换。十一、引用《国家电网公司输变电工程工艺标准库》0102090000换流设备安装0102090100换流变压器安装(1)基础标高和水平度应符合设计和制造厂要求，表面平整度《8mm,基础中心线位移WlOmm。(2)附件齐全，安装正确，功能正常，无渗漏油。(3)引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象，引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，相间及对地距离符合规范要求。(4)换流变压器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。(5)换流变压器也缆排列整齐、美观固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架。(6)本体上感温线排列美观。(7)接地良好，标识规范。(1)基础复测：预埋件位置正确，根据图纸设计，在基础上画出准确中心线。(2)换流变压器就位：换流变压器的中心与基础中心线重合，且与图纸相符。(3)换流变压器就位后检查三维冲撞记京仪，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)充气运输的变压器在运输和现场保管期间油箱内应保持为正压，其压力为0.03Mpa。(5)换流变压器附件安装前应经过检查或试验合格。气体继电器、温度计、压力释放阀应送检：套管TA检查试验，铁芯和夹件绝缘试验合格。(6)换流变压器安装时涉及的密封面需清洁、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)换流变压器的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冲洗。(8)原油取样试验应按现行国家标准0102090100-T1换流变套管安装0102090100-T2换流变套管安装0102090100-T3换流变升高座安装01020900102090100-T3换流变升高座安装0102090100-T4散热器安装《电力用油（变压器油、汽轮机油）取样》的规定执行。试验标准应符合下列要求：电气强度：不应小于40kV/2.5mm；含水量：不应大于20hL/L；tg8:不应大于0.5%（90℃时）。真空注油前，应时绝缘油进行脱气和过滤处理，达到下列标准后方可注入换流变压器中：电气强度不应小于70kV/2.5mm；含水量不应大于10pL/L；tg8不应大于0.5%（90℃时）。颗粒度不应大于2000/100ml（5岬以上颗粒）o不同牌号的绝缘油或同牌号的新油与运行过的油混合使用前，必须做混油试验。（9）附件安装：1）空气相对湿度不得超过80%,铁芯与线圈暴露时间不得超过厂家规定的时间，空气相对湿度超过80%时