换流变安装施工工作定义(81页).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
1
2.381
16
2.041
2
2.358
17
2.018
3
2.336
18
1.9954
4
2.313
19
1.9727
5
2.290
20
1.9501
6
2.268
21
1.9274
7
2.245
22
1.9047
8
2.222
23
1.8820
9
2.199
24
1.8594
10
2.177
25
1.8367
11
2.154
26
1.8140
12
2.131
27
1.7913
13
2.109
28
1.7687
14
2.086
29
1.7460
15
2.063

调压范围： (+25～-3) × 1.25%
短路阻抗：(19±0.95) %
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 kV
400阀侧线路端子 SI/LI/AC 1175/1300/479 kV
200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
1
7.3.2 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
220kV～500kV 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
2
7.3.4 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50mm～80mm。
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 621-1997
1
4.1 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
2
6.2.5 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0.01～0.03MPa。
（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：220～500kV≤133Pa，750kV≤13Pa。
2） 维持真空残压的抽真空时间：220～330kV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3000～5000L/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15～100mm。
（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15～100mm。
（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
1
7.1 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

1
8.2 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
1
9.1 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
2
9.2 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
3
9.3 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
4
9.4 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
5
9.5 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
6
9.6 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
7
9.7 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

1
11.1 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
2
11.2 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

1
14.1 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

1
18.1 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

1
19.1 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；
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