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5.1.1一次安装设备检查主要内容包括：电气设备安装位置；电气一次接线；互感器的二次绕组顺序 及准确等级；设备接地。 5.1.2二次安装设备检查主要内容包括：二次屏柜安装位置；二次接线是否全部完成、电缆芯线号码 管是否清晰准确、端子连接是否紧固可靠；切换开关、按钮、键盘操作是否灵活、可靠；二次回路接地。

屏柜及二次回路检查需要准备的工器具见表2。

GB／标准规范范本5.2.2二次回路绝缘检查

表2二次回路及屏柜检查试验设备配置表

在换流变分系统调试前，应对有关电源回路、互感器回路、跳闸回路的绝缘进行检查。绝缘检测设 备、方法、检测值应符合DL/T995的要求

5.2.3屏柜电源检查

检售有天屏柜内气升 作电压确值和极性是否止确：检售 屏柜内照明及加热是否正常： 配合的要求

5.2.4屏柜通信检查

检查通讯接线符合设计要求，断开任何通讯线路节点，运行人员工作站应有报警信息。

5. 2. 6 质量控制

在二次回路检查的过程中，针对施工现场实际需要，质量控制参见附录B的要求进行，应符合设 图纸要求及相关规程规范要求。

5.3信号联调及功能试验

5.3.1依据设计图纸，整理换流变分系统信号清单。根据信号来源，分为屏柜信号和本体信号：

5.3.1依据设计图纸，整理换流变分系统信号清单。根据信号来源，分为屏柜信号和本体信号：

a）屏柜信号：其中屏柜包括：保护屏（非电量保护屏）、接口屏、故障录波器

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b）本体信号：包括换流变本体、换流变冷却系统、有载调压机构箱、换流变本体

5.3.3依据换流变信号源头位置的不同，逐次完成换流变的各种信号（屏柜信号和本体信号）。依据

在开入量源头施加动作量； b） 在接口屏、控制保护柜处，A系统与B系统信号灯位或信号电位应发生变化，变化状态符合设 计要求： 在运行人员工作站，应看到信号事件列表中A系统与B系统信号事件。 5.3.4 模拟量信号联调。换流变模拟量信号包括：换流变本体油温、本体油位、分接开关油位、绕组 温度、油位信号、套管SF6压力等。针对换流变压器的每个模拟量输出信号进行调试，步骤如下： a) 在模拟量源处施加模拟量；条件不具备时，模拟发出信号（在相应设备输出端施加）： b） 在运行人员工作站上（或控制保护系统的输入端、软件）观察并确认信号值，显示值应与输入 值相符。

a 在开入量源头施加动作量； b) 在接口屏、控制保护柜处，A系统与B系统信号灯位或信号电位应发生变化，变化状态符合设 计要求： c）在运行人员工作站，应看到信号事件列表中A系统与B系统信号事件。

5.3.5在有载开关在就地手动操作合格的基础上，依次进行就地分相电动、远方分相电

电动操作，并验证有载开关高低限位及额定位置的正确性。操作内容及要求如下： a 就地电动操作。就地进行档位操作，在有载开关机构箱内的档位指示正确，远方档位显示与就 地档位指示一致，高低限位功能正确； b） 远方操作。在运行人员工作站完成6台换流变压器有载调压开关分相操作与同步操作，就地档 位指示与远方档位显示一致。 c）有载分接开关在线滤油机功能及滤油单元的压力检查

计与厂家要求。风冷系统的工作方式有两种：手动方式和自动方式。手动方式分为可控手动模式与强 制性手动模式。在手动方式下，检查层控制、冷却器组控制、温度控制等功能的正确性。操作内容及 要求如下： a） 强制性手动模式。依次投入强投空开，可以实现四组冷却器依次启动的功能： b） 可控手动模式。在可控手动模式下，换流变风冷系统需要受到层控制转换开关、冷却器组转换 开关，以及温度控制方式等三方面的制约： 自动模式。当系统处于自动工作状态时，换流变网侧带电或运行人员工作室模拟发出一个“冷 却系统开”的脉冲信号，中央控制逻辑将开放换流变冷却系统启动信号，风冷系统启动运行 验证采用PLC或者TEC控制的换流变冷却器在TEC或者PLC控制器故障时不应全停冷却器功能，

5.3.7安全风险管控。信号联调及功能试验过程中的安全风险控制措参见附录C的要求进行。

3.8质量控制。信号联调及功能试验 应确保信号联调合格、功能齐备。

场施工需求，对分系统过程中

4.1分别在换流变A、B、C三套电量保护屏模拟各种故障，每种类型保护均需要动作出口，确认保 与断路器的联合跳闸功能及阀组保护跳换流变出口回路的正确性。每个出口应传动验证至现场一次 备本体。检查项目主要包括：

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换流变电量保护各保护动作出口的验证，包括“三取二逻辑”与“二取一逻辑”； 电量保护动作出口启动失灵及闭锁阀组等相关出口逻辑功能的验证。 5.4.2非电量保护整组出口检查项目主要包括： 验证换流变非电量保护各保护动作出口的正确性，包括“三取二逻辑”与“二取一逻辑” b） 验证非电量保护动作出口闭锁阀组、急停换流变冷却器及不启动失灵等相关出口逻辑的正确 性。 5.4.3从非电量保护A、B、C屏中选择两屏，在同一时间，模拟同一非电量动作信号。非电量保护 动作，非电量保护屏柜显示屏上报数据，运行人员工作站，应接受到非电量保护动作信号。所有屏柜 均应验证。在模拟动作成功的基础上，从换流变本体上启动非电量继电器，使非电量屏柜接受到开入 信号，启动保护逻辑，完成动作出口试验。 5.4.4在进行保护联调时，试验人员应核对定值清单是否齐全，所使用的电流互感器、电压互感器的 变比值应与定值清单相符。 5.4.5保护联调过程的安全风险控制措施参见附录C的要求进行。 5.4.6保护联调过程中，针对施工现场实际需要，可以参见附录B的要求进行。在进行信号及保护联 调时，需同时在运行人员工作站和信息子站查看相应的报文信息，并检查故障录波装置动作的正确 性。

5.4.2非电量保护整组出口检查项目主要包据

5.5二次注流、加压试验

5.5.1二次注流、加压试验需要准备的仪器设

二次注流、加压试验需要准备的仪器设备见表3

表3二次注流、加压试验配置的设备

5.5.2在完成屏柜及二次回路检查工作的基础上，进行二次注流和加压试验；二次电流或电压不超过 额定值，持续时间不小于规定值。在换流变汇控箱，对所有电流、电压回路二次回路进行注流、加压 逐一核对各回路电流、电压量的采样值的正确性。二次加压试验完成时，应检查末屏电压回路接线的 正确性。

电压回路试验过程中的安全风险控制措施参见附录

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5.4在二次回路注流、加压试验时，应同时检查各接入点的电流、电压值，包括控制系统、保护装 故障录波装置、计量装置、功角测量装置、安全稳定装置等。二次注流试验过程中的质量控制参 附录E的要求进行。电压回路试验的质量控制可参考此格式记录数据。

5.6换流变一次注流试验

5.6.1换流变压器本体一次注流试验所需的主要仆

压器本体一次注流试验所需的主要仪器设备见表4

表4一次注流试验的试验设备配置

5.6.2核实换流变电流二次回路的正确性应包括所有电流互感器的变比、各二次绕组极性、相位。 5.6.3换流变压器本体一次注流试验可采用换流变低压侧短路法或高压侧短路法。 5.6.4低压侧短路法分别在换流变YD阀侧短路、换流变YY阀侧短路，加压后，将试验电流逐步升至 顶加电流，满足测试所需要的要求。高压侧短路法为在高压侧短路，低压侧加电压。 5.6.5电流的测量。在网侧（阀侧）读取网侧（阀侧）一次电流，用钳形相位表测得网侧（阀侧）与 闵侧（网侧）套管电流互感器（TA）的二次电流和与系统参考电压之间的角度。变比分析方法为根据换 流变网侧（阀侧）实测电流的值，算出阀侧（网侧）一次电流的大小，再根据阀侧（网侧）套管电流互 惑器（TA）的变比可以计算出二次电流的大小，计算值与实测值一致，则二次接线使用绕组变比正确。 极性分析方法为分析钳形相位表测得网侧与阀侧套管电流互感器（TA）的二次电流和其与系统参考电压 之间的角度，分析是否满足设计和保护装置要求的极性要求。换流变保护极性的典型配置如图1所 小

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5.6.6换流变一次注流试验过程的安全风险控制措施参见附录G的要求进行。

换流变保护电流二次回路（含极性）典型配置图

换流变一次注流试验过程的安全风险控制措施参见附录G的要求进行

5.6.7在进行换流变一次注流试验时，应同时在运行人员工作站录波系统、故障录波装置、计量装 置、功角测量装置、安全稳定装置等中查看电流相序和极性，并在换流变保护系统中判断保护电流互 感器（TA）极性。换流变一次注流试验质量控制卡参见附录H

在换流变分系统调试项目完成后，针对换流变本体、汇控柜、接口柜、保护柜应采取成品保护 施，禁止无关人员进入或操作。若需在成品保护区开展工作，需向监理单位和建设管理单位申请， 请批准后，在监理和分系统调试负责单位监督下开展工作。整理换流变分系统调试的过程记录并存档 对分系统调试期间的后台事件记录进行备份。

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附录C （资料性附录） 信号及保护联调安全风险控制卡

附录C （资料性附录） 信号及保护联调安全风险控制卡

表C.1信号及保护联调安全风险控制卡

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次注流试验过程中的质量控制参见表E.1的要求进行

附录E （资料性附录） 二次注流质量控制卡

附录E （资料性附录） 二次注流质量控制卡

表 E.1二次注流质量控制卡

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附录F （资料性附录） 换流变一次注流试验安全风险控制卡

表F.1换流变一次注流试验安全风险控制一

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土800kV换流站工程换流变

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编制主要原则， 17 与其他标准文件的关系. 主要工作过程， 标准结构和内容. 条文说明。 2

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本标准依据《关于下达2015年度国家电网公司技术标准制修订计划的通知》（国家电网科（2015） 4号文）的要求编写。 本标准编制背景：土800kV直流输变电工程的建设开创了世界上特高压输电工程建设并全压运行的 先河，土800kV向家项一上海直流示范工程成功投运后电镀标准，又先后投运了锦屏一苏南、哈密一郑州、溪落 渡一浙西直流特高压输电工程。当前国内、外均没有适用于土800kV直流输变电工程换流变压器分系统 调试的规程及标准。 本标准编制目的是为满足土800kV特高压直流工程建设的需要，规范直流换流站换流变压器分系统 调试工作，提高分系统试验规范性

在广泛调研和认真总结我国超高压、特高压直流工程调试经验的基础上，参照国家及电力行业相 标准及规程，详细规定换流变压器分系统调试项目、方法及要求，规定换流变压器分系统调试质量控 及安全控制要求

3与其他标准文件的关系

本标准与相关技术领域的国家现行法律、 法规和政策保持一致。 本标准不涉及专利、软件著作权等使用问题

2014年，确立了总体目标，构建组织机构，确定参编单位及其人员，开展标准编制的前期研究工作。 2015年1月25日，在搜集有关资料的基础上，总结了我国土500kV直流输电工程、土400kV直流输 电工程、土660kV直流输电工程、土800kV直流输电工程换流变压器分系统调试工作的成功经验，组织 编写了初稿。 2015年2月20日，开展第一次集中修改。在广泛调研收资和技术交流的基础上，拟定了规范体系框 架，对规范内容和标准大纲进行了深化和完善。 2015年3月11日，编写组成员在北京对本规范初稿进行了讨论，形成了征求意见稿。随后将征求意 见稿发往国网公司承担分系统调试的试验、施工等单位征求意见。 2015年10月20日，组织专家对本规范征求意见稿进行了讨论，从现场调试、技术优先、工程管理 运行维护等多个方面进行了讨论，依据专家提出的意见，进行了进一步完善。 2015年11月，修改形成标准送审稿。 2015年11月，国家电网公司工程建设技术标准专业工作组组织有关专家组织召开了标准审查会，审 查结论为：经专家协商一致，同意修改后报批。 2015年11月，修改形成标准报批稿

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本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要求编写。 本标准主题章分为3章石化标准，由调试条件，调试项目和要求、成品保护组成。本标准按照公司建设换流 站工程的实际状况，本着先进性和实用性、可操作性等原则，给出了换流站换流变压器分系统调试组织 实施条件、实施项目、具体要求、成品保护质量、安全方面的要求

本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要求编写。 本标准主题章分为3章，由调试条件，调试项目和要求、成品保护组成。本标准按照公司建设换流 站工程的实际状况，本着先进性和实用性、可操作性等原则，给出了换流站换流变压器分系统调试组织 实施条件、实施项目、具体要求、成品保护质量、安全方面的要求