1、目 录一、编写说明- 1 -1.1概述- 1 -1.2编制依据- 1 -二、项目概况- 2 -2.1项目简介- 2 -2.2项目计划安排- 2 -三、 组织措施- 2 -3.1 人员管理分工- 2 -3.2 主要负责人电话（涉及降压变安装部分）- 2 -3.3 人员管理组织机构- 2 -3.4 作业组工作划分- 3 -四、施工方案- 4 -4.1 安装总要求（总布置图见附图一）- 4 -4.2 安装前应具备下列条件：- 4 -4.3 安装环境要求- 4 -4.4 安装工艺要求- 4 -五、技术措施- 5 -5.1变压器(SF-240000/500)安装- 5 -5.2 抽真空处理- 11 -52、.3 真空注油- 11 -5.4 热油循环- 12 -5.5 补充注油、静放及密封性试验- 13 -六、质量控制措施- 15 -6.1为确保设备安装后的工艺质量，在过程中必须加强对重点环节的工艺控制- 15 -6.2注重成品保护，强化精细施工- 15 -七、安全措施- 15 -7.1设备安装危险点分析及预防措施- 15 -7.2其它安全要求- 18 -7.3环境保护- 18 -八、应急预案- 19 -8.1充干燥空气保存措施- 19 -8.2 附录- 20 -8.3冬期施工措施- 23 -九、强条及质量通病要求- 23 -9.1强条要求- 23 -9.2质量通病要求- 25 -十、标准工艺应用3、- 26 -10.1 标准工艺实施流程- 26 -10.2 标准工艺施工要点- 27 -10.3 1台降压变安装工序所需时间- 32 -一、编写说明1.1概述 本期晋北800kV换流站工程站区用电主要由500kV 组母线及组母线分别引出至35kV站用电区域，经500kV降压变转化为35kV站用电，供全站使用。站用500/35kV降压变压器由XX股份有限公司生产，型号为SF-240000/500，本期共安装两台。1.2编制依据1.2.1电气装置安装工程 电气设备交接试验标准（GB50150-2006）；1.2.2800kV换流站电气装置安装工程施工及验收规范（Q/GDW219224-2008）；4、1.2.3直流换流站高压电气交接试验规程（Q/GDW111-2004）；1.2.4800kV换流站施工质量检验及评定规程（Q/GDW217-2008）；1.2.5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（GB50148-2010）1.2.6国家电网公司电力安全工作规程（电网建设部分）（试行）（国家电网安质2016212号）；1.2.7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（基建质量2016 56号）；1.2.8输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程（Q/GDW 248-2008）；1.2.9换流站工程质量隐患排查工作手册（V8版）；1.2.10国5、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）；1.2.11国家电网公司输变电工程标准工艺管理办法（基建/3）186-2015；1.2.12国家电网公司基建安全管理规定(国网（基建/2）173-2015)；1.2.13国家电网公司输变电工程安全文明施工标准（国网（基建/3）187-2015）；1.2.14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）176-2015）；1.2.15国家电网公司电力建设起重机械安全管理重点措施（试行）（基建2008696号）；1.2.16施工现场临时用电安全技术规范(JGJ 46-2005)；16、.2.17施工设计图纸、设计文件；1.2.18施工合同；1.2.19厂家技术说明书、技术文件；1.2.20晋北800kV换流站工程电气安装（B包）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，本工程站用降压变压器采用保定天威保变电气股份有限公司500/35kV降压变压器2台。计划到场时间2016年09月05日。2.1.1 降压变参数2.1.1.1单台容量:240000kVA，额定电压为530/35kV,额定电流：261.4A。2.1.1.2单台器身重：146.1t，绝缘油重量：65.1t,运输重（充氮）：169.8t，总重：271.6t.2.2项目计划安排根据国网公司同设备厂7、家协商后的设备到货计划，设备计划在2016年09月04日前完成相关准备工作。计划09月10日-10月25日完成。三、 组织措施3.1 人员管理分工3.1.1 总负责人：刘祖国（项目经理）3.1.2 生产总负责人：李松（项目副经理），负责方案编制3.1.3 技术总负责人：赵锋（项目总工）3.1.4 500kV降压变安装技术负责人：欧阳炜伟（项目副总工），分管安装质量、安全及文明施工。3.1.5 500kV降压变专职安全员：申海锋，负责该区域安全及文明施工3.1.6 500kV降压变安装专职质量员：阮士煜，负责安装及调试质量监督3.1.7 500kV降压变安装技术员：罗杰，负责方案交底，过程技术指8、导3.1.8 500kV降压变器安装资料员：候露竹3.1.9 500kV降压变一次安装施工班组长：张绍武，班组安全员：孙明华。3.1.10 500kV降压变安装本体二次接线班组长：张跃，班组安全员：余方明。3.1.11 500kV降压变调试组负责人：李亚民，班组长：朱军。3.2 主要负责人电话（涉及降压变安装部分）欧阳炜伟申海锋阮士煜张绍武张跃朱军139850071241827539793913608540378180851159251518585054918786691890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3.3 人员管理组织机构贵州送变电工程公司经理：李绍煌党建9、工作部办公室设计研究院试验研究院审计监察部机具物资租赁公司公安科企业管理部工程管理部工会安全监察部财务部人力资源部市场经营部监 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 项目部管理机构调试队队长：李亚民一次：朱军二次：王文刚安全员：谢军工作领导关系监督指导关系合同关系电气一队队 长：张绍武技术员：李成安全员：孙明华质检员：王世凯电气三队队 长：张跃技术员：胡建贵安全员：余方明质检员：焦华计划财务部主任：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10、龙（兼）安质部主任：欧阳炜伟安全：申海锋质量：阮士煜工程管理部主任：赵锋（兼）调试：李亚民技术：罗杰物资供应部主任：芶启敬采购：李建华 保管：唐国香施工队管理机构3.4 作业组工作划分3.4.1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。3.4.2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。3.4.3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。四、施工方案4.1 安装总要求（总布置图见附图一） 在设备安装阶段应有建设单位11、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，确保设备安装顺利完成。500kV降压变计划于2016年9月10日开始安装，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。4.2 安装前应具备下列条件： 4.2.1降压变基础已验收合格并交付电气安装；4.2.2降压变区域事故油池已具备使用条件； 4.2.3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；4.2.4降压变安装区域的架空线已安装完毕；4.2.5安装用工机具已准备齐全，施工用电源已布置完毕；4.2.6现场施工人员已接受培训交底。4.12、2.7降压变安装位置基础纵横中心线已划。4.2.8冲击记录仪、氮气压力经检查符合现场安装要求。4.3 安装环境要求变压器安装施工时（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16h，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。4.4 安装工艺要求 设备安装质量的好坏，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，但主要有以下几个要点：4.4.1严防绝缘受13、潮在现场进行安装可能会导致设备绝缘受潮，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。4.4.2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。五、技术措施5.1变压器(SF-240000/500)安装 作业（工序）流程见图5-1。施工准备现场验收与保管本体就位变压器油处理干燥空气发生器残油试验及14、干燥判断抽真空、真空注油整体密封检查、 试验质量验收电缆和二次接线 冷却装置安装及附件充油器身检查、试验及附件安装注油排氮附件检查试验 5.1.1 施工准备5.1.1.1 技术准备：按规程、生产厂家安装说明书、图纸、设计要求及施工措施对施工人员进行技术交底，交底要有针对性。5.1.1.2 人员组织：技术负责人、安装负责人、安全质量负责人和技术工人。5.1.1.3 机具准备：按施工要求准备机具，并对其性能及状态进行检查和维护。5.1.1.4 施工材料准备：焊条、螺栓、油漆等。5.1.2 基础复查5.1.2.1 检查变压器基础水平误差，误差应小于5mm。5.1.2.2 检查冷却器与本体两基础之间高15、度误差, 误差应小于5mm。5.1.2.3变压器基础两个方向的中心线与基础预埋铁中心线之间尺寸，应符合设计要求。就位时标出中心线位置2040mm2040mm1400mm700mm1290mm油箱中心线1290mm高压侧低压侧5.1.3 开箱检查5.1.3.1变压器到达现场后，会同监理、业主代表及生产厂家代表进行开箱检查，并应有设备的相关技术资料文件，以及产品出厂合格证。设备应装有铭牌，铭牌上应注明制造厂名，额定容量，一、二次额定电压、电流、阻抗及联结组别等技术数据应符合设计要求。5.1.3.2变压器及设备附件均应符合国家现行有关规范的规定。变压器应无机械损伤、裂纹、变形等缺陷，油漆应完好无损。16、变压器高压、低压绝缘瓷件应完整无损伤、无裂纹等。5.1.4 变压器本体安装5.1.4.1变压器到达现场之后,厂家负责就位。5.1.4.2变压器就位时，应按设计要求的方位和距墙尺寸就位。吊钩位置6.1、安装油枕，油枕吊钩在油枕正上方，共两处油枕吊钩在油枕上方吊钩位置变压器附件总装配图4.2、见图例33.1 监理见证下，对油罐绝缘油批次进行送检，同时将油温、绕温表进行送检。若不合格，可按照图例1方式处理3、合同监理、业主、厂方代表共同进行开箱检查3.2 监理见证下，对油罐绝缘油批次进行送检，同时将油温、绕温表,瓦斯继电器进行送检7.3 绝缘油耐压60kV，含水量10uL,tan(%)(90时）0.17、5%8.1、安装套管8、安装套管设置吊栏，由高空作业人员，利用#16号铁丝，安装引线接头。揽风绳7.3、安装升高座7.2、安装升高座1、变压器到场就位后，检查氮气压力：0.01MPa-0.04MPa（参加厂家说明书）。7.1、充入干燥空气排氮，进入器身进行检查，一般暴露时间为：湿度65%以下为16小时，湿度在65%至75%之间为12小时。（注：此时已得到油合格报告）7 对套管升高座及套管进行试验4.1、连接油路5、安装散热器片，吊装方法见图例2，其吊钩在散热器上部6、安装油枕支架4、安装散热器支架2、就位后，冲击记录仪在施工、运输单位、监理、业主方见证下，拆解打印冲击值，冲击值小于3g. 图例18、2：安装散热器片敷板枕木图例1：油罐内绝缘油处理 图例3：配套油路管道吊装5.1.5 附件安装前检查和试验（上述步骤在破氮安装前需完成） 5.1.5.1对套管进行绝缘电阻及介质损失角正切值的测量。5.1.5.2铁芯和夹件绝缘及接地检查（按照产品要求进行）。5.1.5.3安装前应对变压器的气体继电器及油面温度计及绕组温度计进行安装前的校验，并出具校验报告。如有损坏及时通知厂家进行更换。5.1.5.4对升高座内的CT做变比、极性、伏安特性试验，并将所有的抽头抽出；5.1.5.5风扇应转动灵活无卡阻，其电机绕组的绝缘电阻不低于10M，通电试转时应无异常噪声、振动及过热现象，否则应查明原因予以处理。519、.1.6 附件清洗及检查5.1.6.1凡与变压器油接触的附件，都必须清洁干净，后用合格的变压器油进行冲洗，不得有锈蚀现象。5.1.6.2检查所有的附件，外观有无变形损伤，所有法兰的密封面应无锈蚀、毛刺和变形，法兰应焊接端正良好，焊缝应无明显缺陷。5.1.6.3检查所有的阀门应转动开启灵活，密封良好，不得有锈蚀、卡阻现象。蝶阀的操作部位应有明显的开启标识。5.1.6.4外观检查各部位，如有脱漆、紧固件松动或变形、损坏等应及时通知厂家予以更换和修复。5.1.7 附件安装 基本要求：安装附件是需要变压器本体露空时，环境相对湿度必须小于75%，并适量补充干燥空气（露点应低于-40，内部含氧量大于18%20、）。湿度小于65%时，暴露空气时间允许16小时，湿度在65%至75%之间时，暴露空气时间应为12小时。5.1.8 冷却系统的装配5.1.8.1安装冷却器前，先按照冷却装置暗组昂图安装导油管及冷却器支架。5.1.8.2打开冷却器管路上的运输盖板，检查冷却器内部，确认无锈蚀、积水及杂物后方能进行下一步的安装。5.1.8.3按下图所示方法起吊风冷却器，使之处于直立状态，当发现内部有杂物时，在此状态下用干净的变压器油冲洗冷却器内部至干净，再与冷却器支架及导油管路进行装配。5.1.8.4冷却器支架等没有吊环的零件，要充分注意重心，再用钢丝绳吊起。 5.1.9 套管式电流互感器的安装5.1.9.1按变压器21、总装配图安装高压、中性点及低压套管式电流互感器。 5.1.9.2互感器出线盒的方向应与联管焊装图中所示方向相一致。5.1.10 套管的安装5.1.10.1打开套管包装箱，检查瓷件表面是否有损伤，金属部分表面是否有锈蚀，漏油现象，发现问题及时与厂家联系。5.1.10.2装配前用软布擦去表面尘土和油污。5.1.10.3打开套管下部导电管头上的密封盖，检查导电管内部的清洁情况，若发现内部有尘土、水滴或其他异物，必须用干净的白布擦净。5.1.10.4在套管的就位过程中，保持套管与电流互感器法兰周边的间隙适当，防止碰坏套管瓷件；5.1.10.5套管起吊时，按总装配图所示方法进行。要注意在钢丝绳（或改用吊22、带）与套管瓷件相接触的部位垫上软纸板或棉布等物，防止钢丝绳损坏瓷件。5.1.11其他附件安装5.1.11.1储油柜安装确认方向正确并进行位置复核。5.1.11.2连接管道安装，内部清洁，连接面或连接接头可靠。5.1.11.3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。5.1.11.4温度计安装毛细管固定可靠和美观。5.1.11.5所有螺栓紧固应符合产品说明书要求。 螺栓紧固力距表(参见厂家说明书)规格M12M16M20M24力距Nm456951518020420255.1.12 内部检查和接线 本工程变压器内部检查采用从人孔进入变压器内进行器身检查的方式。5.1.12.1内部检查和23、接线必要时由我项目部施工人员配合厂家技术服务人员按照产品说明书、合同和规范要求进行。（器身检查人员原则上只要求厂方人员进入，必要时，进入人员不得超过3人）。 5.1.12.2 芯部露空时环境相对湿度必须小于75%，适量补充干燥空气（器身内部含氧量大于18%）以维持本体内微正压，本体内相对湿度必须小于50%（目标20%以下）。5.1.12.3 器身在空气中的暴露时间（由开始放油计起，至开始抽真空结束）不得超过下列值： 空气相对湿度小于65% 16小时 空气相对湿度65%-75% 12小时 空气相对湿度大于75% 不允许检查5.1.12.4 内部运输用临时固定装置及器身各部无位移。打开器身与油箱之24、间定位装置的盖板，检查各绝缘件、定位件应无损坏、变形及松动现象；并拆除临时固定装置（如引出线的固定架与绑扎带等）。5.1.12.5 引出线应绑扎牢固，无缺股、拧弯现象，外包绝缘无损伤，其固定支架应牢固、可靠，引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，其焊接应良好，端部的螺纹应无损坏。5.1.12.6 所有紧固件应无松动，螺栓应紧固并有防松措施，绝缘螺栓应无损坏，且绝缘良好。5.1.12.7所有木件、支架、导线夹应无损坏、倾斜及松动现象。器身上部的压紧垫块应无位移、松动现象。5.1.12.8绝缘围屏的绑扎应牢固，围屏上所有线圈垫应良好，绕组的绝缘层应完整，无缺损、变位现象。铁芯柱及旁扼上的屏蔽接地引线外包25、绝缘应无损伤。5.1.12.9检查铁芯夹件、压板及接地引线的联结是否牢固，铁芯与油箱的绝缘应良好。（铁芯接地引线对地绝缘电阻应不小于2000M、夹件接地引线对地绝缘电阻应不小于500M）5.1.12.10高压绕组的抽头应排列整齐，固定牢靠，压钉应紧固，止回螺母无松动。5.1.12.11油箱内部应无异物，所有结构件表面应无尘污。 5.1.12.12无励磁分接开关分接引线接线片与开关触头应接触良好，转动接点应正确地停留在各个位置，且与指示牌所指位置一致；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。5.1.12.13检查并清除与变压器无关的异物及污物，变压器油箱底26、部应反复清洗。器身检查的同时应根据记录处理油箱的渗漏点。5.2 抽真空处理5.2.1 基本要求：真空干燥处理是大型变压器安装的重要环节，抽真空布置满足产品说明书要求（抽真空接口位置和数量，真空测量接口和方法，需要抽真空的范围或可以抽真空部件的确认，本体与有载油箱真空平衡阀门等），对100kL以上的大容积变压器宜选择2到3处接口同时抽真空。5.2.2真空残压要求：500kV133 Pa（厂家要求50Pa）。5.2.3维持真空残压的抽真空时间： 500kV不得少于36h(参见厂家说明书)； 5.2.4真空注油速率控制6000 L/h以下，一般为3000-5000L/h，真空注油过程维持规定残压。527、.2.5真空注油量和破真空方法：一般有两种方式，其一，真空注油至离箱顶100mm左右，持续抽真空2-4小时，采用干燥气体解除真空，关闭各个抽真空平衡阀门，补充油到储油柜油位计指示本体油温所要求的油位并进行各分离隔室注油。其二，真空注油至储油柜接近本体油温所要求的油位，停止抽真空，继续补充油到储油柜油位计指示本题油温所要求的油位，采用干燥气体通过储油柜呼吸器接口解除真空，关闭各个抽真空平衡阀门，进行各分离隔室注油。5.3 真空注油5.3.1注油前，除储油柜与变压器本体间的气体继电器不装外（以钢管代替），其它所有与油箱连通的组件、附件均应复装完毕。5.3.2真空管路与本体和气体继电器之间的阀门相联28、接（钢管或抗真空管，管径最好与真空泵的口径配套）。5.3.3在真空注油前，应对真空注油时使用的变压器油进行脱气和过滤处理，使油质符合下述要求待用： 耐压60kV 含水量10ppm 含气量1% tg0.5%（90C）5.3.4打开各组附件与本体间所有的阀门，关闭所有的放气阀。打开储油柜本体与吸湿器联管间的阀门，使储油柜胶囊内外包括储油柜和其他组件一起抽真空。5.3.5启动真空泵，抽真空，将油箱内抽成0.2Mpa，观察有无异常现象，若无异常，将真空度提高至小于1mbar。抽真空时应设专人值班，对真空处理的全过程进行监控，并做好记录，发现问题及时处理。维持真空48h，方可注油。5.3.6用高真空滤油29、机将绝缘油从下节油箱上的80活门向本体注入，油温宜高于器身温度（投加热器），注油速度在4t-6th范围内，油面距离顶盖100mm时停止注油，注油过程中应保持真空度。停止注油后，应继续抽真空2h。5.4 热油循环 500kV及以上变压器产品无特别说明时应按照规范进行热油循环，热油循环符合下列规定：5.4.1热油循环前，应对油管抽真空，将油管中空气抽干净。 5.4.2对变压器本体及冷却器同时进行热油循环。5.4.3热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度，应控制在655C范围内。当环境温度全天平均低于15C时，应考虑对油箱采取保温措施。5.4.4为排除安装过程中器身绝缘表面吸收的潮气，必须进行热油30、循环。真空注油后维持真空2小时，即可进行热油循环。5.4.5打开冷却器、储油柜与变压器本体之间的阀门，然后接通热油循环系统的管路，通过真空滤油机进行热油循环，使热油从油箱顶盖上的f80蝶阀进入油箱，从油箱下部的f80活门流回真空滤油机。5.4.6在循环过程中，维持整个循环系统（包括变压器）真空度133Pa，滤油机出口温度控制在65C5C范围内，油箱中油温度维持在5060。5.4.7热油循环的时间要同时满足下面两条规定： a）500kV及以上不少于48 h。 b）热油循环时间不少于：3变压器油总重/通过滤油机每小时的油量。5.4.8热油循环结束后，应关闭注油阀门，开启变压器所有组件、附件及管路的31、放气阀排气，当有油溢出时，立即关闭放气阀，取油样进行化验。 5.5 补充注油、静放及密封性试验5.5.1热油循环结束后，将合格的变压器油从油箱下部f80活门注入变压器，使油位计的油面处在正常位置。补油过程中，储油柜的排气方法按其安装使用说明书要求进行。5.5.2补油结束后，关闭注油阀门，利用变压器所有组件、附件及管路的所有放气塞放气，见有油溢出立即拧紧放气塞。储油柜按其安装使用说明书进行放气。5.5.3 密封性试验: 可采用油柱或氮气，从油箱顶部或储油柜顶部加压，使变压器油箱底部压力达到30kPa(参见厂家说明书)，维持24h 无渗漏。5.5.4 密封试验结束后，打开储油柜与气体继电器之间的阀32、门，静置72h 以上，然后打开套管、冷却（散热）器、联管等上部的放气塞和储油柜上的放气塞进行排气，待油溢出时关闭塞子。根据（最后的） 油温和油面曲线调整油面（由储油柜集气盒上的注放油管进行），然后取油样实验应符合规定。 5.5.5 静放期间和静放结束后，从变压器套管、升高座、气体继电器等所有放气塞进行至少三次放气，至有油溢出时拧紧放气塞。5.6 变压器交接试验内容5.6.1整体密封检查，测量绕组连同套管的直流电阻，绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化，测量铁芯与夹件的绝缘电阻，测量绕组连同套管的介损和电容量，测量绕组连同套管的直流泄漏电流，绝缘油试验，绕组中性点连同套管的交流耐压试验，检查所有33、分接头的电压比，试验全部合格后方可使用。5.6.2 变压器试验作业流程5.7 变压器试验方案变压器试验方案序号试验项目试验标准、仪器及注意事项1整体密封检查本体及储油柜应能承受在最高油面上施加30kPa的静压力，试验时间持续24h，不得有渗漏及损伤使用设备：气瓶、压力表。2测量绕组连同套管的直流电阻测量应在各分接头的所有位置上进行实测值与出厂值的变化规律应一致各相绕组相互间的差别不大于2%测量温度以顶层油温为准，不同温度应进行换算使用设备：变压器直流电阻测试仪。3绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比和极化绝缘电阻值与出厂值比较应无明显差异吸收比不应低于1.3，或极化指数不低于1.5.且与出厂值比较应34、无明显差异测量宜在常温下进行，测量温度以顶层油温为准，温度不同时应进行绝缘电阻换算使用设备：5000V数字兆欧表说明：1）测量前应清除套管表面的脏污，被试绕组应充分放电；2、吸收比、计划指数不进行温度换算。4测量铁芯与夹件的绝缘电阻使用2500V兆欧表测量，持续时间1min，应无闪络及击穿现象应测量铁芯对油箱的绝缘电阻，绝缘电阻值与出厂值比较无明显差异应测量夹件对油箱、铁芯对夹件的绝缘电阻，绝缘电阻值与出厂值比较无明显差异使用设备：2500V数字兆欧表说明：铁芯必须为一点接地。5测量绕组连同套管的介损和电容量测量时，非被试绕组短路接地，被试绕组短路接测试仪器，试验电压为10kV交流电压试验时应35、进行温度换算测得的tg不应大于同温下出厂值的130%测得的电容值与出厂值比较无明显差异使用设备：AL-6000介损电桥。6测量绕组连同套管的直流泄漏电流直流试验电压为60kV施加直流试验电压达1min时，在高压侧读取泄漏电流，泄漏电流值不宜超过规程要求值。试验时，试验电压可分为4次逐级升压，每次升压待微安表指示稳定后再读取泄漏电流值。使用设备：100kV直流高压发生器。7绝缘油试验满足规程要求。8绕组中性点连同套管的交流耐压试验试验电压为绕组末端出厂试验电压值的80%，试验频率为45-65Hz试验时绕组首末端短接对外壳施压使用设备：1000kV串联谐振耐压装置说明：1）耐压试验应在常规试验合格36、的情况下进行；2）耐压前后绝缘电阻值应无明显差异。9检查所有分接头的电压比检查所有分接头的电压比，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；电压等级在220kV及以上的电力变压器，其电压比的允许误差在额定分接头位置时为0.5%。六、质量控制措施设备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，确保设备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。6.1为确保设备安装后的工艺质量，在过程中必须加强对重点环节的工艺控制6.2注重成品保护，强化精细施37、工6.2.1安装过程中注重对基础、路面、设备本体的成品保护，设备吊装过程中严格控制防止碰坏基础和设备。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。七、安全措施7.1设备安装危险点分析及预防措施7.1.1临时施工用电造成人员触电，电源短路引发火灾事故l 控制措施：施工用电应严格遵守安规，设备施工采用两个专用电源箱并按规定上锁，电源箱应明确电工联系方式，并附上接线图及电源箱检查记录，严禁与设备安装作业无关的施工用电私自乱接。电源箱及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38、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。7.1.2高处作业造成高空坠落l 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，可在设备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。7.1.3设备施工作业无序造成人身意外和设备事故。l 控制措施；设备安装前，学习39、设备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。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。7.1.4设备吊装作业造成人身意外和设备事故l 控制措施：吊装作业区，设置安全围栏，安全员全程监护7.1.4.1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.7.1.4.2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40、和扭曲现象，加强对吊车的维护、保养、维修工作。7.1.4.3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l 控制措施：7.1.5.1做好防静电造成火灾事故控制措施。对机具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41、，施工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、机具在使用前应可靠接地。7.1.5.2制定火灾事故应急预案，进行消防演练。严禁吸烟，配备足够数量消防器材，并在就近位置设置消防砂池。7.1.5.3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l 控制措施：7.1.6.1吊装作业严格执行安规，并遵照本措施7.1.4条执行；7.1.6.2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；7.1.6.3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，42、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：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设备安装造成设备损伤，设备安装完毕后落物造成设备损坏。l 控制措施：设备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43、认真地交流和沟通。7.2其它安全要求7.2.1设备安装过程中，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。7.2.4施工用电应严格遵守安规，实现三级配电，二级保护，一机一闸一漏保。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。7.2.5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44、，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。7.2.7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。7.2.8设备存放处地基平整坚实，设备不得叠放。7.2.9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。7.2.10吊车支腿必须支垫可靠，使用过程中必须有专人监护。7.2.11 “工完、料尽、场地清”，保证施工现场清洁。7.2.12工作中严格按照安规要求指导施工，确保人身和设备安全。7.2.145、3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。7.3环境保护7.3.1 固体废弃物分类设垃圾桶，集中回收，定点处理。7.3.2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等，采取铺塑料布等方式避免对基础的油污。施工废料，按可回收，不可回收分类归放7.3.3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、应急预案设备施工过程中的应急处理方法见本工程施工组织设计、晋北800kV换流站电气安装工程（B包）施工现场应急处置方案及该文档中8.1条充干燥空气保存措施。8.146、充干燥空气保存措施由于厂家供油不及时、不合格或报告出具时间不及时，不能及时给500kV降压变注油。为保证降压变内部不受潮，特制定该预防措施。8.1.1充干燥空气作业技术要求（1）充气作业要求 1）向设备充干燥空气前，干燥空气发生器发出的干燥空气露点值必须低于-40，流量大于等于3m/min。 2）充气前，充气设备和管路应洁净，无水分及油污，管路连接处无漏气。 3）应使用吸湿率低的专业管道（一般采用不锈钢金属软管较适宜），管道要保持良好，务必使用内部清洁的管道，以防止水分杂质带入设备内部。 4）使用的充气设备的管道平时应保持真空状态或管道内充满干燥空气。 5）对新安装的电气设备必须在进行充气前对47、电气设备的运输压力及水分进行测定，并确认该电气设备未受潮的情况下方可充干燥空气气。 6）充气过程中，注意观察降压变本体的压力表，当降压变内部压力达到0.02MPa0.03MPa时，方可停止充气。7)充气后，每天记录降压变内部压力值，一旦低于0.02MPa，对本体进行补充干燥空气。（2）充入工艺要求1）充气管路与电气设备连接前，应先用干燥空气对管道进行冲洗12min，去除减压阀内的空气和水分。2）干燥空气的充入要在抽真空压力值最终完成后的2小时内进行。充气时，要确认本体内部有干燥空气的流动声。3）整个充气过程必须保证有专人在场，并注意随时观察油箱内气压值，避免因充气压力过大而导致油箱变形。4）在48、每次检查、补充压力后必须关闭产品上的充气阀门。8.1.2充气流程降压变充气顺序：连接充干燥空气管路降压变抽真空完毕关闭抽真空阀门停真空泵开启干燥空气发生器出气阀门开启气阀门充气到额定压力关闭降压变充气阀门关闭干燥空气发生器出气阀门拆除连接降压变充气阀门接头电气设备充气阀门装上封盖。图1 抽真空注气示意图8.1.3根据厂家产品说明书得知，出厂至注油前充气保存能保存3个月。（详见附件）8.2 附录附录一：设备安装常用工机具、材料一览表序 号名 称规 格单 位数 量备 注1吊车25t台12真空泵VG4200台14200m3/h3真空滤油机VH120RS型台14电源箱只25干粉灭火器瓶506视频监控设49、备套1配摄像头三台7移动脚手架套28电、氧焊工具套各19防护围栏m7010道木根8011干湿温度计只2指针式12温湿度计TES-1360A个1温度、湿度及露点测量13链条葫芦5t/3t各114尼龙吊带5t/3t/1t根各215钢丝绳18.5根416力矩扳手套217电动扳手套218套筒板手套119梅花板手套120开口板手1432套221活动板手818寸套222锤子2.5P、5P只223管子钳大、小只224螺丝刀14、8、6把625剪刀把126锉刀平.圆.什锦锉把各227清洁材料适量白布、丙酮28白棕绳根4粗、细各两根29塞尺把131绝缘包扎材料适量白纱带、绉纹纸32塑料布M25033应急照明灯个50、3附录二：QY25起重机起重特性表额定起重量表 单位：kg工作幅度（m）主 臂（m）主臂仰 角支腿全伸后方侧方作业支腿全伸前方作业10.215.6521.126.5532.010.215.6521.126.5532.03.025002500803.5250014600250014600784.0234001460010000234001460010000764.520500146001000080002050014600100008000745.018000146001000080001670014600100008000725.5165001400010000800065001300135051、01000080006500706.01550013500100008000650010400110001000080006500687.0120001220090008000650072007500800080006500668.09500970080007500600053005700600065006000649.075007550750070005500400045005000550055006210.0615065006000500035004000450040006011.0550058005500470027003000350035005812.0425045005000430052、21002500300032005613.04000425040002000250027005414.03500375037001600200022005215.03000325035001200150017005016.0250027503000120014004518.02000225025008001004020.0170019005007003522.0125015005003024.0100026.080028.060030.0400说明：1、表中给定数值是在地面坚实整机调平状态下起重机的额定起重量，表中工作幅度是指吊载后的实际幅度。注意副臂的工作幅度是在完全伸出主臂（40m），并展53、开副臂进行作业的数值。2、打好作为选购件的第五支腿时，表中数值适用与3600作业。3、表中粗线以上数值为起重机强度决定，粗线以下数值为整机稳定性决定。臂长10.8m吊载时，各节臂应处于完全缩回状态。4、表中额定起重量包括吊钩或吊具的重量，严禁将起重臂变幅到所对应的最小仰角以下。8.3冬期施工措施8.3.1 冬季施工时，若进行进行器身检查时（周围空气温度不宜低于0，相对湿度小于75%），器身温度不宜低于周围环境温度，若进行检查应事先将器身加热，使其周围温度高于环境温度10。若遇雨雪天气室外停止附件安装工作。8.3.2 热油循环时，油温需达到60-65，通常使全油量循环3-4次，循环时间不小于4854、h。同时避免在雨、雪天气进行真空注油。8.3.3.若遇空气温度低于0时，变压器安装应搭设护棚。护棚内加设暖气片，用暖气片为器身加热24小时，护棚内放置干湿两用温度计，及时记录环境温度计湿度。附件安装好后，用棉被将套管包好，避免设备受潮及损坏。8.3.4 环境温度低于0滤油机要注意防冻，将滤油机放置在移动式保暖棚内，设值班人员24h监护，滤油机油管采用5.1.4保温措施。8.3.5 油管、油罐保温措施 在油管外部应采取保温措施，实现油管与大气的基本隔离。 8.3.6器身检查及附件安装冬季施工方法8.3.6.1 利用加热处理的干燥空气对器身进行内加热8.3.6.2 搭设保温棚，配置暖气片或电热毯，55、对器身进行外加热24h。九、强条及质量通病要求9.1强条要求9.1.1 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 501482010）4.1.3 变压器在装卸和运输过程中，不应有严重冲击和振动。冲击允许值应符合制作厂及合同的规定。4.5.3 有下列情况之一时，应对变压器进行器身检查： 变压器运输和装卸过程中冲撞加速度出现大于3g或冲撞加速度监视装置出现异常情况时，应由建设、监理、施工、运输和制造厂商等单位代表共同分析原因并出具正式报告。必须进行运输和装卸过程分析，明确相关责任，并确定进行现场器身检查或返厂进行检查和处理。4.5.5 进行器身检查时必须符合以下规定： 156、.凡雨、雪天。风力达到4级以上，相对湿度75%以上的天气，不得进行器身检查。 2.在没有排氮前，任何人不得进入油箱。当油箱内的含氧量未达到18%以上时,人员不得进入。 3.在内检过程中，必须箱体内持续补充露点低于40的干燥空气，以保持含氧量不得低于18%，相对湿度不应大于20%；补充干燥空气的速率，应符合产品技术文件的要求。4.9.1 绝缘油必须按现行国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB 50150的规定试验合格后，方可注入变压器中。4.9.2 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。4.9.6 在抽真空时，必须将不能承受真空下机械强度的附件与油箱隔离57、；对允许抽同样真空度的部件，应同时抽真空；真空泵或真空机组应有防止突然停止或因误操作而引起真空泵油倒灌的措施。4.12.1变压器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入试运行。检查项目应包含以下内容和要求： 1.事故排油设施应完好，消防设施齐全。 2.变压器本体应两点接地。中性点接地引出后，应有两根接地引线与主接地网的不同干线连接，其规格应满足设计要求。 3.铁芯和夹件的接地引出套管、套管的末屏接地应符合产品技术文件的要求；电流互感器备用二次线圈端子应短路接地；套管顶部结构的接触及密封应符合产品技术文件的要求。4.12.2 变压器试运时应按下列规定项目进行检查： 1.中性点接58、地系统的变压器，在进行冲击合闸时，其中性点必须接地。9.1.2 电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB 501502006） 7.0.1 电力变压器的试验项目，应包括下列内容： 2.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的极性。 8.测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数。9.2质量通病要求9.2.1 电气一次设备安装质量通病要求: 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。主变压器充氮灭火装置连接管道安装完毕，必须进行压力试59、验（可以单独对该部分管路在连接部位密封后进行试验；也可以与主变压器同时进行试验。参考试验方法：主变压器注油后打开连接充氮灭火装置管道阀门，从储油柜内施加0.03-0.05MPa压力,24小时不应渗漏）。 2.对设备安装中的穿芯螺栓（如主变散热器等），要保证两侧螺栓露出长度一致。十、标准工艺应用10.1 标准工艺实施流程制作标准工艺样板标准工艺培训和交底标准工艺实施总结标准工艺实施分析标准工艺实施标准工艺会检审查编制标准工艺策划10.2 标准工艺施工要点工艺编号项目/工艺名称工艺标准施工要点图片示例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60、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。（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。（561、） 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。 0102010101-T1主变压器就位 0102010101-T2主变压器内部接线检查0102010101-T3 主变压器套管安装工艺编号项目/工艺名称工艺标准施工要点图片示例0102010101主变压器安装（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。（6） 附件安装：1） 62、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，累计露空时间不宜超过24h，场地四周应清洁，并有防尘措施。2） 冷却器起吊应保持平衡，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） 储油柜安装应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。0102010101-T4 主变压器套管伸缩节安装0102010101-T5 主变压器散热器安装工艺编63、号项目/工艺名称工艺标准施工要点图片示例0102010101主变压器安装（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）。（10） 变压器套管与硬母线连接时，应采取伸缩节等防止套管端子受力的措施。（7） 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。3） 110kV的变压器、电抗器宜采用真空注油，220kV及以上的变压器应真空注油。真空注油速率控制在6000L/h以下，一般为300050064、0L/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，热油循环持续时间不应小于48h。5） 密封试验：对变压器连同气体继电器、储油柜一起进行密封性试验，在油箱顶部加压0.03MPa，持续时间24h应无渗漏。 0102010101-T7 主变压器取油样0102010101-T8 500kV主变压器成品工艺编号项目/工艺名称工艺标准施工要点图片示例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65、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，中性汇流母线宜采用淡蓝色标识。（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。0102010102-T1主变压器本体接地引下线安装0102010102-T2 主变压器铁芯、夹件接地引下线安装工艺编号项目/工艺名称工艺标准施工要点图片示例0102010102主变压器接地引线安装（5） 接地引线地面以上部分应采用黄绿接地标识，间隔宽度、顺序一66、致，最上面一道为黄色，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。（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，螺栓连接处不得有油漆，且接地引线与螺栓规格应满足GB 50149电气装置安装工程.母线装置施工及验收规范要求。（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。0102010102-T3主变压器中性点接地引下线安装（一）0102010102-T4 主变压器中性点接地引下线安装（二）10.3 1台降压变安装工序所需时间工序工期施工进度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抽真空96h真空注油24h热油循环72h密封试验24h静放72h高压试验24h二次线施工（本体）96h