第二节 电气设备安装
一、施工单位
电气设备安装施工单位为水电七局龙滩水电工程机电安装Ⅱ标项目经理部。
二、设备布置
电气设备主要安装于地下厂房（含主副厂房、主变洞、母线廊道）、500千伏 GIS开关站、中控楼、大坝进水口等区域。各区域电气设备布置如下。
主副厂房内主要布置的电气设备包括：励磁系统、调速器系统、机组控制保护监控系统，400伏机组自用电系统、机组共用直流系统、主厂房公用直流系统、辅助机械设备（含技术供水、空压机、检修排水等）控制系统等。
主变洞位于主厂房下游侧，主要布置的电气设备包括：500千伏组合式三相变压器、500千伏 GIS、500千伏挤包绝缘电缆、高压厂用变压器等。
母线廊道位于主厂房和主变洞之间，主要布置的电气设备包括：离相封闭母线、发电机电压配电装置、发电机出口断路器、厂用电10千伏系统、厂用电400伏系统、检修及照明配电室等。
500千伏 GIS开关站（含出线平台）布置在洞外左岸大坝下游约500米，主要布置的电气设备包括：500千伏 GIS设备、500千伏并联电抗器、阻波器、电容式电压互感器、避雷器和出线门架等。
开关站
开关站出线场
中控楼布置在开关站与出线平台附近的地面上，主要布置中央控制系统、计算机监控系统、继电保护系统、开关站直流系统、通信系统等。
大坝进水口主要布置的电气设备包括：厂用电大坝400伏配电中心、进水口液压启闭机控制系统、底孔及表孔弧门控制系统、大坝生活消防供水系统等。
三、设备特点和施工难点
（一）设备特点
1.电气一次设备
（1）设备国产化程度高。经过三峡电站的技术引进和消化，龙滩电站除发电机出口断路器（GCB）为美国ABB公司产外，其他设备全部为国产设备。
（2）重大技术引进。1～4号机组500千伏挤包电缆为从法国雪力克公司进口的电缆，5号机组500千伏挤包电缆为引进法国雪力克公司技术生产的第一根国产电缆。
（3）安装技术难度大。电气一次设备的重量、体积较大，地下厂房施工空间狭窄，先进的起吊、安装设备无法使用。
（4）工期紧：电气一次设备安装以主变具备带电条件为节点，每隔3个月需完成一台。
2.电气二次设备
设备多，分布面广，中间连接环网复杂。
（二）施工难点
1.安装要求
（1）500千伏主变压器的安装和试验。龙滩工程主变压器系沈阳变压器厂产的SSP-H-780000/500型三相组合式变压器，强迫油循环水冷却方式。一台组合式变压器由A、B、C 3个单相变压器组成，单相变压器充氮运输重量为180吨，其附件包括500千伏 SF6/油套管、主变压器保护控制在线监测系统设备、主变保护柜、主变冷却器控制柜和在线监控系统等。500千伏主变本体为组合式，布置在主变洞内，场地狭窄，其附件的吊装主要依靠洞室顶部的预埋件和起重装置，特别是主变低压通道的吊装难度大；500千伏主变压器安装和试验，具有电压等级高、设备容量大、环境湿度大、现场组合难等特点，必须与制造商紧密配合，严格执行监理指令，研讨主变压器的定位、组合、真空注油、热油循环、特殊电气试验等方案，以保证最终试验的成功；主变压器安装质量的好坏，关键在于结构的整体性、变压器油的性能指标、器身暴露在空气中的时间、到达的极限真空度、热油循环的温度控制等。
（2）500千伏GIS组合电器安装和试验。500千伏GIS组合电器安装和试验，具有电压等级高、设备数量多等特点，必须与制造商紧密配合，严格执行监理指令，研讨GIS组合电器的测点定位、抽真空、充SF6气体、液压操作系统、特殊电气试验等方案，以保证最终试验的成功。500千伏 GIS组合电器的接口多，安装精度要求高，具体体现在以下方面：500千伏 GIS组合电器安装长度达200米，因此，对基础的测量和放点精确度要求很高；与主变高压侧SF6/油套管、并联电抗器SF6/油套管、高压电缆SF6/油套管的连接必须及时对接口误差进行检测，确保连接的准确性与可靠性。500千伏 GIS设备安装工作量大，具体体现如下：鉴于GIS组合电器安装工作的整体性和特殊性，在第一台机组发电后，GIS组合电器不可能停电的现状，这就必须尽可能地将GIS组合电器安装工期往前抢，并分析研究后期设备安装的程序性和电气试验的合理性和必要性。首台机组发电，GIS组合电器必须安装形成的设备为全部断路器间隔，全部母线，母线P和避雷器，1回进线和出线设备等。
（3）500千伏挤包绝缘电缆安装和试验。500千伏挤包绝缘电缆，其截面积为1000平方毫米，直径为133毫米，电缆敷设路径从主变洞的上层即245.70米高压电缆层，经垂直高度95米的电缆竖井敷设至洞外GIS开关站的下层340米高压电缆层，单根电缆长度约500米，7台机组共计21根；其中电缆敷设的机械工具、牵收装置和电缆头制作安装的专用工具由电缆生产厂家提供；该电缆敷设具有长、重、高差大、路径复杂、就位困难的特点；在安装该电缆时，应重点控制好以下影响电缆安装质量的几个因素：优选施工技术方案及施工机械；合理布置滑轮串组和电缆支持件，减少牵引拉力，避免发生卡阻现象；电缆敷设时，应保证全线监控通信系统畅通，机械牵引装置协调统一，同时采用人力予以辅助牵引。
2.现场施工
（1）与土建工程的交叉作业。电气设备安装工程的量大、面广、工序多，与土建工程仍然将不可避免地存在着交叉和平行作业以及大量的接口、交面，对安装场地和通道使用也可能发生矛盾；即便是同一家单位，安装各专业之间、各工序之间也将发生通道占用、工位占用、设备占用等矛盾。
（2）安装标段之间的交叉作业。电气设备安装的接口多，按系统划分有电气一次、电气二次、电气照明、绝缘油、通风空调等，按阶段划分有埋件、管路安装、设备安装、电缆敷设、设备调试及系统联调等；安装标段之间的工序衔接，特别是公共设备之间的衔接非常重要，如厂用电系统向自用电系统提供电源、电缆桥架向电缆敷设提供工作面、绝缘油系统向主变压器供油等。因此，在制定安装计划时，必须对其他配合工序提出时间要求。
（3）各设备、专业之间的协调和管理安装阶段的协调。大量的设备、部件需要在安装现场组装和调试，由于安装方案、程序与制造方案及工艺紧密相关，所以在编制施工措施时应尽可能全面了解设计、制造方案，掌握制造厂的设计思想和执行工艺，使设备组装方案具备完整性。
（4）试验阶段的协调。施工时段的安排要满足设备单项调试的需要，进入联合调试与机组启动试运行时，设计单位、设备厂家、试验人员只有在业主与监理的组织与安排下同心协力，才能保证机组按期投产发电；高危部位作业。该标段安装工程中电缆竖井施工量大，与外界的通信和交通都极为不便；电缆竖井高约100米，要安装500千伏高压电缆21根以及大量高压电缆、动力电缆、控制电缆，施工组织难度大。
四、安装施工
（一）主变压器及其附属设备安装
1.技术参数
主变压器技术参数见表5-72。
表5-72 主变压器技术参数表
2.设备结构
主变压器为三相组合式升压电力变压器，每个单相变压器油箱为钟罩式箱沿焊死结构，铁芯为单相四柱式结构，高压绕组中部出线，经SF6套管引出；3个单相变压器的低压引线由3个单相变压器的低压升高座引出，每一相引出的引线在低压通道内部接成角接线，经由低压通道上端引出a、b、c三相低压套管。
主变压器低压侧经油/空气套管与18千伏离相封闭母线相连；高压侧通过油/SF6套管与主变洞内高程245.70米500千伏GIS相连；主变压器中性点直接接地。主变压器为三相强迫油循环、水冷、无励磁调压组合式变压器。每台主变压器设有7台冷却器（分别为1～7号，布置在主变压器左、右两侧，其中7号为备用）。主变压器布置在主变洞内，高程233.70米。主变压器消防采用水喷雾灭火方式。主变压器按不吊芯设计。主变压器的整体组装、现场检查及试验均在主变压器室进行。主变压器安装完毕后，现场进行抽真空、注油、滤油处理等工作。
3.设备安装
2006年8月上旬，1号机主变轨道及安装间至1号主变压器室轨道安装完成并通过验收。轨道安装过程中，使用水准仪、全站仪等测量工具进行测量放点和安装调整，严格控制质量。轨道中心线对设计中心线偏差不大于2毫米，轨距偏差不大于2毫米，轨道纵向不平度不大于1/1500毫米且全长不超过5毫米，轨道接头错位不大于1毫米，同一断面顶面高差误差小于等于2毫米，符合国家标准。
1号三相主变于2006年9月16～24日陆续到货，主变压器到货后，检查运输主体在运输车上的位置是否有位移，冲击记录仪记录的冲击情况，固定钢丝是否有断裂，各部件外观有无损伤、变压器内氮气压强等。三相部件在主安装间卸车后，安装运输轮并置于运输轨道上，利用卷扬机借助地锚分别将三相部件运输至主变室安装位置。
三相组合前，清扫所有管路、冷却器等附件，并用合格绝缘油冲洗，然后用干净塑料布扎紧保管；将气体继电器、电接点温度计等送检、校核、整定；检查呼吸器内硅胶并放在115～120℃温度烘箱烘烤8小时使其干燥；检查油泵电机绝缘情况和试运转情况；对SF6油套管及低压套管进行检查、清扫；充油套管按套管尺寸做一临时支架，将其吊装固定在支架上，进行电气试验。
由于主变须与封闭母线及主变高压侧SF6管母线准确对接，因此主变运输到位后进行精确调整。单相主变调整采用千斤顶缓慢加力调整，将主变中心与设计中心之间的误差调整到±3毫米范围之内。
三相主变本体调整完毕后，进行排氮内检和高压套管、出线装置安装、主体的连接工作。排氮内检前将场地清扫干净，并采取防尘措施，主变室环境温度、湿度满足排氮及安装技术要求；准备好干燥空气发生器和空气过滤器、真空滤油机、真空泵等。利用真空泵抽真空排氮，同时向主变本体注入干燥空气，以防止潮气进入。进入箱中的内检人员必须穿清洁衣服和鞋袜，除所带工具外，不允许带其他任何金属物件。进行内检时一直吹入干燥空气，各部件检查完毕并确认合格后封盖。
1号主变压器安装
按其各部件安装使用说明书及图纸要求进行将三相组合式变压器部件连接，一般组部件（如水冷却器、储油柜、压力释放阀、导气联管等）的组装都应在真空注油前完成。安装耐油密封垫圈时，必须无扭曲、变形、裂纹、毛刺，垫圈与法兰面尺寸相配并安装正确，垫圈压缩量不宜超过其厚度的1/3。按照相序标志安装高压升高座，安装时派一人进入变压器内部，配合高压引线的连接。先将其下法兰与主变法兰对接，对称穿入少量螺栓，将其临时固定。调整升高座垂直度、上法兰水平度满足要求后，对称紧固法兰螺栓，将主变内高压引线与升高座可靠连接，落下并固定均压球，将连接部位屏蔽。
吊装SF6套管，用手动葫芦平稳吊装，保证套管端部的金属部分进入均压球有足够的深度和等电位联线的可靠连接。吊装好后，调整套管法兰水平度和套管垂直度，对称紧固法兰螺栓。将高压引线穿出套管并与套管可靠连接，落下并固定均压球将引出端屏蔽。测量三相套管相间距离及与SF6管母线连接法兰面的水平度及位置符合厂家和设计要求。安装低压升高座铜排、低压通道和中性点套管等。将每个单相变压器的油面撤至单相变压器低压引线接线片螺栓连接处，然后连接过渡铜排（单相变压器与低压通道连接用的铜排），安装低压套管，接好低压套管与低压通道内部连接，将中性点套管固定在低压通道上。在安装低压套管和中性点套管时，用手动葫芦平稳吊装套管就位，对称紧固法兰螺栓，防止损伤瓷件或渗油。
将低压通道与每个单相变压器进行安装连接，安装时可通过波纹管进行垂直高度方向尺寸的调整。两个低压通道之间的连接通过波纹管进行连接，通道连接好后立即安装两个通道的铜排及过渡铜排。
低压通道内部连线接好后，立即将通道的入孔盖板封好，同时安装连接三相的油管路。安装油呼吸器、电接点温度计、指针油位表等附件，安装完毕后检查所有组装部件均满足设计和厂家要求。
2006年11月11日开始对主变进行抽真空注油。在箱顶进油阀处加装一截止阀和真空表，连接真空管道，在对油箱抽真空之前，单独对管道抽真空。打开各附件、部件连通本体的所有阀门，对所有能承受真空的附件（包括冷却器）连同本体一起抽真空。当真空度满足制造厂技术要求（小于0.13千帕）后，按厂家要求继续保持真空度48小时，施工过程中实际保持52小时。
变压器注油前，进行绝缘油滤油工作，油样经化验符合以下要求：击穿强度不小于60千伏/2.50毫米；含水量不大于10×10-6；含气量不大于1%；tanδ（90℃）不大于0.50%。
用干净油管连接真空滤油机、储油罐、变压器下部进油阀，真空注油时变压器外壳及部件、滤油设备及油管道可靠接地。油从油箱下部的注油阀注入，注油的速度不宜过快，注油时真空泵继续运转以保持油箱真空。当油注到油面距油箱顶盖小于200毫米时，关闭真空阀门，停止抽真空。真空滤油机继续注油，直至油位接近气体继电器连接法兰为止。注油后继续保持真空时间不得少于8小时。补油完毕后，用干燥空气在油箱上施加0.03兆帕压力，进行整体密封试验，持续48小时，主变本体各部件和附件均无渗漏。2006年12月25日，注油完成。
2007年1月4日，完成三相热油循环，主变绝缘油经化验检查，各项指标均符合国家规范及厂家要求。由于三相变压器的事故排油阀管路在厂家少安装了一根油管，补装后再次进行三相主变滤油和热油循环处理，至2007年2月23日，油样化验合格。1号主变压器绝缘油化验结果：击穿强度（平均）为74.80千伏/2.50毫米，含水量为2.40毫克每升，含气量为0.45%，tanδ（90℃）为0.023%。
2～7号主变压器安装工艺及流程大致同1号主变压器。
（二）500千伏配电装置设备安装
1.设备简介
500千伏配电装置安装工程包括主变高压侧SF6出线套管、500千伏电缆、16个断路器间隔、2个P间隔、单相SF6管道母线、6回户外出线、电压互感器、电流互感器、避雷器、隔离开关、接地开关、电抗器等以及全套配套设备等的安装。GIS室布置于开关站346米高程，GIS成套设备安装在GIS室内，GIS室上游和上方布置SF6分支母线、出线侧的500千伏并联电抗器及开敞设备，GIS室下方布置连接500千伏主变GIS分支母线与GIS室设备连接的500千伏高压电缆，主变上方布置与500千伏主变高压侧连接的GIS分支母线。
2.安装施工
500千伏 GIS设备基础于2006年7月上旬开始安装。在前期预埋GIS室基础插筋时，设计为直径10毫米圆钢；根据现场实际情况，直径10毫米圆钢插筋满足不了500千伏组合电器运行需要，后对GIS室A单元—D单元基础槽钢进行凿槽，埋设直径16毫米圆钢，增加直径16毫米膨胀螺栓与槽钢进行焊接加固，同时在槽钢面开直径32毫米孔，确保槽钢浇实，至8月31日结束并验收合格。2006年9月15日，包括358层所有GIS室设备基础安装完成并验收，设备基础实测高程偏差不大于±3毫米，跨距偏差不大于±3毫米。达到国家标准不大于±5毫米要求。2006年10月上旬，在接收土建移交工作面后，即开始进行GIS室设备电气试验和安装调整工作。1串4组断路器（包括进线侧和L1出线侧、隔离开关、互感器、管路等）于2007年 1月 16日安装完成。2006年12月5日～2007年1月17日抽真空（所有设备内部真空度达到30～80帕，符合厂家技术要求小于133帕）并注SF6气体完成捡漏工作；4串4组断路器于2007年1月30日安装完成，2007年2月2日完成气体捡漏工作；2007年1月9日完成Ⅰ母套管安装，并完成抽真空注SF6气体、微水检测等工作，气体压力：断路器为0.55兆帕，气室为0.50兆帕；1、4串断路器、各个气室微水检测为60×10-6～85×10-6，符合国家标准的断路器不大于150ppm、气室不大于250ppm 要求，气体漏气率为0，符合国标年漏气率不大于1%标准。1、4串与Ⅰ号母连接安装。2007年3月12日进行的1、4串、Ⅰ母、L1、L5、Ⅰ号母线测保等设备耐压试验全部顺利通过。2007年2月17日完成2、3串断路器等设备安装工作，2月20日开始抽真空（所有设备内部真空度达到30～80帕，符合厂家技术要求小于133帕）、注SF6 气体。2007年3月9日，GIS室电器组合开关设备 （包括Ⅱ母等）全部对装完成。在2、3串注气、设备接地等工作完成后，3月底耐压试验一次通过。试验电压为交流544千伏1分钟通过，无异常；2个P测保间隔试验电压为320千伏10分钟通过，无异常。均符合国家标准。2、3串气体压力：断路器为0.55兆帕，气室为0.50兆帕；2、3串断路器、各个气室微水检测为62～80×10-6，达到国家标准的断路器不大于150×10-6、气室不大于250×10-6要求；气体漏气率为0，符合国标年漏气率不大于1%标准。L5出线电容电压互感器、避雷器、高频阻波器、空气套管等设备于2007年1月26日安装完毕，并完成空气套管SF6充气和捡漏工作，微水检测、检漏等项目均满足要求。1号主变洞245.70米高层GIS短段基础设备于2006年6月完成验收。2007年1月17日主变压器高压侧SF6出线套管、电流互感器开始安装，至2007年1月28日安装完成，2007年2月15日完成抽真空、注SF6气体。2007年3月10日完成捡漏、微水检测等工作，均达到标准要求。
GIS设备安装
（三）500千伏挤包绝缘电缆及其附件安装
1.设备简介
主变至GIS设备连接采用的500千伏电缆为1000平方毫米的单芯绞联电缆，单根长度约500米。500千伏挤包绝缘电缆安装通道经由高程245米层高压电缆廊道、高压电缆竖井、高压电缆平洞与高程340米层GIS室高压电缆终端相连。每台变压器每相与一根高压电缆连接。500千伏挤包绝缘电缆在高压电缆廊道和高压电缆平洞内呈“品”字形排列；在电缆竖井平行排列；电缆按蛇行敷设，总高差约100米。支架间距约3米，支架之间用连接条连接。电缆敷设完成后，在其旁边敷设500平方毫米的接地线。接地线与每个支架可靠连接，并与主接地网可靠连接。1～4号机500千伏电缆为法国雪力克公司原产电缆；5～7号机500千伏电缆为宝丰公司引进法国Silec Cable公司技术生产的国产电缆。
2.安装施工
（1）1号高压电缆竖井段电缆支架安装。2006年8月26日，1号竖井段电缆支架从京源公司领出，并在厂家代表的指导下开始安装。1号高压电缆竖井下通主变洞245米高程高压电缆层连接，上与开关站340米高程高压电缆平洞连接。高压电缆支架安装在电缆竖井的墙壁上。从上到下垂直高度95米。根据厂家代表要求，电缆支架的中心左右偏差小于1毫米每米，总长小于5毫米，电缆水平高差小于20毫米每间隔。技术人员采用钢琴线吊重锤的方式精确确定每个支架的中心。具体做法为：在高程340米层向下放置一根钢琴线，在高程245米层末端吊一重锤，为减轻风对线的影响，将重锤浸泡在黏度较高的油中。支架中心定位完成后，开始安装支架基础，但因土建浇筑的墙壁的平整度较差，根据钢琴线测出的数据，最大相对差为73毫米，层间最大差为34毫米。电缆在竖井段内呈蛇形敷设，每层之间的电缆支架高差超过厂家要求14毫米。根据电缆的最小弯曲半径为3000毫米，而每层支架间距约4米，因此电缆支架的高差增加14毫米不会对电缆造成损伤。在安装过程中发现，土建在浇筑电缆竖井时，钢筋网很密集，使电缆支架安装位置碰到钢筋，导致膨胀螺栓无法打入。施工方使用钢筋定位仪解决钢筋密集问题。
（2）245米高程高压电缆层段电缆支架安装。2006年9月3日开始安装高压电缆层高压电缆支架。高压电缆层高压电缆支架呈水平布置。根据图纸在245米层放3条中心线，在每个电缆支架位置确定固定电缆支架基础的对角膨胀螺栓孔的位置。支架安装过程中，对地面进行清理，对地面水平度超标的位置用薄铁皮进行垫平，并调整保证立柱的垂直度在±5毫米以内。
（3）340米层高压电缆支架安装。2006年9月19日完成1号高压电缆竖井支架安装后，从10月15日开始对高程340米层1号电缆平洞及高程340米层GIS进线电缆支架进行安装。
1）在安装1号电缆平洞电缆支架时，Silec Cable公司的图纸和现场情况不符：UN NEL 1（BEPL05704）图上340层1号高压电缆平洞的支架为壁架，且尺寸为统一尺寸；支架安装要求边墙为一个平面。现场的边墙分为两个不同平面。因此，业主要求Silec Cable公司重新制造相关部分高压电缆支架。业主在Silec Cable公司到货无望的情况下，要求施工方做临时替代方案。为此施工方设计了临时支架以保证高压电缆按时安装。
2）340米层GIS进线电缆支架安装时，发现：①支架BEPL5820的长度为5850毫米，又由于从340到346层的高度为6000毫米，楼板厚300毫米，因此净高只有5700毫米；②在进线孔处两侧各有一根承重梁，梁间距为1200毫米；图纸上在此处设计的支架BEPL 5827安装于天花板上，总长度为1440毫米，施工方根据厂家代表及现场监理要求，对电缆支架进行修改和安装。
3）支架检查验收情况。高压电缆支架于2006年11月15日全部安装完毕，11月22日，电缆敷设厂家代表进场。11月24日，电缆支架顺利通过了厂家代表、二滩监理及施工方技术人员的联合总体验收。
（4）电缆专用工具安装。2006年12月11日，Silec Cable公司提供的卷扬机等部分电缆敷设工具运抵施工现场。施工方立即按厂家代表要求进行布置和安装。2007年1月10日，电缆输送机等敷设工具领出并进行布置安装。
（5）模拟电缆敷设。2007年1月9～10日，施工方使用一根500米长直径30毫米的麻绳进行模拟敷设。先将麻绳盘绕在GIS室吊物孔下，再用人工将麻绳沿预定敷设途径进行敷设，并将麻绳绷紧。待麻绳敷设完毕后，测量麻绳在转弯处的半径值。对弯曲半径小于3000毫米的部位进行调整。并将电缆敷设通道处专用工具的尖角用破布包好。
（6）电缆敷设。从电缆盘上去除金属保护。移开电缆内部端头距离电缆盘法兰约50毫米。插入一个厚度为5～10毫米的绝缘板以使铅帽与电缆盘及电缆的另一回路绝缘。解开电缆的外部端头，移开它使其距离电缆盘法兰约50毫米。用铜电线在外护套上绕5圈，使得外护套和黑色半导电层实现接地。检查电缆盘接地是否良好。将发电机接地装置连接到水电站接地电路，在电缆终端最近处进行实验。将高压电缆连接到电缆牵引头上进行实验。在实验外围所有的电缆导体和屏蔽都接地。在电缆牵引头（其与电缆内部导体和金属屏蔽层相连接）上施加20千伏DC电压持续1分钟。DC实验后，降低电压，通过一个接地棒完成电缆放电，然后使电缆和电缆盘实现正确接地，并用铜线使得电缆头的牵引眼与电缆半导电层保持连接2小时，以确保电缆去极。在电缆敷设准备工作完成后，将电缆从盘上褪下，蛇行平铺于高程340米层。电缆头刚好到达竖井口时，电缆能从盘上全部褪下。在电缆行走过程中，端部没有出现划伤情况。
500千伏电缆终端与GIS、主变的连接均采用带树脂绝缘子的终端。在绝缘子内充SF6气体绝缘。500千伏高压电缆终端由雪力克公司完成。
高压电缆支架2006年12月中旬安装完成，2007年1月8日开始敷设1号机500千伏高压电缆，2007年 1月19日第一回路三相高压电缆敷设完成并固定。电缆敷设完后，再进行一次外护套试验，检查电缆在敷设过程中是否有损伤，试验电压为20千伏DC电压持续1分钟，试验完后用接地线对电缆进行放电。2007年1月30日完成第一回路高压电缆终端头三相制作，2月3日与GIS连接完成。连接完成后再进行一次外护套试验，试验电压为20千伏DC电压持续15分钟，试验完后用接地线对电缆进行放电。2007年2月7日1号电缆竖井3个回路高压电缆敷设结束。
500千伏高压挤包绝缘电缆敷设完毕固定外护套试验合格一段时间后，在正常巡检过程中，发现2号回路B相和3号回路B相电缆表面外护套层破裂，后由厂家负责完成修复并通过外护套层试验检查。2007年3月12日，1号回路500千伏高压绝缘挤包电缆交流耐压试验合格。试验数据见表5-73。
表5-73 试验数据表
注 环境温度为13℃，相对湿度为60%。
（7）2号机500千伏高压电缆安装。2号机500千伏高压电缆支架于2006年11月20日安装完成，2006年12月20日高压电缆敷设完成并固定，经监理验收确认，质量评定达到优良。2007年5月20日开关站2号机组GIS侧高压电缆头制作开始，6月2日安装完成。2007年6月19日主厂房2号机组GIB侧高压电缆头制作开始，6月29日安装完成（包括电缆回路接地线、支架接地线安装），具备高压电缆耐压条件。2007年7月3日，2号机组500千伏高压绝缘挤包电缆交流耐压试验完成，试验结果合格。
3～7号机组500千伏高压电缆安装工艺及流程大致同1号、2号机500千伏高压电缆安装。
（四）500千伏并联电抗器安装
1.设备简介
500千伏并联电抗器布置在开关站户外出线场高程365米层。出线平台全长220米，宽50.60米，一期工程共布置了3组并联电抗器（共含9台单相电抗器和3台中性点接地电抗器），分别与龙平甲线（L1）、龙沙甲线（L3）、龙沙乙线（L4）线路并联连接。电抗器为单相并联电抗器，3个单相接成一组，星型接线。电抗器为自冷却集中散热结构，器身上放置磁屏蔽，以防局部过热；油箱为钟罩式结构，箱壁放置磁屏蔽，铁芯选用30ZH120优质硅钢片，芯柱为扇形铁芯饼。电抗器主要由电抗器主体、500千伏出线装置、散热器及其联管、储油柜及其通气联管等组成。
电抗器在365层出线场进入门处至各个电抗器室设置有运输轨道和牵引用的地锚。电抗器轨道为43千克每米重轨，轨道安装量共600米。
2.安装施工
（1）2007年4月27日，电抗器基础安装完成，并经监理验收确认。5月7日，龙沙乙线电抗器安装就位完成。
（2）2007 年5月8日，龙沙乙线电抗器开始进行安装准备工作。冷却器、油管、压力释放阀、储油柜、导气管、阀兰、套管及升高座、密封件等提前进行了检查、清扫和试验；气体继电器经厂家确认无需试验，电接点温度计等送检、校核、整定结果合格。5月11日，电抗器冷却器开始安装。用吊车吊装冷却器和油管就位，吊装过程严格避免碰撞。调整冷却装置基础支撑架高度以使冷却装置连接成整体，排列整齐后将基础支撑架焊接加固。
（3）2007年5月12日，电抗器的冷却器安装完成。冷却器及油管安装完毕后进行储油柜、导气管等安装。在安装耐油密封垫圈时，无扭曲、变形、裂纹、毛刺，垫圈与法兰面尺寸相配，安装正确，其压缩量未超过其厚度的1/3。
（4）2007年6月5日，开始抽真空、注油。注油后继续保持真空，真空保持时间大于2小时。补油完毕后，用干燥空气在油箱上施加0.03兆帕压力，进行整体密封试验，持续48小时，电抗器本体各部件和附件未见渗漏。2007年6月9日开始热油循环。2007年6月10日电抗器常规性电气试验完成。2007年6月28日，龙沙乙线电抗器施工和调试全部完毕，具备特殊试验条件。
（五）厂用电系统安装
开关站厂用变电系统400伏母线分2段，Ⅰ段由MK1供电，Ⅱ段由MK2供电；厂房400伏与开关站配电中心的高压开关柜用高压电缆连接，再与该中心变压器连接。当其中一台变压器退出工作时，另外一台变压器可以由正常工作的变压器通过槽形母线、联络柜供电。设备于2007年1月12 日完成低压电气盘柜、变压器MK1、MK2安装就位，2007年2月13日完成一系列配线工作和母线安装，2007年 2 月16日完成电气元件调整、模拟设备自投等电气试验，2007年2月22日开关站400伏配电中心带电运行。
（六）接地系统安装
主接地网包括厂房接地网和开关站接地网2个部分。
根据短路电流计算结果和规程规范的要求以及与武汉大学合作进行的龙滩水电工程接地研究，要求电站工频接地电阻R不大于0.189欧姆。水电站接地网除充分利用水工结构钢筋、门槽等水工自然接地体外，主要设置了以水库接地网、尾水渠接地网、主厂房接地网、母线洞接地网、主变洞接地网、中控楼及500千伏开关站接地网和新增库区接地网等为主的人工接地网。
按照设计要求，首台机组发电时电站工频接地电阻不大于0.365欧姆即可满足要求，实测电站工频接地电阻为0.168欧姆。
所有电气设备的基础、动力和控制屏柜及电动机的外壳、高压电缆支架、电缆桥架均就近接地。按照规范要求，对所有Ⅱ标范围内设备进行接地线连接，盘柜通过基础槽钢上焊接螺栓连接，其他设备接地点通过与接地网扁铁进行连接。在设计明确必须明敷接地铜排的盘柜内或下方，明敷1个50米×5米的铜排，铜排必须与主接地网进行可靠连接，其搭接长度不小于100毫米，并在铜排上钻孔，用铜辫子与柜内接地端子连接。电缆桥架安装后，每层连续电缆桥架的两端或两端附近均可靠接地，就近与地网接地端子连接，保证了电缆桥架接地的电气连续性。接地施工完毕即通过监理验收确认。
（七）照明系统安装
照明系统工程包括：主变洞通道、主变洞高程242米层、主变洞245.70米层照明安装，开关站照明安装，中控楼照明安装等。
主变洞照明管路安装于2005年12月开始，随土建进度已经完成并验收；至2007年4月18日，主变洞1号机组段照明已全部安装验收完成并投入运行。开关站照明于2005年1月开始前期管路预埋，至2006年7月份基本完成（随土建砖墙进度）；2006年9月底，开始安装GIS室照明灯具，在GIS室设备安装前完成了346米层上游侧照明安装并验收完成；2007年3月9日开始安装GIS室346米层顶部照明，3月18日安装完成并验收；随后完成了GIS室346米层全部、358米管线层所有照明安装和验收工作，包括3、4、7、8楼梯照明及中控楼高程360.80米层（含）以上各层。
2007年5月10日主变洞2号机组段照明开始安装，至6月29日，主变洞2号机组段照明已全部装验收完成并投入运行。
（八）控制、保护、测量及信号设备安装
全厂控制、保护、测量及信号等电气二次设备分别布置于中央控制室、计算机室、通信机房、继电保护室、GIS室、各公用设备室等部位。500千伏 GIS每串配置4个现地控制柜共16面，每条500千伏母线配一个现地控制柜，线路P配一个现地接线端子箱。
布置于中控继保室的第1串、第2串、第3串、第4串断路器及线路保护柜、500千伏Ⅰ、Ⅱ母A、B屏、主变录波柜以及开关站本体LCU1～4号、龙河高频距离保护、光纤保护柜、主变录波、GIS设备第1串、第2串、第3串、第4串故障录波、高压电缆光纤保护等与1号机有关盘柜安装、二次配线、线路保护、主变保护等单元调试于2007年3月下旬全部完成。
（九）直流系统安装
开关站直流系统设置蓄电池共2组，每组104只，其容量为420AH。2007年1月8日完成蓄电池安装，2007年1月29日完成与直流盘柜电缆连接与二次配线，2007年2月3日开始利用专用电源作为临时充电电源，对蓄电池进行充放电试验，2007年2 月6 日充放电结束，完成蓄电池充、放电试验。2007年2月10日完成直流系统的调试工作，顺利通过监理的检查验收并投入运行。
（十）全厂通信系统安装
通信系统包括光纤设备、载波通信设备、厂内调度程控交换机、通信电源装置及蓄电池、录音装置以及电话线路、电话机等，通信系统盘柜、电缆敷设、配线等均已完成并通过验收。
（十一）辅助设备及管路安装
水力机械辅助设备安装包括绝缘油系统、开关站设备消防系统、全厂通风空调系统设备和管路安装。
绝缘油库布置在主变洞高程233.70米右端，安装6台60立方米绝缘油罐和油处理设备，通过管路向各台主变供油。
绝缘油库管路于2006年9月底开始安装，所有油系统管路均已进行油循环冲洗工作，并通过现场监理的验收后，2006年10月21日向绝缘油罐注油，滤油后向主变充油。
开关站消防管路及设备已全部完成安装施工以及试压工作并通过现场监理工程师检查验收。
通风空调系统设备及管路已全部安装完毕。1号机组段、蓄电池室、油库通风设施、1号母线洞空调安装完毕并经验收合格；GIS室所有风机、百叶窗等设备已于GIS组合开关设备安装前施工完毕，经验收合格后并投入运行；1号电缆平洞及消防竖井通风设施现安装完毕并经检查验收合格；中控楼各房间空调设备安装完毕；位于高程480米平台的主厂房排风排烟风机设备经调试完毕投入试运行并经检查验收。