最新南方电网工程施工工艺控制规范第2部分：变电电气安装工程.doc

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1、 Q/CSG11105.2-2008南方电网工程施工 工艺控制规范 中国南方电网有限责任公司 发布 第2部分：变电电气安装工程目 录第一章 变压器（高压电抗器）安装1第二章 HGIS、GIS和封闭母线安装9第三章 断路器安装16第四章 互感器(TA、TV、CVT)安装21第五章 避雷器安装24第六章 隔离开关安装27第七章 电容器组安装31第八章 干式电抗器安装34第九章 接地装置安装38第十章 软母线施工44第十一章 管型母线安装49第十二章 次屏柜安装54第十三章 电缆支架、桥架安装57第十四章 控制电缆敷设60第十五章 二次接线64第十六章 高压电缆敷设及电缆头制作70第十七章 电缆的防

2、火封堵75第十八章 换流站阀厅主设备附属设备安装79第十九章 换流变压器安装及就位85第二十章 平波电抗器安装94第一章 变压器（高压电抗器）安装1 适用范围本章适用于变电工程1105OOkV变压器（高压电抗器）、油浸电抗器安装。2 主要引用标准GBJI48 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 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准3 工艺流程变压器（高压电抗器）安装工艺流程见图1-1。设备开箱检查及附件试验变压器内部检查绝缘油处理电缆排列及二次接线附件安装抽真空及注油质量检验热油循环施工准备现场检查与试验图1-1变压器（高压电抗器）安装工艺流程4 主要工

3、艺流程质量控制要点4.1 施工准备4.1.1 技术准备：按规程、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。4.1.2 人员组织：施工负责人、技术负责人、安全监护人、安装、试验人员组织到位。4.1.3 机具准备：工器具、施工机械、材料准备齐全；油罐、油处理系统、抽真空系统准备完好。干燥空气发生器检查完好，其输出的干燥空气应经试验检验符合要求（露点应低于-40，龠氧量大于18%）。4.1.4 电源和消防设施准备：高真空滤油机功率达100200kW，电源和馈电线路必须丌J靠。配备消防器材和砂坑。4.1.5 主变压器（高压电抗器）按设计和厂家要求就位。主变压器就位

4、见图1-2。4.2 设备开箱检查及附件试验4.2.1 设备开箱检查：a） 产品说明书、试验合格证明书、出厂试验报告齐全；附件完好。b） 检查充气运输、保管记录：气体压力应在0.010.03MPa，检查运输过程中冲击记录仪的数据，王维冲击记录应小于3g。检验结果要有记录，且该记录作为编制变压器施工措施的依据之一。4.2.2 附件试验：a） 气体继电器、温度计、压力释放阀、升高座内TA、电容式套管试验等满足要求。b) 储油柜检查：充气检查橡皮胶囊无破损和漏点；胶囊位置正确；油位指示器的浮球完好无破损；油位指示器转动机构灵活、无卡阻。c) 密封试验和清洗：对冷却器按厂家规定的压力值用气压或油压进行密

5、封试验和清洗；对储油柜进行检查试验并对管路进行清洗。d) 油泵检查和试验：油泵的绝缘应合格，转动正常，无卡阻。e) 风机检查和试验：绝缘应合格，转动正常，无卡阻。f) 油流继电器检查：指示方向正确，无卡涩。4.3 绝缘油处理4.3.1 现场布置。对变压器油处理系统、真空处理设施、附件堆放及吊车按现场情况进行布置。4.3.2 油检验。对到现场的小桶绝缘油应取样（取样数量见表1-1）并进行简化分析，且每桶应取油观察颜色和气味，防止混入其他油。大罐油应每罐取样。表1-1取样数量每批油的桶数取样桶数每批油的桶数取样桶数每批油的桶数取样桶数每批油的桶数取样桶数1162035110072014001525

6、22l50410120010401以上204.3.3 真空滤油。用压力式滤油机将变压器油注人事先准备好的油罐，再用高真空滤油机进行热油循环处理。油的一般性能分析，可依据出厂资料，但各罐油内的油经热油循环处理后实测数据须满足以下技术指标并提交油的试验报告。注入变压器前的绝缘油标准见表1-2。表1-2变压器的绝缘油标准变压器电压等级(kV)110220330500变压器油电气强度( kV)40405060变压器油含水量( mg/L)20151510油的介损ranc7(%)(90)0.50.50.50.54.4 变压器内部检查在环境相对湿度小于80%情况下可以进行变压器内部检查，内部检查原则上由厂家

7、技术服务人员按照产品说明书、合同和规范要求进行，或在厂家技术服务人员指导下进行。变压器内部检查见图1-3。4.4.1 排气、放残油：a)打开箱盖顶部的蝶阀，排气。打开变压器下部的人孔盖向油箱内部注入经处理的干燥空气（由干燥空气发生器处理的干燥空气，其露点应低于40，含氧量大于18%)，并保持微正压。每次变压器露空时间不宜超过8h。b)将残油放出或用滤油机将残油抽入单独的油容器中，放油时立即取样试验。4.4.2内部榆查及试验项目：a) 运输支撑和器身：各部分应无移动现象，拆除运输用的临时防护装置和支撑，并经清点，作好检查记录。b) 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。c)

8、 铁芯应无变形，铁轭夹件问的绝缘良好。d） 检查铁芯无多点接地；铁芯外引接地的变压器，拆开接地线后，铁芯对地绝缘应良好。e) 检查铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件问的绝缘应良好。f) 检查钢带对铁轭的绝缘应良好。g) 检查屏蔽绝缘应良好。h) 检查压钉绝缘应良好。i) 检查铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。J) 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。绕组的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。k) 检查铁芯与夹件结构件、油箱之间的绝缘电阻，绝缘应良好。1) 引出线的绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象，日固定牢固。定支架应紧固，其裸露部分应无毛刺或尖角，焊接应良好

9、。m) 检查各部位应无油泥，水滴和会属末等杂物。n) 绝缘同屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处的封闭应良好。o) 有载凋乐装置：检查开关接触良好，分接引线正确，限流电阻完好，无断裂现象。4.5 附件安装4.5.1基本要求。在变压器本体检查和试验完成后，可进行附件安装，其环境要求仍必须相对湿度小于80%并补充干燥空气，其露点应低于40，含氧量大于18%。保持变压器内部气压微正压，通常每次只打开一处并用塑料薄膜覆盖，本体连续露空时间不超过8h。4.5.2散热器安装：a) 取下变压器本体上与散热器管路相连结的法兰上的封板，按零件编号和安装标志，安装油管、蝶阀、支架、散热器及潜油泵等（注意油流继电器的指

10、示方向正确），最后安装加固拉线，并调节散热器的平行与垂直度，吊装散热器时，必须使用双钩起重法使之处于直立状态，然后吊到安装位置，对准位置后再装配。b) 调整位置后，先拧紧散热器与油泵相接处的螺栓，然后再拧紧散热器与变压器上部阀门相接处的螺栓。c) 整个散热器调整固定牢固之后，方能取下吊车挂绳。散热器安装见图1-4。d) 吊装储油柜的支架，用螺栓紧固在油箱顶上，再将储油柜安装在支架上。e) 安装呼吸器连管，连管的下端安装呼吸器，呼吸器中的储运密封圈必须拆除，在玻璃筒中加入干燥的硅胶。f) 在储油柜下部的蝶阀上，连接逆止阀、气体继电器的管路，安装气体继电器和逆止阀（注意逆止阀的动作方向正确）。g)

11、 在储油柜的集油室上，安装注油管路和排油管路，并在它们的下端分别配上相应的截止阀。4.5.3升高座的安装。安装升高座时，注意密封垫放置的位置应正确，各个电流互感器的叠放顺序要符合设计要求，电流互感器的接线板密封良好，接线柱对地绝缘合格，铭牌朝向油箱外侧，放气塞的位置应在升高座最高处。升高座安装见图1-5。4.5.4套管安装：a) 大型套管安装时，为不损坏瓷套，宦优先采用专用工具进行吊装，绑扎和凋整角度方法必须可靠。套管吊装见图l-6。b)起吊前将引线牵引绳穿人套管内，随着套管下降收紧牵引绳拉出引线。套管就位后油标和铭牌向外，紧固套管法兰螺栓时，应对称均匀紧固。套管引线安装见图1-7。4.6 抽

12、真空及注油4.6.1全部附件安装完后，在确认变压器和有关管路系统的密封性能良好的情况下，方可进行抽真空。在装气体继电器的油箱侧法兰I：加封板，将冷却器（包括片式散热器）上下联管处的蝶阀全部打开，各附件及本体的所有阀门打开，连同本体抽真空（如储油柜不能抽真空则必须隔离）。存箱顶进油阀处加一真空阀后，再连接真空管道，以便在对油箱抽真空前单抽管道真空，以查明真空系统应能达到实际的真空度（抽真空和注油示意图见图1-8）。4.6.2在对油箱抽真空的过程中，应随时检查有无渗漏（听泄漏声响）。抽真空时，应该满足产品说明书和规程规范要求。4.6.3真空注油：a) 从油箱下部注油阀注油，见图1 8。用一根耐真空

13、的塑料软管与顶部和底部的阀连接作为油位指示。在开始注油前，应尽量将连接主油箱与滤油机的管内空气清除，连续抽本体油箱真空，油经变压器底部的阀门注入，注油的速度应控制在6000L/h以下，使真空度维持规定残压。b) 分接开关的注油应根据其说明书和现场制造厂技术人员指导与主油箱同时进行或单独进行。c) llOkV变压器、油浸电抗器根据情况，不强调必须真空注油，有条件者宜采用。4.6.4破真空、排气：a) 注满油的时间应大于6h，注油到接近箱顶100200mm位置后，停止注油，保持真空度4h以上，关闭真空泵阀，采用干燥空气解除真空，关闭各个抽真空阀门，补充油到储油柜油位计指示当前油温所要求的油位并进行

14、各分离隔室注油。b)打开集气室的排气阀门和升高座等处的所有放气塞，将残余气体放尽。然后在储油柜的放油阀下连接放油管道，打开放油阀，排出储油柜中多余的油，使油位计指示的油面与实测油温下油位而相符。4.7 热油循环4.7.1变压#通过上部和下部的滤油阀与滤油机连成封闭环形，油循环的方向从滤油机到变压器顶部，从变压器底部到滤油机。热油循环示意图见图1-9。4.7.2关闭冷却器与本体之间的阀门，打开油箱与储油柜之间的蝶阀，将油从油箱底部抽出，经真空滤油机加热到50-SO，再从油箱顶部回到油箱。每隔4h打开一组冷却器，进行热油循环。4.7.3油循环直到通过油量对应于油箱总油量的两倍以上的循环时间。净油设

15、备的出口温度不应低于(655)，220kV级热油循环时间不少于48h，500kV级及以上热油循环时间不少于72h，当环境温度低于10时，应对油箱采取保温措施。4.7.4经热油循环处理后，若绝缘油不合格，则适当延长热油循环时间。4.7.5h油：通过储油柜上专用阀门进行补油，注至储油柜标准油位（根据油温度曲线）。4.7.6静置：500kV变压器停止热油循环后宜静放不少于72h(llOkV不少于24h、220330kV不少于48h)，变压器静放后，应打开气塞放气，并应同时启动潜油泵，以便冷却器中残余气体排尽。4.7.7变压器密封试验：通过变压器呼吸器接口充人干燥空气进行密封试验，充气压0.015-0

16、.03MPa，24h无渗漏。4.7.8110330kV变压器、油浸电抗器可根据情况进行热油循环，500kV变压器、油浸电抗器真空注油后必须进行热油循环。4.8电缆排列及二次接线4.8.1电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，本体上的消防感温线的排列要美观可靠。4.8.2按照设计和厂家图纸进行二次接线，核对图纸与实际相符合。主变压器控制箱二次接线见图1-10。4.9 现场检查与试验4. 9.1清洁变压器，检查无渗漏情况。4.9.2按照产品说明书的要求检查各个阀门的位置正确。4.9.3储油柜和套管的油位正常。4.9.4按要求进行强油风冷却系统的试验操作。4.9.5有载调压装置切换正确可靠、信号指

17、示传输正确。4.9.6温度指示器显示、信号传输和整定正确。4.9.7接地部位可靠：主变压器本体两侧与接地网两处可靠接地；中性点与接地网、铁芯、夹件、套管末屏、套管TA备用绕组要可靠接地。4.9.8变压器常规试验、感应耐压、局放、变形试验、油气分析试验合格。4.10 质量检验按照Q/CSG 10017.2-2007llOkV500kV送变电工程质量检验及评定标准第2部分：变电电气安装工程中Q/CSG表1.0.1表1.0.7、表1.1.1表1.1.5的规定执行。5 成品图示500kV主变压器见图1-11图1-13。220kV主变压器见图1-14。第二章 HGIS、GIS和封闭母线安装1 适用范围本

18、章适用于变电工程110500kV的HGIS、GIS和封闭母线安装。2 主要引用标准GB 50150 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GBJ147电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范GBJ 169 电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范3 工艺流程HGIS、GIS和封闭母线安装工艺流程见图2-1。施工准备主体设备就位其他附件安装及管道连接电缆桥架等安装抽真空、充气电缆敷设及接线质量检验设备开箱检查及现场保管母线、分支、套管组装设备调整及支架固定设备接地图2-l HGIS、GIS和封闭母线安装工艺流程4 主要工艺流程质量控制要点4.1 施工准备4.1.1技术准备：施工图纸、厂家资料、施

19、措施、技术交底等齐全。4.1.2人员组织：安装、调试、技术、安全、质量及厂家现场指导人员到位。4.1.3机具及材料准备：吊车、汽车、吊具、高空作业车、T斤顶、链条葫芦、吸尘器、真空机、SFs充气设备、SF6回收装置、SF6气体微水测量仪、检漏仪、试验设备、防尘帐篷、撬棍及其他专用工具和专用材料等准备齐全。4.1.4土建工作检查：场地平整；基础及预埋件中心线误差及水平误差符合规程和设计要求；室内的起吊设备应通过专项验收合格。4.1.5基础划线：按设计图纸在基础平面上划好主母线、分支母线、断路器等置于地面上的元件和控制柜的中心线。4.2 设备开箱检查及现场保管4.2.1按设备安装间隔的顺序开箱，摆

20、放位置应有先后次序，方便安装时取用。4.2.2设备开箱应小心谨慎，严禁野蛮操作，避免损坏设备。4.2.3开箱后，认真核对清单，检查设备和有关附件型号、规格、数量、资料齐全，检查充气运输的设备气压应符合厂规，并填写记录。4.2.4开箱后的设备应尽快安装，未能及时安装的设备应注意做好防潮防水措施；开箱后的附件、材料应存放在室内。4.3 主体设备就位4. 3.1主体设备吊装就位应选用合适的吊装器具和吊点，吊装器具不得损伤设备表面。主体设备吊装见图2-2。4.3.2主体设备一般指断路器组合元件。安装前，要先确定第一个就位的主体设备其就位固定后作为其他设备安装的基准点，所以第一个就位的主体设备应准确定位

21、，水平误差应不超过1mm，如有误差可用厂家提供的垫片调整。设备的中心线与基础平面上划好的中心线误差不能超过1mm，常采用吊线锤的方法进行定位。见图2-3。4.3.3第一个主体设备就位后，应将底座支架与基础预埋件焊接牢固，防止位移。4.3.4其他主体设备用吊车放到安装位置附近，卸去端部的运输罩，清洁安装法兰面及内部，安装好“0”型密封圈进行对接。常用千斤顶和链条葫芦的方法，注意在对接过程中，法兰开口处用塑料薄膜覆盖，防止灰尘进入。另外，为了减少对按期间的卡阻现象，可在主体设备基础上涂抹一些黄油，减少主体没备底座与基础之间摩擦力。4.4 母线、分支、套管组装4.4.1母线筒安装时卸去端部的运输罩，

22、清洁母线筒的安装法兰，安装好“O”型密封圈。起吊母线段与已安装好的设备进行连接。如母线筒带母线进行安装，需用吊带从螺丝孔内伸出吊住母线筒，然后起吊母线段，一熳慢与已安装好的设备进行连接，在母线对接上而日法兰面接近合拢时，将吊带取出。母线安装见图2-4。4.4.2单独母线安装时，先检查并清除母线表面、触头及触指的锈蚀、氧化物、划痕及凹n不平处，用清洁无毛纸蘸无水酒精洗净触指内部，在触指上按厂家规定涂上薄薄的一层接触脂。较长母线安装时，可将母线放在专用小车上推进母线筒到刚好与触头座连接上，安装完毕拉出小车。分支吊装见图2-5。4.4.3分支吊装时，应掌握好分支的重心，确定其吊点。单独母线导电杆安装

23、见图2-6。4.4.4套管一般宜采用专用工具和吊带进行起吊。吊装前应将套管外部清理干净，并将有关试验检查项目做完。起吊时，用另一台吊车或链条葫芦辅助起吊。吊离地面后，卸下套管尾部的保护罩，复测套管尾部长度，以保证套管导电杆插入深度，用清洁无毛纸蘸无水酒精清理干净套管尾部基座内的盆式绝缘子和导电触头，然后摆动吊臂，将套管的触头对准母线筒上的触头座，吊钩缓慢下降，直至套管法兰与母线筒法兰连接，见图2-7，然后安装法兰螺栓，并用力矩扳手紧固。4.4.5法兰清洁及其对接的工艺要求：a)打开法兰临时封盖后，应及时对法兰面、密封槽进行检查，法兰面及密封槽应光洁、无损伤，对轻微伤痕可用细砂纸、油石打磨平整。

24、法兰面、密封槽及“O”型密封圈用清洁无毛纸蘸无水酒精擦拭干净。“0”型密封圈放人密封槽内，确认规格正确，然后在接触空气一侧均匀地涂密封胶，并薄薄的均匀涂到气室外侧法兰上，密封剂不得流人密封圈内侧，见图2 8，涂完密封胶的法兰应马上套上防尘罩。b)法兰对接前，在法兰上预先安装好导向装置。对接过程中应检查两个对接法兰间隙距离均匀，对接完毕后对称拧紧法兰螺栓，螺栓力矩值应符合产品的技术规定。4.4.6其他注意事项：a) GIS装配应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于80%的条件下进行，并根据产品要求严格采取防尘、防潮措施。b) 元件拼装前，要用干净的抹布将外表面擦拭干净。c) 元件拼装前，应对可见的

25、触头、母线、内壁、对接法兰面、支撑绝缘件和盆式绝缘子进行检查，并用清洁无毛纸、吸尘器等清洁干净。d) 元件拼装前，方可将元件的运输封端盖打开，尽量减少元件内部暴露的时间，防止尘、水汽的侵入。e) 应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。f) 使用的清洁剂、润滑剂、密封胶和擦拭i捌料必须符合产品的技术规定。4.5 其他附件安装及管道连接4.5.1吸附剂安装：吸附剂安装前必须要经过烘干处理合格后才可装入。烘干温度为400，烘干时间为2h。烘干的吸附剂应放在密闭干燥的容器内冷却到室温之后立即装入GIS装置内，在空气中暴露不得超过10min，如果装入后，不密封罐体应立即抽真空，超过4h后须烘干

26、处理合格后重新再装入。4.5.2气体管道安装：安装时应用干燥的气体将管道吹干净，气管连接应正确安装“0”型密封圈；完成密度继电器试验和安装。4.6 抽真空、充气4.6.1在充气前，先对气室抽真空，确认该气室管路洁净、无水分、无油污、管路连接部分无渗漏、吸附剂更换完毕。真空泵必须带有逆止阀。4.6.2按产品说明书进行气室密封性的检查。4.6.3如气室预充有SF。气体，当含水量检验合格时，可直接补气。4.6.4瓶装SF。气体按规定抽样送检，充人新sR气体的参数应符合国家规范要求。4.6.5充气24h后，现场测量断路器气室气体微水含量小于1501L/IJ；其他气室气体微水含量小于300uL/L，方才

27、符合要求。4.6.6设备的SF6气体漏气率应符合规范和产品技术要求，各个独立气室SF6气体年泄漏率小于1%。检漏方法符合产品说明书要求。4.7 设备调整及支架固定4.7.1对断路器、隔离开关的操动机构进行调整，确保各转动部分灵活无卡阻、动作正确，各连锁、闭锁机构正常。4.7.2检查液压或气动操动机构压力指示正常、管路无渗漏，并符合产品的技术规定。4.7.3检查弹簧操动机构分、合闸闭锁装置动作应灵活，并符合产品的技术规定。4.7.4GIS底座及支架阎定应在所有元件组装完成后进行，常采用焊接固定或螺栓阎定。4.7.5按厂家规定完成母线升缩节调整固定和螺栓紧刚。4.8 设备接地4.8.1 HGIS、

28、GIS设备的外壳要确保可靠接地，盆式绝缘子两侧法兰之间的连接板也应可靠连接。接地开关的接地引下线应符合产品要求，连接牢固可靠。4.8.2户外接地铜母线的搭接面按规范要求需搪锡。4.9 电缆桥架等安装电缆桥架可安装固定在HGIS、GIS支架或法兰螺栓上，有条件采用封闭桥架。电缆桥架和电缆敷设见图2-9。4.10 电缆敷设及接线4.10.1电缆敷设应排列整齐、弯曲弧度一致、自然美观，I研.定与防护措施可靠。4.10.2按照设计图纸和产品图纸进行二次接线，线芯连接紧嘲，电缆屏蔽层按设计要求可靠接地。4.11 质量检验按照Q/CSG 10017.2-2007llOkV500kV送变电工程质量检验及评定

29、标准第2部分：变电电气安装工程中Q/CSG表4.0.1表4.0.4、表4.1.1、表4.1.3、表4.2.1、表4.2.2、表4.3.2的规定执行。5 成品图示室内GIS见图2-10；户外GIS见图2-11；户外HGIS见图2-12。第三章 断路器安装1 适用范围本章适用于变电工程llO5OOkV支柱式和罐式SF。断路器安装。2 主要引用标准GB 50150电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GBJ 147电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范3 工艺流程SF6断路器安装工艺流程见图3-1。本体及操动机构安装断路器支架安装二次接线质量检验设备开箱检查及现场保管抽真空、充SF6气体及检漏本体

30、及机构调整施工准备电气操作试验设备接地图3-l SF6断路器安装工艺流程4 主要工艺流程质量控制要点4.1 施工准备4.1.1技术准备：施工图纸、产品说明书及出厂试验报告、安装作业指导书、施工安装、调试记录表、施工技术交底等齐全。4.1.2人员组织：技术人员、安装、试验人员、安全、质量及设备厂家安装指导人员到位。4.1.3施工机具及材料准备：吊车、汽车，吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料，真空、充气设备、SF气体微水测量仪、SF6气体纯度测量仪、检漏仪和其他试验设备等。4.2 设备开箱检查及现场保管4.2.1设备及器材到达现场后，应及时作下列验收检查：a) 包装及密封应良好。b) 开

31、箱检查清点，设备的规格应符合设计要求，零件、附件、备件及专用工具应齐全，无锈蚀和损伤变形。c) 外观检查绝缘件应无变形、受潮、裂纹和剥落。瓷件表面应光滑、无裂纹和缺损，铸件应无砂眼。d) 充有SF6气体的部件，其压力值应符合产品的技术规定。e) 产品的出厂证件及技术文件应齐全。4.2.2 SF6断路器到达现场后的保管应符合下列要求：a)设备应按原包装放置于平整、无积水、无腐蚀性气体的场地，并按编号分组保管；在室外应垫上枕木并加盖篷布遮盖。b) 充有SF6等气体的灭弧室和罐体及绝缘支柱，应定期检查其预充压力值，并做好记录；有异常时应及时采取措施。c) 绝缘部件、专用材料、专用小型工器具及备品备件

32、等应置于干燥的室内保管。d) 瓷件应妥善安置，小得倾倒、互相碰撞或遭受外界的危害。4.3 断路器支架安装4.3.1基础的中心距离及高度的误差小于8mm。4.3.2预埋螺栓中心线的误差应小于2mrn，预埋螺栓要确保垂直，各螺栓预埋后露出地面距离要符合厂家要求，误差应小于5mm。4.3.3预埋螺栓应采用热镀锌件。4.4 本体及操动机构安装4.4.1 SF6断路器的安装应在无风沙、无雨雪的天气下进行；灭弧室检查组装时，空气相对湿度应80%，并采取防尘、防潮措施。4.4.2SF6断路器本体的组装，应符合下列要求：a) 按制造厂的部件编号和规定顺序进行组装，不可混装。所有的安装位置正确，并按制造厂规定要

33、求保持其应有的水平或垂直位置。断路器吊装见图3-2。b) 密封槽面应清洁、无划伤痕迹，已用过的密封垫（罔）不得使用，涂密封脂时，不得使其流人密封垫（圈）内侧而与SF6气体接触。c) 应按产品技术规定更换吸附剂。d) 应按产品的技术规定选用吊装器具、吊点及吊装程序。e) 密封部位的螺栓应使用力矩扳手紧固，其力矩值应符合产品的技术规定。4.4.3操动机构的安装，应符合下列要求：a) 操动机构的零部件应齐全，各转动部分应涂以适合当地气候条件的润滑脂。b) 电动机转向应正确。c) 各种接触器、继电器、微动开关、压力开关和辅助开关的动作应准确可靠、接点应接触良好，无烧损和锈蚀。d) 分、合闸线圈的铁芯应

34、动作灵活，无卡阻。e) 加热装置的绝缘及控制元件的绝缘应良好。4.5 抽真空、充SF6气体及检漏4.5.1到现场的SF6气体应具有出厂试验报告及合格证件。充注前应作微水含量及纯度检测，其值应符合下列要求：微水含量8uL/L，纯度99.80%。4.5.2充注设备及管路应清洁，气体充入前应按产品的技术规定对断路器内部进行真空处理（当断路器内部的预充SF。气体压力符合制造厂要求，且含水量检测合格时，可不抽真空而直接补气）。4.5.3充气过程应进行密度继电器的报警及闭锁接点的正确性检查，24h后进行检漏、微水含量及纯度测量。其值应符合下列要求：SF6气体年泄漏率1%，微水含量150uL/L，纯度99.

35、8%。4.6 本体及机构调整4.6.1按照产品说明书要求进行操动机构连接并进行检查和调整。4.6.2液压操动机构调整的工艺要求：油箱内部应洁净，液压油的标号应符合产品的技术规定。液压油应洁净无杂质，油位指示应正确；连接管路应清洁，连接处应密封良好，且牢固可靠；液压操动机构进行预充压力和压力开关各个接点压力值（合闸闭锁、分闸闭锁、重合闸闭锁、启泵、停泵和压力异常等）检查正确。4.6.3气动操动机构调整的工艺要求：空气压缩系统和管道密封泄漏检查正常，凝水位置合适并放水正常；压缩气体压力开关各个接点压力值（合闸闭锁、分闸闭锁、重合闸闭锁、启泵、停泵等）检查正确，安全阀动作正常。4.6.4弹簧操动机构

36、调整的工艺要求：弹簧操动机构储能正常、指示清晰、缓冲装置可靠。4.7 二次接线4.7.1按产品电气控制回路图检查厂方接线正确性和可靠性，完成现场二次回路接线。4.7.2按设计图纸进行电缆接线并核对回路设计与使用产品的符合性，验证回路接线的可靠性。4.8 电气操作试验4.8.1分、合闸动作电压测量，动作时间特性测量。4.8.2电气控制回路检查，SF6气体压力报警和闭锁，操作闭锁，防跳试验、非全相试验、分合闸位置指示正确。4.8.3主导电回路电阻测量。4.8.4在联合操动前，断路器内必须充有额定压力的SF6气体。4.8.5操作试验：操作灵活可靠、无卡阻现象；分合指示正确；操作性能满足要求；液压操动

37、机构和气动操动机构在各个操作过程压力消耗符合产品要求；辅助开关动作正确可靠。4.9 设备接地设备与主地网的连接必须可靠，应有两根与主地网不同地点连接的接地引下线；接至设备上的接地线，应用热镀锌螺栓连接。4.10 质量检验按照Q/CSG 10017.2-2007llOkV500kV送变电工程质量检验及评定标准第2部分：变电电气安装工程中Q/CSG表3.0.1、表3.0.2、表3.3.2-1、表3.3.2-2的规定执行。5 成品图示支柱式断路器见网3-3、图3-4；罐式断路器见图3-5、图3-6。第四章 互感器(TA、TV、CVT)安装1 适用范围本章适用于变电工程35kV及以上TA(CT)、TV

38、(PT)、CVT安装2 主要引用标准GBJl47电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GB50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准3 工艺流程互感器安装工艺流程见图4-1。施工准备开箱检查设备安装附件、接地安装质量检验图4-1互感器安装工艺流程4 主要工艺流程质量控制要点4.1 施工准备4.1.1技术准备：根据设计图纸、制造厂装配图、安装使用说明书，结合工程具体情况，编写施工技术措施并进行技术交底。4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人（含厂家现场技术人员）、安全负责人、安装、试验人员、吊车操作人员等。4.1.3机具准备：起重工具、升降车、专用工具等。4.1.4现场布置：确定设备吊装

39、前的堆放场地、吊车位置等。4.1.5基础检查：a) 根据施工图纸核对土建基础应符合要求，主要检查相距、三相基础高低差应满足设计和产品技术文件的要求。b) 根据施工图纸核对设备支架应符合要求，主要检查螺栓孔距、杆头板应平整、有无变形、歪斜、不水平现象，标高偏差应满足设计和产品技术文件的要求。4.2 开箱检查4.2.1开箱前应先检查包装应完好，开箱时正确使用工具，避免损伤设备。4.2.2开箱检查应以装箱清单、技术协议为依据。a) 所有元件、附件、备件及专用工器具齐全。b) 出厂证件及技术资料齐全。c) 设备及附件、备品备件应无损伤、变形、锈蚀等明显缺陷。d) 瓷件应无裂纹、破损，瓷套与铁法兰间的粘

40、合应牢固，法兰泄水孔应通畅。e) 组合单元应经试验合格，底座绝缘应良好。f) 检查电容式电压覃感器接线盒内接线应完好。g) 安全装置应完整无损。4.3 设备安装4.3.1吊装时利用厂家指定的吊点吊装，若无吊点时，加工专用吊环进行吊装。不得利用瓷裙起吊，并不得碰伤瓷套。互感器吊装见图4-2。4.3.2油浸式互感器安装面应水平；并列安装的应排列整齐，同一组互感器的极性方向应一致。4.3.3电容式电压互感器必须根据产品成套供应的组件编号进行安装，不得互换。各组件连接处的接触面应除去氧化层，并涂以电力复合脂。阻尼器装于室外时，应有防雨措施。4.3.4具有吸湿器的互感器，其吸湿剂应干燥，油封油位应正常。

41、4.3.5互感器的呼吸孔的塞子带有垫片时，应将垫片取下。4.4 附件、接地安装4.4.1具有均压环的瓦感器，均压环应安装牢旧、水、F，且方向正确。具有保护间隙的，应按制造厂规定调好距离。均压环应安装牢刚、平整，检查无划痕、毛刺。4.4.2电容分压器安装，相邻节连接法兰处用软铜线连通。4.4.3电容式电压互感器二次接线工艺美观，接线正确。4.4.4设备接地符合设计及产品技术文件要求。4.4.5接地线要求工艺美观、朝向一致、标识正确。4.5 质量检验按照Q/CSG 10017.2-2007llOkV500kV送变电工程质量检验及评定标准第2部分：变电电气安装工程中Q/CSG表3.2.2-1、表3.

42、2.2-2、表3.3.9-1、表3.3.9-2的规定执行。5 成品图示110kV电流互感器见图4-3；220kV电流互感器见图4-4；5OOkV电流互感器见图4-5。第五章 避雷器安装1 适用范围本章适用于变电工程5OOkV及以下的普通阀式、磁吹阀式避雷器、金属氧化物避雷器的安装。2 主要引用标准GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GBJ 147 电气装置安装工程高压电器施工及验收规范3 工艺流程避雷器安装工艺流程见图5-l。施工准备开箱检查及现场保管设备安装设备调整、紧固及检查设备接地质量检验图5-1 避雷器安装工艺流程4 主要工艺流程质量控制要点4.1 施工准备4.1.1技

43、术准备：施工技术交底、产品说明书、试验合格证明书、出厂试图验报告齐全，编写施工技术措施并进行技术交底。4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人、试验负责人，安全、质量负责人，安装、试验人员到位。4.1.3机具准备：吊车、汽车、高空作业车、组合工具等。4.1.4设备支架（土建）的检查，要求标高、垂直度、顶而水平度、相间轴线偏差符合规定，螺孔尺寸应符合设备安装孔的尺寸。4.2 开箱检查及现场保管4.2.1开箱检查：备品、备件、产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件齐全；外观完好，附件齐全，瓷件无破损，防爆片无损坏、裂纹，无渗漏现象。4.2.2现场保管：符合厂家规定要求，室外存放时应有

44、防水等保护措施。4.3 设备安装4.3.1避雷器吊装应选择满足相应设备的钢丝绳或吊带以及卸扣；吊装过程中用缆绳稳定，防止倾斜。4.3.2避雷器组装时，其各节位置应符合产品出厂标志的编号，不得互换，法兰间连接可靠（部分产品法兰间有连接线），连接处的金属接触表面，应除去氧化膜及油漆，并涂一层电力复合脂。4.3.3安装时二次接线线盒或铭牌的朝向应符合设计要求并朝向一致。4.4 设备调整、紧固及检查避雷器安装而应水平，并列安装的避雷器三相中心应在同一直线上，铭牌应于易于观察的同一侧；避雷器应安装垂直；金属氧化物避雷器的排气通道应通畅，排出的气体不致引起相间或对地闪络，并不得喷及其他电气设备。4.5 连

45、线及附件安装4.5.1避雷器在线监测装置（放电计数器）安装见图5-2。a)装置检查、试验合格，密封良好动作可靠。b)装置与避雷器连接导体扁钢超过lrn应设置绝缘支柱支撑，过长的硬母线连接应采取预防“热胀冷缩”应力的措施。4.5.2均压环应在吊装最后一节或上段瓷柱时，在地面安装牢固，平整，不得歪斜。检查均压环无划痕、碰撞产生的毛刺，寒冷地区均压环应有滴水孔。4.6 设备接地4. 6.1避雷器安装用支架接地应按设计要求，有阿点与接地网可靠连接，即接地部位一处与接地网可靠接地，另一处为辅助接地（集中接地装置）。4.6.2放电计数器底座接地要牢固可靠。4.7 质量检验按照Q/CSG 10017.2-2

46、007llOkV500kV送变电工程质量检验及评定标准第2部分：变电电气安装工程中Q/CSG表3.2.1、表1.2 3、表4.1.3.2、表4.2.2的规定执行。5 成品图示500kV避雷器见图5-3、图5-4。第六章 隔离开关安装1 适用范围本章适用于变电工程500kV及以下电压等级隔离开关安装。2 主要引用标准GB 8287-1 高压支柱绝缘子技术条件GB 50150电气装置安装工程电气设备交接试验标准GBJ 147 电气装置安装工程高压电器施工及验收规范3 工艺流程隔离开关安装工艺流程见图6-1。施工准备开箱检查本体安装操动机构安装调整设备接地、闭锁及试验质量检验图6-1隔离开关安装工艺流程4 主要工艺流程质量控制要点4.1 施工准备4.1.1技术准备：根据设计图纸及产品技术文件，针对设计特点及设备参数、性能，结合工程具体情况，