变电站安装施工工艺.doc

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1、第一章 变压器安装施工工艺1.1 适用范围变电工程的220kV及以上变压器安装，110kV变压器、35kV及以上油侵高压电抗器安装可参照执行。1.2 施工流程施工流程图见图1-1.1.3 工艺流程说明机主要质量控制要点1.3.1 施工准备（1） 现场布置：包括变压器油过滤及真空处理设施、附件和吊车等。（2） 技术准备：变压器试验合格证书，包括电气试验、附件试验和变压器油；变压器安装说明书；变压器安装作业指导书；施工图纸；变压器保管记录，包括充干燥气体保管压力（气体保管压力一般为0.010.03Mpa，750kV变压器充气运输的气体保管压力应保持为0.020.03Mpa，气体的露点应低于-40）

2、记录和运输过程冲击记录仪记录数据检查（三维冲击记录均必须小于3g）。（3） 人员组织：安装、试验负责人，技术负责人（含技术服务人员），安全、质量负责人，安装、实验人员。（4） 机具及材料：吊车、汽车，吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料（产品附带），抽真空和滤油设备等。1.3.2 变压器油品质要求。（1） 变压器本体油应取样进行简化分析、色谱分析，变压器油电气强度、微水、tan等参数必须满足产品技术要求和合同技术要求。（2） 到达现场的填充或补充变压器油均应有试验记录并取样进行简化分析，变压器油基本指标达到：电气强度40kV/2.5；微水20uL；tan0.5%（90时）。到货大罐油应

3、每罐取样，小桶油应按表1-1数量取样。表1-1 绝缘油取样数量每批油的桶数取样桶数每批油的桶数取样桶数115110072521012001062032014001521504401及以上20（3） 注入变压器的油符合表1-2的标准要求。表1-2 注入变压器的有标准变压器电压等级（kV）220330500750变压器油电气强度（kV）40506070变压器油含水量（uL/L）1515108Tan（%）（90）0.50.50.50.5（4） 施加电压器按变压器本体的油符合表1-3的标准要求。表1-3 施加电压前变压器的油标准变压器电压等级（kV）220330500750变压器油电气强度（kV）40

4、506070变压器油含水量（uL/L）1515108变压器油含水量（%）10.5Tan（%）（90）0.50.50.50.513.3. 安装前检查和试验（1） 需要吊芯或吊罩进行变压器芯部检查的具体要求参见GBJ1481990.（2） 气体继电器和温度计送交检验。（3） 套管TA检查试验（变比、极性和排列）。（4） 套管检查和清洁；电容套管的介损和电容量测量；部分低压套管的耐压试验。（5） 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冲洗（产品特别承诺并充干燥气体运输保管时可不进行），油泵和风扇电机检查试验。（6） 储油柜检查（气囊和隔膜式按照产品说明书进行）。（7） 压力释放装置检查

5、和试验。（8） 铁芯和夹件绝缘及接地检查(按照产品要求进行)。1.3.3 附件安装（1） 基本要求。安装附件需要变压器本体露空时，环境相对湿度必须小于80%，并适量补充干燥空气（露点应低于-40，内部含氧量大于18%），保持微正压，以维持本体干燥，通常每次只打开一处，并用塑料薄膜覆盖，连续露空时间不宜超过8h。（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） TA升高座安装时安装面必须平衡接触，采用平衡调节装置调整，参见图1-2.（4） 大型套管安装宜优先采用专用工具进行吊装，绑扎和调整角度方法必须可靠，参见图1-3图1-5图。（5） 储油柜安装确认方向正确并进行为之复核。

6、（6） 连接管道安装，内部清洁，连接面或连接接头可靠。（7） 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。（8） 温度计安装毛细管应固定可靠和美观。（9） 所有螺栓紧固应符合产品说明书要求。1.3.4 内部检查和接线（1） 产品提供现场技术服务情况下，内部检查和接线原则上由厂家技术服务人员按照产品说明书、合同和规范要求完成，或在厂家技术服务人员指导下完成。（2） 芯部露空时环境相对湿度必须小于80%，适量补充干燥空气（露点应低于-40，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），持续露空工作时间不宜超过8h，每天工作结束必须充干燥空气到

7、0.020.03Mpa，以确保本体内维持干燥。（3） 内部检查应有记录，内部接线必须按照产品说明书要求（螺栓紧固力矩和绝缘包裹等）进行。（4） 有载调压开关按照产品说明书要求进行检查和试验。1.3.5 抽真空处理和真空注油（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23处接口同时抽真空。（2） 真空泄漏检查符合产品说明书要求。（3） 真空残压要求:220330kV,600Pa(目标值133Pa);500

8、kV,133Pa(目标值13Pa);750kV,13Pa.（4） 维持真空残压的抽真空时间：220330kV，不得少于8h，500kV,不得少于24h：750kV,不得少于48h。（5） 真空注油速率控制在6000L/h以下，一般为30005000L/h，真空注油过程维持规定残压。（6） 真空注油量和破真空方法一般有两种： 真空注油至离箱顶100200，持续抽真空要求的油位并进行各分离室注油； 真空注油至储油柜接近当前的油温所要求的油位，停止抽真空，继续补充油到储油柜油位计指示当前油温所要求的油位，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。（7） 变

9、压器密封试验：通过变压器呼吸器接口冲入干燥气体进行变压器密封试验，充气压力为0.0150.03MP（按照产品要求执行），24h无渗漏，注意温度变化对充气压力的影响。1.3.6 热油循环（1） 热油循环工艺应按照产品说明谁要求进行。（2） 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：1) 热油循环前，应对油管抽真空，将油管中空气抽干净。2) 对变压器本体及冷却器同时进行热油循环。3) 热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度，应控制在655范围内。当环境温度全天平均低于10时，应对油箱采取保温措施。4) 热油循环时间：220kV不少于48h，500kV及以

10、上不少于72h，变压器油试验合格。5) 热油循环结束后，应关闭驻有阀门，开启变压器所有组件、附件及管路的放气阀们排气，当有油溢出时，立即关闭放气阀。1.3.7 电缆排列与二次接线（1） 电缆排列整齐、美观，固定于防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架形式，本体上消防感温线的排列要美观、可靠，参见图1-6.（2） 按照设计图纸和产品图纸进行二次接线，必须核对设计图纸、产品图纸与实际装置相符合。1.3.8 现场检查与试验（1） 仔细清洁变压器，检查无渗漏情况。（2） 按照产品的运行要求，检查各个阀门的位置正确。（3） 储油柜和充油套管由位正常。（4） 按照产品要求进行冷却系统的控制操作。（5） 电压调

11、压装置的可靠和指示正确，有载调压装置的操作实验和信号传输正确。（6） 温度指示器指示、信号传输和整定正确。（7） 每个接地部位可靠，主要包括：平衡线圈引出套管短接可靠并与接地网可靠接地；电容式套管末屏可靠接地；TA备用线圈短接可靠并接地。（8） 变压器全部电气试验合格；保护整定值符合规定；操作及联动试验正确。1.3.9 质量验收（1） 器身（内部）检查记录，真空干燥记录，安装检验、评定记录，电气试验报告齐全。（2） 制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。（3） 具有施工图及变更设计的说明文件。（4） 具有备品、备件、专用工具及测试仪器清单。1.4 示例图片220、50

12、0kV变压器示例见图1-7图1-9，500、35kV并联电抗器示例见图1-10和图1-11.1.5 主要引用标准 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB501501991 电气装置安装工程 电力变压器、油侵电抗器、互感器施工及验收规范GBJ1481990 电气装置安装工程质量检验及评定规定DL/T5161.12002 750kV变电所电气设备施工质量检验机评定规程Q/GDW1202005750kV电力变压器、油侵电抗器、互感器施工及验收规范Q/GDW1222005第二章 HGIS、GIS和封闭母线施工工艺2.1 适用范围 110kV及以上电压等级SF6气体绝缘HGIS、GIS和封闭母线安装

13、，落实罐式断路器、PAAS等组合电器可参照执行。2.2 施工流程施工流程图见图2-1.2.3 工艺流程说明及主要质量要点2.3.1 施工准备（1） 现场布置：合理布置现场，包括部件就位、部件组装场地和防护措施、吊车位置等。（2） 技术准备：厂家说明书，试验报告，保管记录，施工图纸，施工安装、调试记录表，施工技术交底等。（3） 人员组织：技术负责人（含技术服务人员），安装、试验负责人，安全、质量负责人，安装、试验人员。（4） 机具及材料：吊车、汽车、吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料（产品附带），真空注气设备、SF6气体微水测量仪、检漏仪和试验设备等。2.3.2 土建验收、基础复测（1

14、） 户内、户外土建工程已基本结束，交接验收、签证完毕，并符合GBJ147-1990电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范的规定。（2） 户内GIS应核对GIS室大门尺寸，保证产品可顺利进入。（3） 户内GIS应核对GIS分支母线伸向室外的预留孔洞的尺寸及位置，除了要保证分支母线伸向室外，同时还要保证分支母线安装程序的正常进行。（4） 根据制造厂技术资料的规定，对基础中心线进行复核。相间、相邻间隔之间，GIS与变压器及出线之间，GIS轴中心线误差应在允许的范围内。（5） 基础及预埋件接地符合设计要求。（6） 基础预埋件检查：预埋件中心线误差10，相邻误差5；预埋件水平误差10，相邻误差2。（7

15、） 安装基座检查：中心线误差5，水平误差2。（8） 室内的起吊设备应通过专项验收。2.3.3 设备本体组装（1） 设备本体组装注意事项。1) 部件装配应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度不小于80%的条件下进行，并根据产品严格采取防尘、防潮措施。2) 应按产品的技术规定选用吊装器具并合理使用吊点，不得损伤设备表面。3) 支架安装的平整度应符合产品技术要求；支架或底架与基础的水平高度调整宜采用产品提供的调整垫片，参见图2-2和图2-3.4）应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。5）使用的清洁济、润滑济、密封纸和擦拭材料必须符合产品的技术规定。6）GIS元件拼装前要用干净的抹布将外表面擦拭干

16、净。运输封堵端盖在安装时才允许松掉。7）各个气室预允压力检查必须符合产品技术要求。8）应对可见的触头连接、支撑绝缘件和盘式绝缘子进行检查，应清洁无损伤。（2）GIS法兰的连接的要求。1）法兰对接前应先对法兰面、密封槽及密封圈进行检查，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。密封面、密封圈用清洁无纤维裸露白布或不起毛的擦拭纸蘸无水酒精擦拭干净，参见图2-4。密封圈放入密封槽内，确认规格正确，然后在空气一侧均匀地涂密封济，并薄薄的均匀涂到气室外侧法兰上。涂完密封济应立即接口或盖封板，并注意不得使密封济流入密封圈内侧。2）法兰合拢前，应清洁母线筒，并做好施工记录。3）法兰连

17、接可采用吊车、液压千斤顶、链条葫芦等机具，预先采用导向装置对称地插入法兰孔中，法兰运动期间没有卡阻现象。对接过程测量法兰间隙均匀，参见图2-5。连接完毕相间对称地拧紧螺栓，所有螺栓的坚固均应使用力矩扳手，其力矩值应符合产品的技术规定。4）GIS元件拼装前，应用清洁无纤维裸露白布或不起毛的擦拭纸、吸尘器（尤其是内壁、对接面）清理干净；盆式绝缘子应清洁、完好。5）安装前，方可将元件的运输封端盖打开，应用塑料薄膜将开口处覆盖严密，以尽量减少灰尘、水汽的浸入。 （3）母线的安装。 1）厂家组装好的母线段，一般两端均有锥形运输罩，安装时也比较方便，先卸去端部的运输罩，用吊带从螺丝孔内伸出吊住母线筒，然后

18、起吊这个母线段，慢慢与已安装好的设备进行连接。母线对接上、法兰面接近合拢时，将吊带取出。装好一段后，再拆卸另一端的运输罩，仍按上述方法进行母线安装。 2）散装的母线段，可采用厂家提供的专用工具进行安装，参见图2-6。 3）母线安装时，应先检查表面及触指有无生锈、氧化物、划痕及凹凸不平处，如有，则采用砂纸将其处理干净平整，并用清洁无纤维裸露白布或不起毛的擦拭纸沾无水酒精洗浄触指内部，在触指上涂上薄薄的一层电力复合脂。如不立即安装，应先用塑料纸将其包好。安装时，将母线放在专用小车上，推进母线筒到刚好与触头座接触上，然后用母线插入工具，将母线完全推进触头座内，垂直母线采用专用工具安装。母线对接应通过

19、观察孔或其他方法进行检查和确认。2.3.4套管的吊装 （1）套管的吊装前应认真研究好吊装方案，一般宜采用专用工具和吊带进行起吊，以保护瓷套管不受损伤，参见图2-7和图2-8。 （2）吊装前应将套管清理干净，并将有关试验检查项目做完。起吊时，应防止一头在地面上出现拖动现象，必要时可采用链条葫芦辅助起吊。吊离地面后，卸下套管尾部的保护罩，必要时测量套管尾部长度，以保障套管插入深度，参见图2-9；清理套管时应基座内的盆式绝缘子和导电触头，然后将套管的触头对准母线筒上的触头座，移动套管支架，使其螺丝孔正对套管支座的螺孔，用螺栓固定，最后用力矩扳手坚固套管支座的螺栓，参见图2-10。2.3.5 设备固定

20、 罐式断路器、GIS、HGIS的固定一般在组装完成后进行，固定的方式有焊接和预埋螺栓两种方式。 （1）预埋螺栓的工艺要求:预埋螺栓中心线的误差不应大于2mm。全站同类型设备地脚螺栓露出长度一致，地脚螺栓上部采用热镀锌形式。 （2）焊接的工艺要求：底座与预埋钢板（预埋钢板百度宜大于25mm）的焊接应满足厂家要求，焊接面应饱满、均匀，参见图2-11。2.3.6真空处理、注SF6气体 （1）充注前，充气设备及管路应洁净、无水分、无油污；管路连接部分应无渗漏；吸附济的更换方式、时间应符合产品技术要求。 （2）气体充入前应按产品的技术规定对设备内部进行真空处理，真空残压及保持时间应符合产品要求；抽真空时

21、，应采用带有抽气逆止阀的真空泵，以防止突然停电或因误操作而引起破坏真空事故。 （3）真空泄漏检查方法应按产品说明书地要求进行。 （4）气室预充有SF6气体，且含水量检验合格时，可直接补气。 （5）SF6气体参数指标应符合表2-1要求。 （6）SF6气体在充注时应称重，保证达到产品所要求充入的SF6气体重量，以便确认SF6气体达到产品所要求每个气室的规定位置。 （7）现场测量SF6钢瓶气体含水量符合要求，设备内SF6气体的含水量应符合规范和产品技术要求。基本要求：断路器气室气体含水量小于150L/L；其他气室气体含水量小于300L/L，目标小于150L/L。 （8）设备内SF6气体漏气率应符合规

22、范和产品技术要求。基本要求：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，通常采用内部压力检测比对与包扎检漏相结合的方法，包扎检漏方法参见图2-12。2.3.7电缆排列与二次接线 （1）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形式。 （2）按照设计图纸和产品图纸进行二次接线，必须核对设计图纸、产品图纸与实际装置是否相符。2.3.8 设备调整 （1）断路器的操动机构。 1）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；电动机转向应正确；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，无损伤或锈蚀；分、

23、合闸线圈的铁心应动作灵活，无卡阻；控制元件的绝缘及加热装置的绝缘应良好。 2）辅助开关应安装牢固，防止因多次操作松动变位；辅助开关接点转换灵活、切换可靠、性能稳定；辅助开关与机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连接锁紧螺帽应拧紧，并采取防松措施。 3）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，油位指示应正常；连接管路应清洁，连接处应密封良好，且牢固可靠；补充的氮气必须采用高纯氮（微水含量小于20L/L），其预充压力应符合产品的技术规定；液压回路在额定油压时，外观检查应无渗油；机构在慢分、合时，工作缸活塞杆的运动应无卡阻

24、和跳动现象，其行程应符合产品的技术规定；微动开关、接触器的动作应准确可靠，接触良好；电接点压力表、安全阀应校验合格，压力释放阀动作应可靠，关闭严密；联动闭锁压力值应按产品的技术规定予以整定；防失压慢分装置就可靠。 4）弹簧操动机构调整的工艺要求：合闸弹簧储能完毕后，辅助开关应即将电动机电源切除；合闸完毕，辅助开关应将电动机电源接通；合闸弹簧储能后，牵引杆的下端或凸轮应与合闸锁扣可靠地锁住；分、合闸闭锁装置动作应灵活，复位应准确而迅速，并应扣合可靠；机构合闸后，应能可靠地保持在合闸位置；弹簧操动机构缓冲器的行程，应符合产品的技术规定。（2）隔离开关和接地开关调整工艺。 1）隔离开关和接地开关的操

25、动机构零部件应齐全，所有固定连接部件应坚固，转动部分应涂以适当地气候的润滑脂。 2）隔离开关和接地开关中的传动装置的安装和调整，应符合产品的技术要求；定位螺钉按产品的技术要求调整后，并应加以固定。 3）机构行程检查：将操作方式旋钮置于“手动操作”，用曲柄转动操动机构，使其在闭合位置，在机构上作手柄位置标记，然后反向旋转，直到断开位置，计数曲柄转数，应与厂家所提供数据相符。整个转动过程应无卡涩、无异常、力度均匀。 4）动静触头闭合深度的检查符合产品说明书要求。 5）电动操作：当二次接线完成，操动电源送入后，可进行电动操作。电动操作之前应检查驱动电机的转向。先用手柄转动操动机构到额定转数的一半，使

26、开关处于半合闸状态，抽出手柄，将操作方式置于“电动操作”位置，此时手柄应不再能插进去，用合闸命令检查电机转向及开关的动作是否正确，然后再进行“分”、“合”试操作。机构的分、合闸指示与设备的实际分、合闸位置相符。限位装置应准确可靠，到达分、合极限位置时，应可靠切除电源。辅助开关应安装牢固，并动作准确，接触良好；安装在室外时，应有防雨措施。6）闭锁检查：“就地、远方”，“电动、手动”等各种闭锁关系正确。7）检查接地开关的接地引下线应符合产品要求，连接牢固可靠。2.3.9现场检查与试验 1）断路器调整后的各项动作参数，应符合产品的技术规定 2）电气试验按照电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB

27、50150-1991进行。2.3.10质量验收 1）产品说明书、试验报告、合格证件。 2）安装检验、评定记录，调整试验记录。 3）施工图及变更设计的说明文件。 4）备品、备件、专用工具及测试仪器清单。 5）操作过程检查，闭锁及信号检查，记录数据复核，操作机构及操作回路检查，外观检查。2.4主要引用标准电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 501501991电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范GBJ 1471990电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T5161.15161.172002750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规范Q/GDW1202005750KV高压电器（GIS、

28、隔离开关、避雷器）施工及验收规范Q/GDW1232005第三章支柱式断路器安装施工工艺3.1适用范围220KV及以上电压等级支柱式SF6断路器安装3.2施工流程施工流程图见图3-1二次接线管道及附件安装施工准备本体安装基础支架充SF6气体机构调整电器和操作试验质量验收图3-1 施工流程图3.3工艺流程说明及主要质量控制要点3.3.1施工准备(1)技术准备：施工图纸，产品说明书及出厂试验报告，施工作业指导书，施工安装、调试记录表，施工技术交底等。 (2)人员组织：技术负责人（含技术服务人员），安装、试验负责人，安全、质量负责人，安装、实验人员。 (3)机具及材料：吊车、汽车、吊装机具（包括专用吊

29、具），专用工具和专用材料（产品附件），真空注气设备，SF6气体微水测试仪、检漏仪和试验设备等。 (4)产品开装检查和试验：按产品序号组合逐台就位，外观检查，本体SF6气体运输保管压力，均压电容电气试验等。3.3.2基础与支架 (1)基础中心线安装顶面水平误差：相间，10mm,本相，5mm；地脚螺栓预埋中心线误差2mm,地脚螺栓出基础顶面长度适当并一致。 (2)地脚螺栓支撑螺母与支架间宜有加厚垫片，地脚螺栓与基础平面宜有螺母和垫片固定。3.3.3本体安装 (1)所有部件的安装位置正确，并按制造厂规定要求保持其应有水平或垂直位置。 (2)极柱安装：通常采用直板法吊装，底部垫实，整个过程吊钩顺起立方

30、向走动，端部有缆绳保险，侧向有保护措施。 (3)断口吊装：应按产品的技术规定选用吊装器具、吊点及吊装过程；密封槽面应清洁，无划伤痕迹，已用过的密封垫（圈）不得使用；图密封脂时，不得使其流入密封垫(圈)内侧而与SF6砌体接触；应按产品的技术规定更换吸附剂；支柱与断口应对准耦合，均匀对称，紧固断口与支柱连接螺栓，紧固力矩符合产品要求。3.3.4 充SF6气体 (1)真空装置充气管道连接应清洁，抽真空达到产品要求的残压和抽真空时间（产品安装过程能维持SF6气体预充压力可以不抽空，由产品说明书确定）。（2）现场测量SF6钢瓶气体含水量符合要求，充气到额定压力，充气过程实施密度继电器报警、闭锁压力值检查

31、，24h后进行检漏和微水含量测量。推荐用塑料薄膜包扎密封面进行检漏。（3）断路器SF6气体符合表3-1要求。SF6气体的技术条件参 数指 标空气（N2+O2）0.05%四氟化碳0.05%水分8g酸度（以HF计）0.3g可水解氟化物（以HF计）1.0g矿物油10g纯度99.8%生物毒性试验无毒 断路器气室气体含水量小于150L/L，气室SF6气体年泄漏率小于1%。3.3.5 断路器调整（1）按照产品说明书要求进行机构连接并进行检查和调整，参见图3-7。（2）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；电动机转向应正确；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

32、正确可靠，接点应接触良好，无损伤或锈蚀；分、合闸线圈的铁芯应动作灵活，无卡阻；控制元件的绝缘及加热装置的绝缘应良好。（3）辅助开关应安装牢固，防止因多次操作松动变位；辅助开关接点转换灵活、切换可靠、性能稳定；辅助开关与机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并满足通电时间的要求。连接锁紧螺帽应拧紧，并采取放松措施。（4）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，油位指示应正常；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、停泵和压力正常等）检查正确；检查液压

33、油油位正常；液压系统和管道密封泄漏检查正常。（5）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。（6）弹簧操动机构调整的工艺要求：弹簧操动机构弹簧储能正常，指示清晰，缓冲装置可靠。3.3.6 二次接线（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。（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。3.3.7 电气试验和操作试验（1）分、合闸动作电压测量，动作时间特性测量。（2）电气控制回路

34、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，控制回路耐压试验，控制回路继电器检验和整定。（3）一次绝缘电阻测量，主导电回路电阻测量。（4）操作试验：操作可靠，指示正确；操作循环和操作性能满足要求；液压操动机构和气动操动机构在各个过程压力消耗符合产品要求。3.3.8 质量验收（1）产品说明书、试验报告、合格证件。（2）安装检验、评定记录、调整试验记录。（3）施工图及变更设计的说明文件。（4）备品、备件、专用工具及测试仪器清单。（5）操作过程检查，闭锁及信号检查，记录数据复核，操动机构及操作回路检查，外观检查。3.4 示例图片 220、500KV断路器示例见图

35、3.5 主要引用标准电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB501501991电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范GBJ 1471990电气装置安装工程质量检验及评定规程 DLT5161.15161.172002750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规程 QGDW1202005750KV高压电器 （GIS、隔离开关、避雷器）施工及验收规范QGDW1232005第四章 隔离开关安装施工工艺4.1 适用范围 220KV及以上电压等级隔离开关安装4.2 施工流程施工流程图见图4-1施工准备基础复测设备支架安装隔离开关安装现场检查和试验隔离开关调整质量验收4.3 工艺流程说明及主要质量控制要

36、点4.3.1 施工准备 （1）现场布置：合理布置现场，包括隔离开关附件和吊车位置等。 （2）技术资料：厂家说明书、试验报告、保管记录齐全。 （3）人员组织：技术负责人（含技术服务人员），安装、试验负责人，安全、质量负责人，安装、试验人员。 （4）机具及材料：吊车、汽车，吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料（产品附带）等。4.3.2 基础复测 （1）隔离开关的支架形式有多种类型，有钢管支架、角钢支架，与基础的连接方式有杯口形式和预埋螺栓形式。 （2）钢管支架基础杯底标准允许偏差：0 -10mm；柱轴线对行列的定位轴线的偏移量5mm. (3) 采用预埋螺栓与基础连接，地脚螺栓上部要求采用热

37、镀锌形式。预埋螺栓要求中心线的误差不应大于2mm。全所同类型隔离开关地脚螺栓露出长度一致。4.3.3设备支架安装 设备支架安装后的质量要求：标高偏差5mm，垂直度5mm，相间轴线偏差10mm，本相间距偏差5mm，顶面水平度2mm.4.3.4隔离开关安装 (1)隔离开关底座与设备支架安装应做到无垫片安装。（2）支柱绝缘子磁柱弯曲控制在规定范围内，磁柱与法兰结合面交和牢固，应涂以性能良好的硅类防水胶。(3)支柱绝缘子安装应垂直于底座平面且连接牢固；同一绝缘子柱的各绝缘子中心线应在同一垂直线上；同相各绝缘子柱的中心线应在同一垂直平面内。（4）隔离开关的各支柱绝缘子间应连接牢固；安装时可用金属垫片校正

38、其水平或垂直偏差，使触头相互对准，性能良好。（5）检查处理导电部分连接部件的接触面，用细砂纸清除氧化物，清除后涂以复合电力脂连接。（6）使用细砂纸处理动静出头接触面氧化物，清洁光滑后涂上薄层凡士林油。（7）均压环应安装牢固，平整，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。（8）隔离开关组装完毕，应用力矩扳手检查所有安装部位螺栓的力矩值符合产品的技术要求。4.3.5操动机构安装（1）操动机构应安装牢固，固定支架工艺美观。（2）操动机构轴线与底座轴线重合，偏差1mm，同一轴线上的操作机构安装位置应一致。4.3.6电缆排列与二次接线（1）电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，有条

39、件采用封闭桥架形式。（2）按照设计图纸和产品图纸进行二次接线，必须核对设计图纸、产品图纸和实际装置符合。4.3.7隔离开关调整（1）接地刀刃转轴上的扭力弹簧或其他拉伸式弹簧应调整到操作力矩最小，并加以固定。（2）隔离开关主刀、接地刀垂直连杆与隔离开关、机构间连接部分应紧固、垂直，焊接部位牢固、平整。（3）轴承、连杆及转臂等传动部件机械运动应顺滑，转动齿轮应咬合准确，操作轻便灵活。（4）定位螺钉应按产品的技术要求进行调整，并加以固定。（5）所有传动部位 应涂以适合当地气候条件的润滑脂。（6）电动操作前，应先进行多次手动分、合闸，机构应轻便、灵活，无卡涩，动作正常。（7）电动机的转向应正确，机构的

40、分、合闸指示应与设备的实际分、合闸位置相符。（8）电动操作时，机构动作应平稳，无卡阻、冲击异常声响等情况。4.3.8现场检查与试验 （1）电动机构、转动装置、辅助开关及加热闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠，位置指示正确。机构密封良好。 （2）分闸时，触头断口距离和打开角度应符合产品的技术规定。 （3）触头接触应紧密良好，插入深度符合产品技术要求；压接接线端子的螺栓紧固力矩值，符合规范标准。 （4）隔离开关分、合闸定位螺栓调整尺寸符合产品技术规定。 （5）安装、调整螺栓紧固达到力矩规范标准。 （6）油漆应应完整、相位标志正确，接地可靠，设备清洁。 （7）电气试验按照电气装置安装工程 电气设备交接

41、试验标准GB50150-1991进行。4.5主要引用标准 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB501501991电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范GBJ 1471990电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T5161.15161.172002750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规范Q/GDW1202005750KV高压电器（GIS、隔离开关、避雷器）施工及验收规范Q/GDW1232005第五章 TA、TV、CVT和避雷器安装施工工艺5.1 适用范围TA（CT）、TV（PT）、CVT、普通阀式和金属氧化锌避雷器的安装。5.2 施工流程施工流程图见图5-1。施工准备质量验收设备

42、支架设备安装调整、紧固、检查附件、接地安装电气试验5.3 工艺流程说明及主要质量控制要点5.3.1 施工准备（1）现场布置：设备吊装前的堆放场地、吊车位置等。（2）技术准备：产品说明书、试验合格证明书，出厂试验报告和施工图纸等。（3）开箱检查：外观完好、附件应齐全、瓷件无损伤、无渗漏现象。（4）人员组织：技术负责人（含技术服务人员），安装、试验负责人，安全、质量负责人，安装试验人员。（5）机具准备：吊车、汽车，吊装机具，组合工具。5.3.2 设备支架 设备支架安装后的质量要求：标高偏差5mm，垂直度5mm，相间轴线偏差10mm，顶面水平度2mmm。5.3.3 设备安装（1）吊装应选择满足相应设

43、备的钢丝绳或吊带以及卸扣，TA（CT）吊装时吊绳应固定在吊环上起吊，不得利用瓷裙起吊。吊装过程中用缆绳稳定，防止倾斜，参见图5-2和图5-3。（2）避雷器、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，法兰间连接可靠（部分产品法兰间有连接线，参见图5-4）。（3）安装时二次接线盒或名牌的朝向应符合设计要求并朝向一致。5.3.4 调整、坚固、检查（1）变压器安装面应水平，并列安装的避雷器三相中心应在同一直线上，名牌应位于易于观察的一侧；避雷器应安装垂直；避雷器压力释放口安装方向合理。（2）对电容式电压互感器具有保护间隙的，应根据出厂说明书要求检查并调整。（3）互感器安装面应水

44、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）油浸互感器应无泄漏，油位正常并指示清晰，绝缘油指标应符合规程和产品技术要求。（5）SF6气体绝缘互感器充注的SF6气体符合规程要求，充气过程检查密度继电器各触电动作值符合产品技术要求，SF6气体额定压力符合产品技术要求并指示清晰，气室气体含水量小于150uL/L，气室SF6气体年泄漏率小于1%。5.3.5附件安装、检查及接地（1）避雷器在线监测装置的安装、接地制作：在线监测装置检查、试验合格；在线监测装置与避雷器连接导体超过1M应设置绝缘支柱，过长的硬母线连接应采取预防“热胀冷缩”应力的措施；接地部分一处与接地网可靠接地，一处为辅助

45、接地（集中接地装置）。（2）各个接地部位可靠，主要包括：TA(CT)、TV(PT)、CVT本体与接地网两处可靠接地；电容式套管末屏可靠接地；TA(CT)备用备用线圈短接可靠接地，TV(PT)、CVT的N端应可靠接地，二次备用线圈一端应可靠接地。（3）均压环应安装牢固、平整，检查均压环无划痕、碰撞产生毛刺，寒冷地区均压环应有滴水孔。5.3.6电气试验 电气试验按照电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB 50150-1991进行，实验结果必须与产品试验报告进行对比。5.3.7质量验收 （1）开箱检查记录，安装检验、评定记录，电气试验报告。 （2）制造厂提供的产品说明书、实验记录、合格证件及安装图纸等技术文件。 （3）施工图及变更设计说明书。 （4）备品、备件、专用工具及检测仪器清单。5.5主要引用标准 电气装置安装工程