110kV方强农场变电站工程主变安装监理实施细则JL

1、110kV方强农场变电站工程 主变安装监理实施细则JZLB2变电站工程专业监理实施细则110kV方强农场变电站工程主变安装监理实施细则110kV方强农场变电站监理项目部 2013 年 3 月 批准： 年月日审核： 年月日编写： 年月日目 录一、编制目的3二、编制依据3三、工程概况3四、主变主体运输（如在监理范围内）4五、主变安装（工艺流程说明及主要质量控制要点）5（一）施工准备5（二）现场验收及保管6（三）本体就位于安装位置7（四）主变油处理7（五）附件的检查、试验、安装7（六）主变内部检查（旁站监理）10（七）抽真空检漏及真空注油11（八）热油循环12（九）主变静放12（十）电气交接试验13

2、六、主变安装应注意的事项16七、主变安装工程所涉及的强制性条文18（一）质量类18（二）安全类19一、 编制目的为了规范化、标准化地做好110kV方强农场变电站主变安装工程的监理工作，使监理工程师在工程监理的各阶段、各方面有章可循，能系统、有序、有效地做好各项工作，达到监理的各项控制目标，特制定本细则。二、 编制依据国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）国家电网安监2009664号输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程 Q/GDW2482008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电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB 501502006国

3、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201019号）电气装置安装工程质量检验及评定规程DL/T 5161.15161.172002国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）国家电网生技2012352号电气装置安装工程高压电气施工及验收规范GB50147-2010建设工程监理规范（GB50319-2012）、施工合同、供货合同以及技术协议设计文件、变压器厂家提供的出厂技术说明书及相关资料等 工程建设监理规划及创优实施细则（江苏省宏源电力建设监理有限公司）三、 工程概况主变压器是变电站主设备之一，本细则仅适用110kV方强农场变电站工程主变安装；主变终期规模为3*80M

4、VA，本期建设1*50MVA。本期变压器采用河北保定保菱变压器有限公司生产的型号为SZ11-50000/110kV的三相电力变压器。本次主变运输就位后现场保管应注意观察本体压力，做好检查记录。主变绝缘油由油罐车运至现场，经过取样合格后可直接注入主变本体。主变附件进场后根据实际进度需要及场地条件合理安排布置。工程主要施工工序流程:技术准备-工机具准备-施工材料的准备-人员组织-土建工程验收及基础的复核-设备开箱检查-主变结构组件安装-电气连接、元件试验-抽真空、注气主变-密封性检查-二次连接-接地连接-电气特性试验-验收。四、 主体运输（如在监理范围内）:1、严格审查运输单位编制和申报的“主变运

5、输方案措施”，其方案措施是否符合相关规定和制造商的相关要求。并敦促运输单位认真巡查运输路线，做好相应措施。2、监督运输过程。2.1在运输过程中（包括铁路、公路、船舶运输），变压器主体倾斜度：长轴方向不大于15，短轴方向不大于10。在高速公路上，最大时速40km；在一级路面运输时，每小时不超过25km；在二级路面上运输每小时不超过15km；在一般路面上（未铺平的公路）运输时每小时不超过5km。2.2主变运输必须安装冲击记录仪，分别记录：行进方向（纵向）、横向、垂直方向的重力加速度（以g表示）。当各个方向的重力加速度均1g时，说明运输的全过程正常。当任一方向的重力加速度1g至3g之间时，说明运输过

6、程中发生过一般性冲撞。如果任一方向的重力加速度3g时，则认为在运输过程中发生过事故。若主体在运输车上有较大位移和处于事故状态，应对问题及时拍照与汇报。由运输部门与保险公司联系取证，让有关部门领导研究解决。3、见证就位结果，会签交接手续主变运至现场卸货时要在平地上进行，牵引地面要可靠并垫上导向板，主体牵引须挂在专用拉板上。运到指定位置后（由安装单位负责指定），由建设、监理、安装、运输方共同见证冲击记录仪及主变本体预充压力，并留下记录，会签运输与安装单位的交接手续。现场监理应检查的内容与要求检查内容要求检查本体冲击记录仪任何方面记录必须小于3G，并会签检查记录。检查本体外观无碰撞和擦痕、油漆无脱落

7、、无渗油现象。检查本体充气压力不得低于0.02MPa，否则应补至0.020.03MPa。核对铭牌、检查附件铭牌是否正确、资料是否齐全、附件是否有缺少与损坏。五、主变安装（工艺流程说明及主要质量控制要点）升高座及套管安装现场验收及保管本体就位于安装位置主变油处理附件检查、试验残油试验充干燥空气升高座和套管的检查、试验管道附件清点检查预组装储油柜安装胶囊检漏、清洗油枕检查冷却器检查试验安装内部检查施工准备补充注油真空注油热油循环其它附件及二次管线安装整体密封试验电气交接试验质量验收主变安装移至运行位置主变施工流程图（一）施工准备1、安装准备工作1.1参与安装单位技术交底，会签交底记录。专业监理工程

8、师应敦促安装单位组织“主变安装方案”全员交底，交底应邀请厂代参加。同时，参与交底会议，会签交底记录。1.2检查安装单位安装前所需工具、设备、辅助材料的准备情况。1.3检查安装单位安装前作业现场安全设置、文明施工设施布置状况是否符合相关要求和强制性条文规定。（二）现场验收及保管1、验收组织。在业主物资代表组织下，监理、厂代、安装单位代表等共同对运抵现场的物资按照厂方提供的装箱单进行开箱检验。2、检验内容。2.1清点零部件是否齐全，在运输途中是否有损坏现象发生。2.2检查管道、散热器、油枕等附件的焊接部位是否完好，外表防腐油漆是否有脱落情况。2.3检查变压器在运输途中是否受潮。可检查本体运输途中压

9、力记录和观察到场后压力表指示判断（充氮运输应保持10kPa的压力）。2.4检查变压器内部是否移位。通过冲击记录仪器所反映的数据来判断。2.5对用油罐运到现场的绝缘油进行验收。2.5.1检查发运时的试验记录。2.5.2检查运油罐的密封情况是否良好。2.5.3进行油的击穿电压、介损、含水、色谱分析的检测试验。2.5.4用体积核算绝缘油的重量是否短缺。发现问题，应及时与供油单位联系，协商解决办法。3、保管要求。对易损件，易丢件应分门别类放好，以防丢失或损坏。变压器运抵现场，一般情况下应马上开始安装工作，如果因某些原因不能马上开始安装则必须采取如下措施：3.1首先要检查油箱、充氮附件中的氮气压力。通常

10、为正压，如果压力为零，产品可能受潮，须进一步检查验证。3.2充氮储存。主变本体油箱内氮气应保持在2030kPa的正压，并每天检查记录一次箱内氮气压力。当压力低于10kPa时，应补加氮气（补充氮气纯度为99.99%以上，露点必须不低于-40）。3.3化验箱底残油，如果残油U45kV，含水量30ppm，箱内氮气压力为正压时，可充氮储存2个月，否则不能充氮储存，则应采用充油储存方式。3.4注油储存。注油储存要安装上储油柜及其联管、吸湿器，并首先排氮。注油前应将箱底残油放净，残油经处理合格后仍可注入油箱中。（三）本体就位于安装位置由运输单位依据安装单位指定位置，将主变本体牵引至安装位置。注意：应确保变

11、压器方向的正确。（四）主变油处理本站主变油是厂商提供的合格油，无须现场处理。为此，安装单位应指派专人至厂方，对准备发往现场的油进行见证取样送检，并全程陪同与跟踪油的运送。其品质必须符合以下标准，否则不予接收。主变油品质标准项目耐压（kV）含水量（ppm）含气量（%）介损（tg%）（90）色谱分析油中颗粒100mL中大于2m的颗粒标准601010.3%（种子油）不含乙炔2000个（五）附件的检查、试验、安装附件的安装程序原则上：先进行汇控柜、无载调压控制箱及箱挂式散热器的组装、吊装；再进行套管升高座及套管、中性点套管、无载调压开关吊装；然后吊装中压与低压套管升高座，主油枕及开关油枕，进行管道阀门

12、配装，安装固定电缆槽盒，敷设连接电缆。1、升高座和套管的检查、试验、安装1.1、打开包装，检查升高座表面有无损伤。（注意小心操作以免损伤套管）1.2、将升高座下部的盖板拆下，进行升高座绝缘、极性、变比测量。1.3、在安装套管时要非常小心，避免磕碰，避免油污染外绝缘套以防套管损坏。1.4、每台主变配备了高、中、低、中性点升高座及套管，套管安装时，应搭设脚手架或工作台，具体高度根据现场实际情况确定1.5、套管吊装前，仔细检查有无损伤。应先排干运输筒中的主变油，再拆除应力锥的外包装铁筒。中压套管需使用链条葫芦，先缓慢升起套管，操作链条葫芦，通过量角器，使套管与水平面成图纸上要求的角度，接着进行穿杆工

13、作，然后缓慢将套管边调整边插入升高座里面，等套管进入恰当位置，由厂家现场指导负责完成内引线的连接，然后缓慢进行落位和穿杆的紧固。1.6、在装配地面上打开套管的包装箱。a、安装前要用干净的抹布将套管表面用丙酮擦拭干净。b、如果套管尾部有保护筒时，安装套管前应拆下保护筒。c、检查套管上的吊环是否把牢，如不牢需用扳手将其把牢。d、对于高压套管的安装，套管吊具固定在瓷套上部1/4左右，将软吊带的两端分别通过套管吊具固定在套管法兰的吊环上，另一端挂在吊钩上。将套管慢慢起立，去掉套管尾部保护筒，继续上升直至使套管垂直于地面1.7、内部引线的连接内部引线连接前操作人员无须从人孔进入油箱内，仅需从手孔和观察孔

14、接线即可，但网侧套管和阀侧套管接线时需采用特殊螺栓防止螺栓掉入油箱（螺栓可在套管插套上拧着）2、冷却器检查、试验、安装每台换主变配备若干组散热器，散热器出厂编号应该与主变安装图纸上的安装号一致。2.1冷却器检查、试验冷却器等组件要用合格的热变压器油彻底冲洗，洗掉其内部经运输和贮存期间残留的老化油。其目的在于：防止油的质量得不到保证，使变压器器身受到污染。2.2冷却器安装冷却器的安装参见冷却器联管配装图纸。3、储油柜安装（包括油枕检查和胶囊检漏、清洗）储油柜及联气管的安装应按照厂商提供的联气管装配图进行（储油柜的胶囊需要在现场安装）。带气囊式储油柜应注意气囊的检查，防止气囊有破损现象发生。储油柜

15、吊装时一定要缓慢上升，并打好晃绳，设专人监护。3.1储油柜运输许多情况下由于运输的原因要拆下储油柜。运输前储油柜必须完全干燥，充氮并且用临时发兰密封并在中间放密封垫。3.2装配前的准备工作装配前要检查储油柜是否在运输过程中内部进了潮气，因此要打开人孔。储油柜要干净干燥，内部的漆不允许损坏。需要时储油柜要彻底清理。内部的漆有损坏要进行修补。如果受潮用热空气或热变压器油除去内部的湿气。3.3装配一般在套管或其它部件准备注油安装之前安装储油柜。这样可以保证装配工作结束之后马上把变压器注满油，没有延误。原则上从变压器通向继电器再通向储油柜的联管必须保证约3%的倾斜度，这样可以避免气体继电器在油中生成气

16、体时不误动作。连管要支撑住不能震动。联管和附件到导电体的距离必须符合图纸给定的最小距离。储油柜按尺寸图固定在支架上。3.4 联气管和配件的安装3.4.1运输联管是以预制件的形式提供，内部涂耐油漆。拆下的管件要放在干净干燥的地方，开口用塑料帽或临时法兰封住，特殊情况下充氮气。3.4.2装配前的准备工作配管前，将同一台所有的管道、阀门集中起来，检查在运输途中是否有损坏现象，管道、阀门里面是否有锈蚀、是否受潮或有脏物现象存在（如果受潮用热的变压器油冲洗联管内部），以及油漆是否完整，否则应该先处理再进行安装。3.4.3装配联管法兰的连接装配工作应按照厂商提供的尺寸图或联管图纸进行。一般情况下厂家在管道

17、上作了标记，应对照配管图，对号配管。例如：如果一个法兰有标记数字6，在需要配合的联管法兰上也打着数字6。通向储油柜的联管在通向储油柜或下一个放气点的方向上必须有约3%的斜坡。冷却器的联管必须在最高点有放气装置。注意：连接法兰处，紧固螺栓用力应适度、均匀，按厂家力矩要求紧固，并注意里面的橡皮圈是否垫正。要保证：联管无应力、支撑无震动。同时，注意：联管到导电体的安全距离要足够大。如果有例外管子需要焊接，必须无油。管子两端必须敞开防止火灾发生。焊接要在指定的地方进行，火苗不能对那里造成损害，灭火器要时刻放在附近。镀锌的表面焊接前应用砂纸砂出金属光泽，被焊接损坏的内表漆必须用耐油的清漆修补。涂漆在运输

18、和安装期间表漆的损伤是不可避免的。装配工作结束后，所有损坏的地方涂上他们本来的颜色。4、主变二次管线安装二次线部分在厂内已预装完毕，并做好了标记。因此，现场应对照生产厂家所提供的资料、图纸，组装好电缆槽盒、压力释放器和气体继电器（气体继电器箭头方向必须指向油枕）， 并保证与说明书一致的倾斜度。（六）主变内部检查（旁站监理）需制造厂专业人员从箱壁人孔处进入油箱中的两侧进行内检。内检程序如下：1、主变本体破氮对于主体充氮的主变，首先应进行抽真空注入干燥空气排氮，当油箱内空气压力接近大气压时，便可进行内部检查。（抽真空注入干燥空气方法如下：用抽真空方法，使油箱内真空度达到100Pa以下，再连续抽真空

19、2h后停止抽真空，然后注入露点为-40的干燥空气的。）2、箱盖和侧壁上的大法兰开盖处要进行适当遮挡，防止灰尘落入箱中。3、检查人员进入油箱中进行检查。内检要求如下:3.1油箱中的含氧量应大于18%，内检时要一直吹入干燥空气，直至内检完封盖为止，吹入流量可以维持0.2 m/min左右。3.2内检过程中使用的灯具必须有保护罩，不准在箱内更换灯泡，移动灯具和其它工具使用时应注意不要损伤器身绝缘。3.3检查时，不允许将梯子搭在引线上；对于包有绝缘的引线不允许弯折、位移。3.4检查人员的衣、鞋、帽必须清洁（最好穿带无扣衣服），不允许带除工具以外的其它物件。所用工具要有严格登记、清点制度，严防遗忘在油箱中

20、。3.5器身暴露在空气中的允许时间（从放油开始起至抽真空时止）。空气相对湿度在65%以下时不超过16h（最好向油箱中吹入干燥空气）；空气相对湿度65%时不允许内检。3.6内检内容3.6.1首先拆除油箱上氮气监视装置。3.6.2所有紧固件（金属和非金属）是否有松动（引线纸板夹持件、铜管夹持处、夹件上梁、两端横梁、铁轭拉带、垫脚、开关支架等处螺栓）。如有松动或脱落，应当复位、拧紧。3.6.3调压引线、网侧首头、阀侧出线装置的夹持、捆绑、支撑和绝缘包扎是否良好，如有移位、倾斜、松散等情况应当复位固定、重新包扎。3.6.4开关的传动、接触是否良好（检查方式见开关使用说明书）。如出现倾斜、位移的故障应查

21、明原因予以解决。3.6.5如器身出现位移时应检查其他绝缘是否有损伤；引线与套管、开关与操动杆的正常安装位置有无影响，有关电气距离能否保证。如不能保证与箱盖上部定位装置的正常安装位置，应拆箱盖后复位。3.6.6用2500V和500V摇表分别检测铁心与夹件的对地绝缘是否良好；铁心是否一点可靠接地。标准如下：铁心对地绝缘出厂值的70%（2500V摇表）夹件对地绝缘出厂值的70%（500V摇表）3.6.7检查完毕后，清除油箱中的残油、污物。4、由建设、监理、厂检、安装单位相关代表会签内检结果。（七）抽真空检漏及真空注油抽真空检漏及真空注油应在无雨、无雾且湿度不大天气下进行。1、抽真空检漏主变直流套管安

22、装完后，应立即抽真空，从油箱顶部抽真空阀门处连接真空管至真空泵。1.1检查真空泵、真空管路、变压器各处阀门状态及各密封面，确认无误后启动真空机组，待真空机组运转正常后打开真空机组的真空阀门，开始对变压器本体、冷却器及开关进行抽真空注意：吸湿器在真空注油结束后安装！抽真空的最初1小时：当主体内残压降到20kPa时，应停泵进行检漏，无漏点后再继续抽真空至残压100Pa，且保持36小时以上（从真空达到100Pa后开始计时），才可开始真空注油。1.2在抽真空过程中，真空度上升缓慢或压力泄漏大于13.5Pa/30min时，说明可能有泄漏，应检查有关管路和变压器上各组件安装部位的密封处，若发现渗漏要及时处

23、理，检查渗漏位置的参考方法为：详细倾听联结处是否有吱吱进气的声音，有声音处即渗漏部位。2、真空注油当真空度和抽真空的时间达到要求后，从油箱底部进油阀注入主变开始真空注油（此时真空泵继续抽真空）。2.1真空注油前，应将油经高真空滤油机进行脱水、脱气和过滤处理，其油指标应达到：击穿电压60kV、含水量10ppm、含气量1%、介损tg%（90）0.3%、色谱分析不含乙炔。2.2注油速度应控制在6000升/h，油温控制在655，注油至储油柜油位表40位置停止注油，继续抽真空2小时以上，用干燥空气或氮气解除真空，进入热油循环程序。（八）热油循环为消除安装过程中器身绝缘表面的受潮，必须进行热油循环。注意：

24、如果待冷却器安装结束后，再进行热油循环。应关闭冷却器框架上部的蝶阀，将下部冷却框架其中一个蝶阀打开，减少变压器散热面积。当环境温度较低时，应该对本体采取保温或加热措施。1、油箱中油温度维持在（5060），达到此温度后循环时间要同时不少于下述两条规定：（1）热油循环时间不少于48h。（2）总循环油量达到主变油量的3倍/通过滤油机的每小时油量（h）。2、热油循环时间上必须符合48h规定外，其结果的标志是油质在循环结束时，取样化验满足如下规定的标准：击穿电压60kV（标准油杯试验）、含水量10PPm、含气量1%、介损tg%（90）0.3%、5um的颗粒度小于3000个/100ml，其它性能符合有关标

25、准。否则仍应继续热油循环，直至达到以上规定的标准为止。（九）主变静放产品静放72小时以上，静置过程中打开套管、升高座、冷却器及联管、联气管、开关等上部的放气塞进行放气，待油溢出时关闭塞子。（十）电气交接试验交接试验项目应按IEC标准及合同、双方技术协议规定进行，原则上必须满足直流主站高压直流电气设备交接试验规程要求。1、测量绕组的绝缘电阻R60、吸收比R60/R15和介损tg。测量应在天气良好的情况下进行（被试品和环境的温度高于5低于50，空气相对湿度小于80%）。开始测量前，应将被试线圈接地进行放电，至少5min。测量兆欧表选择、测量参数值应满足下列规定：1.1检测各线圈之间及线圈对地之间绝

26、缘电阻R60 应出厂值的70%，且折算到20时，对于500kV级主变其绝对值应不小于1000M（采用5000V摇表）。1.2吸收比R60/R15应出厂值的70%且不低于1.3。吸收比不进行温度折算，当R60绝对值很大，而吸收比1.3时，要进行综合分析，不能简单的分析受潮。（采用5000V摇表）。1.3铁心对地绝缘应出厂值的70%（采用2500V摇表）。1.4夹件对地绝缘应出厂值的70%（采用500V摇表）。1.5介质损耗tg应出厂值的130%（同温下比对）。测量tg使用高压西林电桥或其它专用测量仪器，应根据测量要求选择合适接线方式。例如测量绕组连同套管的tg，只能用反接法；而测量套管的tg，则

27、应用正接法。2、绕组电阻测量测量直流电阻应在所有分接位置上进行。要求相间误差（取三个测量值中最大的一个）不大于三相平均值的2%。不同温度下绕组电阻实测值Rt折算至75下的换算公式如下：R75（T+t）=Rt（T+75） 式中 R75环境温度为75时直流电阻值（）， Rt环境温度为t时直流电阻值（）， T导线材料温度系数，铜为235， t绕组环境温度（）。不同分接之间的直流电阻差值对判断分接开关的接触情况有所帮助。因此，测出各分接位置的直流电阻后应计算出它们的差值。差值波动范围应在允许误差内，否则应重新测量。3、变压比测量变压比允许偏差：对于额定分接位置应0.5%，其它分接位置应1%，并与出厂值

28、比较无明显差别。4、空载试验在主变电源侧接入试验电压，从零伏渐渐上升至额定电压，保持30min，此时测量空载损耗和空载电流，其值与出厂值比较应无明显差异。5、控制回路检测二次线路安装完毕后，对主变冷却系统和控制回路进行检测。通电后若风机能投入运行，则认为控制回路正常。6、局部放电量测量其放电量实测参数必须满足技术协议及规程规范要求。7、空载冲击合闸试验（试运行时进行）空载冲击合闸电压为系统额定电压，宜于高压侧投入、合闸次数最多为5次，该项试验是考验主变冲击合闸时产生的励磁涌流是否会使继电保护产生误动作。在冲击试验时，第一次合闸后，带电时间宜30min，以便听换变内部有无异常声音，并观察是否有其

29、它不正常现象。为了听清声音，在油温不超过75的条件下，允许不开冷却器的风扇和油泵。第二次合闸后，每次间隔时间可缩短为（510）min。在合闸阶段（包括第一次），如果电压值一次达到系统最高工作电压时，可不再进行冲击合闸试验，视为合格。假如冲击合闸5次均未出现最大值时，也视为合格。冲击试验断路器合闸时，三相同步时差应小于0.01s。中性点接地系统的主变进行冲击合闸试验时，中性点必须接地。六、主变安装应注意的事项1、附件存贮注意事项附件应干燥、密闭保存，如果存放在户外，要有适当的覆盖。不得将附件暴露在恶劣的天气下。2、防止绝缘件吸潮2.1变压器运输时主体内已充满氮气。在安装期间要做好以下防止绝缘件吸

30、潮的工作：2.1.1当打开主体安装套管和连接内部引线时，最好要使用干燥空气发生器向主体内打入干燥空气（见下图）。2.1.2如果一天内套管的安装和内部引线的连接工作不能完成，需封好各盖板后对变压器抽真空至100Pa以下并连续抽真空，直至第二天工作时方可解除真空，解除真空最好使用干燥空气发生器向主体吹入干燥空气。2.2变压器内部安装时只允许打开人孔。空气相对湿度在80%以下时器身暴露空气时间不得超过8小时。2.3 变压器套管的安装和内部引线的连接不得在空气相对湿度80%以上天气进行。3、变压器油油操作必须避免雨天进行（应在晴天且相对湿度65%以下），且必须使用耐油软管，以确保质量。4、变压器内部装

31、配注意事项为了人身及产品安全，变压器内部安装时必须遵守以下规则：4.1只有厂家工作人员方可进入油箱内，且人孔外应有专人看护。4.2使用单板手而不能使用可调节板手。且，软绳的一端系住板手，另一端系在操作者的手腕上，以防板手丢落在油箱内。4.3不得将螺丝、螺母、抹布等非产品件丢在油箱内。4.4不得将不必要的工具和其它物品带入油箱。4.5操作者要穿着整洁的工作服进入油箱。4.6尽量避免操作者的汗水滴落在油箱内。4.7通过记录工具、材料的数目等方法避免安装工作完成后将工具、材料遗留在油箱内。4.8在油箱内作业过程中使用的灯具必须有保护罩，不准在箱内更换灯泡、移动灯具，工具使用时注意不要损伤器身绝缘。5

32、、变压器安装注意事项变压器就位于地基之后，应拆卸那些运输时起保护作用的装置。如：压力表、阀门盖板等。拆卸上述装置时要小心谨慎，以免工具或螺钉落入油箱内。高压侧首头引线和中压侧引线与套管连接时要用特殊螺栓（螺栓把装在套管座套上），防止引线装配时螺栓掉入油箱。套管安装前，要认真测量好高压侧和中压低侧的套管插入深度（对照图纸，其深度误差应在允许范围内），必要时作相应的调整，并认真做好记录，阀侧套管要对应升高座并有记录。6、密封圈安装注意事项6.1安装密封圈应注意以下几点：6.1.1保持密封圈表面清洁。6.1.2安装密封圈前，密封圈安装部位的表面要用抹布粘丙酮除去油污和其它杂质，保持表面清洁，然后涂上

33、凡士林油。6.1.3紧固螺栓应均匀紧固。对于没有密封圈槽的密封面，密封圈应紧固至大约2/3密封圈的厚度，保证两个法兰严实合缝。6.2对存放的密封圈应注意不受损伤，不能让油或其它杂质粘在密封圈表面。此外，不要用重物压在密封圈上。6.3用于运输的密封圈如果没有损坏，可以继续使用。7、安装位置的标记为了很方便地安装到位，配对的标志标记在法兰的侧面。七、主变安装工程所涉及的强制性条文（一）质量类主变压器系统设备安装工程强制性条文执行计划表工程编号工 程 项 目 名 称责任单位强制性条文执行编号单位工程子单位工程分部工程分 项 工 程施工单位监理单位建设单位1主变压器系统设备安装1.11#主变压器系统设

34、备安装1.11#主变压器三相安装1主变压器本体安装表6.1.2、表6.4.2、 表6.6.22主变压器检查表4.2.24主变压器注油及密封试验表4.2.25主变压器整体检查表4.2.2、表6.1.221#主变压器系统附属设备安装1避雷器安装表6.6.22控制柜及端子箱安装表6.1.24管型母线安装表4.3.210主变压器带电试运行表6.1.2 变电站设备接地强制性条文执行记录表强制性条文内容 执行内容执行情况相关资料电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-20063.1.1 电气装置的下列金属部分，均应接地或接零：电机、变压器、电器、携带式或移动式用电器具等的金属底座和外壳；接地

35、检查接地检查记录编号：2 电气设备的传动装置；接地检查接地检查记录编号：3 屋内外配电装置的金属或钢筋混凝土构架以及靠近带电部分的金属遮栏和金属门；接地检查接地检查记录编号：4 配电、控制、保护用的屏（柜、箱）及操作台等的金属框架和底座；接地检查接地检查记录编号：5 交直流电力电缆的接头盒、终端头和膨胀器的金属外壳和可触及的电缆金属护层和穿线的钢管。穿线的钢管之间或钢管和电器设备之间有金属软管过渡的，应保证金属软管段接地畅通；接地检查检查记录编号：6 电缆桥架、支架和井架；接地检查接地检查记录编号：7 装有避雷线的电力线路杆塔；接地检查接地检查记录编号：8 装在配电线路杆上的电力设备；接地检查

36、接地检查记录编号：9 在非沥青地面的居民区内，不接地、消弧线圈接地和高电阻接地系统中无避雷线的架空电力线路的金属杆塔和钢筋混凝土杆塔。接地检查接地检查记录编号：10 承载电气设备的构架和金属外壳；接地检查接地检查记录编号：12 气体绝缘全封闭组合电器（GIS）的外壳接地端子和箱式变电站的金属箱体；接地检查接地检查记录编号：13 电热设备的金属外壳；接地检查接地检查记录编号：14 铠装控制电缆的金属护层；接地检查接地检查记录编号：15 互感器二次绕组。接地检查接地检查记录编号：表6.4.2 重要设备和设备架构接地施工强制性条文执行记录表强制性条文内容 执行内容执行情况相关资料电气装置安装工程接地

37、装置施工及验收规范GB50169-20063.3.5 每个电气装置的接地应以单独的接地线与接地汇流排或接地干线相连接。严禁在一个接地线中串接几个需要接地的电气装置。重要设备和设备构架应有两根与主地网不同地点连接的接地引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定及机械强度的要求，连接引线应便于定期进行检查测试。连接方式接地检查记录编号：表6.6.2 电气装置本体接地施工强制性条文执行记录表强制性条文内容 执行内容执行情况相关资料电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-20063.3.12 发电厂、变电所电气装置下列部位应专门敷设接地线直接与接地体或接地母线连接：2 高压配电装置的金属外壳；连接方式接地检查记录编号：3 110KV及以上钢筋混凝土构件支座上电气设备金属外壳；连接方式接地检查