变电工程施工工艺示范手册

变压器安装施工工艺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。施工流程施工准备施工流程图见图1-1.施工准备安装前检查和试验绝缘油处理合格排油或解除保管气压安装前检查和试验绝缘油处理合格排油或解除保管气压附件安装附件安装内部检查和接线内部检查和接线抽真空处理抽真空处理真空注油真空注油破真气、排气破真气、排气热油循环热油循环电缆与二次接线电缆与二次接线现场检查与试验现场检查与试验质量验收质量验收图1-1施工流程图工艺流程说明机主要质量控制要点施工准备现场布置：包括变压器油过滤及真空处理设施、附件和吊车等。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0.01~0.03Mpa，750kV变压器充气运输的气体保管压力应保持为0.02~0.03Mpa，气体的露点应低于-40℃）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）。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。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。变压器油品质要求。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、tanδ等参数必须满足产品技术要求和合同技术要求。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；tanδ≤0.5%（90℃时）。到货大罐油应每罐取样，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1151~10072~52101~200106~203201~4001521~504401~及以上20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）≥40≥50≥60≥70变压器油含水量（uL/L）≤15≤15≤10≤8Tanδ（%）（90≤0.5≤0.5≤0.5≤0.5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≥50≥60≥70变压器油含水量（uL/L）≤15≤15≤108变压器油含水量（%）≤1≤0.5Tanδ（%）（90≤0.5≤0.5≤0.5≤0.5安装前检查和试验需要吊芯或吊罩进行变压器芯部检查的具体要求参见GBJ148—1990.气体继电器和温度计送交检验。套管TA检查试验（变比、极性和排列）。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。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。储油柜检查（气囊和隔膜式按照产品说明书进行）。压力释放装置检查和试验。铁芯和夹件绝缘及接地检查(按照产品要求进行)。1.3.4附件安装基本要求。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。冷却器起吊方式平衡，接口阀门密封、开启位置应预先检查。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.图1-2变压器TA升高座吊装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。图1-3变压器套管吊装专用工具 图1-4变压器套管吊装（一）图1-5变压器套管吊装（二）储油柜安装确认方向正确并进行为之复核。连接管道安装，内部清洁，连接面或连接接头可靠。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。温度计安装毛细管应固定可靠和美观。所有螺栓紧固应符合产品说明书要求。1.3.5内部检查和接线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。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0.02～0.03Mpa，以确保本体内维持干燥。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。有载调压开关按照产品说明书要求进行检查和试验。1.3.6抽真空处理和真空注油基本要求：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2～3处接口同时抽真空。真空泄漏检查符合产品说明书要求。真空残压要求:220～330kV,≤600Pa(目标值133Pa);500kV,≤133Pa(目标值13Pa);750kV,≤13Pa.维持真空残压的抽真空时间：220～330kV，不得少于8h，500kV,不得少于24h：750kV,不得少于48h。真空注油速率控制在6000L/h以下，一般为3000～5000L/h，真空注油过程维持规定残压。真空注油量和破真空方法一般有两种：①真空注油至离箱顶100～200㎜，持续抽真空要求的油位并进行各分离室注油；②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。变压器密封试验：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0.015～0.03MP（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。热油循环热油循环工艺应按照产品说明谁要求进行。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：热油循环前，应对油管抽真空，将油管中空气抽干净。对变压器本体及冷却器同时进行热油循环。热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的温度，应控制在65±5℃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。热油循环时间：220kV不少于48h，500kV及以上不少于72h，变压器油试验合格。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。电缆排列与二次接线电缆排列整齐、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.图1-6变压器消防感温线布置方式之一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。现场检查与试验仔细清洁变压器，检查无渗漏情况。按照产品的运行要求，检查各个阀门的位置正确。储油柜和充油套管由位正常。按照产品要求进行冷却系统的控制操作。电压调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。温度指示器指示、信号传输和整定正确。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。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。质量验收器身（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。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。具有施工图及变更设计的说明文件。具有备品、备件、专用工具及测试仪器清单。示例图片220、500kV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. 图1-7220KV变压器示例图1-8500KV变压器示例（一）图1-9500KV变压器示例（二）图1-10500KV并联电抗器示例图1-1135KV并联电抗器示例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》GB50150—1991《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》GBJ148—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规定》DL/T5161.1～2002《750kV变电所电气设备施工质量检验机评定规程》Q/GDW120—2005《750kV电力变压器、油侵电抗器、互感器施工及验收规范》Q/GDW122—2005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，落实罐式断路器、PAAS等组合电器可参照执行。施工流程施工准备施工流程图见图2-1.施工准备土建验收、基础复测土建验收、基础复测设备组装设备组装设备固定设备固定电缆敷设及二次接线管道连接及其他附件安装电缆敷设及二次接线管道连接及其他附件安装真空处理、充SF6气体真空处理、充SF6气体设备调整设备调整现场检查与试验现场检查与试验质量验收质量验收图2-1施工流程图工艺流程说明及主要质量要点施工准备现场布置：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。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。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。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。土建验收、基础复测户内、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。户内GIS应核对GIS室大门尺寸，保证产品可顺利进入。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。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。基础及预埋件接地符合设计要求。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㎜。安装基座检查：中心线误差≤±5㎜，水平误差≤±2㎜。室内的起吊设备应通过专项验收。设备本体组装设备本体组装注意事项。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。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。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.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（2）焊接的工艺要求：底座与预埋钢板（预埋钢板百度宜大于25mm2.3.6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，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150µL/L；其他气室气体含水量小于300µL/L，目标小于150µL/L。（8）设备内SF6气体漏气率应符合规范和产品技术要求。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、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20µL/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》GB50150-1991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》GB50150—1991《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002《750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规范》Q/GDW120—2005《750KV高压电器（GIS、隔离开关、避雷器）施工及验收规范》Q/GDW123—2005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气体充SF6气体机构调整机构调整电器和操作试验电器和操作试验质量验收质量验收图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，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≤8μɡ∕g酸度（以HF计）≤0.3μɡ∕g可水解氟化物（以HF计）≤1.0μɡ∕g矿物油≤10μɡ∕g纯度≥99.8%生物毒性试验无毒断路器气室气体含水量小于150µL/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》GB50150—1991《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL∕T5161.1~5161.17—2002《750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规程》Q∕GDW120—2005《750KV高压电器（GIS、隔离开关、避雷器）施工及验收规范》Q∕GDW123—2005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》GB50150—1991《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002《750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规范》Q/GDW120—2005《750KV高压电器（GIS、隔离开关、避雷器）施工及验收规范》Q/GDW123—2005 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。施工准备施工准备质量验收设备支架设备安装调整、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≤5.3.3设备安装（1）吊装应选择满足相应设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。（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。（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》GB50150-1991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《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—1990《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》GBJ148—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002《750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规范》Q/GDW120—2005《750KV变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》Q/GDW122—2005《750KV高压电器（GIS、隔离开关、避雷器）施工及验收规范》Q/GDW123—2005 第6章干式电抗器安装施工工艺6.1适用范围阻波器、高压干式限流电抗器和并联补偿电抗器安装。施工流程施工流程图见图施工准备施工准备质量验收基础复测设备支架安装支柱绝缘子安装接地安装现场检查和试验干式电抗器吊装阻波器吊装绝缘子串安装绝缘子、阻波器试验6.3工艺流程说明及主要质量控制要点6.3.1施工准备（1）现场布置：35KV干式电抗器较重，要合理布置电抗器存放位置和吊车位置。（2）技术准备：电抗器厂家说明书、试验报告、施工图纸、保管记录。（3）人员组织：安装负责人，技术负责人，安装、试验人员到位。（4）机具准备：吊车、汽车，吊装机具及金具等。6.3.2基础和支架安装（1）钢管支架应先进行基础轴线复测和基础杯底标高找平。基础杯底标高允许偏差:0~–10mm,柱轴线对行、列的定位轴线的偏移量≤5mm。（2）低抗用钢管支架加工时应按设计要求做好隔磁措施。（3）玻璃钢支架上下法兰的短接导体连接可靠。（4）混凝土支架施工时要做好混凝土钢筋的隔磁措施，防止电抗器漏磁在混凝土支架中形成环流，引起支架发热和损耗，具体的隔磁措施按设计的要求进行。（5）设备支架安装后的质量要求：标高偏差≤5mm，垂直度≤5mm,轴线偏差≤5mm，顶面水平度≤2mm，间距偏差≤5mm，参见图6-2。6.3.3绝缘子串安装（1）绝缘子安装前，必须通过耐压试验，安装前应进行检查，瓷件、法兰应完整无裂纹，胶合处填料完整，结合牢固。（2）绝缘子串组装：联合金具的螺栓、销钉及锁紧销等必须符合现行国家标准；绝缘子串的球头挂环、碗头挂板及锁紧销等应相互匹配；弹簧销应有足够弹性，闭口销必须分开，并不得有折断或裂纹，严禁用线材代替。（3）均压环、屏蔽环等保护金具应安装牢固，位置应正确，寒冷地区均压环应有滴水孔。绝缘子串吊装前应清擦干净。6.3.4支柱绝缘子安装（1）支柱绝缘子应进行检查，瓷件法兰应完整无裂纹，胶合处填料完整，结合牢固。支柱绝缘子叠装时，中心线应一致，固定应牢固，紧固件应齐全。（2）根据支架标高和支柱绝缘子长度综合考虑，使支柱绝缘子标高误差在5mm以内。6.3.5干式电抗器安装（1）电抗器垂直安装时，各相线中心应一致。（2）电抗器和支承式安装的阻波器主线圈，其重量应均匀地分配于所有支柱绝缘子上，参见图6-3。找平时，允许支柱绝缘子底座下放置钢垫片，但应固定牢靠。（3）电抗器上、下重叠安装时，应按照产品说明书要求进行安装。（4）悬式阻波器主线圈吊装时其轴线宜对地垂直。（5）电抗器设备接线端子的方向必须与施工图纸方向一致。6.3.6接地施工（1）电抗器支柱的底座均应接地，接地宜采用铜排，支柱的接地线不应成闭合环路，同时不得与地网形成闭合回路，一般采用单开口或多开口等电位连接后接地（参见图6-4和图6-5）。（2）磁能回路内不应有导体闭合回路。6.3.7试验按照《电气装置安装工程电气设备交接试验》GB50150—1991标准进行。6.3.8（1）产品说明书、试验报告、合格证件、安装检验、评定记录。（2）施工图及变更设计的说明文件。（3）备品、备件、专用工具及测试仪器清单。（4）外观检查支柱应完整、无裂纹，线圈应无变形;线圈外部的绝缘漆应完好；支柱绝缘子的接地应良好；混凝土支柱的螺栓应拧紧；油漆应完整；阻波器内的电容器和避雷器外观应完整，连接良好，固定可靠。6.4主要引用标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—1990《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002《750KV变电所电气设备施工质量检验及评定规范》Q/GDW120—2005《750KV高压电器（GIS、隔离开关、避雷器）施工及验收规范》Q/GDW123—2005第七章电容器组安装施工工艺7.1适用范围无功补偿电容器组安装。7.2施工流程施工流程见图质量验收质量验收施工准备电容器支架安装设备安装一次连线现场检查与试验设备检查和试验7.3工艺流程说明及主要质量控制要点7.3.1施工准备（1）现场布置：包括电容器支架、电容器和附属设备等。（2）技术准备：厂家说明书、试验报告、施工图纸。（3）人员组织：技术负责人，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，吊装机具，专用工具和专用材料（产品附带）等。7.3.2电容器检查核试验（1）应在正式安装前，对电容器进行外观检查。确保交付安装的电容器外观无破损、锈蚀和变形。（2）电容器试验按照产品要求进行。7.3.3电容器支架安装（参见图7-2）（1）金属构件无明显变形、锈蚀。（2）绝缘子无破损，金属法兰无锈蚀。（3）支架安装水平度≤3㎜／m；支架立柱间距误差≤5㎜。（4）支架连接螺栓紧固应符合产品说明书要求。构件垫片不得多于1片，厚度不大于3㎜。7.3.4电容器组和辅助设备安装（1）电容器组安装前应根据单个电容器容量的实测值，进行三相电容器组的配对，确保三相容量差值≤5％。各台电容器铭牌、编号应在通道侧，顺序符合设计，相色完整。电容器外壳与固定电位连接应牢固可靠。（2）熔断器安装排列整齐，倾斜角度符合产品要求，指示器位置正确。（3）放电线圈瓷套无损伤，相色正确，接线牢固美观。（4）接地开关操作灵活。（5）避雷器在线监测仪接线正确。（6）电容器组一次连线应符合设计与设备要求。7.3.5现场检查与试验（1）仔细清洁电容器组，检查无渗漏情况。（2）按照产品的运行要求，检查各熔断器和指示器的位置正确。（3）各个接地部位可靠，主要包括电容器组（含附属设备）、网门等，接地点数量符合设计要求，接地标示清晰。（4）电气试验按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991进行，试验结果必须与产品试验报告进行比对。7.3.6质量验收（1）安装检验、评定记录、电气试验报告、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。（2）施工图及变更设计的说明文件。（3）备品、备件、专用工具及测试仪器清单。7.4主要引用标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002第8章串补安装施工工艺8.1适用范围串联无功补偿装置安装。8.2施工流程图施工准备施工准备基础复测串补平台地面组装平台支柱绝缘子组装、吊装串布平台吊装斜拉绝缘子安装、紧固设备安装电气试验质量验收8.3工艺流程说明及主要质量控制要点8.3.1施工准备（1）现场布置：合理布置现场，包括平台、设备、附件和吊车位置等。（2）技术准备：厂家说明书、实验报告，施工图纸、作业指导书、试验方案。（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、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（产品附件）等。8.3.2（1）基础应取得合格的验收资料，并清除基础的淤泥杂物、清洗基础；基础必须达到设计强度，回填土夯实完成。（2）对串补场地所有基础的标高、尺寸、预埋的地脚螺栓的位置、平面位置等进行全面复测，并检查地脚螺栓的丝扣是否损坏。（3）在每个混凝土基础上安装支持绝缘子底板，用水准仪校核支承结构和预埋件的标高及平面位置，并在支承结构上画出中心线，调整各底板的高度，在同一水平面上。（4）基础支撑面的质量标准：基础中心线对定位轴线位置的允许偏差≤5mm；支柱绝缘子的基准点标高允许偏差为-3.0~+3.0mm。（5）地脚螺栓质量标准：地脚螺栓中心偏移≤2.0mm；地脚螺栓露出长度偏差为0~+20.0mm；地脚螺栓螺纹长度偏差≤20.0mm.8.3.3平台支柱绝缘子组装、吊装（1）测量每节瓷瓶的长度并根据基础实测标高进行选配，以减少安装后的高度误差。（2）支柱绝缘子用临时螺栓紧固。吊装完后，测量各组支柱绝缘子顶部标高应在同一水平面上，其误差不得超标，调整好垂直度后更换掉支柱绝缘子临时螺栓并固定。8.3.4串补平台地面组装（1）组装前应选好组装场地，考虑组装点、吊装点、吊车位置。（2）组装过程严格按照安装图进行核对。（3）安装时可把平台设备的一些支持件也一并安装。8.3.5串补平台吊装（1）平台起吊前，选好起吊点，平台四个方向拉好缆风绳。对平台试吊进行平衡调整，确认平台处于基本水平时正式起吊。（2）起吊一定高度时，可安装上节斜拉绝缘子。平台球头和球窝对接过程要缓慢，并对各支柱绝缘子接触点进行观察、调整。平台球头基本进入球窝时，可进行安装和调整斜拉绝缘子。8.3.6平台斜拉绝缘子调整、坚固（1）调整斜拉绝缘子使支持绝缘子尽可能保持垂直，检查绝缘子的预拉力符合产品说明书要求。（2）所有金具连接、轴销、开口销及螺栓坚固符合产品说明书要求。8.3.7设备安装（1）平台稳定后才能对平台上的设备进行安装。（2）平台上电容器的组装和安装、MOV安装、火花间隙、阻尼电抗电阻等设备以及管母和设备联线等符合产品说明书和设计图纸要求。（3）按照设计图纸进行旁通断路器的安装和导体连接。8.3.8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》GB50150—1991，试验结果必须与产品试验报告进行比对。8.3.9（1）安装检验、评定记录，电气试验报告；制片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；施工图及变更设计的说明书。（2）备品、备件、专用工具及测试仪器清单。（3）绝缘平台稳定性检查，操作及连锁回路检查。8.5主要引用标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205—2001《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147—1990《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》GBJ148—1990《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002第9章软母线安装施工工艺9.1适用范围35KV及以上电压等级软母线安装9.2施工流程施工流程图见图跨距测量跨距测量绝缘子试验绝缘子串测量导线增长量计算母线安装导线下料导线压接金具握着力试验施工准备质量验收9.3工艺流程说明及主要质量控制要点9.3.1施工准备(1)现场布置：包括导线盘的布置、导线展放场及压接场布置等。（2）技术准备：金具材料合格证、施工图纸、作业指导书、导线耐张金具握着力试验报告。(3)人员组织：技术负责人，安装负责人，安全、质量负责人，安装人员。（4）机具及材料：导线压接机具、测量工具、敷设机具。9.3.2档距测量档距测量数据必须准确。一般采用标准钢卷尺进行实际测量、计算，扩建变电所临近带电应采用全站仪（双经纬仪）等仪器进行测量、计算。9.3.3（1）所有绝缘子外观、瓷质应完好无损，铸钢件应完好无锈蚀，合格证齐全。（2）绝缘子耐压试验合格。（3）绝缘子串组装：连接金具的螺栓、销钉等必须符合现行国家标准；绝缘子串的球头挂板等应互相匹配，碗头开口方向应一致；弹簧销应有足够弹性，闭口销必须分开，并不的有折断或裂纹，严禁用线材代替。（4）每一组绝缘子串长度应进行实物测量。9.3.4导线下料（1）导线外观应完好，凡有断股、严重腐蚀和明显损伤的不能用。（2）导线展放时应采取防止导线磨损的措施。（3）导线开断在待切处的两侧用细铁丝扎紧后用钢锯或型材切割机断线，导线断面应与轴线垂直。9.3.5导线压接（1）核对线夹规格、尺寸与导线规格、型号相符。（2）压接工艺按照SDJ226—1987《架空送电线路导线与避雷线液压施工工艺规程》标准执行。（3）压接模具规格必须与被压接管配套。（4）导线与线夹接触面均应切除氧化膜，用汽油或丙酮清洗，清洗长度不的小于压接长度的1.2倍，接触面涂电力复合脂，导线伸入线夹的压接长度达到规定要求。（5）扩径导线与线夹压接，应用相应芯棒将扩径导线中心所压接部分空隙填满，芯棒长度必须与铝管压接长度适应。（6）压接时线夹位置正确，不得歪斜，相邻两模间重叠大于5mm，压接后六角形对边尺寸为0.866D（D为压接管外径），最大对边尺寸超过0.866D+0.2时应更换钢模，压接后耐张线夹外观光滑、无裂纹、无扭曲变形。9.3.6母线敷设（1）敷设的原则是先高层后低层。（2）母线敷设应采用张力方式以防导线摩擦地面。牵引力不超过导线最大张力，牵引力方向满足施工说明要求。（3）宜采用平衡挂线方式，对最边缘轴线的梁柱外侧应打缆风绳，以防止母线安装时的牵引力影响构架。（4）牵引挂点位置适当以便于悬挂连接，牵引点应采取对绝缘子的保护措施。（5）紧线前清洁导线和绝缘子，绝缘子碗口应朝上，整个紧线过程导线不得与地面摩擦，均压屏蔽环不得摩擦与碰撞。9.3.7质量验收（1）安装检验、评定记录，握力实验报告；合格证件及安装图纸等技术文件；施工图纸及变更设计的说明文件。（2）母线弛度符合设计要求（允许误差+5%、-2.5%）,三相弛度一致。（3）螺栓、垫圈、弹簧垫圈、锁紧螺母等齐全和可靠。（4）电气距离符合设计要求，瓷件完好、清洁，间隙棒设置符合要求。9.4主要引用标准《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002《架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺规程》SDJ226—1987第10章管母线安装施工工艺10.1适用范围采用支柱绝缘子支撑或采用县式绝缘子串悬挂的铝合金管母线施工。10.2施工流程施工流程图见施工准备施工准备质量验收管母检查金具检查基础与支架焊丝检查绝缘子检查管母加工绝缘子组装管母吊装管母调整10.3工艺流程说明及主要质量控制要点10.3.1施工准备（1）现场布置：加工场地、焊接工作台、吊车等。（2）技术准备：施工图纸和作业指导书：管母、绝缘子、金具合格证件；焊接试件试验报告。（3）人员组织：施工负责人、技术负责人、安全和质量负责人，焊接和安装人员。（4）主要材料及器具：吊车、卷扬机、氩弧焊机、坡口机、角磨机、焊丝、校正平台、道木等。10.3.2基础与支架（1）对基础轴线和标高进行复测，轴线误差≤10mm，基础杯底误差为0～-10mm。（2）支架和管母钢梁安装后，再用水平仪测量，将支架高差控制在10mm内。（3）焊接试品试验：管母施焊前，必须先焊接测试件，按规范进行表面及断口检验、焊缝X光探伤、抗拉强度和直流电阻试验，铝合金管的抗拉强度必须大于产品标称值的60%（DL∕T754—200）。10.3.3开箱检查（1）管形母线和衬管检查：型号和材质必须符合设计要求，并有产品合格证；表面平直光洁，不得有裂纹和损伤；轴线弯曲挠度控制在规范要求之内（见表），不满足要求的，用校正平台校正。管母规格（mm）单位长度内的弯曲（mm/m）全长L内的弯曲（mm）直径150以下冷拔管<2.0<2.0xL直径150以下热挤压管<3.0<3.0xL直径150～250热挤压管<4.0<4.0xL（2）焊丝检查：焊丝选择必须与管母材质匹配，合格证件和试验报告齐全。（3）绝缘子检查：检查绝缘子应完整，无裂纹，胶合处填料应完整，结合牢固。（4）金具检查：规格和型号符合，合格证件齐全，表面应光洁、无毛刺。10.3.4管母加工（1）管母配料：管母接头必须避开管母固定金具和隔离开关静触头固定金具。（2）管母接头加工必须按照规范要求加工坡口；管母接头处应按照设计要求加装衬管；管母接头处应按照设计要求加工补强孔。10.3.5管母焊接（1）管母焊接可在现场选择一个平坦合适的场地搭设一个焊接工作台，管母支撑上平面用水平仪找平，误差控制在3mm之内。（2）焊接前，管母用校正平台逐根校直，挠度控制在规范要求之内。（3）对管母及焊丝进行清洗：先用棉纱头蘸丙酮将衬管、管母坡口和坡口两侧各50mm内的油污清洗干净（洗后不要用手去摸），晾干后除去氧化膜，直到露出金属光泽。（4）焊丝要求去除氧化层。清洗后应及时焊接，以免重新氧化。（5）焊接前对口应平直，其弯折偏移不大于2%，中心线偏移不大于0.5mm。管母对接间隙必须符合规范要求。（6）管母的焊接点应采取防风措施，衬管位于焊口中央，在补强孔定位焊接后，再于坡口处将管母及衬管焊接固定，焊接过程符合规范要求。（7）焊缝上部应有2～4mm的加强高度，焊缝应呈圆弧形，所有焊缝、焊点应平整、光滑，不应有毛刺、凹凸不平之处。（8）母线焊完未冷却前，不得移动或受力，若要翻动管母，必须对其两端和中间同时加力推动，避免焊缝受力过度。（9）管母内阻尼线安装符合设计要求。10.3.6管母预拱计算管母预拱值，如果计算值小于D∕4，现场可不进行预拱。10.3.7（1）支柱绝缘子安装根据支架标高和支柱绝缘子长度综合考虑，保证支柱绝缘子的轴线、垂直度和标高满足管母安装要求。（2）支撑管母的固定金具、滑动金具和伸缩金具位置符合设计要求。（3）悬式绝缘子串组装符合设计图纸和规范要求，测量绝缘子串长度，适当调节花兰螺丝，使每根管母的同型号的绝缘子串等长。10.3.8管母吊装（1）支撑管母吊装前先将安装好的支柱绝缘子找平，轴线调整至一直线，以免影响管母的美观。（2）悬挂管母吊装前先将绝缘子串进行组装。（3）管母应采用多点吊装，使其受力均匀，以提高吊装的精确度。（4）在地面安装好金具、封端球，注意封端球的滴水孔应向下。（5）当管母吊离地面时，再次清洁管母，并在各间隔管母的最低点附近（避开隔离开关静触头和焊接处）钻一个直径6mm的滴水孔。（6）起吊是必须时刻注意管母水平，管母起吊时上下高差不宜大于500mm。平稳吊到安装位置。10.3.9管母调整（1）支撑管母定位满足设计图纸的伸缩要求，支撑管母伸缩节。（2）悬挂管母应按照设计图纸跳线并进行周线和标高的调整。10.3.10质量验收（1）安装检验、评定记录，焊接试验报告；合格文件及安装图纸等技术文件；施工图及变更设计说明文件。（2）母线挠度符合规范设计要求（小于D/2,目标小于D/4）.（3）螺栓、垫圈、锁紧销、弹簧垫圈、锁紧螺母等应齐全和可靠。（4）电气距离符合要求，瓷件完好、清洁。10.5主要引用标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ147—1990《铝母线焊接技术规范》DL/T754—2001《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002第11章设备引线和连线安装施工工艺11.1适用范围35KV及以上电压等级设备引线和连接线安装。11.2施工流程施工流程图见图施工准备施工准备质量验收引线连线安装导线压接导线下料引线、连线测量11.3工艺流程说明及主要质量控制要点11.3.1施工准备（1）现场布置：导线展放场及压接场。（2）技术准备：导线金具合格证，施工图纸。（3）人员组织：安装负责人，安全质量负责人，安装人员。（4）机具及材料：压接机和钢模（所需的各种规格）、导线切割机、导线放线架、升降车等。11.3.2引线、设备连接线测量一般情况应采用实际导线进行逐根连接线的测量。11.3.3（1）展放导线过程不得将导线沿地面拖拉，应检查导线是否完好，凡有断股、严重腐蚀和明显损伤的不能使用。（2）导线开断应在切割处两端相距1cm的两侧用细铁丝扎紧，导线断面就与轴线垂直。11.3.4导线压接（1）核对线夹规格、尺寸与导线规格、型号相符。（2）压接工艺按照《架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺》SDJ226—1987的要求执行。（3）压接模具规格必须与被压接管配套。（4）导线与线夹接触面均应清除氧化膜，用汽油或丙酮清洗，清洗长度不少于压接长度的1.2倍，接触面涂电力复合脂，导线伸入线夹的压接长度达到规定要求。（5）扩径导线与线夹压接时，应用相应芯棒将扩径导线中心所压接部分空隙填满，芯棒长度必须与铝管压接长度对应。（6）压接时线夹位置正确，不得歪斜，相邻两模间重叠大于5mm，压接后六角形对边尺寸为0.866D，最大对边尺寸超过0.866D+0.2时应更换钢模，压接后耐张线夹外观光滑、无裂纹。（7）400mm²及以上的铝设备线夹压接，第一模就应控制住导线与铝管内的间隙，在可能出现冰冻的地区设备线夹导线朝上30º~90º安装时，应设置滴水孔。11.3.5引线、设备连接线安装（1）引线、设备连接线安装过程必须避免设备端子受到过大的应力。（2）引线、设备连接线连接螺栓坚固力距符合产品要求。(3)进行端子连接和附件检查。11.4主要引用标准《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149—1990《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~5161.17—2002《架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺规程》SDJ226—1987第12章接地装置安装施工工艺12.1适用范围镀锌扁钢接地线、裸铜绞线和铜排接地线施工。12.2施工流程施工流程图见图施工准备施工准备质量验收接地沟开挖垂直接地体安装设备接地安装隐蔽工程验收签证接地网试验刷接地标示漆接地沟土回填主接地网防腐主接地网敷设、焊接12.3工艺流程说明及主要质量控制要点12.3.1施工准备（1）技术准备：熟悉施工图纸和设计对接地网施工技术要求，熟悉接地网施工规范。（2）材料准备：根据设计规格和型号，结合工程质量进行接地网用镀锌扁钢、角钢（或铜绞线、铜排、铜棒、铜包钢等）等材料准备；队到达现场材料的规格、质量、外观等进行必要的检查，同时必须具有出厂质保资料、镀锌质保资料等；焊接用的焊条、焊粉、助焊剂和热熔焊的热熔剂等辅助材料必须具有出厂合格证。（3）人员组织：技术人员、安全、质量负责人，焊工及安装人员。（4）机具准备：电焊机（或铜焊模具）、切割机、气焊、接地沟开挖用机械设备或工具等。12.3.2接地沟开挖（1）根据主接地网的设计图纸对主接地网敷设位置、网格大小进行放线。（2）按照设计要求或规范要求的接地深度进行接地沟开挖，深度按照设计或规范要求的最高标准为准，且留有一定的裕度。（3）接地沟宜按照规范要求的长度进行垂直接地体的加工。12.3.3垂直接地体加工（1）按照设计或规范的要求长度进行垂直接地体加工。（2）镀锌角钢作为垂直接地体时，其切割面在埋设前需进行防腐处理。（3）为了便于垂直接地体的安装，垂直接地体的下端部位应加工成锥形。（4）为了避免垂直接地体安装时，上部敲击部位损伤，宜在上端部敲击部位进行相应的加固。12.3.4垂直接地体的安装(1)按照设计图纸的位置安装垂直接地体。（2）为了便于垂直接地体与水平接地体搭接处的焊接，宜在垂直接地体未埋入接地沟之前在垂直接地体上焊接一段水平接地体，水平接地体必须预制成弧形或直角形与垂直接地体进行搭接。(3)铜棒、铜包钢垂直接地体与水平接地体焊接可靠。（4）垂直接地体上端的埋入深度必须满足设计和规范的要求，安装结束后在上端敲击部位进行防腐处理。(5)垂直接地体的间距应大于其长度的2倍，且不应小于5米。12.3.5主接地网敷设、焊接（1）主接地体埋入深度应符合设计规定，当设计无规定时，不宜小于0.6米。（2）主接地网的连接方式应符合设计要求，一般采用焊接（钢材采用电焊，铜排采用热熔焊），焊接必须牢固、无虚焊。（3）钢接地体的搭接应使用搭接焊，搭接长度和焊接方式应符合以下规定1）扁钢—扁钢：搭接长度扁钢为其宽度的2倍（且至少三个棱边焊接）。2）圆钢—圆钢：搭接长度圆钢为其直径的6倍（接触部位两边焊接）。3）扁钢—圆钢：搭接长度为圆钢直径的6倍（接触部位两边焊接）4）在“十”（4）裸铜绞线和铜排及钢焊接体的焊接采用热熔焊方法，热熔焊具体要求为1）对应焊接点模具规格必须正确并完好，焊接点导体和焊接模具必须清洁，尤其是重复使用的模具，其焊渣必须清理干净并保证模具完好。2）大接头焊接应预热模具，模具内热熔剂填充密实，点火过程安全防护可靠。3)焊头内导体映熔透，保证有足够的导电截面。4）铜焊接头表面光滑、无气泡，应用铜丝刷清除焊渣并涂刷防腐清漆。（5）避雷针（带）的接地满足上述要求外，还应满足以下条款。1）建筑物上的避雷带应设多根接地引下线，并设置断线卡，断线卡应设置保护措施。2)独立避雷针的接地装置与道路或建筑物的出入口等的距离应大于3m，小于3m时应采取均压措施。3)独立避雷针应设置独立的集中接地装置，有困难时接地装置可以与主接地网相连，但地下连接点至35KV及以下设备与地下主接地网连接点，沿接地体的长度不小于15m.(6)建筑物内的接地网可以采用暗敷的方式，在适当的位置留有接地端子。采用明敷方式时应同时满足以下要求：1）可以采取水平、垂直和沿墙面倾斜的敷设方式，直线段上不应高低起伏。2）沿墙敷设时与墙壁的间隙和高度应符合设计规范的要求。3)支持件间距：水平宜为0.5~1.5m;垂直宜为1.5~3.5m；转弯部分为0.3~0.5m.4）建筑物的伸缩缝和沉降缝处应设置补偿器，预制成弧形。12.3.7隐蔽工程验收及接地沟土回填（1）接地网的某一区域施工结束后。应及时进行回填土工作。在接地沟回填土前必须经过监理人员验收签证，合格后方可进行回填土工作，同时做好隐蔽工程记录。（2）回填土内不得夹有石块和建筑垃圾，外取的土壤不得有较强的腐蚀性，回填土应分层夯实。12.3.8设备接地安装（1）与设备连接的接地体应采取螺栓搭接，搭接面要求紧密，不得留有缝隙。（2）设备接地体应能使引上接地体横平竖直，工艺美观。（3）要求两点接地的设备，两根引上接地体应与不同网络的接地网或接地干线相连。（4）电气设备的接地应以单独的接地体与接地网相连，不得在一个接地引线上串接几个接地设备。（5）设备接地的高度、朝向应尽可能一致。（6）集中接地的引上线应作一定的标识，区别于主接地引上线。（7）高压配电间高、低压配电屏柜，静止补偿装置，设备和围栏等门的纹缝处应采取软铜线连接，保证接地的良好。12.3.9接地标识（1）全所黄绿接地漆的间隔宽度一致，顺序一致。（2）随着接地网规格的增大，接地漆的间隔宽度应作一定的调整。（3）明敷的接地长度很长时不宜全部进行接地标识。12.3.10试验（1）按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991进行工频接地电阻测试。（2）雨后不应立即进行工频接地电阻测试，测试的结果必须符合设计要求。如不满足需采取补偿措施。12.3.11质量验收（1）施工图和设计变更;安装及实验记录，隐蔽工程签证；材料质保料等。（2）材料规格和连接方式符合设计要求，接地可靠，防腐措施完好，标识齐全完好。12.4主要引用标准《电气装置安装工程接地装置验收及施工规范》GB50169—1992《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150—1991《电气安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1~161.17—2002第十三章户外照明施工工艺13.1适用范围户外照明安装。13.2施工流程施工流程图见图13-1施工准备施工准备基础浇注、预埋电缆敷设配电箱安装接线灯具安装及接线通电检查质量验收13.3工艺流程说明及主要质量控制要点.13.3.1施工准备（1）方式选择：为了便于维护检修，户外照明建议采用灯柱方式，而不建议采用构架高出挂设照明灯具的方式；装设的投光灯或高强光照明灯具应具备双面或多面照射的性能。（2）材料准备：对所需要的保护管、电缆、灯具、配线箱等材料的规格、型号、及数量进行统计，进行材料准备工作；材料到现场后应核对其型号、规格及数量；同时进行外观及绝缘性能的检查、灯具的防护等级应符合设计要求；材料应具备合格证明材料。（3）技术准备：熟悉施工图，施工规范；校核回路容量、电缆规格。（4）人员组织：技术人员，安全、质量负责人，安装人员。（5）机具准备：经纬仪、水准仪。电焊机、弯管机、水平尺、万用表及二次接线等工具。13.3.2基础浇筑、预埋（1）灯具宜采用螺栓固定，便于检修，可采用预埋螺栓或膨胀螺栓的方式。基础施工前应核对灯具的底座尺寸，底座的尺寸应能与基础相互配合。（2）基础浇筑时应将电缆管和底脚螺栓进行同步预埋，预埋管应位于基础中间位置且在灯柱的中间空隙位置，不影响灯柱安装。浇筑前需进行预埋管的预制，预埋管和预埋螺栓应采用热镀锌材料（3）基础浇筑时要确保基础和预埋螺栓的轴线，利用经纬仪进行定位。（4）基础浇筑时确保全所灯具的基础在同一平面，利用水准仪进行高度测量。同时为了避免土壤对灯具的腐蚀，应将基础的标高设置在+50.0~100.0mm.。13.3.3电缆敷设（1）根据灯具之间的连接关系，沿电缆走向敷设电缆管，电缆管的加工、预制、连接的施工应符合规范要求，接地可靠并做好反腐处理工作。（2）根据施工图纸和电缆管的敷设路径进行电缆敷设，电缆敷设应符合规范要求，进行控制箱（柜）的电缆绑扎应牢固，标识应清楚。13.3.4配电箱安装接线配电箱主要用于安装镇流器或进行各支路转接；一般情况建议取消配电箱，选用镇流器和灯具一体化的灯具；各支路的转接采用两两并接的方式，在灯柱内利用转接端子完成。13.3.5灯具安装和接线（1）灯具的安装应在基础养护期满后进行。（2）利