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 ..................................................................................................................... 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110～5OOkV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。
施工准备 设备开箱检查及附件试验 绝缘油处理 变压器内部检查 附件安装 抽真空及注油 热油循环 电缆排列及 二次接线 现场检查与试验 质量检验
图1-1变压器（高压电抗器）安装工艺流程
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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：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100～200kW，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0.01～0.03MPa，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封试验和清洗；对储油柜进行检查试验并对管路进行清洗。
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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 1 2～5 1 2 6～20 2l～50 3 4 51～100 101～200 7 10 201～400 401以上 15 20 4.3.3 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) 变压器油电气强度( kV) 变压器油含水量( mg/L) 油的介损ranc7(%)(90℃) 110 ≥40 ≤20 ≤0.5 220 ≥40 ≤15 ≤0.5 330 ≥50 ≤15 ≤0.5 500 ≥60 ≤10 ≤0.5 4.4 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
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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) 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。Ⅲ定支架应紧固，其裸露部分应无毛刺或尖角，焊接应良好。
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。
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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、蝶阀、支架、散热器及潜油泵等（注意油流继电器的指示方向正确），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) 在储油柜的集油室上，安装注路和排路，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
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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
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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100～200mm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。净油设备的出口温度不应低于(65±5)℃，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、220～330kV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，
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充气压0.015-0.03MPa，24h无渗漏。
4.7.8110～330kV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 10017.2-2007《llOkV～500kV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。
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第二章 HGIS、GIS和封闭母线安装
1 适用范围
本章适用于变电工程110～500kV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 设备开箱检查及现场保管 主体设备就位 母线、分支、 套管组装 其他附件安装及管道连接 抽真空、充气 电缆敷设及接线 电缆桥架等安装 设备调整及支架固定 设备接地 质量检验
图2-l HGIS、GIS和封闭母线安装工艺流程
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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’]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
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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，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，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。
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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。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。
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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。
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4.6.5充气24h后，现场测量断路器气室气体微水含量小于150}1L/IJ；其他气室气体微水含量小于300uL/L，方才符合要求。
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、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
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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 10017.2-2007《llOkV～500kV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。
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第三章 断路器安装
1 适用范围
本章适用于变电工程llO～5OOkV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。
施工准备 设备开箱检查及现场保管 断路器支架安装 本体及操动机构安装 抽真空、充SF6气体及检漏 本体及机构调整 二次接线 电气操作试验 设备接地 质量检验
图3-l SF6断路器安装工艺流程
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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。
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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。
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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≥99.8%。 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。
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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 10017.2-2007《llOkV—500kV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。
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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(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。
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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
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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。 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 10017.2-2007《llOkV～500kV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3.2.2-2、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。
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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，
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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
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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 10017.2-2007《llOkV～500kV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。
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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
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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，编写施工技术措施，对施工人员进行技术交底。 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：合理布置现场，包括隔离开关附件和吊车位置，保证吊车在安装过程中的有效活动范同。 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、技术西议为依据：
a) 装箱单齐全完整，到货设备、附件、备品备件和厂方资料与装箱单一致，核对设备型号规格与设计相符；
b) 镀锌支架无变形、损伤、锈蚀、锌层脱落等；
c) 绝缘子表面应清洁，无裂纹、破损、残留斑点等缺陷，瓷铁粘接部位应牢固，无松动、裂纹。绝缘子垂直度符合GB 8287-1《高压支柱绝缘子技术条件》的要求；
d) 设备无损伤变形和锈蚀，导电部分可挠连接无折损，接线端子表面镀银层完好。隔离开关底座的传动部分、导电部分、操动机构的零部件应齐全，底座传动部分应无卡涩，动作灵活。
4.3 本体安装（隔离开关组装见图6 2、图6-3、图6-4） 4.3.1安装前底座应按设计要求找平。 4.3.2按厂家编号组装绝缘子。
4.3.3支柱绝缘子安装应采用分节吊装。吊点、吊具及吊装方法满足产品技术文件要求，先将下支柱绝缘子安装在底座上，紧固螺栓，然后依次吊装紧固支柱绝缘子。
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4.3.4支柱绝缘子应垂直于底座平面，隔离开关三相之间水平误差满足设计及产品技术文件要求。
4.3.5吊装时，动触头固定件不许拆除，以防止动触头弹开发生事故。 4.3.6吊装时，应有防侧翻、倾倒的措施。 4.3.7高空安装作业应使用高空作业车。
4.3.8隔离开关相间距离的误差满足设计及产品技术文件要求。
4.3.9按照隔离开关厂家《安装使用说明书》的要求组装触头及导电部分。 4.3.10均压环应安装牢固、平整，无划痕、毛刺。结冰区均压环应设置排水孔。
4.4 操动机构安装
4.4.1机构的安装应符合设计图纸的要求，并按制造厂编号顺序安装。 4.4.2将隔离开关和操动机构置于对应位置，移动机构使机构转轴与隔离开关转轴成一垂直线，中心对准后，将机构固定，配装隔离开关与机构的连杆，调整并固定。
4.4.3检查隔离开关的分合情况，使操动机构的极限闭锁装置与隔离开关的实际位置相符，动作灵活可靠；传动齿轮应啮合准确，传动部分涂符合当地气候条件的润滑脂，操作轻便灵活。定位螺钉应按产品的技术规定要求进行凋整，并加以固定。
4.4.4操动机构应安装牢固，同一组隔离开关的操动机构安装位置应一致；电动操作前，应先进行多次手动分、合，机构应正常动作；电动机的转向应正确，机构的分合指示应与实际位置相符；机构动作应平稳，无卡涩、冲击等异常现象；限位装置应准确可靠，到达规定极限位置时，应可靠地切除电源。 4.4.5连杆与操动机构连接应满足设计及产品技术文件要求。 4.4.6机械闭锁安装调整应满足设计及产品技术文件要求。 4.5 调整（隔离开关调整见图6-5）
4.5.1隔离开关动、静触头的插入深度、夹紧力及直流电阻满足产品
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技术文件要求。
4.5.2主刀断口距离、导电部分绝缘距离满足设计及产品技术文件 要求。
4.5.3主刀合闸后过死点状态应满足产品技术文件要求。
4.5.4在设备连线完成后复查隔离开关相关尺寸，必要时再次进行调整。 4.6 设备接地、闭锁及试验
4.6.1正确安装设备和机构箱的接地线，接地线制作规范、工艺美观、标识正确。
4.6.2闭锁装置应符合设计图纸的要求和产品技术文件规定。
4.6.3带有接地刀的隔离开父，接地刀与主刀间的闭锁应正确可靠。辅助开关应安装牢固，并动作准确、接触良好。
4.6.4试验项目执行GB 50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。 4.7 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV—5OOkV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3.0.3、表3.2.3的规定执行。 5 成品图示
500kV隔离开关见图6-6、图6-7、图6-8。22OkV隔离开关见图6-9。
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第七章 电容器组安装
1 适用范围
本章适用于变电工程电容器组安装。 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 GB 50169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 GBJ 147电气装置安装工程高压电气施工及验收规范 GBJ 149 电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 3 工艺流程
电容器组安装工艺流程见图7-1。
施工准备 开箱检查及现场保管 支架安装 电容器及附件安装 引连线安装 质量检验
图7-1电容器组安装工艺流程
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：准备好设计图纸、厂家产品说明书及出厂试验报告，编制施工措施方案，对施工人员进行技术安全交底。
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4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人、安全监护人、安装、实验人员组织到位。
4.1.3工器具及材料准备：吊车、汽车、吊装机具、金具、安装材料等。 4.1.4场地布置：合理布置电容器组存放的位置和吊车位置，以便开箱检查和安装。
4.2 开箱检查及现场保管
4.2.1检查包装及密封完整，规格符合设计要求，产品的技术文件齐全； 4.2.2电容器套管芯棒无弯曲或滑扣、瓷套无损伤，引出线端连接用的螺母垫圈齐全，电容器外壳无破损、锈蚀和渗油。 4.3 支架安装
4.3.1支架金属构件无变形、锈蚀。
4.3.2电容器支架应安装牢固，横平竖直。支架连接螺栓紧固且符合产品要求。 4.3.3支架绝缘子无破损，法兰无锈蚀，按支架的标高和支柱绝缘子的长度搭配安装。支柱绝缘子叠装时，中心线应一致，固定应牢固，紧同件应齐全。 4.3.4网门应符合设计，各网门问缝隙均匀，活动门开启灵活、关闭平整。活动门必须用不小于4mm2的软导线接地。 4.4 电容器及附件安装
4. 4.1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，三相容量的差值最小，其最大与最小的差值不超过三相平均电容量的5%。
4.4.2电容器的配置应使其铭牌编号朝通道侧。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。电容器安装见图7-2。 4.4.3电容器组附件安装：
a) 熔断器安装排列整齐，角度符合产品要求，指示位置正确。 b) 放电线圈瓷套无损伤，相色正确，接线牢固美观。 c) 接地开关操作灵活。
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d) 避雷器在线监测仪接线正确。
e) 电容器组一次连线应符合设计与设备要求。 4.5 引连线安装
4.5.1软、硬导线的压接、加工应符合G1J 149《电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范》要求。
4.5-2引线、设备连线安装必须避免设备端子受到过大的应力。引线、连线连接螺栓紧固力矩符合产品要求。
4.5.3引连线的材质和没备接线端子材质不一样时，应使用过渡金具。 4.5.4引连线应整齐美观，相间、相对地电气距离符合规范要求。引连线安装见图7-3。 4.6 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV—500kV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6.3.1～表6.3.5的规定执行。 5 成品图示
电容器组见图7-4、图7-5。
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第八章 干式电抗器安装
1 适用范围
本章适用于变电工程10～35kV干式限流电抗器安装。 2 主要引用标准
GB 50150电气装置安装工程电气没备交接试验标准 GB 50169 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 GBJ 147电气装置安装工程高压电气施工及验收规范 GBJ 149 电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 3 工艺流程
干式电抗器安装工艺流程见图8-1。
施工准备 支架安装 支柱绝缘子悬式绝缘子串安装 电抗器安装 引连线安装 设备接地 质量检验
图8-1干式电抗器安装工艺流程
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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：准备好设计图、厂家产品说明书及出厂试验报告，编制施工措施进行技术安全交底。
4.1.2人员组织：施T负责人、技术负责人、安全监护、安装、试验人员组织到位。
4.1.3工器具及材料准备：吊车、汽车、吊装机具、金具、安装材料等。 4.1.4场地布置：合理布置电抗器存放的位置和吊车位置，以便开箱检查和安装。
4.1.5开箱检查：电抗器线圈绝缘兀损伤、变形。绝缘子的瓷件法兰应完整、无裂纹，胶合处填料完整，结合牢闭，附件、资料齐全。 4.2 支架安装
4.2.1电抗器对其支架有防漏磁要求的，钢管支架加工时要按设计做好隔磁措施。
4.2.2混凝土支架施工时混凝土内的钢筋要按设计要求做好隔磁措施，防止电抗器漏磁在支架内形成环流，引起支架发热和损耗。 4.2.3玻璃钢支架上下法兰的短接导体要连接可靠。 4.2.4支架安装后的质量符合规范要求。 4.3 支柱绝缘子、悬式绝缘子串安装
4.3.l按支架的标高和支柱绝缘子的氏度搭配安装，安装后应使各支柱绝缘子顶部标高误差控制在5㎜以内。
4.3.2支柱绝缘子叠裴时，巾心线应一致，固定应牢固，紧固件应齐全。
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4.3.3悬式绝缘子串组装：联结金具的螺栓、销钉及弹簧销应与各金具匹配，必须符合国家标准。绝缘子串吊装前应试验合格并清洁干净。
4.3.4均压环、屏蔽环应安装牢固，位置正确，在寒冷地区使用的均压环要有滴水孔，且位置正确。
4.4 电抗器安装（电抗器吊装见图8-2） 4.4.1 电抗器应按编号进行安装。
4.4.2三相垂直排列时，中间一相绕组的绕向要与上、下两相相反。各相中心线应一致。
4.4.3两相重叠、一相并列时，重霍的两相绕向相反，另一相与上面的一相绕向相反。
4.4.4三相水平排列时，三相绕向相同。
4.4.5电抗器和支撑式安装的阻波器主绕组，其重量应均匀地分配于所有支柱绝缘子上。找平时允许在支柱绝缘予底座下放置钢垫片，但应嘲定牢固。电抗器上、下重叠安装时应在其绝缘子顶部上，放置与顶帽同样大小且厚度不超过4mm的绝缘纸板垫或橡胶垫片；在户外安装时，应放置橡胶垫片。 4.4.6电抗器设备接线端子的方向必须与施工图方向一致。 4.5 引连线安装
4.5.1软、硬导线的压接、加工应符合GBJ 149《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》要求。
4.5.2引线、设备连线安装必须避免设备端子受到过大的应力。
4.5.3引线、连线连接螺栓紧固力矩符合产品要求，当电抗器额定电流为1500A及以上时，应采用非磁性金属材料制成的螺栓。
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4.5.4引连线的材质和设备接线端子材质不一样时，应使用过渡金具。引连线应整齐美观，相问、相对地电气距离符合规范要求。引连线安装见图8-3。 4.6 设备接地
4.6.1电抗器支架底座均应可靠接地。支架的接地线不应成闭合回路，同时不得与地网形成闭合环路，一般采用单开口或多开口等电位连接后接地。 4.6.2电抗器重叠安装时，底层的支柱绝缘子底座均应接地，其余的支柱绝缘子不接地。
4.6.3电抗器每相单独安装时，每相的支柱绝缘子均应接地。 4.6.4支柱绝缘子的接地线不应形成闭合回路。 4.7 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV～500kV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6.1.1～表6.1.3的规定执行。 5 成品图示
电抗器见图8-4、图8-5。
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第九章 接地装置安装
1 适用范围
本章适用于变电工程500kV及以下电压等级变电站镀锌扁钢接地线、裸铜绞线和铜排接地线施工。 2 主要引用标准
GB 20169电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 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
接地装置安装工艺流程见图9-1。
施工准备 接地沟开挖 垂直接地体（极）加工及安装 接地网敷设及焊接 接地网防腐 隐蔽工程验收签证及接地沟土回填 设备接地 接地标识 质量检验
图9-1接地装置安装工艺流程
4 主要工艺流程质量控制要点
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4.1 施工准备
4.1.1技术准备：施1：前由施工班组组织全体施工人员，熟悉设计施工图纸和设计对接地网施工技术的要求，由施工技术员组织进行技术、安全、质量交底。
4.1.2人员组织：施工负责人、技术人员、安全、质量负责人、焊工及安装人员。
4.1.3机具准备：电焊机（或钢焊模具）、切割机、气焊、尖钻（用石方）、土沟开挖用工器具等。
4.1.4材料准备：根据设计规格、型号和需用量，进行接地网用镀锌扁钢等材料备料；对到达现场材料的规格、型号、用量、外观等进行验证，同时查验应具有出厂质保资料、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。 4.2 接地沟开挖
4.2.1根据设计图对接地网敷设位置、网格大小进行放线。
4.2.2按照设计要求或规范要求的接地体埋设深度进行接地沟开挖。深度当设计无规定时，不应小于0.6m，且留有0.1～0.2m裕度。
4.2.3接地沟宜按场地或分区域进行开挖，以便于记录完成情况，同时确保现场的安全文明施工。
4.3 垂直接地体（极）加工及安装 4.3.1垂直接地体（极）加工：
a) 按照设计或规范要求的长度、材质和规格进行垂直接地体的加工。 b) 镀锌角钢作为垂直接地体时，其切割面在埋没前需进行防腐处理。 c) 为了便下垂直接地休的安装，垂直接地体的下端部应加工成锥形。 d) 为了避免垂直接地体安装时，上部敲击部位的损伤，寅在上端部敲击部位进行保护加固。
4.3.2垂直接地体（檄）安装：
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a) 按照设计图纸的位置安装垂直接地体。
b) 在垂直接地体未埋人接地沟之前宜先在垂直接地体上焊接一段（300～500mm长）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。
c) 铜棒、铜包钢垂直接地体与水平接地体焊接应可靠。
d) 垂直接地体上端的埋人深度必须满足设计或规范的要求，安装结束后在上端敲击部位进行防腐处理。垂直接地体安装见图9-2。
e) 垂直接地体的间距应大于其长度的2倍，且不小于5m。 4.4 接地网敷设及焊接 4.4.1接地网的敷设：
a) 接地体顶面埋设深度应符合没计规定，当设计无规定时，不应小于0. 6m。接地网敷设见图9-3。
b) 在接地线引入建筑物的人口处和在检修用临刚接地点处，按规程要求进行标识。 4.4.2焊接：
a)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，铜排采用热剂焊），焊接必须牢固、无虚焊。接地网焊接见图9-4。
b）钢接地体（线）的焊接应采用搭接焊，其搭接（水平／分支连接）长度必须符合下列规定：
1) 扁钢扁钢：为其宽度的2倍（且至少3个棱边焊接）。 2) 圆钢圆钢：为其直径的6倍（接触部位两边焊接）。 3) 扁钢圆钢：为圆钢直径的6倍（接触部位两边焊接）。
4) 在“十”字搭接处，应采取弥补搭接面不足的措施以满足上述要求。 5) 扁钢与钢管、扁钢与角钢焊接时，除应在其接触部位两侧进行焊接外，还应焊以由钢带弯成的弧形（或直角形）卡子或直接由钢带本身弯成弧形（或直角形）与钢管（或角钢）焊接。
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c)裸铜绞线与铜排或铜与钢接地体的焊接采用热剂焊（放热焊接）时，其熔接接头必须符合下列规定：
1)被连接的导体必须完全包在接头里，应熔透，有足够的导电截面。 2)要保证连接部位的金属完全熔化．连接。
3）热剂焊（放热焊接）的接头的表面应平滑，无气泡。 4)热剂焊（放热焊接）的接头应无贯穿性的气孔。 5)对应焊接头的模具规格正确完好、清洁，焊渣清除干净。
6)大接头焊接应预热模具，热熔剂填充密实，点火过程安全防护可靠。 铜排接地体热剂焊见图9-5。
d)避雷针（带）的接地除满足上述条件外，还 图9 5铜排接地体热剂焊应满足以下条款：
1)建筑物上的避雷带应设多根接地引下线，并在各引下线距地面1.5～1.8m处设置继线卡，继线卡应有保护措施。
2)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im。当小于3m时，应采取均压措施或铺设卵石或沥青地面。
3)避雷针应没置的集中接地装置，有困难时可与接地网连接，但避雷针与主接地网的地下连接点至30kV及以下设备与主接地网的地下连接点，沿接地体的长度不得小于15m。
e)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)可以采用水平、垂直和沿墙面倾斜敷设三种方式，直线段上不应有高低起伏及弯曲现象。
2)沿墙敷设时与墙壁的间隙高度应符合设计和规范的要求。
3)支持件间距：水平直线段宜为0.5～1.5m；垂直部分宜为1.5～3m；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，预制成弧状。
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4.5 接地网防腐
4.5.1焊接结束后，去除焊渣、焊药及表面锈迹后作防腐处理。 4.5.2镀锌钢材在锌层破坏处也应进行防腐处理。 4.5.3钢材的切断面必须进行防腐处理。 4.5.4有化学腐蚀的部位应采取防腐处理措施。 4.6 隐蔽工程验收签证及接地沟土回填记录完整
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。 4.7 设备接地
4.7.1与设备连接的接地体应采用螺栓搭接，搭接面要求紧密，不得留有缝隙。 4.7.2设备接地体应便于上引，接地体横平竖直、工艺美观。
4.7.3要求两点接地的设备，两根引』：接地体应与不同网格的接地网或接地干线相连。
4.7.4电气设备的接地线应单独与接地网相连，严禁在一个接地点上串接几个需要接地的电气装置。
4.7.5设备接地的高度、朝向应尽可能一致。
4.7.6集中接地的引L线应做一定的标识，区别于主接地引上线。
4.7.7高压配电间高、低压配电屏柜、静止补偿装置、设备和围栏等门的绞链处应采用软铜线连接，保证接地良好。 4.8 接地标识
全所明敷接地线，在导线的全长度或区间段及每个连接部分附件表面，应涂以15～100mm宽度相等的绿色和黄色相间的条纹标识。当使用胶带时，应使用双色胶带。 4.9 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《110kV-5OOkV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8.0.1～表8.0.3的规定执行。
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5 成品图示
设备支架双接地见冈9-6；户内接地见图9-7；设备辅助接地见图9-8；设备支架接地见图9-9；HGIS没备接地见图9- 0；设备本体接地见图9-11；设备双接地见图9-12。
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第十章 软母线施工
1 适用范围
本章适用于变电工程30kV及以上电压等级软母线施工。 2 主要引用标准
GBJ 149 电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 SDJ 226架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺规程 3 工艺流程
软母线施工工艺流程见图10-1。
施工准备 导线及金具检查 绝缘子串试验及测量 档距测量 导线下料 导线压接 附件安装及挂线 质量检验
图10-1软母线施工工艺流程
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：检查导线及金具合格证，导线压接试验报告合格。熟悉施工图纸、作业指导书、进行安全技术交底。
4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人、安全负责人、压接人员及施工人
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员组织到位。
4.1.3工器具准备：压接机、卷扬机、绞磨、切割机、钢锯、电力脂、游标卡尺、测量工具等齐备。
4.1.4现场布置：导线盘、导线展放现场布置、液压现场布置等。 4.2 导线及金具检查
4.2.1软母线不得有扭结、松股、断股、其他明显的损伤或严重腐蚀等缺陷；扩径导线不得有明显凹陷和变形。
4.2.2采用的金具除应有质量合格证外，尚应进行下列检查：
a)规格应相符，零件配套齐全。
b)表面应光滑，无裂纹、伤痕、砂眼、锈蚀、滑扣等缺陷，锌层不应剥落。
c)线夹船形压板与导线接触面应光滑平整，悬垂线夹的转动部分应灵活。 d)330kV及以上电压等级用的金具表面必须光洁、无毛刺和凸凹不平之处。
4.2.3软母线与金具的规格和间隙必须匹配，并应符合现行规程、规范。 4.3 绝缘子串试验及测量
4.3.1绝缘子安装前应进行检查，瓷件应完整无裂纹，胶合处填料完整，结合牢固。
4.3.2绝缘f安装前应按现行规程、规范的规定试验合格。 4.3.3悬式绝缘子串的安装应符合下列要求：
a) 除设计原因外，悬式绝缘子串应与地面垂直，当受条件不能满足要求时，可有不超过5º的倾斜角。
b)多串绝缘子并联时，每串所受的张力应均匀。
c)绝缘子串组合时，联结金具的螺栓、销钉及锁紧销等必须符合现行规程、规范，且应完整，其穿人方向应一致，耐张绝缘子串的碗口应向上，绝缘子串的球头挂环、碗头挂板及锁紧销等应互相匹配。
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d)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。
e)均压环、屏蔽环等保护金具应安装牢固，位置应正确。 f)绝缘子串吊装前应清擦干净。 4.3.4每一组绝缘子串长度应进行实物测量。 4.4 档距测量
档距测量可采用标准钢卷尺进行实际测量、计算。有条件的单位可采用计算机、全站仪、经纬仪等测量工具。对扩建变电站，为防止触电，必须采用全站仪、经纬仪等进行测量、计算。 4.5 导线下料
4.5.1导线施放场地宜选择在安装位置的正下方，避免二次转运给导线带来的局部变形现象，且施放场地应铺上防护物品，避免擦伤导线，严禁着地施放。 4.5.2放线过程中，应对导线进行检查，导线不得有扭结、断股、松股和明显损伤。
4.5.3切断导线时，端头应加绑扎；端面应整齐、无毛刺，并与线股轴线垂直。压接导线前需要切割铝线时，严禁伤及钢芯。 4.6 导线压接
4.6.1液压压接前应先进行试压，合格后方可进行压接施工。试件应符合下列规定：
a)耐张线夹：每种型号取试件两件。
b)设备线夹、T型线夹、跳线线夹：每种型号取试件一件。 c)试压结果应符合规定。
4.6.2软导线和线夹连接时，尚应符合下列规定：
a)导线及线夹接触面均应清除氧化膜，并用汽油或丙酮清洗，清洗长度不应少于连接长度的1.2倍，导电接触而应涂以电力复合脂。
b)设备线夹与电器接线端子连接时，铝和铝可直接连接，铜和铜连接时
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接触面应镀银或搪锡，铜和铝连接时应采取过渡措施。 4.6.3采用液压压接导线时，应符合下列规定：
a)压接用的钢模必须与被压管配套，液压钳应与钢模匹配。
b)扩径导线与耐张线夹压接时，应用相应的衬料将扩径导线中心的空隙填满。
c)压接时必须保持线夹的正确位置，不得歪斜，相邻两模间重叠不应小于5mm。
d)接续管压接后，其弯曲度不宜大于接续管全长的2%。
e)压接后不应使接续管口附近导线有隆起和松股，接续管表面应光滑、无裂纹，接续管应倒棱、去毛刺。
f)外露钢管的表面及压接管口应刷防锈漆。
g)压接后六角形对边尺寸应为0.866D，当有任何一个对边尺寸超过0.866D+O.2mrn时应更换钢模(D为接续管外径)。
h)液压压接工艺应符合SDJ 226《架空送电线路导线及避雷线液压施工工艺规程》的有关规定。导线压接见图10-2。 4.7 附件安装及挂线
4.7.1母线施亡应根据施工方案试放。
4.7.2绝缘子串组装应符合设计图纸要求，碗口宜调整一致。
4.7.3连接组装完成后，各种金具齐全，金具连接螺栓、防松帽、开口销使用正确、无损坏，穿入方向一致。软母线挂线见图10-3。 4.7.4金具连接螺栓穿人方向应符合下列规定：
a)水平方向由外向内； b)垂直方向由下向上；
c)导线与设备连接，垂直地面方向者由下向上；水平方向，螺栓由设备侧穿向导线侧。
4.7.5根据设计图纸进行组装，按设计要求固定间隔棒、均压环等。
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4.7.6扩径导线的弯曲度，不应小于导线外径的30倍。
4.7.7使用滑轮放线或紧线时，滑轮的直径不应小于钢丝绳直径的16倍；滑轮应转动灵活；轮槽尺寸应与钢丝绳匹配。
4.7.8螺栓连接时，应用力矩扳手紧固。螺栓长度（除可调金具外）宜露出螺母2～3扣。
4.7.9软母线与设备接线端子连接时，不应使接线端子受到超过允许的外加应力。没备连线见图10-4。
4.7.10具有可调金具的母线，在导线安装调整完毕之后，必须将可调金具的调节螺母锁紧。
4.7.11母线跳线和引下线安装后，应呈悬链状自然下垂，其与构架及线间的距离应符合设计要求。
4.7.12母线弛度应符合没计要求，其允许误差为+5%、-2.5%，同一档距内三相母线的弛度应一致，相同布置的分支线，宜有同样的弯度和弛度。 4.7.13导线的子导线平行、弛度一致、正确。 4.8 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV-500kV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3.1.1、表3.1.3、表3.2.5的规定执行。 5 成品图示
软母线成品图示见图10-5、图10-6、图10-7、图10-8。
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第十一章 管型母线安装
1 适用范围
本章适用于变电工程110～500kV支柱绝缘子支撑式或悬式绝缘子悬斥式铝合金管型母线的安装。 2 主要引用标准
DI/T 754 电气装置安装工程铝母线焊接技术规程 GBJ 149 电气装置安装工程母线装置施工及验收规范 3 工艺流程
管型母线安装工艺流程见图11-1。
施工准备 设备开箱检查及 现场保管 管型母线坡口加工 管型母线焊接 管型母线吊装 管型母线配重 质量检验
图11-1管型母线安装工艺流程
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：准备好设计图纸，针对工程实际编制专项作业指导书，并准备好相关施工记录表卡。
4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人、安全监护人、氩弧焊工及管型母
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线施工的作业人员组织到位。
4.1.3工器具准备：吊车、卷扬机、氩弧焊机、坡口机、角磨机、焊丝、管型母线焊接轨道及滚轮、 灭火器材组织到位。
4.1.4场地布置：选择一块平坦、硬化，管型母线运输便利的场地设置管型母线焊接轨道、布置焊接作业房。 4.2 设备开箱检查及现场保管
4.2.1运到现场的铝管型母线应有出厂合格证及产品检验证明单，所提供数据应符合国家有关标准。
4.2.2铝管型母线表面应光洁平整，不应有裂纹、褶皱、夹杂物及变形和扭曲现象，轴线弯曲挠度控制在规范要求之内。
4.2.3管型母线到场后选择平整场地整齐堆放在道木之上，并做好防止管型母线被玷污的措施，做好标识，在焊接前保持管型母线原有包装。 4.3 管型母线坡口加工
4.3.1管型母线下料时要求断面与铝管中心垂直。
4.3.2管型母线坡口角度应控制在35º-40º之问。坡口应干净，加工面应无毛刺和飞边。管型母线坡口加工见图11-2。 4.4 管型母线焊接 4.4.1焊接前的准备：
a) 焊接前必须确认所焊铝材的牌号，了解其化学成分、物理和化学性能，以便正确地选定焊接材料和制定合理的焊接工艺。
b)焊接前，所有施工机具都要做好相应的接地措施。
c)批量焊接作业前，首先进行焊接工艺试验。按规程规定焊接试件送检，待试件合格后，使用与焊接试件相同的焊接材料和工艺组织施工。
d)焊接用的焊条、焊丝应符合国家标准，与管型母线的材质匹配，表面应无氧化膜、水分和油污等。管型母线及衬管装配见图11-3。
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4.4.2管型母线焊接：
a)焊接前应将管型母线坡口两侧表面各50mm范围内清刷干净，不得有氧化膜、水分和油污（根据材料的清洁情况，或用浓度5%～8%的氢氧化钠溶液碱洗，或用丙酮清洗油污后再用碱洗，并且应用干净清水冲洗2 rmn后烘干存放）。
b)将衬管置于焊口，对口应平直，弯折及偏移不应大于1/500，中心偏移不得大于0.5mm，按设计要求钻溶焊点作为管型母线加强孔。检查衬管与管型母线的配合情况，二者间隙应小于0.5mm。
c)将管型母线放置在已经过操平找正的焊接轨道上（水平误差控制在3㎜以内），先将第一根铝管找正后将衬管装入，再将第二根铝管装好，两根管型母线之间的对口间隙为3～5mm，然后进行管型母线中心线及水平方向的找正。确认找正后可将加强孔先焊好作为固定，然后用专用抱夹工具旋转铝管进行其平直度检查，待符合要求后再进行下一根铝管的组装，确保焊接前对口平直，其弯折偏移不大于0.2%，中心线偏移不大于0.5mm。整段管型母线符合要求后方可进行焊接。
d)开始焊接时应靠脉冲电流引弧，严禁钨极与焊件短路接触引弧，以免烧坏钨极和焊件形成夹钨。每个焊缝焊接应一次完成，除瞬间断弧外不得停焊；焊完未冷却前不得移动和受力。水冷焊的循环冷却水管路必须通畅，不得断水，防止烧坏焊。焊接过程中需中断焊接或焊接结束后，应切断电源、关闭氩气和冷却水，以防溶焊金属氧化和焊过热。
e)管型母线对接焊缝的部位应符合下列规定：距离支持绝缘子母线夹板边缘不应小于50mm,管型母线应尽量减少焊口。
f)焊接接头不得以任何形式进行矫正。必须矫正时，应制定措施向质量管理部fj申报，待批准后方可实施。
g)应列每个焊缝进行如下检查：焊口尺寸应符合规程GBJ 149第2.4.7条标准；焊缝应呈圆弧形，并均匀美观呈鱼鳞状。外表加强面高度不得低于
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管型母线表面，约2～4㎜。焊缝表面及热影响区不得有肉眼可见的裂纹、凹陷、气孔和夹渣等缺陷。焊加强孔时，溶焊应饱满。焊接成型的管型母线焊口见图11-4。
h)焊接完成后的管型母线应做好相应的编号，并存放在多点支撑、操平找正的轨道上。 4.5 管型母线吊装
4.5.1管型母线吊装注意事项：
a)将管型母线运输到位后，在地面安装好管型母线金具、终端球，注意终端球的滴水孔应向下。若设计有阻尼线，在安装终端球前应首先装设阻尼线。
b)首根管型母线吊装后，立即校核各方向的电气距离以及与垂直断口隔离开关的匹配情况，当所有电气距离符合设计，满足与隔离开关的配合后，确定悬式绝缘子串的长度以及管型母线金具的安装位置。其后的管型母线吊装严格按确定的技术参数实施吊装作业。 4.5.2悬挂式管型母线吊装：
a)严格按照设计图纸组装好悬式绝缘子串。严格按照首根管型母线吊装时确定的长度调整好所有绝缘子串，保证所有管型母线同型号的绝缘子串等长。
b)将所有管型母线的固定金具按首根管型母线吊装确定的固定位置全部紧固到位，注意将管型母线的拱背朝上。
c)首先将悬式绝缘子串全部吊装到位。随后采用两点吊装方式，平稳起吊管型母线，再利用高空作业车、机动绞蘑和滑车配合，将管型母线和悬式绝缘子串可靠连接。
d)也可采用单点分别吊装的方式起吊。管型母线吊装见图11-5。 4.5.3支持式管型母线吊装：
a)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
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绝缘子的轴线、垂直度和标高满足管型母线吊装的要求。
b)支撑管型母线的固定金具、滑动金具和伸缩金具安装位置符合设计要求。
c)根据管型母线的长度和重量，选择吨位适宜的吊车，采用多点吊装方式进行吊装，使管型母线均匀受力，吊装过程平稳。 4.6 管型母线配重
管型母线安装完成后，在制作母线之间的设备连线、安装隔离开关的静触头后管型母线会出现高差，此时需添加管型母线配重，使得整根管型母线两端保持水平。 4.7 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV～500kV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3.1.1、表3.1.2、表3.1.4的规定执行。 5 成品图示
220kV管型母线见图11-6，500kV管型母线见图11-7。
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第十二章 次屏柜安装
1 适用范围
本章适用于变电工程各类低压配电屏、保护屏、通信屏、控制屏、端子箱的安装。 2 主要引用标准
GB 50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范 3 工艺流程
二次屏柜安装工艺流程见图12-1。
施工准备 设备开箱检查及 现场保管 基础定位 二次屏柜就位及紧固 二次屏柜接地 质量检验
图12-1二次屏柜安装工艺流程
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：熟悉施工图纸、作业指导书、进行安全技术交底。 4.1.2人员组织：根据施工安全技术措施或施工组织设计，施工负责人、技术负责人、安质人员、安装作业人员等各级人员按要求组织到位。
4.1.3机具准备：吊锤、电钻、丝锥、电焊机、橡皮锤、扳手、钢丝钳等施工机具准备到位。 4.1.4基础型钢检查：
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a)在进行安装前，应对基础型钢的不直度、水平度、位置误差及不平行度进行检查，其允许偏差应符合现行规程、规范的相关规定。基础型钢检查见图12-2。
b)检查基础型钢应与变电站的主接地网可靠连接，符合设计及验收规范要求，并验证其导通性。 4.2设备开箱检查及现场保管
4.2.1二次屏柜到达现场后，应存放存室内或能避雨、雪、风、沙的干燥场所，对有特殊保管要求的应按规定保管。在具备开箱条件时，应尽快组织相关单 位的人员进行开箱检查。
4.2.2开箱检查型号、规格符合设计要求，设备无损伤，附件、备件齐全。产品的技术文件齐全。 4.3 基础定位
4.3.1对于户内二次屏柜，按照设计图纸先将二次屏柜置于基础型钢上，再用记号笔在二次屏柜底部的安装孔内捕出孔样，然后将二次屏~移开，再用电钻在套捕出的孔洞中心钻孔定位。
4.3.2对于户外的二次屏柜，需先加]-底座，再根据二次屏柜底部的安装孔在加工好的底座上钻孔定位，然后再将底座与基础型钢焊接。 4.4 二次屏柜就位及紧固
4.4.1二次屏柜的固定方式常用螺栓固定：户内二次屏柜均采用螺栓固定。户外的二次屏柜一般现场加工底座，底座与基础型钢采用电焊焊接后，再与二次屏柜通过螺栓固定。
4.4.2户内的二次屏柜在成列安装时，一般采用从一个端头向另一端逐一进行安装的方式。首先对端头的二次屏柜定位安装后，再继续下一面屏的定位安装。
4.4.3螺栓固定形式一般有两种：一是在基础型钢上开大于螺丝的孔，通过螺栓固定；二是在基础型钢上钻小于固定螺丝直径的孔，然后攻螺纹，最后用螺丝固定。在施工中，具体采用何种方式固定，应根据现场基础型钢的材料和安装方式而定。
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4.4.4二次屏柜单独或成列安装时，其垂直度、水平偏差以及二次屏柜面偏差和二次屏柜间接缝的允许偏差应符合现行规程、规范的相关规定。二次肼柜调整见图12-3。 4.5 二次屏柜接地 4.5.1箱体的接地：
a)二次屏柜在进行安装时，已通过焊接或螺栓连接的方式与基础型钢连接，基础型钢再通过接地扁钢与变电站的主接地网连接，一般不再进行其他连接。
b)有特殊要求时，可在厂家在二次屏柜设置的专用接地点，用铜导线与变电站的主接地网进行连接。
c)二次屏柜的可开启的门，应有软铜线与箱体可靠连接。二次屏柜门接地见图12-4。
4.5.2二次屏柜内接地铜排的接地
二次屏柜内均设有专门的接地铜排，用于各类保护用接地、电缆屏蔽接地及保护装置外壳接地等。由于中国南方电网所辖各省电网所执行的标准不同，箱体内接地铜排的型式也有所差异，主要存在两种形式，一是与柜体绝缘的接地铜排，二是与柜体不绝缘的接地铜排。无论何种3式的接地铜排，每根均须通过两根截面不小于25㎜2铜导线与变电站的主接地网可靠连接。二次屏柜内的铜排接地见图12-5。 4.6 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV～500kV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1.2.7、表2.1.1、表2.1.2、表2.2.1、表3.2.6、表3 3.10、表4.3.1、表5 2.1、表6.2 9、表9.2.3、表9.2.4的规定执行。 5 成品图示
保护屏见图12-6，端子箱见图12-7。
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第十三章 电缆支架、桥架安装
1 适用范围
本章适用于变电工程电缆支架、电缆桥架的安装。 2 主要引用标准
GB 50168申气裴置安装工程电缆线路施一J，及验收规范 GB 50169 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 3 工艺流程
电缆支架、桥架安装工艺流程见图13-1。
施工准备 电缆支架、桥架安装 电缆支架、桥架接地 质量检验
图13-1电缆支架、桥架安装工艺流程
4 主要工艺流程质量控制要点 4.1 施工准备
4.l.1技术准备：技术负责人针对工程实际编制专项作业指导书，并向施工人员作技术交底。所有人员分工明确、职责清楚、配合协调。
4.1.2人员的准备：施工负责人、技术负责人、安全监护人、安装人员组织到位。
4.1.3机具准备：吊锤、电钻、电焊机等施工机具准备到位。 4.1.4材料的准备：
a)根据施工图纸要求，采购合格的钢材。对于装配式、电缆托架式电缆支架以及采用铝合金和玻璃钢材料的支架，主要由厂家成套供应，应根据施
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工图及订货协议进行现场检查验收并妥善保管。
b)角钢支架的加工：首先将角钢平直，在平直好的角钢上按尺寸画线、下料，下料时注意误差控制在5㎜，切口应无卷边、毛刺；焊接好的支架应牢固，无显著变形，格架间的偏差不应大于5㎜。加工完成后要注意清除焊渣，然后进行热镀锌处理（设计有特殊要求的，按照设计要求做特殊的防腐处理）。
4.1.5基础检查：施工前还应对电缆支架、桥架预埋件的位置、大小进行检查，结果应符合设计或施工要求。 4.2 电缆支架、桥架安装 4.2.1沟道及隧道内的安装：
a)首先用扁钢将沟道（隧道）内的所有预埋铁件焊接连接，再与变电站主地网可靠连接。使用的扁钢的规格应符合设计要求。
b)在沟道（或隧道）两端或转角处．按相同』-r先安放两只支架（要求横平竖直），用水平尺校正后焊接T预先焊接好的扁钢上，然后在两端之问拉一水平线，再按线安装支架。在有坡度的电缆沟或隧道内，安装的支架应与电缆沟或隧道具有相同的坡度。
c)对于采用铝合金或玻璃钢的支架，安装步骤相同，只是在同定及连接时采用螺栓连接。沟道内电缆支架见图13-2。 4.2.2竖井架内的安装：
a)当采用角钢进行安装时，先将设计开列的槽钢焊接于预埋铁件上作为支柱，然后在支柱上焊接竖井支架。支架焊接应牢固，并做到横平竖直，垂直和水平误差应符合规程规范要求。竖井内电缆桥架见图13-3。
b)当采用桥架进行安装时，先进行预组装。对照桥架的固定眼孔位置在基础上锚孔，移开桥架，安装膨胀螺栓，再将桥架进行安装，校正水平、垂直度符合规范要求后，紧固螺栓。 4.2.3电缆半层内的安装。
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4.2.4电缆半层内的桥架，基本构件有立柱、支架、梯架和托盘等，再加上其他一些零件，可以组装成各种形式以适应不同的需要，非常灵活，一般由厂家根据设计要求进行生产。
4.2.5首先将立柱焊接于预埋的铁件上，然后在支柱上组装支架，最后根据设计的施工图组装各层的梯架。要求做到横平竖直，垂直和水平误差应符合规程规范要求。电缆半层内的电缆桥架安装见网l3-4。 4.3 电缆支架、桥架接地
4.3.1电缆支架之间应用扁钢或铜导线连接。电缆支架的接地见图13-5。 4.3.2电缆支架、桥架的起始端和终点端应与变电站主接地网可靠连接。 4.3.3电缆支架、桥架全长不大于30m时，不应少于2处与接地于线相连；大于30n．时，每隔20～30m增加与接地干线的连接点。
4.3.4电缆桥架连接部位采用两端镀锡铜鼻子的铜导线跨接（截面大于4mm2）。 4.3.5与接地网或接地干线连接的材料，其规格应符合设计要求。 4.4 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV—500kV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7.2.1的规定执行。 5 成品图示
电缆沟道内的支架见图13-6，电缆半层内的桥架见图13-7。
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第十四章 控制电缆敷设
1 适用范围
本章适用于变电站工程各类控制电缆、低压动力电缆、通信电缆的敷设施工。
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 GB 50168电气装置安装T程电缆线路施工及验收规范 3 工艺流程
控制电缆敷设施工工艺流程见图14-1。
施工准备 电缆布置设计 电缆敷设 电缆整理、固定 和挂牌 质量检验
图14-1控制电缆敷设施工工艺流程
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、电缆清册、电缆合格文件、现场检验记录齐全。 4.1.2人员准备：安装、技术、安全、质量负责人及安装人员到位。 4.1.3机具、材料准备：电缆放线架、电缆剪、电缆固定蕾、临时电缆标签、正式电缆牌、捆扎材料等齐全。
4.1.4现场准备：电缆通道畅通，排水良好；电缆支架、桥架已经安装完[，并验收合格。
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4.1.5成盘电缆检验：成盘电缆到货后应检查其外观完好、出厂资料齐全；敷设前应进行绝缘测试，即将电缆两端头剥开，用1000V绝缘电阻表测试电缆芯之间及对屏蔽层和铠装层的绝缘电阻，绝缘电阻值应符合规定要求。试验完毕必须放电。 4.2 电缆布置设计
电缆的排列除按照规程规定外，应做好如下几点： a)电缆走向要考虑施工方便，又要节约电缆。
b)电缆敷设时应排列整齐、走向合理，尽量减少交叉，尤其是电缆沟的十字交汇处和竖井口。
c)在确保电缆走向合理的前提下，同一层面应尽可能考虑连续施放同一种型号、规格或外径接近的电缆。
d）控制电缆敷设在普通支架上时，每层支架上的电缆不宜超过2层，桥架上不宜超过3层。
e)交流三芯电力电缆，每层支架上的电缆在普通支架上不宜超过1层，桥架L不宜超过2层。 4.3 电缆敷设
4.3.1电缆施放时必须按区域进行，原则上先敷设长电缆，后敷没短电缆。先敷设同规格较多的电缆，后敷设规格较少的电缆。尽量敷设完一条电缆沟，再转向另一条电缆沟。在电缆支架敷设电缆时，布满一层，再布新一层。 4. 3.2按照电缆清册或排列断面图逐根施放电缆，敷设时按实际路径计算每根电缆的长度，合理安排每盘电缆的施放条数。
4.3.3敷设完一根电缆，应马上在电缆两端及电缆竖井位置挂上临时电缆标签。
4.3.4电缆敷设时，电缆应从盘的上端引出，不应使电缆在支架上及地面摩擦拖拉。
4.3.5电缆敷设时应排列整齐，不宜交叉。电缆沟转弯、电缆层井口处的电缆
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弯曲弧度一致、过渡自然。所有直线电缆沟的电缆应尽量拉直，不允许直线沟内支架上的电缆有弯曲或下垂现象严重。
4.3.6光缆、通信电缆敷设应在电力、控制电缆敷设结束后进行。如非铠装的光缆、通信电缆、尾纤应按照有关规定全线穿设PVC保护管或槽盒。 4.3.7电缆不宜直埋，应采取穿管等保护措施。电缆的最小弯曲半径应符合规范要求。
4.4 电缆整理、固定和挂牌 4.4.1 电缆整理应符合下列要求：
a)每放一条电缆后随即沿线整理好，放在预先确定的电缆支架位置上。整理电缆时要逐条排齐、扶直，转弯部分应一致，电缆沟转弯处电缆整理见图14-2。相互平行的转弯处．要尽量减少交义，当电缆全部施放完毕整理好后，要用电缆卡作永久性固定。
b)端子箱内电缆整理的顺序应按该电缆在端子箱内端子接线序号进行排列，穿人的电缆在端子箱底部留有适当的弧度。电缆从支架穿人端子箱时，在穿人口处应整齐一致。
c)屏柜电缆就位前应先将电缆层电缆整理好，并用扎带或单塑铜线将整理好的电缆扎牢。根据电缆在层架上敷设顺序分层将电缆穿入屏柜内，确保电缆就位弧度一致，层次分明。电缆层屏柜电缆整理见图14-3。
d)户外短电缆整理：电缆管在敷设电缆前，应进行疏通，清除杂物；管道内部应无积水，且无杂物堵塞；穿人管中电缆的数量应符合设计要求，穿电缆时，不得损伤护层。 4.4.2电缆固定应符合下列要求：
a)垂直敷设的电缆在每个支架上固定，在水平桥架上则每隔约l-2m进行固定。
b)水平敷设的电缆，在电缆首末两端及转弯、电缆接头的两端进行固定；当对电缆间距有要求时，每隔4～8m用电缆卡同定，电缆层数较多处可用单
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塑铜线辅助捆扎。电缆沟电缆固定见图14-4。
c)单芯电缆的固定应符合设计要求，单芯电力电缆固定夹具或材料不应构成闭合磁路。
4.4.3正式电缆牌的装设应符合下列要求：
a)在电缆终端头及竖井的『一端等地方，将临时电缆牌更换为正式电缆牌。
b)正式电缆牌上应注明电缆编号、电缆型号、规格及起止点，标志牌宜使用微机打印，字迹应清晰并不易脱落，标志牌应绑扎牢固。电缆挂牌见图14-5。
4.4.4电缆敷设完毕后，应全面清洗干净，盖好电缆沟盖板和电缆槽盒。 4.5 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV-5OOkV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7.3.1～表7.3.3的规定执行。 5 成品图示
户外电缆沟电缆敷设见图14-6；竖井口电缆敷设见图14-7；电缆桥架电缆敷设见图14-8、引入屏柜电缆敷设见图14-9。
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第十五章 二次接线
1 适用范围
本章适用于变电工程各类低压交直流配电屏、保护屏、通信屏、控制 屏、端子箱的电缆接线。 2 主要引用标准 规范
GB 50171 电气装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收 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
二次接线施工工艺流程见图15-1。
施工准备 电缆排列 电缆头制作及固定 芯线整理、接线 备用芯处理、电缆接地及挂牌 质量检验
图15-1二次接线施工工艺流程
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：准备好施工图纸，编制专项作业指导书，并向施工人员作技术交底。接线人员应提前熟悉二次线有关规程、规范、质量标准和施工图纸，策划统一本工程二次线的施工工艺。
4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人、安质人员、二次线的作业人员组
织到位。
4.1.3工器具准备：计算机、电缆牌打印机、线号打印机、钢锯、螺丝刀、墙纸刀、钢丝钳等。
4.1.4材料准备：黄绿相间塑料绝缘接地线、热缩套、扎带、线帽管、电缆牌、镀锡铜线耳等。 4.2 电缆排列
4.2.1首先按施工图纸要求，清点电缆数量应齐全，规格应与图纸或电缆清册相符。
4.2.2电缆在穿入二次设备前，先检查屏、箱、柜内原生产厂家安装的端子排位置，其预留电缆接线空间应足够，如不符合要求则需要调整移动端子排位置，以留够空间给电缆接线。
4.2.3理顺电缆沟或电缆层至屏、箱、柜入口的电缆，并根据电缆接人屏、箱、柜内端子排位置分开左右排列。排列时应注意尽量避免电缆交叉、弧垂不一致现象。
4.2.4为使接线工艺美观，按图纸接线要求，凡用网格式接线方式接在端子排上端接线的电缆在排列时应靠近端子排侧，依次类推（如用线盒形式接线除外）。
4.2.5电缆在穿人二次设备后，应在设备底部支架作临时绑扎，待电缆统一尺寸开头制作完成后再进行永久性固定。 4.3 电缆头制作及固定
4.3.1电缆头制作应按作业指导书的要求进行。
4.3.2电缆头开头尺寸和制作高度要求一致，制作样式统一。电缆头开头做记号见图15-2。
4.3.3电缆屏蔽层的接地方式应符合设计、规范和反措要求，在剥除电缆外护套时，屏蔽层（或屏蔽线）应留有相应的长度，以便与屏蔽接地引出线进行连接，屏蔽接地引出线推荐使用国际通用的黄绿相间塑料绝缘软铜电线(BVR
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型)，屏蔽接地线与屏蔽层的连接采用焊接方式，焊接时要采取防护措施，防止温度过高损坏芯线绝缘，如用绞接方式，应确保连接可靠。
4.3.4当电缆为铠装时，铠装电缆的钢带应一点接地，接地点可选在端子箱或汇控柜专用接地铜排上。
4.3.5电缆头制作时所使用的热缩管采用统一长度加热收缩而成。电缆的直径应在所用热缩管的热缩范围之内。电缆头在套人热缩管前，可在开头处缠绕几层聚氯乙烯带，然后再套人热缩管加热，这样使制作出来的电缆头比较饱满、圆滑，工艺美观。当使用聚氯乙烯带包电缆头时，要求缠绕密实、牢固，缠绕长度一致。一个二次设备内的电缆头套的颜色尽可能一致。
4.3.6电缆的固定可用扎带绑扎或用电缆夹固定，固定电缆的绑扎应高度一致、牢固可靠，在电缆接线后不应使端子排受到机械应力。电缆敷设使用的临时电缆牌或标识应暂时保留，等接完线后再更换成永久性电缆牌。电缆头 固定见图15-3。
4.3.7当采用电缆锁紧接头套的形式固定电缆时，要求锁紧接头套的规格应和电缆直径相吻合，固定牢靠，金属锁紧接头套与电缆的屏蔽层或铠装钢带应连接可靠、接地良好。 4.4 芯线整理、接线
4.4.1电缆接线前应进行芯线的整理，首先将每根电缆的芯线单独分开，将每根芯线拉直，然后根据每根电缆在端子排的接线位置进行并拢绑扎。 4.4.2硬线电缆芯的网格式接线方式：
a)先根据屏内电缆的多少来考虑排放方式，一般电缆芯接在端子排的最上端便紧靠在端子排内侧排列为宜。接线顺序是每条电缆芯顺端子排由下而上接线。在接线位置的同一高度从芯线束中将电缆芯抽出绕过电缆束后面引至接线位置，每条接线要求平直，并留有适当弧度。
b)电缆接线时可根据已接人位置进行二次绑扎，芯线扎带绑扎要求间距一致，且间距适宜(150～180mrn)，间距不宜太宽，否则会造成电缆束松散，
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影响工艺观感。
c)每根电缆的芯线宜单独成束绑扎，以便于查找。
d)网格整体绑扎排列接线方式。网格接线方式局部见图15-4。 4.4.3线槽接线方式：
a) 在电缆头上部将每根电缆进行垂直绑扎后，垂直或略有倾斜折弯后引入线槽内，线槽内所放人的电缆不宜太多，至少应留有1／3空间，以利查线和盖回线槽盖，如果不符合要求，应更换线槽。
b)在电缆芯线至端子排接线位置的同一高度将芯线引出线槽，接人端子排。
c)接线位置不在线槽两侧的芯线，通过调整走向或加装线槽后栅伊引至相应的接线位置。 4.4.4接线：
a)电缆芯线两端编号必须核对正确，且已进行对线无误。
b)电缆芯线接人端子排时应按由下而上的施工方法，当芯线甜帮引至接人端子的对应位置时，将芯线从外至内水平地向端子排侧弯成一个弧形状接入端子，并保证每条芯线的弧度大小一致。
c)对于用线槽方式固定接线的芯线，属于接人电流回路的，宜在靠近电流端子排附近向外折成“S\"弯接人端子。此举主要是方便投运后用钳表测量电流，这对于线槽与端子排距离较近、空间太小尤其必要。对其他回路的芯线，一般可直接水平接人端子，不需折成“S\"弯。线槽S形方式接线见图15-5。
d)对于螺栓式端子，需将剥除护套的芯线弯圈，弯圈的方向为顺时针，弯制线头的内径与紧固螺丝外径应相吻合，不能有太大空隙，否则会导致螺栓的平垫不能压住弯圈的芯线。
e)对于多股软铜芯线，要压接针筒式线耳或线鼻子才能接人端子，采用的线耳或线鼻子应与芯线的规格、端子的接线方式及端子螺栓规格相配。
f)对于插入式接线端子，可直接将剥除护套的芯线插入端子，并紧固螺
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栓，注意剥除芯线外护套长度要与接人端子的深度一致。
g)每个端子一侧只能最多接两根线芯，不同截面芯线不能接在同一个接线端子上，特别是插入式接线端子，将使螺栓压不紧线芯。
h)芯线接人端子前应套上线号管，线号管的规格应和芯线的规格相配。线号管裁切长度要一致、字体大小一致，线号的内容应包括回路编号和电缆编号，方便以后查线。
i)用刀具开电缆头和用剥线钳剥除芯线护套时应防止损坏电缆的绝缘护套及芯线绝缘层。
4.5 备用芯处理、电缆接地及挂牌 4.5.1备用芯处理：
a)每条电缆的备用芯要高出端子排最上端位置约250---300mm，以便回路修改增加接线时用。
b)备用芯的预留可以剪成统一长度，每根电缆单独垂直布置，也可以将每根备用芯同时弯圈布置，可以单层或多层布置，备用芯端头宜包上自粘绝缘带。
4.5.2电缆接地及挂牌：
a)电缆的屏蔽接地线宜在电缆头根部向下引出，经理顺绑扎后再一起引至接地铜排。单束的电缆屏蔽线根数不宜过多，引至接地铜排时应排列整齐。
b)屏蔽线接至接地铜排时，可以采用单根压接或两根压接的方式，但不宜超过两根。
c)同一屏、箱、柜内屏蔽线接到接地铜排的方式应相同，屏蔽线所弯弧度应整齐一致。
d)电缆牌规格和形式的使用应符合规范要求。
e)电缆牌应采用专用的打印机进行打印，电缆牌打印排版合理，标识齐全、打印清晰。
f)电缆牌的挂没的方式应根据屏、箱、柜实际情况和策划的要求进行。
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挂电缆牌前先把原电缆敷设和接线时的临时标识拆除。电缆牌固定可以采取前后交叠或并排，一l下高低错位等方式进行挂设，但要求高低一致、间距一致，保证电缆牌挂设整齐、牢固，易于查看。
g)电缆牌的绑扎可以采用扎带、尼龙线、细PV铜芯硬线(0.2mm2)等材料。挂电缆牌见图15-6。 4.6 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV—5OOkV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1.2.8、表2.1.3的规定执行。 5 成品图示
端子箱接线见图15-7；控制箱接线见图10-8；保护屏接线见图15-9。
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第十六章 高压电缆敷设及电缆头制作
1 适用范围
本章适用于变电站的6～66kV交联聚乙烯绝缘高压电缆敷设及电缆头制作。
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 GJB 50168电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范 3 工艺流程
高压电缆敷设及电缆头制作]+艺流程见图16-1。
施工准备 高压电缆敷设 高压电缆头制作 高压电缆头固定 质量检验
图16-1高压电缆敷设及电缆头制作工艺流程
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、调试记录表等资料准备齐全，进行施工技术交底。
4.1.2人员组织：技术、安装、试验、安全、质量负责人及厂家配合相关人员到位。
4.1.3施工机具及材料准备：压接钳、电缆外护套、绝缘层剥切工具、半导体剥切工具、电烙铁、加热设备、电缆敷设用防线滑车、卷扬机、吊车等。
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4.2 高压电缆敷设
4.2.1电缆盘运至施工现场后，检查电缆外观，无问题后方可敷设。 4-2.2电缆敷设前检查电缆支架的间距、电缆管的管径、电缆管径的弯曲半径、电缆管长度、接地等符合设计及规范要求，清除电缆管内异物。
4.2.3电缆敷设可采用人工、人工和机械组合敷设方式：电缆较短时可以直接采用人工敷没；当电缆长度较氏，需采用机械敷设时，可采用绞磨牵引，牵引强度不得大于规范要求。电缆敷设见图16-2、图16-3。
4.2.4电缆敷设时，保持通信畅通，在电缆盘、牵引端、转弯处、竖井等进出口应安排人员看护。
4.2.5电缆敷设时，电缆盘处、滑车之间等各个部位应尽可能减少电缆碰地的机会，以免损伤电缆外护套。
4.2.6拖放电缆时，应从木盘上端引出，避免在支架上、地面上摩擦拖拉。拖放速度不宜太快，电缆上不得有铠装压扁、电缆绞拧等永久性机械损伤，如有铠装压扁、电缆绞拧、护层折裂等问题．应做好标记以便处理。 4.2.7敷设过程中为防止损伤电缆绝缘，不应使电缆过度弯曲，注意电缆的弯曲半径，防止电缆弯曲半径过小损坏电缆。电缆拐弯处的最小弯曲半径应满足规范要求。对于交联聚乙烯绝缘电力电缆，其最小弯曲半径单芯为直径的20倍，多芯为直径的15倍。
4.2.8电缆就位时应轻放，严禁硫碰支架端部和其他尖锐硬物；敷没后，应检查电缆密封端头完好，电缆外护套无损伤，用记号笔在电缆两端做好路名标记。
4.2.9当电缆采用直埋敷设时，沟底必须具有良好的土层，不应有石块或其他硬质杂物，否则应铺100mm软土或砂层。电缆表面距地面的距离不应小于0.7㎜，所外区域不得小于1m，且电缆上下部应铺以不小于100mm厚的软土或沙层并加盖保护板，沿电缆全长覆盖混凝土盖板或砖块，宽度应超过电缆两侧各50㎜。
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4.2.10电缆敷设时，在电缆终端和接头处应留有一定的备用长度；电缆接头处应相互错开，电缆敷设整齐不宜交叉，单芯的三相电缆宜放置成“品”字型，并用相色带缠绕在电缆两端的明显位置。
4.2.11为避免差错和便于维护．在电缆终端头、接头、拐弯处、竖井口等地方，应挂电缆标示牌；直埋电缆在每隔50～100mm处、电缆接头、转弯处等部位应设置明显的标志。
4.2.12电缆固定间距符合规范要求，单芯电缆或分相后各相终端的固定不应形成闭合的铁磁回路。同定处应加装符合规范要求的衬垫。
4.2.13切断电缆时，应根据设备接线端子的位置，结合检修、试验等需要确定预留长度。锯口两端的钢带先用铁丝临时绑扎，以防松脱。
4.2.14电缆敷没完后，应及时制作电缆终端，如不能及时制作电缆终端，电缆头必须采取措施进行密封，防止潮湿。 4.3 高压电缆头制作
4.3.1高压电缆头制作前，应试验合格。
4.3.2根据安装工艺说明书确定电缆终端的固定方式，定出电缆头的制作位置。
4.3.3剖开电缆外护套，破除过程中用力适当，不得损伤内层屏蔽和绝缘层，然后在断口后100㎜段用砂纸打毛。
4.3.4高压电缆接地线施工：去除钢铠，对钢铠接地处进行打磨，去除氧化层。先安装铠装接地线，安装完成后用绝缘胶带缠绕，然后安装铜屏蔽接地线，三相接地良好后用绝缘胶带缠绕。接地线应采用镀锡编织带，压接编织带的铜鼻子应搪锡。最后将钢带和铜带屏蔽层分开接地，并作出标识。 4.3.5用填充胶将接地线处绕包处理，并在接地线与外护套间及地线上面各绕一层填充胶，确保电缆头的分支护套密实，分支护套应尽可能向电缆头根部拉近，然后方可进行热缩。
4.3.6钢带在电缆头处切断，接地线从分支护套下部引出。屏蔽层视接线位置
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至电缆头之问的长度而定，对于三芯电缆一般在分支护套上部。
4.3.7对于多芯的电力电缆，应能使电缆头吲定后，其各相弧度保持一致，过渡自然；单芯电缆头高度一致，弧度一致。为了保证多芯电缆的三相过渡自然、弧度一致，需增加延长护管。分支护套、延长护管及电缆终端等热缩后应与电缆接触紧密，不能有皱褶和破损现象。
4.3.8利用剥刀剥除铜带上部的半导体层，铜带上部的半导体层应按照说明书要求留有一定长度，且切断处应平整。半导体层剥除后用细砂纸打磨，磨去绝缘层上半导体残留物，但不得损坏绝缘层，或是绝缘层出现毛刺，凹凸不平现象，最后用酒精清洗。
4.3.9根据接线端子的位置确定接头最终位置，锯断多余电缆。
4.3.10切除绝缘层，同时将压接接线鼻子处的绝缘层剥除，剥除时不得损伤芯线。对露出的芯线表面的半导体层进行清除，绝缘层的切断面和边角进行打磨处理，使芯线表面光滑、无毛刺。 4.3.11用硅胶涂抹电缆两端绝缘和填充物。
4.3.12用压接钳进行压接，压接工艺符合规范要求；在接线鼻子和绝缘层切断面的交界处用厂家提供的填充胶带进行填充，使之过渡自然，同时确保电缆终端制作后顶部密实，密封良好。
4.3.13冷缩电缆终端在接线鼻子压接后即可直接参照厂家说明书的要求安装电缆终端。
4.3.14热缩的电缆终端安装严格按照厂家提供的热缩附件使用说明书进行，满足厂家的规定要求，然后安装外部绝缘护管和雨裙。外部绝缘护管和雨裙的安装位置及雨裙间问距应满足厂家的规定要求。电缆头制作见图16-4、图16-5。
4.3.15用相应颜色的胶布进行相位标识。挂电缆铭牌，铭牌内容填写完整、清晰。
4.4 高压电缆头固定
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4.4.1将电缆就位，垂直固定在电缆支架上，用电缆抱箍固定。电缆终端与设备搭接应自然无扭劲。
4.4.2安装接地线时，先将铜屏蔽地线与铠装地线连接，再将接地线与主地线连接。多芯电缆接地应采取电缆两端接地，单芯电缆采用一端接地。 4.4.3注意接触面要打磨干净，符合要求，接触良好。施工完清理现场，做到文明施工。
4.4.4安装地线时，应注意与零序互感器的配合。当电缆穿过零序电流互感器时，屏蔽线不穿过零序电流互感器。 4.5 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV～500kV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7.1.1、表7.3.3、表7.4.1、表7.4.2、表7.6.1的规定执行。 5 成品图示
高压电缆见图16-8、罔16-9。
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第十七章 电缆的防火封堵
1 适用范围
本章适用于变电工程的电缆防火封堵施工。 2 主要引用标准
GB 50168 电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范 3 工艺流程
电缆的防火封堵施工工艺流程见图17-1。
施工准备 防火板的制作 防火包的封堵 防火堵料及电缆孔洞的封堵施工 质量检验
图17-1电缆的防火封堵施工工艺流程
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、出厂试验报告、安装作业指导书、施工安装记录表等资料齐全，进行施工技术交底。
4.1.2人员组织：技术、安全、质量负责人及相关施工人员到位。
4.1.3施工机具及材料准备：准备所需工器具（冲击钻、锯弓、扳手及搅拌用具）、材料（防火隔板、防火堵料、不锈钢膨胀螺栓）。 4.2 防火板的制作
4.2.1已敷设电缆的盘柜孔洞防火隔板制作：根据所封盘柜孔洞的尺寸，裁制好防火隔板，在孔洞楼板的底部按裁制好防火隔板的规格并用不锈钢膨胀螺
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栓安装固定。
4.2.2已敷设电缆的机构箱、端子箱孔洞防火隔板制作：根据孔洞的尺寸，在箱的底部裁制好防火隔板，按裁制好防火隔板的规格并用热镀锌螺栓安装固定。
4.2.3墙孔洞防火隔板制作：根据所封堵电缆穿墙孔洞的艮度和宽度尺0裁制防火隔板、防火角板或角钢，将裁制好的防火隔板、防火角板或角钢制成一箱体，根据箱体的规格用不锈钢膨胀螺栓安装吲定。 4.3 防火包的封堵
根据设计要求施工，防火包要大小兼用，堆放整齐，每层必须压严实，不得出现疏松和明显空隙的情况。 4.4 防火涂料的施工
防火涂料应严格按厂家说明书要求及工艺规范施工，先清除电缆表面灰尘及杂质，将涂料搅拌均匀后，均匀刷上涂料，厚度要求均匀。 4.5 防火堵料及电缆孔洞的封堵施工 4.5.1防火堵料的封堵施工：
a)柔性防火堵料施工的最佳温度为15～35℃，在低于15℃温度条件下施工，柔性防火堵料可放在太阳下或用电炉等加热器升温使其软化（柔性防火堵料与电炉等加热器的接触温度不能大于80℃）。
b)速固防火堵料施工应严格按照说明书的要求进行加水配兑，防火堵料施工见图17-2。
4.5.2电缆孔洞的封堵施工：
a)备用盘柜电缆孔洞：宜采用钢板进行封堵或按设计要求进行施工。 b)已敷设电缆盘柜孔洞：孔洞的底部电缆之间及电缆周围用柔性防火堵料密实填充好，装上裁制好的防火隔板，上部在孔隙口及电缆周围采用有机堵料进行密实填充，在盘柜内电缆周围浇筑柔性防火堵料，浇筑长度与盘柜长度一致，宽度大于电缆宽度40mm，高度高于盘柜底部50～100rnm为宜，面
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层平整。
c)已敷设电缆的机构箱、端子箱孔洞：在箱内电缆周同浇筑柔性防火堵料，浇筑长度与箱体长度一致，宽度大于电缆宽度40mm，高度高于箱体底部50～100rnm为宜，面层平整。
d)墙孔洞、电缆之间及电缆周围用柔性防火堵料密实填充，其余部分采用设计规定的堵料进行严实填充。
e)电缆管口割堵：电缆管口采用柔性防火堵料封堵，管径小于50mm时，堵料嵌入的深度不小于50mm，露出管口厚度不小于10㎜；随着管径增加，堵料嵌入管子的深度和露出管口厚度也相应增加，管口的堵料要成圆弧形。电缆7L洞封堵见图17-3。
f)二次接线盒封堵：二次接线盒采用柔性防火堵料将电缆均匀密实包裹，在缺口、缝隙处用柔性防火堵料密实嵌入缝隙中，对于开孔较大的二次接线盒，还应加装防火隔板进行隔离封堵。
g)从室外到室内的电缆穿墙孔封堵施工：遇到有积水电缆沟的穿墙孔洞，施-‘前应排干水，在穿墙孔底部采用砖、水泥或其他小燃的防水材料砌成高200～400mm，厚度与墙体一致的地基，其余部分采用防火堵料、防火包砌成防火墙，以防雨水倒灌进入室内电缆沟中。
h)户外电缆沟内采用的防火隔断，底部需按设计要求预留排水孔，便于各段电缆沟内积水排泄。 4.6 质量检验
4.6.1用于封堵的所有材料必须与设计的产品名称、型号、规格、数量相符。 4.6.2所有材料要有出厂检验报告、出厂日期、产品合格证。 4.6.3设汁图纸、施工记录齐全。
4.6.4孔洞封堵应严实可靠、不应有裂缝和可见孔隙，堵体表面平整美观。有机堵料不应有龟裂、脱落、硬化现象。无机堵料不应有粉化、开裂等缺陷。 4.6.5用砖、水泥及防火堵料、防火包砌成的防火墙，应密实牢固、外观整齐。
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4.6.6防火涂料表面应光洁，厚度均匀。
4.6.7防火板安装应牢固、无缺U，防火板体接缝应平整。 5 成品图示
电缆防火封堵见图17-4、图17-5。
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第十八章 换流站阀厅主设备／附属设备安装
1 适用范围
本章适用于变电工程换流站阀厅主设备／附属设备安装。 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 厂家资料及相关技术合同等。 3 工艺流程
换流站阀厅主设备／附属设备安装流程见图18-1。
施工准备 设备开箱检查 主设备安装 阀厅附属设备安装 系经检测调试 质量检验
图18-1换流站阀厅主设备／附属设备安装流程
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：设计图纸和厂家说明书，针对工程实际编制专项作业指导书，并准备好相关施工记录卡。
4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人、升降平台车操作人、安全监护人、高空作业人员、施工人员、厂家配合安装及指导人员到位。
4.1.3工器具准备：吊车、叉车、阀厅安装专用工具（升降平台车、电动葫芦、
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阀组件移动车、专用吊具）、开箱工具、安装常用工具、消防器材组织到位。 4.1.4场地准备：阀厅的土建工作全部完成，验收合格，具备安装条件一阀厅、钢构架、墙体和地而必须清洁。阀厅密封良好，无尘。照明系统运行正常。通风空调系统运行正常。阀厅内空气的相对湿度在25%～85%之间；阀厅内的环境温度在5～50℃之间。 4.2 设备开箱检查
4.2.1开箱检查厂家资料应齐全。
4.2.2按照装箱清单清点附件应齐全。设备开箱检查见图18-2。 4.2.3检查设备应有掉漆，镀锌层脱落，以及设备裂纹、损伤等现象。 4.2.4检雀绝缘了有无裂纹、刮痕、砂眼等现象。 4.2.5检查光缆应有受损现象。 4.2.6检查二次接线应有断线的现象。 4.2.7检查阀模块应清洁。
4.2.8凡是箱子上标注有“从此处开箱”的标签，必须按照标签执行。 4.3 主设备安装
4.3.1阀厅顶部冷却水主水管和到循环泵的主水管安装：
a)首先将厂家提供的水管固定夹具安装在阀厅顶部设计位置的横梁上。 b)用高压水冲洗水管内部和外表的污物并且擦干净。
c)将厂家安装图纸与实物的编号相对应后把实物搬到相应的安装位置，对号入座进行连接安装，安装时注意进水和回水的方向，法兰盘的位置必须正确。水管与水管之间的法兰盘必须对齐，中间加装厂家配的专用密封垫，螺栓紧固应对称用力、力矩符合要求，不得损伤密封垫。 4.3.2光缆槽盒安装：
a)在阀厅顶部设计位置安装槽盒固定支架。 b)根据实际需要的槽盒艮度进行安装连接。 c)槽盒的进缆口必须与阀基处光缆引}：位置对应。
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d)将阀厅的光缆槽盒连通后直接进入VBE屏柜顶部与其连接，连接处不能有锐边、锐角。
4.3.3阀厅顶部阀塔吊具安装：
a)检查阀厅顶部吊具的开孔位置应与设计图纸相符。
b)安装吊具吊环并调整其吊环的下部水平，水平误差必须保证在Imm以内。
c)安装好上层的绝缘子。 4.3.4阀基电子设备安装：
a)将阀基从包装箱中吊出移到移动安装车上（采用专业吊具）。 b)进一步检查设备和附件应齐全。
c)安装阀基上的所有光缆，安装时对光缆的接头进行除尘处理（用厂家的专用胶布处理）。阀基光缆安装见图18-3。
d)安装阀基上的分段联络母线。分段联络母线安装见图18-4。 e)安装阀基下部吊具和绝缘子。
f)采用同步电动葫芦吊装阀基电子设备，吊顶是移动运输车两边的专用吊环。吊装完成一层后调整其水平度，保证每一层阀基的水平度在1mm以内。起吊阀主件见图18-5、阀主件组装见图18-6。
g)最后一层吊装均压环。 4.3.5阀塔层间附属设备安装：
a)去除导线两端连接板处的表面氧化物，均匀涂上电力复合脂，用螺栓连接好接线板，用力矩扳手进行紧固。力矩值应符合厂家要求，连接螺栓穿向必须一致。
b)光缆敷没：先从最下层的光缆开始敷设。将阀基上卷好的光缆往下放出，用胶布绑成一束，为了有效地保护头子在施工巾不被损坏，用光缆保护管先将光缆的所有头子穿入管子内部，穿过上层的阀基。光缆用专用保护管保护同定在专用的绝缘支架上，绑扎部位用海绵加以保护，绑扎部位不能太
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紧，以免损坏光缆。在槽盒中光缆不能拖放，必须靠传递，特别是转弯处更加注意。孔洞处用防火海绵封堵。光缆敷设的转弯半径必须尽可能的大，保证不被折断。
4.3.6层间冷却水管安装：须将最上层的水管及阀门安装牢靠后，再进行层间水管连接。层间的水管固定架子在移动车上必须装好，螺旋水管接头处应装上专用的密封垫，水管连接完毕后在水管上装上电极。阀塔层间附属设备安装见图18-7。 4.4阀厅附属设备安装 4.4.1阀厅避雷器安装：
a)按照设计图纸将需要安装的避雷器搬放到指定的安装位置。 b)调试人员做相关的试验并合格。 c)安装好两端的附件。
d)进行吊装（可以用升降平台车和电动葫芦）。 4.4.2分压器、分流器安装：
a)先安装好所有的附件。 b)对设备进行相关的试验并合格。 c)吊装（可以用升降平台车和电动葫芦）。 4.4.3穿墙套管安装：
a)核对安装孔的尺寸和安装高度应符合设计要求。 b)准备好相应的安装螺栓。
c)进行吊装（螺栓必须紧固、穿向一致）。穿墙套管安装见图18-8。 4.4.4接地开关安装：
a)核对安装孔的尺寸和安装高度应符合没计要求。 b)检查接地开关的分合闸方向应符合设计要求。 c)安装接地开关底座。
d)安装接地开关静触头支柱绝缘子和静触头。
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e)安装动触头和配重锤。
f)安装机构并进行调整（核实与带电部分的安全距离必须符合标准，且开始调整时严禁用电动操作）。接地开关安装见图18-9。 4.4.5交直流母线安装：
a)根据实际安装位置进行测量，测量长度、下料加工。 b)所有母线表面不应有凹槽、毛刺、散股等现象。
c)所有连接导电部位的螺栓必须紧固，紧固力矩值符合标准。 d)连接螺栓出扣长度2～3扣。交直流母线见图18-10。 4.4.6阀厅窗子封堵：
a)根据窗子的实际艮度进行边框槽钢下料加工。 b)用膨胀螺栓对边框槽钢安装固定。
c)按照实际换流变压器套管位置，在防火板上开洞，洞的大小与套管边距离50mm，安装开好孔的防火封堵板，板与支架槽钢用螺丝固定。
d)在防火板的中间加填防火棉，在外边加封一层防火板。 e)在套管周围的缝隙处填上胶条，用专用胶水粘牢。 f)将防火板可靠接地。 4.4.7设备卫生清扫：
a)清扫阀厅顶上的横梁和巡视通道。 b)清扫顶部绝缘子和母线。
c)清扫阀塔（必须用吸尘器），边缘可用毛巾擦。 d)阀厅墙体清扫。 e)清洁地面。 4.5 系统检测调试
系统检测调试主要由厂家配合，须符合现行相关标准、厂冢相关标准等。 4.6 质量检验
4.6.1质量检验记录：按照现行相关标准及厂家相关技术标准要求执行。
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4.6.2阀塔安装的水平误差不能超过Imm，垂直误差不能超过/rnrn。 4.6.3母线连接处可靠，绝缘子完好、清洁。 4.6.4所有设备对地距离必须符合设计要求。 4.6.5出厂试验报告齐全、完整。 5 成品图示
阀厅安装见图18-1l、图18-12。
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第十九章 换流变压器安装及就位
1 适用范围
本章适用于变电工程- 500kV及以下电压等级换流变压器安装 及就位工作，其他直流输电系统可参照执行。 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 148电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器验收规范 Q/GDW 122 750kV电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范 3 工艺流程
换流变压器安装及就位工艺流程见图19-1。
施工准备 现场检查验收及保管 排气及内部检查 附件清理、检查 绝缘油处理 换流变压器安装 真空注油 热油循环 换流变压器就位 质量检验
图19-1换流变压器安装及就位工艺流程
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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：工作前取得换流变压器生产厂家提供的安装资料，依据相关规程，针对工程实际编制专项作业指导书，并准备好相关施工记录表卡，作业前组织对全体安装人员进行安全技术交底和技术规范、厂家资料的学习。 4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人、安全临护人、质量安全负责人、安装组、油务组、起重组、检查组、试验组人员及工具保管员组织到位。所有人员分工明确、职责清楚、配合协调。 4.1.3工器具准备：
a)换流变压器安装的吊车、工器具、升高座和套管安装专用脚手架组织到位。
b)换流变压器安装过程中需要的劳保用品、换流变压器清洁用消耗性材料组织到位。
c)换流变压器绝缘油处理的滤油机、油罐和管道按施工平面布置的要求组织到位，消防灭火器材组织到位。
4.1.4场地布置：根据现场总平面布置的实际，规划布置好换流变压器安装场地和绝缘油处理的场地。换流变压器安装场地要求开阔、平坦、坚实，利于换流变压器的安装和总装完成后的站内运输；绝缘油处理场地要求场地开阔，能够放置足够数量的油罐，布置滤油没备，铺设油处理的管道，不影响其他施工作业。
4.2 现场检查验收及保管
4.2.1换流变压器本体的验收与保管：
a)验收：
1)主要对换流变压器本体的外观、冲击记录仪、充氮运输的压力和本体残油进行检查。
2)外观检查：查看有无明显碰撞痕迹，外表面应有漆膜脱落；查看各部
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位连接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏。
3)冲击检查：按操作程序读取冲击记录仪的记录数据，查验纵向、横向、垂直方向冲击加速度应超过规定值，判断换流变压器应在运输途中发生位移。
4)压力检查：检查变压器运输途中气体压力记录和到场的压力，并现场对本体内干燥气体的露点进行检测，判断换流变压器应受潮。
5)残油检查：在厂家指导下，对本体残油进行取样试验，作为换流变压器应受潮的综合判断依据。
b)保管：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，必须采取防漏气、漏油措施，并跟踪监视本体内气体的压力，必要时进行动态补充，以防受潮。 4.2.2附件的验收与保管：
a)验收：
1)检查附件应齐全。
2)检查充油、充气套管的油位、气压应正常，无渗油、瓷体无损伤。 3)检查管道、散热器、油枕等附件的焊接部位应完好，外表防腐油漆应有脱落情况。
4)检查冷却器、连通管、安全气道、净油器应密封完好。
b)保管：换流变压器附件众多，应仔细清理，分门别类的放好，并做好登记。附件放置时要做好防潮、防盗、防损坏的措施。换流变压器就位于安装位置图见图19-2。 4.3 排气及内部检查
若换流变压器为充氮运输，则在内部检查前需要进行排氮处理；若换流变压器为充干燥窄气运输，则可以直接进行内部检查工作。
4.3.1排氮。排氮一般有注油排氮及抽真空注干燥空气排氮两种方法，具体采用哪种方式以设备厂家的要求为准。
4.3.2内部检查。内部检查参见本规范第一章4.4变压器内部检查。
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4.4 附件清理、检查
在进行换流变压器附件安装之前，首先应对各种附件进行检查和必要的地面组装工作，主要地作如下： 4.4.1升高座TA检查试验。 4.4.2网侧和阀侧套管检查。
4.4.3管道附件的清点、校正、预组装。
4.4.4油路清洗、散热器管道清洗、胶囊清洗检漏、油枕检查等。 4.5 绝缘油处理
绝缘油处理参见本规范第一章4.1.5绝缘汕处理。 4.6 换流变压器安装
4.6.1吊装程序。先进行汇控柜、有载调压控制箱及散热器的组装、吊装；再进行交流套管升高座及套管、中性点套管、调压开关吊装；然后吊装直流套管升高座、主油枕及开关油枕；进行管道阀门配装；安装固定电缆槽盒；敷设连接电缆；最后吊直流套管（阀厅侧穿墙套管）。 4.6.2吊装的一般要求：
a)在安装位置进行换流变压器总装，所有安装试验工作完成后再牵引到运行位置就位。
b)不得在空气相对湿度大于65%的天气进行安装。
c)总装必须有厂家专业技术人员在现场指导，变压器内部引线连接由厂家专业技术人员完成。
d)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lOOPa以下并保持该真空度，第二天工作时方可解除真空。
e)当打开换流变压器本体安装套管和连接内部引线时，最好使用干燥空气发生器向本体内注入干燥空气。
f)不得将不必要的工具和其他物品带人油箱，尽量避免操作者的汗水滴
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落在汕箱内。通过记录工具、材料的数日等方法避免安装工作完成后将工具、材料遗留在油箱内。
g)套管安装前，升高座法兰要有适当的遮挡，以防止灰尘落人。 h)刚侧首头引线和阀侧引线与套管连接时要用特殊螺栓，防止引线装配时螺栓掉人油箱。
i）仔细核对安装图和附件的安装标记，保证安装位置正确无误。 j)运输到现场时已经安装好的密封圈在安装时用新的密封圈全部更换。 4.6.3汇控柜、有载调压控制箱及散热器的吊装。对应换流变压器安装图纸上的特征编号进行汇控柜、有载调压控制箱及散热器的吊装。散热器吊装时应根据垂直、水平两种安装方式采取不同的吊装方法：垂直式用两点吊装，水平式用四点吊装。吊装过程要求平稳、可靠，防止散热器的散热片、风扇、油泵和电缆损伤。换流变压器散热器连接见图19-3。 4.6.4升高座安装：
a)升高座安装前，应先完成电流互感器试验。 b)安装升高座时，放气塞位置应在升高座最高处。
c)电流互感器和升高座的中心应一致，绝缘筒应安装牢固，保证变压器引出线不会与之相碰。
d)安装阀侧升高座前，将储存于阀升高座运输筒中干燥试纸取出，察看试纸颜色应变化，以确定阀出线绝缘筒运输过程中应受潮。
4.6.5套管安装：套管安装前应进行以下检查：瓷套表面完好，无裂纹和损伤；油位（或气压）正常；套管试验合格；套管内壁和法兰颈部用无水乙醇清洗干净。
a)网侧套管吊装：
1)该套管安装方向为垂直安装，用两台吊车起吊。
2)将套管吊具固定在套管上，让软吊带的两端分别通过吊具固定在套管法兰的吊环上，另一端挂在主吊车吊钩上。另外再用一根吊绳，一端挂在法
兰吊环上，另一端挂在另一台辅助吊车上。
3)开始时套管水平起吊，吊起一定高度后，辅助吊车吊钩不动，主吊车吊钩缓慢上升，使套管慢慢立起，待辅助吊车吊钩不受力后，取开与辅助吊车连接吊绳，去掉套管尾部保护筒，继续上升直至安装位置。
4)对准螺杆，拧紧螺栓。换流变压器网侧套管吊装见图19-4。 b)阀侧套管吊装：
1)安装方向为倾斜安装，为方便安装，应使用图19-4换流变压器网侧套管吊装专用脚手架平台。
2)安装阀侧套管前先将阀侧出线装置露在油箱外部的绝缘简装上。 3)对于阀侧套管，应先排干运输筒中的换流变压器油，再拆除应力锥的外包装铁筒。起吊时用两根吊绳分别挂在套管中部和端部吊环上，端部吊绳经过手拉葫芦挂在吊车吊钩上，套管吊起后，用手拉葫芦调整套管角度，通过量角器测量，使套管与水平面呈图纸上要求的角度，接着进行穿杆工作，然后缓慢将套管边调整边插入升高座里而，待套管进入恰当位置，由厂家现场指导人员负责完成内引线的连接，然后缓慢进行落位和穿杆的紧固。
4)阀侧套管安装后2h之内．注入处理合格的变压器油。换流变压器阀侧套管吊装见冈19-5、图19-6。 4.6.6内部引线连接：
a)内部引线连接由厂家专业人员完成。
b)内部引线连接前操作人员不需从人孔进入油箱内，只需从于孔和观察孔接线即可，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人油箱。
4.6.7储油柜安装：
a)储油柜安装前应清洗十净，保持干燥，储油柜内部的胶囊应完整无破损，胶囊口密封良好，呼吸通畅。
b)储油柜油位指日≮应正确，不得出现假油位。
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4.6.8其他附件和配管安装：
a)安装前清点好气体继电器、压力释放器、测温装置、电缆槽盒，并完成必要的检测试验，对照换流变压器生产厂家提供的资料、图纸进行定位安装。
b)配管安装前，应做好仔细的检查，确保配管、法兰无损伤、锈蚀，未受潮及堵塞脏物，提前做好更换或清洁的处置。配管安装时要仔细对照装配图，对应特征编号进行组装、对接，法兰连接部位应注意保证密封圈安装正确，法兰螺栓均匀紧同、力度适宜。
c)装配联管前用热的变压器油冲洗联管内部。
d）按照图纸对联管进行装配，一般情况下厂家在管道上作了标记，应对照配管图，对号配管；注意连接法兰处，紧固螺栓用力应适度、均匀，按厂家力矩要求紧闷，并注意里丽的橡皮圈应垫正。
e)联管安装时要保证联管可靠支撑、不受应力、不晃动。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，油冷却器的管子必须在最高点有放气装置。
f)联管要尽量以预制件的形式提供，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，火苗不能对周边造成损害。换流变压器配管的安装见图19-7。 4.7 真空注油
真空注油参见本规范第一章4.4真空注油。 4.8 热油循环
热油循环参见本规范第一章4.7热油循环。 4.9 换流变压器就位
在做好人员组织和技术准备的基础上，主要是做好牵引系统的布置、运输通道的清理和检查。选择卷扬机、八轮滑车、定滑车等组合设备进行牵引。换流变压器牵引系统的布置示意图见图19-8。
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4.9.1换流变压器上运输平台：使用千斤顶起顶和牵引系统牵引，将换流变压器从安装基础上转移到运输平台L，注意调整好换流变压器的方向。拖运前的换流变压器见图19-9。 4.9.2换流变压器拖运：
a)为了减小换流变压器牵引过程中速度突变时牵引绳受力和由于地面不平整造成套管颤动，牵引速度不能过快。一般牵引速度不宜超过2㎝/s。
b)牵引过程要尽量保持平稳，匀速前进，并注意观察套管等附件的颤动情况，防止套管等附件的损坏。
c)在钢轨交叉点，不平整度变大，摩擦系数也会增大，所以过钢轨交叉点时要注意降低速度。对钢轨交叉点预留方钢的不平整度要求小于1mm。
4.9.3换流变压器就位于永久基础：
a)根据阀侧套管轴线应和阀厅垂直，阀侧套管端部伸进阀厅后的长度和高度应满足没计要求，从而判断换流变压器应牵引到位。
b)确认换流变压器牵引到位后，在换流变压器周围四个点上紧靠换流变压器焊接固定换流变压器用的铁件，防止换流变压器移位。
c)从主接地网引两根接地扁铁和换流变压器本体指定的接地点相连，保证接地可靠，铁芯和夹件通过专门的引线引出接地。
d)由对阀厅换流变压器阀侧套管的窗口进行封堵，封堵工艺符合设计要求。
4.10 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV～50OkV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3.1.1、表3.1.2、表3.1.4的规定执行。同时按照没计图纸对换流变压器就位后的各方位电气尺寸进行检测、校核，并对固定方式进行检查。 5 成品图示
备用换流变压器见图19-10；阀厅内的换流变压器套管见图19-1；换流
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变压器见图19-12。
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第二十章 平波电抗器安装
1 适用范围
本章适用于±500kV直流输电系统中换流站干式平波电抗器的安装，油浸参照换流变压器安装。 2 要引用标准
GBJ 147电气装置安装工程高压电气施工及验收规范 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
平波电抗器安装工艺流程见图20-1。
施工准备 设备开箱检查及现场保管 支架及绝缘子安装 电抗器吊装 附件安装及 设备接地 质量检验
图20-1平波电抗器安装工艺流程
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：准备好施工图纸；技术负责人针对工程实际编制专项作业指导书，并向施工人员作技术交底，施工人员应提前熟悉有关规程、规范、工艺质量标准和施工图纸要求。
4.1.2人员组织：施工负责人、技术负责人、起重指挥负责人、安质人员、安
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装人员组织到位。
4.1.3工机具准备：视f式电抗器的重量选择移动式吊车、高空作业车，并选用经验算的钢丝绳、尼龙吊绳、卸扣、吊装专用]具等。 4.1.4场地准备：场地清理，以使吊车和升降车能靠近操作。
4.1.5基础检查：检查电抗器基础位置应符合设计要求，基础表面应水平。土建基础部分具备电气安装条件后，方可进行平波电抗器安装。 4.2 设备开箱检查及现场保管
4.2.1开箱检查：平波电抗器到达现场后，首先检查包装应完好，然后检查电抗器表面应有油漆脱落和机械外伤（包括绝缘有无损伤或者裂纹、绕组变形），并做好开箱检查记录。
4.2.2现场保管：平波电抗器开箱检查后应盖回箱盖，并用防水帆布遮盖包装箱，防止雨水进入箱内。备件及附件经清点后应放回仓库。 4.2.3设备试验：进行支持绝缘子和电抗器的常规试验。 4.3 支架及绝缘子安装
4.3.1底座支架的安装：对基础表面进行水平测量找正，绝缘子底座水平误差要求≤3㎜，尽量不使用垫片，使底座支架安装后能垂直，顶面保持水平，为下一步支持绝缘子安装打好基础。
4.3.2支持绝缘子的安装：可用吊车对第一层支持绝缘子进行吊装，安装过程中随时进行测量监控，注意保持绝缘子的垂直度和绝缘子法兰的水平，如垂直度超标(垂直误差≤2mm)，可通过改变l～2个绝缘予紧固孔位置来调整；经检查第一层支持绝缘子的水、F和垂直度符合要求后，继续吊装第二层支持绝缘子，安装过程中随时进行测量监控，确保绝缘子的垂直度和绝缘子法兰的水平，用此方法，直到将顶层的绝缘子安装完毕。待所有支持绝缘子安装完毕后，进行绝缘子的垂直度和绝缘子法兰水平的检查。
4.3.3支持绝缘子全部合格后，方可进行下一步的电抗器绕组的吊装。 4.4 电抗器吊装
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4.4.1吊车就位与调整：将吊车开到工作区域，根据现场实际情况，做细小调整，选择最合适位置，吊车就位展开支腿，支腿下垫专用垫块，将吊车支起，使吊车离地，进行调整保持水平，并认真检查确认吊车腿下方所承受的地面应有下沉现象，应符合吊装要求。然后将吊车吊臂仰起，核实吊车工作半径。确认附近无障碍物，确保吊车可以通畅地进行回转。
4.4.2绑挂钢丝绳、临时拉线及卸扣：在电抗器顶部的吊耳上安装卸扣，厂家出厂时已把吊耳安装存电抗器顶面圆周上均匀分布位置，可确保电抗器能水平起吊。挂钢丝绳，分别与卸扣、吊钩连接。在电抗器圆周4个均分位置用四根声—18mm的白棕绳作临时拉线，保持起吊时的平衡及协助电抗器就位。 4.4.3试吊：正式起吊前，先进行试吊。将电抗器吊离地面约100mm，稳定后，慢慢进行回转移动，确认电抗器应处于水平状态，吊索具应受力均衡，吊车丁作应正常、安全可靠，如不符合要求，应进行调整。
4.4.4正式起吊：将电抗器缓缓吊离地面，慢慢升高。起吊时要注意水平起吊和接线板方向的正确性。地面指挥人员应密切关注电抗器起吊过程，随时指挥吊车操作人员。整个过程吊车操作人员及临时拉线牵引人员均应严格听从指挥负责人的号令，保持电抗器起吊过程中的平衡。当电抗器吊至合适高度时停止起钩，进行回转，将电抗器吊至支持绝缘子正上方。
4.4.5电抗器就位：当电抗器吊至指定高度和位置后，听指挥负责人号令，将电抗器缓缓放下，四周负责牵拉临时拉线的人员在指挥负责人的指挥下，使电抗器保持平衡和稳定，并对其下落位置进行调整，协助电抗器就位。当电抗器凋整就位后离支持绝缘子还有缝隙尚未完全落在支持绝缘子上时，安装人员站在高空作业车工作台上，将配套安装螺栓插入电抗器安装孔和支持绝缘子就位孔内，并将电抗器固定，旋上螺母，但不需上紧。当所用螺栓都插入孔中后，电抗器下落到位，至此电抗器安装就位。
4.4.6整体平衡调整及紧同螺栓：电抗器就位后，在紧固螺丝前，采用专用仪器观测电抗器安装的垂直度和水平度，适当采用垫片进行调整，确保整体的
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平衡稳定。电抗器整体平衡调整完成后，安装人员紧同螺栓。紧固螺栓时按照厂家要求打力矩，直至满足要求。在螺栓紧固过程中，吊车及临时托线不能随意动作。当所有安装螺栓都按要求紧固后，进行吊车脱钩，解除钢丝绳、卸扣及临时拉线。
吊装中的平波电抗器见图20-2、图20-3，吊装完毕的平波电抗器见图20-4。
4.5 附件安装及设备接地
4.5.1用高空作业车载人安装电抗器上下、内外的均压环以及连接等位线缆，完成端子连接导线项目。
4.5.2注意在安装所有附件时导电回路要去净氧化物，按要求涂上电力导电脂。
4.5.3按规定将底层支持绝缘子基础接地。 4.6 质量检验
按照Q/CSG 10017.2-2007《llOkV—500kV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6.1.1、表6.1.3的规定执行。 5 成品图示
平波电抗器见图20-5、图20-6。
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