最新变压器安装施工工艺(PPT110页)精品课件 111页

'变压器安装施工工艺(PPT110页) 适用范围变电工程的220kV及以上变压器安装，110kV变压器、35kV及以上油浸高压电抗器安装可参照执行。 2.现场验收2.1变压器到货后应验证产品铭牌及合格证书，按设计图纸（修改图）和订货合同逐项与产品铭牌进行校对，查其是否相符。2.2按变压器“出厂技术文件一览表”查对技术文件是否齐全。2.3专职质检员、材料员、施工班组按变压器“拆卸一览表”与厂家技术人员、监理工程师共同检查拆卸零件、部件与备件是否齐全。油箱及所有附件、备件应无锈蚀及机械损伤，包装及密封应良好。充油套管的油位应正常无渗油，瓷瓶无损坏，材料员应做好开箱检查记录。开箱检查结果应有三方参加人员签字。2.4油箱箱盖或钟罩法兰及封板的连接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏，浸入油中运输的附件，其油箱应无渗漏。 2.5检查氮气或干燥空气压力表，不同温度对应不同允许值，但压力值应保证在0.01-0.03Mpa（GBJ148-90:85P）之间，并做好日检查记录。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°）2.6检查冲撞记录仪的记录，冲击允许值应符合制造厂及合同的规定（纵向冲击不应大于3g，横向冲击不应大于2g，垂直方向冲击不应大于3g）。国标要求冲击值一般应在3g以下。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）。2.7绝缘油验收按照订货合同核对厂家提供的油质试验报告、质保书、提货单。每批到达现场的绝缘油均应有厂家试验合格报告。 3.现场保管3.1到货后应立即检查产品是否受潮，初步判断标准为：氮气压力应保证在0.01-0.03Mpa（兆帕）；残油化验应符合以下要求：电气强度≥40kV/2.5mm；微水≤15ppmtgδ：不应大于0.5%（90℃）如不符合上述要求时，不能注油排氮，通知厂家现场处理。3.2符合3.1要求情况下存放，存放不能超过6个月，充干燥空气存放过程中，每天至少巡查两次，对箱内压力作记录；若发现泄漏率较大，应及时检查处理，保证箱内气体压力符合要求。3.3拆卸件如储油柜、冷却器开箱后存放应有防雨、防尘、防污措施，不允许出现锈蚀和污秽。冷却器防潮措施应完好。3.4附件（如测量仪器、显示器、瓦斯继电器、接线箱、控制柜、开关操作机构、导线、电缆和密封件等）开箱后都必须存放在干燥、通风的室内。 4.变压器油处理和保管4.1绝缘油预检验4.1.1绝缘油到现场后应即安排取油样进行简化分析，对绝缘油的性能有怀疑时应进行全分析。绝缘油试验项目及标准，应符合表三规定： 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1151～10012～52101～20026～203201～400321～504401及以上4 表1-2注入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(μL/L)≦15≦15≦10≦8tanδ(%)(90℃时）≦0.5≦0.5≦0.5≦0.5 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(μL/L)≦15≦15≦10≦8变压器油含气量(%)≦1≦0.5tanδ(%)(90℃时）≦0.5≦0.5≦0.5≦0.5 表二：绝缘油试验项目及标准序号项目标准说明1外观透明，无沉淀剂悬浮物2苛性钠抽出不应大于2级3安定性氧化后酸值＜0.2mg(KOH)/g油氧化后沉淀物＜0.05%4凝点（OC）DB-25,不应高于-25OC5界面张力不应小于35mN/m6酸值＜0.3mg(KOH)/g油7水溶性酸（Ph值）不应小于5.48机械杂质无 序号项目标准说明9闪点不低于（OC）DB-10140DB-25140DB-4513510含水量≤15ppm11电气强度试验使用于20-35kV者＞35kV试验油杯采用平板电极使用于60-220kV者＞40kV使用于500kV者＞60kV12介质损耗角正切值tgδ（%）90OC时不应大于0.513色谱分析合格 4.2绝缘油处理4.2.1预检不合格的绝缘油应与甲方或厂方联系。在厂方人员现场指导下，用真空滤油机对绝缘油进行加热高真空脱水和微粒过滤器过滤净化处理，直至绝缘油试验符合国标要求。4.2.2不同批次绝缘油如需混合时，必须在混油试验合格后方可混合，混合后还需做简化分析，简化分析合格才能使用。4.2.3主变残油抽出后用专用油罐储存，原则上残油不再注入变压器。4.3合格绝缘油的保管4.3.1存放合格油的油罐要求加装呼吸器，以保护合格的绝缘油在过滤、存放和注油过程中不受潮湿空气影响。4.3.2油罐放置场地应平整不积水，检查油罐阀门，人孔盖等密封良好。并用塑料布包扎。4.3.3油罐放置场地应有明显隔离标志，严禁吸烟和动火，并设置消防器材。 5.人员组织5.1人员组织：项目经理：项目总工：安全员：质检员：吊装指挥：安装负责人：试验负责人：工具保管员：检查人员：厂方人员:注：参加工作人员具体分工由安装负责人根据现场情况安排。器身检查应由厂方技术代表陪同参加。5.2安装前进行技术交底，做好人员安排并组织参加施工人员学习变压器验收规范和厂家技术资料，熟悉变压器总体安装的程序和要求，确保安装质量；学习有关规程，熟悉安全注意事项，确保安全施工。 6.总装前的准备工作6.1施工现场清理6.1.1清理现场，保证施工现场的清洁，设置专用电源箱，并加装照明灯具，设置围网，挂“非工作人员禁止入内”标牌并设置消防设施。6.1.2设置工具台，检查工具的完整性，带入现场的所有工具应登记造册，使用过程中的领用和回收应有专人负责。6.2附件检查与试验6.2.1冷却装置检查及冲洗6.2.1.1冷却装置的阀门应操作灵活、密封良好，开闭位置应正确。6.2.1.2风扇电机绝缘良好，其叶片无扭曲变形或与风筒碰擦；试转时应无振动、过热。6.2.1.3冷却装置安装前应用合格的绝缘油经净油机循环冲洗，并将残油排尽。6.2.2冷却装置密封试验6.2.2.1冷却装置应按厂家规定的压力值用气压进行密封试验，气压持续30min应无渗漏（如厂家无规定时，则用0.25Mpa的压力进行密封试验） 6.2.2.2若发现渗漏，应及时与厂家联系处理解决。6.2.3储油柜检查及冲洗6.2.3.1储油柜安装前，应清洗干净。6.2.3.2胶囊式储油柜中的胶囊或隔离式隔膜应完整无损6.2.4储油柜密封试验6.2.4.1胶囊或隔膜应按厂家规定的压力值用气压进行密封试验，气压持续30min应无漏气现象（如厂家无规定时，则用0.25Mpa的压力进行密封试验）6.2.5升高座检查6.2.5.1电流互感器出线端子板应绝缘良好，无渗油现象。电流互感器和升高作的中心应一致。6.2.6升高座试验 6.2.6.1升高座安装前，应先完成电流互感器的试验，将符合定值的抽头引出，不引出的抽头用绝缘材料包扎好。6.2.7套管检查与试验6.2.7.1套管表面应无裂缝、伤痕，引线管壁、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净。6.2.7.2充油套管应无渗油现象，观察油位指示器，油位指示应正常。6.2.7.3套管试验应合格。6.2.8其它附件试验6.2.8.1瓦斯继电器、温控装置的校验，应符合定值要求。 7.注油排氮7.1注意事项7.1.1注油排氮前，残油试验应符合<表二>的要求，并将油箱内的残油排尽。7.1.2注入变压器的绝缘油应符合<表二>的要求。7.1.3变压器和滤油机设备外壳都应可靠接地。绝缘油从储油罐中经过真空滤油机、油过滤装置注入变压器油箱体内。油应注到油箱顶部将氮气排尽，最终油位应高出铁心上沿100以上。注油后油的静置时间应不小于12h。7.1.4变压器排油后，打开变压器两侧的检查孔，让空气充分流通后（空气流通时间大于30分钟），内检人员方可从人孔处进入油箱内检查 8.器身检查试验及附件安装8.1器身检查前的工作8.1.1器身检查前应提前与当地气象站联系，根据天气预报确定器身检查日期（使器身检查在晴朗的天气进行）。并提前通知有关部门（建设单位、厂家、监理）8.1.2器身检查方式:为吊罩检查．不吊罩，从人孔处进入油箱内检查。8.2器身检查8.2.1器身检查时，应符合下列规定：8.2.1.1周围空气温度不宜低于0oC，器身温度不应低于周围空气温度；当器身温度低于周围空气温度时，应将器身加热（热油循环时，油温控制在50-70°C范围内），使其温度高于周围空气温度10oC。 8.2.1.2当空气相对湿度小于65%时，器身暴露在空气中的时间不得超过12h。8.2.1.3当空气相对湿度在65-75%时器身暴露在空气中的时间不得超过10h。当空气相对湿度大于75%以上和雨、雪、风沙（4级以上）天气不能进行器身检查和内部接线。8.3器身检查工作项目及要求8.3.1参加器身检查的作业人员所携的工器具，必须进行编号登记，工具登记员必须严格执行工器具发放和回收制度。严禁私自携带工器具进入现场。8.3.2露空作业时间应符合8.2.1.2、8.2.1.3条的要求。8.3.3器身检查工作项目程序及要求见表三； 表三：器身检查工作项目程序及要求表序号工作项目流程工作项目要求1运输支撑检查1.应无移动现象2.运输用的临时防护装置及临时支撑应予拆除2器身各部位检查应无移动现象所有螺栓应紧固，并有防松措施绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好3铁芯检查铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘垫应良好铁芯应无多点接地铁芯外引接地者拆开接地线后铁芯对地绝缘应良好打开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝缘应良好打开铁芯屏蔽接地引线，屏蔽绝缘应良好铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘应良好4绕组检查绕组绝缘层应完整、无缺损、变位现象各绕组应排列整齐、间隙均匀绕组的压钉应紧固，防松螺栓应锁紧绝缘围屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处的密封应良好引出线应包扎牢固，无破损，拧弯现象 序号工作项目流程工作项目要求46.引出线绝缘距离应合格，固定牢固7.引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，焊接应良好5切换装置检查有载调压切换装置的选择开关，范围开关应接触良好，分接引线应连接正确、牢固，各部分螺栓要全部检查一遍，紧固良好切换开关油箱应密封良好，油箱内的油要放掉并清洗底部6器身清洗器身检查完毕后，必须用符合5.1.1条要求的变压器油进行冲洗，并清洗油箱底部，不得有遗留杂物箱壁上的阀门应开闭灵活，指示正确7工器具清点器身检查完毕后；作业人员应认真查点工器具，现场工具登记员应按工具登记表核对工具质检员应认真复查工具核对情况，确认箱内无遗留物和杂物后，向吊装指挥汇报后，方可封人孔盖板。注：1.器身检查由厂家代表现场技术指导进行，质检员应做好质量跟踪 8.4附件安装8.4.1升高座安装8.4.1.2升高座安装时，应使电流互感器名牌位置面向油箱外侧，倾斜角方向与图纸相符。8.4.1.3绝缘筒应安装牢固，其安装位置不应使变压器引出线与之相碰。8.4.2套管安装8.4.2.1套管倾斜角应符合说明书要求。8.4.2.2高压引线的应力锥应进入套管的均压罩内，套管顶部结构的密封垫应安装正确，密封良好。8.4.2.3充油套管的油标应面向外侧，套管末屏应接地良好。8.4.3安装瓦斯继电器时，瓦斯继电器顶盖上的箭头标志应指向储油柜。 8.4.4吸湿器油封油位应在油面线上或按产品的技术要求。8.4.5压力释放装置的安装方向应正确，使喷油口向外侧，不能指向电气设备。8.4.6附件安装应在厂家现场技术人员指导下进行。 9.真空注油9.1真空注油的要求9.1.1变压器注油前必须进行真空处理；真空处理按厂家说明书的具体要求进行；真空抽到厂家说明书要求的残压值为止。真空保持时间不得少于8h。抽真空时，应监视并记录油箱的变形，其最大值不得超过壁厚的两倍。真空残压要求：220～330kV，≦600Pa(目标值133Pa)；500kV，≦133Pa(目标值133Pa)；750kV，≦13Pa。维持真空残压的抽真空时间:500kV，不少于24h；750kV，不少于48h。真空注油速率控制6000L/h以下，一般为3000～5000L/h，真空注油过程维持规定残压。真空泄露检查符合产品说明书要求。9.1.2抽真空时，必须将在真空下不能承受机械强度的附件与油箱隔离（气体继电器两端的蝶阀，必须处于关闭状态）对允许抽同样真空度的附件，散热器应同时抽真空（注意：开关油室与变压器油箱必须同时抽真空、同时注油。管路联接以厂家安装说明书要求为准）。 9.1.3真空注油工作不宜在雨天或雾天进行。9.1.4真空注入变压器本体内的绝缘油要符合5.1.1项的要求。9.1.5真空注油过程中，所有外露的可接地部件及变压器外壳和滤油设备均可靠接地。9.1.6，注油全过程应保持真空，注入油的油温宜高于器身温度，注油速度不宜大于5000L/h。油面距油箱顶的空隙不得少于200mm。注油后，应继续保持真空，保持时间不得少于4h。注意:1.整个抽真空及真空注油过程必须严格按照上述步骤或厂家规定进行，并做好相关记录备案或按厂家提供的记录表格填写。2.操作全过程需经厂方代表、监理与施工作人员共同核对后,方可开始抽真空注油工作。 热油循环热油循环工艺应按照产品说明书要求进行。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：①热油循环前，应对油管抽真空，将油管中空气抽干净。②对变压器本体及冷却器同时进行热油循环。③热油循环过程中，滤油机加热脱水缸中的稳温度，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。④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。⑤热油循环结束后，应关闭注油阀门，开启变压器所以组件、附件及管路的放气阀排气，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，固定与防护措施可靠，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。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。 9.2补油、静放及密封性试验9.2.1往变压器内加注补充油时，应通过储油柜上专用的添油阀，并经净油机注入，注油至储油柜额定油位。注油时应排放本体及附件内的空气。9.2.2注油完毕后，在施加电压前，其静止时间不应少于48h。9.2.3静止48h完毕后，应利用变压器所有组件、附件及管路上放气塞放气，直至残余气体排尽，完毕后拧紧放气塞。9.2.4变压器安装完毕后，应在储油柜上用气压进行整体密封试验，其要求为油箱盖上能承受0.02-0.03Mpa的压力（或按厂家规定进行），持续时间24h，应无渗漏。10.变压器外罩清理10.1变压器装配完毕后，清除变压器上所有杂物，及与变压器运行无关的临时装置，用清洗剂擦拭变压器表面。清除运输及装配过程中沾染的油迹、泥迹，并对漆膜损坏的部件补漆。 11.投入运行前的检查11.1检查11.1.1取油样做色谱分析。11.1.2检查闸阀、蝶阀是否处于开启运行状态。检查储油柜及套管的油面高度是否符合要求。11.1.3检查电流互感器的接线是否正确，不接负载的电流互感器二次线圈是否已短接接地，严禁开路运行。11.1.4检查油流继电器动作是否可靠。11.1.5检查外部空气绝缘距离，各电压等级套管之间及套管对地间的空气绝缘距离不小于GB10237-88“外绝缘的空气间隙”中的规定。11.1.6检查接地系统是否正确①油箱接地是否良好，若下节油箱有接地螺栓时，则通过接地螺栓可靠接地。 ②铁芯（夹件）有接地套管引出，则此接地套管必须有可靠接地。③检查各组件的接地是否正确可靠，如10kV级及以上的电容式套管法兰部位的PD小套管等。11.1.7检查气体继电器、压力释放阀、油位计、温度计及电流互感器等的测量回路、保护、控制、信号回路的接线是否正确。各保护装置和断路器的动作应良好可靠。11.1.8检查吸湿器硅胶是否受潮、油面是否正常，呼吸是否畅通。11.1.9检查冷却器和控制箱的运行及控制系统是否正确可靠。11.1.10检查强油循环的油流方向是否正确，以潜油泵的转向为准。 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、合格证件及按照图纸等技术文件。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。 附表一：主变安装质量跟踪表序号检查项目内容检查结果安装负责人质检负责人1冷却器密封试验应合格2冷却器冲洗应无杂物3变压器套管CT试验合格4变压器油应合格5变压器套管试验合格6储油柜密封试验20kPa30min无漏气7检查并记录干燥空气压力8附件安装（外体安装）9检查运输中铁芯是否移位10引线的绝缘应无损伤 序号检查项目内容检查结果安装负责人质检负责人11紧固件是否松动（胶木、胶木螺母、钢螺栓、钢螺母、压钉）12木件及导线夹有无损坏及松动13检查铁芯、夹件、压板及套管的接地是否牢固14拆除运输用的临时固定装置15检查内部电气间隙16检查并清除所有与变压器无关的异物及污物等17检查上下铁轭螺杆与铁芯之间的绝缘电阻18将上夹件与铁轭的接地片打开，测得夹件与铁芯间的绝缘电阻19接地片接上后测得夹件铁芯及压板的接地情况20检查铁芯是否为一点接地 序号检查项目内容检查结果安装负责人质检负责人21检查调压开关三极的指示是否一致22复装时用合格的变压器油冲洗与变压器油直接接触的零部件及器身23复装时再次清理器身及油箱内异物、污物24套管外部应清理干净25温度计座内应注满变压器油26工器具是否全部收回27真空注油28密封试验29吸湿器检查30安全器道的检查（压力释放阀检查） 序号检查项目内容检查结果安装负责人质检负责人31阀门开启检查32变压器外壳接地应良好33测量线圈所有分接位置的直流电阻34测量各分接位置的变压比35测量线圈的绝缘电阻36测量吸收比R60S/R15S、极化指数R10min/R1min37测量直流泄漏电流38测量变压器的介质损耗角正切值39检查变压器极性、联接组别40局部放电试验 附表二主变压器安装工器具跟踪表序号工器具名称及规格领取时间归还时间数量工器具领取人签名工具管理员签名安装前工器具清点总件数：安装后工器具清点总件数： HGIS、GIS和封闭母线施工工艺 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，落地罐式断路器、PASS等组合电器可参照执行。 施工流程施工流程图见图2-1。 施工准备土建验收、基础复测设备组装管道连接及其他附件安装设备固定真空处理、充SF6气体设备调整电缆敷设及二次接线现场检查和试验质量验收 工艺流程说明及主要质量控制要点 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、调试安装记录表，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器施工及验收规范》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能够伸向室外，同时还应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≦±10mm，相邻误差≦±5mm；预埋件水平误差≦±10mm，相邻误差≦±2mm。安装基座检查：中心线误差≦±5mm，水平误差≦±2mm。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。①部件装配应在无风沙、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。②应按产品的技术规定选用吊装器具并合理使用吊点，不得损伤设备表面。③支架安装的平整度应符合产品技术要求；支架或底架与基础的水平高度调整宜采用产品提供的调整垫片。 ④应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。⑤使用的清洁剂、润滑剂、密封脂和擦拭材料必须符合产品的技术规定。⑥GIS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各个气室预充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。 GIS法兰连接的要求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。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剂，并薄薄的均匀涂到气室外侧法兰上。涂完密封剂应立即接口或盖封板，并注意不得使密封剂流入密封圈内侧。 ②法兰合拢前，应清洁母线筒，并做好施工纪录。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距离均匀。连接完毕相间对称地拧紧螺栓，所有螺栓的紧固均应使用力矩扳手，其力矩值应符合产品的技术规定。 ④GIS元件批装前，应用清洁无纤维罗拉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、水汽的侵入。 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。 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净触指内部，在触指上涂上薄薄一层电力复合脂。如不立即安装，应先用母线插入工具，将母线完全推进触头座内，垂直母线采用专用工具进行安装。母线对接应通过观察孔或其他方式进行检查和确认。 套管的吊装套管在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。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，以保证套管插入深度；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，最后用力矩扳手紧固套管支座的螺栓。 设备固定罐式断路器、GIS、HGIS的固定一般在组装完成后进行，固定方式由焊接和预埋螺栓两种。预埋螺栓的工艺要求：预埋螺栓中心线的误差不应大于2mm。全站同类型设备地脚螺栓露出长度一致，地脚螺栓上部采用热镀锌形式。焊接的工艺要求：底座与预埋钢板（预埋钢板厚度宜大于25mm）的焊接应满足厂家要求，焊接面应饱满、均匀。 真空处理、注SF6气体充注前，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；吸附剂的更换方式、时间应符合产品技术要求。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；抽真空式，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引起破坏真空事故。真空泄露检查方法应按产品说明书的要求进行。气室预充有SF6气体，且含水量检验合格时，可直接补气。 SF6气体参数指标应符合表2-1要求参数指标空气（N2+O2）≦0.05%四氟化碳≦0.05%水分≦8μg/g酸度（以HF计）≦0.3μg/g可水解氟化物（以HF计）≦1.0μg/g矿物油≦10μg/g纯度≦99.8%生物毒性试验无毒 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。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效小于150μL/L；其他气室气体含水量小于300μL/L，目标小于150μL/L。 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气体年泄露率小于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。 电缆排列与二次接线电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架形式。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。 设备调整断路器的操作机构。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，无烧损或锈蚀；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。 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；防失压慢分装置应可靠。 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。 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紧固，转动部分应涂以适合当地气候的润滑脂。②隔离开关和接地开关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。 现场检查与试验断路器调整后的各项动作参数，应符合产品的技术规定。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。 质量验收产品说明书、试验报告、合格证件。安装检验、评定记录，调整试验记录。施工图及变更设计的说明文件。备品、备件、专用工具及测试仪器清单。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。 支柱式断路器安装施工工艺 适用范围220kV及以上电压等级支柱式SF6断路器 施工流程施工流程图见图3-1 施工准备基础支架本体安装管道及附件安装二次接线充SF6气体机构调整电气和操作施压质量验收 工艺流程说明及主要质量控制要点 施工准备技术准备：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。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。产品开箱检查和试验：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。 基础与支架基础中心线与安装顶面水平误差：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。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。 本体安装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的水平或垂直位置。极柱安装：通常采用直扳法吊装，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。断口吊装：应按产品的技术规定选用吊装器具、吊点及吊装程序；密封槽面应清洁，无划痕；已用过的密封垫圈不得使用；涂密封脂时，不得使其流入密封垫圈内侧而与SF6气体接触；应按产品技术规定更换吸附剂；支柱与断口对准耦合，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。 充SF6气体真空充气装置管道连接应清洁，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真空，由产品安装说明书确定）。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、闭锁接点压力值检查，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。 断路器SF6气体符合表3-1要求。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%。 表3-1SF6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≦8μg/g酸度（以HF计）≦0.3μg/g可水解氟化物（以HF计）≦1.0μg/g矿物油≦10μg/g纯度≦99.8%生物毒性试验无毒 断路器调整按照产品说明书要求进行机构连接并进行检查和调整。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，无烧损或锈蚀；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。 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。 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冲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；检查液压油油位正常。 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。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。 二次接线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。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。 电气试验和操作试验分、合闸动作点压测量，动作时间特性测量。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，开展回路继电器检验和整定。一次绝缘电阻测量，主导电回路电阻测量。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操作过程压力消耗符合产品要求。 质量验收产品说明书、试验报告、合格证件。安装检验、评定记录，调整试验记录。施工图及变更设计的说明文件。备品、备件、专用工具及测试仪器清单。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。 隔离开关安装施工工艺 适用范围220kV及以上电压等级隔离开关安装 施工流程施工流程图见图4-1 工艺流程说明及主要质量控制要点 施工准备现场布置：荷兰布置现场，包括隔离开关附件和吊车位置等。技术资料：厂家说明书、试验报告、保管记录齐全。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）等。 基础复测隔离开关的支架性式有多种类型，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。钢管支架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。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大于2mm。全所同类型隔离开关地脚螺栓露出长度一致。 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。 隔离开关安装隔离开关底座与设备支架安装应做到无垫片安装。支柱绝缘子瓷柱弯曲度控制在规范规定的范围内，瓷柱与法兰结合面胶合牢固，应涂以性能良好的硅类放水胶。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。 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，使触头相互对接、接触良好。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，清洁后涂以复合电力脂连接。使用细砂纸处理动静触头接触面氧化物，清洁光滑后涂上薄层中性凡士林油。 均压环应安装牢固、平整，检查均压环无划痕、碰撞产生毛刺，寒冷地区均匀环应有滴水孔。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技术要求。 操作机构安装操动机构应安装牢固，固定支架工艺美观。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。 电缆排列与二次接线电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，有条件采用封闭桥架形式。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的符合性。 隔离开关调整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。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箍、垂直，焊接部位牢固、平整。轴承、连杆及拐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。定位螺钉应按产品的技术要求进行调整，并加以固定。 所有传动部分应涂以适合当地气候条件的润滑脂。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。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。电动操作时，机构动作应平稳，无卡阻、冲击异常声响等情况。 现场检查与试验电动机构、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，机构箱密封良好。分闸时，触头断口距离和打开角度应符合产品的技术规定。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。 ‘隔离开关分、合闸定位螺栓调整尺寸符合产品技术规定。安装、调整螺栓紧固达到力矩规范标准。油漆应完整、相位标志正确，接地可靠，设备清洁。电气试验按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB-50150-1991进行。 '