机电安装报告正文1.doc

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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流机电安装报告正文1.精品文档.目 录1 工程概况11.1 工程简介11.2自然气象条件11.3电气接线方式21.4升压站内主要电气设备21.5电站监控方式21.6施工范围32 、工程完成情况52.1工程形象52.2工程主要节点63、施工质量控制63.1 施工依据63.2 质量保证体系建立及执行情况83.3 质量管理组织机构与职责83.4 质量管理控制措施114 、机电安装工程施工134.1一次设备安装134.2 施工方法及工艺134.3 二次设备安装264.4电缆敷设285、单元工程及分部工程质量评定情况306 、质量事故及缺陷处理情况316

2、.1 质量事故情况316.3未完工程、计划完成时间317 、安全文明施工及环境保护管理327.1 本工程文明施工目标327.2 本工程环境管理目标327.3 文明施工组织机构327.4 文明施工实施方案328 、安全管理338.1本工程安全管理目标348.2现场施工安全管理制度348.3安全生产保证措施349 强制性条文执行情况3610 、工程档案管理3711 、工程评价3712 、施工大事记381 工程概况 1.1 工程简介宁夏吴忠运风2号风电场（运达一期）49.5MW工程，位于宁夏回族自治区吴忠市区东南偏南约41km处，吴忠市利通区扁担沟镇白塔水村境内，苦水河以东，西临宁夏吴忠运风3号风电

3、场，西南靠宁夏吴忠运风1号风电场，南侧为宁夏吴忠运风2号风电场规划的二期工程。2号风电场扩容后规划总装机容量300MW，其中一期工程拟安装单机容量1500KW的风力发电机组33台，装机容量为49.5MW。风力发电机组出口电压为690V.。本工程在风电场场址就近建造了10KV升压站，本期风电场电能经3台110KV、100MW主变压器升压后，通过2回110KV线路送至系统变电所。升压站110kV侧接线采用单母线接线方式，共布置6个电气间隔，本期施工1#主变进线间隔、1#主变出线间隔及110KV母设间隔。动态无功补偿装置为一套35KV、24Mvar的SVG动补装置。110kV升压变电站35kV侧接线

4、采用单母线分段接线方式，母线上主要回路包括风机进线、无功补偿回路、接地变兼场用变压器等。1.2自然气象条件气象条件风电场场址属温带干旱半干旱大陆性气候特征。工程所在区气象站多年平均气温为9.3，极端最高气温38，极端最低气温-24，多年平均雷暴日数为16d，多年平均沙尘暴日数为8.3d，气象站多年平均风速2.3m/s，通常情况下风速年内分布冬春大、夏季小。地形、地质条件风电场场址地貌属低丘陵，地形有起伏但较开阔，坡度大多较平缓，其高程在1250m1350m，平均高程约为1300m。地表大部为戈壁草原，多有荒漠化现象，在风电场局部分布少量半活动的新月形小沙丘。工程区域处在鄂尔多斯西缘拗陷带边缘，

5、西邻祁连褶皱系的走廊过渡带。风电场场址的工程场地类别为类场地，场地土类型为中硬坚硬场地土。场区内地貌类型单一，主要受力土层分布较连续，厚度较稳定，场区内无软弱下卧土层，场区内无砂土液化、震陷等地震地质灾害，属抗震有利地段。工程区地层岩性较为简单，主要由粉土、-2强风化泥质砂岩及-3中风化泥质砂岩。1.3电气接线方式风力发电机组出口电压为0.69kV，经箱式变电站升压至35kV电压，箱变高压侧采用联合单元接线方式，16-17台风电机组组成一个联合单元后，经35KV集电线路接入风电场110KV升压站35KV配电装置。110kV升压变电站35kV侧接采线用单母线三分段接线方式，母线上主要回路包括风机

6、进线、无功补偿回路、场用变兼接地变压器等。110KV侧最初方案为2组变压器线路组接线，规模调整后改为“3进2出”单母线接线，本期投入1#主变间隔，母设间隔及1#出线间隔。0.4KV配电装置为单母线接线，共设6面低压开关柜，一路为正常电源，取自35KV配电装置，一路为地区电源10KV电源作为备用电源。1.4升压站内主要电气设备主变压器本工程主变压器采用三相、铜绕组，自然油循环、风冷式、低损耗有载调压电力变压器，型号为SFZ11-100000/110，容量100000KVA。126KV配电设备126KV配电装置采用隔离开关、断路器、电流互感器、电压互感器等设备，共有SF6断路器2组，电流互感器6台

7、，电压互感器6台，单/双接地隔离开关5台，110KV支柱绝缘子21只。40.5KV配电装置本工程采用铠装式及金属封闭、断路器移开式开关柜，本期共安装9面40.5KV开关柜，场变兼接地变1台带电阻。24MvarSVG型无功补偿装置1套。1.5电站监控方式风电场由宁夏电力调度控制中心调度管理，远动信息送至调控中心，转发吴忠地调。主备通道采用调度数据网。风电场按无人值班、少人值守的方式运行。110KV升压站的控制室内设置风电场内风力发电机组计算机监控系统、升压站计算机监控系统、图像监控系统、火灾自动报警及消防控制系统等。通过风力发电机组成套提供的机组监控系统及通信网络，对风力发电机组进行遥测、遥控、

8、遥信。升压站计算机监控系统负责对110KV线路、主变、35KV系统及公共设备集中监控。风力发电机组监控系统具备与升压站计算机监控系统的数据传输功能。升压站计算机监控系统设通信工作站，通过通信工作站向调度部门输送远动信息，并接受宁夏电力调度控制中心的远方“遥信、遥测、遥控”等。1.6施工范围 变电所电气一次设备安装工程变电所电气一次设备安装工程包括： 110kV升压变压器及其中性点设备安装工程； 110kV配电设备及出线设备安装工程； 35kV配电装置安装工程； 0.4kV配电系统安装工程；变电站一次电缆敷设安装工程；变电站电气设备接地安装工程；变电站电气一次设备调试。 变电所电气二次设备安装工

9、程变电所电气二次设备安装工程包括：计算机监控系统的安装、调试；继电保护及安全自动装置的安装、调试；控制电源系统的安装、调试；电能量计系统的安装、调试；生产调度管理通信系统的安装、调试；二次等电位接地网的采购及安装；二次控制及电源电缆的敷设及接线；二次设备电缆管、预埋件的采购及安装；火灾自动报警系统设备的采购、安装及调试；其它场内通信及宽带网络、图像监控、闭路电视系统设备安装工程 公网电话/宽带网络系统设备及闭路电视系统设备的安装、调试工作； 闭路电视及图像监控系统设备的安装、调试工作； 电话电缆、网络电缆、图像监控及闭路电视电缆的敷设及电缆管的预埋； 综合线路网络分线设备、出线设备、接线设备的

10、安装； 设备基础的安装； 通信设备室接地母线的布放、与站内总接地网的连接，所有通信设备接地线的敷设、接续以及接地测试等；变电所电气一次设备安装工程序号项目型号数量备注1主变压器110kV主变压器 SZ11-100000/110安装11581.25%/38.5kV1台2主变中性点成套设备THT-TNP-1101套3110KV断路器安装LW36-126，126KV，2000A，31.5KA2组4隔离开关安装GW4A-126，126KV，2000A，31.5KA5组5电流互感器安装LB6-110W3 1500/1A6台6电容式电压互感器安装TYD-110/3KV6台7避雷器安装无间隙氧化锌避雷器6台

11、8支柱绝缘子安装126KV21台9高压开关柜安装KYN61A-40.5-003 9面10共箱母线安装35kV12m11动态无功补偿装置安装24MVar1套12接地变兼场用变及电阻柜安装35kV1套13开关柜安装0.4KV6面14电力电缆安装0.41kV5700m15电力电缆安装35kV，YJY-1*240200m16电缆终端安装35kV12套17升压站户外构架软导线安装400m18升压站设备线路金具安装0.3t19绝缘子串安装12串20升压站电气接地安装1项21升压站电气一次设备现场试验1项22升压站电气一次设备调试1项23风电场整体启动试运行1项变电所电气二次设备安装工程序号项目型号数量备注

12、测控、保护及通信系统设备1110kV线路测控柜1面2110kV主变测控柜1面3公用测控柜1面4110kV线路保护柜1面5110kV母线保护柜1面6主变保护柜1面735kV母线保护柜1面8故障录波柜1面9110KV线路同步相量测量柜1面10频率电压紧急控制装置柜1面11风电场综合通信管路终端柜1面12保护信息管理子站柜1面13风功率预测柜1面14风机监控柜1面15图像监控柜1面16远动通信柜1面171#2#主变电度表柜1面18电量计费ERTU柜1面19天气预报服务器柜1面20计算机操作台1套21调度专网柜2面22场内通信柜1面控制电源系统设备1220V直流蓄电池柜3面248V直流蓄电池柜1面32

13、20V直流充电柜1面4220V直流馈电柜1面5逆变电源柜1面648V直流充电柜1面48V直流馈电柜1面其他1火灾报警控制系统1套2场内通信系统1套2、工程完成情况2.1工程形象运风2#风电场一期49.5MW电站机电安装工程从2013年6月10日正式开工，截止2013年11月30日已完成以下工程： 主变系统设备安装； 40.5KV配电设备安装调试； 110KV配电设备安装调试； 0.4KV配电设备安装调试； 二次控制盘柜及直流系统设备安装调试； 全站电缆敷设； 站区接地安装及电阻测量； 其他工作。2.2工程主要节点2013年9月4日 1#主变压器就位安装完成；2013年9月9日 35KV盘柜及及

14、接地变就位安装完成；2013年10月25日二次盘柜、0.4kV低压柜安装完成；2013年11月6日 一次电缆敷设完成。2013年11月10日 110KV室外设备就位安装完成2013年11月20日 二次接线及电缆头制作完成2013年11月30日 升压站设备调试完成3、施工质量控制3.1 施工依据电气装置安装工程 电气设备交接试验标准 GBJ50150电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范GBJ147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电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范GBJ149电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范GBJ50108电气装置安装工程

15、 接地装置施工及验收规范GBJ50109电气装置安装工程 低压电器施工及验收规范GBJ50154电气装置安装工程 电气照明装置施工及验收规范GBJ50159电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50168电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169电气装置安装工程盘柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171电气装置安装工程低压电器施工及验收规范GB50254电气装置安装工程电气照明装置施工及验收规范GB50303发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程GB50217选用的技术标准和规范，应是已颁布的最新版本。各设备制造厂提供的随机资料、图纸。电气装置安装工程施工及验收规(GBJ232

16、)电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范GBJ147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电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范GBJ149高压输电设备的绝缘配合和高电压试验技术GB311电力变压器GB1094干式电力变压器GB6450高压断路器GB19843-500kV交流金属氧化物避雷器技术条件GB11032交流高压隔离开关 GB1985电压互感器 GB1207电流互感器 GB1208电力金具通用技术条件 GB2314电力金具标准(国家标准局批准)电力建设施工及验收技术规范DJ57低压电器基本标准 GB1497交流高压电器动热稳定试验方法 GB270

17、6户内交流高压开关柜订货技术条件 DL404电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB50150高电压试验技术GB/T16927GBJ 232 电气装置安装工程施工及验收规范SDJ 279 电力建设施工及验收技术规范GB J93 工业自动化仪表工程施工及验收规范GB 7261 继电器及继电保护装置基本试验方法GB 50171 电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB 50172 电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范GB 50166 火灾自动报警系统施工及验收规范 3.2 质量保证体系建立及执行情况3.2.1 质量目标我公司的质量方针严守标准规范，实现优质高效；提供最佳服务，满足顾

18、客需要。3.2.3本工程质量目标确保投产，实现单位工程合格率100%,分项工程优良率100%，分部工程优良率90%；单位工程优良率90%，合格率100%。3.3 质量管理组织机构与职责3.3.1质量管理组织机构图项目质量管理组织机构见下图。质量管理组织机构图项目法人 质量管理部监理单位项目经理：雷洁琼项目总工：蒋建军项目部专职质检员施工队兼职施工队队长施工安装人员3.3.2质量管理职责 项目经理的质量职责按照公司的质量方针、质量目标，负责建立本工程的质量保证体系，保证质量部门和人员能有效的开展工作；保证业主和监理工程师有关质量的任何指令能贯彻执行；保证施工过程所需资源的优化配置。 项目总工质量

19、职责负责组织工程质量体系的正常有效运行，在技术质量管理上全面贯彻质量方针和质量目标；根据本工程特点和质量目标，对项目质量进行质量策划，制定项目工程质量计划；组织编写、审定、批准本工程的质量和技术文件；对工程质量状况进行分析，并提出改进措施。 质量专责负责工程质量体系的正常运行，制定工程质量管理实施细则；负责工程原材料的检验和试验。对分项工程质量进行检验和评价；负责对有关质量管理、实体质量等方面信息的搜集、识别等工作。发生质量问题时组织评审、调查、分析，对已发生的和潜存的质量问题，制定纠正和预防措施；参加分部工程的中间验收；负责和监理工程师的联系工作，对其工作提供便利。听取监理工程师对质量工作的

20、意见和建议。 施工队质检员的质量职责执行项目部质量管理机构和监理工程师的工作指令；督促施工人员及时、准确、真实、完整的填写施工记录；保证施工中执行设计施工图和相关技术规范、国家标准；执行项目部制定的质量管理制度和技术措施，负责质量管理工作在施工队的有效落实；负责组织本施工队施工现场的材料检验。不合格品退回。3.4 质量管理控制措施工程质量形成于施工过程之中，为了保证本工程质量目标的实现，必须对工程实行全过程、全方位控制，并坚持预防为主和检验把关相结合的原则。为此，我公司将在组织、制度、技术、经济、过程控制和特殊施工及控制方法等方面采取控制措施。3.4.1 组织措施建立有效的质量管理组织机构，明

21、确各岗位质量管理职责，从组织上保证工程质量目标的实现。3.4.2 制度措施为规范施工作业，保证各项工作质量和工程质量，本工程须严格执行以下主要管理制度：岗位质量责任制度：明确各级岗位质量责任和工作分工。隐蔽工程检验制度：根据招标文件和施工验收规范，明确隐蔽工程的范围、内容，检验的时间和程序。三级质量检验制度：规定了公司、项目部、施工队三级检验的范围、内容和检查方式。质量事故报告制度：对质量事故进行分级，并规定了质量事故报告程序。施工图会审制度：规定了参与施工图会审的部门、会审的内容和重点。技术交底制度：对交底时间、人员、内容进行了规定。材料检验制度：规定了到货材料检验项目、方法、参加人员及不合

22、格品处置。计量器具管理制度：规定了本工程计量器具范围、检定、使用、保护要求。3.4.3 技术措施 公司技术质量管理部和工程技术科技术人员对施工图纸应认真审核，参加图纸会审。 根据施工图并结合现场情况，编制科学合理的施工方案、施工作业指导书，按照公司技术管理制度的要求，严格遵守审、批程序。 确定质量控制流程。 针对本工程的特点，在工程开工前对施工人员进行培训。 在各工序开工前，对所有参加施工人员进行技术交底，使施工人员了解施工操作的内容、操作方法和质量标准。3.4.4 经济措施为充分调动员工的积极性、主动性，确保质量目标的实现，依照责权利相结合的原则，把个人的经济利益与工程质量联系起来，本工程采

23、取以下经济保证措施： 实行质量奖惩制度，制定质量奖惩实施细则，根据施工过程工作质量和工程质量状况及时奖惩。 公司另设“创优对口竞赛”专款，工程竣工投产，经业主考核评比，根据实现的目标，公司给予相应的奖励。 实行质量预留金制：对项目部按规定预留一定比例质量保证金，工程竣工投运后，经公司考核符合公司规定条件，双倍返还，否则予以扣除。 实行质量抵押金制：对与质量有关的主要岗位人员，开工前预收一定数额抵押金，工程竣工投运后，经考核符合公司规定条件，双倍返还，否则予以扣除。3.4.5变电工程质量控制及其预控措施质量薄弱环节预防技术措施一览表支架安装1.垂直度超差。2.安装精度不满足要求。1、支架吊装前应

24、编制构支架吊装技术措施。2、柱口对焊前应认真进行排杆，尽量消除柱口不平的缺陷，以保证柱口焊接质量，间隙较大的柱口应修整合格。3、钢梁、钢构件、柱口的焊接以及顶板的安装焊接质量，应符合JGJ81-2002 建筑钢结构焊接规程，GB50205-2001钢结构工程施工质量验收规范，并对已焊好的构架杆，钢梁予以支撑及垫实，防止变形。4、组立前，应仔细复核支架基础轴线及标高，并应清理杯形基础内的杂物，杯口冲洗干净，无杂物，并复核构件编号，钢梁的组装等是否符合设计要求。5、检查支架杆上接地引上线的安装方向和位置是否正确。并做好防腐处理及斑马线。6、组立前应进行各项技术复核工作。7、二次浇灌前，必须认真对标

25、高、轴线、垂直度进行技术复核工作，发现有误立即纠正。并做好二次浇灌的砼的养护工作。、变压器安装渗油1.安装前检查密封胶圈规格是否符合厂家要求，胶圈安装前要检查有无裂纹、气孔，表面清洁。2.选用优质合格的清洁剂，防止油污、杂质滞留胶圈表面。根据厂家要求涂以密封胶。3.螺栓、螺母紧固时应顺序对称交替进行，逐步紧固到位，要用力矩扳手紧固至合适力矩。对于因位置关系需要用专用工具卡具，防止密封垫因受力不均发生偏移错位。室外设备安装SF6气体微水含量超标1.在注入设备前,应逐瓶测量瓶气的微水含量,数值应与瓶上标称微水值相等。2.当原充SF6气体正压力在0.05Mpa以上时，宜在抽真空前测量微水，供判断有无

26、受潮。3.抽真空应在设备封盖后2h以内开始进行，选择在气温15以上进行。检查、组装设备作业时，应考虑到下道工序抽真空过程中的气温要求。4.无论原设备内SF6气体正压力有、无，一律按用小流量抽高真空法抽出原存气，任何情况下不应直接补充SF6气体。5.真空检漏合格后，第一次试注入SF6气体压力不宜超过0.3Mpa，待24h中间复测微水合格后再充至规定压力。4 、机电安装工程施工4.1一次设备安装4.1.1 施工内容 1#主变压器 1台 接地变兼站用变压器 1台 35KV开关柜共安装 9 面。 0.4kV低压柜共安装 6面。 SVG成套设备 1套 110KV开关设备（户外） 47台/套4.2 施工方

27、法及工艺 4.2.1主变施工方法及工艺 1）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：变压器试验合格证明书，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，220kV 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、 试验人员。 机具及材料：吊

28、车、单车，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。 2）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、tg 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/2.5mm；微水 20mg/L；tg ： 0.5%（90时）。到货大罐油应每罐取样，小桶油应按电力装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GB50148-2010表4.3.1 数量取样。 3）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

29、具体要求参见规范 GBJ 148-1990。 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（产品特别承诺并充分干燥，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）。 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%）以维

30、持本体干燥，每次通常只打开一处为好并用 塑料薄膜覆盖，连续露空时间不超过 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行接触，采用平衡调节装置调整， 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， 储油柜安装确认方向正确并进行位置复核。 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。 温度计安装毛细管固定可靠和美观。 所有螺栓紧固符合产品说明书要求。 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

31、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 时间不应超过 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。 6）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，本体上消防感温 线的排列要美观、可靠。 按照设计图

32、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。 7）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。 储油柜和充油套管油位正常。 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正确指示，有载调压装置的操作试验和信号传输正确。4.2.2 户内高压开关柜施工流程说明及主要施工工艺质量控制要求 1）施工准备 现场布置：合理布置现场，包括断路器附件和吊车位置等。 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、

33、质量负责人，安 装、试验人员。 机具及材料：吊车、单车，吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料（产品附带）等。 2）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 的规定。 核对40.5KV配电室大门尺寸，保证产品可顺利进入。 户内开关柜应核对开关柜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，开关柜与变压 器及出线之间，开关柜轴中心线误差应在允许的范围内。 基础及预埋槽钢接地良好，符合设计要求。基

34、础检查：中性线误差，相邻 5mm，全部 10mm；水平误差，相邻 2mm，全部 10mm。安装基座面检查：中性线误差全部 5mm；水平误差全部 2mm。 室内的起吊设施应通过验收。 3）设备本体组装 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。 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。 应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。 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。 应对可见的触头

35、连接、支撑绝缘件和盘式绝缘子进行检查，清洁无损伤。 4）母线的安装。 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，用尼龙绳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，将尼龙绳取出。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。 散装的母线段，可采用厂家提供的专用工具进行安装。 母线安装时，应先检查表面及条状触指有无生锈、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， 在触指上涂上薄薄的一层电

36、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； 提起母线的悬空端，将母线装卸小车拉出；用尼龙绳系好母线悬空端，使母线处于正中位置。如果是垂直母线段安装，则在母线悬空端装上母线夹紧和定心工具进行安装，母线对接应通过观察孔或 其他方式进行检查和确认。 5）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尼龙绳带进行起吊，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

37、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。 6）设备固定 预埋螺栓的工艺要求：预埋螺栓中心线的误差不应大于 2mm。全所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。 9）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

38、，必须核对设计图纸、产品图纸和实际装置的符合性。 10）设备调整 断路器的操动机构。 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，并采取防松措施。 弹簧机构调整的工艺要求：合闸弹簧储能完毕后，辅助开关应即

39、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。 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。 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。 机构行程检查：将操作方式旋钮置于“手动操作”，用曲柄转动操作机构，使其在闭合位 置，

40、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。 动静触头闭合深度的检查符合产品说明书要求。 电动操作：当二次接线完成，操作电源送入后，可进行电动操作。电动操作之前应检查驱 动电机的转向。先用手柄转动操作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

41、牢固，并动 作准确，接触良好；安装在室外时，应有防雨措施。 闭锁检查：“就地、远方”，“电动、手动”等各种闭锁关系正确。4.2.3 110KV户外配电设备安装施工内容本工程110户外配电装置共分为6个电气间隔，本期施工1#主变进线间隔、1#出线间隔及母设间隔，共计有六氟化硫断路器2台，单接地隔离开关2台，双接地隔离开关3台，电压互感器6台，电流互感器6台，避雷器6台，110KV支柱绝缘子21台，110KV管型母线装置1套。施工工艺及方法测量放点、基础安装土建具备基础安装条件后，以变电所测量网点为基准，根据施工图测量放点，打出桩号、高程，并装焊放线架。在放线架上用水准仪、经纬仪测量放出每一个基础

42、的中心和高程，并用手工锯锯出挂线槽。根据测量放点进行基础安装。在放线架上绷上钢琴线，根据线位进行基础安装和调整。基础安装满足施工图技术要求，一般基础中心误差2，高程误差5。安装完成后经监理人检查验收合格，签字认可后，进行二期砼回填。设备定位放点，地面划线 。根据设备布置图，由测量放出控制点位。依据控制点位，按图纸尺寸用墨斗弹出设备的安装十字中心线，为安装调整做好准备。设备开箱检查检查设备包装无残损，所有元件、附件齐全，无损伤变形及锈蚀。瓷件无裂纹，绝缘件无受潮、变形、剥落及破损。支架及接地引线无锈蚀、损伤。出厂证件及技术资料齐全。设备吊装方案出线设备安装，吊装高度将超过11m左右，初步选用25

43、t汽车起重机进行设备吊装。导线连接采用钢管脚手架工作平台。25t汽车吊停放在进出线安装处，回转中心距安装中心5.8-6m，从侧面吊起钢架前端，向车后竖立吊离地面，回转至安装位置就位，对称拉设4根揽风绳固定，竖立另一个构架拉设揽风绳，安装横梁，拆除揽风绳。以后各间隔用同样的方法进行安装。架空出线构架制作与安装架空出线构架制作与防腐委托专业公司制作。架空出线构架采用螺接方式进行组装。螺栓连接构件时符合GBJ233-90中的要求。构架连接螺栓在组立结束时必须全部紧固一次，架线后还应复紧一遍。构）架组装后应牢固。构架组立后允许偏差小于3.5。支柱绝缘子安装安装前进行支柱式绝缘子的外观检查，要求外部完整

44、无缺陷，瓷件无裂纹、破损，瓷套与法兰间粘合牢固。支柱式绝缘子电气连接处接触面去除氧化膜，涂敷电力复合脂，接触良好。SF6瓷柱式断路器安装安装前检查零部件齐全、清洁、完好。气室内预充的SF6气体压力值和含水量符合产品技术要求。均压电容、合闸电阻值符合厂家规定。绝缘部件表面无裂纹、无剥落或破损，绝缘拉杆部件两端连接牢固可靠。瓷套与法兰的结合面粘合牢固，法兰结合面平整，无外伤和铸造砂眼。传动机构零件齐全，轴承光滑无刺，铸件无裂纹或焊接不良。密度继电器和压力表应检验合格。安装与调整A SF6断路器安装应在无风沙、无雨雪的天气下进行；灭弧室检查组装时，空气相对湿度应小于80%，并采取防尘、防潮措施。B组装时应按厂家的部件编号和规定顺序进行组装，不可混装。C断路器的固定应牢固可靠，支架或底座与基础的垫片不宜超过三片，且总厚