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【最新PDF】GB 50147-2010 电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范【pdf】

线与母线或母线与电器接线端子的螺栓搭接面的安装”中“钢制螺 栓的紧固力矩值”的要求。见表1：

表1钢制螺栓的紧固力矩值

4. 4 工程交接验收

4.4.1本条规定了工程竣工后，在交接时进行检查的项目及要 求，把与设备安装紧密相关的交接试验项自列入其中，并把交接试 验合格作为设备交接验收的前提条件： 本条第4款、第5款、第6款中，操动机构的联动，分、合闸指 示，辅助开关动作，密度继电器的报警、闭锁值，电气回路传动，六 氟化硫气体压力、泄漏率和含水量等，都直接涉及设备运行安全可 靠性及人员生命安全，因此，将其列为强制性条文。 12油漆应完整，主要是对设备的补漆应注意美观，色泽协

调隧道工程及公路桥梁工程搅拌桩施工组织设计方案，不一定要重新喷漆。

4.4.2出厂的每台断路器应附有产品合格证明文件，包括出厂试

验报告、装箱单和安装使用说明书，技术文件的份数，要符合设备 订货合同的约定。 施工单位在进行交接验收时，应按本条规定提交技术文件，这 是新设备的原始档案资料和运行及检修时的依据，移交的技术文 件应齐全正确，其中在订货合同中明确的备品、备件、专用工具或 义器仪表，应移交给运行单位，以便于运行维护检修

5.1.1国家现行标准《额定电压72.5kV及以上气体绝缘金属封 闭开关设备》GB7674规定适用的额定电压等级范围为“72.5kV 及以上”。国家现行标准《3.6kV~~40.5kV交流金属封闭开关设 备和控制设备》GB3906规定“本标准适用于额定电压等级范围为 3.6kV～40.5kV，频率为50Hz户内或户外的金属封闭开关设备 和控制设备。对于具有充气隔室的金属封闭开关设备和控制设 备设计压力不超过0.3MPa（相对压力）时也适用，设计压力超过 0.3MPa（相对压力）的充气隔室应按照《额定电压72.5kV及以上 气体绝缘金属封闭开关设备》GB7674的规定进行设计和试验。 额定压力40.5kV以上的金属封闭开关设备和控制设备，如果满 足《高压开关设备和控制设备标准的共同技术要求》GB/T11022 规定的绝缘水平，本标准也适用。” 考虑到在我国72.5kV以下的气体绝缘金属封闭开关设备的 应用日益广泛，不同电压等级气体绝缘金属封闭开关设备的主要 差异在于其产品的设计及制造标准不同，而现场的施工工艺及其 质量检验方法相同，相比较而言，72.5kV以下的气体绝缘金属封 开关设备外形尺寸较小，设备可以做到充气整体运输或相对整 体运输，现场的安装调整工作量更小。因此，本章的适用范围定义 为额定电压3kV750kV的气体绝缘金属封闭开关设备产品。 5.1.2按照国家现行标准《72.5kV及以上气体绝缘金属封闭开 关设备》GB7674、《高压并关设备和控制设备标准的共用技术要 求》GB/T11022的要求：“按照制造厂给出的说明书对开关设备

关设备》GB7674、《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要 求》GB/T11022的要求：“按照制造厂给出的说明书对开关设备 和控制设备进行运输、储存和安装以及在使用中的运行和维修，是

十分重要的。因此，制造应提供开关设备和控制设备的运输、储 存、安装、运行和维修说明书。运输和储存说明书应在交货前的适 当时间提供，而安装、运行和维修说明书最迟应在交货时提供。” 5.1.3GIS的运输单元较多GIS的断路器运输单元较重，本条规 定了对现场装卸的要求。卸车时应按设备包装的要求进行，同时 应方便现场安装。通常情况下，设备制造厂应与施工单位就GIS 单元的交付顺序提前协商。

定了对现场装卸的要求。卸车时应按设备包装的要求进行，同时 应方便现场安装。通常情况下，设备制造厂应与施工单位就GIS 单元的交付顺序提前协商。

4.参见本规范第4.1.4条条

在运输和保管过程中充有的干燥气体是指六氟化硫气体、干 乐空气或氮气儿种情况：干燥气体的露点应在一40℃以下。某公 同750kVGIS产品运输中充有氮气压力为0.02MPa~0.05MPa。 由于某些750kVGIS产品元件内部结构的原因，产品技术文 牛可能对某些GIS元件（如断路器和避雷器单元）装运有特殊要 求，需装设冲击记录仪，以便记录GIS元件内部结构受到冲击的 情况，通常对于断路器单元其冲击加速度应小于3g。

5.1.5参见本规范第4.1.5条条文说明

GIS在现场的保管是根据国家现行标准《额定电压72.5kV 及以上气体绝缘金属封闭开关设备》GB7674中第13.1条运输 贮存和安装时的条件”的规定而制定的。保管时，对充气运输单元 的气体压力值应定期检查和记录，当压力值低于制造厂运输规定 时，可补充气体室要求值。如漏气严重时，应及时采取措施并与制 造厂联系。

与高压开关柜的组合，因此，本条规定其现场的安装调整除应符合 产品技术文件的要求外，还应按照本章和第6章中相应的规定执 行，

相一个基础安装等多种形式，而且基础上采用预理件或预埋螺栓 的方式，对于预埋件或预埋螺栓的检查尤为重要，每个GIS设备 制造厂根据安装的不同形式对于基础或者埋件、预埋螺栓有专门 的要求。如：某公司750kVGIS产品要求所埋设的H型钢架的 标高偏差不大于2mm。” 同时，GIS制造厂一般随产品均配置钢支架作为GIS设备的 底座，制造厂对钢支架的正确安装也有严格要求，现场应严格执 行。

5.2.3参见本规范第4.2.2条条文说明。

10实际发生过由于制造厂提供的各单元母线的长度超差， 在安装以后造成母线和支柱绝缘子变形而引发事故，因此现场应 进行测量。 11由于产品所装设的防爆装置现场无法检验，其出广证明 文件尤为重要。

5.2.4安装场地（环境）的检查是确保安装质量、施工安全的重要

由于SF。气体是已知的质量最重的气体之一，在通风条件不 良的情况下可能造成室息事故，因此，应检查GIS室内通风良好。 检查室外工地附近是否有沙尘、泥土等及产生沙尘、泥土的裸 露地面，如有，应采取喷水等防尘措施；检查场地及其地基的承载 应满足所选择起童机的作业要求

5.2.5参见本规范第4.2.4条条文说明

.2.6G5均田存 全组 架上，支架固定在基础或预埋件上，因此支架水平度（包括基础及 预埋件的水平偏差）是保证GIS各元件组装质量的基本条件，各 制造厂对其偏差值以及调整方式均有明确规定。现场组装通常从 断路器主体开始进行。

5.2.7制造厂提供的产品应是包含现场正确安装、试验

5.3GIS中的六氟化硫断路器的安装

出厂前已调整好，现场的检查及可调整的项目较少。运到现场后 的保管要求，应注意汇控柜及零部件的防潮防锈。

出厂剧已调整好，现场的检查及可 的保管要求，应注意汇控柜及零部件的防潮防锈。 5.3.3六氟化硫断路器在未充足气体时就进行分合闸，可能会损 坏断口内的一些部件，故要求在联合动作前，断路器内必须充有额 定压力的六氟化硫气体，

GIS中的隔离开关和接地开关

5.4.3不同GIS制造广对于GIS中的隔离开关在电动操作时是 否需要充满六氟化硫气体要求不同，制造厂明确在六氟化硫气体 起缓冲作用时气室内必须充满额定压力的六氟化硫气体，本条中 规定“在电动操作前，气室内六氟化硫气体压力应符合产品技术文 件要求”。 5.4.5接地开关与GIS外壳绝缘，绝缘水平符合产品技术文件

要求，接地连接按产品技术文件要求进行，宜采用软连接，运 必须与外壳连接牢固可靠。

5.5六氟化硫气体管理及充注

5.5.1规范表5.5.1中的水分含量指标为重量比值，如换算为体 积比，可按下式换算：

5.5.3SF。气体是无色、无味、无毒、不燃烧也不助燃的

电气设备中气体管理和检测导则》GB/T8905中第7.2

5. 6 工程交接验收

5.6.1本条第4~第6款：GIS中的断路器、隔离升关、接地升关 及其操动机构的联动，分、合闸指示，辅助开关及电气闭锁，密度继 电器的报警、闭锁值及六氟化硫气体漏气率和含水量等都是直接 涉及设备运行安全可靠及人身安全、健康的重要内容，列为强制性 条文。 11在产品技术文件要求安装带电显示装置时，带电显示装 置应结合交流耐压试验进行检验，显示和动作应正确。 12由于正常运行或事故状态下可能发生SF。气体泄漏，为 避免对运行维护人员造成伤害，室内安装的GIS设备在交接验收 时，应检查并确认室内通风系统和SF。气体报警系统完整齐备 运行良好。

目前，真空断路器主要标准依据为：《3.6kV~40.5kV交流高 压真空断路器通用技术条件》JP3855、《12kV~40.5kV户内高压 真空断路器订货技术条件》DL403。 随着配电网自动化的迅速发展和供电可靠性的日益提高，特 别是变电所在逐步实现综合自动化进而为无人值守时，高压开关 柜得到极快的发展。因此，本章增加了高压开关柜的内容。目前 国内主要依据标准为：《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备 和控制设备》DL/T404、《3.6kV~40.5kV交流金属封闭开关设 备和控制设备》GB3906

.1.1真空断路器在我国近十年来得到了蓬勃发展。产品

材质，在《12kV～40.5kV户内高压真空断路器订货技术条件》DL 403第8.2.1条中规定：真空断路器和真空灭孤室应有包装规范， 各零部件在运输过程中不应损伤、破裂、变形、丢失及受潮。所有 运输措施应经过验证。在运输过程中不得倒置，不得遭受强烈振 动和碰撞。第8.2.3条规定：产品采用防潮、防振的包装，在包装 箱上标以“玻璃制品”、“小心轻放”、“不准倒置”以及“防雨防潮”等 明显标志，真空灭孤室的运输应按易碎品的有关规定进行。 6.1.4真空断路器、手车式开关柜运到现场后：应及时检查，尤其 对灭弧室、绝缘部件以及开关柜的手车等应重点检查。 《12kV~40.5kV户内高压真空断路器订货技术条件》DL403 第8.2.2条规定：每台真空断路器及其真空灭弧室产品合格证（包 括出广检验数据）及安装使用说明书均应随箱运送。 高压开关柜的间隔顺序和设计相一致，柜内一次、二次设备各 元件的合格证明文件应齐全。 6.1.5《12kV~40.5kV户内高压真空断路器订货技术条件》DL 403中第8.2.4条规定：产品应贮存在一40℃～十50℃、通风且无 腐蚀性气体的保管场所中；第8.2.5条规定：保管期限如超过真空 灭弧室上注明的有效期，应检查真空灭弧室的内部气体压强。

.2真空断路器的安装与调整

6.2.1目前真空断路器已做到本体和机构一体化设计制造，真空 断路器安装与调整比其他断路器容易，主要是就位安装、传动检 查、试验工作，现场安装检查调整内容较少，如原规范中所规定的 对触头开距、超行程、合闸时外触头弹簧高度及油缓冲器手动慢合 等进行调整的项目已经不能在现场进行，现场主要是通过交接试 验来对产品的性能进行验证

5.3高压开关柜的安装与调患

本节主要参考了国家现行标准《电气装置安装工程盘、柜及 ·87:

二次回路结线施工及验收规范》GB50171中的盘、柜安装部分和 《3.6kV~40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》DL/T 404、《3.6kV~40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》GB 3906以及生产制造厂的技术说明书。 由于高压开关柜均为组合式，现场安装、调整工作量较少，安 装工作的重点是柜体就位和主要功能、性能的验证。 5.3.6高压开关柜的内部元件较多、结构紧凑，带电部位采用包 裹绝缘护套、增加绝缘隔板等措施，检验难度较大，各元件电气接 线容易发生错误，因此，在安装阶段对开关柜内各元件电气接线符 江

6. 4 工程交接验收

6.4.1高压开关柜内安装元件具有集成、结构紧凑且不易观察的 特点，容易留下因制造厂或现场原因引起的电气接线不符合设计 要求的事故隐患，高压开关柜具备“五防”功能是防止电气误操作 的基本要求，都直接涉及高压开关柜设备的运行安全、可靠及人身 安全的内容，因此，本条第6款列为了强制性条文。

7.1.1操动机构是配合断路器使用，故其适用范围亦应与断路器

的用范围一玫： 断路器的操动机构是断路器完成分、合闻操作的动力源，是断 路器的重要组成部分。目前国内外许多制造厂生产的3kV～ 750kV电压等级的SF。断路器和GIS所配置的操动机构，分为三 种类型，即：液压机构、气动机构、弹簧机构。真空断路器多采用弹 簧机构，10kV及以下电压等级的真空断路器个别产品采用电磁 机构，

机是否受损，液压机构的油路、油箱本体是否渗漏，电磁机构的分 合闸线圈是否受潮、受损，弹簧机构的传动部分是否受损。 7.1.5操动机构运到现场后的保管要求，应注意空气压缩机、控 制箱及零部件的防锈防潮

7. 2操动机构的安装及调整

7.2.1操动机构的安装与调整严格按照产品技术要求进行，各项

7.2.1操动机构的安装与调整严格按照产品技术要求进行，各坝 数据的测量方法应正确。 除第3款外，本条的规定为气动机构、液压机构、电磁机构、弹 簧机构应共同遵守的。操动机构的底架或支架与基础间的垫片不 宜超过3片，原规范中规定其厚度为不超过20mm，根据现在的基 础高度偏差允许值以及安装技术水平，修改为不应超过10mm。

由于现场不具备压力表校验的条件，随设备配置的压力表应 由制造厂提供检验报告，现场只比对检验电接点的动作值及正确 可靠性。 操动机构的缓冲器应调整适当，注意油缓冲器所采用的液压 油应与当地的气候条件相适应。一般选用国产黏度一温度特性较 好的10号航空液压油（红颜色透明液体），50℃时运动黏度不小于 10mm²/s，其使用环境温度范围是一30℃～55℃。 操动机构对于环境条件的要求较高，需要装设加热、驱潮装 置。加热器装置采用交流电源，其回路绝缘应良好，并且安装的加 热器与二次电缆等要保持一定的距离。 7.2.3、7.2.4操动机构所具有的防止跳跃功能、远方和就地操 作、防止非全相运行（采用分相操动机构时）的功能，是对操动机构 的基本要求，这些功能大多通过二次回路来实现，要求选用的继电 器等二次元件具有标准、稳定可靠、精度高、长寿命的特点；有些操 动机构在机械方面也具有防止跳跃功能。

7.3.2自前制造厂均提供空气压缩机或空气压缩机组成品，现场 环境、技术力量等条件不支持现场解体检查。 7.3.4当空气压缩机的连续运行时间与最高运行温差超过产品 的技术规定值时，会缩短空气压缩机的使用寿命，甚至损坏。 7.3.5空气压缩机的控制柜和保护柜的安装，主要检查压力表 配气管及控制信号回路等，均应符合产品技术规定。 7.3.6储气罐、气水分离器及配合使用的各种阀门均应经检验合 格才能使用。据了解，一些如弹簧式减压阀这种老产品，动作不灵 敏、不稳定，在运行中常发生不动作或动作后不能自动关闭的情 况，应特别引起注意。

7.3.7主空气管路安装后，以1.25倍额定压力的气压送

7.3.9为了减少漏气，空气管道的接头一般采用焊接。当管道通 过孔洞、沟道、转弯、扩建预留处时，考虑安装及检修的方便，可采 用法兰连接；管道应尽量减少接头；管道的敷设应考虑排水坡度。

7.4.1液压机构的安装除应符合本章第7.2节的规定外，还根据 其特点提出几点要求。以往液压机构渗漏现象较多，大多系液压 系统有杂物所致，故应重点检查油及油箱内的清洁，必要时应将液 压油过滤；液压机构在慢分、合闸时，应观察工作缸活塞杆的运动 有无卡阻现象。目前，液压机构有两种储能方式：氮气储能和弹簧 储能。 高纯氮应符合国家现行标准《纯氮、高纯氮和超纯氮》GB/T 8979中对高纯氮的技术要求规定，主要指标：纯度≥99.999%，水 分≤3μL/L。

弹簧操动机构成套性强，有涡卷式、凸轮盘式等多种形式，其 工作原理是利用电动机对合闸弹簧储能，并分别由合闸塾子、分闸 子在相对应状态下保持

离开关、负荷开关及高压

由于目前没有采用气动机构的隔离开关产品，在本规范中去 掉了原规范中对于隔离开关、负荷开关采用气动机构的相关规定 在制造厂提供该种产品时，应按照产品技术文件要求以及本规范 第7章的相关要求执行。 8.1.1国家现行标准《交流高压隔离开关》GB1985的适用范围 规定为“3.6kV及以上”，本规范与断路器的适用范围相一致，规 定为适用于额定电压为3kV～750kV电压等级的产品。 8.1.4设备及瓷件的保管，尤其是110kV以上三相隔离开关的 瓷件包装体积较大，应放置在土质较硬、平整无积水的场地上，防 止因地质松软下陷而碰撞损伤。

定为适用于额定电压为3kV~750kV电压等级的产品。 8.1.4设备及瓷件的保管，尤其是110kV以上三相隔离开关的 瓷件包装体积较大，应放置在土质较硬、平整无积水的场地上，防 止因地质松软下陷而碰撞损伤。 8.1.5隔离开关、负荷开关、高压熔断器运到现场后，由于保管需 要等各种原因往往不能及时开箱检查。开箱检查宜结合安装进度 进行，但要充分考可能存在的问题，为了确认制造厂没有少发或 错发货，可以对装有出厂技术资料等先开箱。

8.1.5隔离开关、负荷开关、高压熔断器运到现场后，由于保管需 要等各种原因往往不能及时开箱检查。开箱检查宜结合安装进度 进行，但要充分考虑可能存在的问题，为了确认制造厂没有少发或 错发货，可以对装有出厂技术资料等先开箱。

8.2.3在室内同一隔墙的两面安装两组隔离开关时，往往共同使 用一组双头螺栓固定，如其中一组隔离开关拆除时，安装人员应注 意不得使隔墙另一组隔离开关松动。 8.2.4由于220kV及以下电压等级的隔离开关一般采用三相联

用一组双头螺栓固定，如其中一组隔离开关拆除时，安装人员应注 意不得使隔墙另一组隔离开关松动。 8.2.4由于220kV及以下电压等级的隔离开关一般采用三相联 动的机构，因此本规范只对220kV及以下电压等级的隔离开关的 相间距离偏差值作了规定；另外，在本规范第8.2.1条、第8.2.2 条中对基础、设备支架的轴线已有规定，能够实现对安装质量的

空制。 隔离开关、负荷开关、高压熔断器安装时，应检查绝缘子是否 有破损。以往发现有的隔离开关底座由于装配过紧和轴承缺少润 骨脂而造成转动不灵，因此应对转动部分进行检查。 8.2.5拉杆的内径与操动机构轴的直径间的间隙应不大于 lmm，以防由于松动而影响操作；连接部分的销子不应松动，是否 掉死不作规定。 8.2.7拉杆式手动操动机构在安装时：应注意隔离开关、负荷开 关在合闸时机构手柄应处在正确的操作位置上。 8.2.8当使用拉杆式操动机构时，因手动操作合闸时往往用力过 大或过小，故应注意调整定位装置与备用行程。 8.2.9由于引弧触头耐温较高，为保护主动触头不被电弧烧损特 作此规定。 8.2.10三相联动的隔离开关触头接触时的不同期值应符合产品 技术文件的规定，并给出产品技术文件无规定时的参考值。 8,2.11据运行单位反映，在隔离开关触头表面涂以复合脂后，因 转动会在触头表面产生堆积，而复合脂具有导电性能，曾发生过 放电烧损事故。因此隔离开关的触头表面应涂以薄层中性凡 土林。 取消了用塞尺检查的规定，端子面平整、螺栓达到紧固力矩值 就能够保证导电回路良好。 合闸回路直流电阻测试是一个检验电器连接质量的最重要手 段，因此，要求对所有隔离开关、负荷开关均应测试。 8.2.12隔离开关应有防误操作的闭锁装置，不论是电气、电磁或 机械闭锁装置均应动作灵活，正确可靠；安装在户外的闭锁装置应 有防潮措施，以免影响电气回路的绝缘。 8.2.13隔离开关及负荷开关的辅助开关应调整合适，以确保开 关操作时动作可靠。

8.2.12隔离开关应有防误操作的闭锁装置，不论是电气、电

8.2.13隔离开关及负荷开关的辅助开关应调整合适，以确保开

照本规范第 7.2. 6 条的规定执

8.2.14根据负荷开关的特点，另提出几项安装及调整时的要求

8.2.14根据负荷开关的特点，另提出几项安装及调整时的要求。

根据负荷开关的特点，另提出几项安装及调整时的要求。 高压熔断器在安装时，应注意检查熔管、熔丝质量及规格 要求，并应按规定进行安装，

是否符合要求，并应按规定进行安装

9.1.1根据国内实际情况，将避雷器的适用范围规定为3kV～ 750kV电压等级的金属氧化物避雷器。避雷器有排气式和阀式 两大类。阀式避雷器分为碳化硅避雷器和金属氧化物避雷器（又 称氧化锌避雷器）。氧化锌避雷器由于保护性能优异，目前处于市 场主导地位，本规范只对氧化锌避雷器的施工及验收作了规定，其 他类型的避雷器可参照本规范以及产品技术文件要求执行。 9.1.2根据制造厂要求，金属氧化物避雷器在运输及保管过程中 必须垂直立放。

9.1.3避雷器出厂时均经密封处理，部分型号产品（所有500K 及以上电压等级、部分220kV电压等级）的避雷器已充干燥氮气， 现场拆卸后，充氮密封处理很困难，故规定不得任意拆开。

9.1.3避雷器出厂时均经密封处理，部分型号产品（所有500K

9.2.1避雷器防爆片损坏后，将使潮气或水分侵人避雷器内部， 若损坏过大，则此避雷器不能投入运行，故对防爆片应认真检查。 大多数金属氧化物避雷器产品为防止防爆片在运输过程中损 坏，加装了临时保护盖子，安装前应将其取下，否则防爆片将起不 到防爆作用，也有个别制造厂的产品保护盖不用取下，具体应按产 品技术文件要求执行。 已充干燥氮气的避雷器应按照制造厂的要求进行压力检查 保证内部不受潮。

9.2.2目前金属氧化物避雷器产品出广前均经配装试

原观范定避雷器容连接处的金属接触表面，应除去 氧化膜和油漆，并涂一层电力复合脂”，经与制造广联系，避雷器产 品已经充分考虑每节的电气连接可靠，在按照产品技术文件要求 对螺栓紧固后，能够保证导通良好，因此，不需要对每节的接触面 涂抹电力复合脂。同时，考虑到避雷器的泄流作用，检查所有连接 处的金属接触面还是很有必要的。对于避器的设备和接地引下 线接触表面应涂一层电力复合脂的规定在本章其他条款中已有规 定。

力不超过产品的技术规定。

10王式电抗器和阻波器

0.0.13kV～66kV电压等级中使用的于式电抗器以及在3kV~ 50kV电压等级的阻波器主线圈的安装工程施工及验收应符合 本章的规定。阻波器的调谐元件的安装应按有关的国家现行标准 的规定进行。 由于目前已没有混凝上电抗器产品，本章取消了对其的相关 规定。 干式电抗器包括干式空心电抗器和干式铁芯电抗器两种型 式，干式空心电抗器应用较广泛，干式铁芯电抗器用于10kV及以 下电压等级的室内安装。 10.0.2设备到达现场后应及时进行检查，以便发现设备可能存 在的缺陷和问题，并加以及时处理，为安装得以顺利进行创造条 件。检查时，干式空心电抗器、阻波器主线圈和支柱应该无严重损 伤和裂纹。轻微的裂纹或损伤可按本章第10.0.6条的规定进行 修补。 10.0.3设备的保管是安装前的一个重要前期工作。对不同使用 环境下的设备，应按其要求进行保管。设备在吊装或运输过程中： 应特别注意，防止支柱或线圈遭到损伤和造成变形。 10.0.4、10.0.5为避免干式空心电抗器的强磁场对周围铁构件 的影响，周围的铁构件不应构成闭合回路，以免产生涡流引起发 热。 10.0.6式空心电抗器线圈绝缘受损及导体裸露时，应按制造 广的技术规定，使用与原绝缘材料相同的绝缘材料进行局部处理 10.0.7为了减少故障时垂直安装的电抗器相间支持瓷座的拉伺

三相中心线应在问一垂直线上，避免歪斜。 10.0.8为防短路时电动力的影响而作此规定。 10.0.9干式空心电抗器周围的强磁场对二次设备及二次电缆会 产生很大影响，尤其是室内安装时注意安装距离，附近的二次电缆 应单侧接地。 10.0.10干式铁芯电抗器铁芯及夹件的接地应符合设备技术文 件的要求，避免由于多点接地而产生涡流。 10.0.11为使支柱绝缘子受力均匀，安装时应注意设备的重心处 于所有支柱绝缘子的几何中心处；为了缓冲短路时干式空心电抗 器之间所受到的冲击，上下重叠安装的干式空心电抗器，应在其绝 缘子顶帽上放置绝缘垫圈。户内安装时，垫圈可为绝缘纸板或橡 胶垫片；户外安装时，应用橡胶垫片，因为绝缘纸板垫片受潮或雨 淋后将失去其作用。 10.0.13由于阻波器悬吊时，受引下线拉力的影响，故要求其轴 线宜对地垂直。 10.0.14当工作电流大于1500A时，为避免对周围铁构件因涡 流引起发热，故其连接螺栓应采用非磁性金属材质

11.1.1本章中所述电力电容器包括移相电容器，增加了对串联 电容补偿装置的规定。其附属设备的安装应符合本规范有关章节 及现行的有关国家标准的规定。串联电容补偿装置目前主要应用 在电压等级为500kV的超高压系统，简称为串补。 11.1.2设备在安装前应进行认真的检查，以便发现可能存在的 缺陷和尚题，及时处理，确保安装质量。 11.1.3应特别注意串联电容补偿装置的光缆套管、光CT等易 受损设备的保管，光缆套管、光CT要在其他设备安装完成后才能 安装

11.2.1由于支持瓷瓶伞裙的朝向不同，支持瓷瓶在倒装时应选 择倒装支持瓷瓶。 3kV～35kV电压等级的集合式并联电容器都有成熟的产品： 其使用越来越广泛，一般采用全密封结构，安装简便。 11.2.2对于制造厂已经分好组运输的电容器，现场应进行试验 并复核分组电容量。 11.2.3电容器支架一般由电容器制造厂提供，对现场安装的检 验也是对产品加工质量的检验。 11.2.4三相电容量的差值，其最大与最小的差值不应超过三相 平均电容值的5%；静止补偿电容器三相平均电容值及偏差值，应 能满足继电保护的要求。 发生过洗广为苦然材料造成支加强度不够的问题因此要

求支架应在电容器安装后保持其原有状态、无明显变形。 电容器端子的连接线，设计有规定时应按设计要求，若设计未 作规定时，考虑到硬母线将会由于温度的变化而胀缩使端子套管 受力造成渗油，宜采用软导线连接。 依据国家现行标准《电工成套装置中的导线颜色》GB/T2681 中规定：4.1交流三相电路的A相：黄色；B相：绿色；C相：红色； 零线或中性线：淡蓝色；安全用的接地线：黄和绿双色（每种色宽约） 15mm~100mm交替贴接）。 电容器的交流中性汇流母线：不接地者为淡蓝色。 凡与地绝缘的电容器组，若一端电容器由于绝缘损坏而对外 壳击穿后，另一端电容器之一极与外壳间将产生过高电压而招致 损坏，故应将其外壳接至固定电位，以保护其不承受过高电压，并 注意此电位应与电容器围栏等保持符合规定的安全距离。

TBT1347-2012 捣固镐11.3耦合电容器的安装

11.3.2耦合电容器顶盖螺栓松动或接线端子受力过大，均将造 成电容器进水而引起损坏或发生运行事故，故作出此项规定。 11.3.3两节或多节耦合电容器叠装时，制造厂均已选配好。其 最大与最小电容值之差不超过其额定的5%，所以安装时应按制 造广的编号安装。

11.4串联电容补偿装置的安装

11.4.1串联电容补偿装置由制造厂成套提供，由于串补平台重 量重、尺寸大，安装工作难度大，应编制施工方案。如某产品重量 达15.0t（含扶梯、格栅、光缆通道等附件），长×宽为14.4m× 8.6m。制造厂专业技术人员到现场指导非常必要。 11.4.3仔细测量并选配瓷瓶，以减少串补平台支持绝缘子安装 后的高度偏差，确保平台的安装质量。支柱瓷瓶外防护包装宜保 留至平台设备安装完成。

6受施工现场场地限制以及支持绝缘子基础高出地面和串 台重量重、尺寸大的影响，串补平台的组装、吊装是串补工程 大难点，应充分考虑组装、吊装顺序。

11. 5 工程交接验收

1电容器组采用差压保护时台州市建筑门窗渗漏防治技术措施(2014修订版)，差压保护的二次接线应与电 组一次接线方式相一致。

容器组一次接线方式相一致