随州淅河100MW光伏发电项目升压站电气设备安装施工方案1.docx

随州淅河100MW光伏发电项目升压站电气设备安装施工方案1.docx

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随州淅河100MW光伏发电项目升压站电气设备安装施工方案1

随州淅河100MW光伏发电项目

升压站电气设备安装

施

工

方

案

建设单位：

监理单位：

编制人：

审核人：

审批人：

编制日期：

2014年10月20日

一、工程概况

1.1整体概况

本工程位于随州市淅河镇梨园村，距市区约15公里，距淅河镇及316国道10公里，其间有乡村公路连接，场区为桐柏山余脉延伸而成的丘陵地带。

本工程总装机容量为100MWp，主要布置在梨园村、先觉庙村交界的丘陵地带，是典型的丘陵光伏项目，电站光伏阵列采用固定倾角安装方式，由100个1MWp的光伏阵列组成，同时新建110kV升压站一座，以一回110kV架空线路接入110kV淅河镇国家电网，送出线路约11公里。

1.2升压站概况

升压站设置1台100MVA主变压器，主变压器低压侧采用共箱母线与35kV配电装置相连，高压侧采用架空线与GIS相连。

本项目光伏场区集电线路采用35KV电压等级输送电能至35KV配电柜，后经主变升压经过110配电装置送出至110KV线路至淅河变电站。

其110kV配电装置采用户外GIS设备布置，其35kV配电柜采用单母线接线。

另外在升压站35kV母线上本期设置一套20Mvar高压动态无功补偿成套装置，即12MvarSVG+8MvarFC。

可实现无功容量-4～20Mvar连续平滑可调，SVG控制柜、启动柜、功率模块等安装在集装箱式柜内。

本站厂用电部分设置站用变两台，一台站用变容量315kVA，为干式变布置在室内，另一台为施工变，施工完成后作为备用电源布置在室外。

另外本升压站分别配置了相应的直流、通信、保护、自动化等设备。

其一次设备型号如下：

（1）主变压器

选用SFZ10-100000/110节能型自冷风冷三相两卷有载调压升压变压器，主变压器容量100MVA，主变压器110kV侧配置有载调压机构，调压范围为115±8×1.25%，低压侧电压为38.5kV。

变压器百分电压阻抗10.5%。

主变压器接线组别为YN/yn0+d。

（2）110kV配电装置

110kV配电装置采用户外GIS配电装置，110kV户外GIS主要技术参数如下：

SF6断路器：

额定电压：

126kV，额定电流：

2000A，关合电流峰值：

100kA，额定开断电流：

40kA，动稳定电流：

100kA，热稳定电流：

40kA（4s）。

隔离开关：

额定电压：

126kV，额定电流：

2000A，动稳定电流：

100kA，热稳定电流：

40kA（4s）。

电流互感器：

额定电压：

110kV，额定一次/二次电流：

600-1200/1A，0.5/5P30/5P305P30/5P30/0.2s，动稳定电流：

100kA，热稳定电流：

40kA（4s）。

电压互感器：

额定电压：

110kV，额定一次/二次电压:

（110/3）/（0.1/3）/（0.1/3）/（0.1kV）0.2/0.5/3P，动稳定电流：

100kA，热稳定电流：

40kA（4s）。

避雷器Y10W1-102/266：

额定电压：

102kV，10kA雷电冲击电流残压峰值：

266kV。

（3）35kV配电装置

35kV配电装置采用移开式金属封闭铠装真空开关柜，型号为KYN61-40.5。

本工程配置35kV开关柜15面，其中电缆出线柜10面，主变进线柜1面，无功补偿柜2面，站用变柜1面，PT柜1面。

35kV配电装置开关柜主要技术参数如下：

型号：

KYN61-40.5

额定电压：

40.5kV

额定频率：

50Hz

额定工作电流：

2000A（主母线，主变进线柜）、630A（馈线柜）

额定短路开断电流：

31.5kA

额定短时耐受电流：

31.5kA（3s）

额定动稳定电流：

80kA

外壳防护等级：

IP43

（4）无功补偿装置

该工程终期无功补偿容量约为20Mvar。

在升压站35kV母线上本期设置一套20Mvar高压动态无功补偿成套装置，即12MvarSVG+8MvarFC。

可实现无功容量-4～+20Mvar连续平滑可调。

SVG无功补偿装置主要技术参数如下：

额定电压：

35kV

额定容量：

±12Mvar

调节容量范围：

-100%～100%，连续平滑可调

无功调节精度：

无级调节

调节响应时间：

<30ms

二、编制依据

国务院令第393号《建设工程安全生产管理条例》

安监总局令第16《安全生产事故隐患排查治理暂行规定》

安监总局令第17号《生产安全事故应急预案管理办法》

电监安全〔2007〕38号《电力建设安全生产监督管理办法》

GB50300-2001《建筑工程施工质量验收统一标准》

DL5009.3-1997《电力建设安全工作规程第3部分:

变电所部分》

GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》；

GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》；

GB50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》；

GB50171-1992《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范）；

GB50172-1992《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》；

GB50254-1996《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范）；

GB50255-1996《电气装置安装工程电力变流设备施工及验收规范》；

GB50256-1996《电气装置安装工程起重机电气装置施工及验收规范》；

GB50303-2002《建筑电气工程施工质量验收规范》；

GB/T50328-2001《建设工程文件归档整理规范》；

GB50147-2010《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》；

GB50148-2010《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》；

GB50149-2010《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》；

DL/T5161.1-5161.17-2002《电气装置安装工程质量检验及评定规程》；

DL/T754-2001《铝母线焊接技术规程》；

本工程施工组织设计

三、设备安装方案

3.1主变压器安装

3.1.1施工准备

（1）、技术准备

开工前必须已有审核批准的施工方案，且现场安装人员必须熟悉施工方案的施工要点，熟悉施工图纸。

另外还需熟悉相关规范标准GB50148-2010《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》等相关规范，开工前必须做好安全交底、技术交底。

熟悉变压器安装说明书，收集变压器出厂试验合格证书和试验报告，收集各附件说明书和合格证，提前准备质量记录表格、质量验收表格等。

另外还必须复检变压器地基基础是否合格，包括地脚螺栓设置误差，地基误差等。

（2）、材料（设备）准备

变压器本体就位到指定位置，必须再核对变压器及其附件型号和外观有无破坏，绝缘瓷瓶是否有裂纹等，各设备附件已经到场。

（3）、人员要求

在施工前必须配备技术员人员、专职安全人员、专职质量人员、持证的吊装机械专职司机和指挥人员、安装工人。

（4）、机械器具要求

吊车、汽车、真空泵、滤油机，20T储油罐、倒链、白布、面团、常用工具。

3.1.2施工流程

开箱检查和复检基础——附件检查及准备——绝缘及密封检查——套管及冷却器安装——抽真空——真空注油——其它附件安装——二次注油——热油循环——整体密封试验——内部一次、二次接线——现场检查——送检与高压试验

3.1.3各流程施工说明及控制要点

（1）、开箱检查和复检基础

主变设备及附件、备件等到达现场后应做如下检查：

a、包装密封良好；

b、应开箱检查并清点规格应符合设计要求，附件、备件应齐全，无锈蚀、机械损伤，裸导体无毛刺尖角；

c、套管应包装好，瓷瓶无损伤、无渗油，运输方式应符合技术要求；

d、本项目主变为充氮气运输，气压力应为0.01~0.03MPa，现场应办理交接签证并移交压力监视记录；

e、变压器在装卸和安装过程中，不应有严重冲击和振荡。

有冲击记录仪的，应记录冲击次数，并符合要求。

变压器安装前要复检地基是否合格，检查基础中心、标高是否合格，预埋件强度是否合格。

（2）、变压器油处理

a、利用滤油机将运至现场的变压器油注入储油罐中，主要是先对新油进行一次粗过滤，滤出油中的杂质。

注意在过滤前对所使用的真空滤油机的各个阀门及电气部分进行彻底的检修和清理，用白布、面团、清理干净储油罐内部杂物。

b、利用真空滤油机进行油净化、干燥处理。

c、滤油前，先取原油样进行耐压试验，并作详细记录；在滤油过程中，间隔24小时从油罐中取油样进行电气强度试验，当三次耐压平均值满足规程要求后，再取油样进行微水介损和色谱的简化分析，合格后封闭油罐。

（3）、附件检查

a、套管检查：

用25t汽吊将高压套管竖立，固定在专用的支架上，外观检查套管瓷件有无损伤，油位是否正常，是否有渗油现象。

若无问题进行电气试验。

b、冷却器密封检查：

在冷却器内通入0.25MPa（或按制造规定的值）压力的变压器油，持续30分钟，仔细观察有无渗漏现象。

若有渗油现象，消除渗漏油后，用合格的变压器油循环冲洗。

同时检查潜油泵尾部的观察窗是否完好；风扇转动是否完好；流速继电器的叶片是否完好，动作是否灵活。

c、按照图纸、使用说明书的要求，检查清点所有的螺栓和密封垫的规格和数量，检查其它附件是否齐全完好。

d、胶囊的检查：

缓慢向胶囊内充入0.02Mpa压力的干燥空气或高纯氮，检查是否漏气。

e、气体继电器、温度计、测温电阻按规程进行校验，合格后方可安装。

（4）、套管、冷却器安装

a、套管的安装

首先打开高压套管安装孔和手孔的盖板，用丙酮擦净法兰表面，然后再依次安装绝缘筒、升高座与套管。

在安装绝缘筒时，要注意使缺口方向与引出线方向一致，以保证引线对绝缘筒的距离符合要求。

升高座安装时，放气塞要位于升高座最高处，电流互感器的各铭牌面向油箱外侧。

套管吊装前，先将顶部的接线端子和下部的均压球拆下，擦净污垢，用变压器油冲洗干净后重新拧紧，并在套管内穿入一根ф10mm的尼龙绳做为牵拉引线电缆用。

b、冷却器装置安装

冷却器安装时，先将蝶阀关闭，然后拆除联接法兰临时堵板，并将联结法兰擦洗干净，再装上冷却器。

冷却器装上后，松开底部螺丝放尽残油，然后才可打开下部阀门，给冷却器充油。

（5）、变压器真空处理

当器身检查完毕，高压套管和冷却器安装好后，连接好专用真空泵与变压器之间抽真空管路，打开冷却器阀门，对变压器进行真空处理，抽真空时，真空度不大于133.3Pa，真空保持时间24h，并且在抽真空的过程中，要监视并记录油箱是否变形。

（6）、真空注油

连接滤油机、储油罐、变压器之间的油管路，当变压器抽真空处理24h后，关闭真空管线上的阀门，打开油管路上各阀门，启动给油泵、排油泵，投加热器电源，开始向变压器真空注油，当油箱油位淹没铁芯后即可。

（7）、附件安装

a、储油柜安装

清洗储油柜内部，除去杂物，并用合格的变压器油冲洗，再将胶囊安装在储油柜内，胶囊安装完后，保证胶囊口的密封良好，呼吸畅通。

吊装储油柜就位，联结好其至变压器之间的油管道。

b、气体继电器安装

气体继电器安装时，先装好两侧的联管，但各联结面的螺栓不要拧紧，然后在装继电器，继电器安装要水平，其顶盖上标志的箭头要指向储油柜，连接管的结合处密封要良好。

c、压力释放装置的安装

先将阀盖和升高座内部清理干净，然后再进行安装，安装后方向要正确，使喷油口不要朝向邻近的设备且密封良好。

d、温度计安装

温度计安装前校验合格，信号按点动作正常，导通良好，顶盖上的温度计座内要注变压器油，密封要良好。

（8）、热油循环

热油循环要在干燥的天气进行。

连接好滤油机与变压器之间的油管路，启动滤油机，并将油温控制器调整到60℃，接通加热器电源，开始热油循环，热油循环时间不得少于48h。

热油循环过程中，每间隔12小时启动一次潜油泵，使散热器内的变压器油与本体内的油充分混合，使循环后的变压器油的符合规范要求。

（9）、二次注油

a、变压器的所有附件安装完毕后，连接滤油机与储油柜上专用的添油阀，启动滤油机向变压器补充油。

注油时，将储油柜油柜顶部的放气塞打开放气，见有油冒出时，再拧紧放气塞。

然后从专用的添油阀排油至额定油位。

b、注油完毕后，在施加电压前，使主变静置完后，并且从套管、升高座、冷却装置、气体继电器及压力释放装置等有关部位进行多次放气，并启动前油泵，直至残余气体排尽。

（10）整体密封试验

变压器安装完毕后，进行整体密封试验，其试验时间具体要求为24小时无泄漏。

（11）、内部一次、二次接线

产品提供现场技术服务情况下，内部接线原则上有厂家技术服务人员按照产品说明书、合同和规范完成，或在厂家技术服务人员指导下完成。

电缆排列整齐、美观，固定于防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架形式，本体上消防感温线的排列要美观、可靠。

二次接线应该按照设计图纸和产品说明书进行，必须核对二次图纸、产品说明书与实际装置相符。

控制、信号回路应该正确，应符合现行国家标准GB50171的有关规定。

（12）、现场检查

仔细清洁变压器，检查无渗漏现象。

按照产品和运行要求，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，其联动操作正确。

电压调压装置的可靠和指示正确，有载调压装置的操作试验和信号传输正确。

温度指示器指示、信号传输和整定正确。

每个接地部位接地可靠，主要包括本体两侧与接地网两处可靠接地，中性点与接地网两处可靠接地，铁芯、夹件与接地网可靠接地，平衡线圈引出套管短接可靠并与接地网可靠接地，电容式套管末屏可靠接地，互感器备用线圈短接可靠接地。

（13）、送检与高压试验

本项目在安装前其瓦斯继电器必须送检，其检验机构必须为由资质的第三方单位。

主变压器二次补油后静止24小时，主变压器油须在监理的见证下取样送检。

主变全部安装完成后，须做进行以下试验：

绝缘油试验，测量绕组连同套管的直流电阻，检查所有分接头的电压比，检查变压器三相接线组别的极性，测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯的绝缘电阻，有载调压装置的检查和试验，测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，测量绕组连同套管的介质损耗正切值，测量绕组连同套管的直流泄露电流，绕组连同套管的交流耐压试验，额定电压下冲击合闸试验，检查相位。

3.1.4安全注意事项

（1）、本项目主变本体采取滑轨安装，不涉及到吊装，但其滑轨应牢固。

（2）、部件安装时，要充分考虑部件的重量、作业半径和安装高度，用有充分余量的吊车进行吊装。

吊装作业必须由起重工指挥，所有作业人员持证上岗。

在吊装前必须进行安全技术交底。

（3）、滤油机滤油时须禁止火源，设置围栏，旁边放置足够灭火器，备足够的碎布防止油侵入地下造成二次污染。

（4）、使用麦氏真空计时，应细心谨慎，以免水银进入变压器内部。

（5）、吊装套管时，要使用尼龙绳，避免损坏瓷件。

（6）、高空作业时须佩戴安全带。

（7）、所使用的梯子靠在主变本体工作，必须有可靠的防滑和防倾斜措施。

（8）、吊装所用绳索、钢丝绳、卡扣要进行抽查，并经拉力试验合格，有伤痕或不合格的严禁使用，更不能以小代大。

（9）、始终保持现场整齐、清洁，做到设备、材料、工具摆放整齐，现场卫生“一日一清理”做到工完料尽场地清。

（10）、在安装过程中，要禁止残油顷倒在变压器池内。

3.2GIS安装

3.2.1施工准备

（1）、技术准备

开工前必须有已经审核批准的施工方案，且现场安装人员必须熟悉施工方案的施工要点，熟悉施工图纸。

熟悉GB50147《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》，开工前必须做好安全交底、技术交底。

熟悉GIS安装说明书，收集GIS出厂试验合格证书和试验报告，收集各附件说明书和合格证，提前准备质量记录表格、质量验收表格等。

（2）、人员准备

在施工前必须配备技术员人员、专职安全人员、专职质量人员、持证的吊装机械专职司机和指挥人员、安装工人。

（3）、机具及材料准备

吊车、吊装机具（包括专用吊具）、专用工具、专用材料、真空注气设备以及其它常用工具。

3.2.3施工流程

设备开箱及基础复验——设备组装——设备固定——真空处理、充SF6气体——电缆敷设及其二次接线——高压试验

3.2.3各流程施工要求点及说明

（1）、设备开箱及基础复验

GIS设备及附件、备件等到达现场后应做如下检查：

a、包装密封良好；

b、应开箱检查并清点规格应符合设计要求，附件、备件应齐全，无锈蚀、机械损伤，裸导体无毛刺尖角；

c、套管应包装好，瓷瓶无损伤、无渗油，运输方式应符合技术要求；

GIS安装前要复检地基是否合格，对照厂家技术资料检查基础中心、标高、相邻间隔尺寸是否合格，预埋件强度是否合格。

基础预埋件中心线误差≤±10mm，相邻误差≤±5mm；基础预埋件水平误差1—10mm，相邻误差1—2mm。

安装基础中心线误差≤1mm，水平误差≤1mm。

（2）、设备组装

a、本体组装

本项目部GIS由于为户外式，装配工作应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于80%的条件下进行，并采取防尘、防潮措施。

按制造厂的部件编号和规定顺序进行组装，不可混装，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。

密封槽面应清洁，无划伤痕迹；已用过的密封垫（圈）不得再用；涂密封脂时，不得使其流入密封垫（圈）内侧而与六氟化硫气体接触。

盆式绝缘子应清洁、完好。

连接插件的触头中心应对准插口，不得卡阻，插入深度应符合产品的技术规定。

所有螺栓的紧固应使用力矩扳手，其力矩值应符合产品的技术规定。

应按产品的技术规定更换吸附剂。

施工机具排放、接电源、试运转。

由持证电工负责进行，机具排放合理，电源接线安全可靠，试运转正常。

b、母线安装

母线安装时先检查母线表面及触指有无生锈、氧化物、划痕及凹凸不平，如果有采用砂布将其处理干净平整，并用清洁无纤维裸露白布或不起毛的擦拭纸沾酒精洗净触指内部，在触指上涂上薄薄一层电力复合脂。

安装母线时应将母线完全推进触头座内，垂直母线采用专用工具安装，母线对接应通过观察孔或其他方式进行检查和确认。

c、套管的安装

首先打开套管安装孔和手孔的盖板，用丙酮擦净法兰表面，吊装前应认真研究吊装方案，必须采用吊带进行起吊，起吊过程严格防止套管损坏。

套管吊离地面时取下尾部保护罩，并清理套管法兰、绝缘子、导电触头，然后将套管的触头对准母线筒上的触头座，对准后注意其插入深度。

最后用力矩扳手紧固套管支座螺栓。

（3）、真空处理、充SF6气体

首先连接气管抽真空与充SF6气体。

充注前，充气设备及管路应清洁、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

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；抽真空时，应防止真空泵突然停止或因误操作而引起倒灌事故。

当气室已充有六氟化硫气体，且含水量检验合格时，可直接补气。

其抽真空与充SF6气体示意图如下图3.2.1：

麦式真空计

阀门真空泵

接头

图3.2.1真空示意图

首先启动真空泵，打开阀门，对各个气室进行抽真空处理。

当真空度达到厂家技术说明的要求时（133Pa），维持一段时间（按厂家要求）气室的真空度，证明室启封良好。

如发现真空下降，则要确定气体泄漏部位并进行处理（可用肥皂水检查）。

充SF6气体示意图如下图3.2.2：

压力表减压阀

阀门

接头

图3.2.2充SF6气体示意图

a、充气压力达到厂家技术文件规定的要求。

b、充气完后以后可用SF6气体检漏仪对各气室进行检测。

c、定期检查SF6气体压力值并做好记录。

（4）、电缆敷设及其二次接线

电缆排列整齐、美观，固定于防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架形式。

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。

另外气体试验，高压试验合格后方可送电。

3.2.4安全注意事项

（1）、GIS设备施工作业应干净整洁。

（2）、GIS设备进场按设计图的顺序入场，主设备在条件允许的情况尽量一次到位。

其余配件箱，应放置整齐，要考虑二次搬运，就近处放置。

（3）、GIS安装时，不得有尘土，要与建筑工程沟通，建筑工程远离作业现场施工。

（4）、GIS作业区内，严禁吸烟，并悬挂安全警示牌“严禁烟火”，配备消防器材。

悬挂“非工作人员，禁止入内”警示牌。

（5）、进行GIS设备安装的起重机械，在进行工作前必须进行车辆检查，保证起重机械安全操作，安全运行。

起重机械司机要专人指挥，指挥信号要清晰准确。

起重机械司机服从工作负责人的安排，服从专人指挥，不得擅自操作，在被吊物起吊中，不得离开工作岗位。

（6）、GIS安装的工作人员必须听从工作人员负责人及厂方技术指导人员的工作安排，不得擅自离开进行其它工作。

3.3SVG系统安装

本项目SVG系统包括一台集装箱式控制柜，一台电力变压器，电抗器和电容器，外加隔离开关。

其电力变压器安装方式参考3.1主变压器安装方案。

3.3.1干式电抗器安装

3.3.1.1施工准备

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。

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、材料准备：

吊车、汽车，吊装机具（包括专用吊具），消耗性材料，试验设备。

3.3.1.2基础检查：

用水平仪测试预埋钢板水平度并标出基础最高点和最低点位置的预埋钢板平面。

根据电抗器到货的实际尺寸及规范、设计要求，核对土建基础的位置、尺寸；检查基础预埋钢板是否形成电气闭合回路，如有不符合要求，需通知土建施工单位尽快进行整改。

3.3.1.3设备开箱检查

设备准备开箱检查前，提前两天提交开箱申请至现场监理工程师，由监理工程师组织设备供应代表和厂家代表共同参加开箱检查。

开箱检查的主要内容：

设备元件的型号，参数与设计图纸是否相符，如产品型号、额定容量、额定电压、额定电抗率等。

产品合格证、产品使用说书、设备试验数据、图纸、以及产品的备品备件、专用工器具应完整齐全。

检查产品运输过程中有无损伤和变形，检查电抗器的线圈夹缝中是否有异物，所有接缝和连接线是否有松动、断裂，绝缘是否有破损，表面是否有脏物等。

检查结果要如实记录在开箱记录上，并经三方代表签名确认。

设备开箱检查后，所有资料要统一由专职资料员收集，所有附件由物资人员管理，以待工程竣工移交。

3.3.1.4设备安装

本项目配置三相干式电抗器，首先拆开包装，解掉厂家固定在包装箱上螺栓。

其吊装只能用吊带起吊。

设备吊起大概500mm后，安装绝缘瓷瓶支柱，其上下法兰面需垫上塑料垫子。

螺栓紧固。

支柱绝缘子安装完成后整体吊装就位，其电气间距应符合设计要求。

各相中心线应一致。

其电抗器方向、相别应与图纸设计一致。

电抗器底层的所有支柱绝缘子均应接地，

应用两根与主接地网不同干线连接的接地引下线，每根均应符合设计要求，支柱的接地线不应成闭合环路，同时不得与地网形成闭合环路。

3.3.1.5质量控制措施及检验标准

支柱及线圈绝缘等应无严重损伤和裂纹，线圈应无变形，支柱绝缘子及附件应齐全。

应在其绝缘子顶帽上，放置与顶帽同样大小且厚度不超过4mm的橡胶垫片。

电抗器安装时，底层的所有支柱绝缘子均应接地，其余的支柱绝缘子不接地。

每相单独安装时，每相支柱绝缘子均应接地。

支柱绝缘子的接地线不应成闭合回路。

三相安装位置不得调换，必须按出厂相序及设计图的安装位置安装，连接线采用伸缩节并符合设计要求