110kV升压站电气施工工艺及方案.docx
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110kV升压站电气施工工艺及方案
施工工艺手册
110kV升压站工程电气安装篇
第1章电气设备安装
第一节主变压器安装
1.1施工工艺质量要求
1.1.1变压器就位位置符合设计规定，其横向、纵向以及标高误差均小于5mm，且套管与封闭母线中心线一致。
1.1.2冷却装置在安装前应按照制造厂规定的压力值用气压或油压进行密封试验，并应符合下列要求：
①冷却器、强迫油循环风冷却器，持续30min应无渗漏。
②强迫油循环水冷却器，持续1h应无渗漏，水、油系统应分别检查渗漏。
1.1.3风扇电动机及叶片安装应牢固，转动灵活，转向正确且无卡涩。
1.1.4外接油管路在安装前，应进行彻底除锈并清洗干净。
1.1.5升高座、套管安装前，各项试验应合格，且与出厂试验数值相符。
1.1.6升高座法兰面必须与本体法兰面平行就位，放气塞位置应在升高座最高面。
1.1.7充油套管的油位指示应面向外侧。
1.1.8均压环表面应光滑无划痕，安装牢固且方向正确；均压环易积水部位最低点应有排水孔。
1.1.9储油柜油位表动作应灵活，指示应与储油柜的真实油位相符。
1.1.10气体继电器安装前应经检验合格，动作整定值符合定值要求，且继电器箭头标志应指向油枕侧。
1.1.11压力释放装置的安装方向应正确，阀盖和升高座内部应清洁，密封严密，电接点动作准确，绝缘性能、动作压力值应符合产品技术文件要求。
1.1.12吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上。
1.1.13温度计安装前应进行校验，信号接点动作应正确，导通应良好。
1.1.14膨胀式信号温度计的细金属软管不得压扁和急剧扭曲，其弯曲半径不得小于50mm。
1.1.15冷却系统控制箱应有两路交流电源，自动互投传动应正确、可靠。
1.1.16绝缘油必须按现行的国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150的规定试验合格后，方可注入变压器中。
1.1.17220kV及以上的变压器应进行真空处理，220kV-500kV变压器的真空度不应大于133Pa，且保持时间不得低于8h；750kV的变压器真空度不应大于13Pa，且保持时间不得低于48h。
1.1.18注入变压器的油温应高于器身温度，且注油速度不宜大于100L/min.
1.1.19热油循环持续时间不应少于48h，经过热油循环后的变压器油，应符合下表的规定。
变压器电压等级（kV）
110
220
变压器油电气强度（kV）
≥35
≥45
变压器油含水量（μL/L）
≤35
≤25
变压器油含气量（%）
-
≤1
颗粒度（1/100mL）
-
-
tgδ（90℃时）
≤0.5
≤0.5
1.1.20对变压器联通气体继电器及储油柜应进行密封试验，在油箱顶部加压0.03MPa，110kV-750kV变压器进行密封试验持续时间应为24h，并无渗漏。
1.1.21变压器注油完毕后应进行静置，静置时间应符合下表规定。
电压等级
静置时间（h）
备注
110kV及以下
24
220kV及330kV
48
1.1.221.1.22变压器本体应有2点接地。
中性点接地引出后，应有2根接地引线与主接地网的不同干线连接，接其规格应满足设计要求，接地应可靠。
1.1.23局放试验前后本体绝缘油色谱试验比对结果应合格。
1.2主要技术及管理措施
1.2.1变压器基础混凝土浇筑前，电气专业应对基础中心线、标高等进行核查；基础施工完毕后，应对中心线、标高进行复核。
1.2.2变压器在装卸和运输过程中，不应有严重冲击和振动。
变压器就位后，三维冲击记录仪记录的冲击值应符合制造厂及合同的规定，一般不大于3g。
1.2.3充干燥气体运输的变压器油箱内气体压力应保持在0.01MPa-0.03MPa，现场保管应每天记录压力值。
1.2.4器身在大气中暴露时间的控制。
器身在大气中暴露时间的计算规定：
由变压器开始破干燥空气时算起,到变压器开始抽真空为止。
变压器内部检查应在周围空气温度不低于0摄氏度的情况下进行。
器身暴露在大气中的工作时间规定：
①空气相对湿度不超过65%,为不超过16小时；②空气相对湿度大于65%，而不超过75%，为不超过12小时；③空气相对湿度大于75%，不得开始工作或应立即停止工作。
1.2.5在没有排氮前，任何人不得进入油箱。
当油箱内的含氧量未达到18%以上时人员不得进入。
1.2.6变压器附件安装及进入变压器内部检查过程中，切勿遗漏任何杂物、工具于变压器本体内。
1.2.7所有法兰连接处应用耐油密封垫圈密封；密封垫圈应无扭曲、变形、裂纹和毛刺；密封垫圈应使用产品技术要求的清洁剂擦拭干净，橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的1/3.
1.2.8螺栓紧固时，应采用对角螺栓紧固法，逐步对角旋紧每颗螺栓，并重复3-5次，至力矩合格。
1.2.9本体及有载调压开关上的瓦斯继电器应加装防雨罩。
1.2.10在抽真空时，必须将不能承受真空下机械强度的附件与油箱隔离；对允许抽同样真空度的部件，应同时抽真空；真空泵或真空机组应有防止突然停止或因误操作而引起真空泵油倒灌的措施。
1.2.11变压器本体、滤油机及油管道应可靠接地。
1.2.12静止完毕后，应从变压器的套管、升高座、冷却器、气体继电器及压力释放装置等有关部位进行多次放气，直至残余气体排尽。
最后调整油位至相应环境时的位置。
1.3变压器施工工艺图片示例
图1.1.1变压器基础尺寸建筑与安装专业核对、复测
图1.1.2变压器就位中心线的控制
图1.1.3变压器附件安装前电气试验
图1.1.4变压器套管安装
图1.1.5变压器接地
第二节高压组合电器（GIS）安装
2.1施工工艺质量要求
2.1.1GIS设备相间标高误差：
220kV以下≤2mm，220kV及以上≤5mm；同相标高误差≤2mm。
2.1.2气体充入GIS各个气室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。
2.1.3GIS中的断路器、隔离开关、接地开关及其操动机构的联动应正常、无卡阻现象；分合闸指示正确；辅助开关及电气闭锁应正确、可靠。
2.1.4密度继电器的报警、闭锁值应符合规定，电气回路传动正确。
2.1.5六氟化硫气体漏气率和含水量，应符合现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150及产品技术文件的规定。
2.1.6GIS设备外壳接地良好。
2.1.7GIS设备油漆应完好，相色标志正确。
2.2主要技术及管理措施
2.2.1GIS安装对环境要求较高，安装前必须进行交安的交接。
安装环境基本要求：
a）对室内GIS：
基础验收合格；墙体砌筑粉刷结束；门窗安装完善，门锁齐全，具备房间封闭条件；电缆沟道施工完成；照明、起重机械投入使用。
b）对室外GIS：
场地平整，基础验收合格；电缆沟道施工完成；搭建防风、防雨、防尘临时帐篷，安装机械满足要求。
2.2.2根据制造厂技术资料规定，对基础中心线进行复核。
2.2.3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窗外,同时还应保证分支母线安装程序的正常进行。
2.2.4基础预埋检查：
中心线误差≤±10mm；相邻误差≤±5mm；预埋件水平误差≤±10mm；相邻误差≤±2mm。
2.2.5安装基座检查：
中心线误差≤±5mm；水平误≤±2mm。
2.2.6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，并根据产品要求采取防尘、防潮措施。
2.2.7应对可见的触头连接、支撑绝缘件或盘式绝缘子进行检查，应清洁无损伤。
2.2.8法兰对接前应先对法兰表面、密封槽及密封圈进行检查，法兰面及密封槽应光洁，无损伤，对轻微伤痕可用砂纸、油石打磨平整。
密封面、密封圈用无纤维裸露白布或者不起毛的擦拭纸沾无水酒精擦拭干净，将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，并注意不得使流入密封圈内侧。
2.2.9GIS安装前，方可将元件的运输封盖打开，应用塑料薄膜将开口处覆盖严密，以尽量减少灰尘、水气的侵入。
2.2.10母线安装时，应先检查表面及触指有无生锈、氧化物、划痕及凸凹不平处，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力复合脂。
如不立即安装，应塑料袋或塑料纸将其包好。
2.2.11抽真空时，应采用带有抽气逆止阀的真空泵，以防止突然停电或错误操作而引起到破坏真空事故。
2.2.12设备SF6气体漏气率应符合规X和产品技术要求。
基本要求：
各个独立气室SF6气体年泄漏率小于1%。
检漏方法符合产品说明书要求，通常采用内部压力检测比对与包扎检漏相结合的方法。
2.2.13在每次内检、安装和试验工作结束后，应清点用具、用品，检查确认无遗留物后方可封盖。
2.2.14在涉及到GIS对接时，要提前与厂家进行沟通，特别注意接口处母线、连接螺栓的尺寸规格等。
2.3工艺图片示例
图1.2.1GIS基础复测
图1.2.2GIS母线筒的连接
图1.2.3母线筒连接处及时封堵
图1.2.4安装过程中设备防护
图1.2.5母线清洁处理
图1.2.6气室抽真空
图1.2.7安装完成的室内GIS
图1.2.8安装完成的室内GIS
第三节高压断路器安装
3.1施工工艺质量要求
3.1.1断路器到达现场后应进行检查验收，确认无破损、备品备件齐全。
3.1.2混凝土强度应达到设备安装要求；基础中心距离及标高偏差不应大于10mm，预埋螺栓中心线偏差不应大于2mm。
3.1.3断路器配件、备件及专用工器具应齐全、无锈蚀和损伤。
瓷件表面应光滑无裂纹、缺损；瓷套与法兰的接合面粘合牢固，法兰结合面应平整、无外伤和铸造砂眼。
绝缘部件表面应无裂缝、无剥落或破损，绝缘应良好，绝缘拉杆端部连接部件应牢固可靠。
灭弧室或罐体和绝缘支柱内预充的气体压力值应符合制造厂的规定。
操动机构：
传动部分无损伤、锈蚀，传动轴承光滑无毛刺，铸件无裂纹或焊接不良；液压机构的油路、油箱本体无渗漏；电磁机构的分、合闸线圈无受潮、受损现象。
3.1.4支架安装、找正：
a）落地式支架：
支架与基础间垫片不超过3片，总厚度不大于10mm。
b）可调节螺母支架：
调节螺母高度符合设计要求。
c）支架相间中心距离误差≤5mm。
3.1.5极柱安装：
a）按厂家的部件编号和规定顺序进行组装，按厂家标明吊点拴挂吊具。
b）本体吊装时应采用吊带，并采取防碰撞措施。
c）密封部位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。
d）同相各支柱瓷套法兰面在同一水平面上，各支柱中心线间距离的误差≤5mm；相间中心距离的误差≤5mm。
3.1.6操动机构内部元件齐全、完好；
a）各种接触器、继电器、微动开关、压力开关、压力表、加热装置和辅助开关的动作应准确、可靠，接点应接触良好；
b）分、合闸线圈的铁芯动作灵活、无卡阻；
c）加热、驱潮装置及控制元件的绝缘应良好，加热器与各元件、电缆及电线的距离应大于50mm；
d）机构箱门关闭严密，内部干燥、清洁，接地可靠、标识清晰；
e）操动机构固定牢靠，并与断路器底座标高相配合，底座或支架与基础间的垫片不宜超过3片，总厚度不应超过10mm，各垫片尺寸与基座相符且连接牢固；
f）弹簧机构安装：
安装前，弹簧应处于能量释放状态；合闸弹簧储能完毕后，辅助开关应将电动机电源切断；合闸完毕，辅助开关应将电动机电源接通；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；机构分合闸位置和储能位置应指示正确；
g）液压机构安装：
油箱内部应清洁，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。
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。
3.1.7传动部件、管路安装：
a）传动部件无损伤、锈蚀，按厂家要求对接，牢固可靠。
b）管路表面无损伤、变形，接头处平整、清洁、无毛刺，按厂家要求秩序进行管路连接，接头螺母紧固扭矩符合厂家要求。
c）断路器及其操动机构的联动应正常，无卡阻现象；分合闸指示正确；辅助开关动作正确可靠。
3.1.8监督充气过程中进行密度继电器报警、闭锁接点检测。
密度继电器的报警、闭锁值应符合产品技术文件的要求，电气回路传动应正确。
SF6气体压力、泄漏率、含水量应符合现行国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150及产品技术文件的规定。
SF6气体含水量必须小于150ppm。
3.1.9油漆应完整、相色漆、接地标示正确，工艺美观；设备清洁。
3.2主要技术及管理措施
3.2.1安装前应用水准仪对基础高度进行复核，确认基础的中心距离及高度偏差小于10mm，整排的断路器基础预埋时须统一拉线进行定位，已确定预埋螺栓中心线的偏差不大于2mm。
3.2.2应按制造厂的部件编号和规定顺序进行组装，不得混装；为避免混装须逐台倒运到位，并进行外包装检查。
3.2.3断路器的固定应符合产品的技术要求且牢固可靠。
支架或者底座与基础的垫片不宜超过3片，其中总厚度不应大于10mm，各垫片尺寸应与基座相符且连接牢固。
3.2.4所有部件的安装位置正确，并按产品技术文件要求保持其应有的水平或者垂直位置。
所有安装螺栓必须用力矩扳手紧固，且经质检、监理、业主见证无误方为合格。
3.2.5SF6断路器的安装应在无风沙、无雨雪的天气下进行；对灭弧室进行检查组装时，空气相对湿度应小于80%，并应采取防尘、防潮措施。
3.2.6SF6断路器充气建议由厂家操作或者是在厂家指导下操作，充气时SF6气体的含水量、压力、密度继电器的报警、压力闭锁值进行等记录齐全，并经质检、监理、业主、厂家各方签字认可。
充气后24小时需对断路器进行气密试验，待试验合格方为安装结束。
3.2.7设备接地线连接应符合设计和产品技术文件要求，且无锈蚀、损伤、连接牢靠。
应涂以60～100mm（最好是宽度与接地扁钢同宽）宽度相等的绿色和黄色相间的条纹标识。
3.3工艺图片示例
图1.3.1基础复测
图1.3.2设备外观检查
图1.3.3支架安装
图1.3.4SF6充气
第四节隔离开关安装
4.1施工工艺质量要求
4.2.1隔离开关底座与设备支架安装应做到无垫片安装。
4.2.2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。
4.2.3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，清除后涂以复合电力连接脂连接。
4.2.4设备到达现场后，相关单位应仔细核对设备数量、技术参数、外形尺寸、安装孔是否和设计图纸完全相符。
4.2.5施工单位应仔细阅读施工图及相关资料，严格按照施工图进行施工组织和材料采购。
4.2.6支架安装后，行、列的定位轴线误差≤5mm，支架顶部标高误差≤5mm，相间轴线误差≤10mm，本相间距误差≤5mm，垂直度误差≤5mm，顶面水平度≤2mm。
4.2.7按厂家配套型号选配支柱瓷瓶、导电部件与底座组装成整体，注意机构方向、主刀开口方向及地刀方向应满足施工图纸要求，各相拐臂应处于正确位置。
隔离开关吊装吊点设置合理，吊具正确拴设，采取防吊装重心偏移措施（麻绳绑扎等），就位后及时将底座与杆顶件可靠连接。
垂直断口的隔离开关吊装前处于分闸状态。
吊装过程中对动触头导电部分采取保护措施。
4.2.8操作机构安装位置、高度满足施工图纸及厂家技术文件要求。
隔离开关操动机构传动轴与底座传动轴中心线应重合，垂直连杆内径与操动机构传动轴直径相配合，两者间隙≤1mm。
三相水平连杆应在同一水平线上。
电焊时不得造成设备支柱及机构箱污染，隔离开关垂直及水平拉杆连接处夹紧部位应可靠紧固。
4.2.9静触头安装，依据施工图纸和厂家技术文件，确定静触头软导线长度，并下料组装，导线切割部位无松股、毛刺。
静触头固定金具应避开母线接头，距离≥50mm。
4.2.10手动调整隔离开关底座拐臂角度、小连杆及水平连杆长度，调整至隔离开关分、合到位，并且满足产品技术文件要求。
三相联动隔离开关触头接触时，不同期数值应符合产品技术文件要求。
当无规定时，最大值不得超过20mm。
调整主刀与地刀的机械闭锁满足厂家技术文件要求。
隔离开关连接部件间销针开口角度不得小于60°。
4.2.11接地安装支架接地引线宜采用圆钢或扁钢接地，制作时须采用冷弯制作，避免造成对镀锌层的破坏。
砼支架采用圆钢制作接地引线，应能满足安装后与砼支架服帖，焊接、防腐工艺满足规X要求。
钢支架宜采用扁钢制作接地引线，安装后接地线与钢支架表面应垂直（垂直接地扁钢与钢柱之间宜留间隙或加设绝缘材料，以方便接地电阻试验），焊接及防腐工艺满足规X要求。
接地线安装后应涂刷接地标志漆，标志漆为黄、绿相间宽度相等（15～100mm）条纹标识。
接地线的粉刷高度应一致。
4.2.12隔离开关电动操作前，需检查电气回路是否正确，方法是使隔离开关处于半分状态，按分（合）按钮，检查电机转向是否正确，能否自停，转动是否平稳。
电动操作时检查分合是否到位，同期是否满足要求。
4.2主要技术及管理措施
4.2.1设备安装前，应检查支架柱轴线，行、列的定轴线最大允许偏差为5mm，支架顶部标高最大允许偏差为5mm，同相根开允许偏差为10mm相间；隔离开关相间允许偏差：
220kV及以下允许10mm；相间连杆应在统一水平线上。
4.2.2接线端子及载流部分应整洁，且应接触良好，接线端子（或者触头）镀银层无脱落。
4.2.3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（一般设备均自带）校正其水平或者垂直偏差，使触头相互对准且接触良好。
安装螺栓宜由下向上穿入，隔离开关组装完毕，应用力矩扳手检查所有安装部位的螺栓，其力矩值应符合产品技术文件要求。
4.2.4隔离开关的底座传动部分灵活，并涂以适合当地气候条件的润滑脂（风沙多、天气寒冷地方不宜涂抹）。
隔离开关、接地开关平衡弹簧应调整到操作力矩最小并加以固定；接地开关的垂直连杆应涂以黑色油漆标识。
4.2.5操作机构应安装牢固，统一轴线的操作机构安装位置应一致；电动操作前应先进行多次手动分、合闸，机构动作应正确、平稳、无卡阻、冲击等异常现象；限位装置应准确可靠。
4.2.6电动操作前须将隔离开关调整至中间位置，以免由于电动机相序不正确而造成的设备损坏。
4.2.7隔离开关调整期间应测量相间距离误差、动触头插入深度、备用行程、分闸状态触头间的距离、不同期值并做好记录。
4.2.8隔离开关、接地开关的底座及垂直连杆、接地端子及操作机构箱应接地可靠。
油漆应完整、相色标识应正确，设备应整洁。
4.3工艺图片示例
图1.4.1基础复测
图1.4.2刀闸地面组装
图1.4.3机构箱安装
图1.4.4隔离刀闸调整
图1.4.5相色漆粉刷
第五节电流互感器、电压互感器安装
5.1施工工艺质量要求
5.1.1设备到达现场后，技术人员应仔细核对设备数量、技术参数、外形尺寸、安装孔是否和设计图纸完全相符。
5.1.2按照基础及设备支架安装后的要求对基础及设备支架进行复核。
设备支架安装后的误差应控制在3mm以内；
5.1.3油浸式互感器油位应正常，密封良好，油位指示器、瓷套法兰连接处、放油阀等处均无渗油现象。
密度继电器压力应符合厂家要求。
5.1.4互感器极性安装方向满足XX图纸要求，根据厂家说明书的要求吊装，吊装过程中应采取防倾措施（缆绳稳定等），互感器安装垂直，整齐一致。
5.1.5电容型绝缘的电流互感器，一次绕组末屏引出端子、铁芯引出接地端子应可靠接地；电流互感器的二次备用绕组应短接后接地。
分级绝缘的电压互感器，其一次绕组的接地引出端子；电容式电压互感器的接地应符合产品技术文件的要求。
5.1.6互感器支架接地线一般采用镀锌圆钢或扁钢接地，制作时须采用冷弯制作，避免造成对镀锌层的破坏。
钢支架采用镀锌扁钢制作接地线，安装后接地线与支架杆表面平行（接地扁钢与钢柱之间宜留间隙或加设绝缘材料，以方便接地电阻测试），焊接及防腐工艺质量满面足规X要求。
互感器应保证工作接地点有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线。
5.1.7电流互感器应检查一次接线端子L1（P1）和L2（P2）的安装方向，一般情况下L1（P1）指向母线，L2（P2）指向线路侧；电压互感器主要进行参数核对，以免吊装错误。
5.1.8互感器接地符合设备接地要求，横平竖直，黄绿色标宽度一致，相色标识正确、美观，高度一致。
5.2主要技术及管理措施
5.2.1设备到达现场后，技术人员应仔细核对设备数量、技术参数、外形尺寸、安装孔是否和设计图纸完全相符，以避免设备发货错误。
5.2.2设备支架安装后的要求：
标高偏差≤5mm，垂直度偏差≤5mm，相间轴线偏差≤10mm，杆顶板平整度偏差≤5mm。
5.2.3油箱侧壁二次接线盒内，标有d1、d2的是阻尼器引出端子，应可靠连接，N、X端子在不接有载波装置时必须可靠连接，否则高压将进入出线盒，损坏二次设备，危及人身安全，X端子应直接接地，并保证连接可靠。
5.2.4电压互感器应分节吊运安装，不可叠装后整体起吊，起吊带油箱的部分时，不允许从顶部起吊，应利用油箱上的专用起吊孔起吊，更不允许利用瓷裙起吊。
5.2.5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。
各组件连接触的接触面，应除去氧化层，并涂以电力复合脂；根据工程所在地气候的不同应有相应的防风、尘、雨、雪措施。
5.2.6气体绝缘的互感器应检查气体压力或密度符合产品技术文件的要求，密封检查合格后方可对互感器充SF6。
气体至额定压力，静置24h后进行SF6气体含水量测量并合格。
气体密度表、继电器必须经核对性检查合格。
分级绝缘的电压互感器，其一次绕组的接地引出端子；
5.2.7电容式电压互感器的接地应符合产品技术文件的要求。
电容型绝缘的电流互感器，其一次绕组末屏的引出端子铁芯引出接地端子。
电流互感器的备用二次绕组端子应先短路后接地。
应保证工作接地点有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线。
5.3工艺图片示例
图1.5.1安装前外观检查
图1.5.2本体吊装
图1.5.3电缆保护管、色相漆粉刷和接地
第六节避雷器安装
6.1施工工艺质量要求
6.1.1安装前，技术人员应查阅施工图纸、厂家资料对避雷器基础、设备支架进行复测。
6.1.2避雷器各节按产品编号进行整体组装，不得互换，法兰连接可靠，对接穿芯螺栓要保证两端露出丝扣长度一致。
6.1.3吊装时选用合适吊装工具，对于单节避雷器宜同底座整体吊装，多节避雷器宜将底座先就位，然后将避雷器分节吊装。
6.1.4避雷器安装垂直，并列安装的避雷器三相中心位于同一轴线上。
铭牌和放电计数器朝向一致且便于巡视，避雷器压力释放口安装方向应合理，应使其排出的气体不得引起相间或对地闪络，也不得喷及其他电气设备。
6.1.5均压环应安装牢固、平整，寒冷地区应设有滴水孔。
6.1.6监测仪密封应良好，动作可靠，指数应归零或调至同一值；监测仪安装位置应一致，且便于观察监测仪与避雷器连接导体超过1m时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”的应力措施。
6.1.7避雷器支架杆应采用双根接地引下线与接地网不同接地干线连接；在线监测仪与接地网应可靠连接。
6.2主要技术及管理措施
6.2.1按每台安装部件产品序号组合，逐台倒运到位，并
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