110kV变电站施工组织方案修订.docx
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110kV变电站施工组织方案修订
XX工程项目
XX建筑物（110KV/10KV变电站安装工程）
施
工
组
织
方
案
编制：
审核：
批准：
编制单位：
编制日期：
二零一三年四月十八日
目录
一、工程概况………………………………………………………………P.3
二、项目组织机构图
1、组织架构图………………………………………………………………P.3
2、职责与权限………………………………………………………………P.4
三、施工、调试方案
3.1、变压器安装、调试施工方案……………………………………P.6
3.2、GIS施工方案……………………………………P.10
3.3、设备引线和连线安装施工方案……………………………………P.15
3.4、接地装置安装施工方案……………………………………P.16
3.5、成套柜、屏柜（端子箱）安装施工方案……………………………………P.18
3.6、站内电缆敷设施工方案……………………………………P.19
3.7、电缆二次接线施工方案……………………………………P.21
3.8、电缆的防火封堵施工方案……………………………………P.23
四．质量目标及其保证措施
4.1质量目标保证措施……………………………………P.25
4.2质量目标……………………………………P.25
五、安全目标……………………………………P.26
施工组织方案
一、工程概况
工程名称：
XXXXX110KV变电站新建工程
XX工程项目“XXXX110kV变电站新建工程规模:
本工程是XXXX总变电站，电压等级为110kV/10kV,二路电源由市电架空方式引入，一路由中南110kV电站引入，作为主电源，另一路由XXX110kV电站引入，作为备用电源。
本工程主要包括配电装置楼和变压器事故油池。
本工程110kV配电装置、主变、10kV配电装置、均放置在配电装置楼内，变压器事故油池采用室外埋地式。
配电装置楼内还设有场区供电系统电力自动化管理调度中心，负责整个场区供电系统自动化管理和电源能质量检测。
1、主变：
终期2×16MVA本期2×16MVA
2、110kV部分：
终期进线2回（GIS）本期进线2回（GIS）
3、10kV部分：
终期出线17回本期出线17回
4、电容补偿：
终期2×1600kvar本期2×1600kvar
建设地点：
位于XX省XX市境内
施工范围：
电气设备安装，调试。
计划工期：
70个日历日（依据主要设备到货情况调整）
质量标准：
满足设计和验收规范要求，确保工程质量总评合格，并满足变电工程：
分项工程合格率100%，分部工程优良率100%，单位工程优良率100%
二、项目组织机构
1、组织架构图
110KV变电站新建工程项目部
项目经理：
项目总工：
综合办公室
物资保障部
工程技术部
质量安全部
安装、调试
2、职责与权限
1、项目经理
（1）、遵照国家有关政策、法规、法令和公司各项管理制度的规定,结合XXX110KV变电站新建工程项目实际情况,认真贯彻实施。
（2）、贯彻执行公司质量、安全方针目标，对本项目的施工质量和安全全面负责。
（3）、建立与项目质量管理和安全管理体系相适的项目组织机构，保证其有效运行。
（4）、根据工程项目的质量、安全目标,落实相的质量、安全保证措施和具体的实施方案。
（5）、结合XXXXX110KV变电站新建工程特点合理配置资源，确保施工工期。
（6）、坚持不懈地、经常地向职工进行质量管理意识和安全生产文明生产的宣传教育,确保工程的质量和安全达标,做到安全文明生产。
2、项目副经理（根据业主要求配置或取消）
在项目经理领导下，负责现场生产和经营部工作的安排，协助项目经理全面开展工作，主持日常现场施工生产和经营管理工作。
在项目经理因故短暂离开现场时，全权行使项目经理的职权，直到项目经理回到现场为止。
3、项目总工
（1）、在项目经理领导下，负责技术、质量和安全管理工作，并对本工程的进度、质量、安全和环境保护等工作全面负责。
（2）、组织参加工程施工图会审和技术交底工作，主持编制本工程的施工组织设计，落实各种作业指导书按计划及时提供。
（3）、主持技术会议，对重大施工方案作出决定，审批新编的作业指导书、质量保证措施和安全保证措施。
（4）、经常与业主、监理、设计、运行代表联系，征求其对本工程施工的意见和建议，促进项目安全、优质地按期完工。
（5）、负责组织工程原始资料、技术资料、评级卡片、设备材料合格证、实验报告的编制、收集和整理工作。
4、工程技术部
（1）、对工程的施工技术管理及接口协调工作实施全面负责。
（2）、实施施工图会审和技术交底工作，严格按照施工技术管理导则进行。
（3）、组织编审施工方案和措施，定期召开技术会议。
（4）、经常与业主、监理、设计联系，征求意见和建议，保证施工优质、接口正确、顺利完成。
（5）、负责开工前的技术培训和考核工作，对各类人员进行技术培训、考核和资格的确认，确保各类人员持证上岗。
（6）、负责组织工程原始资料、技术资料、分部分项评级资料、产品资料和试验报告的收集、分析和整理工作。
（7）、及时收集现场信息，即时对现场情况作出判断并提出相的措施。
（8）、负责日常进度计划管理；
（9）负责设计协调管理、接口管理、EAM管理。
5、质安部
（1）、对工程的施工质量、安全全面负责。
（2）、组织编制、执行工程质量计划和安全保证措施。
（3）、负责工程质量、安全的监督、控制、检查及判定工作。
（4）、负责对工程原材料、器材的现场检验及取样试验。
（5）、组织搞好施工自检和互检。
（6）、负责质量、安全信息传递及工程施工技术记录、安全报表、质保资料的收集、整理、审核、移交工作。
（7）、配合业主、监理工程师对工程的质量检查。
（8）、进行安全用具、用品、设施的检查和认证工作，组织、参加对施工项目的安全大检查。
（9）、对工程文明施工和环境保护措施的实施进行监督。
6、物资部
（1）、负责建立健全自购设备材料、甲供设备材料管理的各项规章制度，按公司ISO9000质量管理体系的110KV输变电工程质量体系要求，编制材料、设备购置计划并负责具体实施。
（2）、负责施工物资的保管、收发、质量的控制及自供材料的采购，保证物资供。
（3）、负责机械设备的运输、保管、保养、维修及计量器具的配置、检修工作，并确保其使用的有效性。
（4）、负责计量器具的审核管理，设备机具的使用和调拨工作。
（5）、按照甲方要求参加甲供设备材料在采购中的管理；
（6）、会同质安部对业主供的材料在交接时进行质量验收工作；
（7）、负责甲供设备材料在交接时的卸车、运输以及现场保管；
（8）、负责除业主供的材料以外的设备材料的采购、包装、运输以及全部设备材料的现场保管；
（9）、对本部门采购材料的质量负责，会同质安部进行进货检验及送检。
7、综合办公室
（1）、负责本工程的文秘工作，严格按照业主、监理、公司ISO9000质量管理体系程序文件的规定对工程项目处的往来文件进行管理。
（2）、负责各类持证上岗人员的档案管理。
（3）、协调工程施工的各种社会关系，确保施工顺利进行。
（4）、负责施工人员的劳动保护、医疗卫生、文化娱乐生活等后勤保障工作。
（5）、落实日常管理文件的收发登记和多方信息的收集、整理、转达。
（6）、负责精神文明建设管理工作，加大文明施工和环境保护的宣传力度。
三、施工方案和工艺
电气设备安装严格按照施工设计图，产品使用说明书，电气安装规范，及作业指导书进行施工。
每项工作施工前进行技术交底，交底应完整、细致，首先从设备配置，然后是工艺流程，最后是质量要求，以书面形式编写，口头传达到施工人员。
在性质上范围化，在量上具体化，让施工人员领会完整，并贯彻于施工中。
3.1、变压器安装（二台主变）调试施工方案
3.1.1验收和保管贮存
1.到货验收
1.1按订货合同验收产品、铭牌、附件、备件。
1.2按产品装箱单一览表查对到货箱数是否相符合，有无漏发、发错现象，若有问题应立即与生产厂商联系，以便妥善处理。
1.3检查主体及附件在运输车上无移位，碰撞现象，并做好记录，如发现问题，应立即与制造厂和运输部门联系，以便共同查明原因，妥善处理。
1.4带油运输的变压器检查有无渗漏油及油面高度，并做记录。
1.5检查附件包装箱有无破损、丢失现象，若有问题，须作好记录，并与生产厂商联系，查对损坏、丢失情况，以便妥善处理。
2．附件开箱检查验收
2.1开箱检查时，与生产厂商共同进行开箱检查工作。
2.2按各分箱装箱清单，查对箱内零件、部件、组件是否与装箱符合，检查有无损坏、漏装现象，并作好记录。
2.3查对出厂文件及技术资料，合格证书是否齐全。
3．验收保管及贮存
3.1经开箱检查，查对无缺验收后，须详细记录签收。
3.2经开箱检查的零件、部件、组件应按其性能特点进行保管，必须有能防止雨、水、腐蚀气体直接侵入的措施。
3.3仪器、仪表及带有电气元件（如操动箱、总控箱等）的组件。
须放置在通风干燥的地方存放，并有防潮措施。
4．绝缘油的管理
4.1在绝缘油过滤注入油罐时，须防止混入杂质和空气污染及潮气、雨水、严禁在雨天进行倒灌过滤油。
4.2装油容器必须严格清洗干净，并检查容器密封情况。
不密封的容器，必须装有干燥呼吸器。
4.3注入变压器内的绝缘油，须达到以下指标；
电压等级（kv）
击穿电压（kv/2.5mm）
介质损失角90℃时（%）
微水含量（ppm）
含水量（%）
110
40
≤0.5
≤20
3.1.2组装前准备
（1）现场布置：
包括变压器油过滤机真空处理设施、附件和吊车等。
（2）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，气体记录和运输过程冲击记录仪数据检查。
（3）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。
（4）机具及材料：
50T吊车，吊装机具（包括专用吊具），专用工具和专用材料（产品附带），抽真空及滤油设备等。
3.1.3．安装程序流程
根据安装现场实际情况，编排以下流程，如无特殊情况应按以下流程表顺序进行整体复装、安装时各法兰接口，应均匀受力。
1）整体复装流程表：
序号
流程
工作内容
1
冷却装置
强油循环冷却的变压器若带有框架结构，应先把框架与本体导油管连接起来，并固定好，然后按编号吊装冷却器，同时安装油流继电器和拉螺杆；油浸自冷或风冷却变压器，采用宽片式散热器，应防止散热器碰撞、变形，在规定位置上吊装散热器，防止相互碰撞，并不得采用硬力安装以免拉伤散热器，造成渗漏油。
2
分接开关操动杆
利用套管安装孔，观察操动杆是否正确进入安装位置；检查三相指示位置是否一致（检查合格后方可操动）；装上定位螺钉及防雨罩。
3
升高座（套管式电流互感器）
按照总装图对应位置标号、方向及相序安装；并预先盘好变压器线圈引线，以便安装套管。
4
导油管路
按总装图和导油管编号安装，不得随意更换，同时装上导油管用阀门和密封端法兰。
5
储油柜
参照储油柜安装使用说明书，安装油位表、联管、胶囊、吸湿器及联管（油箱到储油柜端联管已有1~1.5%的倾斜度，基础无需垫高）。
6
套管
参照套管使用说明书有关规定进行吊装，引线根部和接线柱根部不得硬拉，扭曲及打折；110kv级以上引线根部锥度绝缘，必须进入均压球内。
7
其它联管
升高座带有小联管的，应通过小联管接通升高座与瓦斯继电器；装有载调压开关的变压器，应把调压开关油箱上抽注油管引至下节油箱处，连管端口应装置阀门；带有集气盒的储油柜，应把放气管路引到下面，并应装有阀门，同时安装储油注油管路。
2）整体复装过程技术注意事项
（1）基本要求：
安装附件需变压器本体露空时，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%），保持微正压，以维持本体干燥，每次打开一处，并用塑料薄膜覆盖，连续露空时间不宜超过8小时。
（2）冷却器起吊方式平衡，接口阀门密封，开启位置应预先检查。
（3）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.
（4）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。
（5）储油柜安装确认方向正确并进行位置复核。
（6）连接管道安装，内部清洁，连接面或连接接头可靠。
（7）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。
（8）温度计安装毛细管应固定可靠和美观。
（9）所有螺栓紧固应符合产品说明书要求。
3）．真空及真空注油
3.1当日能完成器身检查和整体复装的变压器应在整体复装完成后，立即进行真空及真空注油。
3.2当日不能完成器身检查和整体复培育时直接封板封掉，明天继续安装，待第二日继续进行整体复装。
完成后进行抽真空及真空注油（注：
累积停顿的时间达到48小时后应进行24小时的真空）。
3.3带有载调压开关的变压器，应随变压器同时放出调压开关内绝缘油，并用U型管在专设位置上连通开关油箱和变压器油箱以便开关油箱同时抽真空，并同时接好有载调压开关注油管，以便同主体同时真空注油。
3.4关闭储油柜、有载调压开关油枕处蝶阀，其它阀门处开启位置。
3.5在油箱顶部￠50蝶阀处或在气体继电器联管法兰处，装置油真空管路和真空表计，接至抽真空设备。
3.6在下节油箱￠80阀门处装置注油管路，通过滤油机接至油罐。
3.7启动真空泵开始抽真空，应均匀提高真空度，按下表真空度维持真空时间。
电压等级kv
真空度残压pa
持续真空时间h
110
≤133
2
3.8真空注油时，在真空状态下注入合格的绝缘油，持续真空度按上表值。
注入油箱的油须加温到50~60℃为宜。
3.9注油至高箱盖约100mm时停止注油，维持上真空不少于5h，同时给有载调压开关油箱注入合格的绝缘油后，即可解除真空拆除抽真空管路及装置。
4）．补充注油及静放
4.1在油箱顶￠50蝶阀处，安装补充注油管（因补充注油须从油箱上部进行，以免造成油箱内经真空处理好的绝缘油混入气泡和减少滤油机静压力）。
4.2安装气体继电器的同时打开储油柜、净汩器及其它应投入运行的球阀、蝶阀、并检查阀门的开启或关闭状态后定位。
4.3拆除有载调压开关油箱与变压器油箱连通用U型管，并密封好此处法兰。
4.4补充结束后时，按油面上升的高度逐步打开升高座、导油管、冷却器集油盒（散热器）及储油柜等附件最高位置的放气塞进行排气了，出油后即旋紧放气塞。
4.5注油至相应温度下的油位高度（储油和排气，参照储油柜使用说明书）。
同时给有载调压开关油枕注油到相应温度的油位高度。
4.6整体密封性试验压力不大于3.0*104pa，检查油箱有无渗漏油现象。
4.7静放时间从补充注油结束后算起不得少于24H，在这期间应多次放气。
5．其它组件的安装
5.1按出厂文件中《控制柜原理图》设置控制回路。
5.2强油风冷却变压器，按出厂文件中《电器控制原理图、施工图》连接控制回路，并逐台启动风扇电机和潜油泵，检查购房电机吹风方向及潜油泵油流方向，油流继电器指针动作灵敏，迅速则认为正常，如油流继电器指针不动或出现抖动反映迟钝，则可能是潜油泵相序接反，应给予确认调整。
5.3给温度计座内注入绝缘油后，安装温度计。
（1）信号温度计可用于监视变压器油面温度，发出报警和控制变压器温升限值跳闸的信号民，并可输出远传信号供总控室遥控测油面温度。
（2）信号温度计的触点也用于对冷却系统的控制，按油面温度对风机自动投入和退出运行进行控制。
5.4安装有载调压开关水平轴和垂直轴，安有载调压开关使用说明书，调整正反圈数和限位性能是否灵敏，同时连接远程显示装置。
6.试验前的检查
6.1检查分接开关位置是否正确，三相是否一致，沿有载调压开关变压器应快速机构，操动箱及过程显示器，动作数据是否一致。
6.2检查变压器外部空间绝缘距离，就不小于下表规定。
额定电压（kv）
最高工作电压（kv）
电极对地距离（mm）
电极相间距离（mm）
10
11.5
125
125
35
40.5
340
340
63
69
630
630
110
126
830
830
6.3检查储油柜油面高度，有无假油位。
6.4检查接地系统是否可靠正确，如：
电容式套管末屏，自变压器公共中性点，有载调压开关中性点。
6.5检查铁芯接地，必须保证一点接地，不能形成回路。
6.6检查油箱是否可靠接地。
6.7检查应投入运行组件阀门，是否呈开启位置（事故放油阀除外），须再次排气（如气体继电器，升高座等）。
7．交接试验：
按GB50150－2006进行现场交接试验。
7.1从油箱底部取样装置处，取油样进行试验。
7.2测量各侧线圈绝缘电阻不少于出厂值的85%.
7.3测量吸收比（R60/R15），比值不低于1.5。
7.4测量变压器绝缘介质损失角（tgδ）不大于出厂值的130%。
所测值如小于0.5%，可不与出厂值比较。
7.5测量各分接位置的变压比。
7.6测量各侧线圈的直流电阻，并与出厂值比较。
8.投入运行前的检查及空载冲击合闸
8.1运行前的检查
8.1.1检查110kv侧中性点（如有）是否已可靠接地（冲击时应直接接地）。
8.1.2检查格保护装置和断路器整定值和动作灵敏度是否良好。
8.1.3检查继电保护，如气体继电器、温度计、压和释放阀及套管式电流互感器测量回路，保护回路与控制回路的线是否正确，必要时进行短路联动试验。
8.1.4检查套管的电流互感器不带负荷的是否已短接，不允许开路运升。
8.1.5强油循环冷却器，检查控制系统自动投入和退出是否可靠。
8.1.6检查储油柜呼吸器是否顺畅。
8.1.7查对保护装置整定值，系统电压不稳定时，适当调整保护系统整定值，以便有效的保护变压器。
8.1.8空载冲击合闸时，气体继电器信号接点，须并入重瓦斯动作接点上，（即电源跳闸回路上）。
8.2．空载冲击合闸
8.2.1检查110kv侧中性点是否已可靠接地（应直接接地）。
8.2.2母线保护断路器合闸时，三相同步时关不应大于0.01S。
8.2.3冲击合闸电压为系统额定电压，合闸次数最对为5次。
8.2.4如果具备条件有必要进行耐压试验时，建议试验电压值为出厂值的85%。
8.2.5试验结束后，将气体继电器在信号接点接回报警及跳闸回路，调整过流保护限值。
8.2.6运行前，应把冷却系统开启后，待运转正常后，再投入运行。
3.2、GIS施工工艺
3.2.1现场安装
1）.计划制定：
根据项目经理提前一周送达的客户要求现场服务信息，作出现场安装调试计划。
2）.开工确认：
在出发到该工地前，与客户复核确认具体开工日期。
3）.轴线勘划：
①仔细阅读一次图纸中的基础方案图，横向找出基准点，画出母线轴线、断路器轴线、电缆孔的轴线（有电缆孔的项目）；
②纵向找出基准点，划出间隔的轴线、墙孔的中心线、电缆孔洞的中心线；
③根据划出的轴线，仔细复查土建的尺寸是否符合我们图纸的尺寸。
包括地面的平度，二次电缆沟（孔）的位置及深度，电缆孔的位置及尺寸，开墙孔的位置及尺寸，接地预留的点位置等；若不符合图纸要求应及时要求用户进行整改。
开箱就位。
拆开设备包装，移进GIS室并按划在地面的轴线交GIS间隔移到适当的位置，将待拼接模块、配件等放置到恰当的位置。
④间隔的定位：
a、仔细分析一次图纸，根据现场的实际情况确定中间间隔为第一个定位的间隔；
b、用铅笔画出第一个定位间隔断路器底座的中心线，用线锤定位确保断路器底座的四个中心线都与所画的轴线重合；
c、用化学锚栓将第一个定位间隔底座固定（根据需要）
d、以定位的间隔为基准向两边安装其它间隔，其它间隔的定位同样以断路器底座的中心线为就位基准。
备注：
画线的基准点要找误差相对较小的点，一般是土建孔或出墙套管孔的中心距。
由于母线是脱离地面的，母线的轴线不能作为间隔定位的依据，只能作为复查的依据。
4）、物料清点：
根据装箱清单，详细清点现场物料，并与客户工同签署“开箱验货报告”，回公司后交项目经理存档。
如发现缺货或错货，及时与项目经理联系，将现场需要该货的确切日期告知项目经理。
5）、现场清洁：
做好现场卫生，以保证安装质量，在整个安装调试过程中保持现场整洁。
6）、正式安装：
按产品手册要求进行模块拼接，抽真空，注SF6气体，敷设二次电缆、接线。
现场安装须严格按操作手册进行，保证安装质量。
在整个安装过程的注意事项如下：
a）部件装配应在无风沙、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。
b）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。
c）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.
d）按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。
e）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。
f）GIS元器件拼装钱要用干净的抹布将表面擦拭干净。
运输封装端盖在安装时才允许送掉。
g）各个气室预充压力检查必须符合产品技术要求。
h）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。
7）、调试准备：
在安装期间，告知客户将开始现场调试项目及客户须注意的事项，如有无永久直流电源、试验设备。
3.2.2、现场调试
1）．调试协商：
如安装结束时现场已具备调试条件：
Ａ）所有气室已充额定SF6压力；
B）二次电缆接线完毕；
C）交／直流电源具备送电条件，则直接进入调试阶段。
如现场尚未具备调试条件，则根据公司项目情况及客户情况，与客户协商现场调试时间。
现场调试参照上述“现场试验指导方案”进行。
2）．密封检查：
根据产品手册检查现场拼接法兰处的密封性。
3）．直流电阴测量：
根据产品手册测量GIS一次回路电阻。
4）．微水测量：
根据产品手册测量各气室微水含量。
5）．功能试验：
根据二次图纸，逐个回路进行检查，确保控制、报警、联锁等功能的正常。
6）．开关特性：
根据产品手册进行断路器的时间特性测量。
7）．高压试验：
按照合同规定的现场试验电压、试验时间等要求进行高压试验。
8）．试验报告：
应及时填写调试报告，并与客户代表共同确认。
3.2.3、现场试验
1）．一次回路直流电阻试验
a）、试验目的：
为了检验GIS内导流母线的连接接头安装正确，各个连接部分接触良好，能满足额定的载流要求。
所以在GIS安装结束后，需要进行一次回路直流电阻试验，以便尽早发现并解决问题。
b）、试验仪器：
Programma微欧仪
c）、根据出厂试验报告所提供的各种模块直流电阻值，按实际测量范围所包含模块类型，数量累加。
d）、测试步骤：
①测量E01套管－E02Q8之间回路电阻，主要检查E01模块及母线主回路导体连接情况；
②测量E01套管－E04Q8之间回路电阻，主要检查E01模块及母线主回路导体连接情况；
③测量E05套管－E02Q8之间回路电阻，主要检查E01模块及母线主回路导体连接情况；
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