110kV城中变电站增容工程电气组织技术安全措施.docx
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110kV城中变电站增容工程电气组织技术安全措施
110KV城中变电站3#主变增容电气
安装组织、技术、安全措施
长治市容诚电气设备运检有限公司
二○一一年十一月二十五日
分公司领导及相关部门审批表
项目名称
110KV城中变电站3#主变增容电气安装
作业单位
。
作业时间
2011年12月01日至2011年12月23日
审
查
部
门
运行单位：
年月日
设备维护单位：
年月日
工程管理部门：
年月日
技术管理部门：
年月日
安监部门：
年月日
审核
年月日
批准
年月日
1概述………………………………………………………4
2组织措施…………………………………………………5
3技术措施…………………………………………………7
4安全措施…………………………………………………18
5文明施工其它……………………………………………23
附表1：
设备参数表………………………………………26
附表2：
工器具配置表…………………………………28
附表3：
工程安装作业形象进度表………………………29
附表4：
城中站增容工程一层安全平面布置图…………30
附表5：
城中站增容工程二层安全平面布置图…………31
110KV城中变电站3#主变增容电气安装组织、技术安全措施
一、概述
（一）项目依据：
依据。
。
省电力公司晋电基建（2011）831号关于长治市110千伏城中变电站增容工程初步设计的批复。
（二）相关设备基本情况；
见附表1
（三）作业项目主要内容；
一次设备
1.新上一台40MVA有载调压变压器（110/10KV）
2.新上一台4000kvar无功补偿装置一套
3.完善并安装110KV内桥间隔,3#主变110KV组合电器110KVII段母线延伸，安装主变进线隔离开关间隔一个
4.新上10KV电容器柜一面
5.新上10KV分段柜两面
6.新上10KV进线柜两面
7.新上10KVPT柜一面
二次设备
1.新上3#主变保护柜一面
2.新上3#主变测控柜一面
3.新上110KV桥开关保护柜一面
4.新上10KV电容器保护测控装置一套
5.10KV分段保护测控装置一套
6.10KVPT并列装置一套
7.安装全电子电度表两块
8.备自投柜一面
（4）配合工作：
由于本期新增110KV内桥1间隔，需对2#主变保护二次接线进行改造，将原110KV182进线间隔用于2#主变保护测量的电流回路拆除，2#主变保护测量的电流回路接入新增三间隔改接至3#主变保护测控柜；拆除2#主变原110KV侧二次电压，接入由3#主变测控柜提供的110KV二次切换电压，拆除2#主变由2#进线3LH提供的差动电流，改由新增桥11LH提供，原2#进线3LH电流接至3#主变保护柜。
拆除原由2#主变测控采集的2#进线信号，改接至3#主变测控柜，备自投接入2#进线4LH电缆，2#进线CT升流，地调更改2#进线数据库
二、组织措施
（一）领导组
组长：
。
。
成员：
。
。
。
（二）现场领导组
组长：
。
。
。
成员：
。
。
。
（三）职责分工：
1.工程领导组：
全面负责本次工作，领导协调此项工作的全过程，及时处理施工过程中发生的各种问题。
认真检查和监督全体人员遵守“安规”，确保工程顺利完成。
2.现场施工领导组：
全面领导本次工作，对本次工作的整体安全、质量全面负责，组织解决工程中出现的重大问题，确保本次工作保质、保量顺利完成。
3.工程总负责人：
。
。
。
负责办理工作票，监督工作现场安全措施落实；负责工作现场各专业班组间协调工作，保证本次工作顺利进行；负责工作中，各班组施工质量的监督；协助总指挥解决工作现场出现的问题。
4.安全负责人：
。
。
。
。
检查工作现场安全措施是否完备、可靠；工作前对全体工作成员进行安全措施、注意事项交代以及危险源分析和控制；工作中监督工作人员安全工器具使用、安全措施执行情况，及时制止工作现场的一切违章行为；对本次工作全过程的安全全面负责。
5.一次技术负责人：
。
。
。
。
负责一次设备的安装、就位，调试工作；对新设备的安装工艺、质量全面负责；对本专业现场工作的安全全面负责。
6.二次技术负责人：
。
。
。
。
。
负责二次设备的安装、就位，调试工作，二次电缆的敷设；对本专业现场工作的安全全面负责。
7.材料供应负责人：
。
。
。
。
负责本工程各专业材料的购置、联系、验收工作。
8.运输、吊装负责人：
。
。
。
。
负责本次新设备安装过程中工作人员、设备、材料的运输；负责大件设备的吊装工作；对上述工作的安全全面负责。
三、技术措施
（一）作业设备统计
序号
设备名称
电压等级
运行编号
设备型号
数量
1
变压器
110KV
SZ11-40000/110±8×1.25﹪/10.5KV
1
2
组合电器
110KV
GIS110
2
3
开关柜
10KV
XGN2-12（Z）
5
4
电容器
10KV
TBB10-4000/334
-AKW
1
5
避雷器
10KV
YH5WZ-17-45
3/
6
保护屏
4
（2）作业方案
1.电气安装
1）12月1日—3日主变附件安装，保护屏就位，主变端子箱就位，拆除相关防火隔墙，保护所主变套管CT极性升流试验
主变抽真空注油，拆除110KV高压室南侧山墙，晚上做好110KV高压室防盗措施并安排工作人员值班；敷设主控室到110KVGIS柜电缆，敷设主控室到主变端子箱电缆
110KV组合电器从110KV南侧围墙外侧二层进入110KV高压室；敷设主控室到10KV侧电缆
2）12月4日-6日10KV开关柜从10KV高压室南门进入10KV高压室，10KV高压开关柜就位安装；10KV电容器就位安装，恢复110KV高压室南墙及院南围墙；敷设主变端子箱到本体端子箱电缆，敷设主控室跨接电缆，敷设10KV跨接电缆
10KV高压开关柜安装、10KV电容器安装、主变排气；10KV开关柜高压试验，电容器一次电缆敷设制作；110KV穿墙套管安装，10KV电容器高压试验；整体制作电缆，二次安装，3#主变保护屏开始接线，备自投屏开始接线，3#主变测控屏、桥保护侧控柜开始接线，主变保护屏、备自投屏接线完成
3）12月7日-9日10KV母线桥制作安装，110KV主变跨条制作安装，主变排气；主变高压试验，10KV电容器恢复一次接线；主变高压试验，10KV新增一次设备初验收；3#主变测控屏接线完成桥保护屏接线完成，3#主变端子箱、10KV侧PT、10KV分段、电容器二次接线完成，由地调提供新增设备双重编号。
变压器厂家完成主变本体内部所有二次配线
4）12月10日-11日主变高压试验，10KV新增一次设备消缺，主变接线、清洗、一次初验收，主变一次消缺；3#主变保护后台（北京四方、国电南自、深圳南瑞、南京南瑞）厂家到现场做后台数据库。
完成本体端子箱的外部接线、新增间隔二次接线全部完成（除110KVGIS、涉及运行设备的二次线），所有回路自检，装置上电（到110KVGIS柜的控制电缆及敷设到运行设备的电缆做好防止接地、短路等措施）
5）12月12日-13日新增13#主变、10KV全部设备一次验收、消缺；10KV开关拉合，回路消缺，配合保护所调试备自投、桥分段测控保护装置，3#主变保护、测控装置
6）12月14日-16日新增3#主变、10KV全部设备一次复验，110KV桥间隔预就位，3#主变110KV隔离开关间隔预就位，准备110KVII段母线停电所需全部工具；配合保护所试验新增10KV主变低压侧开关、10KVPT、分段、电容器，厂家做好数据库后上传地调，地调完成数据库。
配合保护所上传新增间隔遥测、遥信事故信号、3#主变中心点刀闸遥控、有载调压遥控，配合保护所和变电运行上传新增间隔的遥测、遥信、事故信号等信号（除110KV侧外，其他新增设备全部完成），同时完善封堵、涂刷防火涂料
7）12月17日110KVII段母线停电，回收110KVII段母线筒SF6气体，回收或减压与110KVII段母线筒相关联的气室SF6气体，拆除110KVII段母线筒南数第2、3节，III段母线对接，现场整理，新增桥间隔就位；拆除2#主变原110KV侧二次电压，接入由3#主变测控柜提供的110KV二次切换电压，拆除2#主变由2#进线3LH提供的差动电流，改由新增桥11LH提供，原2#进线3LH电流接至3#主变保护柜。
拆除原由2#主变测控采集的2#进线信号，改接至3#主变测控柜，备自投接入2#进线4LH电缆，2#进线CT升流，地调更改2#进线数据库
8）12月18日10KVII段母线停电，110KVII段母线连接安装，3#主变隔离开关间隔套管试验安装，母线直阻测试，110KVII、III段母线筒抽真空充SF6气体；安装3#主变GIS柜和新增桥断路器二次电缆，厂家拆除2#主变和2#进线的刀闸电气连锁回路，完善2#主变和新增桥间隔的闭锁回路，完善新增桥和3#主变、2#进线的刀闸电气连锁回路
9）12月19日110KVII段母线停电，3#主变隔离开关间隔，110KV桥间隔各气室抽真空充SF6气体，110KVII段、III段母线筒测微水；新增桥间隔和3#主变110KVGIS通交、直流电，开关、刀闸就地和遥控拉合，完成备自投到2#进线，新增桥分段和180分段的电流和控制回路接线（至I回进线的控制和信号回路在全站停电时完成）。
新增桥间隔保护升流试验
10）12月20日110KVII段母线停电，3#主变隔离开关间隔，110KV桥间隔各气室抽微水。
与110KVII段、III段母线筒相关联的各减压或回收SF6气体的各气室充气；保护所对2#主变保护传动、2#主变跳双桥、3#主变跳2#进线和新增桥，上传桥I间隔、2#进线和3#主变的遥测、遥信
11）12月21日110KVII段母线停电，所有安装各气室检漏，涂密封胶。
3#主变隔离开关间隔，110KV桥间隔高压试验。
本期工程新增设备一二次初验
12）12月22日110KV城中站110KV全停，110KV母线耐压试验，连接3#主变隔离开关与110KV穿墙套管引线。
本期工程新增设备一二次验收。
（110KVI、II段母线可以带电）备自投接入1#进线电流和控制，保护所进行联动试验，110KV和10KV二次电压接入，故障录波器调试，刀闸电气连锁试验（备自投自投方式由保护所确认）。
13）12月23日启动3#主变及新增全部设备
（三）作业程序、工艺及技术要求：
1、安装前作业准备
序号
内容
标准
执行情况
1
检修电源的使用
作业范围内应设置电源箱，有专职人员负责，并认真检查；各路配线负荷标志清晰，熔丝或熔片容量符合规程要求；保护接地（零）系统连接符合安全要求；箱体应接入接地网，单独接地的接地电阻应不大于4Ω；箱门完好，内部无杂物；配电想上的插座相线、中性线布置符合规定；端子标志清楚；开关外壳、消弧罩齐全；不得将临时线接在刀闸或开关口上；不得用铜丝代替熔丝（管）。
2
设备进站运输
检查变压器运输无异常，冲击记录仪数值符合要求；检查各设备包装是否损坏和受潮；开箱取出装箱单，并对照其检查装箱文件是否齐全；检查设备铭牌上技术参数是否符合订货要求;开关柜及GIS设备应放在通风干燥的室内储存，垂直放置，不得叠放；在开关柜及GIS设备的上方有起吊用的吊环，作为起吊时挂钩用。
不得钩其他部件起吊；对电容器进行外观检查，确保交付安装的电容器外观无破损、锈蚀和变形。
金属构件无明显变形、锈蚀。
设专人收集设备资料
2、施工内容与工艺标准及施工要点
序号
内容
标准及要点
执行情况
3
开关柜安装
（1）柜体底座与基础连接牢固，导通良好，可开启屏门用软铜导线可靠接地。
（2）柜面平整，附件齐全，门销开闭灵活，照明装置完好，盘、柜前后标识齐全、清晰。
（3）柜体垂直度误差＜1.5mm/m，相邻两柜顶部水平误差＜2mm，成列柜顶部水平误差＜5mm；
相邻两柜盘面误差＜1mm，成列柜面盘面误差＜5mm，相间接缝误差＜2mm。
（4）柜内母线或继保屏上小母线相间与对地距离符合规范要求
（5）基础槽钢允许偏差：
不直度＜1mm/m，全长＜5mm；
水平＜1mm/m，全长＜5mm。
位置误差及不平行度＜5mm。
（6）基础槽钢与接地网连接可靠。
（7）户内屏柜固定宜采用螺栓，不宜点焊。
（8）紧固件应经热镀锌防腐处理。
（9）所有安装螺栓紧固可靠
4
组合电气安装
（1）组合电器地脚应可靠固定。
（2）电气连接可靠，且接触良好。
（3）组合电器及其传动机构的联动正常，无卡阻现象，分、合闸指示正确，辅助开关及电气闭锁动作正确可靠。
（4）支架及接地引线应无锈蚀和损伤，接地应良好。
（5）电缆及二次接线排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架形式。
（6）油漆应完整，相色标志正确。
（7）组合电器的外套筒法兰连接处应做地线跨接（8）要求设备基础：
相间标高误差，220kV以下≤2mm，220kV及以上≤5mm；同相标高误差≤2mm；
同组间x、y轴线误差≤1mm；断路器各组中相x、y轴与电器室x、y轴线及其他设备x、y轴线误差，220kV以下≤5mm，电器室y轴与室内外设备基础y轴误差≤5mm；地基表面，相邻基础埋件误差≤2m全部基础埋件误差≤5mm
（9）设备本体、母线组装：
1）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；
4
组合电气安装
2）应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装；
3）各个气室预充压力检查必须符合产品技术要求；
4）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；
5）法兰对接前应先对法兰面、密封槽及密封圈进行检查，法兰面及密封槽应光洁、无损伤，对轻微伤痕可平整。
密封面、密封圈用清洁无纤维裸露白布或不起毛的擦拭纸蘸无水酒精擦拭干净。
密封圈应确认规格正确，然后在空气一侧均匀地涂密封剂，涂完密封剂应立即接口或盖封板，并注意不得使密封剂流入密封圈内侧；
6）对接过程测量法兰间隙距离均匀。
连接完毕相间对称地拧紧螺栓，所有螺栓的紧固均应使用力矩扳手，其力矩值应符合产品的技术规定；
7）GIS元件拼装前，应用清洁无纤维白布或不起毛的擦拭纸、吸尘器（尤其是内壁、对接面）清理干净；盆式绝缘子应清洁、完好；
8）母线安装时，应先检查表面及触指有无生锈、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；垂直母线采用专用工具进行安装。
母线对接应通过观察孔或其他方式进行检查和确认；
9）套管的吊装：
一般宜采用专用工具和吊带进行起吊，以保护瓷套管不受损伤。
（10）真空处理、注SF6气体：
1）充注前，充气设备及管路应洁净、无水分、无油污；管路连接部分应无渗漏；吸附剂的更换方式、时间应符合产品技术要求；
2）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，真空残压及保持时间应符合产品要求；
抽真空时，应采用带有抽气逆止阀的真空泵，以防止突然停电或因误操作而引起破坏真空事故；
3）真空泄漏检查方法应按产品说明书的要求进行；
4）气室预充有SF6气体，且含水量检验合格时，可直接补气；
5）SF6气体应符SF6气体的技术条件要求；
4
组合电气安装
6）SF6气体在充注时应称重，保证达到产品所要求充入的SF6气体重量，以便确认SF6气体达到产品所要求每个气室的规定位置；
7）现场测量SF6钢瓶气体含水量符合要求，设备内SF6气体的含水量应符合规范和产品技术要求。
8）设备内SF6气体漏气率应符合规范和产品技术要求。
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。
（11）电缆排列与二次接线：
1）电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠，有条件时采用封闭桥架形式；
2）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符合。
（12）应检查确认断路器、隔离开关、接地开关的操动机构内部附件完好、功能正常，断路器、隔离开关整个转动过程应无卡涩、无异常、力度均匀。
（13）闭锁检查：
“就地、远方”，“电动、手动”等各种闭锁关系正确
5
无功补偿装置安装
（1）
（1）干式电抗器安装
1）支柱完整、无裂纹，固定可靠；线圈无变形，绝缘漆完好。
2）电抗器重量应均匀地分配于所有支柱绝缘子上。
3）电抗器底座应接地，其支柱不得形成导磁回路，接地线不应成闭合环路
4）电抗器垂直安装时，各相中心线应一致；
5）电抗器和支撑式安装的阻波器主线圈，其重量应均匀地分配于所有支柱绝缘子上，找平时，允许在支柱绝缘子底座下放置钢垫片，但应固定牢靠；
6）电抗器上、下重叠安装时，应按照产品说明书要求进行安装；
7）电抗器设备接线端子的方向必须与施工图纸方向一致。
（2）电容器安装
1）基础槽钢应经热镀锌处理，预埋件采用两边满焊，焊缝应经防腐处理，其顶面标高误差≤3mm。
2）框架组件平直，长度误差≤2mm/m，连接螺孔应可调。
3）每层框架水平误差≤3mm，对角误差≤5mm。
4）总体框架水平误差≤5mm，垂直误差≤5mm，防腐完好。
5
无功补偿装置安装
5）电容器应便于更换，其外壳与固定电位连接牢固可靠。
6）熔断器排列整齐，倾斜角度符合产品要求，指示器位置正确。
7）放电线圈瓷套无损伤，相色正确，接线牢固美观。
8）接地隔离开关操作灵活。
9）避雷器在线监测仪接线正确。
10）所有基础槽钢均应用镀锌扁钢连通，并至少两点与主接地网连接，槽钢与接地引线采用焊接。
11）网门应平整，防腐完好，安装牢固并接地。
12）电容器的硬母线连接应注意满足膨胀的要求，放电线圈或互感器的接线端子和电缆头应采取防雨水进入的保护措施，电容器的接线螺栓紧固后应设置标记漆线13）电容器组安装前应根据单个电容器容量的实测值，进行三相电容器组的配对，确保三相容量差值≤5%。
各只电容器铭牌、编号应在通道侧，顺序符合设计，相色完整。
电容器外壳与固定电位连接应牢固可靠；
14）熔断器安装排列整齐，倾斜角度应符合产品要求。
指示器位置正确；
15）放电线圈瓷套无损伤，相色正确，接线牢固美观；
16）电容器组一次连线应符合设计与设备技术要求
6
保护柜安装
（1）柜体底座与基础连接牢固，导通良好，可开启屏门用软铜导线可靠接地。
（2）柜面平整，附件齐全，门销开闭灵活，照明装置完好，柜前后标识齐全、清晰。
（3）柜体垂直度误差＜1.5mm/m，相邻两柜顶部水平误差＜2mm，成列柜顶部水平误差＜5mm；相邻两柜面误差＜1mm，成列柜面误差＜5mm，相间接缝误差＜2mm
（4）基础槽钢允许偏差：
不直度＜1mm/m，全长＜5mm；水平＜1mm/m，全长＜5mm。
位置误差及不平行度＜5mm。
（5）基础槽钢与主接地网连接可靠。
（6）紧固件应经热镀锌防腐处理。
（7）所有螺栓安装紧固可靠。
（8）所有屏、柜安装牢固，外观完好，无损伤，内部电器元件固定可靠
7
中性点安装
（1）支柱绝缘子垂直（误差≤1.5mm/m）于底座平面且连接牢固，瓷柱弯曲度控制在规定的范围内。
（2）瓷柱与底座平面操作轴间连接螺栓应紧固。
（3）导电部分的软连接可靠，无折损。
（4）接线端子清洁、平整，并涂有电力复合脂。
（5）操动机构安装牢固，固定支架工艺美观，机构轴线与底座轴线重合，偏差≤1mm。
（6）电缆排列整齐、美观，固定与防护措施可靠。
（7）设备底座及机构箱接地牢固，导通良好。
（8）操作灵活，触头接触可靠。
（9）需要设放电间隙的，放电间隙横平竖直，固定牢固，间隙距离符合DL/T620—1997要求
（10）设备安装垂直，误差≤1.5mm/m。
（11）瓷套外观完整，无裂纹。
（12）避雷器压力释放口方向合理；铭牌应位于易于观察的一侧，标志应完整，清晰。
（13）所有连接螺栓需齐全、紧固。
（14）接地牢固可靠
（2）避雷器安装时，必须根据产品成套供应的组件编号进行，不得互换，法兰间连接可靠（部分产品法兰间有连接线）。
（15）在线监测装置与避雷器连接导体超过1m时应设置绝缘支柱支撑；过长的硬母线应采取预防“热胀冷缩”应力的措施；接地部位一处与接地网可靠连接，另一处与集中接地装置可靠连接（辅助接地）。
（16）电流互感器二次接线盒或铭牌的朝向应符合设计要求。
8
母线桥及母线安装
（1）母线桥、硬母线安装
1）通常采用支撑式矩形铝排或矩形铜排，外加绝缘护套。
2）导体及绝缘子排列整齐，相间距离一致，水平偏差应≤5mm/m，顶面高差应≤5mm。
3）支柱绝缘子固定牢固，导体固定松紧适当，除固定端紧固定外，其余均采用松固定，以使导体伸缩自然
4）支柱绝缘子支架标高偏差≤5mm，垂直度偏差≤5mm，顶面水平度偏差≤2mm/m。
5）支柱绝缘子瓷柱弯曲度控制在规范规定的范围内，瓷柱与法兰结合面胶合牢固，应涂以性能良好的硅类防水胶。
瓷裙外观完好。
6）根据要求对母线进行校直、平弯或立弯，弯度应自然、美观，不得有毛刺。
7）导体搭接面紧密可靠，搭接面积符合规范要求。
8）如采用铜母线应进行搪锡处理
8
母线桥及母线安装
9）采用热缩套进行防护，热缩套的规格（包括电压等级）应与硬母线配套
（2）软母线安装
1）导线无断股、松散及损伤，扩径导线无凹陷、变形。
2）绝缘子外观、瓷质完好无损，铸钢件完好，无锈蚀。
3）连接金具与导线匹配，金具及紧固件光洁，无裂纹、毛刺及凸凹不平。
4）引下端子宜正对下方，无变形、损坏。
5）母线三相弛度一致，允许误差+5%～–2.5%。
6）线夹规格、尺寸应与导线规格、型号相符，线口向上的线夹应在尾部打滴水孔
7）所有绝缘子外观、瓷质应完好无损，铸钢件应完好无锈蚀。
绝缘子耐压试验合格。
8）绝缘子串组装用的连接金具、螺栓、销钉等必须符合国家标准，球头挂板等应匹配，碗头开口方向一致，弹簧销应有足够的弹性，开口销必须分开，并不得有折断或裂纹，严禁用线材代替。
9）导线外观应完好，展放时应采取防止磨损的措施。
10）压接模具应与被压接管配套。
11）导线与线夹接触面均应清除氧化膜，用汽油或丙酮清洗，清洗长度不少于压接长度的1.2倍，接触面涂电力复合脂，导线伸入线夹的压接长度达到规定要求。
9
二次安装
（1）电流回路应采用电压不低于500V的铜芯绝缘导线，其截面不应小于2.5mm²；其他回路截面不应小于1.5mm²。
（2）连接门上的电器等可动部位的导线应采用多股软导线，敷设长度应有适应裕度；线束应有外套塑料管等加强绝缘层；与电器连接时，端部应绞紧，并应加终端附件或搪锡，不得松散、断股；在可动部位两端应用卡子固定。
（3）电缆排列
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