器村电站电气安装竣工报告Word文档下载推荐.docx
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泄水闸坝段左与发电厂房段相接，右与挡水砼重力坝段相连，总长113m，布置在河床中部。
设有闸门8孔，单孔净宽12m，每孔配一扇平板钢闸门挡水。
上部与发电厂房段一样，建设有启闭工作桥，安装了22台启闭机。
拦水砼重力坝段长10m，连接闸坝段与右岸坝肩。
整个拦河大坝段设有交通桥，总长166m，宽5.4m。
升压站布置在发电厂房的下游侧，单一回路35KV电压等级出线，接城关变电站，并入县电网运行。
3、主要技术经济指标
（1）主要技术指标:
序号及名称
单位
数量
备注
一、水文
全流域
Km2
2020
濉溪流域
坝址以上
1652
占全流域81.8%
多年平均年径流量
亿M3
18．27
多年平均流量
M3/S
58．75
设计洪水洪峰流量
3452
P=3.33%
校核洪水洪峰流量
5260
P=0.5%
二、水库
1、上游设计洪水位
m
283.88
2、上游校核洪水位
286.36
3、水库总容积
万M3
711
4、调节库容
66.2
正常蓄水位至死水位
5、库容系数
%
0.036
6、水量利用系数
76.8
（2）工程效益指标
序号与名称
1、装机容量
KW
6000
2、保证出力
766
3、多年平均发电量
万KW.h
1991
4、年利用小时
h
3318
（3）经济指标
备注
1、单位千瓦投资
元/KW
8203.22
2、单位电度投资
元/KW.h
2.472
按年发电量1991万KW.h计算
3、发电成本
KW.h
0.196
4、工程可行性研究、初步设计等文件的审查与批复:
（1）、2003年10月23日省国土厅以闽国评（2003）73号文下发《关于器村电站地质灾害评估报告的批复》；
（2）、2003年12月5日，三明市水土保持监督站以明水保监（2003）21号文下发《关于建宁县器村水电站水土保持方案（报批稿）的批复》；
（3）、2003年12月31日，三明市水利局以明水（2003）资503号文下发《关于建宁县器村水电站水资源论证报告书的批复》；
（4）、2004年4月1日建宁县发展计划局以建计基（2004）19号文下发《关于建宁县器村水电站项目建议书的批复》；
（5）、2004年4月7日，省水利厅以闽水（2004）计财9号文下发《关于建宁县濉溪（渔家洲—器村河段）水电开发规划报告的审查意见》；
（6）、2004年4月20日，三明市水利局以明水（2004）129号文下发《关于建宁县器村水电站可行性研究报告审查意见》；
（7）、2004年4月21日建宁县发展计划局以建计基（2004）28号文下发《关于建宁县器村水电站可行性研究报告的批复》；
（8）、2004年5月26日，建宁县环保局对环保评估文件给予批复；
（9）、2004年7月2日，三明市水利局以明水（2004）电213号文下发《关于建宁县器村水电站工程初步设计审查的批复》；
（10）、2005年元月25日三明市水利局以明综（8）号文下发《流域规划同意书》；
（11）、2005年元月25日三明市水利局以明防洪（8）号文下发《防洪规划同意书》；
（12）、2005年3月21日三明市林业局以（2005）107号文下发省林业厅核发的《使用林地审核同意书》；
（13）、2005年3月10日建宁县发展计划局以建计基（2005）213号文下发《关于器村电站增加装机容量的核准意见》；
（14）、2005年4月25日三明电业局以明电营销（2005）94号文下发《关于器村电站联网的批复》；
（15）、2005年4月20日建宁县水利局以建水（2005）42号文下发《关于器村电站开工意见》；
（16）、2005年5月9日建宁县发展计划局以建计基（2005）45号文下发《关于准予器村电站开工建设的意见》；
（17）、2005年7月4日，三明市经贸委电力资源（2005）30号文下发《关于同意建宁县器村电站电量上省网的批复》；
（18）、2006年7月4日，省水利厅以闽水（2006）水政22号文下发《关于建宁县器村电站水资源论证报告的批复》；
（19）、2007年2月27日，省物价局和三明市物价局以闽价商（2007）62号文下放《关于器村电站临时结算电价的通知》；
（20）、有关工程永久使用地和库区淹没征地，已经省、市、县三级国土部门的审核，报送省政府办公厅待审批。
本期的主要安装内容有：
1.1主变安装调试一台。
1.235kVSF6断路器安装调试二台。
1.335kV隔离开关安装调试。
1.435kV电压互感器安装实验。
1.535kV电流互感器安装安装实验。
1.635kV避雷器安装实验。
1.76.3kV开关柜安装调试。
1.8二次盘柜、保护、仪表、直流系统安装调试。
1.9进行开机、并网。
二、施工前的准备
2.1开工前应在有关部门对土建进行验收合格后方可进场。
2.2开工前应学习有关安全规程和措施。
2.3开工前应熟悉施工图纸和设备随机说明书。
2.4开工前应准备有关的施工器具和材料。
三、施工进度安排
3.1根据招标文件要求变电设备安装调试工期主要项目控制工期：
3.1.1准备工作
3.1.2主控室保护柜及6.3kV开关柜安装
3.1.335kV户外设备安装
3.1.4主变及附属设备安装
3.1.5控缆敷设及二次接线
3.1.6继电保护调试
3.1.7自检及竣工移交
3.2施工进度计划如下：
序号
项目
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1
施工前准备
2
主控保护屏及
10kV柜安装
3
110kV户外
设备安装
4
主变及附属
户外母排及
电缆制作
6
控缆敷设
及二次接线
7
保护安装二次
接线调试
8
自检及
竣工移交
3.3要求工期：
预计自土建验收交安算起电气安装总工期60天。
（具体时间为：
2006年6月9日至2006年8月10日止）
3.4目标工期：
预计自土建验收交安起电气安装工期50天。
3.5施工进度保证措施：
3.5.1建立以经理、各职能部门负责人及班组长等构成的进度保证机构，层层落实施工任务，以保证各进度目标按计划完成。
3.5.2进行人员优化组合，调遣公司精兵强将进现场，全面推进满负荷工作法，提高劳动生产效率。
3.5.3对照图纸认真充分做好施工准备，保证施工中的设备及材料正确充足，减少或避免不必要的错误，施工保证“三快”。
3.5.4实行动态网络管理，以网络进度为依据，编制切实可行的每周计划及详细的分项工程进度计划，检查进度计划实施情况。
3.5.5采用新技术、新工艺、新方法，优化施工方案，提高工效，缩短工期。
3.5.6保安全、保质量、促进度。
确保不出任何安全质量事故，以促进施工进度，保证进度目标的实现。
四、安全、质量保证体系
4.1安全保证体系：
4.1.1安全保证体系组织机构框图如下：
4.1.2安全目标:
不发生人员轻伤障碍及以上事故，施工过程控制未遂及异常。
4.1.3安全保障要点：
A、落实责任制：
制定各级人员安全责任，签订安全责任奖，做到职责分担，并实行下级对上级的安全施工逐级负责制。
B、深化安全教育、强化安全意识。
开工前对全体职工进行安全培训教育。
C、按现场实际条件有针对性，可操作性，从技术上采取措施，消除危险点，达到改进劳动条件，保护职工安全与健康。
D、施工中做到，施工方案未经批准不开工，开工前进行专门安全技术交底，保证施工人员百分百参加安全交底，并对开工项目实施跟踪监督。
E、施工班组长每天应在分配工作任务同时，布置交代安全注意事项，认真填写好班长安全工作日记，保持组织经常性的各项安全教育活动。
F、坚持不定期和专业性组织对现场进行安全检查。
同时接受业主和监理工程师的安全监督，对检查出的隐患及时反馈到班组并督促整改治理，防止事故发生。
4.2工程质量保证体系和质量保证：
4.2.1.质量保证组织机构框图如下：
4.2.2.质量方针目标：
A、质量方针：
安全为基础、管理出效益、质量求生存、服务拓市场。
B、质量目标：
公司不发生人身伤亡和设备事故，工程竣工验收合格率100%，顾客满意率为≥90%。
4.2.3本工程采用的技术规范：
《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90。
《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工验收规范》GBJ148-90
《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149-90
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91
《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-92
《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92
《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》GB50172-92
《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-90
《电气装置安装工程旋转电机施工验收规范》GB50170-92
《继电保护和安全自动装置技术规程》DL400-91
《继电保护及安全自动装置运行管理规程》
《继电保护及电网安全自动装置检验条件》
《继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定》
《电力系统继电保护及安全自动装置反事故要点》
《3~110KV电网继电保护装置运行整定规程》DL/T584-95
《微机继电保护装置运行管理规程》DL/T587-1996
《微机线路保护装置运行通用技术条件》GB/T15145-94
《电力系统自动低频减荷工作管理规程》DL497-92
《电力系统自动低频减负荷技术规定》DL428-91
《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施管理规定》试行。
《有载分接开关运行维护导则》DL/T574-95
4.2.4.质量保证要点：
A、建立健全质量保证体系确保技术措施的有效施行。
B、优化施工方案，保证工程质量。
正确科学的施工方案是实现质量目标的安全措施。
C、推行质量奖罚制度，发挥经济杠杆作用。
D、随时接受监理工程师和业主的检查检验，质量达不到标准要求的，按监理工程师和业主的要求进行整改。
E、严格执行计量管理办法，工程使用的计量器具按国家计量局颁发的标准定期检查。
严禁使用未经检验或超过检验有效期的测试仪器，仪表和测量用具，保证测量数据的准确性和可靠性。
五、技术措施
5.1主变压器的安装
本期一台主变，型号SZ9-8000/35变压器。
变压器安装工序流程图如下：
油务处理系统工程流程图
5.1.1.主变到达现场后应及时进行下列检查：
A、油箱及所有附件无锈蚀及机械损伤，密封应良好。
B、钟罩法兰及封板的连接螺栓应齐全，紧固良好，无渗漏。
C、充油套管的油位应正常，无渗油、瓷件无损伤。
5.1.2.绝缘油到达现场、应符合下列要求：
A、绝缘油应储藏在密封清洁的专用油灌或容器内。
B、每批到达现场的绝缘油均应有试验记录，并应取油样作简化试验，必须时进行全分析。
C、用小桶运输的绝缘油，对每桶进行目测，辨别其气味，各桶商标应一致。
5.1.3.附件的安装：
A、密封处理应符合下列要求：
（1）所有法兰连接处，应用耐油橡皮密封垫（圈）必须无扭曲、变形，裂纹和毛刺。
（2）法兰连接面应平整、清洁；
密封垫应擦拭干净，安装位置应准确；
橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的三分之一。
B、有载调压开关的检查；
（1）各触头压力检查应符合要求；
（2）触头动作顺序符合制造厂规定、测量切换时间30~50ms、弧触头桥接时间3~5ms，三相同期误差不大于3ms。
（3）过渡电阻无断裂损伤，阻值测量误差不大于10%。
（4）开关油室与变压器本体间无渗漏。
（5）转换器和选择开关：
a转动部分动作灵活。
b绝缘支架无损伤变形。
c与分接引线连接牢固，螺栓紧固并有防松螺母或防松片。
d触头及导电部分与分接引线距离符合规定。
e固定牢固.
（6）操作控制箱：
a机械转动部分灵活，齿轮盒密封良好，润滑脂足够。
b电器回连线正确无松动。
c位置指示正确。
d电器顺序开关，限位开关及机械限位动作可靠。
e箱体密封良好。
f控制回路绝缘良好。
（7）组装后调试：
a动作圆图符合出厂规定。
b变压器三相各档直流电阻测量符合标准。
Ｃ、冷却器的安装：
（１）冷却器厂家已处理清洁，并进行密封试验，现场安装时应仔细检查，发现密封不好时应进行处理。
（２）阀门应操作灵活，开闭位置正确，阀门及法兰连接处密封良好。
（３）安装好散热器的拉紧钢带。
Ｄ、储油柜的安装：
（1）储油柜安装时，应清洁干净。
（2）储油柜的金属囊或胶囊应完好无缺。
（3）金属囊或胶囊的接口应良好，管道应畅通
（4）金属囊储油柜时应检查是否撞伤，各管口位置及法兰尺寸是否符合要求。
金属囊是内油室或外油室，内油室应根据油温曲线进行加油。
外油室应打开排气口和呼吸口，用气泵从呼吸口向内充气，将油位指示刻度调整与现场变压器油温对应的刻度然后关闭呼吸口，在呼吸口关闭，排气口打开的状态下，从注油口注入变压器油，直至排气口排净空气稳定出油后，关闭排气口，同时停止注油，让柜内油静止一段时间后，应进行一次排气处理随后打开呼吸口，检查油位指示器，进行油位调整。
注意:
（1）注油时必须将油柜内的气体排净，避免假油位。
（2）排气口必须关闭严密，除在排气操作时打开外，在进行补油或放油及运行中不要再打开，免进入空气产生假油位。
（3）调整油位应先将散热器，套管座及其它高点集气排净。
（4）储油柜投入工作时的状态应当是呼吸口伐门常开，排气口伐门关闭，注油阀门口关闭。
（5）油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。
▲波纹储油柜到货必须检查产品是否处于充压状态。
检查方法：
1、油位批示窗显示红线状态（有黄色保护板时，应将保护板拆下）；
2、打开上部排气口放气塞，有强烈气压喷出。
满足上述两点可判定储油柜内部波纹管处于压合状态，也判定储油柜无渗漏。
没有充气运输的储油柜不能安装使用。
发现到货产品无气压，请与厂家联系。
E、气体继电器及压力释放阀的安装：
（１）气体继电器安装前，应经检验合格。
（２）气体继电器应水平安装；
其顶盖上标志的箭头应指示储油柜；
其与连通管的连接应密封良好。
（３）压力释放阀安装方向应正确，密封良好，电接点动作灵活，绝缘良好。
F、测温装置吸潮器，净油器的安装：
（１）温度计安装前，应进行校验，信号接点动作灵活、正确。
（２）顶盖上插入温度计座内应深入变压器油，使温度指示正确。
（３）膨胀式信号温度计的细金属管，不得压扁和急扭曲，其弯曲半径不得小于５０mm。
（４）吸潮器与储油柜的连接应密封良好，管道畅通，吸潮剂干燥，油封油位应在油位面线上。
能起到呼吸作用。
（５）吸潮的胶垫质量符合标准规定。
（６）净油器内部应清洁，吸附剂应干燥。
（７）净油器的滤网应装在挡板的外侧，出油处的滤网应装在挡板内侧，以防吸附剂和破损滤网进入油箱。
（８）净油器的各部密封应良好不渗油。
G、变压器的注油（井体）：
（1）本体已在厂家或吊罩时真空注油，所以此次注油是附件安装后的补充油。
（2）注油时应对冷却器，升高压，低压套管气体继电器等进行放气，直至油满为此。
（3）注入的油，应经化验合格后方可注入。
（4）注油完毕后，应经24小时的静置方可进行高压试验。
H、安装工作应在厂家的指导下进行。
5.2SF6断路器的安装
SF6断路器安装工序流图
5.2.1SF6断路器到达现场后的检查；
应符合要求：
A、开箱前检查包装应无残损。
B、设备的零件，备件及专作工具应齐全。
无锈蚀和损伤变形。
C、绝缘件应无变形，受潮、裂纹和剥落。
D、瓷件表面应光滑，无裂纹和破损，铸件应无砂眼。
E、充SF6等气体的部件，其压力值应符合产品的技术规定。
F、出厂证件及技术资料应齐全。
5.2.2SF6断路器的基础或支架，应符合下列要求：
A、基础中心线距离及高度的误差不大于10mm。
B、预留孔或预埋铁板中心线的误差不大于10mm。
C、预埋螺栓中心线的误差不大于2mm。
5.2.3SF6断路器安装前应进行下列检查；
A、断路器的零部件应齐全、清洁、完好。
B、支柱内予充的SF6等气体的压力值和SF6气体含水量应符合产品的技术规定。
C、绝缘部件表面应光滑无裂纹，缺损，绝缘拉杆端头连接应牢固可靠。
D、瓷套表面应光滑无裂纹、缺损、外观检查有疑问应探伤检验；
瓷套与法兰的接合面粘合应牢固、法兰结合面应平井、无外伤和铸造砂眼/。
E、传动机构另件应齐全、轴承光滑无刺、铸件无裂纹或焊接不良。
F、组装用的螺栓、密封垫、密封脂、清洁剂和润滑剂等的规格必须符合产品的技术规定。
G、密度继电器和压力表应经检验。
5.2.4SF6断路器的安装、应在无风沙、无雨雪的天气下进行；
、必要时采取防尘、防潮措施。
5.2.5SF6断路器应在厂家的指导下进行
5.2.6SF6断路器的组装、应符合下列要求；
A、按制造厂的部件编号和规定顺序进行组装、不可混装。
B、断路器的固定应牢固可靠、支架或底架与基础的垫片不宜超过三片其总厚度不应大于10mm、各片间应焊接牢固。
C、断路器相间中心距离的误差不应大于5mm。
D、所有部件的安装位置应正确、并按制造厂规定要求保持其应有的水平或垂直位置。
E、密封槽面应清洁、无划伤痕迹；
涂密封脂时、不得使其流入密封垫圈内侧与SF6气体接触。
F、应按产品的技术规定选用吊具、吊点及吊装程序。
G、密封部位的螺栓、应使用力矩板手紧固。
其力矩值应符合产品的技术规定。
5.2.7设备接线端子的接触面应平正、清洁、无氧化膜、并涂薄层电力复合脂；
镀银部分不得挫磨；
5.2.8SF6断路器的调整；
A、用手动操作器进行断路器的慢分慢合操作。
Ｂ、手动分闸时要用手按分闸电磁铁以释放锁销与合闸保持掣子的啮合后，方可手动分闸合闸弹簧无电时手动储能方法；
Ｃ、将套杆和套板手扦入棘抓轴的角头内。
Ｄ、顺时针方向旋转套板手就可以将合闸弹簧储能。
5.2.9.行程测量参见说明书。
5.2.10SF6断路器和操作机构的联合动作应符合下列要求；
Ａ、合分动作前，断路器必须充到额定压力的SF6气体。
Ｂ、合分闸指示器动作正确可靠，其分、合闸位置应符合断路器的实际分、合状态。
Ｃ、在进行快速分、合闸前，必须先进行慢分，慢合操作，无误后方可进行。
电动机旋转方向应正确。
D、弹簧机构严禁“空合”。
5.2.11SF6断路器的试验。
5.3隔离开关安装
5.3.1.隔离开关运到现场后，应符合下列要求；
A、包装应完好无破损。
B、所有的部件、附件、备品应齐全无损坏变形及锈蚀。
C、瓷件应无裂纹或破损。
5.3.2.隔离开关安装时的检查应符合下列要求；
A、接线端子及载流部分应清洁，且接触良好，触头镀银层无脱落。
B、绝缘子表面清洁，无裂纹，破损，焊接残留班点等缺陷，瓷铁粘合应牢固。
C、隔离开关的底座转动部分应灵活，应涂以适合当地气候的润滑脂。
D、操动机构的另部件应齐全，所有固定连接部件应紧固，转动部分应涂符合当地气候的润滑脂。
5.3.3.隔离开关的组装时，应符合下列要求
A、隔离开关的相间距离误差110kv及以下不应大于10mm，相间连杆应在同一水平上。
B、支柱绝缘子应垂直于底座平面，且连接牢固；
同一绝缘子柱的各绝缘子中心线应在同一垂线上；
同相各绝缘子柱的中心线应在同一垂直平面内。
C、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校其水平或垂直偏差，使触头相互对准，接触良好。
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