蒙东省检66kV胜利变电站保护及综合自动化系统改造施工方案-2

1、施工方案（蒙东省检66kV胜利变电站保护及综合自动化系统改造）四川省华蓥市南方送变电有限公司目 录一 工程概况03二 施工现场组织机构03三 施工方案07四 安全目标及保障措施12五 质量目标及保障措施14六 环境保护15七 文明施工16八 应急预案17一、工程概况1 工程简述工程名称蒙东省检66kV胜利变电站保护及综合自动化系统改造建设单位国网蒙东检修公司设计单位长春美华电力设计有限公司监理单位呼伦贝尔晨鑫电力监理有限责任公司施工单位四川省华蓥市南方送变电有限公司施工地点前进66kV变电站要求工期30天2 工程项目内容2.1 电气工程项目：主要电气工程项目一览表序号项目名称单位数量备注1主变

2、压器台22进线柜面23馈线柜面104接地变柜面25电容器柜面26母线设备柜面27分段断路器柜面18分段隔离柜面19接地变消弧线圈成套装置套210穿墙套管支611电力电容器组212母线排米402.2 建筑工程项目：主要建筑工程项目一览表序号项目名称单位数量备注1原1号电容器基础更换。座12新增1号消弧线圈接地变成套装置基础。座13原2号电容器基础更换。座14新增2号消弧线圈接地变成套装置基础。座15拆除原有站用变基础座2二、施工现场组织机构1 施工组织公司成立“蒙东省检66kV胜利变电站保护及综合自动化系统改造”施工队，负责本工程的施工任务。施工组由公司直接管理。施工队分为土建、电气和二次共3个

3、施工小组。施工队负责人：黄志川施工队安全员：段义贵施工队材料员：刘春兰土建施工小组负责人：徐长茂土建施工小组技术员：何志鑫电气一次施工小组负责人：孙良电气一次施工小组技术员：任祥君电气二次施工小组负责人：任志军电气二次施工小组技术员：李海鸥施工队组成及任务分工表施工组职 务姓 名施工任务施工组组 长黄志川主要负责一次设备基础的浇筑、设备安装调试、试验，二次设备接线、调试等作业项目的协调、管理、物资供应、安全监督、技术把关工作安全员李惠利材料员刘春兰施工小组组成及任务分工表施工小组职 务姓 名施工任务土建施工小组工作负责人徐长茂主要负责一次设备基础的浇筑工作技术员何志鑫主要成员孙禄、刘均贺电气一

4、次施工小组工作负责人孙良主要负责电气一次设备安装、调试试验工作技术员任祥君主要成员于德、杨波电气二次施工小组工作负责人任志军主要负责电气二次接线、调试、保护传动工作技术员李海鸥主要成员韩光、邬彬2 管理职责2.1 施工队负责人施工组负责人由公司总经理授权，代表公司处理与本工程项目有关的内、外部关系、决策本工程的各项重大事宜。A 、贯彻执行国家法律、法规、方针、政策、业主和监理要求，代表公司负责履行本工程合同，负责组织生产，保证符合业主要求。B、贯彻执行公司质量方针、安全方针，并对本项目工程质量目标、安全目标的付诸实施负全面责任。C、负责建立与质量体系、安全体系等相适应的项目部机构并明确其职责和

5、权限，监督其有效运行。D、合理配置资源，确保工程按计划如期竣工。2.2 施工队技术员A、负责组织所管辖各部门贯彻执行质保体系和安监及文明施工保障体系赋予的职责，保障体系正常运行；B、协助施工组负责人工作，对施工、质量、安全控制、物资、设备检查和审核技术负责；C、主持工程项目的技术管理及施工图预审工作； D、主持编制施工组织设计、作业指导书，质量保证措施、安全保证措施并对其进行审查和批准；E、负责开工前的技术培训和考核工作，并验证开工条件；F、组织实施技术革新及技改项目，处理施工中的技术问题，组织制定关键或特殊施工方案，并组织实施。2.3 施工队安全员A、认真学习和贯彻国家和建设行政管理部门颁布

6、的安全生产及劳动保护的政策、法令、法规、安全操作规程，以及本单位指订的安全生产制度，并督促贯彻落实；B、负责对施工现场的新工人、学徒工和民工的安全教育的具体工作，并负责上意外伤害保险的具体工作；C、负责安全管理及现场的安全监督，组织各项安全活动，负责施工人员的安全教育和上岗培训，对工器具及机械设备组织检查试验，检查现场的文明施工等；E、参与工伤事故的调查与分析，协助有关部门做好事故的处理工作，做好事故统计台帐，按时填报有关安全生产资料；F、有权对违章指挥、违章作业人员加以制止，遇重大隐患，有权先暂停生产，待整顿合格后，方能复工操作；对违章作业及违反劳动保护法者，经劝阻无效，有权采取经济措施和越

7、级上报；有权检查特殊工种操作证，无证上岗者可停止其工作。2.4 施工队材料员A、参与施工组织设计（或施工方案）的制订，了解与掌握施工顺序、施工方法；同时，协调做好开工前的各种材料准备工作；B、对于原材料是否按照质量要求进行订货、采购、运输、保管等进行监督和检查，对质量低劣或不符合标准者应及时指出；2.5 各施工小组组人员职责2.5.1 施工小组工作负责人执行现场管理机构的决策和施工计划安排，合理组织本队施工力量，安全优质地完成各单位工程的生产任务，严格执行施工过程中的自检制度，坚持文明施工。A、学习、贯彻执行国家和建设行政管理部门颁发的建设法律、规范、规程、技术标准。熟悉基本建设程序、施工程序

8、和施工规律，并在实际工作中具体运用；B、履行分包合同，执行质量方针，实现工程质量目标；C、组织建立和完善分包项目管理班子，明确项目管理人员责任，并从人力、物力、财力及技术等方面，合理均衡组织施工；D、做好开工前施工条件的准备，搞好“三通一平”促成工程开工，提出开工报告；E、熟悉审查图纸及有关材料，在上级技术部门组织下，参与图纸会审；F、组织制定项目其它各项规划、计划、对工程项目的成本、质量、安全、工期及现场文明施工等日常管理工作全面负责；G、严格执行工艺标准、验收和质量验评标准，以及各种专业技术操作规程，狠抓“质量第一”、“安全第一”方针的落实，制定质量、安全等方面的措施，并经常进行督促检查。

9、施工负责人还要负责工程质量事故和伤亡事故的调查、分析与处理；H、绘制竣工图，组织单位工程竣工质量预检，负责整理好全部技术档案；I、参与竣工后的回访活动，对需返修、检修的项目，尽快组织人员落实。2.5.2施小组技术员A、负责本队完成的单元工程质量指导、检查及质量评级工作。B、开工前负责领本队各工序承担的工作所需的各种责任卡、自检记录、申请验收单，自检记录的填写必须按记录样本进行填写，内容齐全，签字齐全，数据真实，记录整洁。C、施工组每完成一单元工程，必须及时自检，填写各种责任卡、申请验收单、自检记录，并在三天内向项目部申请验收。D、负责对本施工组的质量检查和过程控制工作。E、协助项目部质检员的检

10、查验收工作。F、认真听取顾客对施工质量的意见要求，并及时作出相应的整改措施。G、负责本队运进现场原材料的检查、验收。2.5.5 施工小组作业人员A、熟练掌握本岗位的安全要求，带头执行安全规程和措施，不违章作业。B、检查本队安全设施、工器具、机械设备、劳动防护用品、用具，保持完好，符合安全规定。C、教育和监督本队人员正确使用安全防护用品、用具，对不安全操作有权纠正和制止，是本队作业的安全监护人。D、对不安全因素要及时采取措施排除，如排除不了，停止作业，及时报告。E、作业前检查现场、看安全措施，知晓作业过程中控制危险点，确保现场作业安全。三、工程施工方案1 施工准备1.1 施工现场条件施工地点：前

11、进66kV变电站作业范围：66kV设备区：1号主变间隔、66kV9130内桥开关间隔、2号主变间隔、河前1号线间隔、河前2号线间隔、1号电容器组间隔，新装1号消弧线圈接地变成套装置间隔、2号电容器组间隔，新装2号消弧线圈接地变成套装置间隔 10kV设备区：10kVI段母线、1号主变二次间隔、胜沃线间隔、奥体甲线间隔、前进甲线间隔、前进乙线间隔、广场线间隔、向阳线间隔、1号电容器柜、1号站用变柜、10KVI段电压互感器柜、分段开关柜、10kVII段母线、2号主变二次间隔、奥体乙线间隔、新兴线间隔、团结线间隔、西门线间隔、2号电容器柜、2号站用变柜、10千伏II段电压互感器柜、分段刀闸柜。停电范围

12、：66kV设备区：1号主变间隔、66kV9130内桥开关间隔、2号主变间隔、河前1号线间隔、河前2号线间隔、1号电容器组间隔、新装1号消弧线圈接地变成套装置间隔、2号电容器组间隔，新装2号消弧线圈接地变成套装置间隔 10kV设备区：10kVI段母线、1号主变二次间隔、胜沃线间隔、奥体甲线间隔、前进甲线间隔、前进乙线间隔、广场线间隔、向阳线间隔、1号电容器柜、1号站用变柜、10KVI段电压互感器柜、分段开关柜、10kVII段母线、2号主变二次间隔、奥体乙线间隔、新兴线间隔、团结线间隔、西门线间隔、2号电容器柜、2号站用变柜、10千伏II段电压互感器柜、分段刀闸柜。带电部分：详细见工作票。1.2

13、技术资料准备1.2.1 图纸审核正确1.2.2 作业指导书编制完毕并审核1.2.3 已阅一、二次设备说明书、出厂合格证、实验报告单、调试大纲，编写安装、调试作业指导文件1.3 材料准备主要设备材料清单及供应计划表序号品名规格型号单位数量供应时间1变压器SZ11-40000/66台22主变进线柜真空 AC10kV，小车式，3150A面23出线柜真空 AC10kV，小车式，1250A面104PT柜真空 AC10kV，小车式，1250A面25接地变柜真空 AC10kV，小车式，1250A面26电容器柜真空 AC10kV，小车式，3150A面27分段断路器柜真空 AC10kV，小车式，3150A面18

14、分段隔离柜真空 AC10kV，小车式，3150A面19封闭母线桥 AC10kV，3150A米4010穿墙套管AC20kV，3150A，无CT支611接地变消弧线圈成套装置套212电容器组TBB10-3006/334-AKW组21.4 施工机具的准备主要施工机具清单序号机具名称规格型号单位数量性能状况1吊车8T辆1良好2伏安特性测试仪台1良好3力矩扳手20100NM 扳头48个套1良好4力矩扳手60340NM 扳头48个套2良好5套筒扳手大小各一套4良好6活动扳手12个2良好7活动扳手16个2良好8活动扳手18个2良好9眼镜扳手24 个2良好10眼镜扳手25个2良好11眼镜扳手27个2良好12尖

15、尾棘轮扳子19x21mm 22x24mm把4良好13工具车（小）1035x457x897台2良好14万用表常规指针块2良好15软铜接地线4mm2 黄绿相间米200良好16电源箱100米 2.5mm2个4良好17电源线4mm2米200良好18塞尺个4良好19标号笔盒4良好20水平尺把4良好21传递绳公斤5良好22中齿平锉把4良好23中齿圆锉把4良好24曲臂车台2良好25焊机台1良好26紫铜棒6需。米100良好27铜芯硬线2.5mm2。米200良好28铜芯多股接地线2.5mm2黄绿相间塑皮线米400良好1.5 开工条件的准备1.5.1 全体施工人员已参加安全培训，并经考试合格1.5.2 和相关部门

16、已经办理开工手续2 施工进度计划2.1 本工程工期目标计划开工日期： 2014年 10 月 09 日计划竣工日期： 2014年 11 月 10日2.2 施工进度计划表序号作业时间作业班组作业内容110月09日07:00-11 月10日18:00土建施工小组1、1号电容器基础更换，新增1号消弧线圈接地变成套装置基础。2、2号电容器组更换，新装2号消弧线圈接地变成套装置3、拆除原有站用变基础210月09日07:00-11 月10日18:00电气二次施工小组1.拆除旧保护屏、控制屏及电度表屏、监控屏，安装新保护测控屏、监控屏，敷设66kV各线路、10kV各线路、10kV电容器以及1号、2号主变端子箱

17、、高压开关柜至主控室保护测控屏、监控屏、电度表屏电缆，拆除原二次接线。2.保护、监控以及电量采集同时过渡，远动及电量采集系统已完成相应的工作。 3.带负荷测试若出现新保护、监控装置测试不合格（相位不正确）时，停电处理后，重新测试。新远动通讯装置运行，保护、监控以及电量采集同时过渡。远动、电量采集系统已完成相应工作，对主站、集控站的信息、电量传送均无影响。4.过渡期间出现异常情况，要停止作业，查明原因，做好防护措施，方可继续工作。310月09日07:00-11 月10日18:00电气二次施工小组1.高压开关柜拆、接线，保护测控装置接线，电度屏屏接线。2.主控室保护测控屏就地及后台、集控站对开关进

18、行遥控传动试验，同时验证遥信是否正确。3.测控装置遥测精度试验及遥信传动试验，并与后台、集控站及地调主站核对遥测、遥信。4.保护整组传动试验。 5.带负荷测试保护相位、幅值，查看操作员站潮流量及电度量是否正确。查看集控站潮流量、遥信及电度量是否正确，并与主站核对。6.电度表检查测试。410月09日07:00-24日18:00电气一次施工小组电气二次施工小组更换10kVI段母线、1号主变二次开关柜、胜沃线开关柜、奥体甲线开关柜、前进甲线开关柜、前进乙线开关柜、广场线开关柜、向阳线开关柜、1号电容器柜、1号站用变柜、10KVI段电压互感器柜、分段开关柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高

19、压试验及保护装置改造。510月09日07:00-24日18:00电气一次施工小组配合更换1号主变及66千伏侧穿墙套管。610月25日07:00-11月10日18:00电气一次施工小组电气二次施工小组更换2号主变及66千伏侧穿墙套管，更换10千伏II段母线、2号主变二次开关柜、奥体乙线开关柜、新兴线开关柜、团结线开关柜、西门线开关柜、2号电容器柜、2号站用变柜、10千伏II段电压互感器柜、分段刀闸柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。710月25日07:00-11月10日18:00电气一次施工小组电气二次施工小组配合更换2号主变及66千伏侧穿墙套管。2.3 停电计

20、划表序号停电范围停电时间作业项目11号电容器间隔、1号站用变间隔、2号电容器间隔、2号站用变间隔、原站用变间隔10月09日07:00-11 月10日18:001、1号电容器基础更换，新增1号消弧线圈接地变成套装置基础。2、2号电容器组更换，新装2号消弧线圈接地变成套装置3、拆除原有站用变基础21号主变间隔、10千伏I段母线及设备区、1号主变二次开关、胜沃线开关、奥体甲线开关、前进甲线开关、前进乙线开关、广场线开关、向阳线开关、1号电容器、1号站用变、10KVI段电压互感器、10KV母线分段开关、分段刀闸2号主变、10千伏II段母线、2号主变二次开关、奥体乙线开关、新兴线开关、团结线开关、西门线

21、开关、2号电容器、2号站用变、10千伏II段电压互感器、10KV母线分段开关、分段刀闸10月09日07:00-11 月10日18:001.拆除旧保护屏、控制屏及电度表屏、监控屏，安装新保护测控屏、监控屏，敷设66kV各线路、10kV各线路、10kV电容器以及1号、2号主变端子箱、高压开关柜至主控室保护测控屏、监控屏、电度表屏电缆，拆除原二次接线。2.保护、监控以及电量采集同时过渡，远动及电量采集系统已完成相应的工作。 3.带负荷测试若出现新保护、监控装置测试不合格（相位不正确）时，停电处理后，重新测试。新远动通讯装置运行，保护、监控以及电量采集同时过渡。远动、电量采集系统已完成相应工作，对主站

22、、集控站的信息、电量传送均无影响。4.过渡期间出现异常情况，要停止作业，查明原因，做好防护措施，方可继续工作。31号主变间隔、10千伏I段母线及设备区、1号主变二次开关、胜沃线开关、奥体甲线开关、前进甲线开关、前进乙线开关、广场线开关、向阳线开关、1号电容器、1号站用变、10KVI段电压互感器、10KV母线分段开关、分段刀闸2号主变、10千伏II段母线、2号主变二次开关、奥体乙线开关、新兴线开关、团结线开关、西门线开关、2号电容器、2号站用变、10千伏II段电压互感器、10KV母线分段开关、分段刀闸10月09日07:00-11 月10日18:001.高压开关柜拆、接线，保护测控装置接线，电度屏

23、屏接线。2.主控室保护测控屏就地及后台、集控站对开关进行遥控传动试验，同时验证遥信是否正确。3.测控装置遥测精度试验及遥信传动试验，并与后台、集控站及地调主站核对遥测、遥信。4.保护整组传动试验。 5.带负荷测试保护相位、幅值，查看操作员站潮流量及电度量是否正确。查看集控站潮流量、遥信及电度量是否正确，并与主站核对。6.电度表检查测试。41号主变间隔、10千伏I段母线及设备区10月09日07:00-24日18:00更换1号主变及66千伏侧穿墙套管，更换10kVI段母线、1号主变二次开关柜、胜沃线开关柜、奥体甲线开关柜、前进甲线开关柜、前进乙线开关柜、广场线开关柜、向阳线开关柜、1号电容器柜、1

24、号站用变柜、10KVI段电压互感器柜、分段开关柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。566kV河前2号线、66kV9130内桥开关10月09日07:00-24日18:00配合更换1号主变及66千伏穿墙套管。61号主变二次开关、胜沃线开关、奥体甲线开关、前进甲线开关、前进乙线开关、广场线开关、向阳线开关、1号电容器、1号站用变、10KVI段电压互感器、10KV母线分段开关、分段刀闸10月09日07:00-24日18:00更换10kVI段母线、1号主变二次开关柜、胜沃线开关柜、奥体甲线开关柜、前进甲线开关柜、前进乙线开关柜、广场线开关柜、向阳线开关柜、1号电容器柜、

25、1号站用变柜、10KVI段电压互感器柜、分段开关柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。72号主变、10千伏II段母线10月25日07:00-11月10日18:00更换2号主变及66千伏侧穿墙套管，更换10千伏II段母线、2号主变二次开关柜、奥体乙线开关柜、新兴线开关柜、团结线开关柜、西门线开关柜、2号电容器柜、2号站用变柜、10千伏II段电压互感器柜、分段刀闸柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。866kV河前1号线、66kV9130内桥开关10月25日07:00-11月10日18:00配合更换2号主变及66千伏侧穿墙套管。92号

26、主变二次开关、奥体乙线开关、新兴线开关、团结线开关、西门线开关、2号电容器、2号站用变、10千伏II段电压互感器、10KV母线分段开关、分段刀闸10月25日07:00-11月10日18:00更换10千伏II段母线、2号主变二次开关柜、奥体乙线开关柜、新兴线开关柜、团结线开关柜、西门线开关柜、2号电容器柜、2号站用变柜、10千伏II段电压互感器柜、分段刀闸柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。2.4 施工过渡方案（必要时画图说明）无2.5施工项目的危险点及防范措施： 序号施工内容危险点安全措施1更换1号主变及66千伏侧穿墙套管，更换10kVI段母线、1号主变二次开

27、关柜、胜沃线开关柜、奥体甲线开关柜、前进甲线开关柜、前进乙线开关柜、广场线开关柜、向阳线开关柜、1号电容器柜、1号站用变柜、10KVI段电压互感器柜、分段开关柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。更换10千伏II段母线、2号主变二次开关柜、奥体乙线开关柜、新兴线开关柜、团结线开关柜、西门线开关柜、2号电容器柜、2号站用变柜、10千伏II段电压互感器柜、分段刀闸柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。配合更换1号主变、2号主变及66千伏侧穿墙套管。高空作业触电伤害1、接取或拆除电源时,经运行值班人员许可，并在其带领和监督下，在指定动力

28、电源箱内接取，接取或拆除电源时必须2人进行,接取时应在电源开关负荷侧接入，严禁缠绕。拆除时严禁直接扯拽。2、 高压试验时除工作负责人外所有的检修人员，撤离试验现场，未经许可不许进入试验区，并得到检修负责人许可后方可进入。高压试验结束后，将所试验的设备接地放电并经试验负责人同意后方可重新恢复检修。3、在设备构架上工作要系好安全带；梯子与地面的夹角应为60。左右；人字梯的限制开度拉链应完全张开；工作时应有专人扶持。4、对控制回路端子，在紧固螺丝前作业人员确认无电压后方可开始工作。5、使用高空作业车时，必须系好安全带，注意高空作业车与带电设备的距离（220kV3.00米）。6、防止高空作业过程中工器

29、具脱落伤害地面工作人员。2更换1号主变及66千伏侧穿墙套管，更换10kVI段母线、1号主变二次开关柜、胜沃线开关柜、奥体甲线开关柜、前进甲线开关柜、前进乙线开关柜、广场线开关柜、向阳线开关柜、1号电容器柜、1号站用变柜、10KVI段电压互感器柜、分段开关柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。更换10千伏II段母线、2号主变二次开关柜、奥体乙线开关柜、新兴线开关柜、团结线开关柜、西门线开关柜、2号电容器柜、2号站用变柜、10千伏II段电压互感器柜、分段刀闸柜、新装1号消弧线圈接地变成套装置以及新装设备高压试验及保护装置改造。配合更换1号主变、2号主变及66千伏侧穿

30、墙套管。误触、误碰、误接线1、运行设备应有明显标志，严防误碰运行设备;2、工作人员在工作前应认真核对设备名称与位置;3、试验和拆接线工作必须严格执行监护制度。拆接二次线应遵循谁拆谁接的原则,防止接线时弄错;4、严格执行继电保护安全措施票，需要拆开的回路和线头逐个拆开包好，恢复时仍需逐个进行，并做好已拆开和已恢复的记录;30303 重要工序的施工方法3.1 基础浇筑工序3.1.1、基础开挖拟定采用机械、人工开挖的方式。主控楼基础、变电构支架基础、主变基础按基础平面图，开挖基坑时，必须为支模留有足够的操作裕度，每个基础坑留有一侧上料通道，其余侧留有0.8米人行道路，遇有松散土层等及时采取相应措施，

31、再继续挖方，每个基础坑都必须有十字基础顶面水平和基础中心线。 3.1.2、基础成型采用组合钢模板，混凝土浇筑采用机械搅拌与振捣。在坑口上料通道侧用140×4000圆木做横梁，再铺设铁板，搭设好砂浆上料平台，在砂浆车到位地点加放挡车横木。3.1.3、为保证混凝土投料精度，施工现场配备精确称量器具，并悬挂配合比警示牌，基础标高中心线尺寸用经纬仪跟踪，支模做到“三准一牢”，即制作准、测量准、安装准、支地牢。浇筑前用水浸注模板，投放时按每30厘米为一层的顺序，分层震捣，不准跑浆涨模，仔细观察，发现模板变形及时加固，已经浇制完的砼12小时内加以覆盖浇水养生，拆模板后及时检查砼质量，不足之处找出

32、原因，商讨对策，每10立方米取同配比砼试件1组。3.1.4、模板工序 A、保证工程结构和构件各部分形状尺寸的正确。 B、模板与砼的接触面应涂隔离剂，严禁隔离剂玷污钢筋和砼接触面。C、竖向模板和支架的支撑部分，当安装在基础上时必须设垫块并有排水设施，以防不均匀沉降，并设临时固定设施，以防倾倒。D、对于现浇梁板，当跨度4米时，模板应按全跨长度的13起拱。E、安装上层模板及其支架应符合下列规定：a)、下层楼板应具有承受上层荷载的能力；b)、上层支架的立柱应对准下层支架的立柱，并设垫板。F、不得遗漏因定在模板上的预埋件和孔洞，位置正确牢固。G、现浇结构模板安装的允许偏差：轴线5mm；底模上表面标高5m

33、m；截面尺寸偏差：基础±10mm，-5mm梁、墙、柱+4mm；垂直度6mm；相临板高低差2mm，表面平整度5mm；H、模板及其支架的拆除，砼强度必须符合设计要求。3.1.5、设备基础及构筑物混凝土工序 A、砼所用材料必须完全符合设计要求，有合格证及进场试验报告。 B、若掺用外加剂，必须有试配报告及工艺要求。 C、砼配比以通知单为准，并标牌明示，计量要准确不得以体积比进行施工。 D、砼施工前必须经过质检员验筋验模，合格后方可施工。 E、砼塌落度，每班至少保证检查两次，并作记录。 F、拌制的砼，若有离淅泌水现象必须进行二次搅拌。G、施工缝的留置和处理要严格执行操作工艺规程：首先要凿毛、冲

34、洗浇水后，再用原标号砼的砂浆铺设于施工缝2厘米后，浇筑砼并注意浇水养生，以防产生裂缝。H、构造柱每层施工要高出上层板面10厘米，严禁二次接槎。I、板缝砼必须使用硬性细石砼。J、全部用机械振捣。K、在基土上浇筑砼时，应清除杂物，并有排水设施。L、在浇筑砼柱前应在底部填以10毫米厚与砼内砂浆成分相同的水泥砂浆，高度超过3米应用串筒使其下落。M、梁板宜同时浇筑砼。N、施工缝的留置按规程规定处理。O、在施工缝处浇筑砼时，在已硬化的砼表面上，应清除水泥薄膜和松动石子及软弱砼层，冲洗，湿润。浇筑砼时，宜先在施工缝铺一层水泥浆或与砼成分相同的水泥砂浆，经细致捣实，使新旧砼结合。P、正确预留孔洞。Q、砼养护：

35、a)、应在浇筑完后12小时内对砼覆盖及浇水；b)、浇水养护时间不少于7天。R、每层均留置两组试块（自然、标养两种）。若掺入外加剂需留置三组。3.1.6、设备基础及构筑物钢筋工序A、施工中所用钢材必须具有合格证及复验报告。B、钢筋的级别、种类和直径应按设计要求，当需要代换时，必须征得监理及建设单位的同意，代换时，也必须征得工程技术负责人的同意。C、钢筋代换后，应满足砼结构设计规范中规定的钢筋间距、锚固长度、最小直径、根数要求。D、钢筋加工的形状、尺寸必须符合设计要求。E、钢筋的弯折或弯钩应符合下列规定：1)、I级钢筋末端需要做180度弯钩，其圆弧弯曲直径D2.5d，平直部分按3 d。2)、级、级

36、筋末端需做90度、135度弯钩，其圆弧弯曲直径D4d，平直部分按设计要求。F、箍筋的末端作成45度弯钩，其圆弧弯曲直径D10d。G、钢筋焊接前，必须根据施工条件进行试焊，并经检测，钢筋接头不宜设计在梁端、柱端的箍筋加密区范围内。H、钢筋的交叉点应采用铁丝扎牢。I、梁和柱箍筋，除设计要求外，应于受力筋垂直设置。J、钢筋绑扎接头符合下列规定：a)、搭接长度的末端距钢筋弯折处，不得小于钢筋直径的10倍。b)、搭接处，应在中心和两端用铁丝扎牢。c)、受拉钢筋绑扎接头，最小长度30厘米。d)、受压钢筋绑扎接头长度取受拉钢筋的0.7倍。e)、两根直径不同钢筋的搭接以较细钢筋直径计算。K、各受力钢筋要错开，

37、有绑扎接头的受力筋截面面积占受力钢筋总截面面积的百分率为：受拉区25%，受压区50%。L、受拉筋搭接时，其箍筋间距不应大于5d且10厘米。受压筋搭接时，其箍筋间距不应大于10d且20厘米。M、安装钢筋时，要检查是否符合设计情况，钢筋位置允许偏差（毫米）要符合规范要求：受力筋排距：±5毫米；钢筋弯起位置：20毫米；箍筋、横向钢筋间距：绑扎±20毫米；N、其他内容参见验收规范。4.2.1.5、防雷接地A、接地体（线）的焊接应采用搭接涵其搭接长度必须符合规定：a)、扁钢为其基宽度的2倍（且至少3个棱边焊接）；b)、圆钢为其直径的6倍；c)、圆钢与扁钢连接时，其长度为圆钢直径的6倍

38、。B、整个接地电阻值及其他测试参数符合设计要求的规定。C、整个接地网接地装置工作全部做好施工安装记录测试记录。3.2 变压器设备装配3.2.1 装配前应确认所有组、部件均符合技术要求，彻底清理，使外观清洁，无油污和杂物，并用合格的变压器油冲洗与油直接接触的组、部件。3.2.2 结合本体检修更换所有密封件。3.2.3 装配时，应按图纸装配，确保各种电气距离符合要求，各组部件装配到位，固定牢靠。同时应保持油箱内部的清洁，防止有杂物掉入油箱内，如有任何东西可能掉入油箱内，都应报告并保证排除。3.2.4 穿过穿缆套管的引线应用绝缘白布带包扎，以防裸露引线与套管的导管相碰，分流烧坏引线及钢管。3.2.5

39、 安装穿缆套管时应防止引线扭结，不得过分用力吊拉引线。如引线过长或过短应查明原因后予以处理。3.2.6 套管与母线连接后，套管不应受过大的横向力，如用母排连接时，应有伸缩节，以防套管过度受力引起渗漏；如用母线连接，当垂直高度较大时要采用引线分水措施。3.2.7 变压器内部的引线不能过分紧，以免运行中由于振动或热胀冷缩拉损。3.2.8 无用的定位装置，可拆除，以免产生多点接地。3.2.9 无励磁分接开关的操作连杆的拔叉应用弹簧联结，以免产生悬浮放电。3.2.10 所有连接或紧固处均应用锁母紧固。3.2.11 装配后，应及时清理工作现场，清洁油箱及各组部件。3.3 隔离开关装配3.3.1 将隔离开

40、关按设计规格型号分组运到安装地点，并检查所有的转动部分是否涂有润滑脂，转动是否灵活，如有卡阻应进行处理。 3.3.2 组装时对导电部分（不包括镀银部分），先涂上一层凡士林，用沙纸或钢丝刷刷去表面的氧化层，用布擦掉油污，再涂上一层导电膏。均压环要安装正确，平正。 3.3.3 要求吊装时隔离开关处于合闸位置（剪刀式除外）。各电压等级隔离开关吊装时应注意地刀的朝向符合设计要求，隔离开关主刀闸机构拐臂应安装在正确相上。调整三相开关主轴在一条线上，用水平尺检查底座的水平度，如不平则加垫片调整，但不得多于3片，用钢卷尺测量开距，符合规程要求：110kV及以下不应大于10mm，110kV以上不应大于20mm

41、。相间连杆应在同一水平上。 3.3.4 调整主闸刀在合闸位置时处于水平状态，上、下导电管在一条线上，注意一定要使双连杆的长度相等，且主闸刀合闸到位后，主动臂在死点位置，调整限位螺钉间隙为2mm。 3.3.5 用手推动接地刀杆使其插入接地静触头深度符合规程要求，具体见附表。 3.3.6 传动装置的传动部分涂以润滑剂，接地刀刃转轴上的扭力弹簧或其它拉伸式弹簧调整到操作力矩最小，并加以固定，在垂直连杆上涂以黑色油漆。 3.3.7 机构安装采用铅垂法检查中心度，当机构和开关均处于合闸时，将机构与垂直连杆焊死，同一轴线上的操动机构安装位置应一致。电动或气动操作前，先进行多次手动分、合闸，机构动作正常。电

42、机转向正确，机构分、合闸指示与设备 的实际分、合闸位置相符。机构安装后动作应平稳，无卡阻、冲击等导常情况。限位装置应准确可靠，达到规定的分、合极限位置时，能可靠切除电源或气源。 3.3.8 用联动杆将三相联接起来，注意将三个联动拐臂的起始位置调到一致，并与主闸刀分合闸位置相符。调三相联杆的长短来调整三相合闸同期性，不同期允许值为35kV小于5mm，110kV小于10mm，220kV和500kV应小于20mm。 3.3.9 闭锁装置应动作灵活、准确可靠；接地刀刃与主触头间的机械或电气闭锁应准确可靠。 3.3.10当拉杆式手动操动机构的手柄位于上部或左端的极限位置，或涡轮蜗杆式机构的手柄位于顺时针

43、方向旋转的极限位置时，应是隔离开关的合闸位置，反之，应是分闸位置。 3.3.11隔离开关合闸后，触头间的相对位置、备用行程以及分闸状态时触头间的静距或拉开角度要求符合产品技术要求。 3.3.12有引弧触头的隔离开关由分到合时，在主动触头接触前，引弧触头应先接触，从合到分时，触头断开顺序应相反。 3.4 SF6罐式断路器装配 3.4.1 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。 3.4.2 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。 3.4.3 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

44、采用产品提供的调整垫片。 3.4.4 应按制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。 3.4.5 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。 3.4.6 GIS元件拼装前要用干净的抹布将外表面擦拭干净。运输封堵端盖基座找平之后在安装时才允许松掉。 3.4.7 预充压力检查必须符合产品技术要求。 3.4.8 应对可见的触头连接、支撑绝缘件和绝缘子进行检查，应清洁无损伤。 3.4.9安装前，方可将元件的运输封端盖打开，应用塑料薄膜将开口处覆盖严密。以尽量减少灰尘、水气水汽的侵入。 3.5 10kV真空断路器装配 3.5.1 将断路器固定好后，接好上下三相母线，然后将操动机构与

45、断路器之间的操作拉杆连好。 3.5.2 拉杆与断路器拐臂连接时操动机构所带动的拐臂两孔中心距应为60mm。 3.5.3 调整拉杆，用手力合闸，使轴头与框架上的合闸位置手画线对齐，测量断路器的压簧合闸后行程和触头开距应满足检验合格证中的数据。 3.5.4 拉杆允许有空行程，手力合闸灵活后再使用电动合闸。 3.5.5 操动机构大轴是否转动灵活，最好手按下拐臂后应能自动返回，机构大轴上的拐臂孔中心距应为60mm。 3.5.6 调整立拉杆，手合操动机构。随着立拉杆缩短，使真空断路器左侧大轴上合闸手画线重合，以保证断路器压簧超行程为6±lmm。然后把拉杆上下拐臂用M16紧固。 3.5.7 调整

46、操动机构上的辅助开关角度，使辅助开关常开常闭接点接触可靠。 3.6 10kV开关柜装配 3.6.1 开关柜用液压拖车拖至预埋基础槽钢位置用砖块垫高，拖车拖离现场，用橇棒加木方每3厘米降一次，降至基础槽钢，用撬棒加木方移至准确位置，测量、矫正正面及侧面垂直度，连接紧固柜体与基础槽钢固定螺丝及柜体与柜体之间连接螺丝。 3.6.2 开关柜内手车推拉应灵活轻便，无卡阻、碰撞现象。手车推入工作位置后，动静触头应接触良好，符合规范要求。安全隔板应开启灵活，随手车的进出而相应动作，无卡阻现象。检查手车防误操作装置灵活可靠，手车和柜体的二次回路连接插件应接触良好。3.7 母线装配 3.7.1 成套供应的封闭母

47、线、插接母线槽，表面应光洁平整，无裂纹、折皱、夹杂物及变形和扭曲现象。 3.7.2母线接触面应平整，加工后必须保持清洁。 3.7.3母排接触面必须用进口导电膏均匀的涂抹在接触面上. 3.7.4母线平置时，贯穿螺栓应由下往上穿，其余情况下，螺母应置于维护侧，螺栓长度宜露出螺母3-5牙。 3.7.5贯穿螺栓连接的母线两面侧均应有平垫片，相邻螺栓垫圈间应有3mm以上的净距，螺母侧应装有弹簧垫片或锁紧螺母。 3.7.6螺栓受力应均匀,不应使电器的接线端子受到额外应力。母线的接触面应连接紧密，连接螺栓应用力矩板手紧固，其紧固力矩值应符合下表要求。 钢制螺栓的紧固力矩值 螺栓规格（mm） 力矩值（N.m）

48、 M12 31.439.2 M14 51.060.8 M16 78.598.1 M18 98.0127.4 3.8 电力电容器安装 3.8.1 仔细审阅电抗器的安装说明技术要求及器身重量。吊装电抗器时，应保持一定的电气安全距离电抗器就位后应用水平尺测量水平度检查电抗器各部螺丝是否紧固、无油污瓷套表面应无裂缝、伤痕油位指示正常。 3.8.2 按规定试验项目试验。3.8.3 安装电容器的构架应采用非可燃性材料制成 3.8.4 三相电容量的差值宜调配到最小其最大与最小的差值不应超过三相平均电容值的5% 3.8.5 电容器的配置应使其铭牌面向通道一侧，并有顺序编号。 3.8.6 电容器端子的连接线应采

49、用软导线，接线应对称一致，整齐美观，母线及分支线应标以相色。 3.8.7凡不与地绝缘的每个电容器的外壳及电容器的外壳及电容器的构架均应接地。凡与地绝缘的电容器的外壳均应接到固定电位上。 3.8.8 高压电容可采用电压互感器作为放电电阻。低压电容器的放电设备，一般可采用白炽灯泡串联成星形或三角形或采用专用信号灯串接附加电阻的方法。 3.9 消弧线圈安装 3.9.1 电器元件质量良好，型号、应符合设计要求，外观应完好，且附件齐全，排列整齐，固定牢固，密封良好； 3.9.2 电器应能单独拆装更换而不应影响其它电器及导线束的固定； 3.9.3 发热元件宜安装在散热良好的地方；两个发热元件之间的连线应采

50、用耐热导线或裸铜线瓷管； 3.9.4 熔断器的熔体规格、自动开关的整定值应符合设计要求； 3.9.5 切换反应接触良好，相邻压板间应有足够安全距离，切换时不应碰及相邻的反，对于一端带电的切换反，应使在压板断开情况下，活动端不带电； 3.9.6 信号回路的信号灯、光字牌、电铃、电笛、事故电钟等应显示准确，工作可靠； 3.9.7 盘装有装饰性设备或其它有接地要求的电器，其外壳应可靠接地；四、安全目标及保障措施1 安全目标1.1 不发生重伤及以上人身伤亡事故；轻伤负伤率6；1.2不发生重大电力设施、施工机械损坏事故；1.3不发生重大火灾事故；1.4 不发生负主要责任的重大交通事故；1.5不发生重大质

51、量事故；1.6不发生环境污染事故；1.7不发生负主要责任的电网大面积停电事故；2 工程安全管理组织机构及主要职责2.1 安全管理组织机构建立由施工组负责人（施工负责人）、安全负责人及施工组安全员组成的三级安全监督网。安全管理组织机构图施工队负责人：黄志川安全负责人：段义贵二次安全责任人：任志军一次安全责任人：孙良土建安全责任人：徐长茂2.2 安全管理职责2.2.1 施工组负责人的安全职责(1)对本项目安全施工负直接领导责任。(2)认真贯彻执行国家有关安全生产的方针、政策、法令、法规和上级有关规定。(3)在计划、布置、检查、总结、评比施工任务的同时，把安全工作贯穿到每个环节，在确保安全的前提下组织施工。 (4)认真贯彻执行上级编制的安全施工措施。负责组织编制本工程的安全施工措施，经批准后组织实施。 (5)负责组织对跨队施工项目开工前的安全施工条件进行检查与落实。对重要的施工项目，应亲临现场监督施工。 (6)按时提出本工程安全技术措施计划项目，经上报批准后负责组织实施。