110kV变电站电气设备安装及调试施工方案

110kV变电站电气设备安装及调试施工方案1.1施工前期准备工作严格依据《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148、《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB50147、《110kV~750kV架空输电线路施工及验收规范》GB50233等现行国家强制标准及项目设计文件开展前期筹备。技术准备阶段组织全体施工人员完成图纸会审，对主变基础荷载、GIS埋件定位、电缆路径走向、接地网敷设深度等核心参数进行交叉校核，形成会审记录并经设计、监理、业主三方签字确认；所有施工作业人员持证上岗，其中项目负责人持有一级注册建造师（机电工程专业）执业资格证，现场高压作业人员不少于8人且全部持有能源监管部门核发的高压电工特种作业证，高压调试人员不少于6人且持有电力行业调试资质合格证书，特种作业人员配置高空作业证、无损检测证、焊工证覆盖全工序要求。机具校验环节所有进场设备全部经第三方计量检定合格且在有效期内，其中SF6气体检漏仪精度达到1×10^-7MPa·cm³/s，介损测试仪精度为0.5级，直流电阻测试仪分辨率达到1μΩ，局部放电仪检测精度≤1pC，力矩扳手、兆欧表、相序表等工器具校验误差控制在标称精度的1/3以内。现场临设布设满足110kV变电站电气施工防尘、防潮要求，在GIS安装区域搭建封闭式防尘作业棚，配置除湿机将作业区环境湿度控制在80%以下，主变器身检查区设置防风围挡，现场临时用电执行三级配电两级保护，临时接地电阻实测值≤4Ω，材料堆放区按照主变附件、GIS气室单元、高低压柜设备分类分区设置，垫高架高度不小于200mm，防止设备受潮锈蚀。1.2主变压器安装施工工序本次施工涉及1台50MVA110kV三相双绕组有载调压油浸式主变压器，进场验收阶段核对本体出厂铭牌参数，检查本体运输冲撞记录仪峰值不超过3g，密封性能试验采用0.03MPa干燥氮气充入本体，24h压力压降不超过10kPa，无渗漏点。就位作业前复测预埋基础轨距，偏差控制在±2mm以内，基础表面水平度每米误差不超过1mm，主变就位后采用框式水平仪复测本体倾斜度，总倾斜量不超过设备总高度的1‰。附件安装环节严格执行无尘作业要求，油枕吊装前对内部胶囊开展0.02MPa气密试验，保压30min无渗漏，胶囊舒展无褶皱后固定于油枕内部，油位计指针指示与环境温度对应曲线偏差不超过±2mm，吸湿器加装符合标准的变色硅胶，油封油位控制在油面标识线位置，确保呼吸通道通畅。冷却器安装前采用0.25MPa压缩空气开展通流试验，冲洗内部残留杂物后做1.25倍额定油压保压30min渗漏试验，所有冷却器编号与控制回路一一对应，流向标识清晰指向油流方向。瓦斯继电器安装时保持水平度偏差不大于4%，继电器顶部指示箭头严格指向油枕侧，连接导管坡度不小于2‰，避免内部存气引发误动作。抽真空注油工序为核心管控H点，将主变本体与抽真空系统连接，启动真空泵后逐步将本体残压降低至133Pa以下，维持真空状态不少于8h，注油采用经现场色谱分析合格的25号环烷基变压器油，微水含量≤10mg/L，注油温度控制在10℃~30℃区间，注油速度不大于100L/min，油面上升至距主变顶部200mm位置时停止抽真空，改为充入0.03MPa干燥正压气体补油，最终油面调整至对应环境温度的额定油位线，注油完成后主变静置时间不少于72h，期间多次开启各部位放气塞排出残留空气，静置完成后取样开展油化全分析，总烃含量≤10μL/L，乙炔含量为0，符合交接试验标准。1.3110kVGIS组合电器安装施工GIS进场前开展基础专项验收，预埋钢板标高偏差控制在±2mm以内，相邻间隔预埋板高低差≤1mm，整体全长水平偏差≤5mm，预埋板与主接地网连接点每间隔不少于2处，采用120mm²紫铜排可靠焊接。设备进场开箱检查时逐气室核对出厂微水检测报告，每个气室出厂密封试验年泄漏率≤0.5%，内部无杂物，绝缘件、母线筒无变形损伤。对接安装前将作业区环境湿度控制在70%以下，空气浮游菌浓度低于500cfu/m³，采用无毛白绸沾99.7%无水乙醇擦拭法兰密封槽、盆式绝缘子对接面，清洁度达到目视无可见杂质标准，O型密封圈安装前检查无变形、无划痕，涂抹少量硅脂润滑后定位入槽，法兰紧固采用力矩扳手均匀施力，O型圈压缩量严格控制在30%~35%区间，紧固力矩符合厂家技术文件要求，M16螺栓紧固力矩为70N·m，M20螺栓为100N·m，对接完成后随即安装气室防尘封板。抽真空充注SF6气体工序，先将气室抽真空至133Pa以下维持2h，排除内部游离水分，之后充入纯度≥99.99%的高纯SF6气体，20℃环境下充气至额定表压0.6MPa，静置24h后开展气体泄漏率测试，采用高精度检漏仪对所有法兰连接面、阀门对接点逐点检测，单个气室年泄漏率≤0.5%，GIS整组年泄漏率≤1%，微水含量测试值≤200μL/L，满足规范要求。GIS接地施工在本体设置不少于4个专用接地点，采用热镀锌铜排与全站主接地网双连接，接地引上线截面不小于120mm²，设备外壳之间采用6mm²软铜线跨接，整组接地电阻实测值≤0.5Ω，五防机械锁编码与监控后台逻辑数据库逐一对应，无错位漏码。1.4高低压柜及母线系统安装10kV中置式开关柜基础型钢安装工序，采用水平仪校准型钢平直度，每米偏差≤1mm，全长累计偏差≤5mm，型钢顶面高出地面设计标高10~20mm，型钢两端及中间部位不少于4点与主接地网可靠焊接，焊接处做三遍沥青防腐处理。柜体就位采用液压移位车逐台调整，相邻柜盘面平面度偏差≤2mm，柜间接缝间隙≤1mm，每台柜体设置2处专用接地螺栓，采用40×4热镀锌扁钢双点与接地网连通。柜内母排安装前对搭接面做镀锡处理，清理氧化层后涂抹电力复合脂，螺栓紧固采用定值力矩扳手，M8螺栓紧固力矩为8.8N·m，M10螺栓为17.7N·m，M12螺栓为31.7N·m，母排相间、相对地安全净距不小于125mm，相序标识A相黄、B相绿、C相红，色带长度100mm、间隔100mm均匀布设。无功补偿装置安装阶段，电容器支架垂直度偏差≤1.5‰，电容器单元之间间距不小于100mm，放电线圈一次侧与电容器组直接并联，二次侧中性点独立接地，串联电抗器三相安装水平度偏差≤1mm，三相电感值不平衡度≤2%，电抗器绕组与外壳绝缘电阻采用2500V兆欧表测试值≥1000MΩ。全站电力电缆敷设执行分层分区布设要求，110kV交联电缆敷设弯曲半径不小于20倍电缆外径，10kV电力电缆弯曲半径不小于15倍电缆外径，低压电缆弯曲半径不小于10倍电缆外径，电缆支架层间距离110kV电缆区域设置200mm，10kV电缆区域设置150mm，低压控制电缆区域设置100mm，110kV户外电缆终端头制作完成后开展局部放电测试，放电量≤10pC，电缆铠装层两端分别与接地网可靠连接，接地引上线采用截面≥50mm²的软铜缆。二次回路接线要求控制电缆芯线截面≥1.5mm²，弱电信号回路芯线截面≥0.5mm²，每个端子排接入芯线数不超过2根，芯线在柜内预留200~300mm冗余长度，所有芯线号牌采用激光打印，字迹清晰耐久，光缆敷设完成后熔接损耗≤0.3dB，备用纤芯逐芯测试衰耗并留存原始记录。1.5全站接地网施工管控主接地网采用-60×6热镀锌扁钢水平敷设，垂直接地极采用L50×5热镀锌角钢，单根长度2.5m，接地极布置间距5m，水平接地体埋深不小于0.8m，穿越道路区域埋深不小于1m，接地体焊接采用搭接焊工艺，扁钢搭接长度为宽度的2倍，三面施焊，焊缝饱满无虚焊、夹渣缺陷，地下部位焊接完成后均匀涂刷两遍防腐沥青漆。主变压器中性点、GIS接地点、开关柜接地排、保护室屏蔽接地、直流系统接地均设置独立双引上线接入主接地网不同区域，接地引上线明敷部位均匀涂刷黄绿相间接地标识，标识间隔100mm长度100mm，高压区域明敷接地带采用30mm高绝缘绿围栏隔离，防止无关人员触碰。对于站区土壤电阻率高于300Ω·m的区域，采用物理降阻剂填充，降阻剂埋深不小于1m，与接地体接触密实，全站接地网竣工后实测工频接地电阻≤0.5Ω，接触电势控制在250V以内，跨步电势控制在120V以内，满足电力系统人身设备安全标准。保护室室内采用40×4铜排布设二次等电位接地网，接地网边缘围绕保护室成环形，所有保护装置屏柜接地、监控系统接地、继电保护装置屏蔽层接地全部接入等电位接地网，等电位接地网采用不少于4根100mm²铜缆与户外主接地网可靠连接，二次系统接地网单点接入主地网，避免不同接地点电位差引发的保护误动。1.6电气设备分系统调试主变单元调试开展绕组直流电阻测试，测试结果换算至20℃标准温度下，相间直流电阻偏差不大于三相平均值的2%，线间偏差不大于1%，与出厂试验值比对偏差不超过2%；变比测试采用变比电桥逐档校验，实测变比与铭牌标称值偏差≤±0.5%，接线组别与设计完全一致；绝缘电阻采用2500V兆欧表测试，绕组绝缘电阻值不低于出厂值的70%，吸收比≥1.3，极化指数≥1.5，20℃下介质损耗因数tanδ≤0.8%；工频交流耐压试验110kV侧施加160kV试验电压持续1min，中性点侧施加85kV试验电压持续1min，低压侧施加35kV试验电压持续1min，试验过程无击穿、闪络现象。保护传动阶段开展差动保护六角图校验，明确各侧电流极性接线正确，比率制动动作特性符合定值单要求，制动拐点电流、比率制动系数误差不超过整定值的±5%；瓦斯保护轻瓦斯动作于非电量报警信号，重瓦斯动作于主变三侧跳闸出口，整组传动正确率100%；温度保护设定85℃启动超温报警，105℃启动跳闸出口，冷却器双电源自动切换试验切换时间≤2s，备用冷却器收到启动指令后动作响应时间不大于10s。GIS系统调试开展导电回路电阻测试，采用100A直流电阻测试仪逐回路检测，实测回路电阻值与出厂测试值偏差不超过20%，且不大于设计标称值；SF6密度继电器逐台校验，压力动作值偏差不超过额定值的±5%，报警动作值设定为0.52MPa，闭锁动作值设定为0.5MPa，误差符合规程要求；五防联锁试验逐点模拟操作，断路器处于合闸位置时对应隔离开关、接地刀闸强制闭锁，接地刀闸处于合闸位置时对应侧线路隔离开关、母线隔离开关无法合闸，所有闭锁逻辑无死点、无漏洞，操作正确率100%；主回路工频耐压试验施加184kV试验电压持续1min，辅助二次回路施加2kV工频试验电压持续1min，试验过程无异常放电。10kV开关柜调试开展断路器机械特性测试，分闸动作时间≤60ms，合闸动作时间≤100ms，触头弹跳时间≤2ms，平均合闸速度控制在0.6~1.2m/s区间；低电压动作特性校验，分闸线圈在额定电压30%~65%区间可靠动作，低于30%额定电压时不得触发分闸动作，合闸线圈在额定电压85%~110%区间可靠合闸，低于80%额定电压时不得动作；继电保护装置调试，过流速断保护动作值与定值单偏差≤±3%，动作时间误差≤±10ms，零序保护动作电流误差≤±5%，整组模拟故障动作正确率100%。二次系统调试阶段开展直流蓄电池组容量测试，单体2V蓄电池浮充电压控制在2.23~2.27V区间，均充电压控制在2.30~2.35V区间，充电机输出纹波系数≤0.5%，直流母线电压波动范围不超过额定值的±10%，绝缘监测装置报警阈值设定为≤20kΩ，无交直流窜入异常；远动信息联调，遥测上传主站误差≤±1%，遥信动作响应时间≤3s，事件顺序记录SOE分辨率≤1ms，远方遥控传动正确率100%；电能计量系统调试，0.5S级电能表精度误差满足规程要求，CT、PT二次负荷不超过额定负荷的25%，计量二次回路压降不大于额定二次电压的0.2%，符合电网关口计量标准。1.7启动验收及试运管控所有安装调试工序全部完成后，整理全部分部分项工程安装记录、试验报告，提交电力质量监督机构开展竣工前质监验收，对发现的缺陷闭环整改完成后申请带电启动。主变压器第一次冲击合闸前将所有保护装置投入正式跳闸位置，由110kV侧电网开关逐步升压至额定电压，首次受电持续时间不少于10min，检查主变运行