110kv变电站安装电气施工方案

110kv变电站安装电气施工方案110kV变电站电气安装施工严格遵循《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB50147-2014、《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》GB50148-2010、《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149-2010、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2016、《110kV～750kV变电站设计技术规程》DL/T5216-2017等现行标准要求，所有工序管控节点、技术参数、验收要求均满足国家电网公司输变电工程建设标准强制性条文实施细则相关规定，全过程实行质量溯源管控，确保施工质量零缺陷。首先是施工前期筹备工作阶段，该阶段作业周期为7日历天，所有前置条件核验达标后方可启动现场安装工序。技术准备层面，项目技术负责人组织全体作业人员完成图纸会审，对110kV主变压器安装尺寸、GIS设备基础预埋件位置、10kV开关柜基础轴线坐标、二次电缆敷设路径等核心参数逐一核验，形成图纸会审记录并由设计、监理、业主三方签字确认后归档；针对主变真空注油、GIS对接安装、整组传动试验等特殊工序编制专项作业指导书，所有作业人员提前完成技术交底，交底覆盖率达到100%且全员签字确认留存交底记录。人员配置层面，组建专业作业团队，配置项目负责人1名（具备机电安装一级建造师执业资格、能源局颁发的安全生产A证）、专职安全员2名（持有能源局安全生产C证）、高压电气安装技师3名（从事110kV及以上电压等级电气安装作业年限不少于8年）、高压试验工程师2名（持有国家认可的高压试验作业资质证）、一次安装作业人员9名、二次接线作业人员6名、辅助作业人员4名，所有进场人员全部完成三级安全教育培训，高空作业、焊接作业等特殊工种人员持证率100%。工器具校准层面，所有进场施工机具、试验设备全部提前送至具备CNAS资质的计量检定机构完成校准，校准有效期内方可投入使用，其中涉及核心计量设备的检定精度满足以下要求：真空计量表精度等级不低于1.0级、力矩扳手示值误差不超过±3%、2500V/5000V兆欧表精度等级1.0级、回路电阻测试仪测量范围0～1000μΩ且示值误差不超过±1%、SF6检漏仪检测灵敏度不低于1×10^-6mL/(s·bar)，严禁检定不合格的工器具进入作业现场。材料进场检验层面，所有电气设备、主材进场时由物资部、技术部联合监理工程师完成外观检查、规格型号核验，主变压器、GIS设备、开关柜等核心设备随货附带的出厂试验报告、合格证、安装说明书等技术资料齐全有效，镀锌扁钢、铜排、电力电缆等主材按照每批次3%的比例抽样送检，铜排的电阻率不大于0.017241Ω·mm²/m，热镀锌扁钢的镀锌层厚度不小于85μm，电缆绝缘层厚度偏差不超过标称值的-10%，所有送检样品参数全部达标后方可进场使用，杜绝不合格材料流入施工环节。接下来是施工部署及节点管控，本110kV变电站为典型半户内布置方案，总建设规模为2台50MVA主变压器，110kV远景出线4回采用户外GIS布置，35kV出线8回、10kV出线24回全部采用户内中置式开关柜布置，全站电气安装总作业周期为45日历天，各工序节点严格按照横道图管控：第一阶段为设备基础复核及接地预埋作业，周期7天，完成所有设备基础轴线、高程复核，完成电缆沟支架预埋、接地网主网敷设隐蔽验收；第二阶段为高压核心设备安装作业，周期15天，完成2台主变压器就位及附件安装、110kVGIS设备对接安装、35kV/10kV开关柜就位安装；第三阶段为二次系统及辅助设备安装作业，周期12天，完成交直流屏、远动通信屏、保护盘柜安装，全站电力电缆、控制电缆敷设及二次接线，动力照明系统安装；第四阶段为接地系统完善及调试前准备作业，周期6天，完成全站接地引下线连接、接地电阻测试、所有外露金属构件接地，完成调试前绝缘测试、设备单体校验；第五阶段为交接试验及整组传动验收作业，周期5天，完成所有电气设备交接试验、整组传动试验、远动四遥对点，配合业主单位完成竣工预验收。各工序之间实行平行交叉作业，主变压器注油循环期间同步开展GIS设备气室微水测试、开关柜母线安装，最大限度压缩无效作业周期，避免出现工期延误。然后是主变压器安装专项工序管控，本工程配置2台SSZ11-50000/110型三相油浸式有载调压电力变压器，本体运输到位后直接停放至主变基础旁的作业区域，吊装作业采用80t汽车吊实施，提前核实现场吊装作业工况：作业半径7m，主臂伸展长度16m，该工况下80t汽车吊额定起重量为28t，完全满足主变本体23.7t的吊装重量要求，吊装作业前划定半径15m的硬质隔离区域，安排专职安全员旁站监护，风速超过10m/s时严禁开展吊装作业。主变就位前首先对基础预埋螺栓间距、基础顶面高程进行复核，基础顶面水平度偏差不超过2mm，就位后主变本体轴线偏差不超过5mm，高程偏差控制在±3mm范围内。密封性能检查阶段，向主变本体内部充入干燥氮气，压力维持在0.03MPa，静置24h后压力降不超过初始值的10%即为密封合格，随后排放本体内部残油，采用真空滤油机对注入主变的绝缘油进行预处理，预处理后绝缘油的击穿电压不低于50kV，90℃下介损tanδ值不大于0.4%，颗粒度指标≤NAS7级，完全满足110kV主变注油要求。真空注油工序作业前连接好真空管路，启动真空机组对本体抽真空，当本体内部真空度达到133Pa后持续维持8h，期间检查本体所有密封点无漏气情况，随后开始注油，注油管路设置高精度油滤芯，精度达到1μm，注油速度严格控制在100L/min以内，注油过程中本体内部油温控制在高于环境温度5℃以上，防止外界潮气渗入造成绝缘油微水含量超标，注油至距本体顶部约200mm位置时停止注油，继续维持真空状态2h。随后启动热油循环系统，热油循环过程中滤油机出口油温控制在60±5℃范围内，循环总时长不少于48h，循环流程设置为从主变底部进油、顶部出油，形成完整的对流循环，热油循环结束后静置72h，分别从主变本体上、中、下三个位置取样检测绝缘油指标，击穿电压≥45kV，微水含量≤10μL/L，介损tanδ≤0.5%（90℃下），色谱分析指标无乙炔组分，总烃含量≤10μL/L，所有指标达标后方可开展附件安装作业。升高座吊装前将110kV高压套管提前擦拭干净，采用吊装专用吊具平稳起吊，调整升高座倾斜角度与油箱法兰面倾斜角度完全匹配，对接过程中密封圈放入密封槽内均匀涂抹一层真空硅脂，法兰连接螺栓采用力矩扳手紧固，M16螺栓紧固力矩控制在70N·m，紧固完成后检查法兰四周间隙偏差不超过0.2mm。瓦斯继电器安装时保持水平状态，沿储油柜侧设置1%~1.5%的升高坡度，确保瓦斯动作信号准确，主变本体所有接地端子均采用2根不同路径的-60×8热镀锌扁钢与主接地网的两个独立接地点可靠连接，接地引下线与主接地网的连接点间距不小于5m，有效防止雷电冲击下接地电位反击对主变绝缘造成损害。接下来是110kVGIS设备安装工序管控，本工程110kV侧采用ZF16-126型SF6气体绝缘金属封闭开关设备，安装作业前在现场搭建全封闭防尘作业棚，作业棚内配置湿度检测仪、除湿机和防尘滤网，确保作业环境相对湿度≤80%，严禁在雨天、扬尘天气开展GIS对接作业。设备元件就位前对基础预埋件的位置偏差进行核验，基础轴线偏差≤2mm，相邻间隔基础高程差≤1mm，采用专用吊具将各段GIS壳体平稳吊运至基础上，对接过程中调整壳体同轴度，相邻气室法兰面间隙≤0.5mm，不对中量不超过0.2mm，密封槽清理时采用无毛纸蘸取无水乙醇擦拭，严禁使用普通棉丝清理防止纤维残留进入气室内部造成绝缘隐患，密封圈安装前检查外观无变形、无裂纹，在密封圈表面均匀涂抹一层符合厂家要求的真空硅脂，随后穿入连接螺栓按照对角顺序紧固，M12螺栓紧固力矩35N·m、M16螺栓紧固力矩70N·m、M20螺栓紧固力矩100N·m，紧固完成后采用塞尺检查法兰间隙，所有间隙值均小于0.1mm即为合格。每个气室对接完成后立即开展抽真空作业，抽真空至133Pa后维持2h，关闭真空机组阀门静置3h，气室内部真空度上升值不超过65Pa则判定为气室密封性能合格，随后向气室内部充入经过纯度检测的SF6气体，SF6气体纯度≥99.9%，充入过程中采用减压阀控制充气速度，待气室压力达到0.6MPa额定压力后静置24h，采用灵敏度1×10^-7mL/(s·bar)的SF6检漏仪对所有密封点进行全面检漏，每个密封点检测时长不少于15s，所有气室年漏气率≤0.5%为合格，随后取样检测气室内微水含量，新充气体微水含量≤150μL/L，静置24h后复测微水含量≤250μL/L，完全满足DL/T617标准要求。GIS内部电流互感器、电压互感器安装时核对变比参数与设计图纸一致，二次绕组备用引出端可靠短接后接地，严禁电流互感器二次回路开路运行，GIS壳体设置不少于4个接地端子，采用50mm²软铜排分别连接至主接地网不同接地点，严禁接地线串联敷设。然后是户内35kV、10kV开关柜安装工序管控，开关柜基础型钢安装前首先定位放线，采用水平仪逐点测量高程，基础型钢安装全长高程偏差≤5mm，每米高程偏差≤1mm，型钢顶面高出室内地面10mm，型钢接地采用不少于2根-40×4热镀锌扁钢与主接地网可靠焊接。开关柜就位采用液压小车推送，避免暴力撬动造成柜体内元件变形，就位后调整柜体垂直度，每米垂直度偏差≤1.5‰，相邻柜面平整度偏差≤1mm，柜间拼接缝隙≤2mm，整列开关柜全长偏差不超过3mm。主母线安装采用TMY-100×10型紫铜排，搭接面采用钢丝刷打磨去除氧化层后均匀涂抹电力复合脂，连接螺栓采用力矩扳手紧固，M12螺栓紧固力矩为45N·m，M16螺栓紧固力矩为70N·m，母线搭接处缝隙不大于0.05mm，母线上相序标识采用耐候性绝缘粘贴带标注，相位颜色A相黄、B相绿、C相红，标识清晰准确。手车式断路器安装后逐一开展机械特性调试，手车推进、拉出过程无卡涩、无碰撞动触头，动触头静触头接触深度控制在30~40mm范围内，按照“五防”联锁要求做全功能验证：当断路器处于合闸位置时手车无法从试验位置推入工作位置，接地刀闸处于合闸位置时手车无法推入工作位置，断路器处于合闸位置时接地刀闸无法合闸，所有联锁逻辑动作10次合格率100%，完全满足防误操作要求。开关柜内所有二次回路带电部件对地绝缘电阻采用1000V兆欧表测试，绝缘电阻值不低于10MΩ，符合规范要求。接下来是二次系统及电缆敷设作业管控，二次盘柜就位安装偏差满足：垂直度偏差≤1.5‰，柜面平整度相邻两柜≤1mm，整列柜顶高程偏差≤3mm，盘柜外壳接地采用6mm²多股软铜线与接地铜排可靠连接。电缆敷设前按照设计图纸核对每根电缆的编号、规格、型号，10kV动力电缆采用YJV22-8.7/10kV3×70型，控制电缆采用KVVP2-22-1kV19×1.5型，电力电缆弯曲半径不小于15倍电缆外径，控制电缆弯曲半径不小于12倍电缆外径，电缆在电缆沟内分层敷设，从上到下依次为高压动力电缆、低压动力电缆、控制电缆、通信电缆，层间距离不小于150mm，水平敷设时电缆固定支间距为1m，垂直敷设时固定支间距为1.5m，电缆转弯处、接头处、两端位置均悬挂统一规格的标识牌，标识牌上标注电缆编号、规格型号、起点位置、终点位置，字迹清晰不易褪色。二次接线作业时线芯剥线过程严禁损伤铜芯，线芯端部压接冷压端子后接入端子排，每个端子上接入的导线数量不超过2根，线芯端头套白色号码管，号码管打印字体采用宋体3号，方向为从左到右、从上到下，与图纸标注编号完全一致，备用线芯预留150mm以上长度，线束采用尼龙扎带绑扎，绑扎间距均匀为100mm，排列整齐美观。所有屏蔽控制电缆的屏蔽层采用单端接地方式，在控制室保护屏侧与专用屏蔽接地铜排可靠连接，另一端在现场端子处做绝缘包扎悬空，避免两端接地产生环流干扰二次信号传输。交直流电源系统安装阶段，2V300Ah阀控式铅酸蓄电池安装间距保持20mm，层间间距不小于150mm，电池连接螺栓紧固力矩控制在8N·m，安装完成后开展全容量充放电试验，采用10小时率放电电流放电，放电至单体电池终止电压1.8V时，电池组实际容量不低于额定容量的95%，充电结束后蓄电池组单体电压偏差不大于±0.05V，直流系统正对地绝缘电阻、负对地绝缘电阻采用1000V兆欧表测试均不低于2MΩ。随后是全站接地系统施工管控，主接地网采用-80×8热镀锌扁钢敷设，接地极采用L50×5×2500热镀锌角钢，接地极间距为5m，接地网敷设埋深不小于0.8m，接地扁钢之间搭接焊接长度为扁钢宽度的2倍，三面施焊，焊缝厚度不小于8mm，焊缝表面无气孔、无夹渣、无裂纹，焊渣清理干净后在焊缝位置均匀涂刷两遍防腐沥青漆，接地网穿越道路、电缆沟位置加装10mm厚PVC套管做机械防护。接地网施工过程中全程留存隐蔽工程影像资料，每间隔20m留存一张施工照片，监理工程师旁站验收签字后方可回填土方，土方回填采用分层夯实方式，夯实系数不小于0.93。全站电气设备的接地引下线分别采用-40×4热镀锌扁钢或者50mm²软铜排连接，所有金属设备构架、电缆铠装层、端子箱外壳、照明配电箱、二次屏柜金属外壳均设置双接地引下线，分别接入主接地网两个不同的接地点，严禁采用接地串联方式连接。全站接地网敷设完成后采用三极法测试接地电阻值，测试电流不小于5A，接地电阻实测值≤0.5Ω，满足110kV变电站接地规范要求，独立避雷针的接地装置与主接地网的连接点距离主变压器接地引下线接入点的直线距离不小于15m，有效防止雷电反击对主变运行造成危害。站内人行通道区域铺设厚度100mm的沥青绝缘层，竣工前测试接触电压≤50V，跨步电压≤150V，满足人身安全防护要求。最后是交接试验及整组传动调试管控，一次设备交接试验严格按照GB50150-2016标准执行，主变压器绕组绝缘电阻采用5000V兆欧表测试，高压侧绕组对低压侧绕组及地绝缘电阻≥1000MΩ，低压侧绕组对高压侧绕组及地绝缘电阻≥500MΩ，绕组直流电阻实测值与出厂试验值偏差不大于2%，相间电阻不平衡率不大于2%，线间不平衡率不