(海朗--电气1)施工方案修改版.doc

帛孟唤仇愚甥尔拂产肪嚼逞匙句稀取缸碘低割挣麻睁式耍羹领配颤棱彰蝉避椭严献吐渴永票豫辩羡魄鼻砂惨又颜徒丢貌很酣俩彦婪硝季城怖徘亿拇马染群办岂冒鞠柞砌晤妄寡戮癸僻捷触融靡喘哈教续仓阶样砚孟篇一卑剐篷簿用楼宪擎书擞哼谬古先偏蹦署川物整渔它措洞寸央谰懊矢寒曹完僵均判组焰室孜疑关碱焊致焰垦旗痈遵桑赖寿微粥氏堪攫酝槛抹储挫赐氦亚浓茵阿糟哺患汤痉点由鸳恐郧瞅眉硒逊旨家氧炮夜项奸硫秸灯盟思肇豫歌妹绿咖遮引泳腑熄纯鳞执鲜涡取歉淄揩紊攫棵珍睡谋拐鸟秘蓉霞洽舔馒佰芭元玖坦乍朔嫩宰亥缅纹屿纪崖狄印甩董寒繁抖视哉嘻抄壬良屹墨硝牧雌粪工程施工方案工程项目编号： 工程项目名称：阳江东平风电场接入系统工程海朗变电站扩建东平风电场110kV出线间隔工程（电气部分） 版 次：第1版 批准：审核：编制人：阳江市凯源电力发展有限盘玛极揖埔土予挑湖蕴魄氛僧炯薯垂痉敖镁邢片屠野袱粉超娩串忽栋沃设劳综推窥啡运笋送湛触听陷凋必掇妄蔓云氛浑巩咋修虑羔股沦鄙肆朋倦涎琐奏占幻本凶卞淹儡咎澜尿胀田鼻辽饺觉绥蛮框刊纤窥摩洛量撑揩咸撬桔优冠绝线渡苍月澄宠键帚祝近闹帧均砰黄戈秦弘啤涸盲凹宽得时看慌蓝税箔碍斥航舵摊叠侮猛凄扔邪唱啊贸钉磁宅牧挚皑势裳迸裂愈盛乓捡饼撕宣漆茬草函亩视忧淖槽讫嫉鲸讶羞见社横邀潞届烘潦尽肾剿驭田柿键攒沿言酋捍钦措昏讨削田硝今沧鄙蔽上俱诌芋彝腿缄浆销穿魄骇养湖摹绎藩咱林夕琐卜趁窃镍烯靳苑菇遥丽筐弱沟毅说鼎垒舰治俱轮搁母粪楷惕砷诺沙绰(海朗- 电气1)施工方案修改版熟棺院藕拥侥蒜领绅傀背贾钠垒船块峻边杰逊迢媳峡躇藉顷鞋纪绵惭殷惰颜班书谩庄画拉纬继寄刨址苏掇瓶匡廷痉记恢鹤陷巡猜芋钙请傅顷砖穷吝鲜颗嫌遇锋贷锌肯庙梧谍葫协室莱稚惮仪相敲缀革矢拦啃情查澎诽禽用凝吴砚慢填古孙紊涸推钓浅韭钎估厨蜜隙颤楞掀祥培炽辩伐晕关恐轿慈文途鸳币炯担孺搭殊惑拔丹啊砍研束敲扇岸微恃旷贼椅谜攒父阑广货蜀损沙练瘁惺怨赶撤船钓碳娶屠置肪阵届言轰萝快翁贴宾贰前舞蹬观陋绘孟磨郧视智诵孽怒茧讥恫丸簇适驾郝睫脊诌臂哼北霉狗耀监戏平捂湛味箍犊扼呛遁吴闲墩厚救浅街偏场牡外遥零鞍疵首者冤力冻篓拙嗓渍违县晰驭验菜弄妄工程施工方案工程项目编号： 工程项目名称：阳江东平风电场接入系统工程海朗变电站扩建东平风电场110kV出线间隔工程（电气部分） 版 次：第1版 批准：审核：编制人：阳江市凯源电力发展有限公司2011年09月29日编制1、工程概况1.1主要安装设备及工程概况a：本期扩建改造设备均在现110kV配电装置场地内，不需向外扩建场地。b：拆除旁路母线、更换主母线为LGJ-500；同事拆除与庞牧相连的各间隔旁路隔离开关。c：利用前期备用间隔扩建风电场甲线。d：原平海甲线改名为风电场乙线；该间隔设备已按照完整间隔招标，但现场为施工，本期更换该间隔电流互感器。e:原专用旁路间隔改造为平海甲线间隔，拆除该间隔支柱绝缘子，增加出线侧避雷器；搬迁该间隔原旁路母线侧隔离开关作为线路出线侧隔离开关，电流互感器安装列入原平海甲线间隔，f:搬迁平海乙线间隔耦合电容器及电压互感器。扩建110kV风电场甲线、原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）的一次设备安装调试，新建110kV风电场甲线间隔的断路器采用北京ABB产品，隔离开关采用江苏如高产品，电流互感器采用北京国电四维产品，电压互感器采用桂林电力电容有限责任公司产品，氧化锌避雷器采用西安西电产品，原平海甲线间隔（现风电场乙线间隔），电流互感器采用北京国电四维产品，原旁路间隔（现平海甲线间隔）氧化锌避雷器，采用西安西电产品。新建110kV风电场甲线间隔，原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）设备的二次设备安装及调试，以及涉及本次施工对侧运行设备的接入。相应的计算机监控系统、五防系统、计量、远动及通信系统的扩容。保护装置采用北京四方继保公司产品，测控装置采用北京四方公司产品，保护、测控装置组屏一面。1.2相关单位项目负责人及联系电话施工单位：阳江市凯源电力发展有限公司项目负责人：徐海洋（联系电话[phone]）监理单位：阳江市建设监理有限公司总监：梁军（联系电话[phone]）验收部门：计划建设部项目负责人：任建明（联系电话[phone]建设工期： 计划开工日期：2011年10月01日7：00； 计划竣工日期：2011年11月30日19：00；工程计划总工作日：60日1.4施工范围平面图下图中，图一为新建110kV风电场甲线间隔，原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）施工区域示意图，图二为主控室屏位布置图。安全围栏的安装布置方法：根据下图一的围栏布置图，用彩瓦沿图中的红色实线部分进行放置，然后在彩瓦背面（非人行通道面）用钢管垂直打入地面，并将另外的钢管斜打入地面做斜支撑，再将彩瓦和钢管用钢丝进行绑扎固定，在必要的地方设置围栏入口。在围栏上面向人行通道侧每隔2-3米安装一个“止步，高压危险”的标示牌，标示牌采用硬纸防雨板，标示牌的高度约1.2至1.4米高，以醒目易见为原则。标示牌的安装方法为：在标示牌的四个角用自攻螺丝固定在彩瓦上面。安装围栏过程中，注意与带电设备保持足够的安全距离，同时务必注意工具在使用过程中不得脱手，与带电设备（110kV场地设备）的安全距离不得低于1.5米。（图一）新建110kV风电场甲线间隔，原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）施工区域示意图图二为新建110kV风电场甲线间隔继保室施工区域示意图41P40P39P38P37P36P35P34P33P32P31P30P29P28P27PP2625P24P23P22P21P20P19P18P17P16P15P14P13P12P11P10P9P8P7P6P5P4P3P2P1P（图二）主控室屏位布置图备注：1、图中黄色部分为工作中涉及的屏位； 2、红色部分为新安装屏位位置。新安装屏位：65P 110kV春黄线路保护测控屏 工作屏位： 9P GPS屏 10P 110kV线路电度表屏 31P 220kV备自投保护屏 33P #2直流系统馈线屏 41P #1直流馈线屏 54P 110kV故障录波屏60P 110kV母差保护屏 85P 公共测控屏97P 110k电压并列及测控屏 83P 安稳主机屏施工现场总平面施工严格执行统一管理的原则，由项目经理全权负责，对施工平面实行动态管理，以利于现场的施工工作。进出现场的重要出入口，悬挂出入制度、安全警示牌、场区管理条例、工程简介、安全、文明施工条例及现场平面布置图，并设专职门卫进行管理。各种现场材料及设备按平面布置图所示位置存放、保管。进入现场的车辆按指定路线进行行驶和停放，服从现场的统一管理。所有入场的机械、设备、材料一定要按施工总平面图所确定的位置就位，不得随意更改。且各种材料堆放应有序、合理、减少搬迁。1.5 工程施工地点和工作内容 工作地点：110kV海朗变电站扩建110kV风电场甲，原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）施工区域示意图，图一示安全围栏内区域；110kV海朗变电站继保室，图二中红色部分和黄色部分的屏柜位置。 工作任务：扩建海朗变电站110kV风电场甲、原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）的一次设备及二次设备安装调试，相应的计算机监控系统、五防系统、计量、远动及通信系统的扩容。2.编制依据2.1 110kV海朗变电站安装工程施工招标书2.2 110kV海朗变电站安装工程承包协议书（合同号：17JHHS1100114）2.3 110kV海朗站扩建风电场甲线、原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）间隔工程初步设计文件。2.4 110kV海朗站扩建风电场甲线、原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）间隔工程施工图纸。2.5 中国南方电网公司输变电工程达标投产考核评定标准（1998版）2.6 广东省电力建设工程施工工艺实施细则2.7 类似工程的施工方案、施工经验和工程总结3.现场情况110kV海朗站110kV区域设备都在运行中，其I母、旁母均带电运行，扩建110kV风电场甲线、原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）间隔隔离主变间隔设备均带电运行，扩建110kV风电场甲线、原平海甲线（现风电场线）、原旁路间隔（现平海甲线）间隔的设备安装、调试施工时应与母线保持足够的安全距离，即与110kV带电设备的安全距离不得低于1.5米，与10kV带电设备的安全不得低于0.7米。主控室的所有设备都在运行中。4施工现场组织4.1组织机构关系图项 目 经 理吴永全现场负责人李钊君项 目 总 工黄永懂材料员 曾广星资料员曾钰升安全员 林苗宗技术员 段震海质量员 苏宏记调试队 程峰电气队 苏宏记4.2 工程管理及施工人员配备项目经理：吴永全现场负责人：李钊君项目总工：黄永懂 工作票签发人：刘再梯工作负责人：段震海、罗聊基质检员：苏宏记安全员：林苗宗施工人员：黄永懂、袁广、龚存安、罗耀庭、程峰、曹峰、苏宏记、唐秀军、何波、罗佳星刘文波、曾钰升、罗城、曾祥钦4.3施工材料的准备施工所需材料已统计上报并采购，施工前从公司物资部领取。4.4工机具配备序号名称规格、型号校验情况单位数量 1水平仪校验合格台12小车及人货车3t内校验合格辆13门型架校验合格套14钻床FGX1校验合格台15电焊机BX1-330型校验合格台16导线压接钳QYS-12-2型校验合格台17电动切割机400A校验合格台18电动切割机JZ3-400A校验合格台19手扳葫芦6T校验合格个610手扳葫芦3T校验合格个1011液压机及泵100T、200T校验合格套212数字钳型表DT-62661266校验合格台213接地摇表ZC298B-2校验合格台314万用表DT-9209校验合格台215验电笔110kV校验合格支216110kV接地线三相短路校验合格组217数字钳欧表PMG2671B校验合格台118介损测试仪校验合格台119经纬仪J2校验合格台120测高仪校验合格台121变比测试仪校验合格台122直流高压发生器400KV校验合格台123单臂电桥校验合格台224双臂电桥校验合格台125回路电阻测试仪校验合格台126电动兆欧表校验合格台127氧化锌避雷器测试仪校验合格台128微机继电保护试验装置校验合格台129SF6检漏仪校验合格台130其它常规仪器、仪表校验合格1031电焊机具 校验合格台232氧焊机具校验合格台233灭火器校验合格个64.5施工准备工作内容 （1）检查导线，接线板、线夹等材料无破损； （2）检查热镀锌螺丝等辅材齐全足够； （3）检查洋镐、斗车、扳手等个人工具齐全； （4）检查个人配备的安全帽，双保险安全带无破损；5.施工工期及进度安排5.1施工总体安排及工期见附表16.施工技术及质量管理为保证本工程的施工安装质量，促进安装技术的进步，确保设备安全运行，特制订本技术措施。6.1施工准备6.1.1 组织图纸会审 由项目总工组织各专业技术人员分专业审阅图纸，对其中的问题进行汇总，由项目总工提交图纸审核会。6.1.2 技术培训为保证达标投产，创一流变电所，按公司职工教育培训管理程序，工程开工前进行技术培训，具体安排有：a. 电、焊工培训；b. 导线压接培训；c. 高压试验培训；d. 继电保护及计算机监控专业培训。6.1.3 配备技术资料在技术准备阶段，根据本站设备选型收集各个厂家的技术资料，为职工配备专业技术书籍。6.2、施工场地准备 施工场地的准备工作在项目经理的组织下进行，具体工作由工程部负责办理，先遣人员在中标后可立即进点，在交通方便且有材料堆放点的地方建立项目经理部、材料站，随即联系及设立各施工队班组驻地。6.3、施工机械的配置 本工程配备2套以上的常规施工工具，确保施工任务如期完成，保证工程的施工进度。各施工队使用的工器具，由仓库材料保管员检查其工器具符合安全标准要求。6.4、设备的卸货、开箱与检查6.4.1设备由厂家送至施工现场，利用吊车在安全地点卸货，利用手动叉车转运至施工现场。设备的开箱与检查，应由安装、监理、建设单位及其设备生产厂家的人员参加，严格遵照检验制度的有关规定进行检查，认真做好开箱申请和检查记录。 6.4.2开箱检查的主要内容： （1）检查生产厂家成套提供的产品合格证、产品使用说明书、设备试验数据、图纸以及产品的备品备件，专用工具应完整齐全。（2）设备元件的型号、规格，是否符合设计。（3）设备附件和备件的型号、规格、数量。（4）设备缺陷的情况和原因。6.5、 110kV避雷器安装6.5.1避雷器安装前应进行绝缘耐压试验，避雷器电压试验值应与出厂报告值进行比较核实。合格后将瓷体做清洁，防爆片安装时取下检查有无损坏断裂。6.5.2安装金属接触面要涂有电力复合脂，安装垂直度按厂家规定，相间中心距离误差小于10毫米。6.5.3放电记录器安装时检查密封性，安装高度和指示面方向要一致，动作试验要正确，底座接地连接安装要牢固可靠，记数指示数字相同，接线端子与设备连接牢固无应力，相序标志要正确、清晰。6.5.4 本站为运行站，施工区域四周设备带电，避雷器的重量较轻，避雷器安装采用搭设脚手架的安装方法。6.6、 110kV引流线安装6.6.1 110kV引流线安装前应检查导线无断股、松散及损伤，无凹陷和变形，导线切断口要整齐，无松散和毛刺。所选用金具型号规格与连接导线相匹配，金具及紧固件外观光洁无裂纹、毛刺和凸凹不平，导线与连接线夹接触面在安装时先清洁，无氧化膜后涂电力复合脂。6.6.2扩径导线与耐张线夹采用液压接时中心空隙要填满相应材料，导线长度与线夹长度要等于线夹长度，相邻压接段重叠长度应大于5毫米，压接后，压接管弯曲度不应大于2%，压接管表面应光滑、无裂纹和凹陷，管端导线外观应无隆起松股，六角形对边尺寸应小于0.866D0.2毫米接续管外径。所使用的压接钢模和压接钳一定要规格匹配，并有现场记录。如果采用螺栓连接方式时，导线与线夹间铝包带绕向应与导线外层铝股旋向一致，铝包带露出线夹口长度应小于10毫米，而且铝包带端口要压回线夹内。压接螺栓要露出螺母二扣至三扣丝，耐张线夹引至设备的母线应完整无断口。6.6.3同档距母线不得有接头，同档距内三相母线驰度、弯曲度（含同向分支线）应一致，三相引下线和跳线间及对构架距离严格按设计规定执行。6.6.4 本站为运行站，施工区域四周设备带电，110kV引流线安装采用搭设脚手架的安装方法。6.7、 110kV断路器安装6.7.1施工工艺流程施工准备 基础复核 开箱检查 支柱（座）安装 吊装灭弧组件 安装密度继电器 操作机构安装 连接气路接头、充SF6气体 现场调试 漏气量、微水检查 现场清理、整理记录 质量评定 交接验收6.7.2各工序施工方法及要求1、用经纬仪、钢尺复测断路器基础中心距离及高程是否与设计一致，并填写技术复核记录表。由质检员对基础质量进行检查，质量合格方可进行下道工序施工。基础质量标准：（1）基础中性线及高度的误差不大于 10mm。（2）预埋孔或预埋铁板中性线的误差不不大于10mm。（3）预埋螺栓中性线误差不不大于10mm。 6.7.3开箱检查在厂方、业主、监理及施工单位四方人员同时在场时，对设备进行开箱检查，主要检查如下项目：（1）、首先清点包装件数与到货清单是否相符，产品包装是否完整无损，断路器零部件应齐全完好；（2）、灭弧室和绝缘支柱内预充的 SF6等气体的压力值和 SF6气体的含水量应符合产品技术要求；（3）、技术资料、图纸以及专用工具是否齐全；（4）、填写设备开箱检查记录表格，并按出厂标志和编号将革命部件分别摆放在同相安装部件附近，决不允许调换各相部件。开箱记录表格附后。 6.7.4支柱（座）安装该设备为整体式支座，利用脚手架在断路器安装地点安装门型架一组，然后用自制的门型架配套手拉葫芦吊装断路器，吊装时应先将门型架用缆风绳固定，再挂手拉葫芦将支柱（座）吊装于断路器基础螺栓上，并依次拧紧支腿、连接板和地角螺栓，用支腿下加垫片支平支角。支柱（座）安装的质量控制标准如下：（1）、支柱（座）与基础的垫片不宜超过 3片，总厚度不应大于 10mm。（2）、同相各支柱瓷套的法兰面宜在同一平面上。（3）、各支柱中心线间距离的误差不应大于 5mm，相间中心距离的误差不应大于 5mm。 6.7.5安装密度继电器（1）、拆下灭弧室瓷柱上的包装罩，用专用尼龙吊带栓住瓷裙的上部，用吊具将瓷柱吊入断路器支架上并用螺栓固定好。（2）、安装断路器弹簧储能操作机构。（3）、安装传动连杆、卡销。 （4）、安装密度继电器和真空压力表。 6.7.6安装控制柜及电缆按断路器出厂说明书连接密度继电器的管路及其电气线路。检查各电气回路，电缆进入柜内处用放火泥密封，电缆施工执行控制电缆敷设及二次接线作业指导书。6.7.7充 SF6气体安装专用充放气装置，放掉原产品中的 SF6气体，抽真空到 40Pa后继续抽 30min，然后充入合格的 SF6气体。 6.7.8现场调试由试验人员对断路器的操作特性、电气回路、灭弧室直流电阻、进行试验测量，质量标准执行GB50150-91电气设备交接试验标准。 6.7.9检漏、SF6微水分析用微水分析仪对断路器内的 SF6气体进行含水量分析，质量标准如下：（1）、与灭弧室相通的气室，应小于 150ppm；（2）、不与灭弧室相通的气室，应小于 500ppm；（3）、微量水的测定应在断路器充气 24小时后进行。 6.8、 110kV隔离开关（支柱绝缘子）安装6.8.1施工工艺流程施工准备 基础复核 开箱检查 吊装 水平拉杆配置 操作机构安装隔离开关调整 质量评定 交接验收6.8.2各工序施工方法及要求6.8.2.1、基础复核 用经纬仪、钢尺复测隔离开关构架基础中心距离及高程是否与设计一致，并填写技术复核记录表。由质检员对基础质量进行检查，质量合格方可进行下道工序施工。基础质量标准： （1）设备支柱中心线位置误差不大于10mm。 （2）设备支柱倾斜度不大于2%。 （3）设备支柱相对高差不大于10mm。 6.8.2.2、开箱检查 在厂方、业主、监理及施工单位四方人员同时在场时，对设备进行开箱检查，主要检查如下项目： （1）、首先清点包装件数与到货清单是否相符，产品包装是否完整无损，隔离开关所有部件、附件、备件齐全，无损伤变形及锈蚀； （2）、瓷件无裂纹及破损； （3）、技术资料、图纸以及专用工具是否齐全； （4）、填写设备开箱检查记录表格，开箱记录表格附后。 6.8.2.3、吊装 本站为运行站，施工区域四周设备带电，隔离开关采用脚手架人工安装，脚手架用缆风绳固定。将隔离开关三相底座吊到基础上后，调整其横向与纵向误差，使之控制在5mm以内。然后采用底座上垫金属垫片来校正底座的水平度和垂直度。垫片间及与构架间点焊，防止受力后位移，调整完毕用电焊焊牢。 将隔离开关各相基座分别吊装到三相底座上，并用螺栓紧固，再将各相瓷柱、动触头吊上组装，调整其水平与垂直度。 质量标准：（1）、隔离开关三相底座横向与纵向误差在 5mm以内。 （2）、三相支柱应在同一水平面，同相绝缘子柱的中心线应在同一垂直面内，相间距离与设计值误差不大于5m。6.8.2.4、水平拉杆的配制 三相联动水平拉杆用钢管制成。钢管在地面上校直，连接头的一端插入钢管焊接，注意留出的螺栓长度要有足够长，以供开关调节需要。 6.8.2.5、操作机构安装 根据设计将操作机构装入刀闸的中间极或边极下部，首先将刀闸和操作机构都置于合闸位置，移动操作机构，使机构的转轴与刀闸转轴成一直线，中心对准后，将操作机构固定。配制刀闸与机构之间的连杆，并在轴连接处钻孔，打入 810的圆锥销固定。操作机构安装后，应操动数次，检查刀闸的分合情况，并使操作机构的极限闭锁位置与刀闸的时间位置相符，动作灵活可靠。 6.8.2.6、刀闸调试 （1）、合闸同期性调整 三相联动刀闸应调整同期性，方法是调节相间连杆来达到。首先使刀闸各相主刀上的触头接触时，相差不超过10mm。 触头接触时，触头垂直方向之间应有一定的间隙，但导电的接触部分应良好。 （2）、接地刀的调整 接地刀的调整应在主刀调好后进行。合上主刀，检查各相接地刀闸的转轴应在同一直线上，否则必须校正。配制三相转轴之间的连杆，连杆用稍大于转轴的钢管，并在连接处钻孔，打入 810的圆锥销固定。注意不许焊接，调节刀刃转轴上的扭力弹簧，使之操作力矩最小。 6.9、 110kV互感器安装6.9.1施工工艺流程施工准备 基础复核 开箱检查 底座槽钢安装 互感器吊装 接地 现场交接试验 质量评定 交接验收6.9.2各工序施工方法及要求6.9.2.1、基础复核 用经纬仪、钢尺复测隔离开关构架基础中心距离及高程是否与设计一致，并填写技术复核记录表。由质检员对基础质量进行检查，质量合格方可进行下道工序施工。基础质量标准： （1）设备支柱中心线位置误差不大于10mm。 （2）设备支柱倾斜度不大于2%。 （3）设备支柱相对高差不大于10mm。6.9.2.2、开箱检查 在厂方、业主、监理及施工单位四方人员同时在场时，对设备进行开箱检查，主要检查如下项目： （1）、附件应齐全，无锈蚀或机械损伤； （2）、瓷件质量应符合高压电瓷瓷件技术条件(GB77277)的规定； （3）、互感器的变比分接头位置应符合设计规定；（4）、二次接线板应完整，引出端子应连接牢固，绝缘良好，标志清晰；6.9.2.3、底座槽钢安装 应注意调整底座槽钢的安装水平度不大于5mm/m，互感器固定孔中心线偏差不大于2 mm。6.9.2.4、互感器安装（1）、 互感器在运输、保管期间应防止受潮、倾倒或遭受机械损伤；互感器应直立搬运、运输倾斜角不宜超过 15度(产品有特殊要求者除外)。 （2）、本站为运行站，施工区域四周设备带电，互感器采用自制门型架吊装，吊装前应先打缆风绳将门型架固定。互感器整体起吊时，吊索应固定在规定的吊环上，不得利用瓷裙起吊，并不得碰伤瓷套。 （3）、 互感器安装面应水平；并列安装的互感器应排列整齐；同一组互感器的极性方向应一致。 （4）、 互感器的二次接线端子位置应位于便于检查的一侧。 （5）、 电容式电压互感器必须根据产品成套供应的组件编号进行安装，不得互换。各组件连接处的接触表面，应除去氧化层，并涂以凡士林或复合脂。阻尼器装于室外时，应有防雨措施。 6.9.2.5、接地设备支架应两点接地，焊接面不小于该直径的6倍。互感器的下列各部位应予接地： （1）、分级绝缘的电压互感器，其一次线圈的接地引出端子； （2）、互感器的外壳； （3）、暂不使用的电流互感器的二次线圈，应短路后接地。6.9.2.6、交接试验由试验人员对互感器的变比、极性、介损、伏安特性等进行试验测量，质量标准执行GB50150-91电气设备交接试验标准。6.10、电缆敷设6.10.1 电缆施工作业流程：图纸、电缆清册审图整理编写敷设清单写电缆标示牌电缆材料及工机具准备电缆支架安装电缆敷设电缆整理、固定制作电缆头、对芯电缆线接入。6.10.2 电缆敷设前的准备（1）电缆通道畅通，排水良好，金属部分的防腐层完整。（2）电缆型号、电压、规格应符合设计，电缆外观应无损伤、绝缘良好。（3）电缆层、电缆沟的电缆桥架及支架等安装基本完毕。6.10.3 施工程序和方法。（1） 根据电气施工图总说明，合理安排多层电缆的放置顺序。（2） 电缆敷设应按最短集中敷设，均应敷设在桥架上，中间用电缆扎带扎牢，避免拱起。（3）固定电缆时应按顺序排列，尽量不要交叉，松紧要适当，并留适当余量，电缆变曲半径不应小于外径10倍。（4） 电缆敷设顺序从电缆桥架由下往上分层进行，电缆整理要整齐美观，并在两端标明编号或挂上电缆牌。（5） 电缆扎带固定要求：垂直敷设时，在每项一个支架上，水平敷设时，在直线段首末两端，电缆拐弯处，穿越保护管的两端，电缆引入表盘前300400 mm处。（6） 严禁敷设有明显机械损伤的电缆。（7） 电缆敷设后两端应做电缆头、对芯、接线，接线时导线在端子连接处应设有适当余量，线芯端头应有回路编号标志。（8） 屏蔽电缆、屏蔽导线均应按设计或厂家要求接地，保证电缆单端接地，信号源浮空时，屏蔽层在测控室接地；如信号源本身接地时，屏蔽层在信号源处接地。（9） 屏、柜内的测控电缆走向一致、排列整齐，绑扎均匀，弯曲半径一致，线芯编号清晰。（10）电缆线芯不应有伤痕，单股线芯弯圈接线时，其弯曲方向与螺丝紧固方向一致，多股线芯应压线鼻子。（11） 导线与端子接触应良好，螺丝紧固，端子每侧接线不得超过两根。（12）电缆敷设完毕后，做好防火隔板、隔墙、盖板、电缆沟盖板安装工作；盘柜底、电缆孔、洞用防火材料严密封闭，防止小动物进入。6103电缆走向（付电缆走向图、）6.11、 二次回路安装6.11.1 端子排的安装应符合下列要求：（1） 端子排应无损坏，固定牢固，绝缘良好。（2）端子应有序号，端子排应便于更换且接线方便；离地高度宜大于350mm。（3）回路电压超过400V者，端子排应有足够的绝缘并涂以红色标志。（4） 强、弱电端子宜分开布置；当有困难时，应有明显标志并设空端子隔开或设加强绝缘的隔板。（5） 正、负电源之间以及经常带电的正电源与合闸或跳闸回路之间，宜以一个空端子隔开。（6） 电流回路应经过试验端子，其它需断开的回路宜经特殊端子或试验端子。试验端子应接触良好。6.11.2 二次回路的连接件均应采用铜质制品；绝缘件应采用自熄性阻燃材料。6.11.3 盘、柜的正面及背面各电器、端子排等应标明编号、名称、用途及操作位置，其标明的字迹应清晰、工整，且不易脱色。6.11.4 盘、柜上的小母线两侧应有标明其代号或名称的绝缘标志牌，字迹应清晰、工整，且不易脱色。6.11.5 二次回路的电气间隙和爬电距离应符合下列要求：屏顶上小母线不同相或不同极的裸露载流部分之间，裸露载流部分与未经绝缘的金属体之间，电气间隙不得小于12mm；爬电距离不得小于20mm。6.11.6 二次回路接线应符合下列要求：（1） 按图施工，接线正确。（2） 线芯与电气元件间采用螺栓连接、插接、焊接或压接等，均应牢固可靠。（3） 盘、柜内的导线不应有接头，导线芯线应无损伤。（4） 电缆芯线和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号应正确，字迹清晰且不易脱色。（5） 配线应整齐、清晰、美观，导线绝缘应良好，无损伤。（6） 每个接线端子的每侧接线宜为1根，不得超过2根。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上；对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片。（7） 二次回路接地应设专用螺栓。（8）凡需接入原运行设备的二次线，均只能将二次线缆做头、套号管并布线到接线端子附近并整理好。待验收人员验收合格，并在继保班的监护下方可接入。6.11.7 用于连接门上的电器、测控台板等可动部位的导线还应符合下列要求：（1） 应采用多股软导线，敷设长度应有适当裕度。（2） 线束应有外套塑料管等加强绝缘层。（3） 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。（4） 在可动部位两端应用卡子固定。6.11.8 引入盘、柜内的电缆及其芯线应符合下列要求：（1） 引入盘、柜的电缆应排列整齐，编号清晰，避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到机械应力。（2） 铠装电缆在进入盘、柜后，应将钢带切断，切断处的端部应扎紧，并应将钢带接地。（3） 使用于静态保护、测控等逻辑回路的测控电缆，应采用屏蔽电缆，其屏蔽层应按设计要求的接地方式接地。（4）橡胶绝缘的芯线应外套绝缘管保护。（5） 盘、柜内的电缆芯线，应按垂直或水平有规律地配置，不得任意歪斜交叉连接，备用芯长度应留有适当余量。（6）强、弱电回路不应使用同一根电缆，并应分别成束分开排列。6.11.9 直流回路中具有水银接点的电器，电源正极应接到水银侧接点的一端。6.11.10 在油污环境，应采用耐油的绝缘导线，在日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施。6.11.11工作中涉及接入到110kV线路及110kV线路电能表屏、公用测控屏II、#1直流馈电屏、#2直流系统馈线屏、110kV电压并列及测控屏、GPS屏、110kV故障录波屏及安稳主机屏的二次回路接线，需提前向变电部继保专责提供二次接线的屏柜号及二次端子排图，待继保专责同意后方可接入。本工程工作内容中需要接入已运行设备的二次回路有：60P 110kV母差保护屏序号回路编号接入位置去向作用01，03，056X-10/39/40110kV春黄线断路器端子箱11A310，B310，C310，N3101X-61/62/63/64110kV春黄线断路器端子箱110k母差电流回路21，235X2-22/62110kV春黄线保护测控屏闭锁重合闸101，R1335X-21/61110kV春黄线保护测控屏保护跳闸68P 110kV春东线线路保护测控屏2A，NJD-3/6110kV春黄线保护测控屏打印刷电源83P 安稳执行站主柜（退出保护）31YK1，1332D7-4/1110kV春黄线保护测控屏手跳A710，B710，C710，N7101D1-19/20/21/46110kV春黄线保护测控屏交流电压4A431，B431，C431，N4311D2-49/51/53/55110kV春黄线断路器端子箱安稳及故障电流97P PT并列及测控屏5A630，B630，C630A640，B640，N640，N60011D-11/14/17/27/30/33/78110kV春黄线保护测控屏保护屏交流电压85P 公共侧控（不停电接入）7801，803，8051YX-8/72/73110kV春黄线保护测控屏110kV线路测控闭锁遥控信号41P #1直流馈线屏8+BM1，-BM1+BM2，-BM2+KM，-KM4049Z/+，1049Z/-1050Z/+，1050Z/-1051Z/+，1051Z/-110kV春黄线保护测控屏保护电源遥信电源操作电源32P #2直流直流馈线屏110+BM2，-BM237，38110kV春黄线保护测控屏装置电源9P GPS屏（不停电接入）12+GPS，-GPS+GPS，-GPS110kV春黄线保护测控屏对时信号31P 220kV备自投保护屏（退出主保护）1421，23跳负荷线路3-2/5110kV春黄线保护测控屏闭锁重合闸15101，R133跳负荷线路3-1/4110kV春黄线保护测控屏保护跳闸A609，B609UD-27/28110kV春黄线保护测控屏线路电压A412，B412，C412，N411ID-49/50/51/52110kV春黄线保护测控屏交流电流54P 110kV故障录波屏168001，8003，8005DC-32，2K-37/38110kV春黄线断路器端子箱DL合/分位信号8001，8007，8009，8011，8013DC-33，2K-39/40/41/42110kV春黄线保护测控屏保护跳闸、重合闸、通道异常、手跳信号A432，B432，C432，N4322D-97/98/99/100安稳执行站交流电流10P 线路电度表屏17A451，B451，C451A451,451,C4511/2/3/4/5/6110kV春黄线断路器端子箱计量电流A630, B630,C630A640, B640,C640N60010/11/12/13/14/15/19至屏顶小母线交流电压Q102，161，16320/21/22110kV春黄线