晋北800千伏换流站工程电气B包施工项目部极1低端换流变措施方案概要.docx
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晋北800千伏换流站工程电气B包施工项目部极1低端换流变措施方案概要
晋北±800kV换流站工程
极1低端换流变施工方案
贵州送变电工程公司
2016年07月
一、编写说明
1.1概述
晋北±800kV换流站工程换流部分采用双极、每极两个十二脉动换流器串联接线,电压配置为“400kV+400kV”,双极共安装24台工作换流变(4个换流器单元,每极高、低端各1组),5台备用换流变,共29台。
每极安装HY2组,HD2组,LY2组,LD2组,每组换流变均由3台容量为405.13MVA的单相油浸式双绕组换流变压器组成,换流变压器采用BOX-IN的封闭安装形式,阀侧套管直接插入阀厅。
本电气安装工程(B包)负责晋北换流站极1部分12台工作换流变安装,其中极1高、低端各6台工作换流变的安装,本方案针对常州西电变压器有限责任公司生产的6台极1低端换流变安装。
根据国网公司同设备厂家协商后的设备到货计划,我们计划在2016年8月份开始极1低端换流变安装。
换流变是一个换流站的核心设备,其安装工艺质量的好坏将直接影响到投运后电力系统的安全性和稳定性,为保证晋北±800kV换流站工程换流变安装的顺利进行,使施工人员明确安装程序、安装中的安全注意事项及质量工艺要求,特编写本施工技术措施,用于指导本工程的施工。
1.2编制依据
1、《国家电网公司电力安全工作规程(电网建设部分)》(2016年试行版)
2、《±800kV及以下换流站换流变压器施工及验收规范》(GB50776-2012)
3、《国家电网公司基建质量管理规定国网》(基建/2)112-2015
4、《国家电网公司基建安全管理规定》国网(基建/2)173-2015
5、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》(GB50150-2006)
6、《直流换流站高压电气交接试验规程》(Q/GDW111-2004)
7、《±800kV换流站施工质量检验及评定规程》(Q/GDW217-2008)
8、《直流换流站二次电气设备交接试验规程》(Q/GDW118-2005)
9、《±800kV及以下换流站换流变压器施工及验收规范》(Q/GDW1220-2014)
10、《关于强化输变电工程施工过程质量控制数码照片采集与管理的工作要求》(国网基建质量[2010]322号)
11、《国家电网公司输变电工程安全文明施工标准化管理办法》国网(基建/3)187-2015
12、《国家电网公司输变电工程流动红旗竞赛管理办法》国网(基建/3)189-2015
13、《国家电网公司输变电工程优质工程评定管理办法》国网(基建/3)182-2015
14、《国家电网公司输变电工程标准工艺管理办法》国网(基建/3)186-2015
15、《国家电网公司基建新技术研究及应用管理办法》国网(基建/3)178-2015
16、《国家电网公司电力建设起重机械安全监督管理办法》国网(安监/3)482-2014
17、《国家电网公司输变电工程施工安全风险识别、评估及预控措施管理办法》国网(基建/3)176-2015
18、《电力建设安全工作规程(变电所部分)》(DL5009.3-2013)
19、《国家电网公司输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》(基建质量[2010]19号)
20、《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》Q/GDW248-2008
21、《施工现场临时用电安全技术规范》(JGJ46-2005)
22、施工设计图纸、设计文件
23、晋北±800kV换流站工程输变电工程施工合同(安装施工B包)
24、厂家技术说明书、技术文件
25、《晋北±800kV换流站工程项目管理实施规划》
二、项目概况
2.1项目简介
根据设备供货计划,本工程极1低端换流变采用常州西电变压器有限责任公司(简称常变公司)产品6台。
换流变采用充氮运输,装有三维冲撞记录仪,用以监视运输过程中换流变的震动情况。
2.1.1极1低端换流变相关技术参数如下:
型号:
ZZDFPZ-405130/500-400
器身重:
232t
油总重;102t
运输重(不带油):
285t
总重:
403t
型号:
ZZDFPZ-405130/500-200
器身重:
232t
油总重;102t
运输重(不带油):
285t
总重:
402t
2.2项目计划安排
根据国网公司同设备厂家协商后的设备到货计划,极1低端换流变计划在2016年8月4日前完成相关准备工作,6台工作换流变安装时间为2016年8月4日—2016年10月。
尽最大可能将每台换流变在广场安装位置安装、试验完毕后,移位至运行位置。
三、组织措施
3.1人员管理组织机构
贵州送变电工程公司
经理:
李绍煌
项目法人
国家电网公司
建设管理单位
国网公司直流建设分公司
监理单位
安徽电力工程监理有限公司
山西锦通工程项目管理咨询有限公司
党建工作部
办公室
设计研究院
试验研究院
审计监察部
机具物资租赁公司
公安科
企业管理部
工程管理部
工会
安全监察部
财务部
人力资源部
市场经营部
晋北±800kV换流站工程电气B包
施工项目部
项目经理:
刘祖国
项目副经理:
李松
项目总工:
赵锋
项目副总工:
欧阳炜伟
项目部管理机构
计划财务部
主任:
黄芳
财务:
张婷
造价:
王常渊
办公室
主任:
周龙
信息:
侯露竹
档案:
卢林
后勤:
周龙(兼)
安质部
主任:
欧阳炜伟
安全:
申海锋
质量:
阮士煜
工程管理部
主任:
赵锋(兼)
调试:
李亚民
技术:
罗杰
物资供应部
主任:
芶启敬
采购:
李建华
保管:
唐国香
施工队管理机构
调试队
队长:
李亚民
一次:
朱军
二次:
王文刚
安全员:
谢军
合同关系
3.2作业组工作划分
1、安装组:
负责换流变所有附件的清点、检查和吊装工作,参与器身内检,负责换流变移位后的固定、接地及封堵工作。
2、油务组:
负责换流变油的过滤、换流变本体的真空处理、真空注油及注油后的密封检查、热油循环等一切油务工作。
3、试验组:
负责换流变的电气试验。
包括套管试验、升高座CT试验、绝缘油试验、器身绝缘试验、整体交接试验等。
4、移位组:
负责换流变从安装位置移位至运行位置的工作。
四、施工方案
4.1安装总要求
在换流变安装阶段应有建设单位、监理单位、厂家代表在场,以便随时对安装中发现的问题进行现场鉴定,明确处理意见。
严格按照施工措施,在厂家技术服务人员指导下进行安装,确保换流变安装顺利完成。
极1低端换流变计划于2016年8月开始安装,安装前必须提前掌握气象信息,根据天气情况安排确定安装日期。
1、安装前应具备下列条件:
①换流变广场轨道及基础已验收合格并交付电气安装;
②换流变区域事故油池已具备使用条件;
③拟安装的换流变本体、附件及油已到施工现场并确认具备安装条件;
④换流变安装区域的架空线已安装完毕;
⑤安装用工机具已准备齐全,施工用电源已布置完毕;
⑥现场施工人员已接受培训交底。
⑦换流变安装位置基础纵横中心线已划。
⑧冲击记录仪、氮气压力经检查符合现场安装要求。
2、安装环境要求
破氮后进行附件安装施工时(是否芯检以产品技术协议为准),空气相对湿度不得超过75%,铁芯与线圈暴露时间不得超过厂家规定的时间,空气相对湿度超过75%时,不允许暴露。
严禁在雨、雪、雾、风(4级以上)天气进行工作,安装时周围场地应清洁,地面采取铺塑料布、洒水等防尘措施,必要时采用彩条布对周围进行防尘围挡,加强同其它施工单位沟通,确保在芯部暴露过程中周围无扬尘作业。
3、安装工艺要求
换流变安装质量的好坏,直接关系到投运后能否长期安全可靠运行。
虽然安装环节很多,但主要有以下几个要点:
①严防绝缘受潮
在现场进行安装可能会导致换流变绝缘受潮,安装的环境要求必须符合本措施的规定。
安装的各个环节要严格按厂家资料及验收规范的规定进行,以确保绝缘不受潮。
例如,安装前应确认换流变绝缘处于良好状态,注入换流变的油必须经净化处理试验合格,所有油气管道必须清洗干净,安装附件后应及时抽真空注油、检查密封等;当打开主体安装套管和连接内部引线时,每次只允许打开一个孔洞盖板,同时要使用干燥空气发生器向主体内打干燥空气,保证主体内为微正压,是潮湿空气不能进入本体。
②做好密封处理
所有现场安装部位的密封垫必须全部更换,法兰连接处应用耐油密封垫(圈)密封,密封垫(圈)必须无扭曲、变形、裂纹和毛刺,密封垫(圈)应与法兰面尺寸相配合,不合格的应更换。
法兰连接面应平整、清洁,密封垫应擦拭干净,安装位置应正确,压缩量不宜超过其厚度的1/3,连接螺栓应对角均匀紧固。
③确保导电回路接触良好
导电回路如果接触不良,会引起接触部位电阻增大、发热、放电甚至烧蚀等严重后果。
换流变中的导电接触部位有:
套管引流板、分接开关的触头及分接引线的接头等。
在安装套管的内外连接时一定要处理好接触面,拧紧螺栓,螺栓紧固力矩必须符合厂家说明书要求;在器身检查时,分接开关触头应仔细检查接触是否良好,分接引线是否断裂及紧固件是否松动等。
④换流变内部检查
由厂家技术负责人进入换流变内部进行检查。
4.2换流变安装总体施策划
1、单台换流变安装工序所需时间分析
先牵引单台安装时间表
工序
工期
施工进度
1天
2天
3天
4天
5天
6天
7天
8天
9天
10天
11天
12天
13天
14天
15天
16天
17天
18天
附件及套管安装
72h
牵引就位
24h
抽真空
96h
真空注油
24h
热油循环
72h
密封试验
24h
静放
96h
高压试验
24h
二次线施工
24h
2、换流变安装计划
本工程我单位共安装极1的12台工作换流变,其中极1低端换流变6台。
换流变与常规同类交流设备的不同点在于,由于换流变阀侧套管是直接插入阀厅布置,因此,换流变可采取在安装位置安装试验合格后再移动至运行位置就位的方案,也可采取在安装位置附件安装完毕后移动至运行位置再进行真空及油务处理、试验等工作的方案。
根据晋北换流站换流变采用背靠背紧凑布置方式的特点,以及换流变安装与阀厅内设备安装同时进行的实际情况,因此其高、低端各台换流变的安装、移位必须按一定的顺序进行,否则将相互影响甚至无法完成安装。
为确保安装有条不紊的进行,我们根据晋北换流站换流变目前的到货计划及现场实际布置情况,进行总体策划,以确定合理的安装和就位顺序。
常变换流变到货计划:
3、极1低端换流变安装及就位位置示意图
①换流变附件及绝缘油必须提前15天到场,提前进行油务处理和附件试验;
②极2低端BOX-in必须在8月10日全部到齐,在8月20日前将BOX-in固定部分安装完毕,随即进行极2高端BOX-in固定部分施工;
③低端换流变移运小车需配备2组,满足2台低端换流变同时安装;高端换流变移运小车需配备4组,满足2台低端换流变同时安装。
④施工电源需满足4台滤油机全功率运行及其他用电设备正常运行条件,约1500kW,则检修电源应投入使用。
⑤换流变广场没有其他单位的交叉作业,广场部分的电缆沟盖板已安装。
图3-1极1低端换流变安装及就位位置示意图
LDC
图4-1换流变先移运流程图
4.3单台换流变安装流程图(见图4-1)
五、技术措施
5.1施工准备
5.1.1技术准备
5.1.1.1安装前,检查换流变安装图纸、出厂技术文件、产品技术协议、有关验收规范及安装调试记录表格等是否备齐。
5.1.1.2安装前,技术负责人应详细阅读产品的安装说明书、装配总图、附件一览表以及各个附件的技术说明及产品技术协议等,了解产品及其附件的结构、性能、主要参数以及安装技术规定和要求,并向施工人员作详细的技术交底,同时做好交底记录。
5.1.1.3施工人员应按技术措施和技术交底要求进行安装,对安装程序、方法和技术要求做到心中有数,并熟悉厂家资料、安装图纸、技术措施及有关规程规范等。
5.1.1.4基础及本体就位情况复查
①基础及构筑物施工,应符合设计要求,安装场地的轨道已按设计要求施工完毕,混凝土强度达到允许安装的强度。
②基础标高和水平度应符合设计和制造厂要求,基础平整度3/1000且≤10mm。
③换流变本体就位方向和位置应正确。
5.1.1.5与厂方人员进行必要的沟通,并请厂家技术人员进行补充技术交底。
5.1.2施工电源准备
根据现场实际情况,施工电源采用检修箱电源,检修箱永久性电源为3*240+1*120。
单个检修箱电源总空开为250A,针对现场施工情况,将检修箱总空开电源空开改为400A,漏电保护器级数0.2,防止故障时影响低压配电屏跳闸。
5.1.3工器具、材料及安全用具准备
安装前,应备齐安装换流变用的所有工器具、材料和安全用具(见附录三)。
另外,要备好必要的油处理接头加工件、换流变移位牵引加工件等。
5.1.4开箱检查
设备到货后,安装前,向监理项目部申请开箱,并附拟开箱设备清单,监理同意后方可开箱,开箱时需要业主、物资、监理、施工、厂家单位在现场见证。
开箱后按照装箱清单清点箱内物资,确保无缺件后,方可进行安装。
5.2现场验收和保管
5.2.1换流变运至现场后,应按订货合同验证产品铭牌、附件和备件。
5.2.2参与检查并记录冲击记录仪在运输、装卸中的受冲击情况。
纵向、横向、垂直三个方向均不应大雨3g。
5.2.3检查换流变油箱及所有的附件应齐全,无锈蚀及机械损伤,密封应良好。
外表面油漆不应有脱落现象。
观察气体压力值和温度值,与厂家出厂值根据温度曲线进行比较,其气体压力应保持在0.01MPa~0.03MPa,在充氮运输存放的过程中每天至少巡查一次并做好记录。
如果压力表的指示氮气压力下降很快,必须查明原因,妥善处理,并及时将压力补到规定位置。
5.2.4充油套管的油位应正常,无渗油、瓷体无损伤,充气套管应检查氮气压力满足厂家要求。
5.2.5每批绝缘油到达现场后,数量应与合同相符,且有出厂试验报告。
应取样进行简化分析,必要时全分析。
取样试验的标准应符合下列要求:
电气强度:
≥35kV/2.5mm(球间隙);
含水量:
≤20mg/L;
tgδ:
≤0.5%(90℃时)
放油时应进行目测,以免混入非绝缘油,对于桶装油,应对每桶进行目测,辨别其气味、颜色,检查小桶上的标识应正确。
5.2.6表计、气体继电器、测温装置及绝缘材料等,应放置在干燥的室内;妥善保管,不得受潮。
5.2.7冷却器、连通管、安全气道等应密封。
5.2.8换流变运至现场后,应尽快准备安装工作,尽量减少储存时间。
5.2.9现场施工机具、材料摆放要整齐。
5.3附件、绝缘油检查试验
5.3.1检查项目
①冷却装置及其连接管道应无锈蚀、积水或杂物。
如有,应清理干净。
应按规定的压力值通过0.05MPa表压力的压缩空气进行密封试验,持续30min应无渗漏(如厂家有规定则按照厂家规定进行),并用合格的油冲洗干净,将残油排尽后密封保存,风扇电机绝缘良好,叶片转动灵活无碰擦。
油泵动作正常,油流继电器指示正确。
②管路中的阀门应操作灵活,开闭位置正确,阀门及法兰连接处应密封良好。
③胶囊式储油柜的胶囊应检查完整无破损。
胶囊从呼吸口缓慢充干燥空气胀开后检查,维持30min后应无漏气现象。
胶囊沿长度方向与储油柜的长轴保持平行,不得扭偏,胶囊口的密封良好,呼吸通畅。
油室内壁要清洗,并检查有无毛刺、焊渣等情况。
油位计应按指示原理校验正确。
④充氮运输套管气体压力(充油套管油位)指示正常,无渗漏,瓷件表面无损伤。
套管外部及导管内壁、法兰颈部及均压罩内壁应清洗干净。
⑤呼吸器安装前应检查下滤网是否完好,吸附剂是否干燥,如受潮,应进行烘焙。
⑥压力释放器密封良好,电接点动作正常,绝缘良好。
⑦油位计动作应灵活,微动接点动作正常(按指示原理作校验)。
5.3.2试验项目
①套管应经试验合格,末屏接地良好。
②升高座CT试验合格。
出线端子板绝缘良好,接线牢固,密封良好,无渗油现象。
③气体继电器、温度计应经校验合格。
④铁芯和夹件的绝缘试验合格。
⑤换流变取残油做微水、耐压试验、色谱分析(贵州送变电工程公司试验室检验)。
残油电气强度≥40kV/2.5mm;含水量≤20mg/L。
5.3.3绝缘的初步判断
安装换流变前,应根据以上检查和试验结果,初步确认换流变本体绝缘是否处于良好状态。
判断依据如下:
①换流变的氮气压力安装前是否均保持正压(根据保管记录)。
②换流变取残油做微水、耐压试验、色谱试验结果是否合格
③运输过程中的冲撞记录值是否超过厂方规定。
④用兆欧表测量铁芯引线对地、铁芯对夹件的绝缘电阻。
判断应依据规范和厂家规定。
5.4油务处理
本工程油务处理工作量大,其中极1低端每相约100t,我方施工共6台极1低端换流变合计总油重约900t,因此对其油务处理工作安装前应做好策划,确保使用方便和满足质量、进度要求。
5.4.1油罐布置
选用合适的场地摆放油罐、滤油机等设备。
根据现场实际情况和设备到货计划,同时为了绝缘油卸车和向高低端换流变注油方便,采用极1换流变广场南侧靠公路场地作为油罐的堆放和油务处理区域。
根据其他换流站的施工经验、本工程的实际情况以及极1低端换流变油的重量,本工程每台换流变拟配备7个15t油罐,油罐尺寸为宽5100mm×2200mm,每列两油罐中间间隙为500mm(具体连接方式见图5-1)。
另外二个油罐专用于存放安装前换流变底部残油等废油。
为确保换流变油的滤油效果,在油罐用于呼吸的进气口安装干燥过滤装置,吸附剂受潮,应及时更换。
在整个滤油系统就位完毕后,进行油罐和管道等附件清洗工作,清除里面的杂质和水分,并对油罐、管道进行抽真空,对密封不可靠的地方采取相应处理措施。
在油未注入油罐前,对油罐及管道充入干燥空气,保持微正压防止潮气进入。
5.4.2到达现场的绝缘油应有试验记录,并应取样进行简化分析,必要时进行全分析。
对罐装油,每罐均应取样。
5.4.3滤好换流变油,并经试验符合下列要求:
a)击穿电压不小于70kV/2.5mm;
b)含水量不大于8mg/L;
c)90℃介质损失角正切不大于0.5%;
d)颗粒度:
不应大于1500/100mL(5μm—100μm颗粒,无100μm以上颗粒)。
5.5排氮及破氮安装施工
5.5.1提前掌握气象信息,根据天气情况安排确定破氮安装施工日期日期。
本工程拟采取抽真空排氮的方式,破坏真空时采取注入干燥空气的方法。
厂家现场技术服务人员,根据合同要求判断决定是否进入器身内部进行检查。
含氧量检测仪检查含氧量,达到18%以上时人员方可进入。
5.5.2破氮安装施工的条件
①对换流变进行抽真空排氮,然后充干燥空气破除真空。
注意氮气排出的方向应在下风口,充入露点在-55℃以下的干燥空气,流量≥3m3/min。
在打开盖板后对整个器身进行检查过程中,采用干燥空气通过油箱顶部注油阀连续吹入,保证器身内空气压力值为微正压,相对湿度不大于20%。
②破氮安装施工时,场地四周应清洁,并有防尘措施;严禁雨、雪、雾、风天(4级以上)在室外进行器身检查。
③进行器身内部检查时,必须由厂家现场技术服务人员亲自进入,其余人员不得进入器身,施工单位配合厂家,监理及业主人员在场鉴证。
5.5.3器身检查的要求
①打开油箱人孔盖,检查人员从人孔处进入油箱进行检查。
内检过程中不允许破坏或移动换流变内部的任何组件、部件和构件。
内检及安装过程中,要不间断吹入露点≤-55℃左右的干燥空气。
②内检人员每次不得超过3人(必须是厂家技术服务人员),必须穿专用工作服和鞋袜,除所带工具外不允许随身携带其他任何物品。
③所有工具应系有白纱带,严格执行登记、清点制度,防止遗忘箱中。
④内检中应有专人守候于人孔洞口,随时与内检人员联系,传递信息。
⑤所打开的盖板等处要有防尘措施,严防灰尘、杂物进入油箱。
⑥检查项目和处理缺陷等每个项目均应有厂家人员认可并做好记录。
5.5.4器身检查项目
①器身各部位应无移动现象,运输用的临时防护装置及临时支撑在厂家技术服务人员指导下应予拆除,并经过清点作好记录以备查。
②所有螺栓应紧固,并有防松措施;绝缘螺栓应无损坏,防松绑扎完好。
③铁芯应无变形,铁轭与夹件间的绝缘垫应良好,铁芯无多点接地现象。
④压钉、定位钉和固定件是否松动。
⑤绕组绝缘层应完整,无缺损、变位现象;各绕组应排列整齐,间隙均匀,油路无堵塞。
⑥引出线绝缘包扎牢固,无破损、拧弯现象,引出线绝缘距离应合格,固定牢靠,裸露部分应无毛刺或尖角,焊接应良好。
⑦有载调压切换装置各分接头与线圈的连接应紧固正确,各分接头应清洁,且接触紧密,弹力良好;转动接点应正确地停留在各个位置上,且与指示器所指位置一致;切换装置的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损;转动盘应动作灵活,密封良好。
⑧各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。
⑨内检的同时,检查油箱顶盖上的器身定位件是否有损坏、变形及松动现象,并按厂家要求处理。
⑩芯部检查完毕后,内检人员确认箱内无杂物后出箱,按工具登记表清点工具,以防遗留箱内。
5.6换流变油枕安装
图5-2油枕安装
5.6.1气囊的检查:
用干燥空气充入气囊,直到气囊充满为止,检查是否完整无破损。
油位计应按指示原理作校验。
5.6.2储油柜拟采用25t吊车进行吊装,吊装时利用油枕上的4个专用吊点进行吊装。
安装程序一般为:
支架安装、柜体吊装就位、连接支架螺栓(暂不紧固,在装上气体继电器及其联管,调整好位置后一齐紧固)。
5.7换流变冷却器安装
5.7.1安装前需将支架联管上盖板和冷却器联管上相应的盖板拆下,将端口的污物用洁净的抹布擦拭干净。
5.7.2连接散热器支架并整体吊装,将油泵根据厂家说明书要求安装在油管路上。
5.7.3将冷却器放在垫有木板的地面上,在冷却器端部(有放油塞的一端)应垫橡胶垫或其它隔离层,防止冷却器在起立时与地面磕碰而损伤。
图5-3冷却器安装
5.7.4检查冷却器在运输过程中应无损坏,密封完好。
5.7.5按照厂家规定的编号顺序起吊,对于直立式冷却器,从专用吊孔处采用两点起吊的方法起吊。
当冷却器为水平方向安装时,从专用吊孔处采用四点起吊,吊装时,应保持平稳、水平。
5.7.6打开冷却器下部放油塞,放掉内部残油后再拧紧。
5.7.7拆除冷却器临时盖板,将冷却器安装到支架上,紧固螺栓后再拆除吊绳。
(注:
有序地紧固冷却器上、下法兰联接,确保密封良好)。
5.8升高座安装
5.8.1升高座安装时按相序对号入座。
放气孔位置在最高处;电流互感器中心线与升高座中心线位置一致;密封圈放入槽内。
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