110kVGIS间隔大修施工方案.docx

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110kVGIS间隔大修施工方案

110kV**站110kVGIS间隔大修

施工方案

一、概述

1.编制依据

根据广东电网有限责任公司**供电局变电管理所2015年技改工程中对工程项目管理的相关要求，及110kV**站110kVGIS间隔大修工程施工设计图纸的相关要求，为缩短停电时间、确保该工程能有序开展，按期、安全完成，我公司特拟定本施工方案，整个施工过程将严格按本施工方案进行。

2.施工执行标准

主要规范及标准:

GBJ147—1990《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》

GBJ149—1990《电气装置安装工程母线装置施工及验收

DL408—1991《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》规范》

DL5009.3—1997《电力建设安全工作规程（变电所部分）》

Q/CSG10001—2004《变电站安健环设施标准》

Q/CSG10007—2004《电力设备预防性试验规程》

《10kV～500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准第2部分：

变电电气安装工程》

Q/CSG11105.2—2008《南方电网工程施工工艺控制规范》

《中国南方电网公司十项重点反事故措施》

施工中严格执行上述规程、制度中相关部分确保施工安全。

3.工程概况

3.1.工程的必要性

3.1.1.由于**110kV**站110kVGIS开关设备是西开公司2004年出产的产品，截止到现在设备已经运行近12年，按照GIS开关设备的检修要求，已经达到需要进行大修的时间节点。

3.1.2.2015年10月，110kV**站110kV母线、线路全部停电。

西安西开公司指派技术人员协同**供电局变电管理和我公司相关人员到该站现场对设备进行检测、检验，相关检验结果如下：

现场主回路电阻测量数据

测量

区间

A相

B相

C相

管理值

（μΩ）

厂家值

（μΩ）

交接试验值（μΩ）

A修前检测值（μΩ）

管理值

（μΩ）

厂家值（μΩ）

交接试验值（μΩ）

A修前检测值（μΩ）

管理值

（μΩ）

厂家值（μΩ）

交接试验值（μΩ）

A修前检测值（μΩ）

11~12

160

165

170

188.4

165

180

179

193.2

160

175

179

200.5

12~13

24

22

26

50.9（带FES11的刀口值，供参考）

24

23

27

49.5（带FES11的刀口值，供参考）

24

24

23

47（带FES11的刀口值，供参考）

13~14

115

98

123

109.3

123

104

130

110.6

115

103

125

105.8

14~21

95

98

88

79.9

90

78

76

88.4

95

88

91

98.9

21~22

130

109

152

139.4（带ES22的刀口值，供参考）

138

106

135

166.5（带ES22、ES21的刀口值，供参考）

130

106

136

164.8（带ES22、ES21的刀口值，供参考）

22~23

97

99

108

限于工程难度，未做

103

103

115

限于工程难度，未做

97

100

110

限于工程难度，未做

21~31

125

135

160

143.3

120

130

163

143.6

125

123

169

144.0

31~32

53

55

56

26.1（带ES31的刀口值，供参考）

54

50

49

35.1（带ES31的刀口值，供参考）

53

52

53

25.3（带ES31的刀口值，供参考）

31~41

125

135

110

189.8

135

105

89

200.5

125

110

106

166.5

55~54

26*

-

-

36.2

20*

-

-

30.7

23*

-

-

29.6

54~53

109*

-

-

110.3

116*

-

-

112.6

109*

-

-

114.1

53~52

22*

-

-

26.7

22*

-

-

23.7

22*

-

-

30.3

52~51

150*

-

-

164.5

155*

-

-

183.0

142*

-

-

165.5

55~61

未找到管理值

-

-

43.9（供参考）

未找到管理值

-

-

37.5（供参考）

未找到管理值

-

-

45.8（供参考）

61~62

26

-

26.9

26.7

20

-

21.8

21.4

23

-

24.8

24.7

62~63’

112

-

131.0

132.6

110

-

129.5

132.0

112

-

130.3

149.5

63’~64

105

-

110.8

限于工程难度，未做

113

-

114.8

限于工程难度，未做

103

-

108.3

限于工程难度，未做

61~71

33

-

31.3

60.2

33

-

31.6

57.4

33

-

31.4

60.2

71~72’

46+25

-

69.1

未做

39+25

-

70.6

未做

43+25

-

67.4

未做

71~81

96

-

98.5

限于工程难度，未做

96

-

105

限于工程难度，未做

96

-

108.9

限于工程难度，未做

81~82’

26+25

-

52.3

未做

20+25

-

53.6

未做

23+25

-

50.3

未做

95~81

33

-

34.9

做不了，未做

33

-

25.7

做不了，未做

33

-

34.5

做不了，未做

95~94

26

-

25.7

做不了，未做

20

-

20

做不了，未做

23

-

24.6

做不了，未做

71-94

96+33+26

-

-

217.3

96+33+20

-

-

218.9

96+33+23

-

-

229.3

94~93

109

-

108.9

107.6

116

-

109.7

107.6

109

-

107.3

106.3

93~92

22

-

21.9

21.5

22

-

21.8

22.4

22

-

22.0

21.3

92~91

150

-

143.9

147.7

155

-

175.1

173.9

142

-

151.3

150.2

1）31-41：

110kV母联刀闸10012刀闸回路电阻＞管理值；

2）54-55：

南金线13132刀闸回路电阻＞管理值；

3）52-53：

南金线13134刀闸回路电阻＞管理值；

4）55-61，61-71，71-94：

110kV母线回路电阻＞管理值；

5）62-63：

#2主变高11022刀闸回路电阻＞管理值；

6）#2主变高110240接地刀闸指示灯不亮；

7）部分刀闸机构的接触器不能正常工作；

8）#1主变高、#1PT、110kV天金线的位置指示灯还是采用机械分闸指示器；

9）110kV天金线线路TYD、避雷器、#1PT和110kV南金线线路TYD气室微水超标。

3.1.3.由于操作机构和汇控柜内二次元器件有可能存在老化、锈蚀、损坏等，容易发生故障，影响到开关设备的控制运行；通过检测该站部分开关设备的主回路电阻，发现个别回路电阻值偏大，存在一定隐患。

因此，本次申请110kV**站：

110kV**站110kV1M、110kV2M，#1主变、#2主变，110kV天金线、110kV南金线、110kV金星线，110kV#1PT、#2PT转检修（停电时间约4天），对开关设备进行包括以下几方面的检修：

3.1.3.1.对所有刀闸机构和地刀机构的二次元件如辅助开关、微动开关、继电器等进行检测必要时进行更换；检查机构轴、销、锁扣等易损部位，必要时进行更换；对传动部位如连接机构进行更换。

3.1.3.2.对断路器弹簧操作机构进行检修：

检查分、合闸线圈和脱扣尺寸及磨损情况，进行调整或更换；更换辅助开关及其他易损零部件；检查缓冲器及转动、传动部位，必要时进行更换。

3.1.3.3.汇控柜内二次控制回路进行检测，更换部分易损二次元器件。

更换所有汇控柜门板上的位置指示器。

3.1.3.4.对微水含量偏大的LA及PT气室进行干燥处理。

3.1.4.为提高电网输送能力，保证电网安全稳定运行，对110kV**站110kVGIS开关设备进行大修是非常必要的。

3.2.土建部分

3.2.1.无

3.3.电气施工部分

3.3.1.一次部分：

3.3.1.1.对所有刀闸机构和地刀机构的二次元件如辅助开关、微动开关、继电器等进行检测必要时进行更换；检查机构轴、销、锁扣等易损部位，必要时进行更换；对传动部位如连接机构进行更换。

3.3.1.2.对断路器弹簧操作机构进行检修：

检查分、合闸线圈和脱扣尺寸及磨损情况，进行调整或更换；更换辅助开关及其他易损零部件；检查缓冲器及转动、传动部位，必要时进行更换。

3.3.1.3.汇控柜内二次控制回路进行检测，更换部分易损二次元器件。

更换所有汇控柜门板上的位置指示器。

3.3.1.4.对微水含量偏大的LA及PT气室进行干燥处理。

3.3.2.上述工作内容的施工、验收、资料移交。

4.主要风险概述

本次110kV**站110kVGIS间隔大修工程工作存在人身安全、设备安全、电网安全的风险隐患：

1）进入施工现场走错间隔，误碰、误登带电设备导致人员触电。

2）工程施工范围广，停电时间短，施工工作量大，应严格把控施工工期。

3）施工过程中上下设备用竹梯或人字梯，严禁直接攀爬，竹梯应绑扎牢固并有防滑措施，高空作业应做好防坠落安全措施，正确使用安全带和防坠绳；工作人员高空作业时，系好安全带，梯子放置稳固，由专人扶持或专梯专用；上下梯子清理鞋底油污；用绳索将梯子上、下部固定牢固。

4）长梯等长件物体搬运易碰运行设备。

5）SF6气体泄漏，设备内部残留SF6气体及其分解物；施工人员应使用防护用品；人员站在上风口；在电气设备上工作，严格执行工作票、工作许可、工作监护、工作间断、转移和终结制度；按照规定实行对SF6设备的检修维护，对SF6储存的管理及做好个人作业防护；专职监护。

6）防止遗漏在设备上的施工工具，开工前应事先对所用工器具进行详细检查，并注册登记，工作结束后按数收回，防止遗留在设备上。

7）施工过程中产生的残余SF6气体，应事先通知中试所相关人员用SF6气体回收装置进行回收和处理，确保SF6气瓶盖拧紧，严禁排放到大气中污染环境。

8）防止设备真空度超限，工作过程中，使用真空计监测设备真空度，专人每小时记录一次数据，在真空注油时按制造厂的抽真空规定，均匀地逐步提高真空度，同时检查外壳四周的变形，其最大值不得超过壁厚的2倍。

9）由于GIS设备属于封闭设备，回路电阻试验过程中，由于监护不到位，没有按相关规程进行试验，造成设备损坏，人员触电的危险。

10）高压试验过程中防范措施不到位、试验设备未接地或接地不良，致使人员伤残、试验设备损坏。

二、风险评估及控制

1.作业风险分析与控制

1.1.110kV**站110kVGIS间隔大修工程风险分析与控制

区域内部风险评估填报表（110kV**站110kVGIS间隔大修工程）

单位

**送变电工程有限公司

变电站

110kV**站

项目名称

110kV**站110kVGIS间隔大修

评估时间

2015年11月

工种

作业任务

作业步骤

危害名称

危害类别

危害分布、特性及产生风险条件

可能导致的风险后果

细分风险种类

风险范畴

可能暴露于风险的人员、设备及其他信息

现有的控制措施

风险等级分析

风险等级

建议采取的控制措施

控制措施的有效性（纠正程度）

控制措施的成本因素

控制措施判断结果

建议措施的采纳

后果

暴露

可能性

风险值

是

否

变电检修

更换二次元件，GIS间隔内部检查、维修

进入施工场地，走错间隔

误碰带电设备

行为危害

触碰带电设备

人身伤残

触电

人身安全　

施工人员5-8人

1.工作负责人作业前向施工人员交待作业地点、作业任务及带电间隔，防止走错间隔、误碰带电设备。

25

1

1

25

低

加强监护

变电检修

GIS设备检查，维修

高空作业

人身坠落伤害

行为、物理危害

高空作业

人身轻伤

人员高空坠落

人身、设备安全

施工人员5-8人

1.安全员对进入现场人员的安全防护用品使用进行检查，确保人员正确佩戴安全帽；

2.作业前，工作负责人进行安全技术交底，现场设置安全监护人员，督促高处作业人员系好安全带，佩戴工具袋，衣着灵便，穿软底鞋，安全带不得高挂低用，移动过程中不得失去保护；

3.上下设备用竹梯或人字梯，严禁直接攀爬，竹梯应绑扎牢固并有防滑措施；

4.工作人员高空作业时，系好安全带，梯子放置稳固，由专人扶持或专梯专用；上下梯子清理鞋底油污；用绳索将梯子上、下部固定牢固；

25

1

1

25

低

关注现有控制措施的有效性

变电检修

SF6和氮气气体充放

气室充放气，气体回收，微水超标处理

人身伤害

能源危害

不按规定操作

人身轻伤

中毒

人身安全

作业人员3-5人

1.使用干燥空气机向设备内部鼓入空气，保持设备内部的含氧量，在充氮设备未经确认充分排氮的情况下，任何人不准进入设备内，并远离排气口处；

2.工作过程中，使用真空计监测设备真空度，专人每小时记录一次数据，在真空注油时按制造厂的抽真空规定，均匀地逐步提高真空度，同时检查外壳四周的变形，其最大值不得超过壁厚的2倍；

3.施工过程中产生的残余SF6气体，用SF6气体回收装置进行回收和处理，确保SF6气瓶盖拧紧，严禁排放到大气中污染环境。

25

1

3

75

中

严格把控控制措施的有效性实施

1

1

75

是

变电检修

SF6和氮气气体充放

气室充放气，气体回收，微水超标处理

人身伤害

能源危害

不按规定操作

人身轻伤

中毒，爆炸

人身安全

作业人员3-5人

1.工作负责人检查SF6气瓶外观良好，确保防振圈齐全，安全帽拧紧；

2.充气前送专业机构检验，由项目总工对检验结果确认，合格后方可充气；

3.作业前，工作负责人检查高压软管外观无异常，严禁使用有裂纹的高压软管；

4.安全管理制度要求，在远离热源和油污的空旷地方，设置各类防晒、防潮措施和通风良好的临时仓库，分类摆放气体，使用中应相隔5m。

25

1

1

25

低

关注现有控制措施的有效性

变电检修

更换机构箱内的二次元件

更换机构箱内的二次元件，二次接线

触电、直流接地、短路、解错线芯

能源、行为危害

触电、直流接地、短路、解错，接错线芯

人身受伤、事故/事件

触电、直流接地、短路、保护告警、误动

人身、电网安全

施工人员3-5人

1.派设专人监护。

2.拆除前核对所拆除的电缆线芯确已无电流、电压；所拆的芯线已核对无误。

3.按设计图纸施工

4.未接入接线端子的缆芯的金属部分要绝缘密封。

5.更换二次元件前应对相关的二次接线逐一登记，防止接错。

5

2

3

30

低

关注现有控制措施的有效性

变电高试

交接试验

交接试验

触电、高处坠落事故、高空坠物伤人

能源、行为危害　

触电、高处坠落事故、高空坠物伤人

人身受伤、事故/事件

触电、高处坠落事故、高空坠物伤人

人身、电网安全

施工人员4-6人、变电站设备

1.工作负责人向工作人员宣读工作票，交代停电、带电范围、工作任务、安全注意事项、危险点及控制措施并进行提问，防止走错间隔；

2.工作负责人要做好作业全过程的监护，随时纠正试验人员的错误动作；

3.根据试验需要增设专人监护；

4.作业人员做到互相监护和提醒；

5.高压试验不得少于2人；

6.工作人员应站在绝缘垫上，试验时设专人监护并呼唱；换线时应断开试验电源，并经监护人同意后，方可换线，加压时应经负责人同意；

7.试验时任何人不得进入遮拦；

8.为防止设备击穿时的反击电压伤害，交流耐压时试验人员与被试设备的接地线应保持足够的距离；

9.试验过程中被试设备发生冒烟等异常现象应立即停止试验；

10.绝缘电阻测量、高压交、直流耐压试验后应接地放电数次；

11.高处作业人员必须佩戴安全带，所用工具及材料使用绳索传递并严禁上下抛掷；

12.试验结束时，试验人员应拆除自装的接地短路线。

15

2

1

30

低

1、严格执行现有控制措施的有效性2、设置施工区域围闭围栏3、设专职监护人

变电专责

验收、启动投产

验收、投运

安全措施未拆除，设备上遗留工器具

行为危害　

安全措施未拆除，设备上遗留工器具

事故/事件

设备烧损

电网安全

电网

1.工作负责人向工作人员宣读工作票，交代停电、带电范围、工作任务、安全注意事项、危险点及控制措施并进行提问，防止走错间隔

2.验收人员必须戴口罩和手套。

3.将所有安全措施拆除。

4.确认所有安全措施已拆除。

5.确认设备上没遗留工器具。

25

1

1

25

低

　关注现有控制措施的有效性

110kV**站110kVGIS间隔大修工程环境与职业健康评估表

部门

工种（班组）

区域

危害名称

危害种类

危害信息描述

风险描述

风险种类

风险范畴

可能暴露于风险的人员、设备等其他信息

现有的控制措施

风险等级分析

建议采取的控制措施

控制措施的有效性（纠正程度）

控制措施的成本因素

控制措施判断结果

建议措施的采纳

后果

暴露

可能性

风险值

是

否

**送变电工程有限公司

变电施工员

变电站户外设备场地

超标的噪声

物理

现场实际测试噪声排放值为（分贝）（GB为昼间60分贝，夜间50分贝）

长期在该噪声下工作会导致部分人员听力受损

职业性疾病

职业健康

现场工作人员为8-10人左右，每天暴露该场所时间约8小时左右，

1、间歇性工作；2、如长期职业性噪音暴露的工人可以戴耳塞、耳罩或头盔等护耳器;3、使用电动液压工具。

15

1

1

15

1、采用吸音、隔音、音屏障、隔振等措施；2、选用低噪音的生产设备和改进生产工艺

变电施工员

变电站户外设备场地

过高的温度

物理

现场实际测试温度值为工作时间为（35摄氏度）

长期在该温度下工作会导致肌肉工作能力、大脑反应能力下降，以及导致中暑

职业性疾病

职业健康

现场工作人员为8-10人左右，每天暴露该场所时间约8小时左右，

1、注意休息；2、保持通风

15

1

1

15

1、采取措施使环境温度保持在舒适范围或人体可耐的范围之内；2、对高温作业者采取正确的个人防护措施，如高温防护衣，适量饮淡开水、凉茶、绿豆汤等

三、施工组织

1.项目人员组织架构

1.1.业主单位管理组织

1.1.1.安全管理组

组长：

罗海璐（139****3616）

1.1.2.工程管理组

组长：

谢卓明（138****1210）

1.2.现场施工人员组织

施工总负责人：

现场负责人：

施工工作主要负责人：

技术负责人：

安全负责人：

资料管理员：

施工班组：

2.职责划分

2.1.业主单位管理组织职责

2.1.1.安全管理组

2.1.1.1.负责工程开工前对施工人员进行安全技术交底。

2.1.1.2.负责对作业现场施工人员安全行为及文明施工的监督检查。

2.1.1.3.参与工程施工方案的审查，重点开展作业风险评估与分析控制。

2.1.1.4.检查并督促作业现场安全措施个人安全防护用品的落实，危险点作业的预控措施和防事故措施的落实。

2.1.2.工程管理组

2.1.2.1.认真贯彻执行国家的政策、法规、法令和国家电力公司关于电力工程建设的各项规定以及本公司的各项管理制度，贯彻执行公司质量方针、安全生产方针，确保工程质量目标和安全目标达到相关要求规定。

2.1.2.2.负责组织施工图会审，方案制定，进度控制、质量控制、竣工验收，竣工文件资料审核。

2.1.2.3.做好对各参建单位、各专业部门、厂家的协调、沟通工作，对设备进货计划、定值单、调度编号、启动方案、后台及调度端数据库等工作落实和督促。

2.2.施工单位现场人员职责

2.2.1.施工总负责人应履行以下职责：

2.2.1.1.认真贯彻执行国家的政策、法规、法令和国家电力公司关于电力工程建设的各项规定以及本公司的各项管理制度，并认真执行业主关于工程建设的有关文件规定。

2.2.1.2.贯彻执行公司质量方针、安全生产方针，确保工程质量目标和安全目标达到相关要求规定。

2.2.1.3.组织制定和落实生产管理、安全管理、质量管理、技术管理和文明施工管理的管理制度，推进管理实行标准化。

2.2.1.4.合理配置资源，确保本工程按计划交付电气安装和按期竣工投产。

2.2.1.5.主管本工程的双文明建设，自觉维护业主、企业和职工的合法权益，完善企业经营机制，确保业主的合理要求和公司下达的各项经济技术指标全面完成。

2.2.2.施工现场负责人应履行以下职责：

2.2.2.1.合理配置资源，编制工程进度计划、周工作计划、进货计划。

确保工程按计划安装和按期竣工投产。

做好对业主、监理、厂家、工程各专业、施工队的协调、沟通工作。

了解工程进度，协调解决现场存在问题。

2.2.3.施工工作负责人应履行以下职责：

2.2.3.1.全面负责本工程的安全、质量工作，对本工程安全、质量的过程控制实施监督。

2.2.3.2.负责本工程质量计划的制定和安全措施的编制，并在施工现场负责其贯彻执行。

2.2.3.3.预测影响质量、安全的薄弱环节，并制定其预防措施。

2.2.3.4.负责质量、安全检查，质量、安全情况分析和统计工作，根据分析结果制定防范措施和提出整改意见。

2.2.3.5.负责技术措施的贯彻执行，参加施工图会审，合同评审。

2.2.3.6.主持日常技术管理工作，根据工程特点设置质量控制点。

2.2.3.7.现场技术交底及有关技术措施的编制，作业指导书的编审及规程规范的选用，对主要特殊施工及重大跨越施工提出施工方案，报项目总工审批,设计变更及修改通知单的实施。

2.2.3.8.坚持现场技术指导，解决施工中的技术问题，对工程质量实行全过程控制。

组织文明施工。

就施工技术方面问题进行对外联系、

2.2.3.9.竣工文件资料编制等工作。

2.2.4.施工技术负责人应履行以下职责：

负责工程中作业班组施工技术指导