项目施工阶段划分及其项目施工部署

施工阶段划分及施工部署

1.工程实施阶段的划分

我公司针对本项目的特点，计划将本项目的施工阶段划分为如下几个阶段：

1.1 施工前期准备阶段

1.2土建及安装预埋阶段

1.3安装阶段

1.4调试阶段

1.5 工程交工验收及工程保修阶段

针对上述各施工阶段，并配合施工进度控制计划和项目质量保证措施，我司将制定具体的实施措施，动态地控制好各阶段的施工。下面将各施工阶段的施工部署要点阐述如下:

2.施工前期准备阶段

施工人员在进入现场前必须进行严格的安全、质量、技术教育，通过培训,让进入现场的每一个施工人员都要树立起良好的质量、安全意识。熟悉图纸上相关标准、规范，对重点部位、工序要绘制协调图来指导施工，施工过程中劳动力的布置要根据现场实际情况，分班、分组,把强电、弱电和防雷接地分班组来进行施工,有效的提高施工的质量和效率,做到灵活、机制的组织形式，来满足施工需要。

3.土建及安装预埋阶段

3.1管沟挖土方

施工时测量放线，严格控制标高，保证电缆沟的纵坡要求。施工放线时，对出管道底标高进行复测。测量放线后，组织基槽土方开挖。基槽土方开挖以机械为主，辅以人工修整。

3.1.1排管挖土方，挖沟平均深度达到0.8-1米。分两层，从管顶算起底层从路面算起600一下为素土夯实，要求密实度94%，600以内为1：6水泥土夯实，分层夯填至路面层下（或砌块下）要求密实度96%，配置水泥土用土必须过筛，筛孔为15X15mm，所用标号为32.5#。处在绿化带上时最后一层填土踏实。支撑架与支撑架之间电缆排管层与层之间全段震实。

3.1.2外网PVC管部分土方挖填，挖沟深度1米，素土夯填。

3.1.3院内10KV电缆土方挖填，挖沟深度0.8米，素土夯填。

3.1.4院内0.4KV电缆土方挖填，挖沟深度0.8米，素土夯填。

3.2电缆井

施工时测量放线，严格控制标高，保证电缆井的纵坡要求。施工放线时，对出管道底标高进行复测。测量放线后，组织基槽土方开挖。基槽土方开挖以机械为主，辅以人工修整。严格按照设计图纸布置所有预埋件、洞口，确保预埋件、洞口数量、规格、位置与设计要求一致，外露面的外形线型正确，顺畅、光洁，美观。

4.安装阶段

4.1组合型成套箱式变电站安装

工艺流程

基础施工→设备检验→设备二次搬运→变压器就位→附件安装及接线→交接试验→试运前检查→试运行→交工验收

4.1.1基础验收

变压器就位前，要先对基础进行验收，基础的中心与标高须符合设计要求。基础上轨道间距与变压器基座间距互相吻合。具体要求：轨道水平误差不超过5mm、实际轨距与设计轨距误差不超过+5mm、轨面标高与设计标高的误差不超过±5mm。

4.1.2变压器开箱检查

A设备开箱检查由施工单位、供货单位会同监理单位、建设单位共同进行，并做好设备开箱检验记录。

B开箱后，按照设备清单，施工图纸及设备技术文件核对变压器规格型号是否与设计相符，附件与备件是否齐全无损坏。

C变压器外观检查无机械损伤及变形，油漆完好、无锈蚀。

D油箱密封应良好，带油运输的变压器，油枕油位应正常，油液应无渗漏。

E绝缘瓷件及环氧树脂铸件无损伤、缺陷及裂纹。

4.1.3变压器安装就位

变压器就位时注意其方位和位置尺寸与图纸相符。

4.1.4本体及附件安装

变压器基础要水平，轨距与基座间距相配合。本体安装结束后，按技术要求进行附件安装。

变压器安装完成后，作以下检验

A变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷；

B轮子的制动装置牢固；

C油漆完整，相色标志正确，接地可靠；

D变压器顶盖上无遗留杂物；

E变压器的相位及线圈的接线组别符合并列运行要求；

F冷却装置运行正常。

4.1.5 箱体安装

干式变压器其箱体和本体是分别运至施工现场，应根据设备制造厂要求拼装，安装过程中严禁各种杂物落入变压器本体内。温控装置安装牢固，接线正确。新一代产品已发展到用微处理机控制，温控设定值应符合设计要求，多台风扇电动机转向应一致。

4.1.6接地安装

变压器本体及箱体应可靠接地，变压器工作接地线截面应不小于变电所内接地干线截面。

4.2电缆敷设

4.2.1电缆敷设工艺流程图如下

4.2.2电缆进场检查验收

电缆进场后，必须对电缆进行详细的检查验收，检查电缆的外观、规格型号、电压等级、长度、合格证、耐热阻燃的标识。并现场抽样检测绝缘层厚度和圆形线芯的直径。

4.2.3电缆敷设准备

技术准备

认真研究电气施工图，掌握电缆的分布情况，对每根电缆进行编号，并标明电缆的起始位置、回路号、规格型号。

人员、机具准备

电缆敷设前，根据电缆的数量、难度及电缆敷设进度安排，提前做好人员的准备工作，保证敷设电缆时对人员的需求。在电缆敷设之前，必须要对进场准备电缆敷设的施工人员进行安全技术交底，保证电缆敷设工作安全、有序的进行。施工电缆前准备充分敷设电缆用的机具，如电缆放线架、电缆滑轮、通讯联络工具等。

③现场准备

检查管路预埋是否完成情况，并清理管路内的杂物。清理电缆敷设沿途的障碍，为放电缆创造很好的外部条件。

4.2.4电缆敷设

本楼的电缆数量大、种类多，穿管路敷设等。电缆长度较长，放电缆时，放置电缆滑轮，防止损伤电缆。

①电缆支架的架设地点的选择，以敷设方便为原则，一般应在电缆起止点附近为宜。架设时，应注意电缆轴的转动方向，电缆引出端应在电缆轴的上方。如下图：

②电缆敷设方法如下图：

③整理、封堵孔洞及挂标志牌

a在封堵电缆孔洞时，封堵应严密可靠，无明显的裂缝和可见的孔隙，孔洞较大时加耐火衬板后再进行封堵。对于电缆竖井内供电缆贯穿的预留洞，须用阻燃防火材料将洞口做密封处理，穿过防火分区处，应采用防火材料做封堵处理，以满足防火的要求。

b挂标志牌

标志牌规格应一致，并有防腐功能，挂装应牢固。

标志牌上应注明回路编号、电缆编号、规格、型号及电压等级。

穿管路敷设电缆在其两端处应挂标志牌，直线段应适当增设标桩，施工完毕做好成品保护。

4.2.5电缆头制作安装

①安装前的准备

a制作电缆头前，需用工具准备齐全，施工人员应熟悉各种工器具的使用、

检查与注意事项。

b制作热缩型电缆头前，准备齐全所需冷缩材料及配套材料，检查材料是否合格，根据电缆构造、规格、确定所用冷缩材料是否合适。

c制作热缩型电缆头前，在现场做如下准备工作：

施工现场光线充足，装置照明灯具符合安全规程；

施工现场清洁、干燥。

②电缆头制作工艺

10KV电缆终端头均采用了热缩型电缆终端头制作。制作前选择与电缆截面相适应的热缩塑料手套。在安装三叉分支手套时，避免在三叉分支手套热缩定型后，再大幅度地改变电缆线芯的分叉角度，造成手套分叉口及指套根部的开裂。热缩电缆头如图。

④电缆与设备的连接

电缆与配电设备的连接所有接线端子均采用不开口的紧压铜端子，端子选用与电缆线芯截面相匹配，铜端子的压接采用手动式液压压接钳。

电缆终端制作好，与配电柜连接前要进行绝缘测试，以确认绝缘强度符合要求。同时电缆要作好回路标注和相色标记。电缆的裁剪要合适，保证电缆与配电柜母线或接线端连接后不产生过大的机械应力。连接前，对搭接面进行清洁处理，同时涂抹适量的电力复合脂，紧固力矩符合建筑电气工程施工质量验收规范要求，确保连接和导电性能可靠。

5.调试阶段

5.1变压器调试

5.1.1用数字微欧计或直流双臂电桥在分接头的所有位置上测量绕组连同套管的直流电阻，各相测得值的相互差值应小于平均值的2%，线间测得值的相互差值应小于平均值的1%；也可将测得的直流电阻与同温度下产品出厂实测数值比较，其相应变化不应大于2%。

直流电阻一般采用双臂电桥，在使用双臂电桥测量时应考虑到接线及测量引起的误差，可选用等值测量线以消除测量引起的误差。

当需要在与同温度下出厂实测值比较时，应按下列公式换算到出厂试验温度下的直流电阻。

RX=R0（235+TX）/（235+T0）

其中：RX——换算到出厂试验温度TX下的电阻值

R0——温度下T0测得的电阻值

T0——测量时的温度

TX——出厂试验时的温度

5.1.2采用自动变比测试仪或双电压表法测量变压器各分接头的变压比并计算比差，其值与制造厂铭牌数据相比，应无明显差别。

用双电压表测量时，测量仪表精度应不低于0.5级，并使读数尽量在刻度盘后半部。双电压表法一般采用从高压侧通入低压电源的方法和从低压侧通入低于该侧额定电压的试验电源的方法，从低压值通入电压时在高压侧需通过电压互感器来测量电压，试验电源应采用三相电源，试验时为了避免电源电压波动对测量数据的影响，应在变压器高低压侧同时读表。

5.1.3采用结线组别测试仪或直流电压感应法检查变压器三相结线组别应与变压器的铭牌及顶盖上的标记相符，采用直流电压感应法检查时，应特别注意应在高压侧输入直流电压，在低压侧观察电流偏转方向，根据输入电压的正负极性及低压侧观测的电流方向来认真判断。

5.1.4用2500V兆欧表分别测量变压器高压对低压及地，高压对地，低压对地的绕组的绝缘电阻值。绝缘电阻与出厂值进行比较，在同温度下不应低于出厂值的70%，或与出厂值比较无明显差别。

测量绕组绝缘电阻时，被测绕组应连在一起，其余绕组接地，分别接到兆欧

表的测量端子上，兆欧表按规定转速旋转，待60秒时读取兆欧表的读数即为被测绕组的绝缘电阻。如果测量温度与产品出厂试验时的温度不符时，应换算到同一温度数值进行比较，温度换算关系如下：

实测温度为20℃以下时，R20=ARt

实测温度为20℃以上时，R20=Rt/A

其中：A换算系数A=1.5k/10

k实测温度减去20℃的绝对值

Rt测量温度下的绝缘电阻值

R20校正到20℃时的绝缘电阻值

5.1.5用兆欧表测量各绝缘紧固件及铁芯接地线引出套管对地的绝缘电阻值，并检查变压器铁芯是否存在多点接地现象，变压器铁芯只允许通过其铁芯接地线一点接地。

5.1.6上述几项试验合格后，应用交流试验变压器对变压器绕组进行交流耐压试验，试验变压器的容量和电压等级应满足试验要求，10kV绕组为24kV，交流耐压应在试验电压下持续1分钟，无放电现象即为合格。

进行交流耐压试验时，被试绕组用导线连在一起，并接到试验变压器的高压端子上，其余绕组用导线连在一起，并接地。

试验时，试验电压从零均匀地增加到额定值，并维持1分钟，在试验过程中，应不断观察电流表，电压表指示，仪表不应有大的摆动，变压器被测试物在耐压过程中应无放电或短路现象，试验结束后应将试验电压缓慢降至零，并切断试验电源。在进行耐压试验时，应做好安全防护工作禁止非试验人员进入试验区域。

5.1.7变压器冲击合闸试验

在变压器耐压试验合格后，送电前，在不具备从高压侧送电的条件下，若现象试验电源能满足变压器容量的要求，可从变压器的低压侧反送电对变压器进行冲击试验；一般情况下冲击合闸试验应在变压器第一次送电时进行，由高压侧投入全电压，观察变压器冲击电流，听变压器声音。

变压器冲击应进行3～5次，每次冲击间隔时间为3～5分钟，冲击时电流应不引起保护装置动作。

5.1.8变压器运行

冲击试验后，变压器正式受电，应用相位测量仪测量变压器三相电压相位与电网相位是否一致，同时注意其空载电流，一、二次电压，绕组温度等有无变化，变化情况如何，并做好详细记录，空载运行24小时，若无异常情况，方可投入负荷运行。

5.2高压电缆试验

5.2.1直流耐压前采用2500V兆欧表测试电缆芯线对地、金属屏蔽层间和芯线间的绝缘电阻，测量的绝缘电阻值应满足规范要求，绝缘电阻测试完后应立即放电。

1分钟，并记录泄漏电流值，当调整到35kV试验电压时，停留一分钟记录泄漏电流值后，应继续停留15分钟并记录泄漏电流值，然后缓慢阶梯式降低试验电压，在每个电压段停留一分钟，并记录泄漏电流值，试验结束后，应切断试验电源，并对电缆芯线进行放电。在直流耐压试验后应对电缆各芯线间及芯线对地或屏蔽层间进行绝缘电阻测试，其绝缘电阻值在耐压前后，不应有大的差别。在试验过程中应注意观察电流表指针是否稳定，听电缆两端是否有异常声响，以判断电缆及电缆头是否存在缺陷。

5.3高、低压调试

5.3.1电压互感器测试

a用2500V兆欧表或数字兆欧计对电压互感器绕组进行绝缘电阻测试，测得值应满足标准要求。

b采用直流感应法或组别测试仪检查电压互感器的组别是否符合设计要求。

c用双臂电桥或数字微欧计测量电压互感器的绕组直流电阻值，应符合产品规定。

d电压互感器的比差采用自动变比测试仪或从电压互感器低压侧加额定电压，高压侧用标准互感器进行测量的方法进行测试，其变比误差应符合产品要求。

e空载电流及感应耐压试验，采用调压器、电流表及电压表进行试验。在电压互感器二次线圈通入额定电压进行空载电流测试，其值不做规定，感应耐压试验是将二次绕组通入额定电压的1.3倍电压，持续三分钟，观察励磁电流有无变化。

f电压互感器的交流耐压试验，采用交流试验变压器进行。10kV耐压值为27kV/min，试验时应无异常放电现象。

5.3.2电流互感器试验

a用2500V兆欧表测量10kV互感器一次对二次，一次对地，二次对地的绝缘电阻值，用500V兆欧表测量低压电流互感器一次，二次之间及一、二次对地绝缘电阻值，应满足标准要求。

b用感应法对电流互感器进行极性检查，极性应符合有关要求，采用数字微欧计或直流双臂电桥测量互感器二次线圈的直流电阻。

c用电流互感器校验对10kV电流互感器进行比差、角差测定，测量的比差及角差精度等级应满足其相应继电器及仪表、仪器的运行要求。用标准电流互感器对比测量低压电流互感器的比差，应满足对应二次仪表的精度要求。

d10kV电流互感器的励磁特性曲线应在互感器的二次侧端子上分别输入1～10倍的额定电流，并记录相应的电压值，然后以纵坐标为电压值，横坐标为电流值，绘出伏安特性曲线，与出厂有关文件对应无大的差异。

e10kV电流互感器交流耐压试验考虑到其安装位置及不好拆开等特点，与高压电缆一同进行耐压试验，耐压值为27kV/min。电流互感器进行交流耐压试验时，互感器的二次侧绕组应可靠短接并接地，以保护二次回路的有关仪表，仪器免受损坏，防止互感器开路产生高压发生危险。

5.3.3表的校验

对于盘柜上的电流表、电压表、功率表，功率因数表，有功（无功）电度表等，应根据相关表的校验规程进行精度等级校验，每刻度误差应满足其精度要求。试验用仪表精度应满足量值传递要求，且在检定合格期内。

5.3.4继电器试验

a对于中间继电器，加入相应的电流或电压信号，继电器应可靠动作，各触点应正常分、合。

b采用继电保护测试仪及数字电秒表对综合保护装置进行电流、电压、时间零序保护及控制进行校验和整定，整定值应准确可靠。

各种低压开关或断路器应进行绝缘检查，电动操作的开关或断路器，应进行电动、手动分、合闸试验。有相关整定值的开关或断路器应在条件允许的情况下进行整定试验，开关或断路器应动作可靠。开关或断路器的操作试验应最少进行三次，且要用万用表等工具检查是否可靠动作。

5.4开关柜及现场控制柜内二次回路检验。

应将柜内所有的接线端子螺丝紧固。用500V兆欧表检查各电缆绝缘电阻,其值应不小于0.5MΩ,用万用表检查各回路接线是否正确。

用临时电源对各回路及系统进行通电试验，按照设计要求，分别模拟控制回路，连锁系统，操作回路，信号回路及保护回路动作试验，各种动作及信号指示应正确无误，灵敏可靠。

5.4.1在高压柜各单体试验及现场电气设备试验合格，二次线路检查无误及主回路不带电的条件下，送上各种操作、控制、信号电源，对电流保护系统和电压保护系统，变压器温度保护系统加入相应的模拟信号，进行整组模拟动作试验，各系统动作情况，显示信号，音响报警等应与设计相符。

5.4.2低压系统中的母线及各类电缆的绝缘电阻值测量采用1000V兆欧表进行。对于低压系统中的电机系统及各种联锁，应在主回路不带电的情况下，进行控制动作试验；其与消防有关的电气部分，应在消防具备条件联调的条件下，统一进行联调动作试验，调试结果应合格且满足设计及有关要求。

5.4.3电气系统送电试运行应在高、低压供配电调试正常后进行。在正式送电前应编制详细的送电方案，成立相应的送电运行小组，编写送电操作票，做好

送电安全防护等工作。变压器等设备受电空载运行，应记录温度、电流、电压等运行数据，24小时后，若无异常现象，则可进行供配电系统的验收交接。

5.5配电干线送电

配电干线送电是指从主变电室高压柜向各配电房送电。配电干线送电按下面流程进行：

电缆绝缘摇测需测试L1与L2、L2与L3、L3与L1、各相与地线之间、各相与零线之间、零线与地线之间的绝缘电阻值，绝缘电阻值大于0.5 MΩ。在送电之前，对配电箱需进行测试，检查二次回路接线是否正确，二次回路的绝缘值是否符合规范要求，箱内的元器件的各项参数是否符合产品技术文件与国家规范要求。

正式通电前断开配电干线系统的所有开关，送电过程中，从高压配电柜按顺序合闸，每一个开关合闸后立即挂上通电标识，每合一路，送电方与受电方及时联系，确信回路正确后，方可送下一路。