光伏产业园区220kV光伏汇集站工程—创优监理实施方案

新疆华电哈密40MWp光伏并网发电与哈密地区石城子光伏产业园区220kV光伏汇集站工程

创优监理实施细则

目录

1. 概述 (2)

1.1编制目的 (2)

1.2编制依据 (2)

1.3工程建设主要特点 (4)

1.4工程参建单位 (5)

2. 工程创优目标 (5)

2.1质量控制目标 (5)

2.2安全控制目标 (39)

2.3文明施工和环保 (39)

2.4工期和投资管理 (39)

2.5工程档案管理 (40)

2.6管理目标： (40)

3.监理资源配置及创优组织 (40)

3.1监理资源配置 (40)

3.2监理创优组织 (43)

3.3组织岗位培训，强化创优意识 (55)

4.监理创优措施 (56)

4.1综合管理措施 (56)

4.2质量控制措施 (58)

4.3 安全文明施工与环境保护控制措施 (68)

4.4 进度控制措施 (71)

4.5 造价控制措施 (73)

4.6 工程档案管理创优措施 (74)

1. 概述

1.1编制目的

为落实国网公司与华电公司光电工程质量的要求，鼓励工程各参建单位牢固树立质量精品意识，强化工程建设质量管理，努力创建优质工程，推动工程整体质量水平的进一步提高。新疆华电哈密2*20MWp光伏并网发电与哈密地区石城子光伏产业园区220kV光伏汇集站工程“工程零缺陷移交，确保达标投产、确保华电公司优质工程，争创国家级优质工程”的创优目标，充分发挥监理人员“四控、两管、一协调”的作用，打造精品工程的质量目标，特编本细则。

本细则根据工程的特点，结合设计、承建单位的技术能力和管理特点，对工程目标进行了分解，明确了为实现工程创优目标配置的监理资源，制定了相应的组织管理措施，以及质量、安全、进度、造价控制的技术措施，以落实监理创优责任，明确监理创优工作程序，指导监理部和监理人员开展工程创优活动。

1.2编制依据

本工程适用的国家法律、行政法规和部门规章以及地方法规、规章主要包括：《中华人民共和国建筑法》；《中华人民共和国合同法》；《中华人民共和国质量法》；《建设工程质量管理条例》（国务院令第279号）等。

光伏发电工程建设有关的法律、法规、技术标准和规程规范；

国家或国家授权部门与机构批准的工程项目建设文件。

《监理大纲》《监理规划》

《建筑地基基础施工质量验收规范》GB 50202

《建筑基坑支护规程》JGJ120

《建筑桩基技术规范》JGJ94

《混凝土强度检验评定标准》GB 50107

《混凝土外加剂》GB 8076

《混凝土外加剂应用技术规范》GB 50119

《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300，

《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB 50204

《钢结构工程施工质量验收规范》GB 50205

《电气装置安装程工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB 50171

《安全防范工程技术规范》GB 50348

《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB 50169

《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB 50168

《建筑与建筑群综合布线系统工程设计规范》GB/T 50311

《光缆.室外电缆.房屋布线用管道和直埋通信光缆的详细规范》IEC 60794-3-12-2005 《电气装置安装工程 35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》GB 50173

《110～500kV架空送电线路施工及验收规范》GB 50233

《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150

《安全防范工程技术规范》GB 50348

《视频安防监控系统技术要求》GA/T 367

《水力发电厂计算机监控系统设计规定》DL/T 5065

《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995

《火灾自动报警系统施工及验收规范》GB 50166

《火灾报警控制器通用技术条件》GB 4717

《给水排水构筑物施工及验收规范》GBJ 141

《气体灭火系统施工及验收规范》GB 50263

《自动喷水灭火系统施工及验收规范》GB 50261

《泡沫灭火系统施工及验收规范》GB 50281

《建筑施工场界噪声限值》GB 12523

《安全标志》GB 2894

《安全标志使用规定导则》GB l6179

《电力建设安全工作规程》DL 5009

《电力建设施工质量验收及评定规程》DL/T 5210

《建设工程监理手册》、《建设工程安全手册》、《建设工程安全文明施工管理办法》、《建设工程安全评估办法与大纲》、《档案管理办法》等。

《国家电网公司工程建设质量管理规定》（国家电网基建[2006]699号；

《国家电网公司输变电工程达标投产考核办法》（国家电网基建[2005]255 号）；

《国家电网公司输变电优质工程评选办法》（国家电网基建[2005]253 号）；

《国家电网公司输变电工程施工工艺示范手册》（2006版）；

《国家电网公司输变电工程标准化作业手册》（2007 版）；

《国家电网公司输变电工程施工安全监理管理办法》（试行）；

《电力建设房屋工程质量通病防治工作规定》（电建质监[2004]18 号）；

《工程建设标准强制性条文电力工程部分》（2006 年版）；

变电（换流）站土建工程施工质量验收及评定规程Q/GDW183-2008；

建设单位制定的“创优规划”

工程建设合同、勘测设计合同及监理合同；

上级有关主管部门对本项工程的有关指示文件或批件；

设计文件、技术要求及图纸；

发包人制定的适用于本工程的有关制度、办法和规定等；

1.3工程建设主要特点

1.3.1概述：

哈密市位于新疆维吾尔自治区东部，东与甘肃省为邻，西毗鄯善县、木垒县，南与巴音郭楞蒙古自治州相连，北与巴里坤哈萨克自治县、伊吾县相接，东北与蒙古国隔山相望。全市面积8.5万km2，约占全疆总面积的5.2%。哈密市城市规划区面积448.4平方公里，建成区面积34平方公里。本工程项目紧邻S203省道，场区距离S203省道约250m，距离哈密市区约27km，交通方便，地理位置优越。

本项目属于《新疆哈密市并网光伏发电工程规划》中的石城子并网光伏电站规划，位于哈密市东北约22km处的石城子附近，东、西侧分别紧邻S303 和S203省道，规划占地范围约72km2。华电哈密光伏并网发电工程总规划容量为

200MW，分三期进行开发，一期开发容量为2320MW（一单元20MW，二单元20MW），二期规划容量为60MW，远期规划容量为100MW，均计划在十二五期间开发建设。

1.3.2站址环境：

新疆华电哈密2320MW光伏并网发电项目拟建于新疆哈密市东北约27km，S203省道东侧约250m，距市区较近，交通便利。本工程装机容量2320MWp。场址区位于吐鲁番盆地东北部，吐鲁番盆地为封闭式山间盆地，北部为博格达山，南部为觉罗塔格山，西部为喀拉乌成山，盆地最低处为艾丁湖，大地构造上是准噶尔～哈萨克斯坦板块的一部分，位于准葛尔～哈萨克斯坦板块与塔里木板块汇集部位。场址位于博格达山山前冲洪积平原，为戈壁

荒漠。场址地貌属山前洪积平原，地势平坦、开阔。地面平均高程1183m，场址东北高，西南低，地形坡度小于1°。局部发育宽浅冲沟，冲沟一般宽20m～40m，一般深0.5m～0.8m，冲沟表部分布漂卵石，地势起伏。场址区位于荒漠戈壁滩，地势平坦。地层至上而下分为两层：第四系上更新统冲洪积(Q4al+pl)含角砾粉细砂(①层)、卵石层(②层)。其中粉细细砂层厚度较小，位于季节性冻土带内，为盐渍类土，结构松散，压缩性高，地层承载力低，不宜作为地基持力层；卵石层分布连续稳定，厚度较大，压缩性低，承载力较高，为良好的天然地基持力层，可以作为天然地基使用。层内局部夹有砂层透镜体，厚度较小，一般可不进行特殊处理。

1.3.3建设规模

本期工程建设规模2*20MWp与哈密地区石城子光伏产业园220KV光伏汇集站工程。

新疆华电哈密2*20MWp光伏并网发电项目工程包括光伏发电设备基础、箱式变基础、逆变器室、和变电站内建筑安装等工程的施工、调试到移交试生产、达标投产等的全过程。

哈密地区石城子光伏产业园区220kV光伏汇集站装机容量为23150MVA,(预留23150MVA主变压器位置)，220kV出线2回和35kV出线（规划30回，本期20回）。包括主变压器和生产综合楼、35kV室及辅助设施等。

1.4工程参建单位

1.4.1 建设单位：新疆华电苦水风电有限公司

1.4.2总包单位：新疆电力设计院；

分包单位：哈密建设工程施工有限责任公司

1.4.3监理单位：湖南友源工程监理咨询科技有限公司新疆华电哈密光电监理部

2. 工程创优目标

2.1质量控制目标

2.1.1质量总目标

工程质量总体目标：设计与施工质量满足国家及行业设计与施工验收规范、标准及质量检验评定标准要求，创一流标准。工程合格率100%，确保“电力行业优质工程”及新疆自治区“天山碑”优质工程奖；全部机组实现高标准“达标投产”（各项平均得分大于90%）；争创“国家优质工程”（含金、银奖）或“鲁班奖”。

无重大设计与施工质量事故发生。

建筑部分：单位工程优良率100％，分部工程合格率100％；分项工程合格率90％；观感得分率≧95％。

安装部分：单位工程优良率100％，分部工程合格率100%；分项工程合格率98%。

2.1.2土建工程质量目标

⑴原材料、装饰性材料合格率 100%，抽样送检、试验符合国家有关规范、标准要求；

⑵建筑物无不均匀沉降、裂缝、漏渗水；

⑶墙面、设备及构支架基础表面平整美观、无裂缝，棱角顺直方正、无缺损；地面、路面表面平整美观、无裂缝、无积水；

⑷架构、设备支架无变形、锈蚀、脱漆，吊装就位合格率100%，轴向配合整齐划一、色泽均匀美观大方；

⑸站区排水顺畅无积水；

⑹混凝土试块强度检验合格、检测报告齐全完整；

⑺分项工程合格率 90%，分部工程合格率 100%，单位工程优良率 100%，观感得分率90％以上，确保零缺陷移交。

⑻所有外露混凝土均按清水砼要求。

⑼电缆沟底找坡满足排水要求，无积水。

⑽建（构）筑物内外墙涂料粉刷均匀，无起皮、脱落、皲裂。

⑾电缆沟盖板制作精良，边角线顺直、对角线尺寸相等，无起砂、气泡，色泽一致。安装后盖板高度一致，缝隙小于2-3mm，两边顺直，脚踩无松动。

⑿卫生间、备餐间给、排水管顺直美观，阀们使用灵活、上下水顺畅；墙（地）砖粘贴间距均匀，排砖合理，美观大方，粘贴无空鼓。

⒀散水、巡视小路、绝缘地面表面平整，无积水、裂纹、沉降，分割缝设置合理、美观。

⒁混凝土浇筑前应根据混凝土的外型、尺寸均设制温度测温点。抽查混凝土的出机温度和入模温度：冬季出机温度应＞100C；入模温度应＞50C抽查塌落度每班不少于一次，配合比每班不少于二次，混凝土试块按规范要求留，但每班不少于一组，并用清水标养28天后进行试验，同条件养护试件的留置组数应根据实际需要而定。

⒂支架基础的轴线及标高偏差应符合下表的规定：

支架基础的轴线及标高偏差

项目名称允许偏差

同组支架基础之间基础顶标高偏差≤±2mm 基础轴线偏差≤5mm

方阵内基础之间（东西方向、相同标高）基础顶标高偏差≤±5mm 基础轴线偏差≤10mm

方阵内基础之间（南北方向、相同标高）基础顶标高偏差≤±10mm 基础轴线偏差≤10mm

⒃支架基础尺寸及垂直度偏差应符合下表的规定：

支架基础尺寸及垂直度允许偏差

项目名称允许偏差mm/全长

基础垂直度偏差≤5mm

基础截面尺寸偏差≤10mm

⒄支架基础预埋螺栓偏差应符合下表的规定：

支架基础预埋螺栓偏差

项目名称允许偏差

同组支架的预埋螺栓顶面标高偏差≤10 mm 位置偏差≤2 mm

方阵内支架基础预埋螺栓（相同基础标高）顶面标高偏差≤30 mm 位置偏差≤2 mm

2.1.3 电气一次设备安装工程质量控制

□逆变器安装质量控制

1) 基础安装检查

A 盘柜基础槽钢按照设计图纸下料制作并焊接牢固。基础槽钢水平度用水平仪进行控制，水平偏差≤1mm/m，整体偏差≤5mm。所使用的槽钢使用前其不直度必需校核至规范要求之内，方可使用具体要求应满足：

不直度<1mm/m, <5mm/全长

水平度<1mm/m, <5mm/全长

B 基础槽钢安装完后，刷防锈漆进行防锈。安装时槽钢上平面高出最终装修面10mm，基础框架用接地扁铜与接地网可靠焊接，每个基础框架最少有两个接地点，用40X4

的扁铜焊接于接地网上。

C 柜单独或成列安装时，其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和盘、柜间接缝的允许偏差应符合下表的规定。

项目允许偏差

垂直度（每米）小于1.5mm

水平偏差相邻两盘顶部小于2 mm

成列盘顶部小于5 mm 盘面误差相邻两盘面小于1 mm

成列盘面小于5 mm 盘间接缝小于2 mm

D 重点检查盘柜框架有无变形，盘内元器件是否损坏，漆面是否受损、盘面标识是否完整齐全、正确清晰，柜门开关是否灵活、门锁是否齐全，所有螺栓是否紧固、电器元件是否固定牢固，实物与装箱清单是否相符。附件、备件、装箱文件是否齐全。做好开箱记录。

2) 逆变器电气性能检查

A 逆变效率

光伏并网逆变器最大效率应符合要求。

B 光伏并网电压电流谐波

光伏并网逆变器在运行时不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电压和谐波电流，以确保对连接到电网的其他设备不造成不利影响。

本电站接入系统电压等级为35kV，光伏并网逆变器接入电网时公共连接点的电压总谐波畸变率不应超过3%，奇次谐波电压含有率不应超过2.1%，偶次谐波电压含有率不应超过1.2%。光伏并网逆变器带载运行时，电流总谐波畸变率不应超过5%，奇次、偶次谐波电流含有率不应超过下表的要求：

奇次谐波次数谐波电流限制（%）偶次谐波次数谐波电流限制（%）3rd-9th 4.0 2nd-10th 1.0

11th-15th 2.0 12th-16th 0.5

17th -21st 1.5 18th -22nt 0.375

23rd-33rd0.6 24th-34th 0.15

35th以上0.3 36th以上0.075

C 输出电压检查

光伏并网逆变器交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±10%。

D 直流分量检查

光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器向电网馈送的直流分量不应超过其交流额定值的0.5%。

E 电压不平衡度检查

光伏电站并网运行时，光伏并网逆变器接入电网的公共连接点的负序电压不平衡度不应超过2%，短时不得超过4%；光伏并网逆变器引起的负序电压不平衡度不应超过1.3%，短时不应超过2.6%。

F 待机功耗检查

光伏并网逆变器的待机功耗不应大于100W。

G 电压波动和闪变检查

光伏电站通过并网逆变器接入电网后，单独引起公共连接点处的电压波动限制不应超过2%；公共连接点处短时间（10min）闪变不应超过0.9，长时间（2h）闪变不应超过0.7。并且在并网运行时电压波动和闪变的限制不应超过GB/Z 17625.3和 GB 17625.2规定的要求。

H 过/欠压保护检查

当光伏并网逆变器交流输出端电压超出规定的电压允许值范围时，光伏并网逆变器应停止向电网供电，同时发出报警信号。光伏并网逆变器应能检测到异常电压并做出反应。电压的方均根值在逆变器交流输出端测量，其值应满足相关规定的要求。

L 过/欠频保护检查

当光伏并网逆变器交流输出端电压的频率超出规定的允许频率范围时，光伏并网逆变器应在0.2s内停止向电网供电，同时发出报警信号。

M 恢复并网保护检查

由于超限状态导致光伏并网逆变器停止向电网供电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min，光伏并网逆变器不向电网供电。

N 防反放电保护检查

当光伏并网逆变器直流侧电压低于允许工作范围或逆变器处于关机状态时，光伏并网逆变器直流侧无反向电流流过。

O 极性反接保护检查

当光伏方阵的极性接反时，光伏并网逆变器能保护而不会损坏。极性正接后，光伏并网逆变器能正常工作。

P 过载保护

当光伏方阵输出的功率超过光伏并网逆变器允许的最大直流输入功率时，光伏并网逆变器应自动限流工作在允许的最大交流输出功率处，在持续工作 7 小时或温度超过允许值的任何一种情况下，光伏并网逆变器应停止向电网供电。恢复正常后，光伏并网逆变器能正常工作。

Q 绝缘电阻检查

光伏并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻不小于1M?。绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。

R 绝缘强度检查

光伏并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间能承受50Hz、2000V的正弦交流电压1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流＜20mA 。

□光伏电池组件安装质量控制

1) 电池组件外观质量检查

A 电池组件的框架应整洁、平整、无毛刺、无腐蚀斑点。

B 组件的整体盖板应整洁、平直、无裂痕，组件表面不得有划痕、碰伤等缺陷。

C 电池组件的每片电池与互连条排列整齐，无脱焊、无断裂。

D 组件内单片电池无碎裂、无裂纹、无明显移位。

E 电池组件的封装层中不允许气泡或脱层在某一片电池与组件边缘形成一个通路。

F 电池组件的接线装置应密封，极性标志应准确和明显，与引出线的联接牢固可靠。

2) 电池组件性能检查

本规范对多晶硅太阳电池组件主要性能参数在标准测试条件（即大气质量AM1.5、1000W/ m2的辐照度、25℃的电池工作温度）下提出如下要求：

A 峰值功率符合产品设计要求；

B 填充因子符合产品设计要求；

C 组件效率（以组件外形面积计算转换效率）：符合产品设计要求；

D 组件标称功率偏差：0～+3%

E 寿命及功率衰减：太阳电池组件正常条件下的使用寿命不低于25年，在前10年运

行使用期限内输出功率衰减不超过10%，在25年运行使用期限内输出功率衰减不超过20%。

3) 绝缘要求

A 按照IEC 61215-2005中10.3条进行绝缘试验。要求在此过程中无绝缘击穿或表面破裂现象。测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40MΩ2m2。

B 机械强度测试

电池组件的强度测试，应该按照 IEC61215-2005太阳电池的测试标准要求，即：可以承受直径25mm±5%、质量7.53克±5%的冰球以23m/s速度的撞击。并满足以下要求：

C 撞击后无如下严重外观缺陷：

破碎、开裂、或外表面脱附，包括上盖板、背板、边框和接线盒；

弯曲、不规整的外表面，包括上盖板、背板、边框和接线盒的不规整以至于影响到组件的安装和/或运行；

一个电池的一条裂缝，其延伸可能导致一个电池10%以上面积从组建的电路上减少；

在组件边缘和任何一部分电路之间形成连续的气泡或脱层通道；

丧失机械完整性，导致组件的安装和/或工作都受到影响。

D 标准测试条件下最大输出功率的衰减不超过实验前的5%。

E 绝缘电阻应满足初始试验的同样要求。

F 表面最大承压5400Pa，工作温度范围：-40℃～+85℃，电池组件防护等级应符全合设计要求，组件尺寸误差≤±1%，为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，要求边框与电池片的距离要至少超过11mm的距离。

G 同一光伏发电子系统内太阳电池组件的电池片需为同一批次原料，表面颜色均匀一致，无机械损伤，焊点无氧化斑，电池组件的I-V曲线基本相同。

4) 电池组件电气联接线检查

A 每块太阳电池组件应带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管（防止组件热斑故障）。

B 太阳电池组件自带的串联所使用的电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18950-2003性能测试的要求。

5) 电池组件电气试验

A 在标准测试条件下，组件的最大输出功率衰减在每个单项试验后不超过规定的极限，在每组试验后不超过8%；

B 在实验过程中，无组件呈现断路现象；

C 无任何严重外观缺陷；

D 试验完成后满足绝缘试验要求；

E 每组实验开始和结束时，湿热试验后满足漏电流试验的要求；

□干式变压器安装质量控制

1) 基础安装

A 基础型钢的安装应符合下列要求：

项目允许偏差

Mm/m Mm/全长

不直度≦1 ≦5

水平度≦1 ≦5

位置误差及不平行度≦5

B 基础型钢应有明显的可靠接地。

C 基础型钢材料型号、规格符合设计，应除锈刷漆两遍，接地应两点接地，固定牢固。

2) 施工准备阶段

A 检查安装单位熟悉施工图纸和制造厂的技术资料，审批安装单位上报的施工组织措施，参加技术交底会议，并在施工过程中督促施工方严格执行施工方案；

B 施工前熟悉制造厂说明书和装配图，并要求安装单位确保对施工人员进行技术交底；

C 检查施工工器具及材料，包括大型机械设备、卷扬机、倒链、滑轮等起重设施，、蓬布、照明设备；

D 检查安装单位在开工前上报试验仪器的自检报告；

3) 设备安装

A 变压器就位调整，检查预埋件尺寸，安装牢固可靠，并可靠接地；

B 设备内部清扫、检查、元器件的校验，完好无损伤；

C 电力变压器电气试验检查，结果符合要求；

D 试验检查调试完成后按规定值工频耐压设备完好符合要求；

4) 现场试验

在试验前严格审查试验技术方案，对所有试验项目进行旁站。试验结束后对试验数据进行分析，并做出合格判定。主要进行的交接试验项目如下：

A 测量绕组的直流电阻；

B 检查变压器的三相结线组别及各分接头的电压比；

C 测量绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数；

D 绕组的交流耐压试验；

E 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻；

F 绝缘油试验；

G 额定电压下的冲击合闸试验；

H 检查相位；

L 箱式变电站内各高压电器、低压电器的电气试验检查；

M 箱式变电站控制保护设备调试。

□汇流箱安装质量控制

1) 汇流箱外观检查

A 汇流箱箱体采用材质应符合设计及合同要求。箱体结构密封、防尘、防潮，应有足够的强度和刚度，能承受所安装元件及短路时所产生的动、热稳定冲击，同时不因运输等情况而影响设备的性能，并便于运行维护。

B 汇流箱外壳防护等级符合设计要求。

C 汇流箱内布线整齐美观，便于检修和安装。端子排额定电压符合设计要求，具有隔板、标号线套和端子螺丝。每个端子排均标以编号，端子选用阻燃型端子。

D 汇流箱的箱体框架和所有设备的其它不载流金属部件都应和接地母线可靠连接，柜体的接地端子应以截面不小于4mm2的多股铜线与接地母线直连。

E 汇流箱内部装置的布置应充分考虑安装、调试、维护、更换及运行的要求，接插件和断路器应动作可靠、接触良好、不松动，断路器的出线端子的电缆截面不小于50mm2。

2) 汇流箱主要电气性能检查

检查汇流箱工作电压、直流高压熔断器、直流断路器、直流防雷器等设备元件符合设计及合同规定。

□高低压开关柜安装质量控制

1) 基础安装

A 基础型钢的安装应符合下列要求：

允许偏差

项目Mm/m Mm/全长

不直度≦1 ≦5

水平度≦1 ≦5

位置误差及不平行度≦5

B 基础型钢应有明显的可靠接地。

C 基础型钢材料型号、规格符合设计，应除锈刷漆两遍，接地应两点接地，固定牢固。

2) 采用的设备及器材均应符合国家现行技术标准的规定，并应有合格证件。设备应有铭牌。

3) 设备和器材到达现场后，包装及密封应良好，开箱检查清点，规格应符合设计要求，附件、备件应齐全，产品的技术文件应齐全。

4) 柜单独或成列安装时，其垂直度、水平偏差以及盘、柜面偏差和盘、柜间接缝的允许偏差应符合下表的规定。

项目允许偏差

垂直度（每米）小于1.5mm

水平偏差相邻两盘顶部小于2 mm

成列盘顶部小于5 mm

盘面误差相邻两盘面小于1 mm

成列盘面小于5 mm

盘间接缝小于2 mm

5) 重点检查盘柜框架有无变形，盘内元器件是否损坏，漆面是否受损、盘面标识是否完整齐全、正确清晰，柜门开关是否灵活、门锁是否齐全，所有螺栓是否紧固、电器元件是否固定牢固，实物与装箱清单是否相符。附件、备件、装箱文件是否齐全。做好开箱记录。

6) 柜内设备检查及试验

检查柜内电器元件，质量良好，型号、规格符合要求，外观完好，且附件齐全，排列齐全，固定牢固，密封良好；

柜内的仪器、仪表、信号回路的信号灯、光子牌等显示正确，工作可靠。柜面上的表识牌、布线、接线端子、检查符合要求；。

柜内的避雷器、电流互感器、电压互感器进行电气试验检查，检查结果符合使用要求；

配线完毕，检查回路合格后，对柜内二次回路强电部分进行绝缘检查和1min交流耐压试验。

7) 母线安装

母线表面光洁平整，无裂纹、折皱、夹杂物及变形和扭曲现象。母线接触面加工平整、无氧化膜，母线与母线或母线与电器接线端子的螺栓搭接面保持清洁，并涂以电力复合脂。支柱绝缘子有可靠接地。

8) 二次回路结线

按图施工，接线正确；

电缆芯线和所配导线的端部均标明其回路号，编号正确，字迹清晰且不易褪色；

电缆敷设避免交叉，固定牢靠。配线整齐美观，导线绝缘良好，无损伤，留足够的余量。控制电缆屏蔽层按设计要求方式予以接地。

9) 现场试验

在试验前严格审查试验技术方案，对所有试验项目进行旁站。试验结束后对试验数据进行分析，并做出合格判定。主要进行的交接试验项目如下：

测量绝缘拉杆的绝缘电阻；

测量每相导电回路的电阻；

绝缘电阻测量和交流耐压试验；

测量断路器的分、合闸时间；

测量断路器主触头分、合闸的同期性；

测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；

断路器操作机构试验；

电流互感器和电压互感器试验；

表计校验；

测量和控制系统检测；

保护系统校验与试验；

避雷器试验；

测量低压电器连同所连接电缆及二次回路的绝缘电阻；

电压线圈动作值校验；

低压电器动作情况检查；

低压电器采用的脱扣器的整定；

低压电器连同所连接电缆及二次回路的交流耐压试验；

测量电阻器或变阻器的直流电阻；

控制与保护系统调试。

SF6气体微水检测

SF6气体泄露检测

高低压盘柜安装严格按照国标的要求进行，安装的各项参数均符合规范的要求，安装后的试验均符合设计的要求。

□出线设备安装质量控制

1) 断路器安装

安装前的检查，除满足有关规定外，尚应符合下列要求：

A 开箱前包装应完好。

B 断路器的所有部件及备件应齐全，无锈蚀或机械损伤。

C 灭弧室、瓷套与铁件间应粘合牢固，无裂纹及破损。

D 绝缘部件不应变形、受潮。

E 断路器的支架焊接应良好，外部油漆完整。

F 开箱后应进行灭弧室真空度检测。

安装与调整，应符合下列要求：

A 安装应垂直，固定应牢靠，相间支持瓷件在同一水平面上。

B 三相联动连杆的拐臂应在同一水平面上，拐臂角度一致。

C 安装完毕后，应先进行手动缓慢分、合闸操作，无不良现象时方可进行电动分、合闸操作。

D 真空断路器的行程、压缩行程及三相同期性，应符合产品的技术规定。

E 导电部分的可挠铜片不应断裂，铜片间无锈蚀；固定螺栓应齐全紧固。

F 导电杆表面应洁净，导电杆与导电夹应接触紧密。

G 导电回路接触电阻值应符合产品的技术条件。

现场交接试验，试验项目和标准应符合下列要求：

A 测量绝缘拉杆的绝缘电阻，其绝缘电阻值应不低于1200MΩ。

B 测量每相导电回路的电阻。采用不小于100A的电流进行测量，其电阻不大于出厂试验值的120%。

C 交流耐压试验：应符合国标要求。

D 测量断路器的分、合闸时间。在断路器额定操作电压及液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。

E 测量断路器触头分、合闸的同期性。同期性应符合产品技术条件的规定。

F 测量断路器合闸时触头的弹跳时间。断路器合闸过程中触头接触后的弹跳时间，不应大于2ms。

G 测量分、合闸线圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻。绝缘电阻值，不应低于10MΩ；使用单臂和双臂电桥测量线圈的直流电阻，其直流电阻值与产品出厂试验值相比较应无明显差别。

H 断路器操作机构的试验。应符合下列规定：

a2当操作电压在85%—110%Un（Un为额定电压）操作机构应可靠动作。

b2在30%Un（额定操作电压）下，分、合闸线圈（或合闸接触器）不分、不合。

c2在65%Un（额定操作电压）下，分、合闸线圈（或合闸接触器）能分、能合。

2) 互感器安装

安装前的检查，除满足有关规定外，尚应符合下列要求：

A 互感器的附件齐全，无锈蚀或机械损伤。

B 互感器的变比分接头的位置和极性应符合规定。

C 二次接线板应完整，引线端子应连接牢固，绝缘良好，标志清晰。

安装与调整，应符合下列要求：

A 穿缆式电流互感器，电缆应位于互感器的中心。

B 互感器的外壳、电流互感器的备用二次绕组（先短路）、电压互感器的一次绕组接地引出端子应接地良好。

现场交接试验，试验项目和标准应符合下列要求：

A 测量绕组的绝缘电阻。绝缘电阻值与产品出厂试验值比较，应无明显差；

B 绕组连同套管对外壳的交流耐压试验。加压部位、试验电压符合国标要求；

C 测量电压互感器一次绕组的直流电阻。与产品出厂值或与同类型产品比较，应无明显差别，一般控制在2%以内；

D 测量空载电流和励磁特性。在额定电压下测量空载电流，与出厂值或同批产品的测得值比较，应无明显差别；

E 组别和极性检查。必须符合设计要求，并应与铭牌上的标记和外壳上的符号相符；

F 互感器变比检查。应与制造厂铭牌值相符；

G 测量电流互感器的励磁特性曲线。同型式电流互感器特性相互比较，应无明显差别。

3) 避雷器安装

检查与安装，应符合下列要求：

A 瓷件无裂纹、破损，硅橡胶表面不得起皱和划伤；

B 连接处的金属接触表面，应除去氧化膜及油漆，并涂一层电力复合脂；

C 引线的连接不应使端子受到超过允许的外加应力。

现场交接试验，试验项目和标准应符合下列要求：

A 测量绝缘电阻，与出厂试验值比较应无明显差别；

B 测量避雷器的直流参考电压，其测试值应符合产品技术条件的规定。

4) 隔离开关安装

安装前的检查，除满足有关规定外，尚应符合下列要求：

A 开箱前包装应完好。

B 隔离开关的所有部件及备件应齐全，无锈蚀或机械损伤。

C 瓷套与铁件间应粘合牢固，无裂纹及破损。

D 绝缘部件不应变形、受潮。

E 隔离开关的支架焊接应良好，外部油漆完整。

安装与调整，应符合下列要求：

A 安装应垂直，固定应牢靠，相间支持瓷件在同一水平面上。

B 三相联动连杆的拐臂应在同一水平面上，拐臂角度一致。

C 安装完毕后，应先进行手动缓慢分、合闸操作，无不良现象时方可进行电动分、合闸操作。

D 隔离开关的行程、压缩行程及三相同期性，应符合产品的技术规定。

E 导电部分的可挠铜片不应断裂，铜片间无锈蚀；固定螺栓应齐全紧固。

F 导电杆表面应洁净，导电杆与导电夹应接触紧密。

G 导电回路接触电阻值应符合产品的技术条件。

现场交接试验，试验项目和标准应符合下列要求：

A 测量绝缘拉杆的绝缘电阻，其绝缘电阻值应不低于1200MΩ。

B 测量每相导电回路的电阻。采用不小于100A的电流进行测量，其电阻不大于出厂试验值的120%。

C 交流耐压试验：应符合国标要求。

D 隔离开关操作机构的试验。应符合下列规定：

a2当操作电压在85%—110%Un（Un为额定电压）操作机构应可靠动作。

b2在30%Un（额定操作电压）下，分、合闸线圈（或合闸接触器）不分、不合。

c2在65%Un（额定操作电压）下，分、合闸线圈（或合闸接触器）能分、能合。

□接地系统安装质量控制

1) 接地体（线）的连接应采用焊接，焊接必须牢固无虚焊；接至电气设备上的接地线，应用镀锌螺丝连接。

2) 接地体（线）的焊接应采用搭接焊，其焊接长度必须符合下列规定：

A 扁钢为其宽度的2倍（且至少有三个棱边焊接）。

B 圆钢为其直径的4倍。

C 圆钢与扁钢连接时，其焊接长度为圆钢直径的4倍。

3) 接地体（线）引出线的垂直部分和接地装置连接（焊接）部位外侧100mm范围内应做防腐处理。

4) 接地体顶面埋设深度应符合设计规定，无规定时，不应小于0.6m。

5) 接地应防止发生机械损伤和化学腐蚀。接地线在穿过墙壁、楼板和地坪处应加装钢管或其他坚固的保护套，有化学腐蚀的部位应采取防腐处理措施。

6) 为确保接地的可靠性，接地干线应在不同的两点及以上与接地网相连接。

7) 每个电气装置的接地部分均有单独的接地线与接地网相连接，不准有一个接地线中串接几个需要接地的电气装置。

8) 接地体敷设完后其回填土内不应夹有石块和建筑垃圾等；外取的土壤不得有较强的腐蚀性；在回填土时应分层夯实。

（14）电气二次设备安装工程质量控制

本站电气二次安装主要工作有：主机操作员工作站、UPS电源、远动通讯柜、网络接入（以程控交换机）、GPS卫星时钟系统、电能质量检测及电量采集柜、逆变器室数据采集柜、直流电源屏、环境监测仪及继电保护设备、故障录波装置、火灾自动报警系统和其他保护测控装置、二次电缆敷设及电缆管、设备基础预埋和通信系统电缆预埋、到货验收、安装前检查、卸车、二次运输、保管、清扫、安装、调试、启动试运行、消缺及竣工交接等工作。

□继电保护及安全自动装置安装质量控制

1) 应对逆变器的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠。