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配网停电施工方案会签表工程名称110kV临江站10kV梧峰线715正天药厂分支线#2杆邮政公变更换低压母线及低压熔断器及跌落式熔断器作业风险等级五级建设单位紫金供电局计划工期2018年07月07日施工单位河源欣泰电气安装有限责任公司工程类别□配网建设□技改修理□客户业扩□他项工程监理单位河源市友和电力工程监理有限公司停电方式□计划停电□临时停电□带电作业□不需停电设计单位河源电力规划设计院施工单位致紫金供电局：现将我公司编制的配网停电施工方案送审会签，请予以审核。项目负责人（签章）：年月日监理单位监理工程师（签章）：年月日相关部门会签意见供电所运行班长（分管副所长）：负责人：项目归口管理部门分管领导备注：此会签表只适用于配网停电施工。110kV临江站10kV梧峰线715正天药厂分支线#2杆邮政公变更换低压母线及低压熔断器及跌落式熔断器停电施工方案作业风险等级评估结果：（五）级风险配网电网风险等级评估结果：（可接受）级风险编制：苏志传审核：肖凯、欧梦娣批准：蒋德恩河源欣泰电气安装有限责任公司编制日期：2018年08月27日一、工程概况（一）施工相关单位项目名称：技改项目及抢修项目项目类型及编码：项目管理单位：紫金供电局生产设备管理部项目监理单位：河源市友和电力工程监理有限公司项目设计单位：河源电力规划设计院施工单位：河源欣泰电气安装有限责任公司运行维护单位：临江供电所（二）施工范围及主要工程量本期工程在110kV临江站10kV梧峰线715正天药厂分支线#2杆邮政公变更换低压母线及低压熔断器及跌落式熔断器。（三）计划施工日期2018年09月25日07时00分—17时00分。（四）编制依据序号引用资料名称1GB50173—1992《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》2Q/CSG510001-2015《电力安全工作规程》3Q/CSG11105—2008《南方电网工程施工工艺控制规范》4《中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准（WHS）》5GB50168—2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》6DL/T5161.5—2002《电气装置安装工程质量检验及评定规程第5部分：电缆线路施工质量检验》7Q/CSG11105—2008《南方电网工程施工工艺控制规范》8GB50303—2002《建筑电气工程施工质量验收规范》9GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》10施工图纸11施工承包合同12施工组织设计二、风险评估及控制（一）现场作业风险评估与控制按照配网现场作业风险评估标准（详见附表1），评估作业风险等级结果五级。现场风险主要控制措施如下：按照配网现场作业风险评估标准，评估作业风险等级结果：配网现场作业风险定级标准根据计算得出的风险值评分，按下面关系式确定作业的风险等级：²一级，特高风险：100≤风险评分值；²二级，高风险：80≤风险评分值＜100；²三级，中等风险：60≤风险评分值＜80；²四级，低风险：40≤风险评分值＜60；²五级，可接受的风险：20≤风险评分值＜40；可忽略的风险：风险评分值＜20。本施工项目作业风险值：21本施工项目作业风险等级：五级现场作业风险主要控制措施：序号危害名称风险种类控制措施1施工区域安全围蔽措施不足打击、坠落、摔绊施工区域必须按规范做好安全围蔽及警示措施2没有正确使用安全带坠落离地面高度超过2m时，按规定正确使用安全带3用绳索传递施工器具碰撞、打击1．使用绳索传递施工器具2．绳结绑扎要牢固可靠4施工器具安全合格防止工器具失灵所使用工器具要定期检查，所用前必须经专人检查，保证合格5验电感电高、低压感电验电工作应由两人进行，一人验电、一人监护6停电工作接地线高、低压感电装设地线工作，先接接地端、后接导线端，拆时与此相反（二）配网电网风险评估与控制按照配网电网风险评估标准（详见附表2），评估配网电网风险等级结果：可接受三、组织机构（一）施工现场组织机构序号职务姓名联系电话1项目经理蒋德恩189236980182技术负责人肖凯159076243883安全负责人欧梦娣189236988234施工班组负责人黄镇双152076207795工作票签发人苏志传134353576546工作票负责人岑志旋17876707905施工人员配置情况：计划投入1个施工班组,其中技工7人，普工8，管理人员4人，计划共投入19人。施工工作班组及分工:1、第一小组：小组负责人：岑志旋小组现场兼职安全员：赖东生小组成员：黄镇双、蒋关中、蒋国林、贺成威、廖斗星、李猛、许志利、曾鹏、谭军、候运全、谭亮红、文丙才、李永潮、李永贵、李志军、魏仕雄、李东清。（共19人）小组工作任务：110kV临江站10kV梧峰线715正天药厂分支线#2杆邮政公变更换低压母线及低压熔断器及跌落式熔断器。（二）各级人员职责1、施工总负责人应履行以下职责：负责本项目实施的组织、指挥、协调和施工及安全方案的审批。建立本项目施工、质量、安全、环境、文明施工管理机构及体系进行监督其有效运行。负责有关工程质量、安全及施工进度方面的指令，协调好内外关系，负责现场的技术工作，执行国家有关技术规程规范。2、工作负责人应履行以下职责：负责施工过程中的具体工作，对施工细节以及施工中的设计问题严格把关，同时也对施工人员的安全以及工程的安全顺利地进行认真负责，是施工现场的具体负责人。3、技术负责人应履行以下职责：对本项目技术上全面负责，现场每一个技术环节及施工工艺进行把关，严格要求施工人员执行相关技术规范，主持解决本工程中的相关施工技术问题。4、现场（兼职）安全员应履行以下职责：具体负责施工现场的安全工作，严格按照国家制定的规章制度进行施工，组织各施工班组的安全技术交底，组织各施工班组的安全学习和文明施工。5、工作班成员应履行以下职责：严格按照安全技术规范以及工作负责人、安全员要求做好本工程具体事项工作，完成本工程其它工作。（三）施工机具配置情况备注：按实际施工需求配置工器具。四、施工进度计划2018年08月07日07时00分至17时00分，完成110kV临江站10kV梧峰线715正天药厂分支线#2杆邮政公变更换低压母线及低压熔断器及跌落式熔断器。五、技术措施（一）主要工序施工流程图项目施工流程如下：序号名称规格/编号单位数量备注一安全工器具1接地线JDX-10付1410kV2验电器YDQ-10只610kV3绝缘手套5000V双194接地线JDX-380V付6400V二施工机具6白棕绳￠20米307绝缘绳30米×Ф11条48液压剪台19液压钳台110其他手工具包括扳手、钳、螺丝刀等套411机动绞磨SJJ-3/5T台112钻孔机台1三运输工具16运输车粤P38317辆1（二）关键工序的技术要求及施工方法1、架空工程施工1.1横担金具安装：（1）线路单担安装：直线杆应装于受电侧，分支杆、90°转角杆(上、下)及终端杆应装于拉线侧。（2）横担安装水平符合要求。（3）螺杆应与横担垂直，螺栓穿入方向：顺线路者从电源侧穿入，横线路者面向受电侧由左向右穿入，垂直地面者由下向上穿入，螺母紧好后，需出的螺杆不应少于2个螺距，双螺母与螺母相平。施工组织停电前技术交底现场施工准备办理第一种停电作业票接到停电令后验电停电后更换柱上开关、绝缘子人员撤离结束工作票场地清理搭设接地（4）当横担不对称时，应将长臂一端的横担置于线路转角的外侧（或马路侧）。1.2金具安装：（1）横担安装后，将连接金具(碗头挂板、球头挂环、U型挂环、延长环等)金具安装在横担上，用来连接绝缘子。（2）安装绝缘子后将紧固金具(耐张线夹、楔型耐张线夹)固定在绝缘子串上，目的是用来紧固导线的终端。（3）紧固杆塔应将拉线金具(拉线抱箍、或U型挂环)安装在杆上，挂好楔型线夹，待装好拉线后，调整UT型线夹固定杆塔。2、导线割接：1、割线前，应根据事前测得的压接管长度在导线割线位置上作出准确的印记，在印记后约20mm处用扎线把导线线股扎紧。2、按压接工艺要求进行割线，割线后导线的断口应整齐，割线过程不得伤及不需割线的部位导线压接，不同金属、不同规格、不同绞制方向的导线严禁在档内连接。独立档、重要跨越不能有接口。3、导线接续管在使用前应用汽油清洗干净；导线压接部分的线股也须松开进行清洗，清洗长度＞管长的1.5倍。清洗压接管及导线后，进行穿管操作，穿管后铝管将要覆盖部分的铝股均匀涂上电力脂，用钢丝刷擦刷使铝股表面全部刷到。连接钢芯铝绞线时，压接管内两导线之间应加垫片。4、接续管的压接从中心点开始压第一模，压接第一模后应检查压接管的对边距离，尺寸符合规范要求后分别向管口端继续后面的压接工作。采用双连接管压模时，两管之间的距离不小于15mm，由管内端向外端交错进行。液压操作时，相邻两压模应有部分重叠，后一模重叠前一模应＞5mm。5、压接时压接钳应放在平坦的地方，导线应平直穿过液压钳体并与地面平行。压接后导线端头露出长度，不应少于20mm，导线端头绑线应保留。连接管压完后，应将飞边毛刺锉至平滑，铝管应锉成圆弧状，并用细砂纸打磨。压接管经检验合格后，应打上操作者钢印代码，填写施工记录。6、当绝缘导线需要连接时，应采用专用压接管压接，压接后必须包上绝缘保护套导、地线压接管检查，导、地线压接后接续管弯曲度不大于管长2％。接续管校直后不应有裂纹压接后或校直后的接续管两端附近导线不应有散股、灯笼、抽筋现象。7、铝绞线压接后钳压管尺寸允许误差±1.0mm钢芯铝。绞线压接后钳压管尺寸允许误差±0.5mm（三）交接试验工作要求新设备投入运行前，应由具备试验资质的单位按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-2006）进行交接试验，由供电所运行人员见证，并出具交接试验报告。配网设备交接试验项目及要求如下：设备名称试验项目试验要求变压器绕组直流电阻①测量应在各分接头的所有位置进行。②1.6MVA以上变压器:相间差值应小于三相平均值的2%，线间差值应小于三相平均值的1%;1.6MVA及以下变压器:相间差值应小于三相平均值的4%，线间差值应小于三相平均值的2%检查所有分接头的变压比①与铭牌数据比较无明显差别，额定分接下电压比允许偏差为±0.5%;高、低压绕组连同套管绝缘电阻①绝缘电阻值不应低于出厂试验值的70%。交流耐压试验按照相对地或外壳进行。试验电压是28kV，持续60s。电流互感器绕组的绝缘电阻①测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻;绝缘电阻不宜低于1000MΩ。②绝缘电阻测量应使用2500V兆欧表;交流耐压试验①一次绕组试验电压是出厂试验电压值的80%，42×0.8=33kV，二次绕组试验电压2kV(可要2500V兆欧表1min代替)。检查变比①应与铭牌值相符。电压互感器绕组的绝缘电阻①测量一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，绝缘电阻不宜低于1000MΩ。②绝缘电阻测量应使用2500V兆欧表;。交流耐压试验①全绝缘PT试验电压是出厂试验电压值的80%，42×0.8=33kV②分级绝缘PT进行倍频感应耐压试验，试验电压为出厂试验值的80%，对于三倍频，试验时间是40秒。③二次绕组试验电压2kV(可要2500V兆欧表1min代替)测量一次绕组的直流电阻一次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于10%。二次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于15%检查三相接线组别和极性①必须与设计要求及铭牌上的标记和外壳上的符号相符。检查变比①应与铭牌值相符。支柱绝缘子测量绝缘电阻①用于330kV及以下电压等级的悬式绝缘子的绝缘电阻值不应低于300MΩ;②35kV及以下电压等级的支柱绝缘子的绝缘电阻不应低于500MΩ。③测量电压是2500V交流耐压试验①35kV及以下电压等级的支柱绝缘子，可在母线安装完毕后一起进行，试验电压是纯瓷的42kV，固体有机绝缘的38kV②悬式绝缘子的交流耐压试验电压均取60kV真空断路器测量整体绝缘电阻、绝缘拉杆的绝缘电阻①不应低于1200MΩ，②整体绝缘电阻值，应参照制造