福清核电500KV倒送电工程施工管理
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摘要：核电站500KV倒送电系统涉及的子项工程多，工期紧，核电工程质量要求高。本文根据福清核电1号机组500kv倒送电工程的相关实践，对工程进度安排、质量控制、安全管理等方面进行简要的介绍，为福清核电后续机组500KV倒送电工程的高质量、高效率的推进，提供有益的参考。
关键词：GISGCB GPA
中图分类号：TL4 文献标识码： A
Fuqing Nuclear Power 500KV power transmission construction management inverted
He Fan
China Nuclear Power Engineering Co., Ltd. Fuqing Fuzhou, construction project department
Abstract: Nuclear Power 500KV power transmissi system projects involving more than a small project , tight, high quality requirements of nuclear power engineering. Based on the Fuqing nuclear power unit 1 pour 500KV power transmission project related practices on the project schedule, quality control, security management and other aspects of a brief introduction for the Fuqing nuclear power back up units 500KV power transmission engineering, high-quality, high-efficiency promote, provide a useful reference.
Keywords: GIS GCB GPA
福清核电1号机组500KV倒送电工程分两阶段进行，第一阶段（见图一）：500KV开关站GIS受电；第二阶段：500KV充油电缆、500KV主变、24KV高压厂变、离相封闭母线、GCB出口断路器、6.6KV中压电缆受电（见图二）。施工单位有中核建二四公司、中核建五公司、中核建二三公司、闵电二建公司、浙江火电公司等。整个工程涉及子项工程多，施工单位多，接口管理难度大。本文对500KV倒送电工程的施工管理进行了简要介绍，为福清核电后续机组500KV倒送电工程的建设提供有益的参考。
1.影响500KV倒送电工程进度的几个因素
1.1合同签订
为确保工程顺利推进，合同发包时尽量减少承建单位。由于500KV倒送电工程安装合同承包方---中核建五公司无500KV超高压涉网资质，安装合同转包给闵电二建公司，其中发变组保护系统（GPA）安装为中核建二三公司，调试承包给浙江火电公司。由于参建单位多， 接口繁杂，在施工过程中单位之间存在推诿的现象，这样就给施工管
图一500KV开关站GIS平面布置及安装图（截取5、6串部分）
图二 主变至低压侧系统图
理及施工进度的推进造成不利影响。1号机组500KV倒送电工程从500KV主变吊装就位到主变受电，工期超过一年，远远超过原定的8个月的工期。为了便于施工管理，减少接口，作为福清核电总包单位-----中国核电工程有限公司，有必要对后续机组500KV倒送电工程合同的签订进行修正，总体承包给一家具有500KV有超高压资质的安装单位进行建设。
合同范围需随工程变更及时修订。由于福清核电500KV开关站原计划1-2号机组先期建设，后改成1—6号机组同时建设。在施工过程中，由于合同范围、商务细节没有及时跟进修订。施工管理部为了保证工程的顺利开展，下发委托施工函给施工单位，此过程中，特别是电抗器安装与调试工作，由于合同范围及商务细节的协商不一，导致了比较长的工期延误。
1.2施工单位专项组织机构成立及人员资质的审核
由于中核五公司在福清核电现场500KV工程管理经验、技术力量比较薄弱，安装工程的先后逻辑顺序缺乏预见性；对图纸的理解深度不足，导致许多电缆敷设与端接错误。这些不足虽在调试时由专业的调试队伍进行了整改，但也造成了工期的延误。这就要求在工程启动前，需对安装单位的人力资源进行审查，要求其增加具有相关资质的工程技术人员，成立500KV倒送电专项组织机构。
1.3设计图纸的提前梳理，设备材料到货的跟踪
总包单位组织设计、安装、监理、调试等单位对图纸进行会审，列表反映所需图纸的到图情况、错误之处，对错误之处及时发出CR澄清单。如：在1#机组500KV主变低压侧离相母线安装过程中，发现常规岛（MX厂房）出墙口处设计遗漏预埋件，导致离相母线吊架无法安装；MX厂房电缆主托盘标高与离相母线标高冲突，导致离相母线无法安装；500KV开关站电抗器区域照明图纸设计缺失等。
设备的到货情况及到货质量更对工程顺利推进有至关重要的影响。工程启动前，首先依据图纸、施工进度对所需设备到货时间进行合理安排，督促采购按照计划按期到货，同时对1#机组已经发生的有关设计与设备质量的问题(见图三)反馈到后续机组，避免此类问题再次发生，对发现的设计问题，要求提前发出设计变更单（DEN单），对设备缺陷向厂家发出设备澄清单(CR1)，提前进行整改。
序号 问题描述 责任单位
1 西开进线CSE导体与500KV电缆终端连接不上 西开
2 500KV充油电缆终端控制电缆穿TB厂房墙壁无预留孔 设计
3 MX厂房雨淋阀与接地变位置冲突 设计
4 主变二次线绝缘不合格 天威
5 镇江离相母线箱体锈蚀 镇江华东
6 主变中心管母与消防喷淋管绝缘距离不足 设计
7 MX厂房内电缆主托盘与离相母线位置冲突 设计
8 厂变瓦斯继电器不合格 保变
9 离相母线水冷装置后门更改成易开式 镇江华东
10 MX厂房接地引上线数量不足 设计
11 GIC支架土建基础过窄，无法放置GIC支架 设计
12 主变端子箱与消防水管距离过近 设计
13 主变端子箱与离相母线PT端子箱接地线4平方需改成50平方 保变
14 厂变至电气厂房6.6KV中压电缆终端的选型问题（室外型） 设计
15 厂变B低压侧因6.6KV电缆弯曲半径不足需更改电缆桥架 设计
16 主变总端子箱电缆沟过窄，无法进行电缆敷设与端接 设计
17 主变、厂变端子箱设计无二次接地线 设计
18 变压器控制回路无过负荷启动功能 保变
19 厂变有载调压控制箱电源为三相四线制而设计为三相三线 设计
图三设计及设备缺陷表
1.4安装特种工序的工艺评定
福清核电1#机组离相母线的焊接采用半自动焊接工艺与手工焊接工艺相结合，施工前需要对相关焊接工艺进行评定，需将所焊样品送到具有相关资质的单位进行鉴定，并获得合格证书。
1.5依照工程进展的客观逻辑顺序，合理安排施工进度
主变压器(TA)侧土建与安装交叉工作比较多，合理安排施工进度对工程顺利推动有很大帮助。主变、厂变区域地下有消防水管、排油管、雨水管道、接地系统等工程，需在变压器启动安装前完成并移交安装，TA区域工程逻辑顺序见图四。 图四 TA区域工程逻辑顺序
为保证工程进度，需同时启动安装MX厂房室内离相母线相关设备、室外离相母线及变压器相关设备的安装。
2.500KV倒送电工程的质量控制
2.1土建交安过程的质量控制
土建基础的高质量、按期移交给安装，直接影响安装工程的按时启动。TB（500KV开关站）GIS基础的交安过程中，由于基础二次埋件标高超过安装标准的要求（全厂正负绝对值不超过3mm），土建单位将全厂坐标引入TB厂房进行复测、对超差二次埋件进行打磨，直至复测合格，确保后续GIS安装的顺利进行。
500KV电抗器基础由于埋件标高也超出安装要求，最后采取电抗器先行就位安装，然后对基础进行二次灌浆处理。
2.2 500KV开关站GIS安装过程的质量控制
福清核电500KV开关站1--6号机组一次建成，工程量大，为确保安装质量符合相关规范要求，需对如下工序加强控制。
2.2.1GIS断路器定位划线
依据安装图纸及设备竣工图纸对所有断路器纵横中心轴线、相间断路器中心线的间距进行精确测量、定位，并标注在地面埋件上。
2.2.2GIS断路器精确就位。
在开关站内划定专区，按照安装顺序对断路器拆开包装，依照安装图纸从最远端至最近端将断路器依照地面标注的中心线精确就位。因制造厂设备尺寸公差客观存在的缘故，可能造成所有断路器就位完成后，上法兰口标高、间距等数据存在超差，此时应在断路器底座增减垫铁，进行微调（见图五），确保上法兰口标高一致，各断路器中心线、间距在图纸允许公差范围内。就位完成后需对断路器底座进行点焊，避免后续安装造成移位。
2.2.3互感器CT、隔离开关DS的安装
CT、DS封板拆开后，内部导体、绝缘盆子表面毛刺的打磨与清洁需要特别注意，螺栓力矩也需要逐个检查并形成记录，在CT与DS组对安装在断路器上时，设备编号需与图纸相符。
2.2.4 GIS平台的安装
2.2.5 主母联络节及主母线的安装
在GIS安装过程中，依照设备竣工图，核对GIS单体设备编号，严格按照设备组对顺序进行安装，避免安装错误导致返工。
2.2.6 进出线分支的安装
图五 500KV开关站GIS安装
图六DS安装
2.2.7 室外电抗器及引下线的安装
室外电抗器、避雷器等设备与GIS非硬连接，为保证施工进度，在安装室内GIS的同时，启动室外电抗器等设备的安装。
2.3GIS二次系统的安装过程的质量控制
GIS二次系统电缆敷设与端接工作量大，为确保施工进度，需提前启动二次电缆的敷设与端接工作。电缆桥架的焊接产出的烟雾及灰尘、电缆敷设造成空间杂乱会对GIS内部造成污染，这是需要采取有效的防尘、除烟措施。
2.4加强安装过程监督，隐蔽工程须有检查记录
在主变、厂变、6.6KV中压电缆至电气厂房（LX）1LGA、1LGD、1LGE、1LGF系统送电时，试验过程中发现LX厂用母线段进线PT二次电压及母线电压PT二次侧单相对地电压不平衡，PT二次开口三角电压较大，因此问题直接关系到用电安全，福清核电立即组织力量进行了大量的分析工作：
2.4.1实测数据
厂变低压侧电压存在不平衡现象，高压侧电压值正常。具体测量数据见（图七）：（厂变有载调压档位在9档）
厂变绕组 PT名称/编号 相别 二次电压（V）
厂变A低压侧A绕组 1LGA进线PT （1LGA002TU） Ua 54.62
Ub 64.70
Uc 64.29
Uab 104.6
Ubc 104.6
Uca 104.6
开口 10.15
厂变A低压侧B绕组 1LGD进线PT （1LGD002TU） Ua 55.21
Ub 57.99
Uc 68.30
Uab 104.4
Ubc 104.6
Uca 104.5
开口 13.83
厂变B低压侧A绕组 1LGE进线PT （1LGE002TU） Ua 53.35
Ub 58.70
Uc 69.80
Uab 104.4
Ubc 104.4
Uca 104.6
开口 16.99
厂变B低压侧B绕组 1LGF进线PT （1LGF002TU） Ua 55.09
Ub 56.14
Uc 70.09
Uab 104.4
Ubc 104.5
Uca 104.6
开口 18.16
厂变高压侧PT 1GSY400TU测量电压值
厂变高压侧电压二次值（V） Ua 57.13 Uab 99.4
Ub 57.14 Ubc 99.3
Uc 57.21 Uca 99.4
开口 0.2
图七 厂变PT一、二次电压测量值
1LGA/1LGD/1LGE/1LGF四段中压母线带电后，母线电压值见图八。向量图见图九—十一。
1LGA 1LGD
档位\相别 Ua Ub Uc 3U0 Ua Ub Uc 3U0
9档（中间） 56.8 60.6 63.0 6.10 56.9 58.2 65.5 9.54
8档 56.1 59.9 62.1 5.98 56.3 57.5 64.5 8.9
7档 55.5 59.2 61.4 5.85 55.7 56.8 63.7 8.8
6档 54.9 58.5 60.6 5.7 55.1 56.2 62.9 8.5
1LGE 1LGF
档位\相别 Ua Ub Uc 3U0 Ua Ub Uc 3U0
9档（中间） 52.8 59.0 70.0 17.9 — — — —
8档 52.2 58.2 69.3 17.7 — — — —
7档 51.7 57.4 68.3 17.3 — — — —
6档 51.1 56.7 67.5 17.1 52.0 54.8 68.5 18.4
图八 1LGA/1LGD/1LGE/1LGF母线电压值
图九1LGA 母线电压向量图图十 1LGD 母线电压向量图
图十一 1LGE 母线电压向量
故障原因分析
在发现该问题后，针对可能的情况进行逐一排查分析：
a、核实厂变A、厂变B交接试验数据，经核实，两台变压器的绕组变比、各绕组直阻等数据合格。
b、是否存在厂用电源开关柜接地与高压厂变接地导通不良导致PT中性点电位漂移的可能性？测量厂变区域（TA）至中压开关柜区域（1LX）之间地网的导通性，经测量，两区域地网导通。
c、系统谐振的可能性
高压厂变低压侧通过6.6KV电缆连接到电气厂房(LX)中压母线，长度达400米以上，电缆对地电容较大，谐振的可能性不大，测量PT开口三角的电压波形，输出电压主要为工频电压，其中含三次谐波3%（18V的3%），并且在开口三角接入负载（1000W 220V灯泡），系统电压无明显变化。厂用母线带负荷，1LGA和1LGD两段母线分别带上1台干式变，干式变下游分别带两组风机（每台22kW），系统电压均无明显变化，可基本排除谐振的可能。
1LGA/1LGD段母线带负荷，1LGA和1LGD两段母线分别带上1台干式变，干式变下游分别带两组风机（每台22kW）的测量数据见（图十二）：
1LGA 1LGD
对地电压 Ua/地 Ub/地 Uc/地 3U0/地 Ua/地 Ub/地 Uc/地 3U0/地
1LGA带负载 55.3 58.1 59.8 4.48 55.6 56.1 61.6 6.8
对地电压 Ua/地 Ub/地 Uc/地 3U0/地 Ua/地 Ub/地 Uc/地 3U0/地
1LGD带负载 55.36 58.17 59.89 4.49 55.7 56.2 61.69 6.72
图十二1LGA/1LGD段带负载后的数据（厂变在6档）
从上述数据看出，带负荷后厂变低压侧电压依然不平衡。
在PT二次开口三角绕组串接灯泡的数据见图十三：从上述数据看出，PT二次开口三角绕组串接灯泡后，厂变低压侧电压基本无变化，依然不平衡，排除谐振的可能。
1LGA（串接1000W灯泡） 1LGA（串接600W灯泡）
对地电压 Ua/地 Ub/地 Uc/地 3U0/地 Ua/地 Ub/地 Uc/地 3U0/地
55.43 58.53 59.47 4.1 55.5 58.34 59.79 4.21
1LGF（串接1000W灯泡） 1LGF（串接600W灯泡）
对地电压 Ua/地 Ub/地 Uc/地 3U0/地 Ua/地 Ub/地 Uc/地 3U0/地
52.31 54.67 68.6 18.17 51.17 56.54 67.7 16.93
图十三 PT二次开口三角绕组串接灯泡后电压值
d、电缆三相对地电容不平衡导致系统单项电压对地不平衡的可能性？
核实厂变低压侧电缆三相的电容量，从安装试验报告中查找电缆耐压试验时的谐振频率换算，两台厂变低压侧电缆三相电容量相差较小，特别是1LGE/1LGF段电缆的谐振频率基本相同。基本确认三相电缆对地电容基本平衡。
三相PT伏安特性差异较大是否导致系统三相不平衡
原先各厂用母线通过临时接线接入从辅助变来的电源进行辅机试验时，母线各相电压是平衡的，这样可基本排除PT伏安特性相间相差过大，导致系统三相不平衡的可能。
g、高压厂变本身各相高低压侧绕组间耦合电容不平衡是否导致系统三相电压不平衡
因受现场测试试验条件的制约，未能测试，万不得已时，将高压厂变低压侧电缆拆除，直接测量变压器6.6kV的输出电压和中性点电压的大小，以确认高压厂变本身输出电压是否平衡，变压器质量是否存在问题。
经过上述如此复杂的分析，请教了众多专家帮忙指导，最后判定：是否高压厂变低压侧至电气厂房的6.6KV中压电缆屏蔽层没有接地？！于是要求安装单位拆开高压厂变地压侧电缆终端盖板，检查端接情况，果然发现终端屏蔽层悬空，没有接地。将屏蔽层接地后，问题立即得到解决！可见隐蔽工程的过程控制何等重要？一个小小的疏忽，将会造成较大的质量问题。
2.5对发现的质量隐患，要求立即整改
核电建设，质量问题无小事，必须要有强烈的责任意识，对发现的问题不得到解决绝不放松。在对厂变低压侧中压电缆螺栓力矩检查过程中，发现低压瓷瓶有轻微破损，为确保运行安全，立即发出不符合项通知单（NCR），进行更换处理。
3.500KV倒送电工程的安全管理
在500KV开关站GIS安装过程中，由于主母等单体的安装高度在10米以上，且为移动作业，安全问题特别突出，需要求安装单位配备专职安全管理人员进行全程监督，确保安全第一。
4.形成500KV倒送电工程例会制度
福清核电1#机组500KV倒送电工程涉及子项工程多，为了便于工程的推进，在工程启动不久就召开工程例会，形成行动项。例会制度的执行，使工作做的更细致，特别是福清核电联合调试队的参与，对工程的顺利推动起着至关重要的作用，联合调试队将涉网特殊试验按照工程进度列出计划清单（见图十四），并监督执行。
序号 耐压试验项目 计划实施时间 实施单位 现场负责人 总协调人
1 GIC耐压试验
2 主变低压绕组耐压
3 主变高压中性点耐压
4 主变局部放电带长时感应耐压
5 500kV充油电缆耐压
6 GIS耐压局放试验
7 PT和避雷器5min额定最高电压Um下考核
8 500kV GIS计量PT和CT试验
9 电抗器中性点耐压
图十四涉网特殊试验清单
5.安装完成后的EESR
按照核电工作程序，安装完成后须向调试完成移交（EESR），移交内容包括工程实体及过程记录文件。
6.超高压涉网工程的送电工作流程
由于福清核电500KV倒送电工程属于福建省电力公司监管范围，由省网验收合格、并通过一系列省网要求的工作流程后才允许向系统送电，具体工作流程见（图十五）。
序号 工作内容
1 消防验收（第三方检测）
2 二次涉网设备的标准化验收
3 施工单位三级自检（二四、二建、五公司、浙火、FQJCT）
4 监理初检
5 建设单位（甲方）竣工预验收
6 质监验收（质监站）
7 涉网验收（继保处、自动化处、通信处、系统调控处、计量中心）
8 召开启委会（核电主持）
9 启动前准备工作（内部工作部署、摆状态、定值核定）
10 主变及高厂变整组启动
图十五涉网工作流程
7. 结论
福清核电1#机组500KV倒送电工程经过全体参建人员精诚合作，终于圆满完成，为后续机组的500KV倒送电工程的顺利开展提供了有益的经验。
参考文献：
[1]《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》
[2]《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》