第一篇：變電站投運(yùn)方案

35kV變電站投運(yùn)方案

一、投運(yùn)范圍：

1、**35kV變電站35kV1M、附屬設(shè)備及其站用變；

2、**35kV變電站1號(hào)主變及其附屬設(shè)備；

3、**35kV變電站10kV1M及其附屬設(shè)備。

二、投運(yùn)前應(yīng)具備的條件：

1、投入運(yùn)行范圍內(nèi)的設(shè)備及各項(xiàng)檢測(cè)數(shù)據(jù)具備投運(yùn)條件；

2、投入運(yùn)行設(shè)備核相正確；

3、投運(yùn)范圍內(nèi)的繼電保護(hù)及自動(dòng)裝置校驗(yàn)結(jié)果滿足投運(yùn)條件；

4、根據(jù)定值通知單正確錄入繼電保護(hù)整定值及投退保護(hù)、自動(dòng)裝置；

5、主變分接開關(guān)檔位在3檔（額定檔）；

6、辦理“新設(shè)備投運(yùn)申請(qǐng)單”并經(jīng)相關(guān)部門批準(zhǔn)；

7、所有啟動(dòng)范圍內(nèi)設(shè)備均處于冷備用。

三、投運(yùn)注意事項(xiàng)

1、全面檢查所有人員清場(chǎng)。

2、所有爬梯含避雷針應(yīng)懸掛“禁止攀登，高壓危險(xiǎn)”的標(biāo)示牌。

3、所有設(shè)備應(yīng)處于冷備用、全面檢查所有地刀確在斷開位置，五防鎖具安裝到位。檢查完成后，開關(guān)室門窗關(guān)好。

4、投運(yùn)前，檢查警鈴、喇叭、電腦音響是否開啟。

5、在投運(yùn)前應(yīng)征得調(diào)度值班員的同意并按調(diào)度指令執(zhí)行；

6、啟動(dòng)操作過程中，如果啟動(dòng)投運(yùn)設(shè)備發(fā)生異常或事故，應(yīng)按現(xiàn)場(chǎng)規(guī)程處理，同時(shí)匯報(bào)調(diào)度值班員；

7、啟動(dòng)操作過程中，如果系統(tǒng)發(fā)生事故，應(yīng)停止啟動(dòng)操作，待系統(tǒng)事故處理告一段落，經(jīng)當(dāng)班調(diào)度同意可繼續(xù)啟動(dòng)操作。

四、核對(duì)保護(hù)定值：

1、核對(duì)35kV新帆線保護(hù)定值；

2、核對(duì)1號(hào)主變保護(hù)定值；

3、核對(duì)10kV電容器保護(hù)定值；

4、核對(duì)10kV出線保護(hù)定值。

五、投運(yùn)

1.投入35kV新帆線351斷路器所有保護(hù)；

2.合上35kV1MpT避雷器318刀閘；

3.35kV**線351由冷備用轉(zhuǎn)運(yùn)行；

4.檢查35kV1MpT二次電壓是否正常，相序是否正確定；

5.8B站用變由準(zhǔn)備用轉(zhuǎn)運(yùn)行；

6.檢查8B站用變各項(xiàng)運(yùn)行數(shù)據(jù)正常；

7.投入1號(hào)主變壓器所有保護(hù)；

8.1號(hào)主變壓器301斷路器由冷備用轉(zhuǎn)熱備用；

9.用1號(hào)主變壓器301斷路器對(duì)1號(hào)主變壓器沖擊合閘5次（第一次10分鐘，第二次5分鐘，第三次3分鐘，第四次1分鐘，第五次合上后不拉開）；

10.10kV1MpT避雷器918手車由冷備用轉(zhuǎn)運(yùn)行；

11.1號(hào)主變壓器901斷路器由冷備用轉(zhuǎn)熱備用；

12.檢查10kV1MpT二次電壓是否正常，相序是否正確定；

13.1號(hào)主變壓器進(jìn)入試運(yùn)行階段。

----啟動(dòng)完畢

第二篇：線路及變電站設(shè)備投運(yùn)方案

[方案編號(hào)：20110001] [存檔編號(hào)：20110001]

[投運(yùn)方案書] [110kv雷圍線線路及圍子坪110KV升壓站]

編

寫：滕

鵬 批

準(zhǔn)： 安裝單位： 運(yùn)行安監(jiān)： 電網(wǎng)批準(zhǔn)： 電網(wǎng)安監(jiān)： 電網(wǎng)調(diào)度：

[2011-12-15]

一、送電前的有關(guān)事項(xiàng)

（一）設(shè)備命名

1、按照四川省電力公司西昌電業(yè)局文件（西電調(diào)【2011】81號(hào)文件關(guān)于下達(dá)圍子坪等水電站調(diào)度命名編號(hào)及調(diào)度管轄范圍的通知）三望坡、圍子坪電站統(tǒng)一調(diào)度命名為 “圍子坪水電站”。2、110KV輸電線路為雷波220KV變電站至馬拉及圍子坪電站，根據(jù)電力公司文件，110KV線路在雷波220KV變電站至馬拉電站出線28#塔處“T”接至圍子坪電站，其線路運(yùn)行名稱正式命名為“110KV馬雷圍支線”，下稱“110KV馬雷圍支線”。

（二）設(shè)備編號(hào)

根據(jù)四川省西昌電力局及圍子坪水電站提供的有關(guān)圖紙，由四川省西昌電力局調(diào)度中心（簡(jiǎn)稱地調(diào)）按電網(wǎng)調(diào)度管理規(guī)程的編號(hào)原則對(duì)110KV圍子坪變電站相關(guān)設(shè)備進(jìn)行統(tǒng)一編號(hào)，其編號(hào)見圍子坪電站一次設(shè)備正式運(yùn)行命名編號(hào)圖。（附件）

（三）開關(guān)站試運(yùn)行組織機(jī)構(gòu)

由業(yè)主單位北京泰業(yè)嘉成有限公司組織及協(xié)調(diào)，設(shè)備安裝單位四川安和公司協(xié)助，各主要設(shè)備供貨單位參加，西昌電力局各級(jí)調(diào)度管理組成臨時(shí)送電試運(yùn)行領(lǐng)導(dǎo)小組，同時(shí)由業(yè)主方確定運(yùn)行人員。具體啟動(dòng)領(lǐng)導(dǎo)小組成員如下：

啟動(dòng)領(lǐng)導(dǎo)小組指揮長(zhǎng)： 茍 總 聯(lián)系電話：1398153xxxx 啟動(dòng)領(lǐng)導(dǎo)小組副指揮長(zhǎng)：祝林茂 聯(lián)系電話：1518110xxxx

葉樹明 聯(lián)系電話：1380813xxxx 啟動(dòng)小組線路 負(fù)責(zé)人：余俊輝 聯(lián)系電話：1338826xxxx 西昌電力公司 負(fù)責(zé)人：陳慶芳 聯(lián)系電話：1388148xxxx（2217）參加成員：杜 剛、陳從良、滕 鵬

圍子坪電站 運(yùn)行管理員：趙雪屏、嚴(yán)富英、圍子坪電站值班室值班員：肖心蓮、張友倫、李芳秀等共12人 雷波220KV變電站值班員： 電話：

西昌電力公司調(diào)度值班室： 電話：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 傳真：0834-383xxxx 雷波220KV變電站值班室 電話：

圍子坪電站中控室值班室 電話：0834-885xxxx（4268）馬拉電站中控室值班室 電話：（4267）后勤及交通保障負(fù)責(zé)人：楊 慶 電話：1303652xxxx 備注：

1、括號(hào)內(nèi)為電業(yè)局內(nèi)部短號(hào)

2、值班員名單見附件（機(jī)組啟動(dòng)值班人員表）

二、運(yùn)行前應(yīng)具備的條件 1、110KV雷圍線123開關(guān)間隔啟動(dòng)設(shè)備已按西電調(diào)（2011）81號(hào)文件的規(guī)定進(jìn)行了統(tǒng)一調(diào)度命名和編號(hào)；驗(yàn)收啟動(dòng)小組同意啟動(dòng)投產(chǎn)；地調(diào)值班員同意啟動(dòng)操作。

2、間隔以及線路啟動(dòng)設(shè)備已向地調(diào)部門辦理了新設(shè)備投運(yùn)手續(xù)并獲批準(zhǔn)

3、新架設(shè)的雷波220KV變電站至圍子坪電站升壓站的馬雷圍支線線路安裝完善，驗(yàn)收合格，核相正確，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。（由于雷馬線已經(jīng)投運(yùn)，故聯(lián)系馬拉電站退出雷馬線運(yùn)行連接好28#塔處至圍子坪電站的引流線。）

4、新安裝的圍子坪圍子坪電站升壓站GIS一次連接單元安裝完善，驗(yàn)收合格，安全措施全部拆除及退出，具備送電條件。

5、新安裝的圍子坪圍子坪電站升壓站1#、2# B及附屬設(shè)備裝置安裝完善，驗(yàn)收合格，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。

6、GIS內(nèi)的110KV線路斷路器、線路PT、母線PT及避雷器安裝調(diào)試完畢并驗(yàn)收合格，安全措施全部拆除及退出，具備送電條件。7、1# B、2# B高、中、低壓側(cè)（2# B為高、低壓側(cè)）斷路及所屬一次單元安裝完善，驗(yàn)收合格，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。

8、變壓器1# B、2# B中性點(diǎn)避雷器安裝調(diào)試完畢并驗(yàn)收合格，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。9、6KV、10KV母線、各負(fù)荷出線高壓開關(guān)控制屏及PT以及避雷器均安裝調(diào)試完畢并驗(yàn)收合格，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。

10、各進(jìn)、出線開關(guān)繼電保護(hù)及自動(dòng)裝置調(diào)試完畢，遠(yuǎn)近控正常及微機(jī)控制正常，整組模擬正確。11、1#、2# B中性點(diǎn)零序電流保護(hù)裝置調(diào)試完畢，整組模擬正確。12、1#、2# B、繼電保護(hù)裝置調(diào)試完畢，遠(yuǎn)近控正常及微機(jī)控制正常，整組模擬正確。13、110KV母線繼電保護(hù)裝置調(diào)試完畢，整組模擬正確。

14、通信設(shè)施符合安全啟動(dòng)和試投運(yùn)要求，后臺(tái)控制系統(tǒng)試投運(yùn)正常,和西昌電業(yè)局遙測(cè)、遙信通訊正常

15、直流系統(tǒng)安裝調(diào)試完畢，保護(hù)及采集裝置工作正常，保護(hù)整定已經(jīng)審查通過。

16、所有送電系統(tǒng)試驗(yàn)全部完成并合格，保護(hù)整定已經(jīng)審查通過。

17、準(zhǔn)備好送電時(shí)需要的工器具和測(cè)量用儀器儀表并做好意外事故發(fā)生的應(yīng)急措施、器具設(shè)備和預(yù)案。

三、送電前的接線狀況

1、雷波220KV變電站雷圍線線路間隔所屬斷路器（編號(hào)：162）、線路側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：16216）均應(yīng)在斷開位置；線路接地刀閘（16260）應(yīng)在合閘位置。

2、圍子坪電站升壓站110KV 雷圍線線路所屬斷路器（編號(hào)：151）、線路側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：1516）、母線側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：1511）、線路側(cè)接地刀閘（編號(hào)：15160）、電流互感器接地刀閘（編號(hào)：15140）、斷路器接地刀閘（編號(hào)：15130）均在斷開位置。

3、圍子坪電站升壓站1# B高壓側(cè)（110KV）所屬斷路器（編號(hào)：101）、母線側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：1011）、斷路器接地刀閘（編號(hào)：10130）、均在斷開位置。

4、圍子坪電站升壓站1# B中壓側(cè)（35KV）所屬斷路器（編號(hào)：301）、母線側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：3011）、變壓器側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：3016）、變壓器中壓側(cè)接地刀閘（編號(hào)：30160）均在斷開位置。

5、圍子坪電站升壓站1# B低壓側(cè)所屬隔離刀閘（編號(hào)：6011）、變壓器側(cè)接地隔離刀閘（編號(hào)：60160）均在斷開位置。

6、圍子坪圍子坪電站升壓站2# B高壓側(cè)所屬斷路器（編號(hào)：102）、母線側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：1021）、斷路器接地刀閘（編號(hào)：10230）、均在斷開位置。

7、圍子坪電站升壓站2# B低壓側(cè)所屬隔離刀閘（編號(hào)：9021）、變壓器側(cè)接地隔離刀閘（編號(hào)：90260）均在斷開位置。

8、圍子坪電站升壓站GIS母線電壓互感器隔離刀閘（118）、母線接地刀閘（編號(hào)：1110）、電壓互感器接地刀閘（編號(hào)：1180）均在斷開位置。

9、圍子坪圍子坪電站升壓站1、2# B調(diào)壓分接開關(guān)放在電網(wǎng)電壓需要的檔位。

四、送電原則及程序

啟動(dòng)（送電）的一次系統(tǒng)圖，檢查電源側(cè)保護(hù)的投入情況后，對(duì)線路和進(jìn)線斷路器進(jìn)行沖擊實(shí)驗(yàn)，然后是對(duì)母線的沖擊試驗(yàn)以及對(duì)主變的沖擊試驗(yàn)，每次沖擊時(shí)必須采取預(yù)防故障發(fā)生的保護(hù)措施，并每次沖擊后應(yīng)對(duì)所屬單元保護(hù)進(jìn)行檢查。在操作前確定每次沖擊的操作步驟，沖擊操作人員及組織以及調(diào)度聯(lián)系，并有防止沖擊時(shí)故障發(fā)生越級(jí)跳閘的措施。

送電程序 1、110KV馬雷圍支線線路充電

（1）、核實(shí)110KV馬雷圍支線核相正確，絕緣符合要求，雷波開關(guān)站雷圍線線路斷路器（編號(hào)：162）儲(chǔ)能及充電、控制正常。

（2）、將110KV馬雷圍支線雷波開關(guān)站出線斷路器（編號(hào)：162）保護(hù)定值按通知單整定投入使用。

（3）、拉開馬雷圍支線線路接地刀閘（編號(hào)：16260）（4）、合上110KV雷波開關(guān)站出線間隔斷路器線路側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：1626）。

（5）、合上110KV雷波開關(guān)站出線間隔斷路器（編號(hào)：162），檢查雷波開關(guān)站線路PT和圍子坪變電站線路PT，在PT二次側(cè)上校驗(yàn)電壓應(yīng)正確。

（6）、無故障耐壓時(shí)間5分鐘后斷開110KV雷波開關(guān)站出線斷路器（編號(hào)：162）。間隔5分鐘做第二次沖擊實(shí)驗(yàn)，共做三次沖擊實(shí)驗(yàn)。2、110KV母線及PT充電

（1）、核實(shí)圍子坪電站升壓站馬雷圍支線線路斷路器及（編號(hào)：151）充電正常。

（2）、將110KV圍子坪電站升壓站線路斷路器（編號(hào)：151）保護(hù)定值按通知單整定投入使用。

（3）、合上110KV圍子坪電站升壓站馬雷圍支線線路斷路器兩側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：1511、1516）。

（4）、合上110KV圍子坪電站升壓站馬雷圍支線線路間隔斷路器（編號(hào)：151），無故障后投入110KV母線PT（編號(hào)：118），在PT二次側(cè)上校驗(yàn)相序、相位應(yīng)正確。3、1＃主變（1#B）充電

（1）、將110KV圍子坪電站升壓站 1# B保護(hù)定值按地調(diào)通知單整定投入使用。

（2）、合上110KV圍子坪電站升壓站 1# B高壓側(cè)斷路器出線側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：1011）。

（3）、合上110KV圍子坪電站升壓站1# B高壓側(cè)斷路器（編號(hào)：101）。（4）、主變無故障耐壓時(shí)間5分鐘后斷開110KV圍子坪電站升壓站 1# B高壓側(cè)斷路器（編號(hào)：101），間隔15分鐘做第二次沖擊實(shí)驗(yàn)，共做三次沖擊實(shí)驗(yàn)。4、2＃主變（2#B）充電

（1）、將110KV圍子坪電站升壓站 2# B保護(hù)定值按地調(diào)通知單整定投入使用。

（2）、合上110KV圍子坪電站升壓站 2# B高壓側(cè)斷路器出線側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：1021）。

（3）、合上110KV圍子坪電站升壓站2# B高壓側(cè)斷路器（編號(hào)：102）。

（4）、主變無故障耐壓時(shí)間5分鐘后斷開110KV圍子坪電站升壓站 2# B高壓側(cè)斷路器（編號(hào)：102），間隔15分鐘做第二次沖擊實(shí)驗(yàn)，共做三次沖擊實(shí)驗(yàn)。5、6KV母線及PT充電以及機(jī)組并網(wǎng)

（1）、將110KV圍子坪電站升壓站6KV母線保護(hù)定值按通知單整定投入使用。

（2）、合上6KV圍子坪電站升壓站1# B低壓側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：6011）。

（3）、合上110KV圍子坪圍子坪電站升壓站1# B高壓側(cè)斷路器（編號(hào)：101）。

（4）、無故障合上110KV圍子坪圍子坪電站升壓站6KV母線PT，在PT二次側(cè)校驗(yàn)相序、相位應(yīng)正確。

（5）、無故障耐壓時(shí)間10分鐘后斷開1# B高壓側(cè)斷路器（編號(hào)：101）。6、10KV母線及PT充電

（1）、將110KV圍子坪電站升壓站 10KV母線保護(hù)定值按通知單整定投入使用。

（2）、合上10KV圍子坪電站升壓站2# B低壓側(cè)隔離刀閘（編號(hào)：9021）。

（3）、合上110KV圍子坪電站升壓站2# B高壓側(cè)斷路器（編號(hào)：102）。

（4）、無故障合上110KV圍子坪電站升壓站10KV母線PT，在PT二次側(cè)校驗(yàn)相序、相位應(yīng)正確。

（5）、無故障耐壓時(shí)間10分鐘后斷開2# B高壓側(cè)斷路器（編號(hào)：102）。

7、試運(yùn)行24小時(shí)

8、收集所有竣工及實(shí)驗(yàn)資料存檔。

五、注意事項(xiàng)

1、啟動(dòng)操作及試驗(yàn)前應(yīng)經(jīng)地調(diào)值班調(diào)度員同意，方可進(jìn)行啟動(dòng)操作及試驗(yàn)工作。

2、啟動(dòng)操作及試驗(yàn)過程中，如果啟動(dòng)投產(chǎn)設(shè)備發(fā)生異常或事故，應(yīng)根據(jù)啟委會(huì)的統(tǒng)一指揮進(jìn)行處理，同時(shí)報(bào)告地調(diào)值班調(diào)度員。

3、啟動(dòng)操作過程中，如果系統(tǒng)發(fā)生故障或事故，應(yīng)停止啟動(dòng)操作，聽從值班調(diào)度員統(tǒng)一指揮處理故障及事故，系統(tǒng)故障及事故告一段落后，經(jīng)值班調(diào)度員同意繼續(xù)啟動(dòng)操作。

2012年3月15

第三篇：110KV新源變電站投運(yùn)方案

110KV新源變電站投運(yùn)方案

批準(zhǔn)：

會(huì)簽：

審核：

編寫：左小勇

電力調(diào)度中心

2006年12月12日

110KV新源變電站投運(yùn)方案

110KV新源線電站輸變電工程已全部竣工，經(jīng)啟動(dòng)委員會(huì)驗(yàn)收組對(duì)新源線電站新安裝的全站設(shè)備間隔、新建的110KV福源線線路及其兩側(cè)間隔所有一、二次設(shè)備驗(yàn)收合格，具備投運(yùn)條件。按照《新源110KV輸變電工程啟動(dòng)驗(yàn)收方案》要求，為了確保新安裝的設(shè)備一次投運(yùn)成功，特編制本投運(yùn)方案。

一、調(diào)度命名和調(diào)度管轄劃分

1、萬福變至新源變新建110KV輸電線路命名為“110KV福源線”，萬福變間隔編號(hào)命名為“122開關(guān)”，新源變間隔編號(hào)命名為“111開關(guān)”。

2、新源變至油田變新建35KV輸電線路命名為“35KV新油線”，新源變間隔編號(hào)命名為“311開關(guān)”。

3、新源變新建主變系統(tǒng)命名為“#1主變”。

4、35KV新油線線路屬吉安縣調(diào)管轄、地調(diào)許可設(shè)備。

詳見附圖：110KV新源線主接線圖；

110KV萬福變主接線圖；

二、新設(shè)備投運(yùn)范圍1、110KV新源變電站所有新安裝的一、二次設(shè)備（除10KV出線外）。

2、110KV萬福變電站110KV福源線122開關(guān)間隔。

3、110KV新源變電站110KV母線、35KV母線、10KV母線及母線設(shè)備。

4、110KV新源變電站#2主變及其附件設(shè)備。

三、投運(yùn)條件

1、萬福變電站新安裝的110KV福源線122開關(guān)間隔一、二次設(shè)備已按設(shè)計(jì)要求安裝完畢，調(diào)試正確，驗(yàn)收合格，具備投運(yùn)條件，并處于冷備用狀態(tài)。

2、110KV新源變電站所有一、二次設(shè)備按設(shè)計(jì)要求安裝完畢，調(diào)試驗(yàn)收合格，具備投運(yùn)條件，且均處于冷備用狀態(tài)。

3、110KV福源線線路按設(shè)計(jì)要求安裝完畢，調(diào)試驗(yàn)收合格，具備投運(yùn)條件，處于冷備用狀態(tài)。

四、投運(yùn)步驟

根據(jù)啟動(dòng)驗(yàn)收方案安排，整個(gè)新設(shè)備投運(yùn)分二個(gè)階段進(jìn)行：

第一階段：萬福變110KV福源線122開關(guān)間隔、新源變110KV福源線111開關(guān)間隔、110KV福源線、和新源變110KV母線及其母線設(shè)備

1、萬福變：檢查110KV福源線122開關(guān)確在冷備用狀態(tài)。

2、萬福變：搖測(cè)110KV福源線122開關(guān)間隔設(shè)備絕緣，確保合格。

3、新源變：檢查110KV福源線111開關(guān)確在冷備用狀態(tài)。

4、新源變：檢查110KV母線及母線上所有設(shè)備均在冷備用狀態(tài)。

5、新源變：搖測(cè)110KV福源線111開關(guān)間隔和110KV母線及母線PT絕緣，確保合格。

6、萬福變：由繼保人員負(fù)責(zé)校驗(yàn)110KV福源線122開關(guān)二次回路有關(guān)保護(hù)、儀表接線的正確性，并做二次升流試驗(yàn)，試跳開關(guān)，確保正常。

7、新源變：由繼保人員負(fù)責(zé)校驗(yàn)110KV福源線111開關(guān)二次回路有關(guān)保護(hù)、儀表接線的正確性，并做二次升流試驗(yàn)，試跳開關(guān)，確保正常。

8、新源變：投入110KV福源線111開關(guān)所有保護(hù)（改變保護(hù)控制字，退出功率方向元件和重合閘）。

9、萬福變：投入110KV福源線122開關(guān)所有保護(hù)（改變保護(hù)控制字，退出功率方向元件和重合閘）。

10、新源變：對(duì)110KV新廈線搖測(cè)絕緣，確認(rèn)合格。

11、新源變：以萬福變相序?yàn)榛鶞?zhǔn)，采用“一對(duì)一”接地?fù)u測(cè)法對(duì)110KV福源線線路搖測(cè)相序，確保與萬福變110KV相序一致。

12、萬福變：將110KV福源線122開關(guān)由冷備用轉(zhuǎn)熱備用。

13、萬福變：合上110KV福源線122開關(guān)對(duì)福源線線路沖擊三次，每次沖擊時(shí)間5分鐘，間隔時(shí)間1分鐘。

其中：1）110KV福源線第一次沖擊正常后，用萬福變110KV福源線122開關(guān)距離保

護(hù)試跳開關(guān)。

2）110KV福源線第二次沖擊正常后，用萬福變110KV福源線122開關(guān)零序保

護(hù)試跳開關(guān)。

3）110KV福源線帶上新源變110KV母線進(jìn)行第三次沖擊。

4）檢查新源變110KV母線受電正常后，空載運(yùn)行。

14、新源變：合上110KV母線PT1511刀閘。

15、新源變：測(cè)試110KVPT二次電壓和相序，確認(rèn)相序正確。

第二階段：110KV新源變電站投運(yùn)

（一）、#1主變投運(yùn)

1、新源變：檢查#1主變及三側(cè)開關(guān)均在冷備用狀態(tài)。

2、新源變：搖測(cè)#1主變及三側(cè)開關(guān)絕緣，確保合格。

3、新源變：投入#1主變所有保護(hù)（重瓦斯接“跳閘”位臵，輕瓦斯由“信號(hào)”改接與“跳閘”位臵）。

4、新源變：將#1主變高中壓側(cè)分接頭位臵調(diào)至額定電壓檔。

5、新源變：合上#1主變中性點(diǎn)1010刀閘。

6、新源變：將#1主變101開關(guān)由冷備用轉(zhuǎn)熱備用。

7、新源變：合上101開關(guān)對(duì)#1主變進(jìn)行五次沖擊合閘試驗(yàn)，每次沖擊間隔時(shí)間5分鐘。

第一次沖擊正常后，用#1主變差動(dòng)保護(hù)跳101開關(guān)；

第二次沖擊正常后，用#1主變重瓦斯保護(hù)跳101開關(guān)；

第三次沖擊正常后，用#1主變有載開關(guān)重瓦斯保護(hù)跳101開關(guān)；

第四次沖擊正常后，用#1主變復(fù)合電壓過流跳101開關(guān)；

第五次沖擊正常后，空載試運(yùn)行，并將#1主變輕瓦斯由“跳閘”改接與“信號(hào)”位臵。

8、新源變：退出#1主變差動(dòng)保護(hù)。

（二）、35KV母線及35KV母線PT投運(yùn)

1、新源變：檢查35KV母線上所有設(shè)備均在冷備用狀態(tài)。

2、新源變：對(duì)35KV母線及35KV母線PT搖測(cè)絕緣，確認(rèn)合格。

3、新源變：將#1主變301開關(guān)由冷備用轉(zhuǎn)熱備用，投入301開關(guān)充電保護(hù)。

4、新源變：合上#1主變301開關(guān)對(duì)35KV母線沖擊三次，每次沖擊間隔時(shí)間5分鐘，正常后，退出301開關(guān)充電保護(hù)壓板，并合上35KV母線PT3511刀閘。

5、新源變：由繼保人員負(fù)責(zé)測(cè)試35KVPT二次電壓和極性以及有關(guān)保護(hù)、儀表接線的正確性；測(cè)試35KV所有間隔PT二次壓降。

（三）、10KV母線及10KV母線PT投運(yùn)

1、新源變：檢查10KV母線上所有設(shè)備均在冷備用狀態(tài)。

2、新源變：搖測(cè)10KV母線及10KV母線PT絕緣，確認(rèn)合格。

3、新源變：將#1主變901開關(guān)由冷備用轉(zhuǎn)熱備用，投入901開關(guān)充電保護(hù)。

4、新源變：合上#1主變901開關(guān)對(duì)10KV#1段母線沖擊三次，每次沖擊間隔時(shí)間5分鐘，正常后退出901開關(guān)充電保護(hù)壓板，并合上10KV母線PT9511刀閘。

5、新源變：由繼保人員負(fù)責(zé)校測(cè)試10KV PT二次電壓和回路極性以及有關(guān)保護(hù)、儀表接線的正確性；測(cè)試所有出線的PT二次壓降。

6、新源變：投入10KV所用變恢復(fù)站用電。

7、新源變：10KV饋線恢復(fù)送電工作由變電分公司負(fù)責(zé)進(jìn)行。

（四）、10KV#1電容器的投運(yùn)

1、新源變：檢查10KV#1電容器917開關(guān)確在冷備用狀態(tài)。

2、新源變：搖測(cè)10KV#1電容器917開關(guān)間隔絕緣，確保合格。

3、新源變：投入10KV#1電容器917開關(guān)所有保護(hù)。

4、新源變：將10KV#1電容器917開關(guān)由冷備用轉(zhuǎn)熱備用。

5、新源變：合上10KV#1電容器917開關(guān)，對(duì)#1電容器沖擊三次，每次間隔5分鐘，正常后投入運(yùn)行。

（五）、35KV新油線的投運(yùn)

1、新源變：檢查35KV新油線311開關(guān)確在冷備用狀態(tài)。

2、吉安縣調(diào)：檢查35KV新油線311開關(guān)確在冷備用狀態(tài)。

3、新源變：搖測(cè)35KV新油線311開關(guān)間隔絕緣，確保合格。

4、新源變：投入35KV新油線311開關(guān)所有保護(hù)。

5、新源變：將35KV新油線311開關(guān)由冷備用轉(zhuǎn)熱備用。

6、新源變：合上35KV新油線311開關(guān)，對(duì)35KV新油線沖擊三次，每次間隔5分鐘，正常后投入運(yùn)行。

7、吉安縣調(diào)：將油田變負(fù)荷轉(zhuǎn)接至35KV新源線上供電。

五、注意事項(xiàng)

1、#1主變帶負(fù)荷測(cè)試前應(yīng)退出主變差動(dòng)保護(hù)，測(cè)試正常后再投入。

2、#1主變投運(yùn)正常后，將#1主變重瓦斯保護(hù)由“跳閘”位臵改接于“信號(hào)”位臵，試運(yùn)行二十四小時(shí)后，再將重瓦斯保護(hù)由“信號(hào)”位臵改接于“跳閘”位臵。

3、萬福變110KV福源線122開關(guān)、新源變110KV福源線111開關(guān)二次功率方向元件須帶負(fù)荷測(cè)試正常后才可投入運(yùn)行。

六、附圖

第四篇：XXX變電站二期工程項(xiàng)目投運(yùn)方案

110kV普洱變電站二期工程

投 運(yùn) 方 案

2010年11月29日 發(fā)布 2010年12月9日 實(shí)施

云南恒安電力工程有限公司 發(fā)布

前 言

本投運(yùn)方案是根據(jù)110kV普洱變電站二期工程投運(yùn)為編制原則，為確保110kV普洱變電站二期工程的安全、順利投運(yùn)，并保證整個(gè)電網(wǎng)的安全、穩(wěn)定運(yùn)行，特編制本方案。本投運(yùn)方案待調(diào)度方案批準(zhǔn)后執(zhí)行，具體投運(yùn)程序作相應(yīng)調(diào)整。

本投運(yùn)方案由云南恒安電力工程有限公司提出

本投運(yùn)方案由云南恒安電力工程有限公司普洱二期工程項(xiàng)目部歸口

編制人員：

審 核：

批 準(zhǔn)：

本措施首次發(fā)布日期：2010-11-29 本措施由云南恒安電力工程有限公司普洱二期工程項(xiàng)目部負(fù)責(zé)解釋

目 次

一、投運(yùn)范圍

二、投運(yùn)設(shè)備

三、投運(yùn)條件

四、投運(yùn)安全措施

五、投運(yùn)前準(zhǔn)備工作

六、投運(yùn)的組織與分工

七、投產(chǎn)危險(xiǎn)點(diǎn)分析

八、投產(chǎn)試運(yùn)行步驟

附：技術(shù)交底簽證表

一、投運(yùn)范圍

（一）一次部分 1． 110kV部分：（1）110kV#2主變；

（2）#2主變110kV側(cè)102斷路器；

（3）#2主變110kV側(cè)102斷路器Ⅰ組母線側(cè)1021隔離開關(guān)；（4）#2主變110kV側(cè)102斷路器Ⅱ組母線側(cè)1022隔離開關(guān)；（5）#2主變110kV側(cè)102斷路器母線側(cè)10217接地開關(guān)；（6）#2主變110kV側(cè)102斷路器主變側(cè)1026隔離開關(guān)；（7）#2主變110kV側(cè)102斷路器主變側(cè)10267接地開關(guān)；（8）#2主變110kV旁路1025隔離開關(guān)；（9）#2主變110kV中性點(diǎn)1020接地開關(guān)； 2、35kV部分：

（1）#2主變35kV側(cè)302斷路器；

（2）#2主變35kV側(cè)302斷路器母線側(cè)3022隔離開關(guān)；（3）#2主變35kV側(cè)302斷路器母線側(cè)30227接地開關(guān)；（4）#2主變35kV側(cè)302斷路器主變側(cè)30261隔離開關(guān)；（5）#2主變35kV側(cè)30262隔離開關(guān)；

（6）#2主變35kV側(cè)302斷路器主變側(cè)30260接地開關(guān)；（7）#2主變35kV側(cè)30267接地開關(guān)；

（8）#2主變35kV中性點(diǎn)經(jīng)消弧線圈3020接地開關(guān)；（9）35kV母線分段312斷路器；

（10）35kV母線分段312斷路器Ⅱ段母線側(cè)3122隔離開關(guān)；（11）35kV母線分段312斷路器Ⅱ段母線側(cè)31227接地開關(guān)；（12）35kV普把線334斷路器；

（13）35kV普把線334斷路器母線側(cè)3342隔離開關(guān)；（14）35kV普把線334斷路器母線側(cè)33427接地開關(guān)；（15）35kV普把線線路3346隔離開關(guān)；（16）35kV普把線線路33467接地開關(guān)；（17）35kV洱勐線335斷路器；

（18）35kV洱勐線335斷路器母線側(cè)3352隔離開關(guān)；（19）35kV洱勐線335斷路器母線側(cè)33527接地開關(guān)；（20）35kV洱勐線線路3356隔離開關(guān)；（21）35kV洱勐線線路33567接地開關(guān)；（22）35kV普西線336斷路器；

（23）35kV普西線336斷路器母線側(cè)3362隔離開關(guān)；（24）35kV普西線336斷路器母線側(cè)33627接地開關(guān)；（25）35kV普西線線路3366隔離開關(guān)；（26）35kV普西線線路33667接地開關(guān)；（27）35kVⅡ段母線TV 3902隔離開關(guān)；（28）35kVⅡ段母線TV 39027接地開關(guān)；（29）35kVⅡ段母線39020接地開關(guān)； 3、10kV部分：

（1）#2主變10kV側(cè)002斷路器；

（2）#2主變10kV側(cè)002斷路器母線側(cè)0022隔離開關(guān)；（3）#2主變10kV側(cè)002斷路器主變側(cè)0026隔離開關(guān)；（4）10kV#2電容器組037斷路器；

（5）10kV#2電容器組037斷路器母線側(cè)0372隔離開關(guān)；（6）10kV#2電容器組037斷路器母線側(cè)03727接地開關(guān)；（7）10kV#2電容器組037斷路器電容器側(cè)03761隔離開關(guān)；（8）10kV#2電容器組03762隔離開關(guān)；

（9）10kV#2電容器組037斷路器電容器側(cè)03760接地開關(guān)；（10）10kV#2電容器組03767接地開關(guān)；（11）10kV#4電容器組038斷路器；

（12）10kV#4電容器組038斷路器母線側(cè)0382隔離開關(guān)；（13）10kV#4電容器組038斷路器母線側(cè)03827接地開關(guān)；（14）10kV#4電容器組038斷路器電容器側(cè)03861隔離開關(guān)；

（15）10kV#4電容器組03862隔離開關(guān)；

（16）10kV#4電容器組038斷路器電容器側(cè)03860接地開關(guān)；（17）10kV#4電容器組03867接地開關(guān)；（18）10kV母線分段012斷路器；

（19）10kV母線分段012斷路器Ⅱ段母線側(cè)0122隔離開關(guān)；（20）10kVⅡ段母線TV 0902隔離開關(guān)；（21）10kVⅡ段母線TV 09027接地開關(guān)。

（二）二次部分

（1）#2主變保護(hù)、#2主變測(cè)控裝置、消弧線圈自動(dòng)調(diào)諧成套裝置。（2）110kV部分：110kV木茶線路保護(hù)裝置、110kV斷路器測(cè)控裝置、110kV備自投裝置、低頻低壓減載裝置、故障錄波裝置。

（3）35kV部分：各出線線路保護(hù)測(cè)控裝置、35kV母線保護(hù)裝置。（4）10kV部分：各出線線路保護(hù)測(cè)控裝置、#

2、#4電容器保護(hù)測(cè)控裝置。（5）二期工程新增部分電氣監(jiān)控系統(tǒng)、五防系統(tǒng)。（7）二期工程新增電氣測(cè)量系統(tǒng)、計(jì)量系統(tǒng)。

二、投運(yùn)的設(shè)備

（一）斷路器

（1）#2主變110kV側(cè)102斷路器；（2）#2主變35kV側(cè)302斷路器；（3）35kV母線分段312斷路器；（4）35kV普把線334斷路器；

（5）35kV洱勐線335斷路器；（6）35kV普西線336斷路器；（7）#2主變10kV側(cè)002斷路器；（8）10kV母線分段012斷路器；（9）10kV#2電容器組037斷路器；（10）10kV#4電容器組038斷路器；

（二）隔離開關(guān)

（1）#2主變110kV側(cè)102斷路器Ⅰ組母線側(cè)1021隔離開關(guān)；（2）#2主變110kV側(cè)102斷路器Ⅱ組母線側(cè)1022隔離開關(guān)；（3）#2主變110kV側(cè)102斷路器主變側(cè)1026隔離開關(guān)；（4）#2主變110kV旁路1025隔離開關(guān)；

（5）#2主變35kV側(cè)302斷路器母線側(cè)3022隔離開關(guān)；（6）#2主變35kV側(cè)302斷路器主變側(cè)30261隔離開關(guān)；（7）#2主變35kV側(cè)30262隔離開關(guān)；

（8）35kV母線分段312斷路器Ⅱ段母線側(cè)3122隔離開關(guān)；（9）35kV普把線334斷路器母線側(cè)3342隔離開關(guān)；（10）35kV普把線線路3346隔離開關(guān)；

（11）35kV洱勐線335斷路器母線側(cè)3352隔離開關(guān)；（12）35kV洱勐線線路3356隔離開關(guān)；

（13）35kV普西線336斷路器母線側(cè)3362隔離開關(guān)；（14）35kV普西線線路3366隔離開關(guān)；（15）35kVⅡ段母線TV 3902隔離開關(guān)；

（16）#2主變10kV側(cè)002斷路器母線側(cè)0022隔離開關(guān)；（17）#2主變10kV側(cè)002斷路器主變側(cè)0026隔離開關(guān)；（18）10kV#2電容器組037斷路器母線側(cè)0372隔離開關(guān)；（19）10kV#2電容器組037斷路器電容器側(cè)03761隔離開關(guān)；（20）10kV#2電容器組03762隔離開關(guān)；

（21）10kV#4電容器組038斷路器母線側(cè)0382隔離開關(guān)；（22）10kV#4電容器組038斷路器電容器側(cè)03861隔離開關(guān)；（23）10kV#4電容器組03862隔離開關(guān)；

（24）10kV母線分段012斷路器Ⅱ段母線側(cè)0122隔離開關(guān)；（25）10kVⅡ段母線TV 0902隔離開關(guān)；（26）10kVⅡ段母線TV 09027接地開關(guān)。

（三）接地開關(guān)

（1）#2主變110kV側(cè)102斷路器母線側(cè)10217接地開關(guān)；（2）#2主變110kV側(cè)102斷路器主變側(cè)10267接地開關(guān)；（3）#2主變110kV中性點(diǎn)1020接地開關(guān)；

（4）#2主變35kV側(cè)302斷路器母線側(cè)30227接地開關(guān)；（5）#2主變35kV側(cè)302斷路器主變側(cè)30260接地開關(guān)；（6）#2主變35kV側(cè)30267接地開關(guān)；

（7）#2主變35kV中性點(diǎn)經(jīng)消弧線圈3020接地開關(guān)；（8）35kV母線分段312斷路器Ⅱ段母線側(cè)31227接地開關(guān)；（9）35kV普把線334斷路器母線側(cè)33427接地開關(guān)；（10）35kV普把線線路33467接地開關(guān)；

（11）35kV洱勐線335斷路器母線側(cè)33527接地開關(guān)；（12）35kV洱勐線線路33567接地開關(guān)

（13）35kV普西線336斷路器母線側(cè)33627接地開關(guān)；（14）35kV普西線線路33667接地開關(guān)；（15）35kVⅡ段母線TV 39027接地開關(guān)；（16）35kVⅡ段母線39020接地開關(guān)；

（17）10kV#2電容器組037斷路器母線側(cè)03727接地開關(guān)；（18）10kV#2電容器組037斷路器電容器側(cè)03760接地開關(guān)；（19）10kV#2電容器組03767接地開關(guān)；

（20）10kV#4電容器組038斷路器母線側(cè)03827接地開關(guān)；（21）；10kV#4電容器組038斷路器電容器側(cè)03860接地開關(guān)；（22）10kV#4電容器組03867接地開關(guān)；（23）10kVⅡ段母線TV 09027接地開關(guān)。

三、投運(yùn)條件

（一）變電站二期工程投運(yùn)設(shè)備區(qū)域現(xiàn)場(chǎng)平整、無雜物、道路通暢照明光線充足，通訊完善。

（二）本次投運(yùn)的設(shè)備清掃整潔，各設(shè)備的雙重名稱及編號(hào)完整并核對(duì)正確現(xiàn)場(chǎng)，各相色標(biāo)志清晰正確。

（三）本次投運(yùn)的所有電氣一次設(shè)備，二次設(shè)備、保護(hù)、測(cè)量裝置安裝調(diào)試完畢并合格。

（四）本次投運(yùn)的保護(hù)裝置已按調(diào)度下達(dá)的定值設(shè)置完畢并現(xiàn)場(chǎng)核對(duì)確認(rèn)無

誤。

（五）本次投運(yùn)的新設(shè)備投產(chǎn)申請(qǐng)已經(jīng)批復(fù)。投運(yùn)方案已批準(zhǔn)并報(bào)送相關(guān)部門。

（六）110kVⅠ組母線冷備用。

（七）經(jīng)啟委會(huì)驗(yàn)收合格，同意投產(chǎn)。

四、投運(yùn)安全措施

（一）檢查本次投運(yùn)的一、二設(shè)備接線正確，絕緣合格。

（二）本次投運(yùn)的設(shè)備外殼可靠接地。

（三）參加本次投運(yùn)各工作人員應(yīng)負(fù)責(zé)各自所涉及工作中的安全措施檢查落實(shí)。

（四）在投運(yùn)設(shè)備四周應(yīng)有醒目的帶電標(biāo)識(shí)、警告牌、與運(yùn)行設(shè)備的安全圍欄隔離。

（五）本次投運(yùn)的所有二次電流回路無開路，中性點(diǎn)已可靠接地，二次電壓回路無短路。

（六）按《電力建設(shè)安全工作規(guī)程》的有關(guān)規(guī)定采取安全措施。

（七）與調(diào)度的通信聯(lián)系應(yīng)暢通方便。

（八）投運(yùn)現(xiàn)場(chǎng)的消防設(shè)施完備齊全。

五、投運(yùn)前準(zhǔn)備工作

（一）檢查與本次投運(yùn)相關(guān)聯(lián)的所有臨時(shí)安全措施已全部拆除。

（二）檢查確定所要投運(yùn)的斷路器、隔離開關(guān)和及接地開關(guān)在斷開位置。

（三）檢查本次投運(yùn)新安裝的設(shè)備按要求可靠接地。

（四）檢查本次投運(yùn)二次設(shè)備正常，端子排接線端子緊固牢靠。

（五）檢查二次設(shè)備保險(xiǎn)無缺漏和熔斷。

（六）檢查二次設(shè)備電流回路無開路、電壓回路無短路。

（七）檢查全部保護(hù)及測(cè)控裝置已按定值通知單整定完畢（用裝置定值打印單進(jìn)行核對(duì)，并存檔）、與調(diào)度核對(duì)無誤（記錄核對(duì)時(shí)間及核對(duì)調(diào)度員姓名）。

（八）檢查站內(nèi)通訊正常。

（九）檢查站內(nèi)消防設(shè)施齊備。

（十）所有人員已按投產(chǎn)試運(yùn)行安措要求到位。

（十一）110kVⅠ組母線冷備用。六．投運(yùn)的組織與分工

本次新投產(chǎn)設(shè)備的現(xiàn)場(chǎng)操作、試驗(yàn)，由云南恒安電力工程有限公司110kV普洱二期工程現(xiàn)場(chǎng)投運(yùn)組完成，集體分工如下：

總負(fù)責(zé)人、停送電聯(lián)系人：XXX（手機(jī)： 現(xiàn)場(chǎng)座機(jī)：0879-3203768）總監(jiān)護(hù)人： XXX 操作和試驗(yàn)負(fù)責(zé)人： 一次操作人： 一次操作監(jiān)護(hù)人： 二次操作人： 二次操作監(jiān)護(hù)人： 現(xiàn)場(chǎng)投運(yùn)安全負(fù)責(zé)人： 備注：

（一）變電站投運(yùn)要有調(diào)度人員、建設(shè)單位人員、運(yùn)行單位人員、相關(guān)設(shè)備廠家代表等人員參加，由建設(shè)單位組織實(shí)施，運(yùn)行單位人員要負(fù)責(zé)投產(chǎn)后的運(yùn)行生產(chǎn)工作。

（二）帶電過程中操作命令由試驗(yàn)負(fù)責(zé)人下達(dá)。

（三）帶電過程中，二次設(shè)備操作由云南恒安電力工程有限公司普洱項(xiàng)目部的電氣二次試驗(yàn)人員負(fù)責(zé)操作。

（四）帶電過程中，一次設(shè)備操作由云南恒安電力工程有限公司普洱項(xiàng)目部的電氣一次試驗(yàn)人員負(fù)責(zé)操作。

（五）帶電過程中操作由專人負(fù)責(zé)，并嚴(yán)格遵守復(fù)述命令制度。

（六）帶電過程中，一次設(shè)備的巡視、監(jiān)聽和監(jiān)視由云南恒安電力工程有限公司電氣安裝人員負(fù)責(zé)。

（七）帶電過程中與調(diào)度的聯(lián)系由停送電聯(lián)系人負(fù)責(zé)。

七、投產(chǎn)危險(xiǎn)點(diǎn)分析

（一）危險(xiǎn)點(diǎn)：帶接地開關(guān)、接地線送電，發(fā)生惡性電氣誤操作事故?？刂拼胧海?）本次新增設(shè)備投產(chǎn)前由現(xiàn)場(chǎng)投運(yùn)負(fù)責(zé)人對(duì)所投運(yùn)設(shè)備的接地開關(guān)、隔離開關(guān)、斷路器、現(xiàn)場(chǎng)接地線進(jìn)行一次清理檢查，確保線路及所投設(shè)備處在冷備用狀態(tài)；（2）投運(yùn)負(fù)責(zé)人向調(diào)度員提出投運(yùn)申請(qǐng)后，當(dāng)值調(diào)度員核對(duì)調(diào)度員工作站主接線圖主、副屏顯示器顯示遙信正確，所有接地開關(guān)、隔離開關(guān)拉開，設(shè)備處在冷備用。

（二）危險(xiǎn)點(diǎn)：投產(chǎn)時(shí)保護(hù)裝置誤動(dòng)。

控制措施：投產(chǎn)前現(xiàn)場(chǎng)再次對(duì)照正式定值單（蓋紅章）要求設(shè)置保護(hù)，并按要求投入相關(guān)功能連接片，執(zhí)行后并打印與定值單核對(duì)一致（無打印機(jī)時(shí)，需在保護(hù)裝置面板核對(duì)）。注：局保護(hù)二次人員、變電站運(yùn)行人員現(xiàn)場(chǎng)核對(duì)。

（三）危險(xiǎn)點(diǎn)：主變及線路帶負(fù)荷時(shí)差動(dòng)誤動(dòng)。

控制措施：帶負(fù)荷前及時(shí)與普洱供電局當(dāng)值調(diào)度員溝通，在當(dāng)值調(diào)度員指揮下退出差動(dòng)保護(hù)，帶差動(dòng)保護(hù)TA極性測(cè)試正確后及時(shí)匯報(bào)當(dāng)班調(diào)度員，在當(dāng)值調(diào)度員下令投入差動(dòng)后投入差動(dòng)保護(hù)。

（四）危險(xiǎn)點(diǎn)：TA回路開路

控制措施：（1）投運(yùn)前安排專人緊固所投的TA回路；（2）投運(yùn)前必須做小電流升流試驗(yàn)，仔細(xì)檢查全站TA變比及保護(hù)極性是否正確并詳細(xì)記錄。

（五）危險(xiǎn)點(diǎn)：TV回路短路

控制措施：（1）本次投運(yùn)前安排專人緊固所有TV回路，檢查TV回路絕緣；（2）投運(yùn)前必須做電壓小母線升壓試驗(yàn)，仔細(xì)檢查全站電壓小母線幅值及相序是否正確并詳細(xì)記錄。

九、投產(chǎn)試運(yùn)行步驟

提前與調(diào)度核對(duì)本次投運(yùn)的保護(hù)定值，并打印定值清單存檔，再次檢查本次投運(yùn)設(shè)備安全措施已全部拆除,本次投運(yùn)的接地開關(guān)確認(rèn)在斷開位置，投運(yùn)的設(shè)備狀態(tài)是冷備用?，F(xiàn)場(chǎng)投產(chǎn)負(fù)責(zé)人匯報(bào)調(diào)度，啟委會(huì)驗(yàn)收合格，同意投產(chǎn)。

#2主變帶負(fù)荷前申請(qǐng)調(diào)度同意退出母差保護(hù)、#1主變差動(dòng)保護(hù)。根據(jù)調(diào)度命令將#2主變調(diào)到給定檔位： 投運(yùn)程序

（一）、110kV I母帶電（由調(diào)度安排對(duì)110kV I母對(duì)#2主變沖擊五次）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)。

2）、合上#2主變110kV側(cè)102斷路器Ⅰ組母線側(cè)1021隔離開關(guān)、#2主變110kV側(cè)102斷路器主變側(cè)1026隔離開關(guān)并檢查隔離開關(guān)位置。

3）、110kV木茶線線路首次帶電后在線路TV端子箱處檢查線路二次電壓及相

序，檢查正常后合上TV二次小空開。

4）、110kV木茶線三次沖擊正常后，給上1726隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。5）、監(jiān)控機(jī)上遙控合上1726隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。6）、確認(rèn)1726隔離開關(guān)確已可靠合上后，斷開1726隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。

7）、給上1721隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。

8）、監(jiān)控機(jī)上遙控合上1721隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。9）、確認(rèn)1721隔離開關(guān)確已可靠合上后，斷開1721隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。

10）、與調(diào)度聯(lián)系用172斷路器對(duì)110kVII母沖擊帶電。

11）、確認(rèn)172斷路器確已可靠合上后，全面檢查110kVII母二次電壓及相序。

（二）、110kVI母帶電（110kV木瀾T茶支線送進(jìn)）1）、由調(diào)度安排對(duì)側(cè)220kV木乃河變電站對(duì)110kV木瀾T茶支線沖擊三次，3）、110kV木瀾T茶支線線路首次帶電后在線路TV端子箱處檢查線路二次電壓及相序，檢查正常后合上TV二次小空開。4）、110kV木瀾T茶支線三次沖擊正常后，給上1716隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。5）、監(jiān)控機(jī)上遙控合上1716隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。6）、確認(rèn)1716隔離開關(guān)確已可靠合上后，斷開1716隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。7）、給上1711隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。8）、監(jiān)控機(jī)上遙控合上1711隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。9）、確認(rèn)1711隔離開關(guān)確已可靠合上后，斷開1711隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。10）、與調(diào)度聯(lián)系用171斷路器對(duì)110kVI母沖擊帶電。11）、確認(rèn)171斷路器確已可靠合上后，全面檢查110kVI母二次電壓及相序。

（三）、1號(hào)主變帶電 1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)。2）、給上1號(hào)主變中性點(diǎn)1010接地開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。3）、監(jiān)控機(jī)上遙控合上1010接地開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、確認(rèn)1011接地開關(guān)確已可靠合上后，向調(diào)度申請(qǐng)斷開110kV木瀾T茶支線171斷路器。5）、確認(rèn)171斷路器確已斷開后，給上1011隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。

6）、監(jiān)控機(jī)上遙控合上1011隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。7）、確認(rèn)1011隔離開關(guān)確已可靠合上后，斷開1011隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。8）、與調(diào)度聯(lián)系用110kV木瀾T茶支線171斷路器對(duì)1號(hào)主變進(jìn)行五次沖擊帶電。9）、在線路測(cè)控屏上合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對(duì)1號(hào)主變壓器進(jìn)行第一次沖擊。10）、1號(hào)主變帶電后，全面檢查1號(hào)主變保護(hù)是否正常。11）、5分鐘后，用1號(hào)主變重瓦斯保護(hù)跳開110kV木瀾T茶支線171斷路器。12）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對(duì)1號(hào)主變壓器進(jìn)行第二次沖擊。13）、5分鐘后，監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_110kV木瀾T茶支線171斷路器。14）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對(duì)1號(hào)主變壓器進(jìn)行第三次沖擊。15）、5分鐘后，監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_110kV木瀾T茶支線171斷路器。16）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對(duì)1號(hào)主變壓器進(jìn)行第四次沖擊。17）、5分鐘后，監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_110kV木瀾T茶支線171斷路器。18）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對(duì)1號(hào)主變壓器進(jìn)行第五次沖擊。19）、1號(hào)主變運(yùn)行正常后，投入1號(hào)主變風(fēng)冷系統(tǒng)。

（四）、110kVI母、II母合環(huán)（是否合環(huán)由調(diào)度具體安排）1）、給上1121隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。2）、監(jiān)控機(jī)上遙控合上1121隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。3）、確認(rèn)1121隔離開關(guān)確已可靠合上后，斷開1121隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。4）、與調(diào)度聯(lián)系經(jīng)同期合上112斷路器。5）、確認(rèn)112斷路器確已可靠合上后，在1122隔離開關(guān)處（處在斷開位置）進(jìn)行一次核相，并對(duì)110kVI、II母二次電壓進(jìn)行二次核相（不同電源）。6）、一、二次核相正確后匯報(bào)調(diào)度。7）、監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_112斷路器。8）、確認(rèn)112斷路器確已斷開后，給上1122隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。9）、監(jiān)控機(jī)上遙控合上1122隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。10）、確認(rèn)1122隔離開關(guān)確已可靠合上后，斷開1122隔離開關(guān)操作電源及電機(jī)電源。11）、向調(diào)度申請(qǐng)退出110kV木茶線光差保護(hù) 11）、與調(diào)度聯(lián)系用112斷路器經(jīng)同期對(duì)110kVI、II母進(jìn)行合環(huán)。12）、確認(rèn)112斷路器確已可靠合上后，全面檢查110kV木茶線電流幅值、極性正確，差動(dòng)保護(hù)差流正常，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常；110kV木瀾T茶支線電流幅值、極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常；110kV內(nèi)橋電流幅值、極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常。正常后向調(diào)度匯報(bào)并申請(qǐng)投入110kV木茶線光差保護(hù)

（五）、35kVI母帶電 1）、確認(rèn)1號(hào)主變35kV側(cè)301斷路器在斷開位置。2）、合上1號(hào)主變35kV側(cè)進(jìn)線3016隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。3）、合上1號(hào)主變35kV側(cè)母線側(cè)3011隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、向調(diào)度匯報(bào)1號(hào)主變35kV側(cè)301斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用301斷路器對(duì)35kVI母進(jìn)行三次沖擊(第一次沖擊不帶35kVI母TV,第二次沖擊前合上35kVI段母線TV3901隔離開關(guān))。5）、在主變測(cè)控屏上合上1號(hào)主變35kV側(cè)301斷路器對(duì)35kVI段母線進(jìn)行第一次沖擊。6）、5分鐘后在主變測(cè)控屏上斷開1號(hào)主變35kV側(cè)301斷路器。7）、合上35kVI母TV3901隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。8）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上1號(hào)主變35kV側(cè)301斷路器對(duì)35kVI段母線進(jìn)行第二次沖擊。

9）、35kVI母帶電后在35kVI母TV開關(guān)柜處檢查35kVI母二次電壓及相序，檢查正常后合上TV二次小空開。10）、35kVI母二次電壓檢查正確后，在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_1號(hào)主變35kV側(cè)301斷路器。11）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上1號(hào)主變35kV側(cè)301斷路器對(duì)35kVI段母線進(jìn)行第三次沖擊。12）、三次沖擊正常后,全面檢查35kV I段母線TV保護(hù)、計(jì)量、開口電壓正常。

（六）、35kVII母帶電 1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)。2）、確認(rèn)35kV分段312斷路器在斷開位置。3）、合上35kV分段I母?jìng)?cè)3121隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上35kV分段II母?jìng)?cè)3122隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)35kV分段312斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用312斷路器對(duì)35kVII母進(jìn)行三次沖擊。6）、在35kV分段斷路器柜上合上35kV分段312斷路器對(duì)35kVII段母線進(jìn)行第一次沖擊。7）、5分鐘后在35kV分段斷路器柜上斷開35kV分段312斷路器。8）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV分段312斷路器對(duì)35kVII段母線進(jìn)行第二次沖擊。9）、在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_35kV分段312斷路器。10）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV分段312斷路器對(duì)35kVII段母線進(jìn)行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后,將35kVTV并列開關(guān)置于并列位置，全面檢查35kV II段母線TV保護(hù)、計(jì)量、開口電壓正常。

（七）、10kVI母帶電 1）、確認(rèn)1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器在斷開位置。2）、合上1號(hào)主變10kV側(cè)進(jìn)線0016隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。3）、合上1號(hào)主變10kV側(cè)母線側(cè)0011隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、向調(diào)度匯報(bào)1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用001斷路器對(duì)10kVI母進(jìn)行三次沖擊(第一次沖擊不帶10kVI母TV,第二次沖擊前合上10kVI段母線TV0901隔離開關(guān))。5）、在主變測(cè)控屏上合上1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器對(duì)10kVI段母線進(jìn)行第一次沖擊。6）、5分鐘后在主變測(cè)控屏上斷開1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器。7）、合上10kVI母TV0901隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。8）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器對(duì)10kVI段母線進(jìn)行第二次沖擊。9）、10kVI母帶電后在10kVI母TV開關(guān)柜處檢查10kVI母二次電壓及相序，檢查正常后合上TV二次小空開。10）、10kVI母二次電壓檢查正確后，在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器。11）、5分鐘后監(jiān)控機(jī)上遙控合上1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器對(duì)10kVI段母線進(jìn)行第三次沖擊。12）、三次沖擊正常后,全面檢查10kV I段母線TV保護(hù)、計(jì)量、開口電壓正常。

（八）、10kV1號(hào)所用變帶電 1）、檢查0.4kV所用電屏ATS開關(guān)置于“手動(dòng)”位置，置工作模式2（電源二供電）。2）、向調(diào)度申請(qǐng)用1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器對(duì)10kV1號(hào)所用變進(jìn)行三次沖擊。3）、調(diào)度同意后在監(jiān)控機(jī)上1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器。4）、合上10kV1號(hào)所用變0111隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器對(duì)10kV1號(hào)所用變進(jìn)行第一次沖擊。6）、在0.4kV所用電屏處檢查1號(hào)所用變0.4kV側(cè)電壓及相序，并對(duì)0.4kV系統(tǒng)一次核相（不同電源，第一路為1號(hào)所用變電源，第二路為施工臨時(shí)電）。7）、電壓檢查正常后，在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器對(duì)10kV1號(hào)所用變進(jìn)行第二次沖擊。9）、5分鐘后，在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上1號(hào)主變10kV側(cè)001斷路器對(duì)10kV1號(hào)所用變進(jìn)行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，將0.4kV所用電屏ATS開關(guān)置工作模式1（電源一供電），（九）、10kV1號(hào)電容器帶電

操作前向調(diào)度申請(qǐng)退出1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù) 1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)。2）、確認(rèn)10kV1號(hào)電容器074斷路器在斷開位置。3）、合上10kV1號(hào)電容器母線側(cè)0741隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上10kV1號(hào)電容器側(cè)0746隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)10kV1號(hào)電容器074斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用074斷路器對(duì)10kV1號(hào)電容器進(jìn)行三次沖擊。6）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV1號(hào)電容器074斷路器對(duì)10kV1號(hào)電容器進(jìn)行第一次沖擊。7）、確認(rèn)074斷路器確已可靠合上后，全面檢查1號(hào)主變110kV側(cè)及10kV側(cè)電流幅值、極性正確，差動(dòng)保護(hù)差流正常，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，10kV1號(hào)電容器電流幅值、極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常。正常后向調(diào)度匯報(bào)并申請(qǐng)投入1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)。8）、電流檢查完畢后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV1號(hào)電容器074斷路器。9）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV1號(hào)電容器074斷路器對(duì)10kV1號(hào)電容器進(jìn)行第二次沖擊。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV1號(hào)電容器074斷路器。11）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV1號(hào)電容器074斷路器對(duì)10kV1號(hào)電容器進(jìn)行第三次沖擊。12）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)10kV1號(hào)電容器三次沖擊正常。

（十）、10kV3號(hào)電容器帶電 1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)。2）、確認(rèn)10kV3號(hào)電容器073斷路器在斷開位置。3）、合上10kV3號(hào)電容器母線側(cè)0731隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上10kV3號(hào)電容器側(cè)0736隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)10kV3號(hào)電容器073斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用073斷路器對(duì)10kV3號(hào)電容器進(jìn)行三次沖擊。6）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV3號(hào)電容器073斷路器對(duì)10kV3號(hào)電容器進(jìn)行第一次沖擊。7）、確認(rèn)073斷路器確已可靠合上后，全面檢查10kV3號(hào)電容器電流幅值、極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常。正常后向調(diào)度匯報(bào)。8）、電流檢查完畢后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV3號(hào)電容器073斷路器。9）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV3號(hào)電容器073斷路器對(duì)10kV3號(hào)電容器進(jìn)行第二次沖擊。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV3號(hào)電容器073斷路器。11）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV3號(hào)電容器073斷路器對(duì)10kV3號(hào)電容器進(jìn)行第三次沖擊。12）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)10kV3號(hào)電容器三次沖擊正常。

（十一）、10kV整碗線071送電（8月26日）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)10kV整碗線071斷路器在斷開位置。

3）、合上10kV整碗線母線側(cè)0711隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上10kV整碗線線路側(cè)0716隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)10kV整碗線071斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用071斷路器對(duì)10kV整碗線進(jìn)行三次沖擊。6）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV整碗線071斷路器對(duì)10kV整碗線進(jìn)行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV整碗線071斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV整碗線071斷路器對(duì)10kV整碗線進(jìn)行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV整碗線071斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV整碗線071斷路器對(duì)10kV整碗線進(jìn)行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)10kV整碗線三次沖擊正常。12）、10kV整碗線帶負(fù)荷后，全面檢查10kV整碗線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，測(cè)量正常后匯報(bào)調(diào)度并申請(qǐng)投入重合閘保護(hù)。

（十二）、10kV園區(qū)I回線079送電（8月26日）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)10kV園區(qū)I回線079斷路器在斷開位置。3）、合上10kV園區(qū)I回線側(cè)0791隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上10kV園區(qū)I回線線路側(cè)0796隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)10kV園區(qū)I回線079斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用079斷路器對(duì)10kV園區(qū)I回線進(jìn)行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)I回線079斷路器對(duì)10kV園區(qū)I回線進(jìn)行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV園區(qū)I回線079斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)I回線079斷路器對(duì)10kV園區(qū)I回線進(jìn)行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV園區(qū)I回線079斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)I回線079斷路器對(duì)10kV園區(qū)I回線進(jìn)行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)10kV園區(qū)I回線三次沖擊正常。12）、10kV園區(qū)I回線帶負(fù)荷后，全面檢查10kV園區(qū)I回線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，測(cè)量正常后匯報(bào)調(diào)度并申請(qǐng)投入重合閘保護(hù)。

（十三）、10kV園區(qū)II回線078送電（8月26日）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)10kV園區(qū)II回線078斷路器在斷開位置。3）、合上10kV園區(qū)II回線側(cè)0781隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上10kV園區(qū)II回線線路側(cè)0786隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)10kV園區(qū)II回線078斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用078斷路器對(duì)10kV園區(qū)I回線進(jìn)行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)II回線078斷路器對(duì)10kV園區(qū)II回線進(jìn)行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV園區(qū)II回線078斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)II回線078斷路器對(duì)10kV園區(qū)II回線進(jìn)行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV園區(qū)II回線079斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)II回線078斷路器對(duì)10kV園區(qū)II回線進(jìn)行第三次沖

擊。11）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)10kV園區(qū)II回線三次沖擊正常。

12）、10kV園區(qū)II回線帶負(fù)荷后，全面檢查10kV園區(qū)II回線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，測(cè)量正常后匯報(bào)調(diào)度并申請(qǐng)投入重合閘保護(hù)。

（十四）、10kV園區(qū)III回線077送電（8月26日）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)10kV園區(qū)III回線077斷路器在斷開位置。3）、合上10kV園區(qū)III回線側(cè)0771隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上10kV園區(qū)III回線線路側(cè)0776隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)10kV園區(qū)III回線077斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用077斷路器對(duì)10kV園區(qū)III回線進(jìn)行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)III回線077斷路器對(duì)10kV園區(qū)III回線進(jìn)行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV園區(qū)III回線077斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)III回線077斷路器對(duì)10kV園區(qū)III回線進(jìn)行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV園區(qū)III回線077斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV園區(qū)III回線077斷路器對(duì)10kV園區(qū)III回線進(jìn)行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)10kV園區(qū)III回線三次沖擊正常。12）、10kV園區(qū)III回線帶負(fù)荷后，全面檢查10kV園區(qū)III回線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，測(cè)量正常后匯報(bào)調(diào)度并申請(qǐng)投入重合閘保護(hù)。

（十四）、10kV村委會(huì)線076送電（8月26日）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)10kV村委會(huì)線076斷路器在斷開位置。3）、合上10kV村委會(huì)線側(cè)0761隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上10kV村委會(huì)線線路側(cè)0766隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)10kV村委會(huì)線076斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用076斷路器對(duì)10kV村委會(huì)線進(jìn)行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV村委會(huì)線076斷路器對(duì)10kV村委會(huì)線進(jìn)行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV村委會(huì)線076斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV村委會(huì)線076斷路器對(duì)10kV村委會(huì)線進(jìn)行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV村委會(huì)線076斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV村委會(huì)線076斷路器對(duì)10kV村委會(huì)線進(jìn)行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)10kV村委會(huì)線三次沖擊正常。12）、10kV村委會(huì)線帶負(fù)荷后，全面檢查10kV村委會(huì)線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，測(cè)量正常后匯報(bào)調(diào)度并申請(qǐng)投入重合閘保護(hù)。

（十五）、10kV石廠線072送電（8月26日）

1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)10kV石廠線072斷路器在斷開位置。3）、合上10kV石廠線側(cè)0721隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上10kV石廠線線路側(cè)0726隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、向調(diào)度匯報(bào)10kV石廠線072斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用072斷路器對(duì)10kV石廠線進(jìn)行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV石廠線072斷路器對(duì)10kV石廠線進(jìn)行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV石廠線072斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV石廠線072斷路器對(duì)10kV石廠線進(jìn)行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_10kV石廠線072斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上10kV石廠線072斷路器對(duì)10kV石廠線進(jìn)行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)10kV石廠線三次沖擊正常。12）、10kV村委會(huì)線帶負(fù)荷后，全面檢查10kV村委會(huì)線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，測(cè)量正常后匯報(bào)調(diào)度并申請(qǐng)投入重合閘保護(hù)。

35kV線路投產(chǎn)日期不確定，所以具體投運(yùn)日期已調(diào)度批復(fù)日期為準(zhǔn)！

（十六）、35kV茶云T震線373送電（X月X日）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)35kV茶云T震線373斷路器在斷開位置。3）、合上35kV茶云T震線母線側(cè)3731隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上35kV茶云T震線線路側(cè)3736隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、合上35kV茶云T震線線路TV3739隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。6）、向調(diào)度匯報(bào)35kV茶云T震線373斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用373斷路器對(duì)35kV茶云T震線及線路TV進(jìn)行三次沖擊（重合閘退出）。7）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶云T震線373斷路器對(duì)35kV茶云T震線及線路TV進(jìn)行第一次沖擊。8）、35kV茶云T震線線路TV帶電后在線路柜處檢查35kV茶云T震線二次電壓及相序并二次核相，檢查正常后合上TV二次小空開。9）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_35kV茶云T震線373斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶云T震線373斷路器對(duì)35kV茶云T震線及線路TV進(jìn)行第二次沖擊。11）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_35kV茶云T震線373斷路器。12）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶云T震線373斷路器對(duì)35kV茶云T震線及線路TV進(jìn)行第三次沖擊。13）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)35kV茶云T震線及線路TV三次沖擊正常。14）、35kV茶云T震線帶負(fù)荷前，申請(qǐng)退出1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)及35kV母差保護(hù)。

15）、35kV茶云T震線帶負(fù)荷后，全面檢查1號(hào)主變110kV側(cè)及35kV側(cè)電流幅值、極性正確，差動(dòng)保護(hù)差流正常，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，35kV母差保護(hù)電流幅值、極性正確，差流正常，35kV茶云T震線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常。正常后向調(diào)度匯報(bào)并申請(qǐng)投入1號(hào)主變差動(dòng)保護(hù)和35kV母差保護(hù)及重合閘。

（十二）、35kV茶東T南線371送電及2號(hào)所用變帶電（X月X日）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)35kV茶東T南線371斷路器在斷開位置。3）、檢查0.4kV所用電屏ATS開關(guān)置于“手動(dòng)”位置，置工作模式1（1號(hào)所用變供電）。4）、檢查0.4kV所用電屏2號(hào)所用變進(jìn)線原施工臨時(shí)電纜時(shí)否已拆除，更換為2號(hào)所用變低壓側(cè)電纜。5）、合上35kV茶東T南線母線側(cè)3711隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。6）、合上35kV茶東T南線線路側(cè)3716隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。7）、合上35kV茶東T南線線路TV3719隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。8）、合上2號(hào)所用變高壓測(cè)跌落保險(xiǎn)。9）、向調(diào)度匯報(bào)35kV茶東T南線371斷路器間隔（含2號(hào)所用變）已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用371斷路器對(duì)35kV茶東T南線及線路TV、2號(hào)所用變進(jìn)行三次沖擊（重合閘退出）。10）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶東T南線371斷路器對(duì)35kV茶東T南線及線路TV、2號(hào)所用變進(jìn)行第一次沖擊。11）、35kV茶云T震線線路TV及2號(hào)所用變帶電后在線路柜處檢查35kV茶云T震線二次電壓及相序并二次核相，檢查正常后合上TV二次小空開，在0.4kV所用電屏處檢查2號(hào)所用變0.4kV側(cè)電壓及相序，并對(duì)0.4kV系統(tǒng)一次核相。12）、檢查正確后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_35kV茶東T南線371斷路器。13）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶東T南線371斷路器對(duì)35kV茶東T南線及線路TV、2號(hào)所用變進(jìn)行第二次沖擊。14）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_35kV茶東T南線371斷路器。15）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶東T南線371斷路器對(duì)35kV茶東T南線及線路TV、2號(hào)所用變進(jìn)行第三次沖擊。16）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)35kV茶云T震線及線路TV、2號(hào)所變?nèi)螞_擊正常。17）、35kV茶東T南線帶負(fù)荷前，申請(qǐng)退出35kV母差保護(hù)。

18）、35kV茶東T南線帶負(fù)荷后，全面檢查35kV母差保護(hù)電流幅值、極性正確，差流正常，35kV茶東T南線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常。正常后向調(diào)度匯報(bào)并申請(qǐng)投入35kV母差保護(hù)及重合閘。

（十三）、35kV茶翠T那線372送電（X月X日）1）、按調(diào)度要求投入并檢查相關(guān)保護(hù)（退出重合閘）。2）、確認(rèn)35kV茶翠T那線372斷路器在斷開位置。3）、合上35kV茶翠T那線母線側(cè)3721隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。4）、合上35kV茶翠T那線線路側(cè)3726隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。5）、合上35kV茶翠T那線線路TV3729隔離開關(guān)，檢查隔離開關(guān)接觸良好，指示正確。6）、向調(diào)度匯報(bào)35kV茶翠T那線372斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請(qǐng)用372斷路器對(duì)35kV茶翠T那線及線路TV進(jìn)行三次沖擊（重合閘退出）。7）、在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶翠T那線372斷路器對(duì)35kV茶翠T那線及線路TV進(jìn)行第一次沖擊。8）、35kV茶翠T那線線路TV帶電后在線路柜處檢查35kV茶翠T那線二次電壓及相序并二次核相，檢查正常后合上TV二次小空開。9）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_35kV茶翠T那線372斷路器。

10）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶翠T那線372斷路器對(duì)35kV茶翠T那線及線路TV進(jìn)行第二次沖擊。11）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控?cái)嚅_35kV茶翠T那線372斷路器。12）、5分鐘后在監(jiān)控機(jī)上遙控合上35kV茶翠T那線372斷路器對(duì)35kV茶翠T那線及線路TV進(jìn)行第三次沖擊。13）、三次沖擊正常后，向調(diào)度匯報(bào)35kV茶翠T那線及線路TV三次沖擊正常。14）、35kV茶翠T那線帶負(fù)荷前，申請(qǐng)退出35kV母差保護(hù)。

15）、35kV茶翠T那線帶負(fù)荷后，全面檢查35kV側(cè)電流幅值、極性正確，差動(dòng)保護(hù)差流正常，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常，35kV母差保護(hù)電流幅值、極性正確，差流正常，35kV茶翠T那線電流幅值、保護(hù)極性正確，以及計(jì)量、測(cè)量電流正常。正常后向調(diào)度匯報(bào)并申請(qǐng)投入35kV母差保護(hù)及重合閘。

所投運(yùn)的一二次設(shè)備及保護(hù)運(yùn)行24小時(shí)正常后，由調(diào)度決定具體運(yùn)行方式。

第五篇：風(fēng)電場(chǎng)66千伏變電站投運(yùn)方案

大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)二期

66千伏風(fēng)電甲線、甲變電站及3、4號(hào)主變受電方案

批準(zhǔn)：

審定：

審核：

編制：

大唐吉林瑞豐新能源發(fā)電公司雙遼風(fēng)場(chǎng)

2008年11月10日

新建大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)二期66千伏風(fēng)電甲線、甲變電站及3、4號(hào)主變工程已竣工，目前已具備投運(yùn)條件，近期將投入系統(tǒng)運(yùn)行?，F(xiàn)將投運(yùn)方案編制如下：

一次系統(tǒng)部分

一、作業(yè)計(jì)劃

? 計(jì)劃安排12月1日開始大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)二期66千伏風(fēng)

電甲線、甲變電站及3、4號(hào)主變投運(yùn)操作。

二、投運(yùn)前要求

1.大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)二期66千伏風(fēng)電甲線、甲變電站及3、4號(hào)

主變有關(guān)設(shè)備安裝接引工作已全部結(jié)束，具備投運(yùn)條件。

2.大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)二期66千伏甲母線采用硬連接方式并固定

完好。

3.大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)二期3、4號(hào)主變低壓側(cè)與10KV母線連接處

斷開，保持足夠的絕緣距離并用絕緣隔板隔開。

三、投運(yùn)的新設(shè)備

1.本次投運(yùn)的新設(shè)備為大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)二期66千伏風(fēng)電甲線、甲變電站及3、4號(hào)主變。

2.有關(guān)設(shè)備命名編號(hào)見吉林省電力公司四平供電公司文件。

四、投運(yùn)操作原則步驟

（一）操作準(zhǔn)備

1.啟委會(huì)通知地調(diào)：大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)二期66千伏風(fēng)電甲

線、甲變電站及3、4號(hào)主變已安裝調(diào)試良好，經(jīng)驗(yàn)收合格，可以啟動(dòng)投運(yùn)。

2.大唐吉林雙遼風(fēng)電場(chǎng)報(bào)省調(diào)：風(fēng)電場(chǎng)有關(guān)新建二期66千伏風(fēng)電甲

線、甲變電站及3、4號(hào)主變的作業(yè)已全部結(jié)束，66千伏風(fēng)電甲線、3、4號(hào)主變一、二次設(shè)備全部接引完畢，自設(shè)安全措施全部拆除，人員退出現(xiàn)場(chǎng)，一次相位正確，二期66千伏風(fēng)電甲線、甲變電站及3、4號(hào)主變送電無問題。并核對(duì)：66千伏風(fēng)電甲線雙遼一次變開關(guān)、刀閘在斷開位置，66千伏甲母PT6807刀閘在斷位，二期66千伏變電站內(nèi)所有開關(guān)、刀閘均在斷位，3、4號(hào)主變結(jié)線組別經(jīng)試驗(yàn)正確，3、4號(hào)主變CT變比使用400/5A。

（二）二期66千伏風(fēng)電甲線線路充電

3.地調(diào)合上66千伏風(fēng)電甲線雙遼一次變開關(guān)、刀閘，給66千伏風(fēng)

電甲線充電，檢查充電良好。

（三）二期66千伏變電所充電

4.地調(diào)指揮依次合上66千伏風(fēng)電甲線6808乙刀閘、6808甲刀閘、6808開關(guān)，對(duì)雙遼風(fēng)電場(chǎng)66千伏風(fēng)電甲線間隔有關(guān)設(shè)備充電良好后，雙遼風(fēng)電場(chǎng)合上66千伏甲母PT6807刀閘。

5.雙遼風(fēng)電場(chǎng)檢測(cè)66千伏甲母PT二次電壓及相序，正確后報(bào)地調(diào)

調(diào)。

6.地調(diào)指揮拉開66千伏風(fēng)電甲線6808開關(guān)、6808甲刀閘、6808乙

刀閘，雙遼風(fēng)電場(chǎng)66千伏甲母線停電。

（三）3號(hào)主變五次沖擊

7.地調(diào)指揮雙遼風(fēng)電場(chǎng)合上66千伏風(fēng)電甲線6808甲刀閘、6808乙

刀閘、6808開關(guān)。

8.地調(diào)指揮雙遼風(fēng)電場(chǎng)合上3號(hào)主變6805甲刀閘、6805乙刀閘、及6805開關(guān)，3號(hào)主變第一次沖擊合閘良好。

9.地調(diào)指揮雙遼風(fēng)電場(chǎng)拉開3號(hào)主變6805開關(guān)，3號(hào)主變停電。

10.地調(diào)指揮雙遼風(fēng)電場(chǎng)3號(hào)主變6805開關(guān)，對(duì)3號(hào)主變第二次至第四次充電良好，最后3號(hào)主變?cè)谕＿\(yùn)中。

（四）4號(hào)主變五次沖擊

11.地調(diào)指揮雙遼風(fēng)電場(chǎng)合上66千伏風(fēng)電甲線6808甲刀閘、6808乙

刀閘、6808開關(guān)。

12.地調(diào)指揮雙遼風(fēng)電場(chǎng)合上3號(hào)主變6806甲刀閘、6806乙刀閘、及6806開關(guān)，4號(hào)主變第一次沖擊合閘良好。

13.地調(diào)指揮雙遼風(fēng)電場(chǎng)拉開4號(hào)主變6806開關(guān)，4號(hào)主變停電。

14.地調(diào)指揮雙遼風(fēng)電場(chǎng)4號(hào)主變6806開關(guān)，對(duì)4號(hào)主變第二次至第四次充電良好，最后4號(hào)主變?cè)谕＿\(yùn)中。

（五）恢復(fù)方式

15.地調(diào)指揮將66千伏風(fēng)電甲線及3、4號(hào)主變停電。