110kv站增容措施.doc

新元公司110kV变电站变压器增容工程安全组织、技术措施随着新元、开元矿井供电负荷的逐渐增大，110kV变电站原有的2台31500kVA主变已不能满足矿井供电的需要。根据省电发展【2010】1663号文件的批复，新元公司将对110kV变电站两台主变进行增容改造。本次工程由山西广禾电力公司施工，山西诚正建设监理咨询有限公司监理。工程改造包括更换1#、2#主变及中性点接地装置和主变保护装置，增加主变色谱在线监测装置；改造原110kV100母联开关为117进线开关，新安装1个进线PT和1组110kV 100母联开关间隔；更换35kV系统进线柜、母联柜柜内刀闸和电流互感器； 10kV系统改造更换进线柜、开关柜和母联开关及10kV双母排，增加1套SVG动态无功补偿装置；更换1#、2#主变中、低压侧的母线为全绝缘铜管母线（包括35kV、10kV穿墙套管）；增加1台故障录波装置和35kV 、10kV 2套小电流接地选线装置；室外防雷装置将5#避雷针由原位置向东平移11米，并拆除4#避雷针。此工程施工时间长（2011年6月15日至2011年7月30日），安全技术性要求高，涉及重大倒闸操作多，停电限电范围涉及新元公司、开元公司两大矿井用电。为了保证本次改造工程的顺利进行，确保在增容期间的矿井生产用电，特制定本次增容工程的安全组织、技术措施和施工方案。一、成立新元公司110kV变电站增容改造工程领导组组 长：王书明副组长：王瑞军 王喜才成 员：郑一宁 鲍长生 王 晨 翟建忠 李 白 杨国林 韩全义 陈治军 刘 跃 周智凤 郭枝兵 李子峰 刘 艺 刘燕玲 张晓东增容改造工程现场指挥部，设在110kV变电站主控室。职责：领导组负责细化工程施工方案，责任落实到人。牵头解决施工过程中的重大事项及安全技术问题，执行公司关于改造工程的相关安排和指令，对主变增容改造工程的安全技术、施工质量和变电站安全稳定运行全面负责。在工程实施阶段执行工程的碰头会制度，即每天17：00在变电站组织工程协调会，确定次日工程量和相关事项，协调解决工程中遇到的问题。参加会议的人员有上级领导、安监部、施工单位、监理单位和机电部相关人员。专人负责会议记录，变电站站长负责会场的布置。领导组具体分工如下：王书明：是本次改造工程的总指挥，组织每天17：00的工程碰头会。全面负责改造工程的组织、衔接和协调指挥工作，指导工程具体施工方案的制定。协调解决改造工程中遇到的各类问题，对工程质量监督验收，保证本次工程按计划安全、高效、高质量的完成。施工期间在变电站进行现场指挥。王瑞军 王喜才：是本次改造工程生产衔接负责人，协助组长组织、协调本次改造增容工程各项工作，组长不在时履行组长责任。郑一宁：负责增容期间全矿的井下安全的检查和监督工作。鲍长生：负责对增容工程的施工进度、协调组织和生产衔接事宜；负责相关技术要求的落实和对外协调联络工作；对施工过程及工程最终的安全、技术、质量、验收工作负责。王 晨 翟建忠：负责增容期间限电的对外协调和供电系统故障时井下撤人等工作。张晓东：负责调度指挥和供电系统处理指挥工作。杨国林：是本次改造工程运行管理负责人。具体负责工程期间停电计划编排，重大操作的停送电操作和“两票”的审核把关；负责变电站的运行管理和现场安全技术措施的落实工作。施工期间对变电站倒闸操作进行现场指挥。负责本次工程的一次设备的试验、二次系统的接线、保护装置升级和整定调试工作；负责配合厂家完善变电站后台机遥测、遥信等信号的采集工作。对电气设备的交接试验、二次接线和调试质量负责。对整个施工过程及工程最终的安全、技术、质量、验收工作负责。陈治军：担任本次工程安全、技术负责人。负责具体施工方案的制定；施工过程中工程质量和施工工艺进行监督；负责安全技术措施的审批、贯彻、督查等工作；负责施工图纸的审核确认；负责本次工程的一次设备的试验、二次系统的接线、保护装置升级和整定调试工作；负责配合厂家完善变电站后台机遥测、遥信等信号的采集工作。指导二次和综自系统的接线和调试工作，对电气设备的交接试验、二次接线和调试质量负责；对施工过程及最终的安全、技术、质量、验收工作负责。施工期间在现场进行协调指挥。刘 跃: 负责改造期间停送电联系和工作票签发，严格“两票”执行过程的审核把关；负责变电站运行规程的修订工作；对工程进度跟踪并作好记录，组织站内人员做好施工期间新设备的运行、维护培训和施工现场的安全管理工作。对变电站的安全运行和每天工程质量验收负责。负责排版的修订工作。负责具体施工方案的组织落实；负责施工图纸的设计、审核工作；负责对施工过程中工程质量和施工工艺进行监督和技术指导；负责安全技术措施的编制、审批、贯彻、督察等工作。负责倒接期间站内施工区域的安全、技术和设备的管理工作；负责改造工程手续办理和工程资料的收集整理并归档；负责组织工程总结和验收工作。韩全义：负责改造期间现场安全管理和工程监督工作，检查各项安全技术措施的贯彻落实情况并组织考试。改造期间为施工现场的安全专责监护人，对“两票”的执行过程和现场安全措施的布置进行督查和考核，对各项安全管理规定的执行情况进行督查和考核。对整个施工过程进行技术监督，施工期间协助现场指导和监督。负责10kV电缆馈线的倒接工作。承担倒闸操作的第三监护人。周智凤：负责110kV变电站停送电倒闸操作和现场安全措施的布置工作及电网的安全运行工作。承担倒闸操作的第二监护人。郭枝兵：负责本次改造工程一次设备安装的施工质量监督验收；对一次系统设备现场验收和安装质量负责。对整个施工过程进行技术监督，施工期间协助现场指导和监督。李子峰：负责试验的资料收集和试验协助工作。刘 艺：负责工程材料的计划编制、审批和验收工作及施工期间消防安全等工作。刘燕玲：负责工程的通讯报道，对先进的人和事须在相关网页、媒体上及时地进行宣传报道；负责工程现场安全标语等宣传氛围的营造工作。二、变压器增容改造期间（6月18日24日）新元公司工业场地110kV变电站单台31500kVA 1#变压器运行安全组织、技术措施。在更换变压器期间变压器为单台运行；为保证新元、开元公司的可靠供电，确保单台31500kVA变压器运行期间供电系统及设备的安全，要求在此期间新元公司110kV站总负荷限制在28000kW以下，新元公司限制在13000kW以下，开元公司负荷限制在15000kW以下，特制定新元公司110kV变电站单台31500kVA主变压器运行安全组织、技术措施。 (一)变压器运行情况新元公司110kV变电站，31500kVA变压器单台运行期间，夏季，由于环境温度较高，功率因数在0.85，变压器允许最大负荷达到27000kW；功率因数在0.92，变压器允许最大负荷达到28000kW，变压器温度达到60度，负荷必须控制在28000kW以下。(二)单台31500kVA 1#变压器运行期间负荷分配情况及理由新元110kV变电站，110kV母线上日常工作负荷在30000kW46000kW左右。其中，开元公司日常工作负荷在10000kW15000kW左右，新元公司日常工作负荷在26000kW31000kW左右。新元公司110kV变电站单台主变压器运行期间，为提高功率因素，要求开元公司电源进线为一用一备，变压器并列运行，新元公司110kV变电站110kV母线上功率因素为0.9，变压器最大负荷可达28000kW。这时，负荷分配如下：开元公司生产负荷15000kVA，新元公司保安负荷为13000kVA。1、开元公司与新元公司负荷分配情况序号地点开关编号运行负荷（kW）限电负荷（kW） 1、开元公司403、4041600015000 2、新元公司30000130002、新元公司工业场地110kV变电站负荷情况项 目装机容量（kVA）运行负荷（kW）备 注冀家垴主扇250003200韩庄主扇260003600中央风井风机专供40001100韩庄风机专供4000400主排水泵511201120开元检修班启动，启动必须听从机电调度安排井下辅助泵1110+1132+1255550中央配200锅炉房5601、2、3#箱变400临时变压器2600370选煤厂1000矿井水处理110生活水处理90小计12700压风机52501000征得机电调度同意后方可启动瓦斯抽放泵49003100征得机电调度同意后方可启动小计4100合计16800根据以上负荷统计，新元公司110kV站供电总负荷将限制到28000 kW左右，保证主变一用一检修安全运行。（三）单台主变运行期间限电要求：2011年6月18日8：00时2011年6月22日8：00时， 新元110kV变电站进行增容工作。届时，新元110kV变电站二台主变压器由分列运行转为一用一检修，在增容期间，为确保单台1#主变的安全运行，要求各用电单位及相关部门，严格遵守以下规定：1、供电队每天安排一名队长到110kV变电站跟班，协助站里处理各种异常事宜。外线组提前巡查架空线路。2、110kV变电站站长，根据天气变化组织每班安全预想，值班员每小时对设备进行巡查，定时用红外线测温仪对载流导体进行测试。3、运行变压器发生异常情况，新元公司、开元公司必须在最短时间内，将负荷限到要求范围。4、新元、开元公司分管供电的各级领导必须24小时开机，随时听从各级调度指挥。5、为防止系统负荷突增，新元公司井下、地面启动250KW以上设备，必须得到机电调度同意方可启动。6、地面路灯，间隔一盏开启。景观灯、喷泉停止使用。严格控制长明灯和大功率生活用电。 （四）单台主变压器运行期间事故应急处理为切实加强单台31500kVA 1#主变运行工作的组织领导，确保变电站单台变压器运行期间的安全供电，及时有效地控制负荷分配情况，特成立了事故应急处理领导组，具体如下：组 长: 郑栓龙 陈金堂 陈俊明 白树忠副组长：刘全生 袁海生 王书明 郝来宝 郗新涛 李霄尖 张仲智 梁生慧 王瑞军成 员： 王喜才 鲍长生 李 白 王 晨 高 君 闫秋兵 贾会青 崔瑞峰 郭 震 张晓东 杨国林 韩全义 陈治军 刘 跃 周智凤 李 燕 李永生 李鹏飞 张俊枝 职 责：组长职责：为事故应急处理总指挥，负责与寿阳区域公司联系相关事宜。刘全生 袁海生：负责协调新元公司和开元公司负荷分配工作。王书明：协调新元公司负荷分配，确保单台变压器正常运行。郗新涛：负责生产用电的协调工作。郝来宝：负责衔接用电的协调工作。李霄尖：负责通风用电的协调工作。张仲智：负责应急处理安全工作。梁生慧：负责物资供应工作。王瑞军：负责应急处理过程中的现场技术把关和协调工作。王喜才：负责地面、井下供电应急处理的整体协调工作。鲍长生、李白：负责地面供电应急处理的现场指挥工作。王 晨：负责应急处理的协调工作。高 君：负责大动力设备的指挥与协调工作。闫秋兵：负责井下各综采工作面的供电。贾会青：负责井下各掘进工作面的供电。郭 震：负责井下各配电点设备安全和局扇持续供电。崔瑞峰: 负责选煤厂用电的协调工作。张俊枝：负责恢复局扇电源的正常供电。杨国林：负责应急处理的现场组织工作。韩全义：负责单台主变压器运行期间的现场管理和倒闸操作。陈治军、刘跃：负责监控单台变压器运行期间负荷变化情况及相关资料收集工作。李永生：负责大动力设备的组织工作。张晓东：负责事故应急处理协调工作的相关事宜。周智凤：负责110kV变电站单台主变运行监控、设备巡查及停、送电工作。李 燕：负责中央风井场地35kV变电站运行监控、设备巡查及停、送电工作。李鹏飞：负责韩庄风井场地35kV变电站运行监控、设备巡查及停、送电工作。（五）各变电站设备及线路运行方式：新元110kV变电站 1、新元110kV电源线：新元I回线115开关线路运行。新元II回线116开关线路充电运行。110kV母联100开关在运行状态；充电线路待自投。2、新元110kV变电站1#主变压器运行，2#主变进行更换，35kV母联400开关、10kV母联500开关处在合闸位置。单台31500kVA主变压器总负荷必须控制在28000kW以下。新元公司中央风井35kV变电站和韩庄风井35kV变电站都为单台1#主变运行，2#主变热备用，总负荷控制在13000kW以下，开元公司负荷控制在15000 kW以下。3、35kV馈线运行方式：新中1#线405开关线路在西母带负荷运行，投上其线路自动重合闸装置。新中2#线406开关线路在东母充电运行。新开2#线404开关线路在东母带负荷运行，投上其线路自动重合闸装置。新开1#线403开关线路在西母充电运行。新韩2#线408开关线路在东母带负荷运行，投上其线路自动重合闸装置。新韩1#线407开关线路在西母充电运行。所有35kV单线路带负荷馈线，投上自动重合闸装置。4、10kV馈线运行方式：10kV I段、II段母线并列运行。10kV所有馈线自动装置重合闸压板全部断开。冀家垴中央风井35kV变电站1、35kV 1#电源进线415开关在合闸位置， 2#电源进线416开关在断开位置，投入其线路备自投装置。2、35kV母联400开关在合闸位置。3、1#主变运行，2#主变热备用。4、10kV母联500开关在合闸位置，10kV所有馈线自动装置重合闸压板全部断开。韩庄35kV变电站运行方式：1、35kV1#电源进线417开关在合闸位置，2#电源进线418开关在断开位置，投入其线路备自投装置。2、35kV母联400开关在合闸位置。3、1#主变运行，2#主变热备用。4、10kV母联500开关在合闸位置，10kV所有馈线自动装置重合闸压板全部断开。（六）值班人员职责及汇报制度1、各变电站值班人员严格遵守值班制度、汇报制度和巡检制度。2、在检修更换期间进行刀闸操作时，严格按照“两票”制和第三监护人制度执行，严格正规操作，杜绝违章。3、110kV变电站单台1#变压器运行时，各变电站值班人员必须严密监视主变压器负荷、温度变化情况以及运行参数是否正常，一旦发现情况异常，立即向相关负责人、机电调度汇报。掌握负荷变化规律和主变温度变化规律并详细记录。4、单台1#主变运行，机电调度当班人员应提前查询次日天气情况并及时汇报相关领导，如遇到特殊气候条件（超高温、雷雨雪等），提前通知相关人员做好应急处理准备。5、当班值班人员每两小时对室外设备进行一次巡回检查登记，并根据情况对主变各进出线连接部位进行一次红外线测温和对运行线路的进、出线侧配电柜各仪器指示等逐项进行详细检查，每两小时汇报一次并详细记录。同时对室外设备区四周不安全因素及时向相关负责人、机电调度汇报并进行处理。6、值班人员须在主控室进行交接班，交接班时双方同时检查现场设备运行状况，严格执行交接班手续和制度，将红外线测温记录和110kV变电站进线备投装置，压板的投、退情况纳入每天的交接班记录。7、操作人员必须持证上岗、熟悉操作规程和操作程序，处理突发事故时，要采取相关安全措施和使用相同电压等级的绝缘用具、安全用具，1人操作，2人监护，执行“第三人监护制度”，防止误操作。8、当110kV站、35kV变电站进线运行故障时且进线备投装置拒动时，当班值班人员立即断开故障线路，并查看备用回路抽取电压。如果有电压，抢送备用回路。如果没有电压立即联系白家庄调度，及时恢复供电，并立即汇报相关领导及机电调度。9、当110kV站、35kV变电站运行进线出现过负荷报警时，立即汇报相关领导及机电调度，按照指令在规定时间内，按序位限电，将负荷控制到指标以内。10、变电站当班值班人员每天必须做好安全预想，处理突发事故时可以采取有力措施，恢复电网正常运行。11、现场配备足够设备配件以及必要的安全用具和灭火器材，如绝缘鞋，绝缘手套，绝缘棒和验电器、灭火器等。12、其它未提供之处应按电业安全工作规程及停送电操作规程煤矿安全规程和上级有关规程规定执行。（七）单台1#主变运行期间（一用一检修）故障预想及处理 110kV进线线路事故：线路正常运行时：新元I回线带负荷运行，新元回线充电备用，当新元回线115开关线路因某种原因失电，新元II回线116开关线路“自动投入装置”应自动投入，合上116开关。116开关自动合闸失败，值班员立即手动抢送2#电源进线116开关。单台变压器运行故障跳闸事故处理：1、当主变后备保护故障，造成一台运行主变停用，如果保护显示电流I段0秒动作、主变本体保护和差动保护动作，变电站值班人员不得抢送并立即汇报相关领导、机电调度启动大面积停电应急预案。如果保护显示过流动作，可以立即抢送跳闸开关一次，抢送不成功，立即汇报相关领导、机电调度，并按照指令在规定时间内，按序位限电，将负荷控制到指标以内。2、当运行主变出现温度报警时，立即汇报相关领导、机电调度，按照指令在规定时间内，按序位限电，将温度控制到指标以内。只保留保安负荷。3、变压器超额定负荷1.15倍时，运行时间控制在35分钟以内，温度控制在60以下。4、变压器出现以下异常时的处理方法：（1）巡视发现变压器温度持续上升，负荷没有明显增加，值班员应立即汇报机电调度和相关领导。（2）如遇到恶劣天气，气温升高导致变压器温度上升或瓷瓶闪络，值班员应立即汇报机电调度和相关领导。单台31500kVA 1#变压器运行时拉闸序位及事故处理：单台31500kVA 1#变压器运行时，新元公司、开元公司必须将负荷控制在要求的规定范围内，如不能有效地控制负荷，必须有相应的拉闸序位限电措施，同时新元公司有权强行断电。开元公司执行内部限电拉闸序位措施。新元公司采取先地面、后井下的拉闸序位，并按下列原则进行拉闸：1、新元110kV变电站值班员接到拉闸限电命令后或威胁到变压器崩溃时，立即要求开元公司限电。（1）、断开水源井507、508开关线路。（2）、断开工业广场的1#箱变518开关线路。（3）、断开选煤厂521、522开关线路。2、中央风井35kV变电站值班员接到拉闸限电命令后，立即对10kV线路进行拉闸限电，断开压风机523、524开关线路。3、如果以上负荷控制仍然超出单台变压器载流规定范围要求，变电站只保留表中所列的保安负荷，其它用电负荷立即断开。4、在单台1#变压器运行中，若启动大用电设备，必须经过事故应急领导组同意。5、如果出现极端气候条件或者变压器出现故障导致不能正常供电，短时很难恢复供电，值班员应立即汇报机电调度并请示事故应急处理领导组，做好井下撤人准备，同时对主变突发故障进行抢修，及时恢复供电。三、增容改造工程施工计划（一）增容改造工程具体内容1、拆除现有1#、2#两台容量为31500 KVA的变压器及中性点接地装置，更换两台容量为63000kVA的变压器及中性点接地装置（包括油池的扩建及中性点接地装置基础的制作）。2、更换1#、2#主变保护屏STS368差动保护、STS369高后备保护、STS362中、低后备保护及STS362R测控装置。3、重新敷设1#、2#变压器控制箱至变压器端子箱的二次回路控制线；增加2套变压器油色谱在线检测装置并将检测信号传到后台计算机。4、增加1套故障录波装置和2套小电流接地选线装置。5、增加1台进线保护屏（117线路）。6、拆除原有2台电容器柜并运至中央风井35kV变电站；更换为SVG动态无功补偿装置（包括基础改造）。7、10kV间隔更换2台进线柜、两台母联柜及母线更换。8、35kV间隔更换进线柜、母联柜内刀闸、电流互感器。9、将原有母联100开关间隔改为117进线开关，更换进线刀闸（两侧有接地刀）和加装进线PT（包括PT基础）。10、新增一组110kV母联100开关（包括断路器、电流互感器、两侧刀闸、龙门架基础的制作和设备的安装）。11、更换35kV、10kV室外母线为全绝缘铜管母线（包括35kV、10kV穿墙套管更换）。12、拆除4#避雷针并将5#避雷针由原位置向东平移11米。（二）施工进度计划一、土建部分序号工程进度时间具体工程内容备 注15月29日6月2日110kV母联开关柜基础、117进线PT基础、龙门架支柱基础、5#避雷针向东移11米宏厦三建二部26月19日21日色谱在线监测装置、变压器中性点基础、变压器油池基础37月2日10日2#主变10kV、35kV室外母线支架基础47月11日20日1#主变10kV、35kV室外母线支架基础二、安装部分56月18日完成旧2#主变压器的引线及附件拆除及退出工作，完成新2#主变就位工作山西太原广禾电力公司6月19日完成新2#主变压器的附件安装、抽真空、注油工作6月20日完成新2#主变压器的常规实验及耐压试验，更换主变保护装置，完成主变的二次接线工作。6月21日主变压器静置，并完成主变保护传动、验收工作，具备投运条件66月22日新进线间隔线路保护屏，主控室保护屏安装、就位。76月23日新进线间隔二次电缆敷设，主控室电缆敷设86月24日二次电缆开剥，对线96月25日完成旧1#主变压器的引线及附件拆除及退出工作，完成新1#主变就位工作6月26日完成新1#主变压器的附件安装、抽真空、注油工作。6月27日完成新1#主变压器的常规实验及耐压试验，更换主变保护装置，完成主变的二次接线工作。6月28日主变压器静置，并完成主变保护传动、验收工作，具备投运条件106月29日30日110kV新母联架构组立，主控室二次电缆接线117月1日申请1#主变停电10天。更换35kV1#主变压器穿墙套管，更换35kV开关柜内隔离开关及电流互感器127月2日更换主变中性点隔离开关137月3日更换35kV1#主变压器进线母线147月4日更换10kV1#主变压器进线母线。157月5日7日更换10kV段母线，更换1#主变压器10kV进线柜及I段母线侧分段开关柜、电容器柜167月8日9日完成新开关柜的二次电缆敷设、接线及保护调试工作177月10日申请110kV母线全停，停电10日8;0018:00， 申请2#主变停电10天拆除110kV原分段间隔上层母线及隔离开关引流线，制作安装新分段间隔母线，制作新分段间隔隔离开关母线引流线。拆除35kV2#主变压器进线软母线。7月10日上述工作后，恢复110kV母线带电及1#主变运行。187月11日主变继续停电10天工作内容如下：更换35kV2#主变压器穿墙套管，更换35kV开关柜内隔离开关及电流互感器；197月12日更换主变中性点隔离开关。207月13日更换35kV2#主变压器进线母线；山西太原广禾电力公司217月14日更换10kV2#主变压器进线母线；227月15日17日更换10kVII段母线，更换2#主变压器10kV进线柜及II段母线侧分段联络柜，搬迁II段母线PT柜及516出线柜；237月18日20日完成新开关柜的二次电缆敷设、接线及保护调试工作。247月20日26日新分段间隔、进线间隔二次接线、设备调试、保护传动、具备送电条件257月26日30日清理现场、撤出工地四、施工方案第一步：2#主变更换-施工时间：2011年6月18日8：00 6月21日24：00（一）2#主变更换的前提条件：在主变更换前，需组织完成以下前期准备工作：1 、新主变及变压器油等附件和变压器110kV中性点接地成套装置运到110kV变电站主变区域，并验收。2. 检查核实现有主变安装轨距和新更换主变安装轨距是否相符。必须相符方可进行限电更换。3、储油罐、滤油机（搭防雨棚）、原主变拆除安置方案确定、夜间场地照明等检修设备准备就绪。4、大型吊装设备（包括施工工具）、施工人员就位。5、一、二次施工图纸设计完毕，施工方案确定及安全组织、技术措施审批完毕。（二）更换2#主变由施工单位工作负责人提前一天办理第一种工作票，并送达新元公司110kV变电站运行岗位。工作班成员包括电气二次解接线和变压器试验、保护调试人员。1、运行方式： 1#主变单台运行，2#主变检修。2、停电倒闸操作倒闸操作负责人：杨国林 操作人员：当日值班人员值班长为操作第一监护人；周智凤为操作第二监护人；韩全义为操作第三监护人。停电及办理完第一种工作票许可手续时间控制在2011年6月18日8:002011年6月21日24:00时完成。2.1合上400、500母联开关。2.2下级变电站韩庄、中央风井、开元35kV变电站并列或单台运行。2.3停2#主变，由运行转为检修状态。在502、402进线开关穿墙套管外各挂一组接地线。合上102-变0地刀和102- 10地刀。2.4 布置施工现场安全措施，办理许可手续。3. 将原2#主变整体移至指定放置位置（110kV变电站大门内东北角）。3.1 施工单位工作负责人办理工作票许可手续，并贯彻落实措施及危险因素控制措施。3.2 拆除2#主变区域不锈钢遮栏；解开2#主变三侧引线。3.3 施工单位负责在2#主变端子箱处解开电源回路、电流回路及温度等控制线，并做好标记。3.4 由施工单位负责拆除现有2#变压器，具体实施方案由施工方确定并将拆除的2#变压器整体（包括主体和附件）运至指定位置。4、新2#主变安装 4.1 对新变压器油取样试验，色谱和耐压不合格必须重新滤油，在安装新变压器附件前必须经试验合格，随时具备注入变压器的条件。4.2 新变压器就位。将新变压器就位到员原变压器基础上，调整水平及相关尺寸符合要求后焊接底座和接地线。4.3 根据运输过程中的撞击记录确定是否需要吊罩检查、耐压及局放试验。130吨吊车进入2#主变区域，安装散热器、储油柜、中性点接地装置等附件，安装完毕后，排氮，注入合格的变压器油，静置48小时后方可进行变压器交接试验。4.4 由施工单位负责敷设主变到端子箱，端子箱到2#主变保护屏的控制电缆及电缆头制作。 4.5由施工单位负责变压器高、中、低三侧电源引线连接；更换35kV、10kV室外母线（全绝缘铜管母线，新1#变压器安装完成后进行）。4.6由上海天正明日保护厂家人员负责更换2#主变保护屏STS368差动保护、STS369高后备保护、STS362中、低后备保护及STS362R测控装置及站内保护程序升级。4.7 由施工单位进行二次配线；由厂家协助指导安装变压器色谱在线监测装置。4.8 变压器注油后静置时，施工人员需多次对套管、散热器等排气口放气，由电气人员对新变压器试验，有载开关最后定位至9档。4.9由电气试验人员对2#主变保护根据新定值进行整定。4.10 新2#主变保护传动试验，包括轻、重瓦斯传动试验。4.11 新变压器试验项目均正常后，恢复2#主变区域不锈钢遮栏，结束第一种工作票。4.12将2#主变由检修转为热备用状态，合上新2#主变110kV中性点接地刀（合1020刀闸）；退出110kV母差保护；进行新2#主变五次冲击合闸试验，每次间隔5分钟、送电3分钟。4.13冲击试验合格后，新2#主变进行24小时空载试运行，同时将2#主变瓦斯跳闸压板由跳闸位置改为信号位置。5、新2#主变带负荷运行新2#主变持续空载运行24小时后，35kV、10kV并相成功后方可带负荷运行。5.1 35kV、10kV并相5.1.1退出35kV母差保护，将原1#主变所带负荷全部转至I段母线上（西），断开400东、400西刀闸；用新2#主变给35kV段（东）母线充电：合402-3、402-1刀闸和402开关操作电源，后台合402开关。5.1.2新2#主变35kV核相和测相位：110站断开站用交流屏上的2#站变的低压空开K1开关；合上2#站变2ZB-3刀闸；交流屏测量2#站变二次电压，并测量与1#站变二次电压相角、核相。正常后拉开1#站变低压空开K1开关，合2#站变的低压空开K1开关，确认新、旧主变35kV侧相序一至。（或在室外变压器负荷侧对原1#主变和新2#主变35kV、10kV进行并相，确认新、旧主变35kV、10kV侧相序一至）。5.1.3新2#主变10kV核相：原1#主变10kV I段、II段均有负荷，需在502开关柜处进行并相，将502开关由冷备转为检修，用10kV核相仪用在502开关柜内并相，确认新、旧主变10kV侧相序一至。5.2新2#主变带负荷5.2.1 并相成功后，送新2#主变，同时将所有负荷逐级倒接到新2#主变运行。5.2.2电气人员测量新2#主变保护、计量装置相位；检查110kV母差保护的相位和差流，无问题后投入110kV母差保护；投入2#主变差动保护。将2#主变保护屏本体重瓦斯跳闸压板切换至信号位置（打开压板）。5.2.3 新2#主变带负荷运行48小时后，将2#主变保护屏本体重瓦斯跳闸压板由信号切换至跳闸位置（合上压板）。第二步：110kV新进线间隔设备安装施工时间：2011年6月22日 6月24日1、运行方式：115线路带电运行，母联100开关运行，116线路热备，原1#主变运行，新2#主变空载运行。2、停电倒闸操作倒闸操作负责人：杨国林 操作人员：当日值班人员值班长为操作第一监护人；周智凤为操作第二监护人；韩全义为操作第三监护人。2.1、由施工单位工作负责人提前一天办理第一种工作票，并送达110kV变电站运行岗位。工作班成员包括电气二次解接线和变压器试验、保护调试人员。2.2、倒闸操作严格执行“两票”制和第三人监护制度。2.3、断开100开关及两侧刀闸。断开116开关两侧刀闸（110kV II段母线不得带电）。2.4、做好安全措施布置。并办理许可手续。2.5、施工单位工作负责人办理工作票许可手续，并贯彻落实措施及危险因素控制措施。2.6、拆除原100母联100-2刀闸及引流线。2.7、安装进线侧刀闸和进线PT。2.8、安装新进线间隔线路保护屏及二次电缆敷设、接线及保护调试。第三步：1#主变更换-施工时间：2011年6月25日8:006月28日24:00（一）1#主变更换的前提条件：在主变更换前，需组织完成以下前期准备工作：1 、新主变及变压器油等附件和变压器110kV中性点保护成套装置运到110kV变电站主变区域，并验收。2. 检查核实现主变安装轨距和新更换主变安装轨距是否相符。必须相符才可进行更换。3、储油罐、滤油机（搭防雨棚）、原主变拆除安置方案确定、夜间场地照明等检修设备准备就绪。4、大型吊装设备（包括施工工具）、施工人员就位。5、一、二次施工图纸设计完毕，施工方案确定及安全组织、技术措施审批完毕。（二）更换1#主变由施工单位工作负责人提前一天办理第一种工作票，并送达110kV变电站运行岗位。工作班成员包括电气二次解接线和变压器试验、保护调试人员。1、运行方式：115线路带电运行，母联100开关运行，116线路热备，新2#主变单台运行，原1#主变检修。2、停电倒闸操作倒闸操作负责人：杨国林 操作人员：当日值班人员值班长为操作第一监护人；周智凤为操作第二监护人；韩全义为操作第三监护人。停电及办理完第一种工作票许可手续时间控制在2011年6月25日8:002011年6月28日24:00完成。2.1合上400、500开关。2.2下级变电站韩庄、中央风井、开元35kv变电站并列或单台运行。2.3停1#主变，将1#主变转为检修状态。在501、401进线开关穿墙套管外各挂一组接地线。合上101-变0地刀和101- 10地刀。2.4 布置施工现场安全措施，办理许可手续。3. 将原1#主变整体移至指定放置位置（110kV变电站大门内东北角）。3.1 施工单位工作负责人办理工作票许可手续，并贯彻落实措施及危险因素控制措施。3.2 拆除1#主变区域不锈钢遮栏；解开1#主变三侧引线。3.3 施工单位负责在1#主变端子箱处解开电源回路、电流回路及温度等控制线，并做好标记。3.4 由施工单位负责拆除1#变压器，具体方案施工方确定并将拆除的1#变压器整体（包括主体和附件）运至指定位置。4、新1#主变安装4.1 对新变压器油取样试验，色谱和耐压不合格必须重新滤油，在安装变压器附件前必须经试验合格，随时具备注入变压器的条件。4.2 新变压器就位。将新变压器就位到基础上，调整水平符合要求后焊接底座和接地线。4.3 根据运输过程中的撞击记录确定是否需要吊罩检查和做耐压及局放试验。100吨吊车进入2#主变区域，安装散热器、储油柜、中性点接地装置等附件，安装完毕后，排氮，注入变压器油，静置48小时后方可进行变压器交接试验。4.4 由施工单位负责敷设主变到端子箱，端子箱到2#主变保护屏的控制电缆，并做电缆头。 4.5由施工单位负责变压器高、中、低三侧电源引线连接；更换35kV、10kV室外母线（全绝缘铜管母线，新1#变压器安装完成后进行）。4.6有上海天正明日厂家人员负责更换1#主变保护屏STS368差动保护、STS369高后备保护、STS362中、低后备保护及STS362R测控装置及站内保护程序升级。4.7 由施工单位进行二次配线；由厂家协助指导安装变压器色谱在线监测装置。4.8 变压器注油后静置时，施工人员需多次对套管、散热器等排气口放气，由电气人员对新变压器试验，有载开关最后定位至9档。4.9由电气试验人员对1#主变保护根据新定值进行整定。4.10 新2#主变保护传动试验，包括轻、重瓦斯传动试验。4.11 新变压器试验项目均正常后，恢复2#主变区域不锈钢遮栏，结束第一种工作票。4.12 将1#主变由检修转为热备用状态，合上新1#主变110kV中性点接地刀（和1010刀闸）；退出110kV母差保护；进行新1#主变五次冲击合闸试验，每次间隔5分钟、送电3分钟。4.13 新1#主变24小时空载试运行，同时将1#主变瓦斯跳闸压板由跳闸位置改为信号位置。5、新1#主变带负荷运行在新1#主变持续空载运行24小时后，35kV、10kV并相后成功后方可带负荷运行。5.1 35kV、10kV并相5.1.1退出35kV母差保护，新2#主变运行所有负荷均在35kV段（东）母线运行，断开400东、400西刀闸；合401-3、401-1刀闸和401开关操作电源，后台合401开关。5.1.2新1#主变35kV核相和测相位：110站断开站用交流屏上的1#站变的低压空开K1开关；合上1#站变1ZB-3刀闸；交流屏测量1#站变二次电压，并测量与2#站变二次电压相角、核相。正常后拉开2#站变低压空开K1开关，合1#站变的低压空开K1开关，确认新、旧主变35kV侧相序一至。（或在室外变压器负荷侧对新2#主变和新1#主变35kV、10kV进行并相，确认新1#、2#主变35kV、10kV侧相序一至）。5.1.3新1#主变10kV核相：新2#主变10kV I段、II段均有负荷，需在501开关柜处进行并相，将501开关由冷备转为检修，用10kV核相仪用在501开关柜内并相，确认1#、2#主变10kV侧相序一至。5.2新1#主变带负荷5.2.1新1#主变持续空载运行24小时且两台新主变35kV侧一次并相无问题后，退出1#主变差动保护。5.2.2用新1#和新2#主变并列运行，接带35kV段（东）母线负荷及10kV段母线负荷：合400-2刀闸和401开关操作电源及将501手车摇至工作位置，后台合401开关和501开关。5.2.2 电气人员测量新1#主变保护、计量装置相位；检查110kV母差保护的相位和差流，无问题后投入110kV母差保护；投入1#主变差动保护。将1#主变保护屏本体重瓦斯跳闸压板切换至信号位置（打开压板）。5.2.3 新1#主变带负荷运行48小时后，将1#主变保护屏本体重瓦斯跳闸压板由信号切换至跳闸位置（合上压板）。第四步：110kV新母联设备安装施工时间：2011年6月29日6月30日1、运行方式： 新2#主变单台运行，新1#主变空载运行。2、停电倒闸操作倒闸操作负责人：杨国林 操作人员：当日值班人员值班长为操作第一监护人；周智凤为操作第二监护人；韩全义为操作第三监护人。2.1、变电站值班人员布置好新新母联间隔的安全防护措施。2.2、严格按照施工技术标准安装100母联开关的断路器、电流互感器、两侧刀闸及端子箱。2.3、安装龙门架、悬瓶及拉线。2.4、二次电缆敷设、接线及调试。第五步：新1#主变中性点隔离开关及新1#主变中、低压侧设备、附件安装施工时间：2011年7月1日7月9日 1#主变停电（由运行转为检修）1、运行方式： 新2#主变单台运行，新1#主变检修。2、停电倒闸操作倒闸操作负责人：杨国林 操作人员：当日值班人员值班长为操作第一监护人；周智凤为操作第二监护人；韩全义为操作第三监护人。2.1、由施工单位工作负责人提前一天办理第一种工作票，并送达110kV变电站运行岗位。工作班成员包括电气二次解接线和变压器试验、保护调试人员。2.2、倒闸操作严格执行“两票”制和第三人监护制度。2.3、分别断开1#主变的高、中、低三侧开关和刀闸（1013、1011、401东、401西、401-1、501开关、501手车摇至试验位置）及母联开关和400东、400西刀闸。2.4、将35kV所有出线负荷（包括站变、母联柜）转至西母带电运行，东母不带电。2.5、断开500开关，并将500手车和联络500-2手车摇至试验位置（母联500断开时需将所有负荷转至10kV II段母线上）。2.6、做好安全措施布置，并办理许可手续。2.7、施工单位工作负责人办理工作票许可手续，并贯彻落实措施及危险因素控制措施。2.8、更换35kV 1#主变穿墙套管、35kV 1#进线柜401东、401-1、母联柜400东刀闸和其电流互感器。2.9、更换1#主变中性点隔离开关。2.10、更换1#主变压器35kV、10kV进线母线。2.11、更换10kV I段母线， 1#主变10kV进线柜501及I段母线侧分段开关柜、电容器柜及511的电流互感器。2.12、完成新开关柜及新安装电器元件的二次电缆敷设、接线及保护调试工作。第六步：110kV新母联隔离开关引流线安装施工时间：2011年7月10日8：0020：00 110kV母线全停电1、运行方式： 新1#、2#主变停运，115、116线路停电。2、停电倒闸操作倒闸操作负责人：杨国林 操作人员：当日值班人员值班长为操作第一监护人；周智凤为操作第二监护人；韩全义为操作第三监护人。2.1、由施工单位工作负责人提前一天办理第一种工作票，并送达110kV变电站运行岗位。工作班成员包括电气二次解接线和变压器试验、保护调试人员。2.2、倒闸操作严格执行“两票”制和第三人监护制度。2.3、按照公司安排，待井下井上负荷全部停运后，听调度命令，停1#、2#主变，断开115、116进线开关，联系晋中电力分公司地调，拉开115、116进线电源开关165、166。2.4、分别合上115、116进线开关线0地刀。2.5、拆除110kV原分段间隔上层母线及隔离开关引流线。2.6、安装新母联间隔母线及新间隔隔离开关母线引流线。2.7、新间隔开关整体调试。第七步：2#主变中性点隔离开关及2#主变中、低压侧设备、附件安装施工时间：2011年7月11日7月20日 新2#主变停电（由运行转为检修）1、运行方式： 新1#主变单台运行，新2#主变检修。2、停电倒闸操作倒闸操作负责人：杨国林 操作人员：当日值班人员值班长为操作第一监护人；周智凤为操作第二监护人；韩全义为操作第三监护人。2.1、由施工单位工作负责人提前一天办理第一种工作票，并送达110kV变电站运行岗位。工作班成员包括电气二次解接线和变压器试验、保护调试人员。2.2、倒闸操作严格执行“两票”制和第三人监护制度。2.3、分别断开2#主变的高、中、低三侧开关和刀闸（1023、1021、402东、402西、402-1、502开关、502手车摇至试验位置）及母联开关和400东、400西刀闸。2.4、将35kV所有出线负荷（包括站变、母联柜）均转至东母带电运行，西母不带电。2.5、断开500开关，并将500手车和联络500-2手车摇至试验位置（母联500断开时需将所有负荷转至10kV I段母线上）。2.6、做好安全措施布置。并办理许可手续。2.7、施工单位工作负责人办理工作票许可手续，并贯彻落实措施及危险因素控制措施。2.8、更换35kV 2#主变穿墙套管、35kV 2#进线柜402西、402-1、母联柜400西刀闸。2.9、更换2#主变中性点隔离开关2.10、更换2#主变压器35kV、10kV进线母线。2.11、更换10kV II段母线， 2#主变10kV进线柜502及II段母线侧分段开关柜、512的电流互感器。2.12、完成新开关柜及新安装电器元件的二次电缆敷设、接线及保护调试工作。第八步:工程整体调试，现场移交。施工时间：2011年7月21日7月30日 两台63000kVA一用一备，在不影响正常生产的前提下交替进行试验、调试。五、技术措施1、新主变到现场后，机电动力部供电队和施工单位要对变压器本体、套管、散热器等完好情况，检查变压器运输过程中的充气压力和撞击记录。利用工程监理，严格施工过程中的工艺质量要求，有问题及时提出并要求整改。2、在第一台新主变带负荷运行后到最后一台旧主变退出运行的期间，变电站35kV母差保