变电站二期工程项目投运方案

1、110kV普洱变电站二期工程 投运方案 2010年11月29日发布 2010年12月9日实施 云南恒安电力工程有限公司发布 、/. 前言 本投运方案是根据 110kV 普洱变电站二期工程投运为编制原则， 为确 保 110kV 普洱变电站二期工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、 稳定运行，特编制本方案。本投运方案待调度方案批准后执行，具体投运程 序作相应调整。 本投运方案由云南恒安电力工程有限公司提出 本投运方案由云南恒安电力工程有限公司普洱二期工程项目部归口 编制人员： 审 核： 批 准： 本措施首次发布日期： 2010-11-29 本措施由云南恒安电力工程有限公司普洱二期工程项目部负

2、责解释 一、投运范围 二、投运设备 三、投运条件 四、投运安全措施 五、投运前准备工作 六、投运的组织与分工 七、投产危险点分析 八、投产试运行步骤 附：技术交底签证表 一、投运范围 (一) 一次部分 1 110kV 部分： ( 1)110kV#2 主变； ( 2)#2 主变 110kV 侧 102 断路器； (3) #2主变110kV侧102断路器I组母线侧1021隔离开关; (4) #2主变110kV侧102断路器H组母线侧1022隔离开关; ( 5)#2 主变 110kV 侧 102 断路器母线侧 10217 接地开关; ( 6)#2 主变 110kV 侧 102 断路器主变侧 1026

3、 隔离开关; ( 7)#2 主变 110kV 侧 102 断路器主变侧 10267 接地开关; ( 8)#2 主变 110kV 旁路 1025 隔离开关; ( 9)#2 主变 110kV 中性点 1020 接地开关; 2、35kV 部分： 3022 隔离开关; 30227 接地开关; 30261 隔离开关; 30260 接地开关; 0 接地开关; 1 )#2 主变 35kV 2 )#2 主变 35kV 3 )#2 主变 35kV 4 )#2 主变 35kV 5) #2 主变 35kV 6) #2 主变 35kV 7) #2 主变 35kV 8) #2 主变 35kV 侧 302 断路器; 侧

4、302 断路器母线侧 侧 302 断路器母线侧 侧 302 断路器主变侧 侧 30262 隔离开关; 侧 302 断路器主变侧 侧 30267 接地开关; 中性点经消弧线圈 3 9) 35kV 母线分段 312 断路器; (10) 35kV母线分段312断路器H段母线侧3122隔离开关； (11) 35kV母线分段312断路器H段母线侧31227接地开关; ( 12 )35kV 普把线 334 断路器； ( 13)35kV 普把线 334 断路器母线侧 3342 隔离开关； ( 14 )35kV 普把线 334 断路器母线侧 33427 接地开关； ( 15)35kV 普把线线路 3346 隔

5、离开关； ( 16 )35kV 普把线线路 33467 接地开关； ( 17 )35kV 洱勐线 335 断路器； ( 18)35kV 洱勐线 335 断路器母线侧 3352 隔离开关； ( 19 )35kV 洱勐线 335 断路器母线侧 33527 接地开关； ( 20)35kV 洱勐线线路 3356 隔离开关； ( 21 )35kV 洱勐线线路 33567 接地开关； ( 22 )35kV 普西线 336 断路器； ( 23)35kV 普西线 336 断路器母线侧 3362 隔离开关； ( 24 )35kV 普西线 336 断路器母线侧 33627 接地开关； ( 25)35kV 普西线线

6、路 3366 隔离开关； ( 26 )35kV 普西线线路 33667 接地开关； (27) 35kV H段母线TV 3902隔离开关； (28) 35kV H段母线TV 39027 接地开关； (29) 35kV H段母线39020接地开关； 3、10kV 部分： ( 1 )#2 主变 10kV 侧 002 断路器； 2) #2 主变 10kV 侧 002 断路器母线侧 0022 隔离开关； 3) #2 主变 10kV 侧 002 断路器主变侧 0026 隔离开关； 4) 10kV#2 电容器组 037 断路器； 5) 10kV#2 电容器组 037 断路器母线侧 0372 隔离开关； 6)

7、 10kV#2 电容器组 037 断路器母线侧 03727 接地开关； 7) 10kV#2 电容器组 037 断路器电容器侧 03761 隔离开关； 8) 10kV#2 电容器组 03762 隔离开关； 9) 10kV#2 电容器组 037 断路器电容器侧 03760 接地开关； 10 )10kV#2 电容器组 03767 接地开关； 11 )10kV#4 电容器组 038 断路器； 12 )10kV#4 电容器组 038 断路器母线侧 0382 隔离开关； 13 )10kV#4 电容器组 038 断路器母线侧 03827 接地开关； 14 )10kV#4 电容器组 038 断路器电容器侧 0

8、3861 隔离开关； 15 )10kV#4 电容器组 03862 隔离开关； 16 )10kV#4 电容器组 038 断路器电容器侧 03860 接地开关； 17 )10kV#4 电容器组 03867 接地开关； 18 )10kV 母线分段 012 断路器； (19) 10kV母线分段012断路器H段母线侧0122隔离开关； (20) 10kV H段母线TV 0902隔离开关； (21) 10kV H段母线TV 09027 接地开关。 二)二次部分 （ 1）#2 主变保护、 #2 主变测控装置、消弧线圈自动调谐成套装置。 （2）110kV 部分： 110kV 木茶线路保护装置、 110kV 断

9、路器测控装置、 110kV 备自投装置、低频低压减载装置、故障录波装置。 （ 3）35kV 部分：各出线线路保护测控装置、 35kV 母线保护装置。 （4）10kV 部分：各出线线路保护测控装置、 #2 、#4 电容器保护测控装置 （5）二期工程新增部分电气监控系统、五防系统。 （7）二期工程新增电气测量系统、计量系统。 二、投运的设备 （一）断路器 （ 1）#2 主变 110kV 侧 102 断路器； （ 2）#2 主变 35kV 侧 302 断路器； （ 3）35kV 母线分段 312 断路器； （ 4）35kV 普把线 334 断路器； （ 5）35kV 洱勐线 335 断路器； （ 6

10、）35kV 普西线 336 断路器； （ 7）#2 主变 10kV 侧 002 断路器； （ 8）10kV 母线分段 012 断路器； （ 9）10kV#2 电容器组 037 断路器； （10 ）10kV#4 电容器组 038 断路器； （二）隔离开关 （1）#2主变110kV侧102断路器I组母线侧1021隔离开关； （2）#2主变110kV侧102断路器H组母线侧1022隔离开关； 3) #2 主变 110kV 侧 102 断路器主变侧 1026 隔离开关； 4) #2 主变 110kV 旁路 1025 隔离开关； 5) #2 主变 35kV 侧 302 断路器母线侧 3022 隔离开关；

11、 6) #2 主变 35kV 侧 302 断路器主变侧 30261 隔离开关； 7) #2 主变 35kV 侧 30262 隔离开关； (8) 35kV母线分段312断路器H段母线侧3122隔离开关； 9) 35kV 普把线 334 断路器母线侧 3342 隔离开关； 10) 35kV 普把线线路 3346 隔离开关； 11 )35kV 洱勐线 335 断路器母线侧 3352 隔离开关； 12) 35kV 洱勐线线路 3356 隔离开关； 13) 35kV 普西线 336 断路器母线侧 3362 隔离开关； 14) 35kV 普西线线路 3366 隔离开关； (15) 35kV H段母线TV

12、3902隔离开关； 16) #2 主变 10kV 侧 002 断路器母线侧 0022 隔离开关； 17) #2 主变 10kV 侧 002 断路器主变侧 0026 隔离开关； 18) 10kV#2 电容器组 037 断路器母线侧 0372 隔离开关； 19) 10kV#2 电容器组 037 断路器电容器侧 03761 隔离开关； 20) 10kV#2 电容器组 03762 隔离开关； 21 )10kV#4 电容器组 038 断路器母线侧 0382 隔离开关； 22) 10kV#4 电容器组 038 断路器电容器侧 03861 隔离开关； 23) 10kV#4 电容器组 03862 隔离开关；

13、(24) 10kV母线分段012断路器H段母线侧0122隔离开关; (25) 10kV H段母线TV 0902隔离开关； (26) 10kV H段母线TV 09027 接地开关。 三)接地开关 1 )#2 主变 110kV 侧 102 断路器母线侧 10217 接地开关； 2 )#2 主变 110kV 侧 102 断路器主变侧 10267 接地开关； 3) #2 主变 110kV 中性点 1020 接地开关； 4) #2 主变 35kV 侧 302 断路器母线侧 30227 接地开关； 5 )#2 主变 35kV 侧 302 断路器主变侧 30260 接地开关； 6 )#2 主变 35kV 侧

14、 30267 接地开关； 7 )#2 主变 35kV 中性点经消弧线圈 3020 接地开关； (8) 35kV母线分段312断路器H段母线侧31227接地开关； 9 )35kV 普把线 334 断路器母线侧 33427 接地开关； 10 )35kV 普把线线路 33467 接地开关； 11 )35kV 洱勐线 335 断路器母线侧 33527 接地开关； 12 )35kV 洱勐线线路 33567 接地开关 13 )35kV 普西线 336 断路器母线侧 33627 接地开关； 14 )35kV 普西线线路 33667 接地开关； (15) 35kV H段母线TV 39027 接地开关； (16

15、) 35kV H段母线39020接地开关； 17 )10kV#2 电容器组 037 断路器母线侧 03727 接地开关； 18 )10kV#2 电容器组 037 断路器电容器侧 03760 接地开关； 19 )10kV#2 电容器组 03767 接地开关； （20 ）10kV#4 电容器组 038 断路器母线侧 03827 接地开关； （21 ）；10kV#4 电容器组 038 断路器电容器侧 03860 接地开关； （22 ）10kV#4 电容器组 03867 接地开关； （23） 10kV H段母线TV 09027 接地开关。 三、投运条件 （一）变电站二期工程投运设备区域现场平整、无杂物

16、、道路通畅照明光线 充足，通讯完善。 （二）本次投运的设备清扫整洁，各设备的双重名称及编号完整并核对正确 现场，各相色标志清晰正确。 （三）本次投运的所有电气一次设备，二次设备、保护、测量装置安装调试 完毕并合格。 （四）本次投运的保护装置已按调度下达的定值设置完毕并现场核对确认无 误。 （五）本次投运的新设备投产申请已经批复。投运方案已批准并报送相关部 门。 （六）110kV I组母线冷备用。 （七）经启委会验收合格，同意投产。 四、投运安全措施 （一）检查本次投运的一、二设备接线正确，绝缘合格。 （二）本次投运的设备外壳可靠接地。 三）参加本次投运各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施

17、检查落 （四）在投运设备四周应有醒目的带电标识、警告牌、与运行设备的安全围 栏隔离。 （五）本次投运的所有二次电流回路无开路，中性点已可靠接地，二次电压 回路无短路。 （六）按电力建设安全工作规程的有关规定采取安全措施。 （七）与调度的通信联系应畅通方便。 （八）投运现场的消防设施完备齐全。 五、投运前准备工作 （一）检查与本次投运相关联的所有临时安全措施已全部拆除。 （二）检查确定所要投运的断路器、隔离开关和及接地开关在断开位置。 （三）检查本次投运新安装的设备按要求可靠接地。 （四）检查本次投运二次设备正常，端子排接线端子紧固牢靠。 （五）检查二次设备保险无缺漏和熔断。 （六）检查二次设备

18、电流回路无开路、电压回路无短路。 （七）检查全部保护及测控装置已按定值通知单整定完毕（用装置定值打印 单进行核对，并存档）、与调度核对无误 （记录核对时间及核对调度员姓名） （八）检查站内通讯正常。 （九）检查站内消防设施齐备。 （十）所有人员已按投产试运行安措要求到位。 （一） 110kV I组母线冷备用。 六投运的组织与分工 本次新投产设备的现场操作、试验，由云南恒安电力工程有限公司 110kV 普洱二期工程现场投运组完成，集体分工如下： 总负责人、停送电联系人：XXX （手机：现场座机） 总监护人： XXX 操作和试验负责人： 一次操作人： 一次操作监护人：

19、二次操作人： 二次操作监护人： 现场投运安全负责人： 备注： （一）变电站投运要有调度人员、建设单位人员、运行单位人员、相关设备 厂家代表等人员参加，由建设单位组织实施，运行单位人员要负责投产后的 运行生产工作。 （二）带电过程中操作命令由 试验负责人下达。 （三）带电过程中，二次设备操作由云南恒安电力工程有限公司普洱项目部 的电气二次试验人员负责操作。 （四）带电过程中，一次设备操作由云南恒安电力工程有限公司普洱项目部 的电气一次试验人员负责操作。 （五）带电过程中操作由专人负责，并严格遵守复述命令制度。 （六）带电过程中，一次设备的巡视、监听和监视由云南恒安电力工程有限 公司电气安装人员负

20、责 （七）带电过程中与调度的联系由停送电联系人负责。 七、投产危险点分析 （一）危险点：带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故。 控制措施：（1）本次新增设备投产前由现场投运负责人对所投运设备的接地 开关、隔离开关、断路器、现场接地线进行一次清理检查，确保线路及所投 设备处在冷备用状态；（2）投运负责人向调度员提出投运申请后，当值调度 员核对调度员工作站主接线图主、 副屏显示器显示遥信正确， 所有接地开关、 隔离开关拉开，设备处在冷备用。 （二）危险点：投产时保护装置误动。 控制措施：投产前现场再次对照正式定值单（盖红章）要求设置保护，并按 要求投入相关功能连接片，执行后并打印与定值单

21、核对一致（无打印机时， 需在保护装置面板核对） 。注：局保护二次人员、变电站运行人员现场核对。 （三）危险点：主变及线路带负荷时 差动 误动。 控制措施：带负荷前及时与普洱供电局当值调度员沟通，在当值调度员指挥 下退出差动保护，带差动保护 TA 极性测试正确后及时汇报当班调度员，在 当值调度员下令投入差动后投入差动保护。 （四）危险点： TA 回路开路 控制措施：（1）投运前安排专人紧固所投的 TA 回路；（2）投运前必须做小 电流升流试验，仔细检查全站 TA 变比及保护极性是否正确并详细记录。 （五）危险点： TV 回路短路 控制措施：（ 1）本次投运前安排专人紧固所有 TV 回路，检查 T

22、V 回路绝缘； （2）投运前必须做电压小母线升压试验， 仔细检查全站电压小母线幅值及 相序是否正确并详细记录 九、投产试运行步骤 提前与调度核对本次投运的保护定值，并打印定值清单存档，再次检查 本次投运设备安全措施已全部拆除 ,本次投运的接地开关确认在断开位置， 投 运的设备状态是冷备用。现场投产负责人汇报调度，启委会验收合格，同意 投产。 #2 主变带负荷前申请调度同意退出母差保护、 #1 主变差动保护。 根据调度命令将 #2 主变调到给定档位： 投运程序 （一）、110kVI母带电（由调度安排对11OkVI母对#2主变冲击五次） 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护。 2 ）、合上#2主变

23、110kV侧102断路器I组母线侧 1021隔离开关、#2主变110kV侧102断路 器主变侧 1026 隔离开关并检查隔离开关位置。 3）、 110kV 木茶线线路首次带电后在线路 TV 端子箱处检查线路二次电压及 相序，检查正常后合上 TV 二次小空开。 4）、 110kV 木茶线三次冲击正常后， 给上 1726 隔离开关操作电源及电机电 源。 5）、监控机上遥控合上 1726 隔离开关，检查隔离开关接触良好， 指示正确。 6）、确认 1726 隔离开关确已可靠合上后，断开 1726 隔离开关操作电源及 电机电源。 7）、给上 1721 隔离开关操作电源及电机电源。 8）、监控机上遥控合上

24、 1721 隔离开关，检查隔离开关接触良好， 指示正确 9）、确认 1721 隔离开关确已可靠合上后，断开 1721 隔离开关操作电源及 电机电源。 10 ）、与调度联系用 172 断路器对 110kVII 母冲击带电。 11 ）、确认 172 断路器确已可靠合上后，全面检查 110kVII 母二次电压及相 序。 （二八110kVI母带电（110kV木澜T茶支线送进） 1）、由调度安排对侧 220kV木乃河变电站对110kV木澜T茶支线冲击三次， 3） 、110kV木澜T茶支线线路首次带电后在线路TV端子箱处检查线路二次电压及相序，检查正常后 合上TV二次小空开。 4） 、110kV木澜T茶支

25、线三次冲击正常后，给上1716隔离开关操作电源及电机电源。 5）、监控机上遥控合上 1716 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 6）、确认 1716隔离开关确已可靠合上后，断开 1716隔离开关操作电源及电机电源。 7）、给上 1711 隔离开关操作电源及电机电源。 8）、监控机上遥控合上 1711 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 9）、确认 1711 隔离开关确已可靠合上后，断开 1711 隔离开关操作电源及电机电源。 10）、与调度联系用 171 断路器对 110kVI 母冲击带电。 11）、确认 171 断路器确已可靠合上后，全面检查 110kVI 母二次电压及相序

26、。 （三）、 1 号主变带电 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护。 2）、给上 1 号主变中性点 1010 接地开关操作电源及电机电源。 3）、监控机上遥控合上 1010 接地开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4） 、确认1011接地开关确已可靠合上后，向调度申请断开110kV木澜T茶支线171断路器。 5）、确认 171 断路器确已断开后，给上 1011 隔离开关操作电源及电机电源。 6）、监控机上遥控合上 1011 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 7）、确认 1011 隔离开关确已可靠合上后，断开 1011 隔离开关操作电源及电机电源。 8） 、与调度联系用110kV木

27、澜T茶支线171断路器对1号主变进行五次冲击带电。 9） 、在线路测控屏上合上 110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第一次冲击。 10）、 1 号主变带电后，全面检查 1 号主变保护是否正常。 11） 、5分钟后，用1号主变重瓦斯保护跳开110kV木澜T茶支线171断路器。 12） 、5分钟后监控机上遥控合上 110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第二次冲击。 13） 、5分钟后，监控机上遥控断开110kV木澜T茶支线171断路器。 14） 、5分钟后监控机上遥控合上 110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第三次冲击。 15） 、5分钟后，监控机上遥

28、控断开110kV木澜T茶支线171断路器。 16） 、5分钟后监控机上遥控合上 110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第四次冲击。 17） 、5分钟后，监控机上遥控断开110kV木澜T茶支线171断路器。 18） 、5分钟后监控机上遥控合上 110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第五次冲击。 19）、 1 号主变运行正常后，投入 1 号主变风冷系统。 （四）、110kVI母、II母合环（是否合环由调度具体安排） 1 ）、给上 1121 隔离开关操作电源及电机电源。 2）、监控机上遥控合上 1121 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 3） 、确认 1121

29、隔离开关确已可靠合上后，断开1121 隔离开关操作电源及电机电源。 4） 、与调度联系经同期合上112断路器。 5）、确认 1 1 2断路器确已可靠合上后， 在1122隔离开关处（处在断开位置） 进行一次核相， 并对 110kVI、 II 母二次电压进行二次核相（不同电源） 。 6）、一、二次核相正确后汇报调度。 7）、监控机上遥控断开 112 断路器。 8）、确认 112 断路器确已断开后，给上1122 隔离开关操作电源及电机电源。 9）、监控机上遥控合上 1122 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 10） 、确认 1122 隔离开关确已可靠合上后，断开1122 隔离开关操作电源及

30、电机电源。 11）、向调度申请退出110kV木茶线光差保护 11）、与调度联系用 1 1 2断路器经同期对 110kVI、 II 母进行合环。 12）、确认 112 断路器确已可靠合上后， 全面检查 110kV 木茶线电流幅值、极性正确，差动保护差流 正常，以及计量、测量电流正常； 110kV木澜T茶支线电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正 常； 110kV 内桥电流幅值、 极性正确， 以及计量、 测量电流正常。 正常后向调度汇报并申请投入 110kV 木茶线光差保护 （五）、 35kVI 母带电 1）、确认1号主变35kV侧301断路器在断开位置。 2）、合上1号主变35kV侧进线301

31、6隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 3）、合上1号主变35kV侧母线侧3011隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4） 、向调度汇报1号主变35kV侧301断路器间隔已处在热备用状态，申请用 301断路器对35kVI母 进行三次冲击（第一次冲击不带35kVI母TV,第二次冲击前合上 35kVI段母线TV3901隔离开关）。 5） 、在主变测控屏上合上1号主变35kV侧301断路器对35kVI段母线进行第一次冲击。 6） 、5分钟后在主变测控屏上断开1号主变35kV侧301断路器。 7）、合上35kVI母TV3901隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 8） 、5分钟后监

32、控机上遥控合上1号主变35kV侧301断路器对35kVI段母线进行第二次冲击。 9） 、35kVI母带电后在35kVI母TV开关柜处检查35kVI母二次电压及相序，检查正常后合上TV二次 小空开。 10） 、35kVI母二次电压检查正确后，在监控机上遥控断开1号主变35kV侧301断路器。 11） 、5分钟后监控机上遥控合上1号主变35kV侧301断路器对35kVI段母线进行第三次冲击。 12） 、三次冲击正常后，全面检查35kV I段母线TV保护、计量、开口电压正常。 （六）、 35kVII 母带电 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护。 2）、确认35kV分段312断路器在断开位置。 3）

33、、合上 35kV 分段 I 母侧 3121 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上35kV分段II母侧3122隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报35kV分段312断路器间隔已处在热备用状态，申请用312断路器对35kVII母进行三 次冲击。 6） 、在35kV分段断路器柜上合上 35kV分段312断路器对35kVII段母线进行第一次冲击。 7） 、5分钟后在35kV分段断路器柜上断开 35kV分段312断路器。 8） 、5分钟后监控机上遥控合上35kV分段312断路器对35kVII段母线进行第二次冲击。 9） 、在监控机上遥控断开35kV分段312断

34、路器。 10） 、5分钟后监控机上遥控合上35kV分段312断路器对35kVII段母线进行第三次冲击。 11） 、三次冲击正常后，将35kVTV并列开关置于并列位置，全面检查35kV II段母线TV保护、计量、 开口电压正常。 （七）、 10kVI 母带电 1）、确认1号主变10kV侧001断路器在断开位置。 2）、合上1号主变10kV侧进线0016隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 3）、合上1号主变10kV侧母线侧0011隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、向调度汇报1号主变10kV侧001断路器间隔已处在热备用状态，申请用 001断路器对10kVI母 进行三次冲击（

35、第一次冲击不带10kVI母TV,第二次冲击前合上 10kVI段母线TV0901隔离开关）。 5） 、在主变测控屏上合上1号主变10kV侧001断路器对10kVI段母线进行第一次冲击。 6） 、5分钟后在主变测控屏上断开1号主变10kV侧001断路器。 7）、合上10kVI母TV0901隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 8） 、5分钟后监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kVI段母线进行第二次冲击。 9） 、10kVI母带电后在10kVI母TV开关柜处检查10kVI母二次电压及相序，检查正常后合上TV二次 小空开。 10） 、10kVI母二次电压检查正确后，在监控机上遥

36、控断开1号主变10kV侧001断路器。 11） 、5分钟后监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kVI段母线进行第三次冲击。 12） 、三次冲击正常后，全面检查10kV I段母线TV保护、计量、开口电压正常。 （八）、 10kV1 号所用变带电 1） 、检查0.4kV所用电屏ATS开关置于“手动”位置，置工作模式 2 （电源二供电）。 2） 、向调度申请用1号主变10kV侧001断路器对10kV1号所用变进行三次冲击。 3） 、调度同意后在监控机上1号主变10kV侧001断路器。 4）、合上 10kV1 号所用变 0111 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 。 5） 、

37、在监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kV1号所用变进行第一次冲击。 6）、在 0.4kV 所用电屏处检查 1 号所用变 0.4kV 侧电压及相序， 并对 0.4kV 系统一次核相 （不同电源， 第一路为 1 号所用变电源，第二路为施工临时电） 。 7） 、电压检查正常后，在监控机上遥控断开1号主变10kV侧001断路器。 8） 、5分钟后在监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kV1号所用变进行第二次冲击。 9） 、5分钟后，在监控机上遥控断开1号主变10kV侧001断路器。 10） 、5分钟后在监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kV1号所用变

38、进行第三次冲击。 11） 、三次冲击正常后，将0.4kV所用电屏ATS开关置工作模式1 （电源一供电）， （九）、 10kV1 号电容器带电 操作前向调度申请退出 1 号主变差动保护 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护。 2）、确认 10kV1 号电容器 074断路器在断开位置。 3）、合上 10kV1 号电容器母线侧 0741 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上 10kV1 号电容器侧 0746隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报10kV1号电容器074断路器间隔已处在热备用状态，申请用074断路器对10kV1号电容器进行三次冲击。 6） 、在

39、监控机上遥控合上10kV1号电容器074断路器对10kV1号电容器进行第一次冲击。 7） 、确认074断路器确已可靠合上后， 全面检查1号主变110kV侧及10kV侧电流幅值、极性正确， 差动保护差流正常，以及计量、测量电流正常， 10kV1 号电容器电流幅值、极性正确，以及计量、测 量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入 1 号主变差动保护。 8）、电流检查完毕后在监控机上遥控断开 10kV1 号电容器 074断路器。 9） 、在监控机上遥控合上10kV1 号电容器 074 断路器对 10kV1 号电容器进行第二次冲击。 10） 、 5分钟后在监控机上遥控断开10kV1 号电容器 074 断

40、路器。 11） 、 5分钟后在监控机上遥控合上10kV1 号电容器 074 断路器对 10kV1 号电容器进行第三次冲击。 12） 、三次冲击正常后，向调度汇报10kV1 号电容器三次冲击正常。 （十）、 10kV3 号电容器带电 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护。 2）、确认10kV3号电容器073断路器在断开位置。 3）、合上 10kV3 号电容器母线侧 0731 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上10kV3号电容器侧0736隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报10kV3号电容器073断路器间隔已处在热备用状态，申请用073断路器对10kV

41、3号电 容器进行三次冲击。 6） 、在监控机上遥控合上10kV3号电容器073断路器对10kV3号电容器进行第一次冲击。 7） 、确认073断路器确已可靠合上后，全面检查10kV3号电容器电流幅值、极性正确，以及计量、测 量电流正常。正常后向调度汇报。 8） 、电流检查完毕后在监控机上遥控断开10kV3号电容器073断路器。 9） 、在监控机上遥控合上10kV3号电容器073断路器对10kV3号电容器进行第二次冲击。 10） 5分钟后在监控机上遥控断开10kV3号电容器073断路器。 11） 、5分钟后在监控机上遥控合上10kV3号电容器073断路器对10kV3号电容器进行第三次冲击。 12）

42、 、三次冲击正常后，向调度汇报10kV3号电容器三次冲击正常。 （十一）、10kV整碗线 071 送电（8 月 26 日） 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸） 。 2）、确认10kV整碗线071断路器在断开位置。 3）、合上 10kV 整碗线母线侧 0711 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上 10kV 整碗线线路侧 0716 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报10kV整碗线071断路器间隔已处在热备用状态，申请用071断路器对10kV整碗线进 行三次冲击。 6） 、在监控机上遥控合上10kV整碗线071断路器对10kV整碗线进行

43、第一次冲击。 7） 、5分钟后在监控机上遥控断开10kV整碗线071断路器。 8） 、5分钟后在监控机上遥控合上10kV整碗线071断路器对10kV整碗线进行第二次冲击。 9） 、5分钟后在监控机上遥控断开10kV整碗线071断路器。 10）、 5 分钟后在监控机上遥控合上 11）、三次冲击正常后，向调度汇报 10kV整碗线071断路器对10kV整碗线进行第三次冲击。 10kV 整碗线三次冲击正常。 12）、 10kV 整碗线带负荷后，全面检查 10kV 整碗线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流 正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十二）、10kV园区I回线079送电（8

44、月26 日） 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸） 。 2）、确认10kV园区I回线079断路器在断开位置。 3）、合上10kV园区I回线侧0791隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上10kV园区I回线线路侧0796隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报10kV园区I回线079断路器间隔已处在热备用状态，申请用079断路器对10kV园区 I 回线进行三次冲击（重合闸退出） 6） 、在监控机上遥控合上 10kV园区I回线079断路器对10kV园区I回线进行第一次冲击。 7） 、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区I回线079断路器。 8）

45、 、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区I回线079断路器对10kV园区I回线进行第二次冲击。 9） 、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区I回线079断路器。 10）、 5 分钟后在监控机上遥控合上 11）、三次冲击正常后，向调度汇报 10kV园区I回线079断路器对10kV园区I回线进行第三次冲击。 10kV园区I回线三次冲击正常。 12）、10kV园区I回线带负荷后，全面检查10kV园区I回线电流幅值、保护极性正确，以及计量、 测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十三）、10kV园区II回线078送电（8月26 日） 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重

46、合闸） 。 2）、确认10kV园区II回线078断路器在断开位置。 3）、合上10kV园区II回线侧0781隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上10kV园区II回线线路侧0786隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报10kV园区II回线078断路器间隔已处在热备用状态，申请用 078断路器对10kV园 区 I 回线进行三次冲击（重合闸退出） 。 6） 、在监控机上遥控合上10kV园区II回线078断路器对10kV园区II回线进行第一次冲击。 7） 、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区II回线078断路器。 8） 、5分钟后在监控机上遥控合上10kV

47、园区II回线078断路器对10kV园区II回线进行第二次冲击。 9） 、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区II回线079断路器。 10） 、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区II回线078断路器对10kV园区II回线进行第三次冲 击。 11） 、三次冲击正常后，向调度汇报10kV园区II回线三次冲击正常。 12） 、10kV园区II回线带负荷后，全面检查10kV园区II回线电流幅值、保护极性正确，以及计量、 测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十四）、10kV园区III回线077送电（8月26 日） 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸） 。 2）、确

48、认10kV园区III回线077断路器在断开位置。 3）、合上10kV园区III回线侧0771隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4） 、合上10kV园区III回线线路侧0776隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报10kV园区III回线077断路器间隔已处在热备用状态，申请用077断路器对10kV园 区 III 回线进行三次冲击（重合闸退出） 。 6） 、在监控机上遥控合上10kV园区III回线077断路器对10kV园区III回线进行第一次冲击。 7）、 5分钟后在监控机上遥控断开 10kV 园区 III 8）、 5分钟后在监控机上遥控合上 10kV 园区 II

49、I 击。 9）、 5分钟后在监控机上遥控断开 10kV 园区 III 10）、 5 分钟后在监控机上遥控合上 10kV 园区 III 冲击。 11）、三次冲击正常后，向调度汇报 回线 077 断路器。 回线 077 断路器对 10kV 园区 III 回线进行第二次冲 回线 077 断路器。 回线 077 断路器对 10kV 园区 III 回线进行第三次 10kV 园区 III 回线三次冲击正常。 12）、 10kV 园区 III 回线带负荷后，全面检查 10kV 园区 III 回线电流幅值、保护极性正确，以及计 量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十四）、10kV村委

50、会线076送电（8月26 日） 1 ）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸） 。 2）、确认10kV村委会线076断路器在断开位置。 3）、合上 10kV 村委会线侧 0761 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上 10kV 村委会线线路侧 0766 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报10kV村委会线076断路器间隔已处在热备用状态，申请用076断路器对10kV村委会 线进行三次冲击（重合闸退出） 。 6）、在监控机上遥控合上10kV村委会线076断路器对10kV村委会线进行第一次冲击。 7）、 5分钟后在监控机上遥控断开 8）、 5分钟后在

51、监控机上遥控合上 9）、 5分钟后在监控机上遥控断开 10）、 5 分钟后在监控机上遥控合上 11）、三次冲击正常后，向调度汇报 10kV村委会线076断路器。 10kV村委会线076断路器对10kV村委会线进行第二次冲击。 10kV村委会线076断路器。 10kV村委会线076断路器对10kV村委会线进行第三次冲击。 10kV 村委会线三次冲击正常。 12）、 10kV 村委会线带负荷后，全面检查 10kV 村委会线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量 电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十五）、10kV石厂线072送电（8月26 日） 1 ）、按调度要求投入并检查相关保

52、护（退出重合闸） 。 2）、确认10kV石厂线072断路器在断开位置。 3）、合上 10kV 石厂线侧 0721 隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上10kV石厂线线路侧0726隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5） 、向调度汇报10kV石厂线072断路器间隔已处在热备用状态，申请用072断路器对10kV石厂线进 行三次冲击（重合闸退出） 。 6） 、在监控机上遥控合上10kV石厂线072断路器对10kV石厂线进行第一次冲击。 7） 、5分钟后在监控机上遥控断开10kV石厂线072断路器。 8） 、5分钟后在监控机上遥控合上10kV石厂线072断路器对10kV石厂线

53、进行第二次冲击。 9） 、5分钟后在监控机上遥控断开10kV石厂线072断路器。 10）、 5 分钟后在监控机上遥控合上 11）、三次冲击正常后，向调度汇报 10kV石厂线072断路器对10kV石厂线进行第三次冲击。 10kV 石厂线三次冲击正常。 12）、 10kV 村委会线带负荷后，全面检查 10kV 村委会线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量 电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 35kV线路投产日期不确定，所以具体投运日期已调度批复日期为准! （十六）、35kV茶云T震线373送电（X月X 日） 1） 、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。 2）、确认 35k

54、V 茶云 T 震线 373 断路器在断开位置。 3）、合上35kV茶云T震线母线侧3731隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 4）、合上35kV茶云T震线线路侧3736隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 5）、合上35kV茶云T震线线路TV3739隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。 6） 、向调度汇报35kV茶云T震线373断路器间隔已处在热备用状态，申请用373断路器对35kV茶云 T震线及线路TV进行三次冲击（重合闸退出）。 7） 、在监控机上遥控合上 35kV茶云T震线373断路器对35kV茶云T震线及线路TV进行第一次冲击。 8）、35kV茶云T震线线路TV带电

55、后在线路柜处检查35kV茶云T震线二次电压及相序并二次核相, 检查正常后合上 TV二次小空开。 35kV茶云T震线373断路器。 9）、 5分钟后在监控机上遥控断开 10）、 5 分钟后在监控机上遥控合上 二次冲击。 11）、 5分钟后在监控机上遥控断开 12）、 5 分钟后在监控机上遥控合上 三次冲击。 13）、三次冲击正常后，向调度汇报 35kV茶云T震线373断路器对35kV茶云T震线及线路TV进行第 35kV茶云T震线373断路器。 35kV茶云T震线373断路器对35kV茶云T震线及线路TV进行第 14）、 35kV 茶云 T 震线带负荷前，申请退出 1号主变差动保护及 35kV母差保护。 35kV茶云T震线及线路TV三次冲击正常。 15）、 35kV 茶云 T 震线带负荷后，全面检查 1 号主变 110kV 侧及 35kV 侧电流幅值、极性正确，差动 保护差流正常，以及计量、测量电流正常，35kV母差保护电流幅值、极性正确，差流正常，35kV茶 云T震线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入1号主 变差动保护和35kV母差保护及重合闸。 （十二）、35kV茶东T南线371送电及2号所用变带电（X月X 日） 1） 、