kV贵轮变输变电工程启动投运技术方案

1、封面作者：PanHon glia ng仅供个人学习110kV 贵轮变输变电工程启动投运方案贵阳供电局电力调度控制中心2013 年 11 月准:核:写:工程简况110kV 贵轮变输变电工程主要内容： 110kV 贵轮变总降站， 110kV 钢轮 线线路，首钢一总降间隔扩建。设计及建设缘由：贵州轮胎股份有限公司“贵州轮胎股份有限公司年产120 万条高性能载重子午线轮胎生产线异地技改工程”的用电需求，在修文县 扎佐镇新建一座 110kV 总降站。工程规模：贵轮变主变容量最终为 4 X40MVA、本期为 2 X12.5MVA , 110kV 为单母线分段接线、户内 GIS 布置，四明变送出两回 110

2、kV 线路至贵 轮变实现双电源供电、本次为过渡期由首钢一总降转供（ 110kV 钢轮线线路 全长 4.527kM ，其中架空部分 4.15kM 、导线型号 LGJ300/50 ，电缆型号 YJLW03-64/110kV 1 X630单芯电缆、长度 3X377M , ）, 10kV 母线终期 为单母线四分段接线、出线终期 48回、本期为单母线分段接线出线 26 回， 无功补偿终期终期为 8X4200kvar 、本期为 4X4200kvar ，站用变采用接地变 带消弧线圈配置、终期为 4X500kVA 、本期为2X500kVA 。110kV 贵轮变输变电工程于 2013 年 3 月开工、于 201

3、3 年 11 月竣工， 设计单位为贵阳电力设计院有限责任公司，承建单位为贵州能通电力建设工程 有限公司，监理单位为广州东宁监理有限公司， 110kV 贵轮变输变电工程由 贵阳供电局负责组织工程验收和工程启动投运。二、 资源要求1、110kV 贵轮变输变电工程启动投运方案已获批准生效，并已发送至相关各管理和运维部门；2、110kV 贵轮变输变电工程启动投运方案已上报各级调度机构备案，已下发至各启动投运相关单位或部门；3、贵阳供电局所属各部门及各单位所有参与 110kV 贵轮变输变电工程启动投运的相关人员必须现场就位；4、首钢一总降、贵轮变当值人员必须熟悉本次启动投运进行中的“风险分析与控制措施”

4、内容，同时做好事故预想工作和防范措施；5、110kV 贵轮变通讯和调度自动化通信必须确保畅通；6、所有参与 110kV 贵轮变输变电工程启动投运的单位或部门相关调试、实验用设备仪器必须现场就位，并确保能够正常使用；7、110kV 贵轮变的安全设施、安全装置及个人安全工器具必须齐全，安全设施和安全装置功能必须齐全；8、110kV 贵轮变消防系统中的消防标识与消防设备一致、消防装置功能设定齐全并运行正常；9、110kV 贵轮变防误操作系统及装置已调试完毕并确保可正常运行；10 、 贵阳地调与贵州轮胎股份有限公司调度协议已签订生效。11 、 贵阳地调与首钢贵阳特殊钢有限责任公司调度协议已签订生效。三

5、、 启动调试范围站名 （线路）电压 等级启动设备线路110kV钢轮线线路首钢一总降110kV钢轮线开关间隔设备贵轮变110kVI、H段母线及母线所属设备2、3 号主变及主变所属设备10kVI、H段母线及母线所属设备n-ra 组电容器组及电容器开关间隔设备1、3 号接地变及站用变开关间隔26 回出线间隔设备四、启动实验的工程、目的及时间计划站名（线路）设备试验 内容负责 部门 时间 安排线路110kV110kV 钢轮线路线路各项实验合格、验收合格调试单位启动前进行参数测量数据齐全调试单位启动前进行线路一次清相正确调试单位启动前进行线路及电缆充电正常、核相正确、 带负荷运行正常启动各部门启动时进行

6、首钢一总降110kV110kV 钢轮线 104104 开关间隔设备104104 开关间隔设备各项实验合格， 遥控、遥信正确调试单位启动前进行104104 开关母线及线路保护传动实验 正确调试单位启动前进行104104 开关间隔设备充电正常启动各部门启动时进行104104 开关母线及线路保护、测量和 计量带负荷极性测试，遥测及信息 远传正确启动各部门启动时进行贵 轮变 贵轮 变110kV110kV 钢轮线 104104 开关间隔设备104104 开关间隔设备各项实验合格， 遥控、遥信正确调试单位启动前进行104104 开关母线及线路保护传动实验 正确调试单位启动前进行104104 开关间隔设备充

7、电正常启动各部门启动时进行104104 开关母线及线路保护、测量和 计量带负荷极性测试，遥测及信息 远传正确启动各部门启动时进行110kV110kVI段母线及母线所属设备110kV110kVI段母线各项实验正确调试单位启动前进行I段母线电压互感器组 15141514 各项 实验正确调试单位启动前进行I段母线及母线电压互感器组15141514 充电正常、二次电压正常 、 信息上传正确启动各部门启动时进行110kV110kVu段母线及母线所属设备110kV110kVU段母线各项实验正确调试单位启动前进行U段母线电压互感器组 15241524 各项 实验正确调试单位启动前进行U段母线及母线电压互感器

8、组15241524 充电正常、二次电压正常 、 信息上传正确启动各部门启动时进行2 2 号主变及主变所属设 备2 2 号主变各项实验合格、验收合格调试单位启动前进行2 2 号主变保护传动实验正确调试单位启动前进行2 2 号主变 5 5 次合闸冲击实验应正常启动各部门启动时进行2 2 号主变保护及测量、计量带负荷 极性测试应正确启动各部门启动时进行2 2 号主变及主变所属设备相关信息 上传应正确启动各部门启动时进行2 2 号主变带负何运行应正常启动各部门启动时进行3 3 号主变及主变所属设 备3 3 号主变各项实验合格、验收合格调试单位启动前进行3 3 号主变保护传动实验正确调试单位启动前进行3

9、 3 号主变 5 5 次合闸冲击实验应正常启动各部门启动时进行3 3 号主变保护及测量、计量带负荷 极性测试应正确启动各部门启动时进行3 3 号主变及主变所属设备相关信息 上传应正确启动各部门启动时进行2 2、3 3 号主变核相正确启动各部门启动时进行3 3 号主变带负何运行应正常启动各部门启动时进行10kV10kVu段母线及母线电压互感器组母线及母线所属设备的各项实验正确、各项验收合格调试单位启动前进行母线及母线所属设备充电正常、0524PT0524PT 信息上传和远传正确启动各部门启动时进行10kV10kV 川段母线及母线电压互感器组母线及母线所属设备的各项实验正确、各项验收合格调试单位启

10、动前进行母线及母线所属设备充电正常、0534PT0534PT 信息上传和远传正确启动各部门启动时进行n、川段母线电压互感器组自核相 正确启动各部门启动时进行iokviokvn-w电容器组及 062062 、064064 和075075、067067 开关间隔设备电容器组及开关间隔设备各项实验 正确、各项验收合格调试单位启动前进行电容器组及开关间隔设备充电正常启动各部门启动时进行电容器组开关间隔保护、测量、计 量带负荷实验正确，信息上传和远 传正确启动各部门启动时进行10kV10kV 2 2 号接地变及00020002 开关间隔设备、消弧装置2 2 号接地变及开关间隔设备各项实 验止确、各项验收

11、合格调试单位启动前进行2 2 号接地变消弧线圈及消弧装置各 项实验止确、各项验收合格调试单位启动前进行2 2 号接地变及开关间隔设备充电正 常启动各部门启动时进行2 2 号站用变及接地变开关间隔保 护、测量、计量带负荷实验正确， 信息上传和远传正确启动各部门启动时进行10kV10kV 3 3 号接地变及00030003 开关间隔设备、消弧装置3 3 号接地变及开关间隔设备各项实 验止确、各项验收合格调试单位启动前进行3 3 号接地变消弧线圈及消弧装置各 项实验止确、各项验收合格调试单位启动前进行3 3 号接地变及开关间隔设备充电正 常启动各部门启动时进行2 2、3 3 号接地变互核相正确启动各

12、部门启动时进行3 3 号站用变及接地变开关间隔保 护、测量、计量带负荷实验正确， 信息上传和远传正确启动各部门启动时进行10kV10kV 至二十六回出 线开关间隔设备开关间隔设备各项实验合格，遥 控、遥信止确调试单位启动前进行开关间隔设备充电正常启动各部门启动时进行五、启动组织指挥关系2)调试总指挥：根据启委会的授权，由启动试运指挥组组长或副组长担任，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操作与调试实验的 衔接，向启委会汇报启动工作有关情况。3)调度操作指挥：由贵阳地调值班调度员担任，在启动调试总指挥的 指挥下，根据启动调试方案指挥启动范围内设备的操作，发布操作指令或许可 操作指令，向

13、启动调试总指挥和贵阳地调值班调度员汇报操作有关情况，协助 启动调试总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。贵阳地调负责协调好调试 期间系统运行方式，满足系统调试的要求。4)调试实验指挥：由启动试运指挥组下设系统调试组组长担任，在启 动调试总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、实验工作的组织、指挥和 协调，落实有关调试、实验的安全措施，向启动调试总指挥汇报调试、实验的 有关情况。5)变电站运行值长：在调度操作指挥的指挥下，负责启动过程中本站 的运行与操作的组织、指挥，及时向调度操作指挥汇报本站设备运行与操作有 关情况。6)调试小组组长：在调试实验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负 责的调试、实验

14、工作，落实有关调试、实验的安全措施，向调试实验指挥汇报 本小组调试、实验有关情况。六、启动前应具备的条件1、 本期启动投产的新设备按国家电气装置安装工程施工及验收规范要 求安装1、启动组织机构设置:启委会为保证顺利投运，成立 110 加 贵轮变输变电工程启动委员会，具体组织 机构及人员名单见附件一。2、说明:启动调试总指挥值班调度启委员会动负责工程启动前及启实验指程中的组织、指挥和协调，调试实验指审批启动调试方案及调整方案， 确认工程是否具备启动条件， 确定启动时间，对启动中出现的重大情况做出决定。启委会可授权启动调试指挥组负责启动工 作指挥。各厂站运行各调试小组完毕，调试结果符合交接验收标准

15、要求，新装设备接地均良好，并通过竣工验收，具备投运条件，启委会确认具备带电条件；2、 110kV 贵轮变、首钢一总降站本次投产的开关、刀闸、接地刀闸设备均 已标明正确的名称、编号，与计算机监控相符，并核实编号、名称与贵 阳地调下达的调度命名及编号一致；3、 110kV 钢轮线线路已按照调度命名完成线路名称及杆号编制现场执行工 作；4、 110kV 首钢一总降站、贵轮变相关设备现场运行规程已编制完毕，并上 报各级调度机构备案；5、 110kV 贵轮变与各级调度端的通讯已开通，与各级调度的各类通信正 常，遥信、遥测、远动信息能正常传到贵阳地调；6、 110kV 贵轮变输变电工程中所有待启动投运的继

16、电保护定值按正式定值 通知单要求整定好，投退好保护压板并确保正确，完成传动实验并确保 正确；7、 所有待启动投运设备的电流互感器变比均己按调试单位下达的保护定值 单核对正确；8、 启动前所有待投运设备的参数测量工作应全部结束， 并将参数测量及实 验数据上报贵阳地调备案；9、 启动投运前 110kV 贵轮变输变电工程所有相关资料、实验报告、运行规 程等已报送各管理部门，各管理部门已分类归档保存；10 、 启动方案经获启委会批准，启动前安装人员会同运行人员对设备进 行检查、交底，确保所有待投运设备上无任何工作人员、工作和无任何 临时性安措及杂物，操作人员应按批准的启动方案填写好操作票并经监 护人员

17、审核；11 、所有待投运的继电保护设备已经按调度所下的整定值调试完毕，所有待投运设备继电保护及自动装置、监控、测量装置均已上电运行。七、启动前系统运行方式要求1 、 110kV 轧钢线为正常方式运行；2、 首钢一总降：110kV I、H组母线为正常方式运行；3、 首钢一总降： 110kV 钢轮线 104 开关间隔处于待投运状态；4、 110kV 钢轮线线路处于待投运状态；5、 贵轮变：全站所有设备处于待投运状态。八、启动前有关变电站设备运行状态1、 首钢一总降： 110kV 钢轮线 104 开关间隔为冷备用状态， 10429 、10439 地刀已拉开；2、 贵轮变： 110kV 钢轮线 104

18、 开关间隔为冷备用状态， 10419 、 10439 地 刀已拉开；3、110kV 钢轮线线路为冷备用状态，线路各侧1049 地刀均已拉开；4、贵轮变：110kV I 段母线及母线电压互感器组1514 为冷备用状态，1519 及 15149 地刀均已拉开；5、贵轮变：110kV H 段母线及母线电压互感器组1524 为冷备用状态，1529 及 15249 地刀均已拉开；6、 贵轮变： 110kV 分段 110 开关为冷备用状态，11019 、 11029 地刀均已拉开；7、 贵轮变： 2 号主变为冷备用状态， 10kV 侧 012 开关已拉出柜外至检修位置， 110kV 侧 112 开关为冷备

19、用状态 11219 、 11239 地刀均已拉开；8、 贵轮变： 3 号主变为冷备用状态， 10kV 侧 013 开关已拉出柜外至检修 位置，110kV 侧 113 开关为冷备用状态 11339 、11329 接地刀均已拉 开；9、 贵轮变：110kV 四轮 H 回线 102 开关间隔为冷备用状态，10229、10239 地刀均已拉开；10、贵轮变：10kV H 段母线为冷备用状态、母线电压互感器组0524为检修状态（刀闸拉出柜外）；11、贵轮变：10kV 皿段母线为冷备用状态、母线电压互感器组0534为检修状态（刀闸拉出柜外）；12、贵轮变： 10kV 分段 020 开关间隔组为检修状态，

20、020 开关及 0202 刀闸均已拉出柜外至检修位置；13 、贵轮变： 10kV 2 号接地变为冷备用状态，0002 开关在实验位置、中性点消弧线圈 00020 刀闸已拉开；14 、贵轮变： 10kV 3 号接地变为冷备用状态，0003 开关在实验位置、中性点消弧线圈 00030 刀闸已拉开；15、贵轮变：10kV H组电容器组及 062 开关间隔为冷备用状态（062 开关在实验位置）， 0624 刀闸已拉开、 06249 及 0629 地刀均已拉开；16、贵轮变：10kV W 组电容器组及 064 开关间隔为冷备用状态（064开关在实验位置）， 0644 刀闸已拉开、 06449 及 064

21、9 地刀均已拉开；17、贵轮变：10kV V 组电容器组及 065 开关间隔为冷备用状态（065开关在实验位置）， 0654 刀闸已拉开、 06549 及 0659 地刀均已拉开；18、贵轮变：10kV %组电容器组及 067 开关间隔为冷备用状态（067开关在实验位置）， 0647 刀闸已拉开、 06749 及 0679 地刀均已拉开；19、10kV 备用一至备用八馈线开关间隔 025 、 026 、 027 、 028 、029 、 071 、 072 、 074 均为冷 备用 状态（ 开关 在实 验位置线路 侧0259 、 0269 、 0279 、 0289 、 0299 、 0719

22、 、 0729 、 0749 地刀均已拉开）；20、10kV 备用九至备用十六馈线开关间隔 035、 037 、 038 、 039、075 、 076 、 077 、 078 均为冷 备用 状态（ 开关 在实 验位置线路 侧0359 、 0379 、 0389 、 0399 、 0759 、 0769 、 0779 、 0789 地刀均已拉开）；21、10kV 贵炉 I回线 021 开关为冷备用状态（开关在实验位置）、0219 地刀已拉开；22、10kV 贵胶 I回线 022 开关为冷备用状态（开关在实验位置）、0229 地刀已拉开；23、10kV 贵胎 I回线 023 开关为冷备用状态（开

23、关在实验位置）、0239 地刀已拉开；24、10kV 贵公 I回线 024 开关为冷备用状态（开关在实验位置）、0249 地刀已拉开；25、10kV 贵里 I回线 073 开关为冷备用状态（开关在实验位置）、0739 地刀已拉开；26、10kV 贵胶 H回线 031 开关为冷备用状态（开关在实验位置）、0319 地刀已拉开；0329 地刀已拉开；28、10kV 贵炉 H回线 033 开关为冷备用状态（开关在实验位置）、0339 地刀已拉开；29、10kV 贵公 H回线 034 开关为冷备用状态（开关在实验位置）、0349 地刀已拉开；0369 地刀已拉开27、10kV 贵胎 H 回线032 开

24、关为冷备用状态（开关在实验位置）、30、10kV 贵里 H 回线036 开关为冷备用状态（开关在实验位置）、九、风险分析及控制措施风险分析控制措施贵轮变 2 2、3 3 号主变保护拒 动，造成主变及主变所属设 备损坏1 1、 启动投运前，主变及主变所属设备的各项实验必须 止确、各项验收必须合格；2 2、启动投运前，主变保护传动实验必须正确；3 3、 启动投运时应确认主变所有保护均已投入并运行正 常；4 4、 采用合理的启动投运方式方法规避风险，故启动投 运操作必须严格遵照启动投运方案进行。设备故障时 110kV110kV 钢轮线保护拒动作导致首钢一总降失压1 1、 贵轮变所有待投运设备必须经验

25、收合格确保无设备缺 陷；2 2、 采用合理的启动投运方式方法规避风险，故启动投运 操作必须严格遵照启动投运方案进行。启动投运进行时误操作造成电网事故或人身伤害事故1 1、 110kV110kV 贵轮变输变电工程启动投运方案应提前编制完 成，并及时发送至相关各单位和部门；2 2、参与启动投运的所有相关人员必须熟悉本方案，启动 投运进行时应逐一核对所有待投运设备实时状态，确 保待投运设备上无任何安全措施和工作人员；3 3、贵阳地调、首钢一总降、贵轮变应提前按操作票的管 理要求根据启动投运步骤拟定好操作工程和操作步 骤。启动投运结束后未及时恢复 正常方式导致电网供电可靠 性降低或相关设备无保护运 行

26、1 1、启动投运结束后应及时将相关区域电网恢复为正常方 式运行；2 2、启动投运结束后所有运行中设备必须检查实验结论的 完整性和正确性、梳理所有保护及安全自动装置均已 按照整定书要求投入。首钢一总降 110kV110kV 单母线运行母线故障将导致 110kV110kV1 1、首钢一总降 110kV110kV 单母线运行前必须梳理确认I、U组母线上无任何缺陷隐患；母线失压2 2、首钢一总降110k110kV V单母线运行期间必须加强运行中 母线的设备巡视工作确保不会因母线缺陷诱发为母线 故障；3 3、首钢一总降110k110kV V单母线运行期间尽可能调整好生 产调度并做好事故停电的应急准备工作

27、；4 4、 启委会必须做好110k110kV V贵轮变输变电工程启动投运 的组织准备工作，力争做到有序、高效、快速进行， 从而尽可能缩短首钢一总降 110kV110kV 单母线运行时间；5 5、要求相关厂站。单位做好事故应急预案。110kV110kV 钢轮线线路相序不正确导致新上第二电源时存在相间短路风险110kV110kV 钢轮线线路一次清相必须确保正确， 清相工作应 从首钢一总降母线的相色标志开始经电缆出线至贵轮 变 110kV110kV 母线侧。十、应急处置1、相关厂、站做好负荷转供预案及控制措施具体为：首钢一总降应做好全 站失压后事故应急预案并做好事故预想工作启动投运进行中若首钢一总

28、降 110kV 母线上发现有危及安全运行的缺陷时应立即终止启动投运将母线 恢复正常方式运行待缺陷隐患消除后方可继续启动投运。2、贵轮变输变电工程启动投运进行中相关各部门应做好防误操作的应对措施 具体为：所有参与本次启动投运的局属各部门和相关单位必须熟悉启动 投运方案的调试内容和步骤并据此提前拟定好操作票、做好操作演练、做 好相互配合和相互监督工作所有参与投运的操作人员必须按照操作票的 操作内容梳理排查确认安全措施拆除情况、工作终结手续完善情况、工作 人员撤离现场情况所有参与投运的现场调试人员必须严格遵照启动投运 方案内容及步骤完成所有继电保护、安全自动装置、自动化综控系统启动 投运前的传动实验

29、和启动投运进行中的带负荷实验，并做好结论记录启动委员会应做好总体指挥调度、启动投运进行中依据此上的风险分析监督各部门风险控制措施落实情况；3、贵轮变输变电工程启动投运进行中启委会成员应按责任划分做好各项安全 防范的应急措施（如人身伤害事故的紧急抢救、设备故障失火的紧急扑 救、其它突发事件应急处理等）。十一、启动调试的内容及步骤说明 :本次启动投运共分为两大部分，贵阳地调负责110kV 钢轮线线路及各侧开关间隔设备的启动投运，贵州轮胎股份有限公司负责贵轮变其余设备的启动 投运。1、确认： 110kV 钢轮线线路上所有安全措施已全部拆除，无任何工作及工 作人员，线路一次清相正确，具备投运条件；2、

30、确认首钢一总降侧： 110kV 钢轮线 104 开关间隔一二次设备上无任何工作、工作人员，无任何安全措施；3、确认贵轮变侧： 110kV 钢轮线 104 开关间隔一二次设备上无任何工作、 工作人员，无任何安全措施；4、贵轮变：确认 110kV I段母线及母线电压互感器组 1514 一二次设备上无任何工作、工作人员，无任何安全措施；5、贵轮变：确认 110kV H 段母线及母线电压互感器组 1524 一二次设备上无任何工作、工作人员，无任何安全措施；6、贵轮变：确认 110kV 分段 110 开关间隔一二次设备上无任何工作、工作人员，无任何安全措施；7、贵轮变：确认 2 号主变及各侧开关间隔一二

31、次设备上无任何工作、工作 人员，无任何安全措施；8、贵轮变：确认 3 号主变及各侧开关间隔一二次设备上无任何工作、工作 人员，无任何安全措施；9、贵轮变：确认 10kV n-ra 组电容器组及 062 067 开关间隔一二次设 备上无任何工作、工作人员，无任何安全措施；10、 贵轮变：确认 10kV 2 、 3 号接地变及消弧线圈 （消弧装置）以及 0002 和0003 开关间隔一二次设备上无任何工作、工作人员，无任何安全措施；11 、 贵轮变：确认 10kV 2 、 3 号接地变低压侧开关在冷备用状态；12、 贵轮变：逐一确认 10kV 备用一至备用十六开关间隔一二次设备上无任 何工作、工作

32、人员，无任何安全措施， 10kV 备用一至备用十六开关间隔与 出线电缆必须确保已全部脱离无任何电气连接；13、 贵轮变：逐一确认 10kV 贵炉双回线、贵胎双回线、贵公双回线、贵里 双回线开关间隔一二次设备上无任何工作、工作人员，无任何安全措施， 1 0kV 贵炉双回线、贵胎双回线、贵公双回线、贵里双回线开关间隔与出线 电缆必须确保已全部脱离无任何电气连接；14、 贵轮变:确认 10kV 分段 020 开关间隔一二次设备上无任何工作、工作人 员，无任何安全措施；15、 贵轮变：核对确认 110kV 母差保护整定书保护编号及定值无误，保护按 整定书要求已正确投入；10kV 2 号接地变保护整定书

33、编号及定值无误，保护按整定书要求已正确投入；21、 贵轮变：核对确认 10kV 3 号接地变保护整定书保护及定值无误，保护按整定书要求已正确投入；22、贵轮变：核对确认 10kV H组电容器组保护整定书编号及定值无误，保护按整定书要求已正确投入；23、贵轮变：核对确认 10kV W组电容器组保护整定书编号及定值无误，保护按整定书要求已正确投入；24、贵轮变：核对确认 10kV V组电容器组保护整定书编号及定值无误，保护按整定书要求已正确投入；25、贵轮变：核对确认 10kV 叫组电容器组保护整定书编号及定值无误，保16 、 贵轮变：核对确认 2 号主变保护整定书编号及定值无误，保护按整定书要求

34、已正确投入；17 、 贵轮变：核对确认 2 号主变非电量保护功能与现场一致并投入所有非电量保护；18 、 贵轮变：核对确认 3 号主变保护整定书编号及定值无误，保护按整定书要求已正确投入；19 、 贵轮变：核对确认 3 号主变非电量保护功能与现场一致并投入所有非电量保护；20 、 贵轮变：核对确认护按整定书要求已正确投入；26、 贵轮变逐一核对确认： 110kV 钢轮线 104 、分段 110 、2 号主变 112 、3 号主变 113 开 CT 变比符合母差保护及主变保护整定和测量、计量要求，CT 二次回路接线正确、无开路现象；27、 贵轮变逐一核对确认： 10kV 2 、3 号接地变 CT

35、 变比符合保护整定及测量、计量要求， CT 二次回路接线正确、无开路现象；28、 贵轮变逐一核对确认：10kV组电容器组 CT 变比符合保护整定及测量、计量要求， CT 二次回路接线正确、无开路现象；29 、 贵阳地调负责以下的启动投运内容：30、 首钢一总降：核对确认 110kV 钢轮线 104 开关 CT 变比符合母差保护、 线路保护整定及测量、计量要求， CT 二次回路接线正确、无开路现象；31 、 首钢一总降：核对确认 110kV 钢轮线 104 开关线路保护整定书编号 2013/ ？定值无误、保护按整定书要求已正确投入，重合闸停用；32、 贵轮变：核对确认 110kV 钢轮线 104

36、 开关线路保护整定书编号 2013/ ？定值无误、保护按整定书要求已正确投入，重合闸停用；33、 首钢一总降：将 110kV I组母线上所有负荷倒由 H 组母线上运行；34、 首钢一总降：确认 110kV 母联 110 开关已无负荷电流；35、 首钢一总降：停用 110kV 母差保护；36、 首钢一总降：将 110kV 母差保护中母联 110 开关母联过流保护定值由？ A 调整为？ A、母联零序过流定值由？ A 调整为？ A，母联过流及零序 过流保护跳闸出口延时调整为 0.1s；37 、 首钢一总降： 110kV 母差保护定值调整完毕后投入 110kV 母差保护中 母联110 开关过流及零序过

37、流保护，并确认运行正常；38 、 首钢一总降：合上 110kV 钢轮线 1041 、1043 刀闸；39 、 首钢一总降：合上 110kV 钢轮线 104 开关对线路充电；40 、 首钢一总降：检查确认 110kV 钢轮线线路充电正常；41、 首钢一总降：检查确认 110kV 钢轮线线路 PT 二次电压正常；42、 贵轮变：检查确认 110kV 钢轮线线路 PT 二次电压正常；43 、 首钢一总降：断开 110kV 钢轮线 104 开关；44 、 贵轮变：合上 110kV 钢轮线 1043 刀闸；45 、 贵轮变：合上 110kV 钢轮线 104 开关；46 、 首钢一总降：合上 110kV

38、钢轮线 104 开关对线路送电、对贵轮变侧 10 4 开关间隔设备充电；47 、 贵轮变：检查确认 110kV 钢轮线 104 开关间隔设备充电正常；48 、 贵轮变：断开 110kV 钢轮线 104 开关；49 、 贵轮变：拉开 110kV 钢轮线 1043 刀闸；50 、 贵轮变：合上 110kV 钢轮下 1041 、1043 刀闸；51 、 贵阳地调负责的启动投运已告一段落，接下由贵州轮胎股份有限公司完 成其余的启动投运工作：52 、 贵轮变：合上 110kV 分段 1101 刀闸；53 、 贵轮变：合上 110kV 分段 110 开关；54、 贵轮变：合上 110kV I段母线电压互感

39、器组 1514 刀闸；55、 贵轮变：合上 2 号主变 110kV 侧 1121 刀闸；56、 贵轮变：合上 2 号主变 110kV 侧 112 开关；57、 贵轮变：合上 110kV 钢轮线 104 开关对 I段母线及母线电压互感器组 1514 、分段 110 开关间隔设备、 2 号主变 112 开关间隔设备充电；58、 贵轮变：检查确认 110kV I段母线及母线电压互感器组 1514、分段 110 开关间隔设备、 2 号主变 112 开关间隔设备充电正常；59、 贵轮变：检查确认 110kV I段母线电压互感器组 1514 二次电压正常、信息上传正确；60、 贵轮变：断开 2 号主变 1

40、10kV 侧 112 开关；61 、 贵轮变：断开 110kV 分段 110 开关；62、 贵轮变：合上 110kV 四轮 H回线 1022 刀闸；63、 贵轮变：合上 110kV 四轮 H回线 102 开关；64、 贵轮变：合上 3 号主变 110kV 侧 1132 刀闸；65、 贵轮变：合上 3 号主变 110kV 侧 113 开关；66、 贵轮变：合上 110kV H段母线电压互感器组 1524 刀闸；67、 贵轮变：合上 110kV 分段 1102 刀闸；68、 贵轮变：合上 110kV 分段 110 开关对 H段母线及母线电压互感器组 1524、3 号主变 113 开关间隔设备、四轮

41、 H 回线 102 开关间隔设备充电;69、贵轮变：检查确认 110kV H段母线及母线电压互感器组 1524、3 号主变 113 开关间隔设备、四轮 H回线 102 开关间隔设备充电正常；70、 贵轮变：检查确认 110kV H 段母线电压互感器组 1524 二次电压正常、信息上传正确；71、 贵轮变：在 110kV I、H段母线电压互感器组二次侧自核相应正确；72、 贵轮变：断开 3 号主变 110kV 侧 113 开关；73、 贵轮变：断开 110kV 四轮 H 回线 102 开关；74、 贵轮变：拉开 110kV 四轮 H 回线 1022 刀闸；75、 贵轮变：合上 2 号主变 110

42、kV 侧中性点接地刀闸 1120 ；76、 贵轮变：合上 3 号主变 110kV 侧中性点接地刀闸 1130 ；77 、 贵轮变：将 2、 3 号主变档位调至最低档；78、 贵轮变：合上 2 号主变 110kV 侧 1123 刀闸；79、 贵轮变：合上 2 号主变 110kV 侧 112 开关对主变第一次合闸冲击实验 运行 10分钟，检查 2 号主变充电运行正常；80、 贵轮变：断开 2 号主变 110kV 侧 112 开关；81 、 贵轮变：用 2 号主变 110kV 侧 112 开关完成 3 次合闸冲击实验（ 2 号 主变每次充电运行时间为 5 分钟、充电间隔时间为 5 分钟）；82、 贵

43、轮变：检查确认 2 号主变连续 3 次合闸冲击实验应正常；83、 贵轮变：断开 2 号主变 110kV 侧 112 开关；84、 贵轮变：将 2 号主变 10kV 侧 012 开关推入柜内、合上 012 开关；85 、 贵轮变：将 10kV 分段 0202 刀闸推入柜内至运行位置；86 、 贵轮变：将 10kV 分段 020 开关推入柜内、合上 020 开关；87、 贵轮变：将 10kV H段母线电压互感器组 0524 刀闸推入柜内至运行位置；88、 贵轮变：将 10kV 皿段母线电压互感器组 0534 刀闸推入柜内至运行位置；89、 贵轮变：合上 2 号主变 110kV 侧 112 开关对

44、2 号主变第 5 次合闸冲击实验，对 10kV H、皿段母线及母线电压互感器组 0524、0534 和分段 020 开关间隔设备充电；90、贵轮变：检查确认 10kV H、皿段母线及母线电压互感器组 0524、0534和分段 020 开关间隔设备充电正常；91、贵轮变：检查 i0kv段母线电压互感器组二次电压正常、信息上传正确；92、 贵轮变：在 10kV H、皿段母线电压互感器组 0524、0534 二次侧自核相应正确；93、 贵轮变：断开 10kV 分段 020 开关；94、 贵轮变：断开 2 号主变 10kV 侧 012 开关；95、 贵轮变：将 10kV H组电容器组 062 开关推入

45、柜内、合上 062 开关；96、 贵轮变：将 10kV W组电容器组 064 开关推入柜内、合上 064 开关；注：电容器组开关若合不上则应停用电容器组欠压保护待电容器组投运正常 后再投入欠压保护）97、 贵轮变：将 10kV 2 号接地变 0002 刀闸投入柜内、合上 0002 开关；98、 贵轮变：将 10kV 备用一至八回馈线 025 、026 、 027 、028 、029 、071、072 、074 开关推入柜内，合上 025 、026 、027 、028 、029 、071 、072 、074 开关；99、 贵轮变：将 10kV 贵炉 I回线 021 开关推入柜内、合上 021 开

46、关；100、贵轮变：将 10kV 贵胶 I回线 022 开关推入柜内、合上 022 开关；101、贵轮变：将 10kV 贵胎 I回线 023 开关推入柜内、合上 023 开关；102、贵轮变：将 10kV 贵公 I回线 024 开关推入柜内、合上 024 开关；103、贵轮变：将 10kV 贵里 I回线 073 开关推入柜内、合上 073 开关；104、贵轮变：合上 2 号主变 10kV 侧 012 开关对组电容器组 062、064 开关间隔设备， 2 号接地变 0002 开关间隔设备， 10kV 备用一至八回馈线 025、 026、 027 、 028 、 029 、 071 、 072、

47、074 开关间隔设备，10kV 贵炉 I 回线 021、贵胶 I回线 022、贵胎 I回线线 023、贵公 I回线024、贵里 I 回线 073 开关间隔设备充电;105、贵轮变逐一检查确认：10kV组电容器组 062、064 开关间隔设备， 2 号接地变 0002 开关间隔设备， 10kV 备用一至八回馈线 025 、026、027、028、029、071、072、074 开关间隔设备，10kV 贵炉 I 回 线 021、贵胶 I回线 022、贵胎 I回线线 023、贵公 I回线 024、贵里 I 回线 073 开关间隔设备充电正常；106、贵轮变：将 10kV 备用一至八回馈线 025、

48、026、 027、 028、 029、 071 、 072 、 074 开关操作为冷备用状态（开关在实验位置）；107、贵轮变：将 10kV 贵炉 I 回线 021、贵胶 I回线 022、贵胎 I回线 线 023、贵公 I回线 024、贵里 I回线 073 开关操作为冷备用状态（开关 在实验位置）；108 、 贵轮变：断开 10kV 2 号接地变 0002 开关；109、贵轮变：断开 10kV H 组电容器组 062 开关；110、贵轮变：断开 10kV W组电容器组 064 开关；111、贵轮变：贵轮变：将 10kV V组电容器组 065 开关推入柜内、合上 065 开关；112、贵轮变：将

49、 10kV 叫组电容器组 067 开关推入柜内、合上 067 开 关；（注：电容器组开关若合不上则应停用电容器组欠压保护待电容器组投运正常 后再投入欠压保护）关；114、贵轮变：将 10kV 备用九至十六回馈线 035 、 037 、038 、039 、075 、076 、077 、078 开关推入柜内，合上 035 、037 、038 、039 、075、076 、077 、078 开关；113、贵轮变：将 10kV 3 号接地变 0003 刀闸投入柜内、合上 0003 开115、贵轮变：将 10kV 贵炉 H 回线 033 开关推入柜内、合上 033 开关；116、贵轮变：将 10kV 贵

50、胶 H 回线 031 开关推入柜内、合上 031 开关；117、贵轮变：将 10kV 贵胎 H 回线 032 开关推入柜内、合上 032 开关；118、贵轮变：将 10kV 贵公 H 回线 034 开关推入柜内、合上 034 开关；119、贵轮变：将 10kV 贵里 H 回线 036 开关推入柜内、合上 036 开关；120、贵轮变：合上 10kV 分段 010 开关对 V、组电容器组 065、067开关间隔设备， 3 号接地变 0003 开关间隔设备， 10kV 备用九至十六回馈线 0035、 037、 038、 039、 075、 076、 077、 078 开关间隔设备， 10kV贵炉

51、H回线 033、贵胶 H回线 031、贵胎 H 回线线 032、贵公 H 回线 034、贵里 H 回线 036 开关间隔设备充电;121、贵轮变逐一检查确认：10kV VW组电容器组 065、067 开关间隔设备， 3 号接地变 0003 开关间隔设备， 10kV 备用九至十六回馈线 0035、 037、 038、 039、 075、 076、 077、 078 开关间隔设备， 10kV 贵炉H回线 033、贵胶 H回线 031、贵胎 H 回线线 032、贵公 H 回线 034、贵 里 H回线 036 开关间隔设备充电正常；122、贵轮变：将 10kV 备用一至八回馈线备用九至十六回馈线 03

52、5、 037、 038、 039、 075、 076、 077、 078 开关间隔设备操作为冷备用状态 （开关在实验位置）；123、贵轮变： 将 10kV 贵炉 H 回线 033、 贵胶 H 回线 031、 贵胎 H 回线 线 032、贵公 H回线 034、贵里 H回线 036 开关操作为冷备用状态（开关 在实验位置）；124 、 贵轮变：断开 10kV 3 号接地变 0003 开关；125、贵轮变：断开 10kV V组电容器组 065 开关；126、贵轮变：断开 10kV 叫组电容器组 067 开关；127 、 贵轮变：断开 10kV 分段 020 开关；128 、 贵轮变：将 10kV 分

53、段 020 开关操作为冷备用状态（开关在实验 位置）；129、贵轮变：合上 3 号主变 110kV 侧 1133 刀闸；130 、贵轮变：合上 3 号主变 110kV 侧 113 开关对主变第一次合闸冲击实验；131、贵轮变：检查 3 号主变充电运行 10 分钟应正常；132、贵轮变：断开 3 号主变 110kV 侧 113 开关；133、贵轮变：用 3 号主变 110kV 侧 113 开关对主变完成连续 3 次合闸冲击实验（主变每次充电运行时间为 5 分钟、充电间隔时间为 5 分钟）；134、贵轮变：检查确认 3 号主变连续 3 次合闸冲击实验应正常；135、贵轮变：断开 3 号主变 110

54、kV 侧 113 开关；136、贵轮变：将 3 号主变 10kV 侧 013 开关推入柜内、合上 013 开关；137、贵轮变：合上 3 号主变 110kV113 开关对主变第 5 次合闸冲击实验、对 013 开关间隔设备充电；138、贵轮变：检查确认 3 号主变第 5 次合闸冲击实验应正常、 3 号主变10kV 侧 013 开关间隔设备充电正常；139、贵轮变：检杳 10kV 皿段母线电压互感器组 0534 二次电压正常；140、贵轮变：在 10kV段母线电压互感器组 0524、0534 二次侧对 2 、3 号主变互核相应正确；141 、贵轮变：断开 3 号主变 10kV 侧 013 开关；

55、142 、贵轮变：将 10kV 分段 020 开关推入柜内、合上 020 开关；143 、贵轮变：合上 10kV H 组电容器组 0624 刀闸；144 、贵轮变：合上 10kV H 组电容器组 062 开关对电容器组充电；145 、贵轮变：检杳确认 10kV H 组电容器组充电正常；146、贵轮变：10kV H 组电容器组 062 开关保护、测量和计量带负荷实验应正确，相关信息上传应正确；147 、贵轮变：断开 10kV H组电容器组 062 开关；148 、贵轮变：合上 10kV W组电容器组 0644 刀闸；149 、贵轮变：合上 10kV W组电容器组 064 开关对电容器组充电；15

56、0 、贵轮变：检杳确认 10kV W组电容器组充电正常；151 、贵轮变：10kV W组电容器组 064 开关保护、测量和计量带负荷实验应正确，相关信息上传应正确；152 、贵轮变：断开 10kV W组电容器组 064 开关；153 、贵轮变：合上 10kV V组电容器组 0654 刀闸；154 、贵轮变：合上 10kV V组电容器组 065 开关对电容器组充电；155 、贵轮变：检杳确认 10kV V组电容器组充电正常；156 、贵轮变：10kV V 组电容器组 065 开关保护、测量和计量带负荷实验应正确，相关信息上传应正确；157 、贵轮变：断开 10kV V组电容器组 065 开关；1

57、58 、贵轮变：合上 10kV 叫组电容器组 0674 刀闸；159 、贵轮变：合上 10kV 叫组电容器组 067 开关对电容器组充电；160 、贵轮变：检杳确认 10kV 叫组电容器组充电正常；161 、贵轮变：10kV 叫组电容器组 067 开关保护、测量和计量带负荷实验应正确，相关信息上传应正确；162、贵轮变：断开 10kV 叫组电容器组 067 开关；163、贵州轮胎股份有限公司联系贵阳地调贵轮变启动投运已进展至带负荷实验阶段、要求通过电容器组进行带负荷实验；164 、得贵阳地调许可后贵州轮胎股份有限公司继续以下启动投运：165 、贵轮变：依次合上 10kV电容器 062、064、

58、065、067 开关并汇报贵阳地调；166 、贵阳地调负责接下的启动投运操作：167 、首钢一总降： 110kV 钢轮线 104 开关母差保护带负荷实验应正确；168 、首钢一总降： 110kV 钢轮线 104 开关线路保护带负荷实验应正确；169 、首钢一总降： 110kV 钢轮线 104 开关测量、计量带负荷实验应正确， 相关信息上传应正确；170 、首钢一总降应将此上实验结论汇报贵阳地调；171 、贵轮变： 110kV 钢轮线 104 开关母差保护带负荷实验应正确；172 、贵轮变： 110kV 钢轮线 104 开关线路保护带负荷实验应正确；173 、贵轮变： 110kV 钢轮线 104

59、 开关测量、计量带负荷实验应正确，相关信息上传应正确贵轮变：174 、贵轮变应将此上实验结论汇报贵阳地调；175、首钢一总降：停用 110kV 母差保护中母联 110 开关过流及零序过流保护并恢复为整定书定值；176、首钢一总降：投入 110kV 母差保护；177、首钢一总降：110kV I、H组母线可恢复为正常方式运行；178、贵州轮胎股份有限公司接续开展以下启动投运工作：179、贵轮变： 2 号主变 110kV 侧 112 开关母差保护带负荷实验应正确；180 、贵轮变： 2 号主变差动及其余所有保护带负荷实验应正确；181 、贵轮变： 2 号主变各侧测量、计量带负荷实验应正确，相关信息上

60、传应正确；182 、贵轮变：合上 3 号主变 10kV 侧 013 开关；183 、贵轮变：断开 2 号主变 10kV 侧 012 开关；184 、贵轮变： 3 号主变 110kV 侧 113 开关母差保护带负荷实验应正确；185 、贵轮变： 110kV 分段 110 开关母差保护带负荷实验应正确；186 、贵轮变： 3 号主变差动及其余所有保护带负荷实验应正确；187 、贵轮变： 3 号主变各侧计量、测量带负荷实验应正确，相关信息上传应正确；188 、贵轮变：断开 10kV组电容器组 062、064、065 、067 开关；189、贵轮变：合上 10kV 2 号接地变中性点 00020 刀闸