石门变电站主变启动方案 2

第一篇：石门变电站主变启动方案 2

卢龙县供电公司

石门110kV变电站1号主变启动方案

运维检修部（检修（建设）工区）

2014年06月

批准：

审核：编制：付栋

石门110kV变电站工程于2014年5月12日由福电变电安装分公司更换1号主变，其型号为SFSZ8-31500/110；接线组别为YN，yn0，D11；生产厂家为沈阳变压器有限责任公司。2014年6月5日安装调试完毕，所有试验数据合格，由卢龙县供电公司石门变电站负责运行。现已经具备试运行条件，为使该站顺利、安全投入运行特制定本方案。

一、成立启动工作领导小组： 组

长：牛福臣

副组长：沈立新、李继明、贾会利

成员：王静波、李洪杰、付栋、俞学文、乔玉伟、高峰、姚炳影以及施工单位负责人 各级人员的职责：

组

长：整个启动工作总指挥，下达启动开始命令。

副组长：协助组长进行启动工作，负责指挥各参加启动单位的具体启动工作事宜。

成员职责：

运维检修部：负责石门变电站1号主变启动方案编制，设备验收及试验资料的收集汇总；负责启动过程中事故处理的协调，现场倒闸操作的监护，监督启动工作程序的执行。

安全监察质量部（保卫部）：参与设备验收及负责启动过程中的安全监督及保卫工作。

电力调度控制分中心：参与设备验收，现场核对保护使用变比、定值数值等参数。

调控班：负责调度工作，向变电站运行人员下达操作命令，是启动工作的具体指挥者。

变电检修班：负责启动过程中一、二次故障的处理与核相工作。石门变电站：负责向县调接受设备停送电命令，站内倒闸操作，运行监控等全部运行工作。

运维检修部杨利叶：负责监视远动、通信设备运行情况。调度控制分中心毛鹏：负责监视主站信息情况 综合服务二班姚炳影：负责启动工作中车辆调配工作。胡泽刚：负责宣传报道工作。

二、启动试运行应具备的条件及准备工作

1、运行单位应准备好安全工器具等操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位。

2、所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经运维主管部门验收合格，并且图纸、试验报告、设备说明书、安装施工记录齐全，经主管部门批准已具备试运行条件。

5、福电变电安装分公司相关人员全部到位。

三、启动时间

以批准启动时间为准：2014年06月6日

四、启动要求

1、参加启动单位提前30分钟到达工作岗位，根据各自工作内容提前做好物资、材料等各项准备工作；

2、严格按照《卢龙地区电网调度规程》、《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》、《变电站运行规程》等要求进行工作，杜绝违章作业、违章操作现象发生。

五、通讯方式

县调：7111427、2645956 石门站：7025878

六、说明：

1、本次新投设备接线方式及调度编号见附图。2、1号主变具备送电条件后，拆除各种安全措施（地刀、地线、短路线），拉开110kV111、145开关，35kV301开关，10kV501开关、拉开110kV111-

4、101-

4、145-4，35kV301-

3、301-4，10kV501-

3、501-4刀闸，退出1号主变所有保护压板。

七、试运行注意事项：

1、所有参加启动试运行的人员必须遵守《国家电网公司电力安全工作规程》。

2、各分项操作、核相须提前向调度部门申请，同意后方可实施。

3、操作、核相人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。

4、所有倒闸操作均应填写操作票，操作票填写及现场操作由操作队负责，严格执行操作监护制度以及设备操作后的检查。

5、每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统正常后方能进行下一个项目的工作。

6、试运行期间发生的设备故障处理工作,须经启动领导小组同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动领导小组汇报。

7、试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

八、启动步骤

（一）冲击石门站1号主变（5月6日）

1、县调令石门站：

（1）检查1号主变有载调压档位为5。

（2）投入1号主变所有保护装置电源，按定值单核实并投入1号主变的所有保护。

（3）合上111-

2、111-

4、101-4，145-4，1号主变1-7刀闸。

2、石门站向区调申请：

（1）用111开关对1号主变全电压冲击合闸五次，第一次与第二次间隔10分钟，以后每次间隔5分钟，最后一次不拉开，空载运行24小时以上。

（2）拉开1号主变1-7刀闸。

（二）做110kV对35kV差动保护向量（5月7日）县调令石门站：（1）合上301-3刀闸

（2）合上301开关，在301-4刀闸两侧进行高压核相，核相无误后，拉开301开关。

（3）退出1号主变差动保护。

（4）合上301-4刀闸，合上301开关，确定1号主变确已带负荷后，做110kV对35kV差动保护向量。

（5）拉开301开关，转为热备用。（6）投入1号主变差动保护

（二）做110kV对10kV差动保护向量（5月8日）县调令石门站：（1）退出1号主变差动保护。

（2）将501小车推入运行位置，合上501开关。

（3）确定1号主变确已带负荷后，做110kV对10kV差动保护向量。

（4）投入1号主变差动保护。

九、正常运行方式 1、111武石一线带110kV4母线、1号主变运行，112武石二线，2号主变运行，145开关热备用，备自投投入。2、2号主变35kV302开关带35kV母线，301开关热备用。2、10kV母联545开关热备用，由1号主变带10kV4母线负荷，2号主变带10kV5母线负荷，备自投投入。

注意：根据无功潮流和电压情况随时掌握电容器停投和主变分头调整。

附图：本次启动设备一次接线图。

第二篇：220kV变电站主变改造工程启动会汇报材料

220kV**站主变增容扩建工程

3号主变启动会汇报材料

*********工程公司

220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

2015年05月26日

220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

3号主变启动会汇报材料

尊敬的各位领导及专家：

在此我代表220kV**站主变增容扩建工程施工项目部，向各位领导、专家莅临监督检查指导表示衷心的感谢！下面就我项目部在工程中的管理和施工质量情况，向大家做个汇报。

一、工程规模

1、电气安装部分：

2.1、3号主变压器系统设备安装工程（1台主变）； 2.2、控制保护及自动化屏安装工程（7面屏柜）；

2.3、封闭式组合电气安装工程（3号主变220kV进线侧通管）； 2.4、35kV配电装置安装工程（3号接地变及电阻装置1套）； 2.5、电容器系统设备安装工程（电容器及消弧线圈）； 2.6、二次电缆施工及动力电缆； 2.7、接地装置安装工程。

二、主要参建单位（建设、设计、施工、监理）项目法人：国网**市电力公司 建设管理单位：** 设计单位：** 监理单位： ** 施工单位（电气安装）：** 施工单位（土建工程）：** 运行单位：** 220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

3号主变启动会汇报材料

三、质量体系及运行效果

1、组织体系

为确保能安全、优质、顺利的完成建设目标，达到创优要求，成立项目管理组织机构，充分发挥项目组织和项目管理的优势，代表公司对本工程实行全面管理。

华东送变电工程公司**变电站工程施工项目部，由多名从事变电工程经验丰富的管理人员组成。成立一次施工班组、二次施工班组、高压试验班组及保护调试班组。

2、制度保证

施工项目部根据国家电网公司《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》、《输变电工程质量通病防治工作要求及技术措施》、《国家电网公司输变电工程标准工艺》等纲领性文件要求，相应编制了220kV**站主变增容扩建工程电气安装《强制性条文执行计划》、《质量通病防治措施》、《标准工艺实施细则》、《创优实施细则》等，落实责任主体、明确创优目标、制定详细措施，确保工程最终实现创优目标。

3、技术保证

在工程开工前，由项目总工组织本工程技术、质量、安全等管理部门，对施工图纸进行认真审查，并提出修改意见，由设计交底时确认。由项目经理组织各管理部门人员进行施工组织设计、创优实施细则、安全文明二次策划、质量保证计划等纲领性文件的编制，并严格按照编制的方案执行。

各单体工程开工前，项目部组织技术、质量、安全等部门，按照施220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

3号主变启动会汇报材料

工方案内容，针对本工程特点，就相关作业内容和工作要求对其交底。

4、物资保证 1）机具设备的管理

所有施工检测工具在进入本工地前，均经法定检测单位鉴定合格并在有效期范围内使用，其精度均符合相关规定要求。并建立台帐，实施动态管理。

主要机具设备进入工地前，项目总工组织技术、设备、安全部对其进行检查验收，进行必要的检验和试验，确保性能良好，标识清晰，完好率 100%。2)材料管理

原材料在使用前，由项目部取样员取样（采样时通知监理到场见证）并且送到相应资质的试验单位进行检验，合格后方可使用。

施工过程中，根据原材料用量，严格按照规定做相应批次的试验。

5、强制性条文执行情况

工程开工前，我施工单位根据《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》(Q/GDW248-2008)，编制《220kV**站主变增容扩建工程强制性条文执行计划》,经内部审批后，报监理单位审核批准后执行，保证工程项目执行强制性条文的完整性。

施工中根据工程进展分项工程据实记录、填写《输变电工程施工强制性条文执行记录表》，并报监理审核。依据分项、分部、单位工程划分范围，形成系统的管理体系，与工程质量检查、验收工作协调一致，同步实施，加强了强条的实施计划，强化了事前、事中过程控制，完善220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

3号主变启动会汇报材料

了执行的事后控制，尽可能的避免在执行中发生偏差、遗漏和违反强制性条文的情况，提高了我们的施工管理水平。

通过执行强制性条文，确保了工程质量目标的实现，所有分部、分项工程全部验收合格，单位工程质量等级为优良。

本工程电气工程产生强制性条文执行记录27份，涉及强制性条文27条，强条执行率100%。

6、质量通病防治措施执行情况

6.1、项目部认真贯彻业主项目部下发《质量通病防治任务书》内容，以《质量通病防治任务书》为指导，组织编写《220kV**站主变增容扩建工程质量通病防治方案和措施》，经监理单位审查、建设单位批准后实施。6.2、做好原材料、半成品的第三方试验检测工作，未经复试或复试不合格的原材料、半成品等不用于工程施工。试验检测应执行见证取样制度，试品、试件均送达经电力建设工程质量监督机构认证的第三方试验室进行检测或经监理单位审核认可并报质监机构备案的第三方试验室进行检测。采用新材料时，除应有产品合格证、有效的新材料鉴定证书外，还进行了必要检测。

6.3、记录、收集和整理质量通病防治的施工措施、技术交底和隐蔽验收等相关资料均真实可考。

6.4根据经批准的《220kV**站主变增容扩建工程质量通病防治措施》，对施工人员进行技术交底，并确保措施落实到位。

在整个过程中电气工程涉及质量通病防治措施8条，执行8条，执行率100%。220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

3号主变启动会汇报材料

7、标准工艺执行情况

项目部认真组织编写了《220kV**站主变增容扩建工程标准工艺实施细则》，在施工过程中，严格按照标准工艺施工，电气工程共涉及标准工艺46项，应用率100%。

四、施工时间节点

1、电气工程

2014年12月01日电气安装工程开工；

2014年12月05日首批电气设备进场（接地变及接地电阻箱）； 2014年12月07日35kV电容器到货就位； 2014年12月08日35kV电抗器附件安装； 2014年12月10日主变压器本体就位； 2014年12月15日主变附件安装； 2015年01月25日电缆施工；

2015年03月03日220kV GIS部分通管到货； 2015年05月7日220kV GIS试验通管到货安装； 2015年05月11日主变本体局放试验完成； 2015年05月16日220kV GIS通管耐压试验完成；

2015年05月26日3号主变与35千伏母差、35千伏自切保护搭接完成。

本期工程基本施工完毕。220kV**站主变增容扩建工程施工项目部

3号主变启动会汇报材料

五、工程验收情况及实体质量状况

220kV**站主变增容扩建工程的三级验收于2015年05月06开始，2015年05月10日全部消缺完成；监理初检验收于2015年05月11日开始，共14条消缺项目，完成14条；质监站与2015年05月14日验收，共提出15条消缺问题，完成15条；检修公司已于2015年05月18日开始验收，提出问题并现场立即整改。

涉及220kV**站主变增容扩建工程本期完成电气共3单位工程，12个分部工程，30个分项工程。

单位工程优良率100%；分部工程、分项工程合格率100%；

六、后续计划

1、相关二次回路搭接，根据调度停电许可，2015年05月27日与220千伏母差保护回路搭接。

*****工程公司

220kV**站主变增容扩建工程

2015年05月26日

第三篇：变电站主变、断路器巡视和异常处理

（一）1#主变巡视标准： 一）巡视标准 正常巡视检查内容： a.本体：

a.1 检查运行中的油温和环境温度、负荷（电流、有功、无功）、电压，检查最高油温指示，监视运行温度是否超过极限； a.2 监视油枕的油位是否正常，根据主变本体上的主体储油柜油位曲线（油温与油位对应关系），看本体油位是否正常；

a.3 变压器运行的声响与以往比较有无异常，例如声响增大或有其他新的响声等；

a.4 检查有无漏油、渗油现象，箱壳上的各种阀门状态是否符合运行要求，特别注意每个阀门、表计、法兰连接处以及焊缝等；

a.5 硅胶呼吸器的硅胶的颜色变红程度（2/3以上则需要更换），油封杯的油位、油色是否正常。b.套管：

b.1 检查高、低以及中性点套管的油位并注意油位有无变化； b.2 检查有无漏油和渗油现象； b.3 检查瓷套有无破损、放电声音； b.4 观察套管上灰尘的污染及变化情况；

b.5 检查接点有无异常和明显发热迹象，特别是雪天和雨天，接头上有无熔化蒸汽的现象，金具有无变形，螺丝无松脱和连接线无断股损伤。c.冷却装置：

c.1 冷却器阀门、散热器等处有无漏油和渗油；

c.2 变压器冷却箱信号指示灯、控制开关位置是否运行正常、电源是否正常； c.3 检查变压器冷却器风扇运行是否正常；

c.4 检查释压（防爆）装置有无漏油、漏气和损坏等现象，信号指示器是否动作，注意有无喷油的痕迹。

c.5 检查瓦斯继电器有无漏油等异常现象，内部有无气体。c.6 有载分接开关的分接位置指示应正常。

c.7 冷控箱和机构箱本体、转接箱内各种电器装置是否完好，位置和状态是否正确，箱壳密封是否完好。特殊巡视检查项目及要求；

a.过负荷：监视负荷、油温和油位变化，接头接触良好，冷却装置运行正常。b.雷雨天气，瓷套管有无放电闪络现象，避雷器放电记录器动作情况 c.大雾天气，瓷套管有无放电现象，重点监视污秽瓷质部分。d.短路故障后：检查有关设备及接头有无异状。e.大风天气，引线摆线情况及有无搭挂杂物。二)异常处理 声音异常处理：

a.如发现内部有较沉重的“嗡嗡”声，短时的“哇哇”声，内部尖细的“哼哼”声等异常情况，应加强监视，并根据负荷情况，表计指示，有无接地信号，或系统内有无短路情况，判断是否外部因素引起。

b.如发现内部有“吱吱”或“劈啪”、“叮铛”、“营营”等声响，或不均匀噪声时，应根据表计变化，保护、信号是否同时动作，及对变压器不同位置响声，或不同天气、时间和运行状态进行比较，判断是否变压器内部因素引起，并分别情况予以处理。2 油温异常升高处理：

a.检查变压器负荷、环境温度，并与同一负荷、同一环境下的油温比较。b.核对现场与主变控制屏上的温度计。

c.检查变压器冷却装置是否正常和投入组数是否足够，否则，应将备用冷却器投入运行，若温度上升的原因是由于冷却系统故障，必须设法排除，恢复运行，若需要停运检修，则立即汇报101、本局、所领导及检修单位。

d.若发现变压器油温较平时同一负荷和冷却温度下高出10℃以上，或变压器负荷不变，油温不断上升，而检查冷却装置运行正常，温度计正常，则可认为变压器巳发生内部故障如铁芯严重短路，绕组匝间短路等，而保护装置因故不起作用，则应将变压器停电修理。3 油位异常处理

a.运行中的主变压器的油枕油位变化应与油温的变化相一致。

b.当油枕油位过高或过低时，均发预告信号，运行人员应到现场检查设备有无异常情况。同时向调度和有关领导汇报，并监视油位变化情况，通知维修人员进行必要的检查和分析。过负荷处理：加强监视，将负荷情况作好详细记录，并立即汇报值班调度员，对影响变压器安全的，应申请转移负荷。5 压力释放阀冒油处理：

a.若压力释放阀冒油（或漏油）而无压力释放装置动作信号时，运行人员除检查负荷、温度、声响其它保护动作情况外，还必须请维修人员来检查有关的信号回路是否正常。

b.当压力释放阀冒油时，运行人员应立即向调度和有关领导汇报，并到现场检查情况（包括负荷、温度、声响、其它保护动作情况和其它异常情况等），同时，对变压器进行严密的监视并做好记录，待有关维修人员来进行进一步检查和处理。轻瓦斯动作的处理：当主变压器轻瓦斯动作告警后，运行人员应检查油枕油位是否正常，瓦斯继电器油位窗是否有气体存在。若有气体，立即向调度汇报，并通知维修人员进行取样分析并处理，运行人员不得将气体放出，同时，加强对主变压器运行监视。7 冷却装置故障或冷却器全停回路异常处理：

a.检查故障变压器的负荷情况，密切注意变压器绕组温度、上层油温情况。

b.立即检查工作电源是否缺相，若冷却装置仍运行在缺相的电源中，则应断开连接。

c.立即检查冷却控制箱各负荷开关、接触器、熔断器、热继电器等工作状态是否正常，若有问题，立即处理。

d.立即检查冷却控制箱内另一工作电源电压是否正常，若正常则迅速切换至该工作电源。e.若冷却控制箱电源部分已不正常，则应检查所用电屏负荷开关、接触器、熔断器，检查所用变高压熔断器等情况，对发现的问题作相应处理。f.检查变压器油位情况。

g.变电运行值班人员应及时将情况向调度及有关部门汇报。h.变电运行值班人员应根据调度指令进行有关操作。

i.发生冷却器全停时，调度应及时了解故障变压器的运行情况及缺陷消除情况，合理安排运行方式，必要时转移或切除部分负荷，以降低故障变压器的温升，同时，做好退出该变压器运行的准备。

j.若变电运行值班人员不能消除缺陷，则应及时通知检修人员安排处理。8 调压装置异常处理：

当发生电气回路故障（电源跳闸或缺相）或机械回路故障（连杆断落，机械卡滞）时，立即汇报调度和修试部门。

（二）断路器巡视

a.1.正常巡视检查项目及要求

a.套管引线接头有无发热变色现象，引线有无断股、散股、扭伤痕迹。

b.瓷套、支柱瓷瓶是否清洁，有无裂纹、破损、电晕和不正常的放电现象。c.断路器内有无放电及不正常声音。d.断路器的实际位置与机械及电气指示位置是否符合。

e.液压机构的工作压力是否在规定范围内，箱内无渗、漏油。f.机械闭锁是否与断路器实际位置相符。

g.SF6断路器压力正常，各部分及管道无异常(漏气声、振动声)和管道夹头正常。h.SF6断路器巡视检查时，记录SF6气体压力。i.断路器及操作机构接地是否牢固可靠。

j.防雨罩、机构箱内无小动物及杂物威胁安全。2.特殊巡视项目：

a.套管及引线接头有无过热、发红，有无不正常放电的声音及电晕。b.大风时引线有无剧烈摆动，上部有无挂落物，周围有无可能被卷到设备上的杂物。c.雷雨后套管有无闪络，放电痕迹，有无破损。d.雨、雾天有无不正常放电、冒气现象。

e.下雪天，套管接头处的积雪有无明显减少或冒热气，以判断是否有放电、发热现象。

f.大电流短路故障后检查设备、接头有无异状，引下线有无断股、散股、喷油、冒烟等现象。

3.断路器合闸、分闸后应检查项目： a.断路器合闸后应检查：

a.1 电流、无功功率、有功功率的指示是否正常。

a.2 机械指示及信号指示与实际相符，无非全相供电的现象。a.3 无内外部异响放电现象。

a.4 瓷套管支柱和操作连杆、拐臂无损坏情况。a.5 液压机构打压、储能正常。

a.6 送电后，如发现相应系统三相电压不平衡，接地或出现间接接地现象时，应立即检查断路器的三相合闸状态。

b.断路器分闸后的检查：红灯灭，绿灯亮，机械指示在分闸位置，表计指示为零。

b.异常处理

1.断路器合闸失灵的分析与处理：

a 在操作中断路器拒绝合闸，应立即汇报调度，并按以下原则处理：

b 断开断路器两侧隔离刀闸，试合断路器，根据合闸接触器和合闸铁芯的动作情况判别是电气回路故障还是机械部分故障。

c 如果是电气回路故障，应检查控制或合闸保险是否熔断，合闸回路应闭合的继电器，接触器的接点是否接触良好，压力闭锁接点是否接通，查明故障原因，予以排除。

d 如果是机械部分故障，检查传动连杆、拐臂及轴销有无卡滞、分闸搭扣是否牢固、机构是否过死点等，找出故障，进行处理。

e 检查操作机构电源电压，弹簧储能是否正常。

f 经以上查找的断路器故障和缺陷，现场无法处理时，则应立即汇报调度和有关领导，并倒换运行方式恢复供电，退出故障断路器，进行检修。2.断路器分闸失灵的分析与处理

a 试拉断路器，监视后台机仪表变化，位置指示灯（红灯），根据跳闸铁芯动作与否判明是电气回路还是机械部分故障；

b 机械部分故障，检查跳闸铁芯是否卡死，传动轴销是否脱落或过死点过低动作不到位及机构是否瓦解等；

c 电气回路故障，检查控制电源，跳闸回路的元件（KK接点、辅助接点等）是否接触良好，跳闸线圈是否烧坏、断线或接触不良；

d 检查分闸弹簧是否储能，有无松动及断裂现象。

e 运行中断路器位置指示灯（红灯）熄灭或直流电源消失，应立即检查灯泡是否烧坏，控制电源是否接触不良，若查不出原因，应立即汇报调度和修试单位，设法将该断路器退出，待进一步处理。

f 发生事故时断路器分闸失灵应根据有无保护动作信号掉牌，位置指示灯指示及出现的现象判断故障的范围和原因。

g 无保护动作信号掉牌，检查该断路器红灯亮，并能用KK把手（就地控制方式）分闸，可检查保护压板是否投入正确，如投入正确，可向调度申请断开两侧隔离开关，作保护传动试验，查明是否二次回路问题。

h 无保护动作信号掉牌，检查该断路器红灯不亮，不能用KK把手（就地控制方式）分闸，应检查控制电源是否接触不良，控制回路是否断线。

i 有保护动作信号掉牌，断路器红灯亮，用KK把手（就地控制方式）能分闸，应检查保护出口回路有无故障。

j 有保护动作及掉牌，用KK把手（就地控制方式）分闸失灵，如红灯不亮，应检查控制回路，红灯亮，应检查机构的机械是否有故障。

k 运行中，发现断路器位置指示红灯不亮，发现控制回路断线或直流回路断线信号及交流电压回路断线信号时，必须立即采取措施处理。

l 应保持失灵断路器现场，断开其两侧隔离开关，恢复其它设备和线路供电，并对其查明原因进行处理。

m 分闸失灵断路器，在未查出原因前，及处理后未进行整组传动，保护分、合试验和低电压分、合检查的，不准投入运行。

3.SF6断路器气体压力异常或本体严重漏气处理：

a 当断路器SF6气体压力降低报警时，应立即到现场检查SF6气体压力值，加强监视，并及时汇报调度，通知维修单位进行处理。

b 当SF6气体渗漏严重，压力下降较快且接近或降至闭锁值时，应向调度汇报申请停电处理；SF6气体压力低于闭锁值时，不得进行该断路器的操作。

c 当SF6气体压力降至分、合闸闭锁值告警时，应立即到现场检查SF6气体压力，如压力确降至闭锁值，应立即将该断路器控制电源拉开，使该断路器变为死断路器，并汇报调度申请停电处理，通知维修单位及时处理。

4.真空断路器灭弧室内有异常时处理：

真空断路器跳闸，真空泡破损，或检查断路器仍有电流指示，应穿绝缘鞋和戴好绝缘手套至现场检查设备真空确已损坏，汇报调度，拉开断路器电源，将故障设备停电后方允许将故障设备停电退出运行。不允许直接拖出故障断路器手车。

5.弹簧操作机构异常处理（发“弹簧未储能”信号时的处理等）：

a 弹簧操作机构发“弹簧未储能”信号时，值班人员应迅速去现场，检查交流回路是否有故障，电机有故障时，应用手动将弹簧拉紧，交流电机无故障而且弹簧已拉紧，应检查二次回路是否误发信。

b 如果是由于弹簧有故障不能恢复时，应向当值调度申请停电处理。

第四篇：10KV变配电室启动方案

10KV变配电室启动方案

1、工程简介

**位于………………………………水道边，总占地面积约33万平方米，南北长1km，东西宽330m。天然气处理规模460×104m3/d。本工程由*******公司负责设计，由****************监理有限责任公司担任现场监理。

本工程的电气部分包括：在站控中心和生活区各新建10/0.4KV变配电室一座，站控中心内的变压器容量为：2X1000KVA和2X800KVA,厂前生活区变配电室的容量为：1X1000KVA。10KV系统主接线形式采用单母线分段，1#电源引自连屏110KV变电站，2#电源引自石山110KV变电站，正常情况下，母联断开，两进线电源同时运行，任一电源失电，检无压、无流，经延时跳失电侧开关，再合母联开关。400V系统母线分四段，I段和II段主接线形式采用单母线分段，III段和IV段主接线形式采用单母线分段。供电系统图见附图一。

2、方案的编写依据

设计院设计的施工图纸

《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-9

2《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范 》 GBJ147-90

《电气装置安装工程低压电气施工及验收规范》GB50254-96

《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002

《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB50257-96 《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-90 《电气装置安装工程电气设备交接验收标准》GB50150-9

1有关的电气计量表计检定规程。

电气设备的厂家技术文件资料。

工程项目的施工组织设计。

有关的电气试验，运行安全操作规程。

公司《质量保证手册》、《质量体系文件》及支撑性文件。

本方案的编写是以设计提供的施工图纸和国家的有关标准、规范、安全法规等为依据进行编写的。

3、送电前的准备工作

3.1电气试验

（1）主要试验设备名称

绝缘电阻测试仪，交流耐压试验设备，直流高压试验器，继电器综合测试仪，机械特性测试仪，操作台，大电流发生器，交流试验变压器，高压核相仪，直流双臂电桥，变压比电桥，放电棒，标准电流互感器，标准电压互感器，标准电流表，标准电压表。

（2）电气调校试验程序如下

（3）高压试验项目

（3.1）高压电缆的试验项目包括测量绝缘电阻、直流耐压试验及泄露电流测量、检查电缆线路的相位。本项目高压电缆直流试验电压为42 KV，试验时间为15分钟，泄露电流小于20μA。当泄露电流很不稳定或泄露电流随试验电压升高急剧上升或泄露电流随试验时间延长有上升现象三种情况之一出现时，电缆绝缘可能有缺陷，应找出缺陷并予以处理。

（3.2）氧化锌避雷器试验项目包括绝缘电阻测试、直流参考电压、直流1mA时的电压值U1mA、75％U1mA时泄露直流（μA）、工频放电电压。

（3.3）变压器试验项目包括测量绕组连同套管的直流电阻、检查所有分接头的变压比、检查变压器的三相接线组别、测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比、绕组连同套管的耐压试验、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻、额定电压下的冲击合闸试验、检查相位。

变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2％。检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律。本项目变压器的三相接线组别为Δ/Y，二次侧中性点接地。绕组连同套管的绝缘电阻不应低于出厂试验值的70％。绕组连同套管的交流耐压试验1分钟的工频耐受电压达到24KV。用绝缘电阻测试仪测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，持续1分钟，应无闪络及击穿现象。在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5分钟，无异常现象；冲击合闸宜在高压侧进行，试验时变压器中性点必须接地。变压器相位必须与电网相位一致。

变压器试运行24小时，认真检测电流、电压、温度值，并做好记录。变压器并列运行前先核对相位，相位无误后方可依据设计要求进行并列运行。

（3.4）高压断路器试验包括主回路绝缘试验、机械特性试验、主回路工频耐压试验，导电回路电阻测试。10KV断路器常温下绝缘电阻应≥1200MΩ；机械特性试验中测试的合闸时间≤100ms,分闸时间≤50ms；交流耐压达到42KV耐压1分钟；导电回路电阻≤50 μΩ。（3.5）电压护感器柜试验包括绝缘电阻测试、交流耐压、直流电阻测试、变压比测试。（3.6）电流护感器试验包括绝缘电阻测试、交流耐压试验、直流电阻测试、交流比试验和极性检查。

（3.7）过电压保护器试验包括绝缘电阻测试和工频放电电压测试。本工程过电压保护器型号分TBP-A-12.7F/85和TBP-B-12.7F/85两种。它们的工频放电电压值范围为15.48KV～20.64KV和20.88KV～27.84KV，试验时只有内部间隙放电，外围任何部分不得有闪络。说明：对电气调校试验程序中的其余试验项目由我方配合厂家完成。对监理、业主或相关方提出的其它试验要求现场再协商出方案。试验数据填写表格见后面附表一至附表七。

3.2变配电所受电条件

（1）送电前必须清理现场。清除一切障碍物，盖好盖板，打扫卫生。

（2）所有的受电设备．均须做完各项单体试验且合格，并有正式试验报告供有关部门审查。

（3）受电系统应作模拟试验且符合设计图纸的功能要求，并取得甲方有关的技术负责部门的确认。

（4）配电室的信号、直流系统项工作正常．以保证送电成功。其整流系统的电源，送电前由 可靠的临时电源供给，待受电完毕，倒至正式电源。

（5）所有母线的交接试验，除执行国家有关规范的条款外，当对其绝缘性能有怀疑时，须实行交流耐压试验确认。

（6）各开关均在试验位置，且能保证推拉灵活，各插头接触良好，接地刀闸位置正确。

（7）与上级变电所有可靠的通讯设施，受电方案及申请经有关部门批准

3.3 10KV站控中心变配电室投运程序

送电前，会同业主、监理等有关人员联合对整个需受电系统进行认真检查，自查合格后，按供电局要求的程序进行送电申请。接收到供电局送电通知单后变配电室方可投电。

3.4投电试运行领导小组人员名单

4．送电步骤

（1）专人检查高压系统绝缘并有记录。

（2）再检查一遍开关位置，所有的高压开关均须在试验、断开位置。

（3）通知上级变电所，对进线线路送电，进线柜带电显示器上3指示灯亮说明进线线路A、B、C三相有电。

（4）直流系统送电，使合闸、控制小母线带电，保证断路器的合闸线圈、分闸线圈、继电保护仪器的工作电源。

（5）将进线柜对应的计量柜手车二次动触头插入静触头，将进线柜对应的计量柜手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上空气开关1ZK、2ZK，通过电子电能表显示屏的轮显按键确定进线电压值。

（6）将进线手车二次动触头插入静触头，确定进线断路器在分闸位置，合上11Q，给分合闸回路提供直流电，合上1Q，给综合保护仪提供直流电，将进线手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上储能开关HK，储能电机进行储能，储能指示灯UD亮表示储能完毕。将11SA拧到就地位置，12SA拧到合闸位置，进线断路器合闸，合闸指示灯11HL亮，分合闸状态指示灯指向合闸位置。

（7）将PT手车二次动触头插入静触头，将PT手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上1Q、2Q空开，给综合保护仪和消谐装置提供直流电，合上1ZK—3ZK空开，综合保护仪显示母线电压值。

（8）如果只送I段电源进线，将隔离手车二次动触头插入静触头，将手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位）。将母联手车二次动触头插入静触头，确定母联断路器在分闸位置，合上11Q，给分合闸回路提供直流电，合上1Q，给综合保护仪提供直流电，将母联手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上储能开关HK，储能电机进行储能，储能指示灯UD亮表示储能完毕。将11SA拧到就地位置，12SA拧到合闸位置，进线断路器合闸，合闸指示灯11HL亮，分合闸状态指示灯指向合闸位置。母联投入，给另一段负载供电。

（9）如果II段电源进线也合，参照图纸重复上述步骤（1）——（7）。并且用高压核相仪进行核相，确保相位一致。

5、安全技术措施

1)各系统绝缘合格且正常后方能送电。

2)要设有足够的警示牌。

3)与送电无关的人员一律撤离送电现场，可设立送电专区证，由安全保卫人员执行。

4)要备有足够的灭火器和消防器材。

5)操作人员必须穿绝缘靴和带绝缘手套。

6)现场配备值班汽车。

6、仪器设备一览表

送电用的仪器设备

序号设备名称设备规格数量备注

1.万用表500型1块

2.兆欧表2500V，500V各1块

3.钳型表1块

4.对讲机5KM2 对

5.核相仪10KV1台

6.专用电话1部

7.手电筒2把

8.电气用灭火器6个

9.绝缘靴2付

10.绝缘手套2付

11.绝缘棒2根

第五篇：10KV变配电室启动方案技术标（范文）

10KV变配电室启动方案技术标

1、工程简介

**位于横琴岛小横琴山西侧靠磨刀门水道边，总占地面积约33万平方米，南北长1km，东西宽330m。天然气处理规模460×104m3/d。本工程由*******公司负责设计，由****************监理有限责任公司担任现场监理。

本工程的电气部分包括：在站控中心和生活区各新建10/0.4KV变配电室一座，站控中心内的变压器容量为：2X1000KVA和2X800KVA,厂前生活区变配电室的容量为：1X1000KVA。10KV系统主接线形式采用单母线分段，1#电源引自连屏110KV变电站，2#电源引自石山110KV变电站，正常情况下，母联断开，两进线电源同时运行，任一电源失电，检无压、无流，经延时跳失电侧开关，再合母联开关。400V系统母线分四段，I段和II段主接线形式采用单母线分段，III段和IV段主接线形式采用单母线分段。供电系统图见附图一。

2、方案的编写依据

设计院设计的施工图纸

《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范 》 GBJ147-90

《电气装置安装工程低压电气施工及验收规范》GB50254-96

《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-200

2《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB50257-96

《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-90

《电气装置安装工程电气设备交接验收标准》GB50150-9

1有关的电气计量表计检定规程。

电气设备的厂家技术文件资料。

工程项目的施工组织设计。

有关的电气试验，运行安全操作规程。

公司《质量保证手册》、《质量体系文件》及支撑性文件。

本方案的编写是以设计提供的施工图纸和国家的有关标准、规范、安全法规等为依据进行编写的。

3、送电前的准备工作

3.1电气试验

（1）主要试验设备名称

绝缘电阻测试仪，交流耐压试验设备，直流高压试验器，继电器综合测试仪，机械特性测试仪，操作台，大电流发生器，交流试验变压器，高压核相仪，直流双臂电桥，变压比电桥，放电棒，标准电流互感器，标准电压互感器，标准电流表，标准电压表。

（2（3）高压试验项目

（3.1）高压电缆的试验项目包括测量绝缘电阻、直流耐压试验及泄露电流测量、检查电缆线路的相位。本项目高压电缆直流试验电压为42 KV，试验时间为15分钟，泄露电流小于20μA。当泄露电流很不稳定或泄露电流随试验电压升高急剧上升或泄露电流随试验时间延长有上升现象三种情况之一出现时，电缆绝缘可能有缺陷，应找出缺陷并予以处理。

（3.2）氧化锌避雷器试验项目包括绝缘电阻测试、直流参考电压、直流1mA

时的电压值U1mA、75％U1mA时泄露直流（μA）、工频放电电压。

（3.3）变压器试验项目包括测量绕组连同套管的直流电阻、检查所有分接头的变压比、检查变压器的三相接线组别、测量绕组连同套管的绝缘电阻和吸收比、绕组连同套管的耐压试验、测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻、额定电压下的冲击合闸试验、检查相位。

变压器的直流电阻，与同温下产品出厂实测数值比较，相应变化不应大于2％。检查所有分接头的变压比，与制造厂铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律。本项目变压器的三相接线组别为Δ/Y，二次侧中性点接地。绕组连同套管的绝缘电阻不应低于出厂试验值的70％。绕组连同套管的交流耐压试验1分钟的工频耐受电压达到24KV。用绝缘电阻测试仪测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻，持续1分钟，应无闪络及击穿现象。在额定电压下对变压器的冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间为5分钟，无异常现象；冲击合闸宜在高压侧进行，试验时变压器中性点必须接地。变压器相位必须与电网相位一致。

变压器试运行24小时，认真检测电流、电压、温度值，并做好记录。变压器并列运行前先核对相位，相位无误后方可依据设计要求进行并列运行。（3.4）高压断路器试验包括主回路绝缘试验、机械特性试验、主回路工频耐压试验，导电回路电阻测试。10KV断路器常温下绝缘电阻应≥1200MΩ；机械特性试验中测试的合闸时间≤100ms,分闸时间≤50ms；交流耐压达到42KV耐压1分钟；导电回路电阻≤50 μΩ。

（3.5）电压护感器柜试验包括绝缘电阻测试、交流耐压、直流电阻测试、变压比测试。

（3.6）电流护感器试验包括绝缘电阻测试、交流耐压试验、直流电阻测试、交流比试验和极性检查。

（3.7）过电压保护器试验包括绝缘电阻测试和工频放电电压测试。本工程过电压保护器型号分TBP-A-12.7F/85和TBP-B-12.7F/85两种。它们的工频放电电压值范围为15.48KV～20.64KV和20.88KV～27.84KV，试验时只有内部间隙放电，外围任何部分不得有闪络。

说明：对电气调校试验程序中的其余试验项目由我方配合厂家完成。对监理、业主或相关方提出的其它试验要求现场再协商出方案。试验数据填写表格见后面附表一至附表七。3.2变配电所受电条件

（1）送电前必须清理现场。清除一切障碍物，盖好盖板，打扫卫生。（2）所有的受电设备．均须做完各项单体试验且合格，并有正式试验报告供有关部门审查。

（3）受电系统应作模拟试验且符合设计图纸的功能要求，并取得甲方有关的技术负责部门的确认。

（4）配电室的信号、直流系统项工作正常．以保证送电成功。其整流系统的电源，送电前由（5）有怀疑时，须实行交流耐压试验确认。

（6）各开关均在试验位置，且能保证推拉灵活，各插头接触良好，接地刀闸位置正确。

（7）与上级变电所有可靠的通讯设施，受电方案及申请经有关部门批准 3.3 10KV站控中心变配电室投运程序

送电前，会同业主、监理等有关人员联合对整个需受电系统进行认真检查，自查合格后，按供电局要求的程序进行送电申请。接收到供电局送电通知单后变配电室方可投电。

3.4投电试运行领导小组人员名单

4．送电步骤

（1）专人检查高压系统绝缘并有记录。

（2）再检查一遍开关位置，所有的高压开关均须在试验、断开位置。（3）通知上级变电所，对进线线路送电，进线柜带电显示器上3指示灯亮说明进线线路A、B、C三相有电。

（4）直流系统送电，使合闸、控制小母线带电，保证断路器的合闸线圈、分闸线圈、继电保护仪器的工作电源。

（5）将进线柜对应的计量柜手车二次动触头插入静触头，将进线柜对应的计量柜手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上空气

开关1ZK、2ZK，通过电子电能表显示屏的轮显按键确定进线电压值。（6）将进线手车二次动触头插入静触头，确定进线断路器在分闸位置，合上11Q，给分合闸回路提供直流电，合上1Q，给综合保护仪提供直流电，将进线手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上储能开关HK，储能电机进行储能，储能指示灯UD亮表示储能完毕。将11SA拧到就地位置，12SA拧到合闸位置，进线断路器合闸，合闸指示灯11HL亮，分合闸状态指示灯指向合闸位置。

（7）将PT手车二次动触头插入静触头，将PT手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上1Q、2Q空开，给综合保护仪和消谐装置提供直流电，合上1ZK—3ZK空开，综合保护仪显示母线电压值。

（8）如果只送I段电源进线，将隔离手车二次动触头插入静触头，将手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位）。将母联手车二次动触头插入静触头，确定母联断路器在分闸位置，合上11Q，给分合闸回路提供直流电，合上1Q，给综合保护仪提供直流电，将母联手车摇到工作位置（盘前模拟动静触头指示灯亮表示小车摇到位），合上储能开关HK，储能电机进行储能，储能指示灯UD亮表示储能完毕。将11SA拧到就地位置，12SA拧到合闸位置，进线断路器合闸，合闸指示灯11HL亮，分合闸状态指示灯指向合闸位置。母联投入，给另一段负载供电。

（9）如果II段电源进线也合，参照图纸重复上述步骤（1）——（7）。并且用高压核相仪进行核相，确保相位一致。

5、安全技术措施

1)各系统绝缘合格且正常后方能送电。2)要设有足够的警示牌。

3)与送电无关的人员一律撤离送电现场，可设立送电专区证，由安全保卫人员执行。

4)要备有足够的灭火器和消防器材。5)操作人员必须穿绝缘靴和带绝缘手套。6)现场配备值班汽车。

6、仪器设备一览表