设备运检监护方案

第一篇：设备运检监护方案

运行各专业重点设备巡检、操作

监护方案

发电运行部

二〇一一年四月十八日

各专业重点设备巡检、操作监护方案

为进一步提高机组设备的运行可靠性，重点做好重要设备及系统的日常巡检项目，定期做好必要的绝缘测量、机构活动试验和保护传动试验及相关的预防性试验，建立健全重点设备的定期检查和试验记录，有效控制和消除重点设备的缺陷发生，加强重点设备的使用管理，保证设备可靠运行和正确动作，做到减少和扼制机组的非停次数，特制定本监护方案，运行人员应严格执行本方案规定。

第一部分 锅炉专业

一、汽水系统：

1、高压给水电动门、给水快速节流阀：正常运行中故障关闭后锅炉汽包马上缺水，会引起锅炉重大缺水事故。

2、过热汽、再热汽减温水各电动门、调节门：正常运行中故障可引起汽温大幅度波动，严重时锅炉甩汽温，汽机打闸。

3、过热器、再热器对空排汽一、二次门：正常运行时，必须定期进行对空排汽门的开关试验。严防事故情况下对空排汽门打不开。

4、汽包水位计：正常运行时，必须保持各水位机指示正确可靠。严放水位不明造成锅炉缺、满水事故。

5、汽包事故放水门：正常运行时，必须定期进行汽包事故放水门的开关试验。严防事故情况下汽包事故放水门打不开。

6、安全门：正常运行时，定期进行安全门定期排汽试验及校验。严防发生锅炉超压事故。

二、风烟系统：

1、引风机及引风机进、出口风门：风机振动、温度在规定范围内，风门开关可靠；一台引风机故障后，单引风机运行负荷小于80MW。

2、高压流化风机及高流风机出口风门、排空门：风机振动、温度在规定范围内，风门开关可靠；母管压力大于35Kpa。

3、二次风机：风机振动、温度在规定范围内，一台二次风机故障后，单台二次风机运行负荷小于100MW。

4、一次风机及一次风机进、出口风门：风机振动、温度在规定范围内，风门开关可靠；一台一次风机故障后，单台一次风机运行负荷小于60MW；安全运行时间不超过3小时。

5、膨胀节：确保膨胀节完整伸缩自如。严防膨胀节破裂造成停炉事故。

三、燃烧系统：

1、给煤机：1）给煤机热密封风风门开关灵活可靠，风门开度无摆动现象。严防保护动作造成给煤机掉闸。2）播煤风风门开关灵活可靠，风量显示准确可靠，风门开度无摆动现象。严防保护动作造成给煤机掉闸。

2、给煤机出口插板门：开关灵活可靠，发高温保护信号后能迅速连锁关闭。

3、回料器：停炉后检查回料器内的浇筑料，确保浇筑料完整牢固。严防发生浇筑料脱落造成锅炉回料不正常。

四、排渣系统

1、冷渣器：正常运行时，定期检查冷渣器支撑轮、限位轮，防止冷渣器跑偏卡涩等故障发生；定期检查排渣管，严防排渣管焊口开裂；冷渣器检修后投运应严格按照操作票执行。

2、链斗输送机、提升机：定期检查更换变形卡涩的链斗，定期检查减速机运转情况。

五、除尘、除灰系统：

1、除尘器：保证仪用空气压力大于500 Kpa，且气源压力稳定可靠。仪用气源压力过低会造成除尘器旁通风门、滤室进出口风门全部关闭，炉内烟气无法通过除尘器排出。

2、气力输灰系统：应保证各阀门开关正常，动作先后顺序准确无误。

六、空压机系统

1、仪用空压机：仪用空压机故障后气源压力低于500 Kpa，锅炉、汽机所有气动门全部瘫痪。

2、杂用空压机：杂用空压机故障后气源压力低于400 Kpa，气力输灰不畅通，输灰时间延长，可能出现除尘器灰斗料位高，30min后除尘器跳闸。

七、带保护的热工测点：经常监视各测点的变化情况，发现异常及时联系处理。严防测点跳变导致设备跳闸或事故停炉。

八、锅炉紧停规定

1、严重缺水，汽包水位低至汽包最低可见水位－200mm时。

2、严重满水，汽包水位上升到最高可见水位以上＋200mm，经紧急放水仍见不到水位时。

3、主给水管道、主蒸汽管道（包括其附件、阀门、弯头、三通）发生爆破，或者泄露有立即发展成爆破危险时。

4、受热面爆管，无法维持锅筒正常水位时，或者虽能维持水位，但由于加大给水量导致汽包上、下壁温差大于许可值时。

5、锅炉严重结焦时。

6、锅炉所有水位计损坏，无法监视汽包水位时。

7、炉墙破裂且有倒塌危险，危及人身或设备安全时。

8、锅炉发生MFT时。

9、其他部件损坏，人身及设备安全受到威胁时。

10、DCS系统全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏”或“死机 ”）

11、汽压超过安全门动作压力，而安全门不动作，对空排汽门又无法打时开或者虽然安全门动作，对空排汽门已打开，但汽压仍直线上升，其压力超过安全门动作压力的1.03倍。

12、紧急停炉时，锅炉负荷变化快，必须采取一定措施防止事故扩大或引起继发事故。这些措施包括：

1）迅速手动MFT，切断进入锅炉燃料，及时降负荷运行。2）有条件应注意调整给水，维持正常水位。3）有条件应调整风量进行炉膛吹扫5分钟。

4）如果燃烧室内发生严重泄漏，则停止向锅炉供水，保留一台引风机运行。

5）如果对流烟道中发生泄漏，应维持正常的锅筒水位。6）紧急停炉的冷却过程与正常停炉相同，但时间可缩短。

第二部分

汽机专业

一、汽轮机本体

1、高、中压缸胀差、轴向位移正常；

2、汽轮机缸体内、发电机内无异常声音；

3、主汽门、中压主汽门运行中禁止关闭，高调门、中压调门运行灵活；

4、低压缸防爆门完好；

5、各瓦轴承盖振动（垂直、轴向、水平）正常；

6、各瓦轴振（X向、Y向）正常；

7、各瓦回油温度正常；

8、推力瓦回油温度正常；

9、各瓦测振探头及接线牢固完好；

10、主汽管道、阀座的支吊架牢固；

二、油系统

1、主油泵运行正常；

2、交、直流润滑油泵、高压启动油泵备用状态完好；

2、润滑油压正常；

3、主油箱油位正常；

4、隔膜阀无漏油、渗油；

5、各阀门、法兰连接完好。

6、各油路上的阀门、管路接口无跑、冒、滴、漏油等现象。

7、系统热工测点、表计接口无泄漏；

8、对油质一定要满足要求（化学监督）；

9、保证各瓦油挡不甩油；

10、前箱危急遮断器误动；

11、油系统虑油器、冷油器切换防止断油；

三、主蒸汽、再热蒸汽及抽汽系统

1、主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统各阀门动作可靠，主蒸汽、再热蒸汽管道及其相联接的疏水管路及阀门完好；

2、主蒸汽及再热蒸汽参数在规定范围内；

3、各段抽汽系统阀门完好，管道、弯头无泄漏。

4、三段、五段抽汽至热网加热器的各阀门及管道完好；

5、系统热工测点、表计接口无泄漏；

6、各管道支吊架牢固完好；

7、各加热器水位计、必须准确无误；

四、给水系统

1、除氧器水位在规定范围内；

2、除氧器进、出水管道、蒸汽管道、法兰完好无泄漏，阀门动作可靠；

3、给水管路、高加进、出口电动门、旁路电动门完好；

4、给水泵运行正常；

5、高加水位正常，疏水管道、弯头无泄漏；

6、系统热工测点、表计接口无泄漏；

7、安全门动作可靠，定值准确；

8、备用给水泵必须保证其可靠备用；

9、系统热工测点无泄漏；

五、凝结水系统

1、凝结水箱水位在规定范围内；

2、凝结水箱进、出水管道、法兰连接完好，无泄漏；

3、凝补水泵、凝结水泵、凝结水疏水泵运行正常；

4、排汽装置水位在规定范围内；

5、低加水位正常，疏水管道、弯头无泄漏；

6、轴加水位正常，疏水管道、弯头无泄漏；

7、系统热工测点、表计接口无泄漏；

8、凝结水箱、排汽装置水位计显示准确；

六、空冷系统

1、背压、低压缸排汽温度在规定范围内；

2、空冷风机运行正常；

3、真空泵运行正常；

4、真空泵补水电磁阀开关正常；

5、空冷蝶阀动作可靠；

6、各段抽汽排空门、法兰连接完好，无泄漏；

7、高、低加空气门、法兰连接完好，无泄漏；

8、真空破坏门动作可靠；

9、系统热工测点、表计接口无泄漏；

10、系统热工测点、表计要求准确无误；

七、辅汽系统

1、辅汽联箱压力在规定范围内；

2、辅汽联箱蒸汽管道、法兰无泄漏，阀门动作可靠；

3、安全门动作可靠，定值准确；

八、循环水系统

1、开、闭式循环泵运行正常；

2、膨胀水箱水位正常；

3、开、闭式循环管道、法兰连接完好；

4、夏季机力风机运行正常；

5、系统热工测点、表计接口无泄漏；

6、系统出口、联络门保证动作可靠，并且严密性合格；

九、EH油系统

1、EH油系统油压、油位正常；

2、EH油系统管道完好；

3、EH循环泵、EH冷却泵运行正常；

4、管件连接的密封垫；

5、AST、OPC电磁阀动作正常（检查结线、阀门严密）；

十、疏水系统

1、疏水阀门完好，管道、弯头无泄漏；

2、疏水阀及疏水关道畅通；

十一、热工保护

1、DCS系统供电源正常；

2、调节保安系统正常运行；

3、给水泵振动跳泵取消，只出报警信号；

十二、其他方面

1、机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过10min，应打闸停机；

2、机组处于电动机状态运行时间超过1min，应打闸停机；

3、厂用电中断，应打闸停机；

4、汽水品质严重恶化，应打闸停机；

第三部分

电气专业

一、220kV系统 1、201主开关、202主开关、各开关的控制回路； 2、201-

1、201-

2、202-

1、202-2隔离开关及附件； 3、220kV线路、PT及CT设备、二次回路；

二、110KV系统 1、194主开关及隔离开关、180主开关及隔离开关、各开关控制回路； 2、110KV电缆接头； 3、110kV线路、PT及CT设备、二次回路；

4、启备变本体、两侧出线套管及导线磁瓶、共箱封闭母线；

三、发变组系统

1、发电机本体、封闭母线、励磁机系统；

2、发电机风、水冷却系统；

3、#1主变压器及#2主变压器本体，主变压器两侧出线套管及各导线瓷瓶；

4、主变中性点接地刀闸201-0、202-0；

5、高厂变本体及两侧出线套管、共箱封闭母线；

三、厂用6kV系统

1、厂用备用段：进线隔离开关610，出线隔离开关601、602，及母线。

2、厂用工作段：#1机6kV进线开关61A、61B，备用进线开关601A、601B。#2机6kV进线开关62A、62B，备用进线开关602A、602B。6kVIA、IB、IIA、IIB段母线。3、6kV快却装置。4、6kV所属开关及保护装置。5、6kV给水泵、凝泵、一次风机、二次风机、引风机电机。6、6kV低压变压器：在主厂房备用变正常运行时，#

1、#2低厂变，#

1、#2空冷变不能有两台同时故障。在厂区备用变正常运行时，循环变、除尘除灰变、空压变、化水变不能有两台同时故障。

四、380V供电系统

1、各PC段进行开关及保护。2、10套BZT装置。

3、重要电机：如高流风机电机、开式循环泵电机、闭式循环泵电机、凝结水补水泵电机、凝疏泵电机、仪用、杂用空压机，交、直流润滑油泵电机、EH油泵电机等。

五、直流系统

1、直流系统工作电源及直流母线。

2、直流系统高频开关电源模块。

3、铅酸蓄电池组。

六、热工保护

1、DCS系统全部操作员站出现故障（所有上位机“黑屏”或“死机 ”）

2、DCS系统中测点不准确或无显示。

第四部分

输煤专业

一、带式输送机

1、机械部分：胶带是否完好、托辊、轴承润滑是否到位、清扫器、刮煤器等辅助设备完好、减速机油位正常，油质符合要求。

2、电气部分：电机运转声音是否正常，振动是否在正常范围内。

3、其它：保证落煤筒内无粘煤。

二、环式给煤机

1、机械部分：行走轮、导向轮运转良好、齿轮、齿条运转良好、轨道牢固无变形。

2、电气部分：电机运转声音正常。

3、其它：落煤筒内无粘煤。

三、破碎机

1、机械部分：锤头、破碎板完好、润滑良好，粒度调整装置完好可用。

2、电气及控制部分：电机运转声音正常，振动在标准范围内，紧急停车可用。

3、其它：破碎腔内无粘煤。

四、振动给料机

1、机械部分：给料槽体磨损在正常范围内，吊钩、吊环磨损正常。

2、电气部分：电机运转声音是否正常，振动是否在正常范围内。

3、其它：保证落煤筒内无粘煤。

五、PLC控制

1、功能可靠，能够实现顺煤流停车，逆煤流启车。

2、拉绳开关功能可靠，能够紧急停车。

3、、可实现输煤程控对现场尤其是机头部位的监控。

4、可实现电流监控。

第五部分 化学专业

一、水处理系统：

1、超滤各气动门：正常运行中故障后超滤马上停运，会引起超滤各管道爆管，水处理系统不能制水发生重大事故。

2、反渗透慢开气动门：正常运行中故障反渗透不能投运，水处理系统不能制水发生重大事故。

3、反渗透各表计：正常运行时，必须定期对其进行校验，保证其准确无误，严防其误导缩短反渗透的使用寿命。

4、水处理各水箱液位计：正常运行时，必须保持各水位指示正确可靠，严放水位不明影响水处理正常运行。

5、阴、阳、混离子交换器中排：正常运行时，必须定期进行是否跑树脂试验，严防再生时将大量树脂跑入地沟事故。

6、空气罐安全门：正常运行时，定期进行安全门的校验。严防发生空气罐超压安全门不动作事故。

二、水汽监督系统：

1、水汽高温采样架各高压门：开关灵活，发生水汽泄露时能及时开关。

2、水汽各在线仪表：保证其正常投运，正常运行时，必须定期对其进行校验，保证其准确无误，严防其误导造成热力系统大面积腐蚀事故。

3、水汽各加药泵：保证按定期切换试验制度进行定期切换试验，保证正常上药，严防其不上药水汽各指标超过标准值。

三、工业废水处理系统：

1、工业废水各表计：正常运行时，必须定期对其进行校验，保证其准确无误，严防其误导引起废水处理不彻底，不能正常回收利用。

2、工业废水各水池液位计：正常运行时，必须保持各水位指示正确可靠，严放水位不明影响工业废水处理系统正常运行。

3、工业废水各加药泵：保证按定期切换试验制度进行定期切换试验，保证正常上药，严防其不上药工业废水各指标超过国家二级排放标准。

4、空气罐安全门：正常运行时，定期进行安全门的校验。严防发生空气罐超压安全门不动作事故。

四、消防系统：

1、消防泵：保证按定期切换试验制度进行定期切换试验，保证正常上水，当发生火灾时能及时启动并正常上水，严防其不上水使火灾进一步扩大事故。

2、自动控制系统：定期对其进行试验，发生火灾时能自动启停，严防其不能自动运行使火灾进一步扩大事故。

3、消防系统安全门：正常运行时，定期进行安全门的校验，严防超压时安全门不动作爆管，综合泵房泵坑被淹，生活水供水系统、生产水补水系统、消防系统不能运行事故。

五、空压机系统

1、工艺用空压机：工艺用空压机故障后气源压力低于500 Kpa，水处理所有气动门全部瘫痪。

2、工业废水用空压机：工业废水空压机故障后气源压力低于200 Kpa，工业废水处理各阀门不能正常开关，工业废水处理不能正常投运。

第二篇：设备投运方案

广西汇千海建设工程有限公司

1广西房地产开发总公司北流分公司宏桂·北流1号项

目630kVA临时施工用电专变安装工程

投运方案

广西汇千海建设工程有限公司

年月日

投运方案审查意见表

一、投运组织：

1总负责人 ：周军电话：***

2现场工作负责人：唐志敏电话：1860775580

13调度负责人：当值正值调度员

4参加人员：潘清璘、邱斌、李庆涛、刘善思、梁国海

北流供电公司生技部相关人员

北流供电公司调度班当值人员

北流供电公司安全监察部相关人员

北流供电公司陵城供电所相关人员

北流供电公司配电维护抢修班人员

广西房地产开发总公司北流分公司相关人员

广西汇千海建设工程有限公司相关人员

5已运行设备投运操作人员

监护人：配电维护抢修班人员

操作人：配电维护抢修班人员

6新设备投运操作人员

监护人：潘清璘操作人：梁国海

7投运时间：2013 年 8 月 26 日至8 月 27 日

二、工程概述：

1设备部分

安装隔离刀闸、真空断路器各一组，安装10kV高压计量装置一

套，安装630kVA油变1台。

2线路部分

2.1、架设架空绝缘电缆：JKLGYJ-120/20510m。

2.2、敷设高压铜芯电缆：YJV22-3*70电缆65m。

2.3、敷设低压铜芯电缆: YJV223*240+1*120电缆20m.三、试运行内容：

3高压电缆与油变冲击试验

四、试运行前的准备工作：

1要求施工图纸及厂家资料齐全，交接试验（定值整定、设备高压试验、电缆试验、接地装置测试）资料完整。

2运行单位应准备好操作用具、用品、填好操作票，本次运行设备印制好编号。

3运行单位应熟悉本次投运设备运行操作要领及后台软件的使用。

4施工单位认真检查所有待投运的设备应无遗留杂物及短路现象，断路器储能机构正常。

5施工单位和运行单位安排好操作，监护人员，试运行负责人员，并把名单报北流供电公司调度管理所备案，以便联系。

五、试运行安全注意事项：

1所有参加试投运人员必须遵守《电力安全工作规程》，各项操作试验必须向现场调度申请，同意后方可执行。

2凡已经拆除接地线或断开接地刀闸的设备或线路均视为带电，任何人不得攀登、不得乱动。

3所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责。

4试运行前，检查全部工作接地线是否全部拆除，设备处于试运行状态。

5操作过程由运行单位和施工单位双重监护，双方负安全责任。6试运行期间发生的设备故障，立即停止工作，并向试运行组织负责人汇报情况，处理故障时，经试运行组织负责人同意后方可实施。

7所有已投运设备正常运行以后，移交给运行单位运行管理，运行方式由北流市供电公司调度所确定。

8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。

六投运步骤及操作顺序：

1、对高压电缆与广西房地产开发总公司北流分公司独石湖宏桂小区基建#Z09专变进行带电空载冲击：

2、检查确认新装独石线宏桂小区01开关、独石线宏桂小区011刀闸及低压总开关在断开位置。

3、安排人员分别监视广西房地产开发总公司北流分公司独石湖宏桂小区基建#Z09专变高压套管的电缆头，各接线端子有无异常，如有异常马上通知现场负责人。

4、将独石线宏桂小区01开关由热备用转运行状态，对广西房地产开发总公司北流分公司独石湖宏桂小区基建#Z09专变进行带电空载冲击，确认电压、电流指示正常，电缆无异常后，间隔五分钟进行冲击，共冲击三次后，将独石线宏桂小区01开关至运行状态。

七、试运行结束后工作

试运行工作结束后，由投运负责人将广西房地产开发总公司北流分公司独石湖宏桂小区基建#Z09专变试运行情况汇报北流供电公司调度所，汇报内容如下：

1、新装独石线宏桂小区01开关、独石线宏桂小区011刀闸处在合闸状态。

2、广西房地产开发总公司北流分公司独石湖宏桂小区基建#Z09专变空载运行。

八、附：广西房地产开发总公司北流分公司独石湖宏桂小区基建#Z09专变结构图。

第三篇：变电运检中心方案

检修公司变电运检中心（检修）安全生产标准化达标评级实施方案

为贯彻落实省检修公司关于印发《山西省电力公司检修公司安全生产标准化达标评级实施方案》的通知（晋电检修安„2013‟号）的相关要求，中心结合安全生产工作实际，特制订本方案。

一、指导思想

以科学发展观为统领，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，全面推进安全生产标准化达标评级，持续加强安全基础管理，确保对安全生产具有促进作用，确保安全生产局面平稳。

二、组织机构

中心成立安全生产标准化达标评级专业工作小组。组 长：郝明杰

副组长：张慧军（常务）、魏丽峰

成 员：赵清、许辉、孙伟、贾炜、刘钧、马常峰、高宝明、盛军、王毅、葛亮、连三山

工作职责：指导中心及班组有效开展安全生产标准化达标评级工作，编制、审定实施方案，监督检查日常工作，使各项活动有序、有效开展；负责协调、处理过程中存在的问题。

三、工作目标 开展安全生产标准化达标评级，年内实现中心达到标准化三级或以上级别。确保中心本质安全管理水平明显提高，防范事故能力显著提升。

四、评审依据

依据《电网企业安全生产标准化规范及达标评级标准（试行）》（电监安全„2012‟52号）及相关通知、办法、意见、细则等，开展查评。

五、评审组织

安全生产标准化达标评级的主要程序有：对照《标准》条款组织开展自查、自评工作，形成自查报告递交公司→公司向山西电监办提出评审申请，填写电力安全生产化《评审申请表》→山西电监办、省安监局审查→电力企业委托取得资质的评审机构开展评审→评审机构形成评审报告→山西电监办、省安监局审核→进行公告，对公告无异议的电力企业颁发相应级别的安全生产标准化证书和牌匾。

安全生产标准化评级分为一级、二级、三级，一级为最高。根据评审分数确定相应等级，评审得分=（实得分/应得分）×100，其中一级得分大于90分，二级得分大于80分，三级得分大于70分。中心评级目标待自评完成后，依据得分情况，由公司确定。

六、工作阶段 1.宣贯培训阶段（4月20日前）。组织、参加安全生产标准化达标评级知识培训班，学习和掌握有关电力安全生产标准化工作规范及达标评级标准，达标评级管理规定和国家有关安全生产标准化工作要求。

2.自查自评阶段（5月20日前）。成立安全生产标准化达标评级专业工作小组，依据电力安全生产标准化规范及达标评级标准，对照项目条款开展自查自评，并进行打分，针对问题持续改进。

3.申请报告阶段（6月3日前）。根据自查、自评及整改情况，完成自评报告，于5月30日前报中心督察组。6月3日前由中心督察组组织完成中心内部自查自评工作，并编制完成中心自评报告上报公司

4.开展评审阶段（7月31日前）。积极做好迎接评审的准备工作，接受外部评审机构开展现场评审，最后形成评审意见。

七、工作要求

1.高度重视，认真组织。各单位要高度重视安全生产标准化达标评级工作，加强组织和领导，要成立自查评专业工作小组，扎实推进安全生产标准化达标评级。

2.对照标准，自查自评。对照标准，结合中心安全生产实际和工作特点，分班组、分专业认真开展自查自评，牵头协调、归口督导、查找不足，要将达标评级作为提升安全管理水平的有效载体，促进各项安全生产工作深入推进。

3.有机结合，不断提升。将安全标准化达标评级工作与“安全管理提升”活动、安全重点工作有机结合起来，通过达标评级，注重实效，不断提升，做到持续改进，争取更高级别评级，按照三级抓改进，二级抓提升，一级抓巩固的要求，不断提升安全生产管理水平。

附件：电网企业安全生产标准化规范及达标评级标准

第四篇：运检部2011防寒防冻方案

运检部2011防寒防冻方案

2011年冬季即将到来，为确保供热系统安全稳定运行，防寒防冻工作得到有效的落实，要求运检部按照公司下发的防寒防冻工作计划要求，组织运检部人员认真开展一次专项检查，查找防寒防冻工作存在的隐患和问题，制定本部门的防寒防冻实施计划，并立即开展防寒防冻物资准备和工作计划的落实，为完成这一防寒保暖任务，确保供热系统安全稳定越冬，制订此方案。

一、冬季防寒防冻工作领导小组 组 长：葛忠理 副组长：尹良

成 员：杨春雷、赵洪苍、姜家村、王存义及各班组成员

二、防寒防冻责任划分

2.1 组长负责本方案的批准，对冬季防寒防冻工作进行奖励和考核。

2.2 副组长负责本方案的审核，并对本方案的落实情况进行监督，协调各班组做好防寒防冻工作。对运检部人员措施落实不利等情况进行考核，在供热期来临之前组织人员对防寒防冻措施的落实情况进行检查，并将检查结果向组长汇报。2.3 组员负责组织本方案的制定和完善，对各项措施落实情况负责。对供热期间由于方案措施不全，落实本方案不到位造成的供热设备系统异常和损坏负直接责任。对供暖期间由于本部门组织不利引起设备系统异常和损坏负责。

2.4 设备责任划分

2.4.1 本供热系统的防寒防冻工作由运检部负责组织、指挥和协调。

2.4.2 一次管网及井室的防寒防冻工作由运检部一次网检修人员负责；

2.4.3 换热站设备及二次管网防寒防冻工作由运检部二次网检修人员负责；

2.4.4 电气设备、热工设备的寒防冻工作由运检部热电检修人员负责；

三、组织措施

3.1 各班组相关管理人员要保证通讯畅通，电话24小时开机，保证随叫随到。

3.2 巡检时发现供热系统及设备发生异常后，运行值班负责人应立即汇报。

四、技术措施

范围： 换热站及站内所有设备、管道和阀门，一次管网、二次管网及井室。换热站内的电气设备、各母线室内电气设备、电缆沟道、各控制盘柜。所有热控供热系统检测仪表，变送器及管路、差压变送器及管路、弹簧管压力表及管路。

4.1.1保证换热站内所有设备、管道和阀门、电气设备、热控设备保温完整，保温破损、不全的要及时补齐。

4.1.2换热站所有缺损的玻璃，门窗关闭严密进行修补，保持换热站封闭严密，减少热量散失。

4.1.3 做好一次管网、二次管网、井室设备内防腐保温措施，防止冻坏管网、热控仪表、阀门等设备。

4.1.4 供热系统设备故障无法投入时，必须将供热系统设备、管道及相关水、密封管道内存水放净。同时联系热控人员将相关表计、表管内存水放净。

4.2特殊设备

4.2.1变压器检查：检查变压器油位应符合要求，控制柜应装设保温被，保证密封性，已安装的操作机构做好防冻保温措施。

4.2.2电缆沟道：运行人员对电缆沟进行检查，沟内不能存有积水，防止冻害发生，造成电缆沟道损坏，电缆冻伤。

五、防寒防冻小组职责

5.1冬季防寒防冻工作领导小组全面负责公司防寒防冻整体工作的领导、布置、落实、检查工作，并对公司防寒防冻整体工作负责。

5.2运检部应对本部门负责的供热区域防寒防冻整体工作负责。

5.3各责任区负责班组应设置专责巡检人员负责日常检查和维护，发现问题及时处理，防止异常事件的扩大。

5.4巡检人员每天必须对管辖区域防寒防冻措施进行一次检查，5.5巡检人员应按规定制定巡检路线，做好热网设备的巡检工作，对设备防寒防冻部位重点部位应重点检查，出现异常情况应增加检查次数。巡检人员应做好充分的事故预想，保证事故处理的及时准确。

5.6各巡检人员对巡检区域设备防寒防冻状况负责，对出现的异常情况及时汇报班长，并由班长汇报有关人员，同时联系责任班组处理。

5.7巡检人员当值期间没有及时发现设备防寒防冻出现的异常及没有及时调整防寒防冻设备运行，出现问题将追究有关人员的责任。5.9对于当值人员提出的异常问题，有关责任班组或责任人没有及时处理或造成异常情况的扩大，一切责任由有关责任班组或责任人负责。

5.9当值值班人员对防寒防冻出现的异常情况应及时监督整改落实情况，对监督落实不利出现异常扩大，当值值班人员将承担相应的责任。

5.10运检部应每半个月检查一次供热系统防寒防冻状况，对出现的异常应立即落实整改。

二Ｏ一一年九月二十日

第五篇：线路及变电站设备投运方案

[方案编号：20110001] [存档编号：20110001]

[投运方案书] [110kv雷围线线路及围子坪110KV升压站]

编

写：滕

鹏 批

准： 安装单位： 运行安监： 电网批准： 电网安监： 电网调度：

[2011-12-15]

一、送电前的有关事项

（一）设备命名

1、按照四川省电力公司西昌电业局文件（西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知）三望坡、围子坪电站统一调度命名为 “围子坪水电站”。2、110KV输电线路为雷波220KV变电站至马拉及围子坪电站，根据电力公司文件，110KV线路在雷波220KV变电站至马拉电站出线28#塔处“T”接至围子坪电站，其线路运行名称正式命名为“110KV马雷围支线”，下称“110KV马雷围支线”。

（二）设备编号

根据四川省西昌电力局及围子坪水电站提供的有关图纸，由四川省西昌电力局调度中心（简称地调）按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。（附件）

（三）开关站试运行组织机构

由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下：

启动领导小组指挥长： 苟 总 联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂 联系电话：1518110xxxx

叶树明 联系电话：1380813xxxx 启动小组线路 负责人：余俊辉 联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司 负责人：陈庆芳 联系电话：1388148xxxx（2217）参加成员：杜 刚、陈从良、滕 鹏

围子坪电站 运行管理员：赵雪屏、严富英、围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人 雷波220KV变电站值班员： 电话：

西昌电力公司调度值班室： 电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室 电话：

围子坪电站中控室值班室 电话：0834-885xxxx（4268）马拉电站中控室值班室 电话：（4267）后勤及交通保障负责人：杨 庆 电话：1303652xxxx 备注：

1、括号内为电业局内部短号

2、值班员名单见附件（机组启动值班人员表）

二、运行前应具备的条件 1、110KV雷围线123开关间隔启动设备已按西电调（2011）81号文件的规定进行了统一调度命名和编号；验收启动小组同意启动投产；地调值班员同意启动操作。

2、间隔以及线路启动设备已向地调部门办理了新设备投运手续并获批准

3、新架设的雷波220KV变电站至围子坪电站升压站的马雷围支线线路安装完善，验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。（由于雷马线已经投运，故联系马拉电站退出雷马线运行连接好28#塔处至围子坪电站的引流线。）

4、新安装的围子坪围子坪电站升压站GIS一次连接单元安装完善，验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。

5、新安装的围子坪围子坪电站升压站1#、2# B及附属设备装置安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

6、GIS内的110KV线路断路器、线路PT、母线PT及避雷器安装调试完毕并验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。7、1# B、2# B高、中、低压侧（2# B为高、低压侧）断路及所属一次单元安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

8、变压器1# B、2# B中性点避雷器安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。9、6KV、10KV母线、各负荷出线高压开关控制屏及PT以及避雷器均安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

10、各进、出线开关继电保护及自动装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。11、1#、2# B中性点零序电流保护装置调试完毕，整组模拟正确。12、1#、2# B、继电保护装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。13、110KV母线继电保护装置调试完毕，整组模拟正确。

14、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常,和西昌电业局遥测、遥信通讯正常

15、直流系统安装调试完毕，保护及采集装置工作正常，保护整定已经审查通过。

16、所有送电系统试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。

17、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。

三、送电前的接线状况

1、雷波220KV变电站雷围线线路间隔所属断路器（编号：162）、线路侧隔离刀闸（编号：16216）均应在断开位置；线路接地刀闸（16260）应在合闸位置。

2、围子坪电站升压站110KV 雷围线线路所属断路器（编号：151）、线路侧隔离刀闸（编号：1516）、母线侧隔离刀闸（编号：1511）、线路侧接地刀闸（编号：15160）、电流互感器接地刀闸（编号：15140）、断路器接地刀闸（编号：15130）均在断开位置。

3、围子坪电站升压站1# B高压侧（110KV）所属断路器（编号：101）、母线侧隔离刀闸（编号：1011）、断路器接地刀闸（编号：10130）、均在断开位置。

4、围子坪电站升压站1# B中压侧（35KV）所属断路器（编号：301）、母线侧隔离刀闸（编号：3011）、变压器侧隔离刀闸（编号：3016）、变压器中压侧接地刀闸（编号：30160）均在断开位置。

5、围子坪电站升压站1# B低压侧所属隔离刀闸（编号：6011）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：60160）均在断开位置。

6、围子坪围子坪电站升压站2# B高压侧所属断路器（编号：102）、母线侧隔离刀闸（编号：1021）、断路器接地刀闸（编号：10230）、均在断开位置。

7、围子坪电站升压站2# B低压侧所属隔离刀闸（编号：9021）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：90260）均在断开位置。

8、围子坪电站升压站GIS母线电压互感器隔离刀闸（118）、母线接地刀闸（编号：1110）、电压互感器接地刀闸（编号：1180）均在断开位置。

9、围子坪围子坪电站升压站1、2# B调压分接开关放在电网电压需要的档位。

四、送电原则及程序

启动（送电）的一次系统图，检查电源侧保护的投入情况后，对线路和进线断路器进行冲击实验，然后是对母线的冲击试验以及对主变的冲击试验，每次冲击时必须采取预防故障发生的保护措施，并每次冲击后应对所属单元保护进行检查。在操作前确定每次冲击的操作步骤，冲击操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。

送电程序 1、110KV马雷围支线线路充电

（1）、核实110KV马雷围支线核相正确，绝缘符合要求，雷波开关站雷围线线路断路器（编号：162）储能及充电、控制正常。

（2）、将110KV马雷围支线雷波开关站出线断路器（编号：162）保护定值按通知单整定投入使用。

（3）、拉开马雷围支线线路接地刀闸（编号：16260）（4）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器线路侧隔离刀闸（编号：1626）。

（5）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器（编号：162），检查雷波开关站线路PT和围子坪变电站线路PT，在PT二次侧上校验电压应正确。

（6）、无故障耐压时间5分钟后断开110KV雷波开关站出线断路器（编号：162）。间隔5分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。2、110KV母线及PT充电

（1）、核实围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器及（编号：151）充电正常。

（2）、将110KV围子坪电站升压站线路断路器（编号：151）保护定值按通知单整定投入使用。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器两侧隔离刀闸（编号：1511、1516）。

（4）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路间隔断路器（编号：151），无故障后投入110KV母线PT（编号：118），在PT二次侧上校验相序、相位应正确。3、1＃主变（1#B）充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 1# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

（2）、合上110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1011）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器（编号：101），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。4、2＃主变（2#B）充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 2# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

（2）、合上110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1021）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。

（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器（编号：102），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。5、6KV母线及PT充电以及机组并网

（1）、将110KV围子坪电站升压站6KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

（2）、合上6KV围子坪电站升压站1# B低压侧隔离刀闸（编号：6011）。

（3）、合上110KV围子坪围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。

（4）、无故障合上110KV围子坪围子坪电站升压站6KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

（5）、无故障耐压时间10分钟后断开1# B高压侧断路器（编号：101）。6、10KV母线及PT充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 10KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

（2）、合上10KV围子坪电站升压站2# B低压侧隔离刀闸（编号：9021）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。

（4）、无故障合上110KV围子坪电站升压站10KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

（5）、无故障耐压时间10分钟后断开2# B高压侧断路器（编号：102）。

7、试运行24小时

8、收集所有竣工及实验资料存档。

五、注意事项

1、启动操作及试验前应经地调值班调度员同意，方可进行启动操作及试验工作。

2、启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，应根据启委会的统一指挥进行处理，同时报告地调值班调度员。

3、启动操作过程中，如果系统发生故障或事故，应停止启动操作，听从值班调度员统一指挥处理故障及事故，系统故障及事故告一段落后，经值班调度员同意继续启动操作。

2012年3月15