风电场66千伏变电站投运方案

第一篇：风电场66千伏变电站投运方案

大唐吉林双辽风电场二期

66千伏风电甲线、甲变电站及3、4号主变受电方案

批准：

审定：

审核：

编制：

大唐吉林瑞丰新能源发电公司双辽风场

2008年11月10日

新建大唐吉林双辽风电场二期66千伏风电甲线、甲变电站及3、4号主变工程已竣工，目前已具备投运条件，近期将投入系统运行。现将投运方案编制如下：

一次系统部分

一、作业计划

 计划安排12月1日开始大唐吉林双辽风电场二期66千伏风

电甲线、甲变电站及3、4号主变投运操作。

二、投运前要求

1.大唐吉林双辽风电场二期66千伏风电甲线、甲变电站及3、4号

主变有关设备安装接引工作已全部结束，具备投运条件。

2.大唐吉林双辽风电场二期66千伏甲母线采用硬连接方式并固定

完好。

3.大唐吉林双辽风电场二期3、4号主变低压侧与10KV母线连接处

断开，保持足够的绝缘距离并用绝缘隔板隔开。

三、投运的新设备

1.本次投运的新设备为大唐吉林双辽风电场二期66千伏风电甲线、甲变电站及3、4号主变。

2.有关设备命名编号见吉林省电力公司四平供电公司文件。

四、投运操作原则步骤

（一）操作准备

1.启委会通知地调：大唐吉林双辽风电场二期66千伏风电甲

线、甲变电站及3、4号主变已安装调试良好，经验收合格，可以启动投运。

2.大唐吉林双辽风电场报省调：风电场有关新建二期66千伏风电甲

线、甲变电站及3、4号主变的作业已全部结束，66千伏风电甲线、3、4号主变一、二次设备全部接引完毕，自设安全措施全部拆除，人员退出现场，一次相位正确，二期66千伏风电甲线、甲变电站及3、4号主变送电无问题。并核对：66千伏风电甲线双辽一次变开关、刀闸在断开位置，66千伏甲母PT6807刀闸在断位，二期66千伏变电站内所有开关、刀闸均在断位，3、4号主变结线组别经试验正确，3、4号主变CT变比使用400/5A。

（二）二期66千伏风电甲线线路充电

3.地调合上66千伏风电甲线双辽一次变开关、刀闸，给66千伏风

电甲线充电，检查充电良好。

（三）二期66千伏变电所充电

4.地调指挥依次合上66千伏风电甲线6808乙刀闸、6808甲刀闸、6808开关，对双辽风电场66千伏风电甲线间隔有关设备充电良好后，双辽风电场合上66千伏甲母PT6807刀闸。

5.双辽风电场检测66千伏甲母PT二次电压及相序，正确后报地调

调。

6.地调指挥拉开66千伏风电甲线6808开关、6808甲刀闸、6808乙

刀闸，双辽风电场66千伏甲母线停电。

（三）3号主变五次冲击

7.地调指挥双辽风电场合上66千伏风电甲线6808甲刀闸、6808乙

刀闸、6808开关。

8.地调指挥双辽风电场合上3号主变6805甲刀闸、6805乙刀闸、及6805开关，3号主变第一次冲击合闸良好。

9.地调指挥双辽风电场拉开3号主变6805开关，3号主变停电。

10.地调指挥双辽风电场3号主变6805开关，对3号主变第二次至第四次充电良好，最后3号主变在停运中。

（四）4号主变五次冲击

11.地调指挥双辽风电场合上66千伏风电甲线6808甲刀闸、6808乙

刀闸、6808开关。

12.地调指挥双辽风电场合上3号主变6806甲刀闸、6806乙刀闸、及6806开关，4号主变第一次冲击合闸良好。

13.地调指挥双辽风电场拉开4号主变6806开关，4号主变停电。

14.地调指挥双辽风电场4号主变6806开关，对4号主变第二次至第四次充电良好，最后4号主变在停运中。

（五）恢复方式

15.地调指挥将66千伏风电甲线及3、4号主变停电。

第二篇：变电站投运方案

35kV变电站投运方案

一、投运范围：

1、**35kV变电站35kV1M、附属设备及其站用变；

2、**35kV变电站1号主变及其附属设备；

3、**35kV变电站10kV1M及其附属设备。

二、投运前应具备的条件：

1、投入运行范围内的设备及各项检测数据具备投运条件；

2、投入运行设备核相正确；

3、投运范围内的继电保护及自动装置校验结果满足投运条件；

4、根据定值通知单正确录入继电保护整定值及投退保护、自动装置；

5、主变分接开关档位在3档（额定档）；

6、办理“新设备投运申请单”并经相关部门批准；

7、所有启动范围内设备均处于冷备用。

三、投运注意事项

1、全面检查所有人员清场。

2、所有爬梯含避雷针应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。

3、所有设备应处于冷备用、全面检查所有地刀确在断开位置，五防锁具安装到位。检查完成后，开关室门窗关好。

4、投运前，检查警铃、喇叭、电脑音响是否开启。

5、在投运前应征得调度值班员的同意并按调度指令执行；

6、启动操作过程中，如果启动投运设备发生异常或事故，应按现场规程处理，同时汇报调度值班员；

7、启动操作过程中，如果系统发生事故，应停止启动操作，待系统事故处理告一段落，经当班调度同意可继续启动操作。

四、核对保护定值：

1、核对35kV新帆线保护定值；

2、核对1号主变保护定值；

3、核对10kV电容器保护定值；

4、核对10kV出线保护定值。

五、投运

1.投入35kV新帆线351断路器所有保护；

2.合上35kV1MpT避雷器318刀闸；

3.35kV**线351由冷备用转运行；

4.检查35kV1MpT二次电压是否正常，相序是否正确定；

5.8B站用变由准备用转运行；

6.检查8B站用变各项运行数据正常；

7.投入1号主变压器所有保护；

8.1号主变压器301断路器由冷备用转热备用；

9.用1号主变压器301断路器对1号主变压器冲击合闸5次（第一次10分钟，第二次5分钟，第三次3分钟，第四次1分钟，第五次合上后不拉开）；

10.10kV1MpT避雷器918手车由冷备用转运行；

11.1号主变压器901断路器由冷备用转热备用；

12.检查10kV1MpT二次电压是否正常，相序是否正确定；

13.1号主变压器进入试运行阶段。

----启动完毕

第三篇：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

第四篇：110KV新源变电站投运方案

110KV新源变电站投运方案

批准：

会签：

审核：

编写：左小勇

电力调度中心

2006年12月12日

110KV新源变电站投运方案

110KV新源线电站输变电工程已全部竣工，经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有一、二次设备验收合格，具备投运条件。按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求，为了确保新安装的设备一次投运成功，特编制本投运方案。

一、调度命名和调度管辖划分

1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”，万福变间隔编号命名为“122开关”，新源变间隔编号命名为“111开关”。

2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”，新源变间隔编号命名为“311开关”。

3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。

4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。

详见附图：110KV新源线主接线图；

110KV万福变主接线图；

二、新设备投运范围1、110KV新源变电站所有新安装的一、二次设备（除10KV出线外）。

2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。

3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。

4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。

三、投运条件

1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔一、二次设备已按设计要求安装完毕，调试正确，验收合格，具备投运条件，并处于冷备用状态。

2、110KV新源变电站所有一、二次设备按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，且均处于冷备用状态。

3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，处于冷备用状态。

四、投运步骤

根据启动验收方案安排，整个新设备投运分二个阶段进行：

第一阶段：万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备

1、万福变：检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。

2、万福变：摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘，确保合格。

3、新源变：检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。

4、新源变：检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。

5、新源变：摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘，确保合格。

6、万福变：由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。

7、新源变：由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。

8、新源变：投入110KV福源线111开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。

9、万福变：投入110KV福源线122开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。

10、新源变：对110KV新厦线摇测绝缘，确认合格。

11、新源变：以万福变相序为基准，采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序，确保与万福变110KV相序一致。

12、万福变：将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。

13、万福变：合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次，每次冲击时间5分钟，间隔时间1分钟。

其中：1）110KV福源线第一次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关距离保

护试跳开关。

2）110KV福源线第二次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关零序保

护试跳开关。

3）110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。

4）检查新源变110KV母线受电正常后，空载运行。

14、新源变：合上110KV母线PT1511刀闸。

15、新源变：测试110KVPT二次电压和相序，确认相序正确。

第二阶段：110KV新源变电站投运

（一）、#1主变投运

1、新源变：检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。

2、新源变：摇测#1主变及三侧开关绝缘，确保合格。

3、新源变：投入#1主变所有保护（重瓦斯接“跳闸”位臵，轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位臵）。

4、新源变：将#1主变高中压侧分接头位臵调至额定电压档。

5、新源变：合上#1主变中性点1010刀闸。

6、新源变：将#1主变101开关由冷备用转热备用。

7、新源变：合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验，每次冲击间隔时间5分钟。

第一次冲击正常后，用#1主变差动保护跳101开关；

第二次冲击正常后，用#1主变重瓦斯保护跳101开关；

第三次冲击正常后，用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关；

第四次冲击正常后，用#1主变复合电压过流跳101开关；

第五次冲击正常后，空载试运行，并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位臵。

8、新源变：退出#1主变差动保护。

（二）、35KV母线及35KV母线PT投运

1、新源变：检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变：对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘，确认合格。

3、新源变：将#1主变301开关由冷备用转热备用，投入301开关充电保护。

4、新源变：合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后，退出301开关充电保护压板，并合上35KV母线PT3511刀闸。

5、新源变：由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试35KV所有间隔PT二次压降。

（三）、10KV母线及10KV母线PT投运

1、新源变：检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变：摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘，确认合格。

3、新源变：将#1主变901开关由冷备用转热备用，投入901开关充电保护。

4、新源变：合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后退出901开关充电保护压板，并合上10KV母线PT9511刀闸。

5、新源变：由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试所有出线的PT二次压降。

6、新源变：投入10KV所用变恢复站用电。

7、新源变：10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。

（四）、10KV#1电容器的投运

1、新源变：检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。

2、新源变：摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘，确保合格。

3、新源变：投入10KV#1电容器917开关所有保护。

4、新源变：将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。

5、新源变：合上10KV#1电容器917开关，对#1电容器冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。

（五）、35KV新油线的投运

1、新源变：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

2、吉安县调：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

3、新源变：摇测35KV新油线311开关间隔绝缘，确保合格。

4、新源变：投入35KV新油线311开关所有保护。

5、新源变：将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。

6、新源变：合上35KV新油线311开关，对35KV新油线冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。

7、吉安县调：将油田变负荷转接至35KV新源线上供电。

五、注意事项

1、#1主变带负荷测试前应退出主变差动保护，测试正常后再投入。

2、#1主变投运正常后，将#1主变重瓦斯保护由“跳闸”位臵改接于“信号”位臵，试运行二十四小时后，再将重瓦斯保护由“信号”位臵改接于“跳闸”位臵。

3、万福变110KV福源线122开关、新源变110KV福源线111开关二次功率方向元件须带负荷测试正常后才可投入运行。

六、附图

第五篇：XXX变电站二期工程项目投运方案

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责解释

目 次

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Ⅱ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：

（1）#2主变35kV侧302断路器；

（2）#2主变35kV侧302断路器母线侧3022隔离开关；（3）#2主变35kV侧302断路器母线侧30227接地开关；（4）#2主变35kV侧302断路器主变侧30261隔离开关；（5）#2主变35kV侧30262隔离开关；

（6）#2主变35kV侧302断路器主变侧30260接地开关；（7）#2主变35kV侧30267接地开关；

（8）#2主变35kV中性点经消弧线圈3020接地开关；（9）35kV母线分段312断路器；

（10）35kV母线分段312断路器Ⅱ段母线侧3122隔离开关；（11）35kV母线分段312断路器Ⅱ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普西线线路3366隔离开关；（26）35kV普西线线路33667接地开关；（27）35kVⅡ段母线TV 3902隔离开关；（28）35kVⅡ段母线TV 39027接地开关；（29）35kVⅡ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）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03861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Ⅱ段母线侧0122隔离开关；（20）10kVⅡ段母线TV 0902隔离开关；（21）10kVⅡ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）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Ⅱ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；（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Ⅱ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）35kVⅡ段母线TV 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；

（24）10kV母线分段012断路器Ⅱ段母线侧0122隔离开关；（25）10kVⅡ段母线TV 0902隔离开关；（26）10kVⅡ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Ⅱ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）35kVⅡ段母线TV 39027接地开关；（16）35kVⅡ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）10kVⅡ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、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）110kVⅠ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检查落实。

（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。

（十一）110kVⅠ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：0879-3203768）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： 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TV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）、110kV I母带电（由调度安排对110kV I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）、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。

（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112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112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3016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）、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(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）、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10kV3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）、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10kV整碗线071断路器对10kV整碗线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报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）、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10kV园区I回线079断路器对10kV园区I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回线077断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区III回线077断路器对10kV园区III回线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区III回线077断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区III回线077断路器对10kV园区III回线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报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10kV村委会线076断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV村委会线076断路器对10kV村委会线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV村委会线076断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV村委会线076断路器对10kV村委会线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报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10kV石厂线072断路器对10kV石厂线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报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35kV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。9）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶云T震线373断路器。10）、5分钟后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进行第二次冲击。11）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶云T震线373断路器。12）、5分钟后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进行第三次冲击。13）、三次冲击正常后，向调度汇报35kV茶云T震线及线路TV三次冲击正常。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。

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）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认35kV茶东T南线371断路器在断开位置。3）、检查0.4kV所用电屏ATS开关置于“手动”位置，置工作模式1（1号所用变供电）。4）、检查0.4kV所用电屏2号所用变进线原施工临时电缆时否已拆除，更换为2号所用变低压侧电缆。5）、合上35kV茶东T南线母线侧3711隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。6）、合上35kV茶东T南线线路侧3716隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。7）、合上35kV茶东T南线线路TV3719隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。8）、合上2号所用变高压测跌落保险。9）、向调度汇报35kV茶东T南线371断路器间隔（含2号所用变）已处在热备用状态，申请用371断路器对35kV茶东T南线及线路TV、2号所用变进行三次冲击（重合闸退出）。10）、在监控机上遥控合上35kV茶东T南线371断路器对35kV茶东T南线及线路TV、2号所用变进行第一次冲击。11）、35kV茶云T震线线路TV及2号所用变带电后在线路柜处检查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，在0.4kV所用电屏处检查2号所用变0.4kV侧电压及相序，并对0.4kV系统一次核相。12）、检查正确后在监控机上遥控断开35kV茶东T南线371断路器。13）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶东T南线371断路器对35kV茶东T南线及线路TV、2号所用变进行第二次冲击。14）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶东T南线371断路器。15）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶东T南线371断路器对35kV茶东T南线及线路TV、2号所用变进行第三次冲击。16）、三次冲击正常后，向调度汇报35kV茶云T震线及线路TV、2号所变三次冲击正常。17）、35kV茶东T南线带负荷前，申请退出35kV母差保护。

18）、35kV茶东T南线带负荷后，全面检查35kV母差保护电流幅值、极性正确，差流正常，35kV茶东T南线电流幅值、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35kV母差保护及重合闸。

（十三）、35kV茶翠T那线372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35kV茶翠T那线372断路器在断开位置。3）、合上35kV茶翠T那线母线侧3721隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上35kV茶翠T那线线路侧3726隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、合上35kV茶翠T那线线路TV3729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茶翠T那线372断路器间隔已处在热备用状态，申请用372断路器对35kV茶翠T那线及线路TV进行三次冲击（重合闸退出）。7）、在监控机上遥控合上35kV茶翠T那线372断路器对35kV茶翠T那线及线路TV进行第一次冲击。8）、35kV茶翠T那线线路TV带电后在线路柜处检查35kV茶翠T那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。9）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶翠T那线372断路器。

10）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶翠T那线372断路器对35kV茶翠T那线及线路TV进行第二次冲击。11）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶翠T那线372断路器。12）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶翠T那线372断路器对35kV茶翠T那线及线路TV进行第三次冲击。13）、三次冲击正常后，向调度汇报35kV茶翠T那线及线路TV三次冲击正常。14）、35kV茶翠T那线带负荷前，申请退出35kV母差保护。

15）、35kV茶翠T那线带负荷后，全面检查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茶翠T那线电流幅值、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35kV母差保护及重合闸。

所投运的一二次设备及保护运行24小时正常后，由调度决定具体运行方式。