第一篇：综自化变电站二次设备竣工投运验收要点
综自化变电站二次设备竣工投运验收要点
孙建中1 杨红举1 许世清2 吴传建2 1.淅川电业局 2.南阳市电业局
0引言
进入二十一世纪以来，是我国电网发展及装备水平提升最快，投运微机综合自动化变电所最多的时期。但是，在新投入变电所二次设备的竣工验收上，常因时间紧，任务重，验收标准和验收项目制定不周密，验收过程把关不严而导致电气二次回路在投运后，继电保护装置拒动或误动以及漏报或误报中央信号的现象时有发生，给主设备的正常运行和维护带来麻烦。因此，搞好新投入变电所二次设备的竣工验收，及时发现和消除设备安装时的隐性缺陷，对保证投运后电网的运行安全尤为重要。笔者就在验收过程中所存在的问题和解决措施与同行探讨并祈请指正。工程竣工验收中存在的问题
1.1 有些新建变电站，是为了服务当地新上大型工业项目而配套建设的，大多是纳入“里程碑计划”，因输变电工程项目和大型工业项目在科研、立项、设计、审批、资金落实等环节在各自系统走完程序所需时间上的差异，一定程度上存在工业项目等着用电的现象，从而导致新建变电站施工周期短，安装任务重，验收不到位，资料交不全的现象。
1.2 一般情况下，重要变电站的竣工验收多有相关部门重要领导到场，安排一天的验收时间较多，若在一天内全部对新建枢纽变电站的二次设备和继电保护及安全自动装置进行逐条线路、逐台设备的检查试验和重要设备、重要线路的充电运行，从时间的安排上，要想进行细致的检查和试验较为困难。
1.3新建枢纽变电站，因其设备和进出线回路多，因此上导致继电保护和安全自动装置整组联动试验项目多，有时会造成必要的试验项目遗漏。容易忽略的项目有：
1.3.1 中央信号部分：断路器、隔离开关在远方、就地分合时后台机显示器主接线图所对应的变位信号；六氟化硫断路器“压力异常信号”和弹簧操动机构的“弹簧未储能”信号；
1.3.2 继电保护部分：35kV以及10kV系统的绝缘监察装置和主变瓦斯保护定值有时在保护方案中忘记整定；主变压器的瓦斯继电器只有出厂试验报告，大多情况下现场都未作试验。应采取的对策
2.1重要变电站的安装竣工验收，相关职能部门，应提前根据站内主接线和投运时的运行方式安排，提前制定工程验收启动方案，合理确定验收日期。明确参加验收人员的责任分工。二次验收人员应提前一至两个工作日到施工现场，严格按照《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》及有关技术规定的要求，进行认真详细的检查验收。
2.2 在验收时，施工安装单位应移交下列资料和文件：
2.2.1 工程竣工草图，全部继电保护及自动装置的竣工草图（红图），图纸符合二次实际接线现状。
2.2.2 变更设计的证明文件。
2.2.3 制造厂提供的产品说明书、调试大纲、试验方法、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件。
2.2.4 根据合同提供的备品备件清单。
2.2.5安装技术记录。
2.2.6 调整试验记录。核对检验项目及试验参数符合检验条例和有关规程的规定。核对电流互感器变比及伏安特性，其二次负载满足误差要求。变电所二次接线竣工后验收要点
所谓的二次接线是指表明电气设备的操作、保护、测量、信号等回路及其回路中的操动机构的线圈、接触器、继电器、仪表、互感器二次绕组等相互关系的接线。其验收要点为：
3.1 按图施工，接线正确。
3.2 导线与电器元件间每个螺栓连接、端子连接、插接、焊接或压接等，牢固可靠。
3.3 屏、柜内的导线不应有接头，导线线芯应无损伤。
3.4 电缆芯和所配导线的端部均应标明其回路编号，编号正确，字迹清晰且不易脱色。
3.5屏前、后的设备应整齐、完好，回路绝缘良好，标志、名称齐全正确。配线应整齐美观清晰且无损伤，导线绝缘根据规程规定，摇测二次回路绝缘要用1000V的摇表，其绝缘标准：新投入的回路，室内不低于20MΩ，室外不低于10MΩ。端子箱密封良好，屏底和端子箱电缆引出处，用胶泥封堵。
3.6 每个接线端子的每侧接线宜为一根，不得超过两根。对于插接式端子，不同截面的两根导线不得接在同一端子上；对于螺栓连接端子，当接两根导线时，中间应加平垫片。
3.7 二次回路的接地应设专用螺栓。
3.8 引入屏、柜内的电缆应排列整齐，标明走向，端子号和连接片编号清晰、接线避免交叉，并应固定牢固，不得使所接的端子排受到较大的机械应力。
3.9 铠装电缆在进入屏、柜后，应将钢带切断，切断出的端部应扎紧，并应将钢带可靠接地。3.10 使用静态保护、控制等逻辑回路的控制电缆，应采用屏蔽电缆。其屏蔽层应按设计要求的接地方式可靠接地。
3.11 橡胶绝缘的芯线应采用外套绝缘管保护。
3.12 屏、柜内电缆线芯，应按垂直或水平有规律的配置，不得任意歪斜交叉连接。备用线芯应留有适当余量并结扎整齐。
3.13 交直流电回路严禁使用同一根电缆，并应成束分开排列。
3.14 在油污环境中，应采用耐油的绝缘导线。在日光直射环境，橡胶或塑料绝缘导线应采取防护措施。3.15电压互感器二次的四根开关场引入线和互感器三次的两根开关场引入线是否分别用两根电缆引到控制室，再将二次和三次绕组的N600并联后，在控制室一点接地；同时，要保证在开关场无接地点，严禁两点接地。变电站二次屏验收
4.1屏、柜的布置美观整齐，固定及接地应可靠，屏、柜漆层应完好、清洁，屏顶所标的使用名称、编号正确。
4.2屏、柜内所装电器元件应齐全完好，电气距离符合要求，安装位置正确，固定牢固。4.3 屏、柜内照明完好，屏、柜及端子箱门及机械弹锁开合自如，柜门关后密封良好。
4.5 直流熔断器应检查“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电，而保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。直流熔断器的通流容量符合该回路负载电流的保护要求。在验收中，可采用分别拉开每一断路器的控制、信号回路及保护装置的熔断器的方法，然后根据图纸，在熔断器之后的回路中量电位，确保无寄生回路或与另一断路器的控制、信号回路及保护回路有电的联系。
4.6 装置的运行监视灯，电源指示灯应点亮，装置无告警信号。4.7 5 蓄电池的验收
5.1 布线应排列整齐，极性标志清晰、正确。5.2 所有电池应编号正确，外壳清洁，液面正常。5.3 极板应无弯曲、变形及活性物质脱落。
5.4 初充电、放电容量及倍率校验的结果应符合要求。5.5 蓄电池组的绝缘应良好，绝缘电阻应不小于0.5兆欧。5.6 蓄电池在验收时应提交下列资料：
5.6.1 制造厂提供的产品使用维护说明书及有关技术资料。5.6.2 设计变更的证明文件。
5.6.3 安装技术记录，充、放电记录及放电曲线。5.6.4 材质化验报告及备品备件清单。继电保护及自动装置的验收要点
6.1检验项目及结果符合检验条例和有关规程的要求。
6.2 继电保护校验人员在移交前要打印出各CPU所有的定值区的定值，并签字。
6.3 由运行人员打印出微机保护装置在移交前最终状态下的各CPU当前区定值，并与继电保护正定方案核对无误，确保这些定值区均设置可靠。继电保护与运行双方人员在打印报告上签字。
6.4 制造厂提供的软件框图和有效软件版本说明。
6.5 保护屏插件与插座插接状况验收：将保护屏的插件插回底座中，要保证插接可靠牢固。根据断路器的控制，信号回路图纸，对每一回路进行传动和试验。在保护端子排上加入电气模拟量，检验保护定值，同时在保护出口压板处量电位，保证每一种保护动作后，跳闸正电源经出口接点到达保护出口压板处；同时检查远动，中央信号的正确性；再用保护传动所对应断路器，检查防跳回路，闭锁回路的正确性。
6.6 检回路接线完整性检查：有大的升流设备时，可用施加一次工作电流和工作电压的方法，进行保护传动试验，以判断从互感器到保护装置整个接线回路的极性、变比及其整个回路有无开路、短路现象。
6.7 检查核对有无35kV、10kV系统绝缘监察装置零序电压定值和主变压器瓦斯继电器现场试验报告，若无定值和试验报告，可要求保护计算整定部门给定值，切忌不整定不试验。以防止设备运行后电力线路发生单相接地时报不出“35kV及10kVⅠ段母线接地或Ⅱ段母线接地”信号以及主变压器内部故障时因无保护和对应信号报出而导致事故扩大。
屏、柜、端子箱内无遗留物。
6.8 为防止在对继电保护及自动装置进行整组联动试验时，发生漏试项目，必须详按照继电保护计算正定方案的内容，详细制定继电保护及安全自动装置联动试验清单，按清单中所列项目逐项试验，其试验的要求和注意事项：
6.8.1试验前根据调度部门制定的继电保护计算整定方案的要求，检查所有应投入保护切换连片确在投入位置。保护切换连片的名称、投、退标志正确清晰。
6.8.2 每一套继电保护的试验应按其所对应控制、保护的电气一次设备单元进行。断路器试验含本断路器及两侧隔离开关的变位信号，不能漏项，试验中发现问题应及时做好详细记录。
6.8.3 控制回路断线应包括110kV、35kV、10kV各配出分路的上传信号。可采用拔下熔断器的方法进行试验。
6.8.4 后台机信号应包括设备单元内所操作的开关、刀闸的远方、就地上传的“红灯、绿灯、文字显示信号及语音提示信号等。
6.8.5 直流“正”、“负”极接地试验，可采用一根中间串接一适当电阻的引线，在控制或合闸回路分别进行正、负极模拟接地试验。
6.8.6 主变通风机故障可采用拔下通风机交流回路任意一相保险进行模拟实验。
6.8.7 重瓦斯保护可采用按动瓦斯继电器试验探针进行模拟实验；轻瓦斯保护可短接瓦斯继电器接线进行模拟实验。
6.8.8 新投变电站继电保护及自动装置传动试验单样单见下表：（此表仅供参考，内容可根据各站设备及继电保护实际配置增、减）
传 动 设 备 名 称
传动试验项目
变位信号
号
试验动作结果：正常（√）异常（×）断路器
隔离开关
变位信
灯
后台机显示信号 红
绿
字 灯
文 显
断 路 器 ×1#主变××母线输电线路配电线路交流绝缘监察
示
1.远方、就地分、合2.压力异常告警 3.弹簧未储能 主变本体重瓦斯主变本体轻瓦斯主变有载重瓦斯主变有载轻瓦斯主变差动保护高后备复压闭锁过流中后备复压闭锁过流低后备复压闭锁过流高压中性点零序高压中性点间隙零序本体压力释放器过负荷温度启动风冷主变超温跳闸过负荷闭锁有载调压中性点间隙零序主变压力释放器过负荷温度启动风冷母线纵差保护母联备自投保护光纤纵差保护相间距离1段相间距离2段相间距离3段零序1段零序2段零序3段综合重合闸接地距离1段接地距离2段接地距离3段综合重合闸功率方向保护相间过电流1段相间过电流2段相间过电流3段接地零序1段接地零序2段35KVⅠ段母线接地
10KVⅠ段母线接地
电压回路控制回路低压屏 主变通风 直流绝缘监察
直流电压监视
110KV电压回路断线 35KV电压回路断线 10KV电压回路断线 110KV控制回路断线 35KV控制回路断线 10KV控制回路断线 交流电源自动切换 主变通风机故障 正极接地 负极接地 直流电压过高 直流电压过低
要求：继电保护及自动装置传动清单应一式三份，工程监理人员、施工单位、接收单位共同签字后各存一份。
6.8.9 传动试验完成的设备，即处于正常的待运状态，为防止二次工作人员在消除其他设备二次接线缺陷时造成已传动试验设备接线的变动，应对已传动试验正常的设备端子箱、机构箱落锁，在对应的保护装置屏的前后柜门关好后贴封条。如确需改动，验收人员应会同二次接线施工人员和变电运行人员，一起对设备接线进行改动，并在对应的图纸中注明改动的部分，再视具体情况可否重新进行保护传动试验。
7结语
新投变电站的继电保护及自动装置的验收传动试验工作，项目多、任务重，所有参加验收的工作人员需要有很大的耐心和责任心去完成。来不得半点的马虎，必须逐项逐条的检查试验，尽量把所发现的缺陷消除在萌芽状态。否则，有些隐患将会给以后的变电安全运行工作带来许多麻烦和损失。
参考文献：
[1] 《电力系统继电保护规定汇编》,1997,北京,中国电力出版社.[2] 《电气装置安装施工及验收规范》,1999 ,北京, 中国计划出版
第二篇：变电站设备验收投运制度
变电站设备验收投运制度
一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。
二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。
三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。
四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。
五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。
六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或XX批准，并将意见记入值班日志。
七、设备运行前必需准备内容：
1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒
目。
2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示，便易检查巡视和测量。
3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。
4.凡没有接地闸刀，需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的，接地点必须有明确的标志并固定不变，有利于值班员检查，接地点要除去油漆。
5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志，10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示，在小车开关本体上也要有全称标示。
6.防误装置可靠完好，紧急解锁钥匙已封存。急须使用时，必须严格执行防误解锁制度。
7.设备安装符合规程要求，动作正确可靠，接触良好，指示正确，电气、机械闭锁可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件无损坏、裂纹。站有设备拉地正确。验收中提出的消缺项目已经处理完毕。
8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。
9.电缆排放整齐美观，固定牢固，标志齐全清晰，防火封堵良好，电缆沟内无积水，无杂物。
10.盘柜安装排列整齐，固定牢固，柜内接线整齐美观，标志清晰齐全。
11.室内外设备金属部分无锈，油漆无脱落、皱纹、痕迹，充油设备无渗漏。
12.二次回路配线正确，绝缘良好，电流回路无开路，电压回路无短路，工艺美观，方向套电缆牌正确齐全，字迹清楚。
13.站有试验和调试报告真实合格、项目齐全。
八、环境及文明生产
1.投运前站内投产区施工遗留物。
2.站内清洁整齐、无卫生死角、无杂物、无乱堆放材料，设备见本色。
3.各处各类遮栏、护栏、爬梯安装牢固，符合安全规程。
4.各类沟道盖板完好齐全。
5.消防设施齐全、可靠、有效，符合设计和规程要求，并经当地消防部门的验收通过。
6.工具、资料摆放整齐。
7.场站照明符合设计要求。
8.变电站绿化符合设计标准要求完工或已落实计划和按排。
9.办公及生活用品满足运行需要。
九、安全及管理：
1.安全工器具齐全，符合安全规程要求。
2.防止误操作的措施和装置符合规程要求。
3.具备现场运行规程、典型操作票和必须的管理制度。
4.各种记录簿册、台帐报表准备齐全。
5.运行人员配置齐全，经过必要的学习或培训，掌握新设备的基本原理和性能。能胜任本岗位，经考试合格审核批准上岗。
6.各种图纸、资料已及时移交。如缺竣工图纸和试验报告，督促基建单位及时移交。
7.有颁布的经领导批准的允许单独巡视高压设备的人员、变电值班人员、工作票签发人、工作负责人、调试发令人名单。
8.各项管理制度（岗位责任制、交接班制度、巡回检查制度、定期试验切换制度、缺陷管理制度、设备验收制度、运行分析制度、现场培训制度、消防保卫制度、防误闭锁装置管理制度。文明生产管理制度、工具材料管理制度）和各个管理规范流程图（交接班流程、设备巡视检查流程、倒闸操作流程、工作票执行流程、缺陷管理流程）已制定并为操作班每个运行人员站熟悉。
9.现场放置值班记录簿、设备验收卡、操作票、工作票可供使用。
十、工作职责：
变电站新设备的生产运行准备工作由XXx负责，XX指导和协助，并负责检查监督执行情况。变电站生产运行准备工作由XX负责落实和向上级主管部门汇报进展状况。凡是生产运行准备工作不符合要求的新设备不能随意投入运行。
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：变电站刀闸投运前的检查验收
变电站刀闸投运前的检查验收
1.隔离开关投运前，必须具备以下条件：
(1)新装或大修后的隔离开关，投运前必须验收合格；
(2)新装隔离开关的验收项目按《电气装置安装工程施工及验收规范》及 有关规定执行。大修后的验收项目按大修报告执行。
2.工程交接验收
(1)在验收时，应进行下列检查：
1）操动机构辅助开关及闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠，无卡阻、冲击现象，位置指示正确；
2)合闸时三相不同期允许值应符合：110kV为10mm，10kV不大于3mm；
3)触头应接触紧密良好；
4)瓷件应表面清洁，无裂纹及破损；
5)油漆应完整，相色标志正确，接地良好；
6)有完整的铭牌参数和运行名称与编号。3.在验收时应提交下列资料和文件：
1)变更设计的证明文件；
2)制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；
3)安装技术记录；
4)调整试验记录；
5)备品、备件及专用工具清单。
4.回路中未装设开关时，仅允许用隔离开关进行下列操作：
(1)在断路器合闸状态下，拉合与断路器并联的刀闸；
(2)拉开或合上无故障的电压互感器或避雷器；
(3)拉合变压器中性点地刀闸；
(4)拉合空载母线。
5.隔离开关投运前的检查试验：
(1)隔离开关投运前，必须经过试验合格；
(2)隔离开关拉开后之张开角度或最小距离应符合要求；
(3)接头线卡子应牢固，接触应紧密；
(4)架构底座不应锈蚀；
(5)瓷套应清洁、无裂纹；
(6)接地刀闸开合三相联动灵活，接触良好；
(7)机械闭锁应动作准确可靠；
(8)为检修所设置的安全措施应全部拆除；
(9)新设备投运前应进行3～5次手动操作试验，操作应平稳，接触良好。
第五篇：离石高家山110kV变电站工程验收存在问题[投运验收]
离石高家山110kV变电站工程验收存在问题
变电部分：
1.110KV刀闸手动操作机构电缆孔洞未封堵
2.102开关电流互感器B相顶部外观有凹陷，应更换
3.2#PT避雷器计数器未归零
4.179-3刀闸、100-II、176-1刀闸拉合不同期
5.110KV开关柜柜门保安线未接地，柜内标识牌不规范
6.通信机柜电缆口孔洞未封堵
7.1#主变蝶阀渗油，应观察处理
8.南自光纤未固定，光缆终端盒固定不牢固
9.10kV柜门安全地线应连接可靠
10.综自柜内有杂物，施工现场未清理干净
11.油在线监测接地线未连接
12.综自二次线混乱，未整理
13.10KV开关柜安全接地线未连接
14.主变试验只做了高压侧耐压，未做中压侧及低压侧耐压，且高压侧及中性点耐压未按国标试验，试验应打76KV
15.主变绕组变形试验报告
16.10KV调节器未做油试验及耐压试验
17.放电线圈未做空载试验未出具报告
18.电容器试验报告中未写明耐压值
19.110KV母线PT、35KV母线PT、10KV母线PT没有试验报告 20.10KV电容器瓷柱应没有耐压试验报告
21.1#、2#主变低压侧直阻偏差按国标应不大于1%，报告不合格2#为5.4%
22.传动试验报告中没有
23.开关防跳跃试验报告没有
24.电流互感器伏安特性试验报告没有
25.电流回路二次回路阻抗报告没有
26.主变差动报告中没有制动特性报告
27.电能表计未贴标识，需规范标识
28.电度表柜内及电度表上积有灰尘，未清理
29.电度表采集功能未完全实现
30.没有电能表及互感器精度试验报告
31.故障录波器与对时装置时钟不一致
32.线路OPGW光缆位置未按设计进行悬挂
土建部分：
1.主变渗油池基坑鹅卵石粒径不符合规范要求
2.电缆沟盖板多块不平整
3.站区电缆沟防火墙数量不足，未按设计要求敷设封堵。缺排水
4.一楼楼梯口门未更换
5.视频安装高度不规范，需整改
6.主变固定点焊接长度不够
7、另初验提出来的问题基本未处理
点击咨询 