第一篇：石門變電站主變啟動方案 2

盧龍縣供電公司

石門110kV變電站1號主變啟動方案

運維檢修部（檢修（建設）工區）

2014年06月

批準：

審核：編制：付棟

石門110kV變電站工程于2014年5月12日由福電變電安裝分公司更換1號主變，其型號為SFSZ8-31500/110；接線組別為YN，yn0，D11；生產廠家為沈陽變壓器有限責任公司。2014年6月5日安裝調試完畢，所有試驗數據合格，由盧龍縣供電公司石門變電站負責運行。現已經具備試運行條件，為使該站順利、安全投入運行特制定本方案。

一、成立啟動工作領導小組： 組

長：牛福臣

副組長：沈立新、李繼明、賈會利

成員：王靜波、李洪杰、付棟、俞學文、喬玉偉、高峰、姚炳影以及施工單位負責人 各級人員的職責：

組

長：整個啟動工作總指揮，下達啟動開始命令。

副組長：協助組長進行啟動工作，負責指揮各參加啟動單位的具體啟動工作事宜。

成員職責：

運維檢修部：負責石門變電站1號主變啟動方案編制，設備驗收及試驗資料的收集匯總；負責啟動過程中事故處理的協調，現場倒閘操作的監護，監督啟動工作程序的執行。

安全監察質量部（保衛部）：參與設備驗收及負責啟動過程中的安全監督及保衛工作。

電力調度控制分中心：參與設備驗收，現場核對保護使用變比、定值數值等參數。

調控班：負責調度工作，向變電站運行人員下達操作命令，是啟動工作的具體指揮者。

變電檢修班：負責啟動過程中一、二次故障的處理與核相工作。石門變電站：負責向縣調接受設備停送電命令，站內倒閘操作，運行監控等全部運行工作。

運維檢修部楊利葉：負責監視遠動、通信設備運行情況。調度控制分中心毛鵬：負責監視主站信息情況 綜合服務二班姚炳影：負責啟動工作中車輛調配工作。胡澤剛：負責宣傳報道工作。

二、啟動試運行應具備的條件及準備工作

1、運行單位應準備好安全工器具等操作用品、用具，消防器材配備齊全并到位。

2、所有啟動試運行范圍內的設備均按有關施工規程、規定要求進行安裝調試，且經運維主管部門驗收合格，并且圖紙、試驗報告、設備說明書、安裝施工記錄齊全，經主管部門批準已具備試運行條件。

5、福電變電安裝分公司相關人員全部到位。

三、啟動時間

以批準啟動時間為準：2014年06月6日

四、啟動要求

1、參加啟動單位提前30分鐘到達工作崗位，根據各自工作內容提前做好物資、材料等各項準備工作；

2、嚴格按照《盧龍地區電網調度規程》、《國家電網公司電力安全工作規程（變電部分）》、《變電站運行規程》等要求進行工作，杜絕違章作業、違章操作現象發生。

五、通訊方式

縣調：7111427、2645956 石門站：7025878

六、說明：

1、本次新投設備接線方式及調度編號見附圖。2、1號主變具備送電條件后，拆除各種安全措施（地刀、地線、短路線），拉開110kV111、145開關，35kV301開關，10kV501開關、拉開110kV111-

4、101-

4、145-4，35kV301-

3、301-4，10kV501-

3、501-4刀閘，退出1號主變所有保護壓板。

七、試運行注意事項：

1、所有參加啟動試運行的人員必須遵守《國家電網公司電力安全工作規程》。

2、各分項操作、核相須提前向調度部門申請，同意后方可實施。

3、操作、核相人員應嚴格按照試運行指揮系統的命令進行工作。

4、所有倒閘操作均應填寫操作票，操作票填寫及現場操作由操作隊負責，嚴格執行操作監護制度以及設備操作后的檢查。

5、每個項目完成后，應得到各方的報告，確認運行系統正常后方能進行下一個項目的工作。

6、試運行期間發生的設備故障處理工作,須經啟動領導小組同意后方可實施；試運行過程中如果正在運行設備發生事故或出現故障，應暫停試運行并向啟動領導小組匯報。

7、試運行期間，非指揮、調度、運行當值及操作監護人員不得隨意進入試運行設備區域，任何人不得亂動設備，以確保人身和設備安全。

八、啟動步驟

（一）沖擊石門站1號主變（5月6日）

1、縣調令石門站：

（1）檢查1號主變有載調壓檔位為5。

（2）投入1號主變所有保護裝置電源，按定值單核實并投入1號主變的所有保護。

（3）合上111-

2、111-

4、101-4，145-4，1號主變1-7刀閘。

2、石門站向區調申請：

（1）用111開關對1號主變全電壓沖擊合閘五次，第一次與第二次間隔10分鐘，以后每次間隔5分鐘，最后一次不拉開，空載運行24小時以上。

（2）拉開1號主變1-7刀閘。

（二）做110kV對35kV差動保護向量（5月7日）縣調令石門站：（1）合上301-3刀閘

（2）合上301開關，在301-4刀閘兩側進行高壓核相，核相無誤后，拉開301開關。

（3）退出1號主變差動保護。

（4）合上301-4刀閘，合上301開關，確定1號主變確已帶負荷后，做110kV對35kV差動保護向量。

（5）拉開301開關，轉為熱備用。（6）投入1號主變差動保護

（二）做110kV對10kV差動保護向量（5月8日）縣調令石門站：（1）退出1號主變差動保護。

（2）將501小車推入運行位置，合上501開關。

（3）確定1號主變確已帶負荷后，做110kV對10kV差動保護向量。

（4）投入1號主變差動保護。

九、正常運行方式 1、111武石一線帶110kV4母線、1號主變運行，112武石二線，2號主變運行，145開關熱備用，備自投投入。2、2號主變35kV302開關帶35kV母線，301開關熱備用。2、10kV母聯545開關熱備用，由1號主變帶10kV4母線負荷，2號主變帶10kV5母線負荷，備自投投入。

注意：根據無功潮流和電壓情況隨時掌握電容器停投和主變分頭調整。

附圖：本次啟動設備一次接線圖。

第二篇：220kV變電站主變改造工程啟動會匯報材料

220kV**站主變增容擴建工程

3號主變啟動會匯報材料

*********工程公司

220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

2015年05月26日

220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

3號主變啟動會匯報材料

尊敬的各位領導及專家：

在此我代表220kV**站主變增容擴建工程施工項目部，向各位領導、專家蒞臨監督檢查指導表示衷心的感謝！下面就我項目部在工程中的管理和施工質量情況，向大家做個匯報。

一、工程規模

1、電氣安裝部分：

2.1、3號主變壓器系統設備安裝工程（1臺主變）； 2.2、控制保護及自動化屏安裝工程（7面屏柜）；

2.3、封閉式組合電氣安裝工程（3號主變220kV進線側通管）； 2.4、35kV配電裝置安裝工程（3號接地變及電阻裝置1套）； 2.5、電容器系統設備安裝工程（電容器及消弧線圈）； 2.6、二次電纜施工及動力電纜； 2.7、接地裝置安裝工程。

二、主要參建單位（建設、設計、施工、監理）項目法人：國網**市電力公司 建設管理單位：** 設計單位：** 監理單位： ** 施工單位（電氣安裝）：** 施工單位（土建工程）：** 運行單位：** 220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

3號主變啟動會匯報材料

三、質量體系及運行效果

1、組織體系

為確保能安全、優質、順利的完成建設目標，達到創優要求，成立項目管理組織機構，充分發揮項目組織和項目管理的優勢，代表公司對本工程實行全面管理。

華東送變電工程公司**變電站工程施工項目部，由多名從事變電工程經驗豐富的管理人員組成。成立一次施工班組、二次施工班組、高壓試驗班組及保護調試班組。

2、制度保證

施工項目部根據國家電網公司《輸變電工程建設標準強制性條文實施管理規程》、《輸變電工程質量通病防治工作要求及技術措施》、《國家電網公司輸變電工程標準工藝》等綱領性文件要求，相應編制了220kV**站主變增容擴建工程電氣安裝《強制性條文執行計劃》、《質量通病防治措施》、《標準工藝實施細則》、《創優實施細則》等，落實責任主體、明確創優目標、制定詳細措施，確保工程最終實現創優目標。

3、技術保證

在工程開工前，由項目總工組織本工程技術、質量、安全等管理部門，對施工圖紙進行認真審查，并提出修改意見，由設計交底時確認。由項目經理組織各管理部門人員進行施工組織設計、創優實施細則、安全文明二次策劃、質量保證計劃等綱領性文件的編制，并嚴格按照編制的方案執行。

各單體工程開工前，項目部組織技術、質量、安全等部門，按照施220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

3號主變啟動會匯報材料

工方案內容，針對本工程特點，就相關作業內容和工作要求對其交底。

4、物資保證 1）機具設備的管理

所有施工檢測工具在進入本工地前，均經法定檢測單位鑒定合格并在有效期范圍內使用，其精度均符合相關規定要求。并建立臺帳，實施動態管理。

主要機具設備進入工地前，項目總工組織技術、設備、安全部對其進行檢查驗收，進行必要的檢驗和試驗，確保性能良好，標識清晰，完好率 100%。2)材料管理

原材料在使用前，由項目部取樣員取樣（采樣時通知監理到場見證）并且送到相應資質的試驗單位進行檢驗，合格后方可使用。

施工過程中，根據原材料用量，嚴格按照規定做相應批次的試驗。

5、強制性條文執行情況

工程開工前，我施工單位根據《輸變電工程建設標準強制性條文實施管理規程》(Q/GDW248-2008)，編制《220kV**站主變增容擴建工程強制性條文執行計劃》,經內部審批后，報監理單位審核批準后執行，保證工程項目執行強制性條文的完整性。

施工中根據工程進展分項工程據實記錄、填寫《輸變電工程施工強制性條文執行記錄表》，并報監理審核。依據分項、分部、單位工程劃分范圍，形成系統的管理體系，與工程質量檢查、驗收工作協調一致，同步實施，加強了強條的實施計劃，強化了事前、事中過程控制，完善220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

3號主變啟動會匯報材料

了執行的事后控制，盡可能的避免在執行中發生偏差、遺漏和違反強制性條文的情況，提高了我們的施工管理水平。

通過執行強制性條文，確保了工程質量目標的實現，所有分部、分項工程全部驗收合格，單位工程質量等級為優良。

本工程電氣工程產生強制性條文執行記錄27份，涉及強制性條文27條，強條執行率100%。

6、質量通病防治措施執行情況

6.1、項目部認真貫徹業主項目部下發《質量通病防治任務書》內容，以《質量通病防治任務書》為指導，組織編寫《220kV**站主變增容擴建工程質量通病防治方案和措施》，經監理單位審查、建設單位批準后實施。6.2、做好原材料、半成品的第三方試驗檢測工作，未經復試或復試不合格的原材料、半成品等不用于工程施工。試驗檢測應執行見證取樣制度，試品、試件均送達經電力建設工程質量監督機構認證的第三方試驗室進行檢測或經監理單位審核認可并報質監機構備案的第三方試驗室進行檢測。采用新材料時，除應有產品合格證、有效的新材料鑒定證書外，還進行了必要檢測。

6.3、記錄、收集和整理質量通病防治的施工措施、技術交底和隱蔽驗收等相關資料均真實可考。

6.4根據經批準的《220kV**站主變增容擴建工程質量通病防治措施》，對施工人員進行技術交底，并確保措施落實到位。

在整個過程中電氣工程涉及質量通病防治措施8條，執行8條，執行率100%。220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

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7、標準工藝執行情況

項目部認真組織編寫了《220kV**站主變增容擴建工程標準工藝實施細則》，在施工過程中，嚴格按照標準工藝施工，電氣工程共涉及標準工藝46項，應用率100%。

四、施工時間節點

1、電氣工程

2014年12月01日電氣安裝工程開工；

2014年12月05日首批電氣設備進場（接地變及接地電阻箱）； 2014年12月07日35kV電容器到貨就位； 2014年12月08日35kV電抗器附件安裝； 2014年12月10日主變壓器本體就位； 2014年12月15日主變附件安裝； 2015年01月25日電纜施工；

2015年03月03日220kV GIS部分通管到貨； 2015年05月7日220kV GIS試驗通管到貨安裝； 2015年05月11日主變本體局放試驗完成； 2015年05月16日220kV GIS通管耐壓試驗完成；

2015年05月26日3號主變與35千伏母差、35千伏自切保護搭接完成。

本期工程基本施工完畢。220kV**站主變增容擴建工程施工項目部

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五、工程驗收情況及實體質量狀況

220kV**站主變增容擴建工程的三級驗收于2015年05月06開始，2015年05月10日全部消缺完成；監理初檢驗收于2015年05月11日開始，共14條消缺項目，完成14條；質監站與2015年05月14日驗收，共提出15條消缺問題，完成15條；檢修公司已于2015年05月18日開始驗收，提出問題并現場立即整改。

涉及220kV**站主變增容擴建工程本期完成電氣共3單位工程，12個分部工程，30個分項工程。

單位工程優良率100%；分部工程、分項工程合格率100%；

六、后續計劃

1、相關二次回路搭接，根據調度停電許可，2015年05月27日與220千伏母差保護回路搭接。

*****工程公司

220kV**站主變增容擴建工程

2015年05月26日

第三篇：變電站主變、斷路器巡視和異常處理

（一）1#主變巡視標準： 一）巡視標準 正常巡視檢查內容： a.本體：

a.1 檢查運行中的油溫和環境溫度、負荷（電流、有功、無功）、電壓，檢查最高油溫指示，監視運行溫度是否超過極限； a.2 監視油枕的油位是否正常，根據主變本體上的主體儲油柜油位曲線（油溫與油位對應關系），看本體油位是否正常；

a.3 變壓器運行的聲響與以往比較有無異常，例如聲響增大或有其他新的響聲等；

a.4 檢查有無漏油、滲油現象，箱殼上的各種閥門狀態是否符合運行要求，特別注意每個閥門、表計、法蘭連接處以及焊縫等；

a.5 硅膠呼吸器的硅膠的顏色變紅程度（2/3以上則需要更換），油封杯的油位、油色是否正常。b.套管：

b.1 檢查高、低以及中性點套管的油位并注意油位有無變化； b.2 檢查有無漏油和滲油現象； b.3 檢查瓷套有無破損、放電聲音； b.4 觀察套管上灰塵的污染及變化情況；

b.5 檢查接點有無異常和明顯發熱跡象，特別是雪天和雨天，接頭上有無熔化蒸汽的現象，金具有無變形，螺絲無松脫和連接線無斷股損傷。c.冷卻裝置：

c.1 冷卻器閥門、散熱器等處有無漏油和滲油；

c.2 變壓器冷卻箱信號指示燈、控制開關位置是否運行正常、電源是否正常； c.3 檢查變壓器冷卻器風扇運行是否正常；

c.4 檢查釋壓（防爆）裝置有無漏油、漏氣和損壞等現象，信號指示器是否動作，注意有無噴油的痕跡。

c.5 檢查瓦斯繼電器有無漏油等異常現象，內部有無氣體。c.6 有載分接開關的分接位置指示應正常。

c.7 冷控箱和機構箱本體、轉接箱內各種電器裝置是否完好，位置和狀態是否正確，箱殼密封是否完好。特殊巡視檢查項目及要求；

a.過負荷：監視負荷、油溫和油位變化，接頭接觸良好，冷卻裝置運行正常。b.雷雨天氣，瓷套管有無放電閃絡現象，避雷器放電記錄器動作情況 c.大霧天氣，瓷套管有無放電現象，重點監視污穢瓷質部分。d.短路故障后：檢查有關設備及接頭有無異狀。e.大風天氣，引線擺線情況及有無搭掛雜物。二)異常處理 聲音異常處理：

a.如發現內部有較沉重的“嗡嗡”聲，短時的“哇哇”聲，內部尖細的“哼哼”聲等異常情況，應加強監視，并根據負荷情況，表計指示，有無接地信號，或系統內有無短路情況，判斷是否外部因素引起。

b.如發現內部有“吱吱”或“劈啪”、“叮鐺”、“營營”等聲響，或不均勻噪聲時，應根據表計變化，保護、信號是否同時動作，及對變壓器不同位置響聲，或不同天氣、時間和運行狀態進行比較，判斷是否變壓器內部因素引起，并分別情況予以處理。2 油溫異常升高處理：

a.檢查變壓器負荷、環境溫度，并與同一負荷、同一環境下的油溫比較。b.核對現場與主變控制屏上的溫度計。

c.檢查變壓器冷卻裝置是否正常和投入組數是否足夠，否則，應將備用冷卻器投入運行，若溫度上升的原因是由于冷卻系統故障，必須設法排除，恢復運行，若需要停運檢修，則立即匯報101、本局、所領導及檢修單位。

d.若發現變壓器油溫較平時同一負荷和冷卻溫度下高出10℃以上，或變壓器負荷不變，油溫不斷上升，而檢查冷卻裝置運行正常，溫度計正常，則可認為變壓器巳發生內部故障如鐵芯嚴重短路，繞組匝間短路等，而保護裝置因故不起作用，則應將變壓器停電修理。3 油位異常處理

a.運行中的主變壓器的油枕油位變化應與油溫的變化相一致。

b.當油枕油位過高或過低時，均發預告信號，運行人員應到現場檢查設備有無異常情況。同時向調度和有關領導匯報，并監視油位變化情況，通知維修人員進行必要的檢查和分析。過負荷處理：加強監視，將負荷情況作好詳細記錄，并立即匯報值班調度員，對影響變壓器安全的，應申請轉移負荷。5 壓力釋放閥冒油處理：

a.若壓力釋放閥冒油（或漏油）而無壓力釋放裝置動作信號時，運行人員除檢查負荷、溫度、聲響其它保護動作情況外，還必須請維修人員來檢查有關的信號回路是否正常。

b.當壓力釋放閥冒油時，運行人員應立即向調度和有關領導匯報，并到現場檢查情況（包括負荷、溫度、聲響、其它保護動作情況和其它異常情況等），同時，對變壓器進行嚴密的監視并做好記錄，待有關維修人員來進行進一步檢查和處理。輕瓦斯動作的處理：當主變壓器輕瓦斯動作告警后，運行人員應檢查油枕油位是否正常，瓦斯繼電器油位窗是否有氣體存在。若有氣體，立即向調度匯報，并通知維修人員進行取樣分析并處理，運行人員不得將氣體放出，同時，加強對主變壓器運行監視。7 冷卻裝置故障或冷卻器全停回路異常處理：

a.檢查故障變壓器的負荷情況，密切注意變壓器繞組溫度、上層油溫情況。

b.立即檢查工作電源是否缺相，若冷卻裝置仍運行在缺相的電源中，則應斷開連接。

c.立即檢查冷卻控制箱各負荷開關、接觸器、熔斷器、熱繼電器等工作狀態是否正常，若有問題，立即處理。

d.立即檢查冷卻控制箱內另一工作電源電壓是否正常，若正常則迅速切換至該工作電源。e.若冷卻控制箱電源部分已不正常，則應檢查所用電屏負荷開關、接觸器、熔斷器，檢查所用變高壓熔斷器等情況，對發現的問題作相應處理。f.檢查變壓器油位情況。

g.變電運行值班人員應及時將情況向調度及有關部門匯報。h.變電運行值班人員應根據調度指令進行有關操作。

i.發生冷卻器全停時，調度應及時了解故障變壓器的運行情況及缺陷消除情況，合理安排運行方式，必要時轉移或切除部分負荷，以降低故障變壓器的溫升，同時，做好退出該變壓器運行的準備。

j.若變電運行值班人員不能消除缺陷，則應及時通知檢修人員安排處理。8 調壓裝置異常處理：

當發生電氣回路故障（電源跳閘或缺相）或機械回路故障（連桿斷落，機械卡滯）時，立即匯報調度和修試部門。

（二）斷路器巡視

a.1.正常巡視檢查項目及要求

a.套管引線接頭有無發熱變色現象，引線有無斷股、散股、扭傷痕跡。

b.瓷套、支柱瓷瓶是否清潔，有無裂紋、破損、電暈和不正常的放電現象。c.斷路器內有無放電及不正常聲音。d.斷路器的實際位置與機械及電氣指示位置是否符合。

e.液壓機構的工作壓力是否在規定范圍內，箱內無滲、漏油。f.機械閉鎖是否與斷路器實際位置相符。

g.SF6斷路器壓力正常，各部分及管道無異常(漏氣聲、振動聲)和管道夾頭正常。h.SF6斷路器巡視檢查時，記錄SF6氣體壓力。i.斷路器及操作機構接地是否牢固可靠。

j.防雨罩、機構箱內無小動物及雜物威脅安全。2.特殊巡視項目：

a.套管及引線接頭有無過熱、發紅，有無不正常放電的聲音及電暈。b.大風時引線有無劇烈擺動，上部有無掛落物，周圍有無可能被卷到設備上的雜物。c.雷雨后套管有無閃絡，放電痕跡，有無破損。d.雨、霧天有無不正常放電、冒氣現象。

e.下雪天，套管接頭處的積雪有無明顯減少或冒熱氣，以判斷是否有放電、發熱現象。

f.大電流短路故障后檢查設備、接頭有無異狀，引下線有無斷股、散股、噴油、冒煙等現象。

3.斷路器合閘、分閘后應檢查項目： a.斷路器合閘后應檢查：

a.1 電流、無功功率、有功功率的指示是否正常。

a.2 機械指示及信號指示與實際相符，無非全相供電的現象。a.3 無內外部異響放電現象。

a.4 瓷套管支柱和操作連桿、拐臂無損壞情況。a.5 液壓機構打壓、儲能正常。

a.6 送電后，如發現相應系統三相電壓不平衡，接地或出現間接接地現象時，應立即檢查斷路器的三相合閘狀態。

b.斷路器分閘后的檢查：紅燈滅，綠燈亮，機械指示在分閘位置，表計指示為零。

b.異常處理

1.斷路器合閘失靈的分析與處理：

a 在操作中斷路器拒絕合閘，應立即匯報調度，并按以下原則處理：

b 斷開斷路器兩側隔離刀閘，試合斷路器，根據合閘接觸器和合閘鐵芯的動作情況判別是電氣回路故障還是機械部分故障。

c 如果是電氣回路故障，應檢查控制或合閘保險是否熔斷，合閘回路應閉合的繼電器，接觸器的接點是否接觸良好，壓力閉鎖接點是否接通，查明故障原因，予以排除。

d 如果是機械部分故障，檢查傳動連桿、拐臂及軸銷有無卡滯、分閘搭扣是否牢固、機構是否過死點等，找出故障，進行處理。

e 檢查操作機構電源電壓，彈簧儲能是否正常。

f 經以上查找的斷路器故障和缺陷，現場無法處理時，則應立即匯報調度和有關領導，并倒換運行方式恢復供電，退出故障斷路器，進行檢修。2.斷路器分閘失靈的分析與處理

a 試拉斷路器，監視后臺機儀表變化，位置指示燈（紅燈），根據跳閘鐵芯動作與否判明是電氣回路還是機械部分故障；

b 機械部分故障，檢查跳閘鐵芯是否卡死，傳動軸銷是否脫落或過死點過低動作不到位及機構是否瓦解等；

c 電氣回路故障，檢查控制電源，跳閘回路的元件（KK接點、輔助接點等）是否接觸良好，跳閘線圈是否燒壞、斷線或接觸不良；

d 檢查分閘彈簧是否儲能，有無松動及斷裂現象。

e 運行中斷路器位置指示燈（紅燈）熄滅或直流電源消失，應立即檢查燈泡是否燒壞，控制電源是否接觸不良，若查不出原因，應立即匯報調度和修試單位，設法將該斷路器退出，待進一步處理。

f 發生事故時斷路器分閘失靈應根據有無保護動作信號掉牌，位置指示燈指示及出現的現象判斷故障的范圍和原因。

g 無保護動作信號掉牌，檢查該斷路器紅燈亮，并能用KK把手（就地控制方式）分閘，可檢查保護壓板是否投入正確，如投入正確，可向調度申請斷開兩側隔離開關，作保護傳動試驗，查明是否二次回路問題。

h 無保護動作信號掉牌，檢查該斷路器紅燈不亮，不能用KK把手（就地控制方式）分閘，應檢查控制電源是否接觸不良，控制回路是否斷線。

i 有保護動作信號掉牌，斷路器紅燈亮，用KK把手（就地控制方式）能分閘，應檢查保護出口回路有無故障。

j 有保護動作及掉牌，用KK把手（就地控制方式）分閘失靈，如紅燈不亮，應檢查控制回路，紅燈亮，應檢查機構的機械是否有故障。

k 運行中，發現斷路器位置指示紅燈不亮，發現控制回路斷線或直流回路斷線信號及交流電壓回路斷線信號時，必須立即采取措施處理。

l 應保持失靈斷路器現場，斷開其兩側隔離開關，恢復其它設備和線路供電，并對其查明原因進行處理。

m 分閘失靈斷路器，在未查出原因前，及處理后未進行整組傳動，保護分、合試驗和低電壓分、合檢查的，不準投入運行。

3.SF6斷路器氣體壓力異常或本體嚴重漏氣處理：

a 當斷路器SF6氣體壓力降低報警時，應立即到現場檢查SF6氣體壓力值，加強監視，并及時匯報調度，通知維修單位進行處理。

b 當SF6氣體滲漏嚴重，壓力下降較快且接近或降至閉鎖值時，應向調度匯報申請停電處理；SF6氣體壓力低于閉鎖值時，不得進行該斷路器的操作。

c 當SF6氣體壓力降至分、合閘閉鎖值告警時，應立即到現場檢查SF6氣體壓力，如壓力確降至閉鎖值，應立即將該斷路器控制電源拉開，使該斷路器變為死斷路器，并匯報調度申請停電處理，通知維修單位及時處理。

4.真空斷路器滅弧室內有異常時處理：

真空斷路器跳閘，真空泡破損，或檢查斷路器仍有電流指示，應穿絕緣鞋和戴好絕緣手套至現場檢查設備真空確已損壞，匯報調度，拉開斷路器電源，將故障設備停電后方允許將故障設備停電退出運行。不允許直接拖出故障斷路器手車。

5.彈簧操作機構異常處理（發“彈簧未儲能”信號時的處理等）：

a 彈簧操作機構發“彈簧未儲能”信號時，值班人員應迅速去現場，檢查交流回路是否有故障，電機有故障時，應用手動將彈簧拉緊，交流電機無故障而且彈簧已拉緊，應檢查二次回路是否誤發信。

b 如果是由于彈簧有故障不能恢復時，應向當值調度申請停電處理。

第四篇：10KV變配電室啟動方案

10KV變配電室啟動方案

1、工程簡介

**位于………………………………水道邊，總占地面積約33萬平方米，南北長1km，東西寬330m。天然氣處理規模460×104m3/d。本工程由*******公司負責設計，由****************監理有限責任公司擔任現場監理。

本工程的電氣部分包括：在站控中心和生活區各新建10/0.4KV變配電室一座，站控中心內的變壓器容量為：2X1000KVA和2X800KVA,廠前生活區變配電室的容量為：1X1000KVA。10KV系統主接線形式采用單母線分段，1#電源引自連屏110KV變電站，2#電源引自石山110KV變電站，正常情況下，母聯斷開，兩進線電源同時運行，任一電源失電，檢無壓、無流，經延時跳失電側開關，再合母聯開關。400V系統母線分四段，I段和II段主接線形式采用單母線分段，III段和IV段主接線形式采用單母線分段。供電系統圖見附圖一。

2、方案的編寫依據

設計院設計的施工圖紙

《電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范》GB50171-9

2《電氣裝置安裝工程高壓電器施工及驗收規范 》 GBJ147-90

《電氣裝置安裝工程低壓電氣施工及驗收規范》GB50254-96

《建筑電氣工程施工質量驗收規范》GB50303-2002

《電氣裝置安裝工程爆炸和火災危險環境電氣裝置施工及驗收規范》GB50257-96 《電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范》GBJ148-90 《電氣裝置安裝工程電氣設備交接驗收標準》GB50150-9

1有關的電氣計量表計檢定規程。

電氣設備的廠家技術文件資料。

工程項目的施工組織設計。

有關的電氣試驗，運行安全操作規程。

公司《質量保證手冊》、《質量體系文件》及支撐性文件。

本方案的編寫是以設計提供的施工圖紙和國家的有關標準、規范、安全法規等為依據進行編寫的。

3、送電前的準備工作

3.1電氣試驗

（1）主要試驗設備名稱

絕緣電阻測試儀，交流耐壓試驗設備，直流高壓試驗器，繼電器綜合測試儀，機械特性測試儀，操作臺，大電流發生器，交流試驗變壓器，高壓核相儀，直流雙臂電橋，變壓比電橋，放電棒，標準電流互感器，標準電壓互感器，標準電流表，標準電壓表。

（2）電氣調校試驗程序如下

（3）高壓試驗項目

（3.1）高壓電纜的試驗項目包括測量絕緣電阻、直流耐壓試驗及泄露電流測量、檢查電纜線路的相位。本項目高壓電纜直流試驗電壓為42 KV，試驗時間為15分鐘，泄露電流小于20μA。當泄露電流很不穩定或泄露電流隨試驗電壓升高急劇上升或泄露電流隨試驗時間延長有上升現象三種情況之一出現時，電纜絕緣可能有缺陷，應找出缺陷并予以處理。

（3.2）氧化鋅避雷器試驗項目包括絕緣電阻測試、直流參考電壓、直流1mA時的電壓值U1mA、75％U1mA時泄露直流（μA）、工頻放電電壓。

（3.3）變壓器試驗項目包括測量繞組連同套管的直流電阻、檢查所有分接頭的變壓比、檢查變壓器的三相接線組別、測量繞組連同套管的絕緣電阻和吸收比、繞組連同套管的耐壓試驗、測量與鐵芯絕緣的各緊固件及鐵芯接地線引出套管對外殼的絕緣電阻、額定電壓下的沖擊合閘試驗、檢查相位。

變壓器的直流電阻，與同溫下產品出廠實測數值比較，相應變化不應大于2％。檢查所有分接頭的變壓比，與制造廠銘牌數據相比應無明顯差別，且應符合變壓比的規律。本項目變壓器的三相接線組別為Δ/Y，二次側中性點接地。繞組連同套管的絕緣電阻不應低于出廠試驗值的70％。繞組連同套管的交流耐壓試驗1分鐘的工頻耐受電壓達到24KV。用絕緣電阻測試儀測量與鐵芯絕緣的各緊固件及鐵芯接地線引出套管對外殼的絕緣電阻，持續1分鐘，應無閃絡及擊穿現象。在額定電壓下對變壓器的沖擊合閘試驗，應進行5次，每次間隔時間為5分鐘，無異常現象；沖擊合閘宜在高壓側進行，試驗時變壓器中性點必須接地。變壓器相位必須與電網相位一致。

變壓器試運行24小時，認真檢測電流、電壓、溫度值，并做好記錄。變壓器并列運行前先核對相位，相位無誤后方可依據設計要求進行并列運行。

（3.4）高壓斷路器試驗包括主回路絕緣試驗、機械特性試驗、主回路工頻耐壓試驗，導電回路電阻測試。10KV斷路器常溫下絕緣電阻應≥1200MΩ；機械特性試驗中測試的合閘時間≤100ms,分閘時間≤50ms；交流耐壓達到42KV耐壓1分鐘；導電回路電阻≤50 μΩ。（3.5）電壓護感器柜試驗包括絕緣電阻測試、交流耐壓、直流電阻測試、變壓比測試。（3.6）電流護感器試驗包括絕緣電阻測試、交流耐壓試驗、直流電阻測試、交流比試驗和極性檢查。

（3.7）過電壓保護器試驗包括絕緣電阻測試和工頻放電電壓測試。本工程過電壓保護器型號分TBP-A-12.7F/85和TBP-B-12.7F/85兩種。它們的工頻放電電壓值范圍為15.48KV～20.64KV和20.88KV～27.84KV，試驗時只有內部間隙放電，外圍任何部分不得有閃絡。說明：對電氣調校試驗程序中的其余試驗項目由我方配合廠家完成。對監理、業主或相關方提出的其它試驗要求現場再協商出方案。試驗數據填寫表格見后面附表一至附表七。

3.2變配電所受電條件

（1）送電前必須清理現場。清除一切障礙物，蓋好蓋板，打掃衛生。

（2）所有的受電設備．均須做完各項單體試驗且合格，并有正式試驗報告供有關部門審查。

（3）受電系統應作模擬試驗且符合設計圖紙的功能要求，并取得甲方有關的技術負責部門的確認。

（4）配電室的信號、直流系統項工作正常．以保證送電成功。其整流系統的電源，送電前由 可靠的臨時電源供給，待受電完畢，倒至正式電源。

（5）所有母線的交接試驗，除執行國家有關規范的條款外，當對其絕緣性能有懷疑時，須實行交流耐壓試驗確認。

（6）各開關均在試驗位置，且能保證推拉靈活，各插頭接觸良好，接地刀閘位置正確。

（7）與上級變電所有可靠的通訊設施，受電方案及申請經有關部門批準

3.3 10KV站控中心變配電室投運程序

送電前，會同業主、監理等有關人員聯合對整個需受電系統進行認真檢查，自查合格后，按供電局要求的程序進行送電申請。接收到供電局送電通知單后變配電室方可投電。

3.4投電試運行領導小組人員名單

4．送電步驟

（1）專人檢查高壓系統絕緣并有記錄。

（2）再檢查一遍開關位置，所有的高壓開關均須在試驗、斷開位置。

（3）通知上級變電所，對進線線路送電，進線柜帶電顯示器上3指示燈亮說明進線線路A、B、C三相有電。

（4）直流系統送電，使合閘、控制小母線帶電，保證斷路器的合閘線圈、分閘線圈、繼電保護儀器的工作電源。

（5）將進線柜對應的計量柜手車二次動觸頭插入靜觸頭，將進線柜對應的計量柜手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位），合上空氣開關1ZK、2ZK，通過電子電能表顯示屏的輪顯按鍵確定進線電壓值。

（6）將進線手車二次動觸頭插入靜觸頭，確定進線斷路器在分閘位置，合上11Q，給分合閘回路提供直流電，合上1Q，給綜合保護儀提供直流電，將進線手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位），合上儲能開關HK，儲能電機進行儲能，儲能指示燈UD亮表示儲能完畢。將11SA擰到就地位置，12SA擰到合閘位置，進線斷路器合閘，合閘指示燈11HL亮，分合閘狀態指示燈指向合閘位置。

（7）將PT手車二次動觸頭插入靜觸頭，將PT手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位），合上1Q、2Q空開，給綜合保護儀和消諧裝置提供直流電，合上1ZK—3ZK空開，綜合保護儀顯示母線電壓值。

（8）如果只送I段電源進線，將隔離手車二次動觸頭插入靜觸頭，將手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位）。將母聯手車二次動觸頭插入靜觸頭，確定母聯斷路器在分閘位置，合上11Q，給分合閘回路提供直流電，合上1Q，給綜合保護儀提供直流電，將母聯手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位），合上儲能開關HK，儲能電機進行儲能，儲能指示燈UD亮表示儲能完畢。將11SA擰到就地位置，12SA擰到合閘位置，進線斷路器合閘，合閘指示燈11HL亮，分合閘狀態指示燈指向合閘位置。母聯投入，給另一段負載供電。

（9）如果II段電源進線也合，參照圖紙重復上述步驟（1）——（7）。并且用高壓核相儀進行核相，確保相位一致。

5、安全技術措施

1)各系統絕緣合格且正常后方能送電。

2)要設有足夠的警示牌。

3)與送電無關的人員一律撤離送電現場，可設立送電專區證，由安全保衛人員執行。

4)要備有足夠的滅火器和消防器材。

5)操作人員必須穿絕緣靴和帶絕緣手套。

6)現場配備值班汽車。

6、儀器設備一覽表

送電用的儀器設備

序號設備名稱設備規格數量備注

1.萬用表500型1塊

2.兆歐表2500V，500V各1塊

3.鉗型表1塊

4.對講機5KM2 對

5.核相儀10KV1臺

6.專用電話1部

7.手電筒2把

8.電氣用滅火器6個

9.絕緣靴2付

10.絕緣手套2付

11.絕緣棒2根

第五篇：10KV變配電室啟動方案技術標（范文）

10KV變配電室啟動方案技術標

1、工程簡介

**位于橫琴島小橫琴山西側靠磨刀門水道邊，總占地面積約33萬平方米，南北長1km，東西寬330m。天然氣處理規模460×104m3/d。本工程由*******公司負責設計，由****************監理有限責任公司擔任現場監理。

本工程的電氣部分包括：在站控中心和生活區各新建10/0.4KV變配電室一座，站控中心內的變壓器容量為：2X1000KVA和2X800KVA,廠前生活區變配電室的容量為：1X1000KVA。10KV系統主接線形式采用單母線分段，1#電源引自連屏110KV變電站，2#電源引自石山110KV變電站，正常情況下，母聯斷開，兩進線電源同時運行，任一電源失電，檢無壓、無流，經延時跳失電側開關，再合母聯開關。400V系統母線分四段，I段和II段主接線形式采用單母線分段，III段和IV段主接線形式采用單母線分段。供電系統圖見附圖一。

2、方案的編寫依據

設計院設計的施工圖紙

《電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范》GB50171-92 《電氣裝置安裝工程高壓電器施工及驗收規范 》 GBJ147-90

《電氣裝置安裝工程低壓電氣施工及驗收規范》GB50254-96

《建筑電氣工程施工質量驗收規范》GB50303-200

2《電氣裝置安裝工程爆炸和火災危險環境電氣裝置施工及驗收規范》GB50257-96

《電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及驗收規范》GBJ148-90

《電氣裝置安裝工程電氣設備交接驗收標準》GB50150-9

1有關的電氣計量表計檢定規程。

電氣設備的廠家技術文件資料。

工程項目的施工組織設計。

有關的電氣試驗，運行安全操作規程。

公司《質量保證手冊》、《質量體系文件》及支撐性文件。

本方案的編寫是以設計提供的施工圖紙和國家的有關標準、規范、安全法規等為依據進行編寫的。

3、送電前的準備工作

3.1電氣試驗

（1）主要試驗設備名稱

絕緣電阻測試儀，交流耐壓試驗設備，直流高壓試驗器，繼電器綜合測試儀，機械特性測試儀，操作臺，大電流發生器，交流試驗變壓器，高壓核相儀，直流雙臂電橋，變壓比電橋，放電棒，標準電流互感器，標準電壓互感器，標準電流表，標準電壓表。

（2（3）高壓試驗項目

（3.1）高壓電纜的試驗項目包括測量絕緣電阻、直流耐壓試驗及泄露電流測量、檢查電纜線路的相位。本項目高壓電纜直流試驗電壓為42 KV，試驗時間為15分鐘，泄露電流小于20μA。當泄露電流很不穩定或泄露電流隨試驗電壓升高急劇上升或泄露電流隨試驗時間延長有上升現象三種情況之一出現時，電纜絕緣可能有缺陷，應找出缺陷并予以處理。

（3.2）氧化鋅避雷器試驗項目包括絕緣電阻測試、直流參考電壓、直流1mA

時的電壓值U1mA、75％U1mA時泄露直流（μA）、工頻放電電壓。

（3.3）變壓器試驗項目包括測量繞組連同套管的直流電阻、檢查所有分接頭的變壓比、檢查變壓器的三相接線組別、測量繞組連同套管的絕緣電阻和吸收比、繞組連同套管的耐壓試驗、測量與鐵芯絕緣的各緊固件及鐵芯接地線引出套管對外殼的絕緣電阻、額定電壓下的沖擊合閘試驗、檢查相位。

變壓器的直流電阻，與同溫下產品出廠實測數值比較，相應變化不應大于2％。檢查所有分接頭的變壓比，與制造廠銘牌數據相比應無明顯差別，且應符合變壓比的規律。本項目變壓器的三相接線組別為Δ/Y，二次側中性點接地。繞組連同套管的絕緣電阻不應低于出廠試驗值的70％。繞組連同套管的交流耐壓試驗1分鐘的工頻耐受電壓達到24KV。用絕緣電阻測試儀測量與鐵芯絕緣的各緊固件及鐵芯接地線引出套管對外殼的絕緣電阻，持續1分鐘，應無閃絡及擊穿現象。在額定電壓下對變壓器的沖擊合閘試驗，應進行5次，每次間隔時間為5分鐘，無異常現象；沖擊合閘宜在高壓側進行，試驗時變壓器中性點必須接地。變壓器相位必須與電網相位一致。

變壓器試運行24小時，認真檢測電流、電壓、溫度值，并做好記錄。變壓器并列運行前先核對相位，相位無誤后方可依據設計要求進行并列運行。（3.4）高壓斷路器試驗包括主回路絕緣試驗、機械特性試驗、主回路工頻耐壓試驗，導電回路電阻測試。10KV斷路器常溫下絕緣電阻應≥1200MΩ；機械特性試驗中測試的合閘時間≤100ms,分閘時間≤50ms；交流耐壓達到42KV耐壓1分鐘；導電回路電阻≤50 μΩ。

（3.5）電壓護感器柜試驗包括絕緣電阻測試、交流耐壓、直流電阻測試、變壓比測試。

（3.6）電流護感器試驗包括絕緣電阻測試、交流耐壓試驗、直流電阻測試、交流比試驗和極性檢查。

（3.7）過電壓保護器試驗包括絕緣電阻測試和工頻放電電壓測試。本工程過電壓保護器型號分TBP-A-12.7F/85和TBP-B-12.7F/85兩種。它們的工頻放電電壓值范圍為15.48KV～20.64KV和20.88KV～27.84KV，試驗時只有內部間隙放電，外圍任何部分不得有閃絡。

說明：對電氣調校試驗程序中的其余試驗項目由我方配合廠家完成。對監理、業主或相關方提出的其它試驗要求現場再協商出方案。試驗數據填寫表格見后面附表一至附表七。3.2變配電所受電條件

（1）送電前必須清理現場。清除一切障礙物，蓋好蓋板，打掃衛生。（2）所有的受電設備．均須做完各項單體試驗且合格，并有正式試驗報告供有關部門審查。

（3）受電系統應作模擬試驗且符合設計圖紙的功能要求，并取得甲方有關的技術負責部門的確認。

（4）配電室的信號、直流系統項工作正常．以保證送電成功。其整流系統的電源，送電前由（5）有懷疑時，須實行交流耐壓試驗確認。

（6）各開關均在試驗位置，且能保證推拉靈活，各插頭接觸良好，接地刀閘位置正確。

（7）與上級變電所有可靠的通訊設施，受電方案及申請經有關部門批準 3.3 10KV站控中心變配電室投運程序

送電前，會同業主、監理等有關人員聯合對整個需受電系統進行認真檢查，自查合格后，按供電局要求的程序進行送電申請。接收到供電局送電通知單后變配電室方可投電。

3.4投電試運行領導小組人員名單

4．送電步驟

（1）專人檢查高壓系統絕緣并有記錄。

（2）再檢查一遍開關位置，所有的高壓開關均須在試驗、斷開位置。（3）通知上級變電所，對進線線路送電，進線柜帶電顯示器上3指示燈亮說明進線線路A、B、C三相有電。

（4）直流系統送電，使合閘、控制小母線帶電，保證斷路器的合閘線圈、分閘線圈、繼電保護儀器的工作電源。

（5）將進線柜對應的計量柜手車二次動觸頭插入靜觸頭，將進線柜對應的計量柜手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位），合上空氣

開關1ZK、2ZK，通過電子電能表顯示屏的輪顯按鍵確定進線電壓值。（6）將進線手車二次動觸頭插入靜觸頭，確定進線斷路器在分閘位置，合上11Q，給分合閘回路提供直流電，合上1Q，給綜合保護儀提供直流電，將進線手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位），合上儲能開關HK，儲能電機進行儲能，儲能指示燈UD亮表示儲能完畢。將11SA擰到就地位置，12SA擰到合閘位置，進線斷路器合閘，合閘指示燈11HL亮，分合閘狀態指示燈指向合閘位置。

（7）將PT手車二次動觸頭插入靜觸頭，將PT手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位），合上1Q、2Q空開，給綜合保護儀和消諧裝置提供直流電，合上1ZK—3ZK空開，綜合保護儀顯示母線電壓值。

（8）如果只送I段電源進線，將隔離手車二次動觸頭插入靜觸頭，將手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位）。將母聯手車二次動觸頭插入靜觸頭，確定母聯斷路器在分閘位置，合上11Q，給分合閘回路提供直流電，合上1Q，給綜合保護儀提供直流電，將母聯手車搖到工作位置（盤前模擬動靜觸頭指示燈亮表示小車搖到位），合上儲能開關HK，儲能電機進行儲能，儲能指示燈UD亮表示儲能完畢。將11SA擰到就地位置，12SA擰到合閘位置，進線斷路器合閘，合閘指示燈11HL亮，分合閘狀態指示燈指向合閘位置。母聯投入，給另一段負載供電。

（9）如果II段電源進線也合，參照圖紙重復上述步驟（1）——（7）。并且用高壓核相儀進行核相，確保相位一致。

5、安全技術措施

1)各系統絕緣合格且正常后方能送電。2)要設有足夠的警示牌。

3)與送電無關的人員一律撤離送電現場，可設立送電專區證，由安全保衛人員執行。

4)要備有足夠的滅火器和消防器材。5)操作人員必須穿絕緣靴和帶絕緣手套。6)現場配備值班汽車。

6、儀器設備一覽表