第一篇：變電站刀閘投運前的檢查驗收

變電站刀閘投運前的檢查驗收

1.隔離開關投運前，必須具備以下條件：

(1)新裝或大修后的隔離開關，投運前必須驗收合格；

(2)新裝隔離開關的驗收項目按《電氣裝置安裝工程施工及驗收規范》及 有關規定執行。大修后的驗收項目按大修報告執行。

2.工程交接驗收

(1)在驗收時，應進行下列檢查：

1）操動機構輔助開關及閉鎖裝置應安裝牢固，動作靈活可靠，無卡阻、沖擊現象，位置指示正確；

2)合閘時三相不同期允許值應符合：110kV為10mm，10kV不大于3mm；

3)觸頭應接觸緊密良好；

4)瓷件應表面清潔，無裂紋及破損；

5)油漆應完整，相色標志正確，接地良好；

6)有完整的銘牌參數和運行名稱與編號。3.在驗收時應提交下列資料和文件：

1)變更設計的證明文件；

2)制造廠提供的產品說明書、試驗記錄、合格證件及安裝圖紙等技術文件；

3)安裝技術記錄；

4)調整試驗記錄；

5)備品、備件及專用工具清單。

4.回路中未裝設開關時，僅允許用隔離開關進行下列操作：

(1)在斷路器合閘狀態下，拉合與斷路器并聯的刀閘；

(2)拉開或合上無故障的電壓互感器或避雷器；

(3)拉合變壓器中性點地刀閘；

(4)拉合空載母線。

5.隔離開關投運前的檢查試驗：

(1)隔離開關投運前，必須經過試驗合格；

(2)隔離開關拉開后之張開角度或最小距離應符合要求；

(3)接頭線卡子應牢固，接觸應緊密；

(4)架構底座不應銹蝕；

(5)瓷套應清潔、無裂紋；

(6)接地刀閘開合三相聯動靈活，接觸良好；

(7)機械閉鎖應動作準確可靠；

(8)為檢修所設置的安全措施應全部拆除；

(9)新設備投運前應進行3～5次手動操作試驗，操作應平穩，接觸良好。

第二篇：變電站設備驗收投運制度

變電站設備驗收投運制度

一、變電站運行的新建、擴建、改建的一、二次設備加入電網前必須經過驗收。設備變動修試后也必須經過驗收合格，手續完備，方能投入系統運行。

二、驗收按部頒標準及有關規程規定的技術標準進行。變電站驗收發現的問題，變電站值班員應及時向調度和運行主管部門匯報，確保達到變電設備安全要注，一經驗收合格，變電值班員應對變電設備負責。

三、在電氣設備上工作結束后，有關修試人員應將工作情況詳細記錄在記錄薄上，并寫明是否可投入運行的結論，運行人員檢查修試記錄齊全主要數據合格后會同修試人員對修試設備進行檢查、驗收、檢查修試單位已做到工完料凈場地清，無疑后方可辦理終結手續。

四、新設備投產和重要設備的大修、大范圍停電檢修，由電力部門或變電站站長組織和安排好設備的驗收工作。

五、對檢修后的開關、閘刀應進行操作檢查，對調度校驗后的繼電保護裝置應檢查動過的端子、壓板、切換開關位置和定值應處于正常狀態，對檢修試驗后的設備要檢查工作班裝設的臨時短接線、接地線、試驗導線是否拆除，有無遺留物。

六、驗收不合格的設備不準投入運行，如需要投入運行，應根據管轄權限，經電力主管部門或XX批準，并將意見記入值班日志。

七、設備運行前必需準備內容：

1.設備不管本期是否投運命名、編號、掛牌、標識必須齊全、醒

目。

2.站有試驗時會亮的光字牌和正常運行應亮的指示燈及應測電壓的出口壓板明確標示，便易檢查巡視和測量。

3.全部就地/遠方控制開關和電壓切換開關切換位置標明。站有出口壓板和繼電器的應標有全稱的命名。

4.凡沒有接地閘刀，需要對母線橋及一次設備需臨時掛接地線的，接地點必須有明確的標志并固定不變，有利于值班員檢查，接地點要除去油漆。

5.站有閘刀操作把手上有間隔全稱標志，10kV間隔小車開關不但在柜門上有全稱標示，在小車開關本體上也要有全稱標示。

6.防誤裝置可靠完好，緊急解鎖鑰匙已封存。急須使用時，必須嚴格執行防誤解鎖制度。

7.設備安裝符合規程要求，動作正確可靠，接觸良好，指示正確，電氣、機械閉鎖可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件無損壞、裂紋。站有設備拉地正確。驗收中提出的消缺項目已經處理完畢。

8.備品備件、專用工具已由基建部門向生產運行部門移交。

9.電纜排放整齊美觀，固定牢固，標志齊全清晰，防火封堵良好，電纜溝內無積水，無雜物。

10.盤柜安裝排列整齊，固定牢固，柜內接線整齊美觀，標志清晰齊全。

11.室內外設備金屬部分無銹，油漆無脫落、皺紋、痕跡，充油設備無滲漏。

12.二次回路配線正確，絕緣良好，電流回路無開路，電壓回路無短路，工藝美觀，方向套電纜牌正確齊全，字跡清楚。

13.站有試驗和調試報告真實合格、項目齊全。

八、環境及文明生產

1.投運前站內投產區施工遺留物。

2.站內清潔整齊、無衛生死角、無雜物、無亂堆放材料，設備見本色。

3.各處各類遮欄、護欄、爬梯安裝牢固，符合安全規程。

4.各類溝道蓋板完好齊全。

5.消防設施齊全、可靠、有效，符合設計和規程要求，并經當地消防部門的驗收通過。

6.工具、資料擺放整齊。

7.場站照明符合設計要求。

8.變電站綠化符合設計標準要求完工或已落實計劃和按排。

9.辦公及生活用品滿足運行需要。

九、安全及管理：

1.安全工器具齊全，符合安全規程要求。

2.防止誤操作的措施和裝置符合規程要求。

3.具備現場運行規程、典型操作票和必須的管理制度。

4.各種記錄簿冊、臺帳報表準備齊全。

5.運行人員配置齊全，經過必要的學習或培訓，掌握新設備的基本原理和性能。能勝任本崗位，經考試合格審核批準上崗。

6.各種圖紙、資料已及時移交。如缺竣工圖紙和試驗報告，督促基建單位及時移交。

7.有頒布的經領導批準的允許單獨巡視高壓設備的人員、變電值班人員、工作票簽發人、工作負責人、調試發令人名單。

8.各項管理制度（崗位責任制、交接班制度、巡回檢查制度、定期試驗切換制度、缺陷管理制度、設備驗收制度、運行分析制度、現場培訓制度、消防保衛制度、防誤閉鎖裝置管理制度。文明生產管理制度、工具材料管理制度）和各個管理規范流程圖（交接班流程、設備巡視檢查流程、倒閘操作流程、工作票執行流程、缺陷管理流程）已制定并為操作班每個運行人員站熟悉。

9.現場放置值班記錄簿、設備驗收卡、操作票、工作票可供使用。

十、工作職責：

變電站新設備的生產運行準備工作由XXx負責，XX指導和協助，并負責檢查監督執行情況。變電站生產運行準備工作由XX負責落實和向上級主管部門匯報進展狀況。凡是生產運行準備工作不符合要求的新設備不能隨意投入運行。

第三篇：變電站投運方案

35kV變電站投運方案

一、投運范圍：

1、**35kV變電站35kV1M、附屬設備及其站用變；

2、**35kV變電站1號主變及其附屬設備；

3、**35kV變電站10kV1M及其附屬設備。

二、投運前應具備的條件：

1、投入運行范圍內的設備及各項檢測數據具備投運條件；

2、投入運行設備核相正確；

3、投運范圍內的繼電保護及自動裝置校驗結果滿足投運條件；

4、根據定值通知單正確錄入繼電保護整定值及投退保護、自動裝置；

5、主變分接開關檔位在3檔（額定檔）；

6、辦理“新設備投運申請單”并經相關部門批準；

7、所有啟動范圍內設備均處于冷備用。

三、投運注意事項

1、全面檢查所有人員清場。

2、所有爬梯含避雷針應懸掛“禁止攀登，高壓危險”的標示牌。

3、所有設備應處于冷備用、全面檢查所有地刀確在斷開位置，五防鎖具安裝到位。檢查完成后，開關室門窗關好。

4、投運前，檢查警鈴、喇叭、電腦音響是否開啟。

5、在投運前應征得調度值班員的同意并按調度指令執行；

6、啟動操作過程中，如果啟動投運設備發生異常或事故，應按現場規程處理，同時匯報調度值班員；

7、啟動操作過程中，如果系統發生事故，應停止啟動操作，待系統事故處理告一段落，經當班調度同意可繼續啟動操作。

四、核對保護定值：

1、核對35kV新帆線保護定值；

2、核對1號主變保護定值；

3、核對10kV電容器保護定值；

4、核對10kV出線保護定值。

五、投運

1.投入35kV新帆線351斷路器所有保護；

2.合上35kV1MpT避雷器318刀閘；

3.35kV**線351由冷備用轉運行；

4.檢查35kV1MpT二次電壓是否正常，相序是否正確定；

5.8B站用變由準備用轉運行；

6.檢查8B站用變各項運行數據正常；

7.投入1號主變壓器所有保護；

8.1號主變壓器301斷路器由冷備用轉熱備用；

9.用1號主變壓器301斷路器對1號主變壓器沖擊合閘5次（第一次10分鐘，第二次5分鐘，第三次3分鐘，第四次1分鐘，第五次合上后不拉開）；

10.10kV1MpT避雷器918手車由冷備用轉運行；

11.1號主變壓器901斷路器由冷備用轉熱備用；

12.檢查10kV1MpT二次電壓是否正常，相序是否正確定；

13.1號主變壓器進入試運行階段。

----啟動完畢

第四篇：線路及變電站設備投運方案

[方案編號：20110001] [存檔編號：20110001]

[投運方案書] [110kv雷圍線線路及圍子坪110KV升壓站]

編

寫：滕

鵬 批

準： 安裝單位： 運行安監： 電網批準： 電網安監： 電網調度：

[2011-12-15]

一、送電前的有關事項

（一）設備命名

1、按照四川省電力公司西昌電業局文件（西電調【2011】81號文件關于下達圍子坪等水電站調度命名編號及調度管轄范圍的通知）三望坡、圍子坪電站統一調度命名為 “圍子坪水電站”。2、110KV輸電線路為雷波220KV變電站至馬拉及圍子坪電站，根據電力公司文件，110KV線路在雷波220KV變電站至馬拉電站出線28#塔處“T”接至圍子坪電站，其線路運行名稱正式命名為“110KV馬雷圍支線”，下稱“110KV馬雷圍支線”。

（二）設備編號

根據四川省西昌電力局及圍子坪水電站提供的有關圖紙，由四川省西昌電力局調度中心（簡稱地調）按電網調度管理規程的編號原則對110KV圍子坪變電站相關設備進行統一編號，其編號見圍子坪電站一次設備正式運行命名編號圖。（附件）

（三）開關站試運行組織機構

由業主單位北京泰業嘉成有限公司組織及協調，設備安裝單位四川安和公司協助，各主要設備供貨單位參加，西昌電力局各級調度管理組成臨時送電試運行領導小組，同時由業主方確定運行人員。具體啟動領導小組成員如下：

啟動領導小組指揮長： 茍 總 聯系電話：1398153xxxx 啟動領導小組副指揮長：祝林茂 聯系電話：1518110xxxx

葉樹明 聯系電話：1380813xxxx 啟動小組線路 負責人：余俊輝 聯系電話：1338826xxxx 西昌電力公司 負責人：陳慶芳 聯系電話：1388148xxxx（2217）參加成員：杜 剛、陳從良、滕 鵬

圍子坪電站 運行管理員：趙雪屏、嚴富英、圍子坪電站值班室值班員：肖心蓮、張友倫、李芳秀等共12人 雷波220KV變電站值班員： 電話：

西昌電力公司調度值班室： 電話：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 傳真：0834-383xxxx 雷波220KV變電站值班室 電話：

圍子坪電站中控室值班室 電話：0834-885xxxx（4268）馬拉電站中控室值班室 電話：（4267）后勤及交通保障負責人：楊 慶 電話：1303652xxxx 備注：

1、括號內為電業局內部短號

2、值班員名單見附件（機組啟動值班人員表）

二、運行前應具備的條件 1、110KV雷圍線123開關間隔啟動設備已按西電調（2011）81號文件的規定進行了統一調度命名和編號；驗收啟動小組同意啟動投產；地調值班員同意啟動操作。

2、間隔以及線路啟動設備已向地調部門辦理了新設備投運手續并獲批準

3、新架設的雷波220KV變電站至圍子坪電站升壓站的馬雷圍支線線路安裝完善，驗收合格，核相正確，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。（由于雷馬線已經投運，故聯系馬拉電站退出雷馬線運行連接好28#塔處至圍子坪電站的引流線。）

4、新安裝的圍子坪圍子坪電站升壓站GIS一次連接單元安裝完善，驗收合格，安全措施全部拆除及退出，具備送電條件。

5、新安裝的圍子坪圍子坪電站升壓站1#、2# B及附屬設備裝置安裝完善，驗收合格，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。

6、GIS內的110KV線路斷路器、線路PT、母線PT及避雷器安裝調試完畢并驗收合格，安全措施全部拆除及退出，具備送電條件。7、1# B、2# B高、中、低壓側（2# B為高、低壓側）斷路及所屬一次單元安裝完善，驗收合格，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。

8、變壓器1# B、2# B中性點避雷器安裝調試完畢并驗收合格，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。9、6KV、10KV母線、各負荷出線高壓開關控制屏及PT以及避雷器均安裝調試完畢并驗收合格，地線及其它措施全部拆除，具備送電條件。

10、各進、出線開關繼電保護及自動裝置調試完畢，遠近控正常及微機控制正常，整組模擬正確。11、1#、2# B中性點零序電流保護裝置調試完畢，整組模擬正確。12、1#、2# B、繼電保護裝置調試完畢，遠近控正常及微機控制正常，整組模擬正確。13、110KV母線繼電保護裝置調試完畢，整組模擬正確。

14、通信設施符合安全啟動和試投運要求，后臺控制系統試投運正常,和西昌電業局遙測、遙信通訊正常

15、直流系統安裝調試完畢，保護及采集裝置工作正常，保護整定已經審查通過。

16、所有送電系統試驗全部完成并合格，保護整定已經審查通過。

17、準備好送電時需要的工器具和測量用儀器儀表并做好意外事故發生的應急措施、器具設備和預案。

三、送電前的接線狀況

1、雷波220KV變電站雷圍線線路間隔所屬斷路器（編號：162）、線路側隔離刀閘（編號：16216）均應在斷開位置；線路接地刀閘（16260）應在合閘位置。

2、圍子坪電站升壓站110KV 雷圍線線路所屬斷路器（編號：151）、線路側隔離刀閘（編號：1516）、母線側隔離刀閘（編號：1511）、線路側接地刀閘（編號：15160）、電流互感器接地刀閘（編號：15140）、斷路器接地刀閘（編號：15130）均在斷開位置。

3、圍子坪電站升壓站1# B高壓側（110KV）所屬斷路器（編號：101）、母線側隔離刀閘（編號：1011）、斷路器接地刀閘（編號：10130）、均在斷開位置。

4、圍子坪電站升壓站1# B中壓側（35KV）所屬斷路器（編號：301）、母線側隔離刀閘（編號：3011）、變壓器側隔離刀閘（編號：3016）、變壓器中壓側接地刀閘（編號：30160）均在斷開位置。

5、圍子坪電站升壓站1# B低壓側所屬隔離刀閘（編號：6011）、變壓器側接地隔離刀閘（編號：60160）均在斷開位置。

6、圍子坪圍子坪電站升壓站2# B高壓側所屬斷路器（編號：102）、母線側隔離刀閘（編號：1021）、斷路器接地刀閘（編號：10230）、均在斷開位置。

7、圍子坪電站升壓站2# B低壓側所屬隔離刀閘（編號：9021）、變壓器側接地隔離刀閘（編號：90260）均在斷開位置。

8、圍子坪電站升壓站GIS母線電壓互感器隔離刀閘（118）、母線接地刀閘（編號：1110）、電壓互感器接地刀閘（編號：1180）均在斷開位置。

9、圍子坪圍子坪電站升壓站1、2# B調壓分接開關放在電網電壓需要的檔位。

四、送電原則及程序

啟動（送電）的一次系統圖，檢查電源側保護的投入情況后，對線路和進線斷路器進行沖擊實驗，然后是對母線的沖擊試驗以及對主變的沖擊試驗，每次沖擊時必須采取預防故障發生的保護措施，并每次沖擊后應對所屬單元保護進行檢查。在操作前確定每次沖擊的操作步驟，沖擊操作人員及組織以及調度聯系，并有防止沖擊時故障發生越級跳閘的措施。

送電程序 1、110KV馬雷圍支線線路充電

（1）、核實110KV馬雷圍支線核相正確，絕緣符合要求，雷波開關站雷圍線線路斷路器（編號：162）儲能及充電、控制正常。

（2）、將110KV馬雷圍支線雷波開關站出線斷路器（編號：162）保護定值按通知單整定投入使用。

（3）、拉開馬雷圍支線線路接地刀閘（編號：16260）（4）、合上110KV雷波開關站出線間隔斷路器線路側隔離刀閘（編號：1626）。

（5）、合上110KV雷波開關站出線間隔斷路器（編號：162），檢查雷波開關站線路PT和圍子坪變電站線路PT，在PT二次側上校驗電壓應正確。

（6）、無故障耐壓時間5分鐘后斷開110KV雷波開關站出線斷路器（編號：162）。間隔5分鐘做第二次沖擊實驗，共做三次沖擊實驗。2、110KV母線及PT充電

（1）、核實圍子坪電站升壓站馬雷圍支線線路斷路器及（編號：151）充電正常。

（2）、將110KV圍子坪電站升壓站線路斷路器（編號：151）保護定值按通知單整定投入使用。

（3）、合上110KV圍子坪電站升壓站馬雷圍支線線路斷路器兩側隔離刀閘（編號：1511、1516）。

（4）、合上110KV圍子坪電站升壓站馬雷圍支線線路間隔斷路器（編號：151），無故障后投入110KV母線PT（編號：118），在PT二次側上校驗相序、相位應正確。3、1＃主變（1#B）充電

（1）、將110KV圍子坪電站升壓站 1# B保護定值按地調通知單整定投入使用。

（2）、合上110KV圍子坪電站升壓站 1# B高壓側斷路器出線側隔離刀閘（編號：1011）。

（3）、合上110KV圍子坪電站升壓站1# B高壓側斷路器（編號：101）。（4）、主變無故障耐壓時間5分鐘后斷開110KV圍子坪電站升壓站 1# B高壓側斷路器（編號：101），間隔15分鐘做第二次沖擊實驗，共做三次沖擊實驗。4、2＃主變（2#B）充電

（1）、將110KV圍子坪電站升壓站 2# B保護定值按地調通知單整定投入使用。

（2）、合上110KV圍子坪電站升壓站 2# B高壓側斷路器出線側隔離刀閘（編號：1021）。

（3）、合上110KV圍子坪電站升壓站2# B高壓側斷路器（編號：102）。

（4）、主變無故障耐壓時間5分鐘后斷開110KV圍子坪電站升壓站 2# B高壓側斷路器（編號：102），間隔15分鐘做第二次沖擊實驗，共做三次沖擊實驗。5、6KV母線及PT充電以及機組并網

（1）、將110KV圍子坪電站升壓站6KV母線保護定值按通知單整定投入使用。

（2）、合上6KV圍子坪電站升壓站1# B低壓側隔離刀閘（編號：6011）。

（3）、合上110KV圍子坪圍子坪電站升壓站1# B高壓側斷路器（編號：101）。

（4）、無故障合上110KV圍子坪圍子坪電站升壓站6KV母線PT，在PT二次側校驗相序、相位應正確。

（5）、無故障耐壓時間10分鐘后斷開1# B高壓側斷路器（編號：101）。6、10KV母線及PT充電

（1）、將110KV圍子坪電站升壓站 10KV母線保護定值按通知單整定投入使用。

（2）、合上10KV圍子坪電站升壓站2# B低壓側隔離刀閘（編號：9021）。

（3）、合上110KV圍子坪電站升壓站2# B高壓側斷路器（編號：102）。

（4）、無故障合上110KV圍子坪電站升壓站10KV母線PT，在PT二次側校驗相序、相位應正確。

（5）、無故障耐壓時間10分鐘后斷開2# B高壓側斷路器（編號：102）。

7、試運行24小時

8、收集所有竣工及實驗資料存檔。

五、注意事項

1、啟動操作及試驗前應經地調值班調度員同意，方可進行啟動操作及試驗工作。

2、啟動操作及試驗過程中，如果啟動投產設備發生異常或事故，應根據啟委會的統一指揮進行處理，同時報告地調值班調度員。

3、啟動操作過程中，如果系統發生故障或事故，應停止啟動操作，聽從值班調度員統一指揮處理故障及事故，系統故障及事故告一段落后，經值班調度員同意繼續啟動操作。

2012年3月15

第五篇：110KV新源變電站投運方案

110KV新源變電站投運方案

批準：

會簽：

審核：

編寫：左小勇

電力調度中心

2006年12月12日

110KV新源變電站投運方案

110KV新源線電站輸變電工程已全部竣工，經啟動委員會驗收組對新源線電站新安裝的全站設備間隔、新建的110KV福源線線路及其兩側間隔所有一、二次設備驗收合格，具備投運條件。按照《新源110KV輸變電工程啟動驗收方案》要求，為了確保新安裝的設備一次投運成功，特編制本投運方案。

一、調度命名和調度管轄劃分

1、萬福變至新源變新建110KV輸電線路命名為“110KV福源線”，萬福變間隔編號命名為“122開關”，新源變間隔編號命名為“111開關”。

2、新源變至油田變新建35KV輸電線路命名為“35KV新油線”，新源變間隔編號命名為“311開關”。

3、新源變新建主變系統命名為“#1主變”。

4、35KV新油線線路屬吉安縣調管轄、地調許可設備。

詳見附圖：110KV新源線主接線圖；

110KV萬福變主接線圖；

二、新設備投運范圍1、110KV新源變電站所有新安裝的一、二次設備（除10KV出線外）。

2、110KV萬福變電站110KV福源線122開關間隔。

3、110KV新源變電站110KV母線、35KV母線、10KV母線及母線設備。

4、110KV新源變電站#2主變及其附件設備。

三、投運條件

1、萬福變電站新安裝的110KV福源線122開關間隔一、二次設備已按設計要求安裝完畢，調試正確，驗收合格，具備投運條件，并處于冷備用狀態。

2、110KV新源變電站所有一、二次設備按設計要求安裝完畢，調試驗收合格，具備投運條件，且均處于冷備用狀態。

3、110KV福源線線路按設計要求安裝完畢，調試驗收合格，具備投運條件，處于冷備用狀態。

四、投運步驟

根據啟動驗收方案安排，整個新設備投運分二個階段進行：

第一階段：萬福變110KV福源線122開關間隔、新源變110KV福源線111開關間隔、110KV福源線、和新源變110KV母線及其母線設備

1、萬福變：檢查110KV福源線122開關確在冷備用狀態。

2、萬福變：搖測110KV福源線122開關間隔設備絕緣，確保合格。

3、新源變：檢查110KV福源線111開關確在冷備用狀態。

4、新源變：檢查110KV母線及母線上所有設備均在冷備用狀態。

5、新源變：搖測110KV福源線111開關間隔和110KV母線及母線PT絕緣，確保合格。

6、萬福變：由繼保人員負責校驗110KV福源線122開關二次回路有關保護、儀表接線的正確性，并做二次升流試驗，試跳開關，確保正常。

7、新源變：由繼保人員負責校驗110KV福源線111開關二次回路有關保護、儀表接線的正確性，并做二次升流試驗，試跳開關，確保正常。

8、新源變：投入110KV福源線111開關所有保護（改變保護控制字，退出功率方向元件和重合閘）。

9、萬福變：投入110KV福源線122開關所有保護（改變保護控制字，退出功率方向元件和重合閘）。

10、新源變：對110KV新廈線搖測絕緣，確認合格。

11、新源變：以萬福變相序為基準，采用“一對一”接地搖測法對110KV福源線線路搖測相序，確保與萬福變110KV相序一致。

12、萬福變：將110KV福源線122開關由冷備用轉熱備用。

13、萬福變：合上110KV福源線122開關對福源線線路沖擊三次，每次沖擊時間5分鐘，間隔時間1分鐘。

其中：1）110KV福源線第一次沖擊正常后，用萬福變110KV福源線122開關距離保

護試跳開關。

2）110KV福源線第二次沖擊正常后，用萬福變110KV福源線122開關零序保

護試跳開關。

3）110KV福源線帶上新源變110KV母線進行第三次沖擊。

4）檢查新源變110KV母線受電正常后，空載運行。

14、新源變：合上110KV母線PT1511刀閘。

15、新源變：測試110KVPT二次電壓和相序，確認相序正確。

第二階段：110KV新源變電站投運

（一）、#1主變投運

1、新源變：檢查#1主變及三側開關均在冷備用狀態。

2、新源變：搖測#1主變及三側開關絕緣，確保合格。

3、新源變：投入#1主變所有保護（重瓦斯接“跳閘”位臵，輕瓦斯由“信號”改接與“跳閘”位臵）。

4、新源變：將#1主變高中壓側分接頭位臵調至額定電壓檔。

5、新源變：合上#1主變中性點1010刀閘。

6、新源變：將#1主變101開關由冷備用轉熱備用。

7、新源變：合上101開關對#1主變進行五次沖擊合閘試驗，每次沖擊間隔時間5分鐘。

第一次沖擊正常后，用#1主變差動保護跳101開關；

第二次沖擊正常后，用#1主變重瓦斯保護跳101開關；

第三次沖擊正常后，用#1主變有載開關重瓦斯保護跳101開關；

第四次沖擊正常后，用#1主變復合電壓過流跳101開關；

第五次沖擊正常后，空載試運行，并將#1主變輕瓦斯由“跳閘”改接與“信號”位臵。

8、新源變：退出#1主變差動保護。

（二）、35KV母線及35KV母線PT投運

1、新源變：檢查35KV母線上所有設備均在冷備用狀態。

2、新源變：對35KV母線及35KV母線PT搖測絕緣，確認合格。

3、新源變：將#1主變301開關由冷備用轉熱備用，投入301開關充電保護。

4、新源變：合上#1主變301開關對35KV母線沖擊三次，每次沖擊間隔時間5分鐘，正常后，退出301開關充電保護壓板，并合上35KV母線PT3511刀閘。

5、新源變：由繼保人員負責測試35KVPT二次電壓和極性以及有關保護、儀表接線的正確性；測試35KV所有間隔PT二次壓降。

（三）、10KV母線及10KV母線PT投運

1、新源變：檢查10KV母線上所有設備均在冷備用狀態。

2、新源變：搖測10KV母線及10KV母線PT絕緣，確認合格。

3、新源變：將#1主變901開關由冷備用轉熱備用，投入901開關充電保護。

4、新源變：合上#1主變901開關對10KV#1段母線沖擊三次，每次沖擊間隔時間5分鐘，正常后退出901開關充電保護壓板，并合上10KV母線PT9511刀閘。

5、新源變：由繼保人員負責校測試10KV PT二次電壓和回路極性以及有關保護、儀表接線的正確性；測試所有出線的PT二次壓降。

6、新源變：投入10KV所用變恢復站用電。

7、新源變：10KV饋線恢復送電工作由變電分公司負責進行。

（四）、10KV#1電容器的投運

1、新源變：檢查10KV#1電容器917開關確在冷備用狀態。

2、新源變：搖測10KV#1電容器917開關間隔絕緣，確保合格。

3、新源變：投入10KV#1電容器917開關所有保護。

4、新源變：將10KV#1電容器917開關由冷備用轉熱備用。

5、新源變：合上10KV#1電容器917開關，對#1電容器沖擊三次，每次間隔5分鐘，正常后投入運行。

（五）、35KV新油線的投運

1、新源變：檢查35KV新油線311開關確在冷備用狀態。

2、吉安縣調：檢查35KV新油線311開關確在冷備用狀態。

3、新源變：搖測35KV新油線311開關間隔絕緣，確保合格。

4、新源變：投入35KV新油線311開關所有保護。

5、新源變：將35KV新油線311開關由冷備用轉熱備用。

6、新源變：合上35KV新油線311開關，對35KV新油線沖擊三次，每次間隔5分鐘，正常后投入運行。

7、吉安縣調：將油田變負荷轉接至35KV新源線上供電。

五、注意事項

1、#1主變帶負荷測試前應退出主變差動保護，測試正常后再投入。

2、#1主變投運正常后，將#1主變重瓦斯保護由“跳閘”位臵改接于“信號”位臵，試運行二十四小時后，再將重瓦斯保護由“信號”位臵改接于“跳閘”位臵。

3、萬福變110KV福源線122開關、新源變110KV福源線111開關二次功率方向元件須帶負荷測試正常后才可投入運行。

六、附圖