第一篇：綜自化變電站二次設備竣工投運驗收要點

綜自化變電站二次設備竣工投運驗收要點

孫建中1 楊紅舉1 許世清2 吳傳建2 1.淅川電業局 2.南陽市電業局

0引言

進入二十一世紀以來，是我國電網發展及裝備水平提升最快，投運微機綜合自動化變電所最多的時期。但是，在新投入變電所二次設備的竣工驗收上，常因時間緊，任務重，驗收標準和驗收項目制定不周密，驗收過程把關不嚴而導致電氣二次回路在投運后，繼電保護裝置拒動或誤動以及漏報或誤報中央信號的現象時有發生，給主設備的正常運行和維護帶來麻煩。因此，搞好新投入變電所二次設備的竣工驗收，及時發現和消除設備安裝時的隱性缺陷，對保證投運后電網的運行安全尤為重要。筆者就在驗收過程中所存在的問題和解決措施與同行探討并祈請指正。工程竣工驗收中存在的問題

1.1 有些新建變電站，是為了服務當地新上大型工業項目而配套建設的，大多是納入“里程碑計劃”，因輸變電工程項目和大型工業項目在科研、立項、設計、審批、資金落實等環節在各自系統走完程序所需時間上的差異，一定程度上存在工業項目等著用電的現象，從而導致新建變電站施工周期短，安裝任務重，驗收不到位，資料交不全的現象。

1.2 一般情況下，重要變電站的竣工驗收多有相關部門重要領導到場，安排一天的驗收時間較多，若在一天內全部對新建樞紐變電站的二次設備和繼電保護及安全自動裝置進行逐條線路、逐臺設備的檢查試驗和重要設備、重要線路的充電運行，從時間的安排上，要想進行細致的檢查和試驗較為困難。

1.3新建樞紐變電站，因其設備和進出線回路多，因此上導致繼電保護和安全自動裝置整組聯動試驗項目多，有時會造成必要的試驗項目遺漏。容易忽略的項目有：

1.3.1 中央信號部分：斷路器、隔離開關在遠方、就地分合時后臺機顯示器主接線圖所對應的變位信號；六氟化硫斷路器“壓力異常信號”和彈簧操動機構的“彈簧未儲能”信號；

1.3.2 繼電保護部分：35kV以及10kV系統的絕緣監察裝置和主變瓦斯保護定值有時在保護方案中忘記整定；主變壓器的瓦斯繼電器只有出廠試驗報告，大多情況下現場都未作試驗。應采取的對策

2.1重要變電站的安裝竣工驗收，相關職能部門，應提前根據站內主接線和投運時的運行方式安排，提前制定工程驗收啟動方案，合理確定驗收日期。明確參加驗收人員的責任分工。二次驗收人員應提前一至兩個工作日到施工現場，嚴格按照《電力系統繼電保護及安全自動裝置反事故措施要點》及有關技術規定的要求，進行認真詳細的檢查驗收。

2.2 在驗收時，施工安裝單位應移交下列資料和文件：

2.2.1 工程竣工草圖，全部繼電保護及自動裝置的竣工草圖（紅圖），圖紙符合二次實際接線現狀。

2.2.2 變更設計的證明文件。

2.2.3 制造廠提供的產品說明書、調試大綱、試驗方法、試驗記錄、合格證及安裝圖紙等技術文件。

2.2.4 根據合同提供的備品備件清單。

2.2.5安裝技術記錄。

2.2.6 調整試驗記錄。核對檢驗項目及試驗參數符合檢驗條例和有關規程的規定。核對電流互感器變比及伏安特性，其二次負載滿足誤差要求。變電所二次接線竣工后驗收要點

所謂的二次接線是指表明電氣設備的操作、保護、測量、信號等回路及其回路中的操動機構的線圈、接觸器、繼電器、儀表、互感器二次繞組等相互關系的接線。其驗收要點為：

3.1 按圖施工，接線正確。

3.2 導線與電器元件間每個螺栓連接、端子連接、插接、焊接或壓接等，牢固可靠。

3.3 屏、柜內的導線不應有接頭，導線線芯應無損傷。

3.4 電纜芯和所配導線的端部均應標明其回路編號，編號正確，字跡清晰且不易脫色。

3.5屏前、后的設備應整齊、完好，回路絕緣良好，標志、名稱齊全正確。配線應整齊美觀清晰且無損傷，導線絕緣根據規程規定，搖測二次回路絕緣要用1000V的搖表，其絕緣標準：新投入的回路，室內不低于20MΩ，室外不低于10MΩ。端子箱密封良好，屏底和端子箱電纜引出處，用膠泥封堵。

3.6 每個接線端子的每側接線宜為一根，不得超過兩根。對于插接式端子，不同截面的兩根導線不得接在同一端子上；對于螺栓連接端子，當接兩根導線時，中間應加平墊片。

3.7 二次回路的接地應設專用螺栓。

3.8 引入屏、柜內的電纜應排列整齊，標明走向，端子號和連接片編號清晰、接線避免交叉，并應固定牢固，不得使所接的端子排受到較大的機械應力。

3.9 鎧裝電纜在進入屏、柜后，應將鋼帶切斷，切斷出的端部應扎緊，并應將鋼帶可靠接地。3.10 使用靜態保護、控制等邏輯回路的控制電纜，應采用屏蔽電纜。其屏蔽層應按設計要求的接地方式可靠接地。

3.11 橡膠絕緣的芯線應采用外套絕緣管保護。

3.12 屏、柜內電纜線芯，應按垂直或水平有規律的配置，不得任意歪斜交叉連接。備用線芯應留有適當余量并結扎整齊。

3.13 交直流電回路嚴禁使用同一根電纜，并應成束分開排列。

3.14 在油污環境中，應采用耐油的絕緣導線。在日光直射環境，橡膠或塑料絕緣導線應采取防護措施。3.15電壓互感器二次的四根開關場引入線和互感器三次的兩根開關場引入線是否分別用兩根電纜引到控制室，再將二次和三次繞組的N600并聯后，在控制室一點接地；同時，要保證在開關場無接地點，嚴禁兩點接地。變電站二次屏驗收

4.1屏、柜的布置美觀整齊，固定及接地應可靠，屏、柜漆層應完好、清潔，屏頂所標的使用名稱、編號正確。

4.2屏、柜內所裝電器元件應齊全完好，電氣距離符合要求，安裝位置正確，固定牢固。4.3 屏、柜內照明完好，屏、柜及端子箱門及機械彈鎖開合自如，柜門關后密封良好。

4.5 直流熔斷器應檢查“每一斷路器的操作回路應分別由專用的直流熔斷器供電，而保護裝置的直流回路由另一組直流熔斷器供電”。直流熔斷器的通流容量符合該回路負載電流的保護要求。在驗收中，可采用分別拉開每一斷路器的控制、信號回路及保護裝置的熔斷器的方法，然后根據圖紙，在熔斷器之后的回路中量電位，確保無寄生回路或與另一斷路器的控制、信號回路及保護回路有電的聯系。

4.6 裝置的運行監視燈，電源指示燈應點亮，裝置無告警信號。4.7 5 蓄電池的驗收

5.1 布線應排列整齊，極性標志清晰、正確。5.2 所有電池應編號正確，外殼清潔，液面正常。5.3 極板應無彎曲、變形及活性物質脫落。

5.4 初充電、放電容量及倍率校驗的結果應符合要求。5.5 蓄電池組的絕緣應良好，絕緣電阻應不小于0.5兆歐。5.6 蓄電池在驗收時應提交下列資料：

5.6.1 制造廠提供的產品使用維護說明書及有關技術資料。5.6.2 設計變更的證明文件。

5.6.3 安裝技術記錄，充、放電記錄及放電曲線。5.6.4 材質化驗報告及備品備件清單。繼電保護及自動裝置的驗收要點

6.1檢驗項目及結果符合檢驗條例和有關規程的要求。

6.2 繼電保護校驗人員在移交前要打印出各CPU所有的定值區的定值，并簽字。

6.3 由運行人員打印出微機保護裝置在移交前最終狀態下的各CPU當前區定值，并與繼電保護正定方案核對無誤，確保這些定值區均設置可靠。繼電保護與運行雙方人員在打印報告上簽字。

6.4 制造廠提供的軟件框圖和有效軟件版本說明。

6.5 保護屏插件與插座插接狀況驗收：將保護屏的插件插回底座中，要保證插接可靠牢固。根據斷路器的控制，信號回路圖紙，對每一回路進行傳動和試驗。在保護端子排上加入電氣模擬量，檢驗保護定值，同時在保護出口壓板處量電位，保證每一種保護動作后，跳閘正電源經出口接點到達保護出口壓板處；同時檢查遠動，中央信號的正確性；再用保護傳動所對應斷路器，檢查防跳回路，閉鎖回路的正確性。

6.6 檢回路接線完整性檢查：有大的升流設備時，可用施加一次工作電流和工作電壓的方法，進行保護傳動試驗，以判斷從互感器到保護裝置整個接線回路的極性、變比及其整個回路有無開路、短路現象。

6.7 檢查核對有無35kV、10kV系統絕緣監察裝置零序電壓定值和主變壓器瓦斯繼電器現場試驗報告，若無定值和試驗報告，可要求保護計算整定部門給定值，切忌不整定不試驗。以防止設備運行后電力線路發生單相接地時報不出“35kV及10kVⅠ段母線接地或Ⅱ段母線接地”信號以及主變壓器內部故障時因無保護和對應信號報出而導致事故擴大。

屏、柜、端子箱內無遺留物。

6.8 為防止在對繼電保護及自動裝置進行整組聯動試驗時，發生漏試項目，必須詳按照繼電保護計算正定方案的內容，詳細制定繼電保護及安全自動裝置聯動試驗清單，按清單中所列項目逐項試驗，其試驗的要求和注意事項：

6.8.1試驗前根據調度部門制定的繼電保護計算整定方案的要求，檢查所有應投入保護切換連片確在投入位置。保護切換連片的名稱、投、退標志正確清晰。

6.8.2 每一套繼電保護的試驗應按其所對應控制、保護的電氣一次設備單元進行。斷路器試驗含本斷路器及兩側隔離開關的變位信號，不能漏項，試驗中發現問題應及時做好詳細記錄。

6.8.3 控制回路斷線應包括110kV、35kV、10kV各配出分路的上傳信號?？刹捎冒蜗氯蹟嗥鞯姆椒ㄟM行試驗。

6.8.4 后臺機信號應包括設備單元內所操作的開關、刀閘的遠方、就地上傳的“紅燈、綠燈、文字顯示信號及語音提示信號等。

6.8.5 直流“正”、“負”極接地試驗，可采用一根中間串接一適當電阻的引線，在控制或合閘回路分別進行正、負極模擬接地試驗。

6.8.6 主變通風機故障可采用拔下通風機交流回路任意一相保險進行模擬實驗。

6.8.7 重瓦斯保護可采用按動瓦斯繼電器試驗探針進行模擬實驗；輕瓦斯保護可短接瓦斯繼電器接線進行模擬實驗。

6.8.8 新投變電站繼電保護及自動裝置傳動試驗單樣單見下表：（此表僅供參考，內容可根據各站設備及繼電保護實際配置增、減）

傳 動 設 備 名 稱

傳動試驗項目

變位信號

號

試驗動作結果：正常（√）異常（×）斷路器

隔離開關

變位信

燈

后臺機顯示信號 紅

綠

字 燈

文 顯

斷 路 器 ×1#主變××母線輸電線路配電線路交流絕緣監察

示

1.遠方、就地分、合2.壓力異常告警 3.彈簧未儲能 主變本體重瓦斯主變本體輕瓦斯主變有載重瓦斯主變有載輕瓦斯主變差動保護高后備復壓閉鎖過流中后備復壓閉鎖過流低后備復壓閉鎖過流高壓中性點零序高壓中性點間隙零序本體壓力釋放器過負荷溫度啟動風冷主變超溫跳閘過負荷閉鎖有載調壓中性點間隙零序主變壓力釋放器過負荷溫度啟動風冷母線縱差保護母聯備自投保護光纖縱差保護相間距離1段相間距離2段相間距離3段零序1段零序2段零序3段綜合重合閘接地距離1段接地距離2段接地距離3段綜合重合閘功率方向保護相間過電流1段相間過電流2段相間過電流3段接地零序1段接地零序2段35KVⅠ段母線接地

10KVⅠ段母線接地

電壓回路控制回路低壓屏 主變通風 直流絕緣監察

直流電壓監視

110KV電壓回路斷線 35KV電壓回路斷線 10KV電壓回路斷線 110KV控制回路斷線 35KV控制回路斷線 10KV控制回路斷線 交流電源自動切換 主變通風機故障 正極接地 負極接地 直流電壓過高 直流電壓過低

要求：繼電保護及自動裝置傳動清單應一式三份，工程監理人員、施工單位、接收單位共同簽字后各存一份。

6.8.9 傳動試驗完成的設備，即處于正常的待運狀態，為防止二次工作人員在消除其他設備二次接線缺陷時造成已傳動試驗設備接線的變動，應對已傳動試驗正常的設備端子箱、機構箱落鎖，在對應的保護裝置屏的前后柜門關好后貼封條。如確需改動，驗收人員應會同二次接線施工人員和變電運行人員，一起對設備接線進行改動，并在對應的圖紙中注明改動的部分，再視具體情況可否重新進行保護傳動試驗。

7結語

新投變電站的繼電保護及自動裝置的驗收傳動試驗工作，項目多、任務重，所有參加驗收的工作人員需要有很大的耐心和責任心去完成。來不得半點的馬虎，必須逐項逐條的檢查試驗，盡量把所發現的缺陷消除在萌芽狀態。否則，有些隱患將會給以后的變電安全運行工作帶來許多麻煩和損失。

參考文獻：

[1] 《電力系統繼電保護規定匯編》,1997,北京,中國電力出版社.[2] 《電氣裝置安裝施工及驗收規范》,1999 ,北京, 中國計劃出版

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：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

第四篇：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。

第五篇：離石高家山110kV變電站工程驗收存在問題[投運驗收]

離石高家山110kV變電站工程驗收存在問題

變電部分：

1.110KV刀閘手動操作機構電纜孔洞未封堵

2.102開關電流互感器B相頂部外觀有凹陷，應更換

3.2#PT避雷器計數器未歸零

4.179-3刀閘、100-II、176-1刀閘拉合不同期

5.110KV開關柜柜門保安線未接地，柜內標識牌不規范

6.通信機柜電纜口孔洞未封堵

7.1#主變蝶閥滲油，應觀察處理

8.南自光纖未固定，光纜終端盒固定不牢固

9.10kV柜門安全地線應連接可靠

10.綜自柜內有雜物，施工現場未清理干凈

11.油在線監測接地線未連接

12.綜自二次線混亂，未整理

13.10KV開關柜安全接地線未連接

14.主變試驗只做了高壓側耐壓，未做中壓側及低壓側耐壓，且高壓側及中性點耐壓未按國標試驗，試驗應打76KV

15.主變繞組變形試驗報告

16.10KV調節器未做油試驗及耐壓試驗

17.放電線圈未做空載試驗未出具報告

18.電容器試驗報告中未寫明耐壓值

19.110KV母線PT、35KV母線PT、10KV母線PT沒有試驗報告 20.10KV電容器瓷柱應沒有耐壓試驗報告

21.1#、2#主變低壓側直阻偏差按國標應不大于1%，報告不合格2#為5.4%

22.傳動試驗報告中沒有

23.開關防跳躍試驗報告沒有

24.電流互感器伏安特性試驗報告沒有

25.電流回路二次回路阻抗報告沒有

26.主變差動報告中沒有制動特性報告

27.電能表計未貼標識，需規范標識

28.電度表柜內及電度表上積有灰塵，未清理

29.電度表采集功能未完全實現

30.沒有電能表及互感器精度試驗報告

31.故障錄波器與對時裝置時鐘不一致

32.線路OPGW光纜位置未按設計進行懸掛

土建部分：

1.主變滲油池基坑鵝卵石粒徑不符合規范要求

2.電纜溝蓋板多塊不平整

3.站區電纜溝防火墻數量不足，未按設計要求敷設封堵。缺排水

4.一樓樓梯口門未更換

5.視頻安裝高度不規范，需整改

6.主變固定點焊接長度不夠

7、另初驗提出來的問題基本未處理