第一篇：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

第二篇：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：XXX變電站二期工程項目投運方案

110kV普洱變電站二期工程

投 運 方 案

2010年11月29日 發布 2010年12月9日 實施

云南恒安電力工程有限公司 發布

前 言

本投運方案是根據110kV普洱變電站二期工程投運為編制原則，為確保110kV普洱變電站二期工程的安全、順利投運，并保證整個電網的安全、穩定運行，特編制本方案。本投運方案待調度方案批準后執行，具體投運程序作相應調整。

本投運方案由云南恒安電力工程有限公司提出

本投運方案由云南恒安電力工程有限公司普洱二期工程項目部歸口

編制人員：

審 核：

批 準：

本措施首次發布日期：2010-11-29 本措施由云南恒安電力工程有限公司普洱二期工程項目部負責解釋

目 次

一、投運范圍

二、投運設備

三、投運條件

四、投運安全措施

五、投運前準備工作

六、投運的組織與分工

七、投產危險點分析

八、投產試運行步驟

附：技術交底簽證表

一、投運范圍

（一）一次部分 1． 110kV部分：（1）110kV#2主變；

（2）#2主變110kV側102斷路器；

（3）#2主變110kV側102斷路器Ⅰ組母線側1021隔離開關；（4）#2主變110kV側102斷路器Ⅱ組母線側1022隔離開關；（5）#2主變110kV側102斷路器母線側10217接地開關；（6）#2主變110kV側102斷路器主變側1026隔離開關；（7）#2主變110kV側102斷路器主變側10267接地開關；（8）#2主變110kV旁路1025隔離開關；（9）#2主變110kV中性點1020接地開關； 2、35kV部分：

（1）#2主變35kV側302斷路器；

（2）#2主變35kV側302斷路器母線側3022隔離開關；（3）#2主變35kV側302斷路器母線側30227接地開關；（4）#2主變35kV側302斷路器主變側30261隔離開關；（5）#2主變35kV側30262隔離開關；

（6）#2主變35kV側302斷路器主變側30260接地開關；（7）#2主變35kV側30267接地開關；

（8）#2主變35kV中性點經消弧線圈3020接地開關；（9）35kV母線分段312斷路器；

（10）35kV母線分段312斷路器Ⅱ段母線側3122隔離開關；（11）35kV母線分段312斷路器Ⅱ段母線側31227接地開關；（12）35kV普把線334斷路器；

（13）35kV普把線334斷路器母線側3342隔離開關；（14）35kV普把線334斷路器母線側33427接地開關；（15）35kV普把線線路3346隔離開關；（16）35kV普把線線路33467接地開關；（17）35kV洱勐線335斷路器；

（18）35kV洱勐線335斷路器母線側3352隔離開關；（19）35kV洱勐線335斷路器母線側33527接地開關；（20）35kV洱勐線線路3356隔離開關；（21）35kV洱勐線線路33567接地開關；（22）35kV普西線336斷路器；

（23）35kV普西線336斷路器母線側3362隔離開關；（24）35kV普西線336斷路器母線側33627接地開關；（25）35kV普西線線路3366隔離開關；（26）35kV普西線線路33667接地開關；（27）35kVⅡ段母線TV 3902隔離開關；（28）35kVⅡ段母線TV 39027接地開關；（29）35kVⅡ段母線39020接地開關； 3、10kV部分：

（1）#2主變10kV側002斷路器；

（2）#2主變10kV側002斷路器母線側0022隔離開關；（3）#2主變10kV側002斷路器主變側0026隔離開關；（4）10kV#2電容器組037斷路器；

（5）10kV#2電容器組037斷路器母線側0372隔離開關；（6）10kV#2電容器組037斷路器母線側03727接地開關；（7）10kV#2電容器組037斷路器電容器側03761隔離開關；（8）10kV#2電容器組03762隔離開關；

（9）10kV#2電容器組037斷路器電容器側03760接地開關；（10）10kV#2電容器組03767接地開關；（11）10kV#4電容器組038斷路器；

（12）10kV#4電容器組038斷路器母線側0382隔離開關；（13）10kV#4電容器組038斷路器母線側03827接地開關；（14）10kV#4電容器組038斷路器電容器側03861隔離開關；

（15）10kV#4電容器組03862隔離開關；

（16）10kV#4電容器組038斷路器電容器側03860接地開關；（17）10kV#4電容器組03867接地開關；（18）10kV母線分段012斷路器；

（19）10kV母線分段012斷路器Ⅱ段母線側0122隔離開關；（20）10kVⅡ段母線TV 0902隔離開關；（21）10kVⅡ段母線TV 09027接地開關。

（二）二次部分

（1）#2主變保護、#2主變測控裝置、消弧線圈自動調諧成套裝置。（2）110kV部分：110kV木茶線路保護裝置、110kV斷路器測控裝置、110kV備自投裝置、低頻低壓減載裝置、故障錄波裝置。

（3）35kV部分：各出線線路保護測控裝置、35kV母線保護裝置。（4）10kV部分：各出線線路保護測控裝置、#

2、#4電容器保護測控裝置。（5）二期工程新增部分電氣監控系統、五防系統。（7）二期工程新增電氣測量系統、計量系統。

二、投運的設備

（一）斷路器

（1）#2主變110kV側102斷路器；（2）#2主變35kV側302斷路器；（3）35kV母線分段312斷路器；（4）35kV普把線334斷路器；

（5）35kV洱勐線335斷路器；（6）35kV普西線336斷路器；（7）#2主變10kV側002斷路器；（8）10kV母線分段012斷路器；（9）10kV#2電容器組037斷路器；（10）10kV#4電容器組038斷路器；

（二）隔離開關

（1）#2主變110kV側102斷路器Ⅰ組母線側1021隔離開關；（2）#2主變110kV側102斷路器Ⅱ組母線側1022隔離開關；（3）#2主變110kV側102斷路器主變側1026隔離開關；（4）#2主變110kV旁路1025隔離開關；

（5）#2主變35kV側302斷路器母線側3022隔離開關；（6）#2主變35kV側302斷路器主變側30261隔離開關；（7）#2主變35kV側30262隔離開關；

（8）35kV母線分段312斷路器Ⅱ段母線側3122隔離開關；（9）35kV普把線334斷路器母線側3342隔離開關；（10）35kV普把線線路3346隔離開關；

（11）35kV洱勐線335斷路器母線側3352隔離開關；（12）35kV洱勐線線路3356隔離開關；

（13）35kV普西線336斷路器母線側3362隔離開關；（14）35kV普西線線路3366隔離開關；（15）35kVⅡ段母線TV 3902隔離開關；

（16）#2主變10kV側002斷路器母線側0022隔離開關；（17）#2主變10kV側002斷路器主變側0026隔離開關；（18）10kV#2電容器組037斷路器母線側0372隔離開關；（19）10kV#2電容器組037斷路器電容器側03761隔離開關；（20）10kV#2電容器組03762隔離開關；

（21）10kV#4電容器組038斷路器母線側0382隔離開關；（22）10kV#4電容器組038斷路器電容器側03861隔離開關；（23）10kV#4電容器組03862隔離開關；

（24）10kV母線分段012斷路器Ⅱ段母線側0122隔離開關；（25）10kVⅡ段母線TV 0902隔離開關；（26）10kVⅡ段母線TV 09027接地開關。

（三）接地開關

（1）#2主變110kV側102斷路器母線側10217接地開關；（2）#2主變110kV側102斷路器主變側10267接地開關；（3）#2主變110kV中性點1020接地開關；

（4）#2主變35kV側302斷路器母線側30227接地開關；（5）#2主變35kV側302斷路器主變側30260接地開關；（6）#2主變35kV側30267接地開關；

（7）#2主變35kV中性點經消弧線圈3020接地開關；（8）35kV母線分段312斷路器Ⅱ段母線側31227接地開關；（9）35kV普把線334斷路器母線側33427接地開關；（10）35kV普把線線路33467接地開關；

（11）35kV洱勐線335斷路器母線側33527接地開關；（12）35kV洱勐線線路33567接地開關

（13）35kV普西線336斷路器母線側33627接地開關；（14）35kV普西線線路33667接地開關；（15）35kVⅡ段母線TV 39027接地開關；（16）35kVⅡ段母線39020接地開關；

（17）10kV#2電容器組037斷路器母線側03727接地開關；（18）10kV#2電容器組037斷路器電容器側03760接地開關；（19）10kV#2電容器組03767接地開關；

（20）10kV#4電容器組038斷路器母線側03827接地開關；（21）；10kV#4電容器組038斷路器電容器側03860接地開關；（22）10kV#4電容器組03867接地開關；（23）10kVⅡ段母線TV 09027接地開關。

三、投運條件

（一）變電站二期工程投運設備區域現場平整、無雜物、道路通暢照明光線充足，通訊完善。

（二）本次投運的設備清掃整潔，各設備的雙重名稱及編號完整并核對正確現場，各相色標志清晰正確。

（三）本次投運的所有電氣一次設備，二次設備、保護、測量裝置安裝調試完畢并合格。

（四）本次投運的保護裝置已按調度下達的定值設置完畢并現場核對確認無

誤。

（五）本次投運的新設備投產申請已經批復。投運方案已批準并報送相關部門。

（六）110kVⅠ組母線冷備用。

（七）經啟委會驗收合格，同意投產。

四、投運安全措施

（一）檢查本次投運的一、二設備接線正確，絕緣合格。

（二）本次投運的設備外殼可靠接地。

（三）參加本次投運各工作人員應負責各自所涉及工作中的安全措施檢查落實。

（四）在投運設備四周應有醒目的帶電標識、警告牌、與運行設備的安全圍欄隔離。

（五）本次投運的所有二次電流回路無開路，中性點已可靠接地，二次電壓回路無短路。

（六）按《電力建設安全工作規程》的有關規定采取安全措施。

（七）與調度的通信聯系應暢通方便。

（八）投運現場的消防設施完備齊全。

五、投運前準備工作

（一）檢查與本次投運相關聯的所有臨時安全措施已全部拆除。

（二）檢查確定所要投運的斷路器、隔離開關和及接地開關在斷開位置。

（三）檢查本次投運新安裝的設備按要求可靠接地。

（四）檢查本次投運二次設備正常，端子排接線端子緊固牢靠。

（五）檢查二次設備保險無缺漏和熔斷。

（六）檢查二次設備電流回路無開路、電壓回路無短路。

（七）檢查全部保護及測控裝置已按定值通知單整定完畢（用裝置定值打印單進行核對，并存檔）、與調度核對無誤（記錄核對時間及核對調度員姓名）。

（八）檢查站內通訊正常。

（九）檢查站內消防設施齊備。

（十）所有人員已按投產試運行安措要求到位。

（十一）110kVⅠ組母線冷備用。六．投運的組織與分工

本次新投產設備的現場操作、試驗，由云南恒安電力工程有限公司110kV普洱二期工程現場投運組完成，集體分工如下：

總負責人、停送電聯系人：XXX（手機： 現場座機：0879-3203768）總監護人： XXX 操作和試驗負責人： 一次操作人： 一次操作監護人： 二次操作人： 二次操作監護人： 現場投運安全負責人： 備注：

（一）變電站投運要有調度人員、建設單位人員、運行單位人員、相關設備廠家代表等人員參加，由建設單位組織實施，運行單位人員要負責投產后的運行生產工作。

（二）帶電過程中操作命令由試驗負責人下達。

（三）帶電過程中，二次設備操作由云南恒安電力工程有限公司普洱項目部的電氣二次試驗人員負責操作。

（四）帶電過程中，一次設備操作由云南恒安電力工程有限公司普洱項目部的電氣一次試驗人員負責操作。

（五）帶電過程中操作由專人負責，并嚴格遵守復述命令制度。

（六）帶電過程中，一次設備的巡視、監聽和監視由云南恒安電力工程有限公司電氣安裝人員負責。

（七）帶電過程中與調度的聯系由停送電聯系人負責。

七、投產危險點分析

（一）危險點：帶接地開關、接地線送電，發生惡性電氣誤操作事故。控制措施：（1）本次新增設備投產前由現場投運負責人對所投運設備的接地開關、隔離開關、斷路器、現場接地線進行一次清理檢查，確保線路及所投設備處在冷備用狀態；（2）投運負責人向調度員提出投運申請后，當值調度員核對調度員工作站主接線圖主、副屏顯示器顯示遙信正確，所有接地開關、隔離開關拉開，設備處在冷備用。

（二）危險點：投產時保護裝置誤動。

控制措施：投產前現場再次對照正式定值單（蓋紅章）要求設置保護，并按要求投入相關功能連接片，執行后并打印與定值單核對一致（無打印機時，需在保護裝置面板核對）。注：局保護二次人員、變電站運行人員現場核對。

（三）危險點：主變及線路帶負荷時差動誤動。

控制措施：帶負荷前及時與普洱供電局當值調度員溝通，在當值調度員指揮下退出差動保護，帶差動保護TA極性測試正確后及時匯報當班調度員，在當值調度員下令投入差動后投入差動保護。

（四）危險點：TA回路開路

控制措施：（1）投運前安排專人緊固所投的TA回路；（2）投運前必須做小電流升流試驗，仔細檢查全站TA變比及保護極性是否正確并詳細記錄。

（五）危險點：TV回路短路

控制措施：（1）本次投運前安排專人緊固所有TV回路，檢查TV回路絕緣；（2）投運前必須做電壓小母線升壓試驗，仔細檢查全站電壓小母線幅值及相序是否正確并詳細記錄。

九、投產試運行步驟

提前與調度核對本次投運的保護定值，并打印定值清單存檔，再次檢查本次投運設備安全措施已全部拆除,本次投運的接地開關確認在斷開位置，投運的設備狀態是冷備用。現場投產負責人匯報調度，啟委會驗收合格，同意投產。

#2主變帶負荷前申請調度同意退出母差保護、#1主變差動保護。根據調度命令將#2主變調到給定檔位： 投運程序

（一）、110kV I母帶電（由調度安排對110kV I母對#2主變沖擊五次）1）、按調度要求投入并檢查相關保護。

2）、合上#2主變110kV側102斷路器Ⅰ組母線側1021隔離開關、#2主變110kV側102斷路器主變側1026隔離開關并檢查隔離開關位置。

3）、110kV木茶線線路首次帶電后在線路TV端子箱處檢查線路二次電壓及相

序，檢查正常后合上TV二次小空開。

4）、110kV木茶線三次沖擊正常后，給上1726隔離開關操作電源及電機電源。5）、監控機上遙控合上1726隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。6）、確認1726隔離開關確已可靠合上后，斷開1726隔離開關操作電源及電機電源。

7）、給上1721隔離開關操作電源及電機電源。

8）、監控機上遙控合上1721隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。9）、確認1721隔離開關確已可靠合上后，斷開1721隔離開關操作電源及電機電源。

10）、與調度聯系用172斷路器對110kVII母沖擊帶電。

11）、確認172斷路器確已可靠合上后，全面檢查110kVII母二次電壓及相序。

（二）、110kVI母帶電（110kV木瀾T茶支線送進）1）、由調度安排對側220kV木乃河變電站對110kV木瀾T茶支線沖擊三次，3）、110kV木瀾T茶支線線路首次帶電后在線路TV端子箱處檢查線路二次電壓及相序，檢查正常后合上TV二次小空開。4）、110kV木瀾T茶支線三次沖擊正常后，給上1716隔離開關操作電源及電機電源。5）、監控機上遙控合上1716隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。6）、確認1716隔離開關確已可靠合上后，斷開1716隔離開關操作電源及電機電源。7）、給上1711隔離開關操作電源及電機電源。8）、監控機上遙控合上1711隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。9）、確認1711隔離開關確已可靠合上后，斷開1711隔離開關操作電源及電機電源。10）、與調度聯系用171斷路器對110kVI母沖擊帶電。11）、確認171斷路器確已可靠合上后，全面檢查110kVI母二次電壓及相序。

（三）、1號主變帶電 1）、按調度要求投入并檢查相關保護。2）、給上1號主變中性點1010接地開關操作電源及電機電源。3）、監控機上遙控合上1010接地開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、確認1011接地開關確已可靠合上后，向調度申請斷開110kV木瀾T茶支線171斷路器。5）、確認171斷路器確已斷開后，給上1011隔離開關操作電源及電機電源。

6）、監控機上遙控合上1011隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。7）、確認1011隔離開關確已可靠合上后，斷開1011隔離開關操作電源及電機電源。8）、與調度聯系用110kV木瀾T茶支線171斷路器對1號主變進行五次沖擊帶電。9）、在線路測控屏上合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對1號主變壓器進行第一次沖擊。10）、1號主變帶電后，全面檢查1號主變保護是否正常。11）、5分鐘后，用1號主變重瓦斯保護跳開110kV木瀾T茶支線171斷路器。12）、5分鐘后監控機上遙控合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對1號主變壓器進行第二次沖擊。13）、5分鐘后，監控機上遙控斷開110kV木瀾T茶支線171斷路器。14）、5分鐘后監控機上遙控合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對1號主變壓器進行第三次沖擊。15）、5分鐘后，監控機上遙控斷開110kV木瀾T茶支線171斷路器。16）、5分鐘后監控機上遙控合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對1號主變壓器進行第四次沖擊。17）、5分鐘后，監控機上遙控斷開110kV木瀾T茶支線171斷路器。18）、5分鐘后監控機上遙控合上110kV木瀾T茶支線171斷路器對1號主變壓器進行第五次沖擊。19）、1號主變運行正常后，投入1號主變風冷系統。

（四）、110kVI母、II母合環（是否合環由調度具體安排）1）、給上1121隔離開關操作電源及電機電源。2）、監控機上遙控合上1121隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。3）、確認1121隔離開關確已可靠合上后，斷開1121隔離開關操作電源及電機電源。4）、與調度聯系經同期合上112斷路器。5）、確認112斷路器確已可靠合上后，在1122隔離開關處（處在斷開位置）進行一次核相，并對110kVI、II母二次電壓進行二次核相（不同電源）。6）、一、二次核相正確后匯報調度。7）、監控機上遙控斷開112斷路器。8）、確認112斷路器確已斷開后，給上1122隔離開關操作電源及電機電源。9）、監控機上遙控合上1122隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。10）、確認1122隔離開關確已可靠合上后，斷開1122隔離開關操作電源及電機電源。11）、向調度申請退出110kV木茶線光差保護 11）、與調度聯系用112斷路器經同期對110kVI、II母進行合環。12）、確認112斷路器確已可靠合上后，全面檢查110kV木茶線電流幅值、極性正確，差動保護差流正常，以及計量、測量電流正常；110kV木瀾T茶支線電流幅值、極性正確，以及計量、測量電流正常；110kV內橋電流幅值、極性正確，以及計量、測量電流正常。正常后向調度匯報并申請投入110kV木茶線光差保護

（五）、35kVI母帶電 1）、確認1號主變35kV側301斷路器在斷開位置。2）、合上1號主變35kV側進線3016隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。3）、合上1號主變35kV側母線側3011隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、向調度匯報1號主變35kV側301斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用301斷路器對35kVI母進行三次沖擊(第一次沖擊不帶35kVI母TV,第二次沖擊前合上35kVI段母線TV3901隔離開關)。5）、在主變測控屏上合上1號主變35kV側301斷路器對35kVI段母線進行第一次沖擊。6）、5分鐘后在主變測控屏上斷開1號主變35kV側301斷路器。7）、合上35kVI母TV3901隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。8）、5分鐘后監控機上遙控合上1號主變35kV側301斷路器對35kVI段母線進行第二次沖擊。

9）、35kVI母帶電后在35kVI母TV開關柜處檢查35kVI母二次電壓及相序，檢查正常后合上TV二次小空開。10）、35kVI母二次電壓檢查正確后，在監控機上遙控斷開1號主變35kV側301斷路器。11）、5分鐘后監控機上遙控合上1號主變35kV側301斷路器對35kVI段母線進行第三次沖擊。12）、三次沖擊正常后,全面檢查35kV I段母線TV保護、計量、開口電壓正常。

（六）、35kVII母帶電 1）、按調度要求投入并檢查相關保護。2）、確認35kV分段312斷路器在斷開位置。3）、合上35kV分段I母側3121隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上35kV分段II母側3122隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報35kV分段312斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用312斷路器對35kVII母進行三次沖擊。6）、在35kV分段斷路器柜上合上35kV分段312斷路器對35kVII段母線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在35kV分段斷路器柜上斷開35kV分段312斷路器。8）、5分鐘后監控機上遙控合上35kV分段312斷路器對35kVII段母線進行第二次沖擊。9）、在監控機上遙控斷開35kV分段312斷路器。10）、5分鐘后監控機上遙控合上35kV分段312斷路器對35kVII段母線進行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后,將35kVTV并列開關置于并列位置，全面檢查35kV II段母線TV保護、計量、開口電壓正常。

（七）、10kVI母帶電 1）、確認1號主變10kV側001斷路器在斷開位置。2）、合上1號主變10kV側進線0016隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。3）、合上1號主變10kV側母線側0011隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、向調度匯報1號主變10kV側001斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用001斷路器對10kVI母進行三次沖擊(第一次沖擊不帶10kVI母TV,第二次沖擊前合上10kVI段母線TV0901隔離開關)。5）、在主變測控屏上合上1號主變10kV側001斷路器對10kVI段母線進行第一次沖擊。6）、5分鐘后在主變測控屏上斷開1號主變10kV側001斷路器。7）、合上10kVI母TV0901隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。8）、5分鐘后監控機上遙控合上1號主變10kV側001斷路器對10kVI段母線進行第二次沖擊。9）、10kVI母帶電后在10kVI母TV開關柜處檢查10kVI母二次電壓及相序，檢查正常后合上TV二次小空開。10）、10kVI母二次電壓檢查正確后，在監控機上遙控斷開1號主變10kV側001斷路器。11）、5分鐘后監控機上遙控合上1號主變10kV側001斷路器對10kVI段母線進行第三次沖擊。12）、三次沖擊正常后,全面檢查10kV I段母線TV保護、計量、開口電壓正常。

（八）、10kV1號所用變帶電 1）、檢查0.4kV所用電屏ATS開關置于“手動”位置，置工作模式2（電源二供電）。2）、向調度申請用1號主變10kV側001斷路器對10kV1號所用變進行三次沖擊。3）、調度同意后在監控機上1號主變10kV側001斷路器。4）、合上10kV1號所用變0111隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、在監控機上遙控合上1號主變10kV側001斷路器對10kV1號所用變進行第一次沖擊。6）、在0.4kV所用電屏處檢查1號所用變0.4kV側電壓及相序，并對0.4kV系統一次核相（不同電源，第一路為1號所用變電源，第二路為施工臨時電）。7）、電壓檢查正常后，在監控機上遙控斷開1號主變10kV側001斷路器。8）、5分鐘后在監控機上遙控合上1號主變10kV側001斷路器對10kV1號所用變進行第二次沖擊。9）、5分鐘后，在監控機上遙控斷開1號主變10kV側001斷路器。10）、5分鐘后在監控機上遙控合上1號主變10kV側001斷路器對10kV1號所用變進行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，將0.4kV所用電屏ATS開關置工作模式1（電源一供電），（九）、10kV1號電容器帶電

操作前向調度申請退出1號主變差動保護 1）、按調度要求投入并檢查相關保護。2）、確認10kV1號電容器074斷路器在斷開位置。3）、合上10kV1號電容器母線側0741隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上10kV1號電容器側0746隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報10kV1號電容器074斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用074斷路器對10kV1號電容器進行三次沖擊。6）、在監控機上遙控合上10kV1號電容器074斷路器對10kV1號電容器進行第一次沖擊。7）、確認074斷路器確已可靠合上后，全面檢查1號主變110kV側及10kV側電流幅值、極性正確，差動保護差流正常，以及計量、測量電流正常，10kV1號電容器電流幅值、極性正確，以及計量、測量電流正常。正常后向調度匯報并申請投入1號主變差動保護。8）、電流檢查完畢后在監控機上遙控斷開10kV1號電容器074斷路器。9）、在監控機上遙控合上10kV1號電容器074斷路器對10kV1號電容器進行第二次沖擊。10）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV1號電容器074斷路器。11）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV1號電容器074斷路器對10kV1號電容器進行第三次沖擊。12）、三次沖擊正常后，向調度匯報10kV1號電容器三次沖擊正常。

（十）、10kV3號電容器帶電 1）、按調度要求投入并檢查相關保護。2）、確認10kV3號電容器073斷路器在斷開位置。3）、合上10kV3號電容器母線側0731隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上10kV3號電容器側0736隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報10kV3號電容器073斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用073斷路器對10kV3號電容器進行三次沖擊。6）、在監控機上遙控合上10kV3號電容器073斷路器對10kV3號電容器進行第一次沖擊。7）、確認073斷路器確已可靠合上后，全面檢查10kV3號電容器電流幅值、極性正確，以及計量、測量電流正常。正常后向調度匯報。8）、電流檢查完畢后在監控機上遙控斷開10kV3號電容器073斷路器。9）、在監控機上遙控合上10kV3號電容器073斷路器對10kV3號電容器進行第二次沖擊。10）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV3號電容器073斷路器。11）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV3號電容器073斷路器對10kV3號電容器進行第三次沖擊。12）、三次沖擊正常后，向調度匯報10kV3號電容器三次沖擊正常。

（十一）、10kV整碗線071送電（8月26日）1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認10kV整碗線071斷路器在斷開位置。

3）、合上10kV整碗線母線側0711隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上10kV整碗線線路側0716隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報10kV整碗線071斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用071斷路器對10kV整碗線進行三次沖擊。6）、在監控機上遙控合上10kV整碗線071斷路器對10kV整碗線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV整碗線071斷路器。8）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV整碗線071斷路器對10kV整碗線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV整碗線071斷路器。10）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV整碗線071斷路器對10kV整碗線進行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調度匯報10kV整碗線三次沖擊正常。12）、10kV整碗線帶負荷后，全面檢查10kV整碗線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常，測量正常后匯報調度并申請投入重合閘保護。

（十二）、10kV園區I回線079送電（8月26日）1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認10kV園區I回線079斷路器在斷開位置。3）、合上10kV園區I回線側0791隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上10kV園區I回線線路側0796隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報10kV園區I回線079斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用079斷路器對10kV園區I回線進行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監控機上遙控合上10kV園區I回線079斷路器對10kV園區I回線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV園區I回線079斷路器。8）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV園區I回線079斷路器對10kV園區I回線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV園區I回線079斷路器。10）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV園區I回線079斷路器對10kV園區I回線進行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調度匯報10kV園區I回線三次沖擊正常。12）、10kV園區I回線帶負荷后，全面檢查10kV園區I回線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常，測量正常后匯報調度并申請投入重合閘保護。

（十三）、10kV園區II回線078送電（8月26日）1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認10kV園區II回線078斷路器在斷開位置。3）、合上10kV園區II回線側0781隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上10kV園區II回線線路側0786隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報10kV園區II回線078斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用078斷路器對10kV園區I回線進行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監控機上遙控合上10kV園區II回線078斷路器對10kV園區II回線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV園區II回線078斷路器。8）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV園區II回線078斷路器對10kV園區II回線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV園區II回線079斷路器。10）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV園區II回線078斷路器對10kV園區II回線進行第三次沖

擊。11）、三次沖擊正常后，向調度匯報10kV園區II回線三次沖擊正常。

12）、10kV園區II回線帶負荷后，全面檢查10kV園區II回線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常，測量正常后匯報調度并申請投入重合閘保護。

（十四）、10kV園區III回線077送電（8月26日）1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認10kV園區III回線077斷路器在斷開位置。3）、合上10kV園區III回線側0771隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上10kV園區III回線線路側0776隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報10kV園區III回線077斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用077斷路器對10kV園區III回線進行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監控機上遙控合上10kV園區III回線077斷路器對10kV園區III回線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV園區III回線077斷路器。8）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV園區III回線077斷路器對10kV園區III回線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV園區III回線077斷路器。10）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV園區III回線077斷路器對10kV園區III回線進行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調度匯報10kV園區III回線三次沖擊正常。12）、10kV園區III回線帶負荷后，全面檢查10kV園區III回線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常，測量正常后匯報調度并申請投入重合閘保護。

（十四）、10kV村委會線076送電（8月26日）1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認10kV村委會線076斷路器在斷開位置。3）、合上10kV村委會線側0761隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上10kV村委會線線路側0766隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報10kV村委會線076斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用076斷路器對10kV村委會線進行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監控機上遙控合上10kV村委會線076斷路器對10kV村委會線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV村委會線076斷路器。8）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV村委會線076斷路器對10kV村委會線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV村委會線076斷路器。10）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV村委會線076斷路器對10kV村委會線進行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調度匯報10kV村委會線三次沖擊正常。12）、10kV村委會線帶負荷后，全面檢查10kV村委會線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常，測量正常后匯報調度并申請投入重合閘保護。

（十五）、10kV石廠線072送電（8月26日）

1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認10kV石廠線072斷路器在斷開位置。3）、合上10kV石廠線側0721隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上10kV石廠線線路側0726隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、向調度匯報10kV石廠線072斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用072斷路器對10kV石廠線進行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監控機上遙控合上10kV石廠線072斷路器對10kV石廠線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV石廠線072斷路器。8）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV石廠線072斷路器對10kV石廠線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監控機上遙控斷開10kV石廠線072斷路器。10）、5分鐘后在監控機上遙控合上10kV石廠線072斷路器對10kV石廠線進行第三次沖擊。11）、三次沖擊正常后，向調度匯報10kV石廠線三次沖擊正常。12）、10kV村委會線帶負荷后，全面檢查10kV村委會線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常，測量正常后匯報調度并申請投入重合閘保護。

35kV線路投產日期不確定，所以具體投運日期已調度批復日期為準！

（十六）、35kV茶云T震線373送電（X月X日）1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認35kV茶云T震線373斷路器在斷開位置。3）、合上35kV茶云T震線母線側3731隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上35kV茶云T震線線路側3736隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、合上35kV茶云T震線線路TV3739隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。6）、向調度匯報35kV茶云T震線373斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用373斷路器對35kV茶云T震線及線路TV進行三次沖擊（重合閘退出）。7）、在監控機上遙控合上35kV茶云T震線373斷路器對35kV茶云T震線及線路TV進行第一次沖擊。8）、35kV茶云T震線線路TV帶電后在線路柜處檢查35kV茶云T震線二次電壓及相序并二次核相，檢查正常后合上TV二次小空開。9）、5分鐘后在監控機上遙控斷開35kV茶云T震線373斷路器。10）、5分鐘后在監控機上遙控合上35kV茶云T震線373斷路器對35kV茶云T震線及線路TV進行第二次沖擊。11）、5分鐘后在監控機上遙控斷開35kV茶云T震線373斷路器。12）、5分鐘后在監控機上遙控合上35kV茶云T震線373斷路器對35kV茶云T震線及線路TV進行第三次沖擊。13）、三次沖擊正常后，向調度匯報35kV茶云T震線及線路TV三次沖擊正常。14）、35kV茶云T震線帶負荷前，申請退出1號主變差動保護及35kV母差保護。

15）、35kV茶云T震線帶負荷后，全面檢查1號主變110kV側及35kV側電流幅值、極性正確，差動保護差流正常，以及計量、測量電流正常，35kV母差保護電流幅值、極性正確，差流正常，35kV茶云T震線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常。正常后向調度匯報并申請投入1號主變差動保護和35kV母差保護及重合閘。

（十二）、35kV茶東T南線371送電及2號所用變帶電（X月X日）1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認35kV茶東T南線371斷路器在斷開位置。3）、檢查0.4kV所用電屏ATS開關置于“手動”位置，置工作模式1（1號所用變供電）。4）、檢查0.4kV所用電屏2號所用變進線原施工臨時電纜時否已拆除，更換為2號所用變低壓側電纜。5）、合上35kV茶東T南線母線側3711隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。6）、合上35kV茶東T南線線路側3716隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。7）、合上35kV茶東T南線線路TV3719隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。8）、合上2號所用變高壓測跌落保險。9）、向調度匯報35kV茶東T南線371斷路器間隔（含2號所用變）已處在熱備用狀態，申請用371斷路器對35kV茶東T南線及線路TV、2號所用變進行三次沖擊（重合閘退出）。10）、在監控機上遙控合上35kV茶東T南線371斷路器對35kV茶東T南線及線路TV、2號所用變進行第一次沖擊。11）、35kV茶云T震線線路TV及2號所用變帶電后在線路柜處檢查35kV茶云T震線二次電壓及相序并二次核相，檢查正常后合上TV二次小空開，在0.4kV所用電屏處檢查2號所用變0.4kV側電壓及相序，并對0.4kV系統一次核相。12）、檢查正確后在監控機上遙控斷開35kV茶東T南線371斷路器。13）、5分鐘后在監控機上遙控合上35kV茶東T南線371斷路器對35kV茶東T南線及線路TV、2號所用變進行第二次沖擊。14）、5分鐘后在監控機上遙控斷開35kV茶東T南線371斷路器。15）、5分鐘后在監控機上遙控合上35kV茶東T南線371斷路器對35kV茶東T南線及線路TV、2號所用變進行第三次沖擊。16）、三次沖擊正常后，向調度匯報35kV茶云T震線及線路TV、2號所變三次沖擊正常。17）、35kV茶東T南線帶負荷前，申請退出35kV母差保護。

18）、35kV茶東T南線帶負荷后，全面檢查35kV母差保護電流幅值、極性正確，差流正常，35kV茶東T南線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常。正常后向調度匯報并申請投入35kV母差保護及重合閘。

（十三）、35kV茶翠T那線372送電（X月X日）1）、按調度要求投入并檢查相關保護（退出重合閘）。2）、確認35kV茶翠T那線372斷路器在斷開位置。3）、合上35kV茶翠T那線母線側3721隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。4）、合上35kV茶翠T那線線路側3726隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。5）、合上35kV茶翠T那線線路TV3729隔離開關，檢查隔離開關接觸良好，指示正確。6）、向調度匯報35kV茶翠T那線372斷路器間隔已處在熱備用狀態，申請用372斷路器對35kV茶翠T那線及線路TV進行三次沖擊（重合閘退出）。7）、在監控機上遙控合上35kV茶翠T那線372斷路器對35kV茶翠T那線及線路TV進行第一次沖擊。8）、35kV茶翠T那線線路TV帶電后在線路柜處檢查35kV茶翠T那線二次電壓及相序并二次核相，檢查正常后合上TV二次小空開。9）、5分鐘后在監控機上遙控斷開35kV茶翠T那線372斷路器。

10）、5分鐘后在監控機上遙控合上35kV茶翠T那線372斷路器對35kV茶翠T那線及線路TV進行第二次沖擊。11）、5分鐘后在監控機上遙控斷開35kV茶翠T那線372斷路器。12）、5分鐘后在監控機上遙控合上35kV茶翠T那線372斷路器對35kV茶翠T那線及線路TV進行第三次沖擊。13）、三次沖擊正常后，向調度匯報35kV茶翠T那線及線路TV三次沖擊正常。14）、35kV茶翠T那線帶負荷前，申請退出35kV母差保護。

15）、35kV茶翠T那線帶負荷后，全面檢查35kV側電流幅值、極性正確，差動保護差流正常，以及計量、測量電流正常，35kV母差保護電流幅值、極性正確，差流正常，35kV茶翠T那線電流幅值、保護極性正確，以及計量、測量電流正常。正常后向調度匯報并申請投入35kV母差保護及重合閘。

所投運的一二次設備及保護運行24小時正常后，由調度決定具體運行方式。

第五篇：風電場66千伏變電站投運方案

大唐吉林雙遼風電場二期

66千伏風電甲線、甲變電站及3、4號主變受電方案

批準：

審定：

審核：

編制：

大唐吉林瑞豐新能源發電公司雙遼風場

2008年11月10日

新建大唐吉林雙遼風電場二期66千伏風電甲線、甲變電站及3、4號主變工程已竣工，目前已具備投運條件，近期將投入系統運行。現將投運方案編制如下：

一次系統部分

一、作業計劃

? 計劃安排12月1日開始大唐吉林雙遼風電場二期66千伏風

電甲線、甲變電站及3、4號主變投運操作。

二、投運前要求

1.大唐吉林雙遼風電場二期66千伏風電甲線、甲變電站及3、4號

主變有關設備安裝接引工作已全部結束，具備投運條件。

2.大唐吉林雙遼風電場二期66千伏甲母線采用硬連接方式并固定

完好。

3.大唐吉林雙遼風電場二期3、4號主變低壓側與10KV母線連接處

斷開，保持足夠的絕緣距離并用絕緣隔板隔開。

三、投運的新設備

1.本次投運的新設備為大唐吉林雙遼風電場二期66千伏風電甲線、甲變電站及3、4號主變。

2.有關設備命名編號見吉林省電力公司四平供電公司文件。

四、投運操作原則步驟

（一）操作準備

1.啟委會通知地調：大唐吉林雙遼風電場二期66千伏風電甲

線、甲變電站及3、4號主變已安裝調試良好，經驗收合格，可以啟動投運。

2.大唐吉林雙遼風電場報省調：風電場有關新建二期66千伏風電甲

線、甲變電站及3、4號主變的作業已全部結束，66千伏風電甲線、3、4號主變一、二次設備全部接引完畢，自設安全措施全部拆除，人員退出現場，一次相位正確，二期66千伏風電甲線、甲變電站及3、4號主變送電無問題。并核對：66千伏風電甲線雙遼一次變開關、刀閘在斷開位置，66千伏甲母PT6807刀閘在斷位，二期66千伏變電站內所有開關、刀閘均在斷位，3、4號主變結線組別經試驗正確，3、4號主變CT變比使用400/5A。

（二）二期66千伏風電甲線線路充電

3.地調合上66千伏風電甲線雙遼一次變開關、刀閘，給66千伏風

電甲線充電，檢查充電良好。

（三）二期66千伏變電所充電

4.地調指揮依次合上66千伏風電甲線6808乙刀閘、6808甲刀閘、6808開關，對雙遼風電場66千伏風電甲線間隔有關設備充電良好后，雙遼風電場合上66千伏甲母PT6807刀閘。

5.雙遼風電場檢測66千伏甲母PT二次電壓及相序，正確后報地調

調。

6.地調指揮拉開66千伏風電甲線6808開關、6808甲刀閘、6808乙

刀閘，雙遼風電場66千伏甲母線停電。

（三）3號主變五次沖擊

7.地調指揮雙遼風電場合上66千伏風電甲線6808甲刀閘、6808乙

刀閘、6808開關。

8.地調指揮雙遼風電場合上3號主變6805甲刀閘、6805乙刀閘、及6805開關，3號主變第一次沖擊合閘良好。

9.地調指揮雙遼風電場拉開3號主變6805開關，3號主變停電。

10.地調指揮雙遼風電場3號主變6805開關，對3號主變第二次至第四次充電良好，最后3號主變在停運中。

（四）4號主變五次沖擊

11.地調指揮雙遼風電場合上66千伏風電甲線6808甲刀閘、6808乙

刀閘、6808開關。

12.地調指揮雙遼風電場合上3號主變6806甲刀閘、6806乙刀閘、及6806開關，4號主變第一次沖擊合閘良好。

13.地調指揮雙遼風電場拉開4號主變6806開關，4號主變停電。

14.地調指揮雙遼風電場4號主變6806開關，對4號主變第二次至第四次充電良好，最后4號主變在停運中。

（五）恢復方式

15.地調指揮將66千伏風電甲線及3、4號主變停電。