110kV临江站电厂线启动方案doc
第一篇：110kV临江站电厂线启动方案doc
肇庆市恒电电力网络工程有限责任公司
110kV临江变电站国电肇庆大旺热电联产项目专线电缆敷设工程
启动方案
大旺供电局批准：
大旺供电局审核：
变电部审核：
四会调度中心批准：
恒电公司审核：
施
工
单
位：
编
写：
日
期：2011年月
日
目 录
一、工程概况
二、启动日期
三、启动人员
四、 启动设备 五．启动前的准备工作
六、启动方式
七、调度方法
八、线路启动
九、
十、试运行 十
一、附图
一、工程概况：
将原10kV白沙I线国电开关站进线柜至10kV白沙I线白沙I#01DF的电缆拆除。在110kV临江变电站10kV电厂线5215开关敷设电缆（YJV22-3*240）至10kV国电开关站进线柜，电缆全长约602米。
该工程由恒电大旺分公司负责施工。
二、启动日期：2011年 09 月 15 日
三、启动人员：
1、启动现场指挥：
2、启动现场监护：
1）、110kV临江变电站侧：肇庆供电局变电部—四会站巡检中心 2）、线路侧:
3、启动现场操作：
1）、110kV临江变电站侧：肇庆供电局变电部—四会站巡检中心 2）、线路侧:
四、 启动设备： 10kV电厂线全线
五、启动前的准备工作：
1、10kV电厂线出线电缆等安装、调试工作全部完成，相关试验合格，具备送电条件。
2、10kV电厂线5215开关经试验合格，相关调试已完成，具备送电条件。
3、核对110kV临江站10kV电厂线5215开关的保护定值正确无误后，其保护压板应在投入位置，退出重合闸。各启动设备已标明“双重编号”。
4、110kV临江变电站侧10kV电厂线的计费计量表已安装。
5、电缆进高压室、开关柜的孔洞已经封堵好并高压室内外均水泥批荡。
6、将10kV电厂线的出线电缆接入110kV临江变电站10kV电厂线5215开关。
7、启动前的运行方式：
1）10kV电厂线启动前的运行方式：
检查110kV临江变电站10kV电厂线5215开关在分闸位置，10kV电厂线开关小车在试验位置，10kV电厂线线路侧521540接地刀闸在分闸位置；检查10kV国电开关站进线柜开关在分闸位置。
8、启动前由电缆施工单位用摇表测试10kV电厂线出线电缆的绝缘电阻，并符合要求。
9、确定10kV电厂线线路已无人工作，临时接地线已拆除，并通告沿线相关单位：线路有电，严禁攀登（由线路施工单位负责通知及落实）。
六、启动方式：
1、由110kV临江变电站10kV电厂线5215开关向10kV电厂线线路充电。
七、调度方法：
1、启动前应征得四会调度同意，并由四会调度授权现场指挥调度新设备启动.
2、新设备启动时，每项操作由现场指挥发布命令执行。
3、启动过程中，启动范围内设备如发生意外，由现场指挥负责指挥现场处理，并迅速报四会调度。
八、线路启动：
1、10kV电厂线启动：
1）临江站：将10kV电厂线5215开关小车摇入到工作位置； 2）临江站：合上10kV电厂线5215开关；（线路第一次充电，充电时间5分钟）；
3）临江站：断开10kV电厂线5215开关；
4）临江站：合上10kV电厂线5215开关（线路第二次充电，充电时间5分钟）；
5）临江站：断开10kV电厂线5215开关；
6）四会调度操作，合上10kV电厂线5215开关（线路第三次充电，充电时间5分钟）；
7）四会调度操作，断开10kV电厂线5215开关； 8）临江站：合上10kV电厂线5215开关； 9）临江站：启动结束。
九、启动完毕，由启动现场指挥汇报调度值班员，新投10kV电厂线进入试运行，试运行时间24小时。
十、试运行24小时后，检查设备正常后归调，并按定值要求投退重合闸。
十一、附图：
1．110kV临江变电站一次结线图
（二）
2．110kV临江变电站10kV配电系统（10kV电厂线建设工程）运行图
第二篇：110kV临江站电厂线启动方案doc
肇庆市恒电电力网络工程有限责任公司
110kV临江变电站国电肇庆大旺热电联产项目专线电缆敷设工程
启动方案
大旺供电局批准：
大旺供电局审核：
变电部审核：
四会调度中心批准：
恒电公司审核：
施
工
单
位：
编
写：
日
期：2011年月
日
目 录
一、工程概况
二、启动日期
三、启动人员
四、 启动设备 五．启动前的准备工作
六、启动方式
七、调度方法
八、线路启动
九、
十、试运行 十
一、附图
一、工程概况：
将原10kV白沙I线国电开关站进线柜至10kV白沙I线白沙I#01DF的电缆拆除。在110kV临江变电站10kV电厂线5215开关敷设电缆（YJV22-3*240）至10kV国电开关站进线柜，电缆全长约602米。
该工程由恒电大旺分公司负责施工。
二、启动日期：2011年 09 月 15 日
三、启动人员：
1、启动现场指挥：
2、启动现场监护：
1）、110kV临江变电站侧：肇庆供电局变电部—四会站巡检中心 2）、线路侧:
3、启动现场操作：
1）、110kV临江变电站侧：肇庆供电局变电部—四会站巡检中心 2）、线路侧:
四、 启动设备： 10kV电厂线全线
五、启动前的准备工作：
1、10kV电厂线出线电缆等安装、调试工作全部完成，相关试验合格，具备送电条件。
2、10kV电厂线5215开关经试验合格，相关调试已完成，具备送电条件。
3、核对110kV临江站10kV电厂线5215开关的保护定值正确无误后，其保护压板应在投入位置，退出重合闸。各启动设备已标明“双重编号”。
4、110kV临江变电站侧10kV电厂线的计费计量表已安装。
5、电缆进高压室、开关柜的孔洞已经封堵好并高压室内外均水泥批荡。
6、将10kV电厂线的出线电缆接入110kV临江变电站10kV电厂线5215开关。
7、启动前的运行方式：
1）10kV电厂线启动前的运行方式：
检查110kV临江变电站10kV电厂线5215开关在分闸位置，10kV电厂线开关小车在试验位置，10kV电厂线线路侧521540接地刀闸在分闸位置；检查10kV国电开关站进线柜开关在分闸位置。
8、启动前由电缆施工单位用摇表测试10kV电厂线出线电缆的绝缘电阻，并符合要求。
9、确定10kV电厂线线路已无人工作，临时接地线已拆除，并通告沿线相关单位：线路有电，严禁攀登（由线路施工单位负责通知及落实）。
六、启动方式：
1、由110kV临江变电站10kV电厂线5215开关向10kV电厂线线路充电。
七、调度方法：
1、启动前应征得四会调度同意，并由四会调度授权现场指挥调度新设备启动.
2、新设备启动时，每项操作由现场指挥发布命令执行。
3、启动过程中，启动范围内设备如发生意外，由现场指挥负责指挥现场处理，并迅速报四会调度。
八、线路启动：
1、10kV电厂线启动：
1）临江站：将10kV电厂线5215开关小车摇入到工作位置； 2）临江站：合上10kV电厂线5215开关；（线路第一次充电，充电时间5分钟）；
3）临江站：断开10kV电厂线5215开关；
4）临江站：合上10kV电厂线5215开关（线路第二次充电，充电时间5分钟）；
5）临江站：断开10kV电厂线5215开关；
6）四会调度操作，合上10kV电厂线5215开关（线路第三次充电，充电时间5分钟）；
7）四会调度操作，断开10kV电厂线5215开关； 8）临江站：合上10kV电厂线5215开关； 9）临江站：启动结束。
九、启动完毕，由启动现场指挥汇报调度值班员，新投10kV电厂线进入试运行，试运行时间24小时。
十、试运行24小时后，检查设备正常后归调，并按定值要求投退重合闸。
十一、附图：
1．110kV临江变电站一次结线图
（二）
2．110kV临江变电站10kV配电系统（10kV电厂线建设工程）运行图
第三篇：110KV升压站设备安装(DOC)
莱州龙泰热电有限公司 110KV升压站设备安装
施工技术安全组织措施
一．工程概况：
110KV升压站设备安装，主要工作内容包括：主变压器安装、起动备用变压器安装、110KV GIS设备安装、母线安装,根据图纸会审记录，施工范围如下；
(一) 电气设备清单：
1 110KV GIS设备
ZF10－126
4台； 2 升压变压器
S10-40000/110 121/10.5KV 1台； 3 起动备用变压器
SZ10-10000/110 115/10.5KV 1台； (二)工程施工内容： 1. 变压器安装； 2. 110KV GIS设备安装； 3. 母线安装； 4. 接地系统敷设； 5. 系统调试；
二．措施编写依据：
1．济南设计研究院设计的莱州龙泰热电有限公司《110KV升压站设备安装》； 2．国家有关施工验收规范《高压电器施工及验收规范》、《电力变压器施工及验收规范》、《母线装臵施工及验收规范》、《接地装臵施工及验收规范》、《电气设备交接试验标准》；
3．根据现场条件及合同规定；
-１- 三．施工工期：
二○○四年 月 日至 年 月 日； 四．施工方案及顺序： 1．设备就位： ①变压器就位；
②110KV GIS设备就位； 2．变压器安装： ①变压器器身检查； ②本体及附件安装； ③注油；
④整体密封检查； 3．开关柜安装：
①六氟化硫封闭式组合电器安装及调整； ②六氟化硫气体充注； 4．母线安装： ①硬母线加工； ②硬母线安装；
③悬式绝缘子及架空线安装； 5．接地系统安装： (1)接地极埋设； (2)接地干线敷设； 6. 电气设备调试； 五．施工前的准备工作：
1. 熟悉图纸及有关资料，组织图纸会审，认真作好会审记录。
2. 组织施工人员熟悉图纸和技术资料，领会施工意图，吃透施工工艺。
-２- 3. 当110KV GIS设备到货后，要进行开箱检查、清点。六氟化硫封闭式组合电器运到现场后的检查应符合下列要求：
①包装应无残损；
②所有元件、附件、备件及专用工器具应齐全，无损伤变形及锈蚀； ③瓷件及绝缘件应无裂纹及破损；
④充有六氟化硫等气体的运输单元或部件，其压力值应符合产品的技术规定； ⑤出厂证件及技术资料应齐全。
4. 当变压器到达现场后，要及时进行下列外观检查： ①首先检查变压器的规格与设计要求是否相符；
②油箱及所有附件应齐全，无锈蚀及机械损伤，密封应良好； ③油箱箱盖及封板的联接螺栓应齐全 ，紧固良好，无渗漏； ④充气运输的变压器，油箱内应为正压，其压力为0.01-0.03Mpa； ⑤绝缘油应储藏在密封清洁的专用容器内；
⑥每批到达现场的绝缘油均应有试验记录，并取样进行简化分析。
5. 采用的设备及器材均应符合国家现行技术标准的规定，并应有合格证件。设备应有铭牌。
5 土建工程应具备下列条件：对不合乎标准的请其整改。 ①屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏；
②室内陆面的基层施工完毕，并在墙上标出地面标高；
③所有予埋件、予留孔应符合基础施工图纸设计要求；予埋件要牢固，基础型钢要横平竖直，水平误差≤1‰；
④施工设施拆除，室内场地及电缆沟应清扫干净。
-３- ⑤混凝土基础及构架达至允许安装的强度，焊接构件的质量符合要求；
5. 准备施工用的工具及材料，如电钻，电焊机、电锤、登梯、大绳、手动葫芦、绳套、千斤顶等。
六．设备安装工序及质量标准：
(一)主变压器及起动备用变压器安装： (S10-40000/ 110 1台 自重约60t，SZ10-10000/ 110 1台 自重约29t，) 1主变压器就位：先在主变室前清理场地，用Φ36圆钢做滚杠。主变压器用80T汽车吊将变压器吊至的滚杠上，用两台10T手动葫芦做牵引，将主变压器牵引至室内安装位臵上。用千斤顶调整变压器，使变压器准确位于安装位臵上。附件吊至变压器室内不影响主变安装位臵存放；
2 排氮：变压器运输时一般为充氮运输，进行安装前应进行排氮；变压器采用排氮方法，可根据生产厂家的规定进行；
采用注油排氮时，绝缘油必须经净化处理，注入变压器的油应符合下列要求：
电气强度：
不应小于40KV 含水量：
不应大于20ppm tgδ：
不应大于0.5% 注油排氮前应将油箱内的残油排尽。油管应采用钢管，内部应进行彻底除锈且清洗干净。绝缘油应经脱气净油设备(真空净油机)从变压器下部阀门注入变压器内，氮气经顶部排出油应注至油箱顶部将氮气排尽。最终油位应高出铁芯上沿100mm以上。油的静臵时间应不小于12h。
当采用抽真空进行排氮时，排氮口应装设地空气流通处。破坏真空时应避免潮湿空气进入。当含氧量未达到18%以上时，人员不得进入。
3 变压器器身检查：变压器到达现场后应进行器身检查。如制造厂规定可不进行时，可不进行器身检查。
-４- 器身检查时，应符合下列规定：
⑴周围空气温度不应低于0℃，器身温度不应低于周围空气温度；当器身温度低于周围空气温度时应将器身加热，使器身温度高于周围空气温度10℃。
⑵当空气相对湿度小于75%时，器身暴露在空气中的时间不得超过16h。 ⑶调压切换装臵吊出检查 、调整时，暴露在空气中的时间应符合标准规定。 ⑷空气相对湿度或露空时间超过规定时，必须采取相应的措施。
进行检查前，准备好贮存变压器油的油桶和垫放铁芯的道木等物品。先开始进行变压器放油，如变压器为不带油运输可直接进行器身起吊。器身起吊采用两台20t手动葫芦，进行起吊，起吊时吊索与铅垂线的夹角不应大于30°。起吊过程中，器身与箱壁不得有碰撞现象。器身检查前，必须让器身在空气中暴露15分钟以上，待氮气充分扩散后进行。
铁芯吊出后，应立即检查，并有专人负责记录，将发现的问题和处理的结果记录下来。用干净的白布擦净绕组、铁芯支架及绝缘隔板，并检查、清除铁芯上的铁屑等金属附着物等。
器身检查的主要项目和要求：
①运输支撑和器身各部位应无移动现象，运输用的临时防护装臵及临时支撑应予拆除，并经过清点作好记录以备查。
②所有螺栓应紧固，并有防松措施；绝缘螺栓应无损坏，防松绑扎完好。 ③铁芯检查：
⑴铁芯应无变形，铁轭与夹件间的绝缘垫应良好； ⑵铁芯无多点接地；
⑶铁芯外引接地的变压器，拆开接地线后铁芯对地绝缘良好；
⑷打开夹件与铁轭接地片后，铁轭螺杆与铁芯、铁轭与夹件、螺杆与夹件间的绝
-５- 缘应良好；
⑸当铁轭采用钢带绑扎时， 钢带对铁轭的绝缘应良好； ⑹打开铁芯屏蔽接地引线，检查屏蔽绝缘应良好； ⑺打开夹件与线圈压板的连线，检查压钉绝缘应良好； ⑻铁芯拉板及铁轭拉带应紧固，绝缘良好。 ④绕组检查：
⑴绕组绝缘层应完整，无缺损、变位现象； ⑵各绕组应排列整齐，间隙均匀，油路无堵塞； ⑶绕组的压钉应紧固，防松螺母应锁紧。
⑤绝缘围屏绑扎牢固，围屏上所有线圈引出处的封闭应良好。
⑥引出线绝缘包扎牢固，无破损、拧弯现象；引出线绝缘距离应合格，固定牢靠，固定支架应紧固；引出线的裸露部分应无毛刺或尖角，焊接良好；引出线与套管的连接应牢靠，接线正确。
⑦无励磁高压切换装臵各分接头与线圈的连接应紧固正确；各分接头应清洁，且接触紧密，弹力良好；所有接触到的部分，用0.05×10mm塞尺检查，应塞不进去；转动接点应正确地仪在各个位臵上，且与指示器所指位臵一致；切换装臵的拉杆、分接头凸轮、小轴、销子等应完整无损；转动盘应动作灵活，密封良好。
⑧有载调压切换装臵的选择开关、范围开关接触良好，分接引线应连接正确、牢固，切换开关部分密封良好。
⑨绝缘屏障应完好，且固定牢固，无松动现象。 ⑩检查各部位应无油泥、水滴和金属屑末等杂物。
器身检查完毕后，必须用合格的变压器油进行冲洗，并清洗油箱底部，不得有遗留杂物。箱壁上的阀门应开闭灵活。指示正确。检查处理完毕即可将铁芯吊入油箱。在铁芯吊入油箱前，应进行缺陷处理并进行电气试验，即测量绕组的绝缘电阻；当时间允许时还应测量绕组的直流电阻；绕组的吸收比；测量切换开关接点的接触电阻等。然后将
-６- 顶盖与油箱之间的密封衬垫放好，放下铁芯，将盖板上的螺栓相对地拧紧，以免造成密封衬垫在顶盖与油箱间压紧不均匀而发生渗油现象。
4变压器本体及附件安装：变压器本体就位后，调整变压器，使变压器沿油枕方向有1%—1.5%的升高坡度，变压器应可靠固定在予埋基础上。冷却装臵、储油柜、气体继电器等附件安装用手动葫芦吊起，至安装位臵进行连接。
①变压器密处理，所有法兰连接面应平整、清洁；密封垫应擦拭干净，安装位臵应准确；密封垫采用耐油密封垫，搭接处的厚度与原厚度相同，橡胶密封垫的压缩量不宜超过其厚度的1/3。
②有载调压切换装臵安装：
⑴传动机构中的操作机构、电动机、传动齿轮和杠杆应固定牢靠，连接位臵正确，操作灵活，无卡阻现象；
⑵切换开关的触头及其连接线应完整无损，且接触良好；其限流电阻应完好，无断裂现象。
⑶切换装臵的工作顺序应符合产品出厂要求；切换装臵在极限位臵时，其机械联锁与极限开关的电气联锁动作应正确。
⑷位臵指示器动作正常，指示正确。
⑸切换开关油箱内应清洁，油箱应做密封试验，且密封良好；注入油箱中的绝缘油，其绝缘强度应符合产品的技术要求。
③冷却装臵安装：
⑴冷却装臵在安装前按照制造厂规定的核动力值用气压或油压进行密封试验，散热器、强迫油循环风冷却器，持续30分钟无渗漏；
⑵前用合格的绝缘油经真空净油机循环冲冼干净，并将残油排尽。
-７- ⑶冷却装臵安装完毕后立即注满油。
⑷风扇电机及叶片安装牢固，转动灵活，无卡阻；试转时应无振动、过热；叶片应无热情扭曲变形或与风筒碰擦等情况，转向应正确；电动机的电源配线彩具有耐油性能的绝缘导线。
⑸管路中的阀门操作灵活，开闭位臵正确；阀门及法兰连接处应密封良好。 ⑹外接油管路在安装前，进行彻底除锈且清洗干净；管道安装后，油管涂黄漆，水管涂黑漆，并有流向标志。
④储油柜安装：
储油柜安装前，应清洗干净；
油位表动作灵活，与储油柜的真实油位相符。油位表的信号接点位臵正确，绝缘良好。
⑤气体继电器安装：气体继电器应水平安装，其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，与连通管的连接应密封良好。
⑥压力释放装臵的安装方向应正确；密封良好，电接点应动作准确，绝缘应良好。 ⑦吸湿器与储油柜间的连接管的密封应良好；管道应通畅；吸湿剂应干燥； ⑧测温装臵安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好。 ⑨套管安装：
套管安装应进行检查： ⑴瓷套表面应无裂缝、伤痕；
⑵套管、法兰颈部及均压球内壁应清擦干净； ⑶套管应经试验合格；
⑷充油套管无渗油现象，油位指示正常。
-８- 套管应采用真空注油方式，高压套管穿缆的应力锥进入套管的均压罩内，引出端头与套管顶部接线柱连接处应擦拭干净，接触紧密；高压套管与引出线接口的密封波纹盘结构的按照制造厂规定进行。
⑩靠近箱壁的绝缘导线、排列应整齐，有保护措施；接线盒密封良好。
4 变压器注油：绝缘油必须按现行的国家标准《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》的规定试验合格后，方可注入变压器中。
注油前，变压器应进行真空处理，真空度应达到0.08Mpa，开始注油。注油全过程保持真空。注入的油温应高于器身温度。注油速度不宜大于100L/min。注油后，应继续保持真空，保持时间不得少于2h。
注油时，宜从下部油阀进油；注油加至距顶面约200ｍｍ左右或按制造厂规定执行，同时油必须淹过线圈绝缘以防受潮。
注油时，设备各接地点及油管道应可靠地接地。
往变压器内加注补充油时，应通过储油柜上专用的添油阀，并经净油机注入，注至储油柜额定油位。注油时排放本体及附件内的空气，少量空气可自储油柜排尽。
注油完毕后，其静臵时间不应少于24ｈ；
静臵完毕后，应从变压器的套管、冷却装臵、气体继电器及压力释放装臵等有关部位进行多次放气，直到残余气体排尽。
5 变压器整体密封检查：
变压器安装完毕后，就在储油柜上用油压进行整体密封试验，其压力为油箱盖上能承受0.03Mpa压力，试验时间为24h。试验时应随时检查变压器的储油柜、油箱、散热器、油门各部分是否渗油，应注意观察油箱和油枕等有无变形。
（二） 110KV SF6组合电器安装：
SF6组合电器用吊车吊至升压站门口，用站内单臂悬梁吊车吊至设备基础上进行组装，如吊车未安装，可支起三角架，用5T手动葫芦将组合电器吊至设备基础上。吊绳要用干净的尼龙绳或有保护层的钢丝绳，以防止损伤设备和由于污染影响法兰面的密封性
-９- 能。
1 110KV SF6组合电器装配前，应进行下列检查： ① 组合电器元件的所有部件应完整无损。
② 瓷件应无裂纹，绝缘件应无受潮、变形、剥落及破损。
③ 组合电器元件的接线端子、插接件及载流部分应光洁，无锈蚀现象。 ④ 各分隔气室气体的压力值和含水量应符合产品的技术规定。 ⑤ 各元件的紧固螺栓应齐全、无松动。
⑥ 各连接件、附件及装臵性材料的材质、规格及数量应符合产品的技术规定。 ⑦ 支架及拉接地引线应无锈蚀或损伤。 ⑧ 密度继电器和压力表须经检验合格。 ⑨ 母线和母线筒内壁应平整无毛刺。 ⑩ 防爆膜应完好。
制造厂已装配好的各电器元件在现场组装时，不做解体检查；如有缺陷必须在现场解体时，应经制造厂同意，并在厂方人员指导下进行。
2 SF6组合电器安装与调整：
SF6组合电器装配前，应对组合电器的基础及预埋槽钢的水平误差进行检验，保证符合制造厂的技术要求。只有保证基础及预埋槽钢的水平度才能使组装就位工作顺利进行。如果基础或预埋槽钢的水平误差超过制造厂的规定，应及时汇报给工程监理和建设单位，采取措施进行整改。
组合电器元件的装配，应符合要求如下：
① 装配工作应在无风沙、无雨雪、空气相对湿度小于80%的条件下进行，并采取防尘、防潮措施。
-１０- 防尘防潮措施可采取以下措施： ⑴在作业现场铺上草帘，并用水喷洒。
⑵利用周围的设备支架和构架，用帆布搭设成4m高的围栅。
⑶在处理罐体两侧端盖密封面时，用塑料罩嵌入端盖面的内侧，最大限度地防止尘埃及潮气侵入罐体。
② 按照制造厂的编号和规定的程序进行装配，不得混装。
③ 使用的清洁剂、润滑剂、密封脂和擦拭材料必须符合产品的技术规定。 ④ 密封槽面应清洁、无划伤痕迹；已用过的密封垫不得使用；密封脂时，不得使其流入密封垫内侧面与六氟化硫气体接触。
⑤ 盆式绝缘子清洁、完好。
⑥ 按照产品的技术规定选用吊装器具及吊点。
⑦ 连接插件的触头中心应对准插口，不得卡阻，插入深度符合产品的技术规定。 ⑧ 连接螺栓的紧固均应使用力矩扳手，力矩值符合产品的技术规定。 ⑨ 应按照产品的技术规定更换吸附剂。
⑩ 设备接线端子的接触表面应平整、清洁、无氧化膜，并涂以薄层电力复合脂；镀银部分不得挫磨；载流部分其表面应无凹陷及毛刺，连接螺栓应齐全、紧固。
3 六氟化硫气体管理及充注：
① 六氟化硫气体的技术条件：六氟化硫气体的技术条件应符合国家标准《电气装臵安装工程高压电器施工及验收规范》中表5.3.1的规定。
② 新六氟化硫气体应具有出厂试验报告及合格证件。运到现场后，每瓶应作含水量检验；
③ 六氟化硫气体充注前，充气设备及管路洁净、无水分、无油污；管路连接部分无
-１１- 渗漏。对充气管路，连接部件在连接前可采用体积比为5%的稀盐酸或重量比为5%的稀碱浸洗，然后用水冲净，风干后再用汽油洗涤全加热干燥。气体充入前按产品的技术规定对设备内部进行真空处理，为防止抽真空时因停电或误操作而引起真空泵油或麦式真空计的水银倒灌事故，在管路的一侧加装逆止阀或电磁阀。
④ 组合电器安装完毕后，进行电器及其传动机构的联动试验，联动无卡阻现象；分、合闸指示正确；辅助开关及电气闭锁动作正确可靠。
4母排安装： ① 硬母线安装：
母线安装首先检查所有支柱绝缘子无裂纹、破损；检查母线表面应光洁平整，不应有裂纹、折皱、夹杂物及变形和扭曲现象。母线伸缩节不得有裂纹、断股和折皱现象。
母线加工表面必须光洁平整，螺栓紧固、垫圈及锁紧装臵齐全。施工时必须矫正平直，弯制母线弯曲处严禁有缺口和裂纹。矩形母线应进行冷弯，不得进行热弯。
母线搭接应采用镀锌螺栓、螺母、垫圈，母线搭接面用刮刀刮除表面氧化膜后需保持清洁，并涂上电力复合脂，母线搭接长度不小于母线宽度，搭接位臵离支柱绝缘子顶帽边缘50mm以上，接触面的连接应紧密，连接螺栓应用力矩扳手紧固，其紧固力矩值应符合标准的规定。
母线在支柱绝缘子上固定平整牢固，不使其所支持的母线受到额外应力， 母线的固定金具不构成闭合磁路，当母线平臵时，母线支持夹板的上部压板与母线保持1-1.5mm的间隙，母线立臵时，上部压板与母线保持1.5 -2mm的间隙。
② 软母线架设：由于软母线安装高度高，需搭脚手架进行安装。
架设前检查软母线(钢芯铝铰线)不得有扭结、松股、断股、其它明显的损伤和严重腐蚀等缺陷。采用的金具应有质量合格证，规格符合设计要求，零件配套齐全，金具表
-１２- 面光滑，无裂纹、伤痕、砂眼、锈蚀、滑扣等缺陷，锌层无剥落。绝缘子采用棒形悬式合成绝缘子安装前应按国家标准的规定试验合格。
软母线与母夹连接采用螺栓连接。切断导线时端头应加绑扎，端面应整齐、无毛刺。软母线与耐张线夹及设备线夹连接时，必须缠绕铝包带。软母线和线夹连接时，导线及线夹接触面清除氧化膜，并用汽油或丙酮清洗，导电接触面涂以电力复合脂。螺栓连接线夹用力矩扳手紧固。
母线引下线安装后，应呈悬链状自然下垂；软母线与电器接线端子连接时，不应便电器接线端子受到超过允许的外加应力。母线与构架及导线间的安全距离必须满足规范的规定。
(三) 接地系统安装：
(1) 所有电气设备的金属外壳以及设备，电缆支架，预埋电缆管以及室内外金属构件均应与接地网可靠连接。
(2) 接地极用镀锌角铁，埋设深度不小于700mm，角铁应垂直配臵。接地极的间距不宜小于5m。
(3) 接地干线用热镀锌扁铁，截面不得小于100mm2，搭焊时，搭焊长度不得小于扁钢宽度的2倍。接地线室内部分沿墙、地板及电缆沟敷设。接地线在穿过墙壁和地坪处应加装钢管保护。
⑷ 接地干线与基础型钢连接时应不少于两处。接地支线与接地干线相连，严禁串联接地。
⑸直接接地的变压器中性点采用单独的接地线与接地干线相连，组合电器的外壳按制造厂规定接地，法兰片间采用跨接线连接。
⑹接地体敷设完后，土沟回填土内不应有石块和建筑垃圾，外取的土壤不得有较强
-１３- 的腐蚀性，回填土时应分层夯实。
(四) 变压器中性点接地设备安装：
1 设备安装前对避雷器、隔离开关进行外观检查，瓷件无破损、裂纹 ，所有的部件、附件、应齐全 ，无损伤变形及锈蚀。
2 中性点设备安装支架固定牢靠，位臵正确，防腐处理良好。
3 隔离开关安装及机构安装应牢固，手动分、合闸，机构动作应正常，闭锁装臵动作灵活、准确可靠。
4 避雷器安装应垂直，放电记数器密封良好、动作可靠，接地应可靠。 (五) 电气设备调试：
设备的调试工作主要包括110KV组合电器、主变压器试验（包括耐压，直流电阻测定、绝缘电阻等）。
1 110KV组合电器调试：
⑴主回路的导电电阻
不超过产品技术条件规定值的1.2倍
⑵主回路的耐压试验
出厂电压的80% ⑶密封性试验
每个气室漏气率不大于1% ⑷测量六氟化硫气体微量水含量
有电弧分解隔室
小于150ppm
无电弧分解隔室
小于500ppm
⑸组合电器的操动试验
按产品技术条件的规定进行
⑹气体密度继电器、压力表和压力动作阀的校验符合产品技术条件的规定 2 主变压器调试工作：
⑴绕组同套管的直流电阻
相间不平衡率≤2%
⑵所有分接头的变压比
≤±0.5%
-１４- ⑶接线组别
与设计相符 ⑷绝缘电阻、吸收比
≥出厂试验的70%
吸收比≥1.3
⑸介质损耗角正切值tgδ： tgδ≤出厂试验的130%
⑹直流泄漏40KV
20℃时≤50μA
⑺ 交流耐压 170KV ⑻测量与铁芯绝缘的各紧固件及
铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻 (2500V兆欧表)
无击穿现象
⑼绝缘油试验
按《电气设备交接试验标准》
⑽有载调压切换装臵的检查和试验
⑾额定电压下对变压器进行5次冲击合闸试验 ⑿检查变压器的相位与电网一致
3 母线调试工作：
⑴悬式合成绝缘子
230KV或根据制造厂要求
⑵10KV支柱绝缘子
42KV 八．电气设备试送电：
电气设备送电时应单独编制送电安全组织技术措施。 九．劳动纪律及安全注意事项：
1．在施工前，所有参加施工人员，必须认真学习本措施，由队长对施工人员进行劳动分工，工作时所有工作人员应服从指挥，遵守劳动纪律，对工作不得马虎从事，说话行事必须尊重科学、实事求是，要树立以人为本、安全第一的思想，要做到不安全，不施工。工作时由带班队长负责监督本队的安全工作。
2．施工中严格遵守安全规程，不得打闹、开玩笑，一切行动听指挥
-１５- 3．在施工过程中，由带班队长负责详细记录每天、每个人的工作项目及内容。以便追究其安全及质量责任。
4．在施工前四小时内严禁饮酒，否则不准进入现场施工。
5．每天在电焊或气割前，必须用水将施工现场喷洒一遍，施工完后或下班前再用水将施工现场喷洒一遍，必须消灭火种确保安全。
6．在使用气焊（割）时，氧气瓶与乙炔瓶的放臵和距火种以及电焊机的距离不得小于7米。
7．在使用电焊时，电焊机底线必须搭接在焊接附近，并联接良好。
8．电、气焊工在工作时，必须按规定穿、戴防护用品。在操作时必须按操作规程进行操作。
9．起吊主变、变压器附件及110KV组合电器时，首先要知道被吊件的重量和重力分布情况，选择好吊点和起吊索具。在起吊前必须对索具进行细致检查，使钢绳扣无锈蚀、断丝、变形、磨损等现象。使卸扣无滑扣、无变形、无裂痕、无缺陷等现象。手动葫芦必须无滑链，自锁可行。
10．起吊必须分两步进行，首先进行试吊（试吊高度不大于100mm），对所用的起吊索具、葫芦、起重梁、起重机、三角架及汽车吊等进行全面的细致检查，确认安全可靠后，方可正式起吊。
11. 在起吊过程中，严禁吊件下有人作业或穿行。
12． 在起吊变压器及110KV组合电器时，就严格按照制造厂的产品的技术规定选用吊装器具及吊点。
13．所有登高工作人员都必须配带安全带，将安全带拴在安全可靠的构件上，以确保安全。
14．凡患有高血压、心脏病、恐高症等不利于高空作业的病症，不能从事登高作业。 15．在脚手架上铺设木板时，必须用麻绳捆扎牢固，严禁使用探头板。本板厚度不得小于70㎜，并且无腐朽、无裂纹等缺陷。
-１６- 16．在向高处送递或在空处传递物件、工具时，严禁抛掷。必须要有绳往上提或手递手传递。
17．同一上、下位臵，无安全保护设施严禁双层作业。 18．施工时不准带电接线和移动电缆。
19．在电器试验和试送电时，要有保证安全的组织措施，即：工作票制度、工作许可证制度、工作监护制度。要有保证安全的技术措施：即停电、验电、装臵接地线、挂牌指示等制度。
20．在调试及试运行过程中，对各种设备不能随意操作，必须有指挥、有顺序地进行。若发现有异常情况，必须立即汇报，以采取有效措施，防止事故发生。
21．设备搬运过程中要防止翻倒、冲击和震动。
22. 所有施工人员必须坚守岗位，未经领导同意不得擅自脱岗。 23. 非工作人员一律不得进入升压站内。
24. 一定要遵重甲方人员的言行，诚恳接受甲方人员的意见和检查，不得顶撞甲方人员或出现一些不礼貌的言语或行为。
25. GIS设备为六氟化硫封闭式组合电器在运输和装卸过程中不得倒置、倾翻、碰撞和受到剧烈的震动。
26. 冲冼器身时往往由于静电感应而产生高电压，因此冲冼进不得触及引出线端头裸露部分，以免触电。
27. 真空注油工作不应在雨天或雾天进行。
28. 变压器抽真空时，必须将在真空下不能随机械强度的附件，如储油柜、安全气道等与油箱隔离。
29. 器身检查时，地面应清理干净，并洒水降尘。 30. 器身检查时不宜在雨天及雾天进行。
31. 试运行时，要严密监视设备运行，发现问题及时汇报，以便采取措施处理，防止事故进一步扩大。
-１７- 32. 所有施工人员必须配戴安全帽等劳动保护物品。 33. 六氟化硫气瓶的搬运和保管，应符合下列要求：
①六氟化硫气瓶的安全帽、防震圈应齐全，安全帽应拧紧；搬运时应轻装轻卸，严禁抛掷溜放。
②气瓶应存放在防晒、防潮和通风良好的场所；不得靠近热源和油污的地方，严禁水分和油污粘在阀门上。
③六氟化硫气瓶与其它气瓶不得混放。
十. 劳动组织：
1 项目负责人：
2 施工现场负责人：
3 技术负责人：
4 施工人员：
15人
-１８-
第四篇：110kV足问线、乃越线启动投运方案(修订版)
110k谢谢线启动投运方案
110kV足问线、乃越线启动投运方案
电力调控中心 2019年1月
110k谢谢线启动投运方案
批 准
审 核
汇 编
编 制
110k谢谢线启动投运方案
一、启动投产设备
（一）220kV足问变电站
1. 110kV足问线162开关及附属设备CT、PT、刀闸； 2. 110kV乃越线161开关及附属设备CT、PT、刀闸； 3. 以上设备继电保护、安全自动装置、通讯远动装置、分时计量装置、同期装置；
（二）110kV足问线全线
（三）110kV乃越线全线
二、 启动投产应具备条件
1. 已向调度部门办理新设备投入运行申请手续，按调度规程规定报送有关图纸资料，并按调度下达的文件完成对现场设备的统一命名编号；
2. 待启动投运设备安装调试完成，验收合格，具备启动和运行条件，继电保护按调度部门下达的定值通知(或命令)整定，整组试验正确，可以投入运行；
3. 110kV足问线已实测参数并报调度控制中心，线路无人工作，无短路接地线，可以送电；
4. 110kV乃越线已实测参数并报调度控制中心，线路无人工作，无短路接地线，可以送电；
5. 至调度部门的通讯畅通，稳定可靠，远动信息传送准确无误，站端监控系统信息分级完成，四遥功能完善，验收合格，具备投运条
110k谢谢线启动投运方案
件；
6. 投产设备已与电业局办理移交手续；
7. 计量装置安装调试完成，精度符合要求，并经电业局确认； 8. 待启动投产设备的开关、刀闸、接地刀闸均已拉开并锁好，安全措施已拆除；
9. 现场整洁，无妨碍运行操作及影响投运设备安全的杂物； 10. 启动委员会同意启动投产； 11. 地调当值调度员同意启动操作；
三、注意事项
1. 启动操作及试验前应经地调当值调度员同意，方可进行启动操作和试验工作；
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，应按现场规程规定处理，同时汇报调度员和启动委员会；
3. 启动操作过程中，如果系统发生事故，应停止启动操作，听从当值调度员统一指挥处理事故，并由运行负责人接受调度命令，系统事故处理告一段落，经当值调度员同意可继续启动操作；
4. 启动操作应尽量在系统负荷轻的时段进行，避免在高峰负荷时操作，保证操作前系统备用充足；
5. 启动操作过程中，应尽量缩短相关厂站母差保护停用时间； 6. 启动投产设备
一、二次设备必须同时投产；
7. 本方案是按足问变电站、西理变电站、托努变电站设备经验收合格具备投产条件而拟定，当投产设备或系统发生变化，现场根据具
110k谢谢线启动投运方案
体情况可以进行调整；
8. 110KV足问线、乃越线按正常方式启动，相应的保护测试、核相等工作按正常程序进行；
9. 本方案经启动验收委员会正式批准后执行；
四、启动投产日期
2013年
月
日
五、启动操作程序
（一） 110kV足问线启动投运
1.足问变110kV足问线间隔及线路启动投运
1) 足问变核实110kV足问线162开关具备启动投产条件，处于冷备用状态；
2) 核实110kV足问线线路具备启动投产条件，处于冷备用状态； 3) 西理变核实110kV足问线161开关具备启动投产条件，处于冷备用状态；
4) 足问变110kV足问线162开关保护按定值单要求整定并启用保护，停用重合闸和零功方向元件；将接地距离II、III段、相间距离II、III段和零序电流II、III段时限改为0.3秒；
5) 西理变110kV足问线161开关保护按定值单要求整定并启用保护，重合闸停用；
6) 足问变将110kVII母所有运行元件倒至I母运行，110kVII母由
110k谢谢线启动投运方案
运行转热备用；
7) 足问变将110kV足问线162开关由冷备用转运行于110kVII母； 8) 足问变启用110kV母联112开关充电保护；
9) 足问变合上110kV母联112开关对110kV足问线充电，充电正常后停用110kV母联112开关充电保护；
10) 足问变在110kVII母PT与110kV足问线线路PT之间核相，检查相位、电压正确；
11) 检查110kV足问线162开关同期回路正确； 12) 足问变拉开110kV足问线162开关热备用；
13) 足问变合上110kV足问线162开关对110kV足问线冲击合闸；
14) 足问变拉开110kV足问线162开关热备用； 15) 足问变拉开110kV母联112开关热备用。
2.西理变对110kV足问线充电
1) 西理变将110kV足问线161开关由冷备用转110kVI母热备用； 2) 西理变合上110kV足问线161开关对110kV足问线充电； 3) 足问变合上110kV足问线162开关对110kVII母充电； 4) 足问变在110kVI母与110kVII母母线PT之间核相，检查相位、相序、电压正确。
3.电磁合解环试验及保护测试
1) 足问变停用110kV母差保护；
2) 足问变按临时定值单整定并启用110kV母联112开关充电保护；
110k谢谢线启动投运方案
3) 足问变检同期合上110kV母联112开关合环；
4) 足问变停用110kV母联112开关充电保护，并恢复正常运行定值；
5) 足问变测试110kV母差保护正确并启用；
6) 足问变对110kV足问线162开关保护测试正确，启用零功方向元件，保护动作时限恢复为定值单定值；（重合闸保持停用）；
7) 足问变拉开110kV足问线162开关解环； 8) 足问变检同期合上110kV足问线162开关合环； 9) 西理变拉开110kV足问线161开关解环； 10) 西理变检同期合上110kV足问线161开关合环；
11) 足问变拉开110kV足问线162开关解环。（运行方式调整）
（二） 110kV乃越线启动投运
1.足问变110kV尔乃161间隔及线路启动投运
1) 足问变核实110kV乃越线161开关处于冷备用状态，具备启动投产条件；
2) 核实110kV乃越线线路处于冷备用状态，具备启动投产条件； 3) 托努变核实110kV乃越线153开关处于冷备用状态，具备启动投产条件；
4) 足问变110kV乃越线161开关保护按定值单要求整定并启用保护，停用重合闸和零功方向元件；将接地距离II、III段、相间距离II、III段和零序电流II、III段时限改为0.3秒；
5) 托努变乃越线153开关保护按定值单要求整定并启用保护，
110k谢谢线启动投运方案
停用重合闸；
6) 足问变将110kVII母所有运行元件倒至I母运行，110kVII母由运行转热备用；
7) 足问变将110kV乃越线161开关由冷备用转运行于110kVII母；
8) 足问变启用110kV母联112开关充电保护；
9) 足问变合上110kV母联112开关对110kV乃越线充电； 10) 充电正常后停用110kV母联112开关充电保护；
11) 足问变在110kVII母PT与110kV乃越线线路PT之间核相，检查相位、电压正确；
12) 检查110kV乃越线161开关同期回路正确； 13) 足问变拉开110kV乃越线161开关热备用；
14) 足问变合上110kV乃越线161开关对110kV乃越线冲击合闸； 15) 足问变拉开110kV乃越线161开关热备用； 16) 足问变拉开110kV母联112开关热备用。
2.托努变对110kV乃越线充电
1) 托努变110kV乃越线153开关由冷备用转110kVII母热备用； 2) 托努变合上110kV乃越线153开关对110kV乃越线充电； 3) 足问变合上110kV乃越线161开关对110kVII母充电； 4) 足问变在110kVI母与II母母线PT之间核相，检查相位、相序、电压正确。
3.电磁合解环试验及保护测试
110k谢谢线启动投运方案
1）足问变停用110kV母差保护；
2）足问变合上110kV乃越线161开关对110kV II母充电； 3）足问变按临时定值单整定并启用110kV母联112开关充电保护；
4）足问变检同期合上110kV母联112开关合环；
5) 足问变停用110kV母联112开关充电保护，并恢复正常运行定值；
6) 足问变测试110kV母差保护正确并启用；
7) 足问变对110kV乃越线161开关保护测试正确，启用零功方向元件，保护动作时限恢复为定值单定值；（重合闸保持停用）
8) 足问变拉开110kV乃越线161开关解环； 9) 足问变检同期合上110kV乃越线161开关合环； 10) 托努变拉开110kV乃越线153开关解环； 11) 托努变检同期合上110kV乃越线153开关合环； 12) 托努变拉开110kV分段112开关解环； 13) 托努变检同期合上110kV分段112开关合环；
14) 托努变拉开110kV乃越线153开关解环。（运行方式调整）。
六、 自动化信息核对
站端自动化系统调试人员与地调核对足问变设备自动化监控信息。
七、试运行及移交调度管理
1. 启动操作完成后，新投设备站端、调度端自动化监控信息、
110k谢谢线启动投运方案
正确，向调度申请开始24小时试运行；
2. 试运行结束后，根据启动委员会决定，汇报地调当班调度员，并申请启动投产设备正式移交系统调度运行管理。
3. 试运行结束后，汇报地调当值调度员，根据保护订制单确定是否启用相关线路重合闸。
八、投运期间危险点
投产期间会停用足问站110kV母差保护；做好足问变、托努变全站失电事故预想；投产期间严格控制各断面不超限额运行。
110k谢谢线启动投运方案
附图：1
附图：2
附图：3
第五篇：110kV升压站受电方案
项目名称
建设单位名称 项目名称
受电方案
编 写：
审 核：
批 准：
施工单位 日期
1
项目名称
一、 编制目的及受电方式
项目名称为110kV系统，带有110kV GIS开关及110/35kV主变压器。经#1主变压器降压至35kV母线。采用微机型保护装置。在完成了全部安装、试验工作和分部试运行工作后，为了考核110kV设备的一次系统能否正常投入运行，特编制110kV受电方案。经外线送至本站110kV进线侧、合上110kV文茭线1113(DS2)隔离开关，合上110kV文茭线1111(DS1)隔离开关，合上110kV文茭线111开关（CB）致使110kV母线带电，并对110kV母线、#1主变及设备进行冲击合闸试验，以检查一次设备的可靠性，二次部分的测量、控制、保护、同期、信号装置及其回路的正确性。
二、编制依据
1、
2、
3、
4、
5、 设计院提供的相关图纸与资料。 设备制造厂提供的图纸、资料。
GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。 DL400-91《继电保护和安全自动装置技术规程》。 风力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。
三、 受电范围
1、110kV母线、电压互感器及电流互感器等；
2、110kV#1主变系统；
3、#1主变带35kV一段母线、母线压变、#1接地变、#1场用变、#1SVG降压变、 #1电容器组及相关的CT和电缆；
4、与上述设备相关的所有保护、控制、测量、计量、信号、保护等装置与回路；
6、附电气一次主接线图；
四、受电前应具备的基本条件
1、110kV 电气
一、二次设备安装全部结束，电气试验调试结束并合格，受电设备的继电保护，已按有关单位提供的整定单进行整定完毕，经检查验收合格，具备投运条件。
2
项目名称
2、受电范围内土建竣工，做到道路畅通，门窗齐全，通讯、照明条件良好，消防设施完善，经验收合格，具备使用条件。绝缘、安全用具配备齐全、合格均能使用。
3、受电相关设备现场标志均已正确命名、齐全，符合规范要求。
4、110kV母线、开关、刀闸区域，#1主变区域，#1主变35kV母线、35kV配电室，接地变室、SVG降压变室相互之间的通讯联络畅通。
5、110kV母线设备、110kV开关、刀闸及电压互感器、#1主变、35kV母线、#1接地变、#1场用变、#1SVG降压变、#1电容器组已经具备运行条件。
6、救护、消防设备（医务人员、消防车、灭火器）已经到位。
7、受电方案已经各有关方面讨论、修改通过并获得批准。
8、所有参加受电的（安装、试验、设备）人员均已到位，并经过技术交底并熟悉本方案。
9、受电操作应选择晴好天气。
五、 受电前的准备工作
1、断开开关、刀闸并测试110kV母线绝缘电阻； 1.1断开下列开关
110kV文茭线111开关（CB）； 1.2拉开下列隔离刀闸
110kV文茭线1116甲接地刀闸（FES）、1116乙接地刀闸（ES2）、1116丙接地刀闸； 1.3 用5000V兆欧表检查110kV母线绝缘，一般应在2500MΩ以上。
2、拉开下列闸刀并测试#1主变高压侧绝缘电阻； 2.1拉开下列闸刀#1主变中心点刀闸（11A8）；
2.2用5000V兆欧表检查#1主变低压侧绝缘，一般应在2500MΩ以上。
3、拉出下列开关并测试#1主变低压侧（变压器母线）绝缘电阻； 3.1拉出下列开关
35kV#1主变开关（31A）、35kV一段母线PT隔离手车（31M5）、#1电容器组开关（307）#1SVG降压变开关（305）、#1场用变开关（303）、#1接地变开关（301）、馈线一开关
3
项目名称
（310）、馈线二开关（320）、馈线三开关（330）至试验位置； 3.2用2500V兆欧表检查35kV一段母线绝缘，一般应在1000MΩ以上。 4拉出下列开关并测试厂用400VⅠ段、Ⅱ段母线绝缘电阻； 4.1拉出或断开下列开关
断开厂用400V开关40
1、厂用400V开关400、厂用400V4021隔离刀闸；拉出400VⅠ段、Ⅱ段相关的开关至隔离位置；
4.2用500V兆欧表检查厂用400VⅠ、Ⅱ段母线绝缘，一般应在100MΩ以上。 5.检查所有受电的一次设备确认相序正确。
六、受电操作程序
1. 110kV线路开关、母线及压变冲击试验等；
1.1 由电力调度指令对110kV文茭线（含电压互感器），冲击次数、时间由电力调度决定。
1.2设备已受电，线路压变互感器正常，电压正确； 1.3 110kV母线冲击次数电力调度决定；
2.110kV #1主变冲击合闸试验
2.1如电力调度下指令可操作111开关（CB），先送111开关、1113隔离开关、1111隔离开关的开关控制电源、保护电源、刀闸控制电源； 2.2合下列隔离开关；
1113隔离开关（DS2）、1111隔离开关（DS1）；
2.3投入110kV111开关（CB）的保护、检查相应的压板投入,保护定值和时间是否改小按调度要求、光纤差动按调度要求是否退出；（保护应在操作一次设备前投入） 2.4汇报电力调度操作以完成要求对#1主变受电；
2.5 检查110kV侧#1主变压器开关在“分闸”位置，保护投入(差动保护压板先退出) ； 2.6 合110kV侧#1主变111开关对#1变压器进行冲击试验，进行5次，每次间隔时间5min，变压器无异常现象；
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项目名称
2.7设备以受电母线及母线电压互感器正常，电压指示正确,对110kV线路压变、110kV母线压变进行二次电压测量并核相； 2.8 分断110kV侧#1主变111开关；
3.35kV一段母线及35kV一段压变冲击试验；
3.1合35kV #1主变开关控制电源、保护电源；母线差动保护先退出； 3.2将35kV一段母线PT手车（31M5）摇至“工作”位置； 3.3将35kV #1主变开关（31A）摇至“工作”位置；
3.4 合35kV #1主变开关（31A），对35kV一段母线进行冲击试验3次，每次间隔时间5min，母线及母线电压互感器正常，电压正确；
4.对#1 SVG降压变的冲击合闸试验；
4.1合上#1 SVG降压变的开关控制电源、保护电源； 4.2 检查保护投入、检查相应的压板投入；
4.3分断#1 SVG降压变（3056）接地开关，检查是否在断开位置； 4.4将#1 SVG降压变（305）开关推入“工作”位置；
4.5合#1 SVG降压变（305）开关对#1 SVG降压变进行冲击试验，进行5次，每次间隔时间5min，变压器无异常现象；
5.对#1场用变的冲击合闸试验；
5.1合#1场用变的开关控制电源、保护电源； 5.2检查保护投入、检查相应的压板投入；
5.3分断#1 场用变（3036）接地开关，检查是否在断开位置； 5.4将#1场用变(303)开关推入“工作”位置；
5.5合#1场用变(303)开关对#1场用变进行冲击试验，进行5次，每次间隔时间5min，变压器无异常现象；
6.对#1接地变的冲击合闸试验；
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项目名称
6.1合#1接地变的开关控制电源、保护电源； 6.2检查保护投入、检查相应的压板投入；
6.3分断#1 接地变（3016）接地开关，检查是否在断开位置； 6.4将#1接地变(301)开关推入“工作”位置；
6.5合#1接地变(301)开关对#1场用变进行冲击试验，进行5次，每次间隔时间5min，变压器无异常现象；
7.400VⅠ、Ⅱ段母线冲击试验；
7.1合厂用400V开关40
1、厂用400V开关400的开关控制电源、保护电源； 7.2合厂用400V开关401对400V Ⅰ段进行冲击试验3次，每次间隔时间5min，母线正常；
7.3合厂用400V开关400对400V Ⅱ段进行冲击试验3次，每次间隔时间5min，母线正常；
8.400V核相试验
7.1 由于柴油发电机未安装，待定；
9.对电容器组及动态补偿按甲方要求投运； 10.带负荷试验
10.1带负荷检查35kV母差、#1主变差动接线回路正确性；
10.2检查好以后投入#1主变差动保护压板(35kV母差按调度要求投入)；
七、安全措施
1.受电必须严格按照经批准的方案逐项实施，任何操作均须在监护下进行。
2.无关人员严禁进入受电区域，受电区域应设遮栏，挂“止步，高压危险”警告牌，带电设备挂“有电危险”或“高压危险”警告牌，做好隔离措施。 3.在电抗器保护柜、发电机保护柜等处挂“严禁操作”警告牌。
4.受电中断后恢复进行时，应对一次设备与二次设备的状况作全面的检查。 5.试验中方案若有变更，必须报请现场工作负责人批准。
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项目名称
6.受电前在一次设备上进行操作时，应严格执行电力安全工作的规定。 7.涉及带电设备的检查，要防止感应电的伤害。
8.试验期间应派人巡视各区域的设备，特别是变压器、母线区域，保持通讯畅通，发现异常情况及时报告。
9.变压器区域、出线区域、母线区域的消防设施应完善，具备投入使用的条件。 10.受电操作由电厂运行人员进行，安装、调试人员负责监护。
八、组织及分工
1.成立受电工作组,负责受电及冲击试验期间的领导和指挥工作,名单如下: 领导小组：组长： 副组长： 工作小组：组长： 副组长： 发令人：
接令人： 现场操作人员：
监护人员： （GIS开关柜） （#1主变本体） （35kV开关室） （#1 SVG 降压变室） （#1 场用变室）
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项目名称
2.分工如下: (1)现场工作负责人和安全负责人由建设单位担任，受电工作负责人和安全负责人由运行单位担任，详细分工另行制定。
(2)建设单位应负责保证受电区域道路的平整、畅通、安全。
(3)现场受电操纵由现场工作负责人下达操作命令，操作人员接到操纵命令后方可进行操作，监护人员监视。
(4)如果受电过程中出现异常情况，巡视、操作人员立即向受电工作负责人报告，由受电工作负责人决定是否继续进行受电操作。
日期
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