2022年變電站二期工程項目投運方案

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投運方案

2010年11月29日發(fā)布2010年12月9日實施

云南恒安電力工程有限公司發(fā)布

前言

本投運方案是根據(jù)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(wěn)定運行，特編制本方案。本投運方案待調度方案批準后執(zhí)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(fā)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）110kvX2主變；

（2）X2主變110kv側102斷路器；

（3）X2主變110kv側102斷路器Ⅰ組母線側1021隔離開關；（4）X2主變110kv側102斷路器Ⅱ組母線側1022隔離開關；（5）X2主變110kv側102斷路器母線側10217接地開關；（6）X2主變110kv側102斷路器主變側1026隔離開關；（7）X2主變110kv側102斷路器主變側10267接地開關；（8）X2主變110kv旁路1025隔離開關；（9）X2主變110kv中性點1020接地開關；

2、35kv部分：

（1）X2主變35kv側302斷路器；

（2）X2主變35kv側302斷路器母線側3022隔離開關；（3）X2主變35kv側302斷路器母線側30227接地開關；（4）X2主變35kv側302斷路器主變側30261隔離開關；（5）X2主變35kv側30262隔離開關；

（6）X2主變35kv側302斷路器主變側30260接地開關；（7）X2主變35kv側30267接地開關；

（8）X2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tv3902隔離開關；（28）35kvⅡ段母線tv39027接地開關；（29）35kvⅡ段母線39020接地開關；

3、10kv部分：

（1）X2主變10kv側002斷路器；

（2）X2主變10kv側002斷路器母線側0022隔離開關；（3）X2主變10kv側002斷路器主變側0026隔離開關；（4）10kvX2電容器組037斷路器；

（5）10kvX2電容器組037斷路器母線側0372隔離開關；（6）10kvX2電容器組037斷路器母線側03727接地開關；（7）10kvX2電容器組037斷路器電容器側03761隔離開關；（8）10kvX2電容器組03762隔離開關；

（9）10kvX2電容器組037斷路器電容器側03760接地開關；（10）10kvX2電容器組03767接地開關；（11）10kvX4電容器組038斷路器；

（12）10kvX4電容器組038斷路器母線側0382隔離開關；（13）10kvX4電容器組038斷路器母線側03827接地開關；（14）10kvX4電容器組038斷路器電容器側03861隔離開關；

（15）10kvX4電容器組03862隔離開關；

（16）10kvX4電容器組038斷路器電容器側03860接地開關；（17）10kvX4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tv0902隔離開關；（21）10kvⅡ段母線tv09027接地開關。

（二）二次部分

（1）X2主變保護、X2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、X4電容器保護測控裝置。（5）二期工程新增部分電氣監(jiān)控系統(tǒng)、五防系統(tǒng)。（7）二期工程新增電氣測量系統(tǒng)、計量系統(tǒng)。

二、投運的設備

（一）斷路器

（1）X2主變110kv側102斷路器；（2）X2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）X2主變10kv側002斷路器；（8）10kv母線分段012斷路器；（9）10kvX2電容器組037斷路器；（10）10kvX4電容器組038斷路器；

（二）隔離開關

（1）X2主變110kv側102斷路器Ⅰ組母線側1021隔離開關；（2）X2主變110kv側102斷路器Ⅱ組母線側1022隔離開關；（3）X2主變110kv側102斷路器主變側1026隔離開關；（4）X2主變110kv旁路1025隔離開關；

（5）X2主變35kv側302斷路器母線側3022隔離開關；（6）X2主變35kv側302斷路器主變側30261隔離開關；（7）X2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tv3902隔離開關；

（16）X2主變10kv側002斷路器母線側0022隔離開關；（17）X2主變10kv側002斷路器主變側0026隔離開關；（18）10kvX2電容器組037斷路器母線側0372隔離開關；（19）10kvX2電容器組037斷路器電容器側03761隔離開關；（20）10kvX2電容器組03762隔離開關；

（21）10kvX4電容器組038斷路器母線側0382隔離開關；（22）10kvX4電容器組038斷路器電容器側03861隔離開關；（23）10kvX4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tv0902隔離開關；（26）10kvⅡ段母線tv09027接地開關。

（三）接地開關

（1）X2主變110kv側102斷路器母線側10217接地開關；（2）X2主變110kv側102斷路器主變側10267接地開關；（3）X2主變110kv中性點1020接地開關；

（4）X2主變35kv側302斷路器母線側30227接地開關；（5）X2主變35kv側302斷路器主變側30260接地開關；（6）X2主變35kv側30267接地開關；

（7）X2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tv39027接地開關；（16）35kvⅡ段母線39020接地開關；

（17）10kvX2電容器組037斷路器母線側03727接地開關；（18）10kvX2電容器組037斷路器電容器側03760接地開關；（19）10kvX2電容器組03767接地開關；

（20）10kvX4電容器組038斷路器母線側03827接地開關；（21）；10kvX4電容器組038斷路器電容器側03860接地開關；（22）10kvX4電容器組03867接地開關；（23）10kvⅡ段母線tv09027接地開關。

三、投運條件

（一）變電站二期工程投運設備區(qū)域現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(guī)程》的有關規(guī)定采取安全措施。

（七）與調度的通信聯(lián)系應暢通方便。

（八）投運現(xiàn)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(lián)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(xiàn)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(xiàn)場投運組完成，集體分工如下：

總負責人、停送電聯(lián)系人：xxx（手機：現(xiàn)場座機總監(jiān)護人：xxx操作和試驗負責人：一次操作人：一次操作監(jiān)護人：二次操作人：二次操作監(jiān)護人：現(xiàn)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(jiān)聽和監(jiān)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(lián)系由停送電聯(lián)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(fā)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(xiàn)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(xiàn)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(tài)；（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(xiàn)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(zhí)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(xiàn)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(tài)是冷備用?，F(xiàn)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、X1主變差動保護。根據(jù)調度命令將X2主變調到給定檔位：投運程序

（一）、110kvi母帶電（由調度安排對110kvi母對X2主變沖擊五次）1）、按調度要求投入并檢查相關保護。

2）、合上X2主變110kv側102斷路器Ⅰ組母線側1021隔離開關、X2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(jiān)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(jiān)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(lián)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(jiān)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(jiān)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(lián)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(jiān)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(jiān)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(lián)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(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開110kv木瀾t茶支線171斷路器。14）、5分鐘后監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開110kv木瀾t茶支線171斷路器。16）、5分鐘后監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開110kv木瀾t茶支線171斷路器。18）、5分鐘后監(jiān)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(tǒng)。

（四）、110kvi母、ii母合環(huán)（是否合環(huán)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(jiān)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(lián)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(jiān)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(jiān)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(lián)系用112斷路器經同期對110kvi、ii母進行合環(huán)。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(tài)，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(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開1號主變35kv側301斷路器。11）、5分鐘后監(jiān)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35kvi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(tài)，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(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開35kv分段312斷路器。10）、5分鐘后監(jiān)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35kvii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(tài)，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(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開1號主變10kv側001斷路器。11）、5分鐘后監(jiān)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10kvi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(jiān)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(jiān)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(tǒng)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(jiān)控機上遙控斷開1號主變10kv側001斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開1號主變10kv側001斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)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(tài)，申請用074斷路器對10kv1號電容器進行三次沖擊。6）、在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv1號電容器074斷路器。9）、在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv1號電容器074斷路器。11）、5分鐘后在監(jiān)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(tài)，申請用073斷路器對10kv3號電容器進行三次沖擊。6）、在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv3號電容器073斷路器。9）、在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv3號電容器073斷路器。11）、5分鐘后在監(jiān)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(tài)，申請用071斷路器對10kv整碗線進行三次沖擊。6）、在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv整碗線071斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv整碗線071斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)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(qū)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(qū)i回線079斷路器在斷開位置。3）、合上10kv園區(qū)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(qū)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(qū)i回線079斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請用079斷路器對10kv園區(qū)i回線進行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)i回線079斷路器對10kv園區(qū)i回線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控斷開10kv園區(qū)i回線079斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)i回線079斷路器對10kv園區(qū)i回線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控斷開10kv園區(qū)i回線079斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)i回線079斷路器對10kv園區(qū)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(qū)i回線三次沖擊正常。12）、10kv園區(qū)i回線帶負荷后，全面檢查10kv園區(qū)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(qū)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(qū)ii回線078斷路器在斷開位置。3）、合上10kv園區(qū)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(qū)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(qū)ii回線078斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請用078斷路器對10kv園區(qū)i回線進行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)ii回線078斷路器對10kv園區(qū)ii回線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控斷開10kv園區(qū)ii回線078斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)ii回線078斷路器對10kv園區(qū)ii回線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控斷開10kv園區(qū)ii回線079斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)ii回線078斷路器對10kv園區(qū)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(qū)ii回線三次沖擊正常。

12）、10kv園區(qū)ii回線帶負荷后，全面檢查10kv園區(qū)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(qū)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(qū)iii回線077斷路器在斷開位置。3）、合上10kv園區(qū)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(qū)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(qū)iii回線077斷路器間隔已處在熱備用狀態(tài)，申請用077斷路器對10kv園區(qū)iii回線進行三次沖擊（重合閘退出）。6）、在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)iii回線077斷路器對10kv園區(qū)iii回線進行第一次沖擊。7）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控斷開10kv園區(qū)iii回線077斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)iii回線077斷路器對10kv園區(qū)iii回線進行第二次沖擊。9）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控斷開10kv園區(qū)iii回線077斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)控機上遙控合上10kv園區(qū)iii回線077斷路器對10kv園區(qū)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(qū)iii回線三次沖擊正常。12）、10kv園區(qū)iii回線帶負荷后，全面檢查10kv園區(qū)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(tài)，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(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv村委會線076斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv村委會線076斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)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(tài)，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(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv石廠線072斷路器。8）、5分鐘后在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開10kv石廠線072斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)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(tài)，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(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開35kv茶云t震線373斷路器。10）、5分鐘后在監(jiān)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(jiān)控機上遙控斷開35kv茶云t震線373斷路器。12）、5分鐘后在監(jiān)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