临建35KV变电所安装工程调试方案.docx

临建35KV变电所安装工程调试方案.docx

《临建35KV变电所安装工程调试方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《临建35KV变电所安装工程调试方案.docx（20页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

临建35KV变电所安装工程调试方案

35KV变电站

投

运

方

案

审批表

审批单位

签字

审批意见

编制人

技术负责人

项目经理

电气工程师

总工程师

临建35KV变电所调试运行流程

总则

临建35KV变电所安装工程业已结束，经供电部门、业主有关部门、监理单位、供货商单位、我公司项目部的内部验收及联合验收，最终验收结论确定为具备送电条件。

经过充分的准备，计划定于2013年4月13日对该变电所进行试投运，为确保该变电所投运工作顺利进行，保证人身及设备安全，保障电网安全稳定运行，特编制本措施。

第一章组织措施

在公司及项目部的组织下成立临建35KV变电所投运指挥部：

总指挥：

成员：

总指挥：

负责本次投运领导工作，审查准备工作的执行情况，最终确定是否具备投运条件。

负责下达各项投运命令。

负责整个投运工作的组织、调度、安全及其他相关工作。

负责投运各个环节的的技术工作。

如果在投运中出现技术或其他疑难问题时，负责组织人员进行核查、论证及处理，确定无误时，方可继续投运。

指挥部下设投运操作小组、事故应急处理小组、安全检查组和后勤保障组。

一、投运操作小组

组长：

成员：

负责接受投运命令，正确执行投运的各项操作。

每执行完毕一项操作，应向总指挥回复确认。

负责对所有需要核相部位进行正确核相，对核相工作的安全性和准确性负责。

负责变电所空载试运行期间派驻专人在变电所24小时值班，以处理一切可能出现的设备技术问题。

二、事故应急处理小组

组长：

成员：

负责投运期间35KV变电所内操作及运行中一切意外问题的应急处理工作。

负责投运期间线路巡视及线路故障的应急处理工作。

三、安全、技术监察小组

组长：

成员：

负责投运期间35KV变电所内和35KV输电线路的安全检查工作。

四、后勤保障小组

组长：

成员：

负责投运期间的后勤保障工作。

确保投运期间所需要的后勤物资的及时供应及交通工具的随叫随到等事项。

第二章任务及程序

一、任务

本次运行工作需完成对临建35KV变电所内一、二次设备的冲击、试验工作，确保临建35KV变电所能正常投入运行。

本次运行分七个步骤进行：

（一）临建变35KV母线及PT的投运（冲击3次）；

（二）临建变1#主变（20000KVA）的投运（冲击4次）；

（三）临建变2#主变（20000KVA）的投运（冲击5次）（最后一次与1#主变并列冲击并投入）；

（四）临建变Ⅱ段10KV母线（冲击2次）及PT投运；

（五）Ⅱ段10KV母线带10KV站用变压器的投运（冲击5次）；

（六）临建变I段10KV母线（冲击3次）及PT投运；

（七）高压侧、10KV母线二次侧进行核相及电压合环试验；

二、准备工作

□

（一）确认：

临建35KV变电所安装工程（包括110KV变电所35KV间隔、临建35KV变电所内安装工程）均已全部结束，各种试验项目均按照交接试验完成，并且合格。

最终经公司相关部门、煤制油项目指挥部、监理单位集体验收合格并具备投运条件。

□收到确认信息。

□

（二）由业主确认：

上级供电部门已经对110KV变电站临建35KV线间隔保护等进行了相应调整，计量相关装置已经调整合格，满足向临建35KV变电所送电的要求。

□收到确认信息。

□（三）确认：

临建35KV线路经过全面巡视检查无异常。

□收到确认信息。

□（四）确认：

临建35KV线路已经进行绝缘摇测，绝缘电阻合格，以测试人员的记录为依据。

□收到确认信息。

□（五）确认：

已经对临建35KV变电所内35KV、10KV各间隔、主变保护定值按照定值要求输入，保护压板投入正确。

□收到确认信息。

□（六）确认：

已经对变电所蓄电池进行了充分的充放电，充电工作完毕，变电所直流系统运行正常。

□收到确认信息。

□（七）由业主确认：

变电所通信畅通。

在投运期间，务必保证该所与宁东供电局调度可靠通信，电话录音功能正常。

□收到确认信息。

□（八）确认以下准备工作均已完成：

□1、投运操作人员已经专门培训并合格，做到会操作设备、能识别信号；

□收到确认信息。

□2、运行管理各项规章制度，投运操作人员应熟知；

□收到确认信息。

□3、竣工资料、图纸现场到位；

□收到确认信息。

□4、运行必备的工器具、安全用具、消防器材等准备齐全，并试验合格；

□收到确认信息。

□5、所有调试工作已完成，试验各项指标均合格，试验报告单完整，齐全；

□收到确认信息。

□6、投运前，各小组人员必须提前到位并签到；

□收到确认信息。

□7、投运前，各小组组长再次组织本小组成员学习本措施；

□收到确认信息。

□8、投运操作票已经经过安全、技术监察小组审核批准；

□收到确认信息。

□9、所有投运命令及操作票已经模拟预演。

□收到确认信息。

□（九）由投运操作小组确认：

1#、2#主变压器有载调压档位指示正确并保证并列档位一致且正确。

□收到确认信息。

□（十）由投运操作小组确认：

35KV进线柜内35KV进线已经与设备断开。

□收到确认信息。

准备工作完成后，逐一向总指挥进行汇报，确认无异常。

经总指挥同意后，开始投运。

三、运行程序

在变电所已经具备运行条件，接受总指挥下达的运行命令后，投运操作小组按如下程序进行：

□

（一）确认所有与运行有关设备的状态

□1、命令投运操作小组确认：

1#、2#主变出线柜、10KV侧所有设备均处于冷备用状态，所有地刀均在“分”。

□收到确认信息。

□2、命令投运操作小组确认：

31-9（35KV1#PT）、51-9（10KVI段PT）、52-9（10KVⅡ段PT）间隔和开关柜PT二次回路空开、刀闸及保险均在断开或退出位置，电压切换装置均处于“解列”位置。

□收到确认信息。

□3、命令投运操作小组确认：

临建35KV变电所高压柜内各断路器、保险均在断开位置。

□收到确认信息。

□4、命令投运操作小组确认：

临建35KV变电所直流系统利用外接电源充电正常，控、合母电压正常。

□收到确认信息。

□

（二）运行

□１、临建35KV线路送电情况确认

□1.1命令投运操作小组确认：

临建35KV线路已带电。

□收到确认信息。

□2、35KV侧母线、开关设备试投运（冲击3次）

□2.1命令投运操作小组确认：

合313-1隔离刀闸。

□收到确认信息。

□2.2命令投运操作小组确认：

合313-2隔离刀闸，使之由冷备用状态转为热备用状态。

□收到确认信息。

□2.3命令投运操作小组确认：

合31-9（35KVPT柜）隔离刀闸。

□收到确认信息。

□2.4命令投运操作小组确认：

合313（35KV进线开关柜）间隔断路器，对35KV母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□2.5命令投运操作小组确认：

断开313（35KV进线开关柜）间隔断路器。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□2.6命令投运操作小组确认：

合313（35KV进线开关柜）间隔断路器，对35KV母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□2.7命令投运操作小组确认：

断开313（35KV进线开关柜）间隔断路器。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□2.8命令投运操作小组确认：

合313（35KV进线开关柜）间隔断路器，对35KV母线进行第三次冲击合闸，确认无异常后转入空载运行。

□收到确认信息。

□2.9命令投运操作小组确认：

外观检查35KV箱站内35KV母线及设备，并确认无异常。

□收到确认信息。

□2.10命令投运操作小组确认：

装上PT二次保险，合上PT二次空开，并监视电压表计显示35KV电压正常。

□收到确认信息。

至此，临建35KV变电所临建35KV分段隔离柜、35KVPT柜在合，35KV段运行正常。

□3、1#主变试投运（4次冲击试验）

□3.1命令投运操作小组确认：

检查1#主变（20MVA）高、低后备保护装置运行正常，各保护压板投入正确；检查511柜（10KV1#进线柜）处于冷备状态。

□收到确认信息。

□3.2命令投运操作小组确认：

合501-1隔离刀闸，使之由冷备用状态转为热备用状态。

□收到确认信息。

□3.3命令投运操作小组确认：

合501（1#主变出线柜）间隔断路器，对1#主变进行第一次冲击合闸。

□收到确认信息。

□变压器运行10分钟。

□收到确认信息。

□3.4命令投运操作小组确认：

断开501（1#主变出线柜）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无异常。

□收到确认信息。

□3.5命令投运操作小组确认：

合501（1#主变出线柜）断路器，对1#主变进行第二次冲击合闸。

□收到确认信息。

□变压器运行5分钟。

□收到确认信息。

□3.6命令投运操作小组确认：

断开501（1#主变出线柜）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无异常。

□收到确认信息。

□3.7命令投运操作小组确认：

合501（1#主变出线柜）断路器，对1#主变进行第三次冲击合闸。

□收到确认信息。

□变压器运行5分钟。

□收到确认信息。

□3.8命令投运操作小组确认：

断开501（1#主变出线柜）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无异常。

□收到确认信息。

□3.9命令投运操作小组确认：

合501（1#主变出线柜）断路器，对1#主变进行第四次冲击合闸。

□收到确认信息。

□变压器运行5分钟。

□收到确认信息。

□3.10命令投运操作小组确认：

断开501（1#主变出线柜）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无异常。

□收到确认信息。

至此1#主变冲击试验完毕。

□4、2#主变试投运（5次冲击试验）

□4.1命令投运操作小组确认：

检查2#主变（20MVA）高、低后备保护装置运行正常，各保护压板投入正确,检查521柜（10KV2#进线柜）处于冷备状态。

□收到确认信息。

□4.2命令投运操作小组确认：

合502-1隔离刀闸，将2#主变由冷备用状态转为热备用状态。

□收到确认信息。

□4.3命令投运操作小组确认：

合502（2#主变出线柜）断路器，对2#主变进行第一次冲击合闸。

□收到确认信息。

□变压器运行10分钟。

□收到确认信息。

□4.4命令投运操作小组确认：

断开502（2#主变出线柜）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无异常。

□收到确认信息。

□4.5命令投运操作小组确认：

合502（2#主变出线柜）断路器，对2#主变进行第二次冲击合闸。

□收到确认信息。

□变压器运行5分钟。

□收到确认信息。

□4.6命令投运操作小组确认：

断开502（2#主变出线柜）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无异常。

□收到确认信息。

□4.7命令投运操作小组确认：

合502（2#主变出线柜）断路器，对2#主变进行第三次冲击合闸。

□收到确认信息。

□变压器运行5分钟。

□收到确认信息。

□4.8命令投运操作小组确认：

断开502（2#主变出线柜）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无异常。

□收到确认信息。

□4.9命令投运操作小组确认：

合502（2#主变出线柜）断路器，对2#主变进行第四次冲击合闸。

□收到确认信息。

□变压器运行5分钟。

□收到确认信息。

□4.10命令投运操作小组确认：

断开502（2#主变出线柜）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无异常。

□收到确认信息。

□4.11命令投运操作小组确认：

合501（1#主变出线柜）、502（2#主变出线柜）断路器，对1#、2#主变并列进行第五次冲击合闸，并外观检查变压器、35KV室各间隔及其他间隔无异常后投入空载运行状态。

□收到确认信息。

至此1#、2#主变冲击试验完毕，全部空载运行。

□5、10KVⅡ段母线及PT的投运（2次冲击试验）

□5.1命令投运操作小组确认：

检查2#进线后备保护、差动保护装置均运行正常。

□收到确认信息。

□5.2命令投运操作小组确认：

合521-1隔离刀闸，合521-2隔离刀闸，使之由冷备转为热备状态。

□收到确认信息。

□5.3命令投运操作小组确认：

合51-9（2#PT柜）隔离刀闸。

□收到确认信息。

□5.4命令投运操作小组确认：

合521（2#进线开关柜）间隔断路器，对10KVⅡ段母线进行第一次冲击合闸，检查10KVⅡ段母线，并确认无异常。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□5.5命令投运操作小组确认：

断开521（2#进线开关柜）间隔断路器。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□5.6命令投运操作小组确认：

合521（2#进线开关柜）间隔断路器，对10KVⅡ段母线进行第二次冲击合闸，并确认无异常。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□5.7命令投运操作小组确认：

装上PT二次保险，合上PT二次空开，并监视电压表计显示10KV电压正常。

□收到确认信息。

至此，临建35KV变电所10KVⅡ段运行正常。

□5.8命令投运操作小组确认：

断开521（2#进线开关柜）间隔断路器，准备将10KV站用变压器与10KVⅡ段母线同步进行运行。

□收到确认信息。

□6、10KVⅡ段母线带10KV站用变压器试投运（5次）

□6.1命令应急处理小组执行：

拆除预先连接的为变电所充馈电屏临时充电的所有低压电源，确认526（站变柜）来自动力变压器的电缆连接正确，确认低压系统连接正确，站变柜出线的低压开关均在“分”位。

□收到确认信息。

□6.2命令投运操作小组确认：

检查变电所直流电源电压质量符合规定，无其他外来线缆与其连接。

□收到确认信息。

□6.3命令投运操作小组确认：

合526-1（站变柜）隔离刀闸，准备进行冲击合闸。

□收到确认信息。

□6.4命令投运操作小组确认：

合521（2#进线开关柜）间隔断路器，对10KVⅡ段母线与站用变压器同时进行第一次冲击合闸。

并外观检查变压器，确认运行正常。

□收到确认信息。

□运行5分钟。

□收到确认信息。

□6.5命令投运操作小组确认：

断开521（2#进线开关柜）间隔断路器。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□6.6命令投运操作小组确认：

合521（2#进线开关柜）间隔断路器，对其进行第二次冲击合闸。

□收到确认信息。

□6.7命令投运操作小组确认：

断开521（2#进线开关柜）间隔断路器。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□6.8命令投运操作小组确认：

合521（2#进线开关柜）间隔断路器，对其进行第三次冲击合闸。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□6.9命令投运操作小组确认：

断开521（2#进线开关柜）间隔断路器。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□6.10命令投运操作小组确认：

合521（2#进线开关柜）间隔断路器，对其进行第四次冲击合闸。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□6.11命令投运操作小组确认：

断开521（2#进线开关柜）间隔断路器。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□6.12命令投运操作小组确认：

合521（2#进线开关柜）间隔断路器，对其进行第五次冲击合闸。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□检查无异常后投入空载运行状态。

□收到确认信息。

□6.13命令投运操作小组确认：

合充馈电屏柜1路断路器，并检查低压柜电压是否正常，确认正常后投入运行状态。

□收到确认信息。

□6.14命令投运操作小组确认：

合上交流屏柜、充馈电屏柜内所用电、室内照明配电箱空气断路器，确认直流屏充电正常，室内照明正常。

□收到确认信息。

□6.15命令投运操作小组确认：

断开交流屏柜柜内室内照明箱空气开关，检查事故照明是否正常，确认动作正常后，合上照明箱空气开关，恢复照明箱交流电源。

□收到确认信息。

□7、10KVI段母线及PT的投运（3次冲击试验）

□7.1命令投运操作小组确认：

检查500柜（分段开关柜）处于冷备状态，检查1#进线后备保护、差动保护装置均运行正常。

□收到确认信息。

□7.2命令投运操作小组确认：

合511-1隔离刀闸，合511-2隔离刀闸，使之由冷备转为热备状态。

□收到确认信息。

□7.3命令投运操作小组确认：

合51-9（1#PT柜）隔离刀闸。

□收到确认信息。

□7.4命令投运操作小组确认：

合511（1#进线开关柜）间隔断路器，对10KVⅠ段母线进行第一次冲击合闸，检查10KVⅠ段母线，并确认无异常。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□7.5命令投运操作小组确认：

断开511（1#进线开关柜）间隔断路器。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□7.6命令投运操作小组确认：

合511（1#进线开关柜）间隔断路器，对10KV母线进行第二次冲击合闸，并确认无异常。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□7.7命令投运操作小组确认：

断开511（1#进线开关柜）间隔断路器。

□收到确认信息。

□间隔5分钟。

□收到确认信息。

□7.8命令投运操作小组确认：

合511（1#进线开关柜）间隔断路器，对10KV母线进行第三次冲击合闸，并确认无异常。

□收到确认信息。

□7.9命令投运操作小组确认：

装上PT二次保险，合上PT二次空开，并监视电压表计显示10KV电压正常。

□收到确认信息。

临建35KV变电所10KVI段运行正常。

至此，临建35KV变电所10KVI段、Ⅱ段运行正常，站变运行正常，交流屏、充馈电屏运行正常。

8、高压侧、10KV母线二次侧进行核相及电压合环实验

□8.1命令投运操作小组：

使用核相仪对高压侧进行核相并正确。

□收到确认信息！

□8.2命令投运操作小组：

将电压切换装置操作至Ⅰ段母线电压、Ⅱ段母线电压“解列”位置；

□收到确认信息！

□8.3命令投运操作小组：

断开51-9（10KV1#PT）二次保险及空开；

□收到确认信息！

□8.4命令投运操作小组：

在51-9（10KV1#PT）间隔端子箱内PT二次保险上端、空气开关下侧测量电压，并确认上端有电压，下端无电压；

□收到确认信息！

□8.5命令投运操作小组：

将电压切换装置操作至Ⅰ段母线电压、Ⅱ段母线电压“并列”位置；

□收到确认信息！

□8.6命令投运操作小组：

在51-9（10KV1#PT）柜二次保险上侧、二次空开下端对10KVⅠ段PT及10KVⅡ段PT二次电压进行核相，并确认相序一致，电压差为零；

□收到确认信息！

□8.7命令投运操作小组：

装上51-9（10KVⅠ段PT）二次保险，合上二次空开，检查确认10KVⅠ段PT及10KVⅡ段PT二次电压合环正常；

□收到确认信息！

至此，10KV二次侧核相完成，主变并列试验完成，10KV母线及电压互感器投运工作完成，PT二次电压“并列”、“解列”试验完成。

□9、运行方式确认

为简化系统状态，在后续部分设备试运行前调整运行状态。

□命令投运操作小组确认：

将1#主变由运行状态转为空载运行状态（即合上500柜（10KV分段开关），断开511断路器），确认系统运行正常。

□收到确认信息。

□10、变电所运行完成后最终的状态

变电所运行完成后，所有开关设备试运行24小时后，调整到如下运行方式：

303（35KV进线开关柜）运行、35KV母线运行、31-9（35KVPT）运行、2#主变运行、511（10KVI段进线）运行、51-9（10KVI段PT）运行、521（10KVII段进线）运行、52-9（10KVⅡ段PT）运行、526（站变柜）运行、交流屏柜运行、充馈电屏柜运行、保护测控屏运行，其他出线开关均冷备用。

第三章安全措施

一、操作过程中的应急处理

（一）操作中出现不顺利或卡滞等

临建35KV变电所35KV、10KV开关柜均带有五防闭锁功能，在操作过程中，要严格按照已经审批的操作票进行操作，当出现按照正常操作顺序操作出现卡滞等情况时，要及时汇报投运总指挥，由投运总指挥安排后续的检修事宜，严禁硬拉、硬合机构，造成事故。

（二）手车处于工作位置之后出现异常声音

出现此种情况时，若断路器在断开状态则应迅速将手车由工作位置摇至试验位置或拉至柜外；当断路器在合时，应立即断开断路器，然后再将手车拉至试验位置或拉至柜外。

如果该断路器拒分，应迅速将上级电源的断路器断开后，汇报投运总指挥，由总指挥安排后续检修等事宜。

（三）电气设备着火

遇有电气设备着火时，应立即切断有关设备电源，然后进行救火。

对带电设备应使用干粉灭火器、二氧化碳灭火器等灭火，不得使用泡沫灭火器灭火。

二、安全技术措施

（一）一般安全措施

1、所有操作必须严格遵守《电业安全作业规程》（发电厂变电所部分及线路部分）的有关规定。

2、操作人员、监护人员思想要高度集中，电气设备在未经验明确无电压前，一律视为有电，在安全措施未做好之前，必须保持安全距离。

3、所有安全用具必须确认经过试验合格后方可使用。

4、严禁超范围使用验电设备，在正式验电之前必须进行试验并在同等级有电设备上检验，验电笔应逐渐接近导体。

5、正常的送、停电操作，必须实行操作票制度。

6、操作人员执行操作时，必须严格执行三人工作制，其中对设备熟悉者做监护人。

7、操作前，要认真核对设备名称和编号，严格执行监护复诵制。

8、操作人员在执行操作任务时，带电作业必须穿高压绝缘靴，戴好高压绝缘手套，站在绝缘胶皮上进行操作，严防触电事故发生。

9、操作（值班）人员在设备运行过程中，应做好变电所的巡视检查工作，保证各个保护装置和信号装置的正常工作，保证变电所运行正常。

10、主变压器投运时，严禁无关人员进入隔离区。

在变压器投运后，从保护测控装置上监视电流、电压无异常，远处听主变声音无异常后，方可走近变压器细听变压器内部有无异常声音，但要注意不要停留在正对压力释放阀一侧，以免发生意外。

11、若变电所发生紧急事故，值班人员有权采取紧急停电措施，在处理完毕后，应立即向投运总指挥汇报。

12、工作现场严禁闲杂人员出入，不准高声喧哗，不准围观操作，不准出入带电危险区。

13、送、停电的投运工作由投运总指挥统一发令，投运操作完毕后，应由组长向总指挥汇报。

发现操作过程中出现的问题，应立即反馈给投运总指挥，由投运总指挥根据情况下达处理命令。

14、本次投运操作全部进行就地操作，就地操作必须由投运总指挥许可方可进行。

措施学习人员签名: