10kV04kV备自投试验方案设计.docx

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10kV04kV备自投试验方案设计

编号：

YD-2015

10kV、0.4kV备自投试验方案

批准：

审核：

编制：

编制单位：

设备管理部

2015年04月01日

（本件共17页）

技术文件处理签

编号：

HPC-YD-2015

日期：

2015-04-01

文件

标题

标题

10kV、0.4kV备自投试验方案

附件

无

编制

部门

设备管理部

编制人

曾燕平

负责人

设备管理部意见

运行发电部意见

安全监察部意见

公司领导意见

备注

10kV、0.4kV备自投试验方案

一试验目的：

1检查10kV厂用Ⅰ至Ⅳ段在主电源消失情况下，备用电源自动投入功能是否正确，备自投装置是否可靠，二次回路是否正确。

2检查10KV备自投装置与0.4kV系统备自投装置动作时间配合是否恰当。

二试验方案：

1试验前检查：

1.1核对10kVⅠ～Ⅳ备自投装置定值与定值单一致。

1.2核对大坝10kV备自投装置定值与定值单一致。

1.3核对#1公用电备自投装置定值与定值单一致。

1.4核对#1、2机组自用电备自投装置定值与定值单一致。

1.5核对照明用电备自投装置定值与定值单一致。

1.6核对#2公用电备自投装置定值与定值单一致。

1.7核对#3、4机组自用电备自投装置定值与定值单一致。

1.8核对大坝自用电备自投装置定值与定值单一致。

210kVⅠ段备自投试验检查：

2.1试验前高低压厂用系统运行方式

2.1.110kV系统运行方式

（1）10kVⅠ段由1号高厂变低压侧开关801供电运行；

（2）10kVⅡ由2号高厂变低压侧开关802供电运行；

（3）10kVⅢ由3号高厂变低压侧开关803供电运行；

（4）10kVⅣ段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行；

（5）110kV变电站10kV外来电源1带电至809PT，外来电源1开关809断开，并拉至“试验”位置。

（6）断开10kVⅠ、Ⅱ段联络开关12，放置在“工作”位置；

（7）断开10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23，放置在“工作”位置；

（8）断开10kVⅢ、Ⅳ段联络开关34，放置在“工作”位置。

2.1.2400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”。

（1）400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅢ段负荷1号公用电段变压器32B高压侧开关831、1号公用电变压器32B、1号公用电段Ⅱ段电源开关432供电运行；

（2）10kVⅠ段负荷1号公用电段变压器31B高压侧开关812断开；

（3）400V系统1号公用电段Ⅰ段电源开关431断开；

（4）退出400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

2.1.3400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”。

（1）400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅢ段负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B、1/2号机组自用电段电源开关422供电运行；

（2）10kVⅠ段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813断开；

（3）400V系统1/2号机组自用电段Ⅰ段电源开关421断开；

（4）退出400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

2.1.4检查确认10kVⅠ段其余负荷开关811、814、815断开并在试验位置。

2.1.5投入10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置电源，交流PT二次空气开关，退出所有出口压板1-31CLP1～1-31CLP13和2-31CLP1～2-31CLP13，备自投装置Ⅰ、Ⅱ“退出”运行状态。

2.2通过10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK将备自投装置Ⅰ投入，观察以下备自投装置Ⅰ以下状态正常：

2.2.11号高厂变低压侧开关801合位；

2.2.210kV外来电源Ⅰ开关809（810）分位；

2.2.31号高厂变低压侧电压、10kVⅠ段电压、外来电源1电压为额定值。

2.2.4备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。

2.3分别测试10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK、监控系统将备自投装置Ⅰ置“半自动”投入、“全自动”投入（仅监控系统）、“退出”投入运行正常。

测试完成后置“半自动”投运运行方式，投入10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ出口压板：

2.3.1投入备自投装置Ⅰ跳1号高厂变低压侧开关801压板1-31CLP1；

2.3.2投入备自投装置Ⅰ合外来电源1开关809压板1-31CLP6。

2.4断开10kV备自投装置Ⅰ的10kVⅠ段PT电压二次开关，模拟10kVⅠ段母线失压。

2.5检查10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ动作是否正常，即：

2.5.1　先跳开1高厂变低压侧开关801跳闸；

2.5.2　再合10kV外来电源1开关809；

2.5.3　确认备自投装置动作正常后，断开809开关；

2.5.4　合上10kV备自投装置Ⅰ的10kVⅠ段PT电压二次开关；

2.5.6　断开10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK。

2.610kV、400V系统改变部分设备运行方式：

2.6.110kV系统运行方式：

（1）恢复10kVⅠ段由1号高厂变低压侧开关801供电运行；

（2）110kV变电站10kV外来电源1带电至809PT，外来电源1开关809断开，并拉至“工作”位置。

2.6.2400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段由”联络运行”转”分段运行”。

（1）400V系统1/2号机组自用电Ⅰ段经10kVⅠ段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B、1/2号机组自用电段Ⅰ段电源开关421供电运行；

（2）400V系统1/2号机组自用电Ⅱ段经10kVⅢ段负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B、1/2号机组自用电段Ⅱ段电源开关422供电运行；

（3）400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段联络开关J12拉至试验位置；

（4）投入400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

2.7合上10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK，将备自投装置Ⅰ投入，观察以下备自投装置Ⅰ以下状态正常：

2.7.11号高厂变低压侧开关801合位；

2.7.210kV外来电源Ⅰ开关809（810）分位；

2.7.31号高厂变低压侧电压、10kVⅠ段电压、外来电源1电压为额定值。

2.7.4备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。

2.8断开1号高厂变低压侧电源开关801，启动10kVⅠ～Ⅳ备自投装置Ⅰ。

2.9检查10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ动作正常，即

2.9.11高厂变低压侧开关801跳闸；

2.9.210kV外来电源1开关809合闸；

2.9.3备自投装置Ⅰ放电；

2.9.4400V系统1/2机组自用段备自投不动作。

310kVⅡ段备自投试验检查

3.1试验前高低压厂用系统运行方式

3.1.1　10kV系统运行方式

（1）10kVⅠ段由左岸110kV站10kV电源1开关809供电运行；

（2）10kVⅡ段由2号高厂变低压侧开关802供电运行；

（3）10kVⅢ段由3号高厂变低压侧开关803供电运行；

（4）10kVⅣ段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行；

（5）10kVⅠ、Ⅱ联络开关12断开，放置在“工作”位置；

（6）10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开，并拉至“试验”位置；

（7）10kVⅢ、Ⅳ联络开关34断开，放置在“工作”位置。

3.1.2400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”，即

（1）400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷照明变42B高压侧开关841、照明变42B、照明段Ⅱ段电源开关442供电运行；

（2）10kVⅡ段负荷照明变41B高压侧开关823断开；

（3）400V照明段Ⅰ段电源开关441断开。

（4）退出400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段备自投。

3.1.3400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”，即：

（1）400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷2号公用电段变压器34B高压侧开关842、2号公用电段变压器34B、2号公用电段Ⅱ段电源开关434供电运行；

（2）10kVⅡ段负荷2号公用电段变压器33B高压侧开关821断开；

（3）2号公用电段Ⅰ段电源开关433断开；

（4）退出400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

3.1.4400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”，即：

（1）400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷3/4号机组自用电段变压器24B高压侧开关843、3/4号机组自用电段变压器24B、400V系统3/4号机组自用电段Ⅱ段电源开关424供电运行；

（2）10kVⅡ段3/4号机组自用电段变压器23B高压侧开关822断开；

（3）400V系统3/4号机组自用电段Ⅰ段电源开关423断开：

（4）退出400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

3.1.5大坝10kVⅠ、Ⅱ段”联络运行”，即

（1）大坝段10kVⅠ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷大坝电源开关844、大坝10kVⅡ段电源开关808供电运行；

（2）10kVⅡ段负荷大坝电源开关824断开，大坝10kVⅠ段电源开关807断开；（3）退出大坝10kVⅠ、Ⅱ段备自投。

3.1.6投入10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置电源，交流PT二次空气开关，退出所有出口压板1-31CLP1～1-31CLP13和2-31CLP1～2-31CLP13，备自投装置Ⅰ、Ⅱ“退出”运行状态。

3.2通过10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK将备自投装置Ⅰ投入，观察以下备自投装置Ⅰ以下状态正常：

3.2.12号高厂变低压侧开关802合位；

3.2.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23分位；

3.2.32号高厂变低压侧电压、10kVⅡ段电压、10kVⅢ电压为额定值。

3.2.4备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。

3.3分别测试10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK、监控系统将备自投装置Ⅰ置“半自动”投入、“全自动”投入（仅监控系统）、“退出”投入运行正常。

测试完成后置“半自动”投运运行方式，投入10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ出口压板：

3.3.1投入备自投装置Ⅰ跳2号高厂变低压侧开关802压板1-31CLP3；

3.3.2投入备自投装置Ⅰ合10kVⅡ、Ⅲ联络开关23压板1-31CLP12。

3.4断开10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ的10kVⅡ段电源二次空气开关，模拟10kVⅡ段电源消失。

3.5检查10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ动作是否正常，即：

3.5.1　先跳开2高厂变低压侧开关802；

3.5.2　再合10kVⅡ、Ⅲ联络开关23；

3.5.3　确认备自投装置动作正常后，断开10kVⅡ、Ⅲ联络开关23；

3.5.4　恢复10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ的10kVⅡ段电源二次空气开关；

3.5.5　断开10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK。

3.610kV、400V系统改变部分设备运行方式：

3.6.110kV系统运行方式：

（1）恢复10kVⅡ段由2号高厂变低压侧开关802供电运行；

（2）10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开，并推至“工作”位置；

3.6.2大坝10kVⅠ、Ⅱ段由”联络运行”转”分段运行”，即：

（1）大坝段10kVⅠ段经10kVⅡ段负荷大坝电源开关824、大坝10kVⅠ段电源开关807供电运行；

（2）大坝10kVⅡ段经10kVⅣ断负荷大坝电源开关844、大坝10kVⅡ段电源开关808供电运行；

（3）大坝10kVⅠ、Ⅱ段联络开关78断开，并拉至试验位置；

（4）投入大坝10kV系统备自投。

3.6.6　大坝400V”分段运行”，即：

（1）大坝400VⅠ段经大坝10kVⅠ段负荷大坝用电变压器61B高压侧开关874、大坝用电变压器61B、大坝400VⅠ段电源开关461供电运行；

（2）大坝400VⅡ段经大坝10kVⅡ段负荷大坝用电变压器62B高压侧开关881、大坝用电变压器62B、大坝400VⅡ段电源开关462供电运行；

（3））大坝400VⅠ、Ⅱ段联络开关B12拉至试验位置；

（4）投入大坝400VⅠ、Ⅱ段备自投。

3.7通过10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK将备自投装置Ⅰ投入，观察以下备自投装置Ⅰ以下状态正常：

3.7.12号高厂变低压侧开关802合位；

3.7.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23分位；

3.7.32号高厂变低压侧电压、10kVⅡ段电压、10kVⅢ电压为额定值。

3.7.4备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。

3.8断开2号高厂变低压侧电源开关802，启动10kVⅠ～Ⅳ备自投装置Ⅰ。

3.9检查10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅰ动作正常，即

3.9.12高厂变低压侧开关802跳闸；

3.9.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23合闸。

3.9.3备自投装置Ⅰ放电。

3.9.4大坝10kV、400V备自投未动作。

410kVⅢ段备自投试验检查

4.1试验前高低压厂用系统运行方式

4.1.110kV系统运行方式：

（1）10kVⅠ段由左岸110kV站10kV外来电源1开关809供电运行运行；

（2）10kVⅡ段由2号高厂变低压侧开关802供电运行；

（3）10kVⅢ段由3号高厂变低压侧开关803供电运行；

（4）10kVⅣ段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行；

（5）10kVⅠ、Ⅱ段联络开关12断开，放置在“工作”位置；

（6）10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开并拉至“试验”位置；

（7）10kVⅢ、Ⅳ联络开关34断开，放置在“工作”位置。

4.1.2400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”，即：

（1）400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅠ段负荷1号公用电段变压器31B高压侧开关812、1号公用电变压器31B、1号公用电段Ⅰ段电源开关431供电运行；

（2）10kVⅢ段负荷1号公用电段变压器32B高压侧开关831断开；

（3）1号公用电段Ⅱ段电源开关432断开；

（4）退出400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

4.1.3400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”，即：

（1）400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅠ段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B、1/2号机组自用电段Ⅰ段电源开关421供电运行；

（2）10kVⅢ负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832断开；

（3）1/2号机组自用电段Ⅱ段电源开关422断开；

（4）退出400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

4.1.4检查确认10kVⅢ段其余负荷开关833、834、835断开并在试验位置。

4.1.5投入10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置电源，交流PT二次空气开关，退出所有出口压板1-31CLP1～1-31CLP13和2-31CLP1～2-31CLP13，备自投装置Ⅰ、Ⅱ“退出”运行状态。

4.2通过10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK将备自投装置Ⅱ投入，观察以下备自投装置Ⅱ以下状态正常：

4.2.13号高厂变低压侧开关803合位；

4.2.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23分位；

4.2.33号高厂变低压侧电压、10kVⅢ段电压、10kVⅡ段电压为额定值。

4.2.4备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。

4.3分别测试10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK、监控系统将备自投装置Ⅱ置“半自动”投入、“全自动”投入（仅监控系统）、“退出”投入运行正常。

测试完成后置“半自动”投运运行方式，投入10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ出口压板：

4.3.1投入备自投装置Ⅱ跳3号高厂变低压侧开关803压板2-31CLP3；

4.3.2投入备自投装置Ⅱ合10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23压板2-31CLP12。

4.4断开10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ的10kVⅢ段PT二次空气开关，模拟10kVⅢ段PT电源消失。

4.5检查10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ动作正常，即：

4.5.1　高厂变低压侧开关803跳闸；

4.5.2　10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23合闸；

4.5.3　10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ备自投动作正常；

4.5.4　试验完毕后断开10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23；

4.5.5　断开10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK；

4.5.6　恢复10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ的10kVⅢ段PT二次空气开关。

4.610kV、400V系统改变部分设备运行方式：

4.6.110kV系统运行方式：

（1）恢复10kVⅢ段由3号高厂变低压侧开关803供电运行；

（2）10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开并推至“工作”位置；

4.6.2400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段由”联络运行”转”分段运行”，即：

（1）400V系统1/2号机组自用电段Ⅰ段经10kVⅠ段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B、1/2号机组自用电段Ⅰ段电源开关421供电运行；

（2）400V系统1/2号机组自用电段Ⅱ经10kVⅢ段负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B、1/2号机组自用电段Ⅱ段电源开关422供电运行；

（3）1/2号机组自用电段联络开J12关断开；

（4）投入400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

4.7通过10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK将备自投装置Ⅱ投入，观察以下备自投装置Ⅱ以下状态正常：

4.7.13号高厂变低压侧开关803合位；

4.7.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23分位；

4.7.33号高厂变低压侧电压、10kVⅢ段电压、10kVⅡ段电压为额定值。

4.7.4备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。

4.8断开3号高厂变低压侧电源开关803，启动10kVⅠ～Ⅳ备自投装置Ⅱ。

4.9检查10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ动作正常，即

4.9.13高厂变低压侧开关803跳闸；

4.9.210kVⅡ、Ⅲ段联络开关23合闸。

4.9.3备自投装置Ⅱ放电。

4.9.4400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段未动作。

510kVⅣ段备自投试验检查

5.1试验前高低压厂用系统运行方式

5.1.110kV系统运行方式：

（1）10kVⅠ由左岸110kV站10kV电源1开关809供电运行；

（2）10kVⅡ由2号高厂变低压侧开关802供电运行；

（3）10kVⅡ由3号高厂变低压侧开关803供电运行；

（4）10kVⅣ段由4号高厂变低压侧开关804供电运行；

（5）10kVⅠ、Ⅱ段联络开关12断开，放置在“工作”位置；

（6）10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开，放置在“工作”位置；

（7）10kVⅢ、Ⅳ联络开关34断开，放置在“工作”位置；

（8）左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810断开，并拉至“试验”位置，外来电源2送电至810PT处。

5.1.2400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”，即

（1）400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷照明变41B高压侧开关823、照明变41B、照明段Ⅰ段电源开关441供电运行；

（2）10kVⅣ段负荷照明变42B高压侧开关841断开；

（3）照明段Ⅱ段电源开关442断开；

（4）退出400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段备自投。

5.1.3400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”，即：

（1）400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅡ段负荷2号公用电段变压器33B高压侧开关821、2号公用电段变压器33B、2号公用电段Ⅰ段电源开关433供电运行；

（2）10kVⅣ段负荷2号公用电段变压器34B高压侧开关842断开；

（3）2号公用电段Ⅱ段电源开关434断开；

（4）退出400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

5.1.4400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”，即：

（1）400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅡ段负荷3/4号机组自用电段变压器23B高压侧开关822、3/4号机组自用电段变压器23B、400V系统3/4号机组自用电段Ⅰ段电源开关423供电运行；

（2）10kVⅣ段负荷3/4号机组自用电段变压器24B高压侧开关843断开；

（3）400V系统3/4号机组自用电段Ⅱ段电源开关424断开；

（4）退出400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。

5.1.5大坝10kVⅠ、Ⅱ段”联络运行”，即：

（1）大坝段10kVⅠ、Ⅱ段经10kVⅡ段负荷大坝电源开关824、大坝10kVⅠ段电源开关807供电运行；

（2）10kVⅣ段负荷大坝电源开关844断开；

（3）大坝10kVⅡ段电源开关808断开；

（4）退出大坝10kVⅠ、Ⅱ段备自投。

5.1.6投入10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置电源，交流PT二次空气开关，退出所有出口压板1-31CLP1～1-31CLP13和2-31CLP1～2-31CLP13，备自投装置Ⅰ、Ⅱ“退出”运行状态。

5.2通过10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK将备自投装置Ⅱ投入，观察以下备自投装置Ⅱ以下状态正常：

5.2.14号高厂变低压侧开关804合位；

5.2.2左岸110kV站10kV外来电源2开关810分位；

5.2.34号高厂变低压侧电压、10kVⅣ段电压、左岸110kV站10kV外来电源2电压为额定值；

5.2.4备自投装置处于半自动状态，并充电（充电时间15S）正常。

5.3分别测试10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK、监控系统将备自投装置Ⅱ置“半自动”投入、“全自动”投入（仅监控系统）、“退出”投入运行正常。

测试完成后置“半自动”投运运行方式，投入10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ出口压板：

5.3.1投入备自投装置Ⅱ跳4号高厂变低压侧开关804压板2-31CLP1；

5.3.2投入备自投装置Ⅱ合左岸110kV站10kV外来电源2开关2-31CLP6。

5.4断开10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ的10kVⅣ段PT二次空气开关，模拟10kVⅣ电源消失，启动10kVⅠ～Ⅳ备自投装置Ⅱ。

5.5检查10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ动作正常，即：

5.5.1　4高厂变低压侧开关804跳闸；

5.5.2　左岸110kV站10kV外来电源2开关810合闸：

5.5.3　10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ装置动作正常，断开110kV站10kV外来电源2开关810；

5.5.4　断开10kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK；

5.5.5　恢复0kVⅠ～Ⅳ段备自投装置Ⅱ的10kVⅣ段PT二次空气开关。

5.610kV、400V系统改变部分设备运行方式：

5.6.110kV系统运行方式：

（1）恢复10kVⅣ段由4号高厂变低压侧开关804供电运行；

（2）左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810断开并拉至“工作”位置，外来电源2送电至810PT处。

5.6.2大坝10kVⅠ、Ⅱ段由”联络运行”转”分段运行”，即：

（1）大