变电站设备验收投运制度

2024-12-14

变电站设备验收投运制度（共10篇）

1.变电站设备验收投运制度篇一

变电站刀闸投运前的检查验收

1.隔离开关投运前，必须具备以下条件：

(1)新装或大修后的隔离开关，投运前必须验收合格；

(2)新装隔离开关的验收项目按《电气装置安装工程施工及验收规范》及有关规定执行。大修后的验收项目按大修报告执行。

2.工程交接验收

(1)在验收时，应进行下列检查：

1）操动机构辅助开关及闭锁装置应安装牢固，动作灵活可靠，无卡阻、冲击现象，位置指示正确；

2)合闸时三相不同期允许值应符合：110kV为10mm，10kV不大于3mm；

3)触头应接触紧密良好；

4)瓷件应表面清洁，无裂纹及破损；

5)油漆应完整，相色标志正确，接地良好；

6)有完整的铭牌参数和运行名称与编号。3.在验收时应提交下列资料和文件：

1)变更设计的证明文件；

2)制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术文件；

3)安装技术记录；

4)调整试验记录；

5)备品、备件及专用工具清单。

4.回路中未装设开关时，仅允许用隔离开关进行下列操作：

(1)在断路器合闸状态下，拉合与断路器并联的刀闸；

(2)拉开或合上无故障的电压互感器或避雷器；

(3)拉合变压器中性点地刀闸；

(4)拉合空载母线。

5.隔离开关投运前的检查试验：

(1)隔离开关投运前，必须经过试验合格；

(2)隔离开关拉开后之张开角度或最小距离应符合要求；

(3)接头线卡子应牢固，接触应紧密；

(4)架构底座不应锈蚀；

(5)瓷套应清洁、无裂纹；

(6)接地刀闸开合三相联动灵活，接触良好；

(7)机械闭锁应动作准确可靠；

(8)为检修所设置的安全措施应全部拆除；

(9)新设备投运前应进行3～5次手动操作试验，操作应平稳，接触良好。

2.变电站设备验收投运制度篇二

加强变电站断路器的运行、检修与维护工作,是保证断路器安全运行的极重要环节。当前运行中还存在不少问题,诸如:断流容量不足、频发性缺陷较多、检修周期短等等。我们深信只要认真学习相关管理和维修知识理论,加强现场实际操作能力的培养,理论联系实际,一定能解决这些问题,提高断路器安全运行水平。

1 高压断路器的分类

断路器按使用环境分为户内式和户外式。按操作性质分有:电动机构、气动机构、弹簧储能机构、液压机构和手动机构。按灭弧介质分有:油断路器、空气断路器、真空断路器、六氟化硫断路器、固体产气断路器和磁吹断路器。按安装方式分有:手车式、固定式等。高压断路器必需具备电动操作及就地手动操作,还应具备远方遥控操作的功能,高压断路器应用于高压发输配电系统各级线路及各种高压电气设备的保护和控制。

2 断路器及保护验收

2.1 断路器本体及导电回路的检查

检查断路器的外部各导电连接部分连接是否紧固,各紧固面的螺栓紧固力矩应达到相应力矩规定要求,各伸缩软连接的伸缩量是否适当,条件允许的情况下,应抽检接触面的处理情况。断路器本体瓷瓶无破损、无脏污,各法兰盘胶合部位应涂抹防水密封胶,对断路器支持瓷瓶及灭弧室瓷瓶进行六氟化硫气体检漏。

2.2 断路器操作机构的检查

断路器配置的各种操作机构根据验收规范的要求进行检查,各传动部件的动作灵活性、可靠性均应达到要求。液压机构的重点检查液压压力及液压回路有无渗漏点,是否存在泄压现象,油泵出力是否足够;弹簧机构的重点检查分合闸挚子的配合情况,弹簧储能各部件转动灵活,到位;气动机构重点检查空气的压力及管道有无漏气现象,气泵工作是否正常。机构内的各元器件均应正常动作,各压力值及六氟化硫报警、闭锁值均在标准范围内。机构内的加热、驱潮均能正常工作,对断路器的动作电压进行检查、测试,应在达到规范要求,根据重点反措要求,对断路器的各部分进行检查、排查。

2.3 断路器的外部及接地检查

断路器外部包括机构箱体应无破损,变形,无锈蚀情况,应固定稳固。设备的接地应符合验收规范的要求。

2.4 电流电压回路检查

检查电流回路的接地情况,电流互感器的二次回路应有且只有一个接地点对于有几组电流互感器连接在一起的保护,应在保护屏上经端子排接地独立的、与其他电流互感器没有联系的电流回路,宜在配电装置端子箱接地专用接地线截面不小于2.5mm。电流互感器配置原则检查,采用的电流互感器绕组级别是否符合有关要求,是否存在保护死区情况。电压回路检查,检查电压回路的极性正确性并在送电前核相检查,检查TV二次快分的接线正确性。

2.5 保护电源的检查

检查电压的自启动性能,拉合空气开关应正常自启动,电源电压缓慢上升至80%额定值应正常自启动。检查输出电压及其稳定性,输出电压幅值应在装置技术参数正常范围以内。检查输出电源是否有接地,检查正、负对地是否有电压。

2.6 装置的数模转换

电压测量采样,误差应在装置技术参数允许范围以内,电流测量采样,误差应在装置技术参数允许范围以内。相位角测量采样,误差应在装置技术参数允许范围以内。

2.7 开关量的输入

检查软连接片和硬连接片的逻辑关系,应与装置技术规范及逻辑要求一致。保护压板投退的开入,按厂家调试大纲及设计要求调试,开关位置的开入,变位情况应与装置设计要求一致,其他开入量变位情况应与装置设计要求一致。

2.8 定值校验

1.05倍及0.95倍定值校验,装置动作行为应正确,操作输入和固化定值应能正常输入和固化。定值组的切换,应校验切换前后运行定值区的定值正确无误。

2.9 保护功能校验

充电保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑框图一致,三相不一致保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑框图一致。重合闸,同期、无压功能检查,先合、后合逻辑检查,重合闸方式功能检查。断路器失灵保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑图一致;死区保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑图一致;过流保护,动作逻辑应与装置技术说明书提供的原理及逻辑图一致。

2.1 0 重点回路

失灵启动及出口回路,检查保护启动失灵回路、失灵出口回路,要求检验失灵回路中每个触点、连接片接线的正确性。三相不一致启动回路,检查KTP与KCP的组合启动回路,防止在控制回路断线时误启动,检查开关本体三相不一致保护是否按定值单要求整定。重合闸启动回路,检查不对应启动、保护启动回路是否正确,闭锁重合闸回路,手分、手合、永跳和单重方式重合闸等回路的正确性。先合、后合相闭锁回路,与设计图纸一致,并满足运行要求。

2.11投运前检查

打印定值与定值单核对,满足规定的误差范围;恢复所有试验接线,电流回路应进行紧固,所有临时拆、接线恢复到运行状态。CRC码和软件版本检查,与定值单要求一致。检查GPS对时是否正确,要求精确度为毫秒级以上。

2.12带负荷测试

要求测试电流、电压大于精工电流、电压,测量电压、电流的幅值及相位关系,对于电流回路的中性线也应进行幅值测量,测量流过中性线的不平衡,要求与当时系统潮流大小及方向核对。

3 断路器的运行管理

3.1 合理规划主网结构和使用断路器问题

在规划电网建设时要注意考虑系统的短路容量问题,建议考虑建设比220kV更高一级电压的电网。在加强主网结构的同时,使较低电压(如220kV)的电网在适当地点解列,并研究用35/0.4kV直接配电的可能性,而使系统容量减小。尽量减少大容量电厂的直配线,部分负荷改从附近适当电压变电所供电。根据电网各点短路容量获对运行中断路器作合理调配及必要更新。

3.2 进一步加强运行分析,掌握断路器在运行中变化规律

定期分析运行中断路器操作次数,故障跳闸次数、负荷电流大小与性质,以及有无异常情况等等,并要求对断路器异常现象作必要记录。即:①异常现象在什么情况下发生(是在正常运行、故障、还是可能出现的各种操作下发生的);②当时环境条件如何(雷雨、雾、雪等);③继电保护等设备动作情况(包括重合闸情况);④故障录波图分析。

根据上述记录,就可对本地区断路器事故进行分类,从中再列出各类断路器的故障率,作进一步分析研究(故障率是指该类断路器事故总数与运行时间乘台数之比)。故障率的分布大致有以下两种情况:

(1)当断路器刚开始投入运行后,由于新设备在制造上难免有不够完善之处,或者使用部门对性能还不够了解,因而故障率高。随着产品的改进,性能的掌握、故障率逐渐降低。运行10～20年以后,由于零部件磨损或老化程度增加,故障率又可能增高。对这类断路器来讲,在开始阶段就必须加强运行,检修与维护工作。

(2)当断路器刚投入运行时,由于产品质量好,或者使用部门对其性能了解,因此,故障率低。随着运行时间的延长,断路器的逐渐老化、磨耗,故障率就高。这时,加强运行、检修与维护工作就对故障率有很大影响。由此可见,利用断路器的故障率来进行分析,是有益的。此外,故障率还可作选用断路器的依据。目前,过份重视有关铭牌参数而忽略故障率的影响,从而威胁断路器安全运行的经验教训应予重视。

4 断路器的检修与维护

实行有计划的检修或根据设备状态的检修、维修并加强必要的临修,众所周知,高压断路器的首要任务是可靠,即在运行中,能完成电网对断路器的要求。运行时间一长,由于磨损、老化等影响,不进行检修是达不到这个目的。但应尽可能地延长二次检修的间隔期限(简称检修周期),并满足检修施工简便的要求。因此,要根据各种断路器的特点,从运行时间、操作次数、与性质等方面出发,寻求其在运行中的规律,从而制订出合理的检修周期。

高压断路器在电力系统中运行年代已久,各种厂家,各种型号的断路器很多,暴露出的问题也有很多,有设计上的,有材质上的等。例如平高产LW35-126断路器的水平拉杆由于管壁过薄易开裂,在断路器分合闸过程中易发生拒分、拒合,LW6B-252断路器的提升杆由于采用螺旋式设计,在运动中,容易松动,造成提升杆脱落,这一系列的问题将影响断路器的安全运行,在检修中,应根据反措的要求,对断路器进行隐患排查,及时整治,让断路器健康的运行。

对各种断路器制订出一个统一的或固定不变的检修周期是不妥的。可是,当前管理工作还未相应跟上,对各种断路器来说,还缺乏足够的运行统计资料,更没有断路器在各种运行条件下允许的操作次数的规定。这就是说断路器在运行中的各种性能的变化规律还未完全掌握,而且有些断路器还带病运行。这就更有必要加强定期的、有计划的大修、小修与日常的维护。

5 结语

断路器作为变电站的重要组成部分,对电网的安全可靠运行起着重要的作用,断路器的正常工作和运行关系到整个电力系统能否正常供电,断路器的正常运行关系着电力系统的稳定性,如何正确判断断路器故障,并正确进行处理至关重要。所以要做好变电站断路器设备检修工作,严格验收标准,加强验收管理,确保断路器检修工作的有序进行,才能实现断路器的正常工作。

参考文献

[1]彭磊.基于综合诊断方法的变电站设备状态检修系统的研究[D].北京:华北电力大学,2006.

[2]欧阳武.以可靠性为中心的发电厂检修及其管理系统研究[D].贵州大学.2006.

3.特种设备采购与验收制度篇三

1、公司必须选购取得相应制造许可的单位生产的特种设备(或部件、安全附件、压力管道元件)。公司不得采购国家明令淘汰、禁止使用的危及生产安全的特种设备用于生产。

2、设备到货后，公司应当组织有关部门和人员对照有关技术规范和标准，查验设备随机资料，并对实物进行检查。

3、特种设备安装、维修使用的部件、安全附件、压力管道元件，必须妥善保管，做到标识清晰，质量证明文件齐全，确保安全质量的可追溯性。开箱后的说明书、图纸及各种资料由车间收集整理后交特种设备管理室保存，资料不全的车间统计后交物资供应科联系厂家索要。

4、对设备(或部件、安全附件、压力管道元件)验收中发现的问题，应及时联系相关制造单位予以妥善解决。

4.设备采购、安装、验收管理制度篇四

1.目的

为了加强生产设备采购管理工作，确保采购的设备达到安全、经济、合理，满足生产过程能力要求。2.职责

2.1使用部门负责根据需要提出采购申请，负责协助验收以及后续的使用情况报告的编写； 2.2供应部负责设备采购的实施工作，以及就设备验收、使用过程中出现的相关问题与供货商的沟通、处置事宜。

2.3技术部负责对采购设备提出相应的技术要求，并协助设备的验收工作。

2.4设备管理部门负责组织实施设备的验收工作，设备档案的归档管理工作；设备验收单据的填写等工作。

2.5财务部负责依据合同及必要的验收单据、报告办理款项事宜。3.工作程序

3.1.设备的申购、选型控制

3.1.1根据新产品开发、现有设备运行情况、产能需要等由使用部门及时提出《设备采购申请/评审表》。

3.1.2技术部根据产品质量特性要求的实际需要，综合考虑过程工艺参数等技术要求、对设备提出要求；对于非标设备拟定技术要求。3.2.审批

设备价值5万以内由生产副总审批；设备价值以上5万或特殊设备由总经理审批。3.3 采购控制

供应部采购实行货比三家的原则，在质量上、价位上、性能上、服务上进行综合比较，结合技术部提出的技术要求，拟定《采购合同》，并负责与供货单位签订。3.4.设备验收、归档

3.4.1设备管理部门组织使用部门、生产部、供应部、技术部现场进行验收，设备验收内容包括：档案接收、开箱检查、设备安装调试验收三部分。3.4.1.1设备档案接收、归档

新设备到货后，供应部通知设备部门，设备部门组织相关部门做好验收工作，设备在验收过程中，设备管理部门负责记录填写《设备安装移交验收单》。档案验收部分，相关档案资料可包括合格证、说明书、线路图、操作说明、保养手册等，具体按照合同或协议的要求执行。3.4.1.2开箱检查部分 a.检查外观及包装情况。

b.按照装箱单清点零件、部件、工具、附件、备品、说明书和其他技术资料是否齐全，有无缺损。

c.检查设备有无锈蚀。

d.核对实物是否符合图纸要求。

3.4.1.3设备安装调试验收

a.按国标或行业标准或制造厂出厂检验的主要精度标准和项目进行检验。b.设备的空运转、负荷运转时，操作传动部分的灵活性。

c.电气控制设备的状况。

d.液压装置及渗漏情况。

e.安全防护装置。

f.其他合同中约定的验收条件及验收项目。

3.4.2上述验收项目无误后，设备相关的档案资料由设备部门负责保管，其他部门如需使用到设备部门复印后使用；备件、工具、零件等物质验收完毕后，由设备管理部门办理入库手续；设备管理部门对验收合格设备列入“设备台帐”，编写操作规程及维护保养要求，投入使用，进行正常的设备管理。

3.4.3验收过程中，如出现与合同或者协议不符的情况，供应部负责与供货商协调处置。3.5付款及后续事宜

3.5.1财务部根据合同的要求办理款项事宜，具体分为首付部分、验收合格部分、尾款部分（质保金）；首付比例执行合同要求；验收部分款项必须有设备部门提供的合格验收单才能支付；尾款部分，达到合同约定的使用期限后，供应部通知设备使用部门编写《设备使用情况报告》，设备部门、供应部、生产部会签后，一式两份，一份设备管理部门存档，一份提交财务部作为尾款支付的依据。4.相关表单

5.变电站设备验收投运制度篇五

为了保障设备检修后的完好率和开机率，并提高检修质量特制定本制度。

一、设备验收标准

1．设备性能良好，机械设备能稳定地满足生产工艺要求，动力设备的功能达到原设计或规定标准，运转无超温、超压等现象。

2．设备运转试验平稳，无异常振动，无异常响声，零、部件齐全，安全防护装置良好，磨损、腐蚀程度不超过规定的标准，控制系统、计量仪器和润滑系统工作正常。

3．机电设备各种紧固螺栓齐全，牢固可靠;操作部位动作灵活可靠，原材料、燃料、润滑油、功能等消耗正常，基本无漏油、漏水、漏气、漏电现象。

4．电器设备绝缘良好。5．外表清洁、整齐。

6．单台设备具体情况根据《500万吨选煤厂设备完好标准》进行验收。

二、设备验收职责划分

1．一般小修的验收由包机班组长和岗位司机共同完成。2．设备的中修由检修车间技术员或检修车间主任负责验收。3．设备大修完后，检修单位填写“竣工验收申请报告”报机电科申请验收。机电科接到验收申请报告后，会同使用单位负责人、检修车间主任、生产技术科相关人员共同验收。

三、验收管理办法

1．设备中、小修检修结果未达到设备完好标准的原则上该设备禁止使用，限期检修直到达到完好标准并验收合格后才可以投入使用。2．设备小修验收合格后需由验收负责人将验收结果进行登记存档。并将结果汇报检修车间、调度室。

3．设备中修验收合格后需由检修车间将验收结果进行登记存档，并报机电科备案。

4．设备大修验收合格后，需由机电科填写《竣工验收报告》并交使用单位投入使用。如验收中发现问题，应根据情况限期处理，并进行第二次验收。

注：检修人员在检修工作中要遵守《安全规程》。

6.变电站设备验收投运制度篇六

1、防爆电气设备入井前，必须经各种电气试验和机运科电管队有任职资格的防爆检查员检查，张贴防爆合格证后，方准入井投入安装，不合格的不准投入安装。

2、设备安装后，要对设备的环境、防爆性能，接线工艺进行全面检查，确认合格后，方准送电运行。

3、必须配置专（兼）职的防爆检查员，对在用的防爆电气设备的防爆性能不定期的进行检查，发现问题及时处理。

4、防爆合格证过期的电气设备，要立即通知机电科防爆员，对设备重新进行鉴定，更换防爆合格证，防爆合格证有效期：固定设备1年，采掘移动设备为半年。

7.变电站设备验收投运制度篇七

投运方案

2010年11月29日发布 2010年12月9日实施

云南恒安电力工程有限公司发布

前言

本投运方案是根据110kV普洱变电站二期工程投运为编制原则，为确保110kV普洱变电站二期工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、稳定运行，特编制本方案。本投运方案待调度方案批准后执行，具体投运程序作相应调整。

本投运方案由云南恒安电力工程有限公司提出

本投运方案由云南恒安电力工程有限公司普洱二期工程项目部归口

编制人员：

审核：

批准：

本措施首次发布日期：2010-11-29 本措施由云南恒安电力工程有限公司普洱二期工程项目部负责解释

一、投运范围

二、投运设备

三、投运条件

四、投运安全措施

五、投运前准备工作

六、投运的组织与分工

七、投产危险点分析

八、投产试运行步骤

附：技术交底签证表

一、投运范围

（一）一次部分 1． 110kV部分：（1）110kV#2主变；

（2）#2主变110kV侧102断路器；

（3）#2主变110kV侧102断路器Ⅰ组母线侧1021隔离开关；（4）#2主变110kV侧102断路器Ⅱ组母线侧1022隔离开关；（5）#2主变110kV侧102断路器母线侧10217接地开关；（6）#2主变110kV侧102断路器主变侧1026隔离开关；（7）#2主变110kV侧102断路器主变侧10267接地开关；（8）#2主变110kV旁路1025隔离开关；（9）#2主变110kV中性点1020接地开关； 2、35kV部分：

（1）#2主变35kV侧302断路器；

（2）#2主变35kV侧302断路器母线侧3022隔离开关；（3）#2主变35kV侧302断路器母线侧30227接地开关；（4）#2主变35kV侧302断路器主变侧30261隔离开关；（5）#2主变35kV侧30262隔离开关；

（6）#2主变35kV侧302断路器主变侧30260接地开关；（7）#2主变35kV侧30267接地开关；

（8）#2主变35kV中性点经消弧线圈3020接地开关；（9）35kV母线分段312断路器；

（10）35kV母线分段312断路器Ⅱ段母线侧3122隔离开关；（11）35kV母线分段312断路器Ⅱ段母线侧31227接地开关；（12）35kV普把线334断路器；

（13）35kV普把线334断路器母线侧3342隔离开关；（14）35kV普把线334断路器母线侧33427接地开关；（15）35kV普把线线路3346隔离开关；（16）35kV普把线线路33467接地开关；（17）35kV洱勐线335断路器；

（18）35kV洱勐线335断路器母线侧3352隔离开关；（19）35kV洱勐线335断路器母线侧33527接地开关；（20）35kV洱勐线线路3356隔离开关；（21）35kV洱勐线线路33567接地开关；（22）35kV普西线336断路器；

（23）35kV普西线336断路器母线侧3362隔离开关；（24）35kV普西线336断路器母线侧33627接地开关；（25）35kV普西线线路3366隔离开关；（26）35kV普西线线路33667接地开关；（27）35kVⅡ段母线TV 3902隔离开关；（28）35kVⅡ段母线TV 39027接地开关；（29）35kVⅡ段母线39020接地开关； 3、10kV部分：

（1）#2主变10kV侧002断路器；

（2）#2主变10kV侧002断路器母线侧0022隔离开关；（3）#2主变10kV侧002断路器主变侧0026隔离开关；（4）10kV#2电容器组037断路器；

（5）10kV#2电容器组037断路器母线侧0372隔离开关；（6）10kV#2电容器组037断路器母线侧03727接地开关；（7）10kV#2电容器组037断路器电容器侧03761隔离开关；（8）10kV#2电容器组03762隔离开关；

（9）10kV#2电容器组037断路器电容器侧03760接地开关；（10）10kV#2电容器组03767接地开关；（11）10kV#4电容器组038断路器；

（12）10kV#4电容器组038断路器母线侧0382隔离开关；（13）10kV#4电容器组038断路器母线侧03827接地开关；（14）10kV#4电容器组038断路器电容器侧03861隔离开关；

（15）10kV#4电容器组03862隔离开关；

（16）10kV#4电容器组038断路器电容器侧03860接地开关；（17）10kV#4电容器组03867接地开关；（18）10kV母线分段012断路器；

（19）10kV母线分段012断路器Ⅱ段母线侧0122隔离开关；（20）10kVⅡ段母线TV 0902隔离开关；（21）10kVⅡ段母线TV 09027接地开关。

（二）二次部分

（1）#2主变保护、#2主变测控装置、消弧线圈自动调谐成套装置。（2）110kV部分：110kV木茶线路保护装置、110kV断路器测控装置、110kV备自投装置、低频低压减载装置、故障录波装置。

（3）35kV部分：各出线线路保护测控装置、35kV母线保护装置。（4）10kV部分：各出线线路保护测控装置、#

2、#4电容器保护测控装置。（5）二期工程新增部分电气监控系统、五防系统。（7）二期工程新增电气测量系统、计量系统。

二、投运的设备

（一）断路器

（1）#2主变110kV侧102断路器；（2）#2主变35kV侧302断路器；（3）35kV母线分段312断路器；（4）35kV普把线334断路器；

（5）35kV洱勐线335断路器；（6）35kV普西线336断路器；（7）#2主变10kV侧002断路器；（8）10kV母线分段012断路器；（9）10kV#2电容器组037断路器；（10）10kV#4电容器组038断路器；

（二）隔离开关

（1）#2主变110kV侧102断路器Ⅰ组母线侧1021隔离开关；（2）#2主变110kV侧102断路器Ⅱ组母线侧1022隔离开关；（3）#2主变110kV侧102断路器主变侧1026隔离开关；（4）#2主变110kV旁路1025隔离开关；

（5）#2主变35kV侧302断路器母线侧3022隔离开关；（6）#2主变35kV侧302断路器主变侧30261隔离开关；（7）#2主变35kV侧30262隔离开关；

（8）35kV母线分段312断路器Ⅱ段母线侧3122隔离开关；（9）35kV普把线334断路器母线侧3342隔离开关；（10）35kV普把线线路3346隔离开关；

（11）35kV洱勐线335断路器母线侧3352隔离开关；（12）35kV洱勐线线路3356隔离开关；

（13）35kV普西线336断路器母线侧3362隔离开关；（14）35kV普西线线路3366隔离开关；（15）35kVⅡ段母线TV 3902隔离开关；

（16）#2主变10kV侧002断路器母线侧0022隔离开关；（17）#2主变10kV侧002断路器主变侧0026隔离开关；（18）10kV#2电容器组037断路器母线侧0372隔离开关；（19）10kV#2电容器组037断路器电容器侧03761隔离开关；（20）10kV#2电容器组03762隔离开关；

（21）10kV#4电容器组038断路器母线侧0382隔离开关；（22）10kV#4电容器组038断路器电容器侧03861隔离开关；（23）10kV#4电容器组03862隔离开关；

（24）10kV母线分段012断路器Ⅱ段母线侧0122隔离开关；（25）10kVⅡ段母线TV 0902隔离开关；（26）10kVⅡ段母线TV 09027接地开关。

（三）接地开关

（1）#2主变110kV侧102断路器母线侧10217接地开关；（2）#2主变110kV侧102断路器主变侧10267接地开关；（3）#2主变110kV中性点1020接地开关；

（4）#2主变35kV侧302断路器母线侧30227接地开关；（5）#2主变35kV侧302断路器主变侧30260接地开关；（6）#2主变35kV侧30267接地开关；

（7）#2主变35kV中性点经消弧线圈3020接地开关；（8）35kV母线分段312断路器Ⅱ段母线侧31227接地开关；（9）35kV普把线334断路器母线侧33427接地开关；（10）35kV普把线线路33467接地开关；

（11）35kV洱勐线335断路器母线侧33527接地开关；（12）35kV洱勐线线路33567接地开关

（13）35kV普西线336断路器母线侧33627接地开关；（14）35kV普西线线路33667接地开关；（15）35kVⅡ段母线TV 39027接地开关；（16）35kVⅡ段母线39020接地开关；

（17）10kV#2电容器组037断路器母线侧03727接地开关；（18）10kV#2电容器组037断路器电容器侧03760接地开关；（19）10kV#2电容器组03767接地开关；

（20）10kV#4电容器组038断路器母线侧03827接地开关；（21）；10kV#4电容器组038断路器电容器侧03860接地开关；（22）10kV#4电容器组03867接地开关；（23）10kVⅡ段母线TV 09027接地开关。

三、投运条件

（一）变电站二期工程投运设备区域现场平整、无杂物、道路通畅照明光线充足，通讯完善。

（二）本次投运的设备清扫整洁，各设备的双重名称及编号完整并核对正确现场，各相色标志清晰正确。

（三）本次投运的所有电气一次设备，二次设备、保护、测量装置安装调试完毕并合格。

（四）本次投运的保护装置已按调度下达的定值设置完毕并现场核对确认无

误。

（五）本次投运的新设备投产申请已经批复。投运方案已批准并报送相关部门。

（六）110kVⅠ组母线冷备用。

（七）经启委会验收合格，同意投产。

四、投运安全措施

（一）检查本次投运的一、二设备接线正确，绝缘合格。

（二）本次投运的设备外壳可靠接地。

（三）参加本次投运各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施检查落实。

（四）在投运设备四周应有醒目的带电标识、警告牌、与运行设备的安全围栏隔离。

（五）本次投运的所有二次电流回路无开路，中性点已可靠接地，二次电压回路无短路。

（六）按《电力建设安全工作规程》的有关规定采取安全措施。

（七）与调度的通信联系应畅通方便。

（八）投运现场的消防设施完备齐全。

五、投运前准备工作

（一）检查与本次投运相关联的所有临时安全措施已全部拆除。

（二）检查确定所要投运的断路器、隔离开关和及接地开关在断开位置。

（三）检查本次投运新安装的设备按要求可靠接地。

（四）检查本次投运二次设备正常，端子排接线端子紧固牢靠。

（五）检查二次设备保险无缺漏和熔断。

（六）检查二次设备电流回路无开路、电压回路无短路。

（七）检查全部保护及测控装置已按定值通知单整定完毕（用装置定值打印单进行核对，并存档）、与调度核对无误（记录核对时间及核对调度员姓名）。

（八）检查站内通讯正常。

（九）检查站内消防设施齐备。

（十）所有人员已按投产试运行安措要求到位。

（十一）110kVⅠ组母线冷备用。六．投运的组织与分工

本次新投产设备的现场操作、试验，由云南恒安电力工程有限公司110kV普洱二期工程现场投运组完成，集体分工如下：

总负责人、停送电联系人：XXX（手机：现场座机：0879-3203768）总监护人： XXX 操作和试验负责人：一次操作人：一次操作监护人：二次操作人：二次操作监护人：现场投运安全负责人：备注：

（一）变电站投运要有调度人员、建设单位人员、运行单位人员、相关设备厂家代表等人员参加，由建设单位组织实施，运行单位人员要负责投产后的运行生产工作。

（二）带电过程中操作命令由试验负责人下达。

（三）带电过程中，二次设备操作由云南恒安电力工程有限公司普洱项目部的电气二次试验人员负责操作。

（四）带电过程中，一次设备操作由云南恒安电力工程有限公司普洱项目部的电气一次试验人员负责操作。

（五）带电过程中操作由专人负责，并严格遵守复述命令制度。

（六）带电过程中，一次设备的巡视、监听和监视由云南恒安电力工程有限公司电气安装人员负责。

（七）带电过程中与调度的联系由停送电联系人负责。

七、投产危险点分析

（一）危险点：带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故。控制措施：（1）本次新增设备投产前由现场投运负责人对所投运设备的接地开关、隔离开关、断路器、现场接地线进行一次清理检查，确保线路及所投设备处在冷备用状态；（2）投运负责人向调度员提出投运申请后，当值调度员核对调度员工作站主接线图主、副屏显示器显示遥信正确，所有接地开关、隔离开关拉开，设备处在冷备用。

（二）危险点：投产时保护装置误动。

控制措施：投产前现场再次对照正式定值单（盖红章）要求设置保护，并按要求投入相关功能连接片，执行后并打印与定值单核对一致（无打印机时，需在保护装置面板核对）。注：局保护二次人员、变电站运行人员现场核对。

（三）危险点：主变及线路带负荷时差动误动。

控制措施：带负荷前及时与普洱供电局当值调度员沟通，在当值调度员指挥下退出差动保护，带差动保护TA极性测试正确后及时汇报当班调度员，在当值调度员下令投入差动后投入差动保护。

（四）危险点：TA回路开路

控制措施：（1）投运前安排专人紧固所投的TA回路；（2）投运前必须做小电流升流试验，仔细检查全站TA变比及保护极性是否正确并详细记录。

（五）危险点：TV回路短路

控制措施：（1）本次投运前安排专人紧固所有TV回路，检查TV回路绝缘；（2）投运前必须做电压小母线升压试验，仔细检查全站电压小母线幅值及相序是否正确并详细记录。

九、投产试运行步骤

提前与调度核对本次投运的保护定值，并打印定值清单存档，再次检查本次投运设备安全措施已全部拆除,本次投运的接地开关确认在断开位置，投运的设备状态是冷备用。现场投产负责人汇报调度，启委会验收合格，同意投产。

#2主变带负荷前申请调度同意退出母差保护、#1主变差动保护。根据调度命令将#2主变调到给定档位：投运程序

（一）、110kV I母带电（由调度安排对110kV I母对#2主变冲击五次）1）、按调度要求投入并检查相关保护。

2）、合上#2主变110kV侧102断路器Ⅰ组母线侧1021隔离开关、#2主变110kV侧102断路器主变侧1026隔离开关并检查隔离开关位置。

3）、110kV木茶线线路首次带电后在线路TV端子箱处检查线路二次电压及相

序，检查正常后合上TV二次小空开。

4）、110kV木茶线三次冲击正常后，给上1726隔离开关操作电源及电机电源。5）、监控机上遥控合上1726隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。6）、确认1726隔离开关确已可靠合上后，断开1726隔离开关操作电源及电机电源。

7）、给上1721隔离开关操作电源及电机电源。

8）、监控机上遥控合上1721隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。9）、确认1721隔离开关确已可靠合上后，断开1721隔离开关操作电源及电机电源。

10）、与调度联系用172断路器对110kVII母冲击带电。

11）、确认172断路器确已可靠合上后，全面检查110kVII母二次电压及相序。

（二）、110kVI母带电（110kV木澜T茶支线送进）1）、由调度安排对侧220kV木乃河变电站对110kV木澜T茶支线冲击三次，3）、110kV木澜T茶支线线路首次带电后在线路TV端子箱处检查线路二次电压及相序，检查正常后合上TV二次小空开。4）、110kV木澜T茶支线三次冲击正常后，给上1716隔离开关操作电源及电机电源。5）、监控机上遥控合上1716隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。6）、确认1716隔离开关确已可靠合上后，断开1716隔离开关操作电源及电机电源。7）、给上1711隔离开关操作电源及电机电源。8）、监控机上遥控合上1711隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。9）、确认1711隔离开关确已可靠合上后，断开1711隔离开关操作电源及电机电源。10）、与调度联系用171断路器对110kVI母冲击带电。11）、确认171断路器确已可靠合上后，全面检查110kVI母二次电压及相序。

（三）、1号主变带电 1）、按调度要求投入并检查相关保护。2）、给上1号主变中性点1010接地开关操作电源及电机电源。3）、监控机上遥控合上1010接地开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、确认1011接地开关确已可靠合上后，向调度申请断开110kV木澜T茶支线171断路器。5）、确认171断路器确已断开后，给上1011隔离开关操作电源及电机电源。

6）、监控机上遥控合上1011隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。7）、确认1011隔离开关确已可靠合上后，断开1011隔离开关操作电源及电机电源。8）、与调度联系用110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变进行五次冲击带电。9）、在线路测控屏上合上110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第一次冲击。10）、1号主变带电后，全面检查1号主变保护是否正常。11）、5分钟后，用1号主变重瓦斯保护跳开110kV木澜T茶支线171断路器。12）、5分钟后监控机上遥控合上110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第二次冲击。13）、5分钟后，监控机上遥控断开110kV木澜T茶支线171断路器。14）、5分钟后监控机上遥控合上110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第三次冲击。15）、5分钟后，监控机上遥控断开110kV木澜T茶支线171断路器。16）、5分钟后监控机上遥控合上110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第四次冲击。17）、5分钟后，监控机上遥控断开110kV木澜T茶支线171断路器。18）、5分钟后监控机上遥控合上110kV木澜T茶支线171断路器对1号主变压器进行第五次冲击。19）、1号主变运行正常后，投入1号主变风冷系统。

（四）、110kVI母、II母合环（是否合环由调度具体安排）1）、给上1121隔离开关操作电源及电机电源。2）、监控机上遥控合上1121隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。3）、确认1121隔离开关确已可靠合上后，断开1121隔离开关操作电源及电机电源。4）、与调度联系经同期合上112断路器。5）、确认112断路器确已可靠合上后，在1122隔离开关处（处在断开位置）进行一次核相，并对110kVI、II母二次电压进行二次核相（不同电源）。6）、一、二次核相正确后汇报调度。7）、监控机上遥控断开112断路器。8）、确认112断路器确已断开后，给上1122隔离开关操作电源及电机电源。9）、监控机上遥控合上1122隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。10）、确认1122隔离开关确已可靠合上后，断开1122隔离开关操作电源及电机电源。11）、向调度申请退出110kV木茶线光差保护 11）、与调度联系用112断路器经同期对110kVI、II母进行合环。12）、确认112断路器确已可靠合上后，全面检查110kV木茶线电流幅值、极性正确，差动保护差流正常，以及计量、测量电流正常；110kV木澜T茶支线电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正常；110kV内桥电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入110kV木茶线光差保护

（五）、35kVI母带电 1）、确认1号主变35kV侧301断路器在断开位置。2）、合上1号主变35kV侧进线3016隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。3）、合上1号主变35kV侧母线侧3011隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、向调度汇报1号主变35kV侧301断路器间隔已处在热备用状态，申请用301断路器对35kVI母进行三次冲击(第一次冲击不带35kVI母TV,第二次冲击前合上35kVI段母线TV3901隔离开关)。5）、在主变测控屏上合上1号主变35kV侧301断路器对35kVI段母线进行第一次冲击。6）、5分钟后在主变测控屏上断开1号主变35kV侧301断路器。7）、合上35kVI母TV3901隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。8）、5分钟后监控机上遥控合上1号主变35kV侧301断路器对35kVI段母线进行第二次冲击。

9）、35kVI母带电后在35kVI母TV开关柜处检查35kVI母二次电压及相序，检查正常后合上TV二次小空开。10）、35kVI母二次电压检查正确后，在监控机上遥控断开1号主变35kV侧301断路器。11）、5分钟后监控机上遥控合上1号主变35kV侧301断路器对35kVI段母线进行第三次冲击。12）、三次冲击正常后,全面检查35kV I段母线TV保护、计量、开口电压正常。

（六）、35kVII母带电 1）、按调度要求投入并检查相关保护。2）、确认35kV分段312断路器在断开位置。3）、合上35kV分段I母侧3121隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上35kV分段II母侧3122隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报35kV分段312断路器间隔已处在热备用状态，申请用312断路器对35kVII母进行三次冲击。6）、在35kV分段断路器柜上合上35kV分段312断路器对35kVII段母线进行第一次冲击。7）、5分钟后在35kV分段断路器柜上断开35kV分段312断路器。8）、5分钟后监控机上遥控合上35kV分段312断路器对35kVII段母线进行第二次冲击。9）、在监控机上遥控断开35kV分段312断路器。10）、5分钟后监控机上遥控合上35kV分段312断路器对35kVII段母线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后,将35kVTV并列开关置于并列位置，全面检查35kV II段母线TV保护、计量、开口电压正常。

（七）、10kVI母带电 1）、确认1号主变10kV侧001断路器在断开位置。2）、合上1号主变10kV侧进线0016隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。3）、合上1号主变10kV侧母线侧0011隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、向调度汇报1号主变10kV侧001断路器间隔已处在热备用状态，申请用001断路器对10kVI母进行三次冲击(第一次冲击不带10kVI母TV,第二次冲击前合上10kVI段母线TV0901隔离开关)。5）、在主变测控屏上合上1号主变10kV侧001断路器对10kVI段母线进行第一次冲击。6）、5分钟后在主变测控屏上断开1号主变10kV侧001断路器。7）、合上10kVI母TV0901隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。8）、5分钟后监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kVI段母线进行第二次冲击。9）、10kVI母带电后在10kVI母TV开关柜处检查10kVI母二次电压及相序，检查正常后合上TV二次小空开。10）、10kVI母二次电压检查正确后，在监控机上遥控断开1号主变10kV侧001断路器。11）、5分钟后监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kVI段母线进行第三次冲击。12）、三次冲击正常后,全面检查10kV I段母线TV保护、计量、开口电压正常。

（八）、10kV1号所用变带电 1）、检查0.4kV所用电屏ATS开关置于“手动”位置，置工作模式2（电源二供电）。2）、向调度申请用1号主变10kV侧001断路器对10kV1号所用变进行三次冲击。3）、调度同意后在监控机上1号主变10kV侧001断路器。4）、合上10kV1号所用变0111隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、在监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kV1号所用变进行第一次冲击。6）、在0.4kV所用电屏处检查1号所用变0.4kV侧电压及相序，并对0.4kV系统一次核相（不同电源，第一路为1号所用变电源，第二路为施工临时电）。7）、电压检查正常后，在监控机上遥控断开1号主变10kV侧001断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kV1号所用变进行第二次冲击。9）、5分钟后，在监控机上遥控断开1号主变10kV侧001断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上1号主变10kV侧001断路器对10kV1号所用变进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，将0.4kV所用电屏ATS开关置工作模式1（电源一供电），（九）、10kV1号电容器带电

操作前向调度申请退出1号主变差动保护 1）、按调度要求投入并检查相关保护。2）、确认10kV1号电容器074断路器在断开位置。3）、合上10kV1号电容器母线侧0741隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kV1号电容器侧0746隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kV1号电容器074断路器间隔已处在热备用状态，申请用074断路器对10kV1号电容器进行三次冲击。6）、在监控机上遥控合上10kV1号电容器074断路器对10kV1号电容器进行第一次冲击。7）、确认074断路器确已可靠合上后，全面检查1号主变110kV侧及10kV侧电流幅值、极性正确，差动保护差流正常，以及计量、测量电流正常，10kV1号电容器电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入1号主变差动保护。8）、电流检查完毕后在监控机上遥控断开10kV1号电容器074断路器。9）、在监控机上遥控合上10kV1号电容器074断路器对10kV1号电容器进行第二次冲击。10）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV1号电容器074断路器。11）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV1号电容器074断路器对10kV1号电容器进行第三次冲击。12）、三次冲击正常后，向调度汇报10kV1号电容器三次冲击正常。

（十）、10kV3号电容器带电 1）、按调度要求投入并检查相关保护。2）、确认10kV3号电容器073断路器在断开位置。3）、合上10kV3号电容器母线侧0731隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kV3号电容器侧0736隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kV3号电容器073断路器间隔已处在热备用状态，申请用073断路器对10kV3号电容器进行三次冲击。6）、在监控机上遥控合上10kV3号电容器073断路器对10kV3号电容器进行第一次冲击。7）、确认073断路器确已可靠合上后，全面检查10kV3号电容器电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报。8）、电流检查完毕后在监控机上遥控断开10kV3号电容器073断路器。9）、在监控机上遥控合上10kV3号电容器073断路器对10kV3号电容器进行第二次冲击。10）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV3号电容器073断路器。11）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV3号电容器073断路器对10kV3号电容器进行第三次冲击。12）、三次冲击正常后，向调度汇报10kV3号电容器三次冲击正常。

（十一）、10kV整碗线071送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kV整碗线071断路器在断开位置。

3）、合上10kV整碗线母线侧0711隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kV整碗线线路侧0716隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kV整碗线071断路器间隔已处在热备用状态，申请用071断路器对10kV整碗线进行三次冲击。6）、在监控机上遥控合上10kV整碗线071断路器对10kV整碗线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV整碗线071断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV整碗线071断路器对10kV整碗线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV整碗线071断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV整碗线071断路器对10kV整碗线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kV整碗线三次冲击正常。12）、10kV整碗线带负荷后，全面检查10kV整碗线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。

（十二）、10kV园区I回线079送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kV园区I回线079断路器在断开位置。3）、合上10kV园区I回线侧0791隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kV园区I回线线路侧0796隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kV园区I回线079断路器间隔已处在热备用状态，申请用079断路器对10kV园区I回线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kV园区I回线079断路器对10kV园区I回线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区I回线079断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区I回线079断路器对10kV园区I回线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区I回线079断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区I回线079断路器对10kV园区I回线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kV园区I回线三次冲击正常。12）、10kV园区I回线带负荷后，全面检查10kV园区I回线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。

（十三）、10kV园区II回线078送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kV园区II回线078断路器在断开位置。3）、合上10kV园区II回线侧0781隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kV园区II回线线路侧0786隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kV园区II回线078断路器间隔已处在热备用状态，申请用078断路器对10kV园区I回线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kV园区II回线078断路器对10kV园区II回线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区II回线078断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区II回线078断路器对10kV园区II回线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区II回线079断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区II回线078断路器对10kV园区II回线进行第三次冲

击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kV园区II回线三次冲击正常。

12）、10kV园区II回线带负荷后，全面检查10kV园区II回线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。

（十四）、10kV园区III回线077送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kV园区III回线077断路器在断开位置。3）、合上10kV园区III回线侧0771隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kV园区III回线线路侧0776隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kV园区III回线077断路器间隔已处在热备用状态，申请用077断路器对10kV园区III回线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kV园区III回线077断路器对10kV园区III回线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区III回线077断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区III回线077断路器对10kV园区III回线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV园区III回线077断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV园区III回线077断路器对10kV园区III回线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kV园区III回线三次冲击正常。12）、10kV园区III回线带负荷后，全面检查10kV园区III回线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。

（十四）、10kV村委会线076送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kV村委会线076断路器在断开位置。3）、合上10kV村委会线侧0761隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kV村委会线线路侧0766隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kV村委会线076断路器间隔已处在热备用状态，申请用076断路器对10kV村委会线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kV村委会线076断路器对10kV村委会线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV村委会线076断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV村委会线076断路器对10kV村委会线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV村委会线076断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV村委会线076断路器对10kV村委会线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kV村委会线三次冲击正常。12）、10kV村委会线带负荷后，全面检查10kV村委会线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。

（十五）、10kV石厂线072送电（8月26日）

1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kV石厂线072断路器在断开位置。3）、合上10kV石厂线侧0721隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kV石厂线线路侧0726隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kV石厂线072断路器间隔已处在热备用状态，申请用072断路器对10kV石厂线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kV石厂线072断路器对10kV石厂线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV石厂线072断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV石厂线072断路器对10kV石厂线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kV石厂线072断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kV石厂线072断路器对10kV石厂线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kV石厂线三次冲击正常。12）、10kV村委会线带负荷后，全面检查10kV村委会线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。

35kV线路投产日期不确定，所以具体投运日期已调度批复日期为准！

（十六）、35kV茶云T震线373送电（X月X日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认35kV茶云T震线373断路器在断开位置。3）、合上35kV茶云T震线母线侧3731隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上35kV茶云T震线线路侧3736隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、合上35kV茶云T震线线路TV3739隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。6）、向调度汇报35kV茶云T震线373断路器间隔已处在热备用状态，申请用373断路器对35kV茶云T震线及线路TV进行三次冲击（重合闸退出）。7）、在监控机上遥控合上35kV茶云T震线373断路器对35kV茶云T震线及线路TV进行第一次冲击。8）、35kV茶云T震线线路TV带电后在线路柜处检查35kV茶云T震线二次电压及相序并二次核相，检查正常后合上TV二次小空开。9）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶云T震线373断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶云T震线373断路器对35kV茶云T震线及线路TV进行第二次冲击。11）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶云T震线373断路器。12）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶云T震线373断路器对35kV茶云T震线及线路TV进行第三次冲击。13）、三次冲击正常后，向调度汇报35kV茶云T震线及线路TV三次冲击正常。14）、35kV茶云T震线带负荷前，申请退出1号主变差动保护及35kV母差保护。

15）、35kV茶云T震线带负荷后，全面检查1号主变110kV侧及35kV侧电流幅值、极性正确，差动保护差流正常，以及计量、测量电流正常，35kV母差保护电流幅值、极性正确，差流正常，35kV茶云T震线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入1号主变差动保护和35kV母差保护及重合闸。

（十二）、35kV茶东T南线371送电及2号所用变带电（X月X日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认35kV茶东T南线371断路器在断开位置。3）、检查0.4kV所用电屏ATS开关置于“手动”位置，置工作模式1（1号所用变供电）。4）、检查0.4kV所用电屏2号所用变进线原施工临时电缆时否已拆除，更换为2号所用变低压侧电缆。5）、合上35kV茶东T南线母线侧3711隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。6）、合上35kV茶东T南线线路侧3716隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。7）、合上35kV茶东T南线线路TV3719隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。8）、合上2号所用变高压测跌落保险。9）、向调度汇报35kV茶东T南线371断路器间隔（含2号所用变）已处在热备用状态，申请用371断路器对35kV茶东T南线及线路TV、2号所用变进行三次冲击（重合闸退出）。10）、在监控机上遥控合上35kV茶东T南线371断路器对35kV茶东T南线及线路TV、2号所用变进行第一次冲击。11）、35kV茶云T震线线路TV及2号所用变带电后在线路柜处检查35kV茶云T震线二次电压及相序并二次核相，检查正常后合上TV二次小空开，在0.4kV所用电屏处检查2号所用变0.4kV侧电压及相序，并对0.4kV系统一次核相。12）、检查正确后在监控机上遥控断开35kV茶东T南线371断路器。13）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶东T南线371断路器对35kV茶东T南线及线路TV、2号所用变进行第二次冲击。14）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶东T南线371断路器。15）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶东T南线371断路器对35kV茶东T南线及线路TV、2号所用变进行第三次冲击。16）、三次冲击正常后，向调度汇报35kV茶云T震线及线路TV、2号所变三次冲击正常。17）、35kV茶东T南线带负荷前，申请退出35kV母差保护。

18）、35kV茶东T南线带负荷后，全面检查35kV母差保护电流幅值、极性正确，差流正常，35kV茶东T南线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入35kV母差保护及重合闸。

（十三）、35kV茶翠T那线372送电（X月X日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认35kV茶翠T那线372断路器在断开位置。3）、合上35kV茶翠T那线母线侧3721隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上35kV茶翠T那线线路侧3726隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、合上35kV茶翠T那线线路TV3729隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。6）、向调度汇报35kV茶翠T那线372断路器间隔已处在热备用状态，申请用372断路器对35kV茶翠T那线及线路TV进行三次冲击（重合闸退出）。7）、在监控机上遥控合上35kV茶翠T那线372断路器对35kV茶翠T那线及线路TV进行第一次冲击。8）、35kV茶翠T那线线路TV带电后在线路柜处检查35kV茶翠T那线二次电压及相序并二次核相，检查正常后合上TV二次小空开。9）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶翠T那线372断路器。

10）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶翠T那线372断路器对35kV茶翠T那线及线路TV进行第二次冲击。11）、5分钟后在监控机上遥控断开35kV茶翠T那线372断路器。12）、5分钟后在监控机上遥控合上35kV茶翠T那线372断路器对35kV茶翠T那线及线路TV进行第三次冲击。13）、三次冲击正常后，向调度汇报35kV茶翠T那线及线路TV三次冲击正常。14）、35kV茶翠T那线带负荷前，申请退出35kV母差保护。

15）、35kV茶翠T那线带负荷后，全面检查35kV侧电流幅值、极性正确，差动保护差流正常，以及计量、测量电流正常，35kV母差保护电流幅值、极性正确，差流正常，35kV茶翠T那线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入35kV母差保护及重合闸。

8.变电站设备缺陷管理制度篇八

1设备健康水平是安全运行的物质基础，加强设备维护，不断提高设备健康水平是每个值班人员的应尽职责。为此，必须加强设备的缺陷管理工作。

2缺陷分类：一般缺陷、重要缺陷和紧急缺陷

3一般缺陷：性质一般，情况较轻，对安全运行影响不大，可列入计划进行检修的设备缺陷。

4重要缺陷：情况严重，虽可继续运行，但已影响设备出力，不能满足正常运行的需要，或短时间内将会发生事故，威胁安全运行的设备缺陷。

5紧急缺陷：性质严重，情况紧急，必须立即处理者；否则，将造成人身伤亡、设备损坏、大面积停电等备事故或事故的缺陷。

6管理职责

6.1值班员职责：

a.认真巡视设备，及时发现设备异常和缺陷，将缺陷情况详细记入“设备缺陷记录薄”内，并汇报本站专责技术员及站长。

b.对一般缺陷，当值人员能够消除的，当值人员应负责消除，当值不能消除的重大、紧急缺陷，在做出正确判断后，及时报告上级部门。

c.设备缺陷消除完毕后，应在“设备缺陷记录薄”内填写消缺时间及消缺人。d.值班人员应根据站内月度计划，按照缺陷性质及设备现场情况，做好消缺准备和消缺工作。

e.对未及时消除的设备缺陷应加强监视。

6.2设备专责人职责：

a.对专责设备的缺陷情况，应全面掌握，做到心中有数。

b.对专责设备，根据技术情况，缺陷情况，提出技术分析意见。

9.变电站设备验收投运制度篇九

8月5日下午14时，河北省首座500千伏智能变电站牛庄变220千伏间隔一次启动投运成功。

本次启动投运的牛庄变220千伏采用双母线运行方式，共投运包括沙太4C90、沙徐4C91/92、沙牛4C94、沙程4C96共5条出线。本次启动投运的成功为下一步500千伏系统带电运行打下坚实的基础。

10.变电站设备验收投运制度篇十

修、报废制度

一、仪器设备认购

1.大型医疗仪器设备的购置应遵偱：申请――论证――报告――批准――购置的顺序，按章办理。

2.有关使用部门根据本单位的实际，按照先进、质优、实用、高效益的原则，经过认真的调查，向院办公室提交大型仪器设备的购置申请报告。报告内容应包含需购设备的名称、规格、性能、参考价格、购置理由，效益分析。

3.院办公室将各部门的申请汇总后定期向院长报告，院长召集科室负责人开会论证，并根据其可行性及轻重缓急，安排购置计划。论证内容包括：设备的技术先进性、可靠性、实用性，后勤保障，人员素质，社会效益，经济效益，设备对场地、水、电、气及其他的要求。

4.院办公室根据院设备购置立项的决定，按照轻重缓急的原则拟订购置计划，进行市场调查，根据调查情况拟订出购置清单并报院长。调查内容包括：价格、质量、技术指标、售后服务、厂商信誉、付款方式、运输、零配件及消耗材料的补充等项。

5.设备的采购应严格按照《医院医用设备采购的管理规定》执行。严格按照国家合同法的规定草签供货合同，经设备主管领导审校后签字盖章才能生效，并由院办公室具体实施合同规定的有关条款。6.设备到货后，应及时通知厂商并会同有关人员组织安装、调试、逐项验收。如遇有设备质量问题，品名、规格不符或设备重大缺陷等情况时，应立即与厂商联系并办理相应退换、索赔等事务。7.院办公室在设备验交后应立即将有关资料汇总、归档。8.一般仪器设备的购置，应由使用部门向院办公室提交购置申请，院办公室在进行可行性调查后据实向主管领导汇报，经批准后安排购置。

二、验收

1.凡购置的仪器、设备、器械、材料、入库前须先进行验收，确认符合要求后方可办理入库手续。

2.大型精密仪器设备验收时，由院领导、设备管理员、维修人员、使用科室负责人共同组成院验收小组，会同厂家人员共同开展验收工作。一般设备由后勤科长及使用科室有关人员进行验收。计量器具的验收，由主管计量员负责组织实施。器械、材料的验收，由采购员、保管员负责实施。

3.仪器、设备的验收，应按照所购仪器设备合同规定的要求，确认包装外观良好，名称、规格、型号相符、附件、资料齐全，机器运转正常，并将验收的情况详细填写验收记录，做为存档依据。验收合格的仪器、设备应及时发往科室试用，并随时注意信息反馈，以便与厂家联系。

4.计量器具的验收，按计量器具管理的有关规定进行。5.由厂家负责进行安装调试的仪器设备，在安装调试运转正常后，供需双方正式办理交接手续，然后由后勤科向使用科室办理移交。

6.仪器、设备、计量器具验收合格后，要及时编号、建卡、立账、建立使用记录和仪器设备档案。

7.器械、材料的验收，应根据已批准的采购计划及送货单、确认名称、规格、型号、产地、数量、金额、质量、有效使用期限、消毒日期、及内外包装情况均符合要求，方可准许入库，需具备三证的卫生材料，必须三证齐全，验收的情况要如实填写入库验收表，以备查验。经消毒处理的一次性用品，包装破损时，严禁下发使用。

8.新品种及试用的各类器械、材料，应具备三证，必须三证齐全并存档，须做热原无菌检验的，须进行检验并出具本批号检验报告单，经验收合格后，应通知临床科室进行试用，确认符合要求，方可办理入库付款手续。

9.验收入库的仪器、器械、材料，暂未付款的，以合同和送货单标明的单价及实际清点数量记账，领取时须办理请领手续，以保证账物相符，各科室消耗均以实际发生额做为统计依据。

三、使用管理

1.院办公室和使用部门应当建立健全设备的验收交接、档案管理和考核制度。

2.使用科室对每一台设备应落实专人负责管理，并定出操作规程。3.院办公室管理全院设备的总账，使用科室设分账，做到总账与分账相符，账物一致。