最新220kV变电站监控系统改造施工方案

1、22OkVXX变电站监控系统改造工程施工方案12345678910111213141516171819202122OkVXX变电站监控系统改造工程施工方案XXXXXXXX工程有限公司2223二00八年十月2425262728293031323334353637383940414243444546批准：审核：初审：编写：4748495051525354555657585960616263一、概述11.1编制依据11. 2施工执行标准11. 3工程概况1二、施工组织32.1现场施工人员组成32. 2施工总流程42. 3工期及工程施工进度计划安排42. 4施工步骤72. 5施工机具清单14三、施工技

2、术措施163.1施工技术、资料准备163. 2专项技术措施1633通用技术措施2064 四、施工安全措施2165 4.1专项安全措施2166 4.1.1停电设备安全措施2167 4.1. 2不停电设备安全措施3168 4.1. 3特殊工种安全措施3169 42通用安全措施3170 五、危险点分析与控制33717273747576777879808182838485868788899091一、概述1. 1编制依据本方案根据XXXXXxXX供电局XX地区电网“十一五”技术改造规划和现 行国家或行业标准、规程、规定中对项目工程的有关要求及220kVXX变电站监控 系统改造工程施工图纸、设计说明书及相

3、关设备技术资料，为缩短停电时间、保 证施工有序进行和安全生产，特拟定本施工方案。1. 2施工执行标准本方案措施执行国家标准：电力建设施工技术管理规定、电气装置安装工 程施工及验收规范、继电保护及安全自动装置检验条例、电业安全工作规程、 电力建设安全工作规程、电力建设安全施工管理规定。1. 3工程概况1. 3. 1电气二次部分现状22OkVXX变电站现为“四遥”变电站，现运行的监控系统为上海惠安公 司的D200系统，设有RTU屏、遥信转接屏、变送器屏、遥控执行屏、控制辅助 屏。全站220kV线路旁路保护为新型的国产微机保护，采用南瑞继保的RCS-9000 系统，线路保护皆双重化配置，旁路保护配置

4、一套距离保护，型号为RCS-902A主变保护：#1、#3主变主变保护采用南瑞继保的RCS974系统保护，#2 主变保护釆用四方公司的CSC326D型保护，皆双重化配置。IIakV线路旁路保护：全部为2006年更换的微机型距离保护RCS-941A09293949596979899100101102103104105106107108109IOkV部分保护配置种类较多，全部集中组屏安装在继保室，有南瑞继保的 RCS9631A电容保护，南京电研的NSA-31U线路 NSA3121站用变接地变NSA3131 电容器保护，南京自动化研究所的LFP-963线路接地变保护。220kV母差及IIOkV母差保护

5、装置为深圳南瑞的BP-2B保护装置,其中220kV 母差与失灵共用一套保护装置。站内另新增了一套22OkV备自投装置及一套安稳控制系统装置。220kV与IIOkV故障录波装置为新近更换的装置。站内设一套独立珠海共创的微机“五防”系统1.3. 2本次工程需改造的设备结合本站2008其余技改工程，本期工程需改造设备如下：更换原监控系统并进行综自改造，取消原控制屏；更换IokV 1、2段线路、电容器、站用变和接地变保护测控装置，就地安装 于IOkV开关柜上；更换220kV IIOkV母联操作箱，分别与220kV、IlOkV PT并列装置组屏；增加220kV、110kV IOkV母线PT并列屏，对站内

6、母线电压回路进行整理;更换原UPS电源屏，配置容量为2X5kVA的直流逆变电源系统;110111112113114115116117118119120121122123124125126加装独立的GPS对时系统1套；对原微机五防系统进行升级改造；1.3.3本次工程需拆除的设备拆除主变、220kV线路、IlokV线路、IOkV控制屏，中央信号控制屏共16面;拆除主变自动调压屏2面拆除中央信号控制屏1面拆除IOkV线路电容器接地变保护屏8面；拆除遥信转接屏10面，变送器屏3面，遥控执行屏3面，遥控辅助屏3面,UTU屏4面；拆除22OkVS IlakV母联操作屏1面；拆除不间断UPS电源屏1面；拆除

7、低周低压过负荷减载屏1面拆除旧电缆约30000米二、施工组织2.1现场施工人员组成施工总负责人：XXX (135XXXXXXXX)施工工作负责人：XXX (电气二次：139XXXXXXXX)127技术负责人:XXX （电气：139XXXXXXXX）128安全负责人:XX129资料管理员:XX130施工班组:（见进站人员配置表）131 2. 2施工总流程132 施工前准备工作一一新屏安装一一二次电缆及以太网线敷设、综自后台搭建133 一一#1主变压器、IokV IM母线上所有间隔改造及其旧屏拆除一一IIOkV PT、134 220kV PT二次回路改造一一#3主变压器及10kV5M母线上所有间隔

8、改造公用135 设备监控改造一#2主变压器、IOkV2M母线上所有间隔、IokV分段500间隔改136 造及其旧屏拆除一IlOkV线路、旁路、母联间隔改造一一220kV线路、旁路、137 母联间隔改造交直流监控及UPS不间断电源系统改造一一旧屏拆除一扫尾138 工作。1391402. 3工期及工程施工进度计划安排序号施工内容计划时间停电间隔备注1停电前准备工作2008/11/09-2008/11/10共2天无要求2新屏安装（需站内直流改造完成）2008/11/11-2008/11/12共2天无要求3二次电缆及以太网线敷设、综自后台搭建2008/11/13-2008/11/22共10天无要求IO

9、kV IM母线设备改造2008/11/23-2008/12/10共18天IOkV IM母线 及所有间隔、#1 主变变低串联电 抗器转检修。#1主变压器改造2008/12/5-2008/12/10共6天#主变压器三侧转检修IlOkV PT、220kV PT 二次回路改造2008/12/11-2008/12/14共4天相应PT间隔转检修#3主变压器及10kV5M母线上所有间隔改造2008/12/16-2008/12/21共6天#3主变压器 三侧、IOkV 5M母 线及其所有间隔 转检修公用设备监控改造（包括母 差、安稳、录波等装置）2008/12/22-2008/12/31共10天相应装置退出运行

10、IOkV 2M母线设备及IOkV分段500间隔改造2009/1/1-2009/1/18共18天IOkV 2M母线 所有间隔、IOkV IM、2M 分段 500 间隔转检修、#2 主变变低串联电 抗器转检修。#2主变压器改造2009/1/13-2009/1/18共6天#2主变压器三侧转检修IlokV线路、旁路、母联间隔改造2009/2/18-2009/3/19共30天进行改造的间隔转检修22OkV线路、旁路、母联间隔改造2009/3/24-2009/4/23共30天进行改造的间隔转检修交直流监控及UPS不间断电源系统改造2009/4/24-2009/4/26共3天相应装置退出运行14114214

11、31441451461471481491501511521531541551561571582009/4/24-2009/4/30旧屏拆除及扫尾工作无要求共7天以上工作计划按各个方面具备条件，设备、材料到货时间2008年11月9日 前来安排的，如遇到货时间有变或者一次停电施工延期等其它方面的原因，工作 计划将相应作出调整。2.4施工步骤1、停电前准备、新屏安装及控缆敷设工作：(1) 对照变电站旧二次图核实站内交直流回路和控制回路，对所需拆 除屏的二次接线进行记录，填写继保措施票(或编制作业指导书)，为停电 后的拆除工作准备。(2) 站内直流改造完毕后，主控室内的21P、22P、24P 25P、

12、26P、27P、28P 29P 30P、31P、32P旧直流系统相关屏位已经拆除(此部分工 作属直流改造工程，工期及安全措施另见直流系统改造施工方案)。(3) 在主控制室新屏位装设IK远动通信总柜、2K网络交换机柜I、3K网络交换机柜II、4K保护通信管理机柜、5K GPS卫星对时屏、6K 220kV 母联操作及PT并列屏、7K#1直流充电屏、8K#1直流馈线屏、9K#2直流 馈线屏、10K#3直流馈线屏、11K#4直流馈线屏、12K#2宜流充电屏、13K IIOkV线路测控屏I、14KIlokV线路测控屏II、15KlIOkV线路测控屏L 16K IlOkV旁路母联测控屏。(4) 在主控室拆

13、除的旧屏位上安装21PlIOkV母联操作及PT并列屏、22PlOkV备自投及PT并列屏、24P 22OkV线路测控屏I、25P 22OkV线路测 控屏U、26P 220kV旁路、母联测控屏、27P母线PT测控屏、28P公用测控 屏I、29F公用测控屏II、30P#l主变测控屏、31P#2主变测控屏、32P#3主 变测控屏。159160161162163164165166167168169170171172173174175176177178179（5）敷设综自系统各屏的相关交直流电缆及以太网通迅线。由于XX 站站内历经数次各种改造，堆积的废旧控制电缆较多，所以应视停电计划安 排，先敷设即将改造

14、间隔的控制电缆，待间隔改造完成，退出旧电缆后，再 重新敷设其它间隔的新电缆。（6）从97P远动UPS不间断电源屏，取一路电源接至远动通迅柜及后 台机，做为临时交流电源。（7）配合厂家安装新的后台监控系统，搭建主要通讯网络（通知相应 厂家到现场）。2、 IOkV IM母线设备改造及#1主变压器监控系统改造：（1）IOkV IM母线及其所有间隔全停，#1主变变低电抗器停电。拆除 #1高压室内连接至各屏的所有控制电缆,同时对需保留的二次电缆采取保护 措施（结合开关柜工程一起施工）。（2）拆除42P IaKV线路保护屏I、46P接地变压器保护屏及其屏内 所有二次电缆。在42P位置安装新的IOkV电容器

15、/站用变/接地变电能表屏 I ,在46P位置安装新的IOkV线路电能表屏I ,在74P备用屏位置安装#1、 #2主变压器电能表屏并敷设新屏至各间隔的控制电缆。（3）安装新电能表。180181182183184185186187188189190191192193194195196197198199200(4) IOkV #1高压室土建施工完毕后，在#1高压室安装GPS分机屏。(5) IOkV IM母线开关柜拼装完成后，敷设各间隔控制电缆并进行二 次接线。配合厂家完成以太网通迅线及GPS对时线的敷设。(6) 校验IOkVIM母线各间隔保护测控装置，并进行综自系统联调。完 成计量、五防设备安装及调

16、试。(7) IOkVlM母线计划投运前6日，申请#1主变压器停电进行综自系统 改造，同时完成#1主变与新IokV IM母线设备的对接及开关传动工作，由 于#1主变压器停电后，IIokVPT、220kV PT尚未改造，因此#1主变变高及 变中测控电压应取自19P中央信号继电器屏，计量电压取自87P主变压器电 度表屏。(8) #1主变压器、IokVlM母线上所有间隔整体验收。(9) # 1主变压器和IOkV IM母线及所有开关柜投运带负荷测试。(10) 按照最终的一次出线结构恢复IOkV IM母线上的出线负荷(包含相关的电缆头制作)。3、IIOkV PT、220kV PT 二次回路改造：(1) 敷

17、设1 IOkV 1M. 2MPT端子箱，IlOkV母联端子箱至21PlIokV母 联操作及PT并列屏及220kV 1M.2M PT端子箱,220kV母联端子箱至6K 220kV 母联操作及PT并列屏的控制电缆(2) 由于在站内未改造设备的二次电压取自中央信号继电器屏，为保 证新旧电压回路的交接，从19P中央信号继电器屏分别敷设一条临时电缆至 2IPllOkV母联操作及PT并列屏与6K 220kV母联操作及PT并列屏作为联络201202203204205206207208209210211212213214215216217218219220电缆，待所有间隔PT二次电压均移至新PT并列屏后，再将

18、临时电缆拆除。（3）依次申请IlokV IM母线PT、IIOkV 2M母线PT、220kV IM母线 PT、220kV 2M母线PT停电，进行PT二次电压回路改造。（4）在PT二次回路改造的同时，应完成PT二次电压测控及远动遥信 核对及电压切换回路调试工作。4、#3主变压器及10kV5M母线上所有间隔、公用设备监控改造：（1）敷设#3主变压器本体及各侧开关间隔至32P#3主变测控屏， IOkV 5M母线PT柜至27P母线PT测控屏等控制电缆。（2）申请#3主变压器三侧及IokV 5M母线及其所有间隔全停。拆 除#3主变压器，IokV51C、52C、53C电容器组，IOkV 5M母线PT至原控

19、制屏、遥信转接屏的所有控制电缆，同时对需保留的二次电缆釆取保护 措施（3）在新测控屏及公用屏内进行接线，完成#3主变压器及变低母 线上各间隔保护装置与综自系统的联调工作。（4）改造同时应完成#3主变及相关各屏位的直流回路及二次电压 回路转移至新系统的工作，完善IOkV 5M PT系统，并进行调试。（5）整体验收。（6）#3主变恢复送电和IOkV 5M母线及所有开关柜充电。（7）在#3主变相关间隔综自改造完成后，视工程进展情况，可申 请220kV母差保护装置、IIOkV母差保护装置、220kV故障录波装置、IlOkV故障录波装置、22OkV线路备自投装置、安稳控制装置等退出运行，完成 装置信号接

20、入新的监控系统以及站内防火防盗系统信号接入新监控系统 的工作。2212222232242252262272282292302312322332342352362372382392402412425、IOkV 2M母线设备、IOkV分段500间隔改造及#2主变压器监控系 统改造：（11）IakV 2M母线及其所有间隔全停，#2主变变低电抗器停电。 拆除#2高压室内连接至各屏的所有控制电缆,同时对需保留的二次电缆采取 保护措施（结合开关柜工程一起施工）。（12）拆除40P IOkV线路、接地变压器保护屏，41P站用变压器、IokV线路保护屏，43PlOkV线路电度表屏I , 44P IOKV线路保

21、护屏U , 45P IOKV线路保护屏皿，47PIOkV线路电度屏II及其屏内所有二次电缆。在43P 位置安装新的IOkV电容器/站用变/接地变电能表屏,在44P位置安装新 的IlOkV线路旁路电能表屏，在45P位置安装新的22OkV线路旁路电能表 屏，在47P位置安装新的IOkV线路电能表屏并敷设新电能表屏至各间隔 的控制电缆。（13）安装新电能表。（14）IOkV 2M母线开关柜拼装完成后，敷设各间隔控制电缆并进行 二次接线。配合厂家完成以太网通迅线及GPS对时线的敷设。（15）校验IOkV2M母线各间隔保护装置，并进行综自系统联调。完 成计量、五防设备安装及调试。（16）IOkV2M母线

22、计划投运前6日，申请#2主变压器停电进行综自系统改造，同时完成#2主变与新IOkV IM母线设备的对接及开关传动工作。（17）完成IOkV分段500保护测控装置调及IOkV分段备自投的开 关传动工作。（18）#2主变压器、IOkV 2M母线上所有间隔整体验收。（19）#2主变压器和IOkV 2M母线及所有开关柜投运带负荷测试。（20）按照最终的一次出线结构恢复IOkV 2M母线上的出线负荷（包含相关的电缆头制作）。6、IIOkV及22OkV线路、旁路、母联间隔改造：（1）核实站内48P220kV安全自动稳定装置屏是否已退出运行，如 已退出运行则将此屏拆除并在原位置上安装新的48P IIOkV/

23、22OkV母联 保护屏。否则可联系设计将新屏移至其它备用屏位安装。（2）敷设各开关间隔至新测控屏，保护屏，电能表屏，公用测控 屏的控制电缆。（3）依次申请各开关间隔停电。拆除各间隔原控制屏、遥信转接 屏等的所有控制电缆，同时对需保留的二次电缆采取保护措施（4）在新测控屏及公用屏内进行接线，完成各间隔保护装置与综 自系统的联调工作。（5）改造同时应完成各相关屏位的直流回路及二次电压回路转移 至新系统的工作，并进行调试。2432442452462472482492502512522532542552562572582592602612627、交直流监控及UPS不间断电源 系统改造:26326426

24、5266267268269270271272273274275276277278279280281282283284（1）拆除17P主变压器自动调压微机屏、18P主变压器自动调压辅 助屏及屏内所有控制电缆。在17P位置安装UPS电源屏I,在18P位置 安装UPS电源屏。（2）进行新UPS电源装置的调试工作（3）敷设UPS电源屏至各负荷的二次电缆并接线，将负荷接入新 的UPS电源屏。（4）完成站内交流屏遥测遥信，直流屏遥测遥信接入综自系统的 工作。7、旧屏拆除及扫尾工作：（1）重新核査所有改造完成后，旧回路是否已经完全与运行系统 隔离，并编制拆屏及拆线的作业指导书。（2）拆除原IPIOkV电容器

25、组控制屏，2P10kV电容器组控制屏，3P220kV母联、线路控制屏，4P220kV旁路、线路控制屏，5P220kV线路 控制屏，6P#1主变压器控制屏，7P#2主变压器控制屏，8P#3主变压器控 制屏，9P中央信号控制屏，IOPIlOkV母联、线路控制屏，IlPIlOkV线路 控制屏I, 12PlIOkV线路控制屏, 13PlIOkV旁路、线路控制屏，14P 站用变、IokV线路控制屏，15PlOkV线路控制屏，16PlokV线路控制屏， 19P中央信号继电器屏，36P#1主变压器变低电容器总柜及电容器组保护 屏，37P 1 OkV电容器组保护测控屏，63P四遥遥信转接屏IX, 65PIOk

26、V 母联保护备自投装置屏，66PlIOkV母联22OkV母联开关辅助屏，76P遥 信转接X屏，80P四遥遥信转接屏VIII, 92P四遥遥信转接屏V, 93P 地调RTU屏，94P四遥执行屏I, 95P四遥执行屏IL 96P四遥执行屏285 III, 97P远动UPS不间断电源屏，98P中调RTU远动屏，99P地调RTU286 远动屏I, IOOP地调RTU远动屏II, IoIP变送器屏III, 102P变送器屏287 I, 103P变送器屏II, 104P四遥遥信屏I, 105P四遥遥信屏II, 106P288 四遥遥信屏I, 107P四遥遥信屏IV, 108P四遥遥信屏V, 109P四遥遥

27、289 信屏VI, IIOP四遥方式转接屏I, IlIP四遥方式转接屏II, 112P四遥290 方式转接屏III及其屏内接线。291(3)退出旧的控制电缆292(4)将旧屏位上安装铁板遮盖。293(5)将旧屏退仓。2942. 5施工机具清单名称规格数量1大电流发生器AD902B12极性测试仪AD40713继电保护装置测试仪ONLLY-A46024兆欧表ZC25B-3/IOOOV25钳形相位表SGM-I6826数字式万用表FLUeK-17B57电缆剪58割线剪子19钢绳套110电缆放线架211电钻212压线钳513剥线钳514一字镖丝刀1015十字镖丝刀1016热风枪217小型焊机129529

28、6297298299300301302303304305306307308309310311312313314315三、施工技术措施3.1施工技术、资料准备开工前，由项目施工总负责组织有关人员对本工程在施工前进行以下技术准 备工作：熟悉和审査施工图纸，编制详细的施工步骤和计划，进行技术交底。（1）项目施工总负责组织有关人员认真研究设计图纸，了解图纸 的要求和精神，与建设单位、设计共同解决图纸中问题，以便施工顺利进 行。做好图纸会审记录并签证。（2） 编制安全施工方案、文明施工方案。3. 2专项技术措施（1）由于在运行中变电站进行査线工作，只允许打开各屏柜后门, 不得接触装置本体，尽量避免触动屏

29、后接线，不得拆接二次回路接线，不 得大力拉扯二次回路接线。在査线的过程中如发现有松动的二次回路接 线，应通知运行人员进行处理，不得自行接线。（2）在拆除带电回路时，应确认交直流电源的源头，先拆源头， 用万用表确认拆除源头后的二次回路不带电后方可进行下一步工作,对环 网供电或阶梯通电的交直流回路，必须确认所有电源来源，采取措施确保 运行中设备的电源供应,将退运设备的所有电源源头拆除后方可进行下一 步工作。（3）需要拆除的电缆，电缆两头必须用万用表测量无交直流电压 后进行对线，确认是同一电缆的两侧后将所有电缆线芯用绝缘胶布缠绕, 将整条电缆清理出电缆层或是电缆沟，拆除电缆的方式应为整体拆除，严禁用

30、电缆剪或其他工具从中间剪断电缆,电缆在移出电缆层或电缆沟时应 尽量避免拖动运行中电缆，不得用力过猛，如无法在保证安全的前提下移 出整条电缆，应将电缆两头整齐摆放在电缆沟内。316317318319320321322323324325326327328329330331332333334335336337(4) 退出旧电缆时，严禁使用电缆剪剪断二次电缆，退出的二次 电缆应整齐盘成圈，待整条电缆退出后，再进行处理(5) 凿穿电缆沟密封孔洞时应控制力度，避免伤及运行中电缆， 开孔大小应按照易于抽取电缆为原则，电缆拆除完毕后应按要求用水泥或 防火泥重新对孔洞进行封堵，并经运行人员检査后方可结束工作。(

31、6) 对于需要保留或可以利用的电缆，相关线芯拆除后用绝缘胶 布可靠缠绕后临时摆放在电缆层或电缆沟，并做好记号。(7) 在PT电压回路改造时的专项技术措施：a、进行110 kV、220 kV PT二次电压回路改造时，由于只申请将PT 间隔转检修，如果IM母线与2M母线在并列运行状态，应要求值班人员将 中央信号控制屏上的PT并列把手切至“并列”位置，由运行中的PT供全 站所有保护及测量计量电压，把手上要做好醒目标识，防止误操作分列PT 二次回路，造成二次回路失压。b、由于站内未改造的保护、测量、计量装置二次电压均取自中央信 号继电器屏，因此在改造PT二次回路时，应通过中继屏与PT并列屏之间 的临时

32、电缆，将新旧PT回路连接，IM、2M母线PT二次电压并列回路仍 使用中继屏的旧回路，待母联间隔改造时，再调试新PT并列回路并拆除 旧回路。全站所有设备的二次电压全部转至PT并列屏后，拆除中继屏与 PT并列屏的临时电缆。338339340341342343344345346347348349350351352353354355356357358359c、拆除FT就地端子箱至原中央信号继电器屏的二次电压电缆时,应 先将PT就地端子箱内的熔断器与空气开关断开，先拆中央信号继电器屏 侧的电缆线芯，中央信号继电器屏每拆一条线芯，应同时在就地端子箱处 用万用表测量该线芯电压消失（零序电压线芯除外，可采用对

33、线方式）， 方可拆除该侧线芯，直至将相关电缆全部拆除，拆除其他二次电压电缆时, 应按先拆源头的原则进行，对于需拆除的线芯与运行中线芯同接于一个端 子的，可采取剪断的方式拆除，并用绝缘胶布缠绕断头保护。d、接入PT并列装置及进线备自投柜至PT就地端子箱的电缆时，应 先接PT就地端子箱侧，再接PT并列装置及进线备自投柜侧，所有新接电 缆必须通过对线方式进行检査。对新的PT二次电压回路必须在PT就地端 子箱处进行升压试验，确保二次电压回路的正确性。（8）电流回路上工作时的专项技术措施：a在全站监控系统改造的同时，全站CT回路也进行改造，因此每改 造一个间隔前，应先绘制CT电流回路走向图，防止产生寄生

34、回路。b、改造的间隔投运前,应进行CT 一次升流试验确保电流二次回路的 正确，在升流前要做好安全措施，在母差、安稳、录波、备自投屏等公共 设备的相应CT端子排外侧用短接片短接，并断开端子上的连接片，防止 电流进入装置。（9）跳合闸回路接入时的专项技术措施：在改造过程，有些设备并非一次停电就可改造完毕，例如IOkV分段备 自投装置，在与其对应的所有间隔完成后，装置投入运行，需要将跳闸、闭 锁回路等接入，接线之前，应检査装置无异常信号，所有出口压板均在退出360位置。接线时先接入备自投装置屏侧的二次线，在保护屏接线时，先接正电361源，然后测量跳闸(R33)、合闸(103)线头对地无正电压，按图接

35、入相应362端子。3633643653663673683693703713723733743753763773783793. 3通用技术措施（1）必须按设计图纸和厂家安装说明书进行施工，禁止擅自修改 图纸，如有改动，必须征得有关部门同意，并且改动图纸做好记录。（2）施工前要检査所需设备、材料的质量及数量是否符合安装规 定。（3 ） 严格按照安装验收规范进行施工。（4）严格按照电气设备交接试验标准进行试验。（5）做好施工过程中的资料收集和资料记录。（6）整个施工过程中，各施工人员应认真负责，按施工技术要求, 保证安全、髙质、高效完成工程。（7）在工程实施的任何阶段，绝不允许未投运设备（包括未投运

36、 回路）和运行设备间存在有任何联跳出口回路或影响运行设备正常运行的 电气联接，这些回路必须断开并用绝缘胶布包好，断开位置必须在运行设 备屏！待非投运设备（或回路）具备投运条件后，恢复上述电缆连接。380381 四、施工安全措施382 4. 1专项安全措施383 4.1.1停电设备安全措施序号停电设备现场安全措施1#1主 变变低串联 抗器、IOkV IM、 IBM 母 线及其所有 间隔、IOkV IM、2M分段 500间隔转 检修断开 701 702、703、704 705、706、707、540、709、507 505、 531、532、533、501、511 500 开关，拉开 7014、7

37、011、7024、7021、 7034、 7031、 7044、 7041、 7054、 7051、 7064、 7061、 7074、 7071、 5409、 5401、 7094、 7091、 5070、 5071、 5050、 5051、 5319、 5311、 5329、 5321、 5339、 5331、 5011、 5014、 5111、 5114、 5010、 5001、 5002、51PT 5ICPT 刀闸；断开 701 702、703、704、705、706、707 540、709、507、505、 531、532、533、501、511、500开关控制电源及合闸电源；拉开I

38、MPT、 ICMPT 二次保险，将 701、702、703、704、705、706、707、540、709、 507、505、531、532 533、501、511、500 开关 CK 切换至“就地”位 置；在# 1主变变低串联电抗器套管母线处、IOkV分段CT柜顶母线 各挂三相短路接地线一组，在IOkV #1高压室通往#2高压室的门口 设置网状围栏，并悬挂“止步，高压危险”标示牌。在#1高压室门口 悬挂“在此工作”标示牌；在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 示牌。变低串联电 抗器、IOkV 2M母线及其 所有间隔、IOkV IMX 2M 分段500间 隔转检修断开 50

39、6、508、711 712 713、714、715 716、717 541 542、 534、535 536、502 500 开关，拉开 52PTX 5060、5062、5080、5082、 7112、 7114、 7122、 7124、 7132、 7134、 7142、 7144、 7152、 7154、 7162、 7164、 7172 7174、 5412、 5419、 5422、 5429、 5342、 5349、 5352、5359 5362 5369、5022 5024、5020、5002 5001 刀闸；断开 506、508、711 712 713、714、715 716、71

40、7 541 542、 534、535、536 502 500开关控制电源及合闸电源；拉开2MPT二次 保险；将 506、508、711、712 713 714、715、716 717 541、542、 534、535、536 502、500开关CK切换至“就地”位置；在#2主变变低串联电抗器套管母线处、IOkV分段隔离柜后母线 上各挂三相短路接地线一组，在IokV #2高压室通往#1高压室的门 口设置网状围栏，并悬挂“止步，高压危险”标示牌。在#2高压室门 口悬挂“在此工作”标示牌；在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 示牌。#1主变压器3及三侧转检修断开 2201 101

41、、501、511 开关、拉开 22011、22012 22013、 22014、 IOIK 1012、 1013 1010 5011、 5010 5014、 5011、 5114、 5111刀闸；断开2201、101、501、511开关控制电源；断开22011 22012、22013 22014 1011、1012 1013、1010 5010 刀闸电机电 源开关，将2201 101、501 511开关的选择开关CK切换至“就地” 位置；合上 2201B0、2201C0. 2201T0 IOIBOX IoIC0、101T0；在#1主变压器变低母线桥装设接地线一组。在上述拉开的开关、刀闸操作把手

42、悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。#2主变压器4转检修断开 2202、102 502 开关、拉开 22021、22022、22023、22024 1021 1022、1023、1020、5022、5020、5025 刀闸；断开 2202 102、 502 开关控制电源；断开 22021、22022 22023 22024、1021 1022、 1023 1020刀闸电机电源开关，将2202 102 502开关的选择开关 CK切换至“就地”位置；合上 2202B0、2202C0. 2202T0 102B0 102C0 102T0；在#2主变压器变低母线桥装设接地线一组。在上述拉开的开关、刀闸操

43、作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。#3主变压器三侧及5 10kV5M 母线及设备转检修22OkVXX线XXXX开关转检修断开 2203 103 503、537、538、539 开关、拉开 22031 22032 22033、22034、1031、1032 1033 1030 5030 刀闸；将 503、537、 538、539开关小车及55PT小车摇至“试验”位置；断开2203、103、 503、537 538 539 开关控制电源；断开 22031 22032、22033 22034、 1031、1032、1033、1030 刀闸电机电源开关，将 2203 103、503、 537、

44、538、539开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上 2203B0、2203C0. 2203T0 103BOX 103C0 103T0；在#3主变压器变低母线桥装设接地线一组。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。断开XXXX开关、拉开XxXX1、XXXX2 XXXX3、XXXX4刀闸；断开 XXXX开关控制电源；断开XXXXl XXXX2 XXXX3 XxXX4刀闸电机电 源开关，将XXXX开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上 XXXXB0 XxXXC0、XXXX40 接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。722Ok

45、VXX 线XXXX开关转检修断开XxXX开关、拉开XxXXIX XXXX2、XXXX3、XXXX4刀闸；断开 XXXX开关控制电源；断开XXXXlX XXXX2 XXXX3 XXXX4刀闸电机电 源开关，将XXXX开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上 XXXXB0 XxXXCOX XXXX40 接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。822OkVXX线XXXX开关转检修断开XXXX开关、拉开XXXX1、XxXX2、XXXX3、XXXX4刀闸；断开 XXXX开关控制电源；断开XxXX1、XXXX2 XXXX3、XXXX4刀闸电机电 源开关，将XXXX开关

46、的选择开关CK切换至“就地”位置；合上 XXXXB0 XxXXC0 XXXX40 接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。9220kV旁路2030开关转检修断开2030开关、拉开20301、20302、20303刀闸；断开2030开 关控制电源；断开20301、20302、20303刀闸电机电源开关，将2030 开关的选择开关CK切换至“就地”位置：合上2030B0、2030C0. 223甲00接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。10220kV母联2012开关转检修断开2012开关、拉开20121、20122刀闸；断开

47、2012开关控制 电源；断开20121 20122刀闸电机电源开关，将2012开关的选择开 关CK切换至“就地”位置；合上201210、201220接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。11IIOkVXX线121开关转检修断开121开关、拉开1211 1212、1213 1214刀闸；断开121 开关控制电源；断开1211、1212、1213 1214刀闸电机电源开关， 将121开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上121B0、121COX 12140接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。12IIOkvXX 线12

48、2开关转检修断开122开关、拉开1221、1222、1223、1224刀闸；断开122 开关控制电源；断开1221、1222、1223 1224刀闸电机电源开关， 将122开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上122B0、122C0、12240接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。13IIOkVXX 线123开关转检修断开123开关、拉开1231 1232、1233 1234刀闸；断开123 开关控制电源；断开1231、1232、1233、1234刀闸电机电源开关， 将123开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上123B0、123C0、12340接

49、地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。14IIOkVXX线124开关转检修断开124开关、拉开1241 1242、1243 1244刀闸；断开124 开关控制电源；断开1241、1242、1243 1244刀闸电机电源开关， 将124开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上124B0、124C0、12440接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。15IIOkvXX 线125开关转检修断开125开关、拉开1251、1252、1253、1254刀闸；断开125 开关控制电源；断开1251、1252、1253 1254刀闸电机

50、电源开关， 将125开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上125B0、125C0、12540接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。16IIOkVXX126开关转检修断开126开关、拉开1261 1262、1263 1264刀闸；断开126 开关控制电源；断开1261、1262、1263 1264刀闸电机电源开关， 将126开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上126B0、126C0、12640接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。17IlOkVXX128开关转检修断开128开关、拉开1281 1282、1283

51、 1284刀闸；断开128 开关控制电源；断开1281、1282、1283 1284刀闸电机电源开关， 将128开关的选择开关CK切换至“就地”位置；合上128B0、128C0、12840接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。18IlOkV旁路190开关转检修断开190开关、拉开1901、1902、1903刀闸；断开190开关控 制电源；断开1901、1902、1903刀闸电机电源开关，将190开关的 选择开关CK切换至“就地”位置；合上190B0 190COX 113甲0接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。19Il

52、OkV母联100开关转检修断开100开关、拉开1001 1002刀闸；断开100开关控制电源； 断开1001、1002刀闸电机电源开关，将100开关的选择开关CK切换 至“就地”位置；合上IooI0、10020接地刀闸。在上述拉开的开关、刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作” 标示牌。20IIOkVlM 母 线PT转检修拉开IIPT刀闸，断开IIPT刀闸电机电源开关，合上IipTo接地 刀闸。在上述拉开的刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作”标示 牌。21110kV2M 母 线PT转检修拉开12PT刀闸，断开12PT刀闸电机电源开关，合上12PTo接地 刀闸。在上述拉开的刀闸操作把手悬挂“禁止

53、合闸，有人工作”标示 牌。2222OkVIM 母线PT转检修拉开221PT刀闸，断开221PT刀闸电机电源开关，合上22IPTO 接地刀闸。在上述拉开的刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作”标示 牌。23220kV2M 母 线PT转检修拉开222PT刀闸，断开222PT刀闸电机电源开关，合上222PTO 接地刀闸。在上述拉开的刀闸操作把手悬挂“禁止合闸，有人工作”标示 牌。3844.1.2不停电设备安全措施385(1)拆立屏、接线及调试工作：在需要工作的屏前后悬挂“在此386工作”标示牌，在相邻屏用“运行中”红布遮盖，工作的保护屏内需用红387布将运行部分与被试部分明显隔开。388(2)远动遥控调试：调试站内遥控及与调度进行遥控联调时，应389申请全站设备转