变电所受送电工程施工设计方案

1、扬子石化扩建 45万吨/ 年精对苯二甲酸（PTA）生产线P3 总降变电所受送电施工方案中国石化集团第四建设公司南京扬子 PTA项目部编码：FCCPTA/方案-039重大一般综合扬子石化扩建45万吨/ 年精对苯二甲酸（PTA）生产线P3 总降变电所受送电施工方案编制：校审：批准：中国石化集团第四建设公司南京扬子 PTA项目部2006年 4月 10 日目录1 适用范围 12 工程概况 13 编制依据 14 施工工序及受、送电程序 15 P3 总降压站内部盘柜受、送电组织机构 . 36 受、送电计划 47 具体操作步骤 58 机具、仪器使用及措施用料计划 149 质量保证机构和质量保证措施 1410

2、 HSE管理及 LEC评估 17122.1适用范围本方案适用于扬子石化公司扩建 45 万吨/ 年精对苯二甲酸（ PTA）生产线氧 化工段 P3 总降变电所受送电。工程概况P3总降压站由扬子石化公司热电厂 35kV母线提供双回路电源； P3总降压站 35kV部分配置： 2台进线开关柜、 3台变压器柜、 1台母联柜、3台 25000kVA 的主变压器。 6kV部分配置： 55台中压开关柜、 4台2500kVA变压器。 2台 电容器。2.2扬子石化公司热电厂 35kV 出线与 P3降压站进线之间设线路纵差保护。 P3 总降压站的 35kV和 6kV 电源均采用双电源供电，正常时双电源分列运行。 母联

3、开关柜设自动和手动切换装置，正常运行时，母联开关柜选择自动切换 位置。当某一电源失电时，母联开关柜自动投入变为正常段为失电段供电； 故障排除后，手动断开母联断路器恢复到双电源分列供电。 P3 总降压站的 35kV和 6kV继电保护均由综合保护继电器实现，并设置一套微机监控系统 （能源管理系统）以实现运行和故障时各种信号及数据的采集、记录、控制 和管理。2.3P3总降压站受电包括： 35kV6面高压开关柜接受扬子石化公司热电厂提供的 双回路 35kV 电源，通过两台 25000kVA；35/6kV 降压变压器变为双回路 6kV 中压交流电，分别送到两段 6kV 中压柜，再由 6kV 中压开关柜为

4、以下用户送 电。空压机组通过一台 25000kVA；35/10.5kV 降压变压器提供电源，氧化反 应富裕能量发电，反送到 35kV母线为 P3 总降提供电源。33.13.23.33.444.1编制依据SEI 设计院设计的 35kV、6kV、0.4kV 图纸 ;35kV、6kV、 0.4kV 开关柜随机资料，检、试验报告 ; 综合保护说明及检试、验报告 ;扬子石化公司动力设备投用规定 ;施工工序及受、送电程序施工工序建立受、送电组织机构安装、试验结束4.24.2.14.2.24.2.34.2.44.2.54.2.64.2.74.3受电前 P3总降压站应具备以下条件 变电所内部土建施工（含内装修

5、）结束，门、窗完好，预留孔、洞封闭； 扬子石化热电厂到 P3的两路进线及控制部分电缆应敷设到位，绝缘检查合 格、终端头制作及耐压试验合格，接线正确； 与受、送电相关的安装、试验工作结束，相应的记录齐全，保护动作的模 拟传动正确无误，并经项目组、监理、业主确认；P3 总降压站直流电源 220V 安装、试验结束，达到投入使用条件，能够为 35kV、6kV及0.4kV 系统提供控制及操作电源；变电所受送电前，消防、通讯设施完好并达到正常使用条件； 受、送电前自检自查完毕，三查四定工作结束； 受、送电的有关设备及辅助安全用具等准备齐全。高、低压盘柜及变压器受电程序向上级提出书面申请，办理受送电的工作票

6、4.44.4.14.4.24.4.34.4.44.4.54.4.655.1受、送电程序说明依据扬子石化热电厂以及 L90 到货的实际情况，此次受、送电可能只有一 段供电线路具备送电条件，受电方案将根据实际情况调整； 由于扬子石化公司 P3总降压站电源最终由扬子石化公司 220kV 总站提供。 变更线路后，仍需要对 35kV 盘柜受电程序重新进行；P3总降 35 kV 系统合环试验、热电厂母差保护测试和线路纵差保护测试由 电力调度以及电厂负责；电缆、主变空载运行 24小时考核；主变重瓦斯保护投信号， 24 小时内无瓦 斯信号，则投跳闸；受、送电计划因其他原因影响，不能按时送电，按实际开始时间的净

7、工期 运行；方案中受、送电方式和步骤按业主方案编写，受、送电过程在业主统一指 挥下，进行送电操作P3 总降压站内部盘柜受、送电组织机构 现场受、送电组织机构施工经理：张会祥技术负责：王舒平现场指挥：王龙湘安监站：邹康桃6 受、送电计划时间：计划 2006年 3 月 31日开始：序号内容26 日 上午26 日 下午27 日 上午27 日 下午28 日 上午135kV 进线电缆冲电235kV 母线受电3两台主变受电4电缆、主变空载运行 24 小时考核56kV 母线受电66kV 变压器受电70 4kV 母线受电835 kV 系统备自投试验96 kV 系统备自投试验10400V 系统备自投试验7具体操

8、作步骤7.1 35KV 操作步骤7.1.1 PTA三降 35kVI 段系统受电、 T2A（ 1）主变压器第一次充电7.1.1.1 检查所有受电范围内的设备（热电厂 377、378 开关及相关的闸刀； P3总降377、378 开关； T2A、T2B 变压器及相关设备；热电厂至化工厂 377、378 电力电缆）的安装工作已全部结束，验收合格；7.1.1.2 确认 P3 总降 377、378、300、301、302、601、602、600 开关在冷备用状 态， 35kV I 段母线、 35kV II 段母线、 T2A、T2B变压器高、低压侧绝缘合 格；7.1.1.3 确认断路器室、刀闸室的 SF6气

9、压正常，外观检查无异常现象； 35kV 所有 开关直流操作电源工作正常，各二次控制小开关都已合好，各综合保护继 电器工作正常；7.1.1.4 将 35kV各柜的远方/就地开关打至就地， 377、378柜上的 BZT开关打至退出；7.1.1.5 得电调令，合 3771刀闸，合 377 开关；合 3001、3002刀闸，合 300开关； 合 3011 刀闸，合 301 开关；7.1.1.6 将变压器瓦斯保护投信号，派一名监护人员去 T2A （1）变压器室观察；7.1.1.7 确认具备受电条件后， 向电调申请对线路、 PTA三降 377、300、301 新开关、 35kVI、II 母线、 1主变充电

10、；7.1.1.8 受电后，检查 35kV I 段母线、 35kv II 段母线、 301开关、 1主变受电情 况及保护动作情况；7.1.1.9 如各保护均未动作，检查 I 段进线 PT 工作正常，确认电压显示正确；检查 各综合保护继电器显示正常；7.1.1.10 向上级汇报 35kV I 段系统受电情况。得电调令，分 300开关，分3001、3002 刀闸，分 301开关。（301 热备用， 300冷备用， 377 运行）7.1.2 P3 总降 35kV II 段系统受电、 T2B（ 2）主变压器第一次充电：7.1.2.1 确认 P3 总降 378、300、302、602 开关在冷备用状态；7

11、.1.2.2 得电调令，合 3782 刀闸，合 378开关，合 3022刀闸，合 302开关；7.1.2.3 将变压器瓦斯保护投信号，派一名监护人员去 2变压器室观察；7.1.2.4 确认具备受电条件后，向电调申请对线路、 P3 总降 378、302新开关、35kVII母线、 2 主变充电；7.1.2.5 受电后，检查 35kV II 段母线、 302 开关、 2主变受电情况及保护动作情 况；7.1.2.6 如各保护均未动作，检查 PT工作正常，确认电压显示正确；检查各综合保 护继电器显示正常；7.1.2.7 向上级汇报 35kV II 段系统受电情况， 分 302开关（302 热备用， 37

12、8运行）7.1.3 35kV 核相的操作步骤35kV的 6 面盘柜一次回路均采用全封闭结构，因此采用二次核相方法。7.1.3.1 确认 377进线柜、 378进线柜工作正常，确认两段 PT工作正常，电压回路的二次开关合上；7.1.3.2 测量进线柜的端子 X6.16、X6.17 、X6.18 应显示如下数据；AH11 柜AH16柜X6.16X6.17X6.18X6.160V100V100VX6.17100V0V100VX6.18100V100V0V7.1.3.3 确认核相正确后，锁紧两段进线柜的柜门。通过带电显示器核相， ABB 仪器上应显示如下数据；AH11AH16柜柜ABCA没电有电有电B

13、有电没电有电C有电有电没电注：核相结束后，应做好相应的相色标识，以备下次受电时做好依据。 向上级汇报 35kV 核相情况，得电调令，分 378 开关（ 378 热备用）7.1.4 35kV 系统单电源核相7.1.4.1 确认电厂 378 开关已转冷备用；7.1.4.2 得电调令， 合 3001、3002 刀闸，合 300 开关，分 378 柜 PT二次小开关 （一段电压小母线和二段电压小母线在 300 合时自动并刀，如果两段电压相序 不同则会短路跳 PT二次小开关），合 378 开关（ PTA六线 378 倒送电）；7.1.4.3 检查 35kV I 段系统与 35kV II 段系统 PT工作

14、正常；7.1.4.4 测量 378 柜 PT二次小开关端子 SM60：1 与 SM60：2、SM61：1 与 SM61：2、SM62：1 与 SM62：2 应显示如下数据：上端口下端口SM60：1SM61：1SM62：1SM60：20V100V100VSM61：2100V0V100VSM62：2100V100V0V7.1.4.5 确认核相正确后，锁紧进线柜的柜门；7.1.4.6 向上级汇报 35kV 单电源核相情况；7.1.4.7 得电调令，分 378 开关（ 378 热备用）；7.1.5 P3 总降 35kV系统合环试验、 热电厂母差保护测试和线路纵差保护测试 （此试验由电力调度及热电厂完成

15、）7.1.5.1待电厂 378、300 开关转运行位置；7.1.5.2 得电调令，合 378 开关。（35kV 系统合环）；7.1.5.3 检查 35kV 系统环流对 P3 总降开关及继电保护的影响；7.1.5.4 等待热电厂保护人员检查热电厂 35 kV I 、 II 段母差保护及 PTA五线 377、7.1.5.57.1.67.1.6.17.1.6.27.1.6.37.1.6.47.1.6.57.1.6.67.1.6.77.1.6.87.1.6.97.1.77.1.7.17.1.7.27.1.7.37.1.7.47.1.7.57.1.7.67.1.7.77.1.7.87.1.7.97.1.

16、87.1.8.17.1.8.27.1.8.37.1.8.4PTA六线 378 线路纵差保护的正确性； 得电调令，分 300 开关；P3 总降 T2A（1）主变第二、第三次充电确认 301开关在热备用， 601 在冷备用； 得到电调允许，合上 301开关，对 T2A 主变进行第 2次充电； 确认 601 带电指示器灯亮；确认 T2A差动综合保护继电器检测正常； 观察变压器油色、油位，声音有无异常现象；5 分钟后分开 301 开关；2 分钟后合上 301 开关，对 T2A 主变进行第 3 次充电； 再次确认 T2A 差动综合保护继电器检测正常。观察变压器油色、油位，声 音有无异常现象；5 分钟后分

17、开 301 开关；（301 热备用）；P3 总降 T2B（2）主变第二、第三次充电：确认 302开关在热备用， 602 在冷备用； 得到电调允许，合上 302开关，对 T2B 主变进行第 2次充电； 确认 602 容性电压指示器灯亮；确认 T2B差动综合保护继电器检测正常； 观察变压器油色、油位，声音有无异常现象； 5 分钟后分开 302 开关；2 分钟后合上 302 开关，对 T2B 主变进行第 3 次充电； 再次确认 T2B 差动综合保护继电器检测正常。观察变压器油色、油位，声 音有无异常现象；5 分钟后分开 302 开关；（302 热备用）；P3 总降 T2A（1）主变从一段母线倒到二段

18、母线及 T2B（ 2）主变从二 段母线倒到一段母线操作试验：确认 3011、3022刀闸在合位， 3012、3021 刀闸在分位； 得到电调允许，合上 301、302 开关； 待电厂合 300 开关；得电调令，合 P3 总降 300 开关；7.1.8.57.1.8.67.1.8.77.1.8.87.1.8.97.1.8.107.1.8.117.27.2.17.2.1.17.2.1.27.2.1.37.2.1.47.2.1.57.2.1.67.2.1.77.2.1.87.2.1.97.2.27.2.2.17.2.2.27.2.2.37.2.2.47.2.2.5合 3012、 3021 刀闸；分

19、3011、 3022 刀闸；分 P3 总降 300 开关（ T2A（1）主变在二段母线运行， T2B（2）主变在 一段母线运行）；得电调令，合 P3 总降 300 开关；合 3011、 3022 刀闸；分 3012、 3021 刀闸；得电调令，分 P3 总降 300 开关。（恢复正常运行方式）6kV操作步骤P3 总降 6kV I 段系统受电确认 PTA三降 6kV I 段母线、 II 段母线所有工作结束，母线绝缘合格，具 备投运条件， 6kV I 段母线和 II 段母线所有出线开关、 6kV 母线分段 600 开关在冷备用状态，确认 301 开关在热备用 ;确认 6kV 受电各柜直流操作电源工

20、作正常，各二次控制小开关都已合好， 各综合保护继电器工作正常；将 601 柜和 602 柜的远方 / 就地开关打至就地， 600 柜上的 BZT开关打至退 出位；将 601开关、 600开关由冷备用转热备用 ; 得到电调许可，合上 601，600 开关； 合上 301开关对 601、600开关、 6kV I 段母线、 6 kV II 段母线充电； 检查 601、600 开关、 6kV I 段母线、 6 kV II 段母线受电状况以及保护动 作情况；如各保护均未动作， 检查一段进线和母线 PT 工作正常，确认电压显示正确； 检查各综合保护继电器显示正常；分开 600开关，将 600 开关摇出柜外

21、；P3 总降 6kV II 段系统受电确认 302 开关在热备用 ;将 602 开关转热备用；得到电调许可，合上 602 开关；合上 302开关对 602开关、 6 kV II 段母线充电 ;检查 602开关、 6 kV II 段母线受电状况以及保护动作情况；如各保护均未动作， 检查二段进线和母线 PT 工作正常，确认电压显示正确； 检查各综合保护继电器显示正常；6kV核相操作步骤 由专人带绝缘手套将母联柜上下口挡板用专用工具撑开 ; 在 600 柜上下口核相，核相仪上电压表应显示如下数据；上口 下口 上口ABCA06kV6kVB6kV06kVC6kV6kV0撤出核相仪，将 600 开关转热备

22、用，一次合相结束； 确认母线 PT柜 Y601、 Y602在工作位置、运行状态； 测量柜内 X603、X606、X609端子，应显示如下数据Y601Y602X2：200X2：201X2：202X2：2000V100V100VX2：201100V0V100VX2：202100V100V0V7.2.2.67.2.37.2.3.17.2.3.27.2.3.37.2.3.47.2.3.57.2.3.67.2.47.2.4.17.2.4.27.2.4.37.2.4.47.2.57.2.5.17.2.5.27.2.5.3撤出核相器，锁紧柜门，二次核相结束。6kV合环操作步骤 得电调允许，合上 600 开关

23、。（6KV系统合环）； 检查 6kV 系统环流对 PTA三总降开关及继电保护的影响； 检查 T2A、T2B主变差动保护的正确性； 得电调允许，分开 600开关（ 600 热备用）；6kV变压器充电操作步骤确认 6kV 变压器柜馈出至 0.4kV 进线柜的电缆及母线绝缘电阻合格；确认 变压器柜 647 容性电压指示器灯不亮；确认 6kV变压器柜的断路器在分闸 状态，接地刀在接地位置；确认变压器的外观检查，绝缘检查合格，分接 开关在指定位置，温度的触点在正常状态；将 647 柜断路器转热备用；将 647 柜内的控制电源小开关均合上；7.2.5.47.2.5.57.2.5.67.2.5.77.2.5

24、.87.2.5.97.37.3.17.3.1.17.3.1.27.3.1.37.3.1.47.3.1.57.3.1.67.3.27.3.2.17.3.2.27.3.2.37.3.2.47.3.2.57.3.2.67.3.37.3.3.17.3.3.27.3.3.37.3.3.47.3.3.57.3.3.6合 647 开关，断路器可靠合闸，面板指示正确；检查 T3A变的油位、声音应正常；5 分钟后 , 分 647 开关，面板指示正确；重复步骤第 4，第 5，第 6步，对 1#变压器冲击 3次，每次间隔 2 分钟； 观察变压器人员与操作人员保持联系畅通，注意自身安全，并做好监护； 重复第 1）至第

25、 7）步的操作步骤相应的开关位号改为 650、649、648对变压 器 T3B、 T4A、 T4B 充电400V操作步骤MCC3 I 段受电操作步骤确认变压器 T3A 投用，确认 0.4kV 母线相间及对地绝缘合格，各综合保护 继电器工作正常；确认母联柜 HCOO 400断路器在冷备用；确认母联柜转换开关 SA100在手动位置；将 HAOO 401断 路器送至工作位置；合 HAOO 40；1检查 HAOO 401开关、 MCC3 I 段母线受电状况以及保护动作情况；MCC3 II 段受电操作步骤确认变压器 T3B投用，确认 0.4kV 母线相间对地绝缘；确认母联柜 HCOO 400断路器在冷备

26、用； 确认母联柜转换开关 SA100在手动位置； 将 HBOO 402断 路器送至工作位置；合 HBOO 40；2检查 HBOO 402开关、 MCC3 II 段母线受电状况以及保护动作情况；MCC4 I 段受电操作步骤确认变压器 T4A投用，确认 0.4kV 母线相间对地绝缘；确认母联柜 JCOO 400断路器在冷备用； 确认母联柜转换开关 SA100在手动位置； 将 JAOO 401 断路器送至工作位置； 合 JAOO 401；检查 JAOO 401开关、 MCC4 I 段母线受电状况以及保护动作情况；7.3.4 MCC4 II 段受电操作步骤7.3.4.1 确认变压器 T4B投用，确认

27、0.4kV 母线相间对地绝缘；7.3.4.2 确认母联柜 JBOO 400断路器在冷备用；7.3.4.3 确认母联柜转换开关 SA100在手动位置；7.3.4.4 将 JBOO 402断路器送至工作位置；7.3.4.5 合 JBOO 402；7.3.4.6 检查 JBOO 402开关、 MCC4 I 段母线母线受电状况以及保护动作情况7.3.5400V 核相步骤7.3.5.1确认进线 HAOO 401断路器、进线 HBOO 402断路器在工作位置合闸；7.3.5.2确认母联柜 HCOO 400控制开关断开位置，将 HCOO 400拉出柜外；7.3.5.3 HCOO 400柜上下口核相，标准电压

28、表应显示如下数据下口上口上口ABCA00.4kV0.4kVB0.4kV00.4kVC0.4kV0.4kV07.3.5.4 用相序表进行相序检查。锁紧柜门，一次核相结束；7.3.5.5 确认进线 JAOO 401断路器，进线 JBOO 402断路器在工作位置合闸；7.3.5.6 确认母联柜 JCOO 400控制开关断开位置将 JCOO 400拉出柜外；7.3.5.7 JCOO 400柜上下口核相，标准电压表应显示如下数据：下口上口 上口ABCA00.4kV0.4kVB0.4kV00.4kVC0.4kV0.4kV07.3.5.8 用相序表进行相序检查；7.3.5.9 将 HCOO 40、0 JCO

29、O 400转热备用，锁紧柜门，一次核相结束7.4BZT试验操作步骤7.4.17.4.1.17.4.1.27.4.1.37.4.1.47.4.1.57.4.1.67.4.1.77.4.1.87.4.1.97.4.1.107.4.27.4.2.17.4.2.27.4.2.37.4.2.47.4.2.57.4.2.67.4.2.77.4.2.87.4.37.4.3.17.4.3.27.4.3.335kV系统备自投试验确认 PTA三降在正常运行方式， 35 kV I 段母线与 35kV II 段母线、 6kV I 段母线与 6kV II 段母线核相正确；确认 35kV备自投装置在自动位置， 6kV及

30、400V备自投装置在自动位置； 待热电厂分开 PTA五线 377 开关；检查 300开关备自投动作情况： PTA三降 377 开关应在分闸位置， 300 开关 应在合闸位置， 6kV及 400V BZT应不动作；待热电厂合上 PTA五线 377开关和 35kV I 、II 母线分段 300开关； 得电调令，合 377 开关，分 300 开关（热备用），恢复正常运行方式； 待热电厂分 300开关，分开 PTA六线 378 开关；检查 300开关备自投动作情况： PTA三降 378 开关应在分闸位置， 300 开关 应在合闸位置， 6kV 和 400V BZT应不动作；待热电厂合上 PTA六线 3

31、78开关和 35kV I 、II 母线分段 300开关； 得电调令，合 378 开关，分 300 开关（热备用），恢复正常运行方式 6kV系统备自投试验确认 PTA三降在正常运行方式；确认 6kV 备自投装置在自动位置， 400V 备自投装置在自动位置； 得电调允许，分 301 开关；检查 600开关备自投动作情况： PTA三降 601 开关应在分闸位置， 600 开关 应在合闸位置， 400V BZT 应不动作；得电调允许，合 601开关（6kV合环），分 600开关（热备用），恢复正常运 行方式；得电调允许，分 302 开关；检查 600开关备自投动作情况： PTA三降 602 开关应在分

32、闸位置， 600 开关 应在合闸位置， 400V BZT 应不动作；得电调允许，合 602开关（6kV合环），分 600开关（热备用），恢复正常运 行方式；400V系统备自投试验确认 PTA三降在正常运行方式；确认 400V备自投装置在自动位置；分 647 开关；7.4.3.47.4.3.57.4.3.68检查 HCOO40 0开关备自投动作情况： PTA三降 HAOO4 01开关应在分闸位置，HCOO 400开关应在合闸位置；分 HCOO 400开关（热备用），合 HAOO 401开关，恢复正常运行方式；重复第 1）至第 5）步的操作步骤， 647相应的位号改为 650、649、648，HC

33、OO 400相应的位号改为 JCOO 400，HAOO 401相应的位号改为 HBOO 40、2 JAOO 401、JBOO 402，对 MCC3 II 段、 MCC4 I段、 MCC4 II 段进行 BZT测试。机具、仪器使用及措施用料计划序号名称规格型号单位数量备注1对讲机TK308部42高压核相器FDR套13相序表XZ1块14高压摇表3122块15低压摇表2426A块16绝缘棒个27绝缘手套双48绝缘靴双49警戒绳米10010警示牌个3011万用表块199.1质量保证机构和质量保证措施质量管理组织机构9.29.2.19.2.29.2.39.2.49.2.59.2.69.2.79.2.89

34、.2.99.2.109.2.11P3 总降压站受、送电质量保证措施 盘柜基础安装自检，不直度、水平度、位置及不平行度合格后报检，检验 合格后，由质检员粘贴检验合格标识，再进行下道工序盘柜安装。 盘柜安装垂直度、水平偏差、盘面偏差、盘间接缝的偏差在允许范围之内， 安装牢固，油漆完整，接地可靠，盘柜内清洁整齐。 母线连接的搭接面平整清洁，搭接面积符合要求，连接牢固、紧密，并涂 以电力复合脂，相色正确。 盘柜内元器件完好，固定牢固正确；一次线、二次线接线整齐准确，接线 紧固可靠，标志齐全清晰，绝缘符合要求。并列为同一设备供电的 2 根及 2 根以上电缆，电缆做头后必须由 2 人以上 进行相序核对，并

35、做好相同的相序标识。盘柜的电缆出入口密封封堵良好。 手车或抽屉柜推拉灵活，机械闭锁可靠。 盘柜的母线、电缆、测量表计、元件、保护装置等全部电气试验合格，操 作及联动试验正确。受送电前，配电室干净清洁、无杂物。 经业主、项目部、 监理、确认每项工作程序； 安装、试验、检验状态记录齐全。9.3 检试验计划现场检试验计划施工供方 : 中国石化集团第四建设公司检验试验计划文件状态缩写项目名称扩建 45万/ 年 PTA生产线项目及外 围配套工程单项工程 :PTA 装置电气试验页数: 共 1页 版 本 : 第 0 版AA 级共检点B业主扬子石油化工股份有限公司单项工程 :PTA 装置电气试验B*B 级共检

36、C施工管理扬子工程公司子单位工程 :注 :B 级以上停检点合同号序号内容 项目执行规范 / 标准共检等级共检单位完成情况检查比例共检报告表号质安部项目组监理FCC1.人员资质A/2.主要施工设备B/3.材料合格证B/4.5.变压器试验变压器常规试验GB 50150-91C/J504变压器耐压试验GB 50150-91B/J5046.7.6kV中压开关柜开关柜特性试验GB 50150-91C/J507开关柜耐压试验GB 50150-91B/J5078.9.35kV 高压开关柜开关柜特性试验GB 50150-91C/J507开关柜耐压试验GB 50150-91B/J50710.11.电缆绝缘耐压试

37、验GB 50150-91C/J508相序检查GB 50150-91B/J50812.13.电动机电动机常规试验GB 50150-91C/J502电动机绝缘耐压GB 50150-91B/J50214.15.母线绝缘耐压GB 50150-91B/J512变电所送电GB 50150-91A/1010.1HSE管理及 LEC评估HSE管理体系10.210.2.110.2.210.2.2.110.2.2.210.2.2.310.2.2.410.2.2.5P3 总降压站受、送电 HSE管理措施P3 总降压站土建施工必须全部结束，交安装单位（电仪公司专业项目部） 真正实行专区管理，与电气无关人员严禁入内。在受、送电之前必须做好以下工作：成立受、送电组织机构。选择具有 35kV安装、试验、操作资格的电工做监护人、操作手，熟悉受送 电操作程序和操作范围。制定好受、送电的具体步骤，根据电气操作规程填写好操作票。 正式受、送电前由现