变电站送电方案

1、XXXXXXXXXXXXXXX送电方案 送电方案建设单位：XXXXXXXXX监理单位：XXXXXXX 施工单位：XXXXXXXX 2016年1月11日变电所调试运行流程升压站1#、2#主变冲击确认工作完成确认无异常确认无异常确认无异常确认无异常确认无异常确认无异常升压站10KV进线I、母线冲击（3次）升压站35KV出线柜I、段母线冲击降压站进线柜I、段母线冲击（3次）准备工作确认与运行有关设备的状态处理与整改处理与整改处理与整改处理与整改处理与整改降压站1#、2#主变冲击处理与整改确认变电所最终运行状态投运结束处理与整改一、 工程概况为确保供电系统投运工作顺利进行，保证人身及设备安全，保障电网

2、安全稳定运行，特编制本措施。XXXXXX站的建设容量为2x25000KVA有载调压升压变压器，电源分别引自电厂配电室1号机煤矿10KV段2号柜和2号机煤矿10KV段2号柜，通过18根ZRC-YJV23-8.7/10 3*185电力电缆分别引至升压站#1机煤矿升压站10KV进线柜（1GM3）和#2机煤矿升压站10KV进线柜(2GM3), 升压站#1机煤矿升压站10KV进线柜（1GM3）及#2机煤矿升压站10KV进线柜(2GM3)通过母线桥分别连接至1#、2#有载调压升压变压器，1#、2#有载调压升压变压器出线端分别通过钢芯铝绞线、穿墙套管及母线桥引至35KV1#主变压器进线柜（1G4）、2#主变

3、压器进线柜（2G4），35KV高压出线柜二矿出线1柜（1G3）、二矿出线2柜（2G3）通过电缆引至室外架空线路，引至XXXX降压站三层35KV高压配电柜35KV1#进线柜（1GP1）、35KV2#进线柜（2GP1），再通过3*1*120电力电缆分别连接至35KV变电所1#、2#有载变压器，1#、2#有载变压器分别通过母线桥连接至10KV、段进线柜。10KV、段进线柜与母联柜之间均做电气闭锁。升压站内包含10KV配电柜共16套、35KV配电柜共9套、交流屏2套、直流电池屏1套、直流充电屏1套、1#2#主变保护屏各1套、综合测控屏1套、操作台一套；35KV变电站包含35KV配电柜共9套。1、升压站

4、配电柜编号及名称：（系统图见附件1）1GM6-1#主变出线柜；1GM5-1#所用变柜；1GM4-1#PT柜；1 GM3-1#进线柜；1 GM2-1#机组煤矿变10KV电缆柜；1 GM1-母联柜；2 GM1-联络柜；2GM2-2#机组煤矿变10KV电缆柜；2GM3-2#进线柜；2GM4-2#PT柜；2GM5-2#主变出线柜；2 GM6-一矿出线2柜；2GM7-2#所用变柜；2GM8和1GM8为备用柜；35KV 配电柜编号及名称：1G4-1#主变压器进线柜；1G3-二矿出线1柜；1G2-段PT柜；1G1-母联柜；2G1-联络柜；2G2-段PT柜；2G3-二矿出线2柜；2G4-2#主变压器进线柜；2

5、G5-备用柜；交流屏2套、直流电池屏1套、直流充电屏1套、1#2#主变保护屏各1套、综合测控屏1套。35KV变电站35KV配电柜编号及名称:1GP2-35KV环坑线1柜1GP3-35KV环坑线3柜2GP2-35KV环坑线4柜2GP3-35KV环坑线2柜1GP5-1#主变出线柜2GP5-2#主变出线柜2GP6-隔离开关柜1GP6-分段开关柜1GP4-1#PT及避雷器柜2GP4-2#PT及避雷器柜1GP1-35KV1#进线柜2GP1-35KV2#进线柜1AH-1#进线柜12AH-2#进线柜大南湖二矿升压站及大南湖二矿35KV变电所内35KV微机综合保护装置均为集中组屏，与直流屏、交流屏、主变保护屏

6、、综合测控屏安装在主控室内。10KV系统进线的综合保护装置位于三层主控室的变压器保护测控屏上，其余均分散安装于各10KV开关柜上。送电前同哈密电厂相关部门、建设单位相关部门、监理单位对现场柜体双编号进行联合检查。相关电气设备试验报告由监理单位和建设单位负责人进行核查。二、 受电前的准备1、 组织机构及人员安排（详见附件2）在升压站及35KV变电所受电试运行期间，建立试运行组织机构，下设指挥组，操作调试组，技术指导组，物资器材保障与安全监护组。指挥组主要人员如下：总指挥：XX副指挥：XX安全监护组负责人：XX操作调试组组长：XX技术指导组组长：XX记录人员：XX安全监护组组员：XX操作调试组组员

7、：电气试验人员、配电柜技术人员、变压器技术人员、现场安装技术人员技术指导组组员：XX物资器材保障组：XX 物资器材：绝缘手套、绝缘靴、配电柜相关配件（手柄、小车、钥匙等）、电缆终端冷缩头2套、内六角2套、活扳手2套、笔直刀3套、刀片1盒、万能表1套、绝缘摇表1套、接地摇表1套、对讲机4部、消防器材3套（灭火器、消防锹、消防箱、沙、沙袋等）、交通工具2辆。受电前，明确各组、各岗位人员的职责。1.1指挥组由电厂单位、建设单位相关部门及施工单位等相关人员组成，统一领导、指挥、协调受电试运行中的各项工作。 1.2 操作调试组由建设单位、施工单位及设备厂家现场相关技术人员组成，具体负责受电、送电相关操作

8、工作。受送电操作实行一人持票，一人操作，一人监护制度。各项准备工作检查完成后，各项操作指令由指挥组下达，各指令由专职操作员执行。同时，工作监护人负责监护专职操作员操作的正确性以及参与受电试运行工作相关人员的人身安全。 1.3技术指导组由设备厂家技术代表、建设单位技术人员、专业监理工程师及施工单位技术人员组成。要求其在受电前认真检查复核，能及时处理受电前及受电过程中遇到的技术问题。 1.4物资器材保障与安全组由建设单位等相关人员组成，负责受电过程中所需物资的供应及通讯、消防、卫生、应急、安全警示等器材的准备。同时负责变配电所受电运行期间的安全保卫工作，悬挂警示牌，防止无关人员进入危险区域，并组织

9、意外事故发生后的救护工作。2、 技术保障2.1设计单位提供的变配电所图纸及各设备厂家提供的相关技术资料。2.2 施工单位提交的试验记录报告，试验依据为GB501502006电气装置安装工程电气设备交接试验标准。2.2 所有设备的二次线路应检查正确无误，与图纸相符。2.3 做低压试送电试验，所有设备动作情况应符合设计要求并动作正常。2.4直流供电系统调试完，并投入正常运行。2.5所有继电保护的定值设置完成且试动作正常，并经建设单位确认。2.6 已完调试工作确认表：序号任务名称检查人负责人备注1一、二次接线及母线连接等检查正确无误2升压站10/35KV进出线电缆耐压等试验项目完毕且试验合格310/

10、35KV各配电柜等短路开关、保护装置等试验完毕且试验合格4升压站10KV进线电缆核相正确5各种保护整定值输入正确，分合闸动作灵活，各种保护动作正确有效6送电前各种准备工作就绪确认3、 安全保障3.1 划分受电区域，受电范围设置警示标志明显。3.2组织全体参与人员进行技术讨论，对现场的具体情况进行具体分析，对可能出现的安全隐患进行排查处理。3.3建立送电出入登记许可制度，受电成功后进行常态化管理，相关专业后续施工必须办理工作票。3.4由指挥小组向所有参与受电工作人员交底，明确任务。 3.5消防设施按规范设置完备。3.6安全绝缘设备配备齐全并有效。4、受电前检查验收 受电前，由建设单位组织设计单位

11、、监理单位、设备技术代表及施工单位相关人员对变电所进行分部工程施工验收。验收合格后，方可联系相关部门合闸输送10KV高压电。 主要检查项目如下：4.1 10KV进线电缆安装应符合施工规范要求，电缆头制作优良，连接牢固，电缆绝缘及耐压测试良好。 4.2 35KV、10KV高压柜体应接地良好，柜内清洁无杂物，母线连结紧密，电缆孔洞封堵良好，各配电柜相间及对地绝缘良好，二次接线正确、牢固可靠，配电柜保护装置动作灵敏、可靠、无误，配电室门窗安装完成，悬挂高压安全警示牌。高压柜前应铺设橡胶绝缘垫，消防设施配备齐全。4.3变压器外壳接地良好，器身无损坏，附件安装正确牢固，温度计及冷却装置完好；检查呼吸器，

12、装置好干燥剂；绝缘油色谱检测合格，密封良好无渗漏，油枕油位指示有明确监视线；分接开关置于中间档；放出瓦斯继电器内残存气体等。4.4高压配电装置操作试验良好，整体高压调整试验完成并合格；变压器各项保护模拟操作试验及本体调整试验完成并合格，调试记录整理完毕。4.5 提供的图纸、资料、参数（含实测参数）应符合要求。4.6 对综保中输入的定值再次进行核对，检查面板数值是否准确无误，压板是否已投入。4.7现场通讯联络通畅，不串频，信号清晰。4.7消防设施应配备齐全。三、 任务及程序本次运行工作需完成对35KV供电系统一、二次设备的冲击、试验工作，确保35KV供电系统能正常投入运行。本次运行分三个阶段进行

13、：1、 升压站及架空线投运；（72小时-96小时）2、 升压站、架空线及降压站（除10KV供电系统）投运；（72小时）3、 联合投运。（24小时）共计需要（192小时，8个工作日）第一个阶段 升压站及架空线的投运(一) I段10KV母线（冲击3次）及PT的投运；(二) 段10KV母线（冲击3次）及PT的投运；(三) 1#主变的投运（冲击5次）；(四) 2#主变的投运（冲击5次）；(五) I段35KV母线（冲击3次）及PT投运；(六) 段35KV母线（冲击3次）及PT投运；(七) 站内交流屏、充馈电屏投运。 1、准备工作（一）确认： 升压站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

14、且合格。最终经相关部门、监理单位等验收合格并具备投运条件。收到建设单位及相关部门、监理单位等验收合格的通知。（二）矿机电负责人：上级煤变间隔保护等进行了相应调整，计量相关装置已经调整合格，满足向升压站送电的要求。收到保护装置、计量装置及整定值等调整合格并确认信息。（三）确认： 10KV电缆廊道经过全面巡视检查无异常。收到10KV电缆廊道经过全面巡视检查无异常并确认信息。（四）确认： 10KV进线电缆已经进行绝缘摇测，绝缘电阻合格，以测试人员的记录为依据。收到10KV进线电缆绝缘电阻符合要求并确认信息。（五）确认：已经对升压站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

15、确。（充电保护电流定值是按躲过最小运行方式故障电流整定，瞬时动作，变压器、母线冲击时都应该有充电保护）收到升压站35KV、10KV各间隔、主变保护定值按照定值要求输入，保护压板投入正确并确认信息。（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。收到变电所直流系统运行正常并确认信息。（七）由矿机电负责人确认：升压站通信畅通。在投运期间，务必保证该站与煤变、调度室可靠通信，电话录音功能正常。收到升压站通信畅通并确认信息。（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；收到操作人员符合操作设备及识别信号要求并确认

16、信息。2、运行管理各项规章制度，投运操作人员应熟知；收到投运操作人员熟知运行管理各项规章制度并确认信息。3、竣工资料、图纸现场到位；收到竣工资料及图纸齐全到位并确认信息。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；收到运行必备的工器具、安全用具、消防器材等准备完成并确认信息。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；收到所有调试工作已完成，试验项目均合格，实验报告单完整齐全并确认信息。6、投运前，各小组人员必须提前到位并签到；收到各小组人员到位及签到并确认信息。7、投运前，各小组组长再次组织本小组成员学习本措施；收到学习措施并确认信息。8、投运操作票

17、已经经过安全、技术监察小组审核批准；收到技术监察小组审核批准并确认信息。9、所有投运命令及操作票已经模拟预演。收到所有投运命令及操作票并确认信息。（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档位一致且正确。收到1#、2#主变压器有载调压档位指示正确并保证档位一致且正确并确认信息。（十）由投运操作小组确认：（10KV 1#进线柜 1GM3）及（2#进线柜 2GM3）内10KV进线已经与设备断开。收到10KV （1#进线柜 1GM3）及（2#进线柜 2GM3）内10KV进线已经与设备断开并确认信息。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

18、。2、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#主变出线柜 1GM6）、（2#主变出线柜 2GM5）、35KV侧所有设备断路器均处于断开状态，所有地刀均在“分”位。收到（1#主变出线柜 1GM6）、（2#主变出线柜 2GM5）、35KV侧所有设备断路器均处于断开状态，所有地刀均在“分”位并确认信息。2、命令投运操作小组确认：（10KV 1#PT柜 1GM4）、（2#PT柜 2GM4）、（母联柜 1GM1）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

19、列”位置。收到（10KV 1#PT柜 1GM4）、（10KV 2#PT柜 2GM4）、(母联柜 1GM1)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”位置并确认信息。3、命令投运操作小组确认： 升压站10KV高压柜内各断路器、保险均在断开位置。收到升压站10KV高压柜内各断路器、保险均在断开位置并确认信息。4、命令投运操作小组确认： 升压站直流系统利用外接电源充电正常，控、合母电压正常。收到升压站直流系统利用外接电源充电正常，控、合母电压正常并确认信息。（二）运行A、10KV 1#进线电缆送电情况确认1.1命令投运操作小组确认：10KV 1#进线电缆已带电

20、。收到1#进线电缆已带电，各相电压数据正常并确认信息。2、10KV侧段母线、开关设备试投运（冲击3次） 2.1命令投运操作小组确认：合(10KV 1#PT柜 1GM4)隔离刀闸。收到（10KV 1#PT柜 1GM4）隔离刀闸处于合闸位置并确认信息。2.2命令投运操作小组确认：装上（1#PT柜 1GM4）二次保险，合上PT二次空开，并监视电压表计显示10KV电压是否正常。收到装上（1#PT柜 1GM4）二次保险，合上PT二次空开，并监视电压表计显示10KV电压正常并确认信息。2.3命令投运操作小组确认：合（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第一次冲击合闸，并检查无

21、异常。收到（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常并确认信息。间隔5分钟。收到10KV 段母线第一次冲击合闸正常确认信息。2.4命令投运操作小组确认：断开（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器。收到断开（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器并确认信息。间隔5分钟。收到收到断开（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器间隔5分钟并确认信息。2.5命令投运操作小组确认：合（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。收到合（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器，对10KV

22、 段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常并确认信息。间隔5分钟。收到10KV 段母线第二次冲击后间隔5分钟并确认信息。2.6命令投运操作小组确认：断开（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器。收到断开（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器并确认信息。间隔5分钟。收到断开（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器后间隔5分钟并确认信息。2.7命令投运操作小组确认：合（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第三次冲击合闸，确认无异常后转入空载运行。收到合（10KV 1#进线柜 1GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第三次冲击合闸，确认无异常并确认信息。

23、2.8命令投运操作小组确认：外观检查10KV侧 段母线及设备，并确认无异常。收到外观检查10KV侧 段母线及设备，并确认无异常并确认信息。10KV系统段送电完毕。B、10KV 2#进线电缆送电情况确认1.1命令投运操作小组确认：10KV 2#进线电缆已带电。收到10KV 2#进线电缆已带电，各相电压数据正常并确认信息。2、10KV侧段母线、开关设备试投运（冲击3次） 2.1命令投运操作小组确认：合(10KV 2#PT柜 2GM4)隔离刀闸。收到（10KV 2#PT柜 2GM4）隔离刀闸处于合闸位置并确认信息。2.2命令投运操作小组确认：装上（2#PT柜 2GM4）二次保险，合上PT二次空开，并

24、监视电压表计显示10KV电压是否正常。收到装上（2#PT柜 2GM4）二次保险，合上PT二次空开，并监视电压表计显示10KV电压正常确认信息。2.3命令投运操作小组确认：合（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常。收到（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常并确认信息。间隔5分钟。收到10KV 段母线第一次冲击合闸正常并确认信息。2.4命令投运操作小组确认：断开（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器。收到断开（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器并确认信息。间隔5分钟。收

25、到收到断开（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器间隔5分钟并确认信息。2.5命令投运操作小组确认：合（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。收到合（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第二次冲击合闸，检查无异常并确认信息。间隔5分钟。收到10KV 段母线第二次冲击后间隔5分钟并确认信息。2.6命令投运操作小组确认：断开（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器。收到断开（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器并确认信息。间隔5分钟。收到断开（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器后间隔5分钟

26、并确认信息。2.7命令投运操作小组确认：合（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第三次冲击合闸，确认无异常后转入空载运行。收到合（10KV 2#进线柜 2GM3）间隔断路器，对10KV 段母线进行第三次冲击合闸，无异常并确认信息。2.8命令投运操作小组确认：外观检查10KV侧 段母线及设备，并确认无异常。收到外观检查10KV侧 段母线及设备，无异常并确认信息。10KV系统段送电完毕。3、1#主变试投运（5次冲击试验）3.1命令投运操作小组确认：检查1#主变高、低后备保护装置运行正常，各保护压板投入正确；检查（35KV 1#主变压器进线柜 1G4）断路器处于断开状态

27、。收到1#主变高、低后备保护装置运行正常，各保护压板投入正确；（35KV 1#主变压器进线柜 1G4）断路器处于断开状态并确认信息。3.2命令投运操作小组确认：合（1#主变出线柜 1GM6）间隔断路器，对1#主变进行第一次冲击合闸。收到已合（1#主变出线柜 1GM6）间隔断路器，对1#主变进行第一次冲击合闸并确认信息。1#变压器运行10分钟。收到1#变压器已运行10分钟并确认信息。3.3命令投运操作小组确认：断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常，检查10KV

28、室各间隔无异常并确认信息。3.4命令投运操作小组：合（1#主变出线柜 1GM6）断路器，对1#主变进行第二次冲击合闸。收到已合（1#主变出线柜 1GM6）断路器，对1#主变进行第二次冲击合闸并确认信息。1#变压器运行5分钟。收到1#变压器已运行5分钟并确认信息。3.5命令投运操作小组：断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常，检查10KV室各间隔无异常并确认信息。3.6命令投运操作小组确：合（1#主变出线柜 1GM6）断路器，对1#主变进行第三次冲击合闸。收到已

29、合（1#主变出线柜 1GM6）断路器，对1#主变进行第三次冲击合闸并确认信息。1#变压器运行5分钟。收到1#变压器已运行5分钟并确认信息。3.7命令投运操作小组：断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常，检查10KV室各间隔无异常并确认信息。3.8命令投运操作小组：合（1#主变出线柜 1GM6）断路器，对1#主变进行第四次冲击合闸。收到已合（1#主变出线柜 1GM6）断路器，对1#主变进行第四次冲击合闸并确认信息。1#变压器运行5分钟。收到1#变压器已运行5分钟

30、并确认信息。3.9命令投运操作小组：断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常，检查10KV室各间隔无异常并确认信息。3.10命令投运操作小组：断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（1#主变出线柜 1GM6）断路器，外观检查变压器无异常，检查10KV室各间隔无异常并确认信息。3.11命令投运操作小组：合（1#主变出线柜 1GM6）断路器，对1#主变进行第五次冲击合闸，并外观检查变压器

31、、10KV室各间隔及其他间隔无异常后投入空载运行状态。收到已合（1#主变出线柜 1GM6）断路器，对1#主变进行第五次冲击合闸，对外观检查变压器、10KV室各间隔及其他间隔无异常，已投入空载运行并状态确认信息。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：检查2#主变高、低后备保护装置运行正常，各保护压板投入正确,检查（35KV 2#主变压器进线柜 2G4）断路器处于断开状态。收到2#主变高、低后备保护装置运行正常，各保护压板投入正确,（35KV 2#主变压器进线柜 2G4）断路器处于断开状态并确认信息。4.2命令投运操作小组：合（2#主变出线柜 2GM5）断

32、路器，对2#主变进行第一次冲击合闸。收到已合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第一次冲击合闸并确认信息。2#变压器运行10分钟。收到2#变压器已运行10分钟并确认信息。4.3命令投运操作小组：断开（2#主变出线柜 2GM5）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（2#主变出线柜 2GM5）断路器，外观检查变压器无异常，10KV室各间隔无异常并确认信息。4.4命令投运操作小组：合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第二次冲击合闸。收到已合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第二次冲击合闸并确认信息。2#变

33、压器运行5分钟。收到2#变压器已运行5分钟并确认信息。4.5命令投运操作小组：断开（2#主变出线柜 2GM5）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（2#主变出线柜 2GM5）断路器，外观检查变压器无异常，10KV室各间隔无异常并确认信息。4.6命令投运操作小组：合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第三次冲击合闸。收到已合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第三次冲击合闸并确认信息。2#变压器运行5分钟。收到2#变压器已运行5分钟后并确认信息。4.7命令投运操作小组：断开（2#主变出线柜 2GM5）断路器，外观检查变

34、压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（2#主变出线柜 2GM5）断路器，外观检查变压器无异常，10KV室各间隔无异常并确认信息。4.8命令投运操作小组：合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第四次冲击合闸。收到已合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第四次冲击合闸并确认信息。2#变压器运行5分钟。收到2#变压器已运行5分钟后确认信息。4.9命令投运操作小组：断开（2#主变出线柜 2GM5）断路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异常。收到已断开（2#主变出线柜 2GM5）断路器，外观检查变压器无异常，10

35、KV室各间隔无异常并确认信息。4.10命令投运操作小组：合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第五次冲击合闸，并外观检查变压器、10KV室各间隔及其他间隔无异常后投入空载运行状态。收到已合（2#主变出线柜 2GM5）断路器，对2#主变进行第五次冲击合闸，并外观检查变压器、10KV室各间隔及其他间隔无异常并确认信息。1#、2#主变冲击试验完毕，分别空载运行。5、35KV 段母线及PT的投运（3次冲击试验）5.1命令投运操作小组：检查1#进线后备保护、差动保护装置均运行正常，母联柜 1G1处于断开状态。收到检查1#进线后备保护、差动保护装置均运行正常，母联柜1G1处于断开状态并确认信

36、息。5.2命令投运操作小组：合（1#PT柜 1G2）隔离刀闸。收到已合（1#PT柜 1G2）隔离刀闸并确认信息。5.3命令投运操作小组：装上（1#PT柜 1G2）二次保险，合上PT柜二次空开，并监视电压表计显示35KV电压正常。收到已装上（1#PT柜 1G2）二次保险，合上PT柜二次空开，经监视电压表计显示35KV电压正常并确认信息。5.4命令投运操作小组：合（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器，对35KV段母线进行第一次冲击合闸，检查35KV 段母线，并确认无异常。收到已合（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器，对35KV段母线进行第一次冲击合闸，检查35KV段母线，无异常并确认信息。间隔

37、5分钟。收到35KV段母线已带电5分钟并确认信息。5.5命令投运操作小组：断开（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器。收到已断开（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器并确认信息。间隔5分钟。收到已断开（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器5分钟确认信息。5.6命令投运操作小组：合（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器，对35KV 段母线进行第二次冲击合闸，并确认无异常。收到已合（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器，对35KV段母线进行第二次冲击合闸，无异常并确认信息。间隔5分钟。收到35KV段母线已带电5分钟并确认信息。5.7命令投运操作小组：断开（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器。收到

38、已断开（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器并确认信息。间隔5分钟。收到已断开（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器5分钟并确认信息。5.8命令投运操作小组：合（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器，对35KV 段母线进行第三次冲击合闸，并确认无异常。收到已合（1#变压器进线柜 1G4）间隔断路器，对35KV段母线进行第三次冲击合闸，无异常并确认信息。收到升压站 35KV段运行正常确认信息。检查无异常后投入空载运行状态。收到升压站 35KV段已投入空载运行状态确认信息。至此，升压站 35KV系统 段运行正常。6、35KV 段母线及PT的投运（3次冲击试验）6.1命令投运操作小组：检查2#进线后

39、备保护、差动保护装置均运行正常。收到检查2#进线后备保护、差动保护装置均运行正常。6.2命令投运操作小组：合（2#PT柜 2G2）隔离刀闸。收到已合（2#PT柜 2G2）隔离刀闸确认信息。6.3命令投运操作小组：装上（2#PT柜 2G2）二次保险，合上PT柜二次空开，并监视电压表计显示35KV电压正常。收到已装上（2#PT柜 2G2）二次保险，合上PT柜二次空开，经监视电压表计显示35KV电压正常确认信息。6.4命令投运操作小组：合（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器，对35KV段母线进行第一次冲击合闸，检查35KV 段母线，并确认无异常。收到已合（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器，对3

40、5KV段母线进行第一次冲击合闸，检查35KV段母线，无异常确认信息。间隔5分钟。收到35KV段母线已带电5分钟确认信息。6.5命令投运操作小组：断开（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器。收到已断开（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器确认信息。间隔5分钟。收到已断开（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器5分钟确认信息。6.6命令投运操作小组：合（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器，对35KV 段母线进行第二次冲击合闸，并确认无异常。收到已合（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器，对35KV段母线进行第二次冲击合闸，无异常确认信息。间隔5分钟。收到35KV段母线已带电5分钟确认信息。6.7命

41、令投运操作小组：断开（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器。收到已断开（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器确认信息。间隔5分钟。收到已断开（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器5分钟确认信息。6.8命令投运操作小组：合（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器，对35KV 段母线进行第三次冲击合闸，并确认无异常。收到已合（2#变压器进线柜 2G4）间隔断路器，对35KV段母线进行第三次冲击合闸，无异常确认信息。间隔5分钟。收到35KV段母线已带电5分钟确认信息。收到升压站 35KV段运行正常确认信息。检查无异常后投入空载运行状态。收到升压站 35KV段已投入空载运行状态确认信息。至此，升压站 3

42、5KV系统 段运行正常。6.9命令投运操作小组：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。收到已合充馈电屏柜1路断路器，低压柜电压正常，投入运行状态确认信息。6.10命令投运操作小组：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。收到已合上交流屏柜、充馈电屏柜内所用电、室内照明配电箱空气断路器，直流屏充电正常，室内照明正常确认信息。6.11命令投运操作小组：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。收到已断开交流屏柜柜内室内照明箱空气开关，检查

43、事故照明正常，经确认动作正常后，已合上照明箱空气开关，恢复照明箱交流电源确认信息。至此， 升压站10KV、35KV柜、主变运行正常，交流屏、充馈电屏运行正常。第二阶段 降压站（10KV除外）投运（一） I段35KV母线（冲击3次）及PT投运；（二） 段35KV母线（冲击3次）及PT投运；（三） 1#主变的投运（冲击5次）；（四） 2#主变的投运（冲击5次）；（五） I段10KV母线（冲击3次）及PT投运；（六） 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；1、准备工作（一）确认： 35KV变电所安装工程均已全部结束，各种试验项目均按照交接试验

44、完成，并且合格。最终经相关部门、监理单位等验收合格并具备投运条件。收到相关部门、监理单位等验收合格并具备投运条件确认信息。（二）矿机电负责人：上级升压站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35KV变电所送电的要求。收到上级升压站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35KV变电所送电的要求确认信息。（三）确认： 35KV线路经过全面巡视检查无异常。收到35KV线路全面巡视检查无异常确认信息。（四）确认： 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35KV线路绝缘电阻合格确认信息。（五）确认：已经对35KV变电所内35KV、

45、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。（充电保护电流定值是按躲过最小运行方式故障电流整定，瞬时动作，变压器、母线冲击时都应该有充电保护）收到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确认信息。（七）由矿机电负责人确认：变电所通信畅通。在投运期间，务必保证该所与升压站、煤变、调度室可靠通信，电话录音功能正常。收到变电所通信畅通确认信息。（八）确认以下准备工作

46、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；收到投运操作人员确认信息。2、运行管理各项规章制度，投运操作人员应熟知；收到投运操作人员应熟知运行管理各项规章制度确认信息。3、竣工资料、图纸现场到位；收到竣工资料、图纸现场到位确认信息。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，齐全确认信息。6、投运前，各小组人员必须提前到位并签到；收到小组人员必须提前到位

47、并签到确认信息。7、投运前，各小组组长再次组织本小组成员学习本措施；收到小组成员学习本措施确认信息。8、投运操作票已经经过安全、技术监察小组审核批准；收到投运操作票已经经过安全、技术监察小组审核批准确认信息。9、所有投运命令及操作票已经模拟预演。收到投运命令及操作票已经模拟预演确认信息。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确认信息。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35KV进线柜内35KV进线已经与设备断开确认信息。准备工作完成后，逐一向总指挥进行

48、汇报，确认无异常。经总指挥同意后，开始投运。2、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#主变出线柜 1GP5、2#主变出线柜 2GP5均处于冷备用状态，10KV侧所有设备断路器均处于断开状态，所有地刀均在“分”位。收到1#主变出线柜 1GP5、2#主变出线柜 2GP5均处于冷备用状态，10KV侧所有设备断路器均处于断开状态，所有地刀均在“分”为并确认信息。2、命令投运操作小组确认：（35KV 1#PT 1GP4）、（35KV 2#PT 2GP4）、(分段开关柜 1GP6)和开关柜P

49、T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（35KV 1#PT 1GP4）、（35KV 2#PT 2GP4）、(分段开关柜 1GP6)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”位置确认信息。3、命令投运操作小组确认： 35KV变电所高压柜内各断路器、保险均在断开位置。收到35KV变电所高压柜内各断路器、保险均在断开位置并确认信息。4、命令投运操作小组：确认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、合母电压正常并确认信息。（二）运行A、35KV

50、1#线路送电情况确认1.1命令投运操作小组确认： 35KV 1#线路已带电。收到35KV 1#线路已带电确认信息。2、35KV侧段母线、开关设备试投运（冲击3次）2.1 命令投运操作小组确认：合隔离刀闸，使之由冷备用状态转为热备用状态。收到隔离刀闸已由冷备用状态转为热备用状态并确认信息。2.2命令投运操作小组：合（35KV 1#PT柜 1GP4）隔离刀闸。收到（35KV 1#PT柜 1GP4）隔离刀闸处于合闸状态并确认信息。2.3命令投运操作小组：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电压正常确

51、认信息。2.4命令投运操作小组：合（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器，对35KV母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常。收到已合（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器，对35KV母线进行第一次冲击合闸，检查无异常并确认信息。间隔5分钟。收到35KV段母线已带电5分钟并确认信息。2.5命令投运操作小组：断开（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器。收到已断开（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器并确认信息。间隔5分钟。收到（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器已断开5分钟并确认信息。2.6命令投运操作小组：合（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器，对35KV

52、段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。收到已合（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器，35KV段母线进行第二次冲击合闸，检查无异常并确认信息。间隔5分钟。收到35KV段母线已带电5分钟并确认信息。2.7命令投运操作小组：断开（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器。收到（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器处于断开状态并确认信息。间隔5分钟。收到（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器已断开5分钟并确认信息。2.8命令投运操作小组：合（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔断路器，对35KV母线进行第三次冲击合闸，并确认无异常。收到已合（35KV 1#进线柜 1GP1）间隔

53、断路器，35KV母线进行第三次冲击合闸，无异常并确认信息。收到35KV段运行正常确认信息。检查无异常后投入空载运行状态。收到35KV段已投入空载运行状态确认信息。至此， 35KV系统 段运行正常。B、35KV 2#线路送电情况确认1.1命令投运操作小组确认： 35KV 2#线路已带电。收到35KV 2#线路已带电确认信息。2、35KV侧段母线、开关设备试投运（冲击3次）2.1 命令投运操作小组确认：合隔离刀闸，使之由冷备用状态转为热备用状态。收到已合隔离刀闸，设备由冷备用状态转为热备用状态并确认信息。2.2命令投运操作小组：合（35KV 2#PT柜 2GP4）隔离刀闸。收到（35KV 2#PT

54、柜 2GP4）隔离刀闸处于合闸状态并确认信息。2.3命令投运操作小组：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电压正常确认信息。2.4命令投运操作小组：合（35KV 2#进线柜 2GP1）间隔断路器，对35KV段母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常。收到已合（35KV 2#进线柜 2GP1）间隔断路器，对35KV段母线进行第一次冲击合闸，检查无异常并确认信息。间隔5分钟。收到35KV段段母线已带电5分钟并确认信息。2.5命令投运操作小组：断开（35KV 2#进线柜 2GP1）间隔断路器。收到已断开（35KV 2#进线柜 2GP1）间隔断路器并确认信息。间隔5分钟。收到（35KV 2#进线柜 2GP1）间隔断路器已断开5分钟并确认信息。2.6命令投运操作小组：合（35KV 2#进线柜 2GP1）间隔断路器，对35KV 段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。收到已合（35KV 2#进线柜 2GP1）间隔断路器，35KV段母线进行第二次冲击合闸，检查无异常并确认信息。间隔5分钟。收