kV么西变电站工程启动试运行方案（正式）

1、 110kV江滨站试运行方案110kV江滨变电站工程启动试运行方案 批 准: 调 度 审 核: 编写单位审核: 编 写： 一、工程概况:1、一次部分：本期工程主要施工内容：新增2台SZ10-50000/110型三相双绕组有载调压自冷变压器；1套110kV部分GIS组合电器（包括五滨103、科尧滨104、科滨朝105、母联甲100、母联乙110间隔）；42面10kV成套开关柜（27回线路、4回电容、2回所变、3回主变进线、3个母线PT、1个母联、2个分段隔离间隔），4组10kV电容器、2台10kV接地变。电气一次主接线方式：110kV配电装置为扩大内桥接线方式；10kV配电装置为单母线分段的3段

2、母线接线方式，分为10kVIM、IIMA、IIMB三段母线。2、二次部分：本期工程主要施工内容：2面主变保护柜、2面主变测控柜、1面公用测控柜、2面110kV母联及备投测控柜、1面电压隔离并列柜、1面低频低压减载柜、1面消弧系统及接地选线柜、1面远动通信柜、1套微机图像监控系统、1面110kV进线电度表及远程抄表处理器柜、3面低压所用屏、1套直流系统、1面UPS电源柜、1面试验电源屏、1面通讯接口柜、10kV保护测控装置及计量电能表均装在各自开关柜内，10kVPT并列装置装在10kVPT柜内。3、110kV线路部分：将110kV科尧五I线032#至033#改“”用电力电缆接入110kV江滨站，

3、线路名称改为110kV五滨线、110kV科尧滨线。现本期#1、#2主变、110kV GIS组合电器设备、10kV开关柜、10kV电容器组、10kV所变施工完毕，所有临时接地线已拆除，所有施工人员已经撤离现场，并已通过了南宁供电局生技部组织的全面验收，具备试运行条件。注：1、因110kV科滨朝105间隔未接入线路，110kV备自投II备试验不在本试运行范围内，（试运行结束后江滨站110kV科滨朝105间隔GIS一次设备及110kV备自投II装置移交与地调管辖，科滨朝105及母联乙110间隔因无法带负荷测试暂不移交其二次设备）。二、启动试运行前的准备工作：1、运行单位应准备好操作用品、用具，消防器

4、材应配备齐全并到位，所有运行设备印制好编号；2、运行单位修订好相关设备的现场运行规程，运行人员必须熟悉运行规程；3、各有关单位确保本次投运的变电站与地调的通讯联系畅通；4、施工单位认真检查所有设备无遗留杂物及短接现象，断路器储能机构及各充气设备气压正常，本次试运行设备的控制、操作、信号、保护电源在断开位置，保护连接片在退出位置；5、江滨站用交、直流系统正常；6、施工单位和运行部门双方协商安排操作、监护及值班人员名单和班次，将各值班长和试运行负责人名单报至地调，以便联系；7、施工图纸、安装调试资料及厂家资料齐全，相关的厂家代表到位；8、施工单位将施工用品、用具和机械等及时撤离现场；9、本试运行方

5、案和新设备运行规程已获批准；10、试运行前，施工单位和设备厂家负责对运行人员进行新设备的运行使用培训，试运行人员必须熟悉运行规程；11、试运行前，值班人员写好操作票。试运行范围内的定值已算出；12、在试运行期间，其它区域施工暂停，但在相应的施工区域周围要装设遮栏，并悬挂“止步，高压危险！”标示牌。13、试运行前，110kV五滨线、科尧滨线电缆工程已经施工完毕并经过了耐压试验合格，相序检测正确，所有施工人员已全部撤离工作现场，所有接地线已拆除，线路上无遗留物，工程已通过验收组全面验收，停电施工第一种工作票已终结，具备启动试运行条件。三、启动试运行范围线路部分：1、110kV五滨线、110kV科尧

6、滨线。变电部分：110kV江滨站1. 110kVI、II、III段母线、110kV五滨103间隔及其线路PT、110kV科尧滨10 4间隔及其线路PT、110kV母联甲100间隔、110kV母联乙110间隔的一、二次设备，110kV科滨朝105间隔GIS的一次设备及其线路PT的一、二次设备。2. #1、#2主变本体一、二次设备。3. 10kVI段母线及其各间隔一、二次设备（包括：#1主变901、10kV备用一907、备用二908、备用三909、备用四910、备用五911、备用六912、备用七913、电容一914及其电容器组、所变一915及其所变本体、母联甲9001、电容二916及其电容器组本体

7、、备用八917、备用九918、备用十919、备用十一920、备用十二921、备用十三922、#1PT0951间隔一、二次设备）。4. 10kVIIA段母线及其各间隔一、二次设备（包括：#2主变905、10kV所变二931、电容四932及其电容器组、备用二一933、备用二二934、备用二三935、备用二四936、#3PT0953、备用二五937、备用二六938、备用二七939、母联甲90012间隔一、二次设备）。5. 10kVIIB段母线及其各间隔一、二次设备（包括：#2主变902、10kV备用十四923、备用十五924、备用十六925、#2PT0952、备用十七926、备用十八927、备用十九

8、928、备用二十929、电容三930及其电容器本体、母联乙90022间隔一、二次设备）。四、启动试运行项目1. 送电前检查。2. 合上五一站110kV五滨110开关对110kV五滨线线路及110kV江滨变GIS设备全电压充击。3. 合上科园站110kV科尧滨110开关对110kV科尧滨线路全电压充击及科尧滨线路二次核相。4. 110kV备自投装置I自投功能试验。5. 合上江滨站110kV五滨103开关对#1主变全电压充击。6. 合上江滨站110kV母联甲100开关对#2主变全电压充击。7. 合上江滨站#1主变901开关对10kV I段母线及各出线间隔全电压充击。8. 合上江滨站#2主变902开

9、关对10kV IIB段母线及各出线间隔全电压充击。9. 合上江滨站#2主变905开关对10kV IIA段母线及各出线间隔全电压充击及核相工作。10. 10kV备自投装置自投功能试验。11. 110kV江滨站10kV电容一914、电容三930、电容四932、#1主变901、#2主变902、905及110kV五滨103、母联甲100、科尧滨104间隔带负荷测试工作。12. 110kV江滨站10kV电容二916、所变一915、所变二931间隔送电并进行380V站用电源切换试验。危险分析及控制措施：1、风险：误碰带电设备导致人身触电的风险；应对措施：操作人员要保持良好精神状态，时刻保持足够的安全距离，

10、做好防误碰带电设备的安全措施；加强监护，严禁擅自扩大操作范围2、风险：送电时冲击电流过大，造成保护跳闸；应对措施：停止试运行，转至检修状态，检查故障原因3、风险：送电操作过程中误遥控，造成带负荷拉刀闸；应对措施：联系监控厂家认真核对遥控点号，把拉错的刀闸拉开后再按操作顺序操作五、启动试运行时间安排：计划 2010年 07月21日六、启动试运行指挥成员名单和电话 启动试运指挥组长： 手机：（ ）启动试运行指挥副组长：试运行操作人：江滨站启动试运行操作值班员由南宁供电局安排，广西百捷电气有限公司派人员进行监护七、启动试运行应具备的条件 1. 新启动的变电站与地调之间的通信能满足调度运行要求，启动设

11、备相关的远动信息能正常传送到地调。2. 所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。3. 所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离现场，现场具备送电条件。4. 运行单位已向地调报送启动申请。5. 启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。提前准备操作票。八、启动试运行前，批准的启动试运行方案送达调度的同时，施工单位已向调度提交试运行申请，启动试运行时间按调度审批的时间执行。九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合：1、2

12、20kV五一站：110kV五滨110间隔热备用，退出五滨110开关重合闸。 2、220kV科园站：110kV科尧滨110间隔热备用，退出科尧滨110开关重合闸。 3、110kV中尧站：110kV科尧滨103间隔冷备用。十、启动试运行内容及步骤（以下操作如无特别注明，均由启动试运行组组长下令现场操作）（一） 启动前现场准备和设备检查由启动试运指挥组长下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，检查完成后采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变。送电前检查： 110kV江滨站：1）、一次设备检查：1. 检查103、100、104、110、105开关，1031、1033、1034、

13、0151、1001、1002、1041、1043、1044、0152、1101、1102、1051、1054、1053、0153刀闸，10318、10338、10337、01518、10347、10348、10018、10028、10027、10418、10438、10437、01528、10448、11018、11028、11027、10518、10538、10537、01538、10548接地刀闸，1010、1020中性点接地刀闸均在断开位置。2. 检查901、907、908、909、910、911、912、913、914、915、9001、916、917、918、919、920、921、

14、922、923、924、925、902、926、927、928、929、930、931、932、933、934、935、936、905、937、938、939开关在断开位置且各开关手车均在试验位置。3. 检查0951、0952、0953、90012、90022隔离手车均在试验位置。4. 检查9146、9166、9306、9326刀闸，90737、90837、90937、91037、91137、91237、91337、91437、91537、91637、91737、91837、91937、92037、92137、92237、92337、92437、92537、92637、92737、92837、

15、92937、93037、93137、93237、93337、93437、93537、93637、93737、93837、93937、91467、91667、93067、93267接地刀闸均在断开位置，#1所变0910、#2所变0920中性点刀闸在合闸位置。5. 检查#1主变110kV侧1034刀闸与#1主变高压侧套管连接线、#2主变110kV侧1044刀闸与#2主变高压侧套管连接线已正确连接。6. 检查110kV科滨朝105间隔未接入线路，1054刀闸未接入引线。7. 检查10kV所有馈线开关柜均未有出线电缆（电容一914、电容二916、电容三930、电容四932、所变一915、所变二931开

16、关除外）。8. 检查10kV电容一914、电容二916、电容三930、电容四932、所变一915、所变二931间隔10kV电力电缆两侧均已接入, 所变一915、所变二931、低压380V侧电力电缆两侧均已接入。9. 检查所有临时接地线已拆除。2）二次设备检查：10. 检查110kV 五滨103、科尧滨104、科滨朝105间隔线路PT二次保护、计量电压空气开关均在断开位置。11. 检查110kV侧、10kV侧母线PT二次电压并列把手在“禁止并列”位置。12. 检查10kV所有母线PT二次保护、计量电压空气开关在断开位置。13. 检查所有刀闸的电动机构电源，开关的储能、控制电源，保护测控装置电源均

17、已投入。14. 检查低压380V所用屏#1、#2进线开关在断开位置。15. 检查#1、#2主变有载调压档位均置1档。16. 检查已按调度定值投入#1、#2主变所有保护，退出#1、#2主变高、低压侧复压过流保护方向元件，并将高、低压侧复压过流保护出口时限修改为0.3秒。17. 检查已按调度定值整定110kV备自投I及10kV备自投保护装置，并退出其所有出口压板。18. 检查已按调度定值投入10kV电容、所变保护。19. 检查已投入低频低压减载装置功能，已投入低频低压减载装置跳闸出口压板。 220kV五一站（地调下令）：20. 检查110kV五滨110开关所有保护均已按调度定值单投入。220kV科

18、园站（地调下令）：21. 检查110kV科尧滨110开关所有保护均已按调度定值单投入。（二）、启动试运行步骤（启动试运行在07月10日进行，启动试运行开始前调度应按启动试运行方案要求的系统运行方式完成220kV五一站、220kV科园站、110kV中尧站的操作，满足启动试运行的条件）合上五一站110kV五滨110开关对110kV五滨线线路及110kV江滨变GIS设备全电压充击：22. 220kV五一站：（地调下令）合上五滨110开关对新110kV五滨线路全电压充击2次，每次持续5分钟，间隔3分钟；充击无异常后断开五滨110开关。23. 110kV江滨站：合上0151、1031、1033、1001

19、、1002、1041、1101、1102、1051、1053、1054、0153刀闸；合上103、100、104、110、105开关。24. 220kV五一站：（地调下令）合上五滨110开关对110kV五滨线路及110kV江滨变GIS设备进行全电压充击2次，第1次充击持续5分钟，间隔3分钟；第2次充击时间直至以下工作完成。（1）、由电缆分公司工作人员在110kV五滨线电缆线路上的互联箱处测量电缆外护套的对地电压及环流，并向试运行组长汇报测试结果。（2）、在五滨103、科滨朝105汇控柜测量线路PT二次保护、计量电压幅值、相序及开口三角电压幅值，正确后投入五滨103、科滨朝105线路PT二次保护

20、、计量电压空气开关；在主控室检查测量各保护测控装置相关的110kV I段、III段PT二次电压采样。25. 110kV江滨站：以上测试正确后断开科尧滨104开关。合上科园站110kV科尧滨110开关对110kV科尧滨线路全电压充击及科尧滨线路二次核相：26. 110kV江滨站：合上科尧滨0152刀闸。27. 220kV科园站：（地调下令）合上科尧滨110开关对新110kV科尧滨线路及110kV江滨变科尧滨104线路PT进行全电压充击3次，第1、3次充击持续5分钟，间隔3分钟；第2次充击时间直至以下工作完成。（1）、由电缆分公司工作人员在110kV科尧滨线电缆线路上的互联箱处测量电缆外护套的对地

21、电压及环流，并向试运行组长汇报测试结果。（2）、在江滨站科尧滨104汇控柜测量线路PT二次保护、计量电压幅值、相序及开口三角电压幅值，正确后投入科尧滨104线路PT二次保护、计量电压空气开关，在主控制室电压隔离并列柜进行110kV I、II段及110kV II、III段的二次电压核相。28. 220kV科园站：以上测试正确后由试运行组长向地调申请第3次充击，充击无异常后断开科尧滨110开关。29. 110kV江滨站：110kV母联乙110、科滨朝105间隔由运行转冷备用。30. 110kV江滨站：合上科尧滨1043刀闸，104开关。31. 110kV中尧站：（地调下令）合上科尧滨0151刀闸，

22、由百捷公司工作人员在变维所继电班工作人员的监护下在GIS室进行110kV科尧滨103与科尧五II 104间隔线路PT二次电压核相，并向试运行组长汇报测试结果。32. 110kV江滨站：测试结果正确后，断开科尧滨104开关。进行110kV备自投装置I自投功能试验（注：如110kV备自投I动作不正确，则直接转到本方案第53步试运行内容，待备自投查明原因后继续）33. 110kV江滨站：将110kV I母、II母PT并列转换把手转至“并列”位置。34. 220kV科园站：（地调下令）合上科尧滨110开关。35. 110kV江滨站：投入110kV备自投I所有跳、合闸出口压板，检查备自投投入方式正确且充

23、电完成。36. 220kV五一站：（地调下令）断开五滨110开关。37. 110kV江滨站：检查110kV备自投I动作情况（进线2备投：跳开五滨103开关，合上科尧滨104开关）；并检查110kV I、II母电压采样正常，向地调汇报110kV备自投I动作正确。38. 220kV五一站：（地调下令）合上五滨110开关。39. 110kV江滨站：检查备自投投入方式正确且充电完成。40. 220kV科园站：（地调下令）断开科尧滨110开关。41. 110kV江滨站：检查110kV备自投I正确情况（进线1备投：跳开科尧滨104开关，合上五滨103开关）；并检查110kV I、II母电压采样正常，向地调

24、汇报110kV备自投I动作正确。42. 220kV科园站：（地调下令）合上科尧滨110开关。43. 110kV江滨站：断开母联甲100开关，合上科尧滨104开关。44. 110kV江滨站：检查备自投投入方式正确且充电完成。45. 220kV五一站：（地调下令）断开五滨110开关。46. 110kV江滨站：检查110kV备自投I动作情况（桥备投1：跳开五滨103开关，合上母联100开关）；并检查110kV I、II母电压采样正常，向地调汇报110kV备自投I动作正确。47. 220kV五一站：（地调下令）合上五滨110开关。48. 110kV江滨站：断开母联100开关，合上五滨103开关，检查备

25、自投投入方式正确且充电完成。49. 220kV科园站：（地调下令）断开科尧滨110开关。50. 110kV江滨站：检查110kV备自投I动作情况（桥备投2：跳开科尧滨104开关，合上母联100开关）；并检查110kV I、II母电压采样正常，向地调汇报110kV备自投I动作正确。51. 220kV科园站：（地调下令）合上科尧滨110开关。52. 110kV江滨站：断开母联100、五滨103开关。合上110kV江滨站五滨103开关对#1主变全电压充击：53. 110kV江滨站：合上#1主变1034、1010刀闸，将#1主变901开关手车摇至工作位置。54. 110kV江滨站：合上五滨103开关对

26、#1主变及901开关手车进行全电压充击5次，第1次充击持续10分钟，第2次以后每次充击持续5分钟，每次间隔3分钟，#1主变充击合闸过程中派专人到现场监视主变运行情况，若发现异常立即汇报试运行组长，并将#1主变转检修，处理异常问题，待问题解决后，才能重新进行#1主变充击试运行，充击无异常后下一步。合上110kV江滨站母联甲100开关对#2主变全电压充击：55. 110kV江滨站：合上#2主变1044、1020刀闸，将#2主变10kV侧902、905开关手车摇至工作位置。56. 110kV江滨站：合上母联甲100开关对#2主变及902、905开关进行全电压充击5次，第1次充击持续10分钟，第2次以

27、后每次充击持续5分钟，每次间隔3分钟，#2主变充击合闸过程中派专人到现场监视主变运行情况，若发现异常立即汇报试运行负责人，并将#2主变转检修，处理异常问题，待问题解决后，才能重新进行#2主变充击试运行，充击无异常后进行下一步。合上110kV江滨站#1主变901开关对10kV I段母线及各出线间隔全电压充击：57. 110kV江滨站：将备用一907、备用二908、备用三909、备用四910、备用五911、备用六912、备用七913、电容一914、所变一915、母联甲9001、电容二916、备用八917、备用九918、备用十919、备用十一920、备用十二921、备用十三922开关手车及#1PT0

28、951隔离手车由试验位置摇至工作位置；合上备用一907、备用二908、备用三909、备用四910、备用五911、备用六912、备用七913、母联甲9001、备用八917、备用九918、备用十919、备用十一920、备用十二921、备用十三922开关。58. 110kV江滨站：合上#1主变901开关对10kV I段母线及各出线间隔全电压充击3次，第1、3次充击持续5分钟，每次间隔3分钟；第2次充击时间直至以下工作完成。（1）、在#1PT0951开关柜测量10kV I段PT二次保护、计量电压的幅值、相序及开口三角电压幅值。（2）、正确后合上10kV I段PT二次保护、计量电压的空气开关，检测相关各

29、保护测控装置10kV I段PT电压采样正确。59. 110kV江滨站：第3次充击正常后，10kV备用一907、备用二908、备用三909、备用四910、备用五911、备用六912、备用七913、母联甲9001、备用八917、备用九918、备用十919、备用十一920、备用十二921、备用十三922开关由运行转冷备用；将母联甲9001开关手车摇出开关柜外。合上110kV江滨站#2主变902开关对10kV IIB段母线及其各间隔全电压充击：60. 110kV江滨站：将备用十四923、备用十五924、备用十六925、备用十七926、备用十八927、备用十九928、备用二十929、电容三930开关手车

30、及#2PT0952、母联乙90022隔离手车由试验位置摇至工作位置。61. 110kV江滨站：合上备用十四923、备用十五924、备用十六925、备用十七926、备用十八927、备用十九928、备用二十929开关。62. 110kV江滨站：合上#2主变902开关对10kV IIB段母线及各出线间隔全电压充击3次，第1、3次充击持续5分钟，每次间隔3分钟；第2次充击时间直至以下工作完成。（1）、在#2PT0952开关柜测量10kV IIB段PT二次保护、计量电压的幅值、相序及开口三角电压幅值。（2）、正确后合上10kV IIB段PT二次保护、计量电压的空气开关，检测相关各保护测控装置10kV I

31、IB段PT电压采样正确。63. 110kV江滨站：第3次充击正常后，10kV备用十四923、备用十五924、备用十六925、备用十七926、备用十八927、备用十九928、备用二十929由运行转冷备用，将90022隔离手车由工作位置转试验位置。合上110kV江滨站#2主变905开关对10kV IIA段母线及其各间隔全电压充击及核相工作：64. 110kV江滨站：将所变二931、电容四932、备用二一933、备用二二934、备用二三935、备用二四936、备用二五937、备用二六938、备用二七939开关手车及#3PT0953、母联甲90012隔离手车由试验位置摇至工作位置。65. 110kV江

32、滨站：合上备用二一933、备用二二934、备用二三935、备用二四936、备用二五937、备用二六938、备用二七939开关。66. 110kV江滨站：合上#2主变905开关对10kV IIA段母线及各出线间隔全电压充击3次，第1、3次充击持续5分钟，每次间隔3分钟；第2次充击时间直至以下工作完成。（1）、在#3PT0953开关柜测量10kV IIA段PT二次保护、计量电压的幅值、相序及开口三角电压幅值。（2）、正确后合上10kV IIA段PT二次保护、计量电压的空气开关，检测相关各保护测控装置10kV IIA段PT电压采样正确。（3）、在#2PT0952开关柜进行10kV IIA与IIB段P

33、T二次电压核相，核相正确后进行10kV IIA与IIB电压并列试验正确，并将10kV IIA与IIB段电压并列把手置“禁止并列”位置。（4）、在母联甲9001开关柜上、下静触头处进行10kV I与IIA段一次电压核相正确。67. 110kV江滨站：断开母联100开关，合上科尧滨104开关。68. 110kV江滨站：再次在母联甲9001开关柜上、下静触头处进行10kV I与IIA段一次电压核相正确。69. 110kV江滨站：第3次充击正常后，10kV备用二一933、备用二二934、备用二三935、备用二四936、备用二五937、备用二六938、备用二七939开关由运行转冷备用。70. 110kV

34、江滨站：将母联9001开关手车摇至运行位置，并合上母联9001开关，在#3PT0953开关柜进行10kV IIA与I段PT二次电压核相，核相正确后将10kV IIA与I段电压并列把手置“允许并列”位置，进行10kV IIA与I段电压并列试验正确。71. 110kV江滨站：断开母联9001开关，将10kV IIA与I段电压并列把手置“禁止并列”位置。10kV备自投装置自投功能试验：72. 110kV江滨站：投入10kV备自投所有跳、合闸出口压板，检查备自投投入方式正确且充电完成。73. 110kV江滨站：断开五滨103开关。74. 110kV江滨站：检查10kV备自投动作情况（应跳开#1主变90

35、1开关，合上母联甲9001开关）；并检查10kV I、IIA母电压采样正常。75. 110kV江滨站：合上五滨103开关，断开母联甲9001开关，合上#1主变901开关，检查10kV备自投投入方式正确且充电完成。76. 110kV江滨站：断开科尧滨104开关。77. 110kV江滨站：检查10kV备自投动作情况（应跳开#2主变905开关，合上母联甲9001开关）；并检查10kV I、IIA母电压采样正常。78. 110kV江滨站：合上科尧滨104开关，检查10kV备自投投入方式正确且充电完成。79. 110kV江滨站：断开五滨103开关。80. 110kV江滨站：检查10kV备自投动作情况（应

36、跳开#1主变901开关，合上#2主变905开关）；并检查10kV I、IIA母电压采样正常。81. 110kV江滨站：合上五滨103开关，检查10kV备自投投入方式正确且充电完成。82. 110kV江滨站：断开科尧滨104开关。83. 110kV江滨站：检查10kV备自投动作情况（应跳开#2主变905开关，合上#1主变901开关）；并检查10kV I、IIA母电压采样正常。84. 110kV江滨站：断开母联9001开关，合上#1主变901、#2主变905开关；合上母联甲100开关。10kV电容一914间隔送电并进行#1主变901、103间隔带负荷测试：85. 110kV江滨站：合上电容一914

37、6刀闸。86. 110kV江滨站：退出#1主变差动保护。87. 110kV江滨站：合上10kV电容一914开关对其电容器本体全电压充击3次，第1、3次充击持续5分钟，间隔5分钟，第2次充击时间直至以下工作完成。 （1）、进行#1主变10kV侧901、五滨103间隔CT差动、后备保护、测量、计量组带负荷测试正确。（2）、进行电容一914间隔带负荷及谐波测试正确。88. 110kV江滨站：第3次充击正常后断开电容一914开关。10kV电容三930、电容四932间隔送电并进行#2主变902、905、100、104间隔带负荷测试：89. 110kV江滨站：合上电容三9306刀闸。90. 110kV江滨

38、站：退出#2主变差动保护。91. 110kV江滨站：合上10kV电容三930开关对其电容器本体全电压充击3次，第1、3次充击持续5分钟，间隔5分钟，第2次充击时间直至以下工作完成。 （1）、进行#2主变10kV侧902、110kV母联甲100间隔CT差动、后备保护、测量、计量组带负荷测试正确。（2）、进行电容三930间隔带负荷及谐波测试正确。92. 110kV江滨站：第3次充击正常后断开电容三930开关，110kV母联甲100开关。93. 110kV江滨站：合上电容四9326刀闸，科尧滨104开关。94. 110kV江滨站：合上10kV电容四932开关对其电容器本体全电压充击3次，第1、3次充

39、击持续5分钟，间隔5分钟，第2次充击时间直至以下工作完成。 （1）、进行#2主变10kV侧905、科尧滨104间隔CT差动、后备保护、测量、计量组带负荷测试正确。（2）、进行电容四932间隔带负荷及谐波测试正确。95. 110kV江滨站：第3次充击正常后断开电容四932、科尧滨104开关。96. 110kV江滨站：投入#1、#2主变差动保护。97. 110kV江滨站：按调度定值单恢复#1、#2主变高、低后备保护定值。98. 220kV五一站：（地调下令）投入110kV五滨110开关重合闸。99. 220kV科园站：（地调下令）投入110kV科尧滨110开关重合闸。10kV电容二916、所变一915、所变二931间隔送电并进行380V站用电源切换试验：100. 110kV江滨站：合上电容二9166刀闸；合上电容二916开关对其电容器本体全电压充击3次，第1、3次充击持续5分钟，间隔5分钟，第2次充击时间直至以下工作完成。（1）、进行电容二916间隔带负荷及谐波测试正确。101. 110kV江滨