变电站送电方案

XXXXXXXXXXXXXXX送电方案

送

电

方

案

建设单位：XXXXXXXXX

监理单位：XXXXXXX

2016年1月11日

变电所调试运行流程

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

另引自电厂配电室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/相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

压器进线柜（2G4）,35KV高压出线柜二矿出线1柜（1G3）、二矿出线2

相（2G3）通过电缆引至室外架空线路，引至XXXX降压站二层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10KVI、II段进线柜。10KVI、II

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、升压站配电柜编号及名称：（系统图见附件1）

1GM6———1#主变出线柜;

1GP3——35KV环坑线3柜

2GP2---------35KV环坑线4柜

2GP3—-——35KV环坑线2柜

1GP5-——1井主变出线柜

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、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：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。

Io1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。

lo2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、送电相关操作工作C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.

lo4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.

2o2施工单位提交的试验记录报告，试验依据为《GB50150—2006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

一、二次接线及母线连接等检查

1

正确无误

升压站10/35KV进出线电缆耐压

2

等试验项目完毕且试验合格

10/35KV各配电柜等短路开关、

3

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

各种保护整定值输入正确，分合

5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

3o1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、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：

4o110KV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。

4o235KV、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。

4o3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，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。

4o4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：

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

（-）I段10KV母线（冲击3次）及PT的投运；

（-）II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）II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。

口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。

口收到保护装置、计量装置及整定值等调整合格并确认信息.

口（三）确认：10KV电缆廊道经过全面巡视检查无异常。

口收到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。

口收到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）

口收到升压站35KV、10KV各间隔、主变保护定值按照定值耍求输

入，保护压板投入正确并确认信息。

口（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。

口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.

口收到升压站通信畅通并确认信息C

□（八）确认以下准备工作均已完成：

口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；

口收到操作人员符合操作设备及识别信号要求并确认信息.

口2、运行管理各项规章制度，投运操作人员应熟知；

口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。

口3、竣工资料、图纸现场到位；

口收到竣工资料及图纸齐全到位并确认信息。

口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；

口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.

口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；

口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.

口6、投运前，各小组人员必须提前到位并签到；

口收到各小组人员到位及签到并确认信息、。

口7、投运前，各小组组长再次组织本小组成员学习本措施；

口收到学习措施并确认信息.

口8、投运操作票已经经过安全、技术监察小组审核批准；

口收到技术监察小组审核批准并确认信息。

口9、所有投运命令及操作票已经模拟预演。

口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.

口收到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：（10KV1#进线柜1GM3）及（2#进线

柜2GM3）内10KV进线已经与设备断开c

口收到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c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：

□（-）确认所有与运行有关设备的状态

口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。

口收到（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：（10KV1#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“解列”位置。

口收到（1OKV1#PT柜1GM4）、（10KV2#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.

口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.

口收到升压站10KV高压柜内各断路器、保险均在断开位置并确认

信息。

口4、命令投运操作小组确认：升玉站直流系统利用外接电源充

电正常，控、合母电压正常。

口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、10KV1#进线电缆送电情况确认

口1.1命令投运操作小组确认：10KV1祥进线电缆已带电。

口收到1#进线电缆已带电，各相电压数据正常并确认信息。

口2、10KV侧I段母线、开关设备试投运（冲击3次）

□2o1命令投运操作小组确认：合（10KV1#PT柜1GM4）隔离

刀闸.

口收到（10KV1#PT柜1GM4）隔离刀闸处于合闸位置并确认信息.

□2o2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。

口收到装上（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。

□203命令投运操作小组确认：合（10KV1#进线柜1GM3）间隔

断路器，对10KVI段母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常。

口收到（10KV1#进线柜1GM3）间隔断路器，对10KVI段母线

进行第一次冲击合闸，并检查无异常并确认信息.

口间隔5分钟。

口收到10KVI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（10KV1#进线柜1GM3）间

隔断路器。

口收到断开（10KV1#进线柜1GM3）间隔断路器并确认信息。

口间隔5分钟。

口收到收到断开（10KV1#进线柜1GM3）间隔断路器间隔5分钟

并确认信息.

口2。5命令投运操作小组确认：合（10KV1#进线相1GM3）间隔

断路器，对10KVI段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。

口收到合（10KV1#进线柜1GM3）间隔断路器，对10KVI段母线

进行第二次冲击合闸，并检查无异常并确认信息。

口间隔5分钟。

口收到10KVI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（10KV1#进线柜1GM3）间

隔断路器。

口收到断开（10KV1#进线柜1GM3）间隔断路器并确认信息。

口间隔5分钟.

口收到断开（10KV1并进线柜1GM3）间隔断路器后间隔5分钟并

确认信息。

□2o7命令投运操作小组确认:合（10KV1#进线柜1GM3）间隔

断路器，对10KVI段母线进行第三次冲击合闸，确认无异常后转入

空载运行.

口收到合（10KV1#进线柜1GM3）间隔断路器，对10KVI段母

线进行第三次冲击合闸，确认无异常并确认信息。

口2.8命令投运操作小组确认：外观检查10KV侧I段母线及设

备，并确认无异常。

口收到外观检查10KV侧I段母线及设备，并确认无异常并确认

信息。

10KV系统I段送电完毕。

□B>10KV2牡进线电缆送电情况确认

口I.1命令投运操作小组确认：10KV2#进线电缆已带电.

口收到10KV2#进线电缆已带电，各相电压数据正常并确认信息。

口2、10KV侧H段母线、开关设备试投运（冲击3次）

□2o1命令投运操作小组确认:合（10KV2#PT柜2GM4）隔离刀闸。

口收至I」（10KV2#PT柜2GM4）隔离刀闸处于合闸位置并确认信息。

口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,并监视电压表计显示10KV电压是否正常。

口收到装上（2VPT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。

□2o3命令投运操作小组确认：合（10KV2#进线柜2GM3）间隔

断路器，对10KVII段母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常。

口收到（10KV2#进线柜2GM3）间隔断路器，对10KVII段母线进

行第一次冲击合闸，并检查无异常并确认信息。

口间隔5分钟.

口收到10KVII段母线第一次冲击合闸正常并确认信息。

□204命令投运操作小组确认：断开（10KV2#进线柜2GM3）间

隔断路器。

口收到断开（10KV2#进线柜2GM3）间隔断路器并确认信息.

口间隔5分钟.

口收到收到断开（10KV2#进线柜2GM3）间隔断路器间隔5分钟

并确认信息。

□2O5命令投运操作小组确认：合（10KV2#进线柜2GM3）间隔

断路器，对10KVH段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。

口收到合（10KV2#进线桁2GM3）间隔断路器，对10KYH段母

线进行第二次冲击合闸,检查无异常并确认信息。

口间隔5分钟.

口收到10KVII段母线第二次冲击后间隔5分钟并确认信息。

□2O6命令投运操作小组确认：断开（10KV2#进线柜2GM3）

间隔断路器.

口收到断开（10KV2#进线柜2GM3）间隔断路器并确认信息。

口间隔5分钟。

口收到断开（10KV2#进线柜2GM3）间隔断路器后间隔5分钟并

确认信息。

口2.7命令投运操作小组确认：合（10KV2并进线柜2GM3）间隔断

路器，对10KVII段母线进行第三次冲击合闸，确认无异常后转入空

载运行.

口收到合（10KV2#进线柜2GM3）间隔断路器，对10KVII段母

线进行第三次冲击合闸，无异常并确认信息。

□2o8命令投运操作小组确认：外观检查10KV侧H段母线及设

备，并确认无异常。

口收到外观检查10KV侧II段母线及设备，无异常并确认信息.

10KV系统H段送电完毕。

□3、1#主变试投运（5次冲击试验）

□3O1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（35KV1#主变压器进线柜1G4）

断路器处于断开状态.

口收到1祥主变高、低后备保护装置运行正常，各保护压板投入正

确；（35KV1#主变压器进线柜1G4）断路器处于断开状态并确认信息。

口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.

口收到已合（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.

口1#变压器运行10分钟。

口收到1#变压器已运行10分钟并确认信息。

□3o3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.

口收到已断开（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.

□3O4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。

口收到已合（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。

口1祥变压器运行5分钟。

口收到1#变压器已运行5分钟并确认信息。

口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。

口收到已断开（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甘主变出线柜1GM6）断路器，

对1#主变进行第三次冲击合闸。

口收到已合（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。

口1#变压器运行5分钟.

口收到1#变压器已运行5分钟并确认信息.

口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。

口收到已断开（1井主变出线柜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。

口3.8命令投运操作小组：合（1#主变出线柜1GM6）断路器，对1

祥主变进行第四次冲击合闸。

口收到已合（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。

口1#变压器运行5分钟.

口收到1#变压器已运行5分钟并确认信息。

□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。

口收到已断开（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。

□3o10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.

口收到已断开（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、10KV室各间隔及

其他间隔无异常后投入空载运行状态.

口收到已合（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）

口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（35KV2#主变压器进线柜2G4）断

路器处于断开状态。

口收到2祥主变高、低后备保护装置运行正常，各保护压板投入

正确，（35KV2#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）断路器，

对2#主变进行第一次冲击合闸.

口收到已合（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。

口2#变压器运行10分钟。

口收到2祥变压器已运行10分钟并确认信息°

口4.3命令投运操作小组：断开（2井主变出线柜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。

口收到已断开（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。

口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。

口收到已合（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。

口2#变压器运行5分钟.

口收到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。

口收到已断开（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.

口收到已合（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。

口2#变压器运行5分钟。

口收到2祥变压器已运行5分钟后并确认信息。

口4.7命令投运操作小组:断开（2#主变出线柜2GM5）断路器,

外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查10KV室各间隔无异

常。

口收到已断开（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.

□4o8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。

口收到已合（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。

口2#变压器运行5分钟。

口收到2并变压器已运行5分钟后确认信息。

□4o9命令投运操作小组：断开（2祥主变出线柜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.

口收到已断开（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.

口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c

口收到已合（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.

口5、35KVI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。

口收到检查此进线后备保护、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息。

□5o2命令投运操作小组:合（1#PT柜1G2）隔离刀闸.

口收到已合（1#PT柜1G2）隔离刀闸并确认信息。

□5o3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。

口收到已装上（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.

□5o4命令投运操作小组：合（1#变压器进线柜1G4）间隔断路

器，对35KVI段母线进行第一次冲击合闸，检查35KVI段母线，并

确认无异常。

口收到已合（煲变压器进线柜1G4）间隔断路器，对35KVI段母线

进行第一次冲击合闸,检查35KVI段母线，无异常并确认信息。

口间隔5分钟。

口收到35KVI段母线已带电5分钟并确认信息。

□5o5命令投运操作小组：断开（1#变压器进线柜1G4）间隔断

路器。

口收到已断开（1#变压器进线柜1G4）间隔断路器并确认信息.

口间隔5分钟。

口收到已断开（1#变压器进线柜1G4）间隔断路器5分钟确认信

息C

□506命令投运操作小组:合（1#变压器进线柜1G4）间隔断路

器，对35KVI段母线进行第二次冲击合闸，并确认无异常。

口收到已合（1#变压器进线柜1G4）间隔断路器，对35KVI段母

线进行第二次冲击合闸，无异常并确认信息。

口间隔5分钟。

口收到35KVI段母线已带电5分钟并确认信息.

□5o7命令投运操作小组:断开（1#变压器进线柜1G4）间隔断路

器。

口收到已断开（1#变压器进线柜1G4）间隔断路器并确认信息。

口间隔5分钟。

口收到已断开（1#变压器进线柜1G4）间隔断路器5分钟并确认

信息。

5o8命令投运操作小组：合（1#变压器进线柜1G4）间隔断路

器，对35KVI段母线进行第三次冲击合闸，并确认无异常。

口收到已合（1#变压器进线柜1G4）间隔断路器，对35KVI段母

线进行第三次冲击合闸，无异常并确认信息。

口收到升压站35KVI段运行正常确认信息。

口检查无异常后投入空载运行状态.

口收到升压站35KVI段已投入空载运行状态确认信息。

至此，升压站35KV系统I段运行正常。

口6、35KVH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#进线后备保护、差动保护装置

均运行正常C

口收到检查2#进线后备保护、差动保护装置均运行正常。

□6o2命令投运操作小组：合（2#PT柜2G2）隔离刀闸。

口收到已合（2#PT柜2G2）隔离刀闸确认信息。

口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.

口收到已装上（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.

□6o4命令投运操作小组：合（2#变压器进线柜2G4）间隔断路

器，对35KVII段母线进行第一次冲击合闸，检查25KVII段母线，并

确认无异常。

口收到已合（2#变压器进线柜2G4）间隔断路器，对35KVII段

母线进行第一次冲击合闸,检查35KVH段母线，无异常确认信息.

口间隔5分钟.

口收到35KVH段母线已带电5分钟确认信息.

□605命令投运操作小组：断开（2#变压器进线柜2G4）间隔断

路器。

口收到已断开（2#变压器进线柜2G4）间隔断路器确认信息。

口间隔5分钟。

口收到已断开（2#变压器进线柜2G4）间隔断路器5分钟确认信

息。

□6o6命令投运操作小组：合（2#变压器进线柜2G4）间隔断路

器,对35KVII段母线进行第二次冲击合闸，并确认无异常.

口收到已合（2#变压器进线板2G4）间隔断路器，对35KVH段母

线进行第二次冲击合闸，无异常确认信息。

口间隔5分钟。

口收到35KVH段母线已带电5分钟确认信息。

□6O7命令投运操作小组：断开（2#变压器进线柜2G4）间隔

断路器。

口收到已断开（2#变压器进线柜2G4）间隔断路器确认信息。

口间隔5分钟.

口收到已断开（2#变压器进线柜2G4）间隔断路器5分钟确认信

息。

□6o8命令投运操作小组：合（2苕变压器进线柜2G4）间隔断路

器，对35KVII段母线进行第三次冲击合闸，并确认无异常。

口收到己合（2¥变压器进线柜2G4）间隔断路器，对35KVH段母线

进行第三次冲击合闸，无异常确认信息C

口间隔5分钟。

口收到35KVH段母线已带电5分钟确认信息.

口收到升压站35KVII段运行正常确认信息。

口检查无异常后投入空载运行状态C

口收到升压站35KVH段已投入空载运行状态确认信息.

至此，升压站35KV系统II段运行正常.

□6O9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.

口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C

口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。

口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。

□6o11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。

口收到已断开交流屏柜柜内室内照明箱空气开关，检查事故照明

正常，经确认动作正常后，已合上照明箱空气开美，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

（-）T段35KV母线（冲击3次）及PT投运；

（二）II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牡主变的投运（冲击5次）；

（五）I段10KV母线（冲击3次）及PT投运；

（六）II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

□（-）确认：35KV变电所安装丁•程均已全部结束，各种试验

项目均按照交接试验完成，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。

口收到相关部门、监理单位等验收合格并具备投运条件确认信息。

口（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。

口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.

口收到35KV线路全面巡视检查无异常确认信息。

口（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.

口收到35KV线路绝缘电阻合格确认信息。

口（五）确认：已经对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。（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）

口收到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。

口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.

口收到变电所通信畅通确认信息.

□（八）确认以下准备工作均已完成：

口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；

口收到投运操作人员确认信息。

口2、运行管理各项规章制度，投运操作人员应熟知；

口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。

口3、竣工资料、图纸现场到位；

口收到竣工资料、图纸现场到位确认信息。

口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；

口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。

口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；

口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。

口6、投运前，各小组人员必须提前到位并签到；

口收到小组人员必须提前到位并签到确认信息。

口7、投运前，各小组组长再次组织本小组成员学习本措施；

口收到小组成员学习本措施确认信息.

口8、投运操作票已经经过安全、技术监察小组审核批准；

口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。

口9、所有投运命令及操作票已经模拟预演。

口收到投运命令及操作票已经模拟预演确认信息。

口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。

口收到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.

口由投运操作小组确认：35KV进线柜内35KV进线已经与设备断

开.

口收到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

口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。

口收到1祥主变出线柜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.

口2、命令投运操作小组确认：(35KV1#PT1GP4)、(35KV2#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。

□收到(35KV1#PT1GP4)、(35KV2#PT2Gp4)、(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。

口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.

口收到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。

口收到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

口A、35KV1牡线路送电情况确认

□1.1命令投运操作小组确认：35KV1#线路已带电。

口收到35KV1#线路已带电确认信息。

口2、35KV侧I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。

口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。

口2.2命令投运操作小组：合（35KV1#PT相1GP4）隔离刀闸.

口收到（35KV1#PT柜1GP4）隔离刀闸处于合闸状态并确认信息。

□2o3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.

口收到装上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（35KV1#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。

口收到已合（35KV1#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。

口间隔5分钟。

口收到35KVI段母线已带电5分钟并确认信息。

口2.5命令投运操作小组：断开（35KV1#进线柜1GP1）间隔断

路器.

口收到已断开（35KV1#进线柜1GP1）间隔断路器并确认信息.

口间隔5分钟.

口收到（35KV1#进线柜1GP1）间隔断路器已断开5分钟并确认

信息.

□2o6命令投运操作小组：合（35KV1#进线柜1GP1）间隔断路

器，对35KVI段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。

口收到已合（35KV1#进线柜1GP1）间隔断路器，35KVI段母线进

行第二次冲击合闸，检查无异常并确认信息。

口间隔5分钟。

口收到35KVI段母线已带电5分钟并确认信息.

□207命令投运操作小组：断开（35KV1祥进线柜1GP1）间隔断

路器。

口收到（35KV1#进线柜1GP1）间隔断路器处于断开状态并确认

信息。

口间隔5分钟。

口收到（35KV1#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（35KV1#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。

口收到已合（35KV1#进线柜1GP1）间隔断路器，35KV母线进

行第三次冲击合闸，无异常并确认信息C

口收到35KVI段运行正常确认信息.

口检查无异常后投入空载运行状态C

口收到35KVI段已投入空载运行状态确认信息。

至此，35KV系统I段运行正常。

口B、35KV2牡线路送电情况确认

□1.1命令投运操作小组确认：35KV2#线路已带电。

口收到35KV2#线路已带电确认信息。

口2、35KV侧H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。

口收到已合隔离刀闸，设备由冷备用状态转为热备用状态并确认

信息C

□202命令投运操作小组：合（35KV2#PT柜2Gp4）隔离刀闸。

口收到（35KV2#PT柜2Gp4）隔离刀闸处于合闸状态并确认信息.

口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甩压正常。

口收到装上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（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路

器，对35KVH段母线进行第一次冲击合闸，并检查无异常。

口收到已合（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路器，对35KVII段母

线进行第一次冲击合闸，检查无异常并确认信息。

口间隔5分钟。

口收到35KVH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（35KV2#进线柜2GP1）间隔断

路器。

口收到已断开（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路器并确认信息。

口间隔5分钟.

口收到（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路器已断开5分钟并确认

信息。

□2O6命令投运操作小组:合（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路

器，对35KVII段母线进行第二次冲击合闸，并检查无异常。

口收到已合（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路器,35KVH段母线进

行第二次冲击合闸，检查无异常并确认信息。

口间隔5分钟.

口收到35KVII段母线已带电5分钟并确认信息。

口2.7命令投运操作小组：断开（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路

器.

口收到（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路器处于断开状态并确认

信息.

口间隔5分钟.

口收到（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路器已断开5分钟并确认

信息.

□208命令投运操作小组:合（35KV2#进线柜1GP1）间隔断路

器,对35KVII段母线进行第三次冲击合闸，确认无异常。

口收到已合（35KV2#进线柜2GP1）间隔断路器，35KVH段母线

进行第三次冲击合闸，无异常并确认信息,.

口收到35KVH段运行正常确认信息。

口检查无异常后投入空载运行状态c

口收到35KVH段已投入空载运行状态确认信息.

至此，35KV系统II段运行正常.

□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（10KV1#进线柜1AH）断路器

处于断开状态。

口收到已检查1#主变高、低后备保护装置运行正常，各保护压板

投入正确；（10KV1祥进线柜1AH）断路器处于断开状态确认信息。

口3。2命令投运操作小组确认：合（1#主变出线相1GP5）隔离

刀闸，使1#主变由冷备用状态转为热备用状态。

口收到己合（1祥主变出线柜1GP5）隔离刀闸，1#主变由冷备用状

态转为热备用状态确认信息.

□3.3命令投运操作小组确认：合（1#主变出线柜1GP5）间隔

断路器，对1#主变进行第一次冲击合闸.

口收到（1#主变出线柜1GP5）间隔断路器处于合闸状态，对1#

主变进行第一次冲击合闸并确认信息。

口变压器运行10分钟。

口收到变压器已运行10分钟并确认信息。

□3.4命令投运操作小组确认：断开（1#主变出线柜1GP5）断路

器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔

无异常。

口收到（1#主变出线柜1GP5）断路器已断开，外观检查变压器无

异常，35KV室各间隔无异常并确认信息。

□3o5命令投运操作小组确认：合（1#主变出线柜1GP5）断路器,

对1#主变进行第二次冲击合闸。

口收到（1#主变出线柜1GP5）断路器已合闸，对1#主变进行第

二次冲击合闸确认信息。

口变压器运行5分钟。

口收到变压器已运行5分钟确认信息。

□3o6命令投运操作小组确认：断开（1#主变出线柜1GP5）断路

器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔

无异常.

口收到（1#主变出线柜1GP5）断路器已断开，外观检查变压器无

异常，35KV室各间隔无异常并确认信息。

口3.7命令投运操作小组确认：合（1#主变出线柜1GP5）断路器,

对1#主变进行第三次冲击合闸。

口收到（1#主变出线柜1GP5）断路器已合闸，对1#主变进行第

三次冲击合闸确认信息。

口变压器运行5分钟。

口收到变压器已运行5分钟确认信息.

□308命令投运操作小组确认：断开（1#主变出线柜1GP5）断路

器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔无

异常。

口收到（1#主变出线柜1GP5）断路器已断开，外观检查变压器无

异常,35KV室各间隔无异常并确认信息。

口3.9命令投运操作小组确认：合（1#主变出线柜1GP5）断路器,

对1#主变进行第四次冲击合闸。

口收到（1井主变出线柜1GP5）断路器已合闸，对1#主变进行第

四次冲击合闸确认信息。

口变压器运行5分钟.

口收到变压器已运行5分钟确认信息.

□3o10命令投运操作小组确认：断开（1#主变出线柜1GP5）断

路器，外观检查变压器无异常（严禁攀登变压器），检查35KV室各间隔

无异常。

口收到（1祥主变出线桁1GP5）断路器已断开，外观检查变压器无

异常，35KV室各间隔无异常并确认信息。

□3o11命令投运操作小组确认：合（1#主变出线柜1GP5）断路

器，对1#主变进行第五次冲击合闸，并外观检查变压器、35KV室各间

隔及其他间隔无异常后投入空载运行状态。。

口收到（1#主变出线柜1GP5）断路器已合闸，对1#主变