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送电方案(篇1)

郑新鑫旺（新密）煤业有限公司

高压线路整改方案

一、高压供电现状：

主斜井变电所现有两回路,Ⅰ回路来自距矿井2km的振兴开关站振5板，为专线；Ⅱ回路来自距矿井2.5km米的甘寨变电站甘8板；副井变电所现有两回路，Ⅰ回路来自主变电所,7#高压柜,距副井900米，为专线；Ⅱ回路来自甘寨变电站甘15板，距矿井2.5km。来自甘寨变电站的两趟线甘8和甘15都T接于农电线路，基本能够满足矿井安全供电的可靠性。

二、改造的必要性：

现根据《煤矿安全规程》第441条规定：产量在6万吨/年以上矿井必须有两回路电源，并且不得分接任何负荷。我矿实际情况不符合规程要求，因此，必须改造。

三、改造方案：

1、现距我矿有1.5千米的黄路沟村处新密市要建一座新开关站；

2、经我矿与新密市供电局协商决定，在新建的开关站内为我矿安装一台专用10Kv高压开关柜，架设一趟专用线路，取代现有甘8板、甘15线路。

3、再架设一趟主变电所到副井变电所线路（0.9km*2），在主变电所设置高压变电所。

4、母线连接后从高压开关柜出线端用95mm²、10KV高压电缆引至室外高压电线杆。

5、新建变电站至矿主变电所采用LGJ-90mm2钢芯铝绞线；主变电所至副井变电所采用50mm2架空绝缘铝线。

6、线路架设由新密市供电局进行施工，矿方予以配合，架设所需材料由新密市供电局采购，线路完成后，经测验达到煤矿相关规定后，线路架设资金由我矿一次付清。

7、整改时间从新建的变电站建成至两个月后完成。

郑新鑫旺（新密）煤业有限公司 2011年2月28日

送电方案(篇2)

文昌站35KV#

1、#2母线送电启动方案

验收启动委员会：

批 准：

调度机构（文昌地调）：

审 核：

设备部（文昌供电局）：

审 核：

安监部（文昌供电局）：

审 核：

运行单位（文昌局变管所）

审 核：

编制单位：濮阳市三源建设工程有限公司 日期：2016年1月4日

送达：文昌供电局调度台、110kV文昌变电站、文城巡维中心

一、工程概况

1.文昌变电站原运行的35KV母线为单母线接线方式。35KV出线线路共5回。依据海南威特电力设计有限公司的《110KV文昌变电站35KV母线增加分段间隔及35KV出线二次回路改造工程施工图设计》，现已把35KV单母线接线改造为35KV单母线分段接线。本工程具备送电条件。

2.本次投运设备为35KV母联开关、35KV#

1、#2母线侧刀闸、35KV#1母线电压互感器刀闸、35KV#1母线电压互感器。

二.启动范围

1.35KV#

1、#2母线。

2.35KV母联开关及35KV#

1、#2母线侧刀闸。

3.35KV#1母线电压互感器刀闸及35KV#1母线电压互感器。4.调度命名与编号 ：

★ 35KV母联3512开关；

★ 35KV母联开关#1母线侧35121刀闸；

★ 35KV母联开关#1母线侧351217接地刀闸；

★ 35KV母联开关#2母线侧35122刀闸；

★ 35KV母联开关#2母线侧351227接地刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器3519刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器母线侧351917接地刀闸；

★ 35KV#1母线电压互感器侧35197接地刀闸；

★ 35KV#2母线电压互感器3529刀闸；

★ 35KV#2母线电压互感器侧35297接地刀闸。

三、启动组织指挥关系

启委会：

负责工程启动前及启动过程中的组织、指挥和协调，审批启动方案及调整方案，确认工程是否具备启动条件，确定启动时间，对启动中出现的重大情况作出决定。启委会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。启动总指挥：

根据启委会的授权，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操作与调试试验的衔接，向启委会汇报启动工作有关情况。值班调度员：文昌局调度值班调度员

负责运行系统的操作指挥与事故处理，并在系统允许的条件下为新设备启动工作提供所需的系统条件。启动操作指挥：

在启动总指挥的指挥下，根据启动方案指挥启动范围内设备的操作，发布操作指令或许可操作指令，向启动总指挥和值班调度员汇报操作有关情况，协助启动总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。调试试验指挥：

在启动总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、试验工作的组织、指挥和协调，落实有关调试、试验的安全措施，向启动总指挥汇报调试、试验的有关情况。调试小组组长：

在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、试验工作，落实有关调试、试验的安全措施，向调试试验指挥汇报本小

组调试、试验有关情况。现场安全监督及事故应急小组：

在启动总指挥的指挥下，负责启动调试过程中各种安全监督及事故和突发事件的应急处理。现场操作：110kV文昌站当值值班员

启动过程中新设备的操作由110kV文昌站当值值班员执行，110kV文昌站当值值班员在接到启动操作指挥的综合指令后，根据启动方案和有关操作规定拟定具体操作票，在监护人的监护下完成有关操作。

四、启动前应具备的条件

1.本次投产的新设备按国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕，35KV#

1、#2母线一次设备核相正确，调试结果符合交接验收标准要求，并经质检验收签证，具备投运条件。2.启动范围内场地平整、通道畅通，电缆沟盖板齐全并密封良好，临时接地线已拆除。

3.本次投产的开关、刀闸设备均已标明正确的名称、编号，与计算机监控及主控室模拟图相符。

4.站内带电设备部分均应有围栏或警告牌，非带电部分均应已隔离。5.电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵，门窗防止小动物的措施完善。

6.站内配备足够的消防设施及绝缘用具。站内照明、事故照明、直流系统、通信系统均正常。

7.本次待投运的开关、刀闸已完成分合闸保护传动试验，并与调度

部门的通信正常。遥控、遥信、遥测、远动信息能正常传送到调度和监控部门，并核对无误。

8.本次待投运的开关、刀闸、接地刀均在分闸位置。

9.所有待投运设备的保护按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。

10.启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底。操作人员应按启动方案填写好操作票并经监护人员审核。

11.启动当天，负责设备操作任务的人员为变电站值班人员，操作第一监护人为工程施工单位人员，操作第二监护人为变电站值班人员。

12.以上各项检查符合要求后，由各小组负责人向启动委员会汇报，经启动委员会批准方可进行启动。

13.启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署《文昌站35KV#

1、#2母线送电启动通知书》并传真到文昌局调度台，同时授权给文城巡维中心向文昌局值班调度员汇报：文昌站35KV#

1、#2母线设备具备启动送电条件。文昌局值班调度员依据该通知书和文城巡维中心申请，指挥启动操作。

五、启动前设备运行状态

1.110kV母线运行方式：

按系统正常方式运行。2.35kV母线运行方式：

35kV#

1、#2母线退出运行。35KV母联开关在冷备用状态。35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线3553开关间隔、35kV清澜线3554开

关间隔均在冷备用状态。35KV#

1、#2母线电压互感器退出运行状态。#1主变3501开关在冷备用状态。#2主变3502开关在冷备用状态。35KV站用变退出运行。3.10kV母线运行方式

10KV母线分段运行，10KV母联1012开关处在热备用状态。#1主变1001开关带10KV#1母线负荷、#2主变1002开关带10KV#2母线负荷。

4.按35kV母联3512开关继保定值通知单（编号___）和现场运行规程要求投入35kV母联3512开关保护。

5.启动前110KV文昌站值班员应认真确认上述一、二次设备在规定位置。

六、启动顺序

本次启动顺序分三个阶段：

第一阶段：冲击35KV#1母线及新安装的35KV母联开关#1母线侧35121刀闸、35KV#1母线电压互感器3519刀闸、35KV#1母线电压互感器。

第二阶段：冲击35KV#2母线3512开关、两侧隔离开关及#

1、2主变

第三阶段：核相、恢复送电。

七.安全措施

1.启动过程中务必加强35kV#

1、#2母线特巡，加强现场安全监督和风险点防控。

2.加强35kV#

1、#2母线倒闸操作的监护，遵章操作，严防35kV母

线失压。做好事故预想，做好事故应急处理的准备。

3.启动期间，现场操作过程中易发生相邻间隔、相邻设备误操作现象。严格落实操作票制度及五防操作规范，杜绝麻痹大意引起的误操作现象。

八、启动操作步骤（用35kV东阁线电源作为新设备冲击电源）

(一)第一阶段：

1、东阁侧：35kV东阁线执行wenc2015-250定值单，投入保护出口跳闸压板；

2、文昌侧：35kV东阁线执行临时wenc2015-252定值单，投入保护出口跳闸压板；

3、4、文昌站35kV母联开关执行wenc2015-245定值单；

文昌站#1主变执行wenc2015-241定值单，作废wenc2013-076定值单；5、6、7、8、9、确认35KV母联3512间隔在冷备用状态； 确认35KV#1母线电压互感器间隔在冷备用状态； 确认35KV站用变3510B1刀闸在冷备用状态； 确认35KV#2母线电压互感器间隔在冷备用状态；

确认35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线3553开关间隔、35kV清澜线3554开关间隔均在冷备用状态；

10、确认#1主变3501开关间隔在冷备用状态；

11、确认#2主变3502开关间隔在冷备用状态；

12、合上35kV#1段母联#1电压互感器35121刀闸；

13、合上35kV东阁线线路侧35536刀闸；

14、合上35kV东阁线母线侧35531刀闸刀闸；

15、合上35kV东阁线3553开关，对35KV#1母线电压互感器及3519 刀闸充电3次。每次带电5分钟，间隔停电5分钟。

16、断开35kV东阁线3553开关；

17、断开35KV#1母线电压互感器3519刀闸;

18、第一阶段冲击结束。(二)第二阶段：

1、确认#1主变3501开关间隔在冷备用状态；

2、确认#2主变3502开关间隔在冷备用状态；

3、合上35KV母联开关#1母线侧35121刀闸；

4、合上35KV母联开关#2母线侧35122刀闸；

5、合上35KV母联3512开关；

6、合上35kV东阁线3553开关，对母联3512开关、35121刀闸、35122刀闸及35kV进线电缆充电3次。每次带电5分钟，间隔停电5分钟。

7、断开35kV母联3512开关；

8、拉开35kV母联开关#1母线侧35121刀闸；

9、拉开35kV母联开关#2母线侧35122刀闸；

10、断开35kV东阁线3553开关；

11、拉开35kV东阁线3553开关母线侧35531刀闸；

12、拉开35kV东阁线3553开关线路侧35536闸

13、第二段阶段冲击结束。(三)第三阶段：

1、确认35kV母联3512开关间隔、35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线35

53开关间隔、35kV清澜线3554开关间隔、#1主变3501开关间隔及#2主变3502开关间隔均在冷备用状态。

2、合上 #1母线电压互感器侧3519刀闸；

3、合上 #2母线电压互感器侧3529刀闸；

4、合上#1主变3501开关主变侧35016刀闸；

5、合上#1主变3501开关母线侧35011刀闸；

6、合上#2主变3502开关主变侧35026刀闸；

7、合上#1主变3501开关母线侧35021刀闸；

8、合上#1主变3501开关；

9、合上#1主变3502开关；

10、在35kV母联开关#1母线侧35121刀闸刀口处及35kV母联开关#2母线侧35122刀闸刀口处用核相仪对35KV#1母线、#2母线进行一次核相，确认三相相序正确；

11、在保护屏电压并列装置端子对35kV#1母线电压互感器、35kV #2母线电压互感器进行二次核相，确认三相相序正确；

12、文昌站侧：35kV东阁线恢复wenc2015-163定值单；

13、文昌站35kV母联开关恢复wenc2016-001定值单；

14、退出东阁站35kV东阁线保护出口跳闸压板;15.恢复35kV#

1、#2段母线正常运行方式。

（35KV母线运行方式，按文昌局调度指令执行。35KV文潭线、东阁线、清澜线、石壁线、昌文线执行文昌局调度指令恢复送电。35KV#

1、#2母线电压互感器运行方式按文昌局调度指令执行）。

十、收尾工作

1.按文昌局调度要求调整运行方式，并检查确认一次设备在调度规

定的运行状态。

2.检查确认已按继电保护定值通知单要求及现场运行规程，正确无误地投、退有关保护。确认临时修改的定值已全部恢复完毕。3.新安装设备具备投运条件后，按有关要求移交运行部门管理。附件： 启动方案时间安排说明

1.35KV母线停电工作：

当天停电时间：2016年1月6日07时00分至20时30分。

停电工作内容：35KV单母线Ⅰ、Ⅱ段分段解口。分段开关接入。

·#2主变3502开关母线侧35021刀闸改由电缆连接上35KV#2母线；

· 35KV母联开关#1母线侧35121刀闸用电缆连接上35KV#1母线；

· 35KV母联开关#2母线侧35122刀闸用钢芯铝绞线连接上35KV#2母线；

· 35KV#1母线电压互感器3519刀闸用钢芯铝绞线连接上35KV#1母线。以上工作必须在当天下午14时前完成。2.启动送电方案：

启动时间：当天2016年1月6日14时10分。35KV#

1、#2母线改造设备验收后，启动送电方案。

2016.1.4

送电方案(篇3)

批准： 审核： 编制：

商电铝业送电领导组成员：

组

长：李巨东

副组长：王连进

唐敏山

李

华

成员：冯

建

孙恭省

谭亚娟

田国峰

祝园林

张玉伟

神火铝业送电领导组成员或运行负责人及联系方式

编写内容

一、方式安排及要求

二、送电组织与分工

三、送电应具备的条件

四、送电前的检查

五、送电时间

六、送电操作

1、由鑫源热电厂对“Ⅰ鑫鑫”线路冲电试验

2、由鑫源热电厂对“Ⅱ鑫鑫”线路冲电试验

3、由神火商丘铝厂对“Ⅰ鑫鑫”线路送电

七、注意事项

一、方式安排及要求

1、鑫源热电厂正常并网线路定为110千伏Ⅰ鑫鑫线，并列点设在鑫源热电厂侧，解列点设在神火商丘铝厂二厂Ⅰ鑫鑫2开关处。

2、（1）允许环网时，鑫源热电厂至神火商丘铝厂110千伏Ⅰ鑫鑫线路送电，通过Ⅰ鑫鑫线路与系统并网，并网正常后断开商电铝业铝厂110千伏张铝

2、健铝2开关。

（2）不允许环网时，断开商电铝业铝厂110千伏张铝

2、健铝2开关后，鑫源热电厂至神火商丘铝厂110千伏Ⅰ鑫鑫线路送电，通过Ⅰ鑫鑫线路与系统并网。3、110千伏Ⅱ鑫鑫线备用。4、110千伏张铝线、健铝线停运。

二、送电组织与分工

1、送电领导组成员另附。

2、送电工作在领导小组指挥下进行。

3、所有神火商丘铝厂的操作由铝厂当值值班人员负责操作，所有鑫源热电厂的操作由鑫源热电厂当值值班人员负责操作。

三、送电应具备的条件

1、鑫源热电厂侧Ⅰ鑫鑫

1、Ⅱ鑫鑫1开关及有关一次设备、二次设备试验工作全部结束。符合规程、规范要求，具备送电条件。

2、鑫源热电厂侧Ⅰ鑫中

1、Ⅱ鑫中1及对侧Ⅰ鑫中

2、Ⅱ鑫中

2、Ⅰ中铝、Ⅱ中铝开关保护整定值符合本次送电运行方式的要求。

3、神火商丘铝厂侧Ⅰ鑫鑫

2、Ⅱ鑫鑫2开关及有关一次设备、二次设备试验工作全部结束。符合规程、规范要求，具备送电条件。

4、送电设备电气回路的传动试验完毕，符合设计要求。各电气设备名称、编号齐全，带电设备有明确标示。

5、与送电有关的一、二次设备应清扫干净，无灰尘及金属杂物。

6、系统保护整定值符合本次送电运行方式的要求，所有保护定值和压板投、切位置均按调度的命令执行，确保正确。

7、本次送电有关的设备应装设遮栏，并悬挂“高压危险，禁止入内”等警告牌。

8、检查所有送电范围内的电流回路不得开路，电压回路不得短路。

9、计量表计校验正常，应有相关部门出具的合格证。

10、有各方共同抄录计量表底指数。

11、鑫源热电厂与神火商丘铝厂通讯联系正常。

12、送电领导组人员及操作人员全部到位，有关检修人员全部到位。

四、送电前的检查

1、在送电前应再次核查鑫源热电厂、神火商丘铝厂及鑫鑫线路的相序正确。

2、检查并确认鑫源热电厂Ⅰ鑫鑫

1、Ⅱ鑫鑫1开关在断开位置，腾空鑫源热电厂110千伏西母。检查110千伏母联鑫110开关确在合闸位置。投入110KV母联鑫110开关过流保护硬压板，3、检查并确认神火商丘铝厂侧Ⅰ鑫鑫

2、Ⅱ鑫鑫2开关在断开位置，Ⅰ鑫鑫2甲、Ⅰ鑫鑫2东、Ⅰ鑫中2西、Ⅱ鑫鑫2甲、Ⅱ鑫鑫2东、Ⅱ鑫中2西隔离开关在断开位置，接地刀闸在断开位置。

4、检查鑫源热电厂110千伏Ⅰ鑫鑫、Ⅱ鑫鑫线路一次接线连接无误并清洁无杂物。

5、检查鑫源热电厂110千伏Ⅰ鑫鑫、Ⅱ鑫鑫线路所有一次设备及二次回路，接线正确，动作灵活，保护在投入位置，各接线仪表指示准确。

6、确认“鑫鑫”线路距树木、建筑物等要保持一定的安全距离。

五、送电时间

2012年6月5日10点。

六、送电操作

1、由鑫源热电厂对“Ⅰ鑫鑫”线路冲电试验

(1)检查鑫源热电Ⅰ鑫鑫1开关在断开位置。

(2)检查鑫源热电Ⅰ鑫鑫1甲、Ⅰ鑫鑫1东、Ⅰ鑫鑫1西隔离开关在断开位置。

(3)拉开鑫源热电Ⅰ鑫鑫1母地、Ⅰ鑫鑫1甲地刀闸，合上Ⅰ鑫鑫1西、Ⅰ鑫鑫1甲隔离开关。

(4)检查对侧变电站（神火商丘铝厂110KV变电站）Ⅰ鑫鑫2开关确在断开位置；检查Ⅰ鑫鑫 2 甲、Ⅰ鑫鑫2甲地刀闸确已拉开。

(5)接调度命令。送Ⅰ鑫鑫1开关操作保险。

(6)送Ⅰ鑫鑫1开关的分闸电源、合闸电源。

(7)检查开关压力正常，选择远方操作。

(8)合Ⅰ鑫鑫1开关，对Ⅰ鑫鑫线路进行第一次冲击。

(9)观察冲击电流，检查设备运行正常。对Ⅰ鑫鑫线路进行第二次冲击后断开Ⅰ鑫鑫1开关。

2、由鑫源热电厂对“Ⅱ鑫鑫”线路冲电试验(1)检查鑫源热电Ⅱ鑫鑫1开关在断开位置。

(2)检查鑫源热电Ⅱ鑫鑫1甲、Ⅱ鑫鑫1东、Ⅱ鑫鑫1西隔离开关在断开位置。

(3)拉开鑫源热电Ⅱ鑫鑫1母地、Ⅱ鑫鑫1甲地刀闸，合上Ⅱ鑫鑫1西、Ⅱ鑫鑫1甲隔离开关。

(4)查对侧变电站（神火商丘铝厂110KV变电站）Ⅱ鑫鑫2开关确在断开位置；查Ⅱ鑫鑫 2 甲、Ⅱ鑫鑫2甲地刀闸确已拉开。

(5)接调度命令。送Ⅱ鑫鑫1开关操作保险。

(6)送Ⅱ鑫鑫1开关的分闸电源、合闸电源。

(7)检查开关压力正常，选择远方操作。

(8)合Ⅱ鑫鑫1开关，对Ⅱ鑫鑫线路进行第一次冲击。

(9)观察冲击电流，检查设备运行正常。对Ⅱ鑫鑫线路进行第二次冲击后断

开Ⅱ鑫鑫1开关。

（10）拉开Ⅱ鑫鑫1西、Ⅱ鑫鑫1甲隔离开关。

3、由神火商丘铝厂对“Ⅰ鑫鑫”线路送电

(1)检查神火商丘铝厂Ⅰ鑫鑫2开关在断开位置。

(2)检查神火商丘铝厂Ⅰ鑫鑫2甲、Ⅰ鑫鑫2西、Ⅰ鑫鑫2东隔离开关在断开位置。

(3)拉开神火商丘铝厂Ⅰ鑫鑫2母地、Ⅰ鑫鑫2甲地刀闸，合上Ⅰ鑫鑫2西、Ⅰ鑫鑫2甲隔离开关。

(4)查对侧变电站（鑫源热电厂110千伏变电站）Ⅰ鑫鑫1开关确在断开位置；查Ⅰ鑫鑫 1 甲、Ⅰ鑫鑫1地刀闸确已拉开。

(5)接调度命令。送Ⅰ鑫鑫2开关操作保险。

(6)送Ⅰ鑫鑫2开关的分闸电源、合闸电源。

(7)检查开关压力正常，选择远方操作。

(8)合Ⅰ鑫鑫2开关。对Ⅰ鑫鑫线路进行第三次冲击，冲击后不停电。

(9)检查鑫源热电厂侧Ⅰ鑫鑫线路PT电压正常。

4、由鑫源热电厂进行同期并网

（I）电业局允许系统环网时

(1)鑫源热电厂断开110千伏母联鑫110开关，拉开鑫源热电厂110千伏母联110西刀闸。

（2）鑫源热电厂以检无压方式合Ⅰ鑫鑫1开关。

（3）在鑫源热电厂110千伏中央信号辅助继电器屏端子排上，通过对比110千伏东、西母线PT电压确定相序正确无误。检查110千伏母联过流保护硬压板确已投入。

（4）鑫源热电厂断开Ⅰ鑫鑫1开关。

（5）鑫源热电厂合110千伏母联110西刀闸，合上110千伏母联鑫110开关。

(6)接调度令。将Ⅰ鑫鑫1的同期开关打倒投入位置，并使同步表顺时针缓慢旋转，在同步表同步指向同步点前约10度时，合上Ⅰ鑫鑫1开关，鑫源热电厂通过Ⅰ鑫鑫线路与系统并网。

（7）并网正常后断开商电铝业铝厂110千伏张铝

2、健铝2开关。

（8）检查各种表计正常。

（II）电业局不允许系统环网时

（1）鑫源热电厂断开110千伏母联鑫110开关，拉开鑫源热电厂110千伏母联110西刀闸。

（2）鑫源热电厂以检无压方式合Ⅰ鑫鑫1开关。

（3）在鑫源热电厂110千伏中央信号辅助继电器屏端子排上，通过对比110千伏东、西母线PT电压确定相序正确无误。退出110千伏母联过流保护硬压板。（4）鑫源热电厂断开Ⅰ鑫鑫1开关。

（5）鑫源热电厂合110千伏母联110西刀闸，合上110千伏母联鑫110开关。

（6）断开商电铝业铝厂110千伏张铝

2、健铝2开关。

（7）接调度令。检查Ⅰ鑫鑫1的同期装置正常，投入Ⅰ鑫鑫1的同期装置，合上Ⅰ鑫鑫1开关，鑫源热电厂通过Ⅰ鑫鑫线路与系统并网。

（8）检查各种表计正常。

（III）并网过程中系统冲击，鑫源热电厂110千伏母线失压时

（1）检查落实系统冲击原因。

（2）鑫源热电厂用#

4、5分支由10千伏备用段恢复厂用电。

（3）鑫源热电厂断开I鑫中

1、II鑫中1开关。

（4）商丘铝厂合Ⅰ鑫鑫2开关。

（5）鑫源热电厂检查主变111、主变112、主变113、主变114、主变115开关确在断开位置。

（6）鑫源热电厂以检无压方式合I鑫鑫1开关，退出110千伏母联过流保护硬压板。

（7）鑫源热电厂对比#

4、5发电机PT电压与110千伏母线PT电压确认相序正常。

（8）鑫源热电厂投入#

4、5发变组同期装置，合上主变114、主变115开关，将#

4、5发变组并入系统。

（9）断开商电铝业铝厂110千伏张铝

2、健铝2开关。

（10）检查确认I鑫中、II鑫中线路确已失压。

（11）鑫源热电厂合上I鑫中

1、II鑫中1开关，恢复商电铝业铝厂供电。

（12）检查各种表计正常。

（IV）并网过程中系统冲击，鑫源热电厂110千伏、10千伏全厂失压时

（1）检查落实系统冲击原因。

（2）鑫源热电厂断开I鑫中

1、II鑫中1开关。

（3）商丘铝厂合Ⅰ鑫鑫2开关。

（4）鑫源热电厂检查主变111、主变112、主变113、主变114、主变115、#4分支热10402、#5分支热10502开关确在断开位置，退出110千伏母联过流保护硬压板。

（5）鑫源热电厂以检无压方式合I鑫鑫1开关。

（6）鑫源热电厂合主变112开关，由#2主变带厂用电运行，确认鑫源热电厂各动力正反转无误。

（7）鑫源热电厂开#

4、5发电机，确认具备并运条件。

（8）鑫源热电厂对比#

4、5发电机PT电压与110千伏母线PT电压确认相序正常。

（9）鑫源热电厂投入#

4、5发变组同期装置，合上主变114、主变115开关，将#

4、5发变组并入系统。

（10）鑫源热电厂#

4、5机10千伏IV、V段由备用倒工作，由#

4、5分支供其厂用电。

（11）断开商电铝业铝厂110千伏张铝

2、健铝2开关。

（12）检查确认I鑫中、II鑫中线路确已失压。

（13）鑫源热电厂合上I鑫中

1、II鑫中1开关，恢复商电铝业铝厂供电。

（14）检查各种表计正常。

七、注意事项

1、所有操作人员应听指挥，不得私自操作。

2、操作时应严格按操作票执行，并有专人监护。

3、以上所有操作如有异常及时向领导组人员汇报，得到指示后再进行下步操

作。

4、送电后对送电设备进行全面检查，发现问题及时向领导组人员汇报。

5、送电正常后对计量表计进行带负荷校验。

6、消防器材应能及时投入使用，有专人保管，并能熟练使用。

送电方案(篇4)

10KV主回路供电系统送电方案

为确保全厂能安全恢复主回路系统正常供电，现制定35KV变电站及10KV主回路系统送电方案如下：

一、35KV变电站送电顺序：

1、准备好35KV变电站送电所需的工器具并检查确保完好；

2、检查并确保35KV变电站户外高压侧35553、35551隔离倒闸及3555断路器在合位；

3、检查并确保35KV变电站所用变跌落保险在合位；

4、将35KV变电站户外高压侧35011隔离倒闸闭合并检查确认；

5、待拜城县110供电所给拜众线35KV送电，并确认；

6、拜众线35KV送电后，对35KV高压侧3501断路器远程操作进行合闸；

7、在35KV主变空运行正常后，35KV变电站高压室对10KV 1#进线1001进行合闸；

35KV变电站以上送电操作人：刘宏新；监护人：杨斌；技术负责人：陈世玉；总协调负责人：王立刚。

二、中央变电所10KV保安电源停电顺序：

1、通知相关车间停所有运行设备及照明并确认；

2、停低压室2#变压器低压侧所有设备电源；

3、停低压室2#受电柜；

4、高压室2#变压器、备煤2#变压器、洗煤厂2#变压器、2#煤气风机依次停电分闸,停电后要检查确认；

5、联络柜1035分闸并检查确认；

6、高压室停10KV保安电源（发电厂2#进线柜）1006，并将1006小车摇到实验位置。检查确认，挂“禁止启动”标示牌;

中央变电所10KV保安电源及运行设备停电操作有杨斌操作，刘宏新监护；技术负责人：陈世玉；总协调负责人：王立刚。

三、中央变电所送电顺序：

1、检查10KV 1#进线1001开关柜及10KV 2#进线1002开关柜； 2、35KV变电站10KV 1#出线1012开关柜操作并合闸；

3、中央变高压室10KV 1#进线1001操作并合闸;

4、35KV变电站10KV 2#出线1011开关柜操作并合闸；

5、中央变高压室2#进线1002操作并合闸送电；

3、高压室依次对1#变压器、3#变压器、备煤2#变压器送电；

4、低压室对1#受电柜合闸并先恢复厂区照明电源；再对3#受电柜合闸；

5、高压及低压各区域设备电源根据生产工艺顺序依次按指令送电。

中央变电所10KV主回路送电操作有杨斌操作，刘宏新监护；技术负责人：陈世玉；总协调负责人：王立刚。

电修车间

2010-7-31

送电方案(篇5)

新疆伊犁新天年产20亿立方米煤制天然气项目公用工程装置净水处理厂变配电室受、送电 施工技术方案

版本

日期

发布原因

编制

审核

批准

EPC

目录 1 工程概况2 编制依据3 受电前的准备工作4 受、送电施工步骤4.1 0.4kV母线受电5 施工机具设备6 施工技术措施和质量保证措施7 安全保证措施8 变配电室管理规定及工作票模板8.1 变配电室管理规定8.2 工作票管理制度9 配变电室受、送电组织机构工程概况

工程名称：新疆新天年产20亿立方米煤制天然气项目公用工程装置 建设地点：新疆维吾尔自治区伊犁自治州

开竣工时间：2012年06月10日开工，2014年7月30日中交 建设单位：伊犁新天集团

监理单位：北京兴油工程项目管理有限公司 总承包单位：中国化学工程股份有限公司

施工范围：变配电室内共有低压柜27台、电容柜4面，其运行方式采用两个单母线分段运行方式。变配电室内设2台10/0.4KV、1250KVA干式变压器，电源取自气化循环水装置10KV系统，由两根3*70 10KV高压电缆引来。本装置正常时为单母线分段运行，其分段断路器可以手动投入又可自动投入，当一段母线失电时分段断路器投入满足用电负荷供电要求。受、送电时间： 编制依据

设计院设计图纸。

《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006

《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-90 《电气安装工程施工及验收规范》GB50303-2002 有关的电气计量表计检定规程 盘柜及变压器厂家技术文件资料 公司《质量保证手册》、《质量体系文件》及支撑性文件 受电前的准备工作

1）受送电前必须清理现场。清除一切障碍物，盖好盖板，打扫卫生。

2）所有的受电设备．均须做完各项单体试验且合格，并有正式试验报告供有关部门审查。3）受电系统应作模拟试验且符合设计图纸的功能要求，并取得甲方有关的技术负责部门的确认。

4）配电室的信号、直流系统项工作正常．以保证受送电成功。其直流系统的电源，送电前由可靠的临时电源供给，待受、送电完毕，倒至正式电源。5）所有母线的交接试验，执行国家有关规范的条款。

6）各开关均在试验位置，且能保证推拉灵活，各插头接触良好，接地刀闸位置正确。7）与上级变电所有可靠的通讯设施。

8）变压器电压分接开关置于Ⅲ档(10/0.4KV)位置上。9）受电区域内应具备有足够的消防器材。受、送电施工步骤

0.4kV母线受电

1）检查TR1、TR2、两台变压器具备受电条件，周围设置标志，并有专人管理。2）断开TR1变压器AA01柜接地刀，检查TR1变压器绝缘正常并有记录。3）断开TR2变压器AA02柜接地刀，检查TR2变压器绝缘正常并有记录。

4)检查1QF、2QF、3QF所有的低压开关断路器均在断开位置，AA01、AA02、AA03手车在断开位置。

5)检查直流系统正常，合上0.4kV盘控制电源，合闸电源，合上进线相关表计、控制电源。6)插上TR1变压器AA01柜二次插头，将手车推至工作位置，合上控制和合闸电源，就地/遥控操作方式开关投向“就地”位置。

7）插上TR2变压器AA02柜二次插头，将手车推至工作位置，合上控制和合闸电源，就地/遥控操作方式开关投向“就地”位置。

8）合上TR1变压器AA01柜开关，进行TR1变压器第一次冲击，变压器室要有人监视其冲击的情况，并检查电压、温度控制器等一切正常，运行10分钟后再进行第二次到第五次冲击变压器，每次间隔5分钟，观察每次冲击的激磁涌流，保护不应动作，第五次冲击后，变压器进入空载运行状态。

9）合上TR2变压器AA02柜开关，进行TR2变压器第一次冲击，变压器室要有人监视其冲击的情况，并检查电压、温度控制器等一切正常，运行10分钟后再进行第二次到第五次冲击变压器，每次间隔5分钟，观察每次冲击的激磁涌流，保护不应动作，第五次冲击后，变压器进入空载运行状态。

10）检查0.4kVⅠ段进线AA01柜、Ⅱ段进线AA02进线电源正常。11）用万用表测量各段低压母线进线三相电压，并做好记录。12）将0.4kV Ⅰ段进线AA01柜手车摇至工作位置。

13）合上0.4kVⅠ段进线AA01柜断路器，使0.4kVⅠ段低压母线带电，测量母线电压、相序正常。

14）将0.4kV母联AA01手车推至工作位置，合上断路器。15)检查0.4kVⅡ段低压母线电压、相序正确。（此时为Ⅰ段母线带两段母线运行）16）分0.4kV母联AA19柜断路器。

17)将0.4kVⅡ段进线AA02柜手车推至工作位置。

18)合上0.4kVⅡ段进线AA02柜断路器，使0.4kVⅡ段低压母线带电，测量母线电压、相序正常。

19)在0.4kV母联AA19柜进行核相。（此时为两段母线分列运行）

20)合上0.4kV母联AA19柜断路器，检查并列电流、电压正常后分闸。

21)在0.4kV母联AA19柜上进行倒闸操作测试（合母联跳Ⅰ段、合Ⅰ段跳母联、合母联跳Ⅱ段、合Ⅱ段跳Ⅰ段、合Ⅰ段跳Ⅱ段、合Ⅱ段跳母联）。

22)分别停TR1变压器AA01柜、TR2变压器AA02柜进行自动装置测试。23)恢复到分列运行状态，以便下一步工作。

24）将0.4kV Ⅰ段进线AA01柜手车摇至工作位置。

25）合上0.4kVⅠ段进线AA01柜断路器，使0.4kVⅠ段低压母线带电，测量母线电压、相序正常。

26）将0.4kV母联AA19手车推至工作位置，合上断路器。27)检查0.4kVⅡ段低压母线电压、相序正确。（此时为Ⅰ段母线带两段母线运行）28）分0.4kV母联AA19断路器。

29)将0.4kVⅡ段进线AA02柜手车推至工作位置。30)合上0.4kVⅡ段进线AA02柜断路器，使0.4kVⅡ段低压母线带电，测量母线电压、相序正常。

31)在0.4kV母联AA19柜进行核相。（此时为两段母线分列运行）

32)合上0.4kV母联AA19柜断路器，检查并列电流、电压正常后分闸。

33)在0.4kV母联AA19柜上进行倒闸操作测试（合母联跳Ⅰ段、合Ⅰ段跳母联、合母联跳Ⅱ段、合Ⅱ段跳Ⅰ段、合Ⅰ段跳Ⅱ段、合Ⅱ段跳母联）。

34)分别停TR1变压器AA01柜、TR2变压器AA02柜进行自动装置测试。35)恢复到分列运行状态，以便下一步工作。施工机具设备 序号

设备名称

设备规格

数量

备注

万用表

500型

1块

兆欧表

2500V，500V

各1块

相序表 1块

对讲机

2对 手电筒

1把

电气用灭火器

4个

绝缘靴

2付

绝缘手套

2付

高压6kV核相器

1付

施工技术措施和质量保证措施 工程施工前，工号工程师向全体参加该工程施工的人员进行全面细致的技术交底，交底记录要分发施工班组。

施工人员要全面详细的阅读施工图，结合现场实际把施工中可能出现的问题，及时提出并与有关部门协商解决，把问题解决在施工以前。

严格执行公司《质量保证手册》和《质量体系程序》等质量体系文件。按工程质量A、B、C三级控制进行全过程控制。在施工过程中的质量监控点做好每一阶段的质量管理工作。专职质检人员应及时检查施工质量，做好记录，对不合格项要及时提出并予以整改。安全保证措施

送电前要严格检查盘柜内是否留有异物，盘内螺栓要达到规定力矩要求，各项试验符合送电要求，接地系统良好可靠。

在各系统绝缘合格且正常后方能送电。要设有足够的警示牌。

与送电无关的人员一律撤离送电现场，可设立送电专区证，由安全保卫人员执行。要备有足够的灭火器和消防器材。操作人员必须穿绝缘靴和带绝缘手套。

在已送电及运行的场所工作时，须办理有关工作票，方能开展工作，同时做好围栏、警示牌监护、安全防护措施工作。

在已送电的设备上挂警示牌、设防护栏。现场配备值班汽车。

受电后，指定电气人员进行巡检，以监视设备运行状况与参数，对设备异常状态做到及时发现，认真分析，正确处理，并做好记录，向有关上级汇报。

值班人员巡视过程中，应仔细、认真，进行巡视后，应将巡视情况、巡视时间及时记入记录薄。

当设备负荷有明显增加、以及天气恶劣、事故跳闸和设备运行中有可疑的现象时增加巡视次数。

变配电室管理规定及工作票模板 变配电室管理规定

1）变配电间实行准入管理，进入变配电室必须办理工作票，经施工单位负责人到十三化建电仪队办公室由专业电气工程师负责办理票证后方可进入，无票证人员禁止进入配电室。2）各单位进入变电所施工人员原则上以施工技术、质量为主，无关人员严禁进入。

3）建立文明施工管理制度，保持卫生清洁，做到地面按时清扫，保持室内不起灰尘。各施工队的产生的垃圾必须做到当日施工后清理干净，施工区域干净整洁，经值班人员确认后方可离开，室内严禁堆放杂物。

4）变配电室内严禁吸烟和吃零食，一经发现严肃处理，变配电室实行24小时值班制度，防火防盗，加强管理，偷盗者直接送公安机关处理。

5）进入配电室施工的人员（电工）必须具备必要的电工知识，熟悉安全操作规程，并具备在异常情况下采取措施的能力。禁止非电工作业人员单独在配电室施工作业。不得随意触动与自己工作无关的开关设备，损坏设备，照价赔偿。

6）盘柜受电后，在回路测试、校验、试运行期间，无关人员不得随意操作电源开关、按钮。7）配电室房门的钥匙至少应有三把，第一把由配电室管理人员专用。第二把由调试或技术负责人使用。第三把由队领导（仪电安全经理或专职安全员）保管，专供紧急时使用。任何人进入配电室施工必须由配电室管理人员为其开门，并进行详细的进出签名登记。严禁施工人员自带钥匙开门进入施工。工作票管理制度 1）工作票办理

已受送电的高低压配电室的管理实行工作票（内部）制度。工作票见附表。工作票的申请人为作业负责人，工作票的签发人为工号工程师，工作票的执行人为配电室专职管理人员。工作票要用钢笔或圆珠笔填写一式两份，应正确清楚，不得任意涂改，如有个别错、漏字需要修改时，应字迹清楚。两份工作票中的一份保存在工作地点，由进入配电室施工的负责人收执，另一份由配电室管理人员收执，并将工作票号码、工作任务、许可工作时间及完工时间记入工作日志中。2）工作票的作业范围

一张工作票只能从事一项工作。工作票上所列的工作地点，以一个电气连接部分为限。如施工设备属于同一电压、位于同一楼层、同时停送电，且不会触及带电导体时，则允许在几个电气连接部分共用一张工作票。

3）开工前工作票内的全部安全措施应一次做完。工作票应在工作前一日交给配电室管理人员。临时工作可在工作开始以前直接交给配电室管理人员。

4）作业前需进行安全设施的设定

在需要全部停电或部分停电的电气设备上工作，必须完成下列措施：（1）设备停电

配电室管理人员根据工作票申请内容确认需停电设备，将设备停电，必须把各方面的电源完全断开(任何运行中的星形接线设备的中性点，必须视为带电设备)。禁止在只经断路器(开关)断开电源的设备上工作，必须拉开隔离开关(刀闸)，或将断路器手车退至试验位置，关闭控制电源，并锁好控制电源柜门。与停电设备有关的变压器和电压互感器，必须从高、低压两侧断开，防止向停电检修设备反送电。（2）停电后必须验电

配电室管理人员必须带绝缘手套，使用电压等级合适而且合格的验电器，在停电设备进出线两侧各相分别验电。验电前，应先在有电设备上进行试验，确证验电器良好。（3）设置安全措施

当验明设备确已无电压后，应用专用接地线立即将停电设备接地并三相短路（或合上设备接地刀闸）。对于可能送电至停电设备的各方面或停电设备可能产生感应电压的都要装设接地线，所装接地线与带电部分应符合安全距离的规定。装设接地线必须由两人进行。装设接地线必须先接接地端，后接导体端，且必须接触良好。拆接地线的顺序与此相反。装、拆接地线均应使用绝缘棒和戴绝缘手套。接地线应用多股软裸铜线，其截面应符合短路电流的要求，但不得小于25 mm2。接地线在每次装设以前应经过详细检查。损坏的接地线应及时修理或更换。禁止使用不符合规定的导线作接地或短路之用。接地线必须使用专用的线夹固定在导体上，严禁用缠绕的方法进行接地或短路。装、拆接地线，应做好记录。（4）悬挂标示牌和装设遮栏

在断路器(开关)和隔离开关(刀闸)的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作!”的标示牌。对于停电的设备周围或附近有带电设备时，应装设临时围栏或拉警戒线。并悬挂“止步，高压危险!”的标示牌。（5）停电、验电、设置安全措施和挂警示牌完成后，配电室管理人员须会同施工负责人（监护）现场检查确认无电，并交待附近带电设备位置和注意事项，方可开始工作。5）作业过程的管理规定

（1）没有办理工作票，或没有进行停电，验电，设置安全措施和挂警示牌等上述步骤的，施工负责人（监护人）和施工人员有权拒绝工作。

（2）施工负责人(监护人)应在作业前向施工作业组人员交待现场安全措施、带电部位和其他注意事项。施工负责人(监护人)必须始终在工作现场，对施工作业组人员的安全认真监护，及时纠正违反安全的动作。

（3）施工负责人(监护人)在全部停电时，可以参加施工作业组的工作。在部分停电时，只有在安全措施可靠，人员集中在一个工作地点，不致误碰导电部分的情况下，方能参加工作。（4）工作期间，施工负责人（监护人）若因故必须离开工作地点时，应指定能胜任的人员临时代替，离开前应将工作现场交待清楚，并告知作业组其他人员。原施工负责人（监护人）返回工作地点时，也应履行同样的交接手续。

（5）配电室管理人员如发现施工人员违反安全规程或任何危及工作人员安全的情况，应向工作负责人（监护人）提出改正意见，必要时可暂时停止其工作，并立即报告上级。

（6）工作未完成中间间断时，施工作业人员应从工作现场撤出，所有安全措施保持不动，工作票仍由工作负责人执存。间断后继续工作的，施工负责人（监护人）必须重新认真检查安全措施是否符合工作票的要求后，方可工作。若无工作负责人（监护人）带领，施工作业人员不得进入施工区域。6）工作票的撤销和恢复供电

（1）全部工作完毕后，施工作业组人员应清扫、整理现场。

（2）施工负责人（监护人）应仔细检查工作完成情况，待全体工作人员撤离工作地点后，向配电室管理人员报告工作完毕，并与配电室管理人员共同检查设备状况，有无遗留物件，是否清洁等，然后在工作票上填明工作终结时间，经双方签名后，工作票方告终结。

（3）只有在同一停电系统的所有工作票结束，配电室管理人员将拆除所有接地线、临时遮栏和标示牌，恢复常设遮栏，并根据运行和试车要求，告知相关受电部门负责人经同意后，方可恢复送电。附表：

变电所第二种工作票 编号：电-xxxx

1、工作负责人（监护人）： 班组： 工作班人员：

2、工作任务：

3、计划工作时间：自年月日时分 至年月日时分

4、工作条件（停电或不停电）：

5、注意事项（安全措施）：

工作票签发人签名：

6、许可开始工作时间年月日时分

工作许可人（值班员）签名：工作负责人签名：

7、工作结束时间：年月日时分

工作负责人签名：工作许可人（值班员）签名：

8、备注：

工作批准人：

总承包专业工程师：监理工程师： 日期：年月日日期：年月日 配变电室受、送电组织机构 总承包负责人

梁志坤

施工方负责人

褚旭

施工方技术负责人

任超凡

HSE负责人

李向东

操作人

郝琰

记录人 韩学清

组员

韩学清、马朋飞

送电方案(篇6)

倒母线及旁路代主变操作要点解析

关键词 双母线 倒母线 旁路代主变

一、基本理论概述

1、概述：变电站电气主接线是由变压器、开关、刀闸、互感器、母线、避雷器等电气设备按一定顺序连接的，用以表示汇集、分配电能的电路。并且要求电气主接线可以保证必要的供电可靠性和电能质量、要具有一定的灵活性和方便性、要具有经济性、要具有发展和扩建的可能性。

2、双母线接线的优点：

（1）可轮流检修母线而不使供电中断。

（2）当一母线故障后，能迅速切至另一条母线恢复供电。

（3）检修任一回路的母刀时，只要将该刀闸的回路和母线同时停电即可，不影响其它回路的供电。

（4）调度、扩建、检修方便。

3、双母带旁路的特点：具有双母的优点，另外当线路（主变）开关检修时，该线路（主变）仍能继续供电。

4、双母带旁路的缺点：

（1）操作复杂，易发生误操作（不但要切换一次，而且二次的交流电压、电流、压板要切换）。

（2）投资费用大（一般当线路≧5条时，才装设专用旁路）。（3）占地面积增大，配电装置构架增大。

二、变电运行工区500KV、220KV变电站主接线形式汇总 变电站500kV220kV110kV35kV10kV 三堡3/2双母线

任庄3/23/2单母分段

九里山双母线双母代旁单母分段 贺村双母代旁双母代旁单母分段 潘家庵双母代旁双母代旁双母代旁 郎山双母线双母线单母分段 沙庄双母代旁双母线单母分段

桃园双母代旁双母代旁单母分段带旁路 赵山双母代旁双母代旁双母代旁

三、变电运行工区目前可以进行旁路代主变的变电站统计 变电站电压等级主变保护配置 220kV110kV

九里山√PST-1200(双套)贺村√√PST-1200(双套)潘家庵√√WBZ-03(单套)沙庄√PST-1200(双套)桃园√√RCS-978(双套)赵山√√RCS-978(双套)

注：“√”表示可进行旁路代主变操作

四、倒母线操作解析：

倒母线操作对于变电站是一项非常频繁而又非常复杂的操作，稍有不慎。就会发生误操作事故。现对操作要点进行分析(以母线停役为例)：

例如将220kV XX开关付母线运行倒至正母线运行.220kV付母线由运行改为检修。1.检查220kV母联xx开关确在合闸位置。

解析：确认正付母线确在并列状态，否则，合刀闸时可能产生用刀闸合环（相当于带负荷合刀闸）或拉刀闸时产生用刀闸解环（相当于带负荷拉刀闸）的误操作事故，(且母线压差越大，危害越大)220kV系统是环网运行，110kV是解环运行，要进行方式调整，合上母联开关，拉开一台主变的110kV总开关，总之一定要检查母联开关确在合闸位置。省中调规程规定：用刀闸解合环操作，设备主管单位应事先经过计算、试验和批准，并对其安全性、可靠性负责。2.将母差保护改为单母方式 解析：各站根据母差保护配置的具体类型，或投互联压板或投单母压板或将切换开关QK打至“破坏固定”位置。之所以这样是为了保证在整个倒母线过程中，母线有故障不经选择元件，直接跳2条母线，确保人身设备安全。对于BP-2B母差保护，当两组母线刀闸同时合上时，装置自动判别为母线互联，但为了可靠（手动优先于自动）采用投入强制互联。

注意：一定要在取母联开关操作保险之前将母差保护改为单母方式。否则如果任一条母线故障，都将是母联失灵启动跳开另一条母线，延误了母线故障切除时间，有可能造成系统稳定破坏

3.检查母差保护不平衡电流正常

解析：对于微机型母差保护不平衡电流应≦100MA；对于PMH-3型母差保护不平衡电流应≦10MA。目的是比较倒母线前后母差不平衡电流的大小，防止不平衡电流过大引起母差保护误动作。同时还可以积累运行资料和经验，以利母差保护的正确运行。4.分开母联开关控制电源空气开关

解析：倒母线之前要取母联操作保险，这点大家都知道，其目的是为了防止在倒排过程中，母联开关偷跳，造成用刀闸解合环的误操作事故。5.将电压切换开关BK由“分列”打至“并列”位置

解析：有的变电站（贺村、潘家庵）是自动并列，电压切换开关BK始终打在“并列”位置。但正常时二次并不并列，只有当母联开关运行时一组PT刀闸拉开后，二次才并列。但是此项不操作行不行呢？理论上讲是可以的，靠电压切换继电器的接点来切换二次电压，但是，由于虽然此时一次是并列运行，但由于1#、2#PT的实际特性不是完完全全一致，致使二次电压有相差，如果靠电压切换继电器的接点来切换二次电压，长期可能使其接点烧损，导致接触不良或粘连，发生设备事故：接触不良可能造成保护失压误动，粘连可能造成从二次侧并列，造成反送电，采用并列之后，电压回路的断开不靠电压切换继电器的接点来实现，而靠BK和开关的辅助接点来实现，其接点容量大。且目前大多数220kV单元使用的是南瑞的CZX—12A的操作箱，YQJ采用了自保持，目的是确保一次刀闸辅助接点接触不良时保护装置不会失压，但也有弊病，若复归线圈动作不可靠，YQJ自保持，使PT二次并列。下图2是线路保护取自母线电压示意图：

图2线路保护取自母线电压示意图

有些变电站在并列回路中只串有母联开关的辅助接点或只有BK开关的接点。注意：ZKK在每一个线路保护屏的后上方，有4个接点（3个常开，一个常闭）如上图。常开接点的作用很明确，常闭接点的作用是用于监视当线路该保护检修完毕后，其ZKK是否合上，如未合，则后台机上该单元将发出“装置异常或失压”信号，提醒运行人员。所以验收保护时，应注意验收该单元无任何异常信号。如果没有这个常闭接点，当保护校验完毕后，检修人员漏合且运行人员又未注意验收，则当执行恢复开关运行，当合上开关后，开关将跳闸（为何跳：大家知道，正常情况下，微机保护执行自检程序，每隔5/3毫秒检查启动元件是否动作，国产微机保护的启动元件动作条件为：I2+I0＞某值，用以反映不对称短路和接地短路；△I（电流突变量）＞某值，用以反映对称短路，如启动元件动作，则进入故障处理程序，合上开关时，满足启动条件，进入故障处理程序，此时又无电压，阻抗元件动作，开关跳闸），造成运行人员误认为是线路故障另一套保护拒动。所以此常闭接点是必要的，如没有，建议检修人员更换。6.倒单元开关，按照先合后拉的原则。7.检查付母线负荷确已全部倒至正母线。8.拉开付母线压变二次空开

9.合上母联开关控制电源空气开关

10.将电压切换开关BK由“并列”打至“分列”位置 11.检查母差不平衡电流正常 12.退出互联压板

13.拉开母联开关及两侧刀闸及PT刀闸

解析：对于何时断开PT二次空开和压变刀闸，笔者认为按拉开二次空开后，再拉开母联开关及母联刀闸和PT刀闸的顺序操作，比较好。这样操作（1）可以防止反送电。（2）拉开空载电容式电压互感器时声音很小，如果母线带电拉PT刀闸电弧很大。所以我们要求在倒完母线后，先拉开母线二次空开（对于500KV有2个1ZKK,计量二次空开也要拉开,试验电压用保险也要取下）然后拉母联开关，再拉开压变刀闸。其目的也是为了防止PT二次反充电。（这是因为PT正常运行时相当于变压器的一种特殊运行方式，其二次侧是电压线圈，阻抗很大，相当于开路。PT相当于内阻极小的电压源，当PT由二次向一次充电时，将在一次产生很高的电压，一次侧很小的电流就会在二次产生很大的电流，轻则二次空开跳开，重则会造成人身和设备损坏事故，所以是绝不允许反充的）分析原理图见下图3。

图3 PT 刀闸及二次空开接线图 14.验电挂地线

至于电度表切换，应在BK电压切换开关打至“并列”位置后就切换，否则按上述顺序操作，倒完母线后再切换，会造成电度表短时失压。

五、母线复役操作步骤简介： 1.拆除接地点

2.合上母联两侧刀闸及PT刀闸 3.投入母联开关充电保护 4.合上母联开关

4.充电无异常后退出充电保护 5.合上PT二次空气开关 6.将母差保护改为单母方式 7.检查母差不平衡电流正常 8.断开母联开关操作控制电源

9.将电压切换开关BK由“分列”打至“并列”位置 10.电度表切换 11.倒母线 12.检查母线负荷分配正常

六、旁路代主变的操作分析

华东电网近几年旁路代主变操作曾经发生过的事故简介：

1.1995.03.22，某站执行“将1#主变501开关由冷备用改为运行，旁路510开关 由运行改为冷备用”时，当操作至“8.停用差动保护压板”时，监护人为了便于下一步操作，去控制室找电流短接片，找到后操作人监护人都忘记操作第8项了，就操作下一步：短接510开关流变端子。造成差动动作。

2.2003.12.30，浙江金华电业局110KV白马变电站，在执行“2#主变110KV开关由热备用改为运行，旁路由代2#主变110KV开关运行改为对旁母充电”操作中，将退出差动保护压板和主变差动CT接人差动回路的操作步骤放在一次设备操作之后，当操作至110KV开关改运行，拉开旁路开关时，由于110KV侧差动CT实际未接人差动回路，造成差动动作，开关跳闸。

3.2003.12.12，浙江温州电业局220KV珠山变电站，在主变220KV开关复役过程中，由于漏投220KV开关纵差CT连接片，造成主变差动动作。6.1以220KV旁路开关代主变开关操作为例解析： 1.调整一次运行方式。现220KV旁路开关均在正母对旁母充电运行。当代1#主变开关运行时，拉开2620开关，合上26010刀闸，一次即操作完毕。当代2#主变开关运行时，拉开2620开关，拉开26201刀闸，合上26202刀闸，合上26020刀闸，一次即操作完毕。（对于桃园、潘家庵站，同时应将2620开关的母差CT端子切至相应母线，因为其母差保护为PMH-3型固定连接式母差保护。对于贺村站还需停用主变另一套保护，因为由于主变套管CT容量不够，两套1200保护均采用开关CT。旁路代主变时，只能切换一套，故另一套必须停用。而BP-2型母差保护为自适应式，无需切换，也没有CT切换连片。

对于PMH-3型固定连接式母差保护不切CT连片的分析：(分析图形见下图4、5、6)

图4

图5 破坏固定区外故障

图三6 破坏固定区内故障

在破坏固定方式下，正常运行时，小差不平衡电流很大（一个欠，一个过）当II母发生区内故障时，I母选择元件（1CJ）也可能动作，将2条母线上的开关全部切除。在破坏固定方式下，发生区外故障，启动元件不会动作，母差不会误动，但选择元件（1CJ、2CJ）流过较大的不平衡电流，可能使继电器烧毁。故旁路开关代主变或出线开关时，应将旁路开关的母差CT连接片切至相应母差回路中去。而BP-2B母差保护就无需倒母差CT连片，母线运行方式具有自适应，且电流校验自动纠正刀闸辅助接点的错误。以I1,I2----In表示各元件电流数字量； 以Ik表示母联电流数字量；

以S11,S12----S1n表示各元件正母刀闸位置，0表示刀闸分，1表示刀闸合； 以S21,S22----S2n表示各元件付母刀闸位置；

以S1k表示母线并列运行状态，0表示分列运行，1表示并列运行；各元件CT的极性端必须一致，母联CT装在付母线侧，极性默认与付母线上的元件一致。则差流计算公式为：

大差电流：Id=I1+I2+----+In 正母小差电流：Id1=I1*S11+I2*S12+----+In*S1n─I1k*S1k 付母小差电流：Id2=I1*S21+I2*S22+----+In*S2n+I1k*S1k

它是将刀闸辅助接点、电流量全部转换为数字量，利用程序来完成的。

2.退出旁路2620开关全部线路保护出口压板。（包括母差屏上的失灵启动压板）

解析：旁路开关代主变开关时，仅仅借用的是旁路开关，其保护仍然是主变的保护且主变屏上有作用于旁路开关的跳闸出口压变，故所以线路保护的压板及出口压板可以全部脱离。根据部颁220－500KV电网继保装置运行整定规程第2.17条规定：220KV主变开关可不启动失灵。同时省局苏电调字563号也有规定：若变压器保护启动断路器失灵保护，则需注意因变压器保护出口回路延时复归可能引起的误动作，变压器瓦斯等本体保护的出口不宜启动断路器失灵保护，断路器失灵保护应经相电流元件控制和电压元件闭锁。一般情况下，220KV变压器保护可不启动断路器失灵保护。所以现在变电运行工区的主变失灵启动是不投的。

旁路2620开关保护配置的11＋901或602＋631保护。其失灵启动母差保护图见下图7。

图7 失灵启动母差原理图

3.检查差流正常，脱离主变差动保护压板和高压侧后备保护压板 解析：仅脱离采用开关CT的那套保护，使用套管CT的那套保护不需脱离。对于RCS-978和PST-1200的要脱离后备保护，因为差动和后备公用一组CT。而WBZ-03则不需要脱离后备，因为后备用的是套管CT。差动用的是开关CT。同时主变的非全相保护也应脱离。防止在操作过程中，非全相保护误动，当旁路开关运行后，再投入旁路开关的非全相保护。

4．将旁路2620开关纵差CT连片接人差动回路

解析：开关在热备用状态开入或退出CT连片，不会造成CT开路。5．退出主变保护跳高压侧开关的跳闸压板

解析：因220KV开关为双跳圈，应脱离2个跳圈压板，同时另一套保护跳高压侧开关的压板不要忘记退出

6．电压切换开关由“本侧”切至“旁路”位置 解析：因为保护所用的电压原是经过高压侧开关刀闸的辅助接点及电压切换继电器的接点过来现应改为经过旁路开关刀闸的辅助接点及电压切换继电器的接点过来 7．测量投入主变保护跳旁路开关的跳闸压板

解析：主变保护屏（1）有2个跳旁路开关的压板，同时另一套保护屏跳旁路开关的压板千万不要忘记投入）

8．合上2620开关，拉开主变高压开关 9．将高压侧开关纵差CT连片短接退出

10．检查差流正常后，投入差动保护及后备保护和旁路开关的非全相保护 11．脱离本体保护跳高压侧开关压板，投入本体保护跳旁路开关压板 12．将高压侧开关改为冷备用

13．如高压侧开关改为开关检修，还应脱离母差跳高压侧开关压板，以防机械伤人。（对于桃园、潘家庵，还应将母差CT连片短接）

七、结束语

用户对电网的安全运行要求越来越重要，而我们本身也决不允许看到电网事故的发生，精心操作，用心值班，确保安全运行是我们每一位变电运行值班员的责任，而正确操作的前提还少不了值班员的一份责任心。

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