新投运变电站二次设备验收要求

新投运变电站二次设备验收要求
第一篇：新投运变电站二次设备验收要求
新投运变电站二次设备验收要求(针对微机保护)
变电站, 微机, 设备, 投运, 验收
随着微机保护的广泛运用，具有综合自动化功能的变电站设计已成为今后发展的方向。

微机型保护具有可靠性高，维护量小，定检方便，且具有高度的自检功能等优点。

但由于微机保护装置的核心是由各种芯片及电阻、电容等元器件组成的弱电回路，极易受到外界谐波、雷电流等因素的影响，因此，其抗干扰性能则显得尤为重要。

近年来，由于微机受到外界强干扰而出现程序出格、装置死机，甚至误动等现象时有发生，严重影响电网的安全稳定运行。

因此，微机保护的抗干扰性能，已成为评价该装置能否可靠运行的重要条件。

变电站二次设备验收
1.1 微机保护屏的验收
根据《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》(下简称《反措要点》)的要求，珠海局新投运的变电站在施工设计中的通常做法是：在电缆层用截面大于100 mm2的铜排做一环形接地铜网，将所有控制屏、保护屏的接地铜排用4 mm2的导线与此接地铜网连接，再将此铜网一点接地。

在验收时要注意：接地铜网要有一个牢固、可靠的接地点，最好选在电缆层，在其地网的引出处连接，以保证接地铜网的接地电阻最小。

1.2 电压互感器(PT)二次回路的验收
根据《反措要点》规定，将电压互感器二次的4根开关场引入线和三次的2根开关场引入线分开，避免YMA、YMB、YMC三条带交流电压的引入线在YML引入线中产生感应电压而影响YML的数值。

而N600的接地问题，以前的一贯设计均在开关场接地。

在验收工作中，要严格按《反措要点》的要求执行，重点查验电压互感器二次的4根开关场引入线和互感器三次的2根开关场引入线
是否分别用2根电缆引到控制室，再将二次和三次绕组的N600并联后，在控制室一点接地；同时，要保证在开关场无接地点，严禁2点接地。

1.3 交直流回路验收
在历次验收工作中，都发现施工中存在交、直流回路共用1条电缆的问题，违反了《反措要点》中的规定：“严禁交、直流回路共用一条电缆”。

这是因为交、直流系统都是独立系统，直流回路是绝缘系统，而交流系统是接地系统。

若共用1条电缆，两者之间一旦发生短路就会造成直流接地，同时影响交、直流2个系统。

平时也容易互相干扰，还有可能降低直流回路的绝缘电阻。

在验收工作中，对这一问题一定要严格把关。

根据以往的经验，从主变保护屏到主变本体端子箱的电缆，最容易出现此问题，因为在交流控制回路中，主变有载调压控制回路和风冷控制回路里，开关过载闭锁调压接点和过负荷启动风冷接点由保护屏引出，极易和其它直流回路共用1条电缆。

因此，在验收中，要重点抽查，既要审核设计图纸，又要在现场检查核对。

确保交、直流回路电缆分开铺设。

1.4 直流熔断器与相关回路配置的验收
《反措要点》规定，“信号回路由专用熔断器供电，不得与其它回路混用”；“每一断路器的操作回路应分别由专用的直流熔断器供电，而保护装置的直流回路由另一组直流熔断器供电”。

在验收中，可采用分别拉开每一断路器的控制、信号回路及保护装置的熔断器的方法，然后根据图纸，在熔断器之后的回路中量电位，确保无寄生回路或与另一断路器的控制、信号回路及保护回路有电的联系。

保护装置的验收程序
保护装置的验收一般按以下程序进行。

2.1 绝缘阻值验收
摇测绝缘的项目有：电流回路对地；控制、信号及保护回路对地等。

摇测时要注意：先取下控制、信号及保护回路的熔断器，静态保护要将保护屏上所有插件拔出(可保留电源插件和VFC模数转换插件)，
严禁带保护插件摇绝缘；摇电流回路的绝缘时，要解开CT回路在开关端子箱的接地点，这一方法既可检测CT回路的绝缘(包括CT二次绕组和电缆)，又可发现CT回路有无其它接地点，保证一点接地。

根据规程规定，摇二次回路绝缘要用1 000 V的摇表，其绝缘标准：新投入的回路，室内不低于20 M，室外不低于10 M。

2.2 保护屏插件与插座插接状况验收
将保护屏的插件插回底座中，要保证插接可靠牢固，并根据定值单整定值的要求，输入定值，并在保护端子排上加入模拟量，检验保护定值，同时在出口压板量电位，保证每一项保护(差动，过流，零序，非电量等)动作后，跳闸正电源经出口接点到达压板处；根据断路器的控制，信号回路图纸，对每一回路进行传动和试验，同时确保远动，中央信号的正确性；用保护传动开关，检查防跳回路，闭锁回路的正确性。

2.3 检验回路接线的正确性
在电流互感器二次输出端升流，用钳形电流表在控制屏、保护屏的相应回路测量，保证CT回路无开路，且回路接线正确。

此外，要注意CT回路必须使用屏蔽电缆，接地点应选在开关场，还要特别注意对CT回路的紧线，确保CT回路无开路隐患。

第二篇：变电站设备验收投运制度
变电站设备验收投运制度
一、变电站运行的新建、扩建、改建的一、二次设备加入电网前必须经过验收。

设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。

二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。

变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。

三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、
检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。

四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。

五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。

六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或XX批准，并将意见记入值班日志。

七、设备运行前必需准备内容：
1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒
目。

2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示，便易检查巡视和测量。

3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。

站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。

4.凡没有接地闸刀，需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的，接地点必须有明确的标志并固定不变，有利于值班员检查，接地点要除去油漆。

5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志，10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示，在小车开关本体上也要有全称标示。

6.防误装置可靠完好，紧急解锁钥匙已封存。

急须使用时，必须严格执行防误解锁制度。

7.设备安装符合规程要求，动作正确可靠，接触良好，指示正确，电气、机械闭锁可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件无损坏、裂纹。

站有设备拉地正确。

验收中提出的消缺项目已经处理完毕。

8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。

9.电缆排放整齐美观，固定牢固，标志齐全清晰，防火封堵良好，电缆沟内无积水，无杂物。

10.盘柜安装排列整齐，固定牢固，柜内接线整齐美观，标志清晰
齐全。

11.室内外设备金属部分无锈，油漆无脱落、皱纹、痕迹，充油设备无渗漏。

12.二次回路配线正确，绝缘良好，电流回路无开路，电压回路无短路，工艺美观，方向套电缆牌正确齐全，字迹清楚。

13.站有试验和调试报告真实合格、项目齐全。

八、环境及文明生产
1.投运前站内投产区施工遗留物。

2.站内清洁整齐、无卫生死角、无杂物、无乱堆放材料，设备见本色。

3.各处各类遮栏、护栏、爬梯安装牢固，符合安全规程。

4.各类沟道盖板完好齐全。

5.消防设施齐全、可靠、有效，符合设计和规程要求，并经当地消防部门的验收通过。

6.工具、资料摆放整齐。

7.场站照明符合设计要求。

8.变电站绿化符合设计标准要求完工或已落实计划和按排。

9.办公及生活用品满足运行需要。

九、安全及管理：
1.安全工器具齐全，符合安全规程要求。

2.防止误操作的措施和装置符合规程要求。

3.具备现场运行规程、典型操作票和必须的管理制度。

4.各种记录簿册、台帐报表准备齐全。

5.运行人员配置齐全，经过必要的学习或培训，掌握新设备的基本原理和性能。

能胜任本岗位，经考试合格审核批准上岗。

6.各种图纸、资料已及时移交。

如缺竣工图纸和试验报告，督促基建单位及时移交。

7.有颁布的经领导批准的允许单独巡视高压设备的人员、变电值班人员、工作票签发人、工作负责人、调试发令人名单。

8.各项管理制度（岗位责任制、交接班制度、巡回检查制度、定
期试验切换制度、缺陷管理制度、设备验收制度、运行分析制度、现场培训制度、消防保卫制度、防误闭锁装置管理制度。

文明生产管理制度、工具材料管理制度）和各个管理规范流程图（交接班流程、设备巡视检查流程、倒闸操作流程、工作票执行流程、缺陷管理流程）已制定并为操作班每个运行人员站熟悉。

9.现场放置值班记录簿、设备验收卡、操作票、工作票可供使用。

十、工作职责：
变电站新设备的生产运行准备工作由XXx负责，XX指导和协助，并负责检查监督执行情况。

变电站生产运行准备工作由XX负责落实和向上级主管部门汇报进展状况。

凡是生产运行准备工作不符合要求的新设备不能随意投入运行。

第三篇：线路及变电站设备投运方案
[方案编号：20110001] [存档编号：20110001]
[投运方案书] [110kv雷围线线路及围子坪110KV升压站]
编
写：滕
鹏批
准：安装单位：运行安监：电网批准：电网安监：电网调度：
[2011-12-15]
一、送电前的有关事项
（一）设备命名
1、按照四川省电力公司西昌电业局文件（西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知）三望坡、围子坪电站统一调度命名为“围子坪水电站”。

2、110KV 输电线路为雷波220KV变电站至马拉及围子坪电站，根据电力公司文件，110KV线路在雷波220KV变电站至马拉电站出线28#塔处“T”接至围子坪电站，其线路运行名称正式命名为“110KV马雷围支线”，下称“110KV马雷围支线”。

（二）设备编号
根据四川省西昌电力局及围子坪水电站提供的有关图纸，由四川
省西昌电力局调度中心（简称地调）按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。

（附件）
（三）开关站试运行组织机构
由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。

具体启动领导小组成员如下：
启动领导小组指挥长：苟总联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂联系电话：1518110xxxx
叶树明联系电话：1380813xxxx 启动小组线路负责人：余俊辉联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司负责人：陈庆芳联系电话：1388148xxxx（2217）参加成员：杜刚、陈从良、滕鹏
围子坪电站运行管理员：赵雪屏、严富英、围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人雷波220KV变电站值班员：电话：
西昌电力公司调度值班室：电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室电话：围子坪电站中控室值班室电话：0834-885xxxx（4268）马拉电站中控室值班室电话：（4267）后勤及交通保障负责人：杨庆电话：1303652xxxx 备注：
1、括号内为电业局内部短号
2、值班员名单见附件（机组启动值班人员表）
二、运行前应具备的条件1、110KV雷围线123开关间隔启动设备已按西电调（2011）81号文件的规定进行了统一调度命名和编号；验收启动小组同意启动投产；地调值班员同意启动操作。

2、间隔以及线路启动设备已向地调部门办理了新设备投运手续并获批准
3、新架设的雷波220KV变电站至围子坪电站升压站的马雷围支线线路安装完善，验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，
具备送电条件。

（由于雷马线已经投运，故联系马拉电站退出雷马线运行连接好28#塔处至围子坪电站的引流线。

）
4、新安装的围子坪围子坪电站升压站GIS一次连接单元安装完善，验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。

5、新安装的围子坪围子坪电站升压站1#、2# B及附属设备装置安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

6、GIS内的110KV线路断路器、线路PT、母线PT及避雷器安装调试完毕并验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。

7、1# B、2# B高、中、低压侧（2# B为高、低压侧）断路及所属一次单元安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

8、变压器1# B、2# B中性点避雷器安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

9、6KV、10KV母线、各负荷出线高压开关控制屏及PT以及避雷器均安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

10、各进、出线开关继电保护及自动装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。

11、1#、2# B中性点零序电流保护装置调试完毕，整组模拟正确。

12、1#、2# B、继电保护装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。

13、110KV母线继电保护装置调试完毕，整组模拟正确。

14、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常,和西昌电业局遥测、遥信通讯正常
15、直流系统安装调试完毕，保护及采集装置工作正常，保护整定已经审查通过。

16、所有送电系统试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。

17、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。

三、送电前的接线状况
1、雷波220KV变电站雷围线线路间隔所属断路器（编号：162）、线路侧隔离刀闸（编号：16216）均应在断开位置；线路接地刀闸（16260）应在合闸位置。

2、围子坪电站升压站110KV 雷围线线路所属断路器（编号：151）、线路侧隔离刀闸（编号：1516）、母线侧隔离刀闸（编号：1511）、线路侧接地刀闸（编号：15160）、电流互感器接地刀闸（编号：15140）、断路器接地刀闸（编号：15130）均在断开位置。

3、围子坪电站升压站1# B高压侧（110KV）所属断路器（编号：101）、母线侧隔离刀闸（编号：1011）、断路器接地刀闸（编号：10130）、均在断开位置。

4、围子坪电站升压站1# B中压侧（35KV）所属断路器（编号：301）、母线侧隔离刀闸（编号：3011）、变压器侧隔离刀闸（编号：3016）、变压器中压侧接地刀闸（编号：30160）均在断开位置。

5、围子坪电站升压站1# B低压侧所属隔离刀闸（编号：6011）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：60160）均在断开位置。

6、围子坪围子坪电站升压站2# B高压侧所属断路器（编号：102）、母线侧隔离刀闸（编号：1021）、断路器接地刀闸（编号：10230）、均在断开位置。

7、围子坪电站升压站2# B低压侧所属隔离刀闸（编号：9021）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：90260）均在断开位置。

8、围子坪电站升压站GIS母线电压互感器隔离刀闸（118）、母线接地刀闸（编号：1110）、电压互感器接地刀闸（编号：1180）均在断开位置。

9、围子坪围子坪电站升压站1、2# B调压分接开关放在电网电压需要的档位。

四、送电原则及程序
启动（送电）的一次系统图，检查电源侧保护的投入情况后，对线路和进线断路器进行冲击实验，然后是对母线的冲击试验以及对主变的冲击试验，每次冲击时必须采取预防故障发生的保护措施，并每次冲击后应对所属单元保护进行检查。

在操作前确定每次冲击的操作步骤，冲击操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。

送电程序 1、110KV马雷围支线线路充电
（1）、核实110KV马雷围支线核相正确，绝缘符合要求，雷波开关站雷围线线路断路器（编号：162）储能及充电、控制正常。

（2）、将110KV马雷围支线雷波开关站出线断路器（编号：162）保护定值按通知单整定投入使用。

（3）、拉开马雷围支线线路接地刀闸（编号：16260）（4）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器线路侧隔离刀闸（编号：1626）。

（5）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器（编号：162），检查雷波开关站线路PT和围子坪变电站线路PT，在PT二次侧上校验电压应正确。

（6）、无故障耐压时间5分钟后断开110KV雷波开关站出线断路器（编号：162）。

间隔5分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。

2、110KV母线及PT充电
（1）、核实围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器及（编号：151）充电正常。

（2）、将110KV围子坪电站升压站线路断路器（编号：151）保护定值按通知单整定投入使用。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器两侧隔离刀闸（编号：1511、1516）。

（4）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路间隔断路器（编号：151），无故障后投入110KV母线PT（编号：118），在PT二次侧上校验相序、相位应正确。

3、1＃主变（1#B）充电（1）、将110KV围子坪电站升压站 1# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

（2）、合上110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1011）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。

（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。

4、2＃主变（2#B）充电
（1）、将110KV围子坪电站升压站 2# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

（2）、合上110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1021）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。

（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。

5、6KV母线及PT充电以及机组并网（1）、将110KV围子坪电站升压站6KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

（2）、合上6KV围子坪电站升压站1# B低压侧隔离刀闸（编号：6011）。

（3）、合上110KV围子坪围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。

（4）、无故障合上110KV围子坪围子坪电站升压站6KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

（5）、无故障耐压时间10分钟后断开1# B高压侧断路器（编号：101）。

6、10KV母线及PT充电
（1）、将110KV围子坪电站升压站10KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

（2）、合上10KV围子坪电站升压站2# B低压侧隔离刀闸（编号：9021）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。

（4）、无故障合上110KV围子坪电站升压站10KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

（5）、无故障耐压时间10分钟后断开2# B高压侧断路器（编号：102）。

7、试运行24小时
8、收集所有竣工及实验资料存档。

五、注意事项
1、启动操作及试验前应经地调值班调度员同意，方可进行启动操作及试验工作。

2、启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，应根据启委会的统一指挥进行处理，同时报告地调值班调度员。

3、启动操作过程中，如果系统发生故障或事故，应停止启动操作，听从值班调度员统一指挥处理故障及事故，系统故障及事故告一段落后，经值班调度员同意继续启动操作。

2012年3月15
第四篇：综自化变电站二次设备竣工投运验收要点
综自化变电站二次设备竣工投运验收要点
孙建中1 杨红举1 许世清2 吴传建2 1.淅川电业局 2.南阳市电业局
0引言
进入二十一世纪以来，是我国电网发展及装备水平提升最快，投运微机综合自动化变电所最多的时期。

但是，在新投入变电所二次设备的竣工验收上，常因时间紧，任务重，验收标准和验收项目制定不周密，验收过程把关不严而导致电气二次回路在投运后，继电保护装置拒动或误动以及漏报或误报中央信号的现象时有发生，给主设备的正常运行和维护带来麻烦。

因此，搞好新投入变电所二次设备的竣工验收，及时发现和消除设备安装时的隐性缺陷，对保证投运后电网的运行安全尤为重要。

笔者就在验收过程中所存在的问题和解决措施与同行探讨并祈请指正。

工程竣工验收中存在的问题
1.1 有些新建变电站，是为了服务当地新上大型工业项目而配套建设的，大多是纳入“里程碑计划”，因输变电工程项目和大型工业项目在科研、立项、设计、审批、资金落实等环节在各自系统走完程序所需时间上的差异，一定程度上存在工业项目等着用电的现象，从而导致新建变电站施工周期短，安装任务重，验收不到位，资料交不全的现象。

1.2 一般情况下，重要变电站的竣工验收多有相关部门重要领导到场，安排一天的验收时间较多，若在一天内全部对新建枢纽变电站的二次设备和继电保护及安全自动装置进行逐条线路、逐台设备的检查试验和重要设备、重要线路的充电运行，从时间的安排上，要想进行细致的检查和试验较为困难。

1.3新建枢纽变电站，因其设备和进出线回路多，因此上导致继电保护和安全自动装置整组联动试验项目多，有时会造成必要的试验项目遗漏。

容易忽略的项目有：
1.3.1 中央信号部分：断路器、隔离开关在远方、就地分合时后台机显示器主接线图所对应的变位信号；六氟化硫断路器“压力异常信号”和弹簧操动机构的“弹簧未储能”信号；
1.3.2 继电保护部分：35kV以及10kV系统的绝缘监察装置和主变瓦斯保护定值有时在保护方案中忘记整定；主变压器的瓦斯继电器只有出厂试验报告，大多情况下现场都未作试验。

应采取的对策
2.1重要变电站的安装竣工验收，相关职能部门，应提前根据站内主接线和投运时的运行方式安排，提前制定工程验收启动方案，合理确定验收日期。

明确参加验收人员的责任分工。

二次验收人员应提前一至两个工作日到施工现场，严格按照《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》及有关技术规定的要求，进行认真详细的检查验收。

2.2 在验收时，施工安装单位应移交下列资料和文件：
2.2.1 工程竣工草图，全部继电保护及自动装置的竣工草图（红图），图纸符合二次实际接线现状。

2.2.2 变更设计的证明文件。

2.2.3 制造厂提供的产品说明书、调试大纲、试验方法、试验记录、合格证及安装图纸等技术文件。

2.2.4 根据合同提供的备品备件清单。

2.2.5安装技术记录。

2.2.6 调整试验记录。

核对检验项目及试验参数符合检验条例和有关规程的规定。

核对电流互感器变比及伏安特性，其二次负载满足误。