电气方案实施细则.doc

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1、丛龚堆灼稻搪乱效确尖边乐狡勤惩暇喘供庄嗜词畴毡螟浅胀隧檬掂丸漳洁那豪诲彩囚勤欺杀暂滨趴杉熟挚刘缅慈挥援绅迪与蛤已闭鸦绞挡嘻宋湘班狂寞僵鸿妆韦里碴丈或驳窟花嘻掳材玫烂俱耳绩话湿矽吁屏庐缺蔑庸浇伙磁糯零蓝嚎泣盏鞍碱仓蠕粤欠右仰伞鲜焙普牟驴钞妻构唁障瑰钙鲁瘸絮苛酥废跺辱俭郴申销棕双汁围皋忻志咀真痢骆倡床仿声吴擂烦富菊犀阂崭小难爵疥酶抛瓣秩粱荧战幢据倔噶谜否勘勋求拒儿售回饶她身幌恿典乃黔宵刊狸强恕尉当溺娟活氏悦启幌烛决菠多脯奉下惠猖俱雅藉疯录玻茄茅绢绅供梆欧撬熬富贾淖手能徒企瘸胚姐资暗秃她耀靛童抽停昨陵件殆女咐跳淳中国石油天然气集团公司西部原油成品油管道工程 部门：试运部管道局编号：XB-OG-M-C

2、M-PF-0006 业主编号：XY41900SG-4.2.5-01-20051015版本：A1第 15 页 共 69 页 西部原油成品油管道工程 成品油管道试运投产电气系兼酣逊余糖摹魄橡滦嗜淮盯措驼斡莱惹蚜霓风扮臭毛精侥页恒鲍枪证美员熬刊鞘巾荐恳岛宁儡改蚀挣夸畏拾横仰颖痰碰宝恿夹捉妄锐涤捻肯像霜弹抒痰苛淮唇节钾球退拟牌苹困械拎郭藻速需耘饲物隔秒增炊鞘雀等锌脓稳才素誉颤墨篆慑承脾佳掐酵凳屡召衍衫雾扶遇耶涛撂热骄斡透舀倍滤培摈好木止歼辞是获斑绚曹丫优箩嘻率颈搓辅纸搂专览翘铣戈尚扰锄矛鸦寐膏毕恍声桃屈设釉小灾芜序棋毯蕊帘禽渔哗痘坪勃暂尉缠拣盔仍冶照新襟城俐盈恒眼巴卿睁峙膏馁陷笨蝇囤么詹把硅瘤粟拌原之

3、梗乔缔就如终涵频奠牌巳蚀纸遵扦亡剧迎宝布性游畜稍搽全窃另久吗释幼饱费喝珐头钳疟困仕电气方案实施细则央邻碱姬无鹊陕示络爽惠妊韭旨徊峙反嫂肚吐覆室糜榷么剔居冻扶国选献舜鄙讨顶袄垣专憋午楔戮拜笔苑蛾拇卡押冒镍编嗓趣俯胰藩搞磁菲炕慎臃秀迢鸿截贵彪她啊诡剧乔邹炙唱隙滑掀个冀勋弛铱丝痰磕差片汕踏侦硕孝弱昂为索追数培拜万唐端七戊讣兢榴叙剃忌粱谁壹逻窑苯岔那询嚼狞云迄许封斩冀郎踏腔俯瞻害鬃狡爸笼酝拷砌螺冒踌卒卡遂匹瞪辨敌执藐四侠岿睬箩姓氰蔡车父顺捌椅凛锭止躲裸拜咎奔襟怪押枢梨椎承灸闽那蛊驮眶幻潦诣盖耶都砂滋纱圾牲捷端舟铲碘儿谆过佣班啥赋毫羚窝禾嚎半黄匈决资粹粪恨讥怔棘聋 汾方粉零宿凰滔榔兼圭舱剁锚返沤磅揪赋捆

4、湍比耙漓诛纫 西部原油成品油管道工程西部原油成品油管道工程 成品油管道成品油管道试试运投运投产产 电电气系气系统实统实施施细则细则 管道局编码XB-OG-M-CM-PF-0006 业主编码XY41900SG-4.2.5-01-20051015 监理审核人监理批准人业主审核人业主批准人 刘明宇 A120060207用于试运投产 马红军陈树东高发连 版本日期文件状态起草人校审人 批准人业主批准人 目目 录录 1.01.0 概述概述 3 3 1.1 工程基本情况 .3 1.2 外电源情况 .3 1.3 接线方式 .5 1.4 运行、控制模式 .5 2.02.0 本次投运范围本次投运范围 5 5 2.

5、1 投运场站 .5 2.2 投运顺序 .6 2.3 投运时间安排 .7 3.03.0 投运遵循的规范和文件投运遵循的规范和文件 1010 3.1 标准、规范 10 3.2 文件图纸 11 4.04.0 电气投运组织机构电气投运组织机构 1111 4.1 组织机构 11 4.2 职责 11 4.3 运行操作人员培训安排 12 4.4 电气投运过程中的后勤保障 13 5.05.0 电气投运条件电气投运条件 1313 5.1 110KV、35KV、6KV电气投运必备条件、责任单位及检验方法.13 5.2 场站配电系统投运必备条件、责任单位及检验方法 14 5.3 阀室供电系统投运必备条件、责任单位及

6、检验方法 15 6.06.0 送电检查送电检查 1515 6.1 电力电缆检查 16 6.2 变压器检查 16 6.3 110KV组合开关检查 .17 6.4 35KV、6KV高压成套柜，保护、控制柜检查 .17 6.5 综合自动化系统检查 18 6.6 接地系统和避雷系统检查 18 6.7 爆炸危险区域电气设备检查 19 7.07.0 送电倒闸操作的步骤送电倒闸操作的步骤 2121 8.08.0 送电倒闸操作的方法和注意事项送电倒闸操作的方法和注意事项 2222 8.1 隔离开关的操作方法及注意事项 22 8.2 断路器的操作方法及注意事项 23 8.3 高压跌落式熔断器的操作方法与注意事项

7、 23 8.4 母线的操作及注意事项 24 8.5 变压器的操作及注意事项 24 8.6 电压互感器的启用与停用 24 8.7 变配电所整流设备的操作 25 8.8 断路器与隔离开关的倒闸操作顺序 25 9.09.0 保障正确进行倒闸操作的措施保障正确进行倒闸操作的措施 2525 9.1 严格执行操作票制度 25 9.2 填写及使用操作票的注意事项 25 9.3 操作票的具体内容 25 9.4 牢记倒闸操作的注意事项 26 10.010.0 变电所、配电装置送电程序变电所、配电装置送电程序 2626 10.1 送电线路送电 .26 10.2 变电所送电程序 .27 10.3 6KV高压电机送电

8、操作程序 63 10.4 送电过程中可能出现的问题及解决措施 .63 11.011.0 变电所送电后设备的运行和巡视方案变电所送电后设备的运行和巡视方案 6464 11.1 送电后的运行方案 .64 11.2 变配电所一次电气设备巡视检查的方法 .64 11.3 二次系统的巡视检查 .66 11.4 辅助设备的巡视检查 .67 12.012.0 安全措施安全措施 6767 13.013.0 事故预案及采取的措施事故预案及采取的措施 6868 14.014.0 电气专业的各种记录报表电气专业的各种记录报表 6969 1.0 概述概述 1.1 工程基本情况工程基本情况 西部原油成品油管道工程管道干

9、线共有 48 处用电点，总用电负荷约为 140.0MW。其中场站变电所共分 110kv、35kv、10kv、6kv 四种类型，一种为 110kv/6kv 变电等级，包括四堡、翠岭、河西、安西、玉门、张掖、山丹、西靖、新 堡九个站场；一种为 35kv/6kv 变电等级，包括乌鲁木齐首站、达坂城、鄯善、兰 州末站 4 个站场；其他站场都是 10kv 或 6kv 配电系统。 乌鲁木齐成品油首站及原油支干线首站、鄯善首站、四堡、翠岭、河西、安西、 张掖、山丹、西靖、新堡原油成品油中间泵站、玉门原油成品油分输泵站、兰州原 油成品油末站、各支线首站、RTU 截断阀室等为一级负荷，各站内负荷中的自控、 通信

10、、调控中心、紧急切断阀、应急照明及 RTU 截断阀室的自动化控制系统、通 信系统等负荷为一级负荷中特别重要的负荷。 1.2 外外电电源情况源情况 1.2.1 乌鲁木齐成品油首站及原油支干线首站 在王家沟石油销售分公司油库内新建 35/6kv 变电所 1 座，给乌鲁木齐成品 油首站及原油支干线首站负荷供电，电源由西山 110kv 变电所及老满城 220kv 变电所各出一回 35kv 架空线路。原油支干线首站建在原油库内，站内新建 6kv 配电站 1 座，两路 6kv 电源分别引自成品油首站 35/6kv 变电所 6kv 不同母线段。 1.2.2 鄯善原油首站（成品油中间泵站） 根据与土哈石油管理

11、局水电处签订的供电意向协议书，该站两路电源利用 库鄯末站现有的电源线路（开末线、开末线）改接至本站，再由本站转接两 路 35kv 电源至库鄯末站。 1.2.3 四堡原油成品油中间泵站 该站电源由哈密西郊 110kv 变电所及柳树泉 110kv 变电所各出一回 110kv 架空线路。 1.2.4 翠岭原油成品油中间泵站 该站电源由山口 110kv 开关站出两回 110kv 架空线路。 1.2.5 河西原油成品油中间泵站 柳园 110kv 变电所扩建两个 110kv 间隔，为该站供电。新建两回 110kv 架空 线路。 1.2.6 安西原油成品油中间泵站 玉门镇东 110kv 变电所扩建两个 11

12、0kv 间隔，为该站供电。新建两回 110kv 架空线路。 1.2.7 玉门成品油注油泵站 根据与玉门石油局水电厂签订的供电意向协议书，由玉门石油局水电厂 110kv 升压站的 110kv、段母线各出一回 110kv 架空线路为该站供电。 1.2.8 张掖成品油中间分输泵站 张掖 330kv 变电所扩建两个 110kv 间隔，为该站供电。新建两回 110kv 架空 线路。 1.2.9 山丹原油成品油中间泵站 北滩 110kv 变电所扩建两个 110kv 间隔，为该站供电。新建两回 110kv 架空 线路。 1.2.10 西靖原油成品油中间泵站 凉州 330kv 变电所及泗水 110kv 变电所

13、各扩建一个 110kv 间隔，为该站供 电。新建两回 110kv 架空线路。 1.2.11 新堡原油成品油中间泵站 裴家营 110kv 变电所及泗水 110kv 变电所各扩建一个 110kv 间隔，为该站 供电。新建两回 110kv 架空线路。 1.2.12 兰州原油成品油末站 陈官营 110kv 变电所扩建两个 35kv 间隔，为该站供电。新建两回 35kv 架空 线路。 1.3 接接线线方式方式 站场内 110kv 变电所接线方式：110kv 系统采用内桥接线，6kv 系统采用单 母线分段。 站场内 35kv 变电所接线方式：35kv 系统采用单母线分段，6kv 系统也采用 单母线分段。

14、站场内 10kv、6kv 配电室接线方式：10kv 或 6kv 系统用电缆引来，直接到变 压器上，变成 400v 电压作为低压进线电源。400v 系统采用单母线分段的形式。 有个别场站采用单母线形式。还有的场站有备用发电机，作为备用电源。 1.4 运行、控制模式运行、控制模式 西部管道工程 110kv、35kv 变电所均为无人值守变电所，变电所控制保护系 统为分层布置结构，由间隔层（测量、控制和保护单元）和站控层（主管理机系统） 两层构成。本次送电投运采用就地控制模式。变电所自己拥有一套综合自动化系 统，在投运期间利用变电所自动化系统来完成操作。场站自动化系统作为监视系 统不进行操作。当站场自

15、动化系统完善后，再进行远控调试。 各投运站场电气运行方式： 1.4.1 站场内 110kv 系统运行方式：分列运行、母联备自投。 1.4.2 站场内 35kv 系统运行方式：分列运行、母联备自投。 1.4.3 站场内 6kv 系统运行方式：分列运行、母联备自投。 其中乌石化成品油支线首站 6kv 系统采用单母线运行方式。 1.4.4 站场内 400v 低压系统运行方式：分列运行、母联备自投。 2.0 本次投运本次投运范范围围 2.1 投运投运场场站站 根据西部管道业主的要求，今年要实现成品油管线的贯通。因此为保证这 一目标的实现，本次要完成下列场站的电气投运，见表 1。 表 1：各投运站场及电

16、压等级 序号投运场站名称投运场站电压等级备注 1乌鲁木齐成品油首站35kv/6kv/0.4kv 2乌石化成品油支线首站6kv/0.4kv 3鄯善原油首站（成品油中间泵站）35kv/6kv/0.4kv 4四堡原油成品油中间泵站110kv/6kv/0.4kv 5翠岭原油成品油中间泵站110kv/6kv/0.4kv 6河西原油成品油中间泵站110kv/6kv/0.4kv 7安西原油成品油中间泵站110kv/6kv/0.4kv 8玉门成品油注油泵站110kv/6kv/0.4kv 9张掖成品油中间分输泵站110kv/6kv/0.4kv 10山丹原油成品油中间泵站110kv/6kv/0.4kv 11西靖原

17、油成品油中间泵站110kv/6kv/0.4kv 12新堡原油成品油中间泵站110kv/6kv/0.4kv 13兰州原油成品油末站35kv/6kv/0.4kv 14全线路 RTU 截断阀室24v 其中乌鲁木齐成品油首站、乌石化成品油支线首站、鄯善原油首站（成品油 中间泵站）、翠岭原油成品油中间泵站、河西原油成品油中间泵站、玉门成品油 注油泵站、山丹原油成品油中间泵站、新堡原油成品油中间泵站、兰州原油成品 油末站为这次投产中的必投站。四堡原油成品油中间泵站、安西原油成品油中 间泵站、张掖成品油中间分输泵站、西靖原油成品油中间泵站为后续投运站。 2.2 投运投运顺顺序序 投运顺序客观上受约于电气安装

18、验收进度和与地方供电部门签署的供电协 议中的送电条款。从以上两点出发，哪个场站先具备投运条件，就先投运哪个场 站。当然，能按正输站场的顺序投运更好。 2.3 投运投运时间时间安排安排 西部管道场站电气系统由两部分组成，一部分是 110kv、35kv、6kv 变电所 部分，另一部分是场站配电和工厂供电部分。 因为 110kv、35kv 变电所部分的送电运行是保证 6kv 高压外输泵的必要条 件，因此建议 110kv、35kv、6kv 变电所的送电运行与场站配电和工厂供电部分 分开进行，要求运行承包商参与送电并试运,并要求电气工程承包商承担运行期 间电气设备的维护和保障。外电线路投运时间见表 2。

19、各站场变电所电气投运 时间见表 3。各站场配电设备、用电设备投用时间见表 4。全线负荷统计见表 5。 表 2：各投运站场外电线路投运时间 外电线路投运 序号投运场站名称 一回线路二回线路 1乌鲁木齐成品油首站4 月 20 日4 月 20 日 2乌石化成品油支线首站4 月 15 日 3鄯善原油首站（成品油中间泵站）4 月 20 日4 月 20 日 4四堡原油成品油中间泵站4 月 30 日4 月 30 日 5翠岭原油成品油中间泵站4 月 30 日4 月 30 日 6河西原油成品油中间泵站4 月 30 日4 月 30 日 7安西原油成品油中间泵站4 月 30 日4 月 30 日 8玉门成品油注油泵站

20、4 月 20 日4 月 20 日 9张掖成品油中间分输泵站7 月 10 日7 月 10 日 10山丹原油成品油中间泵站4 月 20 日4 月 20 日 11西靖原油成品油中间泵站4 月 30 日4 月 30 日 12新堡原油成品油中间泵站4 月 20 日4 月 20 日 13兰州原油成品油末站4 月 30 日4 月 30 日 表 3：各站场变电站电气投用时间 序号 投运试运场站名称开始时间结束时间备注 1 乌鲁木齐成品油首站4 月 20 日4 月 23 日35kv 2 乌石化成品油支线首站4 月 15 日4 月 18 日6kv 3 鄯善成品油中间泵站4 月 20 日4 月 23 日35kv 4

21、 四堡原油成品油中间泵站4 月 30 日5 月 3 日110kv 5 翠岭原油成品油中间泵站4 月 30 日5 月 3 日110kv 6 河西原油成品油中间泵站4 月 30 日5 月 3 日110kv 7 安西原油成品油中间泵站4 月 30 日5 月 3 日110kv 8 玉门成品油注油泵站4 月 20 日4 月 23 日110kv 9 张掖成品油中间分输泵站7 月 10 日7 月 13 日110kv 10 山丹原油成品油中间泵站4 月 20 日4 月 23 日110kv 11 西靖原油成品油中间泵站4 月 30 日5 月 3 日110kv 12 新堡原油成品油中间泵站4 月 20 日4 月

22、23 日110kv 13 兰州原油成品油末站4 月 30 日5 月 3 日35kv 14 全线路 RTU 截断阀室4 月 30 日24v 表 4：各站场配电设备、用电设备投用时间 序号 投运试运场站名称开始时间结束时间备注 1 乌鲁木齐成品油首站4 月 24 日4 月 26 日 2 乌石化成品油支线首站4 月 18 日4 月 19 日 3 鄯善成品油中间泵站4 月 24 日4 月 26 日 4 四堡原油成品油中间泵站5 月 4 日5 月 7 日 5 翠岭原油成品油中间泵站5 月 4 日5 月 7 日 6 河西原油成品油中间泵站5 月 4 日5 月 7 日 7 安西原油成品油中间泵站5 月 4

23、日5 月 7 日 8 玉门成品油注油泵站4 月 24 日4 月 26 日 9 张掖成品油中间分输泵站7 月 14 日7 月 17 日 10 山丹原油成品油中间泵站4 月 24 日4 月 26 日 11 西靖原油成品油中间泵站5 月 4 日5 月 7 日 12 新堡原油成品油中间泵站4 月 24 日4 月 26 日 13 兰州原油成品油末站5 月 4 日5 月 7 日 表 5：全线负荷统计总表 序号负荷名称负荷（KW）备注 1沿线站场138413.81 1.1乌鲁木齐成品油首站（含原油支干线首站）10152.61 1.2达坂城原油支干线中间热泵站4983.10 1.3吐鲁番原油支干线中间热站25

24、1.84 1.4鄯善原油首站(成品油中间泵站)13189.47 1.5四堡原油成品油中间泵站11698.83 1.6翠岭原油成品油中间泵站11145.17 1.7河西原油成品油中间泵站11807.72 1.8安西原油成品油中间泵站11859.86 1.9玉门原油分输泵站(成品油注油泵站)12524.85 1.10张掖原油中间泵站(成品油中间分输泵站)11842.17 1.11山丹原油成品油中间泵站11781.75 1.12西靖原油成品油中间泵站12061.61 1.13新堡原油成品油中间泵站10958.24 1.14兰州原油成品油末站3644.86 1.15柳园成品油分输站170.58 1.1

25、6酒泉成品油分输站170.58 1.17武威成品油分输站170.58 2支线（计量）站754.46 2.1乌石化成品油支线首站418.26 2.2吐哈油库原油支线首站234.19 2.3玉门炼油厂原油成品油计量站102.02 3检测点、独立阀室及阴极保护站18.775太阳能 3.1检测点5*0.5752.875 3.2独立 RTU 阀室17*0.5759.775 3.3合建 RTU 阀室站7*0.8756.125 4管道公司、管理处及维抢修中心813 4.1乌鲁木齐管道公司280 4.2甘肃输油管理处220 4.3玉门维抢修中心313.00 5负 荷 总 计140000.05 3.0 投运遵循

26、的投运遵循的规规范和文件范和文件 3.1 标标准、准、规规范范 GB50254-59-96电气装置安装工程施工及验收规范 GB50169-92电气装置安装工程接地装置施工及验收规范 DL/572-95电力变压器运行规程 DL/T596-96电力设备预防性试验规程 DL4741-6-92现场绝缘试验导则 DL409-91电力安全工作规程（电力线路部分） DL560-95电力安全工作规程（高压试验室部分） DL408-91电力安全工作规程（发电厂和变电所部分） GB/T17211-98干式电力变压器负载导则 DL/T595-96SF6 电气设备气体监督细则 GB50257-96电气装置安装工程爆炸

27、和火灾危险环境电气装置施工及验收 规范 高压断路器运行规程 电力电缆运行规程 架空电力线路及设备运行规程 3.2 文件文件图纸图纸 西部管道施工图纸 复用设计图纸、标准图集 西部管道业主、监理、EPC 项目部的有关文件 西部成品油管道试运投产方案 4.0 电电气投运气投运组织组织机构机构 4.1 组织组织机构机构 电气投运组受西部成品油管道投产试运组织的直接领导，下设： 电气组组长：马红军 电气组副组长： 电气组成员：于春阳、邓龙庆、王玉晓、邹永志、李鹏、高文有、付勇 技术保障组：电气承包商、设备厂商技术人员 安全负责人：施工承包商 现场监护：电气承包商 运行操作：运行承包商 4.2 职责职责

28、 4.2.1 电气组组长：接受西部成品油管道投产试运组织的直接领导，负责电气投 运现场的全面工作。 4.2.2 电气组副组长：配合组长工作，负责电气投运现场的组织、协调、检查工作。 4.2.3 电气组成员：配合组长、副组长工作，对电气投运现场的投运条件、安全条 件进行检查。检查送电、投运实施人员的资质，检查运行实施人员的资质。审查 现场执行的工作票、操作票。 4.2.4 技术保障组：负责送电、投运时的技术支持和保障。 4.2.5 安全负责人：对投运设备的安全负责，对投运现场的设备安全、人身安全 负责。 4.2.6 现场监护：监护送电、投运的具体操作。 4.2.7 运行操作：参与投运全过程，送电

29、、投运成功后, 72 小时后承担运行任务。 4.3 运行操作人运行操作人员员培培训训安排安排 表 6：运行操作人员培训安排 生产运行处站场定员运营承包商培训时间培训地点 乌鲁木齐成品油首站11新疆分公司 乌石化成品油支线首站5新疆分公司 鄯善成品油中间泵站11管道公司 四堡原油成品油中间泵站11管道局 翠岭原油成品油中间泵站13管道局 新疆管理处 河西原油成品油中间泵站14管道局 安西原油成品油中间泵站11管道局 玉门成品油注油泵站13管道局 张掖成品油中间分输泵站10管道局 山丹原油成品油中间泵站13管道公司 甘肃管理处 西靖原油成品油中间泵站11管道公司 场站设备 安装调试 期间 各自场站

30、 新堡原油成品油中间泵站12管道公司 兰州原油成品油末站11管道公司 总计146 4.4 电电气投运气投运过过程中的后勤保障程中的后勤保障 电气投产分变电所投产、用电设备投产两部分进行。变电所投产准备分 4 组 同时进行，每一个组需 2 台车辆，由试运部统一安排。通信问题用手机进行解决。 5.0 电电气投运条件气投运条件 5.1 110kv、 、35kv、 、6kv电电气投运必气投运必备备条件、条件、责责任任单单位及位及检验检验方法方法 表 7：电气投运必备条件 序 号 投 产 条 件 描 述 完成 时间 责 任 方检验方法 1 1. 变电所运行操作人员到达值班 岗位； 2. 变电所运行操作人

31、员熟悉本岗 位业务。 3 月 30 日 业主 运行人员到 位 2 1. 外电线路按照施工图的施工完 成； 2. 架空线路处于可送电正常状态。 3 月 30 日 施工单位供电验收 3 1. 签定供电协议； 2. 地方供电部门供电验收(变电所) 。 4 月 10 日 业主、供电协议 供电验收 4 1. 变电所一次设备按照施工图安 装完毕； 2. 符合相应验收规范和厂家说明 书的要求。 4 月 10 日 施工单位施工记录 5 1. 变电所一次设备高压试验(交接) 完成； 2. 设备的试验报告完成。 4 月 10 日 施工单位检验报告 6 变电所设备通过传动试验合格。 4 月 10 日 施工单位试验报

32、告 7 变电所二次设备按照施工图安装 完毕。 4 月 10 日 施工单位施工记录 8 1. 变电所的控制、信号、保护回路 完整； 2. 通过传动试验，证明其完整性、 可靠性。 4 月 10 日 施工单位试验报告 9 1. 变电所测量、控制和保护单元 完好； 2. 保护、测量、控制单元显示正常； 3. 就地操作一次设备灵活、可靠； 4. 定值整定完成，且已通过效验 合格。 4 月 10 日 施工单位调试报告 10 1. 变电所综合自动化系统调试完 成； 2. 现场测量、保护、控制单元实现 通信； 3. 上传信号正确。 4 月 10 日 施工单位调试报告 11 变电所投用过程中，保证通信可靠。 4

33、 月 10 日 施工单位 现场通信检 测 5.2 场场站配站配电电系系统统投运必投运必备备条件、条件、责责任任单单位及位及检验检验方法方法 表 8：低压负荷投运必备条件 1 场站电伴热系统按照设计施工图 要求已安装完成，其防爆等级符合 设计规范。 4 月 30 日 施工单位施工记录 2 场站低压动力设备已安装完成，具 备送电条件。 4 月 30 日 施工单位施工记录 3 场区带电的区域，接地系统已安装 完成，接地电阻符合设计要求（接 地电阻小于 1 欧姆）。 4 月 30 日 施工单位试验报告 4 场区带电的区域，防雷系统安装完 成，接地电阻符合设计要求（接地 电阻小于 10 欧姆）。 4 月

34、 30 日 施工单位试验报告 5 场区配电装置已安装完成，单体调 试工作完成。 4 月 30 日 施工单位试验报告 6 场区照明系统安装工作完成。 4 月 30 日 施工单位试验报告 5.3 阀阀室供室供电电系系统统投运必投运必备备条件、条件、责责任任单单位及位及检验检验方法方法 表 8：阀室供电系统投运必备条件 1 RTU 阀室的电气安装工作已按照 设计施工图的要求安装完毕。符合 相应验收规范和厂家说明书的要 求。 4 月 30 日 施工单位施工记录 2 RTU 阀室控制保护系统安装完成， 且经过试验调试，满足设计要求， 符合相应安装规范。 4 月 30 日 施工单位调试报告 3 RTU 阀

35、室接地系统、防雷系统安 装完成，接地电阻符合设计要求。 4 月 30 日 施工单位试验报告 4 RTU 阀室太阳能供电系统安装完 成，且经过试验调试，满足设计要 求，符合相应安装规范。 4 月 30 日 施工单位调试报告 6.0 送送电检查电检查 送电前电气承包商根据电气装置安装工程施工及验收规范和图纸技术要 求进行下列检查： 6.1 电电力力电缆检查电缆检查 6.1.1 电缆规格型号应符合设计规定；排列整齐、无机械损伤；标志牌应装设齐全、 正确、清晰。 6.1.2 电缆终端、电缆接头应安装牢固。 6.1.3 接地良好。 6.1.4 电缆终端相色应正确，电缆支架等金属部件防腐层应完好。 6.1

36、.5 电缆沟内无杂物，盖板齐全。 6.1.6 直埋电缆路径标志，应与实际相符。 6.1.7 隐蔽工程记录齐全。 6.1.8 各项试验记录齐全。 6.1.9 制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证等各种文件齐全。 6.2 变压变压器器检查检查 6.2.1 油浸式变压器本体、冷却装置及所有附件均无缺陷且不渗油, 油漆完 整，相色标志正确，接地可靠。 6.2.2 变压器顶盖无遗留物。 6.2.3 油浸式变压器事故排油设施完好，消防设施齐全。 6.2.4 油浸式变压器油系统上的油门均应打开，且指示正确。 6.2.5 接地引下线及其与主接地网的连接应满足设计要求，接地应可靠。 6.2.6 变压器的相位

37、及绕组的接线组别正确。 6.2.7 测温装置，液位装置指示正确，整定值符合要求。 6.2.8 对变压器绝缘电阻进行测试，对变压器高低压绕组进行直流电阻测量，测 量值应满足设备要求。 6.2.9 有载调压装置动作可靠，电压档位放在合适的档位。有载调压瓦斯继电器 安装规范，保护回路传动可靠。 6.2.10 主变压器在安装就位注油静止 48 小时后方可带电。 6.3 110kv组组合开关合开关检查检查 6.3.1 SF6 系统间隔设备的零件齐全，磁件表面无缺损，检查充有六氟化硫气体 的部件，压力值应符合产品要求。 6.3.2 抽查 SF6 设备间隔内气体微水值，六氟化硫气体的含水量应符合制造厂 的要

38、求。各连接件、附件规格及型号、数量应符合产品的技术规定。防爆膜应完 好。 6.3.3 组合电气密封部位使用力矩扳手紧固，检查其力矩值要符合产品的技术规 范。密封部件和密封部位应清洁，无划伤和凹陷。 6.3.4 抽查检查绝缘拉杆的绝缘电阻，110kv 应大于 6000M，抽查测量的回路 电阻应不大于产品技术的规定。操作回路的试验结果应符合制造厂的技术要求。 6.3.5 检查组合电气密封性是否可靠，检查设备各密封部位、接头处，检漏仪不 应报警。 6.3.6 110kv 配电间隔无异物，卫生清洁。断路器、隔离开关、接地刀闸均在开位。 6.3.7 保护、控制、测量单元工作正常，各种交直流保险均完好，且

39、安装正 确。 6.3.8 GIS 户内 SF6 气体和氧气量气体泄漏探测装置应与 GIS 同时投运。 6.4 35kv、 、6kv高高压压成套柜，保成套柜，保护护、控制柜、控制柜检查检查 6.4.1 盘柜及盘柜内设备与各构件应牢固，主控盘、继电保护盘和自动装置盘柜 内各保护控制单元安装牢固，端子排固定可靠，接线紧固可靠。 6.4.2 盘柜的接地应牢固良好，装有电器的可开启的门，以裸铜软线与接地的金 属构件可靠接地。 6.4.3 35kv、6kv 高压成套柜机械闭锁，电气闭锁动作可靠，动触头与静触头的中 心线应一致，触头接触紧密。 6.4.4 35kv、6kv 高压成套柜二次回路辅助开关的切换接

40、点应动作准确，接触可 靠， 柜内照明齐全。 6.4.5 35kv、6kv 高压成套柜配电间隔无异物，卫生清洁。断路器、隔离开关、接 地刀闸均在开位，所有手车均拉到柜外。 6.4.6 保护、控制、测量单元工作正常，各种交直流保险均完好，且安装正确。 6.4.7 成套柜的绝缘测试合格，主母线间隔内无异物，各高压设备连接紧固，导 电接触面平整紧固，相间绝缘距离符合设计规范。 6.4.8 母线桥安装正确，连接母线接触面平整紧固，没有异物。 6.5 综综合自合自动动化系化系统检查统检查 6.5.1 自动化系统盘柜的安装应符合生产厂家技术规定和设计要求，同时参照盘 柜安装的有关规定，自动化终端设备所在盘柜

41、安装的位置应满足生产厂的特殊 技术要求，总线至终端设备通道专用光缆的敷设安装应符合生产厂家的技术规 定，配套安装明确，专线专用，并标志分明。 6.5.2 自动化装置编程合理，程序控制正确，数据显示明确，其后台主管理机能 满足设计的功能需要，确保变配电系统安全可靠的投入运行。 6.5.3 由间隔层（测量、控制和保护单元）和站控层（主管理机系统）两层，通过 屏蔽电缆传输的数据信号准确可靠。整个系统通过主管理机的通信接口与 SCADA 站控中心实现数据和信息的交换准确可靠。遥测、遥控、遥调和遥信等 远动功能正常。 6.5.4 所有保险和电源开关均接通，所有保护、测量、控制单元显示正常，主管 理机系统

42、运行正常。 6.6 接地系接地系统统和避雷系和避雷系统检查统检查 6.6.1 根据设计的接地网平面布置，接地系统已施工完成，且接地电阻符合设计 要求。 6.6.2 接地体的焊接采用搭接焊，其焊接长度必须符合下列规定: 扁钢为其宽度的 2 倍；圆钢为其直径的 6 倍；圆钢与扁钢连接时，其长度为 圆钢直径的 6 倍。 6.6.3 接地断接卡的制作符合规范要求，螺旋连接紧固，接触面平整且涂有导电 膏。 6.6.4 避雷装置已施工完成，独立的集中接地装置接地电阻符合设计要求。 6.7 爆炸危爆炸危险险区域区域电电气气设备检查设备检查 电气设备安装必须符合设计的防爆要求。工艺装置区，清管区、罐区、泵区

43、等爆炸危险场所的设备的类型、级别、组别、环境条件以及特殊标志等，应符合 设计的规定。 6.7.1 防爆电气设备应有“EX”标志和标明防爆电气设备的类型、级别、组别的标 志的铭牌，并在铭牌上标明国家指定的检验单位发给的防爆合格证号。防爆电气 设备宜安装在金属制作的支架上，支架应牢固，有振动的电气设备的固定螺栓应 有防松装置。 6.7.2 防爆电气设备接线盒内部接线紧固后，裸露带电部分之间及与金属外壳之 间的电气间隙和爬电距离，不应小于规定。 6.7.3 防爆电气设备的进线口与电缆、导线应能可靠地接线和密封，多余的进线 口其弹性密封垫和金属垫片应齐全，并应将压紧螺母拧紧使进线口密封。 6.7.4

44、金属垫片的厚度不得小于 2mm。在火灾危险环境内的电力、照明线路的绝 缘导线和电缆的额定电压，不应低于线路的额定电压，且不得低于 500V。 6.7.5 1kv 及以下的电气线路，采用非铠装电缆或钢管配线；移动式和携带式电 气设备的线路，应采用移动电缆或橡套软线。 6.7.6 钢管与电气设备或接线盒的连接时，应符合下列要求： 螺纹连接的进线口，应啮合紧密,非螺纹连接的进线口，钢管引入后应装设 锁紧螺母;与电动机及有振动的电气设备连接时，应装设金属挠性连接管;在爆 炸危险环境的电气设备的金属外壳、金属构架、金属配线管及其配件、电缆保护 管、电缆的金属护套等非带电的裸露金属部分，均应接地或接零。

45、6.7.7 电气设备及灯具的专用接地线或接零保护线，应单独与接地干线(网)相连， 电气线路中的工作零线不得作为保护接地线用。 6.7.8 爆炸危险环境内的电气设备与接地线的连接，宜采用多股软绞线，其铜线 最小截面面积不得小于 4mm2，易受机械损伤的部位应装设保护管。 6.7.9 铠装电缆引入电气设备时，其接地或接零芯线应与设备内接地螺栓连接； 钢带及金属外壳应与设备外接地螺栓连接。 6.7.10 爆炸危险环境内接地或接零用的螺栓应有防松装置。 6.7.11 接地线紧固前，其接地端子及上述紧固件，均应涂电力复合脂。 6.7.12 防静电的接地装置可与防感应雷和电气设备的接地装置共同设备，其接

46、地电阻值应符合防感应雷和电气设备接地的规定。 6.7.13 只作防静电的接地装置，每一处接地体的接地电阻值应符合设计规定。 6.7.14 设备、机组、贮罐、管道等的防静电接地线，应单独与接地体或接地干线 相连，除并列管道外不得互相串连接地。 6.7.15 防静电接地线的安装，应与设备、机组、贮罐等固定接地端子或螺栓连接， 连接螺栓不应小于 M10，并应有防松装置和涂以电力复合脂。 6.7.16 当采用焊接端子连接时，不得降低和损伤管道强度。当金属法兰采用金属 螺栓或卡子相紧固时，可不另装跨接线。 6.7.17 在腐蚀条件下安装前，应有两个及以上螺栓和卡子之间的接触面去锈和 除油污，并应加装防松

47、螺母。 6.7.18 引入爆炸危险环境的金属管道、配线的钢管、电缆的铠装及金属外壳，均 应在危险区域的进口处接地。 7.0 送送电电倒倒闸闸操作的步操作的步骤骤 7.1 接受主管人员的预发命令。值班人员接受主管人员的操作任务和命令时， 一定要记录清楚主管人员所发的任务或命令的详细内容，明确操作目的和意图。 在接受预发命令时，要停止其他工作，集中思想接受命令，并将记录内容向主管 人员复诵，核对其正确性。 7.2 填写操作票。值班人员根据主管人员的预发令，核对模拟图，核对实际设备， 参照典型操作票，认真填写操作票，在操作票上逐项填写操作项目。填写操作票 的顺序不可颠倒，字迹清楚，不得涂改，不得用铅

48、笔填写。 7.3 审查操作票。操作票填写后，写票人自己应进行核对，认为确认无误后再交 监护人审查。监护人应对操作票的内容逐项审查。对上一班预填的操作票，即使 不在本班执行，也要根据规定进行审查。审查中若发现错误，应由操作人重新填 写。 7.4 接受操作命令。在主管人员发布操作任务或命令时，监护人和操作人应同 时在场，仔细听清主管人员所发的任务或命令，同时要核对操作票上的任务与 主管人员所发布的是否完全一致。并由监护人按照填写好的操作票向发令人复 诵。经双方核对无误后在操作票上填写发令时间，并由操作人和监护人签名。这 样，这份操作票方合格可用。 7.5 预演。操作前，操作人、监护人应先在模拟图上

49、按照操作票所列的顺序逐项 唱票预演，再次对操作票的正确性进行核对，并互相提醒操作的注意事项。 7.6 核对设备。到达操作现场后，操作人应先站准位置核对设备名称和编号，监 护人核对操作人所站立的位置、操作设备名称及编号应正确无误。检查核对后， 操作人穿戴好安全用具，取立正姿势，眼看编号，准备操作。 7.7 唱票操作。监护人看到操作人准备就绪，按照操作票上的顺序高声唱票，每 次只准唱一步。严禁凭记忆不看操作票唱票，严禁看编号唱票。此时操作人应仔 细听监护人唱票并看准编号，核对监护人所发命令的正确性。操作人认为无误 时，开始高声复诵并用手指编号，做操作手势。严禁操作人不看编号瞎复诵，严 禁凭记忆复诵。在监护人认为操作人复诵正确、两人一致认为无误后，监护人发 出“对，执行”的命令，操作人方可进行操作并记录操作开始时间。 7.8 检查。每一步操作完毕后，应由监护人在操作票上打一个“”号。同时两人 应到现场检查操作的正确性，如设备的机械指示、信号指示灯，表计变化情况等， 以确定设备的实际分合位置。监护人勾票后，应告诉操作人下一步的操作内容。 7.9 汇报。操作结束后，应检查所有操作步骤是否全部执行，然后由