XX变电站二期工程项目投运实施方案.docx

XX变电站二期工程项目投运方案 110kv普洱变电站二期工程 投运方案 2010年11月29日发布2010年12月9日实施 云南恒安电力工程有限公司发布 前言 本投运方案是根据110kv普洱变电站二期工程投运为编制原则，为确保110kv普洱变电站二期工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、 稳定运行，特编制本方案。本投运方案待调度方案批准后执行，具体投运程序作相应调整。 本投运方案由云南恒安电力工程有限公司提出 本投运方案由云南恒安电力工程有限公司普洱二期工程项目部归口 编制人员： 审核： 批准： 本措施首次发布日期：2010-11-29本措施由云南恒安电力工程有限公司普洱二期工程项目部负责解释 目次 一、投运范围 二、投运设备 三、投运条件 四、投运安全措施 五、投运前准备工作 六、投运的组织与分工 七、投产危险点分析 八、投产试运行步骤 附：技术交底签证表 一、投运范围 （一）一次部分1.110kv部分：（1）110kvX2主变； （2）X2主变110kv侧102断路器； （3）X2主变110kv侧102断路器组母线侧1021隔离开关；（4）X2主变110kv侧102断路器组母线侧1022隔离开关；（5）X2主变110kv侧102断路器母线侧10217接地开关；（6）X2主变110kv侧102断路器主变侧1026隔离开关；（7）X2主变110kv侧102断路器主变侧10267接地开关；（8）X2主变110kv旁路1025隔离开关；（9）X2主变110kv中性点1020接地开关； 2、35kv部分： （1）X2主变35kv侧302断路器； （2）X2主变35kv侧302断路器母线侧3022隔离开关；（3）X2主变35kv侧302断路器母线侧30227接地开关；（4）X2主变35kv侧302断路器主变侧30261隔离开关；（5）X2主变35kv侧30262隔离开关； （6）X2主变35kv侧302断路器主变侧30260接地开关；（7）X2主变35kv侧30267接地开关； （8）X2主变35kv中性点经消弧线圈3020接地开关；（9）35kv母线分段312断路器； （10）35kv母线分段312断路器段母线侧3122隔离开关；（11）35kv母线分段312断路器段母线侧31227接地开关；（12）35kv普把线334断路器； （13）35kv普把线334断路器母线侧3342隔离开关；（14）35kv普把线334断路器母线侧33427接地开关；（15）35kv普把线线路3346隔离开关；（16）35kv普把线线路33467接地开关；（17）35kv洱勐线335断路器； （18）35kv洱勐线335断路器母线侧3352隔离开关；（19）35kv洱勐线335断路器母线侧33527接地开关；（20）35kv洱勐线线路3356隔离开关；（21）35kv洱勐线线路33567接地开关；（22）35kv普西线336断路器； （23）35kv普西线336断路器母线侧3362隔离开关；（24）35kv普西线336断路器母线侧33627接地开关；（25）35kv普西线线路3366隔离开关；（26）35kv普西线线路33667接地开关；（27）35kv段母线tv3902隔离开关；（28）35kv段母线tv39027接地开关；（29）35kv段母线39020接地开关； 3、10kv部分： （1）X2主变10kv侧002断路器； （2）X2主变10kv侧002断路器母线侧0022隔离开关；（3）X2主变10kv侧002断路器主变侧0026隔离开关；（4）10kvX2电容器组037断路器； （5）10kvX2电容器组037断路器母线侧0372隔离开关；（6）10kvX2电容器组037断路器母线侧03727接地开关；（7）10kvX2电容器组037断路器电容器侧03761隔离开关；（8）10kvX2电容器组03762隔离开关； （9）10kvX2电容器组037断路器电容器侧03760接地开关；（10）10kvX2电容器组03767接地开关；（11）10kvX4电容器组038断路器； （12）10kvX4电容器组038断路器母线侧0382隔离开关；（13）10kvX4电容器组038断路器母线侧03827接地开关；（14）10kvX4电容器组038断路器电容器侧03861隔离开关； （15）10kvX4电容器组03862隔离开关； （16）10kvX4电容器组038断路器电容器侧03860接地开关；（17）10kvX4电容器组03867接地开关；（18）10kv母线分段012断路器； （19）10kv母线分段012断路器段母线侧0122隔离开关；（20）10kv段母线tv0902隔离开关；（21）10kv段母线tv09027接地开关。 （二）二次部分 （1）X2主变保护、X2主变测控装置、消弧线圈自动调谐成套装置。（2）110kv部分：110kv木茶线路保护装置、110kv断路器测控装置、110kv备自投装置、低频低压减载装置、故障录波装置。 （3）35kv部分：各出线线路保护测控装置、35kv母线保护装置。（4）10kv部分：各出线线路保护测控装置、 2、X4电容器保护测控装置。（5）二期工程新增部分电气监控系统、五防系统。（7）二期工程新增电气测量系统、计量系统。 二、投运的设备 （一）断路器 （1）X2主变110kv侧102断路器；（2）X2主变35kv侧302断路器；（3）35kv母线分段312断路器；（4）35kv普把线334断路器； （5）35kv洱勐线335断路器；（6）35kv普西线336断路器；（7）X2主变10kv侧002断路器；（8）10kv母线分段012断路器；（9）10kvX2电容器组037断路器；（10）10kvX4电容器组038断路器； （二）隔离开关 （1）X2主变110kv侧102断路器组母线侧1021隔离开关；（2）X2主变110kv侧102断路器组母线侧1022隔离开关；（3）X2主变110kv侧102断路器主变侧1026隔离开关；（4）X2主变110kv旁路1025隔离开关； （5）X2主变35kv侧302断路器母线侧3022隔离开关；（6）X2主变35kv侧302断路器主变侧30261隔离开关；（7）X2主变35kv侧30262隔离开关； （8）35kv母线分段312断路器段母线侧3122隔离开关；（9）35kv普把线334断路器母线侧3342隔离开关；（10）35kv普把线线路3346隔离开关； （11）35kv洱勐线335断路器母线侧3352隔离开关；（12）35kv洱勐线线路3356隔离开关； （13）35kv普西线336断路器母线侧3362隔离开关；（14）35kv普西线线路3366隔离开关；（15）35kv段母线tv3902隔离开关； （16）X2主变10kv侧002断路器母线侧0022隔离开关；（17）X2主变10kv侧002断路器主变侧0026隔离开关；（18）10kvX2电容器组037断路器母线侧0372隔离开关；（19）10kvX2电容器组037断路器电容器侧03761隔离开关；（20）10kvX2电容器组03762隔离开关； （21）10kvX4电容器组038断路器母线侧0382隔离开关；（22）10kvX4电容器组038断路器电容器侧03861隔离开关；（23）10kvX4电容器组03862隔离开关； （24）10kv母线分段012断路器段母线侧0122隔离开关；（25）10kv段母线tv0902隔离开关；（26）10kv段母线tv09027接地开关。 （三）接地开关 （1）X2主变110kv侧102断路器母线侧10217接地开关；（2）X2主变110kv侧102断路器主变侧10267接地开关；（3）X2主变110kv中性点1020接地开关； （4）X2主变35kv侧302断路器母线侧30227接地开关；（5）X2主变35kv侧302断路器主变侧30260接地开关；（6）X2主变35kv侧30267接地开关； （7）X2主变35kv中性点经消弧线圈3020接地开关；（8）35kv母线分段312断路器段母线侧31227接地开关；（9）35kv普把线334断路器母线侧33427接地开关；（10）35kv普把线线路33467接地开关； （11）35kv洱勐线335断路器母线侧33527接地开关；（12）35kv洱勐线线路33567接地开关 （13）35kv普西线336断路器母线侧33627接地开关；（14）35kv普西线线路33667接地开关；（15）35kv段母线tv39027接地开关；（16）35kv段母线39020接地开关； （17）10kvX2电容器组037断路器母线侧03727接地开关；（18）10kvX2电容器组037断路器电容器侧03760接地开关；（19）10kvX2电容器组03767接地开关； （20）10kvX4电容器组038断路器母线侧03827接地开关；（21）；10kvX4电容器组038断路器电容器侧03860接地开关；（22）10kvX4电容器组03867接地开关；（23）10kv段母线tv09027接地开关。 三、投运条件 （一）变电站二期工程投运设备区域现场平整、无杂物、道路通畅照明光线充足，通讯完善。 （二）本次投运的设备清扫整洁，各设备的双重名称及编号完整并核对正确现场，各相色标志清晰正确。 （三）本次投运的所有电气一次设备，二次设备、保护、测量装置安装调试完毕并合格。 （四）本次投运的保护装置已按调度下达的定值设置完毕并现场核对确认无 误。 （五）本次投运的新设备投产申请已经批复。投运方案已批准并报送相关部门。 （六）110kv组母线冷备用。 （七）经启委会验收合格，同意投产。 四、投运安全措施 （一）检查本次投运的 一、二设备接线正确，绝缘合格。 （二）本次投运的设备外壳可靠接地。 （三）参加本次投运各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施检查落实。 （四）在投运设备四周应有醒目的带电标识、警告牌、与运行设备的安全围栏隔离。 （五）本次投运的所有二次电流回路无开路，中性点已可靠接地，二次电压回路无短路。 （六）按电力建设安全工作规程的有关规定采取安全措施。 （七）与调度的通信联系应畅通方便。 （八）投运现场的消防设施完备齐全。 五、投运前准备工作 （一）检查与本次投运相关联的所有临时安全措施已全部拆除。 （二）检查确定所要投运的断路器、隔离开关和及接地开关在断开位置。 （三）检查本次投运新安装的设备按要求可靠接地。 （四）检查本次投运二次设备正常，端子排接线端子紧固牢靠。 （五）检查二次设备保险无缺漏和熔断。 （六）检查二次设备电流回路无开路、电压回路无短路。 （七）检查全部保护及测控装置已按定值通知单整定完毕（用装置定值打印单进行核对，并存档）、与调度核对无误（记录核对时间及核对调度员姓名）。 （八）检查站内通讯正常。 （九）检查站内消防设施齐备。 （十）所有人员已按投产试运行安措要求到位。 （十一）110kv组母线冷备用。 六、投运的组织与分工 本次新投产设备的现场操作、试验，由云南恒安电力工程有限公司110kv普洱二期工程现场投运组完成，集体分工如下： 总负责人、停送电联系人：xxx（手机：现场座机：0879-3203768）总监护人：xxx操作和试验负责人：一次操作人：一次操作监护人：二次操作人：二次操作监护人：现场投运安全负责人：备注： （一）变电站投运要有调度人员、建设单位人员、运行单位人员、相关设备厂家代表等人员参加，由建设单位组织实施，运行单位人员要负责投产后的 运行生产工作。 （二）带电过程中操作命令由试验负责人下达。 （三）带电过程中，二次设备操作由云南恒安电力工程有限公司普洱项目部的电气二次试验人员负责操作。 （四）带电过程中，一次设备操作由云南恒安电力工程有限公司普洱项目部的电气一次试验人员负责操作。 （五）带电过程中操作由专人负责，并严格遵守复述命令制度。 （六）带电过程中，一次设备的巡视、监听和监视由云南恒安电力工程有限公司电气安装人员负责。 （七）带电过程中与调度的联系由停送电联系人负责。 七、投产危险点分析 （一）危险点：带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故。控制措施：（1）本次新增设备投产前由现场投运负责人对所投运设备的接地开关、隔离开关、断路器、现场接地线进行一次清理检查，确保线路及所投设备处在冷备用状态；（2）投运负责人向调度员提出投运申请后，当值调度员核对调度员工作站主接线图主、副屏显示器显示遥信正确，所有接地开关、隔离开关拉开，设备处在冷备用。 （二）危险点。投产时保护装置误动。 控制措施：投产前现场再次对照正式定值单（盖红章）要求设置保护，并按要求投入相关功能连接片，执行后并打印与定值单核对一致（无打印机时，需在保护装置面板核对）。注：局保护二次人员、变电站运行人员现场核对。 （三）危险点。主变及线路带负荷时差动误动。 控制措施。带负荷前及时与普洱供电局当值调度员沟通，在当值调度员指挥下退出差动保护，带差动保护ta极性测试正确后及时汇报当班调度员，在当值调度员下令投入差动后投入差动保护。 （四）危险点：ta回路开路 控制措施。（1）投运前安排专人紧固所投的ta回路；（2）投运前必须做小电流升流试验，仔细检查全站ta变比及保护极性是否正确并详细记录。 （五）危险点：tv回路短路 控制措施。（1）本次投运前安排专人紧固所有tv回路，检查tv回路绝缘；（2）投运前必须做电压小母线升压试验，仔细检查全站电压小母线幅值及相序是否正确并详细记录。 九、投产试运行步骤 提前与调度核对本次投运的保护定值，并打印定值清单存档，再次检查本次投运设备安全措施已全部拆除，本次投运的接地开关确认在断开位置，投运的设备状态是冷备用。现场投产负责人汇报调度，启委会验收合格，同意投产。 2主变带负荷前申请调度同意退出母差保护、X1主变差动保护。根据调度命令将X2主变调到给定档位：投运程序 （一）、110kvi母带电（由调度安排对110kvi母对X2主变冲击五次）1）、按调度要求投入并检查相关保护。 2）、合上X2主变110kv侧102断路器组母线侧1021隔离开关、X2主变110kv侧102断路器主变侧1026隔离开关并检查隔离开关位置。 3）、110kv木茶线线路首次带电后在线路tv端子箱处检查线路二次电压及相 序，检查正常后合上tv二次小空开。 4）、110kv木茶线三次冲击正常后，给上1726隔离开关操作电源及电机电源。5）、监控机上遥控合上1726隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。6）、确认1726隔离开关确已可靠合上后，断开1726隔离开关操作电源及电机电源。 7）、给上1721隔离开关操作电源及电机电源。 8）、监控机上遥控合上1721隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。9）、确认1721隔离开关确已可靠合上后，断开1721隔离开关操作电源及电机电源。 10）、与调度联系用172断路器对110kvii母冲击带电。 11）、确认172断路器确已可靠合上后，全面检查110kvii母二次电压及相序。 （二）、110kvi母带电（110kv木澜t茶支线送进）1）、由调度安排对侧220kv木乃河变电站对110kv木澜t茶支线冲击三次，3）、110kv木澜t茶支线线路首次带电后在线路tv端子箱处检查线路二次电压及相序，检查正常后合上tv二次小空开。4）、110kv木澜t茶支线三次冲击正常后，给上1716隔离开关操作电源及电机电源。5）、监控机上遥控合上1716隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。6）、确认1716隔离开关确已可靠合上后，断开1716隔离开关操作电源及电机电源。7）、给上1711隔离开关操作电源及电机电源。8）、监控机上遥控合上1711隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。9）、确认1711隔离开关确已可靠合上后，断开1711隔离开关操作电源及电机电源。10）、与调度联系用171断路器对110kvi母冲击带电。11）、确认171断路器确已可靠合上后，全面检查110kvi母二次电压及相序。 （三）、1号主变带电1）、按调度要求投入并检查相关保护。2）、给上1号主变中性点1010接地开关操作电源及电机电源。3）、监控机上遥控合上1010接地开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、确认1011接地开关确已可靠合上后，向调度申请断开110kv木澜t茶支线171断路器。5）、确认171断路器确已断开后，给上1011隔离开关操作电源及电机电源。 6）、监控机上遥控合上1011隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。7）、确认1011隔离开关确已可靠合上后，断开1011隔离开关操作电源及电机电源。8）、与调度联系用110kv木澜t茶支线171断路器对1号主变进行五次冲击带电。9）、在线路测控屏上合上110kv木澜t茶支线171断路器对1号主变压器进行第一次冲击。10）、1号主变带电后，全面检查1号主变保护是否正常。11）、5分钟后，用1号主变重瓦斯保护跳开110kv木澜t茶支线171断路器。12）、5分钟后监控机上遥控合上110kv木澜t茶支线171断路器对1号主变压器进行第二次冲击。13）、5分钟后，监控机上遥控断开110kv木澜t茶支线171断路器。14）、5分钟后监控机上遥控合上110kv木澜t茶支线171断路器对1号主变压器进行第三次冲击。15）、5分钟后，监控机上遥控断开110kv木澜t茶支线171断路器。16）、5分钟后监控机上遥控合上110kv木澜t茶支线171断路器对1号主变压器进行第四次冲击。17）、5分钟后，监控机上遥控断开110kv木澜t茶支线171断路器。18）、5分钟后监控机上遥控合上110kv木澜t茶支线171断路器对1号主变压器进行第五次冲击。19）、1号主变运行正常后，投入1号主变风冷系统。 （四）、110kvi母、ii母合环（是否合环由调度具体安排）1）、给上1121隔离开关操作电源及电机电源。2）、监控机上遥控合上1121隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。3）、确认1121隔离开关确已可靠合上后，断开1121隔离开关操作电源及电机电源。4）、与调度联系经同期合上112断路器。5）、确认112断路器确已可靠合上后，在1122隔离开关处（处在断开位置）进行一次核相，并对110kvi、ii母二次电压进行二次核相（不同电源）。6）、 一、二次核相正确后汇报调度。7）、监控机上遥控断开112断路器。8）、确认112断路器确已断开后，给上1122隔离开关操作电源及电机电源。9）、监控机上遥控合上1122隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。10）、确认1122隔离开关确已可靠合上后，断开1122隔离开关操作电源及电机电源。11）、向调度申请退出110kv木茶线光差保护11）、与调度联系用112断路器经同期对110kvi、ii母进行合环。12）、确认112断路器确已可靠合上后，全面检查110kv木茶线电流幅值、极性正确，差动保护差流正常，以及计量、测量电流正常；110kv木澜t茶支线电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正常；110kv内桥电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入110kv木茶线光差保护 （五）、35kvi母带电1）、确认1号主变35kv侧301断路器在断开位置。2）、合上1号主变35kv侧进线3016隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。3）、合上1号主变35kv侧母线侧3011隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、向调度汇报1号主变35kv侧301断路器间隔已处在热备用状态，申请用301断路器对35kvi母进行三次冲击（第一次冲击不带35kvi母tv，第二次冲击前合上35kvi段母线tv3901隔离开关）。5）、在主变测控屏上合上1号主变35kv侧301断路器对35kvi段母线进行第一次冲击。6）、5分钟后在主变测控屏上断开1号主变35kv侧301断路器。7）、合上35kvi母tv3901隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。8）、5分钟后监控机上遥控合上1号主变35kv侧301断路器对35kvi段母线进行第二次冲击。 9）、35kvi母带电后在35kvi母tv开关柜处检查35kvi母二次电压及相序，检查正常后合上tv二次小空开。10）、35kvi母二次电压检查正确后，在监控机上遥控断开1号主变35kv侧301断路器。11）、5分钟后监控机上遥控合上1号主变35kv侧301断路器对35kvi段母线进行第三次冲击。12）、三次冲击正常后，全面检查35kvi段母线tv保护、计量、开口电压正常。 （六）、35kvii母带电1）、按调度要求投入并检查相关保护。2）、确认35kv分段312断路器在断开位置。3）、合上35kv分段i母侧3121隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上35kv分段ii母侧3122隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报35kv分段312断路器间隔已处在热备用状态，申请用312断路器对35kvii母进行三次冲击。6）、在35kv分段断路器柜上合上35kv分段312断路器对35kvii段母线进行第一次冲击。7）、5分钟后在35kv分段断路器柜上断开35kv分段312断路器。8）、5分钟后监控机上遥控合上35kv分段312断路器对35kvii段母线进行第二次冲击。9）、在监控机上遥控断开35kv分段312断路器。10）、5分钟后监控机上遥控合上35kv分段312断路器对35kvii段母线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，将35kvtv并列开关置于并列位置，全面检查35kvii段母线tv保护、计量、开口电压正常。 （七）、10kvi母带电1）、确认1号主变10kv侧001断路器在断开位置。2）、合上1号主变10kv侧进线0016隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。3）、合上1号主变10kv侧母线侧0011隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、向调度汇报1号主变10kv侧001断路器间隔已处在热备用状态，申请用001断路器对10kvi母进行三次冲击（第一次冲击不带10kvi母tv，第二次冲击前合上10kvi段母线tv0901隔离开关）。5）、在主变测控屏上合上1号主变10kv侧001断路器对10kvi段母线进行第一次冲击。6）、5分钟后在主变测控屏上断开1号主变10kv侧001断路器。7）、合上10kvi母tv0901隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。8）、5分钟后监控机上遥控合上1号主变10kv侧001断路器对10kvi段母线进行第二次冲击。9）、10kvi母带电后在10kvi母tv开关柜处检查10kvi母二次电压及相序，检查正常后合上tv二次小空开。10）、10kvi母二次电压检查正确后，在监控机上遥控断开1号主变10kv侧001断路器。11）、5分钟后监控机上遥控合上1号主变10kv侧001断路器对10kvi段母线进行第三次冲击。12）、三次冲击正常后，全面检查10kvi段母线tv保护、计量、开口电压正常。 （八）、10kv1号所用变带电1）、检查0.4kv所用电屏ats开关置于“手动”位置，置工作模式2（电源二供电）。2）、向调度申请用1号主变10kv侧001断路器对10kv1号所用变进行三次冲击。3）、调度同意后在监控机上1号主变10kv侧001断路器。4）、合上10kv1号所用变0111隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、在监控机上遥控合上1号主变10kv侧001断路器对10kv1号所用变进行第一次冲击。6）、在0.4kv所用电屏处检查1号所用变0.4kv侧电压及相序，并对0.4kv系统一次核相（不同电源， 第一路为1号所用变电源，第二路为施工临时电）。7）、电压检查正常后，在监控机上遥控断开1号主变10kv侧001断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上1号主变10kv侧001断路器对10kv1号所用变进行第二次冲击。9）、5分钟后，在监控机上遥控断开1号主变10kv侧001断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上1号主变10kv侧001断路器对10kv1号所用变进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，将0.4kv所用电屏ats开关置工作模式1（电源一供电）， （九）、10kv1号电容器带电 操作前向调度申请退出1号主变差动保护1）、按调度要求投入并检查相关保护。2）、确认10kv1号电容器074断路器在断开位置。3）、合上10kv1号电容器母线侧0741隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kv1号电容器侧0746隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kv1号电容器074断路器间隔已处在热备用状态，申请用074断路器对10kv1号电容器进行三次冲击。6）、在监控机上遥控合上10kv1号电容器074断路器对10kv1号电容器进行第一次冲击。7）、确认074断路器确已可靠合上后，全面检查1号主变110kv侧及10kv侧电流幅值、极性正确，差动保护差流正常，以及计量、测量电流正常，10kv1号电容器电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报并申请投入1号主变差动保护。8）、电流检查完毕后在监控机上遥控断开10kv1号电容器074断路器。9）、在监控机上遥控合上10kv1号电容器074断路器对10kv1号电容器进行第二次冲击。10）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv1号电容器074断路器。11）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv1号电容器074断路器对10kv1号电容器进行第三次冲击。12）、三次冲击正常后，向调度汇报10kv1号电容器三次冲击正常。 （十）、10kv3号电容器带电1）、按调度要求投入并检查相关保护。2）、确认10kv3号电容器073断路器在断开位置。3）、合上10kv3号电容器母线侧0731隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kv3号电容器侧0736隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kv3号电容器073断路器间隔已处在热备用状态，申请用073断路器对10kv3号电容器进行三次冲击。6）、在监控机上遥控合上10kv3号电容器073断路器对10kv3号电容器进行第一次冲击。7）、确认073断路器确已可靠合上后，全面检查10kv3号电容器电流幅值、极性正确，以及计量、测量电流正常。正常后向调度汇报。8）、电流检查完毕后在监控机上遥控断开10kv3号电容器073断路器。9）、在监控机上遥控合上10kv3号电容器073断路器对10kv3号电容器进行第二次冲击。10）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv3号电容器073断路器。11）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv3号电容器073断路器对10kv3号电容器进行第三次冲击。12）、三次冲击正常后，向调度汇报10kv3号电容器三次冲击正常。 （十一）、10kv整碗线071送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kv整碗线071断路器在断开位置。 3）、合上10kv整碗线母线侧0711隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kv整碗线线路侧0716隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kv整碗线071断路器间隔已处在热备用状态，申请用071断路器对10kv整碗线进行三次冲击。6）、在监控机上遥控合上10kv整碗线071断路器对10kv整碗线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv整碗线071断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv整碗线071断路器对10kv整碗线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv整碗线071断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv整碗线071断路器对10kv整碗线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kv整碗线三次冲击正常。12）、10kv整碗线带负荷后，全面检查10kv整碗线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十二）、10kv园区i回线079送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kv园区i回线079断路器在断开位置。3）、合上10kv园区i回线侧0791隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kv园区i回线线路侧0796隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kv园区i回线079断路器间隔已处在热备用状态，申请用079断路器对10kv园区i回线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kv园区i回线079断路器对10kv园区i回线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv园区i回线079断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv园区i回线079断路器对10kv园区i回线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv园区i回线079断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv园区i回线079断路器对10kv园区i回线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kv园区i回线三次冲击正常。12）、10kv园区i回线带负荷后，全面检查10kv园区i回线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十三）、10kv园区ii回线078送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kv园区ii回线078断路器在断开位置。3）、合上10kv园区ii回线侧0781隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kv园区ii回线线路侧0786隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kv园区ii回线078断路器间隔已处在热备用状态，申请用078断路器对10kv园区i回线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kv园区ii回线078断路器对10kv园区ii回线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv园区ii回线078断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv园区ii回线078断路器对10kv园区ii回线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv园区ii回线079断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv园区ii回线078断路器对10kv园区ii回线进行第三次冲 击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kv园区ii回线三次冲击正常。 12）、10kv园区ii回线带负荷后，全面检查10kv园区ii回线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十四）、10kv园区iii回线077送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kv园区iii回线077断路器在断开位置。3）、合上10kv园区iii回线侧0771隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kv园区iii回线线路侧0776隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kv园区iii回线077断路器间隔已处在热备用状态，申请用077断路器对10kv园区iii回线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kv园区iii回线077断路器对10kv园区iii回线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv园区iii回线077断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv园区iii回线077断路器对10kv园区iii回线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv园区iii回线077断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv园区iii回线077断路器对10kv园区iii回线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kv园区iii回线三次冲击正常。12）、10kv园区iii回线带负荷后，全面检查10kv园区iii回线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十四）、10kv村委会线076送电（8月26日）1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kv村委会线076断路器在断开位置。3）、合上10kv村委会线侧0761隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kv村委会线线路侧0766隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。5）、向调度汇报10kv村委会线076断路器间隔已处在热备用状态，申请用076断路器对10kv村委会线进行三次冲击（重合闸退出）。6）、在监控机上遥控合上10kv村委会线076断路器对10kv村委会线进行第一次冲击。7）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv村委会线076断路器。8）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv村委会线076断路器对10kv村委会线进行第二次冲击。9）、5分钟后在监控机上遥控断开10kv村委会线076断路器。10）、5分钟后在监控机上遥控合上10kv村委会线076断路器对10kv村委会线进行第三次冲击。11）、三次冲击正常后，向调度汇报10kv村委会线三次冲击正常。12）、10kv村委会线带负荷后，全面检查10kv村委会线电流幅值、保护极性正确，以及计量、测量电流正常，测量正常后汇报调度并申请投入重合闸保护。 （十五）、10kv石厂线072送电（8月26日） 1）、按调度要求投入并检查相关保护（退出重合闸）。2）、确认10kv石厂线072断路器在断开位置。3）、合上10kv石厂线侧0721隔离开关，检查隔离开关接触良好，指示正确。4）、合上10kv石厂线线路侧0726隔离开关，检查