第二、三供电分区环网电缆、变电所送电启动方案

　合肥市轨道交通 1 1 号线一、二期工程供电

　（含疏散平台）系统集成及安装工程

　（合肥站至滨湖车辆段）

　 第 二、三 供电分区环网电缆、 变电所送电启动方案

　中铁电气化局集团 公司

　2016 年 年 6 月 月 1 日

　 合肥市轨道交通 1 1 号线一、二期工程供电

　（含疏散平台）系统集成及安装工程

　（合肥站至滨湖车辆段）

　第 二、三 供电分区环网电缆、 变电所送电启动方案

　批准：

　 审核：

　 编制：

　中铁电气化局集团 公司

　2016 年 6 月 月 1 日

　目录 一. 工程概况 .................................................. - 1 -

　二. 编制依据 .................................................. - 1 -

　三. 送电开通范围 .............................................. - 1 -

　四. 送电开通组织机构设置 ...................................... - 3 -

　1、 送电开通组织机构图 .................................... - 3 -

　2、 送电组织职责 .......................................... - 3 -

　3、 环网电缆送电方案 ...................................... - 5 -

　4、 变电所送电方案 ....................................... - 11 -

　5、 送电保障措施 ......................................... - 20 -

　五. 送电测试记录表 ........................................... - 23 -

　1、 变电所内核相记录表 ................................... - 23 -

　2、 动力变受电冲击前检查记录表 ........................... - 24 -

　3、 绝缘测试记录表格 ..................................... - 25 -

　4、 导通试验记录表格 ..................................... - 26 -

　5、 送电倒闸记录表格 ..................................... - 27 -

　 - 1 - 一 . 工程概况

　合肥市轨道交通 1 号线一、二期工程北起合肥站，南至徽州大道站，线路全长24.58km，设 23 座地下车站（含换乘站 6 座），最大站间距 2462m，最小站间距 714.5m，平均站间距 1106m，设滨湖车辆段及综合维修基地 1 座，控制中心 1 座，主变电所 2 座（分别为胜利路和胜利路主变电所）。供电系统包括五部分:变电所系统（含变电所系统、环网电缆、电气火灾监控系统、杂散电流腐蚀防护系统）、变电所综合自动化（含变电所综合自动化、电能质量监测系统）、架空接触网系统、区间动力照明系统、疏散平台等各专业子系统。

　第二、三供电分区包含 3 座牵混所、4 座降压所；第四、五供电分区计划 2016 年 6月 7 日向环网电缆及变电所送电。

　二 . 编制依据

　1、合肥地铁工程供电线路施工承包合同； 2、区间及车辆段电缆敷设图； 3、变电所一次图； 4、0.4kV 低压开关柜排列图； 5、《地下铁道工程施工及验收规范》GB50299-2003； 6、《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》。

　三 . 送电开通范围

　1、环网专业送电范围为第二供电分区胜利路主所至明光路站站牵混所、明光路站牵混所至凤阳路站降压所、凤阳路站降压所至合肥站牵混所、第三供电分区胜利路主所至大东门站降压所、大东门站降压所至芜湖路站降压所、芜湖路站降压所至南一环站牵混所、南一环站牵混所至太湖路站降压所 I、II 段环网电缆工程。

　2、变电所专业送电范围为合肥站牵混所 35kV 开关柜、配电变压器、400V 开关柜、综控屏及交直流屏；凤阳路站降压所 35kV 开关柜、配电变压器、400V 开关柜、综控屏及交直流屏；明光路站牵混所 35kV 开关柜、配电变压器、400V 开关柜、综控屏及交直流屏；大东门站降压所 35kV 开关柜、配电变压器、400V 开关柜、综控屏及交直流屏；芜湖路站降压所 35kV 开关柜、配电变压器、400V 开关柜、综控屏及交直流屏；南一环站牵混所 35kV 开关柜、配电变压器、400V 开关柜、综控屏及交直流屏；太湖路站降压所 35kV 开关柜、配电变压器、400V 开关柜、综控屏及交直流屏。

　 - 2 - 3、上面未写出的全部环网电缆及变电所内设备不送电。

　 4、送电示意图

　 - 3 - 四 . 送电开通组织机构设置

　1 1 、 送电开通组织机构图

　 2 2 、 送电组织职责

　（1）送电指挥组 组长：辜毓星 副组长：朱万强、李宁 组员：周钊、刘长昕、杨宏伟 职责：

　1）负责送电方案的编制组织，负责向监理和业主提交开通方案。

　2）负责组织供电系统各专业，按业主和监理批准的送电方案建立相应的送电小组。

　3）负责送电期间，供电系统整体组织及协调指挥。

　4）负责与专家指导小组的沟通。

　（2）电力调度组 电力调度:李宁 1）在送电指挥组指挥下，负责按照批准的开通方案，对变电所值班组实施电力调度、指令发布。

　 - 4 - 2）和主变电站调度配合。

　3）负责当出现突发情况时，对突发事件的电力调度，指令发布。

　（3）抢修组 组长：赖文启 组员：李斌成、于涛、柳文虎及劳务队 6 人。

　职责：

　1）负责组织相关专业的抢修小组，准备相应的抢修车辆、工机具、材料。

　2）负责按送电方案在指定的地点待命，为送电提供可靠保障。

　3）负责实施送电过程中，接受送电指挥组的抢修命令，并按抢修方案实施具体的抢修工作。

　（4）安保组 组长：周钊 副组长：刘长昕、杨彦卫 组员：胡云龙、杨旺、符德清、李诚 职责：

　1）由综合办公室负责组织，负责建立送电全过程供电系统工程与其他承包商的协调联络。

　2）负责送电前，向各有关承包商发布批准的送电方案，协调送电配合工作。

　3）在实施送电过程中，重点负责与供电系统工程主要相关承包商(如主变电站承包商)的协调联络，以保证送电能安全、可靠进行。

　（5）后勤保障应急组 组长：周钊 组员：刘长昕、杨宏伟、梁磊、杨彦卫 职责：由物资部、工程技术部、安质环保部等部门相关人员组成，负责送电期间的车辆、设备、备品等的后勤保障工作。

　（6）设备组 组长：朱万强 组员：赖文启、陈建超 职责：负责送电前保证变电所内设备内外的安全检查。

　（7）运维组

　 - 5 - 序号 姓 名 资质等级 值班地点 联系方式 备注 1 辜毓星 高级工程师 全线 13705603861 总负责人 2 李宁 高级工程师 全线 13649265120 总工程师 3 朱万强 电力工 全线 15839027519 副经理 4 周钊 安全 C 类 全线 17756037003 安全总监 5 刘长昕 工程师 全线 18355179005 工程部长 6 赵航 电力工 合肥站牵混所 18509176612

　 7 王卫兵 电力工 13659385290

　 8 于涛 电力工 凤阳路站降压所 18007943173

　 9 刘方泽 电力工 明光路站牵混所 18768690675

　10 聂涛 电力工 大东门站降压所 13696406543

　 11 刘

　龑 电力工 芜湖路站降压所 13966751182

　 12 李高峰 电力工 南一环站牵混所 13772573789

　 13 将英才 电力工 太湖路站降压所 18691740957

　3 3 、 环网电缆 送电 方案

　（1）送电条件 1）变电、土建、安全逻辑及监控设施具备的条件。

　2）制度、安全工具、人员组织到位。

　3）设备的相关验收、相关文件材料具备。

　4）环网电缆验收合格，检验批、分项、分部等相关资料签认完成。

　5）变电所房间的机电装修及其他相关单位在供电设备房内的施工内容全部完成。

　6）电缆沟盖板、人孔井盖板及爬梯齐全，符合使用及安全要求。

　7）变电所管理制度、值班制度、倒闸操作制度等相关制度张贴在变电所墙上。

　8）变电所内备齐值班记录簿册（倒闸操作命令簿、运行值班记录簿等）。

　9）电缆敷设完毕，电缆中间头、终端头制作及电缆整理固定完成。

　10）电缆试验及相应开关柜保护试验完成，如电缆绝缘、耐压试验，泄漏电流测

　 - 6 - 试，相序校验，线路纵差、零序、过流保护调试。

　11）线路孔洞封堵完成。

　12）胜利路变电站高压母线已投入运行，35kV 电源已送至主所 35kV 母线。

　13）胜利路主变电站 35kV 盘柜施工调试完毕，具备投运条件。

　14）主变电站直流电源屏具备临时电源，为开关柜提供稳定的操作保护电源。

　15）变电所供电时所需整定值由设计给出，并以最终确定的送电开通方案整定值为准，输入完毕。

　16）外部供电电源已落实，所内交流、直流操作电源可靠，所有柜屏门匙、设备房门匙、专用工具均要集中摆放或挂放在合适位置，并加贴正确清晰的标识具备启动能力。

　17）对应开通阶段所包含的变电所的工程已全面竣工，电气设备试验合格，传动试验检查达到设计要求。

　18）环网电缆开通方案经业主和监理单位有关部门批准。

　19）各级受电指挥机构已建立，对参加送电人员的培训已完成。

　20）各种安全防护用品、工具（AC35kV 及低压验电器和接地线、绝缘鞋、绝缘手套、刀闸操作杆等，耐压试验合格）已到位，达到受电条件。

　21）绝缘胶垫应铺放完毕，耐压试验合格。

　22）临时电调中心已设置，与各变电所之间的通讯方式已确定，已具备通话条件。

　23）变电所内照明系统具备启动条件，所内消防器材配备齐全，摆放到位，其数量及性能符合消防要求。

　24）清除所内所有与受电无关的杂物，保持所内卫生清洁。

　25）对所有设备要进行彻底检查和除尘保洁，设备内（上）部无遗留物；一次导电回路中各连接部位的螺栓紧固；各设备接地符合规范要求；二次设备及交直流系统运行正常；各种信息显示正确。

　（2）送电准备 1）应急预案已编制，预案中应预想送电过程中可能出现的各种意外情况并制定详细的应对措施。

　2）送电前一周提报调度令、操作人员名单。

　3）应急人员、工机具已准备，根据应急预案成立抢修抢险小组，各种安全用具、

　 - 7 - 备品备件和车辆已准备好。

　4）成立送电指挥小组，编制送电程序并报审通过，指定送电发令人、操作执行人及监护人，配备完备操作工具、安全用具及通讯工具。

　5）调度指挥人员、变电所值班人员及主站送电配合人员，演练合格，熟练掌握送电、倒闸、验电程序。

　6）确认相关电气设备均能进行可靠操作，按设计说明书规定的运行条件及设备操作对象表的顺序，在控制室逐一对本所的所有电气设备进行传动检查。

　7）根据控制信号盘计算机操作菜单显示的功能，进行相应电气设备的顺序操作及程序操作功能的检查。

　8）所内母线及设备的相序连接无误，设备编号正确、清晰。

　9）冲击送电前，所有的自动装置（功能）全部切除。

　10）送电区段内 35kV 环网进、馈线柜隔离开关、断路器、接地开关全部处于分位；变电所所内其他不送电 35kV 开关柜断路器、隔离开关处于分位，接地开关处于合位。

　11）35kV GIS 柜 SF6 气体检漏符合要求。

　12）受电启动事故抢修用各类工具和材料准备齐全，各种运行记录簿齐备。

　13）变电所受电启动过程中的操作安全措施已落实。

　14）设计、厂家技术服务人员到位。

　15）送电区段对各施工单位进行公告，区间环网电缆悬挂安全警示标牌识牌“有电危险”。

　（3）送电流程 环网送电的顺序是先从胜利路主变电所向明光路站牵混所送电，之后向凤阳路站降压所、合肥站牵混所环网电缆逐个送电、然后从胜利路主变电所向大东门站降压所、之后向芜湖路站降压所、南一环站牵混所、太湖路站降压所环网电缆逐个送电。送电流程如下图。

　 - 8 - （4）送电程序 胜利路主变电站至合肥站牵混所、胜利路主变电站至太湖路站降压所环网电缆送电程序：

　站名 受电设备 受电程序 胜利路主变电站 冲击胜利路主变电站至明光路站I 段环网电缆 ①送电前确认明光路站所有 35kV 开关柜隔离开关 3011、3021、断路器 301、302、接地开关 3017、3027 都处于分闸位置，母联备自投撤除，机械分合闸已经加锁，具备送电条件。

　②在胜利路主变电站合 I 段至明光路站的馈线柜隔离开 3111，再合断路器 311，胜利路主变电站至明光路站 I 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察10分钟。明光路站值班员通过带电显示观察I段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　③分 I 段至明光路站的馈线柜断路器 311，隔 5 分钟后，合 I 段至明光路站的馈线柜断路器 311 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 I 段至明光路站的馈线柜断路器 311，隔 5 分钟后，合一段至明光路站的馈线柜断路器 311 进行第三次冲击，I 段环网电缆带电运行，在明光路站 I 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击胜利路主变电站至明光路站II 段环网电缆 ①在胜利路主变电站合 II 段至明光路站的馈线柜隔离开关 3121，再合断路器 312，胜利路主变电站至明光路站 II 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察 10 分钟。明光路站值班员通过带电显示观察 II 段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　②分 II 段至明光路站的馈线柜断路器 312，隔 5 分钟后，合 II 段至明光路站的馈线柜断路器 312 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 II 段至明光路站的馈线柜断路器 312，隔 5 分钟后，合 II 段至明光路站的馈线柜断路器 312 进行第三次冲击，II 段环网电缆带电运行，在明光路站 II 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　明光路站 冲击明光路站至凤阳路站 I 段环网电缆 ①送电前确认凤阳路站所有 35kV 开关柜隔离开关 3011、3021、断路器 301、302、接地开关 3017、3027 都处于分闸位置，母联备自投撤除，机械分合闸已经加锁，具备送电条件。

　②在明光路站合 I 段至凤阳路站的馈线柜隔离开关 3031，再合断路器 303，明光路站至凤阳路站 I 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察10分钟。凤阳路站值班员通过带电显示观察I段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　③分 I 段至凤阳路站的馈线柜断路器 303，隔 5 分钟后，合 I 段至凤阳路站的馈线柜断路器 303 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 I 段至凤阳路站的馈线柜断路器 301，隔 5 分钟后，合一段至凤阳路站的馈线柜断路器 303 进行第三次冲击，I 段环网电缆带电运行，在凤阳路站 I 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击明光路站至凤阳路站 II 段①在明光路站合 II 段至凤阳路站的馈线柜隔离开关 3041，再合断路器 304，明光路站至凤阳路站 II 段环网电缆受电，进行第一次冲

　 - 9 - 环网电缆 击，观察 10 分钟。凤阳路站值班员通过带电显示观察 II 段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　②分 II 段至凤阳路站的馈线柜断路器 304，隔 5 分钟后，合 II 段至凤阳路站的馈线柜断路器 304 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 II 段至凤阳路站的馈线柜断路器 304，隔 5 分钟后，合 II 段至凤阳路站的馈线柜断路器 304 进行第三次冲击，II 段环网电缆带电运行，在凤阳路站 II 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　凤阳路站 冲击凤阳路站至合肥站 I 段环网电缆 ①送电前确认合肥站所有 35kV 开关柜隔离开关 3031、3041、断路303、304、接地开关 3037、3047 都处于分闸位置，母联备自投撤除，机械分合闸已经加锁，具备送电条件。

　②在凤阳路站合 I 段至合肥站的馈线柜隔离开关 3031，再合断路器303，凤阳路站至合肥站 I 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察 10 分钟。合肥站值班员通过带电显示观察 I 段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　③分 I 段至合肥站的馈线柜断路器 303，隔 5 分钟后，合 I 段至合肥站的馈线柜断路器 303 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 I 段至合肥站的馈线柜断路器 303，隔 5 分钟后，合一段至合肥站的馈线柜断路器 303 进行第三次冲击，I 段环网电缆带电运行，在合肥站 I 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击凤阳路站至合肥站 II 段环网电缆 ①在凤阳路站合 II 段至合肥站的馈线柜隔离开关 3041，再合断路器 304，凤阳路站至合肥站 II 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察 10 分钟。合肥站值班员通过带电显示观察 II 段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　②分 II 段至合肥站的馈线柜断路器 304，隔 5 分钟后，合 II 段至合肥站的馈线柜断路器 304 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 II 段至合肥站的馈线柜断路器 304，隔 5 分钟后，合 II 段至合肥站的馈线柜断路器 304 进行第三次冲击，II 段环网电缆带电运行，在合肥站 II 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　胜利路主变电站 冲击胜利路主变电站至大东门站I 段环网电缆 ①送电前确认大东门站所有 35kV 开关柜隔离开关 3011、3021、断路器 301、302、接地开关 3017、3027 都处于分闸位置，母联备自投撤除，机械分合闸已经加锁，具备送电条件。

　②在胜利路主变电站合 I 段至大东门站的馈线柜隔离开 3131，再合断路器 313，胜利路主变电站至大东门站 I 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察10分钟。大东门站值班员通过带电显示观察I段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　③分 I 段至大东门站的馈线柜断路器 313，隔 5 分钟后，合 I 段至大东门站的馈线柜断路器 313 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 I 段至大东门站的馈线柜断路器 313，隔 5 分钟后，合一段至大东门站的馈线柜断路器 313 进行第三次冲击，I 段环网电缆带电运行，在大东门站 I 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击胜利路主变电站至大东门站II 段环网电缆 ①在胜利路主变电站合 II 段至大东门站的馈线柜隔离开关 3141，再合断路器 314，胜利路主变电站至大东门站 II 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察 10 分钟。大东门站值班员通过带电显示观察 II 段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　 - 10 - ②分 II 段至大东门站的馈线柜断路器 314，隔 5 分钟后，合 II 段至大东门站的馈线柜断路器 314 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 II 段至大东门站的馈线柜断路器 314，隔 5 分钟后，合 II 段至大东门站的馈线柜断路器 314 进行第三次冲击，II 段环网电缆带电运行，在大东门站 II 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　大东门站 冲击大东门站至芜湖路站 I 段环网电缆 ①送电前确认芜湖路站所有 35kV 开关柜隔离开关 3031、3041、断路器 303、304、接地开关 3037、3047 都处于分闸位，母联备自投撤除，机械分合闸已经加锁，具备送电条件。

　②在大东门站合 I 段至芜湖路站的馈线柜隔离开关 3011，再合断路器 301，大东门站至芜湖路站 I 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察10分钟。芜湖路站值班员通过带电显示观察I段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　③分 I 段至芜湖路站的馈线柜断路器 301，隔 5 分钟后，合 I 段至芜湖路站的馈线柜断路器 301 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 I 段至芜湖路站的馈线柜断路器 301，隔 5 分钟后，合一段至芜湖路站的馈线柜断路器 301 进行第三次冲击，I 段环网电缆带电运行, 在芜湖路站 I 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击大东门站至芜湖路站 II 段环网电缆 ①在大东门站合 II 段至芜湖路站的馈线柜隔离开关 3021，再合断路器 302，大东门站至芜湖路站 II 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察 10 分钟。芜湖路站值班员通过带电显示观察 II 段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　②分 II 段至芜湖路站的馈线柜断路器 302，隔 5 分钟后，合 II 段至芜湖路站的馈线柜断路器 302 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 II 段至芜湖路站的馈线柜断路器 302，隔 5 分钟后，合 II 段至芜湖路站的馈线柜断路器 302 进行第三次冲击，II 段环网电缆带电运行，在芜湖路站 II 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　芜湖路站 冲击芜湖路站至南一环站 I 段环网电缆 ①送电前确认南一环站所有 35kV 开关柜隔离开关 3031、3041、断路器 303、304、接地开关 3037、3047 都处于分闸位，母联备自投撤除，机械分合闸已经加锁，具备送电条件。

　②在芜湖路站合 I 段至南一环站的馈线柜隔离开关 3011，再合断路器 301，芜湖路站至南一环站 I 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察10分钟。南一环站值班员通过带电显示观察I段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　③分 I 段至南一环站的馈线柜断路器 301，隔 5 分钟后，合 I 段至南一环站的馈线柜断路器 301 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 I 段至南一环站的馈线柜断路器 301，隔 5 分钟后，合一段至南一环站的馈线柜断路器 301 进行第三次冲击，I 段环网电缆带电运行, 在南一环站 I 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击芜湖路站至南一环站II 段环网电缆 ①在芜湖路站合 II 段至南一环站的馈线柜隔离开关 3021，再合断路器 302，芜湖路站至南一环站 II 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察 10 分钟。南一环站值班员通过带电显示观察 II 段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　②分 II 段至南一环站的馈线柜断路器 302，隔 5 分钟后，合 II 段至南一环站的馈线柜断路器 302 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　 - 11 - ③分 II 段至南一环站的馈线柜断路器 302，隔 5 分钟后，合 II 段至南一环站的馈线柜断路器 302 进行第三次冲击，II 段环网电缆带电运行，在南一环站 II 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　南一环站 冲击南一环站至太湖路站 I 段环网电缆 ①送电前确认太湖路站所有 35kV 开关柜隔离开关 3031、3041、断路器 303、304、接地开关 3037、3047 都处于分闸位，母联备自投撤除，机械分合闸已经加锁，具备送电条件。

　②在南一环站合 I 段至太湖路站的馈线柜隔离开关 3011，再合断路器 301，南一环站至太湖路站 I 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察10分钟。太湖路站值班员通过带电显示观察I段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　③分 I 段至太湖路站的馈线柜断路器 301，隔 5 分钟后，合 I 段至太湖路站的馈线柜断路器 301 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 I 段至太湖路站的馈线柜断路器 301，隔 5 分钟后，合一段至太湖路站的馈线柜断路器 301 进行第三次冲击，I 段环网电缆带电运行, 在太湖路站 I 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击南一环站至太湖路站II 段环网电缆 ①在南一环站合 II 段至太湖路站的馈线柜隔离开关 3021，再合断路器 302，南一环站至太湖路站 II 段环网电缆受电，进行第一次冲击，观察 10 分钟。太湖路站值班员通过带电显示观察 II 段环网电缆带电情况，并向电调汇报。

　②分 II 段至太湖路站的馈线柜断路器 302，隔 5 分钟后，合 II 段至太湖路站的馈线柜断路器 302 进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 II 段至太湖路站的馈线柜断路器 302，隔 5 分钟后，合 II 段至太湖路站的馈线柜断路器 302 进行第三次冲击，II 段环网电缆带电运行，在太湖路站 II 段母线二次侧核相，相位及相序应正确。

　说明：

　一个区间的环网电缆带电后则对相邻变电所 GIS 柜 35kV 母线送电，然后才能对下一个区间的环网进行带电冲击，临时维护期间的停送电程序、正式送电后停送电程序等，具体详见运行管理规定。

　4 4 、 变电所 送电 方案

　（1）送电条件 1）变电、土建、安全逻辑及监控设施具备的条件。

　2）制度、安全工具、人员组织到位。

　3）设备的相关验收、相关文件材料具备。

　4）变电所验收合格，检验批、分项、分部等相关资料签认完成。

　5）变电所房间的机电装修及其他相关单位在供电设备房内的施工内容全部完成。

　6）电缆沟盖板、人孔井盖板及爬梯齐全，符合使用及安全要求。

　7）变电所管理制度、值班制度、倒闸操作制度等相关制度张贴在变电所墙上。

　 - 12 - 8）变电所内备齐值班记录簿册（倒闸操作命令簿、运行值班记录簿等）。

　9）电缆敷设完毕，电缆中间头、终端头制作及电缆整理固定完成。

　10）电缆试验及相应开关柜保护试验完成，如电缆绝缘、耐压试验，泄漏电流测试，相序校验，线路纵差、零序、过流保护调试。

　11）线路孔洞封堵完成。

　12）变电所供电时所需整定值由设计给出，并以最终确定的送电开通方案整定值为准，输入完毕。

　13）外部供电电源已落实，所内交流、直流操作电源可 靠，所有柜屏门匙、设备房门匙、专用工具均要集中摆放或挂放在合适位置，并加贴正确清晰的标识具备启动能力。

　14）对应开通阶段所包含的变电所的工程已全面竣工，电气设备试验合格，传动试验检查达到设计要求。

　15）变电所开通方案经业主和监理单位有关 部门批准。

　16）各级受电指挥机构已建立，对参加送电人员及运维人员的培训已完成。

　17）各种安全防护用品、工具（AC35kV 及低压验电器和接地线、绝缘鞋、绝缘手套、刀闸操作杆等，耐压试验合格）已到 位，达到受电条件。

　18）所有柜屏门匙、设备房门匙、专用工具均集中摆放和挂放在合适位置，并加贴正确清晰的标识。

　19）安全警示挂牌（禁止合闸、禁止分闸、有电危险等）挂在相应设备上。

　20）绝缘胶垫应铺放完毕，耐压试验合格。

　21）整流变压器防护网栅安装完成、配电变压器的门完好。

　22）临时电调中心已设置，与各变电所之间的通讯方式已确定，已具备通话条件。

　23）变电所内照明系统具备启动条件，所内消防器 材配备齐全，摆放到位，其数量及性能符合消防要求。

　24）清除所内所有与受电无关的杂物，保持所内卫生清洁。

　25）对所有设备要进行彻底检查和除尘保洁，设备内（上）部无遗留物；一次导电回路中各连接部位的螺栓紧固；各设备接地符合规范要求；二次设备及交直流系统运行正常；各种信息显示正确。

　26）0.4kV 低压开关柜具备受电及达到向交流盘送电条件，两路正式电源已引入盘

　 - 13 - 内，并且一路已与盘内端子连接好。

　（2）送电准备 1）应急预案已编制，预案中应预想送电过程中可能出现的各种意外情况并制定详细的应对措施。

　2）送电前一周提报调度令、操作人员名单。

　3）应急人员、工机具已准备，根据应急预案成立抢修抢险小组，各种安全用具、备品备件和车辆已准备好。

　4）成立送电指挥小组，编制送电程序并报审，指定送电发令人、操作执行人及监护人，配备操作工具、安全用具及通讯工具。

　5）调度指挥人员、变电所值班人员及主站送电配合人员，演练合格，熟练掌握送电、倒闸、验电、核相程序。

　6）确认每台电气设备均能进行可靠操作，按设计说明书规定的运行条件及设备操作对象表的顺序，在控制室逐一对本所的所有电气设备进行传动检查。

　7）根据控制信号盘计算机操作菜单显示的功能，进行相应电气设备的顺序操作及程序操作功能的检查。

　8）所内母线及设备的相序连接无误，设备编号正确、清晰。

　9）冲击送电前，所有的自动装置（功能）全部切除。

　10）所有断路器、隔离开关及接地开关均处于分闸位置，牵引变压器柜接地开关处于合位，1500V 直流开关柜手车处于隔离位置、断路器处于分位。

　11）35kV GIS 柜 SF6 气体检漏符合要求。

　12）受电启动事故抢修用各类工具和材料准备齐全，各种运行记录簿齐备。

　13）变电所受电启动过程中的操作安全措施已落实。

　14）设计、厂家技术服务人员到位。

　（3）送电流程 在开通阶段，对变电所内所有设备进行冲击，送电流程如下图所示。

　 - 14 -

　（4）送电程序 根据 GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》中第 7.0.15 条规定，无电流差动保护的干式变压器冲击 3 次。

　站名 受电设备 受电程序 明光路站 35kV GIS 进线柜受电、35kV I段母线、II段母线受电 ①明光路站合 MI1 柜的 3011 隔离开关，再合 301 断路器，明光路站 I 段母线带电，I 段母线电压显示正确。

　②在明光路站合 MI2 柜的 3021 隔离开关，再合 302 断路器，明光路站II段母线带电，II段母线电压显示正确。

　③在明光路站 I、II 段母线 PT 二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击 MST1 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：两路进线断路器 401、402、母联断路器 403 均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。35kV GIS 柜置操作就地位。

　②合 MST1 配电变压器进线柜 3411 隔离开关、341 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　③分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　冲击 MST2 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①母联断路器 403 均确认在分闸位置，合 MST2 配电变压器进线柜 3421 隔离开关、342 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　②分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　 - 15 - ③分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　④在明光路站低压柜Ⅰ、Ⅱ进线核相，相位及相序应正确。

　配电变压器受电完成，开始空载运行 24 小时，密切观察设备运行状况。

　0.4kV 低压柜 I 段母线受电 ①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：0.4kV 开关柜 I、II 段全部断路器均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。

　②合进线断路器 401，0.4kV 开关柜 I 段母线线受电运行 ③在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　0.4kV 低压柜 II 段母线受电 ①合进线断路器 402，0.4kV 开关柜 II 段母线线受电运行 ②在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　凤阳路站 35kV GIS 进线柜受电、35kV I段母线、II段母线受电 ①凤阳路站合 MI1 柜的 3011 隔离开关，再合 301 断路器，凤阳路站 I 段母线带电，I 段母线电压显示正确。

　②在凤阳路站合 MI2 柜的 3021 隔离开关，再合 302 断路器，凤阳路站II段母线带电，II段母线电压显示正确。

　③在凤阳路站 I、II 段母线 PT 二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击 MST1 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：两路进线断路器 401、402、母联断路器 403 均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。35kV GIS 柜置操作就地位。

　②合 MST1 配电变压器进线柜 3411 隔离开关、341 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　③分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　冲击 MST2 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①母联断路器 403 均确认在分闸位置，合 MST2 配电变压器进线柜 3421 隔离开关、342 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　②分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　④在凤阳路站低压柜Ⅰ、Ⅱ进线核相，相位及相序应正确。

　配电变压器受电完成，开始空载运行 24 小时，密切观察设备运行状况。

　0.4kV 低压柜 I 段母线受电 ①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：0.4kV 开关柜 I、II 段全部断路器均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。

　②合进线断路器 401，0.4kV 开关柜 I 段母线线受电运行

　 - 16 - ③在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　0.4kV 低压柜 II 段母线受电 ①合进线断路器 402，0.4kV 开关柜 II 段母线线受电运行 ②在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　合肥站 35kV GIS 进线柜受电、35kV I段母线、II段母线受电 ①合肥站合 MI1 柜的 3031 隔离开关，再合 303 断路器，合肥站 I 段母线带电，I 段母线电压显示正确。

　②在合肥站合 MI2 柜的 3041 隔离开关，再合 304 断路器，合肥站 II 段母线带电，II 段母线电压显示正确。

　③在合肥站 I、II 段母线 PT 二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击 MST1 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：两路进线断路器 401、402、母联断路器 403 均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。35kV GIS 柜置操作就地位。

　②合 MST1 配电变压器进线柜 3411 隔离开关、341 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　③分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　冲击 MST2 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①母联断路器 403 均确认在分闸位置，合 MST2 配电变压器进线柜 3421 隔离开关、342 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　②分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　④在合肥站低压柜Ⅰ、Ⅱ进线核相，相位及相序应正确。

　配电变压器受电完成，开始空载运行 24 小时，密切观察设备运行状况。

　0.4kV 低压柜 I 段母线受电 ①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：0.4kV 开关柜 I、II 段全部断路器均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。

　②合进线断路器 401，0.4kV 开关柜 I 段母线线受电运行 ③在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　0.4kV 低压柜 II 段母线受电 ①合进线断路器 402，0.4kV 开关柜 II 段母线线受电运行 ②在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　大东门站 35kV GIS 进线柜受电、35kV I段母线、II段母线受电 ①大东门站降压所合 MI1 柜的 3031 隔离开关，再合 303断路器，大东门站降压所I段母线带电，I段母线电压显示正确。

　 - 17 - ②在大东门站降压所合 MI2 柜的 3041 隔离开关，再合304 断路器，大东门站降压所 II 段母线带电，II 段母线电压显示正确。

　③在大东门站降压所 I、II 段母线 PT 二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击 MST1 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：两路进线断路器 401、402、母联断路器 403 均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。35kV GIS 柜置操作就地位。

　②合 MST1 配电变压器进线柜 3411 隔离开关、341 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　③分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　冲击 MST2 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①母联断路器 403 均确认在分闸位置，合 MST2 配电变压器进线柜 3421 隔离开关、342 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　②分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　④在大东门站低压柜Ⅰ、Ⅱ进线核相，相位及相序应正确。

　配电变压器受电完成，开始空载运行 24 小时，密切观察设备运行状况。

　0.4kV 低压柜 I 段母线受电 ①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：0.4kV 开关柜 I、II 段全部断路器均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。

　②合进线断路器 401，0.4kV 开关柜 I 段母线线受电运行 ③在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　0.4kV 低压柜 II 段母线受电 ①合进线断路器 402，0.4kV 开关柜 II 段母线线受电运行 ②在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　芜湖路站 35kV GIS 进线柜受电、35kV I段母线、II段母线受电 ①芜湖路站降压所合 MI1 柜的 3031 隔离开关，再合 303断路器，芜湖路站降压所I段母线带电，I段母线电压显示正确。

　②在芜湖路站降压所合 MI2 柜的 3041 隔离开关，再合304 断路器，芜湖路站降压所 II 段母线带电，II 段母线电压显示正确。

　③在芜湖路站降压所 I、II 段母线 PT 二次侧核相，相位及相序应正确。

　 - 18 - 冲击 MST1 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：两路进线断路器 401、402、母联断路器 403 均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。35kV GIS 柜置操作就地位。

　②合 MST1 配电变压器进线柜 3411 隔离开关、341 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　③分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　冲击 MST2 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①母联断路器 403 均确认在分闸位置，合 MST2 配电变压器进线柜 3421 隔离开关、342 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　②分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　④在芜湖路站低压柜Ⅰ、Ⅱ进线核相，相位及相序应正确。

　配电变压器受电完成，开始空载运行 24 小时，密切观察设备运行状况。

　0.4kV 低压柜 I 段母线受电 ①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：0.4kV 开关柜 I、II 段全部断路器均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。

　②合进线断路器 401，0.4kV 开关柜 I 段母线线受电运行 ③在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　0.4kV 低压柜 II 段母线受电 ①合进线断路器 402，0.4kV 开关柜 II 段母线线受电运行 ②在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　南一环站 35kV GIS 进线柜受电、35kV I段母线、II段母线受电 ①南一环站牵混所合 MI1 柜的 3031 隔离开关，再合 303断路器，南一环站牵混所I段母线带电，I段母线电压显示正确。

　②在南一环站牵混所合 MI2 柜的 3041 隔离开关，再合304 断路器，南一环站牵混所 II 段母线带电，II 段母线电压显示正确。

　③在南一环站牵混所 I、II 段母线 PT 二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击 MST1 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：两路进线断路器 401、402、母联断路器 403 均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。35kV GIS 柜置操作就地位。

　②合 MST1 配电变压器进线柜 3411 隔离开关、341 断路

　 - 19 - 器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　③分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　冲击 MST2 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①母联断路器 403 均确认在分闸位置，合 MST2 配电变压器进线柜 3421 隔离开关、342 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　②分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　④在南一环站低压柜Ⅰ、Ⅱ进线核相，相位及相序应正确。

　配电变压器受电完成，开始空载运行 24 小时，密切观察设备运行状况。

　0.4kV 低压柜 I 段母线受电 ①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：0.4kV 开关柜 I、II 段全部断路器均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。

　②合进线断路器 401，0.4kV 开关柜 I 段母线线受电运行 ③在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　0.4kV 低压柜 II 段母线受电 ①合进线断路器 402，0.4kV 开关柜 II 段母线线受电运行 ②在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　太湖路站 35kV GIS 进线柜受电、35kV I段母线、II段母线受电 ①太湖路站降压所合 MI1 柜的 3031 隔离开关，再合 303断路器，太湖路站降压所I段母线带电，I段母线电压显示正确。

　②在太湖路站降压所合 MI2 柜的 3041 隔离开关，再合304 断路器，太湖路站降压所 II 段母线带电，II 段母线电压显示正确。

　③在太湖路站降压所 I、II 段母线 PT 二次侧核相，相位及相序应正确。

　冲击 MST1 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：两路进线断路器 401、402、母联断路器 403 均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。35kV GIS 柜置操作就地位。

　②合 MST1 配电变压器进线柜 3411 隔离开关、341 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　③分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　④分 MST1 配电变压器进线柜 341 断路器，隔 5 分钟后，合 341 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　 - 20 - 冲击 MST2 配电变压器（0.4kV 低压柜两路进线柜、母联柜闸刀处于分位）

　①母联断路器 403 均确认在分闸位置，合 MST2 配电变压器进线柜 3421 隔离开关、342 断路器，配电变压器受电，观察 10 分钟。

　②分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第二次冲击，观察 5 分钟。

　③分 MST2 配电变压器进线柜 342 断路器，隔 5 分钟后，合 342 断路器进行第三次冲击，配电变压器受电运行。

　④在太湖路站低压柜Ⅰ、Ⅱ进线核相，相位及相序应正确。

　配电变压器受电完成，开始空载运行 24 小时，密切观察设备运行状况。

　0.4kV 低压柜 I 段母线受电 ①送电前向电调报告低压柜室设备的状况：0.4kV 开关柜 I、II 段全部断路器均确认在分闸位置，母联备自投撤除，具备受电条件。

　②合进线断路器 401，0.4kV 开关柜 I 段母线线受电运行 ③在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　0.4kV 低压柜 II 段母线受电 ①合进线断路器 402，0.4kV 开关柜 II 段母线线受电运行 ②在有源滤波柜处验电核相，相位及相序应正确。

　说明：临时维护期间的停送电程序、正式送电后停送电程序等，具体详见运行管理规定。

　5 5 、 送电 保障措施

　（1）组织保障措施 送电过程成立送电指挥组、专家指导组、电力调度组、应急抢修组、开通协调联络组及后勤保障组，每组人员各尽其职。其作用在于发生供电系统变电所、环网电缆线路或接触网故障时，能及时反映和正确快速处理，缩短故障影响的时间，减少故障造成的经济损失。

　（2）技术保障措施 1）所有参加送电人员必须提前学习送电方案、每个人必须明白开通送电程序以及送电范围。

　2）所有参加送电人员在现场必须听从电力调度的指挥，未经许可，严禁乱动设备。

　3）送电过程中，应严格执行有关的安全规则和经批准的送电方案，时间、地点、操作步骤不得随意变更。

　4）所有参加开通人员都需经安全技术考核取得合格证后，方可参加相应的工作。

　 - 21 - 5）所有开关上应设置与开关相对应的“禁止合闸”、“禁止分闸”标示牌。

　6）正常情况下不得对断路器进行机械分、合闸（断路器面板上直接操作）。

　7）所有倒闸作业必须在电力调度下令后进行。但在遇有危及安全的紧急情况时，值班员可先行断开断路器或隔离开关，然后再向调度汇报。再次合闸时，须由电力调度下令方可操作。

　8）发现高压接地故障时，在切断电源前，任何人与接地点的距离，室内不得小于4m，室外不得小于 8m。

　9）所有参加作业的人员进入工作现场后，应将所有的电气设施视为带电，各种作业（包括事故抢修）均应办理停电作业手续。

　10）所有倒闸作业、验电或拆除接地线的操作，都须由两人配合进行（一人操作、一人监护，操作人和监护人须穿绝缘靴，操作人还应带绝缘手套）。

　11）所有开通人员应明确自己的岗位职责和安全注意事项。线路设备巡视人...