10kV04kV备自投试验方案设计.docx
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10kV04kV备自投试验方案设计
编号:
YD-2015
10kV、0.4kV备自投试验方案
批准:
审核:
编制:
编制单位:
设备管理部
2015年04月01日
(本件共17页)
技术文件处理签
编号:
HPC-YD-2015
日期:
2015-04-01
文件
标题
标题
10kV、0.4kV备自投试验方案
附件
无
编制
部门
设备管理部
编制人
曾燕平
负责人
设备管理部意见
运行发电部意见
安全监察部意见
公司领导意见
备注
10kV、0.4kV备自投试验方案
一试验目的:
1检查10kV厂用Ⅰ至Ⅳ段在主电源消失情况下,备用电源自动投入功能是否正确,备自投装置是否可靠,二次回路是否正确。
2检查10KV备自投装置与0.4kV系统备自投装置动作时间配合是否恰当。
二试验方案:
1试验前检查:
1.1核对10kVⅠ~Ⅳ备自投装置定值与定值单一致。
1.2核对大坝10kV备自投装置定值与定值单一致。
1.3核对#1公用电备自投装置定值与定值单一致。
1.4核对#1、2机组自用电备自投装置定值与定值单一致。
1.5核对照明用电备自投装置定值与定值单一致。
1.6核对#2公用电备自投装置定值与定值单一致。
1.7核对#3、4机组自用电备自投装置定值与定值单一致。
1.8核对大坝自用电备自投装置定值与定值单一致。
210kVⅠ段备自投试验检查:
2.1试验前高低压厂用系统运行方式
2.1.110kV系统运行方式
(1)10kVⅠ段由1号高厂变低压侧开关801供电运行;
(2)10kVⅡ由2号高厂变低压侧开关802供电运行;
(3)10kVⅢ由3号高厂变低压侧开关803供电运行;
(4)10kVⅣ段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行;
(5)110kV变电站10kV外来电源1带电至809PT,外来电源1开关809断开,并拉至“试验”位置。
(6)断开10kVⅠ、Ⅱ段联络开关12,放置在“工作”位置;
(7)断开10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23,放置在“工作”位置;
(8)断开10kVⅢ、Ⅳ段联络开关34,放置在“工作”位置。
2.1.2400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”。
(1)400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅢ段负荷1号公用电段变压器32B高压侧开关831、1号公用电变压器32B、1号公用电段Ⅱ段电源开关432供电运行;
(2)10kVⅠ段负荷1号公用电段变压器31B高压侧开关812断开;
(3)400V系统1号公用电段Ⅰ段电源开关431断开;
(4)退出400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
2.1.3400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”。
(1)400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅢ段负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B、1/2号机组自用电段电源开关422供电运行;
(2)10kVⅠ段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813断开;
(3)400V系统1/2号机组自用电段Ⅰ段电源开关421断开;
(4)退出400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
2.1.4检查确认10kVⅠ段其余负荷开关811、814、815断开并在试验位置。
2.1.5投入10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置电源,交流PT二次空气开关,退出所有出口压板1-31CLP1~1-31CLP13和2-31CLP1~2-31CLP13,备自投装置Ⅰ、Ⅱ“退出”运行状态。
2.2通过10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK将备自投装置Ⅰ投入,观察以下备自投装置Ⅰ以下状态正常:
2.2.11号高厂变低压侧开关801合位;
2.2.210kV外来电源Ⅰ开关809(810)分位;
2.2.31号高厂变低压侧电压、10kVⅠ段电压、外来电源1电压为额定值。
2.2.4备自投装置处于半自动状态,并充电(充电时间15S)正常。
2.3分别测试10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK、监控系统将备自投装置Ⅰ置“半自动”投入、“全自动”投入(仅监控系统)、“退出”投入运行正常。
测试完成后置“半自动”投运运行方式,投入10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ出口压板:
2.3.1投入备自投装置Ⅰ跳1号高厂变低压侧开关801压板1-31CLP1;
2.3.2投入备自投装置Ⅰ合外来电源1开关809压板1-31CLP6。
2.4断开10kV备自投装置Ⅰ的10kVⅠ段PT电压二次开关,模拟10kVⅠ段母线失压。
2.5检查10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ动作是否正常,即:
2.5.1 先跳开1高厂变低压侧开关801跳闸;
2.5.2 再合10kV外来电源1开关809;
2.5.3 确认备自投装置动作正常后,断开809开关;
2.5.4 合上10kV备自投装置Ⅰ的10kVⅠ段PT电压二次开关;
2.5.6 断开10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK。
2.610kV、400V系统改变部分设备运行方式:
2.6.110kV系统运行方式:
(1)恢复10kVⅠ段由1号高厂变低压侧开关801供电运行;
(2)110kV变电站10kV外来电源1带电至809PT,外来电源1开关809断开,并拉至“工作”位置。
2.6.2400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段由”联络运行”转”分段运行”。
(1)400V系统1/2号机组自用电Ⅰ段经10kVⅠ段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B、1/2号机组自用电段Ⅰ段电源开关421供电运行;
(2)400V系统1/2号机组自用电Ⅱ段经10kVⅢ段负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B、1/2号机组自用电段Ⅱ段电源开关422供电运行;
(3)400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段联络开关J12拉至试验位置;
(4)投入400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
2.7合上10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK,将备自投装置Ⅰ投入,观察以下备自投装置Ⅰ以下状态正常:
2.7.11号高厂变低压侧开关801合位;
2.7.210kV外来电源Ⅰ开关809(810)分位;
2.7.31号高厂变低压侧电压、10kVⅠ段电压、外来电源1电压为额定值。
2.7.4备自投装置处于半自动状态,并充电(充电时间15S)正常。
2.8断开1号高厂变低压侧电源开关801,启动10kVⅠ~Ⅳ备自投装置Ⅰ。
2.9检查10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ动作正常,即
2.9.11高厂变低压侧开关801跳闸;
2.9.210kV外来电源1开关809合闸;
2.9.3备自投装置Ⅰ放电;
2.9.4400V系统1/2机组自用段备自投不动作。
310kVⅡ段备自投试验检查
3.1试验前高低压厂用系统运行方式
3.1.1 10kV系统运行方式
(1)10kVⅠ段由左岸110kV站10kV电源1开关809供电运行;
(2)10kVⅡ段由2号高厂变低压侧开关802供电运行;
(3)10kVⅢ段由3号高厂变低压侧开关803供电运行;
(4)10kVⅣ段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行;
(5)10kVⅠ、Ⅱ联络开关12断开,放置在“工作”位置;
(6)10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开,并拉至“试验”位置;
(7)10kVⅢ、Ⅳ联络开关34断开,放置在“工作”位置。
3.1.2400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”,即
(1)400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷照明变42B高压侧开关841、照明变42B、照明段Ⅱ段电源开关442供电运行;
(2)10kVⅡ段负荷照明变41B高压侧开关823断开;
(3)400V照明段Ⅰ段电源开关441断开。
(4)退出400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段备自投。
3.1.3400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”,即:
(1)400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷2号公用电段变压器34B高压侧开关842、2号公用电段变压器34B、2号公用电段Ⅱ段电源开关434供电运行;
(2)10kVⅡ段负荷2号公用电段变压器33B高压侧开关821断开;
(3)2号公用电段Ⅰ段电源开关433断开;
(4)退出400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
3.1.4400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”,即:
(1)400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷3/4号机组自用电段变压器24B高压侧开关843、3/4号机组自用电段变压器24B、400V系统3/4号机组自用电段Ⅱ段电源开关424供电运行;
(2)10kVⅡ段3/4号机组自用电段变压器23B高压侧开关822断开;
(3)400V系统3/4号机组自用电段Ⅰ段电源开关423断开:
(4)退出400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
3.1.5大坝10kVⅠ、Ⅱ段”联络运行”,即
(1)大坝段10kVⅠ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷大坝电源开关844、大坝10kVⅡ段电源开关808供电运行;
(2)10kVⅡ段负荷大坝电源开关824断开,大坝10kVⅠ段电源开关807断开;(3)退出大坝10kVⅠ、Ⅱ段备自投。
3.1.6投入10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置电源,交流PT二次空气开关,退出所有出口压板1-31CLP1~1-31CLP13和2-31CLP1~2-31CLP13,备自投装置Ⅰ、Ⅱ“退出”运行状态。
3.2通过10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK将备自投装置Ⅰ投入,观察以下备自投装置Ⅰ以下状态正常:
3.2.12号高厂变低压侧开关802合位;
3.2.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23分位;
3.2.32号高厂变低压侧电压、10kVⅡ段电压、10kVⅢ电压为额定值。
3.2.4备自投装置处于半自动状态,并充电(充电时间15S)正常。
3.3分别测试10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK、监控系统将备自投装置Ⅰ置“半自动”投入、“全自动”投入(仅监控系统)、“退出”投入运行正常。
测试完成后置“半自动”投运运行方式,投入10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ出口压板:
3.3.1投入备自投装置Ⅰ跳2号高厂变低压侧开关802压板1-31CLP3;
3.3.2投入备自投装置Ⅰ合10kVⅡ、Ⅲ联络开关23压板1-31CLP12。
3.4断开10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ的10kVⅡ段电源二次空气开关,模拟10kVⅡ段电源消失。
3.5检查10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ动作是否正常,即:
3.5.1 先跳开2高厂变低压侧开关802;
3.5.2 再合10kVⅡ、Ⅲ联络开关23;
3.5.3 确认备自投装置动作正常后,断开10kVⅡ、Ⅲ联络开关23;
3.5.4 恢复10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ的10kVⅡ段电源二次空气开关;
3.5.5 断开10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK。
3.610kV、400V系统改变部分设备运行方式:
3.6.110kV系统运行方式:
(1)恢复10kVⅡ段由2号高厂变低压侧开关802供电运行;
(2)10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开,并推至“工作”位置;
3.6.2大坝10kVⅠ、Ⅱ段由”联络运行”转”分段运行”,即:
(1)大坝段10kVⅠ段经10kVⅡ段负荷大坝电源开关824、大坝10kVⅠ段电源开关807供电运行;
(2)大坝10kVⅡ段经10kVⅣ断负荷大坝电源开关844、大坝10kVⅡ段电源开关808供电运行;
(3)大坝10kVⅠ、Ⅱ段联络开关78断开,并拉至试验位置;
(4)投入大坝10kV系统备自投。
3.6.6 大坝400V”分段运行”,即:
(1)大坝400VⅠ段经大坝10kVⅠ段负荷大坝用电变压器61B高压侧开关874、大坝用电变压器61B、大坝400VⅠ段电源开关461供电运行;
(2)大坝400VⅡ段经大坝10kVⅡ段负荷大坝用电变压器62B高压侧开关881、大坝用电变压器62B、大坝400VⅡ段电源开关462供电运行;
(3))大坝400VⅠ、Ⅱ段联络开关B12拉至试验位置;
(4)投入大坝400VⅠ、Ⅱ段备自投。
3.7通过10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ就地投退开关1-31FK将备自投装置Ⅰ投入,观察以下备自投装置Ⅰ以下状态正常:
3.7.12号高厂变低压侧开关802合位;
3.7.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23分位;
3.7.32号高厂变低压侧电压、10kVⅡ段电压、10kVⅢ电压为额定值。
3.7.4备自投装置处于半自动状态,并充电(充电时间15S)正常。
3.8断开2号高厂变低压侧电源开关802,启动10kVⅠ~Ⅳ备自投装置Ⅰ。
3.9检查10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅰ动作正常,即
3.9.12高厂变低压侧开关802跳闸;
3.9.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23合闸。
3.9.3备自投装置Ⅰ放电。
3.9.4大坝10kV、400V备自投未动作。
410kVⅢ段备自投试验检查
4.1试验前高低压厂用系统运行方式
4.1.110kV系统运行方式:
(1)10kVⅠ段由左岸110kV站10kV外来电源1开关809供电运行运行;
(2)10kVⅡ段由2号高厂变低压侧开关802供电运行;
(3)10kVⅢ段由3号高厂变低压侧开关803供电运行;
(4)10kVⅣ段由左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810供电运行;
(5)10kVⅠ、Ⅱ段联络开关12断开,放置在“工作”位置;
(6)10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开并拉至“试验”位置;
(7)10kVⅢ、Ⅳ联络开关34断开,放置在“工作”位置。
4.1.2400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”,即:
(1)400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅠ段负荷1号公用电段变压器31B高压侧开关812、1号公用电变压器31B、1号公用电段Ⅰ段电源开关431供电运行;
(2)10kVⅢ段负荷1号公用电段变压器32B高压侧开关831断开;
(3)1号公用电段Ⅱ段电源开关432断开;
(4)退出400V系统1号公用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
4.1.3400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”,即:
(1)400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅠ段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B、1/2号机组自用电段Ⅰ段电源开关421供电运行;
(2)10kVⅢ负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832断开;
(3)1/2号机组自用电段Ⅱ段电源开关422断开;
(4)退出400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
4.1.4检查确认10kVⅢ段其余负荷开关833、834、835断开并在试验位置。
4.1.5投入10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置电源,交流PT二次空气开关,退出所有出口压板1-31CLP1~1-31CLP13和2-31CLP1~2-31CLP13,备自投装置Ⅰ、Ⅱ“退出”运行状态。
4.2通过10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK将备自投装置Ⅱ投入,观察以下备自投装置Ⅱ以下状态正常:
4.2.13号高厂变低压侧开关803合位;
4.2.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23分位;
4.2.33号高厂变低压侧电压、10kVⅢ段电压、10kVⅡ段电压为额定值。
4.2.4备自投装置处于半自动状态,并充电(充电时间15S)正常。
4.3分别测试10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK、监控系统将备自投装置Ⅱ置“半自动”投入、“全自动”投入(仅监控系统)、“退出”投入运行正常。
测试完成后置“半自动”投运运行方式,投入10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ出口压板:
4.3.1投入备自投装置Ⅱ跳3号高厂变低压侧开关803压板2-31CLP3;
4.3.2投入备自投装置Ⅱ合10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23压板2-31CLP12。
4.4断开10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ的10kVⅢ段PT二次空气开关,模拟10kVⅢ段PT电源消失。
4.5检查10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ动作正常,即:
4.5.1 高厂变低压侧开关803跳闸;
4.5.2 10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23合闸;
4.5.3 10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ备自投动作正常;
4.5.4 试验完毕后断开10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23;
4.5.5 断开10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK;
4.5.6 恢复10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ的10kVⅢ段PT二次空气开关。
4.610kV、400V系统改变部分设备运行方式:
4.6.110kV系统运行方式:
(1)恢复10kVⅢ段由3号高厂变低压侧开关803供电运行;
(2)10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开并推至“工作”位置;
4.6.2400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段由”联络运行”转”分段运行”,即:
(1)400V系统1/2号机组自用电段Ⅰ段经10kVⅠ段负荷1/2号机组自用电段变压器21B高压侧开关813、1/2号机组自用电段变压器21B、1/2号机组自用电段Ⅰ段电源开关421供电运行;
(2)400V系统1/2号机组自用电段Ⅱ经10kVⅢ段负荷1/2号机组自用电段变压器22B高压侧开关832、1/2号机组自用电段变压器22B、1/2号机组自用电段Ⅱ段电源开关422供电运行;
(3)1/2号机组自用电段联络开J12关断开;
(4)投入400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
4.7通过10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK将备自投装置Ⅱ投入,观察以下备自投装置Ⅱ以下状态正常:
4.7.13号高厂变低压侧开关803合位;
4.7.210kVⅡ、Ⅲ联络开关23分位;
4.7.33号高厂变低压侧电压、10kVⅢ段电压、10kVⅡ段电压为额定值。
4.7.4备自投装置处于半自动状态,并充电(充电时间15S)正常。
4.8断开3号高厂变低压侧电源开关803,启动10kVⅠ~Ⅳ备自投装置Ⅱ。
4.9检查10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ动作正常,即
4.9.13高厂变低压侧开关803跳闸;
4.9.210kVⅡ、Ⅲ段联络开关23合闸。
4.9.3备自投装置Ⅱ放电。
4.9.4400V系统1/2号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段未动作。
510kVⅣ段备自投试验检查
5.1试验前高低压厂用系统运行方式
5.1.110kV系统运行方式:
(1)10kVⅠ由左岸110kV站10kV电源1开关809供电运行;
(2)10kVⅡ由2号高厂变低压侧开关802供电运行;
(3)10kVⅡ由3号高厂变低压侧开关803供电运行;
(4)10kVⅣ段由4号高厂变低压侧开关804供电运行;
(5)10kVⅠ、Ⅱ段联络开关12断开,放置在“工作”位置;
(6)10kVⅡ、Ⅲ段联络开关23断开,放置在“工作”位置;
(7)10kVⅢ、Ⅳ联络开关34断开,放置在“工作”位置;
(8)左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810断开,并拉至“试验”位置,外来电源2送电至810PT处。
5.1.2400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”,即
(1)400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅣ段负荷照明变41B高压侧开关823、照明变41B、照明段Ⅰ段电源开关441供电运行;
(2)10kVⅣ段负荷照明变42B高压侧开关841断开;
(3)照明段Ⅱ段电源开关442断开;
(4)退出400V系统照明Ⅰ、Ⅱ段备自投。
5.1.3400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”,即:
(1)400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅡ段负荷2号公用电段变压器33B高压侧开关821、2号公用电段变压器33B、2号公用电段Ⅰ段电源开关433供电运行;
(2)10kVⅣ段负荷2号公用电段变压器34B高压侧开关842断开;
(3)2号公用电段Ⅱ段电源开关434断开;
(4)退出400V系统2号公用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
5.1.4400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段”联络运行”,即:
(1)400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段经10kVⅡ段负荷3/4号机组自用电段变压器23B高压侧开关822、3/4号机组自用电段变压器23B、400V系统3/4号机组自用电段Ⅰ段电源开关423供电运行;
(2)10kVⅣ段负荷3/4号机组自用电段变压器24B高压侧开关843断开;
(3)400V系统3/4号机组自用电段Ⅱ段电源开关424断开;
(4)退出400V系统3/4号机组自用电Ⅰ、Ⅱ段备自投。
5.1.5大坝10kVⅠ、Ⅱ段”联络运行”,即:
(1)大坝段10kVⅠ、Ⅱ段经10kVⅡ段负荷大坝电源开关824、大坝10kVⅠ段电源开关807供电运行;
(2)10kVⅣ段负荷大坝电源开关844断开;
(3)大坝10kVⅡ段电源开关808断开;
(4)退出大坝10kVⅠ、Ⅱ段备自投。
5.1.6投入10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置电源,交流PT二次空气开关,退出所有出口压板1-31CLP1~1-31CLP13和2-31CLP1~2-31CLP13,备自投装置Ⅰ、Ⅱ“退出”运行状态。
5.2通过10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK将备自投装置Ⅱ投入,观察以下备自投装置Ⅱ以下状态正常:
5.2.14号高厂变低压侧开关804合位;
5.2.2左岸110kV站10kV外来电源2开关810分位;
5.2.34号高厂变低压侧电压、10kVⅣ段电压、左岸110kV站10kV外来电源2电压为额定值;
5.2.4备自投装置处于半自动状态,并充电(充电时间15S)正常。
5.3分别测试10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK、监控系统将备自投装置Ⅱ置“半自动”投入、“全自动”投入(仅监控系统)、“退出”投入运行正常。
测试完成后置“半自动”投运运行方式,投入10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ出口压板:
5.3.1投入备自投装置Ⅱ跳4号高厂变低压侧开关804压板2-31CLP1;
5.3.2投入备自投装置Ⅱ合左岸110kV站10kV外来电源2开关2-31CLP6。
5.4断开10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ的10kVⅣ段PT二次空气开关,模拟10kVⅣ电源消失,启动10kVⅠ~Ⅳ备自投装置Ⅱ。
5.5检查10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ动作正常,即:
5.5.1 4高厂变低压侧开关804跳闸;
5.5.2 左岸110kV站10kV外来电源2开关810合闸:
5.5.3 10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ装置动作正常,断开110kV站10kV外来电源2开关810;
5.5.4 断开10kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ就地投退开关2-31FK;
5.5.5 恢复0kVⅠ~Ⅳ段备自投装置Ⅱ的10kVⅣ段PT二次空气开关。
5.610kV、400V系统改变部分设备运行方式:
5.6.110kV系统运行方式:
(1)恢复10kVⅣ段由4号高厂变低压侧开关804供电运行;
(2)左岸110kV变电钻10kV外来电源2开关810断开并拉至“工作”位置,外来电源2送电至810PT处。
5.6.2大坝10kVⅠ、Ⅱ段由”联络运行”转”分段运行”,即:
(1)大
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