兰塘二次作业指导书.doc

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1、110kV兰塘变新建工程二次施工安全技 术 作 业 指 导 书 批 准： 审 核： 校 阅： 编 制： 光 明 电 力工 程 有 限 公 司2007年 11月22 日目录一、工程概况及施工范围21一次接线及运行方式22二次设备概况23施工范围2二、 二次系统介绍21 110kV部分2 1.1 保护配置2 1.2断路器、闸刀21.3CT配置图32主变部分42.1断路器42.2CT配置图52.3 主变保护52.3.1差动保护52.2.2后备保护5 2.2.3测控装置52.2.4本体保护回路53 10kV配电系统53.1 线路保护测控装置介绍5 3.2 操作回路53.3 10kV CT配置图63.4

2、 10kV消弧系统63.5接地所用变6 3.6消弧线圈73.7控制器74 公变设备8 4.1 110kV母线压变回路94.2 10kV母线压变回路94.3 110kV备自投94.4 10kV备自投9三、其它说明9四、 安装调试要求及有关注意事项10五、 安全健康控制措施10六、环境控制措施11七、文明施工11八、档案资料要求13九、二次安装、试验的规程及验收规范14十、编后说明14附图1：新建变电所在建过程中(投产前)的所用电电源接线图16附图2：110kVPT回路正确的接线17附图2：10kVPT回路正确的接线18附图3 本工程危险源辨识如下：19110kV兰塘变新建工程二次施工安全、技术作

3、业指导书一、概况及施工范围1、一次接线及运行方式本变电站远景为110kV进线2回，二绕组有载调压变压器2台，采用内桥接线方式，本期110kV进线2回，1回从220kV石窟变电所110kV母线引入，另1回T接于110kV石湖线上，#1主变1台，110kV部分为扩大的线路变压器组。10kV出线远景24回；10kV电容器4组。本期10kV出线14回，采用单母线开关分段接线方式；10kV电容器2组。2、二次设备概况变电所按无人值班运行的要求设计。保护装置采用南瑞科技的NSR600R系列微机保护，其中备自投装置为南瑞（RCS系列）的产品，故章解列装置为南自厂的产品。直流系统设备采用杭州中恒电气股份有限公

4、司的产品。站用电屏采用衢州电力发展有限公司的产品。3、施工范围与上述的一次设备相对应的二次设备及回路的安装、试验，以及综合自动化系统的安装、试验。另外电缆防火工作，若外包，应做好相应的验收工作。二、二次系统介绍1、 110kV部分1.1 保护配置本期2回110kV线路，保护不配置，测控柜配置为：NSR500V微机测控装置2套+NSR658操作箱2套。1.2 断路器、闸刀#1主变110kV间隔（F1）、110kV石兰间隔（F2）、110kV桥开关间隔（F3）、110kV石湖T线间隔（F4）采用的是河南平高电器股份有限公司提供的GIS产品。由于是第一次安装无安装经验，安装过程中应严格按照厂家的安装

5、规程进行，如出现问题及时与厂家技术人员和设计部分联系，作到尽快处理，不延误工期。注意事项：110kV开关合闸回路串有测控装置的手动同期接点（5P14-5P15），来检测手合线路的同期情况，接点上并有手动同期解除压板1LP9。各开关、闸刀操作回路中串有相关的比锁回路例：110kV石兰间隔（F2）开关、闸刀操作回路闭锁逻辑主设备连锁逻辑说明QS1（母线侧闸刀）QF*QE1*QE2*QE2=F1合QS1时需：QF、QE1、 QE2分位，主变间隔的QE2分位QS2（线路侧闸刀）QF*QE1*QE2*QEE合QS2时需：QF、QE1、 QE2、QEE分位QE1（母线侧地刀）QS1*QS2合QE1时需:Q

6、S1、 QS2分位QE2（线路侧地刀）QS1*QS2合QE2时需:QS1、 QS2分位QEE(线路侧快速地刀)QS2*KX合QEE时需:QS2、KX分位 (KX为欠压继电器)注：“*”为与门逻辑关系，QE2=F1（QE2-主设备编号，F1-高层代号编号）由于没有操作箱的说明书，操作箱的分合闸电流及与机构本身防跳是否存在配合的问题，需现场认真核对。1.3 CT配置图110kV石兰线 CT配置图线圈编号用途变比极性接法准确级别TA1备用400-600-800/5母线星形10P30TA2测量、表计400-600-800/5母线星形0.2STA3110kV备自投400-600-800/5母线星形10P

7、30TA4#1主变差动400-600-800/5母线星形10P30110kV桥 CT配置图线圈编号用途变比极性接法准确级别TA1#1主变差动400-600-800/5II母星形10P30TA2110kV备自投400-600-800/5母线星形10P30TA3测量、表计400-600-800/5母线星形0.2STA4备用400-600-800/5母线星形10P302、主变部分2.1、断路器110kV侧无开关只有闸刀。遥信信号接入主变测控屏的110kV测控装置NSD500V（1n）10kV主变开关，使用主变测控屏的操作箱NSR699R（6n）。遥信信号接入主变测控屏的10kV测控装置NSD500V

8、（2n）10kV断路器用的是湖州泰仑电力设备有限公司的产品。由于是第一次安装无安装经验，安装过程中应严格按照厂家的安装规程进行，如出现问题及时与厂家技术人员和设计部分联系，作到尽快处理，不延误工期。注意事项：由于没有操作箱的说明书，操作箱的分合闸电流及与机构本身防跳是否存在配合的问题，需现场认真核对。2.2 CT配置图#1主变110kV CT配置图线圈编号用途变比极性接法准确级别TA1110kV后备300-400-600/5母线星形10P30TA2备用400-600-800/5母线星形10P30TA3计量400-600-800/5母线星形0.2S #1主变10kV CT配置图线圈编号用途变比极

9、性接法准确级别5LH计量II母星形6LH 测量母线星形7LH后备保护母线星形8LH#1主变差动母线星形#1主变中性点零序 CT配置图线圈编号用途变比极性接法准确级别4LH110KV后备保护大地主变单相2.3主变保护2.3.1差动保护采用NSR691R差动保护装置，作为#1主变的主保护。本保护装置为差动保护单机，包括差动保护、比率差动保护，CT断线判别。比率差动保护采用二次谐波制动原理的差动保护。2.3.2后备保护采用NSR695R后备保护装置，作为主变高、低压侧的后备保护。2.2.3测控装置采用NSR500V测控装置作为1主变高、低压侧测控装置，用来作为1主变有载开关、中性点闸刀的控制和有载开

10、关档位等信号的采集主变高、中、低压侧的测控。2.2.4本体保护回路要求用1000V摇表测所有非电量保护接点的对地绝缘，接点间的绝缘，其值必须大于100M。3 10kV配电系统3.1 线路保护测控装置介绍线路保护、测控装置采用NSR612R保护测控装置。该装置具有三段式可经低电压闭锁的定时限方向过流保护，零序过流保护，三相一次重合闸（检无压、检同期或检有压），过负荷保护，一段定值分别整定的合闸加速保护（前加速或后加速），低周减载保护，独立的操作回路等功能。3.2 操作回路10kV断路器用的是湖州泰仑电力设备有限公司的产品。由于是第一次安装无安装经验，安装过程中应严格按照厂家的安装规程进行，如出现

11、问题及时与厂家技术人员和设计部分联系，作到尽快处理，不延误工期。注意事项：由于没有操作箱的说明书，操作箱的分合闸电流及与机构本身防跳是否存在配合的问题，需现场认真核对。3.3 10kV CT配置图10kV馈线CT配置图线圈编号用途变比极性接法准确级别1LH保护母线星形2LH计量、测量母线星形LH小电流选线10kV电容CT配置图线圈编号用途变比正极性指向接法准确级别1LH保护 /5母线电容器星形 2LH计量、测量 /5母线电容器星形 10kV消弧所变CT配置图线圈编号用途变比正极性指向接法准确级别1LH保护 /5母线消弧所变星形 2LH计量、测量 /5母线消弧所变星形 LH接地选线母线消弧所变单

12、相/3.4 10kV消弧系统本期新上二台接地变和二台消弧线圈。消弧所变及消弧线圈和相应的控制屏采用杭州智光的产品。3.5接地所用变接地所用变简称接地变。同普通的变压器一样，接地变本身的正序短路阻抗和负序短路阻抗都较小，约为10%左右，接地变本身的零序短路阻抗比正(负)序短路阻抗还要小，一般为正、负序短路阻抗的85%左右。带上负荷后，从高压侧实测的正序阻抗和负序阻抗都与负载阻抗有关，一般情况下都较大，接地变本身的正序短路阻抗和负序短路阻抗与之相比可忽略不计。但是，带上负荷后，从高压侧实测的零序阻抗却和接地变本身的零序短路阻抗几近相等，与负荷的大小和性质基本无关。由于接地变的中性点不可能直接接地，

13、而是经消弧线圈接地，况且消弧线圈的短路阻抗就是额定阻抗，不可能设计得很小(一般按系统单相接地时的最大电容电流设计)，也较大，所以接地变的零序阻抗通常也忽略不计。3.6消弧线圈消弧线圈的容量按副边接地时，原边在额定电压下流过的额定电流来设计，亦即其短路阻抗标么值为100%。KD-XH消弧系统采用KD-XH型高短路阻抗变压器式可控消弧线圈，其结构原理图及等效电路图如下：该消弧线圈的结构与普通变压器类似，带有一次和二次绕组。它的一次绕组作为工作绕组（Nw）接入配电网中性点，二次绕组作为控制绕组（Cw）由两个反向并接的可控硅（SCR）短路，可控硅的导通角由触发控制器控制。该变压器的短路阻抗高达100%

14、。调节可控硅的导通角由0至180度之间变化，使可控硅的等效阻抗ZSCR在无穷大至零之间变化，则NW两端的等效阻抗Zeq就在无穷大至变压器的短路阻抗ZSC之间变化，输出的补偿电流就可在零至额定值之间得到连续无级调节。3.7控制器控制器安装于主控室，内含KD-XH型消弧系统控制装置、单相接地故障检测装置（选件）、跳闸箱及出口端子、压板（选件）等。系统控制器实现对配电网单相接地故障的全过程智能化处理。通过实时采集系统中性点电压、电流的幅值和相位，自动跟踪配电网的变化，并测量配电网的电容电流；自动识别系统中永久性接地故障并选线跳闸（跳闸延迟时间可调）；自动识别系统中瞬时性故障的产生和消失，并快速启动和

15、退出消弧线圈的补偿；自动打印出接地故障发生和消除时间、接地线路代码、是否已发送跳闸信号、接地时系统中性点电压及与其对应的电容电流、消弧线圈补偿电流等信息。控制系统实时跟踪配电网当前零序电容电流，并由此自动优化有关参数，确保接地残流限制到规定值以下。系统的相关信息可通过装置的 RS-232口或RS-485口远传，适应无人值守变电站要求。系统控制器有“一控一”型和“一控二”型两种模式。“一控一”即一台系统控制器可控制一台消弧线圈；“一控二”即一台系统控制器可控制两台消弧线圈，两台消弧线圈可实现分列或并列运行，每台消弧线圈只需满足安装段容量要求即可。以此两种基本单元为基础，可实现多台消弧线圈的并联运

16、行。本工程采用“一控二”的方式。4 公变设备4.1 110kV母线压变回路对110kV母线压变间隔的要求如下：(1) 110kV母线PT二次组绕共有三个绕组，各有不同的准确级，应参照PT的铭牌，0.2级的接电度表计量回路，0.5级的接保护电压回路，100V线圈的接成开口三角回路，不能混淆，不能接错；(2) 开口三角压变，图纸上为极性端接地。因L回路在正常运行时的电压也是很小，所以查线应认真，不要把L与N 接反了。(3) 各组母线PT N600就地加装击穿保险器后接地，N600直接引至控制室采用集中一点接地方式，击穿保险器采用220V（此东西应用单项校验仪做导通恢复试验），接地点在控制室110k

17、V电压并列端子排上，接地线必须用其截面积不小于6mm2的多股黄绿相间铜芯线，并应有明显标识(如在此接地线上靠近屏的底部挂一块牌“二次电压回路全所唯一接地点!”)。对N600在断开时与接地点测电阻，线路压变的N600在就地加装击穿保险器后与主控室N600并接。(4) 拆除保护用电压的自动空气开关的连杆，并加装辅助接点，并接报空开跳开；也要拆除自动装置（如故解、备自投）的自动空气开关的连杆。(5) PT二次端子盒内配线时要注意，接入PT二次端子的每根芯线必须套两个方向套，一个方向套上标明回路编号(其回路编号与该芯线在PT端子箱内的另一头的回路编号严格一致)，另一个方向套标明接入端子的名称(如“1S

18、1”、“2S2”等)。这样做的目的是防止因各种原因将接入线拆开后，再重接回去的时候接错位置。4.2 10kV母线压变回路对10kV母线压变间隔的要求如下：(1) 10kV母线PT二次组绕共有二个绕组，各有不同的准确级，应参照PT的铭牌， 0.5级的接保护、计量电压回路，100V线圈的接成开口三角回路，不能混淆，不能接错；(2) 开口三角压变，图纸上为极性端接地。因L回路在正常运行时的电压也是很小，所以查线应认真，不要把L与N 接反了。(3) 各组母线PT N600就地加装击穿保险器后接地，N600直接引至控制室采用集中一点接地方式，击穿保险器采用220V（此东西应用单项校验仪做导通恢复试验），

19、接地点在控制室10kV电压并列端子排上，接地线必须用其截面积不小于6mm2的多股黄绿相间铜芯线，并应有明显标识(如在此接地线上靠近屏的底部挂一块牌“二次电压回路全所唯一接地点!”)。对N600在断开时与接地点测电阻，线路压变的N600在就地加装击穿保险器后与主控室N600并接。(4) 拆除保护用电压的自动空气开关的连杆，并加装辅助接点，并接报空开跳开；也要拆除自动装置（如故解、备自投）的自动空气开关的连杆。(5) PT二次端子盒内配线时要注意，接入PT二次端子的每根芯线必须套两个方向套，一个方向套上标明回路编号(其回路编号与该芯线在PT端子箱内的另一头的回路编号严格一致)，另一个方向套标明接入

20、端子的名称(如“1S1”、“2S2”等)。这样做的目的是防止因各种原因将接入线拆开后，再重接回去的时候接错位置。4.3 110kV备自投110kV备自投采用RCS-9652II型微机保护装置说明：备自投方式：方案1备自投的逻辑为：I段母线失电，在II母有压的情况下，跳开1DL(110kV石兰线开关)，合2DL(110kV桥开关)；II段母线失电，在I母有压的情况下，跳开2DL(110kV桥开关)，合1DL(110kV石兰线开关)。14.4 10kV备自投10kV母分备自投采用保护装置：RCS-9653II说明：备自投方式：方案1备自投的逻辑为：I段母线失电，在II母有压的情况下，跳开1DL(1

21、#主变10kV开关)，合3DL(10kV母分开关)；II段母线失电，在I母有压的情况下，跳开2DL(2#主变10kV开关)，合3DL。1DL或2DL偷跳时，合3DL以保证正常供电。为防止TV断线时备自投误动，取线路电流作为母线失压的闭锁判据。注：本期只完善#1主变回路部分三、其它说明设计交底纪要(1) 110KV线路和桥开关因KKJ接点只有1副，事故总信号回路不接。故障解列和投动作信号要求同时作为事故总信号(2) 10KV开关后门行开关因无常闭接点，因此10KV部分图纸开关柜后门打开信号 。施工中有疑问请及时与设计部门联系。TEL: ，联系人：姜健华 。四、 安装调试要求及有关注意事项(1)

22、本工程施工人员首先应从思想上高度重视，严把施工质量关，严格按照有关说明书，相关图纸施工,认真查线，搞清原理，避免接线差错，确保工程质量。施工质量包括安装质量，调试质量及竣工资料的编制，均应按照基建移交生产达标要求进行。(2) 二次安装工作应认真执行公司已频布的二次安装作业指导书。该作业指导书适用于新安装变电所，它规定了二次安装各项工作的工艺及质量要求，提到了危险点及注意事项，具有很强的指导、规范意义。(3) 在施工过程中严格按整合型管理程序标准进行，按程序办事，保证上传、下达信息的畅通。认真填写施工质量跟踪卡，责任到人，提高每个施工人员的责任心，施工人员分工应相对独立、集中，有利于质量把关。(

23、4) 设备到现场后应根据图纸要求认真核对参数，特别是开关机构的跳、合闸线圈参数和CT的变比、级别等。(5) 敷设电缆时，若该电缆有备用芯，则电缆应高过屏顶或端子箱顶至少0.3米。(6) 10kV开关室内相邻两开关柜之间的屏蔽电缆必须走相邻开关柜之间的孔洞。(7) 屏蔽电缆的屏蔽层两端用1.5mm2多股铜芯线焊接引出，两头分别可靠接地。相应检查保护装置外壳是否可靠就地。(8) 铠装屏蔽电缆的铠装层两端用1.5mm2多股铜芯线焊接引出，两头分别可靠接地。(9) 通讯网络线应挂电缆牌，加方向套。(10) 电缆牌除了在电缆两头需挂外，还应在竖井，拐弯处、洞口挂相应的电缆牌。(11) 每个间隔均应按照原

24、理图进行认真查线，以原理图为准，避免因设计上端子图出错造成的损坏装置、接线错误等因素，确保每个回路的正确性，有疑问时及时提出联系解决。(12) 各连接部分螺丝要拧紧，包括厂家侧配线的螺丝。(13) CT、PT到现场后应按作业指导书认真核对每组CT变比、容量, 发现有不相符时及时汇报，极性以指导书为准。CT的变比试验可不做，但必须从高试处取得有关实测数据，以确保铭牌数据与实物相符。(14) 认真核对跳、合闸回路参数是否匹配，并实测。CT二次负担应测至CT上端子，并实测CT二次负担与额定负担比较，发现有超标时及时上报给工程部。(15) 现场调试时如果发现信息量表中的相关内容要更改，请及时与设计和厂

25、家调试人员联系，最终上送信息表的定稿由调试人员确定，并送业主主管部门确认。温度变送器应校验，并有试验报告。最终信息核对时必须模拟实际。(16) 所有开关的控制电源降到80额定电压的情况下，看开关的跳、合闸是否可靠。(17) 现场调试时如果发现信息量表中的相关内容要更改，请及时与设计和厂家调试人员联系，最终上送信息表的定稿由调试人员确定，并送金华局主管部门确认。温度变送器应校验，并有试验报告。信息量核对，必须模拟实际。(18) 为了创造良好的施工环境，施工现场应保护清洁，做到工完、料尽、场地清，统一着装，做到文明施工，要采取措施保护好土建成品。(19) 现场所使用的仪器、仪表应妥善保管，经常维护

26、、爱惜校验设备。(20) 要克服以往做得多，记的少的毛病，所有该做的项目做完后， 均应有记录，并保存好原始记录，以备以后核对，最后形成标准试验报告A4纸。(21) 认真做好向值班人员交底工作、整定单交接工作和备品备件的交接工作，并要有记录，并应有书面交底内容。(22) 认真执行有关的“技措”、“反措”要求。(23) 特别注意事项l 各开关操作回路中的继电器及主变非电量保护中继电器必须校验，并要有报告。l 遥测试验必须做，并且精度要符合要求（必须用专用校表仪校验，严禁用微机继保测试仪校验），电压、电流精度为0.2级，有功、无功为0.5级。l 吸取其他变电所施工时的教训，要求在各35kV、10kV

27、开关柜上贴该柜的操作闭锁原理图，并附文字说明，以方便各方人士操作设备。五、 安全健康控制措施(1) 本工程为新建工程，施工过程中要严格执行继电保护现场保安规程、建规、安规和国电电源2002 49号电力建设安全健康与环境管理工作规定的规定,认真执行施工作业票制度。认真做好各种安全措施，只有安全措施可靠，方可进行工作。(2) 加强项目部的安全管理工作，项目部工作要细化，并到岗到位。(3) 在送直流电源之前，应认真检查各回路的绝缘情况，并有记录，禁止直流短路或接地，每送一步均应检查相应回路的电压，谨防有寄生回路。(4) 在电压互感器二次回路加电检查时，二次回路必须与电压互感器可靠断开，并派人监护，严

28、防二次倒送电、产生高压，检查回路上确无人时，并认真检查有关回路情况，后方可加压，加压第一次应加小电压，看无异常情况后再加至额定电压。加压后应认真检查相应元件上的电压、该有的就有，该无的就无，并且应与一次接线系统相对应。(5) 在做传动模拟试验时，应与有关班组取得联系，对方具备条件并同意,并做好安全措施后,方可进行，并派专人在现场监护防止有人触及被试设备，并配有性能良好通讯设备，在遇到异常情况下可以及时联系，尽快采取措施,妥善处理，操作开关发现有合不上、拉不开情况时，应尽快拉断控制电源以防烧坏设备。(6) 在其它班组动开关时，没有特殊情况，应拉掉该间隔的直流控制电源。(7) 要特别注意各施工班组

29、之间的配合工作，二次与一次，与高压试验之间应加强联系，相互提醒有关改动或拆线情况，确保回路接线的正确性。(8) 施工用机器安全用具（如电焊机等）的使用，应试验周期内合格，并严格执行各自的操作规定，并做好日常维护，保养工作。(9) 对施工人员加强宣传教育，严肃劳动纪律，不得擅自迟到或早退，严禁私车公用，由此引起的道路安全事故，将由当事人承担责任。(10) 要搞好与当地人员的关系，不出社会治安问题。(11) 现场住勤车使用应按公司的Q/JSBG2003交通安全管理制度有关规定执行，并严格执行交规，防止车辆交通事故的发生。(12) 针对工程二次施工特点，进行危险源信息的收集和辨识，并采取控制措施。本

30、工程二次施工的主要危险源辨识见附图5。(13) 临时民工使用应规范，工作前进行安全教育，严禁其单独工作，工作时应有人带领和监护。(14) 动火工作必须严格执行公司标准Q/JSB 2104.09动火作业实施细则 和Q/JSB2104.08防火、防爆安全管理制度。(15) 防止继电保护“三误”的措施： 防止误整定。仔细核对整定单上的各内容是否与实际相符。尤其要注意CT的变比、极性是否与实际相符，PT的变比是否与实际相符。要十分注意定值单上的说明部分，定值需分区时，要在定值单上注明分区情况。输定值应由二人进行，一人输送定值，另一人核对定值，检查时应由值班员来检查各定值项。值班员定值检查完后，工作负责

31、人要郑重其事地在定值单上签上执行人的姓名，并署上执行日期。在向运行人员交底时，要说明定值存储情况，尤其要说明定值在哪个区。 防止误接线。对新安装的设备，防止误接线的根本措施是：努力地设法读懂、领会厂家装置说明书根据自己已掌握的知识（包括刚刚知道的厂家说明书的内容）来审核图纸，查到图纸设计的不足之处、漏缺之处，错误之处应向上级主管部门反映，并根据反馈信息更改图纸根据图纸查实物，努力做到图、实相符仔细地、认真地、严肃地、一丝不苟地做试验，根据试验结果进一步查验设计的正确性，尤其是回路接线的正确性。做到以上步骤后，可基本排除新安装装置有误接线的可能。六、环境控制措施(1) 学习和宣传固体废弃物管理办

32、法，并在施工区设置固体废弃物回收箱，回收废旧电池、电缆皮、废砂轮片等对环境影响较大的固体废弃物。(2) 学习和宣传污水、废气、废油和噪声管理办法，加强生活场所管理，注意生活废水的排放。(3) 用餐后剩饭剩菜、烟头等不得随意丢弃。七、文明施工(1) 参照金电基19980017号“关于下发金华电网110kV及以上输变电基建达标考核评定办法(试行)和金华电网送、变电安全文明施工标准化工地现场管理规定的通知要求进行工程施工。(2) 为了创造良好的施工环境，施工现场应保护清洁，每天工作结束后及时清理施工面，设备材料要按定置放回原处,做到“工完、料尽、场地清”。 统一着装，做到文明施工，要采取措施保护好土

33、建成品。(3) 现场所使用的仪器、仪表应妥善保管，经常维护、爱惜校验设备。对主要仪器设备定置“设备主人”，挂牌管理。(4) 上班前，工人应着装整洁，精神状态良好。破损衣服要及时调换，脏臭衣、裤、鞋、袜等要及时换洗，项目部应做好服务工作。为了保证充足的睡眠时间，不可敖夜过深，晚上不可娱乐过度；为了保证良好的睡眠质量，项目部应努力创造良好的睡眠环境。八、档案资料要求(1) 竣工资料的制作是整个工程的一个重要组成部分，施工班组应引起足够的重视，施工现场应由专人（单项施工负责人）负责修改，必须做到图实相符。如现场发现实物确实与设计图相差很大，无法更改时，及时向工程部反映，联系有关部门解决。(2) 竣工

34、图三套，每一张均应有竣工章，编制人谁编制谁签名，不能由别人代签名，技术负责人由项目工程师签名，监理应交给监理填写。各负其责，更改部分按技术联系单或现场实际接线情况更改。(3) 试验报告、安装报告各一份，均应有目录，试验报告填写的数据要清楚、校验项目要齐全,最后形成标准试验报告A4纸。(4) 开箱资料或有关装置的说明书，现场开箱或运到现场后应及时清理，记录出厂资料是否齐全，汇总后统一报物资部，由物资部联系有关订货单位或厂家提供。工程竣工后，统一作为竣工资料移交档案室。若有备品备件，工程竣工时移交给检修单位，列出清单，双方签字，留存一份交档案室。(5) 投产前应进行书面交底，书面交底内容由运行工区

35、签字后返回一份交由档案室保管。(6) 二次整定单执行完后由运行工区签字后返回一份交由工程部保管。九、二次安装、试验的规程及验收规范(1) DL400-91继电保护和安全自动装置技术规程(2) 继电保护及安全自动装置运行管理规程(3) 继电保护及电网安全自动装置检验条例(4) 继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定(5) 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点(6) DL/T584-953110kV电网继电保护装置运行管理规程(7) 电力系统继电保护技术监督规定（试行）(8) DL/T587-1996微机继电保护装置运行管理规程(9) DL478-92静态继电保护及安全自动装置通用技术

36、条件(10) GB50171-92电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范(11) 浙江电网继电保护验收规范十、编后说明(1) 编制水平有限，以上所编的内容不一定完善，会有许多考虑不周的地方，望现场施工人员发现问题或有不明之处及时反馈信息，联系解决，并有利于在今后的工作中做得更好。(2) 本指导书中未尽事项，请严格按有关图纸，验收规范，校验规程，反措要求及其它有关规定执行。附图1：新建变电所在建过程中(投产前)的所用电电源接线图附图2：110kV段PT回路正确的接线附图2：10kVI段、II段PT回路正确的接线附图3 本工程危险源辨识如下：危险源名称产生场所产生原因控制措施高处坠落2

37、#主变本体及110kV独立CT、10kV开关柜、35kV开关柜顶上等高空作业1） 未系安全带，突发性疾病，栏杆、扶绳、安全网、孔洞盖板等设置不当或被拆除、改动造成缺陷等；2） 防护栏杆缺陷（高度、牢度不够）等；3） 悬空作业无防护或防护措施不当等；4） 作业次序不当、指挥不当等。1）按H-01号管理方案进行控制；2）在安全活动中加强教育。触 电控制室、2#主变、10KV、35KV开关室5） 作业人员与带电设备安全距离不够；6） 带电设备或带电体裸露；7） 走错间隔、误操作电气设备；8） 使用小型机工具无触电保护器、使用不合格的电动工具等。1）带电部位有明显的标志，并做好安全措施；2）加强施工电

38、源管理；3）加强蓄电池及直流电源管理；4）在安全活动中加强教育。物体打击2#主变本体及110kV独立CT、10kV、35KV开关柜顶上等高空作业9） 进入施工现场未戴安全帽；10） 多层作业隔离措施不符合要求；11） 高处作业工器具、小型设备等无防坠落措施；12） 高处设备、零件、工具材料坠落；13） 高处使用榔头、手提砂轮机等小型机工具。1）工作中严格执行“两穿一戴”，安全帽必须系好帽带；2）工作中认真谨慎，防止工器具和设备脱手或脱落；3）不得高空抛物或从高处往下扔物品；4）攀登前认真检查瓷套有无裂纹。误接线、误整定控制室、2#主变10kV、35KV开关柜14） 员工的责任心不强，二次回路不

39、清楚，盲干；15） 未对整定单认真分析核对；16） 整定后无人复核；17） 对线时信号质量不佳；18） 人员的技能水平低；19） 安全意识淡薄，习惯性违章。1）使用性能良好通讯工具；2）安排人员复核整定单；3）加强员工的技能培训和培养认真工作的态度，增强员工的责任心；4）严格执行二次安装、试验记录卡；5）在安全活动中加强教育。火 灾控制室、2#主变20） 未开动火票，防火措施不当，氧气、乙炔气瓶防火距离不够等；21） 保管、使用人员不了解或不遵守规程，堆放安全距离不够，仓库内电气设施选型或布置不当等；22） 易燃、易爆区域内违反消防规定，如抽烟、擅自动火等。1）工作前进行安全技术交底；2）现场配置消防器具和药品；3）在安全活动中加强教育；4）观察及清理作业环境。