变电站投运方案范文

2022-06-07

方案是一种常见的应用文内容，有着自身的格式和内容，那么一份详细的方案，应该具体包含哪些内容呢？今天小编为大家精心挑选了关于《变电站投运方案范文》，供大家参考，更多范文可通过本站顶部搜索您需要的内容。

第一篇：变电站投运方案范文

线路及变电站设备投运方案

[方案编号：20110001] [存档编号：20110001]

[投运方案书] [110kv雷围线线路及围子坪110KV升压站]

编

写：滕

鹏批

准：安装单位：运行安监：电网批准：电网安监：电网调度：

[2011-12-15]

一、送电前的有关事项

(一)设备命名

1、按照四川省电力公司西昌电业局文件(西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知)三望坡、围子坪电站统一调度命名为 “围子坪水电站”。

2、110KV输电线路为雷波220KV变电站至马拉及围子坪电站，根据电力公司文件，110KV线路在雷波220KV变电站至马拉电站出线28#塔处“T”接至围子坪电站，其线路运行名称正式命名为“110KV马雷围支线”，下称“110KV马雷围支线”。

(二)设备编号

根据四川省西昌电力局及围子坪水电站提供的有关图纸，由四川省西昌电力局调度中心(简称地调)按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。(附件)

(三)开关站试运行组织机构

由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下：

启动领导小组指挥长：苟总联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂联系电话：1518110xxxx

叶树明联系电话：1380813xxxx 启动小组线路负责人：余俊辉联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司负责人：陈庆芳联系电话：1388148xxxx(2217) 参加成员：杜刚、陈从良、滕鹏

围子坪电站运行管理员：赵雪屏、严富英、

围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人雷波220KV变电站值班员：电话：

西昌电力公司调度值班室：电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室电话：

围子坪电站中控室值班室电话：0834-885xxxx(4268) 马拉电站中控室值班室电话： (4267) 后勤及交通保障负责人：杨庆电话：1303652xxxx 备注：

1、括号内为电业局内部短号

2、值班员名单见附件(机组启动值班人员表)

二、运行前应具备的条件

1、110KV雷围线123开关间隔启动设备已按西电调(2011)81号文件的规定进行了统一调度命名和编号;验收启动小组同意启动投产;地调值班员同意启动操作。

2、间隔以及线路启动设备已向地调部门办理了新设备投运手续并获批准

3、新架设的雷波220KV变电站至围子坪电站升压站的马雷围支线线路安装完善，验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。(由于雷马线已经投运，故联系马拉电站退出雷马线运行连接好28#塔处至围子坪电站的引流线。)

4、新安装的围子坪围子坪电站升压站GIS一次连接单元安装完善，验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。

5、新安装的围子坪围子坪电站升压站1# 、2# B及附属设备装置安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

6、GIS内的110KV线路断路器、线路PT、母线PT及避雷器安装调试完毕并验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。

7、1# B、2# B高、中、低压侧(2# B为高、低压侧)断路及所属一次单元安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

8、变压器1# B、2# B中性点避雷器安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

9、6KV、10KV母线、各负荷出线高压开关控制屏及PT以及避雷器均安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

10、各进、出线开关继电保护及自动装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。

11、1#、2# B中性点零序电流保护装置调试完毕，整组模拟正确。

12、1#、2# B、继电保护装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。

13、110KV母线继电保护装置调试完毕，整组模拟正确。

14、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常,和西昌电业局遥测、遥信通讯正常

15、直流系统安装调试完毕，保护及采集装置工作正常，保护整定已经审查通过。

16、所有送电系统试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。

17、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。

三、送电前的接线状况

1、雷波220KV变电站雷围线线路间隔所属断路器(编号：162)、线路侧隔离刀闸(编号：16216)均应在断开位置;线路接地刀闸(16260)应在合闸位置。

2、围子坪电站升压站110KV 雷围线线路所属断路器(编号：151)、线路侧隔离刀闸(编号：1516)、母线侧隔离刀闸(编号：1511)、线路侧接地刀闸(编号：15160)、电流互感器接地刀闸(编号：15140) 、断路器接地刀闸(编号：15130)均在断开位置。

3、围子坪电站升压站1# B高压侧(110KV)所属断路器(编号：101)、母线侧隔离刀闸(编号：1011)、断路器接地刀闸(编号：10130)、均在断开位置。

4、围子坪电站升压站1# B中压侧(35KV)所属断路器(编号：301)、母线侧隔离刀闸(编号：3011)、变压器侧隔离刀闸(编号：3016)、变压器中压侧接地刀闸(编号：30160)均在断开位置。

5、围子坪电站升压站1# B低压侧所属隔离刀闸(编号：6011)、变压器侧接地隔离刀闸(编号：60160)均在断开位置。

6、围子坪围子坪电站升压站2# B高压侧所属断路器(编号：102)、母线侧隔离刀闸(编号：1021)、断路器接地刀闸(编号：10230)、均在断开位置。

7、围子坪电站升压站2# B低压侧所属隔离刀闸(编号：9021)、变压器侧接地隔离刀闸(编号：90260)均在断开位置。

8、围子坪电站升压站GIS母线电压互感器隔离刀闸(118)、母线接地刀闸(编号：1110)、电压互感器接地刀闸(编号：1180)均在断开位置。

9、围子坪围子坪电站升压站

1、2# B调压分接开关放在电网电压需要的档位。

四、送电原则及程序

启动(送电)的一次系统图，检查电源侧保护的投入情况后，对线路和进线断路器进行冲击实验，然后是对母线的冲击试验以及对主变的冲击试验，每次冲击时必须采取预防故障发生的保护措施，并每次冲击后应对所属单元保护进行检查。在操作前确定每次冲击的操作步骤，冲击操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。

送电程序

1、110KV马雷围支线线路充电

(1)、核实110KV马雷围支线核相正确，绝缘符合要求，雷波开关站雷围线线路断路器(编号：162)储能及充电、控制正常。

(2)、将110KV马雷围支线雷波开关站出线断路器(编号：162)保护定值按通知单整定投入使用。

(3)、拉开马雷围支线线路接地刀闸(编号：16260) (4)、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器线路侧隔离刀闸(编号：1626)。

(5)、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器(编号：162)，检查雷波开关站线路PT和围子坪变电站线路PT，在PT二次侧上校验电压应正确。

(6)、无故障耐压时间5分钟后断开110KV雷波开关站出线断路器(编号：162)。间隔5分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。

2、110KV母线及PT充电

(1)、核实围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器及(编号：151)充电正常。

(2)、将110KV围子坪电站升压站线路断路器(编号：151)保护定值按通知单整定投入使用。

(3)、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器两侧隔离刀闸(编号：1

511、1516)。

(4)、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路间隔断路器(编号：151)，无故障后投入110KV母线PT(编号：118)，在PT二次侧上校验相序、相位应正确。

3、1#主变(1#B)充电

(1)、将110KV围子坪电站升压站 1# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

(2)、合上110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸(编号：1011)。

(3)、合上110KV围子坪电站升压站1# B高压侧断路器(编号：101)。 (4)、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器(编号：101)，间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。

4、2#主变(2#B)充电

(1)、将110KV围子坪电站升压站 2# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

(2)、合上110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸(编号：1021)。

(3)、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器(编号：102)。

(4)、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器(编号：102)，间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。

5、6KV母线及PT充电以及机组并网

(1)、将110KV围子坪电站升压站6KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

(2)、合上6KV围子坪电站升压站1# B低压侧隔离刀闸(编号：6011 )。

(3)、合上110KV围子坪围子坪电站升压站1# B高压侧断路器(编号：101)。

(4)、无故障合上110KV围子坪围子坪电站升压站6KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

(5)、无故障耐压时间10分钟后断开1# B高压侧断路器(编号：101)。

6、10KV母线及PT充电

(1)、将110KV围子坪电站升压站 10KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

(2)、合上10KV围子坪电站升压站2# B低压侧隔离刀闸(编号：9021 )。

(3)、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器(编号：102)。

(4)、无故障合上110KV围子坪电站升压站10KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

(5)、无故障耐压时间10分钟后断开2# B高压侧断路器(编号：102)。

7、试运行24小时

8、收集所有竣工及实验资料存档。

五、注意事项

1、启动操作及试验前应经地调值班调度员同意，方可进行启动操作及试验工作。

2、启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，应根据启委会的统一指挥进行处理，同时报告地调值班调度员。

3、启动操作过程中，如果系统发生故障或事故，应停止启动操作，听从值班调度员统一指挥处理故障及事故，系统故障及事故告一段落后，经值班调度员同意继续启动操作。

2012年3月15

第二篇：风电场66千伏变电站投运方案

大唐吉林双辽风电场二期

66千伏风电甲线、甲变电站及

3、4号主变受电方案

批准：

审定：

审核：

编制：

大唐吉林瑞丰新能源发电公司双辽风场

2008年11月10日

新建大唐吉林双辽风电场二期66千伏风电甲线、甲变电站及

3、4号主变工程已竣工，目前已具备投运条件，近期将投入系统运行。现将投运方案编制如下：

一次系统部分

一、作业计划

 计划安排12月1日开始大唐吉林双辽风电场二期66千伏风

电甲线、甲变电站及

3、4号主变投运操作。

二、投运前要求

1. 大唐吉林双辽风电场二期66千伏风电甲线、甲变电站及

3、4号

主变有关设备安装接引工作已全部结束，具备投运条件。

2. 大唐吉林双辽风电场二期66千伏甲母线采用硬连接方式并固定

完好。

3. 大唐吉林双辽风电场二期

3、4号主变低压侧与10KV母线连接处

断开，保持足够的绝缘距离并用绝缘隔板隔开。

三、投运的新设备

1. 本次投运的新设备为大唐吉林双辽风电场二期66千伏风电甲线、

甲变电站及

3、4号主变。

2. 有关设备命名编号见吉林省电力公司四平供电公司文件。

四、投运操作原则步骤

(一) 操作准备

1. 启委会通知地调：大唐吉林双辽风电场二期66千伏风电甲

线、甲变电站及

3、4号主变已安装调试良好，经验收合格，可以启动投运。

2. 大唐吉林双辽风电场报省调：风电场有关新建二期66千伏风电甲

线、甲变电站及

3、4号主变的作业已全部结束，66千伏风电甲线、

3、4号主变

一、二次设备全部接引完毕，自设安全措施全部拆除，人员退出现场，一次相位正确，二期66千伏风电甲线、甲变电站及

3、4号主变送电无问题。并核对：66千伏风电甲线双辽一次变开关、刀闸在断开位置，66千伏甲母PT6807刀闸在断位，二期66千伏变电站内所有开关、刀闸均在断位，3 、4号主变结线组别经试验正确，

3、4号主变CT变比使用400/5A。

(二)二期66千伏风电甲线线路充电

3. 地调合上66千伏风电甲线双辽一次变开关、刀闸，给66千伏风

电甲线充电，检查充电良好。

(三)二期66千伏变电所充电

4. 地调指挥依次合上66千伏风电甲线6808乙刀闸、6808甲刀闸、

6808开关，对双辽风电场66千伏风电甲线间隔有关设备充电良好后，双辽风电场合上66千伏甲母PT6807刀闸。

5. 双辽风电场检测66千伏甲母PT二次电压及相序，正确后报地调

调。

6. 地调指挥拉开66千伏风电甲线6808开关、6808甲刀闸、6808乙

刀闸，双辽风电场66千伏甲母线停电。

(三)3号主变五次冲击

7. 地调指挥双辽风电场合上66千伏风电甲线6808甲刀闸、6808乙

刀闸、6808开关。

8. 地调指挥双辽风电场合上3号主变6805甲刀闸、6805乙刀闸、

及6805开关，3号主变第一次冲击合闸良好。

9. 地调指挥双辽风电场拉开3号主变6805开关，3号主变停电。

10. 地调指挥双辽风电场3号主变6805开关，对3号主变第二次至第

四次充电良好，最后3号主变在停运中。

(四)4号主变五次冲击

11. 地调指挥双辽风电场合上66千伏风电甲线6808甲刀闸、6808乙

刀闸、6808开关。

12. 地调指挥双辽风电场合上3号主变6806甲刀闸、6806乙刀闸、

及6806开关，4号主变第一次冲击合闸良好。

13. 地调指挥双辽风电场拉开4号主变6806开关，4号主变停电。

14. 地调指挥双辽风电场4号主变6806开关，对4号主变第二次至第

四次充电良好，最后4号主变在停运中。

(五)恢复方式

15. 地调指挥将66千伏风电甲线及

3、4号主变停电。

第三篇：35kV白沙坡变电站6月4日投运方案

35kV白沙坡变电站35kV 1号主变10kV侧出线间隔

及10kV I段母线出线间隔

投产方案

一、本次投产范围

1、35kV1号主变001 断路器间隔

一、二次设备，10kV水泥厂I回线18

8、水泥厂II线190、水泥厂III回线18

6、云洞电站线18

7、补其线18

9、花园线19

3、大丫口线19

2、五七电站线183断路器间隔

一、二次设备，10kV I段母线TV

一、二次设备，10kV 2号站用

一、二次设备。

二、投产前的运行方式

1、35kV白沙坡变2号主变运行供10kVII段母线各出线间隔，1号主变冷备用，10kV水泥厂I、II、III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线、10kV电容器、10kV 2号站用变由临供供电。

三、投运操作顺序

1、核实所有安措已全部拆除。

2、核实10kV分段012断路器在断开位置，10kV分段0121隔离开关在分闸位置。

3、核实35kV白沙坡变电站35kV 1号主变001断路器处于冷备用状态，35kV侧301断路器在冷备用状态;10kV水泥厂I回线188断路器、水泥厂II线190断路器、水泥厂III回线186断路器在断开位置、云洞电站线187断路器、补其线189断路器、花园线193断路器、大丫口线

192断路器、五七电站线183断路器在冷备用状态。

4、核实水泥厂I回线1884隔离开关、水泥厂II线1904隔离开关、水泥厂III回线1864隔离开关、云洞电站线1876隔离开关、补其线1896隔离开关、花园线1936隔离开关、大丫口线1926隔离开关、五七电站线1836隔离开关、2#站用变1971隔离开关在分闸位置。

5、合上35kV 1 号主变保护装置及主测控装置电源及10kV分段保护装置电源。

6、检查各个指示灯均正常指示、各个遥测量均在正常范围;

7、退出1号主变差动保护出口连片;

8、合上2#站用变1971隔离开关;

9、将35kV 1号主变301断路器转为运行;

10、将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kV I段母线及2#站用变第一次充电15分钟，检查1号主变差动、后备保护、测量遥测量正常，保护装置无动作，检查2#站用变本体正常。

11、将35kV 1号主变001断路器转为热备用5分钟。

12、将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kVI段母线及2#站用变第二次充电10分钟，检查有无异常。

13、将35kV 1号主变001断路器转为热备用5分钟。

14、合上10kVI段母线TV 0901隔离开关，将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kV I段母线、2#站用变及I段母线TV进行充电10分钟，检查无异常。

15、合上2号站用变低压侧开关，检查2#站用变低压侧电压、电流、

相序正确。

16、检查10kV I段母线TV二次电压正常后合上二次电压空气开关。

17、合上10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线保护测控装置装置电源、操作电源;

18、检查35kV 1 号主变保护测控装置，10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线保护测控装置上10kV保护、测量电压正常;

19、检查35kV 1号主变低压侧、10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线电度表计量电压正常;

20、合上10kV水泥厂I回线1881隔离开关;

21、合上10kV水泥厂I回线188断路器，对188断路器、1881隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1881隔离开关在合位，1884隔离开关在分位)，检查无异常后断开188断路器。

22、合上10kV水泥厂II回线1901隔离开关;

23、合上10kV水泥厂II线190断路器，对190断路器、1901隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1901隔离开关在合位，1904隔离开关在分位)，检查无异常后断开190断路器;

24、合上10kV水泥厂III回线1861隔离开关;

25、合上10kV水泥厂III回线186断路器，对186断路器、1861隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1861隔离开关在合位，1864隔离开关

在分位)，检查无异常后断开186断路器。

26、将10kV云洞电站线187断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(187

1、1874隔离开关在合位，1876隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

27、将10kV补其线189断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(189

1、1894隔离开关在合位，1896隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

28、将10kV花园线193断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(19

31、1844隔离开关在合位，1936隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

29、将10kV大丫口线192断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(19

21、1824隔离开关在合位，1926隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

30、将10kV五七电站线183断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(18

31、1834隔离开关在合位，1836隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

31、合上水泥厂I回线1884隔离开关、水泥厂II线1904隔离开关、水泥厂III回线1864隔离开关、云洞电站线1876隔离开关、补其线1896隔离开关、花园线1936隔离开关、大丫口线1926隔离开关、五七电站线1836隔离开关。

32、投线路时现场投运人员根据线路负荷情况，负荷足够时检查35kV 1号主变差动保护无差流后投入差动保护出口连片。

33、将10kV水泥厂I回线188断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂I回线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

34、将10kV水泥厂II线190断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂II线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

35、将10kV水泥厂III回线186断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂III回线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

36、将10kV云洞电站线187断路器转运行，带负荷检查10kV云洞电站线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

37、将10kV补其线189断路器转运行, 带负荷检查10kV补其线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

38、将10kV花园线193断路器转运行，带负荷检查10kV花园线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

39、将10kV大丫口线192断路器转运行，带负荷检查10kV大丫口线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

40、将10kV五七电站线183断路器转运行, 带负荷检查10kV五七电站线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

41、本期投运设备全部投运完毕。

第四篇：变电站设备验收投运制度

一、变电站运行的新建、扩建、改建的

一、二次设备加入电网前必须经过验收。设备变动修试后也必须经过验收合格，手续完备，方能投入系统运行。

二、验收按部颁标准及有关规程规定的技术标准进行。变电站验收发现的问题，变电站值班员应及时向调度和运行主管部门汇报，确保达到变电设备安全要注，一经验收合格，变电值班员应对变电设备负责。

三、在电气设备上工作结束后，有关修试人员应将工作情况详细记录在记录薄上，并写明是否可投入运行的结论，运行人员检查修试记录齐全主要数据合格后会同修试人员对修试设备进行检查、验收、检查修试单位已做到工完料净场地清，无疑后方可办理终结手续。

四、新设备投产和重要设备的大修、大范围停电检修，由电力部门或变电站站长组织和安排好设备的验收工作。

五、对检修后的开关、闸刀应进行操作检查，对调度校验后的继电保护装置应检查动过的端子、压板、切换开关位置和定值应处于正常状态，对检修试验后的设备要检查工作班装设的临时短接线、接地线、试验导线是否拆除，有无遗留物。

六、验收不合格的设备不准投入运行，如需要投入运行，应根据管辖权限，经电力主管部门或XX批准，并将意见记入值班日志。

七、设备运行前必需准备内容：

1.设备不管本期是否投运命名、编号、挂牌、标识必须齐全、醒

目。

2.站有试验时会亮的光字牌和正常运行应亮的指示灯及应测电压的出口压板明确标示，便易检查巡视和测量。

3.全部就地/远方控制开关和电压切换开关切换位置标明。站有出口压板和继电器的应标有全称的命名。

4.凡没有接地闸刀，需要对母线桥及一次设备需临时挂接地线的，接地点必须有明确的标志并固定不变，有利于值班员检查，接地点要除去油漆。

5.站有闸刀操作把手上有间隔全称标志，10kV间隔小车开关不但在柜门上有全称标示，在小车开关本体上也要有全称标示。

6.防误装置可靠完好，紧急解锁钥匙已封存。急须使用时，必须严格执行防误解锁制度。

7.设备安装符合规程要求，动作正确可靠，接触良好，指示正确，电气、机械闭锁可靠，站有密封件要求密封良好，瓷件无损坏、裂纹。站有设备拉地正确。验收中提出的消缺项目已经处理完毕。

8.备品备件、专用工具已由基建部门向生产运行部门移交。

9.电缆排放整齐美观，固定牢固，标志齐全清晰，防火封堵良好，电缆沟内无积水，无杂物。

10.盘柜安装排列整齐，固定牢固，柜内接线整齐美观，标志清晰齐全。

11.室内外设备金属部分无锈，油漆无脱落、皱纹、痕迹，充油设备无渗漏。

12.二次回路配线正确，绝缘良好，电流回路无开路，电压回路无短路，工艺美观，方向套电缆牌正确齐全，字迹清楚。

13.站有试验和调试报告真实合格、项目齐全。

八、环境及文明生产

1.投运前站内投产区施工遗留物。

2.站内清洁整齐、无卫生死角、无杂物、无乱堆放材料，设备见本色。

3.各处各类遮栏、护栏、爬梯安装牢固，符合安全规程。

4.各类沟道盖板完好齐全。

5.消防设施齐全、可靠、有效，符合设计和规程要求，并经当地消防部门的验收通过。

6.工具、资料摆放整齐。

7.场站照明符合设计要求。

8.变电站绿化符合设计标准要求完工或已落实计划和按排。

9.办公及生活用品满足运行需要。

九、安全及管理：

1.安全工器具齐全，符合安全规程要求。

2.防止误操作的措施和装置符合规程要求。

3.具备现场运行规程、典型操作票和必须的管理制度。

4.各种记录簿册、台帐报表准备齐全。

5.运行人员配置齐全，经过必要的学习或培训，掌握新设备的基本原理和性能。能胜任本岗位，经考试合格审核批准上岗。

6.各种图纸、资料已及时移交。如缺竣工图纸和试验报告，督促基建单位及时移交。

7.有颁布的经领导批准的允许单独巡视高压设备的人员、变电值班人员、工作票签发人、工作负责人、调试发令人名单。

8.各项管理制度(岗位责任制、交接班制度、巡回检查制度、定期试验切换制度、缺陷管理制度、设备验收制度、运行分析制度、现场培训制度、消防保卫制度、防误闭锁装置管理制度。文明生产管理制度、工具材料管理制度)和各个管理规范流程图(交接班流程、设备巡视检查流程、倒闸操作流程、工作票执行流程、缺陷管理流程)已制定并为操作班每个运行人员站熟悉。

9.现场放置值班记录簿、设备验收卡、操作票、工作票可供使用。

十、工作职责：

变电站新设备的生产运行准备工作由XXx负责，XX指导和协助，并负责检查监督执行情况。变电站生产运行准备工作由XX负责落实和向上级主管部门汇报进展状况。凡是生产运行准备工作不符合要求的新设备不能随意投入运行。