电气整套启动调试方案..
电气整套启动方案
河南电力建设调试所
鹤壁电厂二期扩建工程 2×300M W 机组 调试作业指导书
HTF-DQ301
目次
1 目的 (04)
2 依据 (04)
3 系统及设备简介 (04)
4 调试内容及验评标准 (08)
5 组织分工 (09)
6 使用仪器设备 (09)
7 调试应具备的条件 (09)
8 调试步骤 (11)
9 安全技术措施 (17)
10调试记录 (17)
11 附图（表） (17)
1目的
为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地顺利进行，提高调试质量，确保机组安全、稳定、经济地投入试生产运行，特制定本方案。
机组的电气专业整套启动调整试验是新建火电工程移交生产的最后一道工序，处于十分重要的地位，担负着很重要的作用。通过整套启动调试工作保证整个机组的性能指标满足设计要求。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。本方案在实施过程中的修改、变更，届时由启动验收委员会任命的启动试运总指挥决定。
2依据
2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》。2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。
2.3 《火电机组达标投产考核标准（2000年版）及其相关规定》。
2.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）。
2.5 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。
2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》。
2.7 国家及行业有关技术规范、标准。
2.8 设计、制造技术文件、资料。
2.9 相关的合同文件。
2.10 调试大纲。
3设备及系统简介
3.1 系统及设备介绍
鹤壁电厂二期扩建工程安装2台300MW机组，#3、#4机组均采用发电机—变压器线路单元组接线方式，新建220kV开关站一座。#3、#4发变组断路器之间装设中间断路器，构成内桥接线方式，增加了运行方式的灵活性。#3、#4发变组分别经Ⅲ鹤桃线、Ⅳ鹤桃线与对侧220kV桃园变电站连接。
新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、保护及自动装置等二次系统设备。220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道，单设内桥断路器保护屏一面。另在网络继电器室内设置关口表屏、远动屏、220kV故障录波屏、保护故障信息子站及安全自动装置屏。
单元机组发变组保护装置采用国电南京自动化股份有限责任公司生产的DGT-801数字式发电机变压器保护装置，双重化配置，非电量保护与模拟量保护分屏布置。#3机组保护继电器间配置一台故障录波装置，为机组提供故障或异常瞬时波形记录。
发电机至主变、高厂变采用封母连接。每台机组设置一台高压厂用工作变压器，变压器的高压侧电源由本机组发电机出口引接，低压侧分别接至两段6kV工作母线。#3、#4机组设计一台起备变作为启动备用电源，起备变的配电装置布置在一期220kV 变电站的备用间隔。主厂房内#3、#4机组6kV工作母线分为四段布置，6kV各工作段备用电源分别经共箱母线连接至启备变低压侧。 6kV各工作段配有高压厂用电源快切装置一套（PZH-1A），工作电源和备用电源之间可以进行正常操作切换和事故自动快速切换，满足了机组运行时对厂用电源的要求。
单元机组厂用配电装置及220kV开关站配电装置的测量、控制、信号全部进入机组DCS控制系统，大大提高了机组的自动化运行水平。
3.2 电气主要设备技术规范
3.2.1 发电机
发电机由东方电机股份有限公司生产，型号为QFSN-300-2-20B型，冷却方式为水、氢、氢发电机。
3.2.2 主变
主变压器由西安西电变压器有限责任公司生产，型号为SFP10-370000/220。
3.2.3 启动备用变压器
高压启备由保定天威保变电气股份有限公司生产，型号为SFFZ-40000/220。
3.2.4 高压厂用变压器
高压厂用变压器由西安西电变压器有限责任公司生产
3.2.5柴油发电机组
柴油发电机组柴油发电机由西安蓝天石化设备有限公司生产，型号XS650K型。
3.2.6 送配电装置
3.2.6 主要二次设备
4 调试内容及验评标准
4.1 调试内容
4.2 验评标准
为《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关整套启动阶段所涉及到的验评内容、标准、方法。
5 组织分工
5.1 整套启动试验应在整套试运小组的统一指挥下进行，各有关单位分工明确，职责清楚，密切合作完成整套启动的试验工作。
5.2 电气调试人员负责启动试验过程中二次设备操作的监护，试验的接线，二次回路的测量检查，记录并整理试验数据。试验工作应严格按照方案要求进行。
5.3 运行人员负责试验中的有关操作，并按代管协议进行运行设备的代管。
5.4 安装人员负责临时试验接线的安装、拆除及一次设备操作的监护，负责主要设备的巡视检查及设备缺陷的处理。
5.5 运行的当班值长负责与电网调度联系。
6 使用仪器设备
完成整套启动试运阶段的试验、试运工作须配备好以下仪器、设备。
7 调试应具备的条件
7.1 调试应具备的条件
7.1.1 发变线路组及其附属系统的一次设备已按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定试验合格并通过验收签证，具备投运条件。
7.1.2 发变线路组及厂用电系统保护按提供的定值通知单整定校验完毕，二次回路调试结束，传动试验结束并通过验收签证，具备投运条件。
7.1.3 测量仪表、变送器校验完毕，二次回路调试结束，具备投运条件。
7.1.4 励磁调节器、同期装置、故障录波器等静态试验完毕，二次回路调试结束，传
动试验结束并通过验收签证，具备动态试验条件。
7.1.5 UPS不停电电源装置工作正常，输出电压性能良好，自动切换正常，传动试验结束并通过验收签证。
7.1.6 柴油发电机系统调试完毕，处于良好备用状态。
7.1.7 厂用电快切装置静态试验完毕，传动试验结束并通过验收签证。
7.1.8 发变线路组及厂用电系统所有的控制、保护、信号回路传动正常，符合设计要求，并经验收签证。
7.1.9 所有的电气设备配电室、专用间名称编号齐全，标识清楚，危险部位应按安全规程的要求悬挂警示牌。
7.1.10 经单体试验、分系统试运检验合格，所有辅助电气设备通过验收签证，具备整套启动条件。
7.1.11 Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线220kV线路的光纤、高频通道对调试验正常，线路具备送电条件。
7.1.12 发电机辅助系统（氢、水、油系统）分系统试运完毕，具备整套启动条件。
7.1.13 锅炉、汽机及其附属系统分系统试运完毕，辅机联锁试验结束并通过验收签证，具备整套启动条件。
7.1.14 照明系统完善，事故照明及特殊照明能正常投用。
7.1.15 通讯、远动、电量远传设备调试完毕，AGC系统可以投运，满足试验、生产需要。
7.1.16 在#3机（#4机）试验区域及公用设施区域内，所有土建工作完毕，孔洞沟道盖板齐全，围拦完整，道路通畅，通风良好，现场清理干净，无关人员撤离现场。7.1.17 消防器材配备齐全，消防系统完善，并经消防部门检查合格；消防措施得力，人员到位。
7.1.18 运行人员培训上岗，熟悉运行规程，运行各部保持通讯畅通。
7.1.19 整套启动领导指挥组织完善，分工清楚，责任明确。
7.1.20 整套启动方案经有关各方充分讨论、会签，由试运总指挥批准可付诸实施。
7.1.21 质检中心站按照《火电工程整套启动前质量监督检查典型大纲》的要求进行监督检查合格，满足整套启动条件，启动委员会同意整套启动。
7.2 整套启动前的准备工作
7.2.1 从厂用6kV工作段备用间隔取临时电源，经电缆接至励磁变的高压侧，作为发电机短路、空载试验电源。临时电源的开关、保护装置（输入试验所需的定值）应经传动试验合格。用临时电源对励磁变进行3次冲击，测量并记录励磁变低压侧电压值
和相序。
7.2.2 测量下列设备的绝缘电阻应合格
（1）发电机连同出口母线、高厂变高压侧及主变低压侧。
（2）励磁变连同试验电源所用6kV开关及电缆。
（3）主变连同高压侧母线、断路器、隔离刀及CT、PT。
（以上各项用2500V兆欧表测量）
（4）可控硅整流柜及发电机转子绕组（用500V兆欧表，测量时正负极临时短接）。
7.2.3 检查发变线路组电气开关、刀闸在断开位置，并处于解备状态。
7.2.4 合上Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1甲地，在Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关与Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1甲刀闸之间导线上装设三相短路连线，短路线截面应满足主变额定电流下发热要求。
7.2.5 检查试验回路所有的操作保险、动力保险、PT保险完好，并有足够的备用。
7.2.6 检查试验回路所有的CT回路无开路，PT回路无短路。
7.2.7 检查主变、高厂变瓦斯继电器内的瓦斯气体已放净。
7.2.8 准备好测量转子交流阻抗和功率损耗的试验接线。
7.2.9 准备好发电机短路、空载试验二次接线。
7.2.10 准备好所需的录波仪器、仪表、工具、图纸资料和试验表格。
7.2.11 投入发电机定子绕组、铁芯温度、冷却水温度检测。
7.2.12 投入发变组故障录波器。
7.2.13 运行人员上岗值班，熟悉整套启动方案由调试人员进行技术交底。
7.2.14 运行单位准备好绝缘靴、绝缘手套、绝缘垫、接地线等安全防护用具。
7.2.15 施工单位已根据机组整套启动方案和措施的要求，作好临时设施，配备足够的维护检修人员，并有明确的岗位责任制，在整套试运组统一指挥下作好检修维护工作。
7.2.16 试验应由工程师及以上资格的调试人员负责，或具有调试同类容量以上机组经验的助理工程师负责，为保证试验安全和试验数据的准确性、可靠性，应组成四人以上试验小组完成试验。
8 调试步骤
8.1 发电机转子交流阻抗测试
8.1.1 在汽轮机不同转速下发电机转子绝缘电阻及交流阻抗测定：发电机转子交流阻
抗及功率损耗应在盘车状态及升速过程中测量,需测量的数据如下表所示。
注:此项试验进行时,发电机转子应彻底与励磁系统隔离。
8.1.2 试验完成后，注意及时拆除试验接线。
8.2 发电机变压器组短路试验
8.2.1 发电机的内冷水系统正常运行，内冷水质合格，汽机定速3000r/min。
8.2.2 确认Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1甲在分位，检查主变高压侧三相短路线压接可靠。
8.2.3 确认高厂变低压侧分支开关在断开位置。
8.2.3 合上Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关，断掉其操作、控制电源。合上主变中性点地刀鹤223中地（或鹤224中地），合上发电机中性点隔刀。
8.2.4 检查发电机出口及中性点PT一、二次保险完好并投入运行。
8.2.5 投入主变、高厂变冷却通风系统。
8.2.6 运行人员投入发电机断水、发电机转子接地、励磁变过流、励磁变绕组过负荷、主变瓦斯保护、主变压力释放保护、主变温度高保护、冷却器全停保护、定子对称过负荷、主变复压过流保护、热工保护、发电机过电压保护（短路试验中突然开路会造成发电机过电压）及高厂变全套的保护投入压板，所有保护出口仅投跳灭磁开关。8.2.7 调试人员拆除Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关辅助接点至励磁系统及热控DEH的接线。8.2.8 调试人员将励磁调节器设为手动方式。投入励磁系统的试验电源，合上灭磁开关，手动调节励磁,升发电机的定子电流到10%In。
8.2.9 安装人员负责巡视发电机滑环、出线CT等处有无异常，及时向试验指挥人员反映。
8.2.10 调试人员检查发变组各侧CT二次电流回路无开路，电流值、相位正确，三相平衡，指示表计、DCS上显示电流正确。
8.2.11 升发电机电流到80%In,检查发电机差动、发变组差动、主变差动及励磁变差动电流回路接线的正确性，检查励磁变过流、励磁变绕组过负荷、主变复压过流保护、定子对称过负荷、定子不对称过负荷采样正确，保护运行正常。检查完毕后，及时投入以上保护。
8.2.12 检查失磁、失步、逆功率保护电流采样正确。
8.2.13 手动调节励磁录制发变组三相稳定短路特性曲线。将曲线画在事先准备好的制造厂出厂曲线上，并进行比较，误差应在允许范围以内,录取数据如下:
8.2.14 降低励磁电流至最小，断开灭磁开关，断开Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关。
8.2.15 拆除主变高压侧短路导线，拉开Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1甲地。
8.3 发电机变压器组空载升压试验
8.3.1 发电机变压器组、高厂变冷却系统投入运行。
8.3.2 检查发电机变压器组系统的短路点已全部拆除。
8.3.3 确认Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1、Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1甲和Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1甲地均在断开位置，高厂变低压侧分支开关及刀闸在断开位置。
8.3.4 调试人员将励磁调节器设为手动方式。投入励磁系统的试验电源，合上灭磁开关，手动调节励磁, 使发电机电压升压到额定电压的30%Un左右。
8.3.5 安装配合人员检查发电机、主变、高厂变等一次系统有无异常情况。
8.3.6 手动调节励磁使发电机升压至额定值，调试人员检查保护屏、电度表屏、变送器屏、励磁调节柜、同期装置、快切装置屏、发变组故障录波屏的电压值和相序正确。
8.3.7 调试人员检查发电机过电压、失磁、匝间、定子接地、TV断线、逆功率、起停机、主变复压过流、高厂变复压过流保护的电压值采样正确，保护运行正常。
8.3.9 投入所有检查正确的保护，投入发变组全部保护，出口仅跳灭磁开关。
8.3.10 测量发电机空载额定电压下的轴电压数值。
8.3.11 手动调节励磁录制发电机变压器组上升、下降空载特性曲线(最高电压为
1.05Ue)，额定电压时核对盘表指示正确性，1.05Ue时测量PT开口三角形电压，需要录制的主要数据如下。
8.3.12 空载特性录制完成后，发电机灭磁，测量发电机定子残压和相序。测残压时应戴绝缘手套、穿绝缘鞋、站在绝缘垫上，必须断开励磁开关的合闸电源。
8.3.13 试验结束后，断开励磁变的6kV临时试验电源断路器，将断路器拉至隔离位
置。
8.4 励磁系统动态试验
8.4.1 发电机维持3000r/min稳定运行，灭磁开关解备。
8.4.2 运行人员确认励磁变的6kV临时试验电源断路器已拉至隔离位置，在6kV开关柜侧将试验电源电缆接地。
8.4.3 运行人员在发电机出口封闭母线上装设一组三相接地线。
8.4.4 安装人员拆除励磁变高压侧临时电缆并妥善放置（与励磁变保持安全距离），将励磁变高压侧连接至发电机出口封闭母线上。励磁电源由外部供电方式改为机端自并励方式。
8.4.5 运行人员拆除发电机母线上的三相接地线。
8.4.6 调试人员进行励磁调节器动态试验，运行人员注意监视电气主设备参数，不参与操作，有异常情况及时汇报值长及试验指挥人员。
8.4.7 励磁调节器动态试验内容参照《励磁系统调试方案》执行。
8.4.8 发电机空载下励磁系统动态试验完成后，灭磁开关断开备用。
8.5 发变组带线路零起升压试验
8.5.1 发变组带线路零起升压试验的条件：
Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线220kV线路分相及三相充电试验已完成，详见《220kV开关站投运方案》。Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线220kV线路已停电。发电机维持3000r/min稳定运行。
8.5.2 运行人员检查鹤内220开关、鹤内220南刀闸、鹤内220北刀闸在分位
8.5.3 运行人员合上鹤223北（鹤224南）刀闸、Ⅲ鹤桃1北（Ⅳ鹤桃1南）刀闸和Ⅲ鹤桃1甲（Ⅳ鹤桃1甲）刀闸，合上Ⅲ鹤桃1（Ⅳ鹤桃1）开关。
8.5.4 投入发变组、线路全套保护，发变组联跳汽轮机回路暂不投入。
8.5.5 运行人员将励磁调节器设为手动方式，投入励磁系统，起励完成后，手动调节励磁逐渐使发电机升压至额定。
8.5.6 测量同期点两侧母线二次电压及相序，检查同期装置的两路同期输入电压信号幅值正确，相位差符合设计要求。
8.5.7 在DCS画面上操作投入自动准同期装置，检查同期装置面板相位指示灯指在零位（同步点）。检查正常后退出同期装置。
8.5.8 对侧变电站检查线路三相电压正常，相序为正相序。
8.5.9 检查完成后汇报调度部门，听调度指令退出励磁，断开灭磁开关。断开Ⅲ鹤桃1（Ⅳ鹤桃1）开关，断开Ⅲ鹤桃1北（Ⅳ鹤桃1南）刀闸和Ⅲ鹤桃1甲（Ⅳ鹤桃1甲）刀闸。
8.5.10 申请调度部门对Ⅲ鹤桃（Ⅳ鹤桃）线送电。
8.6 发变组假同期试验
8.6.1 运行人员确认Ⅲ鹤桃1甲（Ⅳ鹤桃1甲）刀闸、Ⅲ鹤桃1北（Ⅳ鹤桃1南）刀闸及Ⅲ鹤桃1（Ⅳ鹤桃1）开关在断开位置，断掉其操作控制电源。
8.6.2 确认Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线路三相带电正常。
8.6.3 假同期并网操作前，注意通知热控专业做好措施，防止DEH误判断为发电机真并网造成汽轮机超速。
8.6.4 励磁调节器设为自动方式，起励使发电机升压至额定。
8.6.5 断开自动准同期装置的合闸回路。
8.6.6 从DCS画面操作投入同期装置，观察同期装置采样正确。
8.6.7 手动将发电机频率、电压调偏，投入同期装置的调速及调压功能，观察发电机频率或电压的变化情况。如调节过猛，出现过调现象，导致频率与电压来回在额定值上下摆动，说明调频控制系数（或调压控制系数）取值过大，可调低此项参数设置；如果发现调节过程很慢，频差或压差迟迟不能进入允许范围，则应增大调频控制系数或调压控制系数。重复以上步骤，直到调节过程既快速又平稳为止。
8.6.8 退出同期装置，恢复自动准同期装置的合闸回路接线。
8.6.9 将Ⅲ（Ⅳ）鹤桃线220kV线路1开关恢复备用。
8.6.10 完成录波器接线，将录波器置于待触发状态。录入量包括同期包络线电压、同期合闸继电器出口接点状态和Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关辅助接点状态。
8.6.11 调速系统、励磁调节设为ASS（自动准同期）控制方式，投入ASS，观察自动准同期装置动作情况。
8.6.12 Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关合上后，退出自动准同期装置。
8.6.13 分析录波资料，观察断路器合闸时刻是否与包络线电压最低点一致，若偏差较大，则调整导前时间参数，重新进行假同期试验。
8.6.14 试验完成后断开Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关，灭磁并断开灭磁开关，恢复Ⅲ（Ⅳ）鹤桃1开关辅助接点至励磁系统及DEH的接线，准备进行自动准同期并列。
8.7 发变组自动准同期并网
8.7.1 调试人员准备好同期并网试验录波接线。
8.7.2 当值值长向调度汇报：并网前电气试验已全部结束，机组已具备并网条件。8.7.3 调度同意并网请求后，开始并网操作。
8.7.4 检查发变组、线路全套保护投入，发变组联跳汽轮机回路暂不投入。
8.7.5 运行人员合上Ⅲ鹤桃1北（Ⅳ鹤桃1南）刀闸及Ⅲ鹤桃1甲（Ⅳ鹤桃1甲）刀闸，Ⅲ鹤桃1（Ⅳ鹤桃1）开关恢复备用，将发电机-变压器组零起升压至额定。
8.7.6 发变组系统无异常后投入ASS装置，由ASS自动完成同期并网操作。
8.7.7 并网后，运行人员马上接带少量无功及有功负荷，维持机组稳定运行。
8.7.8 调试人员对发变组方向性保护、阻抗保护、线路差动保护进行带负荷检查，检查确认发变线路组系统各电气计量、测量表计及测点正确。
8.8 发电机带负荷励磁调节器试验
8.8.1 机组首次并网后带30MW 有功负荷稳定运行，调试人员进行发电机励磁调节器带负荷试验。运行人员注意监视电气主设备参数，不参与操作，有异常情况及时汇报值长及试验指挥人员。就地试验人员应时刻与集控指挥人员保持联系。
8.8.2 并网后励磁调节器试验内容参照《励磁系统调试方案》执行。
8.9 发变线路组带负荷调试
8.9.1 在不同负荷下，巡检并记录发电机、主变压器、高厂变、励磁变、整流柜等主要设备各部位的温度变化。
8.9.2 记录发变组额定工况下各参数。
8.9.3 对发变线路组保护进行带负荷试验检查，整定定子接地三次谐波保护定值。8.9.4 对主变、高厂变进行试运检查。
8.9.5 对电气保护装置及仪表进行检查。
8.9.6 测量并记录发电机在空载及带负荷情况下的轴电压数值。
8.9.7 机组首次解列时，关闭汽机主汽门，由逆功率保护完成发电机的解列灭磁，考察程跳逆功率保护是否可靠动作。
8.9.8 以上调试项目内容具体参照《发-变线路组系统调试方案》执行。
8.9.9 配合汽机专业完成甩负荷试验，具体参见《汽机甩负荷试验方案》。
8.10 高压厂用电源核相及切换试验
8.10.1 机组并网后，高备变带厂用电运行，切换厂用电前应先进行高压厂用电源与备用电源的一次核相检查，确认6kV工作段两路电源同相，具备厂用电源切换条件。8.10.2 机组带100MW左右负荷稳定运行，准备高压厂用电源切换试验。
8.10.3 运行人员利用快切装置完成厂用电源的并联切换，6kV两工作段的切换应分别进行。
8.10.4 厂用电全部切换至高厂变运行后，检查发变组差动、高厂变差动保护无异常后投入发变组差动、高厂变差动保护。检查高厂变过流保护及分支过流保护采样正确、工作正常，检查高厂变测量、计量表计及测点应正常。
8.10.5 趁机组计划停机时安排进行模拟事故状态下高压备用电源自投试验，计算事故状态下切换时厂用电的断流时间，考察备自投功能是否满足要求。
8.10.6 本项试验详细步骤应参照《厂用电核相及切换试验方案》执行。
8.11 机组168h整套满负荷电气试运
8.11.1 密切监视及记录发电机、主变压器、高厂变、励磁变等主要设备各部位的温度变化。
8.11.2 对所有电气测量仪表进行监视和记录。
8.11.3 对保护、自动装置的运行和投退作详细记录、统计。
8.11.4 对励磁调节器进行监视和记录。
8.11.5 对168h满负荷试运指标（电气自动投入率、保护投入率、全部电气仪表投入率、厂用电率等）进行统计。
9 安全技术措施
9.1 启动试验时，应密切注意发电机各参数表计，尤其是发电机定子线棒和铁芯温度、内冷水温度等，若有异常，应立即停止试验。
9.2 试验期间CT回路严禁开路，PT回路严禁短路。
9.3 励磁变试验电缆在试验结束拆除后，应注意做好安措，拉出6kV开关小车。
9.4 试验应由两人以上人员完成，应作好安全监护措施。
9.5 巡检人员要保证与集控运行人员保持通讯畅通，发现异常及时汇报。
9.6 甩负荷试验时，应采取必要措施防止发电机过电压。
9.7 按照《电气反事故措施》的要求逐条做好反事故措施，并进行事故预想，做好充
分的事故处理准备。
9.8 方案中与电网有关的操作步骤届时应以调度措施为准。
10 调试记录
试验结束后，试验人员应认真整理试验记录，分析试验数据，编制调试报告，对
试验结果作出评价。
11 附图（表）
附图一：220kV开关站主接线图
附表一：整套试验前检查验收单
附表二：试验中临时措施恢复清单
附表三：调试文件修改登记表
附表四：调试文件修改通知单
附图一： 220kV开关站主接线图
IV鹤桃线III鹤桃线
附表一：整套试验前检查验收单