110KV长美2站用变启动方案111
110kv变电站改造工程施工方案
110Kv XX变电站改造工程分四个阶段进行施工，本方案为第一阶段施工方案，主要工作是对#2主变中性点设备、＃2主变二次设备、10kVⅡ段开关柜保护面板改造及110k VⅠ段母线11PT二次回路改造、11PT避雷器改造，保护和测控方式实现微机综合自动化。
（一）工程时间：开工时间：2005年8月15日，2005年9月15日竣工投产。
（二）改造内容：1．#2主变中性点改造和1021刀闸和1020刀闸辅助接点开关更换。
1020刀闸辅助开关接点可先调试，1021刀闸因110K VⅠ段母线带电须在送电操作时进行调试（不影响操作，若调试未成功，等到第四阶段停电在进行调试）。
2．#2主变变高CT端子箱更换（站内所要更换的4个CT和1个PT 端子箱先立好，重新敷设电缆，将环网电源完善，在所有改造工程完成后再拆除旧端子箱）。
3．＃2主变保护柜旧电缆拆除，敷设电缆到新＃2主变保护屏。
4．10kVⅡ段14面柜面板改造，更换7面馈线柜、1面分段隔离柜和1面站用变柜共9组CT。
5．更换#2站用变压器。
敷设临时站用电源至老控制室新配电屏。
6．更换110kV 11PT避雷器和新上11PT端子箱；完善11PT与12PT 的并列二次回路。
（三）施工条件：#2主变及10kVⅡ段母线转为检修状态（在1021刀闸开关侧接临时地线一组，在10k VⅠ、Ⅱ段分段隔离5001刀闸靠500开关侧接临时地线一组）。
10kVⅠ、Ⅱ母线分段隔离开关1112始终保持在合闸状态，#1、#3站用变分别供电老、新电气综合楼。
（四）施工时间安排：（一）#2主变中性点设备、刀闸辅助接点改造一、简述本站目前运行方式为#2主变热备用，10kVⅡ段母线上所有设备处于备用，其他设备处于运行状态。
本次改造更换中性点的隔离刀、避雷器、放电间隙及零序CT，其中中性点隔离刀采用电动操作机构；1021刀闸和1020刀闸辅助开关更换。
二、施工时间及条件时间：2005年8月16日~8月19日条件：#2主变转为检修状态（切开102、502开关，拉开1021、1020、5022刀闸，在1021、5022刀闸靠#2主变侧各挂临时接地线一组）。
110kV贵轮变输变电工程启动投运方案(地调部分)
110kV贵轮变输变电工程启动投运方案贵阳供电局电力调度控制中心2013年11月批准：审核：编写：刘永启一、工程概况110kV贵轮变输变电工程主要内容：110kV贵轮变总降站，110kV钢轮线线路，首钢一总降间隔扩建。
设计及建设缘由：贵州轮胎股份有限公司“贵州轮胎股份有限公司年产120万条高性能载重子午线轮胎生产线异地技改项目”的用电需求，在修文县扎佐镇新建一座110kV总降站。
工程规模：贵轮变主变容量最终为4×40MVA、本期为2×12.5MVA，110kV 为单母线分段接线、户内GIS布臵，四明变送出两回110kV线路至贵轮变实现双电源供电、本次为过渡期由首钢一总降转供（110kV钢轮线线路全长4.527kM，其中架空部分4.15kM、导线型号LGJ－300/50，电缆型号YJLW03-64/110kV 1×630单芯电缆、长度3×377M，），10kV母线终期为单母线四分段接线、出线终期48回、本期为单母线分段接线出线26回，无功补偿终期终期为8×4200kvar、本期为4×4200kvar，站用变采用接地变带消弧线圈配臵、终期为4×500kVA、本期为2×500kVA。
110kV贵轮变输变电工程于2013年3月开工、于2013年11月竣工，设计单位为贵阳电力设计院有限责任公司，承建单位为贵州能通电力建设工程有限公司，监理单位为广州东宁监理有限公司，110kV贵轮变输变电工程由贵阳供电局负责组织工程验收和工程启动投运。
二、资源要求1、110kV贵轮变输变电工程启动投运方案已获批准生效，并已发送至相关各管理和运维部门；2、110kV贵轮变输变电工程启动投运方案已上报各级调度机构备案，已下发至各启动投运相关单位或部门；3、贵阳供电局所属各部门及各单位所有参与110kV贵轮变输变电工程启动投运的相关人员必须现场就位；4、首钢一总降、贵轮变当值人员必须熟悉本次启动投运进行中的“风险分析与控制措施”内容，同时做好事故预想工作和防范措施；5、110kV贵轮变通讯和调度自动化通信必须确保畅通；6、所有参与110kV贵轮变输变电工程启动投运的单位或部门相关调试、试验用设备仪器必须现场就位，并确保能够正常使用；7、110kV贵轮变的安全设施、安全装臵及个人安全工器具必须齐全，安全设施和安全装臵功能必须齐全；8、110kV贵轮变消防系统中的消防标识与消防设备一致、消防装臵功能设定齐全并运行正常；9、110kV贵轮变防误操作系统及装臵已调试完毕并确保可正常运行；10、贵阳地调与贵州轮胎股份有限公司《调度协议》已签订生效。
110KV双回路输变电工程电气施工方案
施工方案（线路工程重点难点分析及合理化建议）电气专业：本期工程是在站内不停电状态下进行扩建增加GIS间隔，电气一次、电气二次、土建等专业同时进行施工，交叉作业必须注意安全施工，并做好带电区域的安全防护工作。
在运行区域施工，施工环境窄小给设备吊装、安装工作带来了睹多的困难，新增间隔与主母线的连接需要办理停电作业受时间的限制等因数，施工时间可能会延长。
为了保证该项目达到业主的完成时间要求。
需要缜密的做好施工作业前的各项准备工作。
就新增GIS变电部分施工提出以下合理化建议：a. 在施工前认真仔细的审阅设计图纸、厂家产品文件技术要求，每分项工程做好施工前的准备工作。
b.清除运输、安装新增间隔GIS设备的障碍物，确保产品的运输、安装就位工作。
c.备足GIS设备充注的SF6气体（符合规程及产品技术要求），各种试验仪器准备就位。
d. 在施工前认真仔细的检查新增GIS间隔的基础情况是否满足产品技术文件要求。
e.申请办理开工作业票，与母线停电作业无关的电气新增施工任务抓紧完善。
1）抓紧完成出线间隔电压互感器、避雷器及相关的软导线连接施工任务。
2) 新增保护盘柜安装就位，做好电缆敷设接线的准备工作。
3）电缆敷设通道达到敷设电缆的要求4）所有电缆敷设及接线在没有停电之前全部结束（到GIS间隔上的电缆芯校线完成）f. 做好停运行母线的安全技术措施，准备相关的接地导线、隔离绝缘板、安全防护用品等。
电气专业施工工序总体安排：（主要工序和特殊工序的施工方法和施工效率估计，潜在问题的分析）本标段包括变电、线路、通信。
变电工程主要包括新增间隔GIS设备安装、电压互感器、避雷器、软导线连接、新增盘柜及电缆系统的安装工作。
线路工程主要包括铁塔的组立、导线的架设、铁塔的接地，110KV高压电缆的敷设等。
通信工程含光纤架设、光纤熔接等。
每个工程都含有关键工序，由于铁塔组立、架线环境复杂，新增GIS间隔空间狭窄等，开工先后顺序的不同，部分工序之间存在着交叉施工的矛盾，为了解决这些矛盾，保证各系统各工序的顺利施工，避免返工，必须拟订各系统主要工序间的施工流程。
110kV某某变电站2主变停电施工方案
110kV某某变电站2主变停电施工方案
一、前言
本文旨在就某某变电站2主变停电施工方案进行详细说明，确保在停电施工过程中安全可控。
二、工作范围
1.确定施工范围为某某变电站2主变停电施工区域。
2.划分不同区域，确保施工过程中影响范围最小化。
三、施工准备
1.制定详细停电计划，包括停电时间、范围、影响设备等内容。
2.安排专业人员进行施工前检查，确保设备完好无损。
3.准备必要的施工工具和设备，确保施工顺利进行。
四、施工步骤
1.施工人员按照停电计划，在规定时间内完成停电操作。
2.切断2主变供电线路，确保施工安全进行。
3.对2主变设备进行检修和维护，确保设备运行稳定。
五、施工注意事项
1.施工期间严格遵守安全操作规程，确保人员和设备安全。
2.保持施工现场整洁，避免杂物堆放造成安全隐患。
3.随时关注气象变化，确保施工不受自然因素影响。
六、施工结束
1.完成2主变停电施工后，及时恢复供电。
2.对施工区域进行清理和整理，确保不留任何安全隐患。
结语
通过本文详细介绍了110kV某某变电站2主变停电施工方案，确保施工过程安全可控，最大限度减少影响范围，保障设备正常运行。
110KV变电站应急预案
K1+478～K1+5888段左侧片石混凝土挡土墙第1部分山西省焦炭集团益达化工股份有限公司机电仪车间应急处置方案二○一○年八月110KV变电站应急处置方案一、事故类型和危害程度分析益达110KV变电站是晋中电网组成的一部分，是益达化工血管之所在，生命之依存。
如果一旦发生事故，将导致工厂不能正常生产，给人身和设备带来伤害，最重要的是可能波及晋中电网，给国家和人民带来经济损失及人身危害，因此维护电网安全稳定运行是我们的光荣使命，是国家和人民交给我们的无上职责。
事故类型一般有：进线电源消失、主变故障、10KV母线上各分支故障。
二、应急处理基本原则1、预防为主：加强对本站电力系统和设备的安全管理和巡回检查，坚持“安全第一，预防为主”常看不懈的原则，及时发现和处理设备缺陷，防止各类事故发生。
2、统一指挥：对电网突发事件实行统一指挥、组织落实、措施得力的原则，在各级领导有关机构以及地调的统一指挥协调下积极的开展对突发事件处理等各项应急工作。
3、分层分区：按照“分层分区，统一协调，各负其责”的原则，使每一回路电力用户针对本区域具体情况,制定和处理突发事件的应急预案。
4、保证重点：遵循“统一调度、保主网、保重点”的原则。
在突发事件的处理过程中，将保证晋中电网的安全第一，采取一切必要手段，限制突发事件范围扩大，在恢复供电中，优先恢复重要用户的供电，尽快恢复系统正常供电秩序。
三、组织机构及职责在以车间主管领导的统一指挥、调度下，站长、运行班长及运行人员根据地调指令积极汇报问题处理事故，尽快恢复系统正常供电秩序，同时将第一手资料如实、准确的向公司主管领导报告。
四、应急处理1、预案启动的条件1）益达I线、II线110KV线路突然停电（响应I级处理预案）2）110KV变电站主变故障（响应II级处理预案）3）10KV母线或各分支故障（响应III级处理预案）现运行方式：双林线191—110KV母线—1#主变—10KV分路190母联—2#主变—10KV分路调整为：北辛武192—110KV母线—2#主变—10KV分路190母联—1#主变—10KV分路2、处理措施（一）益达I线（双林线）线路突然停电1）如果发生在夜间，送事故照明。
110千伏xx变启动方案(1)汇编
附件商务110千伏变电站启动方案注：商务变投产时，西子变西商1D01线均需加装临时过流保护。
一、预定投产日期商务变投运：2014年2月27日二、投产设备范围（一）、商务变投运范围1.220kV西子变：（1）110kV西商1D01开关间隔（新开关已冲击、新保护）。
2.220kV暨阳变：（1）110kV阳商1006开关间隔（老开关、老保护）。
3.110kV线路：（1）阳商1006线：暨阳变至商务变（2）西商1D01线：西子变至商务变4.110kV商务变：（1）#1、2主变110kV变压器闸刀、＃1主变10kV开关间隔、＃2主变10kV独立触头、＃2主变10kVⅡ段母线开关间隔、＃2主变10kVⅢ段母线开关间隔，#1、2主变：SZ11–50000/110，有载调压，[110（1 8×1.25%）/10.5]kV。
（2）110kV阳商1006、西商1D01开关间隔、110kV桥开关间隔。
（3）110kVⅠ、Ⅱ段母线，Ⅰ、Ⅱ段母线压变；10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母线，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线压变；10kV#1母分开关间隔、10kV#1母分独立触头、10kV#2母分独立触头。
（4）10kV并容D502、并容D503、并容D518、并容D524开关间隔及电容器组（4×1000kVar）；商卓D501、和泰D504、商广D505、家湖D506、华织D509、江山D510、全宅D513、商联D514、仁爱D515、商川D516、迎宾D517、百花D519、兴都D521、唐山D523、健民D525、官路D526开关间隔及线路，备用D508、备用D511、备用D512、备用D520开关间隔；消弧D507、消弧D522开关间隔及消弧线圈。
（5）全所综合自动化装置、继电保护、直流及通讯系统。
就地VQC安装调试末结束，据12月6日协调会精神至年底完成。
三、投产前应完成的准备工作：（一）、模拟图板、现场运行规程、典型操作票、设备命名标示、通讯设备调通等运行工作准备就绪。
110kV输变电工程EPC实施方案(上传版)
110kV输变电工程EPC总承包实施方案（福建永福工程顾问有限公司王接宋）项目名称：**电化搬迁项目110kV输变电工程EPC总承包项目目录1项目概述 (1)1.1接入方案 (1)1.2建设规模 (2)1.3电气主接线： (2)1.4水文气象 (2)1.5施工用水、电、通信及交通 (3)1.6调度管理及远动信息传送 (3)1.7电能质量治理与无功补偿 (3)1.8电气总平面布置及配电装置 (3)1.9站址环境影响 (4)2控制目标 (5)2.1总体目标 (5)2.2工程质量目标 (5)2.3工程进度目标 (5)2.4项目职业健康安全管理目标 (6)2.5项目管理目标的分解 (7)2.6本工程拟创建的闪光点 (8)3管理组织 (9)3.1项目部组建 (9)3.2项目总承包组织机构 (9)3.3职责分工 (9)4安全控制 (15)4.1项目HSE方针和目标 (15)4.2项目HSE机构、职责及资源配置 (16)4.3危害识别和风险评估及其控制方法 (19)4.4个人防护用品使用计划 (22)4.5项目HSE培训计划 (24)4.6项目HSE规章制度和操作规程 (25)4.7项目HSE检查监督程序 (26)4.8事故事件报告、调查、和处理管理规定 (28)5质量控制 (29)5.1质量目标 (29)5.2质量目标保证措施 (30)6进度控制 (36)6.1工程进度总目标 (36)6.2设计供图计划 (36)6.3施工进度计划 (38)6.4目标进度计划的编制 (39)7成本控制 (54)7.1成本管理工作内容和目标 (55)7.2成本管理的主要工作范围 (55)7.3费用管理职责 (57)7.4项目费用管理计划 (58)7.5项目费用管理 (58)8现场管理 (60)8.1施工现场管理机构的组建 (60)8.2施工现场区域划分 (62)8.3施工现场文明施工管理 (62)8.4施工现场布置图 (66)9合同管理 (66)9.1合同管理目标 (66)9.2合同管理工作内容 (67)9.3合同管理措施 (69)10项目沟通和信息管理 (69)10.1沟通管理 (69)10.2信息管理 (72)10.3文件管理 (74)10.4信息安全及保密 (76)11施工承包商管理及主要施工方案 (77)11.1施工队伍的选择 (77)11.2施工部署 (77)11.3总承包项目施工现场管理组织机构 (78)11.4施工方案编制的要求和审批程序 (78)11.5主要施工方案 (79)12组织协调 (111)12.1施工准备阶段的组织协调 (111)12.2施工安排 (112)12.3设备及材料进场计划 (112)12.4施工机械配置计划表 (113)12.5人力资源管理 (115)12.6设备材料管理 (116)12.7技术管理 (117)12.8资金管理 (118)12.9本工程的主要协调管理关系 (119)13竣工验收阶段管理 (120)13.1工程验收阶段的基本构成 (120)13.2电力用户自建工程验收阶段有关的培训安排及计划 (120)13.3电力用户自建工程有关验收方式及程序 (122)14回访保修管理 (123)14.1工程质保期内服务 (123)14.2工程质保期满寿命期内的服务 (123)15项目风险管理 (123)15.1风险管理工作内容和目的 (123)15.2风险识别及对应策略 (124)15.3风险防范 (126)附件一：项目采用的标准、规范 (128)附件二：进度计划横道图（变电站） (131)附件三：进度计划横道图（线路） (131)附件四：现场施工平面布置图 (131)1项目概述福建省**电化股份有限公司搬迁工程项目已由国家发展和改革委员会以发改产业【2010】1699号文核准批复，项目建设资金为自筹和银行贷款，本次招标范围为福建省**电化股份有限公司搬迁项目110kV输变电工程EPC总承包。
110kV变电站启动方案
广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局签证页）批准：审核：专业审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局输电部签证页）批准：审核：专业审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局变电部签证页）批准：审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局计划建设部签证页）批准：审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（施工队签证页）批准：审核：专业审核：编写：目录一、工程概述 (2)二、计划启动时间 (3)三、调度命名与调度编号 (3)四、设备启动范围及主要设备参数 (3)五、启动前的准备工作 (4)六、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态 (7)七、设备启动操作顺序纲要 (9)八、启动操作步骤 (9)九、附件 (14)110千伏港口输变电工程启动方案一、工程概述1.110kV港口变电站站址位于阳江市江城区平冈镇。
2.本期在220kV漠南站扩建2个110kV出线间隔，在港口站新建容量为40MVA的双绕组有载调压变压器2台，新建10kV出线开关间隔24个，新建电容器4×4000kVar，新建站用变、接地变各两台；110kV母线结构采用单母线分段接线方式，10kV母线结构采用单母线分段接线方式（#2主变10kV侧采用双臂接线方式，2AM与2BM临时跳通，待上#3主变时解开），均设分段开关。
3.新建110kV输电线路2回，同塔双回接入220kV漠南站。
220kV漠南站110kV漠港甲线开关间隔接入原110kV漠平线开关间隔， 110kV漠平线改接新建开关间隔。
4.主变采用中山ABB变压器厂生产的40MVA三相油浸有载调压双卷变压器，110kV开关采用北京ABB公司生产的LTB145D1/B型SF6支柱式断路器，110kV隔离开关采用北京ABB公司生产的水平单断口隔离开关，10kV开关柜采用KYN-48型中置式手车式开关柜，10kV电容采用分散式电容。
110kV变电站一次、二次电气设备调试方案
梨子坪110kV变电站工程一次、二次电气设备调试方案一、工程概况1、梨子坪110KV变电站主变部分最终设计为3×40MVA，本期建设1×40MVA;三相三绕组有载调压变压器。
2、110kV为屋外HGIS配电装置，架空进线，110kV为母线单母线分段接线，本期出线2回，远期出线4回。
3、35kV线路本期2回，远期8回，采用单母线分段接线，本期上一段母线。
4、 10kV采用单母线分段接线，本期上一段母线，本期出线8回，远期出线16回。
5、无功补偿：主变压器10kV侧配置 4组4008kvar的并联电容器补偿装置，本期上2组4008kvar电容器。
二、计划安排（一）、调试计划日期2015年5月19日至2015年6月30日，并根据现场安装工程进度情况特制定下列工作程序及计划。
（二）、调试工作量三、人员组织1、结合本工程进度计划安排，设置调试负责人曾飞、安全负责人杨凤强、高压调试负责人王家纯、二次调试负责人曾飞。
人员安排见附件一：人员组织机构图。
2、人员配置及主要职责2.1 调试负责人：负责协调本工程调试工作中对甲方、监理、设计、厂家及内部的各种关系，统筹和组织调试工作。
2.2 安全负责人：负责各项调试工作中的安全监督。
2.3 高压调试、二次调试负责人：负责具体调试工作，按照作业指导书进行工作，做好试验原始记录，根据相关规程作出试验结论。
四、主要试验设备一览表五、主要试验项目及方法(一)一次设备试验1、主变压器特性试验及绝缘试验1.1、变压器电气试验必须严格按照《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》进行。
1.2、用5000V兆欧表测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数，测得值符合规范要求。
1.3、用变压器直流电阻测试仪测量变压器各分接头位置下绕组直流电阻。
1.3.1 所有分接头所在位置都应进行测量。
1.3.2 各相测得值的相互差值应小于平均值的2%，线间测得值的相互差值应小于平均值的1%。
风电110kV受电方案
目录1 编制目的2 编制依据3 设备及系统简介4 受电范围5 组织分工6 使用仪器设备7 受电应具有的条件8 受电环节9 安全注意事项1 编制目的为了疆庄风电一场110kV升压站工程的调试工作管理, 明确本次升压站受电工作的任务和各方职责, 规范程序, 使受电工作有组织、有计划、有秩序地进行, 保证升压站受电工作安全、可靠、顺利的完毕, 特制定本方案。
2 编制依据《电气设备安装工程电气设备交接实验标准》《电力系统自动装置检查条例》《继电保护和电网安全自动装置检查条例》《火电工程调整试运质量检查及评估标准(1996年版)》设计、制造技术文献3 设备及系统简介1)系统简介疆庄风电一场110kV升压站工程, 110kV设计为2条110kV出线间隔, 2台主变间隔, 2组110kVPT, 1#、2#主变共10条35kV线路, 1台所用变, 2组35kV 接地变, 2组PT, 2组SVG, 2台35kV主变进线开关； 110kV系统采用的单母线接线方式, 35kV采用的单母线接线方式。
本次启动范围: 110kV出线间隔, 110kVPT , 1#、2#主变间隔, 1#、2#主变35kV进线开关；35kV站用变, 35kVPT, 35kV出线、35kVSVG、35kV接地变, 配置情况是：110kV每条母线配置一套母线保护, 每回110kV线路配置一套微机保护装置；35kV每条母线配置一套母线保护, 35kV每回线路配置一套微机线路保护测控装置； 35kV配置相应的SVG、电抗器、所用工作变保护；监控系统配置的是综合自动化监控系统和微机五防装置, 配置远动主机屏设备, 该远动主机与微机保护、监控设备构成完整自动化监控系统, 满足哈密地区国家电网调度中心规定。
2)系统特点从保护到控制、信号及测量均采用微机装置, 自动化限度高, 操作方便, 这样对运营人员的技术素质规定相应也高。
4 受电范围疆庄风电一场110kV升压站工程升压站的初次受电范围暂按如下考虑, 最终以调度部门的调度措施为准。
110KV变电站设计
IIoKV变电站设计摘要随着工业时代的不断发展，人们对电力供应的要求越来越高，特别是供电的稳固性、可靠性和持续性。
然而电网的稳固性、可靠性和持续性往往取决于变电站的合理设计和配置。
一个典型的变电站要求变电设备运行可靠、操作灵活、经济合理、扩建方便。
出于这几方面的考虑，设计了一个降压变电站,此变电站有三个电压等级：高压侧电压为I1okV,有二回线路；中压侧电压为35kv,有七回出线；低压侧电压为IOkV,有十回出线。
本设计选择选择两台主变压器，其他设备如站用变，断路器，隔离开关，电流互感器，高压熔断器，电压互感器，无功补偿装置和继电保护装置等等也按照具体要求进行选型、设计和配置，力求做到运行可靠，操作简单、方便，经济合理，具有扩建的可能性和改变运行方式时的灵活性。
使其更加贴合实际，更具现实意义。
第一章电气主接线的设计 (3)1.1原始资料分析 (3)1.2主结线的设计 (3)1.3主变压器的选择 (6)第二章导体绝缘子套管电缆 (8)2.1母线导体选择 (8)2.2电缆选择 (9)2.3绝缘子选择 (9)2.4出线导体选择 (10)第三章配电装置 (11)第四章继电保护装置 (13)4.1变压器保护 (13)4.2母线保护 (14)4.3线路保护 (15)4.4自动装置 (15)第五章站用电系统 (17)第六章结束语 (18)4.5献 (19)第一章电气主接线的设计一、原始资料分析本设计的变电站为降压变电站,有三个电压等级：高压侧电压为∏0kv,有二回线路；中压侧电压为35kv,有七回出线。
低压侧电压为IOkV,有十回出线。
从以上资料可知本变电站为配电变电站。
二、主接线的设计配电变电站多为终端或分支变电站，降压供给附近用户或一个企业，其接线应尽可能采用断路器数目较少的接线，以节省投资和减少占地面积。
随着出线数的不同，可采用桥形、单母分段等。
低压侧采用单母线和单母线分段。
可按一下几个原则来选：1运行的可靠断路器检修时是否影响供电；设备和线路故障检修时，停电数目的多少和停电时间的长短，以及能否保证对重要用户的供电。
110kV变电站现场运行规程
110kV变电站现场运行规程目录第一章总则 (4)第二章高压设备 (11)1、主变压器（简称主变） (11)2、高压断路器（简称开关） (22)3、高压隔离开关（简称刀闸） (39)4、互感器 (44)5、高压电力电缆 (51)6、防雷与接地装置 (53)7、绝缘子、母线及引线 (55)8、35kV高压开关柜 (57)第三章站用电及低压配电装置 (62)第四章直流系统（含逆变装置） (65)第五章五防及综自装置 (70)第六章继电保护及自动装置 (74)1、一般规定 (74)2、110kV线路保护 (75)3、110kV母线保护 (85)4、 35kV母线差动保护装置 (87)5、主变微机保护 (89)6、35kV线路保护装置 (92)7、同期装置 (97)8、故障录波装置 (98)9、保护压板的配置及投退要求 (99)10、保护装置运行注意事项 (100)11、常用保护的保护范围 (101)附图A 中心站一次接线图 (103)附图B 中心站低压配置图 (104)附表一中心站消防设施配置表 (105)附表二电流互感器变比一览表 (106)勘误表 (107)第一章总则1、对本规程的有关说明1.1 为了加强变电站的安全运行管理，同时为变电站值班人员提供培训依据，根据电力部门有关规程和供电处有关规定，结合变电站现场具体情况，编制本规程。
1.2 本规程适用于矿区110kV中心变电站。
1.3 下列人员应了解和熟悉本规程：a）主管生产的处长、总工。
b）调度室主任、调度员和专职技术人员。
c）变运工区主任、工区管理人员、本站站长、技术员和值班人员。
1.4 本规程如与上级颁布的规程、规范、规定有抵触，应以上级规程、规范、规定为准。
1.5规范性引用文件DL/T969-2005 变电站运行导则国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）2009年7月第一版DL5027-93 2005年确认电力设备典型消防规程DL/T596-1996 电力设备预防性试验规程DL/T572-95 2005年确认电力变压器运行规程中华人民共和国电力工业部电力电缆运行规程 1980年5月第一版国家电网公司 110（66）kV～500kV油浸式变压器（电抗器）管理规范国家电网公司 110（66）kV～500kV互感器管理规范国家电网公司 110（66）kV～750kV避雷器管理规范国家电网公司 72.5kV及以上电压等级支柱绝缘子瓷绝缘子管理规范国家电网公司高压并联电容器管理规范商丘电力调度规程永煤供电处调度规程中心站有关图纸、厂家说明书和资料2、本站在永煤本部矿区供电网络中的作用矿区110kV中心变电站投运于1998年，是河南煤业化工集团永煤公司矿区供电系统的枢纽变电站之一。
110kv变电所施工方案
110kv变电所施工方案一、项目概述110kV变电所作为电力系统的中心节点，负责将高压电能转换成中压电能并分配至下级配电网。
本施工方案旨在确保110kV变电所的设计、施工和运行过程安全可靠，以满足电力供应的需求。
二、施工目标1. 完成110kV变电所的建设工程，保证按时交付使用。
2. 确保施工过程符合相关法规和标准，保障工作人员和环境的安全。
3. 提高110kV变电所的稳定性和运行效率，减少能源损耗。
4. 保证建设质量，提高变电所的可靠性和维护便捷性。
三、施工步骤1. 建设前期准备：a. 按照相关规范进行选址，并进行必要的环境评估。
b. 完成施工图纸的设计和审查，确保符合国家和行业标准。
c. 准备所需的材料和设备，确保供应链的稳定和质量。
d. 制定详细的工程施工计划，包括人员安排、进度控制和资源管理等。
2. 基础施工：a. 进行土地平整、挖掘基坑和地基处理等工程。
b. 完成各项基础设施的施工，包括地下电缆通道、接地装置和消防设施等。
3. 主体结构施工：a. 完成变电所建筑主体的搭建，包括主控室、运维区和变压器室等。
b. 安装主变压器和配电设备，并进行必要的调试和测试。
4. 电气工程施工：a. 完成高压设备的安装和连接，确保设备间的电气连通性。
b. 进行电力系统的接地和绝缘测试，确保安全可靠。
c. 完成配电设备的安装和布线，确保供电系统的灵活性和可扩展性。
5. 完工验收：a. 进行试运行和设备调试，确保各项设备和系统正常运行。
b. 完成安全评估和质量验收，确保变电所达到设计要求。
c. 进行竣工验收，并办理相关手续，如电力设施接入手续和许可证申领等。
四、安全措施1. 设立安全管理团队，负责制定和执行安全工作计划。
2. 加强施工现场的安全巡查和监控，确保施工人员的人身安全。
3. 提供必要的安全培训，并确保施工人员严格按照操作规程进行工作。
4. 采取防火和防雷等措施，防范天灾和意外事件对变电所的损害。
5. 建立应急预案，确保在紧急情况下的及时响应和处置能力。
110kV两线两变扩大内桥接线方式智能保护的配置
110kV两线两变扩大内桥接线方式智能保护的配置背景在电力系统中，智能保护设备的作用非常重要，其主要功能是在发生故障时，能够尽快地将事故限制在最小范围内，保护设备的安全运行。
在110kV两线两变扩大内桥接线方式的智能保护系统中，其中内桥接线方式是指110kV双线的一个母线侧，适当加装桥接元件，形成6段线，而6段线共6个断路器，每个断路器均由智能保护设备进行保护。
保护原理为实现110kV两线两变扩大内桥接线方式智能保护，首先要明确保护原理。
保护原理是以母线过压过流保护为基础，加上小电流地线电流保护及变压器短路电流保护。
如果发生过压，超过设定值，保护系统采取自动切除控制，防止过压对设备的损害。
过电流保护的方式是指对超过额定值的电流进行快速断电，防止电力系统设施发生危险或损坏。
地电流保护是指当线路出现漏电时，会引起地电流，以保护线路的安全。
短路电流保护是指当电路发生短路故障时，通过断路器的及时操作，实现对电流的快速切断，保护变压器和线路。
智能保护装置的配置在110kV两线两变扩大内桥接线方式智能保护系统中，智能保护装置的配置是关键。
智能保护装置的作用是实现对电力系统设备的在线监测和远程控制，因此，需要配置高精度的计算机和整定计算程序。
其中，母线差动保护是内桥接线形式下的首要保护，主要是采用了各种不同的电流综合技术，例如选用极限移相比较等，通过保护装置均衡输入线路中的电流，确保变电站母线全部被绝缘，减小了故障元件带电距离，提高了绝缘、可靠性和运行效果。
在保护装置的配置中，CT是必不可少的配置之一。
智能保护装置用直流电压源为CT提供励磁，通过仪器互感器分流、变比进行电流比值合成，以达到负载下测量电流的准确度。
此外，智能保护装置还配置了各种传感器，例如温度传感器、电压传感器、压力传感器等，以提高保护装置的智能化程度和可靠性。
技术要点110kV两线两变扩大内桥接线方式智能保护的配置中，需要考虑到以下技术要点：•CT的精度及精度的保持；•高效准确的故障判断和判断速度；•保护系统的防误动性能；•保护系统在线监测和故障诊断能力；•多级保护的优化及其线路谐波过滤能力；•变电站内各类额外设备的整定。
110kV双主变操作原则步骤
3.1.1.1 主变停电操作【注意事项：两台主变中压侧中性点串有一台消弧线圈，正常时一个中性点接地，一中性点不接地运行。
主变停送电或倒换时，允许暂时退出消弧线圈，禁止两台主变中性点同时投入消弧线圈。
】1. 推上主变高压侧中性点接地刀闸；2. 停用主变不接地零序保护压板；3. 断开主变低压侧开关，检查开关确已断开；4. 停用主变低压侧开关机构电源；5. 拉开主变低压侧开关两侧刀闸；6. 检查两侧刀闸确已拉开；7. 断开主变中压侧开关，检查开关确已断开；8. 停用主变中压侧开关机构电源；9. 拉开主变中压侧开关两侧刀闸；10. 检查两侧刀闸确已拉开；11. 断开主变高压侧开关，检查开关确已断开；12. 停用主变高压侧开关机构电源；13. 拉开主变高压侧开关两侧刀闸；14. 检查两侧刀闸确已拉开；15. 拉开主变高压侧中性点接地刀闸；16. 加用主变不接地零序保护压板；（停电主变中压侧中性点经消弧线圈接地时操作以下两项：拉开主变中压侧中性点接地刀闸；推上另一台运行主变中压侧中性点接地刀闸；）17. 停用主变保护跳低压侧分段开关压板；18. 断开主变保护电源开关；19. 按要求做好安全措施。
注：主变不工作时，主变保护电源开关不断开，开关机构电源不停用，主变保护跳低压侧分段开关压板不停用3.1.1.2 主变送电操作：【注意事项：两台主变中压侧中性点串有一台消弧线圈，正常时一个中性点接地，一中性点不接地运行。
主变停送电或倒换时，允许暂时退出消弧线圈，禁止两台主变中性点同时投入消弧线圈。
】1. 拆除现场安全措施；2. 检查两台主变档位符合并联运行要求（主变不并列时无需操作此项）；3. 合上主变保护电源开关；4. 检查主变保护压板按方式要求正确加用或停用；5. 推上主变高压侧中性点接地刀闸；6. 停用主变不接地零序保护压板；7. 检查主变高压侧开关确在断开位置；8. 加用主变高压侧开关机构电源；9. 推上高压侧开关两侧刀闸；10. 检查两侧刀闸确已推上；11. 合上主变高压侧开关，对主变进行充电；12. 检查开关确已合上，主变充电正常；13. 检查主变中压侧开关确在断开位置；14. 加用主变中压侧开关机构电源；15. 推上主变中压侧开关两侧刀闸；16. 合上主变中压侧开关；17. 检查开关确已合上；18. 检查主变低压侧开关确在断开位置；19. 加用主变低压侧开关机构电源；20. 推上主变低压侧开关两侧刀闸；21. 合上主变低压侧开关；22. 检查开关确已合上；23. 拉开主变高压侧中性点接地刀闸；24. 加用主变不接地零序保护压板；25. 加用主变保护跳低压侧分段开关压板。
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广东电网揭阳供电局
110kV长美输变电工程10kV5M及#2站用变
启动方案
批准:
审核:
编写:
揭阳市明利电力发展有限公司
二零一一年三月
广东电网揭阳供电局
110kV长美输变电工程10kV5M及#2站用变
启动方案
批准:
审核:
初审:
编写:
揭阳市明利电力发展有限公司
二零一一年三月
一、工程概述
1.110kV长美输变电工程的10kv5M及#2站用变工程：
（1）110kV长美变电站10kv5M 为外接电源，从10kV福田线F4R米厂路口公用电缆分接箱602开关至110kV长美10kV#5M母线。
（2）110kV长美变电站10kv5M 设备有外接电源高压电缆、10kv55PT母线设备及#2站用变压器。
2. 经过紧张有序的施工，110kV长美输变电工程的10kv5M及#2站用变工程外接电缆、开关柜、站用变现已全部安装、调试完毕，所有资料齐全并经验收签证合格，具备投运条件。
二、计划启动时间
2011年 03 月日
三、新设备调度命名及编号
1.110kV长美变电站: 10kV #5M母线PT调度编号为：55PT。
2.110kV长美变电站: #2站用变开关编号为：582。
3.其余电气设备编号详见110kV长美变电站编号图。
四、新设备启动范围及主要设备参数
启动范围
1. 110kV长美站10kV #5M母线外接电缆；YJV22-15-3X120，长度148米
2、110kV长美站10kV #5M母线及母线设备55PT。
3、110kV长美站10kV#2站用变582开关柜
4、110kV长美站10kV#2站用变压器及高压电缆
主要设备参数：
1、10kv5M母线设备开关柜：汕头正超，KYN27-12(Z)
2、10kV #5M母线外接电缆：广州吉青电缆，YJV22-15-3X120，长度148米
3、10kV#2站用变压器：广东华立通，SC9-160/10.05，160kva
3、#2站用变保护：北京四方公司，CSC-241C型微机保护。
五、启动前的准备工作
1、待投产设备安装工作已全部结束，所有待投产设备已通过质检验收签证，
具备启动条件。
2、变电站施工现场已清理，场内无杂物，符合文明生产条约。
3、高压室和控制室内外防小动物沟洞已堵塞好，经检查全部合格
4、所有相关工作均已结束，人员撤离，所有待投产设备线路及变电站工作
票均已终结，所有安全措施拆除。
5、待投运线路工频参数测试完毕，绝缘合格，相序核对正确，标示牌全部
齐备。
6、变电站运行人员记录电度表底数。
7、远动信息正确并传送至地调。
8、启动设备的交、直流电源均应正常投入。
9、#2站用变的保护定值按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。
保护完成整组传动试验正常，传动开关正常。
10、启动范围内设备二次设备CT无开路，PT无短路。
11、启动前一天，安装调试人员把新设备的安装情况向值班人员交底。
值班
人员按启动方案要求写好操作票，并模拟预演一次，确保操作正确无误。
12、投运前组织有关人员对所有待投运设备及场地进行一次全面检查。
13、启动当天测试10KV5M母线、外接电缆、#2站用变的绝缘电阻符合投运要
求。
14、启动当天，负责设备操作任务的人员为变电站值班人员，操作第一监护
人为工程施工单位人员，操作第二监护人为变电站值班人员。
15、以上各项检查合格后，由各小组负责人向启动委员会汇报，经启动委员
会批准方可进行启动。
16、风险分析及控制措施：
19、操作要求：
（1）启动前操作人员应熟悉启动方案的操作项目，准备好操作票，并配置专职的监护人员。
操作时由现场调度进行逐项下令，操作人员接到现场调度的下令后，应严格按照启动方案的要求进行操作。
（2）启动期间对设备进行测试的工作人员，工作前应做好风险分析，防止
进行设备测试时发生人身安全事故、影响设备运行的事故。
1、问题处理要求：
（1）启动期间，操作人员或工作人员发现设备存在异常或风险，应立即停止操作，报告启动组。
由启动组确认设备无异常或发现的缺陷不影响启动或辨识风险可控后，可继续操作；如设备确实存在影响启动的缺陷或辨识出的风险的控制措施不充分，则由启动组组织各专业会商，安排进行处理，处理完毕并经启动组检查合格后，可继续启动操作。
（2）启动期间，若因设备突发缺陷、运行方式等引起变化，出现原启动方案不符合的情况，应立即停止启动，报告启动组。
由启动组按照启动方案审批流程执行方案的变更审核，审核后的方案作为现场继续执行的依据,方案变更后的启动操作票除经运行操作人员、值班负责人审核无误，还须由启动组审核合格后方可执行。
2、应急要求：
（1）启动现场应具备紧急联系电话表，相关的通信设备应保持畅通。
各专业人员通信畅通。
（2）启动前启动小组应根据当前运行方式，考虑当设备出现异常时，紧急断开启动电源的操作方式。
（3）启动现场应保持紧急疏散通道的畅通。
（4）启动前工作人员应熟悉设备操作电源的位置，当需要切断设备操作电源时应能及时执行。
（5）对于故障后可能发生火灾的设备，启动前应准备好消防器具、防护用具，工作人员应熟悉消防器具、防护用具的正确使用。
（6）设备受电时所有人员应远离设备。
六、启动前有关变电站一、二设备的运行方式
1、长美站：10kV福田线F4R米厂路口公用电缆分接箱602开关在断开位置
2、长美站：10kV福田线F4R开关及线路冷备用状态，即F4R在断开位置，F4R
小车在试验位置
3、长美站：10kV #1M母线在运行状态。
4、长美站：10kV #1站用变581在运行状态，即：581开关在合闸位置、开
关小车在工作位置，581T0地刀在断开位置。
5、长美站：10kV #5M母线在冷备用状态，即：55PT刀闸小车在试验位置。
6、长美站：10kV #2站用变582在冷备用状态，即：582开关在分闸位置、
开关小车在试验位置，582T0地刀在断开位置。
7、长美站：按继保定值通知单要求投入10kV#2站用变582所有保护。
启动前长美站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置
七、启动操作程序
（一）刀闸操作；
（二）长美站10kV#5M母线启动；
（三）长美站10kV#2站用变582充电；
八、启动操作步骤
（一）刀闸操作
1、长美站：将10kV #5M母线 55PT小车推至工作位置并合上二次空气开关。
2、长美站：将10kV＃2站用变582开关小车推至工作位置。
3、长美站：将10kV福田线F4R开关小车推至工作位置
（二）长美站10kV#5M母线及其附属设备充电
4、长美站：合上10kV福田线F4R米厂路口公用电缆分接箱602开关
5、长美站：合上10kV福田线F4R开关，对长美站10kV #5M母线及55PT第一次充电，检查10kV #5M母线设备应正常。
6、长美站：检查10kV #5M母线55PT二次电压及相序，并与10kV #1M母线51PT 核相应正确。
7、长美站：断开合上10kV福田线F4R开关。
8、长美站：合上10kV福田线F4R开关，对长美站10kV #5M母线及55PT第二次充电，检查10kV #5M母线设备应正常。
9、长美站：断开10kV福田线F4R开关。
10、长美站：合上10kV福田线F4R开关，对长美站10kV #5M母线及55PT第三次充电，检查10kV #5M母线设备应正常。
（九）长美站10kV#2站用变582充电及站用交流屏ATS开关自投切试验
11、长美站：将站用交流屏ATS开关设为#1、#2站用变站用变不分主备状态。
12、长美站：合上#2站用变582开关，对#2站用变582第一次充电，检查#2站用变582充电情况。
13、长美站：检查#2站用变变低相序应正确，并与#1站用变变低核相序，相序应一致。
14、长美站：断开#2站用变582开关。
15、长美站：合上#2站用变582开关，对#2站用变582第二次充电。
16、长美站：用保护跳开#2站用变582开关。
17、长美站：在站用交流屏合上＃2站用变变低空开
18、长美站：合上#2站用变582开关，对#2站用变582第三次充电。
19、长美站：断开#1站用变581开关，站用电应转由#2站用变582供电。
20、长美站：#2站用变582带负荷测试。
21、长美站：合上#1站用变581开关。
22、长美站：断开#2站用变582开关，站用电应转由#1站用变581供电。
23、长美站：合上#2站用变582开关。
24、长美站：将ATS开关自投切设为#1站用变主供电#2站用变备有状态
、九、启动结束后的工作
1、启动工作涉及的所有变电站应检查确认已按继保定值通知单要求正确无
误投、退有关保护。
2、投产设备运行24小时后，按有关规定要求移交运行部门管理。
3、结束。
附件：110kV长美站电气一次主接线图（长美站101013）。