kV变电站主变压器启动送电方案
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送电方案
目录1、概述-----------------------------------------------------------------------------------------2/142、送电具备条件----------------------------------------------------------------------------2/143、送电程序----------------------------------------------------------------------------------2/144、送电前的检查----------------------------------------------------------------------------3/14 4.1、110KVGIS室的检查------------------------------------------------------------------3/14 4.2、主变的检查-----------------------------------------------------------------------------5/14 4.3、10配电室的检查----------------------------------------------------------------------5/14 4.4、站用变的检查--------------------------------------------------------------------------6/14 4.5、400V配电室的检查-------------------------------------------------------------------6/14 4.6、保护控制的检查-----------------------------------------------------------------------7/144.7、各开关刀闸的分合试验--------------------------------------------------------------7/145、送电步骤----------------------------------------------------------------------------------9/14 5.1、铜业1#线充电--------------------------------------------------------------------------9/14 5.2、铜业2#线充电--------------------------------------------------------------------------9/14 5.3、110KV母线充电----------------------------------------------------------------------10/14 5.4、110KV母联备投试验----------------------------------------------------------------10/14 5.5、主变冲击试验及10KV母线送电-------------------------------------------------10/14 5.6、10KV母联备投试验-----------------------------------------------------------------12/14 5.7、中性点接地刀闸投入----------------------------------------------------------------12/14 5.8、站用变冲击试验----------------------------------------------------------------------12/145.9、电容器的投用-------------------------------------------------------------------------13/146、其他情况---------------------------------------------------------------------------------13/14 6.1、10KV出线送电-----------------------------------------------------------------------13/146.2、接地变投用----------------------------------------------------------------------------13/147、组织分工---------------------------------------------------------------------------------13/148、时间----------------------------------------------------------------------------------------13/141、概述：内蒙古太西媒集团金昌鑫华焦化有限公司110KV 变电站本期为二台110KV/10KV 主变与系统联络，110KV 采用两回路供电，110KV 母线分段运行。
35kV站启动方案
天津金伟晖生物石油化工有限公司35kV变电站启动方案批准：审核：编制：滨海供电公司2010年10月18日天津金伟晖公司35kV变电站启动方案1、概述天津金伟晖公司35kV变电站位于天津市大港区石化产业园区内，系统设计总容量为25000kVA（35/0.4kV）.本次启动为电源线路和站内全部设备。
本站采用双电源供电，引自金源路110kV 站35kV母线侧312间隔和324间隔。
2、启动范围：2.1金源路110kV站35kV侧312、324（源晖1#线、源晖2#线）。
（滨海调度负责）2.2311、311-2、312、312-2。
2.334-9、35-9、345、345-5、301-0、302-0。
2.41#变压器。
2.52#变压器。
2.6201、202、24-9、25-9、245、245-5。
3、启动时间：计划于2010年10月29日，天津金伟晖公司35kV变电站线路及1#、2#变压器充电运行。
4、启动小组：客服中心：大港分公司：调度科：营销科：送变电公司：金伟晖公司：5、启动步骤5.1启动前检查5.1.1确定启动范围内所有地线、短路线均已拆除、所有接地刀闸在断开位置。
5.1.2确定启动范围内所有设备、线缆绝缘正常。
5.1.3 确定启动范围内调度编号标示和设备全部正确。
5.1.4确定所有PT一次、二次保险熔管完好。
5.1.5确定启动范围内所有开关、刀闸（含接地刀闸）均在断开位置。
手车在拉开位置，现场地线已拆除。
5.1.6 核对所有启动范围内设备所有开关保护定值按电业部门计算的定值单整定完毕并按要求投入相关保护。
5.1.7 确定所有启动范围内软、硬保护压板位置正确。
5.1.8 确定35kV、10kV母联备自投控制开关在退出位置。
5.1.9 确定所有启动范围内综合保护微机显示和操作正确、正常。
5.1.10 确定所有直流操作系统工作正常。
5.1.11 核对1#、2#主变分接开关在正确位置。
5.1.12 确定站内所有设备保护通讯与上级站通讯显示正常。
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)。
35KV变电站送电措施
一、工程概况：（一）工程设计:该站设计规模：35KV进线1回路，主变容量10000KVA；10KV保安电源1回路。
10KV系统为单母线分段接线，10KV出线14回路，10KV电容补偿2回路，消谐回路2回路，保证了供电的安全可靠及经济运行。
现有1台主变为有载调节变压器，35KV及10KV高压开关均为真空断路器，35KV及10KV开关柜均采用微机综合保护装置。
（二）我矿现有负荷由矿区内10KV临时变电所供电，该电源来自彭集35KV 变电站。
该临时变电所内高压柜为我矿35KV变电站10KV二段高压柜。
（三）电气主接线系统图。
（附图）二、编制方案依据：1、《电气建设施工、验收及质量验评标准汇编2、《火电施工质量检验及评定规范》3、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150---914、《电力建设安全操作规程》5、山东省济南冶金设计院股份有限公司设计图纸、设备出厂技术资料。
6、山东盛鑫矿业有限公司35KV变电站一次系统接线图。
三、送电方案及范围：1、由李楼220KV变电站35KV侧出线送电至山东盛鑫矿业有限公司35KV变电站35KV进线柜35KV母线。
2、1#主变。
3、10KVⅠ段母线。
四、送电前应具备的条件：㈠按照施工图纸及技术资料安装完毕并根据施工及验收规范检查合格。
㈡各种安装、检查及记录、调试、试验及记录合格，记录资料齐全。
㈢送电方案审批通过，并向送电人员进行技术交底。
㈣送电用的专用工具、防护用品、警告牌类及记录表格准备齐全。
㈤有关一、二次设备编号清楚、正确，安全标志明显齐全，所有电气设备接地良好，孔洞封堵完毕，凡送电区域必须挂警示牌。
㈥所有一、二次设备必须进行操作传动试验检查完毕，所有保护装置按定值整定并校验完毕。
㈦设置好足够防火用品及用具并组织好消防人员及车辆等。
㈧通讯工具应满足送电的要求，要配备通讯电话。
㈨操作值班人员应上岗，按时作好记录。
五、送电组织和领导：为了使送电工作顺利进行，组织一个强有力的领导班子，现场组织协调送电工作，做好送电前的各项准备及检查督促工作，督促参加送电试运人员按方案进行，做好必要的安全措施，确保送电试运一次成功。
220kv变电站送电方案
220kv变电站送电方案[正文]220kV变电站送电方案一、背景随着电力需求的增长和城市建设的不断扩张，电力供应的稳定性成为保障工业生产和市民生活的重要因素。
220kV变电站作为电力系统的重要组成部分，起到将高压电能转变为适用于输配电系统的低压电能的作用。
在设计220kV变电站送电方案时，需要考虑诸多因素，以确保电力供应的可靠性和稳定性。
二、需求分析1. 电力供应需求：确保变电站能够满足工业、商业和居民区等不同用电需求，提供稳定可靠的电力供应。
2. 安全性要求：确保变电站的设备运行安全可靠，避免火灾、短路等安全事故的发生。
3. 经济性要求：在保证供电可靠性的前提下，尽量减少设备运行成本和低效能耗。
4. 可持续性要求：结合当地环境特点，利用可再生能源和环保技术，减少对环境的影响。
三、方案设计基于以上需求分析，设计一个高效稳定的220kV变电站送电方案如下：1. 输电线路规划：根据实际情况和需求，确定合适的输电线路路径和走向，并考虑线路长度、载流量等因素。
同时，应优先选择耐候性好、绝缘性能优异的输电材料和设备，以提高线路的稳定性和可靠性。
2. 变压器选择：选择合适的变压器类型和容量，确保变压器能够满足电力需求，并具备良好的电压调节和能耗控制能力。
3. 保护装置设计：根据变电站的规模和设备情况，设计合理的保护装置，包括过电压保护、接地保护、差动保护等，以确保设备安全可靠运行，提高电力供应的稳定性。
4. 自动化控制系统：引入现代自动化控制技术，建立完善的监控系统和远程控制系统，实现对变电站设备的智能化管理和运维，提高供电可靠性和安全性。
5. 可再生能源利用：结合当地资源特点和环境保护要求，考虑将可再生能源（如太阳能、风能等）应用于变电站的供电系统中，以提高能源利用效率，并减少对传统能源的依赖。
6. 能源储备：设计合理的能源储备装置，如备用电池组或发电机组等，以应对突发情况和电力需求高峰期，确保持续供电。
35kv变电站变压器送电方案
水系统2#变电所变压器送电方案水系统2#变电所1＃、2＃变压器安装完毕，低压配电柜安装完毕、10KV电缆敷设完毕、接地系统安装完毕、电气试验已做合格并已具备送电条件：一.送电前检查1.水系统2#变电所1＃变测绝缘合格；2.水系统2#变电所1＃变高压侧电缆测绝缘合格；3.水系统2#变电所2＃变测绝缘合格；4.水系统2#变电所2＃变高压侧电缆测绝缘合格；5.检查低压母线两路并联，相序一致；二、水系统2#变电站1＃变2＃变送电1.水系统2#变电所1＃变2＃变拆除一切安全保护措施及临时地线；2.检查低压1＃进线柜AP1，35KV2#变电站1AH4开关在分闸位置；3.检查低压2＃进线柜AP2，35KV2#变电站2AH14开关在分闸位置；4.由35KV2#变电站10KV配电室，合上水系统2#变电所1＃变1AH4开关，并做三次合闸冲击试验（每次间隔5分钟），检查变压器运行正常，低压侧三相电压正常；5.由35KV2#变电站10KV配电室合上水系统2#变电所2＃变2AH14开关，并做三次合闸冲击试验（每次间隔5分钟），检查变压器运行正常，低压侧三相电压正常。
6.在1＃变、2＃变低压侧核相正确；7.检查低压配电柜所有负荷开关均在分闸位置；8.合上水系统2#变电所1段AP1进线开关检查低压盘正常；9.分开水系统2#变电所1段AP1进线开关；10.合上水系统2#变电所2段AP2进线开关检查低压盘正常；11.水系统2#变电所1＃变、2＃变送电结束；12.送电后1＃变工作，2＃变热备用；三、送电操作人员1. 35KV2#变电站10KV配电室监理单位：监护人：岳虎明操作人：王洪河2. 水系统2#变电所监理单位：李保成监护人：王红坤操作人：王鹏3.送电负责人：四、水系统2#变电所变压器室送电验收人员建设单位：樊志明史红霞监理单位：李保成施工单位：五、送电时间由业主组织送电，送电时间由业主通知。
中化六建新疆广汇项目部2011年 6 月24 日。
110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求
110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求内容预览一、内容提示这一讲主要介绍1G430000电力工程法规及其相关知识的1G432000电力工程施工质量验收规范的相关内容二、重点难点110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求；《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机组篇)的相关内容；《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇)的相关内容。
三、大纲要求掌握110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求；掌握《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机组篇)的相关内容；掌握《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇)的相关内容；熟悉《建筑工程施工质量验收统一标准》的相关内容；四、内容讲解1G432000 电力工程施工质量验收规范的相关内容1G432010 掌握110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求1G432011 启动验收工作的组织(1)启动验收委员会(2)启动试运指挥组的组成和职责启动试运指挥组的主要职责：组织有关单位编制启动调试大纲、方案，按照启委会审定的启动和系统调试方案负责工程启动、调试工作；对系统调试和试运中的安全、质量、进度全面负责。
启动试运指挥组根据工作需要下设调度组、系统调试组、工程配合组，分别负责调度操作、系统调试测试、提出测试报告、在启动前和启动期间进行工程检查和安全设施装置检查、巡视抢修、现场安全等工作。
启动试运指挥组在工作完成后向启动验收委员会报告，并负责出具调试报告。
(3)工程验收检查组的组成和职责工程验收检查组的主要职责：核查工程质量的预检查报告，组织各专业验收检查，听取各专业验收检查组的验收检查情况汇报，审查验收检查报告，责成有关部门消除缺陷并进行复查和验收；确认工程是否符合设计和验收规范要求，是否具备试运行及系统调试条件，核查工程质量监督部门的监督报告，提出工程质量评价的意见，归口协调并监督工程移交和备品备件、专用工器具、工程资料的移交。
110kv变压器送电方案
110kV变压器送电方案引言110kV变压器是电网输电系统的关键设备之一，负责将高压输电线路输入的电能进行变压、分配以及维持稳定的功率输出。
本文将介绍110kV变压器的送电方案，包括配电网络设计、输电线路的选择、变压器的布置等内容。
1. 配电网络设计为了保证110kV变压器的稳定运行以及电能的可靠供应，需要设计合理的配电网络。
配电网络设计的关键包括变电站的选址、电缆和绝缘子的选择、维护以及保护装置的设置等。
1.1 变电站选址变电站的选址应考虑以下因素：•电源地和负荷地之间的距离•地形与交通条件•周围环境因素对变电站运行的影响1.2 电缆和绝缘子选择在110kV变压器送电方案中，选择高质量的电缆和绝缘子对于输电线路的可靠性至关重要。
应根据电流负荷和电压等级来选择适当的电缆和绝缘子。
1.3 维护和保护装置为了保证变压器的安全运行，需要设置合适的维护和保护装置，包括温度、气体、油位等监测装置以及过载、短路保护装置。
2. 输电线路选择110kV变压器的送电方案需要选择合适的输电线路，以将电能从变压器传输到负荷地。
2.1 输电线路类型常见的输电线路类型包括架空线路和地下电缆线路。
选择合适的输电线路类型需要考虑以下因素：•环境影响•负荷情况•经济性和可靠性2.2 输电线路敷设方式架空线路的敷设方式包括电杆和塔架，地下电缆线路的敷设方式则需要考虑地下管道的敷设情况。
在选择敷设方式时应综合考虑成本、地形和环境等因素。
2.3 输电线路的电缆选择选择合适的电缆对于输电线路的可靠性有重要影响。
应根据电流负荷、环境因素和线路长度等来选择合适的电缆型号。
3. 变压器布置110kV变压器的布置需要考虑以下几个方面：3.1 变压器容量根据负荷需求和供电范围确定变压器的容量。
应合理配置变压器容量，以保证变压器不过载。
3.2 变压器的布局变压器的布局应考虑维护和安全性，同时要满足空间的需求。
3.3 变压器的冷却方式根据变压器的容量和周围环境温度选择合适的冷却方式，常见的冷却方式包括自然风冷却和强迫风冷却。
110kv变压器送电方案
110kv变压器送电方案110kV变压器是电力系统中常见的高压设备，它扮演着电能传输和分配的重要角色。
在送电方案中，针对110kV变压器的选址、设备配置和运行参数等方面都需要进行充分考虑，以确保电网的稳定和安全运行。
本文将针对110kV变压器送电方案进行详细阐述，从选址、设备配置和运行参数三个方面进行分析。
1. 选址方案110kV变压器的选址是送电方案中的首要环节，它直接关系到电网的供电范围和负荷能力。
一般而言，110kV变压器应选址于靠近负荷中心的地区，以减少输电线路的损耗和成本。
同时，选址还需要考虑环境因素，包括气候条件、土壤稳定性、地形地貌等。
在选址过程中，需要进行多方位的勘察和评估，确保选址符合电力系统的要求，并满足相关法规和标准。
2. 设备配置方案110kV变压器的设备配置方案包括变压器的数量、容量和型号等。
首先，需要根据负荷需求和系统规模确定变压器的数量，以满足电网的供电需求。
其次，根据负荷的特点和变电站的要求选择适合的变压器容量，同时考虑到备用容量的设置，以应对突发负荷的情况。
最后，根据转变电压的要求选择适合的变压器型号，确保变电站的运行效率和可靠性。
在设备配置方案中，还需要考虑变压器的防雷、抗干扰等功能，以提高设备的抗灾能力和稳定性。
3. 运行参数方案110kV变压器的运行参数方案包括变压器的额定电压、额定容量和负荷率等。
首先，需要根据系统电压等级确定变压器的额定电压，以确保变压器与电网的匹配性。
其次，根据系统负荷需求和电网规模确定变压器的额定容量，以确保变压器在正常工作范围内。
最后，根据实际负荷情况和变压器的负荷特性设置合理的负荷率，以避免过载和过负荷的情况发生。
在运行参数方案中，还需要考虑变压器的温度、湿度等环境因素，以保证设备的正常运行和寿命。
综上所述，110kV变压器送电方案涉及选址、设备配置和运行参数三个方面。
在制定该方案时，需要充分考虑电力系统的要求和标准，同时结合实际情况进行合理选择。
kV变电站主变压器启动送电方案
编号：110kV#3主变扩建工程#3主变压器启动送电方案编制单位：110kV#3主变扩建工程#3主变压器启动送电方案批准（启委会）调度机构（省中调）批准：审核：运行单位（）批准：审核：建设单位（）批准：审核：编制单位（）批准：审核：编制：印发： 110kV变电站#3主变扩建工程启动委员会海南电网电力调度控制中心，供电局送达：海口地调调度台、110kV滨海站、福建宏闽工程监理有限公司、郑州祥和集团电气安装有限公司目录一、工程概况 (1)二、启动范围 (1)三、启动组织指挥关系 (2)四、启动前应具备的条件 (4)五、启动前系统运行方式 (5)六、启动前变电站运行方式 (5)七、安全措施 (6)八、启动试验项目及操作顺序纲要 (7)九、启动步骤 (7)十、收尾工作 (13)十一、附件 (14)一、工程概况1、建设规模：本期为海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程，主要工程量为：安装1×50MVA主变压器1台、中性点隔离开关1组、110kV中性点避雷器1台、10kV氧化锌避雷器3台、绝缘铜管母线75米、中性点电流互感器1台、支柱绝缘子1支；安装10kV进线开关柜1面、10kV馈线开关柜4面、10kV电容器开关柜1面、10kV消弧线圈开关柜1面、封闭母线桥10米、电力电容器组1组、串联电抗器3台、接地变消弧线圈成套装置1套；安装#3主变保护屏1面、#3主变测控屏1面、10kV分段备自投屏1面、10kV消弧线圈控制屏1面、#3主变电度表屏1面；安装10kV电缆150米、控制电缆5200米。
2、电气主接线方式：110kV采用单母线分段接线方式。
10kV采用三分段母线接线方式。
110kV配电装置采用户内GIS布置方式。
3、保护设备采用南京南瑞继保工程技术有限公司产品，主要保护设备。
二、启动范围(一)启动范围1、#3主变压器；2、10kV III段母线；3、#3接地变消弧线圈成套装置。
4、#3电容器组。
110KV变电站启动送电方案
110KV华星变电站启动送电方案一、启动时间二00七年月日时分二、启动范围县调冲击：110XV519和乌线华星变丁接段、进线5』9开关；现场冲击：2.noXV I段母线及压变、#1主变及三侧开关、35灯、wXV母线（含压变、所变、电容器等）及以下设备。
三、启动前相关方式和城变：西和5丄4线运行带全所负荷，5M和乌线在检修；乌江变：5992古乌线运行带全所负荷，5丄9和乌线在检修。
四、启动前准备1.lioXV华星变全部设备保护按相应定值单调整并按要求投入。
2.核对华星变设备（包括出线）均在冷备用状态。
五、启动冲击华星变调度联系人（相关负责人）向县调汇报：noxy和乌线华星变丁接段、nojcy 华星变所有设备经安装、调试、验收合格，具备启动送电条件，且上述设备均在冷备用状态。
第一部分：县调冲击（县调报地调）乌江变：K 529和乌线山检修转冷备用；和城变：2、5^9和乌线山检修转冷备用；华星变：3、合上5丄92刀闸；4、合上5M开关；和城变：5、停用5丄9开关重合闸；6、将519开关曲冷备用转热备用；7、用529开关对线路冲击3次（冲击设备：华星变丁接段、进线529开关）；第二部分：现场冲击lioXV部分：1.拉开5丄9开关；2.合上529】刀闸;3.将lioxy压变由冷备用转运行（合上5015刀闸及低压侧保险）；4-合上5011刀闸；5-合上501 JF关；6.用5】9开关对母线设备冲击3次（冲击设备：noXV母线及压变、501开关）；监视noXV母线电压；7.拉开502开关；8.合上5012刀闸；9・合上5O】o中性点接地刀闸；10.529开关复压过流1【段由人2秒调至0.5秒；502开关复压过流II段由1.2（1.5）秒调至0.5（0.8）秒；11，用501开关对# I主变冲击5次并拉开（每次间隔时间5分钟）;监视主变冲击电流及声音；12.将3。
1、1O1 JI'关由冷备用转热备用；巧.合上501开关；24•拉开5010中性点接地刀闸；35灯:15-将35XV压变由冷备用转运行（合上3015刀闸及低压侧保险）；”•将303开关2#所用变由冷备用转运行；27•将3。
220kV、变电工程送电方案
220kV***、变电工程送电方案1 概述220kV***变电工程已施工完毕，经启动验收委员会验收通过后，定于2011年6月×日送电。
2 工程概况2.1 220kV**地变电站本期新建220kVⅠ、Ⅱ母母线，母联断路器（2250）。
220kV**线（2306）间隔；220kV**线（2305）间隔；220kV***线（2303）间隔。
220kV#1、#2主变，型号：SFSZ11-180000/220W3；容量：180/180/90MVA；电压比：220±8×1.25%/121/38.5kV；接线组别：YN,yn0,d11；阻抗电压：U12=13%，U13=23%，U23=8%。
110kV Ⅰ、Ⅱ母母线，母联断路器（1150）。
110kV野农线（1912）、备用一线（11W1）、备用二线（11W2）、备用三线（11W3）、野北线（1916）出线间隔。
35kV Ⅰ、Ⅱ母母线及其断路器（3550），接于Ⅰ母的35kV#1电容器、#2电容器、#3电容器，接于Ⅱ母的35kV#4电容器、#5电容器、#6电容器，容量均为12MVar；接于Ⅰ母的备用一线（3579）、备用二线（3581）出线间隔。
2.2 石河子东变电站本期将220kV***线（2101）间隔更改为220kV**线（2303）间隔。
2.3***变电站本期将220kV**线（2101）间隔更改为220kV**线（2306）间隔。
2.4 220kV**变电站本期新建220kV**线（2305）间隔。
2.5 线路本期破口原220kV**线，形成220kV**线，导线型号LGJ-400，长度108km；220kV**线，导线型号LGJ-400，长度68km。
本期新建220kV**线，导线型号2×LGJ-300，长度150km。
（非实测）。
3 调管及送电范围3.1 220kV下野地变电站调管范围3.1.1 新疆电力调度通信中心（省调）调管范围220kV下野地变电站#1、#2主变压器(包括各侧断路器、隔离开关、主变中性点接地刀闸)；220kV母线及其断路器、隔离开关；220kV 所有出线及其断路器、隔离开关、线路侧接地刀闸；35kV无功补偿装置及其断路器、隔离开关。
10KV变电站调试及送电方案
10KV变电站调试及送电方案一、工程概况10KV变电站Ⅰ段、Ⅱ段进线电源分别来自区域变电站。
10KV设备选用开关有限公司生产的三相交流绝缘金属铠装封闭式开关柜，设备比较先进。
保护分别设有：电动机反时限过流保护、过流保护、速断保护、欠压保护、零序保护、备自投保护。
二、调试工艺程序（如图一）三、操作方法1、记录电器名牌资料⑴记录设备型号、功率、额定电压、额定电流、短路阻抗、接线组别、变压比。
⑵记录电力电缆型号和规格。
⑶记录真空开关的型号和最大分断电流。
⑷记录互感器的型号、额定电压或电流和变比。
⑸记录电抗器和消弧线圈的型号和额定电压。
（6）检查电气设备是否与设计原理及型号相符。
（按设计图纸资料核对元件与设备的型号、规格及接线原理应正确无误）。
（7）设备各项整定值按甲方要求以设计图纸为准。
（8）检查导线截面和控制线路连接，二者均应符合设计要求，检查各连接处的接触情况保证接触良好。
（9）各种接地系统及其接地电阻值应符合设计要求。
（10）试车前所有系统保护装置应按设计值整定完毕，其保护、操作与控制系统以及事故报警、显示和信号系统应该模拟试验确认正确可靠。
2．10kV母线⑴测量绝缘电阻用2500V兆欧表测量母线绝缘电阻⑵交流耐压实验用交流耐压器进行交流耐压实验3油浸式变压器⑴测量绕组连同套管的直流电阻测量应在各分接头的所有位置上进行⑵测量所有分接头的变压比用变比电桥测量所有分接头的变压比⑶检查接线组别和极性用变比电桥检查接线组别和极性⑷绝缘油试验进行电气强度试验⑸检查瓦斯继电器和温度继电器动作特性瓦斯继电器按动试验按钮检查瓦斯动作信号。
检验温度继电器设定值。
将热电偶放入水中，将水加热至略高于设定值，待水温度稳定后，将温度继电器按设定值设定，温度继电器动作。
⑹绕组连同套管的交流耐压试验选择试验电压和容量适合的交流耐压器进行耐压试验。
4真空断路器⑴测量绝缘电阻用2500兆欧表测量。
⑵测量主触头的接触电阻用双电桥测量主触头的接触电阻。
10kv变电站送电方案
10KV变电站送电方案1. 简述1.1本方案为工程项目中，由我方负责施工的变电所进行受电工作所编制。
本次方案涉及到的变电所为：1#变电所、2#变电所。
本方案根据供电系统的要求,并参考国家现行的相关行业标准规范《电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150—2016》以及设备厂家提供的产品技术文件编制而成。
1.2送电范围：1#变电所：10KV高压柜20台、2000kva 10KV干变8台、低压柜125台。
2#变电所：10KV高压柜18台、2000kva 10KV干变6台、低压柜121台。
1.3编制依据1、《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-20162、《继电保护及电网安全自动装置检验规程》DL/T 995-20063、《国家电网公司电力安全工作规程(变电部分) 》GB26860-20134、《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GB50147-2010;5、《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148-20106、《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149-2010;7、《石油化工电气工程施工质量验收规范》SH 3552-2013;8、设计技术信息及要求;9、供货方随机技术文件;10、业主提供的电气设备设定参数及其技术质量要求.2. 受电前的检查及准备工作2.1 设备试验合格，并有试验报告。
2.2 高压各设备试验合格并有试验报告。
2.3 高压进线柜保护定值已按设计定值输入及设备试验合格并有试验报告。
2.4 高压进线柜、开关柜小车处在实验位置，0.4kV低压配电柜所有抽屉分支断路器均在断开位置。
2.5 检查PT保险是否完好，合闸电源是否完好。
2.6 检查直流屏合闸小母线、控制小母线电压，应保证正常。
2.7 送电前对线路电缆，高压母线、低压母线、变压器进行绝缘测试，高压电阻测试不得低于500兆欧，低压不得低于0.5兆欧，相序检查并合格。
110kV变电站启动试运行方案
九、启动试运行内容及步骤
（一）．启动前现场准备和设备检查
由启动试运指挥组长下令，现场值班人员接令操作，施工方人员监护，按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。
一次设备检查
1.蒙圩站：检查105开关在断开位置；1051、1053刀闸在断开位置；10517、10537、10538接地刀闸在断开位置。
4.110kV西蒙石线的蒙圩站侧到石龙新站侧线路完好。
5.运行单位已向地调报送启动申请。
6.启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关运行规程规定。与启动运行有关的维护单位应根据启委会批准的启动运行方案，提前准备操作票。
八、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合
1.110kV西蒙石线路处于冷备用状态。
8.T#76跳线安装后，对110kV西蒙石线再次摇绝缘。
三、启动试运行范围
石龙新站：#1主变110kV侧1011间隔、#2主变110kV侧1021间隔、110kV启龙线105间隔、110kV西蒙石线106间隔、110kV 内桥100间隔、#1主变35kV侧301间隔、#2主变35kV侧302间隔、35kV #1M母线PT 0351间隔、35kV#2M母线PT 0352间隔、35kV #1M、#2M分段隔离3001间隔、35kV #1M、#2M分段300间隔、35kV #2M、#3M分段隔离3302间隔、35kV #1电容器306间隔、35kV备用307间隔、35kV备用308间隔、35kV备用309间隔、35kV #2电容器310间隔、35kV备用311间隔、35kV备用312间隔、35kV备用313间隔、35kV备用314间隔、35kV备用315间隔、#1主变10kV侧901间隔、#2主变10kV侧902间隔、10kV #1M母线PT 0951间隔、10kV#2M母线PT 0952间隔、10kV #1M、#2M分段隔离9001间隔、10kV #1M、#2M分段900间隔、10kV #2M、#3M分段隔离9802间隔、10kV备用904间隔、10kV备用905间隔、10kV备用906间隔、10kV备用907间隔、10kV备用908间隔、10kV备用909间隔、10kV备用910间隔、10kV备用911间隔、10kV #4电容器912间隔、10kV#1接地站用变913间隔、10kV #5电容器914间隔、10kV备用915间隔、10kV备用916间隔、10kV备用917间隔、10kV备用918间隔、10kV备用919间隔、10kV备用920间隔、10kV备用921间隔、10kV备用922间隔、10kV#2接地站用变923间隔的一、二次设备，#1主变，#2主变。
220kV大成站整站启动送电方案
版本： 01220kV鹅成Ⅲ线、洛成Ⅱ线及大成站整站启动送电方案编制单位：海南电力技术研究院二○一二年七月二十三日版本： 01220kV鹅成Ⅲ线、洛成Ⅱ线及大成站整站启动送电方案验收启动委员会：批准：审定：调度机构（省中调）：审核：运行单位（儋州供电局）：审核：编写单位（海南电力技术研究院）：审核：编写：印发：220kV大成输变电工程验收启动委员会海南电网电力调度控制中心，儋州供电局。
送达：省中调调度台、儋州地调调度台、220kV大成变电站、220kV鹅毛岭变电站、220kV洛基变电站。
目录一、工程概况 (1)二、启动范围 (5)三、启动组织指挥关系 (6)四、启动前应具备的条件 (7)五、启动前系统运行方式要求 (10)六、启动前相关变电站运行方式 (10)七、启动顺序及实验纲要 (11)八、启动步骤 (12)九、收尾工作 (25)十、附件 (26)一、工程概况1、新建220kV大成变电站位于儋州市大成镇。
本期工程规模为：1×150MVA有载调压变压器。
220kV为双母线双分段接线，本期出线十回，采用户外常规电器设备。
110kV为双母线带母联接线，本期出线八回，采用户外常规电器设备。
35kV采用单母线分段接线，本期手车柜8面。
本期工程配套2*7500kvar电抗器。
工程最终接入本站220kV线路是：220kV洛鹅Ⅰ线∏入，形成220kV 鹅成Ⅰ线和220kV成洛Ⅰ线；220kV鹅三线∏入，在洛基站侧改接后形成220kV鹅成Ⅱ线和220kV成洛Ⅱ线；220kV鹅洛三线∏入，形成220kV鹅成Ⅲ线和220kV成三线；其余四回分别为至220kV牵引站的220kV成牵Ⅰ线和220kV成牵Ⅱ线；至昌江核电站的220kV核成Ⅰ线和220kV核成Ⅱ线。
110kV线路分别是：110kV那八Ⅰ线∏入，形成110kV成八Ⅰ线和110kV 成那Ⅱ线；新建至排浦110kV 成排Ⅰ、Ⅱ线；新建至白沙110kV成白线；新建至军屯110kV成军线；新建至那大110kV成那Ⅰ线；新建至打安110kV 成那线。
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k V变电站主变压器启动送电方案Hessen was revised in January 2021编号：110kV#3主变扩建工程#3主变压器启动送电方案编制单位：110kV#3主变扩建工程#3主变压器启动送电方案批准（启委会）调度机构（省中调）批准：审核：运行单位（）批准：审核：建设单位（）批准：审核：编制单位（）批准：审核：编制：印发： 110kV变电站#3主变扩建工程启动委员会海南电网电力调度控制中心，供电局送达：海口地调调度台、110kV滨海站、福建宏闽工程监理有限公司、郑州祥和集团电气安装有限公司目录一、工程概况1、建设规模：本期为海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程，主要工程量为：安装1×50MVA主变压器1台、中性点隔离开关1组、110kV中性点避雷器1台、10kV氧化锌避雷器3台、绝缘铜管母线75米、中性点电流互感器1台、支柱绝缘子1支；安装10kV进线开关柜1面、10kV馈线开关柜4面、10kV电容器开关柜1面、10kV消弧线圈开关柜1面、封闭母线桥10米、电力电容器组1组、串联电抗器3台、接地变消弧线圈成套装置1套；安装#3主变保护屏1面、#3主变测控屏1面、10kV分段备自投屏1面、10kV消弧线圈控制屏1面、#3主变电度表屏1面；安装10kV电缆150米、控制电缆5200米。
2、电气主接线方式：110kV采用单母线分段接线方式。
10kV采用三分段母线接线方式。
110kV配电装置采用户内GIS布置方式。
3、保护设备采用南京南瑞继保工程技术有限公司产品，主要保护设备。
二、启动范围(一)启动范围1、#3主变压器；2、10kV III段母线；3、#3接地变消弧线圈成套装置。
4、#3电容器组。
5、(二)待投运设备调度命名及编号1、待投运设备调度命名和编号见附件。
三、启动组织指挥关系1、启动委员会：负责工程启动前及启动过程中的组织、指挥和协调，审批启动方案及调整方案，确认工程是否具备启动条件，确定启动时间，对启动中出现的重大情况做出决定。
启动委员会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。
2、启动调试总指挥：根据启动委员会的授权，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操作与调试试验的衔接，向启动委员会汇报启动工作有关情况。
3、启动调度：地调值班调度员负责运行系统的操作指挥与事故处理，并在系统允许的条件下为新设备启动工作提供所需的系统条件。
4、启动操作指挥：在启动调试总指挥的指挥下，根据启动方案指挥启动范围内设备的操作，发布操作指令或许可操作指令，向启动调试总指挥和值班调度员汇报操作有关情况，协助启调试总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。
5、调试试验指挥：在启动调试总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、试验工作的组织、指挥和协调，落实有关调试、试验的安全措施，向启动调试总挥员汇报调试、试验的有关情况。
6、各调试小组组长：在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、试验工作，落实有关调试、试验的安全措施，向调试试验指挥员汇报本小组调试、试验有关情况。
7、现场安全监督及事故应急小组：在启动调试总指挥的指挥下，负责启动调试过程中各种安全监督及事故和突发事件的应急处理。
8、现场操作： 110kV滨海站当值值班员启动过程中110kV滨海站新设备的操作由110kV滨海站运行人员负责执行，第一操作监护人由施工队人员监护，第二操作监护人由110kV 滨海站值班员负责监护，110kV滨海站值班员在接到启动操作指挥的综合指令后，根据启动方案和有关操作规定拟定具体操作票，监护施工人员完成有关操作。
四、启动前应具备的条件1、本次待投产的基建工作全部竣工，调试结果符合交接验收要求，并经验收组验收合格，具备投运条件。
2、110kV #3主变进线开关经验收组验收合格，具备启动送电条件。
3、110kV备自投开关传动试验已做完并经验收组验收合格，具备投运条件。
4、以110kV滨海站#3主变为基准，对主变两侧做一次定相正确并经验收组验收合格，具备启动送电条件。
5、110kV滨海变电站启动范围内场地平整、通道畅通，电缆沟盖板齐全，临时工棚、脚手架、接地线已拆除。
6、本次投产的开关、刀闸设备均已经标明正确的名称、编号，并与计算机监控和主控室模拟图相符。
7、分步投产的站内带电设备均有围栏或警告牌。
8、电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵。
9、设备外壳接地均良好，地网接地电阻试验合格。
10、通讯、遥信、遥测及计算机监控系统工作正常，新投产的设备有关遥信、遥测远动信息能正确传送至调度。
11、中调、地调已完成相关图形及模型的更新。
12、所有待投运的开关、刀闸、地刀均在分闸位置， 10kV手车柜的手车在试验位置，处冷备用状态。
13、所有待投运设备的保护定值按调度下达的继保定值单要求整定投入。
待投运设备完成保护整组传动试验验收合格。
14、滨海站#3主变本体检查良好，排油系统良好。
#3主变高压侧开关档位在 5 档。
（海口地调）15、启动前检查待启动设备的设备油位、压力正常。
16、启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署《海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程启动送电通知书》并传真到省中调调度台和海口地调调度台，同时授权给滨海站值长向海口地调调度员汇报： 110kV滨海变电站具备启动送电条件。
海口地调值班调度员根据各自调度范围依据该通知书和滨海站值长申请指挥110kV滨海变电站#3主变启动操作。
17、启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底，变电站操作人员应根据启动方案填写好操作票，其操作票应经监护人员审核合格， 110kV滨海站第一操作人为变电站值班人员，第一监护人为施工队人员，第二监护人为变电站值班人员。
五、启动前系统运行方式系统运行方式按正常方式运行六、启动前变电站运行方式1、一次设备运行方式（1）110kV#3主变进线开关处于冷备用状态。
（2）#3主变10kV 侧开关处于冷备用状态。
（3）#3接地变消弧线圈成套装置处于冷备用状态。
（4）#3电容器组处于冷备用状态。
（5）10kV III段母线处于运行状态。
（6）其他设备正常运行。
2、二次设备运行方式（1）#3主变110kV侧开关已按继保定值通知单（编号：）执行。
（海口地调）（2）#3主变10kV侧开关已按继保定值通知单（编号：）执行。
（海口地调）（3）其他设备正常运行。
启动前110kV滨海站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。
七、安全措施(一)电网安全运行风险评估及措施1、在#3主变投运期间，10kV III段母线要从10kV II段母线切换到#3主变，存在严重事故风险。
110kV滨海站务必加强站内一、二次电气设备巡查，遵章操作，严防误投保护或误操作。
2、做好事故预想，做好事故应急处理的准备。
(二)现场操作风险评估及措施1、启动期间，加强安全监督，杜绝现场倒母操作过程中发生相邻间隔、相邻设备误操作现象。
2、严格落实操作票制度及五防操作规范，杜绝麻痹大意引起误操作。
八、启动试验项目及操作顺序纲要(一)相关保护定值修改(二)#3主变启动(三)断开10kV II段母线和III段母线分段开关(四)10kV III段母线启动(五)10kV#3电容器启动及其带负荷测试(六)10kV备自投试验(七)10kV#3消弧接地装置启动(八)运行方式安排九、启动步骤（一）相关保护定值修改1.滨海站：退出110kV#3主变开关重合闸出口硬压板。
(二)#3主变启动1.滨海站：投入#3主变压力释放及温度高跳闸压板。
2.滨海站：合上#3主变110kV侧刀闸。
3.滨海站：确认#3主变有载调压档位已调至中间档。
4.滨海站：合上#3主变110kV侧中性点刀闸。
（报中调）5.滨海站：将#3主变保护定值（编号：）中第项“复压闭锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为，（编号：）中第项“复压闭锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为0 ，第项“复压闭锁过流Ⅱ段时间”定值由更改为0 ，第项“复压闭锁过流Ⅲ段时间”定值由更改为0 ，第项“复压闭锁过流Ⅳ段时间”定值由更改为0 第项“复压闭锁过流Ⅴ段时间”定值由更改为 0第项“复压闭锁过流Ⅵ段时间”定值由更改为0 （编号：）中第项“复压闭锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为 0 ，第项“复压闭锁过流Ⅱ段时间”定值由更改为 0 ，第项“复压闭锁过流Ⅲ段时间”定值由更改为 0 ,第项“复压闭锁过流Ⅳ段时间”定值由更改为 0第项“复压闭锁过流Ⅴ段时间”定值由更改为 0 第项“复压闭锁过流Ⅵ段时间”定值由更改为 0 （高中低后备保护）（海口地调）6.滨海站：确认110kV内桥开关在冷备用状态，合上110kV内桥开关。
7.滨海站：合上110kV#3主变进线开关，对#3主变冲击第一次，带电10分钟，观察励磁涌流和空载电流，现场检查#3主变带电正常。
8.滨海站：断开110kV#3主变进线开关，停电10分钟。
9.滨海站：合上110kV#3主变进线开关，对#3主变冲击第二次，检查#3主变带电正常，带电10分钟。
10.滨海站：检查#3主变带电正常后，用本体重瓦斯保护点跳#3主变110kV侧开关及内桥开关，停电5分钟。
11.滨海站：检查#3主变110kV侧开关及内桥开关在分闸位置。
12.滨海站：确认110kV内桥开关在冷备用状态，合上110kV内桥开关。
13.滨海站：合上#3主变110kV侧开关，对#3主变冲击第三次，检查#3主变带电正常，带电5分钟。
14.滨海站：检查#3主变带电正常后，用有载重瓦斯保护点跳#3主变110kV侧开关及内桥开关，停电5分钟。
15.滨海站：检查#3主变110kV侧开关及内桥开关在分闸位置。
16.滨海站：将#3主变110kV侧开关由热备用转运行，对#3主变冲击第四、五次，每次带电5分钟停电5分钟，第五次带电正常后保持#3主变110kV侧开关在运行状态。
(三)断开10kVII段母线III段母线分段开关1、滨海站：断开10kV III段母线出线开关、、、；将出线开关、、、小车摇出，检查确认在冷备用状态。
2、滨海站：断开10kV II、III段母线分段开关；将10kV II、III段母线分段开关小车摇出，检查确定10kV III段母线在冷备用状态。
(四)10kV III段母线启动1.滨海站：将#3主变10kV侧开关小车摇至工作位置。
2.滨海站：将10kV#3电容器开关、10kV#3接地变开关、由冷备用转为热备用。
3.滨海站：合上#3主变10kV侧开关，对#3主变10kV侧开关第一次冲击，带电3分钟。
4.滨海站：在10kVＩ段、II段、III段母线带电期间，检查10kVＩ段、II段、III段母线PT二次电压幅值、相位应正确，并对10kVＩ段、II段、III段母线PT二次电压进行同源核相应正确。