110kV变电站3主变压器启动送电方案
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。
110／10kV总降压站启动投运方案
110/10kV总降压站启动投运方案1､概述金久水泥有限责任公司110kV金久变原安装一台40000kVA主变压器,自2009年12月投运以来,系统运行负荷在29000MW左右,系统自备余热发电机组一台,平均发电功率7500kW,逐渐凸显出变压器基本容量费用高,变压器损耗高,导致整条水泥生产线不能经济运行｡经过核查计算,现将该变压器更换为成都双星变压器有限公司生产的31500kVA 变压器,经过安装调试,各项试验合格,符合投运条件, 110/10kV总降压站将带电运行｡一次接图见附页｡2､启动项目2.1､110kV线路PT及避雷器､隔离开关｡2.2､主变压器､110kV开关､隔离开关及其中性点附属设备｡2.3､总降10kV系统柜内成套设备系统,消弧及PT柜,站用变压器｡3､启动时间:2012年2月 28 日4､启动条件全部安装､调试工作结束,施工过程中所做安全措施已全部拆除,现场已清理干净,人员全部撤离现场,符合启动投运条件;4.1､110kV线路金久侧110kV线路金久侧PT及避雷器､开关､隔离开关､接地隔离开关等设备所有项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误｡开关､隔离开关､接地隔离开关传动正常｡GIS各气室SF6气体压力正常｡110kV线路保护装置已按保护定值书调试正常｡4.2､110kV主变压器110kV主变压器及其中性点附属设备所有项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误,相应的二次设备检查试验相关参数合格｡110kV主变压器所有保护装置已按保护定值书调试正常｡4.3､总降10kV系统总降10kV系统柜内成套设备系统､开关,所有应试验项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误,相应的二次设备检查试验相关参数合格｡所有开关传动正常｡柜上所有保护装置已按保护定值书调试正常｡5 启动投运操作步骤5.1 110kV线路金久侧(PT､开关)充电(根据地调要求线路充电次数及重合闸投切方式)5.1.1､逐条检查第“4”条所列启动条件全部满足要求｡5.1.2､检查110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)电流､电压端子､空气开关接触良好｡5.1.3､测量110kV线路PT､110kV主变压器绝缘合格｡5.1.4､合上金久变高压侧开关间隔开关状态指示仪电源小开关,检查开关､隔离开关及接地隔离开关位置显示与设备实际状态相符｡5.1.5､检查1084､1083､1081刀闸三相断开｡5.1.6､检查10849､1089､10839､10819､1119接地刀闸三相断开｡5.1.7､合上隔离/接地开关电机电源､合上隔离/接地开关控制电源小开关｡5.1.8､合上110kV线路金久侧1084 刀闸｡5.1.9､合上110kV线路金久侧1083刀闸｡5.1.10､合上主变高压侧108开关,对110kV线路金久侧(PT､开关)充电正常｡5.1.11､分别在110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)110kVPT电压端子上测量二次电压正常;测量110kV线路ABC三相相序正确､幅值正常｡5.1.12､在110kV总降站后台机DCS界面上检查110kV线路电压显示正确｡5.1.13､断开主变高压侧108开关｡5.2 金久变充电5.2.1､检查总降站10kV系统所有间隔开关均在试验位置｡5.2.2､检查金久变所有油路阀门已处在打开连通状态｡5.2.3､合上金久变110kV侧中性点接地刀闸1110｡5.2.4､检查金久变高压侧108开关确在分闸状态｡5.2.5､合上110kV 扎泥线开关母线侧1081刀闸｡5.2.6､检查110kV 扎泥线开关线路侧1083刀闸确已合上｡5.2.7､合上110kV 扎泥线108开关对主变充电15分钟(第一次)｡5.2.8､检查金久变保护装置正常,金久变本体各部件及声音正常｡5.2.9､断开金久变高压侧108开关｡5.2.10､合上金久变高压侧108开关对主变充电10分钟(第二次)｡5.2.11､检查金久变充电正常｡5.2.12､断开金久变高压侧108开关｡5.2.13､合上108开关对金久变充电5分钟(第三次)｡5.2.14､检查110kV金久变保护及相关二次回路正常｡5.2.15､检查金久变充电正常(金久变保持带电运行状态)｡5.3 总降10kV开关柜充电5.3.1､逐项检查第“4.3”条所列启动条件全部满足要求｡5.3.2､检查总降站10kV开关柜所有出线间隔开关､隔离刀闸均在试验位置｡5.3.3､检查主变低压侧开关011在试验位置5.3.4､给上金久变低压侧开关011二次线插头,检查接触良好｡5.3.5､给上金久变低压侧开关011合闸电源保险,检查保险良好｡5.3.6､合上金久变低压侧011开关控制电源保险,检查主变低压侧开关分闸指示与状态显示仪相符｡5.3.7､在试验位置合上011开关,查合闸正常｡5.3.8､断开金久变低压侧011开关｡5.3.9､取下金久变低压侧011开关合闸电源保险｡5.3.10､将金久变低压侧011开关摇至工作位置｡5.3.11､给上金久变低压侧011开关合闸电源保险｡5.3.12､合上金久变低压侧1001开关对10kV母线充电｡5.3.13､检查金久变低压侧10kV母线充电正常｡5.3.14､合上10kV母线消谐装置及PT一次电源刀闸｡5.3.15､合上10kV母线PT二次交流小开关｡5.3.16､分别将10kV开关柜所有出线开关摇到工作位置并给上控制/合闸电源,合上所有出线开关对柜内CT､过压保护器､站用变､接地刀闸､传感绝缘件等设备充电,检查正常｡5.3.17､给上10kV母线PT控制电源保险;5.3.18､在电度表屏柜内10k V电压端子上测量PT二次电压正常;测量10kV母线ABC 三相相序正确､幅值正常;测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正确｡5.3.19､分别在110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)10kVPT电压端子上测量二次电压正常;测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正确｡总降10kV开关柜充完毕保持充电运行状态｡5.4逐步恢复各10kV及380V系统运行6､组织措施6.1､成立110/10kV总降站启动投运指挥组总指挥长:姜彬指挥组成员:李香成李才智杨帆陈逊兰天军6.2､指挥组职责:6.2.1､负责组织110kV总降站启动投运方案的编写､审核以及批准执行6.2.2､负责指挥110kV总降站及相关设备带电的安全､可靠､有序进行,协调解决带电过程中出现的问题｡6.2.3､解决带电过程中的技术问题,审核相关技术资料､方案､试验报告｡6.2.4 ､对带电过程进行安全监护,制止不安全行为,并责令其改进｡6.2.5､指挥协调配带电操作人员作好所属设备的检查工作,督促参与人员积极配合110kV总降站及相关设备完成带电任务｡6.2.6､负责检查110kV总降站及相关一次设备的装配质量,及时消除带电过程中出现的问题｡6.2.7､负责设备控制､保护回路检查,及时处理带电过程中出现的二次设备问题｡6.2.8､提供母线带电前的相关试验报告,对母线､变压器带电过程中出现的一次设备问题进行试验,查找原因,交施工方处理｡6.2.9､检查所写操作票正确性,督促操作人员规范操作,确保方案顺利进行｡6.2.10､负责按带电方案的要求对110kV总降站及相关设备进行操作｡7､安全措施7.1､严格执行操作票制度及操作监护制度7.2､所有操作在指挥长的指挥下进行7.3､全部工作结束,施工过程中所做安全措施已全部拆除,现场已清理干净,无妨碍操作杂物,施工人员全部撤离现场｡7.4､总降站主变及电容电抗器安全围栏已围好,在安全围栏上挂上“禁止跨越”的标示牌｡。
110kV大岭山站#2、#3主变及10kV设备启动方案
110千伏大岭山站综合改造工程#2、#3主变及全站10千伏设备启动方案（东莞供电局签证页）批准：专业审核：专业审核：编写：陈炽球东莞市输变电工程公司2013年4月大岭山站#2、#3主变及全站10千伏设备启动前一二次设备变动情况确认表110千伏线路变动情况确认表线路线路参数是否变动：（是/否）是确认人签名：陈炽球110kV和岭乙线A型构架处新敷设3×110米110千伏电缆接入#3主变间隔（电缆型号：FY-YJLW03-Z 1×1000 mm2）；110kV和岭乙贰线A型构架处新敷设3×130米110千伏电缆接入#2主变间隔（电缆型号：FY-YJLW03-Z 1×400 mm2）；220kV和美站（变电站）一二次设备变动情况确认表一次设备1、一次设备是否变动或新增：（是/否）否确认人签名：陈炽球2、CT变动情况2.1 CT是否更换：（是/否）否确认人签名：陈炽球2.2 CT变比是否改变：（是/否）否确认人签名：陈炽球保护回路1、保护二次回路是否有变动：（是/否）否确认人签名：陈炽球2、保护装置和保护通道类型是否有变化：（是/否）否确认人签名：陈炽球安自回路1、是否有新元件接入安自装置：（是/否）否确认人签名：陈炽球2、安自装置的CT回路是否变动：（是/否）否确认人签名：陈炽球3、是否影响安自装置功能：（是/否）否确认人签名：陈炽球110千伏大岭山站（变电站、电厂）一二次设备变动情况确认表一次设备1、一次设备应变动或新增：（是/否）是确认人签名：陈炽球新增110千伏 GIS设备间隔3组；主变中性点设备3台；10千伏电容器组6组；站用变2台；接地变3台； 10千伏电容器开关柜6面、10千伏站用变开关柜2面、10千伏接地变开关柜3面、10千伏馈线开关柜42面、PT柜4面及10千伏分段开关柜2面。
2、CT变动情况2.1 CT是否更换：（是/否）是确认人签名：陈炽球大岭山站： #2主变本体为原大岭山站#3主变，其他均为新设备。
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变电站厂区供配电方案
110kv变电站厂区供配电方案1、工程概述目前我公司新建110kv变电站已经开工建设，根据湘潭电业局对新建110kv 变电站工程的供电方案要求，即江滨110kv变电站送电运行之前，必须将原10kv 供电线路断开，江滨只能有一趟外线供电。
到时，公司车间变压器将全部切换到由江滨110kv变电站配供电，为了保障公司用电正常，需要对公司的10kv供电线路进行线路改造。
2、公司供电线路布局现状公司现有车间变压器17台，是101变、201变、201中频1#变、209变、209中频1#变、209中频2#变、209中频3#变、空压1#变、空压2#变、锻造变、205（热处理）变、206（表面）变、所变、老区变、机油泵变、203（镶圈）变，分别由308线、314线、316线、318线四条10kv线路及320高压配电柜供电。
其中：308线供电范围：老区变、机油泵变、203（镶圈）变三台变压器314线供电范围：201变、209变二台变压器316线供电范围：206（表面）变、209中频1#变、209中频2#变、209中频3#变、空压1#变、空压2#变、锻造变七台变压器318线供电范围：101变、205（热处理）变、201中频1#变三台变压器320屏供电范围：所变3、线路改造方案按湖南聚源电力勘测设计有限公司设计（江滨110kv输变电新建工程）的图纸，本期10kV出线20回路，完全可以满足我公司一台变压器一个回路控制的要求，同时新上110千伏变电站站址位于厂区209工房北侧，处于公司的负荷中心位置，据此，制定了以下线路改造方案：线路改造方案根据湖南聚源电力勘测设计有限公司的设计要求，按照一屏一变压器的原则。
1）、从新建110千伏变电站10kV高压配电室出一趟电缆顺着209、201工房东面绿化带敷设至316-9杆，再在316-2杆处下一根电缆敷设至308-1杆处上杆，利用现有的10kv高压316线、308线架空线路，给老区变、机油泵变、镶圈变供电。
110KV系统受送电专项施工方案
XX装置工程110kV系统受送电施工专项方案XX公司XX年XX月XX日目录一、概述 (1)二、编制依据 (1)三、110KV系统主接线图及命名 (1)四、受送电施工组织 (4)五、受送电施工前准备 (4)六、受送电施工工艺 (7)七、HSE管理 (12)一、概述新建XX装置区域变电站有110KV主变压器2台、GIS配电间隔5台。
变电站110KV系统正常负荷为两回路进线（Ⅰ段和Ⅱ段），经GIS配电间隔给110KV变压器XXTRHM01、XXTRHM02送电，进线由8460厂区至化工园区管廊单元负责。
正常情况下单母线分段运行，当某一段电源发生故障时，通过母联备自投由另一段母线带全部负荷。
编制此方案目的：明确110KV系统受送电的基本程序和要求，保证110KV系统受送电安全顺利的进行。
该方案适用范围：XX装置区域变电站 110KV系统受送电。
二、编制依据2.1设计图纸、设计交底，GIS配电间隔、变压器随机图纸资料。
2.2本方案执行标准：《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GB50147-2010；《电气装置安装工程电力变压器、电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148-2010；《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-2006；《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149-2010；《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-2006；《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-2012；《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006；《石油化工施工安全技术规程》SH3505－1999；《爆炸性气体环境用电气设备》GB3836-2000；《石油化工工程建设交工技术文件规定》SH3503-2007。
三、110KV系统主接线图及命名3.1 110KV系统主接线图图1 110KV系统主接线图3.2 110KV系统设备编号及命名3.2.1 110KV输电线路命名3.2.1.1 220kV总变电站119开关至XX装置区域变电站XXSGG01-E02开关间隔的输电线路命名为：110KV接收Ⅰ线。
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。
110kV变电站_3主变压器启动送电方案设计
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变电站调试送电方案
110KV 变电站系统调试目录一、简介二、保护设备三、 110KV系统调试四、主变压器调试五、 35KV10KV系统调试六、 110KV35KV10KV主变压器保护试验七、 110KV35KV10KV主变压器系统受电八、结束语一、简介降压站的设计规模为：110KV系统 3 回路进线， 3 回路出线，主变压器 3×75MVA；35KV系统分 3 段，3 回路进线， 18 回路出线； 10KV系统分3段，6 回路进线， 60 回路出线，无功补偿电容系统为 3×7500Kvar, 该变电所分二期建设，第一期为： 110KV系统 2 回路进线， 2 回路出线，主变压器为 2×75MVA；35KV系统为二段， 2 回路进线， 10 回路出线； 10KV系统为 2 段，4 回路进线， 40 回路出线；无功补偿电容系统为 2 段， 2×7500Kvar。
变电所位于厂区新炼钢南侧，其中占地面积3267 平方米，其中主建筑面积为 2533 平方米，分上、下两层，框架防震结构，主变压器选用股份公司生产的三线圈有载调压、风冷节能型变压器。
110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（G LS），35KV、10KV 设备选用开关有限公司生产的三相交流复合绝缘金属铠装封闭防暴式开关柜。
110KV、35KV、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自列继电器、 T60 变压器管理继电器进行保护， YCPM—2000 综合自动控制系统。
设计院完成，安装、调试由完成。
监理单位公司第一监理部。
二、保护设备保护设备： F35 复馈线管理继电器、 T60 变压器管理继电器、YCPM— 2000，其自动控制系统的主要功能如下：1、F35 是 UR系统继电器家族成员之一，是一种集馈线保护和控制于一体的数字继电器，能提供 5 组带电母线电压馈线的保护和测量，它可作为单独的装置使用，也可作为变电站自动控制系统的一个部件。
工程变压器送电方案
工程变压器送电方案一、项目概述工程变压器送电方案是电力系统建设中的重要环节之一，是确保电力传输稳定可靠的关键设备之一。
工程变压器是通过变换电压等级来实现输电网的电力传输和分配的重要设备，主要用于电力系统的输配电和工业生产中的电气设备等。
本方案针对某地区新建变电站进行设计，旨在确保变压器送电系统的稳定可靠运行，满足区域电力需求，提高电力传输效率和质量。
二、项目内部连接与布局1. 变压器与电缆的接线变压器与电缆的接线采用专业的电力接线盒和导线连接技术，确保电缆和变压器之间的安全可靠连接，同时在接线盒内设置过载保护装置，实现对电缆的实时监测和保护。
2. 变压器之间的连接项目中涉及到多台变压器相衔接的情况，采用专业的变压器接线技术进行连接，确保不同变压器之间的电能传输稳定可靠。
3. 变压器与开关设备的连接变压器与开关设备的连接采用专业的电气连接技术，确保变压器与开关设备之间的连接安全可靠，实现电力传输与分配的互通。
三、主要设备1. 变压器本工程选用额定电压为220kV的变压器，可以满足工程所处地区的电力需求，并能够确保输电网的正常运行。
2. 开关设备本工程采用高压开关设备，包括断路器、隔离开关、接地开关等，用于实现变电站的电气控制及保护，确保电力系统的安全稳定运行。
3. 电缆本工程采用标准的电力电缆，确保电力的稳定传输和分配。
四、工程变压器送电系统的主要流程工程变压器送电系统的主要流程包括变压器接入、电缆敷设、开关设备连接及投运调试等环节。
1. 变压器接入变压器通过专业的输电线路连接到变电站，在连接过程中需做好绝缘和防护工作，确保变压器与输电线路的安全连接。
2. 电缆敷设电缆敷设工作包括电缆铺设、固定和接线等多个环节，需要做好电缆的标识和记录，确保敷设过程中的线路位置和连接准确无误。
3. 开关设备连接开关设备连接需按照电气连接标准进行，确保设备的连接正确、牢固和可靠，同时需做好设备接地和过载保护设置，确保变压器送电系统的安全性和可靠性。
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及以上送变电工程启动及竣工验收规程
110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程ICS27.100 F22 备案号：9382—2001中华人民共和国电力行业标准DL／T 782—2001Code of start-up &completion acceptance for power transmission&distribution project of 110kV and above中华人民共和国经济贸易委员会发布前言本规程是国家电力公司电网建设部根据目前我国送变电工程启动验收的需要，由国家经贸委《关于确认：1999年电力行业标准制、修订计划项目的通知》下达了本规程的修订编制任务，由国家电力公司电网建设部组织有关人员对原《110kV及以上送变电基本建设工程启动验收规程》进行修订而成。
自本规程发布实施之日起，原《110kV及以上送变电基本建设工程启动验收规程》(83)水电基字第4号作废。
本规程的实施是对送变电工程建设质量和执行国家及电力行业现行标准、规范的最终检验。
本规程附录A是标准的附录，附录B是提示的附录。
本规程由国家电力公司电网建设部提出并归口管理。
本规程起草单位：国家电网公司电网建设部、中国超高压输变电建设公司、黑龙江省电力建设质量监督中心站、黑龙江电力开发建设集团公司。
本规程主要起草人：翁孟生、李绍曾、李学明、陈文寿、朱伟、卢元荣、梁旭明。
本规程由国家电力公司电网建设部负责解释。
目次前言1 适用范围2 总体要求3 启动及竣工验收工作的组织和职责4 工程竣工验收检查5 工程带电启动应具备的条件6 工程的带电启动调试和试运行7 工程的移交附录A(标准的附录) 送变电工程启动竣工验收证书(范本)附录B(提示的附录) 工程档案资料中华人民共和国电力行业标准DL／T 782—2001110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程Code of start-up & completion acceptance for power transmission &distribution project of 110kV and above中华人民共和国国家经济贸易委员会 2001-10-08批准2002-02-01实施1 适用范围本规程适用于110kV及以上的各类新建送变电工程的启动及竣工验收。
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：1.110KV519和乌线华星变T接段、进线519开关；现场冲击：2.110KV I段母线及压变、#1主变及三侧开关、35KV、10KV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514线运行带全所负荷，519和乌线在检修；乌江变：5991古乌线运行带全所负荷，519和乌线在检修。
四、启动前准备1.110KV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：110KV和乌线华星变T接段、110KV 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：1、519和乌线III检修转冷备用；和城变：2、519和乌线曲检修转冷备用；华星变：3.合上5192刀闸；4、合上519开关；和城变：5、停用519开关重合闸；6、将519开关由冷备用转热备用；7、用519开关对线路冲击3次（冲击设备：华星变T接段、进线519开关）;第二部分：现场冲击110KV部分：1.拉开519开关；2.合上5191刀闸；3.将:UOKV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开关；6.用519开关对母线设备冲击3次（冲击设备：110KV母线及压变、501开关）；监视110KV母线电压；7.拉开501开关；8.合上5012刀闸；9.合上5010中性点接地刀闸；10.519开关复压过流II段由1.2秒调至0.5秒；501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301、101开关由冷备用转热备用;13.合上501开关；14.拉开5010中性点接地刀闸；35KV：15.将35KV压变由冷备用转运行（合上3015刀闸及低压侧保险）；16.将303开关1#所用变由冷备用转运行；17.将305、307开关由冷备用转热备用；18.合上301开关（冲击设备：35KV母线及压变、所用及305、307开关一侧）;监视35KV电压；血IHF;C 220lcV输芟电l.fVr；；动送电方線19.合上305、307开关（空开关）；20.进行110KV> 35KV压变二次对相；10KV：21.将10KV压变由冷备用转运行（合上1015刀闸及低压侧保险）；22.将103开关2#所用变由冷备用转运行；23.将105> 107、121 x 131、141、151、161 > 171、181、100 开关由冷备用转热备用；24.检查1051刀闸已拉开，25.合上101开关（冲击设备:10KV母线及压变、所用及105、107、121、131、141、151^ 161、171. 181s 100 开关一侧）；监视35KV电压26.合上105、107、121、131、141. 151、161、171. 181、100 开关（空开关）；27.进行110. 10KV压变二次对相；2&进行# I主变有载分接头调整试验，关注各级电压变化情况；做好带负荷准备工作；29.停用519开关全部保护；30.停用#1主变差动、零序保护；31.进行# I主变带负荷相量测试，测试正确后投入# I主变差动、零序保护；32.进行519开关保护相量测试，测试正确后投入519开关保护，并恢复正常定值；33.拉开105开关34.检查1#电容器组自动补偿装置在手动位置35.合上1051刀闸36.合上105开关（对电容器冲击）；冲击结束，山用户调度联系人汇报县调（县调汇报地调）；37.拉开305、307、105、107、121、131、141 > 151、161、171. 181、100 开关和城变：3&投入519开关重合闸；六.危险点及注意事项1.启动冲击前应仔细核对现场设备状态，提前将相关定值调整并按要求投入。
110kV东口变电站启动方案
110kV变电站启动方案一、工程概述110kV东口变电站工程包括以下内容：1.110kV主变2台，容量为50000kVA。
2.110kV间隔出线间隔2个，变高间隔2个，PT间隔2个，母联刀闸1组。
3.10kV出线共24回。
4.10kV电容器6组、接地变2组5.10kV站用变2组。
110kV东口变电站工程业已完成，所有待启动设备已安装调试完毕并经质检验收签证，具备投产条件。
注：1)除电容器组、接地变、站变外，其他10kV馈线柜未接入电缆。
2)配合110kV东口变电站工程，220kV北平站新建110kV出线间隔2个（编号为127、128）。
3)配合110kV东口变电站工程，新建220kV北平站—110kV东口站双回路输电线路11.8km。
架设LGJ-300/25导线及 OPGW复合光缆。
启动前确认线路所有工作已结束，线路临时接地线已拆除，施工人员撤离现场，工作票已结束。
二、计划启动时间2013年月日三、启动小组成员见本工程验收启动委员会名单四、设备启动范围110kV东口站1.110kV 北东甲线间隔、北东乙线间隔。
2.110kV 1M、2M母线及其附属设备。
3.#1、＃2主变及其两侧附属设备。
4.10kV 1M、2AM、2BM母线及其附属设备。
5.10kV电容器6组、接地变2组、馈线开关间隔24个。
6.110kV北东甲线、北东乙线输电线路。
7.上述设备对应的二次保护及综合自动化系统。
220kV北平站8.110kV北东甲线、北东乙线间隔。
五、启动前的准备工作1.220kV北平变电站启动范围内所有临时安全措施已拆除，间隔施工、检修的工作票均已办理结束。
2.110kV东口变电站启动范围内安装调试工作全部完成，试验项目及数据均符合要求，安装试验报告、技术资料齐全，图纸齐全，并经质监验收合格，具备启动条件。
3.110kV东口变电站启动范围内所有临时安全措施已拆除，间隔施工、检修的工作票均已办理结束。
4.110kV东口变电站启动范围内场地全面清场，无遗留的工具及其它杂物和障碍。
110KV变电站调试送电方案
一、简介降压站的设计规模为：110KV系统3回路进线，3回路出线，主变压器3×75MVA；35KV系统分3段，3回路进线，18回路出线；10KV系统分3段，6回路进线，60回路出线，无功补偿电容系统为3×7500Kvar,该变电所分二期建设，第一期为：110KV系统2回路进线，2回路出线，主变压器为2×75MVA；35KV系统为二段，2回路进线，10回路出线；10KV系统为2段，4回路进线，40回路出线；无功补偿电容系统为2段，2×7500Kvar。
变电所位于厂区新炼钢南侧，其中占地面积3267平方米，其中主建筑面积为2533平方米，分上、下两层，框架防震结构，主变压器选用股份公司生产的三线圈有载调压、风冷节能型变压器。
110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（G LS），35KV、10KV 设备选用开关有限公司生产的三相交流复合绝缘金属铠装封闭防暴式开关柜。
110KV、35KV、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。
110KV、35KV、10KV、主变压器系统的保护均采用公司生产的F35系列继电器、T60变压器管理继电器进行保护，YCPM—2000综合自动控制系统。
设计院完成，安装、调试由完成。
监理单位公司第一监理部。
二、保护设备保护设备：F35复馈线管理继电器、T60变压器管理继电器、YCPM—2000，其自动控制系统的主要功能如下：1、F35是UR系统继电器家族成员之一，是一种集馈线保护和控制于一体的数字继电器，能提供5组带电母线电压馈线的保护和测量，它可作为单独的装置使用，也可作为变电站自动控制系统的一个部件。
保护功能包括：相、中性线和接地过流，相低电压和低周电压，还包括电流和电压的相量关系、能量转换、接点输入/输出。
输入保护功能和输出之间的关系：可用逻辑方程式（FLE×logic TM）进行重新编辑。
除硬件外，还可以用内部和通信的虚拟输入/输出，还减少了辅助元件和接线要求，输入/输出硬件可以扩展，并且有1024个事件记录，精确的时间标志能确定整个系统的事件顺序。
DL／T 782—2001 110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程
ICS27.100F22备案号：9382—2001中华人民共和国电力行业标准DL／T 782—2001110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程Code of start-up &completion acceptance for power transmission&distribution project of 110kV and above2001-10-08 发布2002-02-01 实施中华人民共和国经济贸易委员会发布前言本规程是国家电力公司电网建设部根据目前我国送变电工程启动验收的需要，由国家经贸委《关于确认：1999年电力行业标准制、修订计划项目的通知》下达了本规程的修订编制任务，由国家电力公司电网建设部组织有关人员对原《110kV及以上送变电基本建设工程启动验收规程》进行修订而成。
自本规程发布实施之日起，原《110kV及以上送变电基本建设工程启动验收规程》(83)水电基字第4号作废。
本规程的实施是对送变电工程建设质量和执行国家及电力行业现行标准、规范的最终检验。
本规程附录A是标准的附录，附录B是提示的附录。
本规程由国家电力公司电网建设部提出并归口管理。
本规程起草单位：国家电网公司电网建设部、中国超高压输变电建设公司、黑龙江省电力建设质量监督中心站、黑龙江电力开发建设集团公司。
本规程主要起草人：翁孟生、李绍曾、李学明、陈文寿、朱伟、卢元荣、梁旭明。
本规程由国家电力公司电网建设部负责解释。
目次前言1 适用范围2 总体要求3 启动及竣工验收工作的组织和职责4 工程竣工验收检查5 工程带电启动应具备的条件6 工程的带电启动调试和试运行7 工程的移交附录A(标准的附录) 送变电工程启动竣工验收证书(范本)附录B(提示的附录) 工程档案资料中华人民共和国电力行业标准DL／T 782—2001110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程Code of start-up & completion acceptance for power transmission &distribution project of 110kV and above中华人民共和国国家经济贸易委员会2001-10-08批准2002-02-01实施1 适用范围本规程适用于110kV及以上的各类新建送变电工程的启动及竣工验收。
受电启动方案
送电开通方案及措施一、受电启动范围110kV 富春路主变电所、110kV 下沙中心主变电所、110kV 火车东主变电所、110kV 汽车城主变电所以及电力监控系统。
二、受电启动条件1本合约范围内的工程已全面竣工并经验收检查合格，竣工文件能满足开通投运及维护的需要，安全工具、材料配置到位。
2 与开通有关的其它专业工程施工完成，满足送电要求。
3 相应的对侧变电所具备随时向各变电所送电的条件。
4 外接电源工程的110kV 线缆及保护光纤电缆已敷设完毕且试验合格，具备受电开通条件。
5 对开通所需的设备、仪器、工具、车辆、材料以及消防用品等已按要求设置。
6 事故抢修组织及人员、车辆、物资、器材等均已按开通方案落实。
7 开通方案已经业主批准，各级开通指挥机构已建立，参加开通工作的人员均已培训合格。
8 各种安全防护、警告牌、标牌等设置齐全，沿开通区段的安全宣传均已就绪。
9 电调中心已设置，通信通道稳定，已具备通话条件。
三、受电启动组织机构受电启动组织机构图受电启动指挥组电力调度组 变电所工作组变电所值班变电所抢修电力监控组控制中心值班控制中心抢修电源电缆工作组电源电缆巡视电源电缆抢修四、送电开通前的准备工作1 送电开通的通信联系方式受电启动指挥组、电力调度组与各专业之间的通信联系，以电调电话、系统内部电话为主，移动电话为辅。
电力调度与变电所之间通信联系，采用电调电话、系统内部电话为主的方式。
各专业工作组与各变电所、事故抢修组之间的通信联系，采用以系统内部电话、市内电话为主，移动电话为辅的方式。
沿途巡视人员、验电人员、核相人员与各变电所及电力调度组的通信联系，采用无线对讲机为主，移动电话为辅的方式。
2 变电所受电前的检测变电所在受电启动前，应对全所设备仔细清扫、擦拭和除尘；对于比较潮湿的环境或在密封防尘罩中的电气设备，应提前几天去除密封防尘罩，启动开关柜加热器电源，对电气设备加热烘干；检查断路器、隔离开关等设备的传动部位是否连接可靠，操作机构是否卡滞；测量高、低压熔断管是否导通；测量变压器、断路器等设备的相间、断口以及对地的绝缘电阻，应符合标准规定或与试验报告显示数值相符；测量所内电力电缆相间、对地的绝缘电阻，应符合标准规定或与试验报告显示数值相符；检查中性点接地的变压器，中性点接地应良好；检查二次交流回路的试验端子，应连接良好；检查各连接端子、焊接点、电缆头是否连接牢固，各电气设备上和柜内有无遗留的施工工具和材料等杂物；检查设备房内门窗是否严密，孔洞是否封堵。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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
电网电力调度控制中心，供电局
送达：地调调度台、110kV滨海站、宏闽工程监理、祥和集团电气安装
目录
一、工程概况 (1)
二、启动围 (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GIS布置方式。
3、保护设备采用南瑞继保工程技术产品，主要保护设备。
二、启动围
(一)启动围
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，负责启动期间启动围设备的事故处理，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围设备的操作，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围设备的异常与事故。
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滨海变电站启动围场地平整、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。