110KV变电站启动送电方案(工程科技)
110kV变电站_3主变压器启动送电方案
110kV变电站_3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。
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龙岭输变电工程启动方案
110千伏龙岭输变电工程启动方案（河源局签署页）批准：审定：专业审核：工程审核：编制：深圳市超鸿达电力建设有限公司二〇一三年七月十九日一、工程概述1、110kV龙岭变电站位于河源市源城区龙岭工业园区内，地形均为丘陵。
本站最终规模为3台50MVA主变压器，无功补偿容量为6组5010kVar，110kV 出线4回，10kV出线36回，3台160kVA站用变，3台630kVA接地变，全站采用综合自动化系统设计。
本期建设规模：2台50MVA主变压器，无功补偿容量4组5010kVar，110kV出线4回，10kV出线24回，2台160kVA 站用变，2台630kVA接地变。
本期110千伏龙岭输变电工程电气设备现已全部安装、调试完毕，110千伏联龙甲线、联龙乙线由原110千伏联埔甲线、联埔乙线解口入110千伏龙岭变电站，110千伏龙岭输变电工程现经验收合格，质监签证，具备受电投运条件。
2、本期建设规模：110千伏龙岭变电站110千伏母线为单母分段接线，2台50MVA主变压器，无功补偿容量4组5010kVar，110kV出线4回，10kV 出线24回，2台160kVA站用变，2台630kVA接地变及智能消弧接地系统2套。
3、220千伏联禾站110千伏联龙甲线和110千伏埔前站110千伏龙埔甲线线路保护装置更换。
110千伏联埔甲线解口进110千伏龙岭变电站，而龙岭站内110千伏联龙甲线保护装置为许继的WXH-183AG型微机光纤纵差保护装置，因此需将220千伏联禾站110千伏联龙甲线和110千伏埔前站110千伏龙埔甲线线路保护装置改为和龙岭站内一致的WXH-183AG型微机光纤纵差保护装置。
现220千伏联禾站内联龙甲线和110千伏埔前站内龙埔甲线的保护更换工作已完成并验收合格，具备投产条件。
4、新建上述设备控制电缆、保护、测量、计量、录波装置及后台监控系统。
5、在本方案中，地调对其调度管辖范围内的一、二次设备在启动过程中的运行方式的安全性与可靠性负责。
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变电站典型设计(工程科技)
110kV变电站典型设计应用实例传统的110kV变电站主要以户外设计和安装为主，占地面积大，且设备容易被腐蚀，尤其在高污秽地区，还极易造成污闪事故的发生。
为了建设坚强电网，发挥规模优势，提高资源利用率，提高电网工程建设效率，国家电网公司在2005年提出“推广电网标准化建设，各级电网工程建设要统一技术标准，推广应用典型优化设计，节省投资，提高效益”。
典型设计坚持以“安全可靠、技术先进、保护环境、投资合理、标准统一、运行高效”的设计原则，采用模块化设计手段，做到统一性与可靠性、先进行、经济性、适应性和灵活性的协调统一。
海阳市供电公司积极响应国家电网公司的号召，积极推广110kV变电站典型设计。
本文就海阳市供电公司110kV变电站典型设计的应用实例予以阐述，以说明推广典型设计的重要意义。
1 110kV变电站典型设计应用实列海阳市供电公司2006年开始采用110kV变电站典型设计，到目前为止，已经完成3座110kV变电站的设计、建设工作。
从实际效果来看，具有较好的经济效益和社会效益，下面以110kV望石变电站为例对典型设计进行分析。
110kV望石变电站位于海阳市新建的临港产业区，该区域规划面积较小，但是电力负荷较为集中。
该区域包括以莱福士造船厂在内的多个用电大户正在兴建中，而山东核电设备制造公司已经投产。
根据该区域负荷预测及用电负荷性质，海阳市供电公司按照安全可靠、技术先进、投资合理、运行高效的原则，结合该站用电负荷集中、土地昂贵、临近海边（Ⅳ级污秽区）、电缆出线多等客观事实，对110kV望石变电站作了如下设计。
该站为半户内无人值班变电站（半户内布置方式即除主变压器以外的全部配电装置，集中布置在一幢主厂房的不同楼层的电气布置方式），变电站主体是生产综合楼，除主变压器外所有配电装置均安装在综合楼内。
以生产综合楼和主变压器为中心，四周布置环形道路，大门入口位于站区东南角，正对生产综合楼主入口。
综合楼共两层，一层为10kV配电装置室、电容器室、接地变压器室及主控室，二层为110kV GIS室。
110KV变电站启动、停止程序
110KV变电站启动1#变压器1.检查所有检修工作已完成，相关安全措施都已拆除，所有工作票已收回。
2.模拟操作。
3.拉开送电范围内所有接地开关，及确认接地线及所有引出线已拆除；并确认所有接地开关都在断开位置。
4.确认所有开关均在断开位置，手车位于检修位。
5.合上1#主变压器中性点接地开关1-7。
6.合上110KV4段母线PT隔离开关4-9。
7.合上隔离开关111-2。
8.合上隔离开关111-4。
9.合上隔离开关101-0。
10.合上110KV母联隔离开关145-4。
11.合上110KV母联隔离开关145-5。
12.合上断路器111。
13.拉开1#主变压器中性点接地开关1-7。
（以上步序以调度指令为准）当林港线路或林炼线路失电时110KV母联断路器145自投，运行方式为110KV 一段进线带两台变压器运行。
14.将10KV4段PT隔离小车24-9推入工作位置。
15.将断路器201推入工作位置。
16.合上断路器201。
17.合上1#站用变隔离开关208-0。
18.根据负荷需要分别合上馈线断路器211，213，215，217，219。
19.当10KV4段母线带一定数量负荷时，合上1#电容器组隔离开关2061-1。
20.将断路器2061推入工作位置。
21.合上断路器2061。
22.当断路器201或断路器202跳闸使得10KV4段母线或10KV5段母线失电时，将10KV母联隔离小车245-4推入工作位置，将断路器245推入工作位置，合上断路器245。
运行方式为一台变压器带10KV4段和10KV5段。
110KV变电站启动2#变压器1.检查所有检修工作已完成，相关安全措施都已拆除，所有工作票已收回。
2.模拟操作。
3.拉开送电范围内所有接地开关，及确认接地线及所有引出线已拆除；并确认所有接地开关都在断开位置。
4.确认所有开关均在断开位置，手车位于检修位。
5.合上2#主变压器中性点接地开关2-7。
6.合上110KV5段母线PT隔离开关5-9。
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。
启动送电方案
河南宜阳赵堡20MW光伏工程110kV升压站送电方案编写:审核:批准:中国能源建设集团西北电力建设甘肃工程有限公司2016年7月编制说明本方案是依据河南宜阳赵堡20MW光伏调试方案及相关技术文件的管理规定，并根据对河南宜阳赵堡20MW光伏110kV升压站工程的整套启动过程中继电保护及电力系统相关专业各项目进行调整试验的数据及相关分析结论进行编制。
本方案对河南宜阳赵堡20MW光伏110kV升压站工程整套启动试验的主要方法及步骤进行了描述，对调试过程中可能出现的问题及问题的处理进行了论述，本方案在本次整套启动倒送电试运中起指导作用。
关键词光伏发电；电气整套启动；电力系统综合试运；继电保护检验1 概况 (4)2 工作目的及范围 (4)3 所需仪器及人员组成 (4)4 项目所依据的规程和标准 (4)5 充电前应具备的条件 (5)6 工作方法及内容 (5)7 工作条件 (9)8 工作计划及进度安排 (9)9 安全及质量保证措施 (9)1 0启动组织机构 (10)1概况河南宜阳赵堡20MW光伏设计为1个110kV主变间隔，1组动态无功补偿装置SVG,1 台35kV接地变进线柜，35kV段及母线PT间隔，1台35kV主变进线开关柜，2台35kV 集电进线柜，1台35kV SVG进线柜。
本次投运的设备是：110kV线路间隔，110kV主变，35kV段母线，35kV段PT，1 组动态无功补偿装置SVG 1台35kV接地变，以及相应的保护装置。
2工作目的及范围本次启动工作目的：对启动试验中的主要技术数据参照相关技术标准进行记录及分析，对试运过程中出现的问题及问题的处理进行论述，并给出相关技术结论。
本次启动范围：110kV线路间隔，110kV主变，35kV段母线，35kV段PT，1组动态无功补偿装置SVG 1台35kV接地变，以及相应的保护装置。
3所需仪器及人员组成试验使用仪器设备，见表1。
表1设备仪器明细试验人员：调试相关人员4项目所依据的规程和标准试验参照标准明细，见表2。
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送出线路工程施工方案
110KV送出线路工程施工方案1. 背景介绍110KV送出线路工程是指将电力生成的110KV电能送出至外部电力网络的一系列设备和线路。
该工程涵盖了输电线路、变电站、支线开关、电缆隧道等内容。
本文将对110KV送出线路工程的施工方案进行介绍。
2. 工程概述该110KV送出线路工程位于电力发电厂内，起始点为变电站，终止点为与外部电力网络连接的接口。
具体的工程内容包括：•输电线路：主要由电缆、电线等组成，负责将电能从变电站送出至接口。
•变电站：将电压进行升、降压，以适应电力网络输送的需求。
•支线开关：用于掐断支线开关，保证输电安全。
•电缆隧道：将电缆埋入地下，保护电缆，同时也便于维护。
3. 施工方案3.1 工程组织机构本工程按电力发电厂工程管理体系，建立项目部。
项目部下设工程部、质量监督部、安全保障部、材料管理部、机械部和劳务管理部等，具体职责如下：•工程部：负责工程实施方案的制定及施工管理。
•质量监督部：负责对工程实施过程中的质量管理和安全监管。
•安全保障部：负责工程实施期间的安全环保管理。
•材料管理部：负责物资采购、库存管理、验收和统计分析等工作。
•机械部：负责施工机械设备的管理和维护工作。
•劳务管理部：负责管理工地人员和劳务队伍，包括招聘录用、考勤管理、用工管理和工资发放等。
3.2 施工流程3.2.1 设计与准备阶段在设计与准备阶段，需要完成下列主要工作：•选址：确认线路连接起始与终止点位置。
•设计：完成施工图纸和工程方案设计。
•材料准备：确定施工所需材料和数量。
•机械准备：确定施工所需机械设备和数量。
•人员准备：确定所需人员和数量，招聘培训后上岗。
3.2.2 建设阶段在建设阶段，需要完成下列主要工作：•地质勘测：了解施工地点地质情况，为施工方案提供技术支持。
•现场布置：完成建设现场布置，设立施工场所、材料堆放区和办公生活区。
•埋地电缆：开挖电缆隧道、安装电缆吊篮，进行电缆埋设。
•立杆架线：进行输电线路立杆和架线工程。
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。
110kVXX送变电工程启动试运行方案1
一、工程概况110kV线路：1.110kV X站π接110kV Z线的220kV Y站侧π接段线路工程：（1）、线路长度：单回路线路5.475km，钢管杆21基，角钢塔13基，共计杆塔34基。
（2）、线路起讫点：线路起自110kVX站，讫于110kVZ线A3桩号塔。
（3）、导线型号：JL/G1A-300/40锌-5%铝-稀土合金镀层钢芯铝绞线。
（4）、地线型号：一根为JLB40-80铝包钢绞线，一根为24芯OPGW光缆。
2.110kVX站π接110kVZ线的110kV合乐站侧π接段线路工程：（1）、线路长度：双回路线路6.873km，钢管杆23基，角钢塔13基，共计杆塔36基。
（2）、线路起讫点：线路起自110kVX站，一回终至110kVZ线A8桩号塔，一回终至110kVZ线A6+1桩号塔。
（3）、导线型号：JL/G1A-300/40锌-5%铝-稀土合金镀层钢芯铝绞线。
（4）、地线型号：一根为JLB40-80铝包钢绞线，一根为24芯OPGW光缆。
变电站：3.110kVX变电站为新建变电站，本期工程安装50MVA容量主变一台，电压等级为110kV/10kV。
本次在220kVY变电站扩建一个110kV变电间隔即110kVXX线间隔，Y站作为电源侧使用110kVXX线送电至X变电站。
4.110kVX变电站电气主接线为：110kV配电装置本期为不完整内桥接线；10kV 配电装置本期为单母线接线，建设I段母线（含分段隔离柜）。
5.本期X变电站工程安装间隔有：110kV祥合子线106间隔(本期只建设有1063刀闸)、110kVXX线104间隔、110kV#1M母线、110kV #2M母线、110kV联络A100间隔、110kV #1主变两侧间隔。
10kV 馈线10回、10kV #1M母线、10kV分段A 9001间隔、10kV#1M母线0951 PT间隔、10kV电容器2组、10kV#1所变间隔、10kV#2所变间隔（单独外引电源）6.110kVX变电站工程站按无人值班综合自动化变电站设计，采用长园深瑞继保自动化有限公司的计算机监控系统。
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110KV华星变电站启动送电方案
一、启动时间
二OO七年月日时分
二、启动范围
县调冲击：
1.110KV 519和乌线华星变T接段、进线519开关；
现场冲击：
2.110K VⅠ段母线及压变、#Ⅰ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和乌线由检修转冷备用；
和城变：
2、519和乌线由检修转冷备用；
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110KV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；
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、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、181、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；
28.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#Ⅰ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，由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：
38.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。
2.冲击期间，加强各级设备、仪表等监视。
3.低压接带负荷时，需注意相位、相序。
二OO七年八月十日。