35kV新棠变电站10kV线路负荷转移投运方案

第一篇：35kV新棠变电站10kV线路负荷转移投运方案

35kV贵台变电站10kV百美线拆分工程线路 投运方案

生产设备部审批： 调度中心审核： 运行单位审核： 施工单位审批： 施工单位审核： 施工单位编写：

钦州市新能电力工程有限公司 2016年01月20日

35kV贵台变电站10kV百美线拆分工程线路 投运方案

为了满足35kV贵台站10kV908百美线供电的需求，解决该片区供电安全可靠性低及后期的新增负荷用电问题，本工程将35kV贵台站原10kV908百美线拆分，需将35kV贵台变电站10kV百美线部分负荷转移。现需将35kV贵台变电站带10kV线路负荷运行。具体方案如下：

一、35kV贵台变电站10kV百美线电网供电现状

本方案在《35kV贵台变电站10kV百美线配网工程停电作业方案》施工完成后，各出线的开关、刀闸状态如下： 1、10kV百美线908开关在断开状态，退出重合闸及保护，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块。10kV百美线1号杆百美01刀闸在合闸状态。2、10kV爱国线903开关在断开状态，退出重合闸及保护，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块。10kV爱国线1号杆爱国01刀闸在合闸状态。3、10kV百美线与10kV贵台街线新街支4号杆联络令克新街01令克在拉开位置，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块

二、35kV贵台变电站10kV线路负荷接入后各线路负荷情况： 1）、35kV贵台变电站10kV908百美线带原10kV百美线23台配变，共1575kVA； 2）、35kV贵台变电站10kV903爱国线带原10kV百美线爱国支8台配变，共280kVA供电。

三、35kV贵台变电站10kV出线开关、刀闸投入顺序 1、10kV百美线：

合上10kV百美线1号杆百美01刀闸，投入10kV百美线908开关保护，合上10kV百美线908开关。2、10kV爱国线：

合上10kV爱国线1号杆爱国01刀闸，投入10kV爱国线903开关保护，合上10kV爱国线903开关。

四、启动试运行前准备

1、运行单位应准备好操作用品、用具。

2、所有启动试运行线路均按有关施工规程及相关规定要求进行验收，验收合格，并提交验收结果报告，确保线路具备试运行条件。

3、核对35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关、在断开状态，4、核对10kV百美线1号杆百美01刀闸、10kV爱国线1号杆爱国01刀闸、在合闸位置。

5、对35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路段再次要绝缘。

6、施工单位和运行单位双方协商安排操作，监护及值班员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报县调备案。

五、启动试运行项目范围

35kV贵台变电站10kV908百美线、10kV903爱国线。

六、启动试运行时间安排

计划于2016年月日时分至2016年月日时分

七、启动运行组织机构

为了此次启动运行的顺利进行，特成立35kV贵台变电站10kV线路负荷转移工程启动运行指挥小组，负责投运工作的整体协调，及在发生特殊情况时，及时做出正确的决定。35kV贵台变电站10kV线路负荷接入工程启动运行指挥组 启动运行组总指挥长：刘开彦*** 生产设备管理部：符相

*** 大寺供电所：张仕孟

*** 钦州市新能电力工程有限公司：刘文德 成员：李桂昌。

八、启动前现场准备和设备检查： 由启动试运指挥组长刘开彦下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，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。

1、一次设备检查

1）检查并确认启动范围内35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关在断开位置。

2）检查并确认启动范围内10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关小车在试验位置。3）检查并确认启动范围内10kV百美线90838地刀、10kV爱国线90338地刀在断开位置。线路有关接地线全部拆除。

2、二次设备检查和保护投退

1）投入10kV百美线908间隔开关、10kV爱国线903间隔开关的储能、控制、保护、信号电源，遥控出口压板及电压空开。

2）退出10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关重合闸。

3）按调度下达的定值单对10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关保护进行整定。

3、所有启动设备范围的继电保护装置调试完毕，已按调度下达的定值单整定正确，并经运行值班人员签字验收。

35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关所有待运行的开关、地刀均处于断开位置，所有控制、合闸电源、保护压板已接入；

4、所有现场有关本次启动线路的基建工作已完工，并验收合格，所有临时安全措施已经拆除，与带电设备之间的隔离措施已经做好，所有施工人员全部撤离施工现场，启动运行线路具备送电条件。3、35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路完好。4、35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路与原有35kV贵台变电站10kV线路相序不变。

九、启动试运行电网风险分析及措施（1）电网风险 1、35kV贵台变电站10kV双母线运行，若该1#母线跳闸，35kV贵台变电站10kV1#母线失压；若该2#母线跳闸，35kV贵台变电站10kV2#母线失压。（2）采取措施

1、现场做好安全措施，避免启动过程中因人为因素造成运行中的10kV母线跳闸。

十、启动试运行应具备的条件

1、新启动的站与地调之间的通信能满足调度运行要求，启动设备相关的远动信息能正常传送到地调。

2、所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。

3、所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离现场，现场具备送电条件。

4、运行单位已向地调报送启动申请。

5、启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。与启动有关的运行维护单位应根据启委会批准的启动方案，提前准备操作票。

十一、启动试运行内容及步骤 1、35kV贵台变电站10kV百美线908冲击受电。1）、投入10kV百美线908开关保护。2）、将10kV百美线908开关小车摇至工作位置 3）、合上10kV百美线908开关对10kV百美线出线间隔进行第一次受电冲击，冲击时应注意观察35kV贵台变电站10kV2#母线电压，继电保护装置及检查10kV百美线有无电流等，并记录冲击电流和时间。如有异常应立即断开35kV贵台变电站10kV百美线908开关，由施工单位查明原因后进行下一步试验。4）、如未出现异常，合闸后不再断开10kV百美线908开关。2、35kV贵台变电站10kV爱国线903冲击受电。1）、投入10kV爱国线903开关保护。2）、将10kV爱国线903开关小车摇至工作位置 3）、合上10kV爱国线903开关对10kV爱国线出线间隔进行第一次受电冲击，冲击时应注意观察35kV贵台变电站10kV1#母线电压，继电保护装置及检查10kV爱国线有无电流等，并记录冲击电流和时间。如有异常应立即断开35kV贵台变电站10kV爱国线903开关，由施工单位查明原因后进行下一步试验。4）、如未出现异常，合闸后不再断开10kV爱国线903开关。

3、本次启动试运行结束，施工部门安排工作人员进行设备夜间巡视及测温。新设备试运行24小时无异常后移交钦州城郊供电公司管理。

7、启动试运行工作有关运行方式安排

1.新设备24小时试运行结束后，送电负责人要把送电情况汇报调度。

十二、危险点分析及安全措施 误入其他间隔； 安全措施：

1、操作人及监护人熟识现场情况，并做好安全防护措施；

2、操作人在前，监护人在后，共同到达操作现场；

3、确认操作对象的设备名称、编号与操作相符；

4、监护人专职监护，操作人进行操作；

5、试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备。误操作 安全措施：

1、有参加启动运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》；

2、监护人持票发令，操作人复诵，严格做到监护人不动手，操作中必须进行三核对，严格按票面顺序操作；

3、每操作完一项检查无误后及时打“√”，不得事后补打；

4、执行一个操作任务不准中途换人；

5、操作前认真检查设备名称、编号是否与操作票相符，在开关停（复）电操作中，拉（合）刀闸前必须检查相关的断路器的位置；

5、试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作，每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作；

6、所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任；

7、试验人员需要在一次设备及相关控制保护设备上装、拆接地线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。试运行期间发生突发情况 安全措施：

1、试运行期间发生设备故障处理及试验工作,须经启动委员会同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报；

2、指挥、调度、运行当值及操作监护人员应加强突发情况处理的能力，以便能安全、有效、快速处理紧急突发情况；

3、指挥、调度、运行当值及操作监护人员应提前了解安全通道，以便能在紧急情况下安全有序撤离危险区域。

十三、注意事项 1）、严格执行GB 26859-2011《电力安全工作规程》（电力线路部分）； 2）、执行Q/CSG中国南方电网《10kV~500kV输变电及配电工程质量验收与评定标准》第8册：配网工程。3)、按国家标准《电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范》（GB50173-92）4）、在完成施工后，必须对新架设10kV线路接入原有10kV线路进行相位核相，确保新架设10kV线路接入原有10kV线路相序不变。5）、所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》。6）、各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施，试验和操作人员应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。7）、所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由施工单位监护，施工单位负安全责任。8）、试验人员需要在线路及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。9）、每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常后方能进行下一个项目的工作。10）、试运行期间发生的线路故障处理及试验工作,须经启动试运行指挥组长同意后方可实施；试运行过程中如果正在运行设备发生事故或出现故障，应暂停试运行并向启动委员会汇报。11）、试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。

十四、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，本次启动范围设备分别交由运行单位维护。

十五、有关厂站及电气主接线图。

十六、35kV贵台变电站启动范围内主变间隔设备图。

第二篇：110(66)KV线路停电施工方案

66KVxxx线铁塔组塔换线工程

停电施工方案

Xxxx年

批准

审核

编写

一、现场施工作业负责人：xx 现场作业安全员：xx 现场作业人员：xxxxxxxx等 停送电联系人：xxx

二、前期准备工作

在停电前xx天将塔材、金具和工器具运到现场。将跨越10KV城郊线跨越架搭设完毕，并将66KVxx线5#铁塔底段组装完毕。铁塔防腐将安全距离以下施工完成。

三、xx线停电时间xx天，xx线停电时间xx天（每天早6时至晚18时，拆除地线，恢复送电）。

四、工作任务

对66KVxx线组立5#铁塔，并更换66KVxx线1#--6#铁塔导线。66KVxx线1#--4#铁塔剩余部分防腐完成。

五、施工方案

1.第一次66KVxx线停电（停电时间在xx天），在1#的大号侧和6#的小号侧各挂一组接地线，验电后确无电压，然后同时操作进行铁塔组立和放线工作。

（1）先将电厂构架至1#导线架设完毕，在3#铁塔打3条拉线，再进行1#至3#的导线展放，并将导线锚在3#铁塔底部。

（2）将xx变电所构架至6#导线架设完毕，然后进行新5#至6#导线架设，组立新5#铁塔，并拆除旧5#铁塔，然后进行3#至新5#导线展放，并将导线锚在3#铁塔底部。

2.第二次66KVxx线停电（停电后第xx天，停电时间xx天），在1#的大号侧和6#的小号侧各挂一组接地线，验电后确无电压，然后进行第一天2#至3#撤旧和紧线工作和3#至5#放线工作。第二天3#至5#撤旧和紧线工作及接引流和4#直线塔附件安装工作，完成后拆除拉线及各处接地线，确无接地后，通知调度恢复送电。3.铁塔防腐（1）停电时间xx天（2）铁塔防腐工序

动力工具除锈或手工砂纸打磨除锈→质量检查→冷镀锌底漆二遍→质量检查→冷镀锌面漆二遍→质量检查→精细完工

六、技术措施

所有分部工程应遵守《架空送电线路检修工艺规程》及《110—500KV架空送电线路验收规范》 1.铁塔的组立

（1）铁塔各构件的组装应牢固，交叉处有空隙者应装设相应厚度的垫圈或垫板。

（2）当采用螺栓连接构件时，螺杆应与构件面垂直，螺栓头平面与构件间不应有空隙。螺母拧紧后螺杆露出螺母的长度，单螺母不应小于两人螺距，对双螺帽可与螺杆相平。必须加垫者，每端不宜超过两个垫片。

（3）螺栓穿向和紧固的规定：

1）当采用螺栓连接构件时，螺杆应与构件面垂直，螺栓头平面与构件间不应有空隙。

2）螺母拧紧后螺杆露出螺母的长度，单螺母不应小于两个螺距，对双螺帽可与螺杆相平。必须加垫者，每端不宜超过两个垫片。（4）铁塔组立完毕后，将北江线4#塔和6#塔分别连接。2.铁塔防腐（1）铁塔除锈

用钢丝刷、钢铲刀、纱布、砂轮和电动工具打磨钢结构及设备表面，除去铁锈，氧化皮、污物、电焊熔渣、焊疤、焊瘤和飞溅，最后用毛刷或压缩空气清除表面的尘土和污物；除锈等级达到St3级。（2）油漆涂刷 1）刷涂法操作

油漆刷的选择：刷涂底漆、调合漆和磁漆时，应选用扁形和歪脖形弹性大的硬毛刷；刷涂油性清漆时，应选用刷毛较薄、弹性较好的猪鬃或羊毛等混合制作的板刷和圆刷；涂刷树脂漆时，应选用弹性好，刷毛前端柔软的软毛板刷或歪脖形刷。

使用油漆刷子，应采用直握方法，用腕力进行操作；

涂刷时，应蘸少量涂料，刷毛浸入油漆的部分应为毛长的1／3～1／2：

对干燥较慢的涂料，应按涂敷、抹平和修饰三道工序进行；

对于干燥较快的涂料，应从被涂物一边按一定的顺序快速连续地刷平和修饰，不宜反复涂刷；

涂刷顺序，一般应按自上而下、从左向右、先里后外、先斜后直、先难后易的原则，使漆膜均匀、致密、光滑和平整：

刷涂的走向，刷涂垂直平面时，最后一道应由上向下进行；刷涂水平表面时，最后一道应按光线照射的方向进行；

刷涂完毕后，应将油漆刷妥善保管，若长期不使用，须用溶剂清洗干净，晾干后用塑料薄膜包好，存放在干燥的地方，以便再用。2）滚涂法操作

涂料应倒入装有滚涂板的容器内，将滚子的一半浸入涂料，然后提起在滚涂板上来回滚涂几次，使棍子全部均匀浸透涂料，并把多余的涂料滚压掉；

把滚子按w形轻轻滚动，将涂料大致的涂布于被涂物上，然后滚子上下密集滚动，将涂料均匀地分布开，最后使滚子按一定的方向滚平表面并修饰；

滚动时，初始用力要轻，以防流淌，随后逐渐用力，使涂层均匀；

滚子用后，应尽量挤压掉残存的油漆涂料，或使用涂料的稀释剂清洗干净，晾干后保存好，以备后用。

施工温度控制在15℃以上，夏季控制在38℃以下施工为宜。禁止雨、雪、雾、霜或风沙天施工，湿度不应大于85%，基体表面温度应高于10℃以上，并无凝结水的情况下，方能进行施工。

涂装间隔时间，应在上一道涂层实干后，才能涂刷下一道涂料，在此期间要严格控制复涂间隔时间，以保证涂敷质量。

所有涂层不得漏涂，涂层表面应光滑平整，颜色一致，无针孔、气泡、流挂、剥落、粉化和破损等缺陷，无明显的刷痕，纹路及阴影条纹。每道厚度及总干膜厚度应完全满足该涂料的技术指标及甲方的要求。

七、安全措施

本工程在全部施工过程中应严格执行《电力建设安全工作规程》（架空线路部分）和《电业安全工作规程》（电力线路部分）中的有关规定。

（一）安全组织措施

本工程的安全组织措施采用第一种工作票制度和电力线路任务单。

（二）安全技术措施

1、通过xxx调度对66KVxx线和北水线申请停电。

2、在停电的66KVxx线和xx线装接地线前，先验电，验明该线路确无电压。验电使用相应电压等级、合格的接触式验电器。

3、线路验明确无电压后，在xx线x#大号侧、1#小号侧、xx线T接点各装设接地线二组。

4、危险点：在xx线6#大号侧、1#小号侧、xx线T接点设专人做监护人。工作现场设专人监护。

5、进入现场的工作人员必须戴好安全帽。

（三）其他措施 1.铁塔组立

（1）组塔工作由现场施工作业负责人王海指挥并统一信号、明确分工。

（2）吊车停放位置正确，驾驶员经验丰富。

（3）其它工作人员在工作中要精力集中，按照指挥人员的要求进行操作。

（4）在起吊铁塔就位时，牵引或回松速度要缓慢，工作人员必须等塔材吊稳或停止牵引后方可伸手操作，螺丝孔找正必须用尖搬子，在连接塔脚时，操作人员要找好安全操作位置，然后进行操作安装。（5）调整螺孔时，应使用尖搬子，不得将手指插入螺孔以免剪伤。（6）铁塔在起吊过程中，吊件下方严禁有人行走或逗留。2.放、紧线工作。

（1）放、紧线工作由现场施工作业负责人贺长江统一指挥，并保持对讲机畅通。

（2）放、紧线前，对牵引机械、牵引绳索、工具、滑车、手搬葫芦、地锚等进行严格检查，并在紧线过程中随时检查。（3）放、紧线时，任何人员不得站在导、地线的下方或跨在导、地线的上方，并不得站在导、地线的内角侧。3.防止高空坠落的安全措施

（1）上塔前要检查安全带、腰绳是否完好，上塔时要逐步检查脚钉是否牢固。

（2）杆塔上作业和转位时，不得失去安全带的保护，下线工作前要绑好腰绳后下线，严禁先下线后绑腰绳。

（3）进入横担前和下线前要认真检查各部螺丝和金具、销针是否连接齐全、完好、牢固。

（4）塔下监护人员要认真履行监护职责。4.晚间采取过渡措施，恢复线路送电

晚间送电前，在新组立铁塔上，挂临时直线绝缘子及金具固定导线，确保导线的安全距离，使线路可以达到送电条件。

xxxxxxxxxxxxx水利水电工程有限公司

xxxx年xx月xx日

第三篇：线路及变电站设备投运方案

[方案编号：20110001] [存档编号：20110001]

[投运方案书] [110kv雷围线线路及围子坪110KV升压站]

编

写：滕

鹏 批

准： 安装单位： 运行安监： 电网批准： 电网安监： 电网调度：

[2011-12-15]

一、送电前的有关事项

（一）设备命名

1、按照四川省电力公司西昌电业局文件（西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知）三望坡、围子坪电站统一调度命名为 “围子坪水电站”。2、110KV输电线路为雷波220KV变电站至马拉及围子坪电站，根据电力公司文件，110KV线路在雷波220KV变电站至马拉电站出线28#塔处“T”接至围子坪电站，其线路运行名称正式命名为“110KV马雷围支线”，下称“110KV马雷围支线”。

（二）设备编号

根据四川省西昌电力局及围子坪水电站提供的有关图纸，由四川省西昌电力局调度中心（简称地调）按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。（附件）

（三）开关站试运行组织机构

由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下：

启动领导小组指挥长： 苟 总 联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂 联系电话：1518110xxxx

叶树明 联系电话：1380813xxxx 启动小组线路 负责人：余俊辉 联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司 负责人：陈庆芳 联系电话：1388148xxxx（2217）参加成员：杜 刚、陈从良、滕 鹏

围子坪电站 运行管理员：赵雪屏、严富英、围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人 雷波220KV变电站值班员： 电话：

西昌电力公司调度值班室： 电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室 电话：

围子坪电站中控室值班室 电话：0834-885xxxx（4268）马拉电站中控室值班室 电话：（4267）后勤及交通保障负责人：杨 庆 电话：1303652xxxx 备注：

1、括号内为电业局内部短号

2、值班员名单见附件（机组启动值班人员表）

二、运行前应具备的条件 1、110KV雷围线123开关间隔启动设备已按西电调（2011）81号文件的规定进行了统一调度命名和编号；验收启动小组同意启动投产；地调值班员同意启动操作。

2、间隔以及线路启动设备已向地调部门办理了新设备投运手续并获批准

3、新架设的雷波220KV变电站至围子坪电站升压站的马雷围支线线路安装完善，验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。（由于雷马线已经投运，故联系马拉电站退出雷马线运行连接好28#塔处至围子坪电站的引流线。）

4、新安装的围子坪围子坪电站升压站GIS一次连接单元安装完善，验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。

5、新安装的围子坪围子坪电站升压站1#、2# B及附属设备装置安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

6、GIS内的110KV线路断路器、线路PT、母线PT及避雷器安装调试完毕并验收合格，安全措施全部拆除及退出，具备送电条件。7、1# B、2# B高、中、低压侧（2# B为高、低压侧）断路及所属一次单元安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

8、变压器1# B、2# B中性点避雷器安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。9、6KV、10KV母线、各负荷出线高压开关控制屏及PT以及避雷器均安装调试完毕并验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。

10、各进、出线开关继电保护及自动装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。11、1#、2# B中性点零序电流保护装置调试完毕，整组模拟正确。12、1#、2# B、继电保护装置调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。13、110KV母线继电保护装置调试完毕，整组模拟正确。

14、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常,和西昌电业局遥测、遥信通讯正常

15、直流系统安装调试完毕，保护及采集装置工作正常，保护整定已经审查通过。

16、所有送电系统试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。

17、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。

三、送电前的接线状况

1、雷波220KV变电站雷围线线路间隔所属断路器（编号：162）、线路侧隔离刀闸（编号：16216）均应在断开位置；线路接地刀闸（16260）应在合闸位置。

2、围子坪电站升压站110KV 雷围线线路所属断路器（编号：151）、线路侧隔离刀闸（编号：1516）、母线侧隔离刀闸（编号：1511）、线路侧接地刀闸（编号：15160）、电流互感器接地刀闸（编号：15140）、断路器接地刀闸（编号：15130）均在断开位置。

3、围子坪电站升压站1# B高压侧（110KV）所属断路器（编号：101）、母线侧隔离刀闸（编号：1011）、断路器接地刀闸（编号：10130）、均在断开位置。

4、围子坪电站升压站1# B中压侧（35KV）所属断路器（编号：301）、母线侧隔离刀闸（编号：3011）、变压器侧隔离刀闸（编号：3016）、变压器中压侧接地刀闸（编号：30160）均在断开位置。

5、围子坪电站升压站1# B低压侧所属隔离刀闸（编号：6011）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：60160）均在断开位置。

6、围子坪围子坪电站升压站2# B高压侧所属断路器（编号：102）、母线侧隔离刀闸（编号：1021）、断路器接地刀闸（编号：10230）、均在断开位置。

7、围子坪电站升压站2# B低压侧所属隔离刀闸（编号：9021）、变压器侧接地隔离刀闸（编号：90260）均在断开位置。

8、围子坪电站升压站GIS母线电压互感器隔离刀闸（118）、母线接地刀闸（编号：1110）、电压互感器接地刀闸（编号：1180）均在断开位置。

9、围子坪围子坪电站升压站1、2# B调压分接开关放在电网电压需要的档位。

四、送电原则及程序

启动（送电）的一次系统图，检查电源侧保护的投入情况后，对线路和进线断路器进行冲击实验，然后是对母线的冲击试验以及对主变的冲击试验，每次冲击时必须采取预防故障发生的保护措施，并每次冲击后应对所属单元保护进行检查。在操作前确定每次冲击的操作步骤，冲击操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。

送电程序 1、110KV马雷围支线线路充电

（1）、核实110KV马雷围支线核相正确，绝缘符合要求，雷波开关站雷围线线路断路器（编号：162）储能及充电、控制正常。

（2）、将110KV马雷围支线雷波开关站出线断路器（编号：162）保护定值按通知单整定投入使用。

（3）、拉开马雷围支线线路接地刀闸（编号：16260）（4）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器线路侧隔离刀闸（编号：1626）。

（5）、合上110KV雷波开关站出线间隔断路器（编号：162），检查雷波开关站线路PT和围子坪变电站线路PT，在PT二次侧上校验电压应正确。

（6）、无故障耐压时间5分钟后断开110KV雷波开关站出线断路器（编号：162）。间隔5分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。2、110KV母线及PT充电

（1）、核实围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器及（编号：151）充电正常。

（2）、将110KV围子坪电站升压站线路断路器（编号：151）保护定值按通知单整定投入使用。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路断路器两侧隔离刀闸（编号：1511、1516）。

（4）、合上110KV围子坪电站升压站马雷围支线线路间隔断路器（编号：151），无故障后投入110KV母线PT（编号：118），在PT二次侧上校验相序、相位应正确。3、1＃主变（1#B）充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 1# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

（2）、合上110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1011）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 1# B高压侧断路器（编号：101），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。4、2＃主变（2#B）充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 2# B保护定值按地调通知单整定投入使用。

（2）、合上110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器出线侧隔离刀闸（编号：1021）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。

（4）、主变无故障耐压时间5分钟后断开110KV围子坪电站升压站 2# B高压侧断路器（编号：102），间隔15分钟做第二次冲击实验，共做三次冲击实验。5、6KV母线及PT充电以及机组并网

（1）、将110KV围子坪电站升压站6KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

（2）、合上6KV围子坪电站升压站1# B低压侧隔离刀闸（编号：6011）。

（3）、合上110KV围子坪围子坪电站升压站1# B高压侧断路器（编号：101）。

（4）、无故障合上110KV围子坪围子坪电站升压站6KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

（5）、无故障耐压时间10分钟后断开1# B高压侧断路器（编号：101）。6、10KV母线及PT充电

（1）、将110KV围子坪电站升压站 10KV母线保护定值按通知单整定投入使用。

（2）、合上10KV围子坪电站升压站2# B低压侧隔离刀闸（编号：9021）。

（3）、合上110KV围子坪电站升压站2# B高压侧断路器（编号：102）。

（4）、无故障合上110KV围子坪电站升压站10KV母线PT，在PT二次侧校验相序、相位应正确。

（5）、无故障耐压时间10分钟后断开2# B高压侧断路器（编号：102）。

7、试运行24小时

8、收集所有竣工及实验资料存档。

五、注意事项

1、启动操作及试验前应经地调值班调度员同意，方可进行启动操作及试验工作。

2、启动操作及试验过程中，如果启动投产设备发生异常或事故，应根据启委会的统一指挥进行处理，同时报告地调值班调度员。

3、启动操作过程中，如果系统发生故障或事故，应停止启动操作，听从值班调度员统一指挥处理故障及事故，系统故障及事故告一段落后，经值班调度员同意继续启动操作。

2012年3月15

第四篇：变电站投运方案

35kV变电站投运方案

一、投运范围：

1、**35kV变电站35kV1M、附属设备及其站用变；

2、**35kV变电站1号主变及其附属设备；

3、**35kV变电站10kV1M及其附属设备。

二、投运前应具备的条件：

1、投入运行范围内的设备及各项检测数据具备投运条件；

2、投入运行设备核相正确；

3、投运范围内的继电保护及自动装置校验结果满足投运条件；

4、根据定值通知单正确录入继电保护整定值及投退保护、自动装置；

5、主变分接开关档位在3档（额定档）；

6、办理“新设备投运申请单”并经相关部门批准；

7、所有启动范围内设备均处于冷备用。

三、投运注意事项

1、全面检查所有人员清场。

2、所有爬梯含避雷针应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。

3、所有设备应处于冷备用、全面检查所有地刀确在断开位置，五防锁具安装到位。检查完成后，开关室门窗关好。

4、投运前，检查警铃、喇叭、电脑音响是否开启。

5、在投运前应征得调度值班员的同意并按调度指令执行；

6、启动操作过程中，如果启动投运设备发生异常或事故，应按现场规程处理，同时汇报调度值班员；

7、启动操作过程中，如果系统发生事故，应停止启动操作，待系统事故处理告一段落，经当班调度同意可继续启动操作。

四、核对保护定值：

1、核对35kV新帆线保护定值；

2、核对1号主变保护定值；

3、核对10kV电容器保护定值；

4、核对10kV出线保护定值。

五、投运

1.投入35kV新帆线351断路器所有保护；

2.合上35kV1MpT避雷器318刀闸；

3.35kV**线351由冷备用转运行；

4.检查35kV1MpT二次电压是否正常，相序是否正确定；

5.8B站用变由准备用转运行；

6.检查8B站用变各项运行数据正常；

7.投入1号主变压器所有保护；

8.1号主变压器301断路器由冷备用转热备用；

9.用1号主变压器301断路器对1号主变压器冲击合闸5次（第一次10分钟，第二次5分钟，第三次3分钟，第四次1分钟，第五次合上后不拉开）；

10.10kV1MpT避雷器918手车由冷备用转运行；

11.1号主变压器901断路器由冷备用转热备用；

12.检查10kV1MpT二次电压是否正常，相序是否正确定；

13.1号主变压器进入试运行阶段。

----启动完毕

第五篇：110KV新源变电站投运方案

110KV新源变电站投运方案

批准：

会签：

审核：

编写：左小勇

电力调度中心

2006年12月12日

110KV新源变电站投运方案

110KV新源线电站输变电工程已全部竣工，经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有一、二次设备验收合格，具备投运条件。按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求，为了确保新安装的设备一次投运成功，特编制本投运方案。

一、调度命名和调度管辖划分

1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”，万福变间隔编号命名为“122开关”，新源变间隔编号命名为“111开关”。

2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”，新源变间隔编号命名为“311开关”。

3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。

4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。

详见附图：110KV新源线主接线图；

110KV万福变主接线图；

二、新设备投运范围1、110KV新源变电站所有新安装的一、二次设备（除10KV出线外）。

2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。

3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。

4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。

三、投运条件

1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔一、二次设备已按设计要求安装完毕，调试正确，验收合格，具备投运条件，并处于冷备用状态。

2、110KV新源变电站所有一、二次设备按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，且均处于冷备用状态。

3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，处于冷备用状态。

四、投运步骤

根据启动验收方案安排，整个新设备投运分二个阶段进行：

第一阶段：万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备

1、万福变：检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。

2、万福变：摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘，确保合格。

3、新源变：检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。

4、新源变：检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。

5、新源变：摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘，确保合格。

6、万福变：由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。

7、新源变：由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。

8、新源变：投入110KV福源线111开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。

9、万福变：投入110KV福源线122开关所有保护（改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸）。

10、新源变：对110KV新厦线摇测绝缘，确认合格。

11、新源变：以万福变相序为基准，采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序，确保与万福变110KV相序一致。

12、万福变：将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。

13、万福变：合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次，每次冲击时间5分钟，间隔时间1分钟。

其中：1）110KV福源线第一次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关距离保

护试跳开关。

2）110KV福源线第二次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关零序保

护试跳开关。

3）110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。

4）检查新源变110KV母线受电正常后，空载运行。

14、新源变：合上110KV母线PT1511刀闸。

15、新源变：测试110KVPT二次电压和相序，确认相序正确。

第二阶段：110KV新源变电站投运

（一）、#1主变投运

1、新源变：检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。

2、新源变：摇测#1主变及三侧开关绝缘，确保合格。

3、新源变：投入#1主变所有保护（重瓦斯接“跳闸”位臵，轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位臵）。

4、新源变：将#1主变高中压侧分接头位臵调至额定电压档。

5、新源变：合上#1主变中性点1010刀闸。

6、新源变：将#1主变101开关由冷备用转热备用。

7、新源变：合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验，每次冲击间隔时间5分钟。

第一次冲击正常后，用#1主变差动保护跳101开关；

第二次冲击正常后，用#1主变重瓦斯保护跳101开关；

第三次冲击正常后，用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关；

第四次冲击正常后，用#1主变复合电压过流跳101开关；

第五次冲击正常后，空载试运行，并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位臵。

8、新源变：退出#1主变差动保护。

（二）、35KV母线及35KV母线PT投运

1、新源变：检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变：对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘，确认合格。

3、新源变：将#1主变301开关由冷备用转热备用，投入301开关充电保护。

4、新源变：合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后，退出301开关充电保护压板，并合上35KV母线PT3511刀闸。

5、新源变：由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试35KV所有间隔PT二次压降。

（三）、10KV母线及10KV母线PT投运

1、新源变：检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变：摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘，确认合格。

3、新源变：将#1主变901开关由冷备用转热备用，投入901开关充电保护。

4、新源变：合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后退出901开关充电保护压板，并合上10KV母线PT9511刀闸。

5、新源变：由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性；测试所有出线的PT二次压降。

6、新源变：投入10KV所用变恢复站用电。

7、新源变：10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。

（四）、10KV#1电容器的投运

1、新源变：检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。

2、新源变：摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘，确保合格。

3、新源变：投入10KV#1电容器917开关所有保护。

4、新源变：将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。

5、新源变：合上10KV#1电容器917开关，对#1电容器冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。

（五）、35KV新油线的投运

1、新源变：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

2、吉安县调：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

3、新源变：摇测35KV新油线311开关间隔绝缘，确保合格。

4、新源变：投入35KV新油线311开关所有保护。

5、新源变：将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。

6、新源变：合上35KV新油线311开关，对35KV新油线冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。

7、吉安县调：将油田变负荷转接至35KV新源线上供电。

五、注意事项

1、#1主变带负荷测试前应退出主变差动保护，测试正常后再投入。

2、#1主变投运正常后，将#1主变重瓦斯保护由“跳闸”位臵改接于“信号”位臵，试运行二十四小时后，再将重瓦斯保护由“信号”位臵改接于“跳闸”位臵。

3、万福变110KV福源线122开关、新源变110KV福源线111开关二次功率方向元件须带负荷测试正常后才可投入运行。

六、附图