第一篇：文昌站35KV#1、#2母线送电启动方案
文昌站35KV#
1、#2母线送电启动方案
验收启动委员会：
批 准：
调度机构（文昌地调）：
审 核：
设备部（文昌供电局）：
审 核：
安监部（文昌供电局）：
审 核：
运行单位（文昌局变管所）
审 核：
编制单位：濮阳市三源建设工程有限公司 日期：2016年1月4日
送达：文昌供电局调度台、110kV文昌变电站、文城巡维中心
一、工程概况
1.文昌变电站原运行的35KV母线为单母线接线方式。35KV出线线路共5回。依据海南威特电力设计有限公司的《110KV文昌变电站35KV母线增加分段间隔及35KV出线二次回路改造工程施工图设计》，现已把35KV单母线接线改造为35KV单母线分段接线。本工程具备送电条件。
2.本次投运设备为35KV母联开关、35KV#
1、#2母线侧刀闸、35KV#1母线电压互感器刀闸、35KV#1母线电压互感器。
二.启动范围
1.35KV#
1、#2母线。
2.35KV母联开关及35KV#
1、#2母线侧刀闸。
3.35KV#1母线电压互感器刀闸及35KV#1母线电压互感器。4.调度命名与编号 ：
★ 35KV母联3512开关；
★ 35KV母联开关#1母线侧35121刀闸；
★ 35KV母联开关#1母线侧351217接地刀闸；
★ 35KV母联开关#2母线侧35122刀闸；
★ 35KV母联开关#2母线侧351227接地刀闸；
★ 35KV#1母线电压互感器3519刀闸；
★ 35KV#1母线电压互感器母线侧351917接地刀闸；
★ 35KV#1母线电压互感器侧35197接地刀闸；
★ 35KV#2母线电压互感器3529刀闸；
★ 35KV#2母线电压互感器侧35297接地刀闸。
三、启动组织指挥关系
启委会：
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作出决定。启委会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。启动总指挥：
根据启委会的授权，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，向启委会汇报启动工作有关情况。值班调度员：文昌局调度值班调度员
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。启动操作指挥：
在启动总指挥的指挥下，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，向启动总指挥和值班调度员汇报操作有关情况，协助启动总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。调试试验指挥：
在启动总指挥的指挥下，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，向启动总指挥汇报调试、试验的有关情况。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，向调试试验指挥汇报本小
组调试、试验有关情况。现场安全监督及事故应急小组：
在启动总指挥的指挥下，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。现场操作：110kV文昌站当值值班员
启动过程中新设备的操作由110kV文昌站当值值班员执行，110kV文昌站当值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，在监护人的监护下完成有关操作。
四、启动前应具备的条件
1.本次投产的新设备按国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕，35KV#
1、#2母线一次设备核相正确，调试结果符合交接验收标准要求，并经质检验收签证，具备投运条件。2.启动范围内场地平整、通道畅通，电缆沟盖板齐全并密封良好，临时接地线已拆除。
3.本次投产的开关、刀闸设备均已标明正确的名称、编号，与计算机监控及主控室模拟图相符。
4.站内带电设备部分均应有围栏或警告牌，非带电部分均应已隔离。5.电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵，门窗防止小动物的措施完善。
6.站内配备足够的消防设施及绝缘用具。站内照明、事故照明、直流系统、通信系统均正常。
7.本次待投运的开关、刀闸已完成分合闸保护传动试验，并与调度
部门的通信正常。遥控、遥信、遥测、远动信息能正常传送到调度和监控部门，并核对无误。
8.本次待投运的开关、刀闸、接地刀均在分闸位置。
9.所有待投运设备的保护按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。
10.启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底。操作人员应按启动方案填写好操作票并经监护人员审核。
11.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。
12.以上各项检查符合要求后，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。
13.启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署《文昌站35KV#
1、#2母线送电启动通知书》并传真到文昌局调度台，同时授权给文城巡维中心向文昌局值班调度员汇报：文昌站35KV#
1、#2母线设备具备启动送电条件。文昌局值班调度员依据该通知书和文城巡维中心申请，指挥启动操作。
五、启动前设备运行状态
1.110kV母线运行方式：
按系统正常方式运行。2.35kV母线运行方式：
35kV#
1、#2母线退出运行。35KV母联开关在冷备用状态。35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线3553开关间隔、35kV清澜线3554开
关间隔均在冷备用状态。35KV#
1、#2母线电压互感器退出运行状态。#1主变3501开关在冷备用状态。#2主变3502开关在冷备用状态。35KV站用变退出运行。3.10kV母线运行方式
10KV母线分段运行，10KV母联1012开关处在热备用状态。#1主变1001开关带10KV#1母线负荷、#2主变1002开关带10KV#2母线负荷。
4.按35kV母联3512开关继保定值通知单（编号___）和现场运行规程要求投入35kV母联3512开关保护。
5.启动前110KV文昌站值班员应认真确认上述一、二次设备在规定位置。
六、启动顺序
本次启动顺序分三个阶段：
第一阶段：冲击35KV#1母线及新安装的35KV母联开关#1母线侧35121刀闸、35KV#1母线电压互感器3519刀闸、35KV#1母线电压互感器。
第二阶段：冲击35KV#2母线3512开关、两侧隔离开关及#
1、2主变
第三阶段：核相、恢复送电。
七.安全措施
1.启动过程中务必加强35kV#
1、#2母线特巡，加强现场安全监督和风险点防控。
2.加强35kV#
1、#2母线倒闸操作的监护，遵章操作，严防35kV母
线失压。做好事故预想，做好事故应急处理的准备。
3.启动期间，现场操作过程中易发生相邻间隔、相邻设备误操作现象。严格落实操作票制度及五防操作规范，杜绝麻痹大意引起的误操作现象。
八、启动操作步骤（用35kV东阁线电源作为新设备冲击电源）
(一)第一阶段：
1、东阁侧：35kV东阁线执行wenc2015-250定值单，投入保护出口跳闸压板；
2、文昌侧：35kV东阁线执行临时wenc2015-252定值单，投入保护出口跳闸压板；
3、4、文昌站35kV母联开关执行wenc2015-245定值单；
文昌站#1主变执行wenc2015-241定值单，作废wenc2013-076定值单；5、6、7、8、9、确认35KV母联3512间隔在冷备用状态； 确认35KV#1母线电压互感器间隔在冷备用状态； 确认35KV站用变3510B1刀闸在冷备用状态； 确认35KV#2母线电压互感器间隔在冷备用状态；
确认35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线3553开关间隔、35kV清澜线3554开关间隔均在冷备用状态；
10、确认#1主变3501开关间隔在冷备用状态；
11、确认#2主变3502开关间隔在冷备用状态；
12、合上35kV#1段母联#1电压互感器35121刀闸；
13、合上35kV东阁线线路侧35536刀闸；
14、合上35kV东阁线母线侧35531刀闸刀闸；
15、合上35kV东阁线3553开关，对35KV#1母线电压互感器及3519 刀闸充电3次。每次带电5分钟，间隔停电5分钟。
16、断开35kV东阁线3553开关；
17、断开35KV#1母线电压互感器3519刀闸;
18、第一阶段冲击结束。(二)第二阶段：
1、确认#1主变3501开关间隔在冷备用状态；
2、确认#2主变3502开关间隔在冷备用状态；
3、合上35KV母联开关#1母线侧35121刀闸；
4、合上35KV母联开关#2母线侧35122刀闸；
5、合上35KV母联3512开关；
6、合上35kV东阁线3553开关，对母联3512开关、35121刀闸、35122刀闸及35kV进线电缆充电3次。每次带电5分钟，间隔停电5分钟。
7、断开35kV母联3512开关；
8、拉开35kV母联开关#1母线侧35121刀闸；
9、拉开35kV母联开关#2母线侧35122刀闸；
10、断开35kV东阁线3553开关；
11、拉开35kV东阁线3553开关母线侧35531刀闸；
12、拉开35kV东阁线3553开关线路侧35536闸
13、第二段阶段冲击结束。(三)第三阶段：
1、确认35kV母联3512开关间隔、35kV石壁线3551开关间隔、35kV昌文线3552开关间隔、35kV文潭线3555开关间隔、35kV东阁线35
53开关间隔、35kV清澜线3554开关间隔、#1主变3501开关间隔及#2主变3502开关间隔均在冷备用状态。
2、合上 #1母线电压互感器侧3519刀闸；
3、合上 #2母线电压互感器侧3529刀闸；
4、合上#1主变3501开关主变侧35016刀闸；
5、合上#1主变3501开关母线侧35011刀闸；
6、合上#2主变3502开关主变侧35026刀闸；
7、合上#1主变3501开关母线侧35021刀闸；
8、合上#1主变3501开关；
9、合上#1主变3502开关；
10、在35kV母联开关#1母线侧35121刀闸刀口处及35kV母联开关#2母线侧35122刀闸刀口处用核相仪对35KV#1母线、#2母线进行一次核相，确认三相相序正确；
11、在保护屏电压并列装置端子对35kV#1母线电压互感器、35kV #2母线电压互感器进行二次核相，确认三相相序正确；
12、文昌站侧：35kV东阁线恢复wenc2015-163定值单；
13、文昌站35kV母联开关恢复wenc2016-001定值单；
14、退出东阁站35kV东阁线保护出口跳闸压板;15.恢复35kV#
1、#2段母线正常运行方式。
（35KV母线运行方式，按文昌局调度指令执行。35KV文潭线、东阁线、清澜线、石壁线、昌文线执行文昌局调度指令恢复送电。35KV#
1、#2母线电压互感器运行方式按文昌局调度指令执行）。
十、收尾工作
1.按文昌局调度要求调整运行方式，并检查确认一次设备在调度规
定的运行状态。
2.检查确认已按继电保护定值通知单要求及现场运行规程，正确无误地投、退有关保护。确认临时修改的定值已全部恢复完毕。3.新安装设备具备投运条件后，按有关要求移交运行部门管理。附件： 启动方案时间安排说明
1.35KV母线停电工作：
当天停电时间：2016年1月6日07时00分至20时30分。
停电工作内容：35KV单母线Ⅰ、Ⅱ段分段解口。分段开关接入。
·#2主变3502开关母线侧35021刀闸改由电缆连接上35KV#2母线；
· 35KV母联开关#1母线侧35121刀闸用电缆连接上35KV#1母线；
· 35KV母联开关#2母线侧35122刀闸用钢芯铝绞线连接上35KV#2母线；
· 35KV#1母线电压互感器3519刀闸用钢芯铝绞线连接上35KV#1母线。以上工作必须在当天下午14时前完成。2.启动送电方案：
启动时间：当天2016年1月6日14时10分。35KV#
1、#2母线改造设备验收后，启动送电方案。
2016.1.4
第二篇：35KV母线及主变送电方案
锅炉房变35KV母线及主变
送电方案
编制： 校核： 审核： 批准：
宁 夏 宝 丰 集 团 动 力 公 司
目录
1.组织措施
2.受电范围及运行方式 3.受电具备条件 4.技术措施 5.安全措施
6.35kV系统受电步骤 注意事项 1 7.宁夏宝丰能源热电联产项目35kV系统及1#、2#主变土建、电建工作已完成，具备受电条件，为保证变电所35kV系统及1#、2#主变受电工作的顺利完成，特制定本措施。
1.组织措施
35kV及1#、2#主变受电时，各参与单位人员应服从受电总指挥的统一指挥，认真执行现场指挥和值长命令，确保送电顺利进行。受电总指挥：高固平现场指挥：当值值长
参加人员：车间主任、工程师、技术员、运行人员、安检人员。
2.受电范围及运行方式
2.1 35kV、Ⅰ、Ⅱ段母线、断路器、母线电压互感器与避雷器、并网电压互感器、1#、2#主变等电气设备。
2.2锅炉房35KV变电所311双炉甲线进线开关、321双炉乙线进线开关运行，母联300开关热备，35KVⅠ、Ⅱ段分列运行，快切投入正常。
2.3 锅炉房35KV变电所1#、2#主变运行，母联500Ⅰ热备，10KVⅠ、Ⅱ段分列运行，快切投入正常。
3.受电具备条件
3.1 35kV系统及1#、2#主变电气一二次设备已安装调试完毕。符合设计及有关规程的要求，经验收合格并完成验收签证，技术资料齐全。
3.2 35kVⅠ、Ⅱ段母线、断路器、母线电压互感器与避雷器、并网电压互感器、1#、2#主变等电气设备经调试人员试验合格。
3.3 35kV电气设备名称、编号齐全、正确，带电部分标识清楚无误，隔离措施完备。对开关、刀闸的操作机构、接地刀闸、操作箱、端子箱门锁好。
3.4 一次设备应挂标志牌、各种警示牌，准备好和生产相关的各种运行记录本。准备好经检验合格的35kV、10kV绝缘杆、绝缘手套、绝缘垫、接地线、验电器等工具。3.5 高压配电室内道路畅通，电缆沟盖板齐全，照明充足，消防设备齐全。3.6 1#、2#主变冷却系统良好，1#、2#主变变分接头按调度要求调整在规定位置。3.7 受电母线、1#、2#主变一、二次接线正确，保护装置经试验合格，各种表计完好，接线正确。
3.8 高压配电室一二次设备清扫干净、无杂物。
3.9 通信设备齐全，消防器材和人员配备齐全并已到位，人员分工明确。3.10 受电方案已报调度主管部门批准。
4.技术措施
4.1 检查35kV系统及1#、2#主变电气设备安装工作已全部完成，分部试运合格，经质检部门验收合格，并有书面交代。
4.2 送电前生产设备厂家和安装单位向操作人员移交全部电气设备的图纸、技术资料。
4.3 操作人员能够全面掌握系统运行方式，并能够正确操作。
4.4 由安装试验单位向生产准备人员提供合格设备试验数据，经检查，并符合国家标准。
4.5 送电前检查线路、母线及1#、2#主变保护压板投入正确。
4.6 检查1#、2#主变、线路、母线保护定值已按公司给出的定值单进行整定，并经验收合格。
5.安全措施
5.1 设备受电前，按照受电措施的各项要求，做好各项检查工作。
5.2 由受电领导小组对送电人员进行组织和分工：指挥、操作、监护、巡视人员应各司其职，坚守岗位。
5.3 运行操作人员应严格执行电业安全规程和运行操作规定，操作时严格按照操作票内容进行。严禁无操作票或不按操作票进行操作。
5.4 检查受电设备周围必须拦警戒线，禁止无关人员进入受电现场。
5.5 受电过程中，如发生设备异常情况，应立即停止送电操作，待查明原因并消除 3 后，再进行操作。
5.6 设备带电后，应及时装设明显警告标示，除运行人员外，其他人员进入带电区域工作必须办理工作票。
6.35kV系统受电步骤
6.1 35kV系统受电步骤：
6.1.1 35kV系统连接引线完好，母线处于冷备用状态；母联开关300处于冷备用状态。
6.1.2 检查35kV系统Ⅰ、Ⅱ段母线PT、并网出线PT及专用计量装置完好，间隔内无异物。
6.1.3 将35kV系统Ⅰ段过电压抑制柜刀闸合上，进线PT及进线311开关送入工作位置，专用计量装置良好，并给上其二次电源和插件。
6.1.4 合上35kV系统Ⅰ段进线311开关控制、合闸直流电源开关, 查311开关保护投入正确。
6.1.5 合上311开关，向35KVⅠ母充电。6.1.6 检查35KVⅠ母充电正常。
6.1.7将35kV系统Ⅱ段过电压抑制柜刀闸合上，进线PT及进线321开关送入工作位置，专用计量装置良好，并给上其二次电源和插件。
6.1.8 合上35kV系统Ⅱ段并网321开关控制、合闸直流电源开关, 查321开关保护投入正确。
6.1.9 合上321开关，向35KVⅡ母充电。6.1.10 检查35kVⅡ母充电正常。
6.1.11 35kV系统受电完毕后，对35kV系统Ⅰ、Ⅱ段核相正确后，由生产技术人员和运行人员对变电所的电气设备进行详细检查，确认受电设备无异常现象后，进行#1（#2）主变受电工作。6.2 1#、2#主变受电步骤：
6.2.1 检查1#、2#主变本体及连接引线完好，检查1#、2#主变有油色、油位正常，检查风扇电源良好。检查35kVⅠ、Ⅱ段1#、2#主变301、302开关在冷备用状态。6.2.2 检查10kVⅠ、Ⅱ段母线进线5101、5201开关在冷备用状态。6.2.3 测量1#、2#主变绝缘合格，启动1#、2#主变风扇，并检查运行正常。6.2.4 将35kV系统Ⅰ段1#主变301开关送入工作位置。
6.2.5合上1#主变保护装置电源，并检查保护投入正确；合上301开关控制、合闸直流电源开关。
6.2.6 合301开关，向1#主变充电5次，每次间隔5分钟。6.2.7 对10kVⅠ段和1#主变低压侧核相，查相序正确后。6.2.8 将10kVⅠ段母线进线5101开关送至工作位置。6.2.9 合上5101开关控制、合闸电源开关。6.2.10 合上5101开关。
6.2.11 检查1#主变、10kVⅠ段母线运行正常,。
6.2.12 将35kV系统Ⅱ段2#主变302开关送入工作位置。
6.2.13合上2#主变保护装置电源，并检查保护投入正确；合上302开关控制、合闸直流电源开关,。
6.2.14 合302开关，向2#主变充电5次，每次间隔5分钟。6.2.15 对10kVⅡ段和2#主变低压侧核相，查相序正确后。6.2.16 将10kVⅡ段母线进线5201开关送至工作位置。6.2.17 合上326开关控制、合闸电源开关。6.2.18 合上326开关。
6.2.19 检查2#主变、10kVⅡ段母线运行正常。
6.2.20 申请宁东供电局将原锅炉房1#、2#进线退出运行。
7.注意事项
7.1 送电前要对1#、2#主变、进线开关、计量柜、PT柜及母线进行全面检查，各设备绝缘合格。
7.2 35KV系统Ⅰ、Ⅱ段带电正常后，在母联300开关处核相正确无误，方可将母联300开关热备。
7.3 1#、2#主变充电正常后，进行核相正确无误，可将主变与原10KV系统并列运行。
7.4 受电过程中，如发生设备异常情况，应立即停止送电操作，待查明原因并消除 后，再进行操作。
7.5 运行人员若发现异常情况，应即时向现场指挥和车间领导汇报。7.6 35KV及1#、2#主变送电后，要记录10KV1#、2#进线计量表止码。
第三篇：220kV大成站整站启动送电方案
编号：2012-041 版本： 01
220kV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
编号：2012-41 版本： 01 220kV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、鹅毛岭变电站、220kV洛基变电站。
220kV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
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
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。
2、保护装置采用南瑞继保和国电南自两种保护。主要保护设备有：
（1）220kV鹅成Ⅰ线保护A屏RCS-902B纵联距离保护，B屏RCS-931B光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（2）220kV鹅成Ⅱ线保护A、B屏均采用PSL-603G光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
（3）220kV鹅成Ⅲ线保护A、B屏均采用PSL-603G光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（4）220kV成牵Ⅰ线保护A、B屏均采用RCS-931BM光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（5）220kV成牵Ⅱ线保护A、B屏均采用RCS-931BM光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（6）220kV成三线保护A、B屏均采用PSL-603G光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（7）220kV成洛Ⅱ线保护A、B屏均采用PSL-603G光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（8）220kV成洛Ⅰ线保护A屏RCS-902B纵联距离保护，B屏RCS-931B光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（9）220kV核成Ⅰ线保护A、B屏均采用PSL-603G光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（10）220kV核成Ⅱ线保护A屏RCS-902B纵联距离保护，B屏RCS-931B光纤分相电流差动保护，各屏均有完善的后备保护。
（8）#1主变压器保护A屏RCS-978EN差动保护及后备保护，B屏RCS-978EN差动保护及后备保护，并配RCS-974A本体保护。
（9）220kV母线保护A段A屏RCS-915母差保护配失灵保护和充电保护，A段B屏RCS-915母差保护配失灵保护和充电保护，B段A屏RCS-915母差保护配失灵保护和充电保护，B段B屏RCS-915母差保护配失灵保护和充电保护。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
失灵保护的电流元件采用母差保护中的失灵电流元件。（10）110kV母线保护RCS-915配充电保护。
3、主要设备型号（1）主变压器
型号：SFSZ11-150000/220TH 容量：150/150/75 MVA 电压比：230±8×1.25％/115/36.75 kV 接线组别：YN/Yn0/Yn0+d 有载调压机构：配MR进口调压机构 生产厂家： 保定天威保变电气股份有限公司（2）#1主变220kV侧开关、220kV母联开关 型号：GL314-F1三相联动开关
生产厂家：苏州阿海珐高压电气开关有限公司（3）220kV线路开关 型号：GL314分相操作开关
生产厂家：苏州阿海珐高压电气开关有限公司（4）110kV开关
型号：GL312-F1 三相联动开关
生产厂家：苏州阿海珐高压电气开关有限公司（5）35kV开关 型号：HMS40.5 生产厂家：现代重工（中国）电气有限公司
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
4、本阶段启动送电说明
由于大成站第一阶段送电中，改接入大成站的220kV洛鹅I线通过大成站，与220kV鹅成I线间隔、220kV#2—#4母分段开关间隔、220kV#2母线、220kV#4母线、220kV成洛I线间隔与220kV洛鹅I线保持连接运行。因此大成站需做好220kV鹅成I线间隔、220kV#2—#4母分段、220kV#2母线、220kV#4母线、220kV成洛I线间隔带电运行的安全措施，在启动前做好大成站内本次启动设备与带电设备的危险点分析，并在启动中做好大成站内本次启动设备与带电设备的风险控制。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
二、启动范围
（一）启动范围 1、220kV鹅成Ⅲ线线路及两侧开关间隔及其附属设备。2、220kV成洛Ⅱ线线路及两侧开关间隔及其附属设备。
3、大成站220kV#1母线、#3母线及其附属设备，220kV#
1、#2母线母联开关2212，220kV#
3、4母母联开关2234，220kV#
1、3母分段2213开关及其附属设备。
4、所有第一阶段未曾启动的220kV线路开关及主变220kV侧开关。5、220kV大成变电站#1主变、主变三侧开关及其附属设备。
6、大成站110kV#
1、#2母线及其附属设备，110kV母联1112开关及其附属设备。
7、所有的110kV线路开关。8、220kV大成变电站35kV#
1、#2母线及其附属设备。9、220kV大成变电站35kV#
1、#2站用变。10、220kV大成变电站35kV#
1、#2电抗器。
11、上述设备对应的二次保护设备及综合自动化系统。
（二）待投运设备调度命名和编号
1、原220kV鹅三线接进220kV大成变电站：220kV大成变电站至220kV鹅毛岭站的220kV线路命名为220kV鹅洛Ⅲ线，大成侧开关编号2253，鹅毛岭站侧开关编号2255；220kV大成变电站至220kV洛基站的220kV线路命名为220kV成洛Ⅱ线，大成侧开关编号2257，洛基侧开关编号2252；
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
2、本次送电涉及到的间隔其它设备调度命名和编号详见《关于下达220kV大成变电站输变电工程有关设备调度管辖范围和双重命名的通知》（中调〔2012〕12号）。
三、启动组织指挥关系
启委会：
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作出决定。启委会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。
启动调试总指挥：
根据启委会的授权，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，向启委会汇报启动工作有关情况。
启动调度：中调值班调度员
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。
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。
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，向启动调试总挥汇报调试、试验的有关情况。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
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，向调试试验指挥汇报本小组调试、试验有关情况。
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。
现场操作：洛基站、鹅毛岭站、大成站当值值班员
启动过程中新设备的操作由洛基站、鹅毛岭站、大成站当值值班员执行，基建施工单位负责操作监护和配合，洛基站、鹅毛岭站、大成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，并在施工人员的监护下完成有关操作。
四、启动前应具备的条件 1、220kV大成站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，并经验收组质检认可，具备投运条件。2、220kV鹅成Ⅲ线的鹅毛岭侧间隔、220kV成洛Ⅱ线的洛基侧间隔改造完工，输电线路全面完工，线路参数测试完毕，经一次定相正确（如有同杆架设无法进行），并经验收组质检认可，具备启动送电条件。3、220k大成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。
4、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
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
机监控和主控室模拟图相符。
5、投产的站内带电设备均有围栏或警告牌。
6、电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵。
7、站内配足消防设施及绝缘用具。
8、低压室、中控室和继保小室的防鼠措施完善。
9、生产准备工作已就绪，消防设施和安全工器具齐全，有关安全围栏、警告牌、标示牌已设置。厂、站内带电设备部分均应有围栏或警告牌，非带电部分均应已隔离。站内配备足够的消防设施及绝缘用具。站内照明、事故照明、直流系统、通信系统均正常。
10、设备外壳接地均良好，地网接地电阻试验合格。
11、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。
12、所有待投运的开关、刀闸、地刀均在分闸位置，35kV手车柜的手车在试验位置，处冷备用状态。
13、启动试运行范围内的设备均按有关施工及验收规程、规定的要求进行安装调试，且经运行单位验收合格。有关二次控制、保护、通讯、远动、PMU、故障录波、监控系统、测量、所用电、计量等系统已分别通过相关调试，并经验收合格。
14、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执行完毕，并按现场运行规程正确无误投入保护。待投运设备完成保护整组传动试验验收合格。
15、待投产线路光纤差动对调完成且能正常投运。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案 16、220k大成变电站#1主变主变本体检查良好，主变冷却系统良好，排油系统良好。主变调压开关抽头置第9档。
17、启动前检查待启动设备的设备油位、压力正常。
18、启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底，操作人员应按启动方案填写好操作票并经监护人审核合格。
19、启动当天待投运线路及220kV鹅毛岭站和220kV洛基站内电气设备正常。
20、启动前应对大成站内220kV、110kV所有开关间隔母线侧刀闸处合位时，对应母差屏面板上新间隔母线刀闸位置指示灯指示正确无误，并验收合格。
21、启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底。
22、启动前运行人员需参照第一阶段启动的安全隔离措施，检查大成站内待启动设备与运行设备的安全隔离措施，并检查操作票。
23、启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署《220kV鹅成Ⅲ线、洛成Ⅱ线及大成站整站启动送电通知书》并传真到中调调度台，同时授权给那大集控站值长向中调调度员汇报：220kV鹅成Ⅲ线、成洛Ⅱ线及大成变电站具备启动送电条件。中调值班调度员依据该通知书指挥启动操作。
24、启动前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，220kV鹅毛岭站、220kV洛基站由现场值班人员进行操作并监护。220kV大成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。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
五、启动前系统运行方式要求
系统正常运行。
六、启动前相关变电站运行方式
一次设备运行方式： 1、220kV大成站：除了220kV鹅成I间隔、220kV#2-#4母分段间隔、220kV#2母线、220kV#4母线、220kV成洛I间隔处于运行状态外，站内其他设备均处冷备用状态。2、220kV鹅毛岭站：220kV鹅成Ⅲ线间隔处冷备用状态，其他设备按正常方式运行。3、220kV洛基站：220kV成洛Ⅱ线间隔处冷备用状态，其他设备按正常方式运行。
二次设备运行方式：
1、大成站：相关线路、母线保护等保护按继保定值通知单和现场运行规程要求投入，其中：
① 220kV鹅成Ⅲ线执行定值单。② 220kV成洛Ⅱ线执行定值单。
③ #1主变执行定值单。非电量保护执行定值单（中调负责整定的定值部分）和定值单（儋州地调负责整定的定值部分）。④ 220kV母线执行定值单、110kV母线执行定值单。⑤ 主变故障录波装置执行定值单、220kV故障录波装置A屏执行定
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
值单、220kV故障录波装置B屏执行定值单、110kV故障录波装置执行定值单。
⑥ 退出220kV鹅成Ⅲ线、220kV成洛Ⅱ线线路重合闸。2、220kV鹅毛岭站：
按中调继保定值通知单（定值单编号：）和现场运行规程要求投入220kV鹅成Ⅲ线保护，退出线路重合闸。220kV母线执行定值单。220kV故障录波装置执行定值单。3、220kV洛基站：
按中调继保定值通知单（定值单编号：）和现场运行规程要求投入220kV成洛Ⅱ线保护，退出线路重合闸。220kV母线执行定值单。220kV故障录波装置执行定值单。
七、启动顺序及实验纲要 1、220kV鹅成Ⅲ线启动；大成站220kV#1母线、220kV #3母线、两个220kV母联开关及220kV分段2213开关、所有未运行的220kV线路开关间隔启动。2、220kV成洛Ⅱ线启动，220kV线路合环。
3、大成站#1主变启动。
4、大成站110kV#1母线、110kV #2母线、110kV母联开关启动。
5、大成站35kV#1母线、35kV #2母线、35kV分段开关、35kV #
1、#2电
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
抗器、35kV #
1、#2站用变启动。
6、运行方式安排
八、启动步骤
（一）220kV鹅成Ⅲ线启动，大成站220kV#
1、#3母线启动
1、鹅毛岭站：退出220kV鹅成Ⅲ线线路重合闸。
2、鹅毛岭站：投入220kV鹅成Ⅲ线充电保护。
3、大成站：退出220kV鹅成Ⅲ线线路重合闸。
4、大成站：投入220kV鹅成Ⅲ线充电保护。
5、鹅毛岭站：将220kV #2母线的运行设备倒至220kV #1母运行。
6、鹅毛岭站：断开220kV母联开关2212。
7、鹅毛岭站：合上220kV鹅成Ⅲ线2母刀闸22572，检查母差保护、线路保护、测控、计量、PMU的位置指示正常。检查正常后断开22572刀闸。
8、鹅毛岭站：合上220kV母联开关2212。
9、鹅毛岭站：将220kV #1母线的运行设备倒至220kV #2母运行。
10、鹅毛岭站：断开220kV母联开关2212。
11、鹅毛岭站：投入母差屏中的母联充电保护和过流保护。
12、鹅毛岭站：合上220kV鹅成Ⅲ线1母刀闸22571，合上220kV鹅成Ⅲ线开关2257。检查母差保护、线路保护、测控、计量、PMU的位置指示正常。
13、鹅毛岭站：合上220kV母联开关2212。对220kV鹅成Ⅲ线开关充电一次，带电3分钟。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
14、鹅毛岭站：充电正常后断开鹅成Ⅲ线开关2257。
15、鹅毛岭站：合上鹅成Ⅲ线线路刀闸22576。
16、鹅毛岭站：合上220kV鹅成Ⅲ线开关2257对线路冲击第一次，带电三分钟。
17、鹅毛岭站、大成站：在220kV鹅成Ⅲ线带电期间，检查220kV鹅成Ⅲ线线路PT二次电压应正常。
18、鹅毛岭站：充电正常后断开220kV鹅成Ⅲ线开关2257。
19、大成站：合上220kV鹅成Ⅲ线线路侧刀闸22536。20、大成站：合上220kV鹅成Ⅲ线开关2253。
21、鹅毛岭站：合上220kV鹅成Ⅲ线开关2257对线路冲击第二次，对大成站2253开关充电第一次，带电三分钟，充电正常后断开220kV鹅成Ⅲ线开关2253。
22、大成站：断开220kV鹅成Ⅲ线开关2253。
23、大成站：合上220kV鹅成Ⅲ线I母侧刀闸22531。
24、大成站：合上220kV鹅成Ⅲ线开关2253。
25、大成站：220kV #
1、3母分段开2213由冷备用转运行。
26、大成站：合上220kV#1母线#1PT刀闸219。
27、大成站：合上220kV#3母线#2PT刀闸239。
28、大成站：合上220kV#
1、#2母母联开关#1母侧刀闸22121。
29、大成站：合上220kV#
1、#2母母联开关2212。
30、大成站：合上220kV#
3、#4母母联开关#3母侧刀闸22343。
31、大成站：合上220kV#
3、#4母母联开关2234。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
32、鹅毛岭站：合上220kV鹅成Ⅲ线开关2257对线路冲击第三次，对大成站2253开关充电第二次，对大成站220kV#
1、#3母线，220kV#
1、#3母分段开关2213，220kV#
1、#2母母联2212，220kV#
3、#4母母联2234开关充电第一次。
23、大成站：220kV#
1、#3母线带电期间，合上220kV#1母线PT和220kV#3母线PT的二次空开，并检测二次电压和相序应正确（同源核相）。利用220kV鹅成I线线路PT二次电压与220kV#1母线PT二次电压核相应正确。
24、大成站：220kV#
1、#3母线带电期间，在220kV#
1、#2母母联刀闸22122处进行带电一次核相，检查220kV#1母和#2母一次电压相序应正常。
25、大成站：220kV#
1、#3母线带电期间，在220kV#
3、#4母母联刀闸22124处进行带电一次核相，检查220kV#3母和#4母一次电压相序应正常。
26、鹅毛岭站：断开220kV鹅成Ⅲ线开关2257，停电3分钟。
27、大成站：将鹅成Ⅱ线间隔、成牵Ⅰ线间隔、成牵Ⅱ线间隔、成三线间隔由冷备用转入1母热备用。将核成Ⅰ线间隔、核成Ⅱ线间隔由冷备用转入3母热备用。
28、大成站：合上成洛Ⅱ线间隔的#3母刀闸22573。
29、大成站：合上成洛Ⅱ线间隔的开关2257。
30、大成站：合上#1主变220kV侧开关#1刀闸22011。
31、大成站：合上#1主变220kV侧开关2201。
32、鹅毛岭站：合上220kV鹅成Ⅲ线开关2257对大成站2253开关充电第三次，对大成站220kV#
1、#3母线，220kV#
1、#3母分段开关2213，220kV#
1、#2母母联2212，220kV#
3、#4母母联2234开关充电第二次；对鹅成Ⅱ线
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
间隔、成牵Ⅰ线间隔、成牵Ⅱ线间隔、成三线间隔、成洛Ⅱ线间隔、核成Ⅰ线间隔、核成Ⅱ线间隔、#1主变220kV侧间隔充电第一次，带电3分钟。充电正常后，保持2254开关在运行状态。
33、鹅毛岭站：退出220kV鹅成Ⅲ线充电保护。
34、鹅毛岭站：退出220kV母差保护屏的充电保护和过流保护。
35、大成站：断开220kV鹅成Ⅲ线开关2253，停电3分钟。
36、大成站：合上220kV鹅成Ⅲ线开关2253，对大成站220kV#
1、#3母线，220kV#
1、#3母分段开关2213，220kV#
1、#2母母联2212，220kV#
3、#4母母联2234开关充电第三次；带电3分钟。对鹅成Ⅱ线间隔、成牵Ⅰ线间隔、成牵Ⅱ线间隔、成三线间隔、成洛Ⅱ线间隔、核成Ⅰ线间隔、核成Ⅱ线间隔、#1主变220侧间隔充电第二次，充电正常后，断开鹅成Ⅲ线开关2253。
37、大成站：断开220kV#
1、#2母母联2212，断开刀闸22121。
38、大成站：断开220kV#
3、#4母母联2234，断开刀闸22343。
39、大成站：合上220kV鹅成Ⅲ线开关2253，对鹅成Ⅱ线间隔、成牵Ⅰ线间隔、成牵Ⅱ线间隔、成三线间隔、成洛Ⅱ线间隔、核成Ⅰ线间隔、核成Ⅱ线间隔、#1主变220侧间隔充电第三次，充电正常后，保持鹅成Ⅲ线开关2253在运行状态。
40、大成站：将鹅成Ⅱ线间隔、成牵Ⅰ线间隔、成牵Ⅱ线间隔、成三线间隔、核成Ⅰ线间隔、核成Ⅱ线间隔由运行转冷备用状态。
41、大成站：断开成洛Ⅱ线间隔的开关2257。
42、大成站：合上成洛Ⅱ线间隔的线路刀闸22576。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
43、大成站：断开#1主变220kV开关2201。
44、大成站：断开#1主变220kV开关#1侧刀闸22011。
45、大成站：退出220kV鹅成Ⅲ线充电保护。
（二）220kV成洛Ⅱ线启动，220kV系统合环
1、洛基站：退出220kV成洛Ⅱ线线路重合闸。
2、洛基站：投入220kV成洛Ⅱ线充电保护。
3、大成站：退出220kV成洛Ⅱ线线路重合闸。
4、大成站：投入220kV成洛Ⅱ线充电保护。
5、大成站：合上220kV成洛Ⅱ线开关2257对线路冲击第一次，至少带电3分钟。
6、大成站：线路带电期间检查成洛Ⅱ线线路PT二次电压应正常。
7、洛基站：线路带电期间检查成洛Ⅱ线线路PT二次电压应正常。
8、大成站：充电及检查正常后，断开220kV成洛Ⅱ线开关2257，停电3分钟。
9、洛基站：合上成洛Ⅱ线线路刀闸22526。
10、洛基站：合上成洛Ⅱ线开关2252。
11、大成站：合上220kV成洛Ⅱ线开关2257对线路冲击第二次，对洛基站的成洛Ⅱ线开关冲击第一次，带电3分钟。
12、大成站：充电正常后，断开220kV成洛Ⅱ线开关2257，停电3分钟。
13、大成站：合上220kV成洛Ⅱ线开关2257对线路冲击第三次，对洛基站的成洛Ⅱ线开关冲击第二次，带电3分钟。
14、大成站：充电正常后，断开220kV成洛Ⅱ线开关2257，停电3分钟。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
15、大成站：合上220kV成洛Ⅱ线开关2257对洛基站的成洛Ⅱ线开关冲击第三次，带电3分钟。
16、大成站：充电正常后，断开220kV#
1、#3母分段开关2213。停电3分钟。
17、大成站：拉开220kV#
1、#3母分段开关的#3母侧刀闸22133。
18、大成站：合上220kV#
1、#3母分段开关2213。
19、洛基站：合上成洛Ⅱ线#2母侧刀闸22522，检查检查母差保护、线路保护、测控、计量、PMU的位置指示正常。
20、洛基站：检查正常后，断开成洛Ⅱ线#2母侧刀闸22522。
21、洛基站：将220kV#1运行的设备全部倒至#2母运行（#1母空载）。
22、洛基站：将成洛Ⅱ线由冷备用转入#1母热备用。
23、洛基站：合上成洛Ⅱ线开关2252。
24、大成站：220kV#
1、#3母同时带电期间，在220kV#
1、#3母分段开关的#3母侧刀闸22133处进行一次带电核相应正确。#1PT、#3PT二次不同源核相应正确。
25、大成站：断开220kV#
1、#3母分段开关2213。
26、大成站：合上220kV#
1、#3母分段开关的#3母侧刀闸22133。
27、洛基站：退出220kV成洛I线充电保护。
28、大成站：退出220kV成洛I线充电保护。30、大成站：退出4套220kV母差保护。
31、鹅毛岭站：退出2套220kV母差保护。
32、洛基站：退出2套220kV母差保护。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
33、大成站：合上220kV#
1、#3母分段开关2213（220kV合环）。
33、鹅毛岭站：检查2套220kV母差差流正常，投入2套母差保护。
34、洛基站：检查2套220kV母差差流正常，投入2套母差保护。
35、大成站：检查4套220kV母差保护差流应正确，投入4套母差保护。
36、大成站：检查#
1、#3母分段开关保护回路、测控回路、计量回路电流应正确。
37、大成站、鹅毛岭站：检测220kV鹅成Ⅲ线两侧光纤电流差动保护差流、保护回路、测控回路、录波回路、PMU回路、计量回路电流极性应正确。
38、大成站、洛基站：检测220kV成洛Ⅱ线两侧光纤电流差动保护差流、保护回路、测控回路、录波回路、PMU回路、计量回路电流极性应正确。
请中调安排220kV的运行方式
(三)大成站#1主变启动
1、大成站：将#1主变调压抽头调至第9档（中间档）。
2、大成站：合上#1主变高压侧中性点地刀210，中压侧中性点地刀110。
3、大成站：检查#1主变保护按照调度继保定值通知单及现场运行规程要求投入，临时修改主变定值（见附件大成站#1主变送电临时整定值通知单）。
4、大成站：将220kV#1主变220kV开关由冷备用转#1母线热备用。
5、大成站：将#1主变220kV开关2201由热备用转运行，对#1主变第一次充电，带电10分钟，记录励磁涌流和空载电流，现场检查主变带电运
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
行情况。
6、大成站：将#1主变220kV开关2201由运行转热备用。
7、大成站：保持#1主变110kV开关1101在冷备用状态，单独合上1101开关。
8、大成站：保持#1主变35kV开关3501在冷备用状态，单独合上3501开关。
9、大成站：合上#1主变220kV开关2201，对#1主变第二次充电，带电5分钟，带电正常后，用本体重瓦斯保护跳开#1主变三侧开关2201、1101、3501。停电5分钟。
10、大成站：保持#1主变110kV开关1101在冷备用状态，单独合上1101开关。
11、大成站：保持#1主变35kV开关3501在冷备用状态，单独合上3501开关。
12、大成站：合上#1主变220kV开关2201，对#1主变第三次充电，带电5分钟，带电正常后，用有载重瓦斯保护跳开#1主变三侧开关2201、1101、3501。停电5分钟。
13、大成站：检查确认#1主变220kV开关2201在热备用，#1主变110kV开关1101在冷备用。
14、大成站：合上#1主变110kV开关主变侧刀闸11016。
15、大成站：合上#1主变110kV开关1101。
16、大成站：#1主变35kV开关3501由冷备用转热备用状态。
17、大成站：合上#1主变220kV侧开关2201，对#1主变进行第4、第5220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
次充电，对#1主变110kV开关和35kV开关小车第1、第2次充电，每次充电、停电间隔各5分钟，最后一次充电正常后#1主变继续带电。
18、大成站：断开#1主变110kV侧开关1101。
19、大成站：拉开#1主变110kV开关主变侧刀闸11016。20、#1主变35kV开关3501由热备用转冷备用状态。
（说明：35KV侧主变进线柜是小车式的，故只冲击主变35KV侧开关小车的主变侧刀口）
（四）大成站110kV#1母线、#2母线启动
1、大成站：合上110kV#1母线#1PT刀闸119。
2、大成站：将#1主变110kV开关1101由冷备用转#1母线热备用。
3、大成站：合上110kV母联开关#1母侧刀闸11121。
4、大成站：合上110kV母联开关1112。
5、大成站：将#1主变110kV开关1101由热备用转运行，对110kV#1母线及110kV母联开关充电三次，每次充电、停电各3分钟，充电正常后保持1101开关在运行状态。
6、大成站：110kV#1母线带电期间，合上#1PT二次空气开关，检测#1PT二次电压和相序应正常。
7、大成站：断开110kV母联开关1112。
8、大成站：合上110kV母联开关#2母侧刀闸11122。
9、大成站：合上220kV#2母线#2PT刀闸129。
10、大成站：投入110kV母差保护屏内母联充电保护及母联过流保护。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
11、大成站： 110kV成排Ⅰ线由冷备用转110kV#2母运行。
12、大成站： 110kV成排Ⅱ线由冷备用转110kV#2母运行。
13、大成站： 110kV成八一线由冷备用转110kV#2母运行。
14、大成站： 110kV成打线由冷备用转110kV#2母运行。
15、大成站： 110kV成白线由冷备用转110kV#2母运行。
16、大成站：110kV成那Ⅱ线由冷备用转110kV#2母运行。
17、大成站： 110kV成那Ⅰ线由冷备用转110kV#2母运行。
18、大成站： 110kV成军线由冷备用转110kV#2母运行。
19、大成站：合上110kV母联开关1112，对110kV#2母线冲电三次，每次充电、停电各3分钟，冲击正常后保持110kV母联开关1112继续运行。20、大成站：220kV#2母线带电期间，合上220kV#2母线#2PT二次空开，并检测二次电压和相序应正常。
21、大成站：在110kV#
1、#2母线同时带电期间，对110kV#
1、#2PT二次电压进行同源核相应正确。
22、大成站： 110kV成排Ⅰ线由110kV#2母运行转冷备用。
23、大成站：断开110kV成排Ⅱ线由110kV#2母运行转冷备用。
24、大成站：断开110kV成八一线由110kV#2母运行转冷备用。
25、大成站：断开110kV成打线由110kV#2母运行转冷备用。
26、大成站：断开110kV成白线由110kV#2母运行转冷备用。
27、大成站：断开110kV成那Ⅱ线由110kV#2母运行转冷备用。
28、大成站：断开110kV成那Ⅰ线由110kV#2母运行转冷备用。
29、大成站：断开110kV成军线由110kV#2母运行转冷备用。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
30、大成站：退出110kV母差保护屏内母联充电保护及母联过流保护。
（五）启动大成站35kV#
1、#2母线及35kV#
1、#2电抗器
1、大成站：合上35kV#1母线#1PT隔离手车3519。
2、大成站：将35kV #1电抗器开关3556由冷备用转热备用。
3、大成站：将35kV #1站用变开关3557由冷备用转热备用。
4、大成站：合上35kVⅠ、Ⅱ母线分段开关隔离手车35121。
5、大成站：将35kVⅠ、Ⅱ母线分段开关3512由冷备用转热备用。
6、大成站：将#1主变35kV侧开关3501由冷备用转运行，对#1主变35kV侧开关及35kV #1母线充电3次，每次充电、停电各3分钟，充电正常后断开3501开关。
7、大成站：10kV#1母线带电期间，合上10kV#1PT二次空气开关及保险，检测#1PT二次电压和相序应正常。
8、大成站：合上35kV#2母线#2PT隔离手车3539。
9、大成站：将35kV #2电抗器开关3558由冷备用转热备用。
10、大成站：将35kV西华线开关3560由冷备用转热备用。
11、大成站：将35kV #2站用变开关3561由冷备用转热备。
12、大成站：将35kVⅠ、Ⅱ母线分段开关3512由热备用转运行。
13、大成站：合上#1主变35kV侧开关3501，对35kVⅠ、Ⅱ母线分段开关3512及35kV #2母线充电3次，每次充电、停电各3分钟，充电正常后保持该开关。
14、大成站：在35kV#2母线带电期间，合上35kV #2 PT二次空气开关，220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
检测35kV#2PT二次电压和相序应正确。35kV#2母线#2PT和35kV#1母线#1PT二次电压同源核相应正确。
15、大成站：合上35 kV#1电抗器开关抗侧刀闸35568。
16、大成站：合上35 kV#2电抗器开关抗侧刀闸35588。
17、大成站：退出#1主变差动保护。
18、大成站：将35kV#1电抗器开关3556由热备用转运行，对35kV#1电抗器充电三次，每次充电3分钟、停电5分钟，第三次充电正常后断开该开关。
19、大成站：#1主变带负荷期间，检查#1主变高、低压侧电流、差流应正确（保护A、B、C屏，故障录波，母差A、B，计量，测控，PMU等）。20、大成站：投入#1主变差动保护。
21、大成站：将35kV#2电抗器开关3558由热备用转运行，对35kV#2电抗器充电三次，每次充电3分钟、停电5分钟，第三次充电正常后断开该开关。
22、大成站：恢复#1主变保护定值（执行正式定值单，编号：）。
（六）大成站#
1、#2站用变启动
1、大成站：断开#
1、#2交流屏上的#1站用变和#2站用变的进线开关。（此时无站用电源）
2、大成站：退出#
1、#2交流屏的380V自投功能应动作。
3、大成站：拆除临时电源，将#1站用变的低压侧电缆接入交流屏的#1站用变进线端，将#2站用变低压侧电缆接入交流屏#2站用变进线端。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
4、大成站：确认#
1、#2交流屏上的#1站用变和#2站用变低压侧开关在断开位置，将35kV#1站用变开关3557由热备用转运行，对#1站用变充电三次，每次充电、停电各5分钟，第三次充电正常后保持开关3557在合闸位置。
5、大成站：检测35kV#1站用变带电期间，在#1交流屏检测#1站用变的低压侧电压和相序应正常。
6、大成站：投入#
1、#2交流屏上的#1站用变低压侧开关。将站用380V负荷转至#1站用变带。（站用电恢复）
7、大成站：确认#
1、#2交流屏上的#2站用变低压侧开关在断开位置，将35kV#2站用变开关3561由冷备用转运行，对站用变充电三次，每次充电、停电各3分钟，第三次充电正常后继续带电。
8、大成站：#2站用变带电期间，在交流屏检测35kV#2站用变低压侧电压和相序应正常，35kV#2站用变低压侧与35kV#1站用变低压侧核相应正确。
9、大成站：投入#
1、#2交流屏上的#2站用变低压侧开关。投入#
1、#2交流屏的380V自投功能。
（七）大成站、洛基站、鹅毛岭站相关运行方式安排：
1、大成站
（1）220kV母线接线方式（2）110kV母线接线方式（3）35kV母线接线方式（4）设备运行状态
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
2、洛基站
3、鹅毛岭站
4、需修改相邻线路的定值单：
九、收尾工作
1、启动工作涉及所有变电站按中调要求调整运行方式，并检查确认一次设备在调度规定的运行状态。
2、启动工作涉及的所有变电站应检查确认已按继电保护定值通知单要求及现场运行规程，正确无误地投、退有关保护。确认临时修改的定值已全部恢复完毕。3、220kV鹅成Ⅲ线和220kV成洛Ⅱ线试运行24小时后投入重合闸压板。
4、大成站按继保通知单中性点接地方式要求，执行主变中性点地刀方式。
5、所有投产设备运行24小时，具备投运条件后，按有关要求移交运行部门管理。
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
十、附件
附件1：220kV大成变电站主接线
附件2： 220kV大成变电站输变电工程有关设备调度管辖范围及双重命名 附件3：220线路接入施工示意图 附件:4：220kV大成#1主变临时定值单
220kV大成站输变电工程第二阶段启动送电方案
第四篇：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：
2.110KVⅠ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
第五篇：送电投运方案2
辽宁华锦通达化工股份有限公司炼化分公司 1号变电所B06灌区2#S0351-T02间隔
送电方案
编制单位：河南广泰建工集团
2010.11.1批准：
电气处指挥：
电气处：
变电所长：
编制：钟富春
辽宁华锦通达化工股份有限公司炼化分公司1号变电所
B06灌区2#S0351-T02间隔送电方案
一、组织机构
1、试运行总指挥：孙伟联系电话：***
副总指挥：罗汉忠联系电话：***
邹德胜联系电话：***
2、倒闸操作、事故处理组：
组长：卢玉忠联系电话：***
组员：变电所值班人员
3、事故抢修组：
组长：钟富春联系电话：***
组员：肖贵恩联系电话：***
王玉新联系电话：***
李儒联系电话：***
二、投运时间
二0一0年十一月日时至十一月日时
三、投运前必须完成的工作1、6千伏部分：变电所B06灌区2#S0351-T02变压器间隔设备安装完成，检查本间隔电流互感器二次回路完好，确无开路；本间隔设备高压试验合格，保护调试已完成，继电保护定值已整定并输入保护装置，保护带开关传动试验良好，具备送电条件；
2、灌区2#变压器部分：变压器高压试验合格，中性线接地良好，变压器一二次接线正确，变压器运行时风机能正常启动，具备送
电条件；
3、运行人员对B06灌区2#S0351-T02变压器间隔设备、灌区2#变压器进行验收合格；
4、现场所有工作票全部结束，接地线全部拆除，人员撤离现场；
5、现场验收合格，具备运行条件，运行人员请示总指挥同意可以送
电试运行。
四、送电方案：
1、再次检查B06灌区2#S0351-T02变压器出线间隔线路侧接地刀闸确已拉开；
2、检查B06灌区2#变压器二次负荷总开关在试验位置，开关在开
位；检查一、二次侧接地线全部拆除；合上储能电源开关，合上风机电源开关，检查变压器前后柜门已锁好。
3、检查变电所B06灌区2#S0351-T02变压器间隔，手车开关在试验
位置，开关在开位；投入监控保护跳闸压板；投入保护跳闸压板；投入本体保护跳闸压板；投入接地保护跳闸；退出保护合闸压板；
4、合上开关储能开关；装上B06灌区2#S0351-T02变压器间隔开关
交流电源接线端子；推入手车开关至运行位置；合上B06灌区2#S0351-T02变压器间隔开关，检查开关在合位；检查开关表计指示正确，电流互感器无异音；检查灌区2#变压器运行正常，风机电源正常，验证风机能正常启动，检查变压器无超温报警信号；试运行10分钟后，拉开B06灌区2#S0351-T02变压器 开关，检查开关在开位；
5、再次对灌区2#变压器进行4次冲击合闸后，拉开开关。
五、事故处理
1、进行灌区1#变压器冲击试验时，变压器故障、冒烟着火时，立
即拉开B06灌区2#S0351-T02变压器间隔出线开关；
2、进行灌区2#变压器冲击试验时，发生谐振过电压时，检查二次
消谐装置是否动作，如消谐不成功，拉开开关；
3、当发生电流互感器爆炸、冒烟着火等故事时，立即拉开开关；
4、试运行期间发现干式变压器风机不能能正常启动，变压器有超
温报警信号时，立即拉开开关，停止运行，查明原因；
5、试运行发生故障时，由现场总指挥组织各专业进行处理。
六、注意事项
1、保护调试人员工作结束后应向运行值班人员交代运行注意事项，指导现场人员熟悉保护装置情况；
2、开关手动及带保护传动试验良好，信号、声光、变位表示正确；
3、对变压器进行冲击时，变压器现场应留有运行人员，并能与控制
室值班人员保持通讯联系；
4、电流互感器线圈闲置卷均短接后接地；
5、高压试验时临时搭接的短路线等应及时拆除；
6、进行变压器二次总开关以下配出送电时，如发现电机反转，需调
整相序，应做好停电、验电、装设接地线等技术措施后，再进行相序调整；
7、配出线路不得与其它线路环网，如必须时，须进行相序核对正确，经总工程师批准后，方可进行。
8、试运行结束转入正常运行后，保护合闸压板投退听电气处指挥指令。
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