第一篇：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
第二篇：变电站启动应急方案
京能赛汗风电220KV变电站启动试验事故应急方案
一、设备概况
京能赛汗风电场220KV变电站全站有120MVA主变压器一台、220KV出线一条、220KV系统为单元接线方式、35KV主接线形式为单母线接线、包括1台所用变和一组SVG动态无功补偿装置、电缆出线4条，全站采用综合自动化管理。
本次启动范围：
220KV赛温线；京能赛汗风电变电站220KV母线、1#主变、35KV系统和1#所变。
二、启动前应具备的条件：
1、所有电气一次设备全部安装调试完毕，并验收合格；
2、所有电气二次设备全部安装调试完毕，并验收合格；
3、所有临时接地线均已拆除，刀闸、接地刀闸均应在断开位置；
4、启动委员会成立，京能赛汗风电变电站运行工作安排就绪；
5、消防设施齐全，按照制图摆放就位，站内通讯畅通（尤其是对内蒙中调和锡盟区调的调度台电话通讯畅通，录音系统完好能够正常录音）；
6、综合自动化系统已安装调试完毕，并验收合格；
7、各保护定值已按调度要求整定完毕，并做了传动试验。
三、启动试验进程中预想事故及应对措施： 1、220KV母线充电：
1）、我站220KV母线PT219入、赛温线出口2516刀闸入、2511 刀闸入、开关251合，赛温线251开关给220KV系统充电。2）、母线PT冒烟、爆炸或有其他异常声音及剧烈震动。3）、立即停止启动程序，立即切开251断路器后拉开2516和2511隔离开关，拉开219隔离开关，并通知内蒙中调说明原因，用验电器对母线PT进行验电确无电压后合入2197PT接地刀闸，对母线PT进行全面检查。
2、1#主变充电：
1）、如母线充电过程中无异常现象发生，所有程序进展顺利：给上并检查1#主变两侧开关控制电源、合闸电源、保护电源、风冷电源、有载调压电源，按调度要求投入1#主变压器主保护及后备保护；合2516、2511隔离开关，合赛温线251断路器给1#主变压器充电。
2）、1#主变压器冒烟，重瓦斯及差动保护动作，1#主变251开关跳闸；或套管爆炸差动保护动作，1#主变301开关跳闸。3）、立即停止启动试验程序，开启1#主变压器风冷装置，拉开2516、2511刀闸，切开1#主变压器两侧开关控制电源、合闸电源、保护电源、有载调压电源，用验电器对1#主变引线进行验电确无电压后，对1#主变进行全面检查后通知内蒙中调说明原因。3、35KV系统I母线带电
1）、如1#主变压器充电过程中无异常现象发生，所有程序进展顺利：合35KV I段PT刀闸319，合1#主变压器35KV侧出线开关301为35KV I段母线充电。2）、母线PT冒烟、爆炸或有其他异常声音及剧烈震动，1#主变压器低压侧后备保护动作，301开关跳闸；
3）、立即停止启动程序并拉开35KV 母线PT刀闸319，立即用验电器对母线PT进行验电确无电压后，对母线PT进行全面检查。
4、对35KV、SVG动态无功补偿装置充电
1）、分别合入35KV电容器出口开关357对电容器进行充电试验。2）、35KV电容器冒烟、爆炸，电容器保护动作，电容器出口开关跳闸。
3）、立即停止启动程序并切开35KV 母线出口开关357，拉开电容器3576甲和3576乙隔离开关，合入故障电容器接地放电刀闸将电容器完全放电，完全放电5分钟后接地刀闸在合闸位置。用验电器对故障电容器进行验电确认无电后，对故障电容器进行全面检查。
5、投入1#所用变
1）、如35KV 母线带电过程中无异常现象发生，所有程序进展顺利：则检查1#所用变低压侧开关在断开位置，低压分段开关在合入位置。投入所用变351开关的控制电源、保护电源、及操作电源，投入保护压板。拉开10KV备用变低压侧462开关和高压侧961开关。合1#所用变35KV侧开关351，对1#所用变进行充电。
2）、1#所用变高压侧开关351爆炸或1#所用变本体冒烟、爆炸或有 剧烈震动或有异常声音，1#所用变保护动作，所用变高压侧开关351跳闸，全站380低压系统失电，事故照明动作，全站操作及照明系统由蓄电池供电。
3）、立即停止启动程序并切开1#主变低压侧301断路器，并将小车摇到试验位置，切开1#所用变低压侧开关461并将小车开关摇到试验位置，用验电器对事故元件进行验电确认无电后，对事故元件进行全面检查。
4）、1#所用变及高压侧开关351操作完毕完全停电后，合上10KV备用变10KV侧961开关、合入低压侧462开关恢复站用电。
四、试运行24小时期间的安全措施：
1、试运行期间如发生上述或其他事故，除执行上述规定的操作外，由当值值长对事故作出准确判断，立即报告试运指挥部并根据具体情况作出紧急处理；
2、做好试运期间的安全、消防、保卫工作；
3、正对试运期间的特殊情况，当值值长适当增加安排巡回检查时间及密度并做好记录，实时检查设备运行情况，确保设备安全稳定运行；
4、严格执行操作票制度；
5、操作前进行模拟操作，经确认正确后，方可操作。
第三篇：变电站停送电制度
停 送 电 制 度
为确保人身安全、设备安全以及设备运行和检修的有序进行，强化停送电管理，保证安全生产，根据《煤矿安全规程》、《电业安全工作规程》及矿相关管理规定特制定本制度。
一、发布停送电命令或执行停送电工作以及从事电气工作的人员，必须是按规定经过安全技术培训考试合格的人员担任。没有操作资格合格证的人员不得进行有关停送电工作。
二、运行操作人员必须熟悉变电站各个电器设备性能，掌握高压开关柜控制的电路。
三、变电站停送电必须凭工作票，工作票一式两份，一份交用户或检查人员，另一份备案。操作票办完后，方可进行停电。待用户或检修人员将操作票交回时，方可进行送电。
四、倒闸操作必须执行操作票制度，每张操作票只能填写一个操作任务。操作票应填写设备的双重名称，既设备名称和编号，操作票应用钢笔、中性笔或圆珠笔填写，票面应清楚整洁，不得任意涂改。操作票应先编号后使用，作废的操作票要注明“作废”字样。
五、变电站倒闸操作必须有两人进行，主值监护副值操作。要做到监护复诵制，发布操作命令和复诵操作命令要严肃认真，声音洪亮清晰。必须按操作票填写的顺序逐项操作。每操作完一项，检查无误后做个“√”记号，全部操作完毕后进行复查。操作时必须戴绝缘手套，穿绝缘靴，站在绝缘台上。
六、所有停送电工作必须严格执行《电业安全工作规程》的有关规 1
定。停送电时应认真填写操作票，工作时必须两人进行，一人操作，一人监护。
七、停送电操作人员根据工作票填写操作票，经核对无误签字后，按操作票逐项进行停、送电操作。值班电工做到五不操作： ①不见工作票不操作。②申请停电内容不明确不操作。③停电设备不清、线路不明确不操作。④日期时间不符不操作。⑤不经调度同意不操作。
八、高压线路停送电程序：
1、检修高压线路、高压设备或其它情况需要停电或送电时，必须严格执行停送电制度，严格执行“谁停电、谁送电”规定。
2、井上下需要停电检修时，首先向调度室提出停电申请，并填 写工作票。
3、工作许可人对工作票进行审查，确认无误后即可与变电站联系发布倒闸操作命令（口头、电话），变电站值班人员可根据命令填写倒闸操作票，受令人将命令内容向发令人复诵，核对无误，然后操作人员和监护人员在操作票上分别签名。
4、操作人员和监护人员可根据操作票的顺序进行逐项操作，每操作完一项，相应打一个“对”，操作完毕把接地线挂上，并挂停电牌（有人工作，禁止合闸牌），这时可向调度值班人员（工作许可人）报告。
5、工作许可人向工作负责人发出工作命令（口头、电话），这时工作负责人可根据工作票要求和有关安全措施实施工作，负责人必须始终在工作场所，对工作人员的安全认真监护，及时纠正不安全的动作
及行为，工作完成后清理现场，由工作负责人亲自向工作许可人汇报工作结果，并将工作票交给工作票签发人保管。
6、工作许可人向变电站操作人员命令恢复送电，操作人员按规程要求送电，送电后由操作人员向调度值班员汇报，送电正常则本次停电检修结束。
7、只有调度值班员才有权向变电站值班员发出停送电命令，任何人都不得直接命令变电所停送电。
九、停送电流程
（一）停电
1、操作高压电气设备回路时，操作人员必须戴绝缘手套，穿电工绝缘靴，站在绝缘台上，使用绝缘棒或拉杆操作把手进行作业。停电时，将工作部分进行放电，挂好地线。
2、检修设备停电，应把各方面的电源完全断开。禁止在只经断路器(开关)断开电源的设备上工作。应拉开上、下隔离开关(刀闸)，手车开关应拉至试验或检修位置，应使各方面有一个明显的断开点，若无法观察到停电设备的断开点，应有能够反映设备运行状态的电气和机械等指示。与停电设备有关的变压器和电压互感器，应将设备各侧断开，防止向停电检修设备反送电。
3、检修设备和可能来电侧的断路器(开关)、隔离开关(刀闸)应断开控制电源和合闸电源，隔离开关(刀闸)操作把手应锁住，确保不会误送电。
（二）验电
1、验电时，应使用相应电压等级、合格的接触式验电器，在装设接地线或合接地刀闸处对各相分别验电。验电前，应先在有电设备上进行试验，确认验电器良好；无法在有电设备上进行试验时可用工频高压发生器等确证验电器良好。
2、高压验电应戴绝缘手套。验电器的伸缩式绝缘棒长度应拉足，验电时手应握在手柄处不得超过护环，人体应与验电设备保持安全距离。雨雪天气时不得进行室外直接验电。
（三）接地
1、当验明设备确己无电压后，应立即将检修设备接地并三相短路。
2、对于可能送电至停电设备的各方面都应装设接地线或合上接地刀闸(装臵)，所装接地线与带电部分应考虑接地线摆动时仍符合安全距离的规定。
3.装设接地线应先接接地端，后接导体端，接地线应接触良好，连接应可靠。拆接地线的顺序与此相反。装、拆接地线均应使用绝缘棒和戴绝缘手套。人体不得碰触接地线或未接地的导线，以防止触电。
4、成套接地线应用有透明护套的多股软铜线组成，其截面不得小于25mm2，同时应满足装设地点短路电流的要求。禁止使用其他导线作接地线或短路线。
十、停电后必须挂“有人工作、禁止送电”警示牌。
第四篇：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
第五篇：嘉园变电站启动试运行方案
110kV嘉园电站启动试运行方案
一、工程概况
1、新建110kV嘉园变电站工程由桂林供电局作为项目代业主，由广西丰源电力勘察设计有限责任公司设计，土建、电气、通信部分由桂林漓昇电力建设有限责任公司负责施工，由广西正远电力工程建设监理有限责任公司监理。本次试运行包括嘉园站所有电气一、二次设备。
2、电气主接线： 110kV采用内桥接线，10kV为单母线分段形式。
3、变压器：1台50MVA变压器，电压等级为110/10kV。4、110kV配电装置：飞嘉线113间隔、飞嘉侯线间隔、桥100间隔、1号主变1014间隔、I段母线、II段母线。5、10kV配电装置（共18面固定开关柜）：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，备用9001隔离柜，备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜、电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜，1号站用变910 开关柜。
6、无功补偿：10kV装设2组容量分别为4200Kvar和6000Kvar户外并联补偿电容器。
7、站用变及消弧线圈：1台1100/160 kVA接地变压器，电压等级为10kV/400V。
8、本期工程的二次部分安装了监控系统为深圳南瑞公司产品，采用计算机监控模式。110kV线路不设线路保护；110kV主变安装深圳南瑞公司生产的ISA387GA型差动保护、ISA388G型高、低后备保护、ISA361G型本体保护、ISA341GA型测控保护；10kV出线线路每回安装1套ISA351G型电流保护，两组电容器组均安装ISA359GD型电容器保护。直流系统为许继电源有限公司的直流产品。10kV出线安装了上海思源消弧线圈系统。低频低压装置采用南瑞稳定技术公司UFV-200A 型频率电压紧急控制装置
二、启动试运行风险分析及控制措施
风险分析：在投运过程中，如果出现设备故障或电网故障，存在飞虎站110kV母线失压的风险
控制措施：方式将安排腾空飞虎站110kVI段母线。
三、试运行前的准备工作
1、运行单位准备好操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位，本次运行设备印制好编号。
2、所有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，且经启动验收委员会工程验收组验收合格，并向启动验收委员会呈交验收结果报告，启动验收委员会认可已具备试运行条件。110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
3、变电站与桂林地调的通信开通，启动试运行设备的远动信息能正确传送到桂林地调。
4、启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报送桂林地调。
5、启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成，并报公司生产技术部、安监部备案。
6、施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报桂林地调备案。
7、与启动试运行设备相关的厂家代表已经到位。8、2号站用变高压侧接入外来电源，已带电正常运行。
四、启动试运行范围
1.嘉园站（主变）：1号主变压器；
2.嘉园站（110kV部分）：110kV飞嘉侯线1143间隔，110kV飞嘉线113间隔，110kV Ⅰ段母线、Ⅱ段母线，110kV 桥100间隔，1号主变1014间隔；
3.嘉园站（10kV部分）：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，10kVⅠ段母线，备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜，电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜，1号站用变910开关柜，备用9001隔离柜； 4.嘉园站：全站二次设备；
五、启动试运行的项目
1.飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行
2.飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行
3.飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行
4.嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运行、进行110kV侧核相及并列切换运行试验
5.嘉园站1号主变充电试运行；
6.嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行； 7.嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验； 8.嘉园站110kV进线备自投试验；
9.嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验； 10.嘉园站10kV各备用间隔充电试运行。110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
六、启动试运行时间安排
计划2011年 月 日～ 月 日
七、启动试运行指挥成员名单和电话 启动试运行指挥组组长： 启动试运行指挥组副组长：
八、启动试运行应具备的条件
1.新启动试运行的变电站与广西中调、桂林地调之间的通信能满足调度运行要求，启动试运行设备相关的远动信息能正常传送到广西中调和桂林地调。
2.所有启动试运行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试运行设备的基建工作完工，已验收合格，并且临时安全措施拆除，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施工现场，现场具备送电条件。
4.运行单位就启动试运行设备已向广西中调和桂林地调报启动试运行申请。
5.启动试运行开始前，参加启动试运行有关人员应熟悉厂站设备、启动试运行方案及相关的运行规程规定。与启动试运行有关的运行维护单位应根据启动验收委员会批准的启动试运行方案，提前准备好操作票。
6.110kV嘉园站：确认飞嘉线 113间隔线路PT与线路电缆已经接好。7.110kV嘉园站：确认飞嘉侯线 114间隔线路PT与线路电缆已经接好。
九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合（在启动试运行前完成）
线路：检查110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线在冷备用状态。
飞虎站（腾空飞虎站110kV1号母线，为投运做准备。由地调值班调度员下令飞虎站值班员操作）：
1.检查飞虎站110kV母联100开关在运行状态； 2.检查飞虎站备用118开关在冷备用； 3.检查飞虎站备用117开关在冷备用；
4.检查飞虎站110kV苏虎麻百线113开关运行在110kV2号母线；
5.将飞虎站220kV1号主变101开关、110kV飞福线116开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线运行
110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
6.断开飞虎站110kV母联100开关； 7.操作完毕，汇报启动试运行指挥组。嘉园站：
将嘉园站1号主变有载调压的档位置于1档；
十、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。测量线路绝缘、核相 飞嘉线：
1.线路施工单位进行110kV飞嘉线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。
飞嘉侯线：
2.线路施工单位进行110kV飞嘉侯线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。
一次设备检查及准备
飞虎站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）
1.检查飞虎站110kV飞嘉线115、飞嘉侯线114开关均在断开位置； 2.检查飞虎站1151、1152、1153、1141、1142、1143刀闸均在断开位置； 3.检查飞虎站11517、11537、11538、11417、11437、11438地刀均在断开位置； 侯寨站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）4.检查侯寨站110kV飞嘉侯线173开关在断开位置； 5.检查侯寨站1731、1732、1733、1735刀闸均在断开位置； 6.检查侯寨站17318、17338、17337地刀均在断开位置；
嘉园站（由启动试运行组组长下令变电站值班员，操作完后汇报调度员）
7.检查嘉园站113、100、901、930、950、910、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关均在断开位置；
8.检查嘉园站1131、1133、1014、1001、1002、1143、1010、0951、9001、9303、9503、9100刀闸均在断开位置；
9.检查嘉园站901、0951、930、950、910、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953、9001手车均在试验位置； 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
10.检查嘉园站11317、11337、11338、10148、10017、10027、11437、11438、93038、95038、9308、9508、9108、9118、9128、9138、9148、9158、9168、9178、9188、9198、9518、9528、9538、90018地刀均断开位置；所有间隔无异物、无接地线； 11.检查确认嘉园站所有10kV备用开关柜线路均未接入。二次设备检查及准备
飞虎站（由地调值班调度员下令变电站值班员操作）
12.投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；
13.按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护连接片；
14.按地调下达的编号为2011286定值单对飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护进行整定；将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护切至“退方向充电定值区”。该项工作在启动试运行前完成；
15.退出飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的重合闸；
16.投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉侯线114开关连接片；
17.投入飞虎站110kV飞嘉线115开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；
18.按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉线115开关保护连接片；
19.按地调下达的编号为2011276定值单对飞虎站110kV飞嘉线115开关保护进行整定；将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护切至“退方向充电定值区”。该项工作在启动试运行前完成；
20.退出飞虎站110kV飞嘉线115开关的重合闸；
21.投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉线115开关连接片；
110kV嘉园站（由启动试运行组组长下令变电站值班员操作，操作完后汇报调度员）22.分别投入嘉园站110kV 飞嘉线113间隔、110kV桥100开关柜、110kV飞嘉侯线1143间隔、1号主变1014间隔、1号主变低压侧901开关柜、1号主变本体及其附属设备的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源；投入有载调压电源；
23.按地调下达的编号为2011264的定值单投入嘉园站110kV 1号主变全部保护；1号主变重瓦斯、有载调压重瓦斯投跳闸，轻瓦斯投信号，压力释放投信号、油压速动投信号、温度超高投信号、油位异常投信号；按地调下达的编号为2011386的定值单对1号主变保护 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
进行定值整定并另存至临时充电定值区，并将嘉园站1号主变定值切至本临时充电定值区。该项工作在启动试运行前完成；
24.分别投入嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关柜、10kV 1号站变910开关柜、10kV电容器Ⅰ 930开关柜、10kV电容器Ⅱ 950开关柜、10kVⅠ段母线PT 0951开关柜、10kV备用9001隔离柜的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空气、测控交流电压空开、电机电源等电源；
25.按正常方式投入嘉园站10kV 备用911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关保护相关连接片；
26.按定值单2011268分别投入嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关保护；
27.退出嘉园站10kV备用 911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关的重合闸；
28.按正常方式投入嘉园站10kV 1号站变910保护相关连接片； 29.按定值单2011267投入嘉园站10kV 1号站变910开关保护；
30.按正常方式投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950测控相关连接片； 31.按定值单2011265、2011266分别投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950开关保护；
32.小电流选线系统：投入嘉园站消弧线圈自动控制系统保护电源、风机电源等； 33.频率紧急控制系统：投入嘉园站低频低压减载装置电源。
注意：启动试运行前操作配合工作完成后，要采取措施保证启动试运行设备的状态不改变
十一、启动试运行步骤
飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行 34.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线1141、110kV飞嘉线1151刀闸；
35.地调下令：合上飞虎站110kV母联100开关，对220kV飞虎站：110kV 1号母线、110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电；
飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行
36.地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸合上； 37.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1143刀闸；
38.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路充电2次，110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
每次充电5分钟，第1次充电的同时在飞虎站测量110kV飞嘉侯线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站的110kV飞嘉侯线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT二次电压测量后与110kV 2号母线PT二次电压核相；在嘉园站测量110kV飞嘉侯线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上嘉园站的110kV飞嘉侯线线路PT 的二次空气开关，并在嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组。第2次充电结束后，断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 39.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸； 40.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1002刀闸；
41.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸、110kV桥1002刀闸及110kVⅡ段母线充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；
飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行 42.地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉线1151刀闸合上； 43.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1153刀闸；
44.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路充电2次，每次间隔5分钟，第1次充电的同时在220kV飞虎站测量110kV飞嘉线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压测量后与110kV2号母线PT二次电压核相；在嘉园站测量110kV飞嘉线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上110kV嘉园站的110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压与110kV飞嘉线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组，第2次充电正常后断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；
45.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线1131、1133刀闸；
46.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞虎线1133刀闸充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；
嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运、进行110kV侧核相及并列切换运行试验 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
47.启动试运行组长下令：嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP1 桥开关备自投投退”压板“1LP2 进线备自投投退”压板置于“退出”位置，备自投装置上的“充电”指示显示未充电，检查装置显示正确；
48.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1001刀闸；
49.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对110kV桥1001刀闸及110kVI段母线充电；
50.地调下令：断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；
51.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关，在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉线线路PT二次电压与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组；
52.启动试运行组长下令：在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“2BK 110kV电压并列/远控把手”切至“并列”，对110kV飞嘉线线路PT 二次与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压回路进行并列切换试验，试验结束正确后将结果汇报启动试运行指挥组； 53.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关； 54.地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 嘉园站1号主变充电试运行
55.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关； 56.启动试运行组长下令：检查嘉园站1号主变的档位在1档；
57.启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变中性点1010中性点刀闸； 58.启动试运行组长下令：无压下合上嘉园站1号主变1014刀闸；
59.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行4次全电压冲击，第1次持续时间10分钟，以后每次间隔5分钟，带电持续5分钟。冲击合闸时应测量主变励磁涌流，主变冲击合闸时派专人到变压器旁监听，发现异常立即汇报试运行负责人。第4次冲击后断开嘉园站110kV飞嘉线113开关；
60.启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变低压侧901开关手车由试验位置摇到工作位置；
61.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行第5次冲击，第5次冲击后不再断开110kV飞嘉线113开关；
嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
62.启动试运行组长下令：将嘉园站10kV备用911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953开关手车、10kV电容器I930、10kV电容器II950开关手车、10kV1号站用变910开关手车、10kVI段母线电压互感器0951、9001隔离手车由试验位置摇到工作位置；
63.启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变低压侧901开关，对10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951、9001隔离手车、911、912、913、914、915、916、917、918、919、951、952、953、910、930、950开关手车充电试运行；
64.启动试运行组长下令：在嘉园站10kV Ⅰ段母线PT柜测量10kV Ⅰ段母线PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压，测量正确后投入PT二次空开，并在110kV嘉园站主控室测量10kV Ⅰ段母线二次电压、相序及开口三角不平衡电压，用110kV飞嘉线线路PT与10kV Ⅰ段母线PT进行二次核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组； 65.地调下令：退出飞虎站110kV母线差动保护；
66.启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关； 嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验
67.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ9303刀闸； 68.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ9503刀闸； 69.启动试运行组长下令：退出嘉园站1号主变差动保护；
70.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关对10kV电容器Ⅰ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟，第3次冲击合闸后，断开电容器Ⅰ 930开关。充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压。第一次充电时测量1号主变高、低压侧二次电流及相量判别，检查1号主变差动保护差流。正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组；
71.地调下令：对飞虎站110kV飞嘉线115开关带负荷判方向，正确后；（请生技部安排人员）
72.地调下令：对飞虎站110kV母差保护判差流与极性。正确后；（请生技部安排人员）73.启动试运行组长下令：对嘉园站1号主变差动保护判差流及极性，并对1号主变高、低后备保护判方向，正确后；
74.地调下令：投入飞虎站110kV母差保护（注意投入飞虎站110kV母差保护跳115开关保护出口压板）；
75.地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护定值切至正常运行定值区 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
76.地调下令：将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护定值切至正常运行定值区 77.启动试运行组长下令：投入嘉园站1号主变差动保护功能； 78.启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变定值切至正常运行定值区 79.启动试运行组长下令：断开嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关；
80.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ950开关对10kV电容器Ⅱ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟；充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压； 81.合上嘉园站10kV电容器I930开关；
嘉园站110kV进线备自投试验（嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。）进线备投方式1
82.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关；
83.启动试运行组长下令：按编号为2011387的定值单投入嘉园站110kV备自投（在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP2 进线备自投投退”压板置于“投入”位置，检查备自投装置上的“充电”指示显示充电，装置显示正确）； 84.地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关；
85.启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关；
86.启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV桥100开关，合上110kV飞嘉线113开关；（注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替）87.启动试运行组长下令：备自投正确动作后向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关； 进线备投方式2
88.启动试运行组长下令：检查110kV备自投装置充电正常；
89.启动试运行组长下令：间隔五分钟后，合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关。
90.地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉线115开关；
91.启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
92.启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV飞嘉线113开关，合上110kV桥100开关；（注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替）备自投试验结束；
93.地调下令：向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉线115开关； 94.启动试运行组长下令：同期合上嘉园站110kV飞嘉线113开关； 95.启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关； 嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验
96.启动试运行组长下令：检查核实嘉园站站内电源由10kV 2号站用变供电；
97.启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器在分位；2QS刀闸、2QF断路器在合位；
98.启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜ATS双电源自动切换装置“Ⅰ”在分位，“Ⅱ”在合位，其控制方式为“手动操作切换”。
99.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号站用变910开关对10kV 1号站用变充电； 100.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号消弧线圈9100刀闸对10kV 1号消弧线圈充电； 101.启动试运行组长下令：在嘉园站400V进线柜测量10kV 1号站用变低压侧电压及相序，正确后； 102.启动试运行组长下令：合上嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器，对1号站用变400V电压与2号站用变400V电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组； 103.启动试运行组长下令：检查嘉园站ATS双电源自动切换装置切换方式为“切换无优先”，将其控制方式切至为“自动投入切换”。104.启动试运行组长下令：断开嘉园站2QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅰ”位；合上低压进线柜2QF断路器，断开1QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅱ”位； 105.启动试运行组长下令：400V带负荷备投试验结束后，站内用电由1号站用变供电；
嘉园站10kV各备用间隔充电试运行 106.107.108.109.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用911开关，对911空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用912开关，对912空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用913开关，对913空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用914开关，对914空开关柜充电； 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
110.111.112.113.114.115.116.117.118.119.启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用915开关，对915空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用916开关，对916空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用917开关，对917空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用918开关，对918空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用919开关，对919空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用951开关，对951空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用952开关，对952空开关柜充电； 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用953开关，对953空开关柜充电； 启动试运行组长下令：按照调度定值2011411投入低频低压减载装置； 启动试运行组长下令：拉开嘉园站1号主变110kV中性点1010地刀
系统运行方式调整（由值班调度员下令）120.121.运行 122.123.124.125.地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉线115开关重合闸检无压，有压自动转同期 地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉侯线114检无压，有压自动转检同期 地调下令：将侯寨站110kV飞嘉侯线173开关由冷备用转运行状态 地调下令：断开飞虎站110kV母联100开关。地调下令：检查飞虎站110kV母联100开关运行正常
地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线投运结束24小时后将嘉园站10kV备用953、备用952、备用951、备用919、备用918、备用917、备用916、备用915、备用914、备用913、备用912、备用911开关由运行转冷备用
十二、安全措施及注意事项
1.所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》等规程、规范。2.启动试运行的各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施。3.启动试运行的试验和操作人员，应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。4.启动试运行方案由地调值班调度员按方案有关程序执行，对只涉及嘉园站新设备启动试运行部分操作，可委托启动试运指挥组长（副组长）负责指挥操作，但须明确委托指挥操作范围、内容等事宜及汇报要求；启动试运行设备现场的操作须按规定填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由运行、施工单位共同监护。
5.启动试运行期间的有关试验工作至少由两名试验人员进行，试验人员需要在一次设备 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
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。6.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，调度员下令后方能进行下一个项目的工作。
7.启动试运行期间启动试运行设备如发生故障需处理,须经启动委员会同意后方可实施，故障处理前须做好安全措施，消缺后经启动委员会同意后继续进行启动试运行；试运行过程中如果正在启动试运行设备出现重大故障或充电的电源开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，经地调许可，可立即断开重大故障设备的电源开关，避免设备损坏。
8.启动试运行期间，如110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线对侧开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，由地调指挥处理，待查明跳闸原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行：
9.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。
10.嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。
十三、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，嘉园站本次启动范围设备交由运行单位维护。
1、启动试运行工作结束后，将变电站实际运行状态情况汇报广西电力调度通信中心及桂林供电局地调。
2、启动试运行工作结束，经24小时试运行正常后，所有本次启动试运行范围设备移交给桂林供电局运行维护管理，运行方式和各种继电保护的最终投切由广西电力调度通信中心、桂林供电局地调按各自管辖范围确定。
十四、有关厂站及电气主接线图和试验接线图 附件1：110kV嘉园站一次主接线图见附图1； 附件2：220kV飞虎变电站一次主接线图见附图2； 附件3：220kV侯寨变电站一次主接线图见附图3。
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