送电方案(范本十四篇)。
在公司计划开展某项工作时，我们应该从以下几个方面来着手写方案。首先，必须明确目标和任务，确定工作的具体内容和要求。其次，要进行前期调研和分析，了解市场需求、竞争情况以及相关政策法规等因素，为方案的制定提供依据。接着，要确定工作的时间节点和预算，合理安排资源，确保项目的顺利进行。同时，还需要考虑风险和问题，并提出相应的解决方案，以应对可能出现的困难和挑战。最后，要进行方案的评估和修改，确保其可行性和有效性。希望这些内容对您有所帮助，如有需要，请随时查询！
送电方案 篇1
330千伏XX送变电工程 创优监理工作汇报
XXXXXX监理有限责任公司
二OO六年八月
目录
一、第一部分：工程建设概况(一)工程规模(二)工程参建单位
二、第二部分：工程监理工作汇报(一)监理准备工作(二)设计阶段监理工作(三)施工阶段监理工作(四)监理工作亮点(五)监理目标完成情况
(六)关于“达标投产”和“创优”工作情况
各位领导、各位专家：
大家好！
330千伏XXX送变电工程是国家重点建设项目之一，它的建成必将优化XX地区电网结构，降低线损，提高供电质量，为XX西部供电提供可靠的电力保障，为促进XX及周边县区的经济腾飞有着极其长远的历史意义和现实意义。该工程在建设过程中得到了省电力公司的亲切关怀和指导，得到了XX供电公司大力支持和协助，经设计、建设、施工、监理等各参建单位的精心设计、精心施工、精心监管，广大参建人员以大无畏气概和吃苦耐劳的奉献精神，用劳动者勤劳的双手和智慧铸就了330千伏XX送变电这一浩大工程，共同谱写了又一曲甘肃电力建设的胜利凯歌。该工程自2004年8月12日开工，2005年12月1日整体竣工移交投产，目前运行状况良好。受XX供电公司的委托，对该工程进行全过程、全方位监理，在合同授权的范围内，以“公正、独立、自主”的原则开展监理工作，扎实有效地依据“四控制、两管理、一协调”的要求实施工程监理工作，以“遵纪守法、信守合同、强化控制、持续改进”为质量理念；以“严谨、科学、高效”为管理理念；圆满地完成了330千伏XX送变电工程建设监理任务，并达到了预期的监理目标，现将工程监理情况及投产达标工作情况汇报如下：
第一部分：工程建设概况(一)工程规模：
1、变电建设规模：
所址总面积72.35亩，其中主控通信楼为二层框架结构(1座)，二次小室为砖混结构(3座)。所区附属建筑物(1座)，总建筑面积为1150.62m2。终期330千伏出线6回，本期建筑构架6回；终期110千伏出线14回，本期建筑构架12回。主变规模终期：2×240MVA，本期主变：2×90MVA.330kV进、出线规模终期6回，本期4回；分别为临灵一、二线，临陇一、二线。
110kV出线规模终期14回，本期4回，分别为至110kV临~新一回、110kV临~洮一回、110kV临~广一回、110kV临~海(海甸峡)一回。
主变低压10kV侧只带所用变。
2、线路建筑规模：
330kVXX变从现运行的330kV炳陇一、二线开断“π”入结线，形成灵临一、二线和陇临一、二线。其中灵临一线新建线路长度6.905km，灵临二线新建线路长度8.135km，陇临一线新建线路长度8.154km，陇临二线新建线路长度8.77km。使用铁塔36基，铁塔基础采用掏挖钢筋砼桩。线路导线型号为2×LGJ-400/35型钢芯铝绞线，地线全线采用1×19-9.0-1370-BGB1200-88型镀锌钢绞线。
(二)工程参建单位： 建设单位：XX省电力公司 委建单位：XX供电公司 设计单位：XX电力设计院 施工单位：XX送变电工程公司 监理单位：XXX监理有限责任公司 运行单位：XX供电公司送电工区
质监单位：XX省电力工程建设质量监督中心站
第二部分：工程监理工作汇报
(一)监理准备工作：
330千伏XX送变电工程建设，倍受甘肃省电力公司及XX供电公司的高度重视，并对建设工程寄予厚望：我公司本着“监理一项工程，塑造一座丰碑”的工作理念，以人为本是参建单位全体人员的宏图大志。工程伊始要求施工单位以“科学管理、精心组织、争创精品”为目标，我们监理上提出“技术上进行把关、管理上进行服务”，采取“热情服务、监帮结合”的方式开展工作。根据监理工作的目标与重点，在强化“安全、质量、进度、投资”四控制的前提下，为实现该工程投产达标，监理处进行了全面，充分的准备工作。
1、建立健全该工程监理组织机构，2004年4月6日成立了330千伏XX送变电工程监理处，监理处依照土建、电气、线路专业，按总监(副总监)、专业监理工程师、现场监 理代表三个层次选派了具有爱岗敬业，责任心强，监理知识水平较高的各级监理人员，同时明确了各级监理人员的具体职责和分工，熟悉和掌握现场监理任务的重点，做到任务明确，责任到人，监理人员到位，对工程做到可控与在控，以确保达到各项监控目标。
2、根据委托监理合同和工程实际情况，各专业及时编制了《监理规划》和《监理细则》，对工程中隐蔽工程、关键工序、施工材料，设备检查及试验、质量通病等按照事先预控、过程检查、事后把关的原则开展工作。
3、在熟悉设计施工图纸及施工技术标准的前提下，进一步明确了重点监理内容及质量要求，制定出有针对性、可操作性并经济合理的控制措施、方法和手段，使各级监理人员做到心中有数，有章可循，便于实施。
(二)设计阶段监理工作：
1、该工程初步设计完成后，监理人员及时介入，主要参与了初步设计内容汇报会和初设审查会议，了解掌握本工程初步设计审查情况，检查设计施工图是否认真贯彻初设原则，为更好开展监理工作提供了依据。
2、设计施工图阶段，会同委建单位多次召开工程协调会，积极督促设计单位按设计进度计划提交设计施工图纸，在强化协调及有效督促下，该工程设计施工图纸基本满足了设备与材料订货和施工进度的需要。
3、根据设计施工图的出版情况，我们监理处分别组织 并主持了2004年8月12日~2004年10月21日五次的土建工程设计施工图交底及会审；2005年6月10日~2005年8月19日二次电气安装设计施工图交底及会审；2005年6月21日送电线路设计施工图交底及会审。通过会前认真地审阅设计施工图纸和施工技术标准，对设计施工图的说明内容和要求进行了充分理解、吸收和消化，就其设计施工图的深度、广度、完整性进行了全面细致的审核，对设计施工图中存在的错、漏、碰、缺等问题及疑难问题提出了监理意见，并会同与会参建各方人员集思广益、相互启发、深入细致的进行讨论，从而达到设计施工图符合施工规范规定与标准，能以满足设备订货、材料加工、现场施工等方面的需要；结合运行、维修等方面的要求，在此基础上达成共识，即时整理出版了设计施工图交底和会审纪要，从源头上把好工程质量第一关，为工程顺利进展奠定了坚定的基础工作。
(三)施工阶段监理工作：
1、工程开工前，对施工单位报审的开工资料，依据监理规范要求和按“监理典型表式”，严格进行检查审核。项目监理处对工程开工资料：包括“工程开工报告”、“施工组织设计”、“施工技术措施方案”、“施工进度计划”、“施工安全保证措施”、“施工质量保证措施”、“文明施工措施”、“施工作业指导书”、“特殊工种作业人员统计表”、“主要测量、计量器具检验统计表”、“主要工程材料报审表”及相关合格证、复试报告、化验报告等，一一按照“监理规范”要求审 核。对于施工技术方案措施，要求施工单位真正全面落实，防止形同虚设和流于形式。只有在现场实际全面落实，才能真正起到指导施工的作用。对本工程所安排的特殊工种作业人员持证上岗情况，工程中使用主要测量、计量器具进行随机抽查，将监理规范规定要求落实到实处，使工程监理处于受控状态。
2、为了把好设备及原材料采购关，监理单位参加了本工程联合钢构架、钢支架杆、所用变压器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、配电柜、导、地线、塔材、绝缘子等材料的招投标，经过招投标，该工程所采购的主要材料，经检查质量好，价格合理，供货商家信誉好，为保证工程质量、安全和进度要求打下良好的基础。
3、工程在施工过程中各轴线定位、标高的复核、基底尺寸的量测、基底高程的控制，是施工前至关重要的第一步，其准确性与设计施工图是否相符是直接影响到工程整体质量，同时也约束着其它相关工序的质量，它的全面准确落实处于举足轻重地位，万万不可忽视，监理人员要求施工单位严把施工第一步的实施，对于现场实际情况与设计施工图不符之处，及时与设计联系并校核后解决，做到关键的施工工序决不放松。
4、对一些关键项目、隐蔽工程、重要工序、设备开箱检查、调试等项目，现场监理人员跟踪旁站监督，对主要材料进行见证取样，复试抽检和报审。对工程监理起到“可控”、“在控”作用，监理人员认真监督检查，重点把关，除对施工现场进行必要的旁站巡视检查之外，监理处还不定期的巡回跟踪检查和总监巡视检查，进一步加强监理在工程中所发挥的作用，积极地配合了施工的顺利进展，充分地发挥了施工质量三级管理的职能。
5、为了确保工程整体质量，施工安全及进度的要求，监理处对土建工程中间转序电气安装，严格实施了工程中间验收，以满足和符合“先审核后实施，先验收后施工(转序下道工序)”的基本原则。
6、在安全工作管理上，坚持“安全第一、预防为主”的方针，牢固树立“安全是电力永恒主题”的思想，除认真审查施工单位报送的安全技术保证措施外，更注重事故的予防和现场巡视检查，发现问题，及时提出处理意见和整改要求，做到安全技术保证措施在施工中全面落实在实处，把施工中人人关注安全始终成为大家的自觉行动，杜绝了各类大小事故发生，监理人员按时参加建设单位、委建单位、施工单位组织的不定期安全大检查活动，把各分部、分项工程施工安全检查作为重点，不光检查安全管理机构设臵及人员的到位，还对工器具的牢固，可靠性进行细心检查。由于各级部门和广大施工人员的共同努力，该工程从开工至竣工未发生任何人身、设备安全事故、安全工作管理达到予期目标。
7、积极参与省公司组织的该工程现场工作会、办公会、协调会，在充分明确会议精神要求的前提下，配合参建单位 认真落实贯彻省公司2005年8月12日至2005年11月15日期间八次工程建设协调会，并及时整理出版了协调会议纪要，使各参建单位进一步明确了省公司对该工程质量、安全、进度的要求，统一了思想，达到了共识。
8、在进度控制上，监理除审核施工单位报送的进度计划外，更注重检查进度计划执行情况，明晰了工程形象进度在形象进度表上的真实反映，使之一目了然。克服人为和自然条件所带来的一系列不利因素，根据施工现场实际情况及时调整增加或减少必要的人力、物力资源，争取尽可能的实现计划进度与实际施工进度的同步。积极检查和督促设计单位、施工单位对会议纪要的落实力度，在进度控制方面收到一定成效。
9、为及时反映工程施工进展情况，给相关单位提供本月的施工信息，反映施工中存在的问题，落实处理问题的单位与时间。监理处按专业分工及时编制出版了工程《监理月报》，发送各参建单位，使各参建单位能及时、全面掌握工程进度、安全质量、工程监理等方面的信息和施工中存在的问题，以利于有条不紊，井然有序地开展下步施工项目工作，该工程共编制出版《监理月报》21期，其中：土建工程11期，电气安装工程：5期，线路工程：5期，月报中真实反映了2004年8月到2005年12月工程建设施工过程中实际情况。
10、加强了施工阶段的设计变更管理工作，施工中凡是 遇到与设计施工图不相符时，监理人员要求有关单位必须履行设计变更手续，并经总监、专业监理工程师审核签字确认后，作为变更和施工依据。该工程共发生设计变更和施工技术联系单15份。其中：土建工程：设计变更通知单5份，施工技术联系单6份，电气安装：设计变更通知单4份，使之变更有依据，费用有来源。
11、工程建设在施工过程中，监理对存在一些质量问题和不足，提出了意见：
11.1 设计方面：
(1)检查发现主控通信楼：二楼主控室内、楼梯间平台落地窗未设计防护围栏。
(2)辅属建筑物：厨房内未设计动力电源。
(3)建筑物室内防静电活动地板间地板与墙体连接处未设计压盖封条(即踢脚线)。
(4)1#主变330kV中性点单极隔离开关左右距离不够。(5)2#主变330kV中性点单极隔离开关与主变外侧避雷装臵距离过近，使之3#40米独立避雷针被迫拆除。
(6)110kV区设备支架杆与操作机构箱托架一次焊死，造成安装机构箱位臵不准，螺丝眼孔有误。
11.2 土建工程：
(1)建筑物：室外墙面乳胶漆颜色不一致，室内塑钢窗与墙体连接处缝隙填充料的颜色与墙体颜色不一致，照明配电箱内未标示回路图。(2)330kV配电装臵区：构架柱连接腰梁底部未焊。(3)围墙工程：围墙所有伸缩缝未填充沥青麻丝；围墙内侧抹灰根部与场平连接处深度不够，需下延10cm。
(4)因110kV区设备支架与操作机构箱托架出厂焊接成一体，但出厂时未进行校验核实，使之焊件切割，二次焊接，重新返工，造成设备支架杆焊缝变形。
11.3 电气安装：
(1)330kV：GW7-330DW隔离开关的动触头机构盒球轴弯曲，造成分合不到位；
(2)330kVSF6断路器一台由运输问题，发现一只电容介质有漏油现象；
(3)330kV组合电器独立CT侧接地刀由于供货与设计不符，造成施工困难。
11.4 线路工程：(1)少量开口销子不全；
(2)个别塔脚板与主材连接不够紧密；(3)少量螺栓坚固力度不够；
总之，以上发现的问题均以监理联系单及整改通知单形式通知参建各方，消除缺陷，问题得到了落实和解决。
(四)监理工作的亮点：
1、在省电力公司、定西供电公司及我公司的各级领导高度重视下，多方共同努力对该工程按期投产运行起到了关键作用。
2、组建了机构健全、制度完善，人员及设备、仪器配臵齐全的监理处。
3、以人为本，明确责任，团结进取，协调一致，配合默契，作风扎实，务实谨慎的团队精神得以充分的体现。
4、该工程的变电所：①在施工方面；配电装臵区钢管联合构架柱设计为钢管式爬梯，并在爬梯横踏钢杆两端安装了塑料保护帽，改变了以往的矩形钢爬梯；②在设计方面：首次采用了设备钢支架杆，改变了以往设备支架钢筋砼预制杆。
5、该工程的建筑物施工方面：现浇钢筋砼楼板、屋面、雨棚采用了镜面砼施工工艺，改变了以往室内楼板、梁、屋面；雨棚底面再次抹灰的工艺。
6、该工程变电所户外配电装臵方面：①所内砼路面采用机械找平，压光工艺，使之坡度、平整和光滑度质量优良，排水流畅，无积水现象；②现浇砼电缆沟采用大块竹胶板施工工艺使之电缆沟沟壁光滑，表面平整，无蜂窝麻面现象，无二次抹现象。③现浇砼电缆沟沟内因设计竖向坡度较小，给施工作业带来了很大难度，施工单位采取措施后，沟底排水坡度满足要求，排水流畅。
7、对施工过程中发现的设计问题及时督促设计单位尽快妥善处理。
8、对该工程隐蔽工程实行三控制：事先预控、事中检查、事后把关，确保工程质量。
9、建立了公司对进入施工现场的监理人员进行三级安全教育体系，质量保证措施学习教育体系。总监巡回督检制，专业监理工程师监督制，即时组织并主持工程建设协调会制；促进了工程建设进度协调一致。
(五)监理目标完成情况
1、安全目标：
施工全过程中未发生任何人身伤亡事故、机械设备事故、火灾事故、责任性交通事故、重大环境污染和水土流失事故，施工全过程实现了事故为零。
2、质量目标：
工程整体质量符合设计图纸要求，符合国家验收规范及相关技术标准，竣工验收一次合格率100%，优良率100%，质量综合评级达到优良级标准，竣工资料齐全、完整，符合归档要求，目前该工程整体运行状况良好。
3、进度目标：
工程进度目标均控制在一级进度网络计划之内，实际工期符合施工合同要求。
4、投资目标：
工程总投资控制在批准的概算范围内。
（六）关于“达标投产”和“创优”工作情况： 1、2005年9月制定了达标投产及创优的工作计划。
2、把达标投产创优工作计划落实到施工过程中的每一个环节、每一个过程，定期检查该项工作的开展情况，并提出具体要求，确保该计划的贯彻落实。
3、收集和整理了有关文件及资料，为工程达标投产和创优工作提供了依据。
通过对330kV临XX变电工程的监理，我们认为该工程管理规范、施工质量优良，生产技术先进、工期满足要求，投资经济合理，达到了预期的达标创优目标，这是各参建单位团结协作所取得的丰硕成果。
XXX监理有限责任公司
二○○六年八月
送电方案 篇2
1、组织措施
（1）规范用电，用电前签定安全用电协议
自备电源用户在用电时先要签定自备电源客户用电协议，协议主要内容有用电地址、用电容量、电源使用方式、安全规定、设施维护责任、约定事项、违约责任等，以保证安全用电。
（2）建立自备电源客户档案，健全设备台帐
自备电源客户台帐要齐全，客户档案要全面，包括用户名称、T接线路编号名称、发电地址、产权分界点、变压器数据、发电机数据、双投开关数据等。
（3）加强用电服务，建立重大事项应急预案
供电所设置自备电源客户兼职专责人，作为供电所和客户联系的桥梁，提供全过程全方位的安全可靠用电服务和用电咨询服务，做到“内转外不转”；每月召开一次自备电源客户座谈会并设有联谊制度，以加强供电所与客户思想交流，为客户作好安全用电政策宣传；建立重大事项应急预案，做好重大事项的安全准备工作。
（4）定期检查
所用电管理人员定期对自备电源用户进行检查，及时发现和处理问题，特别是对不安全因素，要限期抓紧整改，对违反《自备电源客户用电协议》的，应及时制止并按有关规定严肃处理，并作好记录。
（5）按时培训
根据工作要求，供电所定期对自备电源客户专职电工组织业务培训，提高业务技能。培训内容丰富多样，既有各种电力生产法律法规的学习，又有实际操作技能的训练，作到安全教育培训和生产实际相结合，防止走过场和形式化。
处）装设明显标志；配电室有自备发电机管理的技术措施和管理措施制度，并有值班人员名单，实行昼夜值班等制度：
2、技术措施
（1）为确保供用电双方的安全生产，提高客户用电的可靠性，防止因双电源或自备发电机组倒送电至公用电网而造成人身伤亡或设备损坏等恶性事故，与电网有关联的自备电源客户，其两路电源之间必须有电磁型或机械型闭锁装置，并不得任意拆除闭锁等安全技术装置；
（2）自备电源客户在进户线电杆处（电缆线路在电源电缆头
（3）自备电源客户接线方案、用电设备、电源等如需更动，一定要征得供电部门同意，在供电所专职人员指导下进行；
（4）用户线路计划检修停电时，供电所事先通知用户，并根据《国家电网公司安全工作规程》的有关规定，对可能到送电到检修线路的分支线（用户）都要挂设接地线，以保证检修人员安全。
3、双电源的管理
检查双电源的运行管理工作，是一个重要的问题。近年来，由于管理不严，曾发生过多次反送电造成的人身触电事故。因此必须加强这方面的管理。
双电源用户，不论是从电力系统双回线供电的用户，还是有自备发电机的用户，在倒闸操作中，都具有可能向另一条停电线路倒送电的危险性。还有一种情况是用户甲有可能通过低压联络线向用户乙倒送电。这些都会造成人身伤亡事故。防止这种危险的方式有以下几种：
(1)两条以上线路同时供电的用户，分段运行或环网运行、各带一部分负荷、因故不能安装机械的或电气的联锁装置的用户，这些线路的停电检修或倒换负荷，都必须由当地供电部门的电力系统调度负责调度，用电单位不得擅自操作。用户与调试部门应就调度方式签订调试协议。用户应制订双电源操作的现场规程，指定专人负责管理并应定期学习和进行考核，以保证操作正确。
(2)由一条常用线路供电，一条备用线路或保安负荷供电的用户，在常用线路与备用线路开关之间应加装闭锁装置，以防止两电源并联运行。对装有备用电源自动投人装置的用户，一般应在电源断路器的电源侧加装一组隔离开关，以备在电源检修时有一个明显的断开点。用户不得自行改变常用、备用的运行方式。
(3)一个电源来自电力系统，另备有自备发电机作备用电源的用户，除经批准外，一般不允许将自备发电机和电力系统并联运行。发电机和电力系统电源间应装闭锁装置，以保证不向系统倒送电。其接线方式还应保证自发电力不流经电力部门计费用的动力、照明电能表。
送电方案 篇3
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。
送电方案 篇4
倒母线及旁路代主变操作要点解析
关键词 双母线 倒母线 旁路代主变
一、基本理论概述
1、概述：变电站电气主接线是由变压器、开关、刀闸、互感器、母线、避雷器等电气设备按一定顺序连接的，用以表示汇集、分配电能的电路。并且要求电气主接线可以保证必要的供电可靠性和电能质量、要具有一定的灵活性和方便性、要具有经济性、要具有发展和扩建的可能性。
2、双母线接线的优点：
（1）可轮流检修母线而不使供电中断。
（2）当一母线故障后，能迅速切至另一条母线恢复供电。
（3）检修任一回路的母刀时，只要将该刀闸的回路和母线同时停电即可，不影响其它回路的供电。
（4）调度、扩建、检修方便。
3、双母带旁路的特点：具有双母的优点，另外当线路（主变）开关检修时，该线路（主变）仍能继续供电。
4、双母带旁路的缺点：
（1）操作复杂，易发生误操作（不但要切换一次，而且二次的交流电压、电流、压板要切换）。
（2）投资费用大（一般当线路≧5条时，才装设专用旁路）。（3）占地面积增大，配电装置构架增大。
二、变电运行工区500KV、220KV变电站主接线形式汇总 变电站500kV220kV110kV35kV10kV 三堡3/2双母线
任庄3/23/2单母分段
九里山双母线双母代旁单母分段 贺村双母代旁双母代旁单母分段 潘家庵双母代旁双母代旁双母代旁 郎山双母线双母线单母分段 沙庄双母代旁双母线单母分段
桃园双母代旁双母代旁单母分段带旁路 赵山双母代旁双母代旁双母代旁
三、变电运行工区目前可以进行旁路代主变的变电站统计 变电站电压等级主变保护配置 220kV110kV
九里山√PST-1200(双套)贺村√√PST-1200(双套)潘家庵√√WBZ-03(单套)沙庄√PST-1200(双套)桃园√√RCS-978(双套)赵山√√RCS-978(双套)
注：“√”表示可进行旁路代主变操作
四、倒母线操作解析：
倒母线操作对于变电站是一项非常频繁而又非常复杂的操作，稍有不慎。就会发生误操作事故。现对操作要点进行分析(以母线停役为例)：
例如将220kV XX开关付母线运行倒至正母线运行.220kV付母线由运行改为检修。1.检查220kV母联xx开关确在合闸位置。
解析：确认正付母线确在并列状态，否则，合刀闸时可能产生用刀闸合环（相当于带负荷合刀闸）或拉刀闸时产生用刀闸解环（相当于带负荷拉刀闸）的误操作事故，(且母线压差越大，危害越大)220kV系统是环网运行，110kV是解环运行，要进行方式调整，合上母联开关，拉开一台主变的110kV总开关，总之一定要检查母联开关确在合闸位置。省中调规程规定：用刀闸解合环操作，设备主管单位应事先经过计算、试验和批准，并对其安全性、可靠性负责。2.将母差保护改为单母方式 解析：各站根据母差保护配置的具体类型，或投互联压板或投单母压板或将切换开关QK打至“破坏固定”位置。之所以这样是为了保证在整个倒母线过程中，母线有故障不经选择元件，直接跳2条母线，确保人身设备安全。对于BP-2B母差保护，当两组母线刀闸同时合上时，装置自动判别为母线互联，但为了可靠（手动优先于自动）采用投入强制互联。
注意：一定要在取母联开关操作保险之前将母差保护改为单母方式。否则如果任一条母线故障，都将是母联失灵启动跳开另一条母线，延误了母线故障切除时间，有可能造成系统稳定破坏
3.检查母差保护不平衡电流正常
解析：对于微机型母差保护不平衡电流应≦100MA；对于PMH-3型母差保护不平衡电流应≦10MA。目的是比较倒母线前后母差不平衡电流的大小，防止不平衡电流过大引起母差保护误动作。同时还可以积累运行资料和经验，以利母差保护的正确运行。4.分开母联开关控制电源空气开关
解析：倒母线之前要取母联操作保险，这点大家都知道，其目的是为了防止在倒排过程中，母联开关偷跳，造成用刀闸解合环的误操作事故。5.将电压切换开关BK由“分列”打至“并列”位置
解析：有的变电站（贺村、潘家庵）是自动并列，电压切换开关BK始终打在“并列”位置。但正常时二次并不并列，只有当母联开关运行时一组PT刀闸拉开后，二次才并列。但是此项不操作行不行呢？理论上讲是可以的，靠电压切换继电器的接点来切换二次电压，但是，由于虽然此时一次是并列运行，但由于1#、2#PT的实际特性不是完完全全一致，致使二次电压有相差，如果靠电压切换继电器的接点来切换二次电压，长期可能使其接点烧损，导致接触不良或粘连，发生设备事故：接触不良可能造成保护失压误动，粘连可能造成从二次侧并列，造成反送电，采用并列之后，电压回路的断开不靠电压切换继电器的接点来实现，而靠BK和开关的辅助接点来实现，其接点容量大。且目前大多数220kV单元使用的是南瑞的CZX—12A的操作箱，YQJ采用了自保持，目的是确保一次刀闸辅助接点接触不良时保护装置不会失压，但也有弊病，若复归线圈动作不可靠，YQJ自保持，使PT二次并列。下图2是线路保护取自母线电压示意图：
图2线路保护取自母线电压示意图
有些变电站在并列回路中只串有母联开关的辅助接点或只有BK开关的接点。注意：ZKK在每一个线路保护屏的后上方，有4个接点（3个常开，一个常闭）如上图。常开接点的作用很明确，常闭接点的作用是用于监视当线路该保护检修完毕后，其ZKK是否合上，如未合，则后台机上该单元将发出“装置异常或失压”信号，提醒运行人员。所以验收保护时，应注意验收该单元无任何异常信号。如果没有这个常闭接点，当保护校验完毕后，检修人员漏合且运行人员又未注意验收，则当执行恢复开关运行，当合上开关后，开关将跳闸（为何跳：大家知道，正常情况下，微机保护执行自检程序，每隔5/3毫秒检查启动元件是否动作，国产微机保护的启动元件动作条件为：I2+I0＞某值，用以反映不对称短路和接地短路；△I（电流突变量）＞某值，用以反映对称短路，如启动元件动作，则进入故障处理程序，合上开关时，满足启动条件，进入故障处理程序，此时又无电压，阻抗元件动作，开关跳闸），造成运行人员误认为是线路故障另一套保护拒动。所以此常闭接点是必要的，如没有，建议检修人员更换。6.倒单元开关，按照先合后拉的原则。7.检查付母线负荷确已全部倒至正母线。8.拉开付母线压变二次空开
9.合上母联开关控制电源空气开关
10.将电压切换开关BK由“并列”打至“分列”位置 11.检查母差不平衡电流正常 12.退出互联压板
13.拉开母联开关及两侧刀闸及PT刀闸
解析：对于何时断开PT二次空开和压变刀闸，笔者认为按拉开二次空开后，再拉开母联开关及母联刀闸和PT刀闸的顺序操作，比较好。这样操作（1）可以防止反送电。（2）拉开空载电容式电压互感器时声音很小，如果母线带电拉PT刀闸电弧很大。所以我们要求在倒完母线后，先拉开母线二次空开（对于500KV有2个1ZKK,计量二次空开也要拉开,试验电压用保险也要取下）然后拉母联开关，再拉开压变刀闸。其目的也是为了防止PT二次反充电。（这是因为PT正常运行时相当于变压器的一种特殊运行方式，其二次侧是电压线圈，阻抗很大，相当于开路。PT相当于内阻极小的电压源，当PT由二次向一次充电时，将在一次产生很高的电压，一次侧很小的电流就会在二次产生很大的电流，轻则二次空开跳开，重则会造成人身和设备损坏事故，所以是绝不允许反充的）分析原理图见下图3。
图3 PT 刀闸及二次空开接线图 14.验电挂地线
至于电度表切换，应在BK电压切换开关打至“并列”位置后就切换，否则按上述顺序操作，倒完母线后再切换，会造成电度表短时失压。
五、母线复役操作步骤简介： 1.拆除接地点
2.合上母联两侧刀闸及PT刀闸 3.投入母联开关充电保护 4.合上母联开关
4.充电无异常后退出充电保护 5.合上PT二次空气开关 6.将母差保护改为单母方式 7.检查母差不平衡电流正常 8.断开母联开关操作控制电源
9.将电压切换开关BK由“分列”打至“并列”位置 10.电度表切换 11.倒母线 12.检查母线负荷分配正常
六、旁路代主变的操作分析
华东电网近几年旁路代主变操作曾经发生过的事故简介：
1.1995.03.22，某站执行“将1#主变501开关由冷备用改为运行，旁路510开关 由运行改为冷备用”时，当操作至“8.停用差动保护压板”时，监护人为了便于下一步操作，去控制室找电流短接片，找到后操作人监护人都忘记操作第8项了，就操作下一步：短接510开关流变端子。造成差动动作。
2.2003.12.30，浙江金华电业局110KV白马变电站，在执行“2#主变110KV开关由热备用改为运行，旁路由代2#主变110KV开关运行改为对旁母充电”操作中，将退出差动保护压板和主变差动CT接人差动回路的操作步骤放在一次设备操作之后，当操作至110KV开关改运行，拉开旁路开关时，由于110KV侧差动CT实际未接人差动回路，造成差动动作，开关跳闸。
3.2003.12.12，浙江温州电业局220KV珠山变电站，在主变220KV开关复役过程中，由于漏投220KV开关纵差CT连接片，造成主变差动动作。6.1以220KV旁路开关代主变开关操作为例解析： 1.调整一次运行方式。现220KV旁路开关均在正母对旁母充电运行。当代1#主变开关运行时，拉开2620开关，合上26010刀闸，一次即操作完毕。当代2#主变开关运行时，拉开2620开关，拉开26201刀闸，合上26202刀闸，合上26020刀闸，一次即操作完毕。（对于桃园、潘家庵站，同时应将2620开关的母差CT端子切至相应母线，因为其母差保护为PMH-3型固定连接式母差保护。对于贺村站还需停用主变另一套保护，因为由于主变套管CT容量不够，两套1200保护均采用开关CT。旁路代主变时，只能切换一套，故另一套必须停用。而BP-2型母差保护为自适应式，无需切换，也没有CT切换连片。
对于PMH-3型固定连接式母差保护不切CT连片的分析：(分析图形见下图4、5、6)
图4
图5 破坏固定区外故障
图三6 破坏固定区内故障
在破坏固定方式下，正常运行时，小差不平衡电流很大（一个欠，一个过）当II母发生区内故障时，I母选择元件（1CJ）也可能动作，将2条母线上的开关全部切除。在破坏固定方式下，发生区外故障，启动元件不会动作，母差不会误动，但选择元件（1CJ、2CJ）流过较大的不平衡电流，可能使继电器烧毁。故旁路开关代主变或出线开关时，应将旁路开关的母差CT连接片切至相应母差回路中去。而BP-2B母差保护就无需倒母差CT连片，母线运行方式具有自适应，且电流校验自动纠正刀闸辅助接点的错误。以I1,I2----In表示各元件电流数字量； 以Ik表示母联电流数字量；
以S11,S12----S1n表示各元件正母刀闸位置，0表示刀闸分，1表示刀闸合； 以S21,S22----S2n表示各元件付母刀闸位置；
以S1k表示母线并列运行状态，0表示分列运行，1表示并列运行；各元件CT的极性端必须一致，母联CT装在付母线侧，极性默认与付母线上的元件一致。则差流计算公式为：
大差电流：Id=I1+I2+----+In 正母小差电流：Id1=I1*S11+I2*S12+----+In*S1n─I1k*S1k 付母小差电流：Id2=I1*S21+I2*S22+----+In*S2n+I1k*S1k
它是将刀闸辅助接点、电流量全部转换为数字量，利用程序来完成的。
2.退出旁路2620开关全部线路保护出口压板。（包括母差屏上的失灵启动压板）
解析：旁路开关代主变开关时，仅仅借用的是旁路开关，其保护仍然是主变的保护且主变屏上有作用于旁路开关的跳闸出口压变，故所以线路保护的压板及出口压板可以全部脱离。根据部颁220－500KV电网继保装置运行整定规程第2.17条规定：220KV主变开关可不启动失灵。同时省局苏电调字563号也有规定：若变压器保护启动断路器失灵保护，则需注意因变压器保护出口回路延时复归可能引起的误动作，变压器瓦斯等本体保护的出口不宜启动断路器失灵保护，断路器失灵保护应经相电流元件控制和电压元件闭锁。一般情况下，220KV变压器保护可不启动断路器失灵保护。所以现在变电运行工区的主变失灵启动是不投的。
旁路2620开关保护配置的11＋901或602＋631保护。其失灵启动母差保护图见下图7。
图7 失灵启动母差原理图
3.检查差流正常，脱离主变差动保护压板和高压侧后备保护压板 解析：仅脱离采用开关CT的那套保护，使用套管CT的那套保护不需脱离。对于RCS-978和PST-1200的要脱离后备保护，因为差动和后备公用一组CT。而WBZ-03则不需要脱离后备，因为后备用的是套管CT。差动用的是开关CT。同时主变的非全相保护也应脱离。防止在操作过程中，非全相保护误动，当旁路开关运行后，再投入旁路开关的非全相保护。
4．将旁路2620开关纵差CT连片接人差动回路
解析：开关在热备用状态开入或退出CT连片，不会造成CT开路。5．退出主变保护跳高压侧开关的跳闸压板
解析：因220KV开关为双跳圈，应脱离2个跳圈压板，同时另一套保护跳高压侧开关的压板不要忘记退出
6．电压切换开关由“本侧”切至“旁路”位置 解析：因为保护所用的电压原是经过高压侧开关刀闸的辅助接点及电压切换继电器的接点过来现应改为经过旁路开关刀闸的辅助接点及电压切换继电器的接点过来 7．测量投入主变保护跳旁路开关的跳闸压板
解析：主变保护屏（1）有2个跳旁路开关的压板，同时另一套保护屏跳旁路开关的压板千万不要忘记投入）
8．合上2620开关，拉开主变高压开关 9．将高压侧开关纵差CT连片短接退出
10．检查差流正常后，投入差动保护及后备保护和旁路开关的非全相保护 11．脱离本体保护跳高压侧开关压板，投入本体保护跳旁路开关压板 12．将高压侧开关改为冷备用
13．如高压侧开关改为开关检修，还应脱离母差跳高压侧开关压板，以防机械伤人。（对于桃园、潘家庵，还应将母差CT连片短接）
七、结束语
用户对电网的安全运行要求越来越重要，而我们本身也决不允许看到电网事故的发生，精心操作，用心值班，确保安全运行是我们每一位变电运行值班员的责任，而正确操作的前提还少不了值班员的一份责任心。
送电方案 篇5
新疆伊犁新天年产20亿立方米煤制天然气项目公用工程装置净水处理厂变配电室受、送电 施工技术方案
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目录 1 工程概况2 编制依据3 受电前的准备工作4 受、送电施工步骤4.1 0.4kV母线受电5 施工机具设备6 施工技术措施和质量保证措施7 安全保证措施8 变配电室管理规定及工作票模板8.1 变配电室管理规定8.2 工作票管理制度9 配变电室受、送电组织机构工程概况
工程名称：新疆新天年产20亿立方米煤制天然气项目公用工程装置 建设地点：新疆维吾尔自治区伊犁自治州
开竣工时间：2012年06月10日开工，2014年7月30日中交 建设单位：伊犁新天集团
监理单位：北京兴油工程项目管理有限公司 总承包单位：中国化学工程股份有限公司
施工范围：变配电室内共有低压柜27台、电容柜4面，其运行方式采用两个单母线分段运行方式。变配电室内设2台10/0.4KV、1250KVA干式变压器，电源取自气化循环水装置10KV系统，由两根3*70 10KV高压电缆引来。本装置正常时为单母线分段运行，其分段断路器可以手动投入又可自动投入，当一段母线失电时分段断路器投入满足用电负荷供电要求。受、送电时间： 编制依据
设计院设计图纸。
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006
《电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-90 《电气安装工程施工及验收规范》GB50303-2002 有关的电气计量表计检定规程 盘柜及变压器厂家技术文件资料 公司《质量保证手册》、《质量体系文件》及支撑性文件 受电前的准备工作
1）受送电前必须清理现场。清除一切障碍物，盖好盖板，打扫卫生。
2）所有的受电设备．均须做完各项单体试验且合格，并有正式试验报告供有关部门审查。3）受电系统应作模拟试验且符合设计图纸的功能要求，并取得甲方有关的技术负责部门的确认。
4）配电室的信号、直流系统项工作正常．以保证受送电成功。其直流系统的电源，送电前由可靠的临时电源供给，待受、送电完毕，倒至正式电源。5）所有母线的交接试验，执行国家有关规范的条款。
6）各开关均在试验位置，且能保证推拉灵活，各插头接触良好，接地刀闸位置正确。7）与上级变电所有可靠的通讯设施。
8）变压器电压分接开关置于Ⅲ档(10/0.4KV)位置上。9）受电区域内应具备有足够的消防器材。受、送电施工步骤
0.4kV母线受电
1）检查TR1、TR2、两台变压器具备受电条件，周围设置标志，并有专人管理。2）断开TR1变压器AA01柜接地刀，检查TR1变压器绝缘正常并有记录。3）断开TR2变压器AA02柜接地刀，检查TR2变压器绝缘正常并有记录。
4)检查1QF、2QF、3QF所有的低压开关断路器均在断开位置，AA01、AA02、AA03手车在断开位置。
5)检查直流系统正常，合上0.4kV盘控制电源，合闸电源，合上进线相关表计、控制电源。6)插上TR1变压器AA01柜二次插头，将手车推至工作位置，合上控制和合闸电源，就地/遥控操作方式开关投向“就地”位置。
7）插上TR2变压器AA02柜二次插头，将手车推至工作位置，合上控制和合闸电源，就地/遥控操作方式开关投向“就地”位置。
8）合上TR1变压器AA01柜开关，进行TR1变压器第一次冲击，变压器室要有人监视其冲击的情况，并检查电压、温度控制器等一切正常，运行10分钟后再进行第二次到第五次冲击变压器，每次间隔5分钟，观察每次冲击的激磁涌流，保护不应动作，第五次冲击后，变压器进入空载运行状态。
9）合上TR2变压器AA02柜开关，进行TR2变压器第一次冲击，变压器室要有人监视其冲击的情况，并检查电压、温度控制器等一切正常，运行10分钟后再进行第二次到第五次冲击变压器，每次间隔5分钟，观察每次冲击的激磁涌流，保护不应动作，第五次冲击后，变压器进入空载运行状态。
10）检查0.4kVⅠ段进线AA01柜、Ⅱ段进线AA02进线电源正常。11）用万用表测量各段低压母线进线三相电压，并做好记录。12）将0.4kV Ⅰ段进线AA01柜手车摇至工作位置。
13）合上0.4kVⅠ段进线AA01柜断路器，使0.4kVⅠ段低压母线带电，测量母线电压、相序正常。
14）将0.4kV母联AA01手车推至工作位置，合上断路器。15)检查0.4kVⅡ段低压母线电压、相序正确。（此时为Ⅰ段母线带两段母线运行）16）分0.4kV母联AA19柜断路器。
17)将0.4kVⅡ段进线AA02柜手车推至工作位置。
18)合上0.4kVⅡ段进线AA02柜断路器，使0.4kVⅡ段低压母线带电，测量母线电压、相序正常。
19)在0.4kV母联AA19柜进行核相。（此时为两段母线分列运行）
20)合上0.4kV母联AA19柜断路器，检查并列电流、电压正常后分闸。
21)在0.4kV母联AA19柜上进行倒闸操作测试（合母联跳Ⅰ段、合Ⅰ段跳母联、合母联跳Ⅱ段、合Ⅱ段跳Ⅰ段、合Ⅰ段跳Ⅱ段、合Ⅱ段跳母联）。
22)分别停TR1变压器AA01柜、TR2变压器AA02柜进行自动装置测试。23)恢复到分列运行状态，以便下一步工作。
24）将0.4kV Ⅰ段进线AA01柜手车摇至工作位置。
25）合上0.4kVⅠ段进线AA01柜断路器，使0.4kVⅠ段低压母线带电，测量母线电压、相序正常。
26）将0.4kV母联AA19手车推至工作位置，合上断路器。27)检查0.4kVⅡ段低压母线电压、相序正确。（此时为Ⅰ段母线带两段母线运行）28）分0.4kV母联AA19断路器。
29)将0.4kVⅡ段进线AA02柜手车推至工作位置。30)合上0.4kVⅡ段进线AA02柜断路器，使0.4kVⅡ段低压母线带电，测量母线电压、相序正常。
31)在0.4kV母联AA19柜进行核相。（此时为两段母线分列运行）
32)合上0.4kV母联AA19柜断路器，检查并列电流、电压正常后分闸。
33)在0.4kV母联AA19柜上进行倒闸操作测试（合母联跳Ⅰ段、合Ⅰ段跳母联、合母联跳Ⅱ段、合Ⅱ段跳Ⅰ段、合Ⅰ段跳Ⅱ段、合Ⅱ段跳母联）。
34)分别停TR1变压器AA01柜、TR2变压器AA02柜进行自动装置测试。35)恢复到分列运行状态，以便下一步工作。施工机具设备 序号
设备名称
设备规格
数量
备注
万用表
500型
1块
兆欧表
2500V，500V
各1块
相序表 1块
对讲机
2对 手电筒
1把
电气用灭火器
4个
绝缘靴
2付
绝缘手套
2付
高压6kV核相器
1付
施工技术措施和质量保证措施 工程施工前，工号工程师向全体参加该工程施工的人员进行全面细致的技术交底，交底记录要分发施工班组。
施工人员要全面详细的阅读施工图，结合现场实际把施工中可能出现的问题，及时提出并与有关部门协商解决，把问题解决在施工以前。
严格执行公司《质量保证手册》和《质量体系程序》等质量体系文件。按工程质量A、B、C三级控制进行全过程控制。在施工过程中的质量监控点做好每一阶段的质量管理工作。专职质检人员应及时检查施工质量，做好记录，对不合格项要及时提出并予以整改。安全保证措施
送电前要严格检查盘柜内是否留有异物，盘内螺栓要达到规定力矩要求，各项试验符合送电要求，接地系统良好可靠。
在各系统绝缘合格且正常后方能送电。要设有足够的警示牌。
与送电无关的人员一律撤离送电现场，可设立送电专区证，由安全保卫人员执行。要备有足够的灭火器和消防器材。操作人员必须穿绝缘靴和带绝缘手套。
在已送电及运行的场所工作时，须办理有关工作票，方能开展工作，同时做好围栏、警示牌监护、安全防护措施工作。
在已送电的设备上挂警示牌、设防护栏。现场配备值班汽车。
受电后，指定电气人员进行巡检，以监视设备运行状况与参数，对设备异常状态做到及时发现，认真分析，正确处理，并做好记录，向有关上级汇报。
值班人员巡视过程中，应仔细、认真，进行巡视后，应将巡视情况、巡视时间及时记入记录薄。
当设备负荷有明显增加、以及天气恶劣、事故跳闸和设备运行中有可疑的现象时增加巡视次数。
变配电室管理规定及工作票模板 变配电室管理规定
1）变配电间实行准入管理，进入变配电室必须办理工作票，经施工单位负责人到十三化建电仪队办公室由专业电气工程师负责办理票证后方可进入，无票证人员禁止进入配电室。2）各单位进入变电所施工人员原则上以施工技术、质量为主，无关人员严禁进入。
3）建立文明施工管理制度，保持卫生清洁，做到地面按时清扫，保持室内不起灰尘。各施工队的产生的垃圾必须做到当日施工后清理干净，施工区域干净整洁，经值班人员确认后方可离开，室内严禁堆放杂物。
4）变配电室内严禁吸烟和吃零食，一经发现严肃处理，变配电室实行24小时值班制度，防火防盗，加强管理，偷盗者直接送公安机关处理。
5）进入配电室施工的人员（电工）必须具备必要的电工知识，熟悉安全操作规程，并具备在异常情况下采取措施的能力。禁止非电工作业人员单独在配电室施工作业。不得随意触动与自己工作无关的开关设备，损坏设备，照价赔偿。
6）盘柜受电后，在回路测试、校验、试运行期间，无关人员不得随意操作电源开关、按钮。7）配电室房门的钥匙至少应有三把，第一把由配电室管理人员专用。第二把由调试或技术负责人使用。第三把由队领导（仪电安全经理或专职安全员）保管，专供紧急时使用。任何人进入配电室施工必须由配电室管理人员为其开门，并进行详细的进出签名登记。严禁施工人员自带钥匙开门进入施工。工作票管理制度 1）工作票办理
已受送电的高低压配电室的管理实行工作票（内部）制度。工作票见附表。工作票的申请人为作业负责人，工作票的签发人为工号工程师，工作票的执行人为配电室专职管理人员。工作票要用钢笔或圆珠笔填写一式两份，应正确清楚，不得任意涂改，如有个别错、漏字需要修改时，应字迹清楚。两份工作票中的一份保存在工作地点，由进入配电室施工的负责人收执，另一份由配电室管理人员收执，并将工作票号码、工作任务、许可工作时间及完工时间记入工作日志中。2）工作票的作业范围
一张工作票只能从事一项工作。工作票上所列的工作地点，以一个电气连接部分为限。如施工设备属于同一电压、位于同一楼层、同时停送电，且不会触及带电导体时，则允许在几个电气连接部分共用一张工作票。
3）开工前工作票内的全部安全措施应一次做完。工作票应在工作前一日交给配电室管理人员。临时工作可在工作开始以前直接交给配电室管理人员。
4）作业前需进行安全设施的设定
在需要全部停电或部分停电的电气设备上工作，必须完成下列措施：（1）设备停电
配电室管理人员根据工作票申请内容确认需停电设备，将设备停电，必须把各方面的电源完全断开(任何运行中的星形接线设备的中性点，必须视为带电设备)。禁止在只经断路器(开关)断开电源的设备上工作，必须拉开隔离开关(刀闸)，或将断路器手车退至试验位置，关闭控制电源，并锁好控制电源柜门。与停电设备有关的变压器和电压互感器，必须从高、低压两侧断开，防止向停电检修设备反送电。（2）停电后必须验电
配电室管理人员必须带绝缘手套，使用电压等级合适而且合格的验电器，在停电设备进出线两侧各相分别验电。验电前，应先在有电设备上进行试验，确证验电器良好。（3）设置安全措施
当验明设备确已无电压后，应用专用接地线立即将停电设备接地并三相短路（或合上设备接地刀闸）。对于可能送电至停电设备的各方面或停电设备可能产生感应电压的都要装设接地线，所装接地线与带电部分应符合安全距离的规定。装设接地线必须由两人进行。装设接地线必须先接接地端，后接导体端，且必须接触良好。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。接地线应用多股软裸铜线，其截面应符合短路电流的要求，但不得小于25 mm2。接地线在每次装设以前应经过详细检查。损坏的接地线应及时修理或更换。禁止使用不符合规定的导线作接地或短路之用。接地线必须使用专用的线夹固定在导体上，严禁用缠绕的方法进行接地或短路。装、拆接地线，应做好记录。（4）悬挂标示牌和装设遮栏
在断路器(开关)和隔离开关(刀闸)的操作把手上，均应悬挂“禁止合闸，有人工作!”的标示牌。对于停电的设备周围或附近有带电设备时，应装设临时围栏或拉警戒线。并悬挂“止步，高压危险!”的标示牌。（5）停电、验电、设置安全措施和挂警示牌完成后，配电室管理人员须会同施工负责人（监护）现场检查确认无电，并交待附近带电设备位置和注意事项，方可开始工作。5）作业过程的管理规定
（1）没有办理工作票，或没有进行停电，验电，设置安全措施和挂警示牌等上述步骤的，施工负责人（监护人）和施工人员有权拒绝工作。
（2）施工负责人(监护人)应在作业前向施工作业组人员交待现场安全措施、带电部位和其他注意事项。施工负责人(监护人)必须始终在工作现场，对施工作业组人员的安全认真监护，及时纠正违反安全的动作。
（3）施工负责人(监护人)在全部停电时，可以参加施工作业组的工作。在部分停电时，只有在安全措施可靠，人员集中在一个工作地点，不致误碰导电部分的情况下，方能参加工作。（4）工作期间，施工负责人（监护人）若因故必须离开工作地点时，应指定能胜任的人员临时代替，离开前应将工作现场交待清楚，并告知作业组其他人员。原施工负责人（监护人）返回工作地点时，也应履行同样的交接手续。
（5）配电室管理人员如发现施工人员违反安全规程或任何危及工作人员安全的情况，应向工作负责人（监护人）提出改正意见，必要时可暂时停止其工作，并立即报告上级。
（6）工作未完成中间间断时，施工作业人员应从工作现场撤出，所有安全措施保持不动，工作票仍由工作负责人执存。间断后继续工作的，施工负责人（监护人）必须重新认真检查安全措施是否符合工作票的要求后，方可工作。若无工作负责人（监护人）带领，施工作业人员不得进入施工区域。6）工作票的撤销和恢复供电
（1）全部工作完毕后，施工作业组人员应清扫、整理现场。
（2）施工负责人（监护人）应仔细检查工作完成情况，待全体工作人员撤离工作地点后，向配电室管理人员报告工作完毕，并与配电室管理人员共同检查设备状况，有无遗留物件，是否清洁等，然后在工作票上填明工作终结时间，经双方签名后，工作票方告终结。
（3）只有在同一停电系统的所有工作票结束，配电室管理人员将拆除所有接地线、临时遮栏和标示牌，恢复常设遮栏，并根据运行和试车要求，告知相关受电部门负责人经同意后，方可恢复送电。附表：
变电所第二种工作票 编号：电-xxxx
1、工作负责人（监护人）： 班组： 工作班人员：
2、工作任务：
3、计划工作时间：自年月日时分 至年月日时分
4、工作条件（停电或不停电）：
5、注意事项（安全措施）：
工作票签发人签名：
6、许可开始工作时间年月日时分
工作许可人（值班员）签名：工作负责人签名：
7、工作结束时间：年月日时分
工作负责人签名：工作许可人（值班员）签名：
8、备注：
工作批准人：
总承包专业工程师：监理工程师： 日期：年月日日期：年月日 配变电室受、送电组织机构 总承包负责人
梁志坤
施工方负责人
褚旭
施工方技术负责人
任超凡
HSE负责人
李向东
操作人
郝琰
记录人 韩学清
组员
韩学清、马朋飞
送电方案 篇6
沧州南大港管理区中科索能光伏发电有限公司40MW生态农业光伏发电项目
并网启动方案
沧州市南大港管理区中科索能光伏发电有限公司
二0一四年十一月
编写：
审核：
批准：
一、投运时间
1.2014年12月07日，升压站进行反送电； 2.2014年12月09日，光伏厂区进行并网发电。
二、本次投运设备
1.李刘堡站183间隔一、二次设备。
2.110kV汇李线：李刘堡183-汇能光伏141，线路导线型号JL/G1A-300/25钢芯铝绞线，距离17.6km。
3.汇能光伏站全部一、二次设备。
4.35kv集电线路及所有光伏场区设备（箱变、逆变器、汇流箱、组件）。
三、调度范围
1.地调调度设备：李刘堡站183间隔一、二次设备；汇能光伏站110kV所有设备，#1主变及35kV受总开关。
2.光伏电厂调度设备：35kV母线及附属设备，35kV出线开关。
四、升压站倒送电前必须具备的条件
1． 与试验有关的一次、二次电气设备的安装工作应全部结束。
2． 与试验有关的一次二次电气设备的静态调试、试验工作应全部结束，均应符合有关验收标准的要求。
3．有关设备的几点保护，应按定制单的要求调试整定完毕，并可投入运行。4．与试验有关的各系统操作、保护、控制、监控、测量等二次回路均已逐项传动试验完毕，正确动作可靠，符合要求。
5．与试验有关的带电房间应锁门，带点区域应有遮拦，并设警告标志牌，特别是外来电源的隔离措施要完善。6． 与试验有关的带电体周围无杂草，道路畅通平整，电缆沟及管道盖板均应改好。
7． 受电与不受电分界点应采取可靠安全隔离措施，并有醒目的警告标志。8． PT回路一次二次熔丝(空开)，直流控制回路熔丝（空开），需备齐并备有备品。
9． 所有一次设备的接地要明显，应和接地网可靠连接，接地网的接地电阻应合格。
10． 与试验有关的电气一次、二次设备全部通过验收，并有书面验收单。11． 消防设施完善，变压器、配电室、集控室等处应有足够的消防器材。12． 通讯设备应畅通，照明应充足，事故照明试验正常，通风正常。13． 与试验有关的设备编号清楚、着色正常。
14． 试运指挥部组织机构成立，各专业组人员到位，职责分工已明确。分部试运的管理制度经过审批并发布，管理程序能够顺畅执行。
15． 倒送电措施经过试运指挥部批准，并成立并网送电指挥小组，明确指挥系统和参加人员，并组织专门的交底，明确责任。
16． 主控室电气一次系统图上墙。
17． 运行规程、制度和事故处理规程齐全，并经过审批。18． 电气一、二种工作票备齐，做好手电后代保管运行的准备。19． 所有运行、操作人员应经有关部门考试合格。
五、倒送电前的准备工作
1． 本次实验有关的图纸、厂家说明书、主设备及二次回路的实验记录、继电保护整定值。设备验收单等资料备齐，并带至现场以备查阅。2． 将所有的相关开关、刀闸（包括接地刀）及所有PT刀闸（保险）均转为断开冷备用状态，并经检查确认正确。
3． 复核所有几点保护定值，保护按定值单投入。
4． 测量所有将受电的变压器及其他高压一次设备绝缘，并经检查确认合格。5．检查1#主变分接开关调制额定档位，瓦斯继电器应放气，变压器蝴蝶门应全打开，并在就地重瓦斯回路上由安装公司临时加装一紧急事故跳闸刀闸，以备试验时就地监护人员在#1主变异常情况下使用。
6． 试验前调试负责人要向全体参加倒送电的各方人员交代清楚任务和安全注意事项，必须各就各位，各负其责。
六、倒送电试验步骤
1.线路冲击，保护设置由调度负责；合上汇李线183开关，检查183间隔设备及汇李线充电良好，相序、电压、向量等无问题报地调。
2.所有保护按照保护定值核实后，合上141开关对#1主变充电5次，第一次带电10分钟，对主变进行外观检查，停电后观察10分钟，以后每次间隔5分钟，最后141开关在合位，相序、电压、向量等无问题报地调。
3.合上311开关，对35kV母线充电一次，相序、电压、向量等无问题报地调。
4.合上321开关对SVG进行负荷调试，并报地调及省调，进行对点调试。
七、光伏场区并网调试准备 1．逆变器检查
1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），无松动、损坏；
4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏；
5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固；
7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地）
8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好；
9）检查机器内设备设置是否正确；
10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）；
11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2．周边设备的检查
电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。3.并网试运行步骤
在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。
2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。
3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。
注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。
4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能；
5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。
备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。
八、安全措施 1．调试检测人员要求
1)从事现场调试检测的人员，必须身体感官无严重缺陷。经有关部门培训考试鉴定合格，持有国家劳动安全监察部门认可的《电工操作上岗证》才能进行电气操作。
2)必须熟练掌握触电急救方法。
3)现场调试、检测人员应思想集中，电器线路在未经测电笔确定无电前，应一律视为“有电”，不可用手触摸，应认为带电操作。
4)工作前应详细检查自己所用工具是否安全可靠，穿戴好必须的防护用品，以防工作时发生意外。2 试验过程注意事项
1）现场试验过程中，在开关手把上或线路上悬挂“有人工作、禁止合闸”的警告牌，防止他人中途送电；
2）装设接地线：检测平台接地体之间应良好连接，最终从集控车引出地线与现场接地点可靠连接；
3）送电前必须认真检查电器设备，和有关人员联系好后方能送电； 4）装设临时遮栏和悬挂标志牌：试验过程中，将检测平台四周装设临时遮拦并悬挂“高压危险”警告牌；
5）使用验电棒时要注意测试电压范围，禁止超出范围使用，验电：分相逐相进行，在对断开位置的开关或刀闸进行验电的同时，对两侧各相验电；
6）对停电的电线路进行验电时，若线路上未连接可构成放电回路的三相负荷，要予以充分放电；
7）高压试验时必须戴绝缘手套；
8）工作中所有拆除的电线要处理好，带电线头包好，以防发生触电； 9）遇有雷雨天气时，检测人员应立即停电工作，并做好检测平台防雨措施； 10）发生火警时，应立即切断电源，用四氯化碳粉质灭火器或黄砂扑救，严禁用水扑救；
11）工作完毕后，必须拆除临时地线，并检查是否有工具等物在带电体上； 12)工作结束后，必须全部检测人员撤离工作地段，拆除警告牌，所有材料、工具、仪表等随之撤离，原有防护装置随时安装好。2．运行机构职责：
1）负责试运行、检测期间的组织协调工作。
2）负责试运行检测期间现场的各项操作工作，确保各项操作步骤正确。（包括定值修改、调节方式、调节幅度等）
3）装设试验现场的临时固定电话，保证通讯通畅。（试验仪表安放处安装临时电话）
4）当班值运行人员对运行表计按方案要求记录各项数据。3．业主职责
1）现场试运行及检测试验时光伏电站业主单位应派人参加，光伏电站业主单位应派人负责试运行与检测试验过程中的协调工作。
2）各单位需统一服从指挥小组的调度，有责任为试运行及检测试验提供便利条件，相互配合，确保试验设备的安全，保证试验的顺利进行。
九、汇能光伏电站一次系统图
送电方案 篇7
郑新鑫旺（新密）煤业有限公司
高压线路整改方案
一、高压供电现状：
主斜井变电所现有两回路,Ⅰ回路来自距矿井2km的振兴开关站振5板，为专线；Ⅱ回路来自距矿井2.5km米的甘寨变电站甘8板；副井变电所现有两回路，Ⅰ回路来自主变电所,7#高压柜,距副井900米，为专线；Ⅱ回路来自甘寨变电站甘15板，距矿井2.5km。来自甘寨变电站的两趟线甘8和甘15都T接于农电线路，基本能够满足矿井安全供电的可靠性。
二、改造的必要性：
现根据《煤矿安全规程》第441条规定：产量在6万吨/年以上矿井必须有两回路电源，并且不得分接任何负荷。我矿实际情况不符合规程要求，因此，必须改造。
三、改造方案：
1、现距我矿有1.5千米的黄路沟村处新密市要建一座新开关站；
2、经我矿与新密市供电局协商决定，在新建的开关站内为我矿安装一台专用10Kv高压开关柜，架设一趟专用线路，取代现有甘8板、甘15线路。
3、再架设一趟主变电所到副井变电所线路（0.9km*2），在主变电所设置高压变电所。
4、母线连接后从高压开关柜出线端用95mm²、10KV高压电缆引至室外高压电线杆。
5、新建变电站至矿主变电所采用LGJ-90mm2钢芯铝绞线；主变电所至副井变电所采用50mm2架空绝缘铝线。
6、线路架设由新密市供电局进行施工，矿方予以配合，架设所需材料由新密市供电局采购，线路完成后，经测验达到煤矿相关规定后，线路架设资金由我矿一次付清。
7、整改时间从新建的变电站建成至两个月后完成。
郑新鑫旺（新密）煤业有限公司 2011年2月28日
送电方案 篇8
一、工程概况
本方案适用于本区域内变电所、变配电室的受送电管理使用，主要是气化变电所加压气化（121C）、除氧站135B变电所,其中加压气化（121C）和除氧站（135B）变电所两路10kV电源引自气化35kV变电站。
二、编制依据
1.中国赛鼎工程有限公司所做伊犁新天煤制天然气工程电气施工图：
2.电气装置安装工程施工及验收规范《GBJ147-2010、GBJ148-2006、GBJ149-2010、GB50150-2006、GB50168-2006、GB50170-2006、GB50171-2012、GB50254-2006、GB50255-96、GB50256-96》
3.电气安全工作规程。
三、受送电系统及设备和范围介绍
气化变电所加压气化（121C）两路10kV电源，引自气化35kV变电站高压柜。两路电源互为备用，设自动投入装置。2台干式变压器分别为2段0.4kV低压配电柜供电（低压配电柜共23台），两端互为备用电源，设自动投入装置。主要为加压气化（121C）和气化排渣上的电气设备及不间断电源UPS供电，两端电源互为备用电源，设自动投入装置。
气化变电所除氧站（135B）两路10KV电源，引自气化35KV变电站高压柜。两路电源互为备用，设自动投入装置。2台干式变压器分别为2段0.4KV低压配电柜供电（低压配电柜共19台），两端互为备用电源，设自动投入装置。主要为除氧站（135B）和变换冷却（124B）上的电气设备以及压缩机厂房励磁设备供电，两端电源互为备用电源，设自动投入装置。
四、施工必备条件
1、资料准备
1.1本受送电方案已通过审查、批准。
1.2变电所调试计划已编制上报完毕。
2、条件确认
2.1内部电气设备调试合格，相应记录资料齐全。
2.2内部照明系统安装完成；
2.3与受送电相关的专用工具、安全用具已配齐；
2.4上级电网主管部门、监理单位、总承包项目部、施工承包单位对受送电设备联合复检合格；
2.5变电所受电前施工单位必须自检合格后再报检总承包及监理单位进行检查确认。（表A-2）
2.6变电所受电前3天，施工单位必须按照表A-4中要求进线自检，合格后报验总承包及监理单位、业主单位进线联合检查确认。
3.人员准备
3.1组织机构已建立上报；
3.2电气操作人员、受送电临时故障处理人员已组织到位，并持证上岗；
3.3受送电相关设备厂家人员已到现场。
五、受电方法及要求
1、受电前应完成的准备工作
1.1受电范围内的一次、二次设备已全部安装完毕，经验收合格，并已按电气设备交接试验标准试验完毕。
1.2受电设备的继电保护已整定完毕。
1.3检查进线柜与母联柜的联锁状况。
1.3.1通控制电源，检查1段进线、2段进线及母联的联锁，应确保1段、2段进线合闸后，母联柜联锁不能合闸。
1.3.2通控制电源，检查低压1#进线与2#进线及母联的联锁，应确保只能有两个断路器合闸。
1.3.3模拟动作试验，按电气控制原理对系统的控制、保护、信号回路进行试验，动作应正确可靠。
2受电措施
2.1断开低压柜进线断路器，一次对干式变压器进行额定电压下的冲击合闸试验，每台变压器冲击五次，每次间隔5分钟，且第一次受电后持续时间不应小于10分钟。变压器的励磁涌流不应起保护装置动作。
2.2变压器的冲击合闸后，应带电空载运行24小时，无异常情况。
2.3对低压柜母线充电，同时检验相序，两端母线间的相序应正确一致，且进线和母联的各项指示应正常。
六、受送电顺序
1.受送电程序
1.1接电力调度指令，认真填写操作票，严格按操作票内容操作；
2.受送电顺序
2.1变压器、低压进线、低压母线、用电设备送电
3.受送电内容
3.1受送电前准备：对将要受送电设备做最后遥测绝缘检查；
3.2变压器全电压冲击合闸试验
3.3低压系统送电
3.3.1低压母线受电
3.3.2低压系统定向
3.3.3低压系统核相
3.3.4低压系统双母线并列运行试验；
3.3.5低压系统备用电源自动投入试验；
3.3.6低压系统自动倒闸操作试验；
3.4运行观察及消缺
3.4.1空载运行24小时；
3.4.2受送电过程中问题处理；
3.4.3用电设备送电
七、安全措施
1、进入施工现场，劳保用品必须穿戴齐全，做好防电防护措施，所有施工、调试人员必须持证上岗。
2、操作人员学习《电业安全工作规程》。
3、在进行工频耐压前，必须将电流互感器二次侧端接地，耐压区域必须有专用围栏及安全标志；耐压、漏泄试验两端必须设有专人进行监护。
4、在带电试验时，必须有二人以上进行，并戴好绝缘手套。
5、倒闸操作须由二人执行，其中一人对设备较为熟悉者作监护。
6、试验电源必须有漏电保护。
7、设置受送电区域，在受送电区域内必须设置安全围栏，挂安装标志，作业人员实行挂牌准入制度，无关人员严禁进入该区域。
8、受送电操作人员必须听从统一指挥，受令人复诵无误后执行，发布命令应准确、清晰，使用正规操作术语和设备双重名称，即设备名称和编号。
9.在变电所设置足量的干粉灭火器。
10操作中发生疑问时，应立即停止操作并想值班调度报告，弄清问题后，再进行操作。
11、受电过程中使用无线对讲机，便于通讯联络。
八、受电领导小组成员
组长：苏洪臣
副组长：邢少勇
组员：刘纯东、刘安学、许丕操、刘小军
九、受电后的管理办法
1.受电后执行电工每天定期巡视检查制度，发现设备缺陷和运行不正常时，及时处理，并做好记录。
2.控制室内设专人夜间值班巡查。
3.加强施工管理，非工作人员禁止入内，确实工作需要时，需有电工陪同。
送电方案 篇9
返送电期间反事故措施
为保证返送电期间人身、设备及电网的安全，防止突发事件发生，确保返送电一次成功。根据国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及 国电发［２００9］664号文件指示精神，结合分公司的实际情况,特制订返送电期间反事故措施。4
防止人身伤亡事故
4.1 进入工作现场必须穿劳保服，戴安全帽（女工应将发辫盘入帽内），工作时应使用绝缘工具，雷雨天气，还应穿绝缘靴。
4.2 电气设备倒闸操作必须两人进行。操作时应认清设备位置、名称、编号，并核对与实际设备正确一致。
4.3 操作时监护人员认真履行监护职责，能及时发现并制止操作人员的违章行为。
4.4 装拆接地线，遵循操作原则。装接地线前首先验电，并戴好绝缘手套。4.5 带电设备周围，悬挂警示带，适当位置悬挂“止步，高压危险”警示牌，在爬梯口悬挂“禁止攀登，高压危险”标示牌，防止意外触电发生。4.6 无论高压设备带电与否，工作人员不得移开或越过遮拦，若有必要，必须有监护人在场，且满足不停电工作的安全距离，事前应汇报值长。4.7 受电区域内的坑、洞、孔应封堵良好，地面平整，无坍塌、滑坡迹象。4.8 上班前四小时内严禁酗酒。
送电方案 篇10
主变就位施工方案
………………………………….2017年11月24日
主变就位施工方案
一、主变卸车方案
(一）使用设备如下：
液压泵站：2台 液压推进器：2台 重型钢轨6根 枕木、垫板若干 液压千斤顶：4台
（二）车辆进变电站过程
运输车辆进入变电站路口时，车辆以2km/h的速度转弯进变电站门口，在地面比较松软的地方铺设钢板。
（三）施工过程如下：
1、车辆进入变电站，将运输车停至平整完毕的变压器基础附近，靠近基础边缘。
2、主变下加添重轨，用液压推进器将主变平移至地面。
3、将变压器平移至变压器基础。
4、前后左右调整至主变精确就位。
5、将主变垂直顶升每次不得超过10cm，将主变水平推进每次不得超过50cm，在操作施工时，安保措施跟进。液压泵站由专人操作并有专人指挥，车底盘加固。
6、用千斤顶将变压器垂直顶起至与车板高度平齐（主变垂直顶升每次不得超过10cm），然后主变下加添重轨，用液压推进器将主变平移至车辆平台（主变水平推进每次不得超过50cm），前后左右调整至主变重心与车辆中心一致。在操作施工时，安保措施跟进。液压泵站由专人操作并有专人指挥，车底盘加固。
2、变压器就位安全技术措施
（1）变压器就位作业前要做好技术交底工作，施工人员必须做到五个明确，即工作任务明确，施工方法明确，施工作业步骤明确，自身职责明确，安全注意事项明确。
(2）变压器装卸就位作业由专人负责统一指挥，指挥信号应清晰、醒目、明确、及时、果断。
(3)作业中施工人员必须坚守岗位，做到思想集中，听从调配，严禁吵闹和谈笑。
(4)作业人员在工器具特别是钢轨、夹具等沉重件搬移、拆装时应注意协调，严防人体挤压和砸伤。
(5)作业时应有专人负责严密检查，确认各部分情况良好时才能继续作业，如有不妥之处应及时指出纠正，否则不允许继续作业。(6)变压器用千斤顶顶升、下降时只允许在两侧分次交替进行，其高度每次不超过10cm，严禁在四点同时顶空或越层升降，顶升时同侧千斤顶应保持同步，在顶升过程中应做好防止变压器倾倒或滑移的保险措施，保险垫木与变压器底部净空高度保持在 2cm以下。(7)开液压泵人员应密切注意油压大小，发现异常应及时报告，查明原因，排除故障后方可继续顶升、推进。
(8)变压器顶推作业时应严格控制两只油缸顶推量，防止变压器中心偏移及滑出轨道，给准确就位带来不便。变压器顶推时需在变压器与基础间同步设置四点以上保险硬木垫，其空隙保持在5cm以内。(9)变压器顶推至基础位置后，采用四台100t千斤顶（千斤顶要
求顶在变压器设备的专用千斤顶座点上）分次顶高变压器，抽出钢轨和滑板，继续交替顶升抽出枕木将变压器安全落在基础上。
(10)对变压器作细微调整，使变压器位置符合安装要求，就位结束。
送电方案 篇11
10KV主回路供电系统送电方案
为确保全厂能安全恢复主回路系统正常供电，现制定35KV变电站及10KV主回路系统送电方案如下：
一、35KV变电站送电顺序：
1、准备好35KV变电站送电所需的工器具并检查确保完好；
2、检查并确保35KV变电站户外高压侧35553、35551隔离倒闸及3555断路器在合位；
3、检查并确保35KV变电站所用变跌落保险在合位；
4、将35KV变电站户外高压侧35011隔离倒闸闭合并检查确认；
5、待拜城县110供电所给拜众线35KV送电，并确认；
6、拜众线35KV送电后，对35KV高压侧3501断路器远程操作进行合闸；
7、在35KV主变空运行正常后，35KV变电站高压室对10KV 1#进线1001进行合闸；
35KV变电站以上送电操作人：刘宏新；监护人：杨斌；技术负责人：陈世玉；总协调负责人：王立刚。
二、中央变电所10KV保安电源停电顺序：
1、通知相关车间停所有运行设备及照明并确认；
2、停低压室2#变压器低压侧所有设备电源；
3、停低压室2#受电柜；
4、高压室2#变压器、备煤2#变压器、洗煤厂2#变压器、2#煤气风机依次停电分闸,停电后要检查确认；
5、联络柜1035分闸并检查确认；
6、高压室停10KV保安电源（发电厂2#进线柜）1006，并将1006小车摇到实验位置。检查确认，挂“禁止启动”标示牌;
中央变电所10KV保安电源及运行设备停电操作有杨斌操作，刘宏新监护；技术负责人：陈世玉；总协调负责人：王立刚。
三、中央变电所送电顺序：
1、检查10KV 1#进线1001开关柜及10KV 2#进线1002开关柜； 2、35KV变电站10KV 1#出线1012开关柜操作并合闸；
3、中央变高压室10KV 1#进线1001操作并合闸;
4、35KV变电站10KV 2#出线1011开关柜操作并合闸；
5、中央变高压室2#进线1002操作并合闸送电；
3、高压室依次对1#变压器、3#变压器、备煤2#变压器送电；
4、低压室对1#受电柜合闸并先恢复厂区照明电源；再对3#受电柜合闸；
5、高压及低压各区域设备电源根据生产工艺顺序依次按指令送电。
中央变电所10KV主回路送电操作有杨斌操作，刘宏新监护；技术负责人：陈世玉；总协调负责人：王立刚。
电修车间
2010-7-31
送电方案 篇12
批准： 审核： 编制：
商电铝业送电领导组成员：
组
长：李巨东
副组长：王连进
唐敏山
李
华
成员：冯
建
孙恭省
谭亚娟
田国峰
祝园林
张玉伟
神火铝业送电领导组成员或运行负责人及联系方式
编写内容
一、方式安排及要求
二、送电组织与分工
三、送电应具备的条件
四、送电前的检查
五、送电时间
六、送电操作
1、由鑫源热电厂对“Ⅰ鑫鑫”线路冲电试验
2、由鑫源热电厂对“Ⅱ鑫鑫”线路冲电试验
3、由神火商丘铝厂对“Ⅰ鑫鑫”线路送电
七、注意事项
一、方式安排及要求
1、鑫源热电厂正常并网线路定为110千伏Ⅰ鑫鑫线，并列点设在鑫源热电厂侧，解列点设在神火商丘铝厂二厂Ⅰ鑫鑫2开关处。
2、（1）允许环网时，鑫源热电厂至神火商丘铝厂110千伏Ⅰ鑫鑫线路送电，通过Ⅰ鑫鑫线路与系统并网，并网正常后断开商电铝业铝厂110千伏张铝
2、健铝2开关。
（2）不允许环网时，断开商电铝业铝厂110千伏张铝
2、健铝2开关后，鑫源热电厂至神火商丘铝厂110千伏Ⅰ鑫鑫线路送电，通过Ⅰ鑫鑫线路与系统并网。3、110千伏Ⅱ鑫鑫线备用。4、110千伏张铝线、健铝线停运。
二、送电组织与分工
1、送电领导组成员另附。
2、送电工作在领导小组指挥下进行。
3、所有神火商丘铝厂的操作由铝厂当值值班人员负责操作，所有鑫源热电厂的操作由鑫源热电厂当值值班人员负责操作。
三、送电应具备的条件
1、鑫源热电厂侧Ⅰ鑫鑫
1、Ⅱ鑫鑫1开关及有关一次设备、二次设备试验工作全部结束。符合规程、规范要求，具备送电条件。
2、鑫源热电厂侧Ⅰ鑫中
1、Ⅱ鑫中1及对侧Ⅰ鑫中
2、Ⅱ鑫中
2、Ⅰ中铝、Ⅱ中铝开关保护整定值符合本次送电运行方式的要求。
3、神火商丘铝厂侧Ⅰ鑫鑫
2、Ⅱ鑫鑫2开关及有关一次设备、二次设备试验工作全部结束。符合规程、规范要求，具备送电条件。
4、送电设备电气回路的传动试验完毕，符合设计要求。各电气设备名称、编号齐全，带电设备有明确标示。
5、与送电有关的一、二次设备应清扫干净，无灰尘及金属杂物。
6、系统保护整定值符合本次送电运行方式的要求，所有保护定值和压板投、切位置均按调度的命令执行，确保正确。
7、本次送电有关的设备应装设遮栏，并悬挂“高压危险，禁止入内”等警告牌。
8、检查所有送电范围内的电流回路不得开路，电压回路不得短路。
9、计量表计校验正常，应有相关部门出具的合格证。
10、有各方共同抄录计量表底指数。
11、鑫源热电厂与神火商丘铝厂通讯联系正常。
12、送电领导组人员及操作人员全部到位，有关检修人员全部到位。
四、送电前的检查
1、在送电前应再次核查鑫源热电厂、神火商丘铝厂及鑫鑫线路的相序正确。
2、检查并确认鑫源热电厂Ⅰ鑫鑫
1、Ⅱ鑫鑫1开关在断开位置，腾空鑫源热电厂110千伏西母。检查110千伏母联鑫110开关确在合闸位置。投入110KV母联鑫110开关过流保护硬压板，3、检查并确认神火商丘铝厂侧Ⅰ鑫鑫
2、Ⅱ鑫鑫2开关在断开位置，Ⅰ鑫鑫2甲、Ⅰ鑫鑫2东、Ⅰ鑫中2西、Ⅱ鑫鑫2甲、Ⅱ鑫鑫2东、Ⅱ鑫中2西隔离开关在断开位置，接地刀闸在断开位置。
4、检查鑫源热电厂110千伏Ⅰ鑫鑫、Ⅱ鑫鑫线路一次接线连接无误并清洁无杂物。
5、检查鑫源热电厂110千伏Ⅰ鑫鑫、Ⅱ鑫鑫线路所有一次设备及二次回路，接线正确，动作灵活，保护在投入位置，各接线仪表指示准确。
6、确认“鑫鑫”线路距树木、建筑物等要保持一定的安全距离。
五、送电时间
2012年6月5日10点。
六、送电操作
1、由鑫源热电厂对“Ⅰ鑫鑫”线路冲电试验
(1)检查鑫源热电Ⅰ鑫鑫1开关在断开位置。
(2)检查鑫源热电Ⅰ鑫鑫1甲、Ⅰ鑫鑫1东、Ⅰ鑫鑫1西隔离开关在断开位置。
(3)拉开鑫源热电Ⅰ鑫鑫1母地、Ⅰ鑫鑫1甲地刀闸，合上Ⅰ鑫鑫1西、Ⅰ鑫鑫1甲隔离开关。
(4)检查对侧变电站（神火商丘铝厂110KV变电站）Ⅰ鑫鑫2开关确在断开位置；检查Ⅰ鑫鑫 2 甲、Ⅰ鑫鑫2甲地刀闸确已拉开。
(5)接调度命令。送Ⅰ鑫鑫1开关操作保险。
(6)送Ⅰ鑫鑫1开关的分闸电源、合闸电源。
(7)检查开关压力正常，选择远方操作。
(8)合Ⅰ鑫鑫1开关，对Ⅰ鑫鑫线路进行第一次冲击。
(9)观察冲击电流，检查设备运行正常。对Ⅰ鑫鑫线路进行第二次冲击后断开Ⅰ鑫鑫1开关。
2、由鑫源热电厂对“Ⅱ鑫鑫”线路冲电试验(1)检查鑫源热电Ⅱ鑫鑫1开关在断开位置。
(2)检查鑫源热电Ⅱ鑫鑫1甲、Ⅱ鑫鑫1东、Ⅱ鑫鑫1西隔离开关在断开位置。
(3)拉开鑫源热电Ⅱ鑫鑫1母地、Ⅱ鑫鑫1甲地刀闸，合上Ⅱ鑫鑫1西、Ⅱ鑫鑫1甲隔离开关。
(4)查对侧变电站（神火商丘铝厂110KV变电站）Ⅱ鑫鑫2开关确在断开位置；查Ⅱ鑫鑫 2 甲、Ⅱ鑫鑫2甲地刀闸确已拉开。
(5)接调度命令。送Ⅱ鑫鑫1开关操作保险。
(6)送Ⅱ鑫鑫1开关的分闸电源、合闸电源。
(7)检查开关压力正常，选择远方操作。
(8)合Ⅱ鑫鑫1开关，对Ⅱ鑫鑫线路进行第一次冲击。
(9)观察冲击电流，检查设备运行正常。对Ⅱ鑫鑫线路进行第二次冲击后断
开Ⅱ鑫鑫1开关。
（10）拉开Ⅱ鑫鑫1西、Ⅱ鑫鑫1甲隔离开关。
3、由神火商丘铝厂对“Ⅰ鑫鑫”线路送电
(1)检查神火商丘铝厂Ⅰ鑫鑫2开关在断开位置。
(2)检查神火商丘铝厂Ⅰ鑫鑫2甲、Ⅰ鑫鑫2西、Ⅰ鑫鑫2东隔离开关在断开位置。
(3)拉开神火商丘铝厂Ⅰ鑫鑫2母地、Ⅰ鑫鑫2甲地刀闸，合上Ⅰ鑫鑫2西、Ⅰ鑫鑫2甲隔离开关。
(4)查对侧变电站（鑫源热电厂110千伏变电站）Ⅰ鑫鑫1开关确在断开位置；查Ⅰ鑫鑫 1 甲、Ⅰ鑫鑫1地刀闸确已拉开。
(5)接调度命令。送Ⅰ鑫鑫2开关操作保险。
(6)送Ⅰ鑫鑫2开关的分闸电源、合闸电源。
(7)检查开关压力正常，选择远方操作。
(8)合Ⅰ鑫鑫2开关。对Ⅰ鑫鑫线路进行第三次冲击，冲击后不停电。
(9)检查鑫源热电厂侧Ⅰ鑫鑫线路PT电压正常。
4、由鑫源热电厂进行同期并网
（I）电业局允许系统环网时
(1)鑫源热电厂断开110千伏母联鑫110开关，拉开鑫源热电厂110千伏母联110西刀闸。
（2）鑫源热电厂以检无压方式合Ⅰ鑫鑫1开关。
（3）在鑫源热电厂110千伏中央信号辅助继电器屏端子排上，通过对比110千伏东、西母线PT电压确定相序正确无误。检查110千伏母联过流保护硬压板确已投入。
（4）鑫源热电厂断开Ⅰ鑫鑫1开关。
（5）鑫源热电厂合110千伏母联110西刀闸，合上110千伏母联鑫110开关。
(6)接调度令。将Ⅰ鑫鑫1的同期开关打倒投入位置，并使同步表顺时针缓慢旋转，在同步表同步指向同步点前约10度时，合上Ⅰ鑫鑫1开关，鑫源热电厂通过Ⅰ鑫鑫线路与系统并网。
（7）并网正常后断开商电铝业铝厂110千伏张铝
2、健铝2开关。
（8）检查各种表计正常。
（II）电业局不允许系统环网时
（1）鑫源热电厂断开110千伏母联鑫110开关，拉开鑫源热电厂110千伏母联110西刀闸。
（2）鑫源热电厂以检无压方式合Ⅰ鑫鑫1开关。
（3）在鑫源热电厂110千伏中央信号辅助继电器屏端子排上，通过对比110千伏东、西母线PT电压确定相序正确无误。退出110千伏母联过流保护硬压板。（4）鑫源热电厂断开Ⅰ鑫鑫1开关。
（5）鑫源热电厂合110千伏母联110西刀闸，合上110千伏母联鑫110开关。
（6）断开商电铝业铝厂110千伏张铝
2、健铝2开关。
（7）接调度令。检查Ⅰ鑫鑫1的同期装置正常，投入Ⅰ鑫鑫1的同期装置，合上Ⅰ鑫鑫1开关，鑫源热电厂通过Ⅰ鑫鑫线路与系统并网。
（8）检查各种表计正常。
（III）并网过程中系统冲击，鑫源热电厂110千伏母线失压时
（1）检查落实系统冲击原因。
（2）鑫源热电厂用#
4、5分支由10千伏备用段恢复厂用电。
（3）鑫源热电厂断开I鑫中
1、II鑫中1开关。
（4）商丘铝厂合Ⅰ鑫鑫2开关。
（5）鑫源热电厂检查主变111、主变112、主变113、主变114、主变115开关确在断开位置。
（6）鑫源热电厂以检无压方式合I鑫鑫1开关，退出110千伏母联过流保护硬压板。
（7）鑫源热电厂对比#
4、5发电机PT电压与110千伏母线PT电压确认相序正常。
（8）鑫源热电厂投入#
4、5发变组同期装置，合上主变114、主变115开关，将#
4、5发变组并入系统。
（9）断开商电铝业铝厂110千伏张铝
2、健铝2开关。
（10）检查确认I鑫中、II鑫中线路确已失压。
（11）鑫源热电厂合上I鑫中
1、II鑫中1开关，恢复商电铝业铝厂供电。
（12）检查各种表计正常。
（IV）并网过程中系统冲击，鑫源热电厂110千伏、10千伏全厂失压时
（1）检查落实系统冲击原因。
（2）鑫源热电厂断开I鑫中
1、II鑫中1开关。
（3）商丘铝厂合Ⅰ鑫鑫2开关。
（4）鑫源热电厂检查主变111、主变112、主变113、主变114、主变115、#4分支热10402、#5分支热10502开关确在断开位置，退出110千伏母联过流保护硬压板。
（5）鑫源热电厂以检无压方式合I鑫鑫1开关。
（6）鑫源热电厂合主变112开关，由#2主变带厂用电运行，确认鑫源热电厂各动力正反转无误。
（7）鑫源热电厂开#
4、5发电机，确认具备并运条件。
（8）鑫源热电厂对比#
4、5发电机PT电压与110千伏母线PT电压确认相序正常。
（9）鑫源热电厂投入#
4、5发变组同期装置，合上主变114、主变115开关，将#
4、5发变组并入系统。
（10）鑫源热电厂#
4、5机10千伏IV、V段由备用倒工作，由#
4、5分支供其厂用电。
（11）断开商电铝业铝厂110千伏张铝
2、健铝2开关。
（12）检查确认I鑫中、II鑫中线路确已失压。
（13）鑫源热电厂合上I鑫中
1、II鑫中1开关，恢复商电铝业铝厂供电。
（14）检查各种表计正常。
七、注意事项
1、所有操作人员应听指挥，不得私自操作。
2、操作时应严格按操作票执行，并有专人监护。
3、以上所有操作如有异常及时向领导组人员汇报，得到指示后再进行下步操
作。
4、送电后对送电设备进行全面检查，发现问题及时向领导组人员汇报。
5、送电正常后对计量表计进行带负荷校验。
6、消防器材应能及时投入使用，有专人保管，并能熟练使用。
送电方案 篇13
返送电期间反事故措施
为保证返送电期间人身、设备及电网的安全，防止突发事件发生，确保返送电一次成功。根据国电公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及 国电发［２００9］664号文件指示精神，结合分公司的实际情况,特制订返送电期间反事故措施。3
防止高压开关设备事故
3.1 6kv和380v开关手车每次推入柜内之前，必须检查开关设备的位
置在分位，杜绝开关合闸位置推入手车。
3.2 6kv和380v开关手车每次拉出柜外时，必须检查开关设备的位置在分位，杜绝开关合闸位置拉出手车。
3.3 SF6开关跳合、闸前，先检查气体压力在额定值,防止压力过低时慢分或慢合闸。
3.4 检查各高压开关转动部件、接触部件、操作机构、机械及电气闭锁装置良好，试验正常，无卡涩、摩擦、松动脱落现象。3.5 开关保护投入正确，储能机构良好，储能正常。
要，必须有监护人在场，且满足不停电工作的安全距离，事前应汇报值长。
送电方案 篇14
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