110kV变电站3主变压器启动送电方案方针

编号：

110kV#3主变扩建工程

#3主变压器启动送电方案

编制单位：

110kV#3主变扩建工程

#3主变压器启动送电方案

批准（启委会）

调度机构（省中调）

批准：

审核：

运行单位（）

批准：

审核：

建设单位（）

批准：

审核：

编制单位（）

批准：

审核：

编制：

印发： 110kV变电站#3主变扩建工程启动委员会

海南电网电力调度控制中心，供电局

送达：海口地调调度台、110kV滨海站、福建宏闽工程监理有限公司、郑州祥和集团电气安装有限公司

目录

一、工程概况 (1)

二、启动范围 (1)

三、启动组织指挥关系 (2)

四、启动前应具备的条件 (4)

五、启动前系统运行方式 (5)

六、启动前变电站运行方式 (5)

七、安全措施 (6)

八、启动试验项目及操作顺序纲要 (7)

九、启动步骤 (7)

十、收尾工作 (13)

十一、附件 (14)

一、工程概况

1、建设规模：

本期为海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程，主要工程量为：安装1×50MVA主变压器1台、中性点隔离开关1组、110kV中性点避雷器1台、10kV氧化锌避雷器3台、绝缘铜管母线75米、中性点电流互感器1台、支柱绝缘子1支；安装10kV进线开关柜1面、10kV馈线开关柜4面、10kV电容器开关柜1面、10kV消弧线圈开关柜1面、封闭母线桥10米、电力电容器组1组、串联电抗器3台、接地变消弧线圈成套装置1套；安装#3主变保护屏1面、#3主变测控屏1面、10kV分段备自投屏1面、10kV消弧线圈控制屏1面、#3主变电度表屏1面；安装10kV电缆150米、控制电缆5200米。

2、电气主接线方式：

110kV采用单母线分段接线方式。

10kV采用三分段母线接线方式。

110kV配电装置采用户内GIS布置方式。

3、保护设备采用南京南瑞继保工程技术有限公司产品，主要保护设备。

二、启动范围

(一)启动范围

1、#3主变压器；

2、10kV III段母线；

3、#3接地变消弧线圈成套装置。

4、#3电容器组。

5、

(二)待投运设备调度命名及编号

1、待投运设备调度命名和编号见附件。

三、启动组织指挥关系

1、启动委员会：

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做出决定。启动委员会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。

2、启动调试总指挥：

根据启动委员会的授权，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，向启动委员会汇报启动工作有关情况。

3、启动调度：地调值班调度员

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。

4、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。5、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，向启动调试总挥员汇报调试、试验的有关情况。

6、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，向调试试验指挥员汇报本小组调试、试验有关情况。

7、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。

8、现场操作：110kV滨海站当值值班员

启动过程中110kV滨海站新设备的操作由110kV滨海站运行人员负责执行，第一操作监护人由施工队人员监护，第二操作监护人由110kV 滨海站值班员负责监护，110kV滨海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，监护施工人员完成有关操作。

四、启动前应具备的条件

1、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，并经验收组验收合格，具备投运条件。

2、110kV #3主变进线开关经验收组验收合格，具备启动送电条件。

3、110kV备自投开关传动试验已做完并经验收组验收合格，具备投运条件。

4、以110kV滨海站#3主变为基准，对主变两侧做一次定相正确并经验收组验收合格，具备启动送电条件。

5、110kV滨海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。

6、本次投产的开关、刀闸设备均已经标明正确的名称、编号，并与计算机监控和主控室模拟图相符。

7、分步投产的站内带电设备均有围栏或警告牌。

8、电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵。

9、设备外壳接地均良好，地网接地电阻试验合格。

10、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。

11、中调、地调已完成相关图形及模型的更新。

12、所有待投运的开关、刀闸、地刀均在分闸位置，10kV手车柜的手车在试验位置，处冷备用状态。

13、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整定投入。待投运设备完成保护整组传动试验验收合格。

14、滨海站#3主变本体检查良好，排油系统良好。#3主变高压侧开关档位在 5 档。（海口地调）

15、启动前检查待启动设备的设备油位、压力正常。

16、启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署《海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程启动送电通知书》并传真到省中调调度台和海口地调调度台，同时授权给滨海站值长向海口地调调度员汇报：110kV滨海变电站具备启动送电条件。海口地调值班调度员根据各自调度范围依据该通知书和滨海站值长申请指挥110kV滨海变电站#3主变启动操作。

17、启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底，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，110kV滨海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。

五、启动前系统运行方式

系统运行方式按正常方式运行

六、启动前变电站运行方式

1、一次设备运行方式

（1）110kV#3主变进线开关处于冷备用状态。

（2）#3主变10kV 侧开关处于冷备用状态。

（3）#3接地变消弧线圈成套装置处于冷备用状态。

（4）#3电容器组处于冷备用状态。

（5）10kV III段母线处于运行状态。

（6）其他设备正常运行。

2、二次设备运行方式

（1）#3主变110kV侧开关已按继保定值通知单（编号：）执行。（海口地调）

（2）#3主变10kV侧开关已按继保定值通知单（编号：）执行。（海口地调）

（3）其他设备正常运行。

启动前110kV滨海站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。

七、安全措施

(一)电网安全运行风险评估及措施

1、在#3主变投运期间，10kV III段母线要从10kV II段母线切换到#3主变，存在严重事故风险。110kV滨海站务必加强站内一、二次电气设备巡查，遵章操作，严防误投保护或误操作。

2、做好事故预想，做好事故应急处理的准备。

(二)现场操作风险评估及措施

1、启动期间，加强安全监督，杜绝现场倒母操作过程中发生相邻间隔、相邻设备误操作现象。

2、严格落实操作票制度及五防操作规范，杜绝麻痹大意引起误操作。

八、启动试验项目及操作顺序纲要

(一)相关保护定值修改

(二)#3主变启动

(三)断开10kV II段母线和III段母线分段开关

(四)10kV III段母线启动

(五)10kV#3电容器启动及其带负荷测试

(六)10kV备自投试验

(七)10kV#3消弧接地装置启动

(八)运行方式安排

九、启动步骤

（一）相关保护定值修改

1.滨海站：退出110kV#3主变开关重合闸出口硬压板。

(二)#3主变启动

1.滨海站：投入#3主变压力释放及温度高跳闸压板。

2.滨海站：合上#3主变110kV侧刀闸。

3.滨海站：确认#3主变有载调压档位已调至中间档。

4.滨海站：合上#3主变110kV侧中性点刀闸。（报中调）

5.滨海站：将#3主变保护定值（编号：）中第项“复压闭

锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为，（编号：）中第项“复压闭锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为0 ，

第项“复压闭锁过流Ⅱ段时间”定值由更改为0 ，第项“复压闭锁过流Ⅲ段时间”定值由更改为0 ，第项“复压闭锁过流Ⅳ段时间”定值由更改为0 第项“复压闭锁过流Ⅴ段时间”定值由更改为0第项“复压闭锁过流Ⅵ段时间”定值由更改为0 （编号：）中第项“复压闭锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为0 ，第项“复压闭锁过流Ⅱ段时间”定值由更改为0 ，第项“复压闭锁过流Ⅲ段时间”定值由更改为0 ,第项“复压闭锁过流Ⅳ段时间”定值由更改为0第项“复压闭锁过流Ⅴ段时间”定值由更改为0 第项“复压闭锁过流Ⅵ段时间”定值由更改为0 （高中低后备保护）（海口地调）

6.滨海站：确认110kV内桥开关在冷备用状态，合上110kV内桥开关。

7.滨海站：合上110kV#3主变进线开关，对#3主变冲击第一次，

带电10分钟，观察励磁涌流和空载电流，现场检查#3主变带电正常。

8.滨海站：断开110kV#3主变进线开关，停电10分钟。

9.滨海站：合上110kV#3主变进线开关，对#3主变冲击第二次，

检查#3主变带电正常，带电10分钟。

10.滨海站：检查#3主变带电正常后，用本体重瓦斯保护点跳#3主变

110kV侧开关及内桥开关，停电5分钟。

11.滨海站：检查#3主变110kV侧开关及内桥开关在分闸位置。

12.滨海站：确认110kV内桥开关在冷备用状态，合上110kV内桥开关。

13.滨海站：合上#3主变110kV侧开关，对#3主变冲击第三次，检

查#3主变带电正常，带电5分钟。

14.滨海站：检查#3主变带电正常后，用有载重瓦斯保护点跳#3主变

110kV侧开关及内桥开关，停电5分钟。

15.滨海站：检查#3主变110kV侧开关及内桥开关在分闸位置。

16.滨海站：将#3主变110kV侧开关由热备用转运行，对#3主变冲

击第四、五次，每次带电5分钟停电5分钟，第五次带电正常后保持#3主变110kV侧开关在运行状态。

(三)断开10kVII段母线III段母线分段开关

1、滨海站：断开10kV III段母线出线开关、、、；

将出线开关、、、小车摇出，检查确认在冷备用状态。

2、滨海站：断开10kV II、III段母线分段开关；将10kV II、III段

母线分段开关小车摇出，检查确定10kV III段母线在冷备用状态。

(四)10kV III段母线启动

1.滨海站：将#3主变10kV侧开关小车摇至工作位置。

2.滨海站：将10kV#3电容器开关、10kV#3接地变开关、由冷备用转为热备用。

3.滨海站：合上#3主变10kV侧开关，对#3主变10kV侧开关第一次冲击，带电3分钟。

4.滨海站：在10kVＩ段、II段、III段母线带电期间，检查10kVＩ段、II段、III段母线PT二次电压幅值、相位应正确，并对10kVＩ段、II段、

III段母线PT二次电压进行同源核相应正确。

5.滨海站：将#3主变10kV侧开关由运行转热备用，停电3分钟。

6.滨海站：将#3主变10kV侧开关由热备用转运行，对#3主变10kV 侧开关第二、三次冲击，每次带电3分钟停电3分钟，最后一次冲击正常后，合上#3主变10kV侧开关，确定10kV III段母线带电正常。

(五)10KV #3电容器启动及其带负荷测试

1.滨海站：合上#3电容器本体刀闸。

2.滨海站：将#3电容器开关由热备用转运行，对#3电容器第一冲

击，带电3分钟。

3.滨海站：在#3电容器带电期间检查#3电容器本体带电正常，检查#3

电容器电流应正确。(保护、测量、计量)

4.滨海站：在#3电容器带电期间检查10kV分段开关电流回路应正

确（保护、测量、计量）

5.滨海站：在#3电容器带电期间检查#3主变高低侧差流应正确。

6.滨海站：检查110kV#3主变间隔电流回路应正确。（保护、差动、录

波、备自投、测量、计量）

7.滨海站：将#3电容器开关由运行转热备用，停电3分钟。

8.滨海站：将#3电容器开关由热备用转运行，对#3电容器第二、

三次冲击，每次带电3分钟停电3分钟，最后一次冲击正常后检查确定#3电容器开关正常运行。

(六)10kV备自投试验

1.滨海站：检查10kV备自投充电完成。

2.滨海站：将10kV#2、#3母线分段开关摇至工作位置，转为热备用状态。

3.滨海站：将10kV#1、#2母线分段开关由运行转为冷备用状态。

4.滨海站：拉开10kV备自投装置10kV#2、#3母线二次电压空开。

5.滨海站：检查10kV备自投动作应正确，检查#2主变10kV侧开关在分闸位置，#3主变10kV侧开关在合闸位置，10kV分段开关在合闸位置。

6.滨海站：合上10kV备自投装置10kV #2、#3母线电压二次空开。

7.滨海站：检查10kV备自投充电完成。

8.滨海站：拉开10kV备自投装置10kV #2、#3母线二次电压空开。

9.滨海站：检查10kV备自投动作应正确，检查#2主变10kV侧开关在合闸位置，#3主变10kV侧开关在分闸位置，10kV分段开关在合闸位置。

10.滨海站：合上10kV备自投装置10kV #2、#3母线二次电压空开。

11.滨海站：将10kV#2、#3母线分段开关1012由运行转热备用。

12.滨海站：将#3主变10kV侧开关由热备用转运行。

13.滨海站：检查10kV备自投充电完成。

14.滨海站：拉开10kV备自投装置10kV #2母线二次电压空开。

15.滨海站：检查10kV备自投动作应正确，检查#2主变10kV侧开关在分闸位置，#3主变10kV侧开关在合闸位置，10kV#2、#3母线分段开关在合闸位置。

16.滨海站：合上10kV备自投装置10kV #2母线二次电压空开。

17.滨海站：将10kV#2、#3母线分段开关由运行转热备用。

18.滨海站：将#2主变10kV侧开关由热备用转运行。

19.滨海站：检查10kV备自投充电完成。

20.滨海站：拉开10kV备自投装置10kV #3母线二次电压空开。

21.滨海站：检查10kV备自投动作应正确，检查#2主变10kV侧开关在合闸位置，#3主变10kV侧开关在分闸位置，10kV#2、#3母线分段开关在合闸位置。

22.滨海站：将10kV#2、#3母线分段开关由运行转热备用。（#2、#3主变10kV开关在运行状态，10kV#2、#3母线分段在热备用状态）

(七)10kV#3消弧接地装置启动

1.滨海站：退出#3低压配电屏的380V自投功能，将#3低压配电屏上

的#3接地变的进线开关上的自动/手动转换按钮切换至手动位置。

2.滨海站：断开#3低压配电屏上的#3接地变的进线开关。

3.滨海站：断开站内临时交流电源，将#3接地变的低压侧电缆接入低压

配电屏的#3接地变进线端。

4.滨海站：合上10kV #3接地变中性点刀闸。

5.滨海站：确认#3低压配电屏上的#3接地变低压侧开关在断开位置。

6.滨海站：将10kV#3接地变开关由热备用转运行，对10kV#3

接地变开关冲击第一次，带电3分钟。

7.滨海站：在10kV#3接地变带电期间，检查10kV#3接地变电流回路

（保护、测量、计量）应正确，在#3低压配电屏检查#3接地变的低压

侧电压和相序应正常。

8.滨海站：将10kV#3接地变开关由运行转热备用，停电3分钟。

9.滨海站：将10kV#3接地变开关由热备用转运行，对10kV#3

接地变开关冲击第二、三次，每次带电3分钟停电3分钟，最后一次冲击正常后保持#3主变10kV侧开关在运行状态。

10.滨海站：投入#3低压配电屏上的#3接地变低压侧进线开关，将站用

380V负荷转至#3接地变带。（站用电恢复）

11.滨海站：检查380V自投功能应正确。

12.滨海站：恢复#2主变保护定值，投入#2差动保护压板，退出#2主变

压力释放及温度高跳闸压板。

13.滨海站：恢复#3主变保护定值，投入#3差动保护压板，退出#3主变

压力释放及温度高跳闸压板。

(八)运行方式安排

1.请调度安排110kV滨海站运行方式。

十、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.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。

十一、附件

附件1:110kV滨海变电站主接线图。

附件2：110kV滨海站站内开关设备双重编号。

110KV变电站调试送电方案

一、简介 降压站的设计规模为：110KV系统3回路进线，3回路出线，主变压器3×75MVA；35KV系统分3段，3回路进线，18回路出线；10KV系统分3段，6回路进线，60回路出线，无功补偿电容系统为3×7500Kvar,该变电所分二期建设，第一期为：110KV系统2回路进线，2回路出线，主变压器为2×75MVA；35KV系统为二段，2回路进线，10回路出线；10KV系统为2段，4回路进线，40回路出线；无功补偿电容系统为2段，2×7500Kvar。 变电所位于厂区新炼钢南侧，其中占地面积3267平方米，其中主建筑面积为2533平方米，分上、下两层，框架防震结构， 主变压器选用股份公司生产的三线圈有载调压、风冷节能型变压器。 110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（G LS），35KV、10KV 设备选用开关有限公司生产的三相交流复合绝缘金属铠装封闭防暴式开关柜。110KV、35KV、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。 110KV、35KV、10KV、主变压器系统的保护均采用公司生产的F35系列继电器、T60变压器管理继电器进行保护，YCPM—2000综合自动控制系统。设计院完成，安装、调试由完成。监理单位公司第一监理部。 二、保护设备 保护设备：F35复馈线管理继电器、T60变压器管理继电器、YCPM—2000，其自动控制系统的主要功能如下： 1、F35是UR系统继电器家族成员之一，是一种集馈线保护和控制于一体的数字继电器，能提供5组带电母线电压馈线的保护和测量，它可作为单独的装置使用，也可作为变电站自动控制系统的一个部件。 保护功能包括：相、中性线和接地过流，相低电压和低周电压，还包

变电站投运方案

35kV变电站投运方案一、投运范围：1、 **35kV变电站35kV1M、附属设备及其站用变；2、 **35kV变电站1号主变及其附属设备；3、 **35kV 变电站10kV1M及其附属设备。二、投运前应具备的条件：1、投入运行范围内的设备及各项检测数据具备投运条件；2、投入运行设备核相正确；3、投运范围内的继电保护及自动装置校验结果满足投运条件；4、根据定值通知单正确录入继电保护整定值及投退保护、自动装置；5、主变分接开关档位在3档（额定档）；6、办理“新设备投运申请单”并经相关部门批准；7、所有启动范围内设备均处于冷备用。三、投运注意事项1、全面检查所有人员清场。 2、所有爬梯含避雷针应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。 3、所有设备应处于冷备用、全面检查所有地刀确在断开位置，五防锁具安装到位。检查完成后，开关室门窗关好。 4、投运前，检查警铃、喇叭、电脑音响是否开启。 5、在投运前应征得调度值班员的同意并按调度指令执行； 6、启动操作过程中，如果启动投运设备发生异常或事故，应按现场规程处理，同时汇报调度值班员； 7、启动操作过程中，如果系统发生事故，应停止启动操作，待系统事故处理告一段落，经当班调度同意可继续启动操作。四、核对保护定值：1、核对35kV新帆线保护定值；2、核对1号主变保护定值；3、核对10kV电容器保护定值；4、核对10kV出线保护定值。五、投运 1.投入35kV新帆线351断路器所有保护； 2.合上35kV1MPT避雷器318刀闸； 3.35kV**线351由冷备用转运行； 4.检查35kV1MPT二次电压是否正常，相序是否正确定； 5.8B站用变由准备用转运行；6.检查8B站用变各项运行数据正常；7.投入1号主变压器所有保护；8.1号主变压器301断路器由冷备用转热备用；9.用1号主变压器301断路器对1号主变压器冲击合闸5次（第一次10分钟，第二次5分钟，第三次3分钟，第四次1分钟，第五次合上后不拉开）；10.10kV1MPT避雷器918手车由冷备用转运行；11.1号主变压器901断路器由冷备用转热备用；12.检查10kV1MPT二次电压是否正常，相序是否正确定；13.1号主变压器进入试运行阶段。

110kV变电站调试送电方案

XXXXXXXXXXXX110KV变电站系统调试送电方案

目录 一、简介 二、110KV系统调试 三、主变压器调试 四、10KV系统调试 五、110KV、10KV主变压器保护试验 六、110KV、10KV主变压器系统受电

一、变电站简介 建设规模： 本次新建的XXXXXXX110kV变电站作为企业用电的末端站考虑。 主变压器：容量为2×16MVA，电压等级110/10.5kV。 110kV侧：电气主接线规划为双母线接线；110kV出线规划8回。 10kV侧：电气主接线按单母线分段设计，10kV出线规划39回。 10kV无功补偿装置：电容器最终按每台主变容量的30％进行配置，每台主变按4800kvar，分别接在10kV的两段母线上。 中性点：110kV侧中性点按直接接地设计，10kV中性点经过消弧线圈接地设计。 变电站总体规划按最终规模布置。 变电所位于电石厂区，其中占地面积1065平方米，主建筑面积为1473平方米，分上、下两层，框架防震结构， 主变压器选用新疆升晟变压器股份公司生产的两圈有载调压、风冷节能型变压器。 110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（GIS），10KV设备选用四达电控有限公司生产的绝缘金属铠装封闭式开关柜。110KV主接线为双母线、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。 110KV、10KV、主变压器系统的保护均采用南瑞继保公司生产的继电器保护综合自动控制系统。由昌吉电力设计院完成设计、安装、调试。由山东天昊工程项目管理有限公司负责现场监理。 二、 110KV系统调试 110KV系统(图1)设备经过正确的安装后，应做如下的检查和测试： 1、外观检查：装配状态，零件松动情况，接地端子配置，气体管路和电缆台架有无损坏等。

(完整word版)变电所应急预案

变电站事故（停电、触电）专项应急预案 一、 1、变电站供是本部门的主要危险源之一，电事故类型主要为变电站突发供电系统停电、人员触电，供电系统变配电设备故障停电等。各类停电事故对本部门以及公司生产、生活产生直接影响。 2、供电系统停电事故发生的主要原因是供配电设施故障、操作人员不当操作、外电网因恶劣天气停电，发生的季节主要在夏季雷雨等恶劣天气。危害程度及其后果一是会造成人员伤亡，二是会造成生产区部分或全部停电停产。因此，根据上级主管部门关于加强应急管理工作的意见要求，结合我变电站主供电系统的实际，制定本应急预案。 3、事故预防和应急措施： 预防为主。“安全第一，预防为主”原则，加强供电安全管理，突出对事故的预防和控制，加强危机管理，定期进行安全检查，及时排查和消除供电系统缺陷，提高供电系统的可靠程度，有效防止重大供电安全事故的发生，提高重大突发事故处理、应急抢险以及快速恢复供电系统正常运行能力。 统一指挥。对供电系统突发事故，坚持“统一指挥，组织落实，措施得力”的原则，在领导机构的统一指挥和协调下，积极有效的开展对突发事故的处理、事故抢险、系统恢复、应急救援、维护稳定、恢复供电等各项应急工作。 快速反应。在应急处理各类突发事故时，应在保证安全的前提下坚持一个“快”字，做到反应快、报告快、处理快、恢复快。 保证重点。在突发事故的处理过程中，应采取一切必要措施，限制突发事故范围的扩大。在供电系统恢复中，优先恢复重要区域、重要输变电设备，努力提高整个系统恢复速度和效率。 二、组织机构及职责事故类型和危险程度分析： （一）应急组织体系 1、应急组织结构 2、主要职责 落实安全生产责任制，防范主供电系统大面积停电事故的发生，督促制定并批准总体突发事故应急预案；统一领导主供电系统大面积停电应急处理、事故抢险、恢复供电等应急工作；调集分配各种抢险救援力量，调集各种保障物资和交通工具，在重大突发性事故、事件处理中行使指挥权、上报和发布现场信息。 （二）指挥机构及职责 总指挥： 1、确定可靠有效的应急处理方案，发布应急命令 2、负责向上级有关部门、领导汇报 3、指挥调动现场人员设备，协调各小组配合 副总指挥： 1、协助总指挥落实应急处理方案 2、按照总指挥指令，协助总指挥，指挥应急处理工作 3、总指挥因故不在时，副总指挥全权指挥应急处理工作 现场处置组（分厂厂长）： 1、在统一指挥下，按事故处置程序正确进行现场事故处置，安排站长、值班长、值班操作人员、抢修队伍开展现场应急工作。迅速救治触电人员、修复停电设施，减少停电损失 2、在现场处置时确保救援人员和抢修人员安全，包括自身安全。 现场警戒维护组（当班值班长，安全员）： 1、负责保证救援或抢修现场井然有序 2、加强保卫工作，禁止无关人员靠近危险设施 3、指挥紧急情况下，保证社会医疗救援组织前往事故现场道路的畅通 后勤保障组： 1、负责应急状态下应急物资的供应保障; 2、负责交通车辆的保障。 医疗救护组：

某110KV变电站试验方案

XXIIOkV变电站新建工程交接试验方案 批准________________ 审核________________ 编制_______________

2015年11月 XX110KV变电站新建工程概况 1、工程地理位置及交通情况 XXIIOkV变电站位于XX，距XX距离约120km。 站址地貌为河流堆积阶地与山前洪积扇交接地带，地形为斜坡坡脚与河床之间地带。场地地形开阔平缓，海拔2960m。 2、工程建设规模 1 ）主变规模：最终 2 X 10MVA，本期2 X 10MVA。 2）出线： 110kV :最终出线4回；本期出线2回至XX220kV变电站； 35kV :最终出线4回，本期2回。 10kV :最终出线8回，本期4回。 3）低压侧无功补偿容量最终2*2Mvar，本期2*2Mvar。

高压试验方案 1、110kV主变试验方案： (1)、编制依据 1.1 GB50150 —2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 1.2《国家电网公司电力安全工作规程(变电部分)》。 1.3 DL409-1991《电业安全工作规程》。 1.4出厂技术文件及出厂试验报告。 (2)、试验项目 2.1绝缘电阻及吸收比试验 2.2直流电阻试验 2.3接线组别及电压比试验 2.4介质损耗tg 3及电容量试验 2.5直流泄漏电流试验 2.6绝缘油试验 2.7有载调压切装置的检查和试验 2.8额定电压下的冲击合闸试验 2.9检查相位 2.10交流耐压试验 2.11绕组变形试验 2.12互感器误差试验 (3)、试验现场的组织措施

3.1试验工作负责人： 负责标准化作业指导书的编写和执行以及现场工作的组织协调问题； 3.2试验安全负责人： 负责试验现场及周围的安全监督； 3.3试验技术负责人： 负责试验现场的技术问题； （4）、试验现场的技术措施 4.1变压器油试验合格后，方可进行试验。 4.2断开三侧套管与引流线的连接，并将拆除后的引流线用绳索固定好， 引流线与套管的距离应满足试验要求，不得少于5米。 4.3电流互感器二次严禁开路。 4.4套管试验后末屏接地必须恢复。 4.5试验完毕或变更接线，应严格按照停电、验电、充分放电、挂地线的顺序进行，以防电击伤人。 4.6在被试设备和加压设备周围加装安全围栏并向外悬挂“止步，高压危险” 标示牌。 （5）、试验设备、仪器及有关专用工具 5.1交接试验所需仪器及设备材料：

330变电站110kV间隔扩建施工方案

甘肃省电力公司检修公司 ******110kV*******工程现场管控 措施汇编 批准： 审核： 编制： ******电力有限责任公司 ****年*月

存在五级及以上安全风险（特大型）工作 “三措一案”审批表（外单位） 单位：**********电力有限责任公司填表日期： 2013 年 10月12日

甘肃恒升电力建筑安装工程有限公司 *****110kV*****工程停电计划 注：实际停电时间以调度安排为准。 页脚内容4

一、工程概述 1. 330kV**变***线扩建工程按照设计要求，在330kV**变主控室安装110kV线路保护测控柜1面，电度表2块（安装在原有电能表屏）；在330kV**变110kV设备区安装110kV断路器1台；安装110kV隔离开关4组；安装110kV电流互感器3台；配置五防闭锁。 2.本次扩建工程中涉及到330kV**变甲、乙、旁母线停电，即110kV乙母线停电3天,1121眉镇线停电1天，110kV甲母线停电2天，110kV旁母线停电1天，工程实施期间330kV**变110kV母线处在单母线运行状态，存在四级及以上电网安全风险，为确保施工现场各项措施有效落实及改造工程的安全顺利完成，特制定本工程“三措一案”。**电网接线图见附件1。 二、工作内容及计划停电时间 1.工作内容及计划停电时间 （1）110kV乙母线停电，转检修状态。 （2）110kV甲母线停电，转检修状态。

（3）110kV旁母线停电转检修。 （4）330kV**变电站一次系统接线图（附件2） 三、施工组织措施 为了确保西平铁路110kV***供电工程施工安全、优质、按期完成施工任务，保证设备按期合格投运，切实做到“安全第一，预防为主”、“班组无违章、现场零违章、个人不违章”。为了加强本次工作的组织领导，决定成立以下工作组，具体负责该工作的组织实施。 1．施工组织机构、 （1）施工领导小组： 组长：*** 成员：***、***

110kV变电站调试方案

110kV变电站工程调试方案 批准： 审核： 编写:古成桂

广东鸿安送变电工程有限公司 2013年1月 目录 一、编制依据及工程概况----------------------------2 二、工作范围--------------------------------------3 三、施工现场组织机构------------------------------3 四、工期及施工进度计划----------------------------3 五、质量管理--------------------------------------4 六、安全管理--------------------------------------11 七、环境保护及文明施工----------------------------14

一、编制依据及工程概况： 1、编制依据 1.1、本工程施工图纸； 1.2、设备技术文件和施工图纸； 1.3、有关工程的协议、合同、文件； 1.4、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1.5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007版； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8、《工程建设标准强制性条文》； 1.9、《110kV~500k V送变电工程质量检验及评定标准》； 1.10、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准（W HS）； 1.11、现场情况调查资料； 1.12、设备清册和材料清单； 1.13、电气设备交接试验标准G B50150－2006； 1.14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.15、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.16、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.17、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.18、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2、工程概况： 110kV变电站为一新建户内G I S变电站。 110kV变电站一次系统110k V系统采用单母线分段接线方式，本期共2台主变、2回出线，均为电缆出线；10kV系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设Ⅰ、Ⅱ段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂

变电站开闭所停电事故应急预案

开闭所事故应急预案 1 目的 为了有效预防和防止开闭所突发事故，提高员工预防和控制能力，最大限度减少事故造成的影响和损失，保障生产的安全运行，特制定本应急预案。 2 适用范围 本应急预案适用于开闭所事故的应急处理，能够做到快速恢复供电，恢复直流系统的工作、母线电压的恢复。 3 引用标准和文件 3.1《中华人民共和国安全生产法》。 3.2《电业安全工作规程》。 4 供电系统基本情况 4.1 供电概况： 开闭所采用的双回电源，电源引自益达110KV变电站，10kv 降压后供给压缩、精馏、转化、合成、综合供水、除氧站使用。开闭所拥有2台油式变压器，2台干式变压器（空分）。 4.2 运行方式： 4.2.1 开闭所运行方式： 10kv 系统分列运行，母联热备；低压分段运行，母联热备。 5 应急救援组织及职责 5.1 开闭所成立事故应急小组，负责组织实施事故应急工作。 组长：站长 副组长：值班班长。 5.2 应急小组职责： 事故发生后，应急小组赶赴事故现场分析判断事故，进行现场指挥，组织现场处理，协调各相关单位工作，确保迅速恢复供电。负责组织事故应急演练，监督检查各应急情况。 6 应急预案程序 6.1 接警：当发生事故后，值班员按程序向值班长汇报，说明事故时间、地点、影响范围等详细情况，并立即向生产调度汇报。 报警电话：生产调度7285339 6.2 确定 6.3 应急启动：事故发生后，开闭所启动应急预案进行事故处理。 6.4 事故处理：事故发生后，现场要首先开展事故自救，并对事故原因作出初步判断，制定现场处理初步方案和符合现场工作规程的各项安全技术措施，专业工作人员到位后，按事故处理方案开展事故应急处理。 6.5 应急恢复：供电恢复，事故处理完毕后，由应急小组宣布应急恢复。组织单位做好善后处理工作。并组织相关人员进行调查事故。 6.6 应急结束：停电事故彻底解决后，由应急小组宣布应急响应结束。各成员按应急救援预案要求进行总结工作。 7．其它 7.1、雷电特别天气有停电危险时，要安排加强岗位职责，防止事故越级引起110kv变电站断路器跳闸。 7.2、开闭所要准备充足的备品、备件及各种材料，做到有计划、有安排、设备

kV变电站主变压器启动送电方案.doc

编号： 110kV#3 主变扩建工程 #3 主变压器启动送电方案 编制单位：

110kV#3 主变扩建工程 #3 主变压器启动送电方案 批准（启委会） 调度机构（省中调） 批准： 审核： 运行单位（） 批准： 审核： 建设单位（） 批准： 审核： 编制单位（） 批准： 审核： 编制： 印发： 110kV 变电站 #3 主变扩建工程启动委员会 海南电网电力调度控制中心，供电局 送达：海口地调调度台、 110kV 滨海站、福建宏闽工程监理有限公司、郑州祥和集团电气安装有限公司

目录

一、工程概况 1、建设规模： 本期为海口滨海110kV 变电站 #3 主变扩建工程，主要工程量为：安装1 ×50MVA 主变压器 1 台、中性点隔离开关 1 组、 110kV 中性点避雷器1 台、10kV 氧化锌避雷器 3 台、绝缘铜管母线 75 米、中性点电流互感器 1 台、支柱绝缘子 1 支；安装 10kV 进线开关柜 1 面、 10kV 馈线开关柜 4 面、 10kV 电容器开关柜 1 面、 10kV 消弧线圈开关柜 1 面、封闭母线桥 10 米、电力电容器组 1 组、串联电抗器 3 台、接地变消弧线圈成套装置 1 套；安装 #3 主变保护屏 1 面、 #3 主变测控屏 1 面、 10kV 分段备自投屏 1 面、10kV 消弧线圈控制屏 1 面、 #3 主变电度表屏 1 面；安装 10kV 电缆 150 米、控制电缆 5200 米。 2、电气主接线方式： 110kV 采用单母线分段接线方式。 10kV 采用三分段母线接线方式。 110kV 配电装置采用户内GIS 布置方式。 3、保护设备采用南京南瑞继保工程技术有限公司产品，主要保护设备。 二、启动范围 (一) 启动范围 1、#3 主变压器； 2、10kV III 段母线；

XX110KV变电站试验方案

XX110kV变电站新建工程交接试验方案 批准 审核 编制 2015年11月

XX110KV变电站新建工程概况 1、工程地理位置及交通情况 XX110kV变电站位于XX，距XX距离约120km。 站址地貌为河流堆积阶地与山前洪积扇交接地带，地形为斜坡坡脚与河床之间地带。场地地形开阔平缓，海拔2960m。 2、工程建设规模 1）主变规模：最终2×10MVA，本期2×10MVA。 2）出线： 110kV：最终出线4回；本期出线2回至XX220kV变电站； 35kV：最终出线4回，本期2回。 10kV：最终出线8回，本期4回。 3）低压侧无功补偿容量最终2*2Mvar，本期2*2Mvar。

高压试验方案 1、110kV主变试验方案: (1)、编制依据 1.1 GB50150－2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。 1.2 《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》。 1.3 DL409-1991《电业安全工作规程》。 1.4 出厂技术文件及出厂试验报告。 (2)、试验项目 2.1 绝缘电阻及吸收比试验 2.2 直流电阻试验 2.3 接线组别及电压比试验 2.4 介质损耗tgδ及电容量试验 2.5直流泄漏电流试验 2.6 绝缘油试验 2.7 有载调压切装置的检查和试验 2.8 额定电压下的冲击合闸试验 2.9 检查相位 2.10 交流耐压试验 2.11 绕组变形试验 2.12互感器误差试验 (3)、试验现场的组织措施 3.1试验工作负责人： 负责标准化作业指导书的编写和执行以及现场工作的组织协调问题；

3.2 试验安全负责人： 负责试验现场及周围的安全监督； 3.3 试验技术负责人： 负责试验现场的技术问题； (4)、试验现场的技术措施 4.1 变压器油试验合格后，方可进行试验。 4.2 断开三侧套管与引流线的连接，并将拆除后的引流线用绳索固定好，引流线与套管的距离应满足试验要求，不得少于5米。 4.3 电流互感器二次严禁开路。 4.4 套管试验后末屏接地必须恢复。 4.5试验完毕或变更接线，应严格按照停电、验电、充分放电、挂地线的顺序进行，以防电击伤人。 4.6 在被试设备和加压设备周围加装安全围栏并向外悬挂“止步，高压危险”标示牌。 (5)、试验设备、仪器及有关专用工具 5.1 交接试验所需仪器及设备材料：

变电所应急预案汇编

变电所应急预案汇编 南丰工区变电所应急预案汇编 6KV供电系统接地故障应急预案 1、适用范围 本应急预案适用于6KV供电系统接地故障发生后的应急处理。 2、机构 区长、主管工段长、岗位值班员、检修组 3、职责 区长:总指挥(如果区长不在现场，由主管工段长统一指挥)。 主管工段长:协调人员指挥应急处理。 岗位值班员:一人遥控拉闸、一人监护、一人待命。 检修组:排除故障。 4、事故处理措施 4.1 向区值班汇报情况。 4.2 由一名熟练的值班员在最短时间内按紧急拉闸顺序表在电脑上进行遥控拉闸，如果遥控拉闸失灵，另一名值班员迅速去相应的控制屏上进行拉闸。如果控制屏上拉闸也失灵，要迅速去相应的开关柜进行手动拉闸。直至接地故障排除。 4.3 在不干涉遥控拉闸的前提下，由一名有经验的值班员去6KV配电室观察各开关柜情况，如发现开关柜(除进线开关柜、母联开关 1 南丰工区变电所应急预案汇编 柜)有电火花、电流增大等异常现象时，可迅速对相应的开关柜进行手动拉闸，竟可能的缩短接地时间，防止短路事故发生。

4.4 观察电脑上显示数据是否正常，汇报区值班。 4.5 按送电顺序表，联系停电用户，依次送电(故障线路在故障没排除前绝不能随便送电，待检修组确认可以送电的条件后送电。 值班员填写好故障记录。 4.6 5、事故分析和其他要求 5.1 查明故障原因，分析原因并做出相应预防类似故障的措施。 5.2 本应急预案要组织相关队组和人员进行学习(尤其是南丰变电所人员)。 5.3 本应急措施每年评审一次，发现不符合实际情况的要及时进行修改。 2 南丰工区变电所应急预案汇编 触电事故应急处理 1、适用范围 适用于变电所(检修工)触电事故的预防及事故发生后应急处理。 2、触电事故分类 2.1 人体直接与带电体相接触电 2.1.1 中性点接地系统的单相触电。 2.1.2 中性点不接地系统的单相触电。 2.1.3 两相触电。 2.2 与绝缘损坏的电器设备接触。 2.3 与带电体距离小于安全距离。 2.4 跨步电压触电。 3、机构 在发生触电事故后，区里成立救护组，队长牵头并及时汇报调度 室，听从矿调度室的统一安排指挥。

变电站公共停电应急预案

变电站停电应急预案 为了正确、快速、有效地处理变电站停电事故，最大限度地减少因停电造成的影响和损失，保证小区正常生产经营秩序，制定本预案。 本预案旨在加强变电站安全运行管理，提高运行人员分析、判断和处理事故的能力，防止运行值班人员在事故处理过程中出现误判断、误操作、事故处理失误等造成事故扩大现象的发生；本着为公司利益高度负责的态度，结合变电站的实际情况和“安全第一，预防为主”的方针，对变电站事故提前预想，制定本应急预案。 事故处理原则 事故发生后运行值班人员的处理原则是：尽快对已停电的设备恢复送电；10KV进线停电时，应及时与电业调度中心联系，尽快将备用线路投运。 事故处理的方法 发生事故时，运行值班人员首先根据所发信号和监控记录，判明故障情况（包括保护动作情况、开关的位置、负荷情况等），然后决定是否送电；故障后恢复送电时，按照用电的重要程度依次恢复送电。 停电处理程序 （一）计划停电 需计划停电时，配电室编写申请，告知管理处经理。由管理处经理提前通知管理处所有部门，做好停电前的计划安排。 管理处经理对整个停电过程进行跟踪监督，发现问题及时协调处理或报告。及时了解停电过程的各种情况，做好停电期间服务需求工作。 管理处经理负责所属管理处停电期间工作的监督检查，并通知相关部门按下列程序操作：1、给排水：停电前按设备操作规程关闭相关运行设备；按规定对相关污水池进行巡视检查，防止污水溢出。 2、消防监控 停电前做好消防备用电源的检查工作，确保停电时的可靠使用。 3、网络机房 停电前做好备用电源的检查工作，防止掉费或停机。 4、电梯 电梯按计划停梯操作。 5、变电室 空调、给排水、电梯等做好准备后实施停电操作。停电操作按高低压设备操作规程实施。如遇滞后送电，管理处应及时将原因通知分析报告相关领导及相关部门采取相应措施。 (二)突发停电 发生突发停电时，变电室值班人员应首先判明停电原因，并立即将有关内容通知部门负责人，同时进行相应处置。 若外线停电时(两路供电一路停电时)，应与电业部门取得联系，启用备用电源，并按《高低压设备操作规程》进行操作。 若内部原因停电，应立即报告部门负责人，负责人应立即组织人员查明原因，组织抢修,尽快恢复供电。 接到停电通知后，管理处应通过电话通知各部门及相关领导，并负责对相关部门的咨询解释工作。

kV变电站主变压器启动送电方案

k V变电站主变压器启动 送电方案 Hessen was revised in January 2021

编号： 110kV#3主变扩建工程 #3主变压器启动送电方案 编制单位：

110kV#3主变扩建工程 #3主变压器启动送电方案 批准（启委会） 调度机构（省中调） 批准： 审核： 运行单位（） 批准： 审核： 建设单位（） 批准： 审核： 编制单位（） 批准： 审核： 编制： 印发： 110kV变电站#3主变扩建工程启动委员会 海南电网电力调度控制中心，供电局 送达：海口地调调度台、110kV滨海站、福建宏闽工程监理有限公司、郑州祥和集团电气安装有限公司

目录

一、工程概况 1、建设规模： 本期为海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程，主要工程量为：安装1×50MVA主变压器1台、中性点隔离开关1组、110kV中性点避雷器1台、10kV氧化锌避雷器3台、绝缘铜管母线75米、中性点电流互感器1台、支柱绝缘子1支；安装10kV进线开关柜1面、10kV馈线开关柜4面、10kV电容器开关柜1面、10kV消弧线圈开关柜1面、封闭母线桥10米、电力电容器组1组、串联电抗器3台、接地变消弧线圈成套装置1套；安装#3主变保护屏1面、#3主变测控屏1面、10kV分段备自投屏1面、10kV消弧线圈控制屏1面、#3主变电度表屏1面；安装10kV电缆150米、控制电缆5200米。 2、电气主接线方式： 110kV采用单母线分段接线方式。 10kV采用三分段母线接线方式。 110kV配电装置采用户内GIS布置方式。 3、保护设备采用南京南瑞继保工程技术有限公司产品，主要保护设备。 二、启动范围 (一)启动范围 1、#3主变压器； 2、10kV III段母线； 3、#3接地变消弧线圈成套装置。 4、#3电容器组。

变电站试验和运维方案说明

35KV 变电站运行维护实施方案 一、说明： 1.1 编写依据：本方案包含变电站试验和运维方案两部分，因缺乏明确指导性的变电站电压等级、容量、系统设备配置、数量等信息，故在内容上使用通用性的标准，本方案仅供参考，具体需以现场实际情况为准进行进一步的修订和完善。 1.2 参考标准： 变电站电气一次和二次图纸 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GBJ50150-2006 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》 GBJ50168-2006 《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GBJ50171-92 《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GBJ50254-96 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GBJ50169-2006 《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GBJ147-90 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GBJ50168-92 《施工现场临时用电安全技术规范》 JGJ46-88

二、运行维护管理的主要工作范围： 2.1 运行中的日常巡视检查；相关数据、参数、设备运行状况的记录及汇报。 2.2 设备运行中出现的隐患、缺陷等异常情况的记录、汇报和处理。 2.3 设备出现故障或停运时的检修；计划中的检查性检修；突发性情况下的抢修。 2.4 检修或停运时对设备做各项对应性的试验、周期性试验。 三、运行维护工作的详细内容：其中包括运行中的日常检查和巡视、检修中检查项目和处理、停电和不停电时的消缺处理以及相应的周期计划。 3.1 一次主设备 3.1.1 变压器。充油电抗器呼吸器硅胶应定期检查，发现受潮或变色时应及时晾晒或更换；母线桥热缩检查等工作，接点检查，设备传动试验，示温腊片的粘贴等工作，结合设备停电工作进行。 3.1.2 设备接点的红外线测温工作，严格按照《红外线测温管理办法》执行。35KV 站每半年至少一次；每年7 月对站内设备接点进行红外线成像一次；新投运带负荷的变电站第一个月内进行一次同时，根据大负荷出现的时间特点应适当增加测温次数；发现接点发热时，缩短巡视周期，依据 负荷、温度变化跟踪测温，并做好记录 3.1.3 罐式断路器、端子箱、机构箱内的防潮及封堵设施定期维护、检查，根据防潮需要及时开启。端子箱、机构箱、通风控制箱定期清理，确保干净整洁，箱门轴润滑每季进行一次；变压器本体蛇皮

110kV变电站调试方案

调试方案 批准： 审核： 编写：古成桂 广东鸿安送变电工程有限公司

2013年1月

目录 一、编制依据及工程概况 ----- ------- ------- - --------- -- --- --- 2 三、施工现场组织机构 ------- --------- ------- - --------- --------- --- 3 四、工期及施工进度计划 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 3 五、质量管理--- ------ - --------- --------- ------- - --------- --------- --- 4 六、安全管理--- ------ - --------- --------- ------- ------- --- --------- --- 11 七、环境保护及文明施工 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 14

一、编制依据及工程概况： 1 、编制依据 1.1 、本工程施工图纸； 1.2 、设备技术文件和施工图纸； 1.3 、有关工程的协议、合同、文件； 1.4 、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1. 5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007 版； 1. 6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1. 7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8 、《工程建设标准强制性条文》； 1.9 、《110kV ~500 kV 送变电工程质量检验及评定标准》； 1.1 0、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准 （WHS）； 1.1 1 、现场情况调查资料； 1.1 2 、设备清册和材料清单； 1. 13、电气设备交接试验标准GB5 015 0－2006； 1. 14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/ T995- 2006； 1.1 5、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.1 6、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.1 7、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.1 8、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2 、工程概况： 110kV 变电站为一新建户内GI S 变电站。 110kV 变电站一次系统110kV 系统采用单母线分段接线方式，本期共 2 台主变、2 回出线，均为电缆出线；10 kV 系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设I、U段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂接入I段母线，带10k V出线8回、电容器1组、站用变1台、消弧线圈1组，母线设备1组，#2主变

变电所停电应急处理流程

变电所停电应急处理流程 一、高压总开关跳闸 1.查看高压总开关保护器显示屏是否带电 1)带电。配电工查看高压总开关故障；检查变电所内开关、线路有无异味、声响。有故障向机运队、调度室汇报；由值班人员安排机电维护工进行处理。 2)黑屏。拉出本回路所有开关断路器小车、闭锁、挂停电牌；检查变电所内开关、线路有无异味、声响。有故障向机运队、调度室汇报；由值班人员安排机电维护工进行处理；处理完成后与上一级变电所联系，说明情况，要求试送电。 a)试送电成功，查看总开关故障类型，将总开关合闸、送电； b)不成功，则与区队值班人员安排机电机电维护工查找线路故障点并处理，继续要求试送电，直至成功。 2.查看高压分开关故障。 1)有故障：与下级变电所联系，告知故障，下级变电所按此流程恢复送电；将高压分开关、低压总开关依次合闸、送电；查看低压分开关故障。有故障向机运队、调度室汇报；配合用电单位处理故障。 2)无故障：将高压分开关依次合闸、送电。 3.将低压分开关合闸、送电。 4.向机运队、调度室汇报。 5.供电系统恢复正常后，认真填写记录。 二、高压分开关跳闸 1.查看故障。 2.检查变电所内开关、线路有无异味、声响。 1)有异味、响声：拉出本回路所有开关断路器小车、闭锁、挂停电牌；

与区队值班人员安排机电维护工查找线路故障点并处理。将高压分开关、低压总开关依次合闸、送电； 2)无异味、响声：将低压分开关合闸、送电。 3.查看低压分开关故障。有故障向机运队、调度室汇报；配合用电单位处理故障; 将低压分开关合闸、送电。 3.向机运队、调度室汇报。 4.供电系统恢复正常后，认真填写记录。 课后小结：本节主要讲了变电所停电应急处理流程 课后要求：深刻理解，熟练记忆，在生产及检查中得以应用，避免事故的发生。

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段由秒调至秒；501开关复压过流Ⅱ段由（）秒调至（）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；

110KV变电站检修作业施工方案

110KV变电站检修作业施工方案 第一部分主变吊芯检修及试验方案 本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。 一、编制依据： 1、GBJ148-90《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》。 2、DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） 3、GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范 4、DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分） 5、DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 6、Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程 7、Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范 8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。 二、吊芯检修环境的选择： 变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。周围环境温度不低于0℃，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度10℃。在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。时间计算应在开始放油时开始。空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。调压切换装置的检查调整的露空时间如下表： 三、安全质量保证措施： 1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。 2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手

kV古南变专用变电站启动方案

110kV古南变专用变电站新建工程 启动方案 批准： 审定： 会审： 编制： 湖南省新湘送变电建设有限公司 2011年11月24日

一．启动组织机构： 1.启动验收委员会： 主任： 成员： 2．验收组： 组长： 3．启动组： 组长： 4．现场总指挥： 5．现场调度： 二．工程概述： 110kV古南变专用变电站位于湘西自治州古丈县，现规划在湖南古丈南方水泥有限公司建设工地附近配套建设：主变压器设计容量为1×20000kVA，主变压器采用屋外敞开式布置；110kV设备采用GIS户外布置，1个间隔（一个进线间隔)；10kV设备采用户内开关柜布置，共11个开关柜（1个进线柜、7个出线柜、1个母线PT柜、1个无功补偿出线柜、一个站用变出线柜)；采用微机综合自动化控制的110kV变电站一座。 上述变电站电气设备安装、调试由湖南省新湘送变电建设有限公司施工，并经验收组验收合格,可投入运行。 三．启动时间： 2011年月日 2012年

四．启动范围： 1、红石林变电站：110kV红南线开关间隔、TA、TYD、避雷器； 2、110kV红南线线路； 3、古南变专用变电站：110kV红南线间隔、#1主变及其开关间隔设备。 3、古南变专用变电站：：10kV1M母线及其所带设备【含母线设备（PT、避雷器）、电容器组、站用变及馈线柜（不含出线电缆）】。 五．设备的命名及编号见附图： 1、110kV古南变专用变电站：运行编号图 六．启动前的准备工作： 1．本期工程的输电设备按照输电线路的验收规范进行验收合格，重点验收线路各点的电气距离满足要求，检查沿线线路标识正确，临时站用线全部解除。 2．本期工程的变电设备全部按照规范要求安装完毕并验收合格，试验结果符合交接试验标准，试验报告齐全。 3．启动前对线路核对相序、绝缘电阻测试应合格。 4．通信、远动具备运行条件。 5．抄录电度表底数、避雷器放电记录器底数、110kV开关记录器、10kV开关记录器底数。 6．整理好图纸资料，现场规程齐全，运行人员已组织学习有关规程和熟悉试运方案。 7．检查启动范围110kV GIS设备气体压力正常，无漏气，开关机构和马达起动正常。 8．检查确认待投运设备的名称、编号、相序、相色应正确，各设备外壳干净、清洁，无遗留物。 9．启动前，复测一次设备绝缘电阻应合格。

110kv变电站施工组织设计方案(完整版)

施工组织设计 批准： 审查： 校核： 编写：

3.1 工程概况 ** 水利枢纽施工供电110kv 变电站工程是为满足** 水利枢纽工程施工用电而建设，该项目位于枢纽** 大桥左侧下游约200m 处。施工变电站的110kv 进线接于** 地区东笋变，施工变电站建成投产后，将枢纽右岸已建成的35kv 临时变电站设备搬迁至施工变电站合并运行，35kv 线路延伸过江进110kv 施工变作为枢纽施工保安电源。 本工程主要工程项目有： （1）35kv 施工供电备用线路工程； （2）110kv 施工供电线路工程； （3）110kv 施工变电站土建及安装工程； 3.2 施工布署 3.2.1 工程质量目标 满足国家或电力施工验收规范，做到：土建分项工程和单位工程合格率100%，优良率85%以上；电气设备安装工程合格率100％，优良率90％以上；整项工程质量等级达到优良。 3.2.2 工期目标 按招标范围的施工图纸工程内容及招标文件要求，计划总工期210 日历天。 3.2.3 安全目标 群伤群亡事故为零；

重大设备事故为零； 重大火灾事故为零； 轻伤事故率控制在5‰ 以内。 3.2.4 工程主要施工负责人简介 施工主要负责人简介见第二章中“ 2.4 拟投入本工作的主要人员表”。

3.2.5 施工工序总体安排 本工程的施工是在场地平整工作完成后进行。施工队伍进场后，先按施工总平面图 布置临时设施，并按平面布置要求对站内的主控楼基础和排水系统及110kv 线路工程进行施工，在主控楼基础和排水系统完成后即安排主控楼主体工程、设备基础、电缆沟、构 架基础等施工；最后进行电气设备安装及站内各附属设施的施工。110kv 施工变电所建成投产后，即进行35kv 临时变电站搬迁工作。在土建施工过程中安排电气预埋、接地等交 叉作业。 3.3 施工进度计划 根椐招标文件要求，本工程计划2001 年5 月25 日开工，2001 年12 月20 日完工，总日历工期210 天，详细的施工进度见《** 水利枢纽施工供电110KV 输变电工程施工进度横道图》。