变电站调试送电方案

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3×75MV A；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2×75MV A；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。

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，还包括电流和电压的相量关系、能量转换、接点输入/输出。

输入保护功能和输出之间的关系：可用逻辑方程式（FLE×logicTM）进行重新编辑。除硬件外，还可以用内部和通信的虚拟输入/输出，还减少了辅助元件和接线要求，输入/输出硬件可以扩展，并且有1024个事件记录，精确的时间标志能确定整个系统的事件顺序。

2、T60变压器管理继电器：是微机式继电器，用于保护各种三相三线绕组电力变压器，它可以同时处理系统中四处不同点的三相电流。因此，它可以轻易地保护断路器之间变压器、环形母线或一个半断路器等系统配置上的变压器，继电器所具有的带伏/赫兹和限制性接地故障保护的比例差动和瞬时差动元件及一整套电流、电压、频率保护元件，为变压器提供了可靠的保护。该继电器使用闪存记忆技术，当要增加新特性时，允许现场更改，并可记录事件发生前后的测量参数，以便在PC机上查看。F35、T60设置有通信口，允许在其它地点访问该设备，便于远程监控、修改该系统。

3、YCPC—2000综合全自动控制系统，它作为当地功能计算机，可监视运行参数、运行信号、查询历史数据、报表生成、系统维护及安全管理等功能。

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：

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。

接线检查：从控制柜到隔离开关，接地刀闸开关等元件操作机构的接线，符合二次原理图和接线图。

二次回路交流耐压：2000V历时1分钟。

绝缘电阻的测定：使用2500V兆欧表测量主回路的相间及地、绝缘电阻值应大于1000MΩ，使用500V兆欧表测量控制回路对地，绝缘电阻值应大于1MΩ。

5、分、合闸操作试验：断路器开关、隔离开关、接地刀闸开关用手动、电动分合时，正常动作。其它开关在额定操作压力及额定控制电压下，连续进行5—10次分、合闸（电动）操作，必须动作正常。

6、主回路电阻，开关接触电阻的测量：合上回路的隔离开关、断路器、接地开关、并拆掉接地开关的接地铜排和接地点，采用电位端与电流端不同点,以消除其它开关的接触电阻对被测点值的影响。如（图2）

ES ES

P1 P2

（图2）

注：C1、C2；电流端；P1、P2；电压端。

7、SF6气体泄漏试验：在现场用塑料薄膜将壳体上的法兰连接部位包封起来，保证3小时以上，用SF6检漏仪测量SF6气体含量，检漏仪测量单位为PPM（体积比）年漏率小于1℅。计算公式：` ` Q-（V1×M/T）×10-6 ` ` q-365×24×Q×100/CP+1.032)V2

注:Q:泄漏量(升/小时); V:被检薄膜设备和塑料薄膜之间体积(升); M:气体检漏仪的读数(PPM); T:塑料薄膜包括的时间(小时); q：每一包封点的每年气体泄漏率（℅/年）P：额定气体（Mpa）；V2：气室的体积（升）。

8、压力开关试验：根据压力表内弹簧管的工作原理，进行电接点的通断试验，误差为刻度的值

9、SF6气体微水测试：使用微水测试及对SF6进行测试：将仪器与充气口联接开启阀后进行测量。断路器气室：小于150PPM（体积比）

其它气室：小于500PPM（体积比）

以下二段联锁关系类同。

注：∧逻辑与，b 辅助开关闭点。根据以上联锁关系，分别进行就地、远程操作各元件，检查断路器、隔离开关之间的联锁，并能满足电气控制原理图规定的联锁条件。

11、电流互感器试验：

a：变流比；一次线圈通入电流I1，测二次电流I2的量，其误差不大于铭牌规定，测量点分别为额定电流的5℅、20℅、50℅、100℅、120℅五个点。

△Ki=[ (KiI2-I1)/I1 ]×100℅

注：Ki：额定电流比；

b:极性：利用感应法，即使用二节电池与mV表即可。

C:伏安特性的测定：电流互感器的伏安特性曲线应做到饱和点以上，所取的点数以得到平滑的曲线为原则，并根据伏安特性曲线的形状，判断有无短路现象存在。

对电流互感器进行工频耐压及介损的测试，其值应符合标准，试验前后分别进行绝缘电阻测试。

12、电压互感器的试验：

a、变压比、组别、极性：利用变比、组别自动测试仪（kp-4）对其进行试验、其测量结果与铭牌相符。

b、空载电流：利用调压器在其二次加入额定工作电压，测量其电流值，符合出厂数据。

C、直流电阻：利用双电桥对二次线圈进行测试，单电桥对一次线圈进行测试，其值符合要求。

d、进行耐压：可利用感应耐压法；在二次加入频率为150HZ，2倍工作电压的电压，并在一次接高压电压表，时间为40S无击穿现象，耐压前后分别进行绝缘电阻测试。

13、氧化锌避雷器的试验：用直流耐压器进行试验，升电压使其泄露电流值为1mA时，读取电压值，然后降电压到75℅时，读取泄漏电流，应等于或小于50μA，即为合格。

避雷器计数器的试验：利用电容进行充电，然后对计数器进行放电，使其计数正确。

14、断路器：对断路器的分合闸时间、同期性速度、合闸的弹跳时间进行测定，其值应符合要求，测试仪器使用“高压开关动特性测试仪”即可。

15、报警试验：用模拟法使以下项进行报警。

CBSF6压力降低及闭锁报警

CB电机过电流，过时间报警

DS、FES电机过电流报警

弹簧未储能报警

报警回路空开动作报警

PT回路空开动作报警（1）

PT回路空开动作报警（2）

PT回路空开动作报警（3）

PT回路空开动作报警（4）

PT回路空开动作报警（5）

PT回路空开动作报警（6）

PT回路空开动作报警（7）

PT回路空开动作报警（8）

PT回路空开动作报警（9）

其他各气室压力低分别报警

CB/DS/ES/FES的位置信号

以上各个信号在就地控制柜盘面均有显示，并将各个信号送至主控室进行显示，即正常。

16、系统工频耐压：耐受电压以出厂试验电压的80℅为准，即230KV×0.8=184KV

对相间及地、断口等分别进行耐压，持续1分钟，无击穿现象，既为合格。

17、110KV主进线模拟核相：确保送电时相序、相位正确，在两个进线处加模拟的三相电压信号，利用电压互感器二次线的电压信号，分别在就地控制柜和主控室电压端子上进行测量，确保无误。

变压器调试

1、主变压器规格：

高压侧：110KV Y 19档位由有载分接开关自动调节

中压侧：35KV Y 5档位手动调节

低压侧：10KV △0档位

接线组别：Ynynod11

容量：75MV A

重量：105200Kg

2、直流电阻测试：使用双臂电桥，用不断电法进行直阻测量（此法充电时间短，数值准确。）其测量值同出厂数据对比，符合要求。

3、变比、组别、极性试验：使用变比、组别自动测试仪对变压器进行测试，其值符合标准。

4、介质损失角测量：利用交流电桥分别对高压侧、中压侧、低压测进行测试，其值符合标准。

5、直流泄漏试验：使用直流泄漏试验器，分别对高压侧、中压侧、低压侧进行测试，试验前后测试绝缘电阻，其值符合标准。

6、对中性点零序电流互感器进行常规测试，氧化锌避雷器进行常规试验，其值符合标准。

7、变压器油试验：对变压器油和有载开关室油分别做油样分析、色谱、微水、击穿试验，经检验、测试符合要求即为合格。

8、对中性点接地开关电路的调试：检查线路及电动机的接线，并调整限位，使其分/合达到要求，并将位置信号送至主控室显示正确，就地、远程操作正常，既为合格。

9、变压器风冷部分调试：当油温超过上限温度时，能自动启动风冷部分，达到降温目的，并将信号送至主控室，显示正确。

10、气体释放阀、瓦斯断电器动作信号送至主控室，显示正确。

11、有载调压部分试验：达到就地操作正常，主控室操作正常，档位显示正确。

12、变压器的高、中、压侧绝缘电阻的测试：其绝缘电阻的测试值，符合要求。

13、110kv变压器模拟送电：在110kv开关首端加一个模拟电压，送至变压器高压侧，测量各处电压是否确。同时操作有载调压开关，观察有载调压效果。

五、35kv. 10kv 系统调试

1、35kv部分包括；二个电压互感器柜、二个进线柜、十个出线柜、二个隔离柜、二个隔离开关柜。

A:电压互感器柜试验：对电压互感器柜进行常规试验，对避雷器进行常规试验，绝缘电阻的测试，将二个电压互感器柜并联通电，进行二次绕组电压的核相。

B:进线柜.出线柜.隔离开关柜试验：对电流互感器、零序电流互感器进行常规试验；对真空开关进行常规试验；对绝缘电阻的测试；对相间及地、断口的交流耐压，耐压前后的绝缘电阻的测试。C:隔离柜、隔离开关柜试验：试验机械连锁，符合连锁条件。

D:各个开关柜中的小车试验位置.工作位置.弹簧储能信号，接地刀闸的分/合动作正常，信号均能在主控室显示正确。

E:各开关柜分/合闸试验：就地操作各开关柜，分/合闸完好；主控室操作各开关柜，分/合闸完好；信号正确。

F：系统工频耐压：除电压互感器柜内小车，其他柜车均在工作位置，进行交流系统耐压试验，相间及地耐受电压85KV，历时1分钟，无击穿现象。

2、10KV部分包括：四个进线柜，分两段、其中二个无功补偿柜、二个接地变柜、两个电压互感器柜。

A：各个柜的常规与系统试验均与35KV系统相同。

B：无功补偿柜输出到电容柜：电流、电压互感器、真空开关、隔离开关、避雷器均按常规试验，各开关信号均能在主控室显示正常。

测量电容器的电容值，其误差不超过铭牌额定值的10℅，对电容的极间及地进行耐压，无击穿现象，耐压前后测试绝缘电阻。

C：接地变（所用变）：一次、二次均为星型接线，一次中性点通过消弧线圈接地，利用XHK―Ⅱ型（PC104）进行自动控制消弧线圈档位（15档有载调节）及零序保护，控制部分在主控室。

接地变压器、电压互感器、电流互感器均按常规进行试验。

D：系统工频耐压：除电压互感器柜小车，其它柜内小车均在工作位，进行交流耐压，相间及地耐受电压30KV，历时1分钟，无击穿现象。

六、110KV、35KV、10KV主变压器保护试验

a〕110KV复合电压闭锁、过流保护（F35）

高压侧电流： A B C N

高压侧电压： A B C N

加入复合电压(即分别加入负序或低电压)及电流,一段时限跳三侧开关,发动作信号。

b)10KV零序过电流保护(F35)

高压侧开口三角电压

高压侧中性点电流

加入电压及电流,一段时限跳高压侧,发动作信号。二段时限三侧开关,发动作信号。

C)35KV复合电压闭锁过流保护（F35）

中压侧电流 A B C N

中压侧电压 A B C N

加入复合电压（即分别加入负序和低电压）及电流，一段时限跳分段开关，发动作信号，二段时限跳本侧开关，发动作信号。

d)35KV限时速断（F35）

中压侧电流 A B C N

中压侧电压 A B C N

加入复合电压及电流，一段时限跳本侧开关，发动作信号，二段时限跳本侧开关，发动作信号。

e)10KV复合电压闭锁过流保护（F35）

中压侧电流 A B C N

中压侧电压 A B C N

加入复合电压及电流，一段时跳分段开关，发动作信号，二段时限跳本侧开关，发动作信号。f)10KV限时速断（F35）

中压侧电流 A B C N

中压侧电压 A B C N

加入复合电压及电流，一段时限跳分段开关，发动作信号，二段时限跳本侧开关，发动作信号。

g)负荷（F35）

高压侧电流 A B C N

中压侧电流 A B C N

低压侧电流 A B C N

经延时启动风扇，闭锁有载分接开关，发动作信号

35KV线路35KV分段

10KV线路10KV分段

10KV接地变10KV电容器

分别加入定值，速断零秒跳开关，发动作信号

h)主变差动保护（T60）

高压侧电流 A B C N

中压侧电流 A B C N

低压侧电流 A B C N

分别加入各侧电流模拟差动故障，保护零秒跳闸，跳三侧开关，发动作信号。

i)110KV复合电压闭锁，过电流保护（T60）

高压侧电流 A B C N

低压侧电流 A B C N

加入复合电压及电流，一段时限跳三侧开关，发动作信号。

j)10KV零序过流保护（T60）

高压侧开口三角电压

高压侧中性点电流

加入电流及电压，一段时限跳高压侧，发动作信号，二段时限跳三侧开关，发动作信号。

k)非电量保护

重瓦斯、有载重瓦斯，动作跳三侧开关，发动作信号。

轻瓦斯、压力释放、通风故障、绕组温度高、油温高等动作，发信号。

七、110KV 、35KV、10KV、主变压器受电

1、检查110KV、35KV、10KV、主变压器等各个开关均处于断开位置，就地信号、主控室信号显示正确。

2、合一段DS33隔离开关，二段DS73隔离开关，使VT31、VT71同主线路接通，以便来电进行显示。

3、高压受电后，由VT31、VT71进行检测，并在主控室进行显示，显示来电的相电压。

4、合一段进线上隔离DS32开关，下隔离DS31开关后，再合一段进行断路器CB31开关，使M1主母线受电，无异常后，合一段电压互感器隔离开关DS21，使电压互感器VT21受电，并检查相电压，线电压，相序等电气参数，正常后，二段操动同一段相同，使检查两段的电压，相位等电气参数，达到并列运行条件，再合4间隔离母联隔离开关DS41、DS42，然后合断路器CB41，使两段母线并列运行，检查并列运行的各项参数，正常后，分段母联各个开关。

5、将变压器110KV侧中性点零序开关接通。

6、合110KV一段出线上隔离DS11，下隔离DS12，再合断路器CB11，对变压器进行冲击试验，并检查变压器运行进时的空载电流，零序电流等各项参数是否正常，正常后将断路器CB11分断，间隔10分钟，对变压器冲击5次。一世正常后，进行二段操作，二段的操动程序与一段相同。

7、变压器正常受电后，将110KV中性点开关进行分断。

8、35KV进线一段、二段进行分别合闸受电后，检查运行参数，正常后，合母联开关，进行并列运行试验，检查并列运行的各项参数，正常后，分段母联开关。

9、10KV进线一段两开关、二段两开关分别合闸受电后，检查运行参数，正常后，合母联开关，进行并列试验，检查并列运行的各项参数，正常后，分段母联开关。

10、10KV一段、二段的接地变出线柜分别对接地变进行冲击，检查各项参数，正常后投入运行，检查相序，撤掉主控室交流屏的临时电源，接入正式电源。

11、上述的受电是空载运行，待负荷增大时，由于感性负荷较大，功率因数会降低，到达一定数值后，可投入电容柜，进行补偿。

12、送电程序严格按照〔操作票〕进行操作，并作记录。

八、结束语

公司变电站经过分公司进行安装、调试，一次送电成功。我们积累了一定的工作经验，受到业主与供电局的好评，为承揽下一步工程打下了良好的基础。

附系统图一份。

一、简介

二、保护设备

三、110KV系统调试

四、主变压器调试

五、35KV10KV系统调试

六、110KV35KV10KV主变压器保护试验

七、110KV35KV10KV主变压器系统受电

八、结束语

110KV变电站系统调试

电装分公司

变电站电气调试方案

变电站电气调试的基本方案电力工程中，从最初的图纸设计到投入运行，电气设备的调试是相当重要的一步，预结算书里电气调试也是必不可少的，让我们一起简单的了解和学习电气调试的基本项目和操作。电气调试主要指的是电气设备的调整和试验。在现场按照设计图纸安装完毕后不可以直接投入运行。为了使设备能够安全、合理、正常的运行；避免发生意外事故给国家造成经济损失、避免发生人员伤亡，必须进行调试工作。只有经过电气调试合格之后，电气设备才能够投入运行。其工作质量直接决定电气设备投产后的工作效率、质量，决定电气自动化的实施程度。电气调试按时间大致分为前期准备阶段、调试阶段、试运行阶段、调试收尾阶段。前期准备阶段主要是对变电所一次设备、二次设备进行初步了解，全面掌握综自系统性能、具体装置、屏功能，达到进行系统调试的要求。调试阶段即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验，以满足变电所的试运行条件。试运行阶段即在所有一、二次设备带电、综自系统全部功能均投入运行的情况下，检验综自系统反映的正确性。在试运行结束后，针对试运行过程中反映出的问题进行消缺处理。最后，在调试收尾阶段做好维护人员和运行人员的培训，文件资料的整理和移交。

一、一次设备调试：参照《电气装置安装工程电气设备交接验收规程》、《电力建设安全工作规程》（变电所部分）及变电站电气二次图纸等标准进行。对于站内设备的试验应严格按有关规程规范所规定的试验项目进行试验。 1、电力变压器的试验项目,应包括下列内容： a. 测量绕组连同套管的直流电阻; b. 检查所有分接头的变压比; c. 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性; d. 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; e. 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg; f. 测量绕组连同套管的直流泄漏电流; g. 绕组连同套管的交流耐压试验（35KV及以下）; h. 绕组连同套管的局部放电试验; i. 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻； j. 非纯瓷套管的试验; k. 绝缘油试验; l. 有载调压切换装置的检查和试验； m. 额定电压下的冲击合闸试验; n. 检查相位。

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

新建35kV变电站调试方案(20200606133215)

金沙茶园kV变电站新建工程调试方案贵州**企业（集团）公司金沙茶园35KV变电站项目部 2011 年 6月 20 日

批准：审核：编制：

2.1.1施工技术资料的准备 2.1.1.1施工图纸会审从项目法人处领取设计图纸后，进行登记造册。由项目总工组织各专业技术人员分专业审阅图纸，对其中的问题进行汇总，由项目总工提交图纸审核会。 2.1.1.2技术培训为保证达标投产，创一流变电站，工程开工前进行技术培训，具体安排有：焊工培训；大截面导线压接培训；起重基础知识培训；载波、通讯专业培训等。 2.1.1.3配备技术资料在技术准备阶段，根据本站设备选型收集各个厂家的技术资料，为职工配备专业技术书籍。 2.1.1.4编写施工技术方案 ⑴．配套工程施工方案 ⑵．全站接地施工方案； ⑶．变压器安装措施； ⑷．软母线安装方案； ⑸．电气设备交接试验方案； ⑹．电缆敷设措施； ⑺．二次接线工艺要求； ⑻．继电保护调试方案； ⑼．全站保护传动方案。技术方案应在工序施工前编制审批后后进行技术交底。施工

班组严格按照方案执行，对有疑问的地方应报技术人员，按原审批程序审批后再依照执行。 2.1.2施工材料的准备 2.1.2.1编制材料计划在认真审阅图纸的基础上，提供详细的材料计划；电气工程材料表包括金具、导线、电缆及其它装置性材料，材料表要求标示清楚，应具体到设备的安装间隔及主要金具的安装位置。 2.1.2.2编制机具计划在熟悉工程图纸的情况下，根据工程特点，编制机具供应计划；及时安排配置一些专用仪器、设备，以满足工程需要。 2.1.3施工场地的准备 2.1.4.1施工现场要具备三通一平，即水、电、路三通，场地平整。 2.1.4.2施工临时建设应布置合理，施工场地、材料库、生活驻地整齐有序，施工废弃物要及时清理。 2.1.4.3生活垃圾及时清理。 2.1.4.4配电箱配置规范、安全、合理。 2.1.4施工机械配置电气工程主要施工机械设备装备表设备名称规格数量备注吊车8t 16t 各1台砂轮机 2台液压机 2台机动绞磨5t 2台煨管机 1台运输车 4辆

变电站调试方案

目录一、编制依据： (2) 二、编制说明： (2) 三、设备及人员配置 (2) 四、调试分项技术 (3) 五质量保证措施 (14) 六安全及环保措施 (15) 七电气试验数据统计及资料 (16)

一、编制依据：《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006 《电力系统继电保护及电网安全自动装置检验条例》。《电气安装工程施工及验收规范》GB50303-2010。有关的电气计量表计检定规程。电气设备的厂家技术文件资料。工程项目的施工组织设计。二、编制说明： 2.1本方案针对XXXXX项目电气工程的安装、调整和试验而编制，施工过程中某些工作将需要生产厂家提供资料或配合的电气调整试验及投电、保运方案视具体情况和需要届时再另行编制。 2.2本工程内容：XXXX变电所一座,共计高压开关柜及其配套设施61台，4台规格型号为SGB10-2500/10的干式变压器及一台型号为SGB10-630/10的干式变压器。本调试方案即针对以上设备编制。三、设备及人员配置 1.调试设备

2.人员配置调试人员1名配合电工2名四、调试分项技术 4.1.高压柜设备本体调试

4.1.1电流互感器 ★电流互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电流互感器的励磁特性曲线； 4、检查互感器引出线的极性； 5、检查互感器变比； ★用电流互感器变比测试仪对电流互感器的变比和极性进行校验； ★在电流互感器一次侧施加电流，检查二次电流回路的完整性和柜上各表计的显示是否正常； ★若继电保护对电流互感器的励磁特性有要求时，应对互感器的励磁特性进行校验，同型式互感器相互比较，结果应无明显差别； ★测量电流互感器一次绕组对二次绕组及外壳、各二次绕组间及其对外壳的绝缘电阻，测试结果与出厂值相比应无明显差别； ★对电流互感器进行绕组连同套管对外壳的交流耐压试验，耐压过程中应无放电、击穿现象； 4.1.2电压互感器 ★电压互感器的试验项目，包括下列内容： 1、测量绕组的绝缘电阻； 2、绕组连同套管对外壳的交流耐压试验； 3、测量电压互感器一次绕组的直流电阻； 4、检查互感器的三相接线组别和单相互感器引出线的极性；

kV变电站主变压器启动送电方案

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..............................错误!未定义书签。二、启动范围.............................................. 三、启动组织指挥关系...................................... 四、启动前应具备的条件.................................... 五、启动前系统运行方式.................................... 六、启动前变电站运行方式.................................. 七、安全措施.............................................. 八、启动试验项目及操作顺序纲要............................ 九、启动步骤.............................................. 十、收尾工作.............................................. 十一、附件................................................

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。

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

地面变电所送电方案

山西煤销三元宋村煤业有限公司地面10KV变电站受电方案编制：审核：日期：2012年1月4日

一、概述三元宋村煤业有限公司地面10KV变电站属新建变电站，本站设有10KV、0.4KV共2个电压等级，10KV采用单母线分段接线，0.4KV采用单母线分段接线。 1、电气一次部分装有10KV进线柜2台（分别引自西白兔110KV站和店上镇110KV站）；10KV出线柜8台（即下井两回、地面生产两回、地面低压配电中心两回、主扇两回）；电容柜2台（即1#电容器、2#电容器），电容无功补偿装置2套，每套容量为1200Kvar；站变2台，每台容量为50KVA，供全站生产生活用电；PT、避雷器柜2台；分段联络柜1台，分段隔离柜1台。共计18台高压柜。 2、电气二次部分装有公用屏1面（含综合测控装置1套，10KV PT测控及并列装置一套）；远动屏1面（含通讯管理机器、以太网交换机和GPS对时仪器）；小电流接地选线屏1面；交直流系统1套（含交流屏1面、直流屏1面、蓄电池柜1面）；无功补偿控制屏2面；共计8面屏。另有微机五防系统模拟屏一套。二、变电站受电组织机构组长：刘建忠副组长：陈西文成员：车安心、李满堂、李明、周伟、彭红卫、张明星、徐国建、王怀亮、山西龙海电力建设有限公司施工队、山西建达电力工程建设监理有限公司长治项目监理部

主操作：张磊副操作：王栋监护：许永军三、受电前的准备工作 1、变电所内清洁，包括设备的清洁及检查，所有不相关的物品全部清除。 2、受电前对安全用具做好试验，并配备经检验合格的测量器具，备好消防灭火器材。变电所内配备好各类警示牌，内容有：“禁止合闸，有人工作”、“高压危险、止步”等。 3、持有高压操作证的变电所值班人员提前到位，对现场投入运行的设备进行熟悉并模拟操作。 4、检查在调试期间柜内所接的接地线是否已全部拆除，一次设备均处于冷备用状态，具备投入运行条件。 5、所有待投运设备的保护定值按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。保护完成整组传动试验，保护工作正常，传动开关正常。 6、确认一、二次设备的调度名及调度编号已按有关规定要求在现场准确清晰标示，并与计算机监控、主控制模拟屏相符。 7、检查开关柜内的二次线路是否全部紧固。 8、检查熔断管是否导通。 9、临时接通三相交流电源，使直流屏受电，同时对蓄电池屏内的蓄电池进行充电。 10、受电前，安装调试人员要把新设备的安装情况向值班人员交底。 11、受电前，核对继电保护定值及压板投入、退出与定值通知单要

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

变电所受、送电方案

兖矿科蓝、凯模特变电所受、送电方案编审批时制：核：准：间：2012.5.29

目录 1．工程概况 (3) 2．编制依据 (3) 3．送电开通应具备的条件 (3) 4．送电前准备 (5) 5. 受电程序 (8) 6. 安全措施及注意事项 (12) 7. 施工机具及手段用料 (14) 8、受电组织机构 (14)

1．工程概况兖矿科蓝、凯模特综合变电所，高压采用单回路供电，单母线分段，通过高压开关柜AH14，可以与济矿民生现用线路互为备用，预留进线柜A H1可以升级为双回路供电，电源为10KV，取自金乡县大义变电所，在王石变电所箱式计量柜中梯接。变电所配置 1600KVA干式变压器4台，先期投入科蓝公司两台变压器运行，待凯模特公司安装完毕后再投入另外两台变压器运行，低压系统采用双回路进线，单母线分段供电。本工程装机容量8030KW，主要由焦油加工负荷、蒽油加工负荷及精萘负荷组成，变电所配备HDX系列小电流接地选线装置和GZG系列微机高频开关直流系统，采用BDP变电站综合自动化系统。 2．编制依据 GB 50150-2006 GB50171-92 GBJ147-2010 GBJ149-2010 GB50168-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准电气装置安装工程盘，柜及二次回路路线施工及验收规范电气装置安装工程高压电器施工及验收规范电气装置安装工程母线装置施工及验收规范电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范 3．送电开通应具备的条件 3.1 高、低压开关柜、电力变压器、电容柜、直流屏安装结束，符

合施工规范及设计要求。 3.2 盘柜、变压器按《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150-2006中要求的项目试验合格，有完整的试验记录，盖章、签字齐全。 3.3 柜内仪表进行准确度测试，各种继电器按设计要求试验完毕，试验数据合格，记录完整。 3.4 盘柜一次回路、二次回路接线完毕，符合设计图纸要求。 3.5 高、低压开关柜单回路分、合闸试验结束。 3.6 高压开关柜是变配电所的关键设备，也是最早受电的设备，受电前的准备工作最多也最复杂，针对高压开关柜进行的各项试验都必须在受电前结束。高压开关柜试验内容如下：（1）安装在柜内的仪表、继电器、真空断路器、电流互感器、电压互感器、避雷器按要求试验结束，有完整的合格试验报告。（2）高压开关柜的控制电缆敷设完，按照二次原理图接线完毕，高压柜内部接线检查没有错误。（3）将直流屏输出电压经合闸母线、控制母线送到高压柜，将柜内的电源开关闭合，使用万用表测量直流电压（220V）是否正常。（4）高压进线柜、母联柜、电动机柜、变压器柜上均装有综合

风机线路送电方案计划

中电投徐州贾汪江庄低风速风电场示范项目工程 35kV集电线路、箱变送电方案中国能源建设集团江苏省电力建设第三工程公司 2015年1月10日

审批页批准：审核：编制：

一．编制依据 1.《电气装置安装工程施工及验收规范》电气篇； 2.《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 3. 徐州贾汪风电集电线路、箱变设备编号； 4. 设备厂家技术说明书及有关图纸、资料； 5. 电力系统继电保护及电网安全自动装置反事故措施要点； 6.、《电力建设安全工作规程》（架空电力线路部分） DL5009.2-2013 二．编制说明 1. 徐州贾汪风电工程中电投徐州贾汪风电场工程设计35KV集电线路三回，其中Ⅰ回线路连接12台风机，Ⅱ回线路连接18台风机，Ⅲ回线路连接8台风机；风机与箱式变压器各38台，风力发电机组选用上海电气生产的2.0MW，型号为W2000C风力发电机组；箱式变压器选用明阳电气生产的ZB（F）A-Z-2100/35型变压器，风机与箱变采用“一机一变”配置方式。本工程35KV集电线路分两次送电，分别为：1、将35kVⅠ回集电线路出线间隔都推入工作位置,确保Ⅰ回线集电线路所有隔离开关在分位，箱变隔离开关在分位，合上3911开关对Ⅰ回集电线路进行冲击；2、以此方式，对Ⅱ回，Ⅲ回集电线路进行冲击；3、首批并网发电的风电机组以此方式，对集电线路进行冲击。（如有） 2.每一条集电线路施工作业完毕，检验合格后再行送电。三．启动投运范围 1. 徐州贾汪风电工程

（1）徐州贾汪风电场35KV Ⅰ回集电线路；（2）徐州贾汪风电场35KV Ⅱ回集电线路；（3）徐州贾汪风电场35KV Ⅲ回集电线路。四．启动前应具备的条件 1.受电线路、箱式变压器等设备安装工作全部结束，安全接地已拆除，隔离开关操作灵活、可靠。 2.35KV集电线路、箱变、避雷器各项试验合格。 3.有关设备技术资料、图纸齐全。 4.检查受电线路所用接地线已全部拆除，并悬挂“禁止攀登，高压危险”带电警示牌。 5.检查各台箱变低压侧开关在断开位置。 6.检查各台箱变高压侧负荷开关在断开位置。 7.检查各台箱变高压侧隔离开关在合闸位置，接地刀闸全部在断开位置。五．送电组织、技术措施 1．职责分工 1.1 业主负责送电时的协调工作； 1.2监理单位负责送电前对所属系统及设备的检查验收工作； 1.3安装单位负责送电前的现场清扫、设备检查及设备编号标识工作； 1.4安装单位负责送电后系统参数的测试、数据记录整理工作； 1.5安装单位人员完成对一次设备的操作、确认工作； 1.6风机部分由远景能源调试人员负责操作；

六线电力监控系统施工方案

第一节、电力监控系统调试方案一、变电所综合自动化系统设备安装变电所综合自动化系统设备的安装包括供电系统设备的微机综合保护测控单元安装、中央信号屏的安装、通讯处理装置的安装和所内通信网络的构建。供电系统设备的微机综合保护测控单元在这些设备出厂前已由各厂家安装于设备柜体上，现场主要为网络线的敷设和设备的调试。自动化系统设备的安装与变电所的整体进度保持一致同步进行，并且在变电所作保护调试时作相应的配合工作，监视后台(中央信号屏)的数据与所作保护调试结果是否一致。二、控制中心电力监控系统安装上海市轨道交通6号线控制中心电力监控系统主要设备包括：工作站、服务器机柜、配电盘（箱）、打印机、UPS机柜及接口设备等。 1. 服务器机柜、配电盘（箱）、UPS机柜安装服务器机柜、UPS机柜和配电盘固定于安装好的基础支架上，用紧固螺栓将盘底部与基础支架连接牢固。安装后，盘面应对齐、顺直。机柜、配电盘应可靠接地。 2.工作站、打印机及相关接口设备的安装调度员工作站，打印机等安装在调度大厅的设备依据施工图放在操作台柜内，台面上安放VDU设备(CRT、键盘和鼠标)。三、供电车间复示系统供电检修车间复示系统主要设备包括：工作站、打印机、UPS机柜及接口设备等。其安装方式与控制中心电力监控系统设备安装类同。四、线缆敷设、接续 1. 变电所综合自动化系统根据招标文件，变电所综合自动化局域网通信电缆主要采用多模软光缆。 2. 环网变电站中央信号屏至通信机械室采用单模软光缆，由施工单位按照施工图全线敷设接线。由于车辆段及停车场为户外，采用的是户外光缆。

3. 控制中心电力监控系统控制中心电力监控系统电缆包括设备用电源电缆、通信电缆(屏蔽双绞线)及光缆。通信电缆及光缆敷设于架空地板下预先安装好的金属线槽或管线内；电源电缆(带铠装)敷设于架空地板下(具体敷设方式根据设计图纸确定)，穿墙及楼板采用镀锌钢管防护，在电缆竖井内敷设于电力专业安装的桥架内。控制中心穿线工作宜在架空地板铺设之前完成。 4. 供电车间复示系统供电检修车间电缆包括设备用电源电缆、网络线及传输通道光缆。传输通道光缆敷设于通道电缆支架、供电车间桥架内；电源电缆穿镀锌钢管敷设；网络线敷设于金属管线内。第二节、系统测试 1. 变电所综合自动化系统 1.1 配合变电所继电保护调试继电保护调试是变电所整组传动试验的重要内容，保护装置地址的分配，保护定值的输入和修改、保护软压板的投切，软件连锁、闭锁以及特殊保护功能的投入(如低压柜备自投允许)都与自动化系统密切相关，需变电所综合自动化系统的配合才能顺利完成。以上功能是通过变电所自动化通信网络来实现的，因此变电所继电保护试验宜与变电所综合自动化系统调试同期进行。 1.2 变电所综合自动化子系统调试上海市轨道交通6号线工程变电所自动化系统采用分散、分层、分布式系统结构。系统分三层布置：站级管理层，网络通信层，间隔设备层。站级管理层为设置在中央信号屏内的主监控单元(通信控制器)；间隔设备层包括安装于各开关柜内的各种保护测控一体化设备，间隔设备层构成变电所自动化子系统；网络通信层即为变电所自动化通信网络。变电所自动化子系统包括：35kV子系统、低压400V子系统、配电变压器温控仪（硬接线）、所用配电屏监测单元、整流变压器温控仪（硬接线）、直流1500V子系统、轨电位限制装置(硬接线)及接触网隔离开关（硬接线）等。自动化子系统调试主要内容为各子系统与主控单元间的通信功能(包括规约处理功能)测试。因变电所设备类型较多，各子系统厂家规约又不尽相同，所以子系统的调试是电力监控系统调试的关键环节。

变电站自动化系统调试方案

变电站监控系统调试方案批准：审核：编制：正泰电气股份有限公司海南矿业110kV铁矿变电站工程 2014年7月13日

目录 1. 工程概况及适用范围 (1) 2. 编写依据 (1) 3. 作业流程 (2) 5. 作业方法 (3) 6. 安健环控制措施 (7) 7. 质量控制措施及检验标准 (8)

1. 工程概况及适用范围本作业指导书适应于变电工程监控系统调试作业。 2. 编写依据

3. 作业流程 3.1 作业（工序）流程图 4. 作业准备

5. 作业方法 5.1开始 5.1.1检查屏柜安装完毕，符合试验条件。 5.1.2检查工作票完善，工作安全措施完善，二次措施单编写内因符合作业安全标准。 5.1.3试验人员符合要求，熟悉相关资料和技术要求。 5.2通电前检查： 5.2.1核对各屏柜配置的连片、压板、端子号、回路标注等，必须符合图纸要求。 5.2.2核对保护装置的硬件配置、标注及接线等，必须符合图纸要求。 5.2.3保护装置各插件上的元器件的外观质量、焊接质量应良好，所有芯片应插紧，型号正确, 芯片放置位置正确。 5.2.4检查保护装置的背板接线有无断线、短路和焊接不良等现象，并检查背板上抗干扰元件的焊接、连线和元器件外观是否良好。 5.2.5检查试验设备是否符合要求，试验设备是否完好。 5,2,6检查回路接线是否正确。 5.2.7检查保护装置电压是否与实际接入电压相符。 5.2.8检查保护装置所配模块与实际配置的PT、CT相符合。

5.2.9保护屏接地是否符合要求。 5.3绝缘检查 5.3.1分组回路绝缘检查：将装置CPU插件拔出，在屏柜端子排处分别短接交流电压回路，交流电流回路、操作回路、信号回路端子；用1000V兆欧表轮流测量以上各组短接端子间及各组对地绝缘。其阻值应大于10MΩ。 5.3.2整组回路绝缘检查：将各分组回路短接，用1000V兆欧表测量整组回路对地绝缘。其阻值应大于1MΩ。 5.4通电检查 5.4.1核对屏柜元件配置是否与设计图纸和技术规范相符。 5.4.2检查保护装置版本信息经厂家确认满足设计要求。 5.4.3按键检查：检查装置各按键，操作正常。 5.4.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.4.5打印机与保护装置的联机试验：进行本项试验之前，打印机应进行通电自检。 5.5单机校验 5.5.1零漂检查进行零漂检查时，应对电压端子短接,电流回路断开防止感应引起误差，应在装置上电10min以后，零漂值要求在一段时间（几分钟）内保持在规定范围内；电流回路零漂在-0.05~+0.05A范围内(额定值为5A)，电压回路在0.05V以内。 5.5.2通道采样及线性度检查在各模拟量通道分别按规范加量，装置采样应正确，同时加入三相对称电流、三相对称电压，查看装置采样，检查电流、电压相角正常。功率显示正确。 5.5.3 时钟的整定与核对检查：调整时间，装置正常，GPS对时已完善，核对各装置时间显示一致，并与后台计算机显示相符。 5.5.4装置自检正确，无异常报警信号。 5.5.5遥信输入检查：短接开关量输入正电源和各开关量输入端子，对照图纸和说明书，核对开关量名称，装置显示屏显示各开关量名称与实际一致。 5.5.6遥控、遥调接点检查：在监控装置模拟遥控、遥调信号，用万用表测量各输出接点正确。 5.5.7监控系统同期功能检查：分别按检同期、检无压和不检方式进行模拟调试，在检同期方式下输入母线电压和线路电压，分别改变两电压间的相角、幅值、频率使之

变电站调试方案汇总

目录一、编制依据： (1) 二、编制说明： (1) 三、设备及人员配置 (1) 四、调试分项技术 (2) 五质量保证措施 (13) 六安全及环保措施 (13) 七电气试验数据统计及资料 (14)

2.人员配置调试人员1名配合电工2名四、调试分项技术 4.1.高压柜设备本体调试

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

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；

变电站送电方案

XXXXXXXXXXXXXXX送电方案送电方案建设单位：XXXXXXXXX 监理单位：XXXXXXX 施工单位：XXXXXXXX 2016年1月11日

一、工程概况为确保供电系统投运工作顺利进行，保证人身及设备安全，保障电网安全稳定运行，特编制本措施。 XXXXXX站的建设容量为2x25000KVA有载调压升压变压器，电源分别引自电厂配电室1号机煤矿10KV段2号柜和2号机煤矿10KV 段2号柜，通过18根ZRC-YJV23-8.7/10 3*185电力电缆分别引至升压站#1机煤矿升压站10KV进线柜（1GM3）和#2机煤矿升压站10KV 进线柜(2GM3), 升压站#1机煤矿升压站10KV进线柜（1GM3）及#2机煤矿升压站10KV进线柜(2GM3)通过母线桥分别连接至1#、2#有载调压升压变压器，1#、2#有载调压升压变压器出线端分别通过钢芯铝绞线、穿墙套管及母线桥引至35KV1#主变压器进线柜（1G4）、2#主变压器进线柜（2G4），35KV高压出线柜二矿出线1柜（1G3）、二矿出线2柜（2G3）通过电缆引至室外架空线路，引至XXXX降压站三层35KV高压配电柜35KV1#进线柜（1GP1）、35KV2#进线柜（2GP1），再通过3*1*120电力电缆分别连接至35KV变电所1#、2#有载变压器，1#、2#有载变压器分别通过母线桥连接至10KVⅠ、Ⅱ段进线柜。10KV Ⅰ、Ⅱ段进线柜与母联柜之间均做电气闭锁。升压站内包含10KV配电柜共16套、35KV配电柜共9套、交流屏2套、直流电池屏1套、直流充电屏1套、1#2#主变保护屏各1套、综合测控屏1套、操作台一套；35KV变电站包含35KV配电柜共9套。 1、升压站配电柜编号及名称：（系统图见附件1） 1GM6----1#主变出线柜；

变配电室送电方案.

变配电室送电施工方案(范本)目录目录 1.工程简介---------------------------------------------------------------------------------------1 2.方案的编写依据------------------------------------------------------------------------------1 3.送电前的准备工作---------------------------------------------------------------------------1 4.送电步骤--------------------------------------------------------------------------------------1 5.劳动力安排-----------------------------------------------------------------------------------3 6.设备仪器一览表-----------------------------------------------------------------------------3 7.安全技术措施-------------------------------------------------------------------------------3 8.附图--------------------------------------------------------------------------------------------4

35KV变电站调试方案

35KV变电站调试方案（单个变电站）批准：审核：编写：贵溪市供电有限公司变电工区 2011.10.09

目录一、工程概况________________________________________________________ 二、试验依据标准___________________________________________________ 三、主要试验工作量__________________________________________________ 四、调试工作准备____________________________________________________ 4、1调试的组织机构 ________________________________________________ 4、2调试的准备工作 ________________________________________________ 五、试验项目、方法和注意事项________________________________________ 5.1电力变压器项目__________________________________________________ 5.2真空断路器试验项目______________________________________________ 5.3互感器试验项目__________________________________________________ 5.4避雷器项目______________________________________________________ 六试验调试所用主要仪器_____________________________________________ 七安全注意事项_____________________________________________________ 八工作时间安排_____________________________________________________ 一、工程概况 35KV变电站电气一次设备预防性试验二、试验依据标准电力设备预防性试验规程中华人民共和国电力行业标准DL/T596—1996

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）；