风机线路送电方案计划
2024年风电场送点启动方案范本(二篇)
2024年风电场送点启动方案范本一、背景描述随着可再生能源的不断发展，风力发电成为了重要的能源来源。
为了满足能源需求，2024年计划建设风电场送点，将风力发电输送到城市供电网中。
本方案旨在制定2024年风电场送点的启动方案，确保风电场送点的建设和运营顺利进行。
二、目标设定1. 在2024年内，完成风电场送点的建设和调试，实现可持续运营。
2. 提供稳定可靠的风力发电供应，满足城市电力需求。
3. 提高风电场送点的效率和可持续性，降低能源消耗和环境污染。
三、实施计划1. 建设准备阶段（____年下半年-2024年初）a) 成立项目组，确定项目负责人和相关部门负责人。
b) 开展环境评估，确定风电场送点建设的可行性。
c) 就地选择风电场送点的具体位置，考虑地形、风能资源和电网连接等因素。
d) 招募合适的设计单位，制定详细的风电场送点设计方案。
e) 向政府申请相关批文和资金支持。
2. 建设阶段（2024年）a) 开展建设前期准备工作，包括土地征收、设备采购和人员招聘等。
b) 开展风电场送点的土地平整、基础设施建设和主要设备安装。
c) 建设过程中加强施工现场安全管理，确保施工人员的安全和风电场送点的质量。
d) 定期组织项目进展会议，及时解决问题并调整项目计划。
3. 调试和运营阶段（2024年下半年-2024年初）a) 完成风电场送点的设备调试和系统集成测试，确保正常运行。
b) 开展安全性能测试和可靠性测试，确认风电场送点的运行安全可靠。
c) 与城市电力供应商进行对接和接入测试，确保风力发电顺利输送到城市电网中。
d) 建立风电场送点的监测与维护体系，及时发现和解决设备故障和安全隐患。
e) 制定风电场送点的运营管理规范，确保运营的高效和可持续性。
四、资源配置1. 人力资源：根据项目规模和工作需求，成立专门的项目组，包括项目经理、设计工程师、施工管理员和运营管理人员等。
2. 资金资源：争取政府资金支持，并通过投资和融资等方式获得项目资金。
风电场送电方案
1. 引言风能作为一种可再生能源，在近年来得到了广泛的关注和应用。
风电场作为风能利用的重要方式，不仅可以提供清洁、可持续的电力，还可以降低对传统能源的依赖。
然而，风电场在电力输送方面面临一些挑战，本文将介绍一种有效的风电场送电方案，以解决这些挑战。
2. 现状分析目前，风电场的发电设备通常位于偏远地区，远离电力网络。
因此，如何将风电场产生的电力可靠、高效地输送到需求点成为一个关键问题。
此外，由于风力的不稳定性，风电场的发电量也会有波动，需要有效的储能和平衡系统。
3. 风电场送电方案为了解决上述问题，我们提出了一种综合的风电场送电方案，包括以下几个关键步骤：3.1 风机组装与接入电力网络首先，需要在风电场的合适位置安装风机，并将其接入电力网络。
为了降低输电损耗，我们建议使用高压直流输电技术（HVDC）。
HVDC技术不仅可以减少电能转换过程中的能量损耗，还可以提高输电线路的传输能力。
3.2 储能与平衡系统由于风电场的发电量会有波动，需要配备储能装置来平衡电力供应。
我们建议使用电池组作为主要的储能装置，以存储过剩的电力，并在需要时释放出来。
此外，还可以考虑使用压缩空气储能、抽水蓄能等技术来增加储能容量，并提高能源的利用效率。
3.3 优化输电方案为了提高输电效率，我们可以采用多级输电方案。
首先，将风电场的电力输送到所在地的变电站，再由变电站输送到主干电网。
在此过程中，可以利用电力电子装置进行电能的转换和控制，以实现最佳的输电效果。
3.4 远程监控与控制系统为了实现对风电场送电系统的远程监控和控制，我们建议搭建一个自动化管理系统。
该系统可以实时监测风电场发电量、储能装置状态、电网负荷等信息，并根据需要进行相应的调节和控制。
此外，还可以通过互联网远程通信技术实现对风电场的远程管理。
4. 实施效果及展望通过实施以上风电场送电方案，可以实现可靠、高效的风电场送电。
该方案不仅可以解决风电场远离电力网络的问题，还可以平衡风电场发电量的波动，提高电能的利用效率。
2023年风电场送点启动方案
2023年风电场送点启动方案一、项目概况2023年风电场送电启动方案旨在确保风电场的顺利启动并实现可靠的电力供应。
该方案将考虑以下因素：风力资源、输电线路、变电站建设、电力市场调度等，以确保风电场能够高效、稳定地向用户提供可靠的电力。
二、规划目标1.确保风电场在2023年前能够顺利建设并投入运营。
2.确保风电场有效地利用风力资源，实现高效能源转化。
3.确保风电场的输电线路和变电站建设符合标准，安全可靠。
4.确保风电场的电力供应能够满足用户的需求，并参与电力市场调度。
三、方案内容1.风资源评估选择风力资源丰富、适合建设风电场的地区，进行详细的风能资源评估和潜力分析。
根据评估结果确定风电场建设地点和风机容量。
2.输电线路规划设计合理、高效的输电线路，确保风电场与主干电网的连接畅通。
考虑线路走向、电压等级、电线型号等因素，确保输电线路的安全可靠。
3.变电站建设根据风电场规模和输电线路需求，建设适当规模的变电站，负责将风电场产生的电能转化为适合输送到用户的电能。
4.电力供应调度与电力市场调度部门合作，确保风电场的电力供应能够满足用户的需求。
根据电力市场需求和风电场产能等因素，进行电力供应调度，以确保供需平衡。
5.安全防护措施在风电场和输电线路的建设过程中，加强安全防护工作，确保工程施工的安全可靠。
包括建立安全管理制度、实施安全教育培训、监督施工过程等。
四、项目进度安排1.风资源评估：2023年1月-2月2.输电线路规划：2023年3月-4月3.变电站建设：2023年5月-7月4.电力供应调度：2023年8月-10月5.安全防护措施：全程贯穿五、项目保障措施1. 加强项目管理：成立专门的项目管理团队，负责项目执行和监督，确保方案的顺利实施。
2. 加强沟通协调：与相关部门和单位建立良好的沟通机制，确保各方利益的协调与权益的保护。
3. 优化风电设备：选择先进、高效的风电设备，提高风电场的发电效率和可靠性。
4. 加强安全监管：加强安全监管，确保施工过程的安全可靠。
风机线路送电方案
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。
输电线路风机停送电原则及倒闸操作
培训教案培训时间：2012年11月2日培训方式：自主培训主讲人：于晓伟培训内容：输电线路、风机停送电原则及倒闸操作输电线路基本情况：1.输电线路专业：输电线路专业主要为各电力设计院、电力公司培养输电线路、输电杆塔的设计、施工、运行、维护等专业人才。
目前开设此专业的学校主要有三所：东北电力大学、三峡大学、南京工程学院。
由于学生人数较少、加之国家经历大的自然灾害后对输电线路重要性认识的提高，该专业学生近几年来一直供不应求。
2、供电种类：按照输送电流的性质，输电分为交流输电和直流输电。
19世纪80年代首先成功地实现了直流输电。
但由于直流输电的电压在当时技术条件下难于继续提高，以致输电能力和效益受到限制。
19世纪末，直流输电逐步为交流输电所代替。
交流输电的成功，迎来了20世纪电气化社会的新时代。
目前广泛应用三相交流输电，频率为50赫（或60赫）。
20世纪60年代以来直流输电又有新发展，与交流输电相配合，组成交直流混合的电力系统。
3、输电电压等级：输电的基本过程是创造条件使电磁能量沿着输电线路的方向传输。
线路输电能力受到电磁场及电路的各种规律的支配。
以大地电位作为参考点(零电位）,线路导线均需处于由电源所施加的高电压下,称为输电电压。
输电线路在综合考虑技术、经济等各项因素後所确定的最大输送功率，称为该线路的输送容量。
输送容量大体与输电电压的平方成正比。
因此，提高输电电压是实现大容量或远距离输电的主要技术手段，也是输电技术发展水平的主要标志。
从发展过程看，输电电压等级大约以两倍的关系增长。
当发电量增至4倍左右时,即出现一个新的更高的电压等级。
通常将 35~220KV的输电线路称为高压线路（HV）,330～750KV的输电线路称为超高压线路（EHV）,750KV以上的输电线路称为特高压线路（UHV）。
一般地说，输送电能容量越大，线路采用的电压等级就越高。
采用超高压输电，可有效的减少线损，降低线路单位造价，少占耕地，使线路走廊得到充分利用。
工程送电方案模板
工程送电方案模板一、前言电力是现代社会生产生活的重要能源，为了保障电力的安全、可靠供应，电力工程建设至关重要。
本文旨在提出一套完备的工程送电方案，以确保电力工程的顺利进行和最终的可靠供电。
二、背景电力工程送电方案是电力工程建设的重要环节，其设计和实施直接影响着电力系统的安全、稳定和可靠性。
电力系统的送电方案应综合考虑电力系统的规模、负荷特性、供电需求、用电环境等多方面因素，立足于确保电力系统的连续供电、节约能源、提高系统的运行效率和安全性。
在制定送电方案时，应综合考虑电力工程的经济性、可靠性、安全性和环保性等方面要求，确保通透鲁丰等资源线输电工程取得预期效果。
三、送电方案设计1. 送电方案的定位根据工程实际情况和需求，明确送电方案的定位，确定电力系统的接线方式、负荷特性、输电线路、变电站等结构和设备，以及对应的保护、调度、监控和管理体系。
在送电方案设计中要充分考虑电力系统的规模、用电环境、用电对象、主要负荷特性等因素，制定合理的接线方案，确保电力系统的正常运行和供电质量。
2. 送电方案的优化通过科学的技术手段和工程实践，对送电方案进行优化设计，提高输电线路和变电站的运行效率和稳定性，降低输电损耗，提高电力系统的供电质量和稳定性。
同时，应充分考虑电力系统未来的发展需求和扩建规模，合理预留设计余量，以适应未来电力系统的发展和扩建需求。
3. 送电方案的可行性分析在送电方案设计的过程中，要充分考虑工程的可行性和可操作性，通过现场勘察和数据分析，确定工程所需的线路走向、铺设方式、设备选型等关键技术参数，明确工程的实施方案和工程计划，确保工程的顺利实施和最终的可靠供电。
四、送电方案实施1. 工程前期准备在送电方案实施的前期，要做好充分的准备工作，包括确定工程实施的时间节点和工期计划，组织相关技术人员和施工人员，准备所需的材料和设备，制定相应的安全生产和环保方案，确保工程的顺利实施和安全运行。
2. 工程实施根据送电方案确定的设计方案和工程计划，组织相关技术人员和施工人员，按照相关标准和规范进行施工，确保工程的质量和安全。
电力工程送电方案
电力工程送电方案一、概述电力工程送电方案是指为了保障电力系统正常运行，按照电力系统设计要求，合理选取送电线路、变电站等设备，确保电能安全可靠、高效传输到用户用电点的方案。
电力工程送电方案的制定，应充分考虑电网规模、负荷特性、地形地貌、气象条件、保障供电的可靠性和稳定性，确保电力能够高效、安全、快速地传输到用户用电点。
二、送电线路方案1. 送电线路选址送电线路选址应根据地理环境、用电需求、可靠性等因素来确定，充分考虑线路走向、长度、地形地貌、植被等因素。
应避开高山、河流、湖泊、城镇等人口密集区及水源保护区，尽量缩短送电线路长度，减小线路损耗。
2. 送电线路设计送电线路设计应满足正常运行、负荷波动、气象条件等要求。
线路设计时要合理选择导线截面、绝缘子串数、电缆型号等关键参数。
应根据送电距离、负荷容量等因素确定合理的送电线路电压等级，以确保线路输电损耗在合理范围内。
3. 送电线路施工送电线路施工应按照相关规范和标准进行，保证线路的安全性和可靠性。
在施工过程中，要确保线路支架、绝缘子、接地装置等设施的安装质量，并及时进行验收和检测。
4. 送电线路检修送电线路检修是保障线路安全可靠运行的关键环节。
应建立健全的检修制度和工作流程，定期对送电线路进行巡视、检测和维护，确保线路设施的完好和安全运行。
三、变电站方案1. 变电站选址变电站选址应充分考虑供电范围、用电负荷、线路走向、地形地貌等因素。
变电站应尽量靠近用电负荷中心，同时考虑供电可靠性和安全性，避开山洪、泥石流等自然灾害影响区域。
2. 变电站设计变电站根据供电负荷大小、用电特点、线路功率等级等要求进行合理设计。
在变电站的选址、布置、设备配置等方面应满足相应技术要求和安全规范。
3. 变电站建设变电站建设要按照设计规范和标准进行，确保设施设备的安全可靠。
在建设过程中，要注重现场安全，加强对工程质量的监督和检测。
4. 变电站运行管理变电站运行管理是保障供电系统安全运行的关键环节。
风电场电气主接线设计
林 铮熹
（ 福 建 省 电力 勘测 设 计 院 福建 福州 ３ ５ ０ ０ ０ ３ ） ［ 摘 要］ 风 电 作为 一种 清洁 的 可再 生能 源发 电方式 已越 来 越受 到世 界 各国 的欢 迎 ， 与 此 同时 ， 风 电场 设 计也 备受 重视 。 虽然 风 电场 电 气设计 与 传统 电厂 设 计 的原 理相 同 ， 但 传统 的设 计方 法 并不一 定适 合风 电场设 计 所 以有必 要进 行 专门 针对风 电场 电气 主 接线设 计 的研 究 ［ 关键 词］ 风 电场 ， 电气 。 设计 。 主接 线 中 国分类 号 ： Ｔ Ｍ６ １ ４ 文献 标 识码 ： Ａ 文章编 号 ： １ ０ ０ ９ － ９ １ ４ Ｘ （ ２ ０ １ ４ ） ４ ８ 一 Ｏ ｌ １ ３ —０ １
提供一定的电力保障， 对地 区经济发展将起到积极 的作用
２电气 主 接线 设 计
２ ． １ 场 内集 电线 路 及 发 电机 接 线
本 工程 风机 台数多 、 间距 大 、 布 置分散 ， 而 风机 出 口电压仅 为６ ６ ０ ｖ， 为经济 、 可 靠地 将 电能送 入 电网 ， 风机 升压 系统 拟采 用两级 升压 （ 风机在 风 电场通 过升 压 变压器 进行 第一级升 压后 接入升 压变 电站 ， 再通过 主变进行 第二 级升压 后接
差保护” ， 根据 以往工程， 采用消弧线圈接地时， 选线经常误判， 通常无法做到快
速切 除线 路 ， 因此３ ５ ｋ Ｖ系统 中性点接 地方 式考虑 采用低 电 阻接地方 式 ， 本期 设 置１ 台接 地变 接人 本期 ３ ５ ｋ Ｖ 母线 ， 远 景再 增设 １ 台接 地变 接入 远景 ３ ５ ｋ Ｖ Ｎ： 线， ３ ５ ｋ Ｖ系统通 过接 地变 中性 点 连接 的接地 电 阻接地 。 升压 变 电站 本期 设 置一 台 主变 ， 主 变容 量为 ５ ０ ． ０ ＭＶＡ， 远景 设置 两 台主 变， 选 用 自冷有 载调 压三 相双 绕组 油 浸式 电力变 压器 。 主变压 器 １ １ ０ ｋ Ｖ中性 点 采用选择 性接地 方式 ， 即采用 经隔离 开关 、 氧化锌 避雷器 及放 电间 隙接 地 ， 可根
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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；
1.7箱变送电由安装单位负责操作，箱变厂家现场技术人员做现场指导。
1.8安装单位负责施工线路的隔离与接地以及未受电线路作业过程中的安全监护工作。
在送电期间不得有人登杆（塔）进行挂线作业。
2．送电前的检查
2.1徐州贾汪风电工程
（1）对徐州贾汪风电场35KV Ⅰ回、Ⅱ回、Ⅲ回集电线路、箱变、风机验收合格，手续齐全；
（2）检查徐州贾汪风电场35KV集电线路所带箱变高压侧35KV隔离开关在合位，接地刀闸全部在分位；
（3）检查徐州贾汪风电场38台箱变高压侧负荷开关在分位；
（4）检查徐州贾汪风电场38台箱变低压侧断路器在分位；
（5）检查徐州贾汪风电场38台风力变频器进线断路器在分位；并网接触器在分位。
六．启动时投运方式
箱变分接开关全部置于第3档位。
七．启动时应检查和投入的保护
1．检查110kV升压站站用变速断、过流保护；35KVⅡ段302开关速断，过流保护投入，保护整定值正确。
2．投入刘家山（四期）9回线（385）、10回线（386）过流一段、过流二段保护，确认一段、二段过流保护时限为0.2〞。
八．启动步骤
1．徐州贾汪风电场工程
1.1送电当天由安装单位测定徐州贾汪风电场35KV Ⅰ回、Ⅱ回、Ⅲ回集电线路绝缘合格，核对相序正确。
1.2合上徐州贾汪110KV升压站3911开关对Ⅰ回集电线路进行进行3次充电试验，每次间隔5分钟。
1.4合上箱变高压侧负荷开关对箱变进行3次冲击试验，每次间隔5分钟，检查箱变充电正常。
1.5合上箱变低压侧断路器，确认箱变无异常；新能源现场技术人员检查风机变频柜带电正常。
1.6以此方式，对Ⅱ回，Ⅲ回集电线路进行冲击。
九．安全措施
1．送电前必须进行安全会议交底，建设单位、监理单位、施工单位、设备厂家、送电操作人员参加，保证所有参与送电工作的人员明确送电受电线路名称、操作顺序及安全注意事项。
2．箱式变本体干净，一、二次回路清洁完好，无遗留杂物，符合投运要求。
3．受电35KV集电线路无遗留杂物，绝缘符合要求。
4．箱式变柜门加锁，门锁正常可靠，钥匙有专人保管，防止误操作。
5．受电35KV集电线路隔离开关及接地刀闸操作把手加锁，防止误操作。
6．所有操作应严格执行工作票制度和操作票制度，由专人操作、专人监护。
7．对所有已带电或即将带电设备均应挂“止步，高压危险”警示牌。
8．35KV箱变场所配备干粉灭火器。
9．所有现场工作人员由送电总指挥统一协调、指挥。
10．现场备有可靠的通讯设备（对讲机4部）。
11．严格执行送电前检查制度，由安装人员分系统检查完毕后，由现场总指挥下达送电指令。
12．启动前由安装人员对所有接线端子紧固一遍，并检查所有电流互感器二次侧不应开路，电压互感器二次侧不应短路。
13. 受电操作过程中如出现异常情况，应立即停止操作并汇报相关负责人，待查明原因消除故障后，根据总指挥命令执行。
十．送电组织机构
中电投徐州贾汪风电场110kV升压站倒送电启动领导小组职责
领导小组：组长：宫合
副组长：朱林
成员：徐海平戴荣华皋学斌
10.1.1审定中电投徐州贾汪风电场倒送电技术措施；
10.1.2检查中电投徐州贾汪风电场倒送电启动条件，协调各方面工作；
10.1.3研究解决中电投徐州贾汪风电场倒送电期间发生的问题，安排中电投徐州贾汪风电场倒送电启动步骤。
10.2现场指挥职责
现场总指挥：宫合
副总指挥：朱林
成员：陈鑫戴荣华张建伟沈剑刚周峰祁正坤
10.2.1执行领导小组的决定；
10.2.2根据各职能组在倒送电前的检查、操作和调试的准备情况，安排受电过程；
10.2.3指挥并协调各职能组现场工作。
10.3设备验收组职责
10.3.1审核受电有关设备的调试报告；
10.3.2审定有关设备的运行条件；
10.3.3监督受电设备的运行性能和调试工作的质量。
10.4运行操作组职责
组长：李洪军
副组长：祁正坤经文驹
成员：马延忠张兢张宇
10.4.1执行中电投徐州贾汪风电场110kV升压站倒送电启动运行操作并监视设备运行状态。
10.5调试组职责
组长：张建伟
副组长：赵燕飞沈剑刚
成员：张迎宾朱德君梅春
10.5.1受电前的调试准备和中电投徐州贾汪风电场倒送电期间的试验工作；
10.5.2分析研究调试中的技术问题。
10.6维修组职责
组长：皋学斌
副组长：刘军
成员：吴建朱红亮刘学龙
10.6.1维护检查受电设备以保证设备具备受电条件；
10.6.2抢修启动期间可能发生的设备故障和缺陷。
10.7消防组职责
组长：刘军
副组长：吴建
成员：刘学龙朱红亮
10.7.1负责检查倒送电范围内的消防设施应符合有关规定的要求；
10.7.2一旦发生火情，立即组织采取有效的抢救措施。
10.8各单位分工：
10.8.1倒送电工作在倒送电领导小组领导下由中电投东海风力发电有限公司、江苏兴源监理公司、江苏省电力设计院、江苏电建三公司分工合作、互相配合、共同进行。
10.8.2江苏电建三公司负责倒送电过程中试验、消缺和监护等工作，江苏兴源监理公司负责倒送电过程中的监督工作。