3-线路、主变同时启动方案范例
110kV变电站_3主变压器启动送电方案
110kV变电站_3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 (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。
变电站启动应急方案范本
变电站启动应急方案范本电站启动应急方案一、方案制定背景和目的随着电力系统的不断发展和改进，变电站作为电力系统的重要组成部分，具有着至关重要的作用。
变电站是电力系统中的桥梁和关键设备，一旦出现故障或停电，将会导致严重的后果。
因此，本公司制定了变电站启动应急方案，旨在确保变电站在发生重大事故或停电后能够迅速启动，恢复正常运行，确保电力系统的稳定和可靠运行。
二、应急调度组织和指挥架构为了保障变电站在发生事故或停电后能够快速启动，我们建立了应急调度组织和指挥架构，具体如下：1. 应急调度组织机构应急调度组织机构由总调度员、副总调度员和应急调度员组成，总调度员作为指挥中心的核心，负责协调和指导各部门的应急工作，副总调度员负责协助总调度员工作。
应急调度员根据实际情况，负责组织调度现场工作。
2. 应急指挥中心在变电站内设立应急指挥中心，由总调度员和副总调度员负责指挥和协调各部门的工作。
应急指挥中心具备实时监测和运行控制的能力，并与外部单位、相关部门实时联络。
三、应急预案和工作流程1. 应急预案- 应急预案是指在变电站发生事故或停电时，按照预定的步骤和流程进行工作的一套方案。
应急预案的编制要具有较高的可操作性和针对性，方便现场工作人员迅速应对各种突发情况。
- 应急预案主要包括事故发生时的紧急处置、恢复重要设备供电和系统重新启动等内容。
预案中要明确各级人员的职责、工作流程和配合要求，以确保应急工作的高效性和协调性。
2. 工作流程- 变电站启动的工作流程是根据应急预案的要求进行的一套操作程序。
在事故或停电发生后，按照相应的流程进行工作，以确保各项工作有序进行。
- 工作流程主要包括应急调度员接报、组织应急人员到位、现场勘查和隐患排查、启动备用设备和上电过程等。
流程中的各个环节要求明确，工作人员要按照预定的步骤进行工作，以保证工作的顺利进行。
四、应急设备和物资储备为了确保变电站在发生事故或停电后能够快速启动，我们建立了应急设备和物资储备体系，具体如下：1. 应急设备我们建立了应急设备清单，包括备用变压器、备用电源、备用开关等。
变压器启方案
变压器启动方案1. 引言变压器是电力系统中非常重要的设备之一，它用于改变电压的大小，以便在不同的电力系统中传输和分配电能。
在使用变压器之前，需要进行启动操作，以确保其正常运行和性能稳定。
本文档将介绍变压器启动的一般方案，并提供一些操作建议和安全注意事项。
2. 变压器启动方案的步骤以下是一个典型的变压器启动方案，包括准备工作和具体的操作步骤。
2.1 准备工作在启动变压器之前，需要进行以下准备工作：•确认变压器及其周围设备的电源是否已经准备好，并满足变压器的输入和输出电压要求。
•核对变压器的名称、型号和额定容量，确保与实际情况相符。
•检查变压器周围区域是否有可燃物和其他危险物品，并进行清理。
2.2 操作步骤1.断开变压器输入侧和输出侧的电源，确保所有电源开关处于关闭状态。
2.检查变压器的绝缘电阻，确保其值在安全范围内。
3.打开输入侧电源开关，并逐步增加电压到额定值的一半。
4.观察变压器的运行情况，包括电流、温度和噪音等指标，确保正常。
5.如果变压器运行正常，逐步增加电压到额定值，并进行相应的测试和监测。
6.完成变压器启动后，进行全面的性能检查和运行状态记录。
3. 操作建议和安全注意事项在进行变压器启动时，需要注意以下操作建议和安全事项：•确保操作人员具备相关的电气知识和技能，能够正确操作和判断变压器的运行状态。
•严格按照操作步骤进行操作，避免出现意外和失误。
•注意变压器的工作环境，确保其周围的温度、湿度和通风状况符合要求。
•定期检查和清洁变压器，防止灰尘和其他污物积累，影响其正常运行。
•注意变压器的运行指标，如温度、电流和噪音等，一旦超过正常范围，应及时采取措施进行修理和维护。
•在处理变压器故障和紧急情况时，应根据实际情况采取相应的措施，确保操作人员的安全和设备的正常运行。
4. 总结通过本文档的介绍，我们了解了变压器启动的一般方案，并提供了操作建议和安全注意事项。
正确启动变压器是确保其正常运行和性能稳定的关键步骤，在操作过程中一定要注意安全和细节，并定期进行维护和检查，以延长变压器的使用寿命。
线路及变电站设备投运方案范本（6篇）
线路及变电站设备投运方案范本____年度线路及变电站设备部署计划一、概述随着电力需求持续增长及能源结构的调整，电网规模不断扩大，对电网的可靠性、效率和安全性提出更高标准。
为满足未来能源发展的需求，亟需制定全面的线路与变电站设备部署计划，以确保电力系统的稳定运行与持续发展。
二、线路部署策略1. 线路规划基于当前电力需求及预测未来增长趋势，制定线路规划，确保新建与改造的电力线路在城市与乡村地区的布局合理，同时与现有电力设施和网络有效衔接。
2. 新建线路建设遵循线路规划，新建线路需考虑地质条件、线路长度、供电范围和输电能力等因素，选择适宜的线路类型与材料，以保证线路的可靠性和维护性。
3. 线路改造线路改造旨在提升现有线路以适应未来电力需求，需综合考虑线路现状、需求增长和实施可行性，制定包括线路增容、设备升级和线路改线在内的改造方案。
4. 线路测试与调试在投入运行前，对线路进行详尽的测试与调试，涵盖电气参数、保护功能及与其他设备的联调，以确保线路的稳定可靠运行。
三、变电站设备部署方案1. 变电站规划依据线路规划，确定变电站的地理位置和容量，充分考虑供电范围、负荷需求、电网结构和供电可靠性，确保变电站与线路的兼容性。
2. 变电设备选型根据变电站规划，选择合适的变电设备，如变压器、断路器、隔离开关和电容器等，考虑设备的可靠性、性能和维护成本，确保设备配置的合理性与操作性。
3. 新建变电站设备新建变电站设备需考虑地质环境、容量需求、供电范围和供电负荷等因素，选择适当的设备，并确保设备安装与调试工作符合规范要求。
4. 变电站设备升级与改造针对现有变电站设备，通过升级和改造以适应未来电力需求增长，考虑设备现状、需求增长率和可行性，制定包括设备增容、设备升级、设备改进和设备配置在内的改造策略。
5. 设备测试与调试在变电站设备投入运行前，进行设备的测试与调试，包括设备运行参数、保护设备和设备间联络的验证，以确保设备的稳定可靠运行。
330kV变电站启动方案
330kVXX变启动方案一、工程简介330kVXX变电站位于XX省XX市XX县城以北约18公里、312国道东侧约3公里处。
由XXXXXX第三风力发电有限公司、XXXX 集团公司和XXXX风电开发有限公司合资建设。
330kVXX变电站占地面积为35.48亩。
主要建筑包括主控楼一座、330kV二次小室一座及35kV综合配电室三座。
330kVXX变电压等级为330/35KV，主变规模3×240MVA；330KV 出线1回；35KV出线38回；3#主变35KV母线装设一组容量为40Mvar的SVC无功补偿装置。
330KV主接线为单母线接线，每台主变低压侧分别配置一段母线，三段母线之间均设分段开关，正常情况下，分段开关断开运行；35KV户内开关柜采用单元接线，各35KV配电室35KV开关柜分接在两段母线上，两段母线分别经过穿墙套管、户外隔离开关连接到户外35KV母线上。
35KV出线均采用电缆出线，另外，本升压站配置两台所用变压器及一台备用所用变，容量均为630KVA。
二、调度管理范围划分及主要设备编号命名一、调度管辖范围划分：（一）西北网调调度管辖设备：1、接入330kVXX变所有风电机组均由西北网调直接调管；（二）XX省调调度管辖设备：2、750kVXXXX变送出至XX变330kV电气设备，包括开关、隔离刀闸及接地刀闸；3、330kV XXXX线；（网调间接调管）4、330kVXX变所有330kV电气设备，包括母线、开关、隔离刀闸及接地刀闸；5、330kVXX变35kV母线、动态无功补偿设备；6、XX变电站主变及两侧开关、刀闸、接地刀闸；7、35kV汇集站至330kV升压站35kV联络线由省调间接调管。
（三）风电场自行管辖设备：1、 330kVXX变所有35kV电气设备，包括开关、隔离刀闸、接地刀闸、35kV所有风机直馈线路；（不含35kV母线）2、35kV汇集站至330kV升压站35kV联络线及#1、#2、#3所用变；二、设备命名编号：1. 330kVXX变电站330kV主变压器面对330kV母线从左至右依次命名为＃1、＃2、＃3主变，＃1主变接于3301开关间隔，＃2主变接于3302开关间隔，＃3主变接于3303开关间隔；2.＃1主变330kV侧开关编号为3301开关、35kV侧开关编号为3501开关；＃2主变330kV侧开关编号为3302开关、35kV 侧开关编号为3502开关，＃3主变330kV侧开关编号为3303开关、35kV侧开关编号为3503开关；3、XX变电站330kV母线命名为330kVI母线；4、＃1主变所接35kV母线命名为35kVI母线，＃2主变所接35kV母线命名为35kVII母线，＃3主变所接35kV母线命为35kVⅢ母线；5、35kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ母所装设的无功补偿装置分别命名为＃1、#2、#3 SVC无功补偿装置；6、330kVXX变35kV汇集站（一）、汇集站（二）、汇集站（三）所属六条封闭式母线分别命名为35kV A、B、C、D、E、F母线；7、330kVXX变35kV一、二、三汇集站35kV A、B、C、D、E、F母线至35kV Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ母线的六回联络线分别命名为：35kV ⅠA、ⅠB、ⅡC、ⅡD、ⅢE、ⅢF联络线；8、各风电场风机至35kV汇集站母线馈线命名编号原则为：至A母线馈线依次编号为35A1、35A2〃〃〃〃，至B母线馈线依次编号为35B1、35B2〃〃〃〃，35代表电压等级，大写英文字母代表母线，字母后的数字代表馈线条数；9、330kV XXXX线调度编号XX，在750kVXXXX变侧接入3360、3362间隔；在XX变接入3341开关间隔；10、详细编号见附图。
线路及变电站设备投运方案例文(四篇)
线路及变电站设备投运方案例文一、引言随着社会的发展和电力需求的增长，输电线路和变电站设备作为电力系统的重要组成部分，对于电力供应的可靠性和稳定性至关重要。
因此，在规划和建设电力系统时，制定一个合理、科学的线路和变电站设备投运方案就显得尤为重要。
二、线路投运方案1. 规划原则(1) 考虑供电范围和负荷增长预测，合理确定线路建设的需求。
(2) 充分利用现有线路资源，降低投资成本。
(3) 线路规划应符合电网规划和环保要求。
2. 投运方案(1) 线路建设布局：根据电网规划和负荷需求，确定线路运行的起点、终点以及中间节点，制定线路的布局方案。
(2) 线路设计：依据线路载流量、供电范围等参数要求，进行线路设计，包括线路类型选择、电压等级确定、杆塔选型等。
(3) 杆塔布设：根据线路规划和地形地貌情况，合理布设杆塔位置，保证线路稳定性和可靠性。
(4) 杆塔选型：根据线路的工作电压、荷载、环境条件等要素，选择适当的杆塔类型，保证线路的安全性和经济性。
(5) 杆塔施工：合理规划杆塔施工顺序，确保施工进度和质量，提高工程效率。
(6) 线路工程监理：设置专业监理团队，对线路施工过程进行监督和指导，确保工程质量和安全。
三、变电站设备投运方案1. 规划原则(1) 根据负荷增长预测和电网规划，制定变电站设备建设的需求。
(2) 充分利用现有设备资源，降低投资成本。
(3) 设备规划应符合电网规划和环保要求。
2. 投运方案(1) 设备选型：根据负荷需求和电网规划，确定变电站设备的类型和规格，保证设备的可靠性和安全性。
(2) 设备布置：根据变电站的功能和设备的大小，进行合理的布置和排列，确保设备的安全运行。
(3) 设备安装调试：按照设备供应商的要求和工程设计要求，进行设备的安装和调试工作，确保设备的正常运行。
(4) 设备运维管理：建立健全的设备运维管理制度，及时进行设备的巡视、检修和维护，延长设备的使用寿命。
四、总结根据电网规划和负荷需求，制定合理的线路和变电站设备投运方案对于电力系统的安全稳定运行具有重要意义。
主变启动方案
目录1 概况 (1)2 工作目的及范围 (1)3 所需仪器及人员组成 (1)4 项目所依据的规程和标准 (2)5 工作方法和内容 (2)6 工作条件 (4)7 工作计划及进度安排 (5)8 安全及质量保证措施 (5)风电场220kV变电站1#主变启动方案1概况风电场220kV变电站本期设计：1台主变， 3条35kV线路，2组35kVSVC出线间隔，1组35kV母线PT，1台35kV 主变进线开关。
220kV系统采用单母线接线方式。
本次投运的设备是： 1号主变， 1号主变35kV进线开关，35 KvI段母线PT，35 kVSVC 出线间隔。
2工作目的及范围本次启动工作目的：对启动试验中的主要技术数据参照相关技术标准进行了记录及分析，对调试过程中出现的问题及问题的处理进行了论述，并给出相关技术结论。
本次启动范围：1号主变， 1号主变35kV进线开关，35 KvI段母线PT，35 kVSVC 出线间隔。
3所需仪器及人员组成试验使用仪器设备，见表1。
表1 设备仪器明细序号仪器编号仪器名称及型号1 92800886 FLUKE万用表F115C2 00036 钳式相位表3 89730111 相序表9040注：以上仪器、仪表均在检定（校准）有效期内。
4项目所依据的规程和标准试验参照标准明细，见表2。
表2 试验参照标准明细序号标准/文件编号标准/文件名称1 GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》2 GB/T 15145-2008 《微机线路保护装置通用技术条件》3 GB/T 14598.300-2008 《微机变压器保护装置通用技术要求》4 DL/T 559-2007 《220kV-750kV电网继电保护装置运行整定规程》5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》5 工作方法和内容5.1 1号主变充电5.1.1 1号主变充电录波工作准备就绪。
录取励磁涌流波形、幅值大小。
5.1.2 投入号主变所有保护及相应的出口压板。
线路及变电站设备投运方案范例(四篇)
线路及变电站设备投运方案范例一、背景介绍____年，随着经济的快速发展，电力需求不断增长。
为满足日益增长的用电需求，需要建设新的输电线路和变电站。
本方案将就____年的线路及变电站设备投运进行规划并提出具体的实施方案。
二、投运目标1. 增加输电能力：新建的输电线路和变电站将增加电网的输电能力，满足____年的用电需求，确保供电的可靠性和稳定性。
2. 提高电网可控性：新建的变电站将配备先进的设备和技术，提高电网的可控性，能够更好地应对各种电力故障和突发事件。
3. 减少输电损耗：通过优化线路设计和选用高效设备，减少输电损耗，提高供电效率，降低运营成本。
三、投运方案1. 线路建设方案根据用电需求和电力负荷分布情况，确定新建的输电线路的走向和规模。
线路选取高压直流输电线路（HVDC）技术，以提高输电效率和稳定性。
同时，考虑到环境保护和土地利用的要求，尽量避免在生态敏感区和农田区域的建设。
2. 变电站建设方案根据输电线路的规划，确定新建的变电站的位置和容量。
变电站选用智能化设计，配备先进的设备，提高变电站的运行效率和可靠性。
同时，根据电力负荷的分布情况，合理设置变电站的容量和配置。
3. 设备选型方案根据线路和变电站的要求，进行设备选型。
线路设备选用高效、可靠的导线、绝缘子和金具等设备，以减少输电损耗。
变电站设备选用先进的变压器、开关设备、保护装置和自动化系统等设备，以提高电网的可控性和安全性。
四、实施计划1. 资金筹集组织相关部门和企事业单位加大投资力度，积极争取政府资金和银行贷款，以确保项目的顺利推进和完成。
2. 项目审批按照相关法规和程序，进行项目的环境评估和审批工作，确保项目的合规和可行性。
3. 设计和施工组织专业团队进行线路和变电站的设计，并选择有经验和技术实力的施工单位进行施工工作。
在施工过程中，加强监督和管理，确保施工质量和安全。
4. 设备采购和调试根据设备选型方案，组织招标采购设备，并按照施工进度进行设备安装和调试工作，确保设备的正常运行。
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500kV山花甲乙线及500千伏贤令山变电站配电装置启动方案批准: （广东电网）批准: （超高压）总调审核:广东中调审核:清远供电局审核:超高压广州局审核:编写: 余昌洪广东省输变电工程公司广东清远供电局超高压广州局二○○八年六月二十日500kV山花甲乙线及500千伏贤令山变电站配电装置启动方案一、工程概况1.新建500kV贤令山变电站位于清远市阳山县境内。
本站500kV部分为3/2接线方式，共建4串设备间隔，其中第三串为完整串，第二串、第五串、第六串为不完整串。
本期工程配置1台750MVA主变。
220kV母线为双母线接线方式，本站为一、二期工程同时一次施工建成。
建4回500kV线路，至桂林站2回、至花都站2回；本站一次配电装置为敞开式设备；220kV 建6回线路，螺阳电厂1回、安峰1回、连州电厂2回、阳山2回；35kV一、二期共建3组并联电抗器。
2.贤令山站本期一次部分，#2主变为广州伊林变压器有限公司设备，型号为ODFS10-250000/500自耦单相无励磁调压电力变压器，500kV第三串联络5032断路器为北京ABB公司设备，型号为HPL550TB2 SF6断路器，第三串5031、5033、第五串5051、5053、第六串5061、5063断路器为苏州AREVA 高压电气开关有限公司设备，型号为GL317X SF6断路器，隔离开关为抗州西门子公司设备，27台上海MWB的SAS550型电流互感器、17台桂林电力电容器厂的TYD500/√3-0.05H型电容式电压互感器、17台抚瓷的Y20W1-444/1063W氧化锌避雷器。
3.贤令山站35kV部分：断路器为抗州西门子公司弹簧操作机构SF6开关，型号为3AP1-FG-72.5，隔离开关为抚顺高岳公司设备，CT、PT为江苏精科互感器公司SF6电流、电压互感器，并联补偿电抗器为上海MWB公司设备，型号为BKDGKL-20000/35。
4.花都站500kV山花甲乙线设备：500kV山花甲乙线各装1组特变电工沈阳变压器公司生产的BKD-40000/550型高压并联电抗器， 1个不完整串HGIS（日本三菱电器公司制造），1组阿海法公司的SPOLT-550/4000型隔离开关，3台西安西电公司的TYD550/√3-0.005H型电容式电压互感器、3台南阳金冠电气有限公司的Y20W1-444/1050W氧化锌避雷器。
5.贤令山变电站500kV二次部分主要设备有：500kV山花甲、乙线主一保护为国电南自公司双通道光纤分相PSL603GW电流差动保护和SSR530AW双通道远跳过电压保护屏，主二保护为国电南瑞继保公司的RCS-902CDSFF光纡分相距离保护和RCS-925AFF双通道远跳过电压保护；全站500kV断路器保护为国电南瑞继保公司RCS-921A断路器保护；500kV母差保护为双配置，保护为深圳南瑞BP-2B微机母线差动保护;#2主变保护为二套国电南瑞继保公司RCS-978保护,非电量保护为RCS-974;35kV电抗器保护为国电南自PST693保护。
6.花都站500kV山花甲乙线二次部分主要设备有：线路第一套保护为国电南自微机保护，主一为PSL603GW，辅助保护为SSR530AW，使用复用光纤通道；线路第二套保护为南瑞继保微机保护，主二为RCS902CDFF，辅助保护为RCS925AMM，使用复用光纤通道；开关保护为PSL-632。
7.500kV山花甲乙线输电线路导线型号4×JL/LB20A-400/35，全线路长度132千米。
二、启动调试范围：1.500kV山花甲、乙线两侧开关及其附属设备。
2.花都站500kV第八串5082、5083开关，第九串5092、5093开关相关的一二次设备及监控系统、通信系统。
3.贤令山站500kV#1M、#2M母线、第三串5033开关，第五串5051、5053开关，第六串5061、5063开关相关的一二次设备及监控系统、通信系统。
4.贤令山站#2主变、35kV#2M母线设备及电抗器、站用电设备，以及相关的一二次设备、监控系统。
三、计划启动日期本次整套启动试验日期具体以南网总调批复的启动投运时间为准。
四、启动的组织机构启动过程中组织机构关系及职责分工如下：1.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。
2.启动调试总指挥：根据启委会的授权，由启动试运指挥组组长或副组长担任，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。
3.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：由启动试运指挥组中具有调度或运行操作经验的成员担任，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，协助启动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：由启动试运指挥组下设系统调试组组长担任，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，向启动调试总指挥汇报调试、试验的有关情况。
6.运行值长：在启动操作指挥的指挥下，负责启动过程中本厂（站）的运行与操作的组织、指挥，及时向启动操作指挥汇报本厂设备运行与操作有关情况。
7.各调试小组组长：在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、试验工作，落实有关调试、试验的安全措施，向调试试验指挥汇报本小组调试、试验有关情况。
本次启动现场启动调试总指挥：××，联系电话：……。
五、启动必备条件启动试验前500kV山花甲乙线线路、500kV贤令山站、500kV花都站满足《中国南方电网电力调度管理规程》中条目“14.1.3”的规定，并且，满足以下各项工作要求：1.输电线路两侧经过一次核相工作，其相序正确。
2.所有待投运设备的主变分接头、CT变比、同期装置、保护定值按定值通知单要求整定完毕，压板投退符合投运要求，保护完成了整组传动试验。
六、启动试验项目1．花都站用500kV1M母线对第八串5082开关及山花甲线线路充电。
2．贤令山站用5061、5063开关对500kV 1M、2M母线充电，并进行核相。
3．贤令山站用5051开关对山花乙线充电及花都站山花乙线开关间隔充电。
4．花都站砚花乙线分别与山花甲线、山花乙线核相。
5．花都站用500kV1M母线对第九串5092开关及山花乙线线路充电。
6．贤令山站用5051开关对山花乙线充电。
7．花都站砚花乙线分别与山花甲线、山花乙线核相。
8．贤令站用5033开关对#2主变、35kV2M母线设备充电及带负荷测试。
9．贤令山站500kV山花甲乙线带#2主变负荷运行，贤令山站对500kV断路器保护、线路保护、母线保护带负荷和极性检验。
10．花都站500kV山花甲乙线对线路保护、母差保护等带负荷和极性检验。
七、启动前有关变电站运行方式（一）花都站：1.500kV山花甲乙线线路在冷备用状态，线路高抗在接入状态，5083DK1刀闸、5093DK1刀闸在合闸位置，5083DK17地刀、5093DK17地刀在分闸位置。
2.500kV第八串5082、5083开关在冷备用状态、第九串5092、5093开关在冷备用状态。
3.500kV第一串50111、50122刀闸在断开位置，作为本次不参与启动的#2主变与带电系统间的隔离点，必须保持有足够的安全距离，同时做好防止上述刀闸误合的措施。
4.500kV#1、2M母线、500kV第一、二、三、六、七串开关在正常运行状态，500kV曲花甲乙线、北花甲乙线、花博甲乙线、砚花甲乙线在正常运行状态。
5.待启动范围内所有地刀已拉开、所有临时接地措施已拆除。
启动前花都站值班员应确认上述设备在规定状态。
（二）贤令山站：6.500kV山花甲、乙线线路在冷备用状态。
7.500kV第五串5051、5053开关在冷备用状态、第六串5061、5063开关在冷备用状态。
8.＃2主变本体及三侧设备均在冷备用状态。
9.500kV#1、2M母线在冷备用状态。
10.500kV第二串50211、50232刀闸在断开位置，500kV第三串50311、50322刀闸在断开位置，作为本次不参与启动部分与带电系统间的隔离点，必须保持有足够的安全距离，同时做好防止上述刀闸误合的措施。
11.由于本次#2变中及220kV母线设备暂不启动，故要求现场确认#2变中2202开关、22021、22022、22024刀闸在分闸位置，并保持有足够的安全距离，同时做好防止上述刀闸误合的措施。
12.待启动范围内所有地刀已拉开、所有临时接地措施已拆除。
启动前贤令山站值班员应确认上述设备在规定位置。
八、继电保护临时措施在所有待启动范围内所有控制、保护、故障录波装置、保护故障信息系统已按南网总调下发的正式定值单整定完毕，正常投入的基础上，执行以下保护临时措施：（一）、花都站1.投入第七串5071开关保护相过流Ⅰ、Ⅱ段，并将过流Ⅰ段定值改为1A/0.05s，过流Ⅱ段定值改为0.5A/0.1s；2.投入第八串5082、5083开关、第九串5092、5093开关保护相过流Ⅰ、Ⅱ段，并将过流Ⅰ段定值改为1A/0.05s，过流Ⅱ段定值改为0.5A/0.1s；3.将500kV山花甲线、山花乙线主一保护、主二保护的接地距离Ⅱ段、相间距离Ⅱ段、零序II段延时改为0.1秒，主一保护零序II段方向取消（区外故障线路保护可能动作跳闸）。
4.退出5082、5083、5092、5093开关重合闸。
5.将5032开关重合闸改为“单重先合”，5031、5033开关重合闸改为“单重后合”。
6.控制5071、5082、5083、5092、5093开关潮流不超过1600MW。
（二）、贤令山站1.投入500kV第三串5033、第五串5051、5053、第六串5061、5063开关保护RCS-921A的充电保护，并将过流Ⅰ段定值改为1A/0.05s，过流Ⅱ段定值改为0.5A/0.1s；2.将500kV山花甲线、山花乙线主一保护、主二保护的接地距离Ⅱ段、相间距离Ⅱ段、零序II段延时改为0.1秒，主一保护零序II段方向取消（区外故障线路保护可能动作跳闸），主二保护投入弱馈。
3.退出5051、5053、5061、5063开关重合闸。
4.按继保定值单要求投入＃2主变所有保护，退出所有零序保护及过流保护方向；34.5千伏过流保护切变低开关时间改为0.2秒，220千伏侧相过流定值由1.3A、0.5秒；500kV侧阻抗保护和接地阻抗保护Ⅱ段时间定值改为0.3秒，投入主变故障录波器。