升压站送电方案
升压站反送电安全监理实施细则
升压站反送电安全监理实施细则一、工程概况与监理范围本工程为升压站反送电工程，主要涉及到升压站电气设备安装、调试及反送电操作。
监理范围包括但不限于设备验收、施工过程质量控制、安全管理等方面，旨在确保升压站反送电工程安全、有序进行。
二、监理依据与原则本工程监理工作依据《建设工程质量管理条例》、《建设工程安全生产管理条例》等相关法律法规，以及工程合同、设计文件、施工图纸等技术文件。
监理工作遵循“安全第一、预防为主、综合治理”的原则，确保工程质量与安全。
三、施工单位资质审查监理单位应对施工单位进行资质审查，确保施工单位具备相应的施工资质和经验，符合国家和地方有关规定。
审查内容包括但不限于施工单位的营业执照、资质证书、安全生产许可证等。
四、质量目标与保证措施本工程的质量目标是确保升压站反送电工程符合国家及行业标准，确保电气设备安全稳定运行。
为实现这一目标，监理单位应制定并监督实施质量保证措施，包括但不限于设备验收标准、施工工艺要求、质量检测手段等。
五、施工图纸会检流程施工图纸是施工的重要依据，监理单位应组织施工图纸的会检工作。
会检流程包括收集施工图纸、组织专业人员会审、形成会检记录、对会检中发现的问题及时整改等。
六、施工方案与进度审核监理单位应对施工单位提交的施工方案进行审核，确保施工方案合理可行，符合设计要求。
同时，监理单位应对施工进度进行监控，确保工程按计划有序进行。
七、原材料见证取样复验对于工程使用的关键原材料，监理单位应见证取样并进行复验。
复验内容包括但不限于材料的规格、性能、质量等。
确保使用的原材料符合设计要求，保证工程质量。
八、质量控制与监督监理单位应对施工过程进行质量控制与监督，确保施工质量符合设计要求。
控制与监督内容包括对施工工艺、施工质量、施工安全等方面进行全面监督，及时发现和纠正问题。
九、安全管理与风险预控监理单位应加强对施工现场的安全管理，确保施工过程中的安全。
同时，监理单位应对可能存在的风险进行预控，制定相应的风险控制措施和应急预案，减少施工过程中可能发生的安全事故。
升压站启动方案讲解
崇明固体废弃物处置综合利用中心35KV升压站受电启动方案编制：复核：审核：批准：编制单位：上海东捷建设（集团）有限公司南汇分公司二零一五年十二月一、概述崇明固体废弃物处置综合利用中心工程选址位于崇明岛中北部滩涂，堡镇港北闸附近，沥青搅拌场东侧、长江1、2#大堤内的U型河道之间的区域，行政区划属于港沿镇垦区。
35kV电源引自220kV目华站35kV母线，变电所内设置35kV/10kV变压器1台，容量为12500kVA。
变压器低压侧10kV联接发电机出口端和I 段分支、II段分支母线，10kV系统采用不接地系统方式，发电机容量为9000kW（不在本次受电范围内）。
I段分支母线带1＃锅炉变(1AR1)、低压备用变(1AR2)，容量均为2000kVA；分支母线TV柜(1AR4)含过电压抑制功能。
II段分支母线带2＃锅炉变(2AR3)、低压公用变(2AR4)，容量均为2000kVA；母线TV柜(2AR2)含过电压抑制功能。
二、编制依据本受电启动方案编写是以设计提供的施工图纸和国家的有关标准、规范、安全法规等为依据进行编写的。
1、崇明固体废弃物处置综合利用中心工程技术有限公司设计院设计的变电所施工图纸和系统图。
2、有关规程及交接验收规范:《电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》 GBJ147-90《电气装置安装工程低压电气施工及验收规范》 GB50254-96《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002《电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB50257-96《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《电气装置安装工程电气设备交接验收标准》 GB50150-913、变电所电气设备制造图纸。
4、设备厂家所附带的技术文件资料。
5、有关的电气试验，运行安全操作规程。
220KV升压站投运方案
220KV升压站投运方案一、编制目的为了加强XXXXXXXXX风电场220KV升压站工程的调试工作管理，确保此次变电站投运工作的任务和各方职责，规范程序，使220KV升压站投运工作有组织、有计划、有秩序地进行，确保启动工作安全、可靠、顺利的完成，特制定本方案。
二、编制依据1.1 《电气装置安装工程电力设备交接试验标准GB50150》1.2 《变电站施工质量检验及评定标准》（电气专业篇）1.3《电气装置安装工程质量检验及评定规程》1.4 《电力建设安全工作规程（变电所部分）》1.5 XXX集团公司《电力安全作业规程》（电气部分试行本）XXX安【2007】342号1.6 辽宁院设计施工蓝图及设计变更通知单1.7 设备生产厂家提供的设备技术参数及出厂试验报告、设备使用说明书1.8 国网公司《继电保护18项反措》1.9 网调、地调有关上网强制性文件三、工程概况XXXXXXXXX风电场工程位于辽宁省XXX市XXX瓦子峪乡内，风电场总装机规模为100MW,将建设一座220kV升压变电站，经一回220kV线路电力系统连接。
XXX风电场及白石砬沟风电场装机容量各为49.5MW，各安装30台1650kW风力发电机组，风力发电机出口电压为690V，经35/0.69kV箱式变压器升压至35kV，30台风机分成4组，每组风机出线组成一个联合单元，联合后由35kV架空电缆混合线路输送至风电场220kV升压变电站的35kV侧。
风电场发出的电能通过220/35kV主变升压后，经1回220kV架空线路送至220kV 系统电网。
本工程位于东北丘陵地带，该地属Ⅲ级污秽地区。
本期工程为XXX风电场工程，采用的1.65MW风力发电机组出口电压为690V，经35/0.69kV箱式变压器升压至35kV。
30台风机分成4组，每组风机出线组成一个联合单元经集电线路送至升压变电站。
场内集电线路采用35kV架空线路为主，箱变至35kV架空线、架空输电线路进220kV升压变电站部分采用35kV 电缆线路。
220KV升压站受电措施
220KV升压站受电措施1．系统概况1.1 受电目的通过220KV升压站受电，检验线路、开关、母线等受电范围内一、二次设备的正确性。
并且为高、低压厂用电受电做好准备工作1.2 220kV升压站，220kV电气主接线采用双母线，不设旁路母线。
220kV升压站采用户外配电装置。
本次受电的电源来自220kV线路厂固Ⅰ，经220kV线路开关送至220kV母线。
2．编写本措施主要依据2.2 施工图的修改通知单2.3 制造厂的说明书及图纸资料2.4 《电气设备交接试验标准》（1992年版）2.5 《火电工程启动调试工作规定》2.6 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.7 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》2.8 《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）2.9 《电业安全工作规程》（发电厂和变电所部分）2.10 《火电机组达标考核标准》（2001年版）3．受电范围220kV母线（Ⅰ段、Ⅱ段）、220kV厂固（Ⅰ）开关、母联开关及附属设备。
4．主要设备概况4.1 220kV断路器型号：3AQ1 EG（EE）型SF6断路器额定电压：220kV额定电流：3150A额定开断电流：50kA额定频率：50Hz4.2 220kV隔离开关额定电压：220kV额定电流：2500A额定频率：50Hz4.3 220kV电流互感器额定电压：220kV额定频率：50Hz额定变比：2×1250/1A额定负载：50VA4.4 220kV电压互感器额定电压：220kV额定频率：50Hz额定变比：220/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1额定负载：150VA4.5 母线保护型号：BP-2B、RCS-915A/B、LEP-923C4.6 厂固（Ⅰ）线路保护型号：CSL101B-S、LFP-931A、CZX-12A5．受电前应具备的条件5.1 场地环境应具备的条件5.1.1 受电范围内的所有建筑项目完成，并经质检部门验收合格。
XX风电场220KV升压站受电方案
XX风电场220KV升压站受电方案批准：审核：编制：220KV升压站受电方案一编制目的杜绝发生任何人身及设备伤害事故，确保新设备一次投运成功并稳定运行。
本方案须经施工单位总工程师及业主、监理单位三方会审批准后方可执行。
二编制依据2.1 《电气装置安装工程电力设备交接试验标准GB50150》2.2 《变电站施工质量检验及评定标准》（电气专业篇）2.3 《电气装置安装工程质量检验及评定规程》2.4 《电力建设安全工作规程（变电所部分）》2.5 《电力安全作业规程》（电气部分试行本）2.6 XX勘测设计研究院设计施工蓝图及设计变更通知单2.7 设备生产厂家提供的设备技术参数及出厂试验报告、设备使用说明书2.8 国网公司《继电保护18项反措》2.9 网调、地调有关上网强制性文件三工程概况工程简述：由XX风力发电有限公司投资建设的XX风电场风电场位于XX省XX县境内，设计安装XX1.5MW风力发电机组XX台，XX1.5MW风力发电机组XX台，共计132台，总装机容量XXMW。
新建220KV升压站一座，站内安装两台100MV A主变压器、220KVGIS组合电器四个间隔、26面35KV开关柜、2套SVG 设备、2台站用变、2台接地变及相关的控制保护设备。
XX风力发电机组出口电压为690V，经35/0.69KV箱式变压器升压后由35KV铠装地埋电缆引入升压站；XX风力发电机组出口电压为620V，经35/0.62KV箱式变压器升压后由35KV铠装地埋电缆引入升压站，风电电能送至35kV开关柜后由220kV主变升压至220KV经XX线送至XX变220KV母线侧。
本工程站内所有电气设备安装、调试工作均由XX 电力建设第一工程公司承担。
本次受电范围包括XX风电场升压站220KVXX线GIS 间隔、220KVGIS 母线、220KV 母线PT 间隔、220KV1号主变GIS 间隔、220KV2号主变GIS 间隔、1号主变、2号主变、35KV 母线I 段、II 段及其母线电压互感器、1号站用变、2号站用变、1号接地变、2号接地变、1号无功补偿装置、2号无功补偿装置及其相关保护控制设备。
升压站倒送电试验方案
公司2×600MW机组升压站倒送电试验方案1 项目来源该项目按照调试合同要求提出。
2 调试目的对500kVB厂升压站I母、II母的相序进行核对，检查B厂升压站相序是否正确。
3 调试原理（构成）或系统简介3.1试验原理（构成）以A厂为电源，向B厂升压站A、B、C三相分别充电1次，同时在B厂升压站50211、50232刀闸处用500kV验电器进行核相。
3.2系统简介B厂500kV升压站工程包括：2台主变，1台启备变，3个完整串，原鲤曲线π进B厂升压站，本次拟以A电厂#1机组为500kV系统调试电源，向新建B厂供电，其系统接线图如图1所示：4 技术标准和规程规范4.1《DL/T 602－1996架空绝缘配电线路施工及验收规程》4.2《GB 50150－91电气设备交接试验标准》5 调试条件5.1 鲤鱼江B厂升压站基建安装施工完毕，且验收合格；5.2 #1启备变可投入使用；5.3 调试前鲤鱼江B厂升压站500kV系统所有开关、隔离开关、接地刀闸均处于分闸状态；5.4 试验时接线和操作必须在试验负责人的统一指挥下工作。
5.5 试验应在无雷雨天气下进行。
图1 升压站倒送电系统接线点6 调试方法、步骤、流程6.1 检查并确认B厂6kV 1A段6102开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.2 检查并确认B厂6kV 公用01段6162开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.3 检查并确认B厂6kV 2A段6202开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.4 检查并确认B厂6kV公用02段6262开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.5 检查并确认B厂6kV 1B段6122开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.6 检查并确认B厂6kV 1C段6142开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.7 检查并确认B厂6kV 2B段6222开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.8 检查并确认B厂6kV 2C段6242开关处于分闸位置，并将小车拖出；6.9 依次检查并确认B厂500kV第一串5011、5012、5013开关处于分闸位置，依次检查并确认B厂500kV第一串50111、50112、50121、50122、50131、50132刀闸处于分闸位置；6.10 依次检查并确认B厂500kV第二串5021、5022、5023开关处于分闸位置，依次检查并确认B厂500kV第二串50211、50212、50221、50222、50231、50232刀闸处于分闸位置；6.11 依次检查并确认B厂500kV第三串5031、5032、5033开关处于分闸位置，依次检查并确认B厂500kV第三串50311、50312、50321、50322、50331、50332刀闸处于分闸位置；6.12 依次检查并确认B厂I、II母5117、5217接地刀闸处于分闸位置；6.13 依次检查并确认B厂500kV第一串501117、501127、501167、501217、501227、501367、501317、501327接地刀闸处于分闸位置；6.14 依次检查并确认B厂500kV第二串502117、502127、502167、502217、502227、502367、502317、502327接地刀闸处于分闸位置；6.15 依次检查并确认B厂500kV第三串503117、503127、503167、503217、503227、503367、503317、503327接地刀闸处于分闸位置；6.16 依次检查并确认B厂#1、#2主变低压侧200117、200217接地刀闸处于分闸位置；6.17 依次检查并确认A厂5002开关处于分闸位置、50026刀闸处于分闸位置；6.18 依次检查并确认A厂500167、5001617、5002617接地刀闸处于分闸位置；6.19 依次合B厂500kV第二串50211、50212、50221、50222、50231、50232刀闸，依次合B厂500kV第二串5021、5022、5023开关；6.20 依次合B厂500kV第三串50331、50332刀闸，合B厂500kV第三串5033开关；6.21 合A厂50016刀闸；6.22 合上鲤鱼江A厂5001开关A相，依次在B厂500kV升压站50211、50232刀闸处用500kV验电器进行一次核相；6.23 A相核相完成后，拉开鲤鱼江A厂5001开关A相；6.24 合上鲤鱼江A厂5001开关B相，依次在B厂500kV升压站50211、50232刀闸处用500kV验电器进行一次核相；6.25 B相核相完成后，拉开鲤鱼江A厂5001开关B相；6.26 合上鲤鱼江A厂5001开关C相，在B厂500kV升压站50211、50232刀闸处用500kV验电器进行一次核相；6.27 拉开鲤鱼江A厂5001开关C相，至此核相完成；6.28 合上鲤鱼江A厂5001开关，至此倒升压站倒送电完成。
110kV升压站受电方案
110kV升压站受电方案第一篇：110kV升压站受电方案项目名称建设单位名称项目名称受电方案编写：审核：批准：施工单位日期项目名称一、编制目的及受电方式项目名称为110kV系统，带有110kV GIS开关及110/35kV主变压器。
经#1主变压器降压至35kV母线。
采用微机型保护装置。
在完成了全部安装、试验工作和分部试运行工作后，为了考核110kV设备的一次系统能否正常投入运行，特编制110kV受电方案。
经外线送至本站110kV进线侧、合上110kV文茭线1113(DS2)隔离开关，合上110kV文茭线1111(DS1)隔离开关，合上110kV文茭线111开关（CB）致使110kV母线带电，并对110kV母线、#1主变及设备进行冲击合闸试验，以检查一次设备的可靠性，二次部分的测量、控制、保护、同期、信号装置及其回路的正确性。
二、编制依据1、2、3、4、5、设计院提供的相关图纸与资料。
设备制造厂提供的图纸、资料。
GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。
DL400-91《继电保护和安全自动装置技术规程》。
风力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。
三、受电范围 1、110kV母线、电压互感器及电流互感器等； 2、110kV#1主变系统；3、#1主变带35kV一段母线、母线压变、#1接地变、#1场用变、#1SVG降压变、#1电容器组及相关的CT和电缆；4、与上述设备相关的所有保护、控制、测量、计量、信号、保护等装置与回路；6、附电气一次主接线图；四、受电前应具备的基本条件1、110kV 电气一、二次设备安装全部结束，电气试验调试结束并合格，受电设备的继电保护，已按有关单位提供的整定单进行整定完毕，经检查验收合格，具备投运条件。
项目名称2、受电范围内土建竣工，做到道路畅通，门窗齐全，通讯、照明条件良好，消防设施完善，经验收合格，具备使用条件。
绝缘、安全用具配备齐全、合格均能使用。
3、受电相关设备现场标志均已正确命名、齐全，符合规范要求。
110KV送出线路工程施工方案
施工方案一、工程概况1、新建单回110KV线路从田家寨110KV升压站—府谷II330KV变电站，组塔37基，线路总长12。
853公里，其中架空线路12。
259公里，电缆线路0.594公里。
2、田家寨110KV升压站站址位于府谷县田家寨镇石窑梁村，本、远期均采用单母线接线，出线1回，采用架空出线，相序由南向北依次为A、B、C。
3、府谷II330KV变电站站址位于府谷县孤山镇，本、远期间隔数量22个。
包括为4个架空间隔，向北出线18个GIS电缆间隔,通过电缆隧道分别向北,向东和向南留有电缆隧道出线。
本工程使用倒换后自东向西第9个间隔，即田家寨间隔。
4、本工程位于榆林市府谷县孤山镇附近,距离城镇较近,沿线有孤武公路、沿线乡村道路、风电场施工道路可以利用,施工运输及运行维护交通较方便。
二、编制说明依据我公司编制的《施工组织设计》和《施工管理建设管理纲要》等相关要求和各项目标，对所属线路在施工前进行详细调查后，组织人力、物力、财力，确定施工方案。
为便于合理组织施工和加强施工管理，对施工过程实行科学的管理手段，确保该线路工程在各项目标实现，特此编制此方案。
三、编制依据1。
《混凝土结构工程施工及验收规范》（GB50204-2002）2.《110kV—500kV架空电力线路施工及验收规范》(GB50233-2005）3。
《混凝土强度检验评定标准》(GB/T50107-2010）4。
《建筑地基基础工程施工质量验收规范》（GB50202—2002）5。
《普通混凝土配合比设计规程》(JGJ55—2000）6.《建筑结构检测技术标准》（GB/T50344-2004）7。
《土方与爆破工程施工及验收规范》8。
《110kV—500kV架空送电线路设计技术规程》(DLT5092-1999）9.《钢结构工程施工质量验收规范》（GB50205-2001）10.《混凝土结构设计规范》（GB50010—2002）11.《高压绝缘子瓷件技术条件》（GB/T772—2005）第1页共42 页12。
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1.概述：本次110kv升压站为一台110KV/10KV的主变与系统联络，110KV母线采用两回路供电，110KV母线分段运行。
10KV 母线为单母一段运行，110KV开关为山东泰开高压开关有限公司生产，10KV开关福州天宇电气股份有限公司生产，保护系统采用南京南瑞继保RCS-9000系列。
2.送电具备的条件
a. 与送电有关的一、二次全部安装完毕并验收合格资料齐全。
b. 与送电有关的设备保护定值核对正确，保护及自动控制部分调试完毕，并做联动试验正常。
c. 各送电范围内设备已做相关试验并符合有关规定和生产要求。
d. 送电范围内的设备及室内清洁无污，各配电室及室外设备道路畅通。
（包括110KV室、主变、10KV室、电容器室、主控室等）
f.各配电室门窗齐备，照明齐全。
g. 送电范围内的设备一、二次设备均有编号，并悬挂警示牌。
3.送电程序
a .分别对110KV恒丰一线，恒丰二线架空线路进行充电。
b.热电升压站110kv I,II母充电。
c.110kv母联备投试验。
d. 高备变冲击试验。
e. 10kv备用段母线充电。
f.高备变进行核相。
3.1用林纸110kv 0155恒丰一线开关对110kv恒丰一线架空线路进行充电三次，每次5min,间隔5min。
3.2用林纸110kv 0156恒丰二线开关对110kv恒丰二线架空线路进行充电三次，每次5min，间隔5min。
3.3用热电升压站9151恒丰一线开关对I母进行充电三次，每次5min,间隔5min。
3.4用热电升压站9152恒丰二线开关对II母进行充电三次，每次5min,间隔5min.
3.5做母联备投试验。
3.6用热电升压站9104高备变高压侧开关对高备变做冲击试验3次，第一次10min,以后每次间隔5min,每次5min。
3.7在高备变低压侧一，二次核相。
3.8用高备变对10kv备用段母线进行充电一次。
4.送电前的检查
a.检查GIS 各个间隔110KV各进出线开关，两侧隔离刀闸，接地刀闸在断开位置，检查SF6气室压力正常，断路器气室压力0.5Mpa及以上，其他气室压力在0.40Mpa及以上。
检查各开关刀闸位置指示与实际相符，送上控制电源开关，控制柜上无报警信号，将远方/就地转换开关打在就地位置，断开控制电源开关。
若有报警则根据报警提示进行检查。
b.在各个进线路充电前检查PT二次无短路，合上PT二次开关。
c.检查高备变顶盖无杂物，无油污,检查高备主变散热器各连接阀门全部打开,
检查高备变本体和有载调压瓦斯继电器连接阀门全部打开，油室内无积聚气体。
d.检查高低压端引线无松动。
完成以上检查无误，将高备变围栏门上锁。
e.检查高备变进线柜开关在试验位置且在分闸状态，二次插头已插好，储能电源已送上，储能良好，无异常报警，送上加热电源和照明。
f.检查备用段段母线PT一次保险导通良好，插好二次插头，将手车推到工作位置。
测量二次无短路，只有一点接地。
送上加热照明开关，PT二次开关。
g.检查110KV线路保护屏电源开关已送上，控制开关已合好，PT二次开关已合好。
h.检查110KV线路保护屏跳闸开关在跳后位置，保护压板在退出位置。
i.检查接线端子接线紧固，模块插头插好。
j. 检查保护定值与定值单符合。
k.检查高备变保护控制电源开关在合位，保护模块电源已合好，PT二次开关已合好。
l.检查保护模块无报警信号，检查接线端子压紧，保护压板投入正确，压接紧固。
m．检查控制转换开关在远控位置。
n. 10KV线路保护检查
n1. 保护控制电源开关在合位，保护模块电源已合好，PT二次开关已合好。
n2. 检查保护模块无报警信号，检查接线端子压紧，保护压板投入正确，压接紧固。
n3.检查控制转换开关在远控位置。
5.送电注意事项
a.架空线路充电时，在线路沿途要有人员检查线路是否有问题。
b.运行人员要时刻关注恒丰三线或者恒丰四线变化。
c.现场必须设有监护人员方可操作设备。
d.送电时两侧变电站必须时刻有人观察设备状况。