110kV变电站_3主变压器启动送电方案
110kV变电站电气主接线及运行方式
110kV变电站电气主接线及运行方式变电站电气主接线是指高压电气设备通过连线组成的接受或者分配电能的电路。
其形式与电力系统整体及变电所的运行可靠性、灵活性和经济性密切相关,并且对电气设备选择、配电装置的布置、继电保护和控制方式的拟定有较大影响。
所以,主接线设计是一个综合性问题,应根据电力系统发展要求,着重分析变电所在系统中所处的地位、性质、规模及电气设备特点等,做出符合实际需要的经济合理的电气主接线。
一变电所主接线基本要求1．1 保证必要的供电可靠性和电能质量。
保证供电可靠性和电能质量是对主接线设计的最基本要求，当系统发生故障时,要求停电范围小,恢复供电快，电压、频率和供电连续可靠是表征电能质量的基本指标,主接线应在各种运行方式下都能满足这方面的要求。
1. 2 具有一定的灵活性和方便性。
主接线应能适应各种运行状态,灵活地进行运行方式切换，能适应一定时期内没有预计到的负荷水平变化，在改变运行方式时操作方便,便于变电所的扩建。
1. 3 具有经济性。
在确保供电可靠、满足电能质量的前提下,应尽量节省建设投资和运行费用,减少用地面积。
1. 4 简化主接线。
配网自动化、变电所无人化是现代电网发展的必然趋势,简化主接线为这一技术的全面实施创造了更为有利的条件。
1. 5 设计标准化。
同类型变电所采用相同的主接线形式,可使主接线规范化、标准化,有利于系统运行和设备检修。
1. 6 具有发展和扩建的可能性。
变电站电气主接线应根据发展的需要具有一定的扩展性。
二变电所主接线基本形式的变化随着电力系统的发展，调度自动化水平的提高及新设备新技术的广泛应用,变电所电气主接线形式亦有了很大变化。
目前常用的主接线形式有:单母线、单母线带旁路母线、单母线分段、单母线分段带旁路、双母线、双母线分段带旁路、一个半断路器接线、桥形接线及线路变压器组接线等。
从形式上看,主接线的发展过程是由简单到复杂,再由复杂到简单的过程。
在当今的技术环境中, 随着新技术、高质量电气产品广泛应用,在某些条件下采用简单主接线方式比复杂主接线方式更可靠、更安全,变电所主接线日趋简化。
110kV龙岭输变电工程启动方案
110千伏龙岭输变电工程启动方案（河源局签署页）批准：审定：专业审核：工程审核：编制：深圳市超鸿达电力建设有限公司二〇一三年七月十九日一、工程概述1、110kV龙岭变电站位于河源市源城区龙岭工业园区内，地形均为丘陵。
本站最终规模为3台50MVA主变压器，无功补偿容量为6组5010kVar，110kV 出线4回，10kV出线36回，3台160kVA站用变，3台630kVA接地变，全站采用综合自动化系统设计。
本期建设规模：2台50MVA主变压器，无功补偿容量4组5010kVar，110kV出线4回，10kV出线24回，2台160kVA 站用变，2台630kVA接地变。
本期110千伏龙岭输变电工程电气设备现已全部安装、调试完毕，110千伏联龙甲线、联龙乙线由原110千伏联埔甲线、联埔乙线解口入110千伏龙岭变电站，110千伏龙岭输变电工程现经验收合格，质监签证，具备受电投运条件。
2、本期建设规模：110千伏龙岭变电站110千伏母线为单母分段接线，2台50MVA主变压器，无功补偿容量4组5010kVar，110kV出线4回，10kV 出线24回，2台160kVA站用变，2台630kVA接地变及智能消弧接地系统2套。
3、220千伏联禾站110千伏联龙甲线和110千伏埔前站110千伏龙埔甲线线路保护装置更换。
110千伏联埔甲线解口进110千伏龙岭变电站，而龙岭站内110千伏联龙甲线保护装置为许继的WXH-183AG型微机光纤纵差保护装置，因此需将220千伏联禾站110千伏联龙甲线和110千伏埔前站110千伏龙埔甲线线路保护装置改为和龙岭站内一致的WXH-183AG型微机光纤纵差保护装置。
现220千伏联禾站内联龙甲线和110千伏埔前站内龙埔甲线的保护更换工作已完成并验收合格，具备投产条件。
4、新建上述设备控制电缆、保护、测量、计量、录波装置及后台监控系统。
5、在本方案中，地调对其调度管辖范围内的一、二次设备在启动过程中的运行方式的安全性与可靠性负责。
110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求
110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求内容预览一、内容提示这一讲主要介绍1G430000电力工程法规及其相关知识的1G432000电力工程施工质量验收规范的相关内容二、重点难点110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求；《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机组篇)的相关内容；《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇)的相关内容。
三、大纲要求掌握110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求；掌握《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机组篇)的相关内容；掌握《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇)的相关内容；熟悉《建筑工程施工质量验收统一标准》的相关内容；四、内容讲解1G432000 电力工程施工质量验收规范的相关内容1G432010 掌握110kV及以上送电工程启动及竣工验收规程的有关规定和要求1G432011 启动验收工作的组织(1)启动验收委员会(2)启动试运指挥组的组成和职责启动试运指挥组的主要职责：组织有关单位编制启动调试大纲、方案，按照启委会审定的启动和系统调试方案负责工程启动、调试工作；对系统调试和试运中的安全、质量、进度全面负责。
启动试运指挥组根据工作需要下设调度组、系统调试组、工程配合组，分别负责调度操作、系统调试测试、提出测试报告、在启动前和启动期间进行工程检查和安全设施装置检查、巡视抢修、现场安全等工作。
启动试运指挥组在工作完成后向启动验收委员会报告，并负责出具调试报告。
(3)工程验收检查组的组成和职责工程验收检查组的主要职责：核查工程质量的预检查报告，组织各专业验收检查，听取各专业验收检查组的验收检查情况汇报，审查验收检查报告，责成有关部门消除缺陷并进行复查和验收；确认工程是否符合设计和验收规范要求，是否具备试运行及系统调试条件，核查工程质量监督部门的监督报告，提出工程质量评价的意见，归口协调并监督工程移交和备品备件、专用工器具、工程资料的移交。
110kv变压器送电方案
110kV变压器送电方案引言110kV变压器是电网输电系统的关键设备之一，负责将高压输电线路输入的电能进行变压、分配以及维持稳定的功率输出。
本文将介绍110kV变压器的送电方案，包括配电网络设计、输电线路的选择、变压器的布置等内容。
1. 配电网络设计为了保证110kV变压器的稳定运行以及电能的可靠供应，需要设计合理的配电网络。
配电网络设计的关键包括变电站的选址、电缆和绝缘子的选择、维护以及保护装置的设置等。
1.1 变电站选址变电站的选址应考虑以下因素：•电源地和负荷地之间的距离•地形与交通条件•周围环境因素对变电站运行的影响1.2 电缆和绝缘子选择在110kV变压器送电方案中，选择高质量的电缆和绝缘子对于输电线路的可靠性至关重要。
应根据电流负荷和电压等级来选择适当的电缆和绝缘子。
1.3 维护和保护装置为了保证变压器的安全运行，需要设置合适的维护和保护装置，包括温度、气体、油位等监测装置以及过载、短路保护装置。
2. 输电线路选择110kV变压器的送电方案需要选择合适的输电线路，以将电能从变压器传输到负荷地。
2.1 输电线路类型常见的输电线路类型包括架空线路和地下电缆线路。
选择合适的输电线路类型需要考虑以下因素：•环境影响•负荷情况•经济性和可靠性2.2 输电线路敷设方式架空线路的敷设方式包括电杆和塔架，地下电缆线路的敷设方式则需要考虑地下管道的敷设情况。
在选择敷设方式时应综合考虑成本、地形和环境等因素。
2.3 输电线路的电缆选择选择合适的电缆对于输电线路的可靠性有重要影响。
应根据电流负荷、环境因素和线路长度等来选择合适的电缆型号。
3. 变压器布置110kV变压器的布置需要考虑以下几个方面：3.1 变压器容量根据负荷需求和供电范围确定变压器的容量。
应合理配置变压器容量，以保证变压器不过载。
3.2 变压器的布局变压器的布局应考虑维护和安全性，同时要满足空间的需求。
3.3 变压器的冷却方式根据变压器的容量和周围环境温度选择合适的冷却方式，常见的冷却方式包括自然风冷却和强迫风冷却。
110kv变压器送电方案
110kv变压器送电方案110kV变压器是电力系统中常见的高压设备，它扮演着电能传输和分配的重要角色。
在送电方案中，针对110kV变压器的选址、设备配置和运行参数等方面都需要进行充分考虑，以确保电网的稳定和安全运行。
本文将针对110kV变压器送电方案进行详细阐述，从选址、设备配置和运行参数三个方面进行分析。
1. 选址方案110kV变压器的选址是送电方案中的首要环节，它直接关系到电网的供电范围和负荷能力。
一般而言，110kV变压器应选址于靠近负荷中心的地区，以减少输电线路的损耗和成本。
同时，选址还需要考虑环境因素，包括气候条件、土壤稳定性、地形地貌等。
在选址过程中，需要进行多方位的勘察和评估，确保选址符合电力系统的要求，并满足相关法规和标准。
2. 设备配置方案110kV变压器的设备配置方案包括变压器的数量、容量和型号等。
首先，需要根据负荷需求和系统规模确定变压器的数量，以满足电网的供电需求。
其次，根据负荷的特点和变电站的要求选择适合的变压器容量，同时考虑到备用容量的设置，以应对突发负荷的情况。
最后，根据转变电压的要求选择适合的变压器型号，确保变电站的运行效率和可靠性。
在设备配置方案中，还需要考虑变压器的防雷、抗干扰等功能，以提高设备的抗灾能力和稳定性。
3. 运行参数方案110kV变压器的运行参数方案包括变压器的额定电压、额定容量和负荷率等。
首先，需要根据系统电压等级确定变压器的额定电压，以确保变压器与电网的匹配性。
其次，根据系统负荷需求和电网规模确定变压器的额定容量，以确保变压器在正常工作范围内。
最后，根据实际负荷情况和变压器的负荷特性设置合理的负荷率，以避免过载和过负荷的情况发生。
在运行参数方案中，还需要考虑变压器的温度、湿度等环境因素，以保证设备的正常运行和寿命。
综上所述，110kV变压器送电方案涉及选址、设备配置和运行参数三个方面。
在制定该方案时，需要充分考虑电力系统的要求和标准，同时结合实际情况进行合理选择。
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。
2、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。
3、二次回路交流耐压实验。
4、绝缘电阻的测定：使用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。
110kv变电站
第一章任务书第一节毕业设计的主要内容本次设计为110kV变电站初步设计，共分为任务书、计算书、说明书三部分，同时还附有12张图纸加以说明。
该变电站有3台主变压器，初期上2台，分为三个电压等级：110kV、35kV、10kV，各个电压等级均采用单母分段的主接线方式供电，本次设计中进行了短路电流计算，主要设备选择及校验（包括断路器、隔离开关、电流互感器、母线等），并同时附带介绍了所用电和直流系统、继电保护和微机监控系统、过压保护、接地、通信等相关方面的知识。
第二节毕业设计应完成的成果说明书：电气主接线，短路电流计算及主要设备的选择，各电压级的配电装臵及保护，微机监控系统等。
计算书：短路电流，主要设备选择（DL、G、CT、母线），变压器差动保护整定计算。
图纸：电气主接线图，电气总平面布臵图，继电保护及综合自动化系统配臵图，间隔断面图，直流系统接线图，所用电系统图，GIS电气布臵图等共12张。
第三节应掌握的知识与技能1、学习和掌握变电站电气部分设计的基本方法。
2、对所设计的变电站的特点，以及它在电力系统中的地位、作用和运行方式等应有清晰的概念。
3、熟悉所选用电气设备的工作原理和性能，及其运行使用中应注意的事项。
4、熟悉所采用的电气主接线图，掌握各种运行方式的倒闸操作程序。
5、培养独立分析和解决问题的工作能力及实际工程设计的基本技能。
第二章说明书第一节概述一、设计依据1、中华人民共和国电力公司发布的《35kV～110kV无人值班变电所设计规程》（征求意见稿）2、110kV清河输变电工程设计委托书。
3、电力工程电气设计手册（电气一次部分）二、设计范围1、所区总平面、交通及长度约20米的进所道路的设计。
2、所内各级电压配电装臵及主变压器的一、二次线及继电保护装臵。
3、系统通信及远动。
4、所内主控制室、各级电压配电装臵和辅助设施。
5、所区内给排水设施及污水排放设施。
6、所区采暖通风设施、消防设施。
7、所区内的规划。
110kV变电站启动方案
广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局签证页）批准：审核：专业审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局输电部签证页）批准：审核：专业审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局变电部签证页）批准：审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局计划建设部签证页）批准：审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（施工队签证页）批准：审核：专业审核：编写：目录一、工程概述 (2)二、计划启动时间 (3)三、调度命名与调度编号 (3)四、设备启动范围及主要设备参数 (3)五、启动前的准备工作 (4)六、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态 (7)七、设备启动操作顺序纲要 (9)八、启动操作步骤 (9)九、附件 (14)110千伏港口输变电工程启动方案一、工程概述1.110kV港口变电站站址位于阳江市江城区平冈镇。
2.本期在220kV漠南站扩建2个110kV出线间隔，在港口站新建容量为40MVA的双绕组有载调压变压器2台，新建10kV出线开关间隔24个，新建电容器4×4000kVar，新建站用变、接地变各两台；110kV母线结构采用单母线分段接线方式，10kV母线结构采用单母线分段接线方式（#2主变10kV侧采用双臂接线方式，2AM与2BM临时跳通，待上#3主变时解开），均设分段开关。
3.新建110kV输电线路2回，同塔双回接入220kV漠南站。
220kV漠南站110kV漠港甲线开关间隔接入原110kV漠平线开关间隔， 110kV漠平线改接新建开关间隔。
4.主变采用中山ABB变压器厂生产的40MVA三相油浸有载调压双卷变压器，110kV开关采用北京ABB公司生产的LTB145D1/B型SF6支柱式断路器，110kV隔离开关采用北京ABB公司生产的水平单断口隔离开关，10kV开关柜采用KYN-48型中置式手车式开关柜，10kV电容采用分散式电容。
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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。
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。