110kV变电站3主变压器启动送电方案
110千伏xx变启动方案(1)汇编
附件商务110千伏变电站启动方案注：商务变投产时，西子变西商1D01线均需加装临时过流保护。
一、预定投产日期商务变投运：2014年2月27日二、投产设备范围（一）、商务变投运范围1.220kV西子变：（1）110kV西商1D01开关间隔（新开关已冲击、新保护）。
2.220kV暨阳变：（1）110kV阳商1006开关间隔（老开关、老保护）。
3.110kV线路：（1）阳商1006线：暨阳变至商务变（2）西商1D01线：西子变至商务变4.110kV商务变：（1）#1、2主变110kV变压器闸刀、＃1主变10kV开关间隔、＃2主变10kV独立触头、＃2主变10kVⅡ段母线开关间隔、＃2主变10kVⅢ段母线开关间隔，#1、2主变：SZ11–50000/110，有载调压，[110（1 8×1.25%）/10.5]kV。
（2）110kV阳商1006、西商1D01开关间隔、110kV桥开关间隔。
（3）110kVⅠ、Ⅱ段母线，Ⅰ、Ⅱ段母线压变；10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母线，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线压变；10kV#1母分开关间隔、10kV#1母分独立触头、10kV#2母分独立触头。
（4）10kV并容D502、并容D503、并容D518、并容D524开关间隔及电容器组（4×1000kVar）；商卓D501、和泰D504、商广D505、家湖D506、华织D509、江山D510、全宅D513、商联D514、仁爱D515、商川D516、迎宾D517、百花D519、兴都D521、唐山D523、健民D525、官路D526开关间隔及线路，备用D508、备用D511、备用D512、备用D520开关间隔；消弧D507、消弧D522开关间隔及消弧线圈。
（5）全所综合自动化装置、继电保护、直流及通讯系统。
就地VQC安装调试末结束，据12月6日协调会精神至年底完成。
三、投产前应完成的准备工作：（一）、模拟图板、现场运行规程、典型操作票、设备命名标示、通讯设备调通等运行工作准备就绪。
110／10kV总降压站启动投运方案
110/10kV总降压站启动投运方案1､概述金久水泥有限责任公司110kV金久变原安装一台40000kVA主变压器,自2009年12月投运以来,系统运行负荷在29000MW左右,系统自备余热发电机组一台,平均发电功率7500kW,逐渐凸显出变压器基本容量费用高,变压器损耗高,导致整条水泥生产线不能经济运行｡经过核查计算,现将该变压器更换为成都双星变压器有限公司生产的31500kVA 变压器,经过安装调试,各项试验合格,符合投运条件, 110/10kV总降压站将带电运行｡一次接图见附页｡2､启动项目2.1､110kV线路PT及避雷器､隔离开关｡2.2､主变压器､110kV开关､隔离开关及其中性点附属设备｡2.3､总降10kV系统柜内成套设备系统,消弧及PT柜,站用变压器｡3､启动时间:2012年2月 28 日4､启动条件全部安装､调试工作结束,施工过程中所做安全措施已全部拆除,现场已清理干净,人员全部撤离现场,符合启动投运条件;4.1､110kV线路金久侧110kV线路金久侧PT及避雷器､开关､隔离开关､接地隔离开关等设备所有项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误｡开关､隔离开关､接地隔离开关传动正常｡GIS各气室SF6气体压力正常｡110kV线路保护装置已按保护定值书调试正常｡4.2､110kV主变压器110kV主变压器及其中性点附属设备所有项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误,相应的二次设备检查试验相关参数合格｡110kV主变压器所有保护装置已按保护定值书调试正常｡4.3､总降10kV系统总降10kV系统柜内成套设备系统､开关,所有应试验项目试验全部合格,检查确认一､二次接线正确无误,相应的二次设备检查试验相关参数合格｡所有开关传动正常｡柜上所有保护装置已按保护定值书调试正常｡5 启动投运操作步骤5.1 110kV线路金久侧(PT､开关)充电(根据地调要求线路充电次数及重合闸投切方式)5.1.1､逐条检查第“4”条所列启动条件全部满足要求｡5.1.2､检查110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)电流､电压端子､空气开关接触良好｡5.1.3､测量110kV线路PT､110kV主变压器绝缘合格｡5.1.4､合上金久变高压侧开关间隔开关状态指示仪电源小开关,检查开关､隔离开关及接地隔离开关位置显示与设备实际状态相符｡5.1.5､检查1084､1083､1081刀闸三相断开｡5.1.6､检查10849､1089､10839､10819､1119接地刀闸三相断开｡5.1.7､合上隔离/接地开关电机电源､合上隔离/接地开关控制电源小开关｡5.1.8､合上110kV线路金久侧1084 刀闸｡5.1.9､合上110kV线路金久侧1083刀闸｡5.1.10､合上主变高压侧108开关,对110kV线路金久侧(PT､开关)充电正常｡5.1.11､分别在110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)110kVPT电压端子上测量二次电压正常;测量110kV线路ABC三相相序正确､幅值正常｡5.1.12､在110kV总降站后台机DCS界面上检查110kV线路电压显示正确｡5.1.13､断开主变高压侧108开关｡5.2 金久变充电5.2.1､检查总降站10kV系统所有间隔开关均在试验位置｡5.2.2､检查金久变所有油路阀门已处在打开连通状态｡5.2.3､合上金久变110kV侧中性点接地刀闸1110｡5.2.4､检查金久变高压侧108开关确在分闸状态｡5.2.5､合上110kV 扎泥线开关母线侧1081刀闸｡5.2.6､检查110kV 扎泥线开关线路侧1083刀闸确已合上｡5.2.7､合上110kV 扎泥线108开关对主变充电15分钟(第一次)｡5.2.8､检查金久变保护装置正常,金久变本体各部件及声音正常｡5.2.9､断开金久变高压侧108开关｡5.2.10､合上金久变高压侧108开关对主变充电10分钟(第二次)｡5.2.11､检查金久变充电正常｡5.2.12､断开金久变高压侧108开关｡5.2.13､合上108开关对金久变充电5分钟(第三次)｡5.2.14､检查110kV金久变保护及相关二次回路正常｡5.2.15､检查金久变充电正常(金久变保持带电运行状态)｡5.3 总降10kV开关柜充电5.3.1､逐项检查第“4.3”条所列启动条件全部满足要求｡5.3.2､检查总降站10kV开关柜所有出线间隔开关､隔离刀闸均在试验位置｡5.3.3､检查主变低压侧开关011在试验位置5.3.4､给上金久变低压侧开关011二次线插头,检查接触良好｡5.3.5､给上金久变低压侧开关011合闸电源保险,检查保险良好｡5.3.6､合上金久变低压侧011开关控制电源保险,检查主变低压侧开关分闸指示与状态显示仪相符｡5.3.7､在试验位置合上011开关,查合闸正常｡5.3.8､断开金久变低压侧011开关｡5.3.9､取下金久变低压侧011开关合闸电源保险｡5.3.10､将金久变低压侧011开关摇至工作位置｡5.3.11､给上金久变低压侧011开关合闸电源保险｡5.3.12､合上金久变低压侧1001开关对10kV母线充电｡5.3.13､检查金久变低压侧10kV母线充电正常｡5.3.14､合上10kV母线消谐装置及PT一次电源刀闸｡5.3.15､合上10kV母线PT二次交流小开关｡5.3.16､分别将10kV开关柜所有出线开关摇到工作位置并给上控制/合闸电源,合上所有出线开关对柜内CT､过压保护器､站用变､接地刀闸､传感绝缘件等设备充电,检查正常｡5.3.17､给上10kV母线PT控制电源保险;5.3.18､在电度表屏柜内10k V电压端子上测量PT二次电压正常;测量10kV母线ABC 三相相序正确､幅值正常;测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正确｡5.3.19､分别在110kV线路保护测控柜(2P)､主变保护测控柜(3P)､110kV线路/主变电度表柜(4P)10kVPT电压端子上测量二次电压正常;测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正确｡总降10kV开关柜充完毕保持充电运行状态｡5.4逐步恢复各10kV及380V系统运行6､组织措施6.1､成立110/10kV总降站启动投运指挥组总指挥长:姜彬指挥组成员:李香成李才智杨帆陈逊兰天军6.2､指挥组职责:6.2.1､负责组织110kV总降站启动投运方案的编写､审核以及批准执行6.2.2､负责指挥110kV总降站及相关设备带电的安全､可靠､有序进行,协调解决带电过程中出现的问题｡6.2.3､解决带电过程中的技术问题,审核相关技术资料､方案､试验报告｡6.2.4 ､对带电过程进行安全监护,制止不安全行为,并责令其改进｡6.2.5､指挥协调配带电操作人员作好所属设备的检查工作,督促参与人员积极配合110kV总降站及相关设备完成带电任务｡6.2.6､负责检查110kV总降站及相关一次设备的装配质量,及时消除带电过程中出现的问题｡6.2.7､负责设备控制､保护回路检查,及时处理带电过程中出现的二次设备问题｡6.2.8､提供母线带电前的相关试验报告,对母线､变压器带电过程中出现的一次设备问题进行试验,查找原因,交施工方处理｡6.2.9､检查所写操作票正确性,督促操作人员规范操作,确保方案顺利进行｡6.2.10､负责按带电方案的要求对110kV总降站及相关设备进行操作｡7､安全措施7.1､严格执行操作票制度及操作监护制度7.2､所有操作在指挥长的指挥下进行7.3､全部工作结束,施工过程中所做安全措施已全部拆除,现场已清理干净,无妨碍操作杂物,施工人员全部撤离现场｡7.4､总降站主变及电容电抗器安全围栏已围好,在安全围栏上挂上“禁止跨越”的标示牌｡。
110kV大岭山站#2、#3主变及10kV设备启动方案
110千伏大岭山站综合改造工程#2、#3主变及全站10千伏设备启动方案（东莞供电局签证页）批准：专业审核：专业审核：编写：陈炽球东莞市输变电工程公司2013年4月大岭山站#2、#3主变及全站10千伏设备启动前一二次设备变动情况确认表110千伏线路变动情况确认表线路线路参数是否变动：（是/否）是确认人签名：陈炽球110kV和岭乙线A型构架处新敷设3×110米110千伏电缆接入#3主变间隔（电缆型号：FY-YJLW03-Z 1×1000 mm2）；110kV和岭乙贰线A型构架处新敷设3×130米110千伏电缆接入#2主变间隔（电缆型号：FY-YJLW03-Z 1×400 mm2）；220kV和美站（变电站）一二次设备变动情况确认表一次设备1、一次设备是否变动或新增：（是/否）否确认人签名：陈炽球2、CT变动情况2.1 CT是否更换：（是/否）否确认人签名：陈炽球2.2 CT变比是否改变：（是/否）否确认人签名：陈炽球保护回路1、保护二次回路是否有变动：（是/否）否确认人签名：陈炽球2、保护装置和保护通道类型是否有变化：（是/否）否确认人签名：陈炽球安自回路1、是否有新元件接入安自装置：（是/否）否确认人签名：陈炽球2、安自装置的CT回路是否变动：（是/否）否确认人签名：陈炽球3、是否影响安自装置功能：（是/否）否确认人签名：陈炽球110千伏大岭山站（变电站、电厂）一二次设备变动情况确认表一次设备1、一次设备应变动或新增：（是/否）是确认人签名：陈炽球新增110千伏 GIS设备间隔3组；主变中性点设备3台；10千伏电容器组6组；站用变2台；接地变3台； 10千伏电容器开关柜6面、10千伏站用变开关柜2面、10千伏接地变开关柜3面、10千伏馈线开关柜42面、PT柜4面及10千伏分段开关柜2面。
2、CT变动情况2.1 CT是否更换：（是/否）是确认人签名：陈炽球大岭山站： #2主变本体为原大岭山站#3主变，其他均为新设备。
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变电站厂区供配电方案
110kv变电站厂区供配电方案1、工程概述目前我公司新建110kv变电站已经开工建设，根据湘潭电业局对新建110kv 变电站工程的供电方案要求，即江滨110kv变电站送电运行之前，必须将原10kv 供电线路断开，江滨只能有一趟外线供电。
到时，公司车间变压器将全部切换到由江滨110kv变电站配供电，为了保障公司用电正常，需要对公司的10kv供电线路进行线路改造。
2、公司供电线路布局现状公司现有车间变压器17台，是101变、201变、201中频1#变、209变、209中频1#变、209中频2#变、209中频3#变、空压1#变、空压2#变、锻造变、205（热处理）变、206（表面）变、所变、老区变、机油泵变、203（镶圈）变，分别由308线、314线、316线、318线四条10kv线路及320高压配电柜供电。
其中：308线供电范围：老区变、机油泵变、203（镶圈）变三台变压器314线供电范围：201变、209变二台变压器316线供电范围：206（表面）变、209中频1#变、209中频2#变、209中频3#变、空压1#变、空压2#变、锻造变七台变压器318线供电范围：101变、205（热处理）变、201中频1#变三台变压器320屏供电范围：所变3、线路改造方案按湖南聚源电力勘测设计有限公司设计（江滨110kv输变电新建工程）的图纸，本期10kV出线20回路，完全可以满足我公司一台变压器一个回路控制的要求，同时新上110千伏变电站站址位于厂区209工房北侧，处于公司的负荷中心位置，据此，制定了以下线路改造方案：线路改造方案根据湖南聚源电力勘测设计有限公司的设计要求，按照一屏一变压器的原则。
1）、从新建110千伏变电站10kV高压配电室出一趟电缆顺着209、201工房东面绿化带敷设至316-9杆，再在316-2杆处下一根电缆敷设至308-1杆处上杆，利用现有的10kv高压316线、308线架空线路，给老区变、机油泵变、镶圈变供电。
110KV系统受送电专项施工方案
XX装置工程110kV系统受送电施工专项方案XX公司XX年XX月XX日目录一、概述 (1)二、编制依据 (1)三、110KV系统主接线图及命名 (1)四、受送电施工组织 (4)五、受送电施工前准备 (4)六、受送电施工工艺 (7)七、HSE管理 (12)一、概述新建XX装置区域变电站有110KV主变压器2台、GIS配电间隔5台。
变电站110KV系统正常负荷为两回路进线（Ⅰ段和Ⅱ段），经GIS配电间隔给110KV变压器XXTRHM01、XXTRHM02送电，进线由8460厂区至化工园区管廊单元负责。
正常情况下单母线分段运行，当某一段电源发生故障时，通过母联备自投由另一段母线带全部负荷。
编制此方案目的：明确110KV系统受送电的基本程序和要求，保证110KV系统受送电安全顺利的进行。
该方案适用范围：XX装置区域变电站 110KV系统受送电。
二、编制依据2.1设计图纸、设计交底，GIS配电间隔、变压器随机图纸资料。
2.2本方案执行标准：《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GB50147-2010；《电气装置安装工程电力变压器、电抗器、互感器施工及验收规范》GB50148-2010；《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50168-2006；《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50149-2010；《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-2006；《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171-2012；《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006；《石油化工施工安全技术规程》SH3505－1999；《爆炸性气体环境用电气设备》GB3836-2000；《石油化工工程建设交工技术文件规定》SH3503-2007。
三、110KV系统主接线图及命名3.1 110KV系统主接线图图1 110KV系统主接线图3.2 110KV系统设备编号及命名3.2.1 110KV输电线路命名3.2.1.1 220kV总变电站119开关至XX装置区域变电站XXSGG01-E02开关间隔的输电线路命名为：110KV接收Ⅰ线。
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。
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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
电网电力调度控制中心，供电局
送达：地调调度台、110kV滨海站、宏闽工程监理、祥和集团电气安装
目录
一、工程概况 (1)
二、启动围 (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GIS布置方式。
3、保护设备采用南瑞继保工程技术产品，主要保护设备。
二、启动围
(一)启动围
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，负责启动期间启动围设备的事故处理，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围设备的操作，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围设备的异常与事故。
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滨海变电站启动围场地平整、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。