东川德施工区左岸水厂高压电气
设备试验方案
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审核：.
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2014年11月7日
一．概述
220kV变电站工程进行交接试验的高电压电气设备本期有：1号主变压器一台（1×180MVA），其中220kV部分：出线4回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、Ⅱ母线PT间隔等；110kV部分：本期3回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、ⅡPT间隔等；10kV户内包括1号主变进线柜、Ⅰ段母线PT柜、10回馈线柜、2个站用变柜、4组补偿电容器组柜、1个分段柜等；10kV户外1组1号主变出线干式电抗器，本期装设4×8Mvar补偿电容器组。
二、试验依据：
1、试验方案包括了该变电所主要的一次高压电气设备及其所有附件的一般交接试验，一次高压设备的交流耐压试验、变压器局部放电试验等重大试验项目则另写方案。
2、试验依据为XX电网公司企业标准Q/GXD126.01—2009《电力设备交
接和预防性试验规程》（并参考国标《GB1208-1997》），其试验结果应符合XX电网公司企业标准Q/GXD126.01—2009《电力设备交接和预防性试验规程》及该产品技术要求。
3、试验方法按现行国家标准《高电压试验技术》的规定及相应产品技术
要求。
三．试验项目及要求：
1.220kV主变压器
⑴油中溶解气体色谱分析：交接时，110kV以上的变压器，
应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后分别进行一次，
各次无明显差异。
⑵绕组直流电阻：各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%。
⑶绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数：绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次出厂测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％。
⑷绕组连同套管的tgδ：20℃时不大于下列数值：110～220kV （20℃时）不大于0.8％；35kV（20℃时）不大于1.5%且tgδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30％)
⑸电容型套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：主绝缘的绝缘电阻值大于10000MΩ；末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ
⑹电容型套管绝缘及电容型套管末屏对地tgδ与电容量：交接时在室温下tgδ(%)不应大于规程规定及厂家要求；电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别不超出±5％。⑺电容型套管中绝缘油溶解气体色谱分析：不超过规程要求。（厂家要求不能取油样时可以不做）
⑻变压器绝缘油试验，现场进行绝缘油的电气强度试验，标准电极下其击穿电压应大于40kV；注入设备前后的新油：要进行水溶性酸pH值、酸性mgKOH/g、闪点(闭口)℃、水分mg/L、界面张力(25℃)mN/m、tgδ(90℃)%、体积电阻率(90℃)Ω.m、油中含气量(体积分数)%、色谱等项目，取样后送广西中试所进行试验。
⑼绕组连同套管的交流耐压试验，高压绕组按中性点绕组出厂
试验电压值的85%，中压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%,低压绕组按中性点绕组出厂试验电压值的85%，持续时间1分钟，应无异常。
⑽铁芯及夹件绝缘电阻：与以前测试结果相比无显著差别。⑾穿芯螺栓、铁轭夹件、绑扎钢带、铁芯、线圈压环及屏蔽等的绝缘电阻：220kV及以上绝缘电阻一般不低于500MΩ；110kV及以下绝缘电阻一般不低于100MΩ；其它与出厂值和以前测试结果相比应无显著差别，一般不低于10MΩ。
⑿测量绕组连同套管的直流泄漏电流，20℃下不应大于50μA。
⒀绕组所有分接头的电压比：与铭牌数据相比应无明显差别，且应符合变压比的规律；额定分接电压比允许偏差为±0.5%，其它分接的电压比应在变压器阻抗电压值(%)的1/10以内，但偏差不得超过±1%。
⒁校核三相变压器的组别或单相变压器极性：必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标志相一致。
⒂空载电流和空载损耗：与前次试验相比无明显变化。
⒃阻抗电压和负载损耗：与前次试验相比无明显变化。
⒄绕组变形(频率响应)：与初始结果相比，或三相之间结果相比无明显差别，无初始记录时可与同型号同厂家对比。
⒅绕组连同套管的局部放电试验，测量电压在1.5Um/√3-下，时间为30分钟，视在放电量不宜大于100pC。‘
⒆有载分接开关的试验和检查：按DL/T574—95《有载分接开关运行维修导则》执行。
⒇测温装置校验及其二次回路试验：按制造厂的技术要求；
密封良好，指示正确，测温电阻值应和出厂值相符；绝缘电阻
一般不低于1MΩ。
21气体继电器校验及其二次回路试验：1）按制造厂的技术要
求；整定值符合运行规程要求，动作正确；绝缘电阻一般不低
于1MΩ。
22压力释放器校验及其二次回路试验：动作值与铭牌值相差
应在±10%范围内或符合制造厂规定；绝缘电阻一般不低于1M
Ω。
23整体密封检查：在油枕顶部施加0.035MPa压力，试验持续
时间24h无渗漏。
24冷却装置及其二次回路试验：投运后，流向、温升和声响
正常、无渗漏；强油水冷装置的检查和试验按制造厂规定；绝
缘电阻一般不低于1MΩ。
25套管中的电流互感器试验：互感器的变比、伏安特性、极
性及二次绕组的绝缘电阻应符合该产品的技术要求。
26全电压下的空载冲击合闸试验，应进行5次，每次间隔时间
宜为5min，无异常现象。*（试运行时进行）
2.SF6断路器
⑴SF6气体的湿度(20℃体积分数)：断路器灭弧室气室交接
和大修后不大于150，运行中不大于300；其它气室交接和
大修后不大于250，运行中不大于500。
⑵SF6气体泄漏试验：不存在明显漏点；年漏气率不大于1%
或按制造厂要求。
⑶辅助回路和控制回路绝缘电阻：绝缘电阻不低于2MΩ。
⑷耐压试验：交流耐压或操作冲击耐压的试验电压为出厂试
一、简介 降压站的设计规模为：110KV系统3回路进线，3回路出线，主变压器3×75MVA；35KV系统分3段，3回路进线，18回路出线；10KV系统分3段，6回路进线，60回路出线，无功补偿电容系统为3×7500Kvar,该变电所分二期建设，第一期为：110KV系统2回路进线，2回路出线，主变压器为2×75MVA；35KV系统为二段，2回路进线，10回路出线；10KV系统为2段，4回路进线，40回路出线；无功补偿电容系统为2段，2×7500Kvar。 变电所位于厂区新炼钢南侧，其中占地面积3267平方米，其中主建筑面积为2533平方米，分上、下两层，框架防震结构， 主变压器选用股份公司生产的三线圈有载调压、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（G LS），35KV、10KV 设备选用开关有限公司生产的三相交流复合绝缘金属铠装封闭防暴式开关柜。110KV、35KV、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。 110KV、35KV、10KV、主变压器系统的保护均采用公司生产的F35系列继电器、T60变压器管理继电器进行保护，YCPM—2000综合自动控制系统。设计院完成，安装、调试由完成。监理单位公司第一监理部。 二、保护设备 保护设备：F35复馈线管理继电器、T60变压器管理继电器、YCPM—2000，其自动控制系统的主要功能如下： 1、F35是UR系统继电器家族成员之一，是一种集馈线保护和控制于一体的数字继电器，能提供5组带电母线电压馈线的保护和测量，它可作为单独的装置使用，也可作为变电站自动控制系统的一个部件。 保护功能包括：相、中性线和接地过流，相低电压和低周电压，还包
35kV变电站投运方案范文 一、投运范围： 1、 **35kV变电站35kV1M、附属设备及其站用变； 2、 **35kV变电站1号主变及其附属设备； 3、 **35kV变电站10kV1M及其附属设备。 二、投运前应具备的条件： 1、投入运行范围内的设备及各项检测数据具备投运条件； 2、投入运行设备核相正确； 3、投运范围内的继电保护及自动装置校验结果满足投运条件； 4、根据定值通知单正确录入继电保护整定值及投退保护、自动装置； 5、主变分接开关档位在3档（额定档）； 6、办理“新设备投运申请单”并经相关部门批准； 7、所有启动范围内设备均处于冷备用。 三、投运注意事项 1、全面检查所有人员清场。 2、所有爬梯含避雷针应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。 3、所有设备应处于冷备用、全面检查所有地刀确在断开位置，五防锁具安装到位。检查完成后，开关室门窗关好。 4、投运前，检查警铃、喇叭、电脑音响是否开启。
5、在投运前应征得调度值班员的同意并按调度指令执行； 6、启动操作过程中，如果启动投运设备发生异常或事故，应按现场规程处理，同时汇报调度值班员； 7、启动操作过程中，如果系统发生事故，应停止启动操作，待系统事故处理告一段落，经当班调度同意可继续启动操作。 四、核对保护定值： 1、核对35kV新帆线保护定值； 2、核对1号主变保护定值； 3、核对10kV电容器保护定值； 4、核对10kV出线保护定值。 五、投运 1.投入35kV新帆线351断路器所有保护； 2.合上35kV1MPT避雷器318刀闸； 3.35kV**线351由冷备用转运行； 4.检查35kV1MPT二次电压是否正常，相序是否正确定； 5.8B站用变由准备用转运行； 6.检查8B站用变各项运行数据正常； 7.投入1号主变压器所有保护； 8.1号主变压器301断路器由冷备用转热备用； 9.用1号主变压器301断路器对1号主变压器冲击合闸5次（第一次10分钟，第二次5分钟，第三次3分钟，第四次1分钟，第五次合上后不拉开）；
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。
35kV贵台变电站10kV百美线拆分工程线路 投运方案 生产设备部审批： 调度中心审核： 运行单位审核： 施工单位审批： 施工单位审核： 施工单位编写： 钦州市新能电力工程有限公司 2016年01月20日 35kV贵台变电站10kV百美线拆分工程线路 投运方案 为了满足35kV贵台站10kV908百美线供电的需求，解决该片区供电安全可靠性低及后期的新增负荷用电问题，本工程将35kV贵台站原10kV908百美线拆分，需将35kV贵台变电站10kV百美线部分负荷转移。现需将35kV贵台变电站带10kV线路负荷运行。具体方案如下：一、35kV贵台变电站10kV百美线电网供电现状 本方案在《35kV贵台变电站10kV百美线配网工程停电作业方案》施工完成后，各出线的开关、刀闸状态如下： 1、10kV百美线908开关在断开状态，退出重合闸及保护，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块。10kV百美线1号杆百美01刀闸在合闸状态。 2、10kV爱国线903开关在断开状态，退出重合闸及保护，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块。10kV爱国线1号杆爱国01刀闸在合闸状态。 3、10kV百美线与10kV贵台街线新街支4号杆联络令克新街01令克在拉开位置，并悬挂“禁止合闸”警示牌1块 二、35kV贵台变电站10kV线路负荷接入后各线路负荷情况： 1）、35kV贵台变电站10kV908百美线带原10kV百美线23台配变，共1575kVA； 2）、35kV贵台变电站10kV903爱国线带原10kV百美线爱国支8台配变，共280kVA供电。 三、35kV贵台变电站10kV出线开关、刀闸投入顺序 1、10kV百美线： 合上10kV百美线1号杆百美01刀闸，投入10kV百美线908开关保护，合上10kV百美线908开关。 2、10kV爱国线： 合上10kV爱国线1号杆爱国01刀闸，投入10kV爱国线903开关保护，合上10kV爱国线903开关。 四、启动试运行前准备 1、运行单位应准备好操作用品、用具。 2、所有启动试运行线路均按有关施工规程及相关规定要求进行验收，验收合格，并提交验收结果报告，确保线路具备试运行条件。 3、核对35kV贵台变电站10kV百美线908开关、10kV爱国线903开关、在断开状态， 4、核对10kV百美线1号杆百美01刀闸、10kV爱国线1号杆爱国01刀闸、在合闸位置。 5、对35kV贵台变电站10kV百美线、10kV爱国线出线电缆及线路段再次要绝缘。 6、施工单位和运行单位双方协商安排操作，监护及值班员和班次，各值班长和试运行负责
XXIIOkV变电站新建工程交接试验方案 批准________________ 审核________________ 编制_______________
2015年11月 XX110KV变电站新建工程概况 1、工程地理位置及交通情况 XXIIOkV变电站位于XX，距XX距离约120km。 站址地貌为河流堆积阶地与山前洪积扇交接地带，地形为斜坡坡脚与河床之间地带。场地地形开阔平缓，海拔2960m。 2、工程建设规模 1 ）主变规模：最终 2 X 10MVA，本期2 X 10MVA。 2）出线： 110kV :最终出线4回；本期出线2回至XX220kV变电站； 35kV :最终出线4回，本期2回。 10kV :最终出线8回，本期4回。 3）低压侧无功补偿容量最终2*2Mvar，本期2*2Mvar。
高压试验方案 1、110kV主变试验方案： (1)、编制依据 1.1 GB50150 —2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 1.2《国家电网公司电力安全工作规程(变电部分)》。 1.3 DL409-1991《电业安全工作规程》。 1.4出厂技术文件及出厂试验报告。 (2)、试验项目 2.1绝缘电阻及吸收比试验 2.2直流电阻试验 2.3接线组别及电压比试验 2.4介质损耗tg 3及电容量试验 2.5直流泄漏电流试验 2.6绝缘油试验 2.7有载调压切装置的检查和试验 2.8额定电压下的冲击合闸试验 2.9检查相位 2.10交流耐压试验 2.11绕组变形试验 2.12互感器误差试验 (3)、试验现场的组织措施
3.1试验工作负责人： 负责标准化作业指导书的编写和执行以及现场工作的组织协调问题； 3.2试验安全负责人： 负责试验现场及周围的安全监督； 3.3试验技术负责人： 负责试验现场的技术问题； （4）、试验现场的技术措施 4.1变压器油试验合格后，方可进行试验。 4.2断开三侧套管与引流线的连接，并将拆除后的引流线用绳索固定好， 引流线与套管的距离应满足试验要求，不得少于5米。 4.3电流互感器二次严禁开路。 4.4套管试验后末屏接地必须恢复。 4.5试验完毕或变更接线，应严格按照停电、验电、充分放电、挂地线的顺序进行，以防电击伤人。 4.6在被试设备和加压设备周围加装安全围栏并向外悬挂“止步，高压危险” 标示牌。 （5）、试验设备、仪器及有关专用工具 5.1交接试验所需仪器及设备材料：
110kV变电站工程调试方案 批准： 审核： 编写:古成桂
广东鸿安送变电工程有限公司 2013年1月 目录 一、编制依据及工程概况----------------------------2 二、工作范围--------------------------------------3 三、施工现场组织机构------------------------------3 四、工期及施工进度计划----------------------------3 五、质量管理--------------------------------------4 六、安全管理--------------------------------------11 七、环境保护及文明施工----------------------------14
一、编制依据及工程概况： 1、编制依据 1.1、本工程施工图纸； 1.2、设备技术文件和施工图纸； 1.3、有关工程的协议、合同、文件； 1.4、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1.5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007版； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8、《工程建设标准强制性条文》； 1.9、《110kV~500k V送变电工程质量检验及评定标准》； 1.10、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准（W HS）； 1.11、现场情况调查资料； 1.12、设备清册和材料清单； 1.13、电气设备交接试验标准G B50150－2006； 1.14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.15、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.16、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.17、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.18、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2、工程概况： 110kV变电站为一新建户内G I S变电站。 110kV变电站一次系统110k V系统采用单母线分段接线方式，本期共2台主变、2回出线，均为电缆出线；10kV系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设Ⅰ、Ⅱ段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂
变电站投运方案 本文是关于范文的变电站投运方案，感谢您的阅读！ 35kV变电站投运方案 一、投运范围： 1、 **35kV变电站35kV1M、附属设备及其站用变； 2、 **35kV变电站1号主变及其附属设备； 3、 **35kV变电站10kV1M及其附属设备。 二、投运前应具备的条件： 1、投入运行范围内的设备及各项检测数据具备投运条件； 2、投入运行设备核相正确； 3、投运范围内的继电保护及自动装置校验结果满足投运条件； 4、根据定值通知单正确录入继电保护整定值及投退保护、自动装置； 5、主变分接开关档位在3档（额定档）； 6、办理“新设备投运申请单”并经相关部门批准； 7、所有启动范围内设备均处于冷备用。 三、投运注意事项 1、全面检查所有人员清场。 2、所有爬梯含避雷针应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。 3、所有设备应处于冷备用、全面检查所有地刀确在断开位置，五防锁具安装到位。检查完成后，开关室门窗关好。 4、投运前，检查警铃、喇叭、电脑音响是否开启。 5、在投运前应征得调度值班员的同意并按调度指令执行； 6、启动操作过程中，如果启动投运设备发生异常或事故，应按现场规程处理，同时汇报调度值班员； 7、启动操作过程中，如果系统发生事故，应停止启动操作，待系统事故处理告一段落，经当班调度同意可继续启动操作。 四、核对保护定值： 1、核对35kV新帆线保护定值； 2、核对1号主变保护定值；
3、核对10kV电容器保护定值； 4、核对10kV出线保护定值。 五、投运 1.投入35kV新帆线351断路器所有保护； 2.合上35kV1MPT避雷器318刀闸； 3.35kV**线351由冷备用转运行； 4.检查35kV1MPT二次电压是否正常，相序是否正确定； 5.8B站用变由准备用转运行； 6.检查8B站用变各项运行数据正常； 7.投入1号主变压器所有保护； 8.1号主变压器301断路器由冷备用转热备用； 9.用1号主变压器301断路器对1号主变压器冲击合闸5次（第一次10分钟，第二次5分钟，第三次3分钟，第四次1分钟，第五次合上后不拉开）； 10.10kV1MPT避雷器918手车由冷备用转运行； 11.1号主变压器901断路器由冷备用转热备用； 12.检查10kV1MPT二次电压是否正常，相序是否正确定； 13.1号主变压器进入试运行阶段。 ----启动完毕
XX110kV变电站新建工程交接试验方案 批准 审核 编制 2015年11月
XX110KV变电站新建工程概况 1、工程地理位置及交通情况 XX110kV变电站位于XX，距XX距离约120km。 站址地貌为河流堆积阶地与山前洪积扇交接地带，地形为斜坡坡脚与河床之间地带。场地地形开阔平缓，海拔2960m。 2、工程建设规模 1）主变规模：最终2×10MVA，本期2×10MVA。 2）出线： 110kV：最终出线4回；本期出线2回至XX220kV变电站； 35kV：最终出线4回，本期2回。 10kV：最终出线8回，本期4回。 3）低压侧无功补偿容量最终2*2Mvar，本期2*2Mvar。
高压试验方案 1、110kV主变试验方案: (1)、编制依据 1.1 GB50150－2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》。 1.2 《国家电网公司电力安全工作规程（变电部分）》。 1.3 DL409-1991《电业安全工作规程》。 1.4 出厂技术文件及出厂试验报告。 (2)、试验项目 2.1 绝缘电阻及吸收比试验 2.2 直流电阻试验 2.3 接线组别及电压比试验 2.4 介质损耗tgδ及电容量试验 2.5直流泄漏电流试验 2.6 绝缘油试验 2.7 有载调压切装置的检查和试验 2.8 额定电压下的冲击合闸试验 2.9 检查相位 2.10 交流耐压试验 2.11 绕组变形试验 2.12互感器误差试验 (3)、试验现场的组织措施 3.1试验工作负责人： 负责标准化作业指导书的编写和执行以及现场工作的组织协调问题；
3.2 试验安全负责人： 负责试验现场及周围的安全监督； 3.3 试验技术负责人： 负责试验现场的技术问题； (4)、试验现场的技术措施 4.1 变压器油试验合格后，方可进行试验。 4.2 断开三侧套管与引流线的连接，并将拆除后的引流线用绳索固定好，引流线与套管的距离应满足试验要求，不得少于5米。 4.3 电流互感器二次严禁开路。 4.4 套管试验后末屏接地必须恢复。 4.5试验完毕或变更接线，应严格按照停电、验电、充分放电、挂地线的顺序进行，以防电击伤人。 4.6 在被试设备和加压设备周围加装安全围栏并向外悬挂“止步，高压危险”标示牌。 (5)、试验设备、仪器及有关专用工具 5.1 交接试验所需仪器及设备材料：
35kV变电站投运方案一、投运范围：1、 **35kV变电站35kV1M、附属设备及其站用变；2、 **35kV变电站1号主变及其附属设备；3、 **35kV 变电站10kV1M及其附属设备。二、投运前应具备的条件：1、投入运行范围内的设备及各项检测数据具备投运条件；2、投入运行设备核相正确；3、投运范围内的继电保护及自动装置校验结果满足投运条件；4、根据定值通知单正确录入继电保护整定值及投退保护、自动装置；5、主变分接开关档位在3档（额定档）；6、办理“新设备投运申请单”并经相关部门批准；7、所有启动范围内设备均处于冷备用。三、投运注意事项1、全面检查所有人员清场。 2、所有爬梯含避雷针应悬挂“禁止攀登，高压危险”的标示牌。 3、所有设备应处于冷备用、全面检查所有地刀确在断开位置，五防锁具安装到位。检查完成后，开关室门窗关好。 4、投运前，检查警铃、喇叭、电脑音响是否开启。 5、在投运前应征得调度值班员的同意并按调度指令执行； 6、启动操作过程中，如果启动投运设备发生异常或事故，应按现场规程处理，同时汇报调度值班员； 7、启动操作过程中，如果系统发生事故，应停止启动操作，待系统事故处理告一段落，经当班调度同意可继续启动操作。四、核对保护定值：1、核对35kV新帆线保护定值；2、核对1号主变保护定值；3、核对10kV电容器保护定值；4、核对10kV出线保护定值。五、投运 1.投入35kV新帆线351断路器所有保护； 2.合上35kV1MPT避雷器318刀闸； 3.35kV**线351由冷备用转运行； 4.检查35kV1MPT二次电压是否正常，相序是否正确定； 5.8B站用变由准备用转运行；6.检查8B站用变各项运行数据正常；7.投入1号主变压器所有保护；8.1号主变压器301断路器由冷备用转热备用；9.用1号主变压器301断路器对1号主变压器冲击合闸5次（第一次10分钟，第二次5分钟，第三次3分钟，第四次1分钟，第五次合上后不拉开）；10.10kV1MPT避雷器918手车由冷备用转运行；11.1号主变压器901断路器由冷备用转热备用；12.检查10kV1MPT二次电压是否正常，相序是否正确定；13.1号主变压器进入试运行阶段。
110KV新源变电站投运方案 批准： 会签： 审核： 编写：左小勇 电力调度中心 2006年12月12日
110KV新源变电站投运方案 110KV新源线电站输变电工程已全部竣工，经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有一、二次设备验收合格，具备投运条件。按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求，为了确保新安装的设备一次投运成功，特编制本投运方案。 一、调度命名和调度管辖划分 1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”，万福变间隔编号命名为“122开关”，新源变间隔编号命名为“111开关”。 2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”，新源变间隔编号命名为“311开关”。 3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。 4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。 详见附图：110KV新源线主接线图； 110KV万福变主接线图； 二、新设备投运范围 1、110KV新源变电站所有新安装的一、二次设备（除10KV出线外）。 2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。 3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。 4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。 三、投运条件 1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔一、二次设备已按设计要求安装完毕，调试正确，验收合格，具备投运条件，并处于冷备用状态。 2、110KV新源变电站所有一、二次设备按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，且均处于冷备用状态。 3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕，调试验收合格，具备投运条件，处于冷备用状态。 四、投运步骤 根据启动验收方案安排，整个新设备投运分二个阶段进行： 第一阶段：万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备
35KV 变电站运行维护实施方案 一、说明： 1.1 编写依据：本方案包含变电站试验和运维方案两部分，因缺乏明确指导性的变电站电压等级、容量、系统设备配置、数量等信息，故在内容上使用通用性的标准，本方案仅供参考，具体需以现场实际情况为准进行进一步的修订和完善。 1.2 参考标准： 变电站电气一次和二次图纸 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GBJ50150-2006 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》 GBJ50168-2006 《电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范》GBJ50171-92 《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》GBJ50254-96 《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GBJ50169-2006 《电气装置安装工程高压电气施工及验收规范》GBJ147-90 《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GBJ50168-92 《施工现场临时用电安全技术规范》 JGJ46-88
二、运行维护管理的主要工作范围： 2.1 运行中的日常巡视检查；相关数据、参数、设备运行状况的记录及汇报。 2.2 设备运行中出现的隐患、缺陷等异常情况的记录、汇报和处理。 2.3 设备出现故障或停运时的检修；计划中的检查性检修；突发性情况下的抢修。 2.4 检修或停运时对设备做各项对应性的试验、周期性试验。 三、运行维护工作的详细内容：其中包括运行中的日常检查和巡视、检修中检查项目和处理、停电和不停电时的消缺处理以及相应的周期计划。 3.1 一次主设备 3.1.1 变压器。充油电抗器呼吸器硅胶应定期检查，发现受潮或变色时应及时晾晒或更换；母线桥热缩检查等工作，接点检查，设备传动试验，示温腊片的粘贴等工作，结合设备停电工作进行。 3.1.2 设备接点的红外线测温工作，严格按照《红外线测温管理办法》执行。35KV 站每半年至少一次；每年7 月对站内设备接点进行红外线成像一次；新投运带负荷的变电站第一个月内进行一次同时，根据大负荷出现的时间特点应适当增加测温次数；发现接点发热时，缩短巡视周期，依据 负荷、温度变化跟踪测温，并做好记录 3.1.3 罐式断路器、端子箱、机构箱内的防潮及封堵设施定期维护、检查，根据防潮需要及时开启。端子箱、机构箱、通风控制箱定期清理，确保干净整洁，箱门轴润滑每季进行一次；变压器本体蛇皮
调试方案 批准： 审核： 编写：古成桂 广东鸿安送变电工程有限公司
2013年1月
目录 一、编制依据及工程概况 ----- ------- ------- - --------- -- --- --- 2 三、施工现场组织机构 ------- --------- ------- - --------- --------- --- 3 四、工期及施工进度计划 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 3 五、质量管理--- ------ - --------- --------- ------- - --------- --------- --- 4 六、安全管理--- ------ - --------- --------- ------- ------- --- --------- --- 11 七、环境保护及文明施工 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 14
一、编制依据及工程概况： 1 、编制依据 1.1 、本工程施工图纸； 1.2 、设备技术文件和施工图纸； 1.3 、有关工程的协议、合同、文件； 1.4 、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1. 5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007 版； 1. 6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1. 7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8 、《工程建设标准强制性条文》； 1.9 、《110kV ~500 kV 送变电工程质量检验及评定标准》； 1.1 0、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准 （WHS）； 1.1 1 、现场情况调查资料； 1.1 2 、设备清册和材料清单； 1. 13、电气设备交接试验标准GB5 015 0－2006； 1. 14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/ T995- 2006； 1.1 5、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.1 6、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.1 7、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.1 8、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2 、工程概况： 110kV 变电站为一新建户内GI S 变电站。 110kV 变电站一次系统110kV 系统采用单母线分段接线方式，本期共 2 台主变、2 回出线，均为电缆出线；10 kV 系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设I、U段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂接入I段母线，带10k V出线8回、电容器1组、站用变1台、消弧线圈1组，母线设备1组，#2主变
[方案编号：20110001] [存档编号：20110001] [投运方案书] [110kv雷围线线路及围子坪110KV升压站] 编写：滕鹏 批准： 安装单位： 运行安监： 电网批准： 电网安监： 电网调度： [2011-12-15]
一、送电前的有关事项 （一）设备命名 1、按照四川省电力公司西昌电业局文件（西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知）三望坡、围子坪电站统一调度命名为“围子坪水电站”。 2、110KV输电线路为雷波220KV变电站至马拉及围子坪电站，根据电力公司文件，110KV线路在雷波220KV变电站至马拉电站出线28#塔处“T”接至围子坪电站，其线路运行名称正式命名为“110KV 马雷围支线”，下称“110KV马雷围支线”。 （二）设备编号 根据四川省西昌电力局及围子坪水电站提供的有关图纸，由四川省西昌电力局调度中心（简称地调）按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。（附件） （三）开关站试运行组织机构 由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下： 启动领导小组指挥长：苟总联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂联系电话：1518110xxxx 叶树明联系电话：1380813xxxx 启动小组线路负责人：余俊辉联系电话：1338826xxxx
110KV变电站检修作业施工方案 第一部分主变吊芯检修及试验方案 本次需检修的电力变压器型号为SF7-80000/110kV—8000KVA ，该变压器已运行多年，需对其进行停电吊芯检修和相关性能试验。为保证检修试验工作的安全顺利实施，特编写此方案，参照执行。 一、编制依据： 1、GBJ148-90《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》。 2、DL 408—91 电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分） 3、GBJ 147—1990 电气装置安装工程: 高压电器施工及验收规范 4、DL 5009.3—1997 电力建设安全工作规程（变电所部分） 5、DL/T 639—1997 SF6电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则 6、Q/CSG 1 0007—2004 电力设备预防性试验规程 7、Q/CSG 1 0004—2004 电气工作票技术规范 8、变压器制造厂家提供的说明书及有关资料。 二、吊芯检修环境的选择： 变压器吊芯场地周围的环境应清洁，为防止天气的骤变，可搭设防风防雨帆布棚。变压器周围应搭设便于检查、高度适宜的脚手架（上铺跳板）。抽芯要选择晴朗、干燥的无风天气进行。周围环境温度不低于0℃，器身温度不得低于环境温度，否则易将器身加热至高于环境温度10℃。在空气湿度为75%时，器身的露空时间不超过16小时。时间计算应在开始放油时开始。空气湿度或露空时间超过规定时，采取相应的可靠措施。调压切换装置的检查调整的露空时间如下表： 三、安全质量保证措施： 1、现场应准备灭火器和消防器材，20米以内严禁烟火。 2、检查器身时所用的器具应有防止坠落的措施，如：搬手上应以白布带套在手
景谷县35kV西郊变电站新建工程 投运方案 批准： 审核： 编写： 35kV西郊变工程项目部 二0一一年十一月十日
目录 一、范围 (2) 二、编制依据 (2) 三、工程概况 (2) 四、投运的组织与分工 (2) 五、投运工作的安全措施 (3) 六、投运的必备条件 (4) 七、投运前的运行方式 (5) 八、投运前的准备及检查工作 (5) 九、投运时间 (5) 十、投运程序 (6)
一、范围 本方案适用于35kV西郊变电站的投运。 二、编制依据 35kV西郊变电站工程电气专业设计说明、设计施工图、设计变更、电气设备厂家资料及技术要求。 三、工程概况 本阶段完成了35kV西郊变电站一次设备的安装，二次电缆的敷设及接线；设备调试。 四、投运的组织与分工 1、投运过程中的操作命令由调度统一下达。 2、相关投运操作，一次、二次设备的操作由河南送变电建设公司调 试、安装人员操作。 3、投产负责人：联系电话： 总监护人：联系电话： 一、二次操作人：联系电话： 一、二次操作监护人：联系电话： 现场投运安全负责人：联系电话： 4、启动时间：2011年11月25日 5、启动范围： （1）35kV西木线351断路器间隔一、二次设备； （2）35kV西文线352断路器间隔一、二次设备； （3）35kV团西线354断路器间隔一、二次设备；
（4）＃1主变及35kV侧301断路器间隔一、二次设备； （5）＃1主变10kV侧001断路器间隔一、二次设备； （6）35kVI段母线设备间隔一、二次设备； （7）35kVII段母线设备间隔一、二次设备； （8）35kV母线分段312断路器间隔一、二次设备； （9）35kV#1站用变； （10）10kV电容器组051断路器间隔一、二次设备； （11）10kV一环南线053断路器间隔一、二次设备； （12）10kV二环南线054断路器间隔一、二次设备； （13）10kV备用线055断路器间隔一、二次设备； （14）10kV母线分段012断路器间隔一、二次设备； （15）10kV备用线056断路器间隔一、二次设备； （16）10kV一环北线057断路器间隔一、二次设备； （17）10kV二环北线058断路器间隔一、二次设备。 （18）10kVI段母线设备间隔一、二次设备； （19）10kVII段母线设备间隔一、二次设备； （20）10kV#2站用变； 五、投运工作的安全措施 1、参加投运的人员应负责各自所涉及工作中的安全检查。 2、投运设备四周应有醒目的带电标示及警告牌。 3、投运过程中，所有的投运设备应有专人负责监视、监听。 4、与系统有关的一次、二次操作须征得地调同意后，方可执行。
施工组织设计 批准： 审查： 校核： 编写：
3.1 工程概况 ** 水利枢纽施工供电110kv 变电站工程是为满足** 水利枢纽工程施工用电而建设，该项目位于枢纽** 大桥左侧下游约200m 处。施工变电站的110kv 进线接于** 地区东笋变，施工变电站建成投产后，将枢纽右岸已建成的35kv 临时变电站设备搬迁至施工变电站合并运行，35kv 线路延伸过江进110kv 施工变作为枢纽施工保安电源。 本工程主要工程项目有： （1）35kv 施工供电备用线路工程； （2）110kv 施工供电线路工程； （3）110kv 施工变电站土建及安装工程； 3.2 施工布署 3.2.1 工程质量目标 满足国家或电力施工验收规范，做到：土建分项工程和单位工程合格率100%，优良率85%以上；电气设备安装工程合格率100％，优良率90％以上；整项工程质量等级达到优良。 3.2.2 工期目标 按招标范围的施工图纸工程内容及招标文件要求，计划总工期210 日历天。 3.2.3 安全目标 群伤群亡事故为零；
重大设备事故为零； 重大火灾事故为零； 轻伤事故率控制在5‰ 以内。 3.2.4 工程主要施工负责人简介 施工主要负责人简介见第二章中“ 2.4 拟投入本工作的主要人员表”。
3.2.5 施工工序总体安排 本工程的施工是在场地平整工作完成后进行。施工队伍进场后，先按施工总平面图 布置临时设施，并按平面布置要求对站内的主控楼基础和排水系统及110kv 线路工程进行施工，在主控楼基础和排水系统完成后即安排主控楼主体工程、设备基础、电缆沟、构 架基础等施工；最后进行电气设备安装及站内各附属设施的施工。110kv 施工变电所建成投产后，即进行35kv 临时变电站搬迁工作。在土建施工过程中安排电气预埋、接地等交 叉作业。 3.3 施工进度计划 根椐招标文件要求，本工程计划2001 年5 月25 日开工，2001 年12 月20 日完工，总日历工期210 天，详细的施工进度见《** 水利枢纽施工供电110KV 输变电工程施工进度横道图》。
220kV变电站工程调试大纲
签字栏批准: 审核: 编制:
目录 第一章编制目的和依据 (1) 第二章工程概况 (2) 第三章人员及仪器仪表配备 (5) 第四章职业健康安全和环境管理 (8) 第五章质量管理 (18) 第六章进度管理 (22) 第七章施工现场管理 (24) 第八章调试工作内容 (25)
第一章编制目的和依据 一、编制目的 为了使调试施工管理人员及调试人员明确本工程的工程规模、工程特点、工作范围、工程的安全健康与环境目标、质量目标、进度目标，安全、优质高效的完成本工程调试工作，特编制本大纲。 二、编制依据 1、相关的法律法规（见《2015年适用法律法规清单》） 2、国家标准： 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006； 《工程建设施工企业质量管理规范》 GB/T 50430-2007； 《职业健康安全管理体系实施指南》 GB/T 28002-2011等。 3、行业标准： 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 DL/T 995-2006； 《微机变压器保护装置通用技术条件》DL/T 770—2012； 《继电保护微机型试验装置技术条件》DL/T 624-2010 ； 《电力安全工作规程》（变电所部分）DL 等. 4、企业标准及相关文件 国家电网公司建设安全工作规程（变电部分）Q/GDW 665-2011 《电力系统继电保护规定汇编第三版》（中国电力出版社 2014年）《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（修订版）及编制说明》 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及编制释义 《输变电工程建设标准强制性条文实施管理规程》 调试各专业《作业指导书》； 设计图纸； 产品说明书、试验报告及厂家技术资料等。
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；
乌东德施工区左岸水厂高压电气 设备试验方案 $ > 批准：. 审核：. | 编写：. ~ 2014年11月7日 ;
一．概述 220kV变电站工程进行交接试验的高电压电气设备本期有：1号主变压器一台（1×180MVA），其中220kV部分：出线4回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、Ⅱ母线PT间隔等；110kV部分：本期3回、1号主变间隔、母联间隔、Ⅰ、ⅡPT间隔等；10kV户内包括1号主变进线柜、Ⅰ段母线PT柜、10回馈线柜、2个站用变柜、4组补偿电容器组柜、1个分段柜等；10kV户外1组1号主变出线干式电抗器，本期装设4×8Mvar补偿电容器组。 二、试验依据： 1、试验方案包括了该变电所主要的一次高压电气设备及其所有附件的一般交接试验，一次高压设备的交流耐压试验、变压器局部放电试验等重大试验项目则另写方案。 2、试验依据为XX电网公司企业标准Q/GXD —2009《电力设备交接和预 防性试验规程》（并参考国标《GB1208-1997》），其试验结果应符合XX 电网公司企业标准Q/GXD —2009《电力设备交接和预防性试验规程》及该产品技术要求。 ， 3、试验方法按现行国家标准《高电压试验技术》的规定及相应产品技术 要求。 三．试验项目及要求： 1. 220kV主变压器 ⑴油中溶解气体色谱分析：交接时，110kV以上的变压器， 应在注油静置后、耐压和局部放电试验24h后分别进行一次， 各次无明显差异。 ⑵绕组直流电阻：各相绕组电阻相互间的差别不应大于平均
值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于平均值的1%。 ⑶绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数：绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次出厂测试结果相比应无显著变化，一般不低于上次值的70％。 ⑷绕组连同套管的tgδ：20℃时不大于下列数值：110～220kV （20℃时）不大于％；35kV（20℃时）不大于%且tgδ值与出厂试验值或历年的数值比较不应有显著变化(一般不大于30％) ⑸电容型套管主绝缘及电容型套管末屏对地绝缘电阻：主绝缘的绝缘电阻值大于10000MΩ；末屏对地的绝缘电阻不应低于1000MΩ ⑹！ tgδ与电容量：交⑺电容型套管绝缘及电容型套管末屏对地 接时在室温下tgδ(%)不应大于规程规定及厂家要求；电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别不超出±5％。 ⑻电容型套管中绝缘油溶解气体色谱分析：不超过规程要求。（厂家要求不能取油样时可以不做） ⑼变压器绝缘油试验，现场进行绝缘油的电气强度试验，标准电极下其击穿电压应大于40kV；注入设备前后的新油：要进行水溶性酸pH值、酸性mgKOH/g、闪点(闭口)℃、水分mg/L、界面张力(25℃)mN/m、tgδ(90℃)%、体积电阻率(90℃)Ω.m、油中含气量(体积分数) %、色谱等项目，取样后送广西中试所进行试验。 ⑽绕组连同套管的交流耐压试验，高压绕组按中性点绕组出厂
XXXXXXXXXXXXXXX送电方案 送 电 方 案 建设单位:XXXXXXXXX 监理单位:XXXXXXX 施工单位:XXXXXXXX 2016年1月11日
一、工程概况 为确保供电系统投运工作顺利进行,保证人身及设备安全,保障电网安全稳定运行,特编制本措施。 XXXXXX站的建设容量为2x25000KVA有载调压升压变压器,电源分别引自电厂配电室1号机煤矿10KV段2号柜与2号机煤矿10KV段2号柜,通过18根ZRC-YJV23-8、7/10 3*185电力电缆分别引至升压站#1机煤矿升压站10KV进线柜(1GM3)与#2机煤矿升压站10KV进线柜(2GM3), 升压站#1机煤矿升压站10KV进线柜(1GM3)及#2机煤矿升压站10KV进线柜(2GM3)通过母线桥分别连接至1#、2#有载调压升压变压器,1#、2#有载调压升压变压器出线端分别通过钢芯铝绞线、穿墙套管及母线桥引至35KV1#主变压器进线柜(1G4)、2#主变压器进线柜(2G4),35KV高压出线柜二矿出线1柜(1G3)、二矿出线2柜(2G3)通过电缆引至室外架空线路,引至XXXX降压站三层35KV高压配电柜35KV1#进线柜(1GP1)、35KV2#进线柜(2GP1),再通过3*1*120电力电缆分别连接至35KV变电所1#、2#有载变压器,1#、2#有载变压器分别通过母线桥连接至10KVⅠ、Ⅱ段进线柜。10KVⅠ、Ⅱ段进线柜与母联柜之间均做电气闭锁。升压站内包含10KV配电柜共16套、35KV配电柜共9套、交流屏2套、直流电池屏1套、直流充电屏1套、1#2#主变保护屏各1套、综合测控屏1套、操作台一套;35KV变电站包含35KV配电柜共9套。 1、升压站配电柜编号及名称:(系统图见附件1)