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220KV秀山变电站投运方案一、送电前的有关事项（一）设备命名1、因该220KV变电站站址位于秀山县，故其运行名称正式命名为220KV秀山变电站，简称“秀变”。
2、从220KV秀山变电站至220KV太平变电站的新建220KV输电线路，其运行名称正式命名为“220KV太秀线”。
（二）设备编号根据重庆乌江电力（集团）有限公司建管部提供的220KV秀山变电站有关图纸，由重庆乌江电力（集团）有限公司调度中心（简称地调）按贵州电网调度管理规程的编号原则对220KV秀山变电站相关设备进行统一编号，其编号见220KV秀山变电站一次设备命名编号图。
二、运行前应具备的条件1、新架设的220KV太秀线和新安装的秀211开关、秀220KVⅡ段母线及PT按贵州省调充电方案正常。
2、新安装的秀1#B安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。
3、秀111、秀110、秀101、秀103、秀105、秀108、秀011、秀010、秀001、秀002、秀004、秀061、秀063、秀065、秀067、秀069开关均安装调试完毕，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。
4、秀0111、秀0101、秀0011、秀0022、秀0042、秀0611、秀0631、秀0651、秀0671、秀0691手车和秀0113、秀0102隔离手车及秀0614、秀0624母线PT手车均安装调试完毕，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。
5、秀1111、秀1112、秀1113、秀1101、秀1102、秀1514、秀1524、秀1011、秀1012、秀1013、秀1031、秀1032、秀1033、秀1051、秀1052、秀1053、秀1081、秀1082、秀1083、秀0613、秀0633、秀0653、秀0673、秀0693刀闸及秀11129、秀11139、秀1119、秀11019、秀11029、秀15149、秀15249、秀1519、秀1539、秀1529、秀1549、秀10129、秀10139、秀1019、秀10329、秀10339、秀1039、秀10529、秀10539、秀1059、秀10829、秀10839、秀1089、秀0019、秀0029、秀0049、秀06139、秀0619、秀06339、秀0639、秀06539、秀0659、秀06739、秀0679、秀06939、秀0699地刀和秀2110、秀1110中性点地刀均安装调试完毕，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。
220kV 开关站投运方案河南电力建设调试所鹤壁电厂二期扩建工程 2×300M W 机组 调试作业指导书HTF-DQ304目次1 目的 (04)2 依据 (04)3 设备系统简介 (04)4 试验内容 (04)5 组织分工 (05)6 使用仪器设备 (05)7 试验应具备的条件 (05)8 试验步骤 (06)9 安全技术措施 (08)10调试记录 (08)11 附图（表） (08)1 目的为了加强鹤壁电厂二期扩建工程的调试工作管理，明确220kV开关站受电工作的任务和各方职责，规范程序，使受电工作有组织、有计划、有秩序地进行，确保开关站受电工作安全、可靠、顺利的完成，特制定本方案。
2 依据2．1 《电力系统自动装置检验条例》2．2 《继电保护和安全自动装置技术规程》2．3 《大、中型同步发电机励磁系统技术要求》2．4 《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》2．5 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》2．6 设计图纸2．7 制造厂技术文件3 设备系统简介河南鹤壁电厂二期扩建工程安装2台300MW机组，#3、#4机组均采用发电机—变压器线路单元组接线方式，新建220kV开关站一座。
#3、#4发变组断路器之间装设中间断路器，构成内桥接线方式，增加了运行方式的灵活性。
#3、#4发变组分别经Ⅲ鹤桃线、Ⅳ鹤桃线与对侧220kV桃园变电站连接。
新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、保护及自动装置等二次系统设备。
220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道，单设内桥断路器保护屏一面。
另在网络继电器室内设置关口表屏、远动屏、220kV故障录波屏、保护故障信息子站及安全自动装置屏。
220kV开关站设备的监控、操作均通过DCS实现。
4 试验内容4.1 Ⅲ鹤桃线路对220kV北母充电核相试验4.2 220kV北母对220kV南母充电试验4.3 Ⅳ鹤桃线路对220kV南母充电核相试验4.4 220kV南母、北母合环试验5 组织分工5.1 调试单位负责编写与调度措施相配套的开关站受电方案，受电前对参加受电的有关单位人员进行技术交底，准备好试验仪器设备，作好试验记录，解决受电过程中出现的技术问题，服从调度人员的指挥。
一、编制说明1、本升流方案须经启动委员会及有关部门批准执行。
2、由#2燃机发电机组“零升”进行220KV配电升流试验。
3、#2燃机发电机组在启动及“零升”时，操作人员及220K V以下设备的运行方式的发令人由启动委员会确定。
4、短路点定于220K V进线开关线路侧。
二、“零升”的组织机构现场总指挥：调试组长：检修班长：三、应具备的条件1、#2燃机发电机组经检查验收合格。
2、有关设备的静态调试结束，试验报告验收合格。
3、有关设备的继电保护整定校验完毕，并与整定单相符。
4、一次设备认相正确。
5、有关设备均已接要求统一命名标示完毕。
6、升流方案中的已全部开列并经审查完毕。
7、升流设备的安全措施全部落实。
8、升流设备处于冷备用状态。
9、#2燃机发电机组的消防、空冷设备已经验收合格。
四、“零升”的范围“零升”的范围确定为#2燃机发电机组至220KV配电进线开关间有电气连接的所有设备。
五、“零升”前系统各设备的运行方式厂用10KV I、I I段母线，10K V I、I I段母线分段开关处于运行状态。
II段厂用电源进线开关和#2T G发电机开关处于检修状态。
厂用电系统400V I段母线由#1厂变供电，400V I I段母线由#2厂变供电。
六、零起升流“零升”设备的操作，按以下步骤进行：1、检查零升设备确处冷备用状态。
2、#2GG发电机进线开关、#2G G发电机P T开关、#2变压器母线避雷器及电压互感器开关、#2GG发电机开关由冷备改运行。
3、#2主变220K V侧开关、220KV进线开关、220KV母线避雷器及电压互感器开关由冷备改运行。
4、#2燃机发电机组启动后，由现场指挥发令“零升”，发电机加励升压。
5、逐渐升高#2燃机发电机转子电流和定子电流到#2燃机发电机额定值，每增加额定定子电流的20%时，应停留片刻，等各仪表指示值稳定后，读数并记录，同时检查定子三相电流是否对称。
下降时同样按上升时的20%计取读数，将定子电流降至零。
220千伏升压站工程施工计划(最终)
目标
本文档旨在提供220千伏升压站工程的最终施工计划。
项目概述
升压站工程是为了将电压从低压升高，以满足输电要求的重要设施。
本项目的目标是建造一个220千伏的升压站，以支持该地区的电力需求。
施工时间表
第一阶段: 准备工作 (预计2周)
- 确定工地位置和边界
- 进行土地清理和平整
- 安排必要的资源和设备
第二阶段: 基础设施建设 (预计4个月)
- 进行地基的打桩和浇筑
- 建造建筑物的主体结构
- 安装基础设施，如供水管道和排水系统
- 安装电力设备的地基和支撑结构
第三阶段: 电力系统安装 (预计3个月)
- 安装变压器和开关设备
- 建设高压电缆和线路
- 进行接地系统的安装
- 进行安全设备的配置
第四阶段: 调试和测试 (预计1个月)
- 对所有电力设备进行系统测试和调试
- 检查电力系统的安全性和稳定性
- 修复任何发现的问题或缺陷
第五阶段: 完工和验收 (预计2周)
- 完成建筑物的装修和修饰
- 进行最终的设备和质量检查
- 提交所需的文件和报告进行验收
关键注意事项
- 所有施工过程必须遵守当地的建筑法规和安全标准。
- 在施工期间，应注意保护自然环境和降低对周边居民的影响。
- 严格控制施工进度，确保按计划完成各阶段任务。
总结
本文档提供了220千伏升压站工程的施工计划，详细列出了各
个阶段的任务和时间表。
遵守相关法规和标准，并保持高质量的施
工过程，将确保工程的成功完成和安全运行。
220KV升压站运行规程220kV升压站运行规程第1章 220kV交流系统1.1 一般运行规定1.1.1不经调度同意，不得任意改变系统运行方式。
紧急情况下，可以先改变运行方式，然后汇报调度。
1.1.2 系统运行方式改变时，应按规程规定改变继电保护及自动装置运行方式，并做好记录。
1.1.3 设备管辖范围的划分1.1.3.1 省调管辖的设备1）220kV#1A、#2A、#1B、#2B母线及其母线TV（PT）、母联开关及其刀闸、分段开关及其刀闸，母线保护装置，分段及母联开关保护装置。
2）#7～10发电机组及所属励磁系统、电力系统稳定器（PSS）、自动发电控制系统（AGC）、自动电压控制装置（AVC）。
3）#7～10主变及其中性点接地刀闸。
4）220kV故障录波器。
5）调度自动化设备：远动装置（RTU）、远动装置变送器、电量采集装置、电力数据网、通信设备、继电保护信息子站、同步相量测量装置PMU、继电保护基础数据管理系统等。
1.1.3.2 地调管辖省调许可的设备220kV线路及所属设备、线路出线接地刀闸D3、线路继电保护装置及自动装置。
1.1.3.3值长管辖的设备除上述规定外，其它全部电气系统和设备。
1.1.4 停、送电的操作原则：1.1.4.1 停电顺序：拉开开关，检查开关确在分闸位置后，拉开负荷侧刀闸，再拉开电源侧刀闸，取下开关控制保险。
1.1.4.2 送电顺序：装上开关控制保险，检查开关确在分闸位置后，合上电源侧刀闸，再合上负荷侧刀闸。
1.1.4.3 严禁带负荷拉、合刀闸。
1.1.5 倒闸操作，严格执行下列各项：1)倒闸操作按调度指令执行，操作前应填写倒闸操作票。
2)一份操作票只能填写一项操作任务。
3)要求操作人员填写操作票。
填写时应明确任务及运行方式，字迹清楚，名称编号及关键字（如:拉、合、投、断、停、送、取、拆除、装设等)，不得涂改。
4)填写完毕后，依次经监护人、班长、值长审核无误签名后方可实施操作。
220千伏升压站工程施工布局(最终)
介绍
该文档旨在概述220千伏升压站工程施工布局的最终方案。
施工布局概述
220千伏升压站工程施工布局是为了确保项目的顺利进行而制定的计划。
该布局应该考虑到安全性、效率和可持续性。
布局要素
以下是影响220千伏升压站工程施工布局的要素：
设备安排
根据工程要求和设备特性，确定设备的安排方式。
这包括变压器、开关设备和配电设备等。
人员组织
确定各个施工班组的人员组织结构，包括工程师、技术人员和施工人员等。
材料管理
制定材料采购和管理计划，确保材料的及时供应和合理使用。
安全措施
制定详细的安全措施和操作规程，确保工程施工过程中的安全。
工期计划
根据工程量和工期要求，制定施工工期计划，确保项目能够按
时完成。
环境保护
制定环境保护措施，减少对周围环境的影响。
总结
220千伏升压站工程施工布局的最终方案应综合考虑各种因素，包括设备安排、人员组织、材料管理、安全措施、工期计划和环境
保护。
通过制定合理的布局方案，可以确保工程的顺利进行。
升压站达标投产实施方案一、前言。
升压站是电力系统中的重要设备，其投产实施方案的制定对于保障电网运行安全和稳定具有重要意义。
本文档旨在提出升压站达标投产实施方案，确保升压站建设和投产工作顺利进行，为电力系统的稳定运行提供有力保障。
二、项目背景。
升压站是电力系统中的重要设施，其主要作用是将输送到升压站的低压电能升压到更高的电压等级，以便输送至远距离的用户。
升压站建设和投产工作对于保障电网运行安全和稳定至关重要。
三、实施方案。
1. 项目准备阶段。
在项目准备阶段，需要进行场地选择和规划、设备采购和施工单位选择等工作。
首先，需要对升压站的场地进行选择和规划，确保场地符合建设要求和环保要求。
其次，需要对所需设备进行采购，确保设备质量和供货周期。
最后，需要选择施工单位并与其签订合同，明确施工进度和质量要求。
2. 设备安装和调试阶段。
在设备安装和调试阶段，需要进行设备安装和接线、设备调试和联调等工作。
首先，需要按照设备安装图纸和要求进行设备安装和接线工作，确保设备安装符合要求。
其次，需要进行设备的调试工作，包括设备的基本功能测试和联调测试，确保设备运行正常。
最后，需要进行设备的保护装置和自动化装置的调试，确保设备的安全可靠运行。
3. 投产准备阶段。
在投产准备阶段，需要进行设备检查和试运行等工作。
首先，需要对设备进行全面检查，确保设备安装和调试工作符合要求。
其次，需要进行设备的试运行工作，包括对设备进行负荷试验和运行试验，确保设备的运行稳定。
最后，需要进行设备的验收工作，包括对设备的技术指标和运行情况进行检查，确保设备达到投产要求。
四、总结。
升压站达标投产实施方案的制定对于保障电网运行安全和稳定具有重要意义。
通过项目准备阶段、设备安装和调试阶段以及投产准备阶段的工作，可以确保升压站的建设和投产工作顺利进行，为电力系统的稳定运行提供有力保障。
希望本文档可以为相关工作提供参考，确保升压站的建设和投产工作顺利进行。
220kV亿利电石I线、亿利电石II线投运启动方案申请单位：内蒙古工程处工程名称：220kV亿利电石I线、亿利电石II线接入亿利能源变工程投运发送单位：自存两份、报送网调、检修公司变电运维工区、亿电石站、亿化学站内蒙古送变电公司变电第四工程处2013年02月23日一、本批准书仅作为220kV亿利电石I线、亿利电石II线改接入亿利电石变工程投运之用。
二、调度范围划分及设备编号：1、220kV亿利电石I线、亿利电石II线设备编号见调度下发图所示。
三、调度规定：1、线路调度命名：亿利化学站255开关—亿利电石站252开关线路，调度名称：220kV亿利电石I线亿利化学站256开关—亿利电石站251开关线路，调度名称：220kV亿利电石II线2、相关厂站220kV母线正常方式1)亿利化学站220kV母线正常方式：亿利电石I线255在220kV 1#母线合入，亿利电石II线256在220kV 2#母线合入。
2)亿利电石站220kV母线正常方式：亿利电石I线252在1#母线合入；亿利电石II线251在2#母线合入。
3、相关单位提申请票要求：1)由检修公司变电运维工区向网调提申请票a)腾空亿利化学站220kV2#母线转备用，亿利电石I线、亿利电石II线启动。
b)亿利化学站255开关刀闸间隔一、二次设备启动、亿利化学站220kV母差保护、亿利电石I线路保护测向量。
c)亿利电石站252开关刀闸间隔一、二次设备启动、亿利电石I线路保护测向量。
d)亿利化学站256开关刀闸间隔一、二次设备启动、亿利化学站220kV母差保护、亿利电石II线路保护测向量。
e)亿利电石站251开关刀闸间隔一、二次设备启动，亿利电石站220kV母差保护、亿利电石II线路保护测向量。
2)由检修公司输电运检工区向网调提申请票f)220kV亿利电石I线路启动。
g)220kV亿利电石II线路启动。
四、启动步骤：220kV亿利电石I线（一）、启动条件：1.亿利化学站向网调报220kV亿利电石I线255开关刀闸一、二次设备验收合格且施工地线全部拆除，所有开关、刀闸（含地刀）均在断开位置，上述设备具备启动条件。
220kV 开关站投运方案河南电力建设调试所鹤壁电厂二期扩建工程2×300M W 机组 调试作业指导书HTF-DQ304目次1 目的 (04)2 依据 (04)3 设备系统简介 (04)4 试验内容 (04)5 组织分工 (05)6 使用仪器设备 (05)7 试验应具备的条件 (05)8 试验步骤 (06)9 安全技术措施 (08)10调试记录 (08)11 附图（表） (08)1 目的为了加强鹤壁电厂二期扩建工程的调试工作管理，明确220kV开关站受电工作的任务和各方职责，规范程序，使受电工作有组织、有计划、有秩序地进行，确保开关站受电工作安全、可靠、顺利的完成，特制定本方案。
2 依据2．1 《电力系统自动装置检验条例》2．2 《继电保护和安全自动装置技术规程》2．3 《大、中型同步发电机励磁系统技术要求》2．4 《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》2．5 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》2．6 设计图纸2．7 制造厂技术文件3 设备系统简介河南鹤壁电厂二期扩建工程安装2台300MW机组，#3、#4机组均采用发电机—变压器线路单元组接线方式，新建220kV开关站一座。
#3、#4发变组断路器之间装设中间断路器，构成内桥接线方式，增加了运行方式的灵活性。
#3、#4发变组分别经Ⅲ鹤桃线、Ⅳ鹤桃线与对侧220kV桃园变电站连接。
新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、保护及自动装置等二次系统设备。
220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道，单设内桥断路器保护屏一面。
另在网络继电器室内设置关口表屏、远动屏、220kV故障录波屏、保护故障信息子站及安全自动装置屏。
220kV开关站设备的监控、操作均通过DCS实现。
4 试验内容4.1 Ⅲ鹤桃线路对220kV北母充电核相试验4.2 220kV北母对220kV南母充电试验4.3 Ⅳ鹤桃线路对220kV南母充电核相试验4.4 220kV南母、北母合环试验5 组织分工5.1 调试单位负责编写与调度措施相配套的开关站受电方案，受电前对参加受电的有关单位人员进行技术交底，准备好试验仪器设备，作好试验记录，解决受电过程中出现的技术问题，服从调度人员的指挥。
220KV升压站带电操作安排220KV升压站及启备变、厂用6KVIA、IB段带电冲击操作安排一、带电方案：通过绿洲变对220KV站内设备进行带电冲击。
河洲I线 220KVI母母联开关 220KVII母启备变 6KVIA、IB段二、对220KV河洲I线（具体由哪条线路送电按调度命令执行）线路进行检查验收，验收合格并具备投运条件，拆除所有安全措施。
清除返送电范围内所有无关人员，并做好返送电防护措施。
三、操作步骤：1、检查220KV河洲I线开关，刀闸，地刀在断开位置，继电保护按调度所下达的保护定值单整定完毕并投入运行。
查220KV河洲I线自动重合闸退出。
2、询问调度对侧开关确已合上，在220KV河洲I线PT二次端子处核相序正确。
3、合上220KV河洲I线母线侧刀闸，合上220KV河洲I线线路侧刀闸。
用220KV河洲I线开关对线路冲击合闸三次，每次间隔10分钟，最后一次不断开开关。
4、检查220KV母线上所有开关、刀闸、地刀均在断开位置。
5、合上220KV河洲I线刀闸，用220KV河洲I线开关对220KVI 母母线冲击合闸三次，每次间隔10分钟，最后一次不断开开关。
6、在220KV母线电压互感器二次侧核对相序正确无误。
7、检查启备变高、低压开关、刀闸均在断开位置，启备变继电保护及有载调压档位均按调度所下达的定值整定完毕并投入。
将启备变瓦斯保护投入跳闸位置，投入启备变差动保护。
合上启备变220KV中性点接地刀闸2B1D。
合上启备变220KV侧刀闸2B012、用启备变220KV侧开关2B01DL对启备变冲击合闸5次，以后每次间隔15分钟，最后一次不断开开关。
8、检查6KVIA、6KVIB母线上所有接地刀闸、开关、刀闸均在断开位置。
9、合上启备变高压侧刀闸2B011，用启备变开关2B01DL对6KVIA、6KVIB段母线冲击合闸三次，每次间隔10分钟，最后一次不断开开关。
10、在6KV电压互感器二次侧核对相序正确无误。
220kv变电站投运方案【35kV变电站投运方案】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。
220千伏升压站工程施工方案(最终)1. 引言本文档旨在提供一份最终的220千伏升压站工程施工方案，以确保工程的高效进展和顺利完成。
2. 工程概述2.1 工程目标本工程旨在建设一座220千伏升压站，将输电线路电压升高至220千伏，以满足当地电力需求。
2.2 工程地点升压站位于XX地区，具体地址为XX。
2.3 工程规模该升压站的设计容量为XX兆伏安，包括主变压器、护罩、控制设备等。
3. 施工方案3.1 施工准备施工前，应进行详细的工程规划和准备。
包括但不限于：- 确定工期和工程进度计划- 采购所需材料和设备- 提前联系施工队伍并进行培训- 确保施工现场安全，并制定应急预案3.2 施工步骤3.2.1 场地准备- 清理并平整施工场地- 安装临时设施，如工地办公室和宿舍3.2.2 基础设施建设- 进行土方工程，确保基础稳固- 按设计要求铺设地网和基础混凝土- 安装基础设施，如主变压器基座和控制室3.2.3 主体结构施工- 安装主变压器和护罩- 连接输电线路和设备- 安装配电装置和控制柜3.2.4 测试与调试- 进行设备测试和系统调试- 检查保护装置和安全运行措施3.3 完工与验收- 完成施工并进行综合检查- 申请并接受相关部门的工程验收4. 安全措施4.1 安全意识培养- 对施工人员进行安全培训和教育，提高安全意识- 定期组织安全演和应急演练4.2 安全管理- 制定详细的施工安全管理方案- 定期巡检施工现场，及时发现并解决安全隐患5. 环境保护5.1 环境影响评估- 进行环境影响评估，制定环境保护措施5.2 废弃物处理- 妥善处理施工过程中产生的废弃物- 合理利用可再生资源，减少环境污染6. 质量控制6.1 质量保证体系- 确保施工过程符合相关质量标准和规范- 建立质量检查机制，对施工过程进行监控和评估6.2 检测与验收- 进行材料检测和工程验收，确保质量合格- 缺陷整改，确保工程质量达到要求7. 项目管理7.1 进度管理- 制定详细的工程进度计划，并进行动态跟踪- 及时调整工期和资源分配，以保证进度合理7.2 成本控制- 制定项目预算和成本控制措施- 进行成本核算，及时发现和解决预算超支问题8. 风险管理8.1 风险识别与评估- 确定可能存在的风险和隐患- 对风险进行评估和分类，制定相应的应对措施8.2 风险控制与应急预案- 制定详细的风险管理方案- 设定应急预案，以应对突发风险事件9. 总结与展望本文档提供了一份最终的220千伏升压站工程施工方案，包括工程概述、施工步骤、安全措施、环境保护、质量控制、项目管理和风险管理等方面的内容。
第一章编制依据国家、行业颁发的有关法律、法规、规范、规程、规定或标准工程招投标文件、合同规定的标准设计院提供的设计文件材料本企业可调配的人力、物力和机械等资源条件本工程相关的质量验收标准及规范：（1）《砼结构工程施工及验收规范》（GB50204—2002）（2）《电力建设安全施工管理规定》[电建（1995）671 号]（3）《电力建设文明施工规定及考核办法》[电建（1995）543 号]（4）《电力建设安全工作规定》（国家经贸委发布—2002-12-01 实施）（5）《建筑地基基础施工质量验收规范》（GB50202—2002）（6）《建筑内部装修设计防火规范》（GB500222—95）（7）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）（8）《建筑桩机检测技术规范》（JGJ106-2003）（9）《通风与空调工程施工质量验收规范》（GB50243-2002）（10）《电气装置安装工程质量检验及评定规程》DL/T5161.1～5161.17-2002（11）《电气装置安装工程接地布置施工及验收规范》（GB50243-2002）等等第二章工程概况**场工程所在地**县位于江苏省东部沿海地区，受地形条件限制，风电场分南、北两个场区，其中北区址区位于中山河口至滨海港开发区，南区址区位于滨海县东部**乡二罾段的沿海滩涂。
滨海县隶属于**市，位于北纬33°43′～34°23′，东经119°37′～120°20′，拥有海岸线44.6km，滩涂面积110 万亩。
滨海县属于北亚热带与暖温带过渡带海洋性季风气候，气候温和，四季分明，冬冷夏热，光照充足，湿润多雨（尤其6～10）。
220kv升压站是南区风力发电的枢纽工程，位于**鱼塘内。
主要建（构）筑物有生产综合楼、生产辅助楼、事故油池、污水处理装置、门卫室、消防水池、消防泵房及车库等，占地面积约为13300m2。
220kv升压站南北方向长140m，东西方向宽95m，平均填土高度约为4.5m。
220kV II线送变电工程新设备启动试运行方案批准：运行单位审核：编写单位审核：编写：联系电话：一、工程概况1.220kV变电站：本站已投入运行，本期工程为新增扩建220kVII线工程220kV配电装置本期有：220kVII线2053间隔，新增220kV线路保护屏2面、220kV线路测控屏1面、220kV 故障录波屏1面、220kV线路计量屏1面，原有220kV母差保护屏1面、同期控制屏1面。
2.右岸水电站：拆除原有35kV升压变压器及35kV控制室，增加一台。
右岸电厂发电机组经过10kV电缆连接至220kV升压变压器，经过升压变压器升压后连接220kV GIS出线间隔，220kV GIS间隔采用架空出线，由出线套管直接连接至附近架空线路塔。
220kV配电装置本期有：10kV/220kV的升压变压器及一个220kVGIS间隔。
新增220kV线路保护屏2面、220kV线路测控屏2面、220kV故障录波屏1面、220kV线路计量屏1面。
3.220kVII线：线路电压等级为220kV，本工程线路由水电站电厂（右岸）220kV升压站终端塔出线后，经J1终端塔向东面走线一段后，线路经J2转角塔转向北面，跨越红水河后经J3、J4转角塔至开关站（左岸）附近已建设的终端塔，线路长度约1.4km。
二、启动试运行前准备1.运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。
2.所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。
3.220kV变电站、右岸水电站与调度的通信开通，启动设备的远动信息能正确传送到调度。
4.启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报供电局调度管理所。
5.启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报生技、安监部备案。
6.施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报调度备案。
220kV友爱变投运方案一、说明1.和平变友平#1线、友平#2线两套线路保护为新保护，需要测试；220kV母差保护不需要测试。
2.沈东变沈友甲线、沈友乙线两套线路保护为新保护，需要测试；220kV母差保护不需要测试。
3.能港电厂辽友#1线、辽友#2线两套线路保护为新保护，需要测试；220kV母差保护需要测试。
能港电厂侧路代送辽友#1线、辽友#2线时，辽友#1线、辽友#2线可切换保护暂时不能切侧路运行，待侧路保护更换后方可切换。
4.本次友爱变投运，辽友#1线、辽友#2线、沈友甲线、沈友乙线、友平#1线、友平#2线及友爱变#1、#2主变送电，友李#1、#2线未形成，暂不送电。
5.友爱变220kV母线PT为感式。
二、送电前应具备的条件1.友爱变：汇报沈友甲线、沈友乙线、友平#1线、友平#2线、辽友#1线、辽友#2线，#1、#2主变及220kVⅠ、Ⅱ母线有关一、二次设备安装调试工作结束，#1、#2主变分接头在“4“位置，试验、验收均合格，远动、通信及电量采集等有关设备安装、调试结束并验收合格，沈友甲线、沈友乙线、友平#1线、友平#2线、辽友#1线、辽友#2线CT均已接入220kV母差保护回路，友李#1线、友李#2线CT、#1、#2主变主一次CT未接入母差保护回路，所内安全措施全拆除，沈友甲线、沈友乙线、友平#1线、友平#2线、辽友#1线、辽友#2线送电无问题。
2.和平变：汇报友平#1线、友平#2线两套保护更换有关作业全部结束，验收合格，现场安全措施全拆除，送电无问题。
3.沈东变：汇报沈友甲线、沈友乙线两套保护更换有关作业全部结束，验收合格，现场安全措施全拆除，送电无问题。
4.能港电厂：汇报辽友#1线、辽友#2线两套保护更换有关作业全部结束，验收合格，现场安全措施全拆除，送电无问题。
5.抚顺调度：汇报沈友甲线、沈友乙线、友平#1线、友平#2线、辽友#1线、辽友#2线线路全线已形成，线路参数已测试完毕，现场安全措施全拆除，送电无问题。
220kV II线送变电工程新设备启动试运行方案批准：运行单位审核：编写单位审核：编写：联系电话：一、工程概况1.220kV变电站：本站已投入运行，本期工程为新增扩建220kVII线工程220kV配电装置本期有：220kVII线2053间隔，新增220kV线路保护屏2面、220kV线路测控屏1面、220kV 故障录波屏1面、220kV线路计量屏1面，原有220kV母差保护屏1面、同期控制屏1面。
2.右岸水电站：拆除原有35kV升压变压器及35kV控制室，增加一台。
右岸电厂发电机组经过10kV电缆连接至220kV升压变压器，经过升压变压器升压后连接220kV GIS出线间隔，220kV GIS间隔采用架空出线，由出线套管直接连接至附近架空线路塔。
220kV配电装置本期有：10kV/220kV的升压变压器及一个220kVGIS间隔。
新增220kV线路保护屏2面、220kV线路测控屏2面、220kV故障录波屏1面、220kV线路计量屏1面。
3.220kVII线：线路电压等级为220kV，本工程线路由水电站电厂（右岸）220kV升压站终端塔出线后，经J1终端塔向东面走线一段后，线路经J2转角塔转向北面，跨越红水河后经J3、J4转角塔至开关站（左岸）附近已建设的终端塔，线路长度约1.4km。
二、启动试运行前准备1.运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。
2.所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。
3.220kV变电站、右岸水电站与调度的通信开通，启动设备的远动信息能正确传送到调度。
4.启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报供电局调度管理所。
5.启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报生技、安监部备案。
6.施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报调度备案。
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。
风电场升压变电站本期按100WM容量建设，安装一台100MVA主变；220kV 架空出线一回，接系统220kV升压站，本期220kV侧采用单母线接线；主变压器220kV侧中性点直接接地。
35kV侧采用单母线接线方式。
风电场220kV升压站内安装3个220kV GIS间隔、1台220kV主变、11面开关柜、1套无功自动补偿装置（SVG）、1套接地变含站用变/消弧线圈成套装置以及220kV户外避雷器、220kV户外电容式电压互感器、综合自动化、交直流电源、电话通信等系统的设备。
四、受电范围：（见受电一次系统图）
五、投运前应具备的条件
5.1受电范围内土建工程全部结束。
各配电间屋内最后抹平地面的施工完毕，主控室、继保室全部装修施工完毕、照明充足且经专业监理及业主验收合格。
5.2各配电间、主控室、继保室门窗已上好锁，已将全部钥匙移交生产准备部门。
5.3 受电范围内各电缆沟道、孔洞封堵沟盖扣盖完毕，道路畅通。
5.4新投运设备全部安装调试完毕，相关安装记录、交接试验记录签证齐全且经专业监理及上级质检中心站验收签证。
5.5继电保护及自动装置定值计算、整定校验完毕。
5.6系统通讯与远动通讯调试完毕，已与地调接口。
自动化信息量上传准确无误。
5.7站内UPS系统及直流系统已经带负荷试运。
5.8 受电范围内各处围栏已围好，生产准备部门已上好锁并挂好警示牌、标志牌。
5.9生产准备部门已在受电范围内各处配好消防灭火用具。
5.10生产准备部门已将投运一、二次设备标识清楚。
六、组织分工
6.1 在新设备投运前10个工作日，应成立由业主、监理单位、施工单位、设备厂代表组成的联合指挥部。
（指挥部名单如下）
设立受电领导小组
总指挥：王金宁
副总指挥：盖英德、卢俊涛、郑庆天、姚立阔
安全组：冯东伟
调试组：赵红静、李福建、调试单位及相关设备厂家人员
操作组：
操作总指挥：王雷
集控操作人：蒋禹记录人：孙冶
就地操作人：刘世刚、贾冰、曹阳、曹东旭
应急组：赵彦龙、许超群、杨刚
七、充电范围及保护配置
7.1充电220KV龙义线经2216开关到XXXXXXXXX风电场220KV母线到 01号主变
高压侧，再由01号主变经35KV低压311开关到35KVI段母线
7.2通过1号站用变35KV开关313给1号站用及消弧线圈送电。
7.3主变应投入的保护
#1主变冲击合闸前投入1#主变A、B屏差动保护，冲击完毕退出，#1主变带负荷，核对差流无问题，再投入差动保护。
主变过流保护
1#主变高压侧复合电压闭锁过流保护改为过流保护，取消电压闭锁条件，时间改为（0.3）秒。
1#主变耐压冲击完毕后恢复。
主变零序保护
投入#1主变高压侧接地零序，高压侧不接地零序，
主变后备保护
投入低压侧相间后备。
主变非电量保护
投入B屏本体重瓦斯一，本体重瓦斯二，有载重瓦斯，压力释放，绕组温度高。
八、设备投运
8.1 220KV龙义线送电
8.1.1联系省调，汇报龙义线2216、220KVI母线、#1主变2201有关一、二次设备已安装调试完了，有关试验、验收均合格，有关通信、远动及电量采集装置已安装调试完毕，试验、验收合格，现场安全措施全拆除，龙义线2216靠对侧保护
8.1.2联系省调，汇报龙义线2216开关及两侧刀闸、220KVI母线PT刀闸、#1主变2201开关及22011刀闸均在开位，龙义线送电无问题。
8.1.3联系省调，核对220KV故障录波器定值正确后投入。
8.1.4合上龙义线22161及22166刀闸，合上220KVI母线PT刀闸。
合上龙义线2216开关。
8.2 #1主变送电方案
8.2.1将#1主变2201分接头均置于“9”位置；检查保护投入情况。
8.2.2检查01号主变高压侧2201开关、22011刀闸、01号主变高压侧甲至开关间接地刀闸均处于分闸位置；确认35KV IV母线所有断路器都在断开位置，小车在试验位置。
8.2.3联系省调，申请对01号主变进行耐压冲击试验。
得调度令后，远方合01号主变中性点接地刀闸，远方合01号主变高压侧22011刀闸，远方合01号主变高压侧2201开关，第一次对主变进行冲击，观察冲击电流的大小。
通知人员对01号主变进行全面检查。
共进行五次冲击，间隔5-10分钟，第五次冲击完毕后不再断开01号主变高压侧2201开关。
8.2.4 冲击完毕后，恢复01号主变主变高压侧复合电压闭锁过流保护，主变轻瓦斯恢复发信号
8.2.5 #1主变差动保护停用。
#1主变带负荷（低压电容负荷）
测#1主变差动保护相位、差流正确后投入。
8.3 35KV母线送电
8.3.1将35KV母线电压互感器小车、01号主变低压侧311开关小车推入工作位置。
远方合01号主变低压侧311开关，对35KV I母线进行冲击。
8.3.2待运行稳定后，检查35KV I母线电压互感器二次电压的相序及电压值。
检查地点为：后台机、主变保护屏、低后备保护综保、主变测控屏计量低压侧电能电度表、故障录波器等。
8.3.3 01号主变及35KV I母线24小时空载计时开始。
8.4核相检查
站内220KV母线和35KV母线核相检查。
测量35KV I母线PT二次电压及相序，并与220KV母线PT二次电压定相，应与理论值相符。
8.5 站用变送电
8.5.1检查站用及接地变绝缘。
用2500V兆欧摇表检查35KV电缆相间及对地绝缘；检查站变高压侧绕组对地绝缘。
用500兆欧摇表检查站变低压侧绕组对地绝缘。
投入站用变及接地变保护。
由于站用母线用市电电源供电，所以站变低压电缆应与站用低压母线可靠断开，防止临时电源反送。
8.5.2将站用变高压313开关送进工作位置，远方合站用变高压313开关，第一次对3号站变进行冲击，观察冲击电流的大小。
通知站变前人员检查是否有异音待运行稳定后，断开站用变高压313开关。
8.5.3待站用变空载24小时无问题后，进行380V母线送电操作。
8.6 站用变低压侧380V母线送电
8.6.1测量380V一段进线开关电压及相序正常
8.6.2断开市电电源开关，站内设备采用UPS供电
8.6.3合380V进线开关。
给380V母线送电。
八、文明施工、安全受电措施
8.1参与受电的任何人不得大声喧哗，非受电人员不得进入主控室及受电间隔。
8.2参与受电的施工人员进入施工现场应正确佩戴安全帽、穿好工作服及绝缘鞋。
严谨酒后进入施工现场和在主控室及受电间隔内吸烟。
8.3参与受电的施工人员应准备好表计及验电器等。
8.4参与受电的施工人员应统一听从临时受电领导小组指挥，在受电过程中要服从并执行值长的口令，若有异常情况发生，不得慌乱，要立即向值长汇报。
8.5受电完毕后，要清扫现场、做到工完场清。
施工小组安全联保卡。
