110kv变电站试验方案
在一份优秀的方案中，既要包括各项具体的工作环节，时间节点，执行人，也要包括实现方法、需要的资源和预算等，那么具体要如何操作呢？以下是小编精心整理的《110kv变电站试验方案》，希望对大家有所帮助。
第一篇：110kv变电站试验方案
110KV变电站电气试验项目
电气试验目录
一、主变试验
1、电力变压器试验
A、绕组直流电阻测量 B、变比测试误差测量 C、介质损失角测量
D、一分钟直流泄漏测量 E、短路阻抗测量 F、低电压空载
2、电力变压器有载分接开关试验
A、电力变压器有载分接开关切换试验
3、变压器电容式套管试验
A、绝缘电阻 B、介质损试验
4、电力变压器交流耐压试验
A、外施耐压试验
B、耐压后绝缘电阻测量
二、站用变试验
1、绝缘电阻及吸收比、极化指数测量
2、变压比误差及联结组别测量
3、绕组直流电阻测量
4、低电压空载及短路试验
5、绕组及套管的工频耐压试验
三、SF6断路器试验
1、绝缘电阻及耐压试验
2、导电回路接触电阻测试
3、操作线圈及其动作电压测试
4、机械特性时间测试
5、微水测试及密封性试验
四、35KV断路器试验
1、绝缘电阻
2、导电回路电阻、耐压
3、分合闸时间、同期测量
4、动作电压
五、110KV主变电流互感器试验
1、绝缘电阻
2、变比测试
3、二次线圈直流电阻
4、极性检查
5、励磁特性试验
6、耐压
六、110KV干式电流互感器试验
1、绝缘电阻测量及工频耐压试验
2、极性检查
3、电流比检查及二次直阻测量
4、励磁特性
5、一次直流电阻测量
七、35KV电流互感器试验
1、绝缘电阻
2、电流比检查及二次直阻测量
3、极性及一次直流电阻测量
4、励磁特性试验
5、耐压
6、局部放电测试
八、零序流变试验
1、绝缘电阻
2、电流比检查及二次直阻测量
3、极性及一次直流电阻测量
4、励磁特性试验
5、耐压
九、电磁式电压互感器试验
1、绝缘电阻、介损及交流耐压试验
2、直流电阻测量
3、极性检查
4、变比检查
5、励磁特性及空载损耗试验
十、35KV母线压变试验
1、绝缘电阻
2、一次、二次绕组直流电阻、局放
3、变比误差
4、励磁特性及空载损耗
5、工频交流耐压 十
一、氧化锌避雷器试验
1、GIS A、绝缘电阻测量
B、交、直流泄漏电流及参考电压测量 C、放电计数器及漏电电流表检查
2、其余的
A、绝缘电阻测量
B、直流参考电压、泄漏电流及交流参考电压测试 C、持续运行电压下全电流计阻性电流测试 D、避雷器监测器测试
十二、高压隔离开关试验
1、绝缘电阻
2、导电回路电阻
十三、接地电阻测试及导通试验 十
四、GIS回路电阻测试试验 十
五、GIS微水测试试验 十
六、GIS密度继电器校验 十
七、电容器试验
1、铭牌及安装位置
2、试验日期及电气情况
3、电容量及绝缘电阻测量
十八、干式电抗器试验
1、铭牌及主要技术参数
2、试验日期及天气情况
3、支柱绝缘子绝缘电阻测量及工频耐压试验
4、绕组电流电阻及电感测量
十九、电力电缆实验报告
1、绝缘电阻测量及耐压试验
2、两端相位一致、与电网相位一致
二
十、温度表校验 二十
一、交流耐压试验
1、110KV GIS交流耐压试验
A、绝缘电阻 B、交流电压
2、母线设备试验
A、绝缘电阻测量及工频耐压试验
3、35KV开关室母排交流耐压试验
A、绝缘电阻 B、交流耐压
C、两端相位一致、与电网相位一致
二十二、变压器油化报告
1、1#主变有载调压
2、2#主变有载调压
3、1#主变本体
4、2#主变本体
5、1#主变本体耐压前试验
6、2#主变本体耐压前试验
7、5T 油罐 新油
8、15T 油罐 新油
二十三、绝缘工具试验 二十
四、角比差试验
二十五、电流互感器10%误差试验
第二篇：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
1、万福变：检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。
2、万福变：摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘，确保合格。
3、新源变：检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。
4、新源变：检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。
5、新源变：摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘，确保合格。
6、万福变：由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。
7、新源变：由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性，并做二次升流试验，试跳开关，确保正常。
8、新源变：投入110KV福源线111开关所有保护(改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸)。
9、万福变：投入110KV福源线122开关所有保护(改变保护控制字，退出功率方向元件和重合闸)。
10、新源变：对110KV新厦线摇测绝缘，确认合格。
11、新源变：以万福变相序为基准，采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序，确保与万福变110KV相序一致。
12、万福变：将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。
13、万福变：合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次，每次冲击时间5分钟，间隔时间1分钟。
其中：1)110KV福源线第一次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关距离保
护试跳开关。
2)110KV福源线第二次冲击正常后，用万福变110KV福源线122开关零序保
护试跳开关。
3)110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。
4)检查新源变110KV母线受电正常后，空载运行。
14、新源变：合上110KV母线PT1511刀闸。
15、新源变：测试110KVPT二次电压和相序，确认相序正确。
第二阶段：110KV新源变电站投运
(一)、#1主变投运
1、新源变：检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。
2、新源变：摇测#1主变及三侧开关绝缘，确保合格。
3、新源变：投入#1主变所有保护(重瓦斯接“跳闸”位臵，轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位臵)。
4、新源变：将#1主变高中压侧分接头位臵调至额定电压档。
5、新源变：合上#1主变中性点1010刀闸。
6、新源变：将#1主变101开关由冷备用转热备用。
7、新源变：合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验，每次冲击间隔时间5分钟。
第一次冲击正常后，用#1主变差动保护跳101开关;
第二次冲击正常后，用#1主变重瓦斯保护跳101开关;
第三次冲击正常后，用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关;
第四次冲击正常后，用#1主变复合电压过流跳101开关;
第五次冲击正常后，空载试运行，并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位臵。
8、新源变：退出#1主变差动保护。
(二)、35KV母线及35KV母线PT投运
1、新源变：检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。
2、新源变：对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘，确认合格。
3、新源变：将#1主变301开关由冷备用转热备用，投入301开关充电保护。
4、新源变：合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后，退出301开关充电保护压板，并合上35KV母线PT3511刀闸。
5、新源变：由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性;测试35KV所有间隔PT二次压降。
(三)、10KV母线及10KV母线PT投运
1、新源变：检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。
2、新源变：摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘，确认合格。
3、新源变：将#1主变901开关由冷备用转热备用，投入901开关充电保护。
4、新源变：合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次，每次冲击间隔时间5分钟，正常后退出901开关充电保护压板，并合上10KV母线PT9511刀闸。
5、新源变：由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性;测试所有出线的PT二次压降。
6、新源变：投入10KV所用变恢复站用电。
7、新源变：10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。
(四)、10KV#1电容器的投运
1、新源变：检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。
2、新源变：摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘，确保合格。
3、新源变：投入10KV#1电容器917开关所有保护。
4、新源变：将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。
5、新源变：合上10KV#1电容器917开关，对#1电容器冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。
(五)、35KV新油线的投运
1、新源变：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。
2、吉安县调：检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。
3、新源变：摇测35KV新油线311开关间隔绝缘，确保合格。
4、新源变：投入35KV新油线311开关所有保护。
5、新源变：将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。
6、新源变：合上35KV新油线311开关，对35KV新油线冲击三次，每次间隔5分钟，正常后投入运行。
7、吉安县调：将油田变负荷转接至35KV新源线上供电。
五、注意事项
1、#1主变带负荷测试前应退出主变差动保护，测试正常后再投入。
2、#1主变投运正常后，将#1主变重瓦斯保护由“跳闸”位臵改接于“信号”位臵，试运行二十四小时后，再将重瓦斯保护由“信号”位臵改接于“跳闸”位臵。
3、万福变110KV福源线122开关、新源变110KV福源线111开关二次功率方向元件须带负荷测试正常后才可投入运行。
六、附图
第三篇：110kv元坝变电站受电方案
西南油气分公司元坝净化厂
110kV元坝变电站
系统受电方案
编 制：
审 核：
审 批：
长炼机电广元分公司 二0一四年五月三十日
目录
1 受电条件……………………………………………………………………2
2 受电前检查与准备…………………………………………………………2
3 变电站相关系统投运程序…………………………………………………2
4 具体试运行步骤……………………………………………………………2
5 受电试运行小组……………………………………………………………8
6 受电试运行小组成员职责…………………………………………………8
7 安全措施……………………………………………………………………8
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一、受电条件
1、110kV元坝变电站110kV、10kV、0.4kV
一、二次系统，安装调试完毕;
2、直流系统、综保系统安装调试完毕;
3、室内外防雷、接地系统安装调试完毕;
4、土建工程竣工;
5、消防与通讯工程竣工;
6、室内外照明试运正常;
7、电气作业人员培训合格;
二、受电前检查与准备
1、检查110kV、10kV、0.4kV
一、二次及防雷、接地系统试验及调试记录文件：检查试验与调试项目是否齐全，数据是否达到规范合格标准。
2、检查并清除配电设备上异物;清除配电设备裸露导电部位及绝缘瓷件表面污渍。清扫总变电站区域室内、室外卫生。
3、检查110kV、10kV 检查总变电站110kV、10kV、0.4kV一次系统：
110kV、10kV、0.4kV系统，所有断路器、隔离刀闸，应处在断开位置;
4、检查GIS组合电器内气体压力指示，压力值应达到设计及制造厂家要求数值，并记录受电前压力数据。
5、检查二次回路绝缘：回路绝缘数值应大于1.5MΩ。
三、变电站相关系统投运程序
1、直流系统投入运行，工作正常。
2、中央信号投入运行，检查各个事故信号、预告信号、声光回路工作正常。
3、总降压站系统微机监控系统投入运行，工作正常。
4、对总变电站系统110kV、10kV、0.4kV系统保护按现场要求投入，各套保护动作准确可靠无误。
四、具体试运行步骤：
(一)受电网络图：
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(二)一次系统接线图
见元坝气田天然气净化厂工程110kV元坝变电站系统图纸83940-01DD (三) 110kV母线受电试运行
1、对变电站系统110kV、10kV系统各台设备认真检查，各台设备应具备受电条件，。
2、检查总变电站系统110kV系统1#电源进线接地刀闸、2#电源进线接地刀闸、内桥接地刀闸、两台主变高压侧进线接地刀闸、两台主变中性点接地刀闸均在断开位置。
3、检查总变电站系统10kV系统母线接地线以及其他安全措施均全部拆除。
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4、设备受电：
(1)1#电源进线断路器受电
220kV苍化变，苍化线170断路器对线路冲击合闸3次，第三次不拉开。 ① 检查110KV断路器：151 确在分位;隔离开关：1
518、1
516、1
511、10
16、10
11、1
18、11
21、11
22、1
28、1
528、1
526、1521,10
26、1021确认在分位;接地开关： 15180、15160、15140、15130、15280、15260、15240、15230、1
110、10160、1
210、10260、1180、1280、11230、11240在分位;所属设备完好符合送电要求线路。进线终端核相正确。
② 合110KV隔离开关：1
518、1
516、1511，检查确认在隔离合位; ③ 110KV断路器151进至热备用位置; ④ 合断路器151工作电源;
⑤ 合断路器151，冲击3次，每次间隔5min，检查确在合位; ⑥ 检查设备运行正常，报告地调操作完毕。 (2)110kV送Ⅰ段PT ① 检查接地刀闸1110 确在接地分位; ② 合隔离开关118 ，检查确在隔离合位;
③ 转换三间隔就地控制盘110kVⅠ段 PT二次三相空气开关， 检查110KVⅠ段相电压、线电压，均应有正常指示; ④ 报告地调，操作完毕。 (3)送110kV母联
① 投入母联充电保护，退出母差保护;
② 检查110KV母联段接地开关11230 、11240 确在接地分位，检查断路器112确在分位，所属设备完好符合送电要求; ③ 110KV母联段断路器112 至热备用位置; ④ 合断路器112 工作电源;
⑤ 合110KV母联段隔离开关11
21、1122，检查确在隔离合位; ⑥ 合110KV母联段断路器112，检查确在合位; ⑦ 检查设备运行正常
⑧ 退出母联充电保护，投入母差保护;
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(4)110kV送Ⅱ段PT ① 合隔离开关128，检查确在隔离合位;
② 转换3间隔就地控制盘110kVⅡ段PT二次三相空气开关， 检查110KVⅡ段相电压、线电压，均应有正常指示，二次核相正确; ③ 报告地调，操作完毕。 (5)投1#主变及10kV受电
1)主变断路器10kV受电
① 检查110KVⅠ段出线接地开关10160、确在接地分位; ② 合110KV出线隔离开关10
11、1016，检查确在隔离合位; ③ 110KV出线断路器101至热备用位置; ④ 合出线断路器101工作电源; ⑤ 合Ⅰ段10kV进线断路器控制电源; ⑥ 合1#主变中性点接地1019，检查确在合位;
⑦ 合110KV出线断路器101，检查确在合位;冲击5次，每次间隔时间为5min，检查变压器无异常，声音正常，冲击合闸在变压器高压侧进行。 ⑧ 有载调压操作：
a,检查1#主变调档切换装置，在全部切换过程中(1档～17档，17档～1档)，应无开路现象，电气和机械限位动作正确且符合产品要求，在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。
b,在变压器无电压下操作10个循环，在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。
⑨ 将10kV进线 901断路器小车推至工作位置，合901，检查确在合位;冲击3次，每次间隔时间为5min，
⑩ 将10kV Ⅰ段PT柜PY1断路器小车至工作位置，Ⅰ段PT投入; ⑪ 检查10kVⅠ段 (PT柜PY1)电压指示是否正常。
⑫ 将10kV Ⅱ段PT柜PY2断路器小车至工作位置，Ⅱ段PT投入; ⑬ 合10kV母联柜912控制电源;
第 5 页 共 10页 ⑭ 将9122小车推至工作位置，合10kV母联柜912断路器，检查确在合位; ⑮ 检查10KVⅡ段(PT柜PY2)电压指示是否正常，二次核相正确。
⑯ 分1#主变压器中性点接地刀闸1109，检查确在分位，操作完毕。
(6) 停1#主变
① 分10kV母联912断路器，检查确认在分位; ② 将9
12、9122小车退至试验位置;
③ 分10KVⅠ段进线901 断路器，检查确在分位; ④ 将901 断路器小车退至试验位置;
⑤ 合1#主变中性点接地刀闸1019，检查确在合位，操作完毕 ⑥ 分110KV出线断路器101，检查确在分位;
⑦ 分110KV出线隔离开关10
11、1016，检查在隔离分位;
(7)投2#主变10kV受电 1)2#主变断路器10kV受电
① 检查110KVⅡ段出线接地刀闸10260确在接地分位;; ② 合110KV出线隔离刀闸10
22、1026，检查确在隔离合位; ③ 110KV出线断路器102至热备用位置; ④ 合出线断路器102)工作电源; ⑤ 合Ⅱ段10kV进线断路器控制电源;
⑥ 合2#主变中性点接地刀闸1029，检查确在合位;
⑦ 合110KV出线断路器102，检查确在合位;冲击5次，每次间隔时间为5min，检查变压器无异常，声音正常，冲击合闸在变压器高压侧进行。 ⑧ 有载调压操作：
a,检查2#主变调档切换装置，在全部切换过程中(1档～17档，17档～1档)，应无开路现象，电气和机械限位动作正确且符合产品要求，在操作电源电压为额定电压的85%及以上时，其全过程的切换中应可靠动作。
b,在变压器无电压下操作10个循环，在空载下按产品技术条件的规定检查切换装置的调压情况，三相切换同步性及电压变化范围和规律，与产品出厂数据相比，应无明显差别。
⑨ 将10kVⅡ段进线 902断路器小车推至工作位置，合上902，检查确在合位;冲击3次，
第 6 页 共 10页 每次间隔时间为5min，
⑩ 将10kV Ⅱ段PT柜PY2断路器小车至工作位置，Ⅱ段PT投入; ⑪ 检查10kVⅡ段 (PT柜PY2)电压指示是否正常。
⑫ 将10kV Ⅰ段PT柜PY1断路器小车至工作位置，Ⅰ段PT投入; ⑬ 合10kV母联柜9
12、9122控制电源;
⑭ 合10kV母联柜9
12、9122断路器，检查确在合位; ⑮ 检查10KVⅠ段(PT柜PY1)电压指示是否正常。
⑯ 分2#主变压器中性点接地刀闸1029，检查确在分位，操作完毕。
(8) 停2#主变
① 分10kV母联912断路器，检查确认在分位; ② 将9
12、9122小车退至试验位置;
③ 分10KV II段进线902 断路器，检查确在分位; ④ 将902断路器小车退至试验位置;
⑤ 合2#主变中性点接地刀闸1029，检查确在合位，操作完毕 ⑥ 分110KV出线断路器102，检查确在分位;
⑦ 分110KV出线隔离开关10
21、1026，检查在隔离分位;
(9) 停110kV Ⅱ段PT ① 分110kV Ⅱ段PT隔离开关128 ，检查确在分位;
(10) 停110kV母联断路器
① 分110KV母联断路器112，检查112确在分位，切操作电源; ② 分隔隔离开关11
21、1122，检查11
21、1122确在分位; ③ 操作完毕。 (11)停110KV I段VT
①分110kV Ⅰ段VT隔离开关118，检查确在分位;
(12) 停1#电源进线
① 分110KV进线断路器151,检查151确在分位，切断工作电源; ② 分隔三位离开关1
511、1516，检查确在分位; ③ 报告地调,操作完毕。 (13) 2#电源进线断路器受电
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根据受电网络图及一次系统接线图，操作程序如1#电源进线断路器受电所述以此类推。
(14) 1#站用变受电
① 检查1#站用变具备受电条件，周围拉上警戒线并有专人看护; ② 断开10kV 1#站用变969开关柜接地刀闸，检查1#站用变及电缆绝缘; ③ 合上10kV 1#站用变969开关柜二次回路控制开关;
④ 试验位置对1#站用变969开关柜进行合、分闸试验，检查断路器合、分闸位置显示正确，确认其完好;
⑤ 将406单元10kV #1变压器DL913开关手车摇至工作位置;
⑥ 操作转换开关SFS31合上10kV 1#站用变969开关，进行变压器第一次冲击，检查变压器温度声音、低压侧电压等正常，观察变压器的冲击激磁涌流，保护不应动作。间隔5分钟后进行第2次冲击，共冲击5次，每次间隔5分钟。5次冲击后变压器进入空载运行状态。
(15) 0.4kV 母线受电，并核相
① 合上0.4kV Ⅰ段进线4001开关二次回路开关; ② 将0.4kV Ⅰ段进线4001开关柜手车遥至工作位置;
③ 合上0.4kV Ⅰ段进线4001开关，使Ⅰ段母线带电，测量母线电压正常; ④ 同样受电程序，将0.4KV Ⅱ段母线受电。
⑤ 进行一次定相，在0.4kV 母联4000开关的上下触头位置，用数字式万用表核定I段和Ⅱ段的相别，同名相电压为零;并使用相序表检查受电后相序情况。
五、受电领导小组
总调度：广元地调 总指挥：朱亚军
副指挥： 电气工程师：
操作人：
监护人：
试运行设备保标：110KV设备供方、中压柜设备供方、主变压器供方、综保设备供方、低压柜设备供方、电气监控五防系统供方。
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协助单位：长炼机电：周华，白国强，肖玉兰 地调(广元供电局)联系电话：
六、受电试运行小组成员职责
总调度：协助受电前内、外部工作协调。
总指挥：协调主持受电前各方联动预演、组织受电前准备工作检查、主持召开受前工作会议。
副指挥：受电工作人员及物资准备。
电气工程师：受电方案编制及贯彻、受电安全技术交底;开填操作票、现场监护
操作人：设备投运操作。
监护人：根据操作指令核对操作地址。
七、安全措施
1、受电前的准备工作
(1)应备齐试验合格的验电器、绝缘防护装置、胶垫以及接地编织铜线和灭火器材;
(2)设备及工作场所，所属电器、仪表元件，必须彻底清扫干净，不得有灰尘、杂务。检查母线上和设备上是否留有工具、金属材料及其他物件。 (3)试运行组织工作：明确试运行指挥者、操作者和监护人。
(4)试验项目全部合格，并有试验报告单，并经监理工程师认证后，方可进行下道工序。
(5)继电保护动作灵活可靠，控制、连锁、信号等动作准确无误。
完成系统以上部分的所有工作后还应向有关供电部门上交有关的调试数据和试验报告，向上级相关管理部门提出受电申请，并按照批准的受电方案进行受电。
(6)对受电作业人员进行安全技术交底：学习受电操作程序;作业安全防护措施与事故应急方法。
(7)制作受电作业区警示标牌、设备受电运行警示标牌。
2、试运行期间必须是统一负责、统一协调、统一指挥，各个试运行现场必
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3、严格执行工作票、操作票制度，操作中必须两人进行，一人操作、一人监护。
4、受电注意事项：
(1)为保证本次受电顺利进行，应严格按照相关规程操作。 (2)相关试运行人员应有其相关的规程操作证。
(3)受电之前应由总承包单位、监理单位、送电单位及施工单位等相关单位组织各方共同对所有供电系统进行最后检查确认，确认无误后才能进行正式受电操作。
(4)建立完整的受电联络体制。
(5)配备好受电所需要安全用具，对需受电设备设置标志牌、围栏、警告牌。
(6)受电操作必须保持至少两个人，一人实际操作、一人记录监护，操作人员在得到操作指令，并对要操作的指令明确无误后，方可进行操作。 (7)试运行现场应设置防火设施。必须有干粉灭火器。
5、操作前，要认真做好模拟演练、填写操作票。
6、操作中应穿戴好劳动保护用品。
7、明确110kV、10 kV系统各现场的指挥，试运行中不得违章指挥、违章作业。
8、试运行期间，必须精心操作，认真检查。
9、保证试运行时各现场的通讯畅通。
净化厂生产调度电话：
消防电话： 急救电话：
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第四篇： 110kV嘉园电站启动试运行方案
一、工程概况
1、新建110kV嘉园变电站工程由桂林供电局作为项目代业主，由广西丰源电力勘察设计有限责任公司设计，土建、电气、通信部分由桂林漓昇电力建设有限责任公司负责施工，由广西正远电力工程建设监理有限责任公司监理。本次试运行包括嘉园站所有电气
一、二次设备。
2、电气主接线： 110kV采用内桥接线，10kV为单母线分段形式。
3、变压器：1台50MVA变压器，电压等级为110/10kV 。
4、110kV配电装置：飞嘉线113间隔、飞嘉侯线间隔、桥100间隔、1号主变1014间隔、 I段母线、 II段母线。
5、10kV配电装置(共18面固定开关柜)：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，备用9001隔离柜，备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关柜、电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜， 1号站用变910 开关柜。
6、无功补偿：10kV装设2组容量分别为4200Kvar和6000Kvar户外并联补偿电容器。
7、站用变及消弧线圈：1台1100/160 kVA接地变压器，电压等级为10kV/400V。
8、本期工程的二次部分安装了监控系统为深圳南瑞公司产品，采用计算机监控模式。110kV线路不设线路保护;110kV主变安装深圳南瑞公司生产的ISA387GA型差动保护、ISA388G型高、低后备保护、ISA361G型本体保护、ISA341GA型测控保护;10kV出线线路每回安装1套ISA351G型电流保护，两组电容器组均安装ISA359GD型电容器保护。直流系统为许继电源有限公司的直流产品。10kV出线安装了上海思源消弧线圈系统。低频低压装置采用南瑞稳定技术公司UFV-200A 型频率电压紧急控制装置
二、启动试运行风险分析及控制措施
风险分析：在投运过程中，如果出现设备故障或电网故障，存在飞虎站110kV母线失压的风险
控制措施：方式将安排腾空飞虎站110kVI段母线。
三、试运行前的准备工作
1、运行单位准备好操作用品、用具，消防器材配备齐全并到位，本次运行设备印制好编号。
2、所有启动试运行范围内的设备均按有关施工及验收规程、规定的要求进行安装调试，且经启动验收委员会工程验收组验收合格，并向启动验收委员会呈交验收结果报告，启动验收委员会认可已具备试运行条件。 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
3、变电站与桂林地调的通信开通，启动试运行设备的远动信息能正确传送到桂林地调。
4、启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报送桂林地调。
5、启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成，并报公司生产技术部、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桂林地调备案。
7、与启动试运行设备相关的厂家代表已经到位。
8、2号站用变高压侧接入外来电源，已带电正常运行。
四、启动试运行范围
1. 嘉园站(主变)：1号主变压器;
2. 嘉园站(110kV部分)：110kV飞嘉侯线1143间隔，110kV飞嘉线113间隔，110kV Ⅰ段母线、Ⅱ段母线，110kV 桥100间隔，1号主变1014间隔;
3. 嘉园站(10kV部分)：1号主变901开关柜，Ⅰ段母线PT 0951柜，10kVⅠ段母线，备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关柜，电容器Ⅰ930开关柜，电容器Ⅱ950开关柜，1号站用变910开关柜，备用9001隔离柜; 4. 嘉园站：全站二次设备;
五、启动试运行的项目
1. 飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行
2. 飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行
3. 飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行
4. 嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运行、进行110kV侧核相及并列切换运行试验
5. 嘉园站1号主变充电试运行;
6. 嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行; 7. 嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验; 8. 嘉园站110kV进线备自投试验;
9. 嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验; 10. 嘉园站10kV各备用间隔充电试运行。
1 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
六、启动试运行时间安排
计划2011年 月 日～ 月 日
七、启动试运行指挥成员名单和电话 启动试运行指挥组组长： 启动试运行指挥组副组长：
八、启动试运行应具备的条件
1. 新启动试运行的变电站与广西中调、桂林地调之间的通信能满足调度运行要求，启动试运行设备相关的远动信息能正常传送到广西中调和桂林地调。
2. 所有启动试运行范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收
3. 所有现场有关本次启动试运行设备的基建工作完工，已验收合格，并且临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离施工现场，现场具备送电条件。
4. 运行单位就启动试运行设备已向广西中调和桂林地调报启动试运行申请。
5. 启动试运行开始前，参加启动试运行有关人员应熟悉厂站设备、启动试运行方案及相关的运行规程规定。与启动试运行有关的运行维护单位应根据启动验收委员会批准的启动试运行方案，提前准备好操作票。
6. 110kV嘉园站：确认飞嘉线 113间隔线路PT与线路电缆已经接好。 7. 110kV嘉园站：确认飞嘉侯线 114间隔线路PT与线路电缆已经接好。
九、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合(在启动试运行前完成)
线路：检查110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线在冷备用状态。
飞虎站(腾空飞虎站110kV1号母线，为投运做准备。由地调值班调度员下令飞虎站值班员操作)：
1. 检查飞虎站110kV母联100开关在运行状态; 2. 检查飞虎站备用118开关在冷备用; 3. 检查飞虎站备用117开关在冷备用;
4. 检查飞虎站110kV苏虎麻百线113开关运行在110kV2号母线;
5. 将飞虎站220kV1号主变101开关、110kV飞福线116开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线运行
2 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
6. 断开飞虎站110kV母联100开关; 7. 操作完毕，汇报启动试运行指挥组。 嘉园站：
将嘉园站1号主变有载调压的档位置于1档;
十、启动前现场准备和设备检查
由启动试运指挥组长下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。 测量线路绝缘、核相 飞嘉线：
1. 线路施工单位进行110kV飞嘉线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。
飞嘉侯线：
2. 线路施工单位进行110kV飞嘉侯线线路绝缘及相关参数测量，合格后向试运行指挥组汇报。
一次设备检查及准备
飞虎站(由地调值班调度员下令变电站值班员操作)
1. 检查飞虎站110kV飞嘉线1
15、飞嘉侯线114开关均在断开位置; 2. 检查飞虎站11
51、11
52、11
53、11
41、11
42、1143刀闸均在断开位置; 3. 检查飞虎站11
517、11
537、11
538、11
417、11
437、11438地刀均在断开位置; 侯寨站(由地调值班调度员下令变电站值班员操作) 4. 检查侯寨站110kV飞嘉侯线173开关在断开位置; 5. 检查侯寨站17
31、17
32、17
33、1735刀闸均在断开位置; 6. 检查侯寨站17
318、173
38、17337地刀均在断开位置;
嘉园站(由启动试运行组组长下令变电站值班员，操作完后汇报调度员)
7. 检查嘉园站1
13、100、90
1、930、950、9
10、9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关均在断开位置;
8. 检查嘉园站11
31、11
33、10
14、100
1、100
2、11
43、10
10、09
51、900
1、930
3、950
3、9100刀闸均在断开位置;
9. 检查嘉园站90
1、09
51、930、950、9
10、9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、9
53、9001手车均在试验位置;
3 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
10. 检查嘉园站11
317、113
37、113
38、101
48、100
17、100
27、11
437、11
438、930
38、950
38、930
8、950
8、910
8、91
18、91
28、91
38、91
48、91
58、916
8、917
8、918
8、919
8、9
518、9
528、9
538、90018地刀均断开位置;所有间隔无异物、无接地线; 11. 检查确认嘉园站所有10kV备用开关柜线路均未接入。 二次设备检查及准备
飞虎站(由地调值班调度员下令变电站值班员操作)
12. 投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源;
13. 按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护连接片;
14. 按地调下达的编号为2011286定值单对飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护进行整定;将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护切至“退方向充电定值区”。 该项工作在启动试运行前完成;
15. 退出飞虎站110kV飞嘉侯线114开关的重合闸;
16. 投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉侯线114开关连接片;
17. 投入飞虎站110kV飞嘉线115开关的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源;
18. 按正常方式投入飞虎站110kV飞嘉线115开关保护连接片;
19. 按地调下达的编号为2011276定值单对飞虎站110kV飞嘉线115开关保护进行整定;将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护切至“退方向充电定值区”。 该项工作在启动试运行前完成;
20. 退出飞虎站110kV飞嘉线115开关的重合闸;
21. 投入飞虎站110kV母线保护出口跳110kV飞嘉线115开关连接片;
110kV嘉园站(由启动试运行组组长下令变电站值班员操作，操作完后汇报调度员) 22. 分别投入嘉园站110kV 飞嘉线113间隔、110kV桥100开关柜、110kV飞嘉侯线1143间隔、1号主变1014间隔、1号主变低压侧901开关柜、1号主变本体及其附属设备的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空开、测控交流电压空开、电机电源等电源;投入有载调压电源;
23. 按地调下达的编号为2011264的定值单投入嘉园站110kV 1号主变全部保护;1号主变重瓦斯、有载调压重瓦斯投跳闸，轻瓦斯投信号，压力释放投信号、油压速动投信号、温度超高投信号、油位异常投信号;按地调下达的编号为2011386的定值单对1号主变保护
4 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
进行定值整定并另存至临时充电定值区，并将嘉园站1号主变定值切至本临时充电定值区。该项工作在启动试运行前完成;
24. 分别投入嘉园站10kV备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关柜、10kV 1号站变910开关柜、10kV电容器Ⅰ 930开关柜、10kV电容器Ⅱ 950开关柜、10kVⅠ段母线PT 0951开关柜、10kV备用9001隔离柜的保护电源、测控电源、控制电源、保护交流电压空气、测控交流电压空开、电机电源等电源;
25. 按正常方式投入嘉园站10kV 备用9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关保护相关连接片;
26. 按定值单2011268分别投入嘉园站10kV备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关保护;
27. 退出嘉园站10kV备用 9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关的重合闸;
28. 按正常方式投入嘉园站10kV 1号站变910保护相关连接片; 29. 按定值单2011267投入嘉园站10kV 1号站变910开关保护;
30. 按正常方式投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950测控相关连接片; 31. 按定值单201126
5、2011266分别投入嘉园站10kV电容器Ⅰ 930、10kV电容器Ⅱ 950开关保护;
32. 小电流选线系统：投入嘉园站消弧线圈自动控制系统保护电源、风机电源等; 33. 频率紧急控制系统：投入嘉园站低频低压减载装置电源。
注意：启动试运行前操作配合工作完成后，要采取措施保证启动试运行设备的状态不改变 十
一、启动试运行步骤
飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电试运行 34. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线11
41、110kV飞嘉线1151刀闸;
35. 地调下令：合上飞虎站110kV母联100开关，对220kV飞虎站：110kV 1号母线、110kV飞嘉侯线1141刀闸、110kV飞嘉线1151刀闸充电;
飞虎站110kV飞嘉侯线114开关对110kV飞嘉侯线、嘉园站110kV飞嘉侯线线路PT及110kVⅡ段母线充电试运行
36. 地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉侯线1141刀闸合上; 37. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1143刀闸;
38. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路充电2次，
5 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
每次充电5分钟，第1次充电的同时在飞虎站测量110kV飞嘉侯线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站的110kV飞嘉侯线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT二次电压测量后与110kV 2号母线PT二次电压核相;在嘉园站测量110kV飞嘉侯线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上嘉园站的110kV飞嘉侯线线路PT 的二次空气开关，并在嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组。第2次充电结束后，断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关; 39. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸; 40. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1002刀闸;
41. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关，对110kV飞嘉侯线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞嘉侯线1143刀闸、110kV桥1002刀闸及110kVⅡ段母线充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关;
飞虎站110kV飞嘉线115开关对110kV飞嘉线、嘉园站110kV飞嘉线线路PT充电试运行 42. 地调下令：检查飞虎站110kV飞嘉线1151刀闸合上; 43. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线1153刀闸;
44. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路充电2次，每次间隔5分钟，第1次充电的同时在220kV飞虎站测量110kV飞嘉线线路PT的二次电压，正常后合上飞虎站110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在飞虎站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压测量后与110kV2号母线PT二次电压核相;在嘉园站测量110kV飞嘉线线路PT 的二次电压、相序及开口三角不平衡电压，正常后合上110kV嘉园站的110kV飞嘉线线路PT的二次空气开关，并在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉线线路PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压与110kV飞嘉线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组，第2次充电正常后断开飞虎站110kV飞嘉线115开关;
45. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线11
31、1133刀闸;
46. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉线115开关，对110kV飞嘉线线路进行第3次充电，同时对嘉园站110kV飞虎线1133刀闸充电。线路充电正常后不再断开飞虎站110kV飞嘉线115开关;
嘉园站110kV桥100开关及110kVI段母线充电试运、进行110kV侧核相及并列切换运行试验
6 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
47. 启动试运行组长下令：嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP1 桥开关备自投投退”压板“1LP2 进线备自投投退”压板置于“退出”位置，备自投装置上的“充电”指示显示未充电，检查装置显示正确;
48. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥1001刀闸;
49. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对110kV桥1001刀闸及110kVI段母线充电;
50. 地调下令：断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关;
51. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关，在110kV嘉园站主控室进行110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压、相序及开口三角不平衡电压测量，用110kV飞嘉线线路PT二次电压与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组;
52. 启动试运行组长下令：在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“2BK 110kV电压并列/远控把手”切至“并列”，对110kV飞嘉线线路PT 二次与110kV飞嘉侯线线路PT 二次电压回路进行并列切换试验，试验结束正确后将结果汇报启动试运行指挥组; 53. 启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关; 54. 地调下令：合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关; 嘉园站1号主变充电试运行
55. 启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关; 56. 启动试运行组长下令：检查嘉园站1号主变的档位在1档;
57. 启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变中性点1010中性点刀闸; 58. 启动试运行组长下令：无压下合上嘉园站1号主变1014刀闸;
59. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行4次全电压冲击，第1次持续时间10分钟，以后每次间隔5分钟，带电持续5分钟。冲击合闸时应测量主变励磁涌流，主变冲击合闸时派专人到变压器旁监听，发现异常立即汇报试运行负责人。第4次冲击后断开嘉园站110kV飞嘉线113开关;
60. 启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变低压侧901开关手车由试验位置摇到工作位置;
61. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV飞嘉线113开关，对1号主变进行第5次冲击，第5次冲击后不再断开110kV飞嘉线113开关;
嘉园站 10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 0951开关柜充电试运行
7 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
62. 启动试运行组长下令：将嘉园站10kV备用9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、953开关手车、 10kV电容器I930、10kV电容器II950开关手车、10kV1号站用变910开关手车、10kVI段母线电压互感器09
51、9001隔离手车由试验位置摇到工作位置;
63. 启动试运行组长下令：合上嘉园站1号主变低压侧901开关，对10kV Ⅰ段母线及10kV Ⅰ段母线PT 09
51、9001隔离手车、9
11、9
12、9
13、9
14、9
15、9
16、9
17、9
18、9
19、9
51、9
52、9
53、9
10、930、950开关手车充电试运行;
64. 启动试运行组长下令：在嘉园站10kV Ⅰ段母线PT柜测量10kV Ⅰ段母线PT二次电压、相序及开口三角不平衡电压，测量正确后投入PT二次空开，并在110kV嘉园站主控室测量10kV Ⅰ段母线二次电压、相序及开口三角不平衡电压，用110kV飞嘉线线路PT与10kV Ⅰ段母线PT进行二次核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组; 65. 地调下令：退出飞虎站110kV母线差动保护;
66. 启动试运行组长下令：合上嘉园站110kV桥100开关; 嘉园站 1号主变高压侧、低压侧带负荷判方向试验
67. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ9303刀闸; 68. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ9503刀闸; 69. 启动试运行组长下令：退出嘉园站1号主变差动保护;
70. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关对10kV电容器Ⅰ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟，第3次冲击合闸后，断开电容器Ⅰ 930开关。充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压。第一次充电时测量1号主变高、低压侧二次电流及相量判别，检查1号主变差动保护差流。正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组;
71. 地调下令：对飞虎站110kV飞嘉线115开关带负荷判方向，正确后;(请生技部安排人员)
72. 地调下令：对飞虎站110kV母差保护判差流与极性。正确后;(请生技部安排人员) 73. 启动试运行组长下令：对嘉园站1号主变差动保护判差流及极性，并对1号主变高、低后备保护判方向，正确后;
74. 地调下令：投入飞虎站110kV母差保护(注意投入飞虎站110kV母差保护跳115开关保护出口压板);
75. 地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关保护定值切至正常运行定值区
8 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
76. 地调下令：将飞虎站110kV飞嘉侯线114开关保护定值切至正常运行定值区 77. 启动试运行组长下令：投入嘉园站1号主变差动保护功能; 78. 启动试运行组长下令：将嘉园站1号主变定值切至正常运行定值区 79. 启动试运行组长下令：断开嘉园站10kV电容器Ⅰ930开关;
80. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV电容器Ⅱ950开关对10kV电容器Ⅱ冲击受电，冲击三次，每次间隔5分钟;充电时设专人在电容器旁监视，由桂林供电局派人测量谐波，冲击时注意监视10kV母线电压，若有异常，及时调整10kV母线电压; 81. 合上嘉园站10kV电容器I930开关;
嘉园站110kV进线备自投试验(嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。) 进线备投方式1
82. 启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV飞嘉线113开关;
83. 启动试运行组长下令：按编号为2011387的定值单投入嘉园站110kV备自投(在嘉园站110kV桥开关测控、备自投及电压切换柜将“1LP2 进线备自投投退”压板置于“投入”位置，检查备自投装置上的“充电”指示显示充电，装置显示正确); 84. 地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉侯线114开关;
85. 启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关;
86. 启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV桥100开关，合上110kV飞嘉线113开关;(注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替) 87. 启动试运行组长下令：备自投正确动作后向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉侯线114开关; 进线备投方式2
88. 启动试运行组长下令：检查110kV备自投装置充电正常;
89. 启动试运行组长下令：间隔五分钟后，合上嘉园站10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关。
90. 地调下令：向地调申请断开飞虎站110kV飞嘉线115开关;
91. 启动试运行组长下令：嘉园站电容器Ⅰ、电容器Ⅱ失压保护应动作跳开10kV电容器Ⅰ930、10kV电容器Ⅱ950开关
9 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
92. 启动试运行组长下令：嘉园站110kV备自投装置应动作跳开嘉园站110kV飞嘉线113开关，合上110kV桥100开关;(注110kV飞嘉侯线无开关，由110kV桥100开关代替)备自投试验结束;
93. 地调下令：向地调申请合上飞虎站110kV飞嘉线115开关; 94. 启动试运行组长下令：同期合上嘉园站110kV飞嘉线113开关; 95. 启动试运行组长下令：断开嘉园站110kV桥100开关; 嘉园站1号站用变及消弧线圈受电，进行400V备投试验
96. 启动试运行组长下令：检查核实嘉园站站内电源由10kV 2号站用变供电;
97. 启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器在分位;2QS刀闸、2QF断路器在合位;
98. 启动试运行组长下令：检查嘉园站400V进线柜ATS双电源自动切换装置“Ⅰ”在分位，“Ⅱ”在合位，其控制方式为“手动操作切换”。
99. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号站用变910开关对10kV 1号站用变充电; 100. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV 1号消弧线圈9100刀闸对10kV 1号消弧线圈充电; 101. 启动试运行组长下令：在嘉园站400V进线柜测量10kV 1号站用变低压侧电压及相序，正确后; 102. 启动试运行组长下令：合上嘉园站400V进线柜1QS刀闸、1QF断路器，对1号站用变400V电压与2号站用变400V电压核相，正确后将测量结果汇报启动试运行指挥组; 103. 启动试运行组长下令：检查嘉园站ATS双电源自动切换装置切换方式为“切换无优先”，将其控制方式切至为“自动投入切换”。 104. 启动试运行组长下令：断开嘉园站2QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅰ”位;合上低压进线柜2QF断路器，断开1QF断路器，ATS双电源自动切换装置应自动切至“Ⅱ”位; 105. 启动试运行组长下令：400V带负荷备投试验结束后，站内用电由1号站用变供电;
嘉园站10kV各备用间隔充电试运行 106. 107. 108. 109.
启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用911开关，对911空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用912开关，对912空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用913开关，对913空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用914开关，对914空开关柜充电;
10 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
110. 111. 112. 113. 114. 115. 116. 117. 118. 119. 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用915开关，对915空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用916开关，对916空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用917开关，对917空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用918开关，对918空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用919开关，对919空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用951开关，对951空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用952开关，对952空开关柜充电; 启动试运行组长下令：合上嘉园站10kV备用953开关，对953空开关柜充电; 启动试运行组长下令：按照调度定值2011411投入低频低压减载装置; 启动试运行组长下令：拉开嘉园站1号主变110kV中性点1010地刀
系统运行方式调整(由值班调度员下令) 120. 121. 运行 122. 123. 124. 125. 地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉线115开关重合闸检无压，有压自动转同期 地调下令：投入飞虎站110kV飞嘉侯线114检无压，有压自动转检同期 地调下令：将侯寨站110kV飞嘉侯线173开关由冷备用转运行状态 地调下令：断开飞虎站110kV母联100开关。 地调下令：检查飞虎站110kV母联100开关运行正常
地调下令：将飞虎站110kV飞嘉线115开关由110kV1号母线倒至110kV2号母线投运结束24小时后将嘉园站10kV备用9
53、备用9
52、备用9
51、备用9
19、备用9
18、备用9
17、备用9
16、备用9
15、备用9
14、备用9
13、备用9
12、备用911开关由运行转冷备用
十二、安全措施及注意事项
1. 所有参加启动试运行的人员必须遵守《电业安全工作规程》等规程、规范。 2. 启动试运行的各项操作及试验须提前向调度部门申请，同意后方可实施。 3. 启动试运行的试验和操作人员，应严格按照试运行指挥系统的命令进行工作。 4. 启动试运行方案由地调值班调度员按方案有关程序执行，对只涉及嘉园站新设备启动试运行部分操作，可委托启动试运指挥组长(副组长)负责指挥操作，但须明确委托指挥操作范围、内容等事宜及汇报要求;启动试运行设备现场的操作须按规定填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责，操作过程由运行、施工单位共同监护。
5. 启动试运行期间的有关试验工作至少由两名试验人员进行，试验人员需要在一次设备
11 110kV嘉园变电站启动试运行方案 编号：
及相关控制保护设备上装、拆接线时，应在停电状态下、在工作监护人监护下进行。 6. 每个项目完成后，应得到各方的报告，确认运行系统及试验正常，调度员下令后方能进行下一个项目的工作。
7. 启动试运行期间启动试运行设备如发生故障需处理,须经启动委员会同意后方可实施，故障处理前须做好安全措施，消缺后经启动委员会同意后继续进行启动试运行;试运行过程中如果正在启动试运行设备出现重大故障或充电的电源开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，经地调许可，可立即断开重大故障设备的电源开关，避免设备损坏。
8. 启动试运行期间，如110kV飞嘉线、110kV飞嘉侯线对侧开关跳闸，应暂停试运行并立即向地调及启动委员会汇报，由地调指挥处理，待查明跳闸原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行：
9. 试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。
10. 嘉园站在备自投试验过程中，如备投不成功，应由调度下令恢复备投试验前的运行方式，待查明原因，并消除缺陷后，经地调、启动委员会同意后方可继续进行启动试运行备投试验。
十三、启动试验全部工作完成，经24小时试运行正常后，嘉园站本次启动范围设备交由运行单位维护。
1、启动试运行工作结束后，将变电站实际运行状态情况汇报广西电力调度通信中心及桂林供电局地调。
2、启动试运行工作结束，经24小时试运行正常后，所有本次启动试运行范围设备移交给桂林供电局运行维护管理，运行方式和各种继电保护的最终投切由广西电力调度通信中心、桂林供电局地调按各自管辖范围确定。 十
四、有关厂站及电气主接线图和试验接线图 附件1：110kV嘉园站一次主接线图见附图1; 附件2：220kV飞虎变电站一次主接线图见附图2; 附件3：220kV侯寨变电站一次主接线图见附图3。
第五篇：110kv变电站安全距离110kv变电站设计规范
110kv变电站安全距离
国家《电磁辐射管理办法》规定100千伏以上为电磁强辐射工程，第二十条规定：在集中使用大型电磁辐射设备或高频设备的周围，按环境保护和城市规划要求，在规划限制区内不得修建居民住房、幼儿园等敏感建筑。
不过，据环保部门介绍，我国目前对设备与建筑物之间的距离有一定要求。比如一般10KV—35KV变电站，要求正面距居民住宅12米以上，侧面8米以上;35KV以上变电站的建设，要求正面距居民住宅15米以上，侧面12米以上;箱式变电站距居民住宅5米以上。
北京市规划委(2004规意字0638号)110千伏的地下高压变电站工程项目，明确要求距离不得少于300米。
35～110KV变电站设计规范 第一章 总则
第1.0.1条 为使变电所的设计认真执行国家的有关技术经济政策，符合安全可靠、技术先进和经济合理的要求，制订本规范。
第1.0.2条 本规范适用于电压为35～110kV，单台变压器容量为5000kVA及以上新建变电所的设计。
第1.0.3条 变电所的设计应根据工程的5～10年发展规划进行，做到远、近期结合，以近期为主，正确处理近期建设与远期发展的关系，适当考虑扩建的可能。
第1.0.4条 变电所的设计，必须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电条件，结合国情合理地确定设计方案。 第1.0.5条 变电所的设计，必须坚持节约用地的原则。
第1.0.6条 变电所设计除应执行本规范外，尚应符合现行的国家有关标准和规范的规定。 第二章 所址选择和所区布置
第2.0.1条 变电所所址的选择，应根据下列要求，综合考虑确定：
一、靠近负荷中心;
二、节约用地，不占或少占耕地及经济效益高的土地;
三、与城乡或工矿企业规划相协调，便于架空和电缆线路的引入和引出;
四、交通运输方便;
五、周围环境宜无明显污秽，如空气污秽时，所址宜设在受污源影响最小处;
六、具有适宜的地质、地形和地貌条件(例如避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞地带、山区风口和有危岩或易发生滚石的场所)，所址宜避免选在有重要文物或开采后对变电所有影响的矿藏地点，否则应征得有关部门的同意;
七、所址标高宜在50年一遇高水位之上，否则，所区应有可靠的防洪措施或与地区(工业企业)的防洪标准相一致，但仍应高于内涝水位;
八、应考虑职工生活上的方便及水源条件;
九、应考虑变电所与周围环境、邻近设施的相互影响。 第2.0.2条 变电所的总平面布置应紧凑合理。
第2.0.3条 变电所宜设置不低于2.2m高的实体围墙。城网变电所、工业企业变电所围墙的高度及形式，应与周围环境相协调。
第2.0.4条 变电所内为满足消防要求的主要道路宽度，应为3.5m。主要设备运输道路的宽度可根据运输要求确定，并应具备回车条件。 第2.0.5条 变电所的场地设计坡度，应根据设备布置、土质条件、排水方式和道路纵坡确定，宜为0.5%～2%，最小不应小于0.3%，局部最大坡度不宜大于6%，平行于母线方向的坡度，应满足电气及结构布置的要求。当利用路边明沟排水时，道路及明沟的纵向坡度最小不宜小于0.5%，局部困难地段不应小于0.3%;最大不宜大于3%，局部困难地段不应大于6%。电缆沟及其他类似沟道的沟底纵坡，不宜小于0.5%。
第2.0.6条 变电所内的建筑物标高、基础埋深、路基和管线埋深，应相互配合;建筑物内地面标高，宜高出屋外地面0.3m;屋外电缆沟壁，宜高出地面0.1m。
第2.0.7条 各种地下管线之间和地下管线与建筑物、构筑物、道路之间的最小净距，应满足安全、检修安装及工艺的要求，并宜符合附录一和附录二的规定。 第2.0.8条 变电所所区场地宜进行绿化。绿化规划应与周围环境相适应并严防绿化物影响电气的安全运行。绿化宜分期、分批进行。
第2.0.9条 变电所排出的污水必须符合现行国家标准《工业企业设计卫生标准》的有关规定。 第三章 电气部分 第一节 主变压器
第3.1.1条 主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。
第3.1.2条 在有
一、二级负荷的变电所中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。如变电所可由中、低压侧电力网取得足够容量的备用电源时，可装设一台主变压器。
第3.1.3条 装有两台及以上主变压器的变电所，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的
一、二级负荷。 第3.1.4条 具有三种电压的变电所，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。
第3.1.5条 电力潮流变化大和电压偏移大的变电所，如经计算普通变压器不能满足电力系统和用户对电压质量的要求时，应采用有载调压变压器。 第二节 电气主接线
第3.2.1条 变电所的主接线，应根据变电所在电力网中的地位、出线回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、节约投资和便于扩建等要求。
第3.2.2条 当能满足运行要求时，变电所高压侧宜采用断路器较少或不用断路器的接线。 第3.2.3条 35～110kV线路为两回及以下时，宜采用桥 形、线路变压器组或线路分支接线。超过两回时，宜采用扩大桥形、单母线或分段单母线的接线。35～63kV线路为8回及以上时，亦可采用双母线接线。110kV线路为6回及以上时，宜采用双母线接线。
第3.2.4条 在采用单母线、分段单母线或双母线的35～110kV主接线中，当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当有旁路母线时，首先宜采用分段断路器或母联断路器兼作旁路断路器的接线。当110kV线路为6回及以上，35～63kV线路为8回及以上时，可装设专用的旁路断路器。主变压器35～110kV回路中的断路器，有条件时亦可接入旁路母线。采用SF6断路器的主接线不宜设旁路设施。
第3.2.5条 当变电所装有两台主变压器时，6～10kV侧宜采用分段单母线。线路为12回及以上时，亦可采用双母线。当不允许停电检修断路器时，可设置旁路设施。当6～35kV配电装置采用手车式高压开关柜时，不宜设置旁路设施。
第3.2.6条 当需限制变电所6～10kV线路的短路电流时，可采用下列措施之一：
一、变压器分列运行;
二、采用高阻抗变压器;
三、在变压器回路中装设电抗器。 第3.2.7条 接在母线上的避雷器和电压互感器，可合用一组隔离开关。对接在变压器引出线上的避雷器，不宜装设隔离开关。
第三节 所用电源和操作电源
第3.3.1条 在有两台及以上主变压器的变电所中，宜装设两台容量相同可互为备用的所用变压器。如能从变电所外引入一个可靠的低压备用所用电源时，亦可装设一台所用变压器。当35kV变电所只有一回电源进线及一台主变压器时，可在电源进线断路器之前装设一台所用变压器。
第3.3.2条 变电所的直流母线，宜采用单母线或分段单母线的接线。采用分段单母线时，蓄电池应能切换至任一母线。
第3.3.3条 重要变电所的操作电源，宜采用一组110V或220V固定铅酸蓄电池组或镉镍蓄电池组。作为充电、浮充电用的硅整流装置宜合用一套。其他变电所的操作电源，宜采用成套的小容量镉镍电池装置或电容储能装置。. 第3.3.4条 蓄电池组的容量，应满足下列要求：
一、全所事故停电1h的放电容量：
二、事故放电末期最大冲击负荷容量。小容量镉镍电池装置中的镉镍电池容量，应满足分闸、信号和继电保护的要求。
第3.3.5条 变电所宜设置固定的检修电源。 第四节 控制室
第3.4.1条 控制室应位于运行方便、电缆较短、朝向良好和便于观察屋外主要设备的地方。 第3.4.2条 控制屏(台)的排列布置，宜与配电装置的间隔排列次序相对应。 第3.4.3条 控制室的建筑，应按变电所的规划容量在第一期工程中一次建成。无人值班变电所的控制室，应适当简化，面积应适当减小。 第五节 二次接线
第3.5.1条 变电所内的下列元件，应在控制室内控制：
一、主变压器;
二、母线分段、旁路及母联断路器;
三、63～110kV屋内外配电装置的线路，35kV屋外配电装置的线路。6～35kV屋内配电装置馈电线路，宜采用就地控制。
第3.5.2条 有人值班的变电所，宜装设能重复动作、延时自动解除，或手动解除音响的中央事故信号和预告信号装置。驻所值班的变电所，可装设简单的事故信号和能重复动作的预告信号装置。无人值班的变电所，可装设当远动装置停用时转为变电所就地控制的简单的事故信号和预告信号。断路器的控制回路，应有监视信号。
第3.5.3条 隔离开关与相应的断路器和接地刀闸之间，应装设团锁装置。屋内的配电装置，尚应装设防止误入带电间隔的设施。闭锁联锁回路的电源，应与继电保护、控制信号回路的电源分开。 第六节 照明
第3.6.1条 变电所的照明设计，应符合现行国家标准《工业企业照明设计标准》的要求。 第3.6.2条 在控制室、屋内配电装置室、蓄电池室及屋内主要通道等处，应装设事故照明。 第3.6.3条 照明设备的安装位置，应便于维修。屋外配电装置的照明，可利用配电装置构架装设照明器，但应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第3.6.4条 在控制室主要监屏位置和屏前工作位置观察屏面时，不应有明显的反射眩光和直接阳光。
第3.6.5条 铅酸蓄电池室内的照明，应采用防爆型照明器，不应在蓄电池室内装设开关、熔断器和插座等可能产生火花的电器。
第3.6.6条 电缆隧道内的照明电压不应高于36V，如高于36V应采取防止触电的安全措施。 第七节 并联电容器装置
第3.7.1条 自然功率因数未达到规定标准的变电所，应装设并联电容器装置。其容量和分组宜根据就地补偿、便于调整电压及不发生谐振的原则进行配置。电容器装置宜装设在主变压器的低压侧或主要负荷侧。 第3.7.2条 电容器装置的接线，应使电容器组的额定电压与接入电网的运行电压相配合。电容器组的绝缘水平，应与电网的绝缘水平相配合。电容器装置宜采用中性点不接地的星形或双星形接线。
第3.7.3条 电容器装置的电器和导体的长期允许电流，不应小于电容器组额定电流的1.35倍。
第3.7.4条 电容器装置应装设单独的控制、保护和放电等设备，并应设置单台电容器的熔断器保护。
第3.7.5条 当装设电容器装置处的高次谐波含量超过规定允许值或需要限制合闸涌流时，应在并联电容器组回路中设置串联电抗器。
第3.7.6条 电容器装置应根据环境条件、设备技术参数及当地的实践经验，采用屋外、半露天或屋内的布置。电容器组的布置，应考虑维护和检修方便。 第八节 电缆敷设
第3.8.1条 所区内的电缆，根据具体情况可敷设在地面槽沟、沟道、管道或隧道中，少数电缆亦可直埋。
第3.8.2条 电缆路径的选择，应符合下列要求：
一、避免电缆受到各种损坏及腐蚀;
二、避开规划中建筑工程需要挖掘施工的地方;
三、便于运行维修;
四、电缆较短。
第3.8.3条 在电缆隧道或电缆沟内，通道宽度及电缆支架的层间距离，应能满足敷设和更换电缆的要求。
第3.8.4条 电缆外护层应根据敷设方式和环境条件选择。直埋电缆应采用铠装并有黄麻、聚乙烯或聚氯乙烯外护层的电缆。在电缆隧道、电缆沟内以及沿墙壁或楼板下敷设的电缆，不应有黄麻外护层。 第九节 远动和通信
第3.9.1条 远动装置应根据审定的调度自动化规划设计的要求设置或预留位置。
第3.9.2条 遥信、遥测、遥控装置的信息内容，应根据安全监控、经济调度和保证电能质量以及节约投资的要求确定。
第3.9.3条 无人值班的变电所，宜装设遥信、遥测装置。需要时可装设遥控装置。 第3.9.4条 工业企业的变电所，宜装设与该企业中央控制室联系的有关信号。 第3.9.5条 远动通道宜采用载波或有线音频通道。 第3.9.6条 变电所应装设调度通信;工业企业变电所尚应装设与该企业内部的通信;对重要变电所必要时可装设与当地电话局的通信。
第3.9.7条 远动和通信设备应有可靠的事故备用电源，其容量应满足电源中断1h的使用要求。
第十节 屋内外配电装置
第3.10.1条 变电所屋内外配电装置的设计，应符合现行国家标准《3～110kV高压配电装置设计规范》的要求。 第十一节 继电保护和自动装置
第3.11.1条 变电所继电保护和自动装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》的要求。 第十二节 电测量仪表装置
第3.12.1条 第3.12.1条 变电所电测量仪表装置的设计，应符合现行国家标准《电力装置的电测量仪表装置设计规范》的要求。 第十三节 过电压保护
第3.13.1条 变电所过电压保护的设计，应符合现行国家标准《电力装置的过电压保护设计规范》的要求。 第十四节 接地
第3.14.1条 变电所接地的设计，应符合现行国家标准《电力装置的接地设计规范》的要求。
第一节 一般规定
第4.1.1条 建筑物、构筑物及有关设施的设计应统一规划、造型协调、便于生产及生活，所选择的结构类型及材料品种应经过合理归并简化，以利备料、加工、施工及运行。变电所的建筑设计还应与周围环境相协调。
第4.1.2条 建筑物、构筑物的设计应考虑下列两种极限状态：
一、承载能力极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到最大承载能力或不适于继续承载的变形。要求在设计荷载作用下所产生的结构效应应小于或等于结构的抗力或设计强度。计算中所采用的结构重要性系数ro，荷载分项系数r，可变荷载组合系数ψc及其他有关系数均按本规范的有关规定采用，结构的设计强度则应遵照有关的现行国家标准采用。
二、正常使用极限状态：这种极限状态对应于结构或结构构件达到正常使用或耐久性能的某项规定极限值。要求在标准荷载作用下所产生的结构长期及短期效应，不宜超过附录三的规定值。计算中所采用的可变荷载组合系数ψc及准永久值系数ψq按本规范的有关规定采用。 第4.1.3条 建筑物、构筑物的安全等级，均应采用二级，相应的结构重要性系数应为1.0。 第4.1.4条 屋外构筑物的基础，当验算上拔或倾覆稳定性时，设计荷载所引起的基础上拔力或倾覆弯矩应小于或等于基础抗拔力或抗倾覆弯矩除以表4.1.4的稳定系数。当基础处于稳定的地下水位以下时，应考虑浮力的影响，此时基础容重取混凝土或钢筋混凝土的容重减10kN/，土容重宜取10～11kN/。 表4.1.4 基础上拨或倾覆稳定系数 计算方法 荷载类型
在长期荷载作用下 在短期荷载作用下
按考虑土抗力来验算倾覆或考虑锥形土体来验算上拔 1.8 1.5
仅考虑基础自重及阶梯以上的土重来验算倾覆或上拔 1.15 1.0
注：短期荷载系指风荷载、地震作用和短路电动力三种，其余均为长期荷载。 第二节 荷载
第4.2.1条 荷载分为永久荷载、可变荷载及偶然荷载三类。
一、永久荷载：结构自重(含导线及避雷线自重)、固定的设备重、土重、土压力、水压力等：
二、可变荷载：风荷载、冰荷载、雪荷载、活荷载、安装及检修荷载、地震作用、温度变化及车辆荷载等;
三、偶然荷载：短路电动力、验算(稀有)风荷载及验算(稀有)冰荷载。 第4.2.2条 荷载分项系数的采用应符合下列规定：
一、永久荷载的荷载分项系数r宜采用1.2，当其效应对结构抗力有利时宜采用1.0;对导线及避雷线的张力宜采用1.25;
二、可变荷载的荷载分项系数rq宜采用1.4，对温度变化作用宜采用1.0，对地震作用宜采用1.3，对安装情况的导线和避雷线的紧线张力宜采用1.4;注：在大风、覆冰、低湿、检修、地震情况下的导线与避雷线张力均作为准永久性荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.25，但安装情况的紧线张力宜作可变荷载处理，其荷载分项系数宜采用1.4。
三、偶然荷载的荷载分项系数rqi宜采用1.0。
第4.2.3条 可变荷载的荷载组合系数ψc，应按下列规定采用：
一、房屋建筑的基本组合情况：风荷载组合系数ψcw取0.6;
二、构筑物的大风情况：对连续架构，温度变化作用组合系数ψcr取0.8;
三、构筑物最严重覆冰情况：风荷载组合系数ψcw取0.15(冰厚≦10mm)或0.25(冰厚>10mm);
四、构筑物的安装或检修情况：风荷载组合系数ψcw取0.15;
五、地震作用情况：建筑物的活荷载组合系数ψcw取0.5，构筑物的风荷载组合系数ψcw取0.2，构筑物的冰荷载组合系数ψcj取0.5。
第4.2.4条 房屋建筑的活荷载应根据实际的工艺及设备情况确定。其标准值及有关系数不应低于本规范附录四所列的数值。
第4.2.5条 架构及其基础宜根据实际受力条件，包括远景可能发生的不利情况，分别按终端或中间架构来设计，下列四种荷载情况应作为承载能力极限状态的基本组合，其中最低气温情况还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。
一、运行情况：取30年一遇的最大风(无冰、相应气温)、最低气温(无冰、无风)及最严重覆冰(相应气温及风荷载)等三种情况及其相应的导线及避雷线张力、自重等;
二、安装情况：指导线及避雷线的架设，此时应考虑梁上作用人和工具重2kN以及相应的风荷载、导线及避雷线张力、自重等。
三、检修情况：根据实际检修方式的需要，可考虑三相同时上人停电检修及单相跨中上人带电检修两种情况的导线张力、相应的风荷载及自重等，对档距内无引下线的情况可不考虑跨中上人;
四、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载或相应的冰荷载、导线及避雷线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。
第4.2.6条 设备支架及其基础应以下列三种荷载情况作为承载能力极限状态的基本组合，其中最大风情况及操作情况的标准荷载，还宜作为正常使用极限状态的条件对变形及裂缝进行校验。
一、最大风情况：取30年一遇的设计最大风荷载及相应的引线张力、自重等;
二、操作情况：取最大操作荷载及相应的风荷载、相应的引线张力、自重等;
三、地震情况：考虑水平地震作用及相应的风荷载、引线张力、自重等，地震情况下的结构抗力或设计强度均允许提高25%使用，即承载力抗震调整系数采用0.8。 第4.2.7条 架构的导线安装荷载，应根据所采用的施工方法及程序确定，并将荷载图及紧线时引线的对地夹角在施工图中表示清楚。导线紧线时引线的对地夹角宜取45°～60°。 第4.2.8条 高型及半高型配电装置的平台、走道及天桥的活荷载标准值宜采用1.5kN/㎡，装配式板应取1.5kN集中荷载验算。在计算梁、柱和基础时，活荷载乘折减系数;当荷重面积为10～20㎡时宜取0.7，超过20㎡时宜取0.6。. 第三节 建筑物
第4.3.1条 主控制楼(室)根据规模和需要可布置成平房、两层或三层建筑。主控制室顶棚到楼板面的净高：对控制屏与继电器屏分开成两室布置时宜采用3.4～4.0m;对合在一起布置时宜采用3.8～4.4m。当采用空调设施时，上述高度可适当降低。电缆隔层的板间净高宜采用2.3～2.6m，大梁底对楼板面的净高不应低于2m。底层辅助生产房屋楼板底到地面的净高宜采用3.0～3.4m。
第4.3.2条 当控制屏与继电器屏采用分室布置时，两部分的建筑装修、照明、采暖通风等设计均宜采用不同的标准。
第4.3.3条 对主控制楼及屋内配电装置楼等设有重要电气设备的建筑，其屋面防水标准宜根据需要适当提高。屋面排水坡度不应小于1/50，并采用有组织排水。
第4.3.4条 主控制室及通信室等对防尘有较高要求的房间，地坪应采用不起尘的材料。 第4.3.5条 蓄电池室与调酸室的墙面、顶棚、门窗、排风机的外露部分及其他金属结构或零件，均应涂耐酸漆或耐酸涂料。地面、墙裙及支墩宜选用耐酸且易于清洗的面层材料，面层与基层之间应设防酸隔离层。当采用全封闭防酸隔爆式蓄电池并有可靠措施时，地面、墙裙及支墩的防酸材料可适当降低标准。地面应有排水坡度，将酸水集中后作妥善处理。 第4.3.6条 变电所内的主要建筑物及多层砖承重的建筑物，在地震设防烈度为6度的地区宜隔层设置圈梁，7度及以上地区宜每层设置圈梁。圈梁应沿外墙、纵墙及横墙设置，沿横墙设置的圈梁的间距不宜大于7m，否则应利用横梁与圈梁拉通。对于现浇的或有配筋现浇层的装配整体式楼面或屋面，允许不设置圈梁，但板与墙体必需有可靠的连结。 第4.3.7条 在地震设防烈度为6度及以上的变电所，其主要建筑物及多层砖承重建筑，在下列部位应设置钢筋混凝土构造柱：
一、外墙四角;
二、房屋错层部位的纵横墙交接处;
三、楼梯间纵横墙交接处;
四、层高等于或大于3.6m或墙长大于或等于7m的纵横墙交接处;
五、8度及以上地区的建筑物的所有纵横墙交接处，
六、7度地区的建筑物，纵横墙交接处一隔一设置。
第4.3.8条 变电所内的主要砖承重建筑及多层砖承重建筑，其抗震横墙除应满足抗震强度要求外，其间距不应超过附录五的规定。
第4.3.9条 多层砖承重建筑的局部尺寸宜符合附录六的规定，但对设有钢筋混凝构造柱的部位，不受该表限制。 第四节 构筑物
第4.4.1条 结构的计算刚度，对电焊或法兰连结的钢构件可取弹性刚度，对螺栓连结的钢构件可近似采用0.80倍弹性刚度，对钢筋混凝土构件可近似采用0.60～0.80倍弹性刚度，对预应力钢筋混凝土构件可近似采用0.65～0.85倍弹性刚度。长期荷载对钢筋混凝土结构刚度的影响应另外考虑。 第4.4.2条 钢结构构件最大长细比应符合表4.4.2的规定。各种架构受压柱的整体长细比，不宜超过150，当杆件受力有较大裕度时，上述长细比允许放宽10%～15%。 第4.4.3条 人字柱的受压杆计算长度，可按本规范附录七采用。
第4.4.4条 打拉线(条)架构的受压杆件计算长度，可按本规范附录八采用。 表4.4.2 钢结构构件最大长细比 构件名称
受压弦杆支座处受压腹杆 一般受压腹杆 辅助杆 受拉杆
预应力受拉杆
容许最大长细比 150 220 250 400 不限
第4.4.5条 格构式钢梁或钢柱，其弦杆及腹杆的受压计算长度，可按下列规定采用：
一、弦杆：正面与侧面腹杆不叉开布置时，计算长度取1.0倍节间长度;正面与侧面腹杆叉开布置且弦杆使用角钢时，计算长度取1.2倍节间长度，相应的角钢回转半径取平行轴的值，如弦杆采用钢管则计算长度仍取1.0倍节间长度。
二、腹杆：对单系腹杆计算长度取中心线长度;对交叉布置腹杆，当两腹杆均不开断且交会点用螺栓或电焊连结时，计算长度取交叉分段中较长一段的中心线长度。
第4.4.6条 人字柱及打拉线(条)柱，其根开与柱高(基础而到柱的交点)之比分别不宜小于1/7及1/5。
第4.4.7条 格构式钢梁梁高与跨度之比，不宜小于1/25，钢筋混凝土梁此比值，不宜小于1/20。
第4.4.8条 架构及设备支架柱插入基础杯口的深度不应小于表4.4.8的规定值。根据吊装稳定需要，柱插入杯口深度还应不小于0.05倍柱长，但当施工采取设临时拉线等措施时，可不受限制。
表4.4.8 柱插入杯口深度 柱的类型
钢筋混凝土矩型、工字型断面 水泥杆 钢管
插入杯口最小深度 架构 1.25B 1.5D 2.0D 支架 1.0B 1.0D 1.0D
注：B及D分别为柱的长边尺寸及柱的直径。 第五节 采暖通风
第4.5.1条 变电所的采暖通风及空调设计应符合现行国家标准《采暖通风与空气调节设计规范》的有关规定。在严寒地区，凡所内有人值班、办公及生活的房间以及工艺、设备需要采暖的房间均应设置采暖设施。在寒冷地区，凡工艺或设备需要，不采暖难以满足生产要求的房间均可设置采暖设施。不属于严寒或寒冷的地区，在主控制室等经常有人值班的房间可根据实际气温情况，采用局部采暖设施。采暖的方式可根据变电所的规模，结合当地经验作技术经济比较后确定，但必需符合工艺及防火要求。
第4.5.2条 主控制室及通信室的夏季室温不宜超过35℃;继电器室、电力电容器室、蓄电池室及屋内配电装置室的夏季室温不宜超过40℃：油浸变压器室的夏季室温不宜超过45℃;电抗器室的夏季室温不宜超过55℃。
第4.5.3条 屋内配电装置室及采用全封闭防酸隔爆式蓄电池的蓄电池室和调酸室，每小时通风换气次数均不应低于6次。蓄电池室的风机，应采用防爆式。 第六节 防火
第4.6.1条 变电所内建筑物、构筑物的耐火等级，不应低于本规范附录九的要求。
第4.6.2条 变电所与所外的建筑物、堆场、储罐之间的防火净距，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》的规定。变电所内部的设备之间、建筑物之间及设备与建筑物、构筑物之间的最小防火净距，应符合本规范附录十的规定。
第4.6.3条 变电所应根据容量大小及其重要性，对主变压器等各种带油电气设备及建筑物，配备适当数量的手提式及推车式化学灭火器。对主控制室等设有精密仪器、仪表设备的房间，应在房间内或附近走廊内配置灭火后不会引起污损的灭火器。 第4.6.4条 屋外油浸变压器之间，当防火净距小于本规范附录十的规定值时，应设置防火隔墙，墙应高出油枕顶，墙长应大于贮油坑两侧各0.5m。屋外油浸变压器与油量在600kg以上的本回路充油电气设备之间的防火净距不应小于5m。
第4.6.5条 主变压器等充油电气设备，当单个油箱的油量在1000kg及以上时，应同时设置贮油坑及总事故油池，其容量分别不小于单台设备油量的20%及最大单台设备油量的60%。贮油坑的长宽尺寸宜较设备外廓尺寸每边大1m，总事故油池应有油水分离的功能，其出口应引至安全处所。
第4.6.6条 主变压器的油释放装置或防爆管，其出口宜引至贮油坑的排油口处。
第4.6.7条 充油电气设备间的总油量在100kg及以上且门外为公共走道或其他建筑物的房间时，应采用非燃烧或难燃烧的实体门。
第4.6.8条 电缆从室外进入室内的入口处、电缆竖井的出入口处及主控制室与电缆层之间，应采取防止电缆火灾蔓延的阻燃及分隔措施。 第4.6.9条 设在城市市区的无人值班变电所，宜设置火灾检测装置并遥信有关单位。对位于特别重要场所的无人值班变电所，可以装设自动灭火装置。
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转自：生活安全网(http://anquanweb.com)