启动送电方案文档格式.docx
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5充电前应具备的条件……………………………………………5
6工作方法及内容…………………………………………………5
7工作条件…………………………………………………………9
8工作计划及进度安排…………………………………………9
9安全及质量保证措施………………………………………………9
10启动组织机构…………………………………………………………10
1概况
河南宜阳赵堡20MWp光伏设计为1个110kV主变间隔,1组动态无功补偿装置SVG,1台35kV接地变进线柜,35kV段及母线PT间隔,1台35kV主变进线开关柜,2台35kV集电进线柜,1台35kVSVG进线柜。
本次投运的设备是:
110kV线路间隔,110kV主变,35kV段母线,35kV段PT,1组动态无功补偿装置SVG,1台35kV接地变,以及相应的保护装置。
2工作目的及范围
本次启动工作目的:
对启动试验中的主要技术数据参照相关技术标准进行记录及分析,对试运过程中出现的问题及问题的处理进行论述,并给出相关技术结论。
本次启动范围:
110kV线路间隔,110kV主变,35kV段母线,35kV段PT,1组动态无功补偿装置SVG,1台35kV接地变,以及相应的保护装置。
3所需仪器及人员组成
试验使用仪器设备,见表1。
表1设备仪器明细
序号
仪器编号
仪器名称及型号
1
96800883
FLUKE万用表F15B
2
10000369
电力参数测试仪
注:
以上仪器、仪表均在检定(校准)有效期内。
试验人员:
调试相关人员
4项目所依据的规程和标准
试验参照标准明细,见表2。
表2试验参照标准明细
标准/文件编号
标准/文件名称
《电力建设安全工作规程》
GB50150-2006
《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》
3
《电测计量规程》
4
《输变电工程达标投产考核评定标准》(2006版)
5
《设计施工图纸及变更》
6
《电气设备厂家资料、技术要求》
7
GB/T14285-2006
《继电保护和安全自动装置技术规程》
8
GB/T15145-2008
《微机线路保护装置通用技术条件》
9
GB/T14598.300-2008
《微机变压器保护装置通用技术要求》
10
DL/T559-2007
《110kV-750kV电网继电保护装置运行整定规程》
11
《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》
5充电前应具备的条件
5.1启动范围的场地平整,道路畅通,土建工作具备启动条件。
5.2启动范围的照明正常、可靠。
场地清扫干净,设备绝缘瓷瓶打扫干净。
5.3启动范围内的安装工作全部完毕,并经验收合格。
5.4启动范围内的调试工作完毕,报告齐全、准确,并经验收合格。
5.5启动范围内的高低压柜、保护屏防火封堵到位,并经验收合格。
5.6升压站直流系统、UPS电源工作正常。
5.7消防系统措施完善,并经验收合格。
5.8地网安装工作全部结束,接地电阻测试符合规程要求。
5.9线路对侧一次、二次设备全部安装调试完毕,并经传动验收合格。
线路工作全部结束,安全措施拆除。
两侧摇绝缘定相(注意检查线路感应电压)。
5.10启动范围内设备编号、标志齐全、准确,所有一、二次接地应安全可靠。
5.11生产准备工作安排就绪,运行值班员正式上岗。
5.12准备好有关图纸及厂家资料,准备好启动试验所需的仪器仪表。
5.13启动范围内所有临时接地线均已拆除,断路器、隔离刀闸和接地刀闸全部在断开位置。
5.14用2500V摇表检查一次回路绝缘应大于1000MΩ。
5.15检查二次回路绝缘,用1000V摇表测量,应大于10MΩ。
5.16地调通讯工作全部结束。
故障信息系统调试完毕;
远动遥测、遥信与调度对调准确、通讯畅通;
5.17保护定值按最新定值通知单要求整定完毕。
5.18将主变差动保护,110kV母线保护,35kV母线保护退出。
5.19向调度部门申请升压站110kV线路具备启动条件并已批准。
6工作方法和内容
6.1一次系统检查
6.1.1检查本次受、送电所投入的设备一次连接部分完好,设备外壳接地良好,开关动作正常。
6.1.2母线相色、标志齐全,母线相间、对地距离符合规程要求。
6.1.3用2500V摇表检查主变对地绝缘良好,35kV系统对地及相间绝缘良好。
6.1.4检查主变油路畅通,瓦斯继电器气体放净。
6.1.5110kV主变高压侧断路器于111在断开位置,隔离刀闸紫于2PT甲、紫于2甲、于111甲均在分闸位置、接地刀紫于2PT地、紫于2地、紫于2甲地、于111甲地、于111地均在分闸位置。
6.1.6110kV主变高压侧中性点刀闸于111中地在分闸位置。
6.1.7110kV主变低压侧35KV出线断路器于315在断开位置,并且断路器手车在试验位。
6.1.835kV母线PT隔离开关手车于35在试验位置。
6.1.935kVSVG断路器于补1在试验断开位置,接地刀于补1地在分闸位置。
6.1.10室外SVG1#隔离刀闸在断开位置,2#接地刀闸在断开位置。
6.1.1135kV接地变断路器于1站用1在试验断开位置,接地刀于1站用1在分闸位置。
6.1.1235kV于1#汇集线断路器1于能1在试验断开位置,接地刀1于能1地在分闸位置。
6.1.1335kV于2#汇集线断路器2于能2在试验断开位置,接地刀2于能2地在分闸位置。
6.2二次系统检查
6.2.1检查端子螺丝紧固,无松动现象,端子头标号正确。
6.2.2检查所有CT无开路,PT无短路,不用的CT应在端子排上短路接地。
6.2.3检查保护定值整定无误,经通电检查可靠动作,测量部分通电指示正确。
6.3于T线及PT受、送电步骤
6.3.1检查110kV上一级于T线侧保护都投入,检查保护定值正确。
6.3.2检查110kV主变高压侧断路器于111在断开位置,隔离刀闸紫于2PT甲、紫于2甲、于111甲均在分闸位置、接地刀紫于2PT地、紫于2地、紫于2甲地、于111甲地、于111地均在分闸位置。
6.3.3合上隔离刀闸紫于2PT甲。
6.3.6合上110kV上一级于T线侧断路器进行线路首次冲击合闸试验。
6.3.7一共冲击3次,第一次间隔10分钟,其余二次间隔5分钟。
每次冲击检查无异常后,再进行下一次冲击,并做好记录。
冲击电流(A)
A
B
C
第一次10分钟
第二次5分钟
第三次空载运行
6.3.8同时对线路电压回路进行检查,并做好记录。
6.3.9于T线及PT受电完毕,开始空载运行。
110KV线路PT(V)
AB
BC
AC
6.4主变受、送电步骤
6.4.1检查110kV主变高压侧保护投入,检查保护定值正确。
6.4.2检查110kV主变中性点接地刀于111中地在分闸位置。
6.4.3检查110kV主变低压侧开关于351在分闸位置。
6.4.4检查110kV主变高压侧接地刀于111甲地、于111地在分闸位置。
6.4.5合上110kV主变高压侧隔离刀闸紫于2甲、于111甲,检查高压侧隔离刀闸紫于2甲、于111甲确在合闸位置。
6.4.6合上110kV主变中性点接地刀于111中地。
6.4.7投入110kV主变断路器于111所属二次空开。
6.4.8合上110kV主变高压侧断路器于111进行变压器首次冲击合闸试验,检查高压侧断路器于111确在合位。
6.4.9一共冲击5次,第一次间隔10分钟,其余二次间隔5分钟。
第三次5分钟
第四次5分钟
第五次空载运行
6.535kV系统受、送电步骤
6.5.1将110kV主变低压侧断路器于351手车在试验位。
6.5.2将35kV段母线于35手车摇至工作位,检查于35手车确在工作位置。
6.5.3投入消谐装置。
6.5.4将110kV主变低压侧断路器于351手车摇至工作位,检查低压侧断路器于351手车确在工作位。
6.5.5合上110kV主变低压侧断路器于351控制电源。
6.5.6合上110kV主变低压侧于351断路器,对35kV母线进行冲击。
6.5.7一共冲击3次,第一次间隔10分钟,其余二次间隔5分钟。
6.5.8检查35kV母线PT幅值、零序不平衡电压、相序;
检查35kV母线PT与110kV母线PT相位正确,检查正确后合上35kV母线PT二次空开;
检查所有测控和保护电压正确。
6.5.935KV母线及PT受电完毕,开始空载运行。
35KV母线PT(V)
AN
BN
CN
LN
相序
6.5.10将35kV接地变断路器于1站用1手车摇至工作位,检查接地变断路器于1站用1手车确在工作位,检查接地变于1站用1地接地刀在断开位置。
6.5.11合上接地变断路器于1站用1控制电源。
6.5.12合上接地变于1站用1断路器,对35kV接地变进行冲击。
6.5.13一共冲击3次,第一次间隔10分钟,其余二次间隔5分钟。
6.5.14将SVG室外1#隔离刀合闸,检查2#接地刀在分闸位。
6.5.15将SVG断路器于补1手车摇至工作位,由SVG控制柜发出允许合闸指令后,合上SVG断路器于补1开关对SVG电抗器及电缆进线冲击。
6.5.16一共冲击3次,第一次间隔10分钟,其余二次间隔5分钟。
6.5.17SVG动态调试和模拟负载试验。
6.6保护极性检查
35KV段母线投入正常并且SVG动态试验正常后,由SVG模拟负载,检查本侧110kV主变差动向量、110kV母线保护、35kV母线保护差动相量,检查正确后,本侧投入主变差动保护,投入110kV母线保护、35kV母线保护;
SVG无功补偿系统何时投运根据业主集电线路投入情况决定;
6.7倒送电完成后,将设备投入冷备用状态。
7工作条件
所有参加启动人员必须认真熟悉、掌握本方案,启动前进行三次模拟操作。
启动过程应纪律严明,统一指挥,按启动方案进行工作。
所有操作均由操作人员按操作票执行,调试人员负责指挥、监督、测量和记录,启动和试运期间由安装人员进行维护。
启动后系统的运行方式由调度统一安排。
8工作计划及进度安排
8.1线路充电
8.2主变充电
8.335kV系统启动试验
8.4接地变充电
8.5SVG无功补偿系统组投切试验
8.6保护极性检查及投入
9安全及质量保证措施
9.1启动范围内的一、二次设备安装处消防设施完善,同时配备合适的、充足的消防器材。
9.2启动范围内应有足够的照明设备和可靠的通讯工具。
9.3启动范围内所有运行设备挂警示牌,刀闸、爬梯加锁,无围栏处应加临时围栏。
9.4启动期间应配备足够的、经检验合格的安全工器具。
9.5启动期间应由试运指挥部统一指挥,所有人员(包括保安、消防、医疗人员)均应在现场值班,以保证启动的安全、顺利进行。
9.6启动期间试验、操作人员应严格按照变电站运行规程和操作票制度进行,其他人员不得擅自进行操作。
9.7启动期间受电范围内严禁无关人员进行施工,如有需要应经指挥部批准,并办理相关工作票。
9.8启动期间一但发生异常情况应立即停止工作并报告试运指挥部。
10110kV升压站启动组织机构
10.1试运指挥部:
总指挥:
张亮
副总指挥:
苏畅
试运操作组:
赵丙飞、宋宁、张治明、范振华
保护测试、消缺组:
张小联、张航空、齐海峰、李路楠
值班记录组:
李江涛、李文俭
安全保卫组:
徐东华、姚立伟
救护组:
张自鹏、刘超雷
消防应急组:
王献斌、谷占强