220kV下野地输变电工程送电方案文档格式.docx

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2.3克拉玛依变电站

本期将220kV克石东线（2101）间隔更改为220kV野克线

（2306）间隔。

2.4220kV百口泉变电站

本期新建220kV野泉线（2305）间隔。

2.5线路

本期破口原220kV克石东线，形成220kV野克线，导线型号LGJ-400，长度108km；

220kV野石东线，导线型号LGJ-400，长

度68km。

本期新建220kV野泉线，导线型号2×

LGJ-300，长度150km。

（非实测）。

3调管及送电范围

3.1220kV下野地变电站调管范围

3.1.1新疆电力调度通信中心（省调）调管范围

220kV下野地变电站#1、#2主变压器（包括各侧断路器、隔离

开关、主变中性点接地刀闸）；

220kV母线及其断路器、隔离开关；

220kV所有出线及其断路器、隔离开关、线路侧接地刀闸；

35kV无

功补偿装置及其断路器、隔离开关。

以上设备的继电保护和安全自动

装置。

3.1.2奎屯地调调管范围

220kV下野地变电站内除省调调管设备以外的其他设备及其相应

的继电保护和安全自动装置。

3.2此次送电范围

3.2.1220kV野克线、野石东线、野泉线。

下野地变：

220kVⅠ、Ⅱ

母及其母联断路器；

#1、#2主变及其各侧断路器、隔离开关；

110kVⅠ、Ⅱ母及其母联断路器；

35kVⅠ、Ⅱ母及其断路器；

35kV#1-#6电容器。

110kV野农线。

以上设备的送电操作按照调管范围由省调、奎屯地调分别负责指

挥，设备带电后按调管范围履行调度职责。

3.3安全自动装置

确认北部稳控系统玛电、克拉玛依变新改建线路接入稳控装

置，二次回路接线完毕，联调完毕，定值更改完毕，方可送电。

4运行维护单位

220kV下野地变电站由奎屯电业局运行维护。

220kV野克线、野石东线、野泉线由奎屯电业局运行维护。

5运行方式

正常运行方式下，220kV野克线下野地变侧接220kVⅠ母，克

拉玛依侧接220kVⅡ母；

220kV野石东线下野地变侧接220kVⅠ

母，石河子东变侧接220kVⅡ母；

220kV野泉线下野地变侧接220kV

Ⅱ母，百口泉侧接220kVⅠ母。

下野地变220kV#1主变220kV侧接

220kVⅠ母，110kV侧接110kVⅠ母，35kV侧接35kVⅠ母；

下野

地变220kV#2主变220kV侧接220kVⅡ母，110kV侧接110kVⅡ

母，35kV侧接35kVⅡ母。

220kV母线、110kV母线并列运行。

下野地变#1、#2主变的220kV侧抽头位置置于Ⅰ档（242kV）

全压冲击5次、运行接带负荷后#1、#2主变220kV侧抽头位置根

据运行情况进行调整，档位保持一致。

石河子东变、克拉玛依变、百口泉变其余设备的接线方式参照

2011年度运行方式执行。

6接入系统试运的条件、要求及注意事项

6.1一次系统竣工验收合格，相序、相位复核正确；

6.2二次系统（继电保护及安全自动装置，监视、监测系统，表计，

调度自动化设备，电力通信设施等）验收合格；

6.3运行准备工作（安全及设备双重名称等标志、安全与操作工器

具、现场运行规程编制及培训、继电保护及安全自动装置定值整定

等）已完成；

6.4提供调度部门的图纸、资料、参数（含实测参数）符合档案部门

的要求；

6.5220kV下野地变关口计量点设在#1、#2主变的中、低压侧。

计

量点应纳入省调的电能量管理系统。

7继电保护部分

7.1继电保护配置（除特殊说明外正常运行均应投入）

7.1.1220kV克石东线破口后变为野克线、野石东线，两侧均配置2

套微机保护。

7.1.1.1220kV野克线两侧配置保护如下：

（1）WXH-802高频纵联距离保护（包括:

纵联距离和零序方向；

三段

式相间、接地距离保护；

四段式零序方向过流保护；

综合重合闸

（单重方式））。

（2）RCS-931B光纤纵差保护（包括:

分相式纵差保护；

零差保护；

三段式相间、接地距离保护；

综合重合闸

7.1.1.2220kV野石东线两侧配置保护如下：

（2）RCS-931BMM光纤纵差保护（包括:

综合重合闸（单重方式））。

7.1.2220kV野泉线两侧均配置双套WXH-803A型微机光纤纵差保

护（包括:

7.1.3下野地变#1、#2主变均配置两套PRS-778系列微机变压器

保护（双主保护双后备配置）：

（1）主变差动保护

A屏主保护：

二次谐波制动及比率差动保护,差动速断保护。

B屏主保护：

波形对称原理及比率差动保护,差动速断保护。

（2）A屏／B屏主变高压侧后备保护主要功能包括:

高压侧复合电压

闭锁过流/跳各侧；

高压侧零序电流/跳各侧；

高压侧间隙电流、电压

/跳各侧；

高压侧失灵启动；

高压侧过负荷、有载调压闭锁、通风启

动。

（3）A屏／B屏主变中压侧后备保护主要功能包括:

中压侧复合电压

闭锁过流/跳1150（奎屯地调决定投退）/跳本侧；

中压侧零序电流/

跳1150（奎屯地调决定投退）/跳本侧；

中压侧间隙电流、电压/跳

各侧；

中压侧过负荷。

（4）A屏／B屏主变低压侧后备保护主要功能包括:

复合电压闭锁过

流/跳3550（奎屯地调决定投退）/跳本侧/跳各侧；

低压侧过负荷。

7.1.4#1、#2主变各配置一套PRS-761A型非电量保护（由奎屯

电业局根据现场运行规程负责投退管理）。

7.1.5下野地变220kV母线配置两套母差保护（BP-2CS）：

比率制

动母差、母联断路器失灵和死区保护、失灵保护（相电流判别、运行方式识别、复压闭锁及其出口）。

7.1.6下野地变220kV母联配置一套母联保护（PRS-723A）：

充电

保护；

两段式过流保护；

两段式零序过流保护（仅在母线充电时投入

母联充电保护，正常运行时退出本保护）。

7.1.735kV#1、#2、#3、#4、#5、#6电容器配置ISA-359GA

型微机保护:

2段式过电流、过压及欠压、零序差压、零序差流保护。

上述保护装置（含综自系统测控、后台，故障录波器、故障信息

子站及同期装置等）在送电前必须安装调试完毕,高频、光纤通道测试

正常，经运行部门验收确认具备投运条件,由运行人员与当值调度核

对定值无误后按调令投入有关保护。

7.2中性点接地方式

220kV下野地变投运后，正常运行时，#1、#2主变保持其中一台220kV侧、110kV侧中性点直接接地，同时两台主变均必须经间隙接地。

7.3送电运行要求

7.3.1下野地变送电前220kV野泉线、野石东线、野克线、220kV母

联、#1主变、#2主变间隔应分别接入两套220kV母线保护（BP-

2CS），并确认其相关交、直流回路完好、试验验证正确，验收合格

（注：

本次不送电间隔，相关交、直流回路做好安全隔离措施）。

送电前两套母线保护均应完整投入运行，带负荷后轮流退出两套

母差保护测试相量、差流，确认母差极性无误、差动相量正确、差流

正常后按调令投入220kV母线保护。

7.3.2220kV下野地变各间隔保护与两套BP-2CS型母线保护失灵保

护配合，使用母差内部的失灵启动电流判别元件，分散在各间隔保护

屏上的失灵判别元件退出。

7.3.3送电前百口泉变两套220kV母差保护轮流退出，将野泉线接入

百口泉变220kV母差回路,各支路通道系数由现场调平衡，并确认其

交直流回路完好，传动实验验证其正确性后投入百口泉变220kV母

差。

带负荷后轮流退出母线保护测向量确认母差极性无误、差流合格

后正式投入两套母差。

7.3.4下野地变送电前220kV#1主变、#2主变保护（PRS-

778），确认其相关交、直流回路完好、试验验证正确，验收合格。

送电前两套主变保护均应完整投入运行，带负荷后轮流退出两套

主变保护测试相量、差流，确认差动保护极性无误、相量正确、差流

正常后按调令投入220kV主变保护。

7.3.5送电前220kV野石东线、野克线两侧光纤纵差保护投入，线路

充电正常后带负荷前光纤纵差保护退出。

送电后带负荷测相量，确认

相量正确、差流正常后按调令投入光纤纵差保护。

7.3.6送电前220kV野石东线、野克线两侧WXH-802高频纵联保护

投入，送电后带负荷测相量并确认无误。

7.3.7送电前220kV野泉线两侧双套光纤纵差保护投入，线路充电正

常后带负荷测相量，确认相量正确、差流正确无误。

7.3.8220kV野泉线、野石东线、野克线重合闸采用单重方式，线路

带负荷运行后根据调令投退。

7.3.9送电前应按照《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》中

的要求投入220kV断路器本体三相位置不一致保护（时间为2.0S）。

7.3.10送电前35kV#1、#2、#3、#4、#5、#6电容器ISA-

359GA型微机保护投入，送电后带负荷测不平衡电流，确认合格后方

可正式投运。

7.3.11220kV克石东线破口后变为野克线、野石东线，原配置于石河

子东侧的高频收发讯机和光纤保护装置，改为配置于220kV野克线，

须从石河子东搬迁至下野地变侧；

同时，原配置于下野地侧的高频收

发讯机和光纤保护装置，改为配置于220kV野石东线，须从下野地变

搬迁至石河子东侧，在送电前必须安装调试完毕,相关的通道联调试验

必须正确无误，经运行部门验收确认具备投运条件,由运行人员与当

值调度核对定值无误后按调令投入有关保护。

8自动化部分

8.1信息量

根据设计要求应传送以下信息量：

状态量（遥信）：

220kV野克线、野石东线两侧断路器、隔离开

关、线路侧接地刀闸。

下野地变:

全厂事故总信号；

#1、#2主变各

侧断路器、隔离开关、中性点接地刀闸；

110kV野农线断路器、隔离

开关、线路侧接地刀闸；

35kV#1-#6电容器断路器、隔离开关；

220kV、110kV、35kV母联断路器、隔离开关；

220kVⅠ、Ⅱ母，

110kVⅠ、Ⅱ母，35kVⅠ、Ⅱ母母线接地刀闸；

GPS失步告警信号。

模拟量（遥测）：

220kV野克线、野石东两侧的有功、无功功率。

#1主变各侧有功、无功功率；

#1、#2主变分接头档位；

110kV野农线有功、无功功率；

220kV、110kV、35kV各段母线电压；

35kV#1-#6电容器无功功率。

电能量：

220kV野克线、野石东线两侧计量表计的电能量数据。

下野地变#1、#2主变三侧计量表计的电能量数据。

以上信息的具体内容见省调自动化科给调试单位提供的书面要

求。

8.2通信规约及通信方式根据设计要求220kV下野地变电站应分别

向省调和奎屯地调传送自动化信息：

通信规约：

采用104和CDT规约。

通信方式：

省调采用IP网络方式和四线的模拟通道方式、奎屯

地调采用四线的模拟通道方式。

另外，省调电能量采集系统要求一路

电话作为备用通道。

8.3技术指标

模拟量测量误差：

有功功率±

0.5%、无功功率±

1.0%,站内事件

记录分辨率2ms。

8.4设备投运前现场应具备的条件

8.4.1按设计部门的要求将遥测表中要采集的信息量都规范地接入变

电站自动化系统。

8.4.2将各断路器、隔离开关、接地刀闸等遥信量按设计图纸要求接

入。

8.4.3将各电能表规范地接入电能量采集终端并调试完毕。

8.4.4在省调调度自动化系统内增加220kV下野地变电站的主接线图及相关自动化信息。

9通信部分

9.1调度电话通道配置

9.1.1开通下野地变－省调的直通电话1路。

9.1.2开通下野地变－省调的调度专用内线电话1路。

9.1.3开通下野地变市话1路。

9.2自动化通道配置

9.2.1开通下野地变－省调的自动化4线业务1路。

9.2.2开通下野地变－奎屯变汇聚站点调度数据网2M通道2路。

9.2.3开通电能量抄表专用内线电话1路。

9.3保护通道配置

9.3.1开通下野地变－百口泉变复用2M保护通道4路。

（双套保护，

均为A/B通道，2路A通道走直达路由，2路B通道走迂回路由）。

9.3.2开通下野地变－石河子东变复用2M保护通道2路。

（A/B通

道，A通道走直达路由，B通道走迂回路由）。

9.3.3开通下野地变－克拉玛依变复用2M保护通道2路。

9.4奎屯地调业务

9.4.1奎屯地调所需业务通道。

10启动送电操作方案（不代替具体操作票，当值调度人员应根据送电进程优化操作顺序，尽可能减少对电网的影响）

10.1此次送电设备为220kV野克线（2306）、野石东线（2303）、野

泉线（2305）和110kV野农线（1912）及其各侧断路器、隔离开

关。

下野地变220kVⅠ、Ⅱ母及母联断路器（2250）、隔离开关；

220kV#1、#2主变及其各侧断路器、隔离开关；

110kVⅠ、Ⅱ母及

母联断路器（1150）、隔离开关；

隔离开关；

35kVⅠ、Ⅱ母及母联断

路器（3550）、隔离开关；

35kV#1-#6电容器及其断路器、隔离开

送电前上述范围内所有影响送电的安全措施（包括接地刀闸）均

已全部拆除或拉开，所有工作人员已全部撤离现场，通信、自动化系

统已完备，具备送电条件。

10.2220kV野克线（2306）、220kV野石东线（2303）、220kV野泉线

（2305）两侧断路器、隔离开关均在断开位置。

下野地变220kV母联

断路器（2250）及两侧隔离开关均在断开位置；

220kV#1、#2主变

各侧断路器、隔离开关均在断开位置；

110kV母联断路器（1150）及

两侧隔离开关均在断开位置，110kV母线所有出线断路器、隔离开关

均在断开位置；

35kVⅠ、Ⅱ母所接断路器、隔离开关均在断开位置。

10.3涉及到相序、相位和相量测试工作由专业人员负责并测定、核对

无误。

10.4送电设备的保护已按送电保护方案的要求投入或退出，保护定值

单号及定值更改结论核对无误。

10.5退出220kV野克线（2306）、220kV野石东线（2303）、220kV

野泉线（2305）线路两侧重合闸。

确认220kV野克线、野石东线、野

泉线两侧断路器三相不一致保护已经投入，时间整定为2.0S；

线路两

侧保护装置中的三相不一致保护已经退出。

10.6百口泉变：

轮流退出两套220kV母差保护，将220kV野泉线

（2305）接入220kV母差保护交流回路、失灵启动回路及出口跳闸回

路,确认其交、直流回路完好，试验验证正确、验收合格且投入运行。

10.7下野地变：

确认220kV野克线（2306）、220kV野石东线

（2303）、220kV野泉线（2305）、220kV#1、#2主变220kV侧、

220kV母联断路器已接入220kV母差保护回路并调平衡，确认其交直

流回路完好，经试验验证正确、验收合格且投入。

10.8下野地变：

确认220kV#1、#2主变110kV侧、110kV母联已

接入110kV母差保护交流回路及出口跳闸回路，确认其交、直流回路

完好，经试验验证正确、验收合格且已投入运行（其他须接入110kV

母差回路的设备由奎屯地调负责确认）。

第一阶段：

220kV野克线、野石东线送电

10.9石河子东变：

将220kVⅡ母负荷倒至220kVⅠ母，空出220kVⅡ

母。

10.10石河子东变：

合上220kV野石东线（2303）断路器两侧隔离开

关（合至220kVⅡ母）。

10.11石河子东变：

合上220kV野石东线（2303）断路器，对220kV野石东线（2303）冲击2次。

正常后，断开220kV野石东线（2303）断路器。

其间，检测确认220kV野石东线与220kVⅡ母PT二次电压

相位、相序、幅值正确且相同。

10.12下野地变：

合上220kV野石东线（2303）断路器两侧隔离开关

（合至220kVⅠ母）。

10.13下野地变：

合上220kV母联（2250）断路器两侧隔离开关。

10.14下野地变：

合上220kV野石东线（2303）断路器。

10.15石河子东变：

合上220kV野石东线（2303）断路器，对线路进

行第三次冲击，同时对下野地变220kVⅠ母送电。

10.16下野地变：

检测确认220kVⅠ母PT二次电压相位、相序、幅

值正确。

检测确认220kV野石东线线路PT与220kVⅠ母PT同名

相二次电压相位、幅值相同。

10.17下野地变：

投入220kV母联（2250）充电保护，合上220kV

母联（2250）断路器对220kVⅡ母送电，送电正常后退出母联充电保

护。

10.18下野地变:

进行220kVⅠ、Ⅱ母核相，检测确认220kVⅠ、Ⅱ

母PT二次电压相位、相序、幅值正确。

10.19下野地变：

合上220kV野克线（2306）断路器两侧隔离开关

（合至220kVⅡ母）。

10.20下野地变：

合上220kV野克线（2306）断路器，对220kV野克线（2306）冲击2次，正常后，断开220kV野克线（2306）断路器。

其间，检测确认220kV野克线与220kVⅡ母PT二次电压相位、相序、幅值正确且相同。

10.21克拉玛依变：

将220kVⅡ母负荷倒至220kVⅠ母，空出220kV

Ⅱ母。

10.22克拉玛依变：

断开220kV母联断路器（2250），拉开220kV母

联断路器（2250）两侧隔离开关。

10.23克拉玛依变：

（合至220kVⅡ母），合上220kV野克线（2306）断路器。

10.24下野地变：

合上220kV野克线（2306）断路器，对线路进行第

三次冲击，同时对克拉玛依变220kVⅡ母送电。

10.25克拉玛依变：

检测确认220kV野克线（2306）线路PT与

220kVⅡ母PT同名相二次电压相位、幅值相同。

10.26克拉玛依变：

进行220kVⅠ、Ⅱ母核相，检测确认220kVⅠ、

Ⅱ母PT二次电压相位、相序、幅值正确。

10.27退出220kV野克线（2306）、220kV野石东线（2303）两侧光

纤纵差保护。

10.28克拉玛依变：

合上220kV母联（2250）断路器两侧隔离开关，

同期合上220kV母联（2250）断路器。

10.29220kV野克线（2306）、220kV野石东线（2303）两侧带负荷测

试光纤纵差保护相量，确认相量正确、差流正常后正式投入光纤纵差

两侧带负荷测试高频纵联保护相量，确认高频纵联保护零序功

率方向相量正确。

10.30下野地变：

轮流退出两套220kV母差保护，带负荷测试母差保

护相量、差流、确认母差极性无误、差动相量正确、差流正常后，正

式投入220kV母差保护。

10.31投入220kV野克线（2306）、野石东线（2303）两侧重合闸。

第二阶段：

220kV野泉线送电

10.32下野地变：

10.33下野地变：

合上220kV野泉线（2305）断路器两侧隔离开关

10.34下野地变：

合上220kV野泉线（2305）断路器，对220kV野泉线（2305）冲击2次，正常后，断开220kV野泉线（2305）断路器。

其间，检测确认220kV野泉线与220kVⅡ母PT二次电压相位、相序、幅值正确且相同。

10.35百口泉变：

将220kVⅠ、Ⅲ母负荷倒至220kVⅡ母，空出

220kVⅠ、Ⅲ母。

10.36百口泉变：

断开220kV母联断路器（2251），拉开220kV母联

断路器（2251）两侧隔离开关。

10.37百口泉变：

（合至220kVⅠ母），合上220kV野泉线（2305）断路器。

10.38下野地变：

合上220kV野泉线（2305）断路器，对线路进行第

三次冲击，同时对百口泉变220kVⅠ、Ⅲ母送电。

10.39百口泉变：

检测确认220kV野泉线（2305）线路PT与220kV

Ⅰ、Ⅲ母PT同名相二次电压相位、幅值相同。

10.40百口泉变：

220kVⅠ、Ⅲ母和Ⅱ母进行核相，检测确认220kV

Ⅰ、Ⅲ、Ⅱ