汇流站受电方案.docx

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汇流站受电方案

特殊施工技术方案报（措施）报审表

表：

DJS-A2-08

编号：

001

工程名称：

大唐XX阿拉善经济开发区30MWp地面光伏发电项目

致XX能达水利水电咨询XX项目监理部：

现报上35kV变电站受电工程特殊施工技术方案方案（措施），请审查。

附件：

35kV升压站受电工程特殊施工技术方案方案（措施）

承包单位（章）：

项目经理：

日期：

项目监理部审查意见：

项目监理部（章）：

总监理工程师：

专业监理工程师：

日期：

建设管理单位意见：

建设管理单位（章）：

项目经理：

日期：

本表一式4份，由承包单位填报，建设管理单位、项目监理部、承包单位存份。

大唐XX阿拉善经济开发区30MWp地面光伏发电项目

35/0.4-0.27kV汇流站受电方案

编写：

中兴能源光能技术XX

2013年11月

1.概述

2.带电试验目的

3.组织机构与职责

4.受电X围

5.受电时间

6.条件

7.受电的安全措施与事故预想

8.受电前的运行状态

9．受电步骤

10．受电结束

1概述

大唐阿拉善经济开发区30MWp地面光伏发电项目，29台升压变分别经3回集电线路架空至汇流站附近并转电缆接入升压站35kV配电室，再由一条35KV架空线路接入巴音敖包35KV系统第七间隔。

35kV间隔8回：

分别是PT间隔、出线间隔、1#集成线路间隔（15#--16#--27#--28#--29#）、2#集成线路间隔（12#--13#--14#--18#--20#--21#--22#--23#--24#--25#--26#）、3#集成线路间隔（1#--2#--3#--4#--5#--6#--7#--8#--9#--10#--11#--17#--19#）、SVG间隔、接地变压器间隔、站用变间隔。

本期电气主接线为：

35kV出线一回，采用架空线路出线。

35kV侧采用单母线接线方式，35kV母线接一组6000KVASVG动态无功补偿装置，以满足光伏电场无功补偿容量需求；为能快速切除光伏电场汇集线路系统的单相接地故障，同时满足机组运行电压的要求，35kV母线接一组接地变压器，该变压器高压侧采用消弧线圈并联中电阻接地方式。

0.4kV站用电系统采用单母线接线方式，电源分别引自35kV接地变压器回路和10kV市电变压器。

35kV接地变压器兼做升压站的工作变压器，10kV市电变压器作为升压站建设初期施工临时电源，待升压站建成后作为本站的备用变压器，两台变压器通过备自投装置实现自动投切。

本期工程蓄电池型式采用镍氢蓄电池，装设一组蓄电池组，控制和动力负荷公用。

按《火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定》附录D的电压控制计算法进行容量计算，蓄电池组容量选择结果如下：

220V200Ah104只不设端电池。

本工程在网控制室设置的数据采集、监视和控制系统,由电气微机综合自动化系统实现。

下列设备的开关控制、保护、信号、测量纳入该系统：

有35kV线路、35kV配电室、SVG、低压厂用配电室、直流系统等。

对应之电气设备保护屏面上还设置有手动控制开关，作为备用与调试用。

键盘操作布置在网控室控制台。

继电保护屏、电度表屏、远动通信、测控和事故照明等在继电保护室

大唐阿拉善经济开发区30MWp地面光伏发电项目的业主单位大唐阿拉善经济开发区光伏发电XX，设计单位是XX能源工程设计XX，监理单位XX能达水利水电咨询XX，调试单位中石化建设XX，施工单位XX显通新能源XX。

目前，35kV系统现已安装调试完毕，并通过质检验收签证，具备带电条件。

1.2编写本措施主要依据

1.2.1　DL5009.1－2002《电力建设安全工作规程发电厂与升压站电气部分》

1.2.2DL796－2001《光伏发电场安全规程》

1．2.3　DL/T5210－2005《电力建设施工质量验收与评定规程》1.2.4　大唐集团《中国大唐集团公司火电机组达标投产考核办法（2006年版）》

1.2.5　建设部建标[2006]102号《工程建设标准强制性条文（电力工程部分）》

1.2.6　大唐集团《中国大唐集团公司火电厂基本建设工程启动与验收管理办法（2006年版）》

1.2.7　大唐集团《中国大唐集团公司事故调查规程》

1.2.8　国家电力公司大唐发《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

1.2.9　GB50150-2006《电气装置安装工程、电力设备交接试验标准》

1.2.10　《火电施工质量检验与评定标准（电气装置篇）》（试行）

1.2.11　《继电器校验规程》

1.2.12　《电气指示仪表校验规程》

1.2.13　GB14285－2006《继电保护和安全自动装置技术规程》

1.2.14　DL/T671－1999《微机发电机变压器保护装置通用技术条件》

1.2.15XX电力公司电力调度通讯中心《启动方案》

1.2.16《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150--2006。

1.2.17《变电站工程投运前电气安装调试质量监督检查典型大纲》

1.2.18制造厂图纸和说明书、质量保证书等。

1.2.19XX提交的设计资料和调试有关文件、会议纪要等。

1.3受电一次回路结线见附图所示。

1.4受电X围内主要设备的铭牌参数

35kV开关柜：

XX信电电器集团XX产品，包含35kV真空断路器、CT、PT、熔断器、过电压保护器、接地开关、一次消谐装置与封闭母线等设备。

SVG无功补偿装置：

思源清能电气电子XX产品，包含35kV隔离开关、35kV变压器、10kV电阻箱、启动柜、功率柜、控制柜、保护柜等设备。

接地变压器与电阻柜：

思源电气股份XX产品。

0.4kV开关柜：

朗晟开关设备XX产品，包含0.4kV断路器、CT与备自投装置等设备。

SVG变压器

型号：

S11-6000/38.5出厂序号：

T131004-1

额定容量：

6000kVA冷却方式：

0NAN

额定电压：

38.5/10kV联接方式：

Yyn0

Uk=10.85%

厂家：

申达电气集团XX

35kV断路器

型号：

ZN85-40.5额定电压：

40.5kV

额定电流：

1250A（七组）控制电压：

DC220V电机电压：

AC220V

厂家：

大盛微电科技股份XX

保护装置

线路保护：

XX南瑞继保电气XXRCS-9613CS型光纤分相电流差动保护柜。

母线保护：

长园深瑞继保自动化XX的BP-2CS型微机母线保护装置。

故障录波器

XX航天银山电气XX的装置型号：

YS-900型故障录波器。

35kV线路、站用变、电容器保护

长园深瑞继保自动化XX生产：

ISA-315G线路保护测控装置5台；

ISA-381G站用变1台；

SVG配备有XX南瑞继保电气XXRCS-9622CN变压器保护。

2、带电试验目的

通过受电试验，考核35kV系统、VGS系统、集电线路、站用变系统的一、二次设备的制造、设计、安装和调试质量，与时发现并消除缺陷，确保风机能安全、可靠、经济地投入运行，为机组进入试运转创造条件。

为机组早日并网发电提供必要的条件。

3.组织机构与分工

3.1成立受电领导小组，负责组织、协调和指挥本次的受电试验工作。

整个受电过程由试运领导小组统一指挥。

本次受电方案经试运领导小组批准后实施。

受电组织领导小组如下：

总指挥：

宋伟

副总指挥：

冯晓波、潘振鑫、陈泽斌

成员：

X建、李轩、X永波、X爱民、孙江江、X海龙、杨伟民、X海昱、

调试：

车战勇

设备厂家：

许继、深瑞、南瑞、晶福源、金迈克、华驰

3.2XX能达水利水电咨询XX负责本次受电方案的会审。

组织本次受电方案的讨论、会审，明确各单位的工作关系。

检查受电的各项工作落实完善情况。

负责本次受电X围内设备的质量监督检查工作，对受电的全过程进行监督。

3.3中是化工建设XX（以下简称调试）负责编制本次受电方案与操作程序，并负责受电方案的实施。

参加变电站受电质检工作，检查受电X围内的电气试验记录是否满足《电气设备交接试验标准》规定和要求，检查直流系统、控制系统、信号系统是否正常；检查各保护定值整定是否正确；应该投入的跳闸压板与安全设施情况并确认，监护生产运行人员进行设备的一、二次操作。

协助风电场做好受电的申请与协调工作。

3.4XX显通新能源XX（以下简称安装）参加受电方案会审，负责受电设备与施工设备的隔离工作，临时设施的安装和系统恢复工作，负责受电设备的维护、检修和消缺工作。

协同监护生产运行人员进行设备的一、二次操作。

受电过程中安排有经验人员负责现场检查、监视。

3.5大唐XX太阳能开发XX（以下简称甲方）参加本次受电方案的会审，做好生产准备，根据本受电方案负责编写相应的运行措施、运行规程，负责设备命名、挂牌，填写操作票。

负责操作与与调度的联络工作。

系统受电完毕与消缺后实施代保管。

按变电站运行要求进行管理，代保管期间安装单位负责检修。

3.6设备厂家：

本项目供货设备的启动试验配合，缺陷处理

4、受电X围

4.1.35kVI母母线系统。

4.2.35kVSVG系统。

4.3.35kV消弧线圈系统。

4.4.35kV集电线路

4.4.35kV/380V站用变。

5受电时间

暂定2013年12月18日。

6受电前应完成下列工作

6.1制定受电方案,并经受电试验指挥组与上级有关主管部门审批。

6.2受电前经过质检中心站监检合格,确认具备条件。

6.3受电申请经过电网主管部门批准,电网做好受电准备工作。

6.4受电措施经过试运指挥部批准，并成立受电指挥小组，明确指挥系统和参加人员，并组织交底，明确责任。

6.5受电X围内场地平整，道路畅通,所有孔洞、沟盖盖好。

6.6照明、通风系统能满足受电要求。

6.7受电X围内按设计要求配置消防器材。

6.8受电X围内建筑工程已完成，门窗齐全，障碍物已清除，验收合格。

6.9受电X围内各种运行标示牌已准备就绪，各设备代号已编好并贴、印完毕，一次设备挂有明显安全标识牌，并应有“高压危险”、“设备已带电”、“严禁靠近”等字样。

6.10带电设备外观整洁，各螺栓紧固，导体接触面符合要求，设备外壳接地安全可靠，各个设备说明书、合格证、出厂报告与安全记录齐全，一、二次电缆施工工艺符合标准要求。

6.11列入受电X围的一、二次电气设备,已全部安装完毕,符合设计与规程要求，并经质量检查部门验收合格,由调试单位按照交接验收的规定进行电气试验,并提交试验报告。

6.12本次受电X围内的电气二次设备的调试工作已全部按有关标准完成；继电保护装置,已按有关部门提供的整定值进行整定完毕；各开关、刀闸在就地与NCS上的合、分操作；保护传动试验与信号回路正确。

6.13受电前,安装单位、调试单位对一、二次回路进行整体检查。

6.14有关的图纸和运行规程已准备就绪。

6.15启动试验前待投设备的继电保护装置应有调度下达的继电保护定值。

继电保护装置的光纤通道（主通道、备用通道）正常，衰耗符合要求。

综合自动化系统、故障信息系统、远动系统与调度通讯正常。

主控室与省调、地调通信畅通；保证受电X围内的通信畅通。

保证值长与调度联系的专用通讯可靠。

6.16受电部分和施工部分的设备已隔离,并设置遮拦,悬挂相应的警示牌。

6.18光伏区调试工作结束，具备启动条件。

7受电的安全措施与事故预想

7.1受电的安全措施

7.1.1受电设备要设置安全围栏，并悬挂“高压危险”警示牌。

7.1.2检查非受电设备的开关均在试验位置，并悬挂“禁止合闸”标示牌。

7.1.3受电前无关人员撤离现场,安装单位安排人员值班,防止非工作人员进入带电区。

7.1.4由光伏电场有关部门负责，在受电设备附近放置足够的灭火器等消防设施,并符合消防要求。

7.1.5设备应悬挂相应的警示牌,门、窗、间隔上锁。

7.1.6受电前测量受电X围内线路（电力电缆）、变压器、母线、开关、刀闸的绝缘电阻应符合电气设备交接试验规程要求。

7.1.7检查并紧固所有二次回路端子接线螺丝，严防CT回路开路，PT回路短路，并做好PT二次回路的消谐措施。

带电设备的外壳接地应完善可靠。

7.1.8确认待受电X围的开关、刀闸在分闸位置,取下（断开）各开关的合闸保险（开关）。

7.1.9设备受电时应派人监视。

7.1.10受电操作由光伏电场当值值长统一指挥，当值电气运行人员按照操作票进行操作和监护。

受电操作中如发现有不正常现象和疑问，或者发现有危与人身和设备安全时，要立即停止操作，并与时向当值值长和现场总指挥汇报。

7.1.11安装人员进行设备的维护、检修和消缺工作时，严格执行工作票制度。

填写一

（二）种工作票和动火工作票。

7.1.12受电结束后，有关带电系统应设置相应警示牌，并按排运行人员进行值班。

7.2事故预想和防止措施:

7.2.1误操作可能造成受电设备损坏和发生人身触电事故的防止与应急措施：

1）监护人和操作人员应同时确认开关位置和编号应对应且正确。

2）监护人应监护操作人员的操作应与指挥下达的指令一致。

3）操作人员确认高压开关接地刀断开后，方可操作隔离刀闸。

4）操作监护人应大声重复指挥下达的指令。

5）监护人应监护操作人员不允许进行指挥命令以外的操作。

6）监护人应监护操作人员乱动其它设备。

7）监护NCS操作人员的操作应与指挥下达的指令一致。

8）监护NCS操作人员不允许进行非法操作。

9）当发生受电设备损坏和发生人身触电事故时，立即回报当值值长或带电总指挥。

指挥人员应首先命令NCS操作人员发出跳开电源开关指令，立即断开电源，抢救受伤人员。

并查明事故原因。

操作人员或监护人员有权不需请示任何人员立即采取措施，断开电源，事后与时向指挥人员回报当时情况。

设备带电可能发生人身触电事故的防止与应急措施：

1）监护人应监护操作人员勿动其它带电设备。

2）监护、操作人员应与带电导体保持一定安全距离。

3）设备监护人应与带电导体保持一定安全距离。

4）参加受电人员勿动不熟悉和不了解的设备。

5）变压器带电后，监护工作人员不允许攀爬变压器。

6）站用变压器带电后，监护工作人员不允许进入变压器小室。

7）380V/220V母线带电后，监护工作人员不允许打开母线后盖。

8）带电设备应有明显的“设备已带电”标志。

9）当发生人身触电事故时，立即回报当值值长或带电总指挥。

指挥人员应首先命令NCS操作人员发出跳开电源开关指令，立即断开电源，抢救受伤人员。

并查明事故原因。

操作人员或监护人员有权不需请示任何人员立即采取措施，断开电源，事后与时向指挥人员回报当时情况。

设备受电时有可能生火灾事故的防止与应急措施：

1）变电站与配电室应配备足够的适合电气火灾的消防器材。

2）检查配电室排烟机应能可靠随时投运。

3）参加受电人员应会正确使用消防器材。

4）电气系统一旦发生火灾，立即回报当值值长或带电总指挥。

指挥人员应首先命令NCS操作人员发出跳开电源开关指令，立即断开电源。

迅速用干粉、二氧化碳灭火器灭火或适合电气系统灭火用的灭火器材灭火；如油溢在变压器顶盖上着火时，应打开下部油门放油，使变压器油位低于着火出：

若是变压器内部故障引起着火时，则不能放油，以防变压器发生爆炸（是否放油，由当值值长根据情况向运行人员下令）。

立即通知消防部门。

并查明事故原因。

5）电缆着火时，应切断电源并关闭防火门，将邻近受到威胁的电缆停电；使用干粉、二氧化碳或砂子灭火，禁止使用水或泡沫灭火器灭火；灭火时禁止用手触动或移动电缆；进入电缆沟灭火人员应戴防毒面具，戴绝缘手套，穿绝缘鞋。

7.2.4电流互感器开路故障

若发现电流端子有火花、放电声，电流互感器有异常声音或过热、冒烟、焦臭等现象；电流指示有一相或两相突然降为零，指示降低。

应立即请示值长解列系统，停电处理

直流电源消失

如发现直流电源消失，应立即检查保险、小空开、直流母线。

查找故障点，立即恢复直流电源。

若在发生故障时，断路器控制电源消失，断路器拒动，迅速派人手动打闸。

手动打闸无效，应立即断开上一级断路器。

8受电前的运行状态

8.135kV系统所有断路器与刀闸均在断开状态。

8.2380V工作段进线开关在试验位置。

8.3带电系统的控制、保护和信号的电源开关在合闸位置。

9受电步骤

9.1.1合巴音敖包35KV系统第七间隔断路器，35KV架空线路带电与光伏变电站出线高压电缆带电；

9.1.2检查35KV（G0001）出线断路器开关柜高压带电显示正常；用万用表测量二次电压是否平衡；用相序表测量二次电压幅值、频率、相位、相序均正常；

9.1.3将35KV（G0001）、35KV母线PT（G0002）出线断路器小车摇至工作位，就地合断路器，对35KV（G0001）母线充电，检查断路器与35KV（G0001）母线带电工作正常；

9.1.4检查35KV母线PT（G0002）二次侧各支路电压幅值、频率、相位、相序均正常；

9.1.5检查35KV各开关柜上安装的各测控装置显示正确，各表计显示正确。

9.21#—29#升压变送电

3#集成线路（G0005）变压器送电

a.合1号箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置；

b.将3#集成线路（G0005）进线断路器小车摇至工作位，就地合断路器对1号箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，冲击过程中注意观察箱变的工作状态。

c.最后一次冲击完成后，如无异常则断开断路器，合2号箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置，就地合断路器对2号箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，依次对3号进线线路上3#--4#--5#--6#--7#--8#--9#--10#--11#--17#--19#箱变进行冲击试验，最后一次冲击完成后，如无异常则断路器不分开，变压器带电运行，检查变压器测控装置显示正确，各表计显示正确。

2#集成线路（G0004）变压器送电

a.合12号箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置；

b.将2#集成线路（G0004）断路器小车摇至工作位，就地合断路器对12号箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，冲击过程中注意观察箱变的工作状态。

c.最后一次冲击完成后，如无异常则断开断路器，合13号箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置，就地合断路器对13号箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，依次对2号进线线路上14#--18#--20#--21#--22#--23#--24#--25#--26#箱变进行冲击试验，最后一次冲击完成后，如无异常则断路器不分开，变压器带电运行，检查变压器测控装置显示正确，各表计显示正确。

1#集成线路（G0003）变压器送电

a.合15号箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置；

b.将1#集成线路（G0003）断路器小车摇至工作位，就地合断路器对15号箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，冲击过程中注意观察箱变的工作状态。

c.最后一次冲击完成后，如无异常则断开断路器，合16号箱变高压侧负荷开关，低压侧断路器在分闸位置，就地合断路器对16号箱变进行冲击试验，共冲击3次，每次间隔5分钟，依次对1号进线线路上27#--28#--29#箱变进行冲击试验，最后一次冲击完成后，如无异常则断路器不分开，变压器带电运行，检查变压器测控装置显示正确，各表计显示正确。

9.3逆变器电网侧送电

3#集成线路（G0005）逆变器电网侧送电

依次合1号箱变低压侧断路器、1号逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各测控装置与表计显示正确。

依次合3#集成线路上2#、3#、4#、5#、6#、7#、8#、9#、10#、11#、17#、19#箱变低压侧断路器、逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各表计显示正确。

9.3.22#集成线路（G0004）逆变器电网侧送电

依次合12号箱变低压侧断路器、12号逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各测控装置与表计显示正确。

依次合2#进线线路上13#、14#、18#、20#、21#、22#、23#、24#、25#、26#箱变低压侧断路器、逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各表计显示正确。

9.3.31#集成线路（G0003）逆变器电网侧送电

依次合15号箱变低压侧断路器、15号逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各测控装置与表计显示正确。

依次合1#进线线路上16#--27#--28#--29#箱变低压侧断路器、逆变器电网侧空开，检查各设备带电正常，检查各表计显示正确。

9.4逆变器并网调试

9.4.1检查逆变器电网侧的线电压和频率是否满足逆变器并网要求（电网线电压允许X围210V—310V，电网频率正常X围47Hz—52Hz）;

9.4.2测量每一个汇流箱到1#--29#方阵低压直流柜之间的直流电压，检查直流电压是否符合并网要求（640V—750V）;

9.4.3先任意合上3号集成线路（G0005）上1#方阵低压直流柜到逆变柜之间的一个直流输出空开，再合上并网逆变器直流侧空开，在小功率情况下进行并网调试；

9.4.4小功率并网成功后，检查35KV各相关电流互感器二次侧各支路的电流幅值、相位、相序并记录；

9.4.5电流回路检查完毕后，再依次合上剩余的1#方阵低压直流柜到逆变柜之间的所有直流输出空开，进行大功率并网调试；

9.4.6按照上述步骤依次对3号集成线路（G0005）上的2#、3#、4#、5#、6#、7#、8#、9#、10#、11#、17#、19#方阵进行调试，2号集成线路（G0004）上的12#、13#、14#、18#、20#、21#、22#、23#、24#、25#、26#方阵进行调试，1号集成线路（G0003）上的15#、16#、27#、28#、29#方阵进行调试；

9.4.7记录设备运行的各种数据；

9.4.8进行逆变器正常开停机、事故停机与紧急停机等各项试验，验证各项控制功能的正确性。

9.535kV站用变充电

9.5.1站用变就地安排专人监视并做好安全措施。

9.5.2检查380V工作段进线开关在试验位置。

9.5.3将站用变（G0007）开关摇至工作位置。

9.5.4合站用变高压侧断路器（G0007）给站用进行第一次充电（注意观察电流表的冲击电流指示值并记录）带电时间5分钟，检查断路器、隔离刀闸、电缆、站用变应无异常现象。

9.5.5断开站用变高压侧断路器（G0007），站用变第一次充电结束。

9.5.6其后依次对站用变进行第二、三、四、五次充电，每次间隔5分钟。

第5次充电后，不断开站用变高压侧断路器（G0007）。

9.5.7检查380V工作段工作进线开关处测量并记录380V工作段母线与PT二次相、线电压的数值、相序、相位应正确无误。

9.6380V工作段备自投试验

9.6.1在380V工作段工作进线开关处进行定相。

定相合格后，将380V工作段工作进线开关推入工作位置，给上控制、操作电源。

9.6.2断开380V工作段备用进线开关。

9.6.3合上380V工作段工作进线开关。

9.6.4检查380V工作段备自投装置充电。

拉开380V工作段母线PT小空开，备自投装置联跳380V工作段工作进线开关，380V工作段备用进线开关412自动合上。

发备投动作信号，备自投成功。

9.7对35kVSVG变压器充电

9.7.1将合35kVSVG隔离刀闸

9.7.2将35KVSVG（G0006）开关摇至工作位置。

9.7.3合35KVSVG（G00