30MW并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站资料.docx

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30MW并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站资料

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网

光伏电站项目

110kV升压站工程

投运方案

编制人员：

审核：

批准：

前言

本投运方案是根据图木舒克金太阳30MW并网光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则，为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、稳定运行，特编制本方案。

本投运方案待调度审核批准后执行。

目次

一、工程概况

二、投运范围

三、投运启动时间安排

四、投运前准备工作

五、投运记录的建立与保存

六、投运的组织与分工

七、投运过程风险分析控制

八、投运条件检查

九、启动操作纲要

十、投产试运行步骤

十一、现场安全措施及异常、事故处理预案

十二、试运行阶段的管理

十三、试运行结束后的运行交接

十四、附：

老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图

附：

技术交底签证表

一、

工程概况

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站110kV升压站工程由云南大唐国际宾川新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计，中国能建广东省电力第一工程局负责施工，黄河国际工程咨询（河南）有限公司实施监理，工程计划2014年12月25日竣工投产。

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目位于云南省大理州宾川县大营镇洪水塘村以西，距宾川县城直线距离约22km。

地理坐标介于东经100°21'26"～100°22'08"、北纬25°46'16"～25°47'10"之间。

升压站共有110kV和35kV两个电压等级。

110kV高压配电设备采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器。

35kV配电装置为金属铠装式开关柜。

110kV接线方式为单母线接线，共有三个间隔：

一个出线间隔、一个PT间隔、1个主变间隔。

经12.06km110kV线路接入220kV海东变电站。

35kV终期接线方式为单母线分段接线，本期建成35kVI段母线，35kV本期共有6个间隔。

（1个主变进线间隔、2个集电线路间隔、1个SVG间隔、1个母线设备间隔、1个站用接地变间隔）。

全站户外动态无功补偿装置，采用SVG形式，额定容量20MVar。

中性点接地方式：

110kV采用可以选择不接地或直接接地方式；35kV采用经接地变——小电阻接地方式。

二、投运范围

1、一次部分投运范围

1.1、电压等级：

110kV/35kV两个电压等级。

1.2、主变压器：

容量100MVA，终期两台，本期建成1号主变，本次投运110kV1号主变。

1.3、110kV系统：

110kV老海线，110kVGIS3个间隔：

110kV老海线162断路器间隔、110kV1号主变101断路器间隔、110kV母线PT间隔。

1.4、35kV系统：

35kV1号主变进线301断路器间隔、35kV1号站用变361断路器间隔、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔、35kVI段母线电压互感器间隔；35kV1号SVG364断路器间隔、35kV1号SVG无功补偿系统一套，额定容量20MVar。

35kV1号站用接地变压器。

使用10kV线路施工变作为2号站用变。

2、二次部分投运范围

上述一次部分相对应的保护、测控及计量系统；升压站远动通信设备；GPS卫星对时系统；五防系统；故障录波装置及二次回路；直流电源系统。

3、投运特殊方式说明

35kV集电线路Ⅰ、Ⅱ回线路暂未建成，本次投运只对362、363间隔进行冲击带电后转冷备用,集电线路侧转检修。

4、新设备主要型号和技术参数

序号

名称

型号

生产厂家

1

110kV1号主变

SFZ11-100000/110GYW

天威云南变压器股份有限公司

2

126kVSF6气体绝缘金属封闭开关设（GIS）

ZF28A-72.5/126/145

上海思源高压开关有限公司

3

35kV动态无功补偿装置（SVG）

QNSVG-20/35

思源清能电气电子有限公司

4

35kV开关柜

KGN12A-40.5Q

云南云开电气股份有限公司

5

35kV站用接地变压器

DKSC-1250-315/0.4

保定天威恒通电气有限公司

6

主变测控柜

NSR685RF-D

国电南瑞继保

7

主变保护柜

NSR691RF-D

国电南瑞继保

8

110kV母线保护

NSR-870ADA

国电南瑞继保

9

35kV母线保护

NSR-870ADA

国电南瑞继保

10

线路测控

NSR685RF-DA

国电南瑞继保

11

线路保护

CSC-163AN

北京四方

2

公用测控

NSC321-S

国电南瑞继保

三、投运启动时间安排

计划投运时间：

2014年11月28日

四、投运前准备工作

1、检查与本次投运相关联的所有临时安全措施已全部拆除。

2、检查所有投运设备双重名称标示牌内容与调度下发的一致，后台、五防系统图实相符。

3、检查确定所要投运的断路器、隔离开关和接地开关在断开位置。

4、检查本次投运新安装的设备应接地部分按要求可靠接地。

5、检查本次投运二次设备正常，端子排接线端子紧固牢靠。

6、检查二次设备保险无缺漏和熔断。

7、检查二次设备电流回路无开路、电压回路无短路。

8、检查全部保护及测控装置已按定值通知单整定完毕（用装置定值打印单进行核对，并存档）、与调度核对无误（记录核对时间及核对调度员姓名）。

9、检查站内通讯正常。

10、检查站内消防设施齐备。

11、所有人员已按投产试运行安措要求到位。

五、投运记录的建立与保存

在投运过程中的检查和投运记录由中国能建广东省电力第一工程局调试组负责建立，投运结束24小时后整理电子版交由运行单位保存。

六、投运的组织与分工

启委会

启动调试总指挥

现场安全监督及事故应急小组

调试试验指挥

启动操作指挥

值班调度员

启动操作、监护人员

各调试小组组长

启委会：

负责工程启动前及启动过程中的组织、指挥和协调，审批启动方案及调整方案，确认工程是否具备启动条件，确定启动时间，对启动中出现的重大情况作出决定。

启委会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。

启动调试总指挥：

根据启委会的授权，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操作与调试试验的衔接，向启委会汇报启动工作有关情况。

启动调度：

地调值班调度员

负责运行系统的操作指挥与事故处理，并在系统允许的条件下为新设备启动工作提供所需的系统条件。

启动操作指挥：

在启动调试总指挥的指挥下，根据启动方案指挥启动范围内设备的操作，发布操作指令或许可操作指令，向启动调试总指挥和值班调度员汇报操作有关情况，协助启调试总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。

调试试验指挥：

在启动调试总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、试验工作的组织、指挥和协调，落实有关调试、试验的安全措施，向启动调试总挥汇报调试、试验的有关情况。

各调试小组组长：

在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、试验工作，落实有关调试、试验的安全措施，向调试试验指挥汇报本小组调试、试验有关情况。

现场安全监督及事故应急小组：

在启动调试总指挥的指挥下，负责启动调试过程中各种安全监督及事故和突发事件的应急处理。

现场操作：

启动过程中220kV海东站新设备的操作由220kV海东站当值值班员执行，110kV老鹰岩光伏电站由中国能建广东省电力第一工程局试运行人员执行。

110kV老鹰岩光伏电站当值值班员接到调度指令后，向中国能建广东省电力第一工程局试运行人员发令，在中国能建广东省电力第一工程局试运行人员接收到老鹰岩光伏电站当值值班员操作指令后，根据启动方案和有关操作规定拟定具体操作票，并在监护人员的监护下完成有关操作。

备注：

1、变电站投运要有调度人员、建设单位人员、运行单位人员、设备厂家代表等人员参加，由总包单位组织实施，总包单位人员要负责投产后移交前的运行生产工作。

2、带电过程中与调度的联系由启动调试总指挥负责。

3、带电过程中操作命令由启动调试总指挥下达。

4、带电过程中操作由专人负责，并严格遵守复颂命令制度。

5、带电过程中，新投一次设备的巡视、监听和监视由中国能建广东省电力第一工程局投运组人员负责。

七、投运过程风险分析控制

1、危险点：

带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故。

控制措施：

（1）新设备投产前由投运负责人及安全负责人对所有投运设备的接地开关、现场接地线进行一次清理检查，确保站内设备处在冷备用状态，所有隔离开关及接地开关确已闭锁；

（2）核对站内设备状态与后台、五防和集控站所示一致。

2、危险点：

投产时保护装置误动。

控制措施：

投产前现场打印定值清单与正式定值单（盖红章）仔细核对，并根据正式定值单（盖红章）要求投入相关功能连接片，做好投运保护连接片投退记录。

3、危险点：

主变带负荷时差动误动。

控制措施：

带负荷前应退出差动保护，待差动保护CT极性测试正确后及时汇报当班调度员，在当值调度员下令后投入差动保护。

4、危险点：

CT回路开路

控制措施：

（1）全站投运前安排专人紧固所有CT回路；

（2）全站投运前必须做全站小电流通流试验，仔细检查全站CT变比及保护极性是否正确并详细记录。

5、危险点：

PT回路短路

控制措施：

（1）全站投运前安排专人紧固所有PT回路，检查PT回路绝缘；

（2）全站投运前必须做全站电压小母线升压试验，仔细检查全站电压小母线幅值及相序是否正确并详细记录。

八、投运条件检查

1、现场平整、无杂物、道路通畅照明光线充足，通讯可靠。

2、带电设备清扫整洁，各设备编号完整，相色标志正确。

3、本次投运的所有电气一次设备，二次设备、保护、测量装置安装调试完毕。

4、所有PT二次空开在断开位置。

5、所有保护装置已按调度下达的定值设置完毕。

6、新设备投产申请已经批复。

投运方案已批准并报送相关部门。

7、通信设备、自动化设备安装调试已完成，具备投运条件。

8、经启委会验收合格，同意投产。

九、启动操作纲要

1、110kV老海线线路带电。

2、110kVI段母线及母线PT间隔带电。

3、110kV1号主变带电。

4、35kVI段母线及母线设备带电。

5、35kV1号SVG无功补偿系统带电。

6、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔带电。

7、35kV1号站用变带电。

一十、投产试运行步骤

提前与调度核对所有保护定值，并打印定值清单存档，核对所有保护装置已按保护定值通知单要求正确投入，再次检查全所安全措施已全部拆除,所有投运一次设备都在冷备用状态，现场投产负责人汇报调度：

启委会验收合格，同意投产。

投运程序：

1、110kV老海线线路带电。

1.1、由调度安排220kV海东变电站腾空110kVII组母线。

1.2、核实110kV老海线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，线路绝缘遥测正常，具备送电条件。

1.3、核实110kV老海线220kV海东变侧18267接地开关、110kV老鹰岩电站侧16267接地开关在拉开位置。

1.4、退出220kV海东变110kV老海线182断路器重合闸，检查110kV老海线线路保护按要求正常投入。

1.5、核实110kV老鹰岩光伏电站110kV老海线及站内设备处于冷备用状态，保护按要求正确投入，具备送电条件。

1.6、退出老鹰岩光伏电站110kV老海线162断路器重合闸。

1.7、将老鹰岩光伏电站110kV老海线162断路器由冷备用转为热备用。

1.8、投入220kV海东变110kV母联112断路器充电保护。

1.9、220kV海东变110kV老海线182断路器由冷备用转为连110kVII组母线运行，对线路进行三次冲击。

1.10、退出220kV海东变110kV母联112断路器充电保护。

1.11、检查110kV老海线线路带电正常。

以下操作在老鹰岩光伏电站完成：

2、老鹰岩光伏电站110kVI段母线及母线PT间隔带电。

2.1、检查110kV老海线及110kVI段母线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。

2.2、检查110kV老海线保护正确投入。

2.3、检查110kV老海线162断路器重合闸已退出。

2.4、检查110kV老海线162断路器在断开位置，1621隔离开关、l626隔离开关在断开位置，16267接地刀闸在断开位置。

2.5、检查110kVI段母线PT1901隔离开关在断开位置，19010接地刀闸在断开位置。

2.6、检查110kV1号主变高压侧101断路器在断开位置，1011隔离开关、l016隔离开关在断开位置，10167接地刀闸在断开位置。

2.7、将110kV老海线162断路器从冷备用转至热备用状态。

2.8、合上110kV老海线162断路器对110kVI段母线进行第一次冲击带电（不带母线PT）。

2.9、断开110kV老海线162断路器。

2.10、合上110kV老海线162断路器对110kVI段母线进行第二次冲击带电（不带母线PT）。

2.11、断开老110kV老海线162断路器。

2.12、合上110kVI段母线PT1901隔离开关。

2.13、合上110kV老海线162断路器对110kVI段母线进行第三次冲击带电（带母线PT）。

2.14、检查110kVI段母线PT二次电压正确后，合上110kVI段母线PT二次电压空开。

2.15、检查各二次保护及自动化装置110kVI段母线PT二次电压正常。

2.16、退出110kV老海线182断路器充电保护。

3、老鹰岩光伏电站110kV1号主变带电。

3.1、检查110kV1号主变所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。

3.2、检查110kV1号主变保护及主变冷却器正确投入。

3.3、检查110kV1号主变高压侧101断路器在断开位置，1011隔离开关、l016隔离开关在断开位置，10167接地刀闸在断开位置。

3.4、检查110kV1号主变低压侧301断路器在断开位置，3011隔离开关、3016隔离开关在断开位置，30117接地刀闸在断开位置。

3.5、将110kV1号主变档位调到额定档位（第9档）。

3.6、合上110kV1号主变中性点1010接地开关。

3.7、将110kV1号主变110kV侧101断路器由冷备用转热备用状态。

3.8、合上110kV1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第一次冲击带电。

3.9、检查110kV1号主变及相关保护自动装置无异常，10分钟后，断开110kV1号主变110kV侧101断路器。

3.10、10分钟后，合上110kV1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第二次冲击带电。

3.11、检查110kV1号主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV1号主变110kV侧101断路器。

3.12、5分钟后，合上110kV1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第三次冲击带电。

3.13、检查110kV1号主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV1号主变110kV侧101断路器。

3.14、5分钟后，合上110kV1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第四次冲击带电。

3.15、检查110kV1号主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV1号主变110kV侧101断路器。

3.16、5分钟后，合上110kV1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第五次冲击带电。

从故障录波装置上记录各次变压器冲击电流峰值：

冲击次数

冲击时间

间隔时间

电流

A相（A）

B相（A）

C相（A）

首次冲击

10分钟

二次冲击

5分钟

三次冲击

5分钟

四次冲击

5分钟

五次冲击

正常运行

3.17、五次冲击正常后，110kV1号主变压器正常运行，主变中性点接地方式根据调度命令操作。

3.18、进行110kV1号主变档位调整试验。

4、35kVI段母线及母线设备带电。

4.1、检查35kVI段母线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。

4.2、检查110kV1号主变低压侧301断路器在断开位置，3011隔离开关、3016隔离开关在断开位置，30117接地刀闸在断开位置。

4.3、检查35kVI段母线上3011隔离开关、3021隔离开关、3031隔离开关、3041隔离开关、3901隔离开关在断开位置，39017接地刀闸在断开位置。

4.4、将110kV1号主变35kV侧301断路器由冷备用转热备用状态。

4.5、合上110kV1号主变35kV侧301断路器，对35kVI段母线进行第一次冲击带电（不带母线PT）。

4.6、检查35kVI段母线及相关保护自动装置无异常，断开110kV1号主变35kV侧301断路器。

4.7、合上110kV1号主变35kV侧301断路器，对35kVI段母线进行第二次冲击带电（不带母线PT）。

4.8、检查35kVI段母线及相关保护自动装置无异常，断开110kV1号主变35kV侧301断路器。

4.9、合上35kVI段母线PT3901隔离开关。

4.10、合上110kV1号主变35kV侧301断路器，对35kVI段母线进行第三次冲击带电（带母线PT）。

4.11、检查35kVI段母线PT二次电压正常后，合上35kVI段母线PT二次电压空开。

4.12、检查各二次保护及自动化装置35kVI段母线PT二次电压正常。

5、35kV1号SVG无功补偿带电。

5.1、检查35kVI号SVG所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。

5.2、检查35kVI号SVG364断路器、启动部分365断路器在断开位置，3641隔离开关、3646隔离开关、3648隔离开关在断开位置，36417接地刀闸、36467接地刀闸、36487接地刀闸在断开位置。

5.3、检查35kVI号SVG相关保护、自动装置正确投入。

5.4、将35kVI号SVG364断路器由冷备用转热备用状态。

5.5、合上35kV1号SVG364断路器对35kV1号SVG高压电缆进行第一次冲击带电。

5.6、检查35kV1号SVG高压电缆及相关保护无异常后，断开35kV1号SVG364断路器。

5.7、5分钟后合上35kV1号SVG364断路器对35kV1号SVG高压电缆进行第二次冲击带电。

5.8、检查35kV1号SVG高压电缆及相关保护无异常后，断开35kV1号SVG364断路器。

5.9、5分钟后合上35kV1号SVG364断路器对35kV1号SVG高压电缆进行第三次冲击带电。

5.10、将35kV1号SVG364断路器由运行转为冷备用状态。

5.11、合上35kV1号SVG启动部分3648隔离开关。

5.12、将35kV1号SVG364断路器由冷备用转为热备用状态。

5.13、汇报大理地调：

老鹰岩光伏电站35kV1号SVG已转至热备用状态。

5.14、退出220kV海东变110kV母差保护。

（海东变执行）

5.15、退出20kV海东变侧110kV老海线差动保护。

（海东变执行）

5.16、退出老鹰岩光伏电站侧110kV老海线差动保护。

5.17、退出老鹰岩光伏电站110kV母差保护。

5.18、退出老鹰岩光伏电站110kV1号主变差动保护。

5.19、退出老鹰岩光伏电站35kV母差保护。

5.20、合上35kV1号SVG364断路器对35kV1号SVG整套SVG无功补偿系统进行冲击带电。

5.21、SVG无功补偿系统检测到一次电压正常后，合上35kVSVG启动部分365断路器。

5.22、对35kV1号SVG系统进行带电调试，并带负荷。

5.23、检测220kV海东变110kV老海线182断路器接入母差保护的CT极性正确。

（海东变执行）

5.24、检测220kV海东变110kV老海线差动保护CT极性和后备保护方向正确。

（海东变执行）

5.25、检测老鹰岩光伏电站110kV老海线差动保护CT极性和后备保护方向正确。

5.26、检测老110kV老海线162断路器接入母差保护的CT极性正确。

5.27、检测110kV主变高压侧101断路器接入主变差动保护CT极性及后备保护方向正确。

5.28、检测110kV主变低压侧301断路器接入主变差动保护CT极性及后备保护方向正确。

5.29、检测35kVI段母线差动保护各CT极性正确。

5.30、投入老鹰岩光伏电站35kV母差保护。

5.31、投入老鹰岩光伏电站110kV1号主变差动保护。

5.32、将老鹰岩光伏电站110kV1号主变本体及有载调压重瓦斯保护改投信号24小时后。

5.33、投入老鹰岩光伏电站110kV母差保护。

5.34、投入老鹰岩光伏电站侧110kV老海线差动保护。

5.35、投入20kV海东变侧110kV老海线差动保护。

（海东变执行）

5.36、投入220kV海东变110kV母差保护。

（海东变执行）

5.37、投入老鹰岩光伏电站110kV老海线162断路器重合闸。

5.38、投入220kV海东变110kV老海线182断路器重合闸。

（海东变执行）

6、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔带电（负荷未接入）。

6.1、检查35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。

6.2、检查35kV集电I回线362断路器在断开位置，3621隔离开关、3626隔离开关在断开位置，36217接地刀闸、36267接地刀闸在断开位置。

6.3、检查35kV集电II回线363断路器在断开位置，3631隔离开关、36326隔离开关在断开位置，3637接地刀闸、36367接地刀闸在断开位置。

6.4、检查35kV集电I回线362断路器间隔相关保护、自动装置正确投入。

6.5、检查35kV集电II回线363断路器间隔相关保护、自动装置正确投入。

6.6、将35kV集电I回线362断路器间隔由冷备用转热备用状态。

6.7、将35kV集电II回线363断路器间隔由冷备用转热备用状态。

6.8、合上35kV集电I回线362断路器。

6.9、检查35kV集电I回线362断路器间隔及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV集电I回线362断路器。

6.10、将35kV集电I回线362断路器间隔从热备用转至冷备用状态，35kV集电I回线转至检修状态。

6.11、合上35kV集电II回线363断路器。

6.12、检查35kV集电II回线363断路器间隔及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV集电II回线363断路器。

6.13、将35kV集电II回线363断路器间隔从热备用转至冷备用状态，35kV集电I回线转至检修状态。

7、35kV1号站用变带电。

7.1、检查35kV1号站用变及其间隔所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。

7.2、检查35kV1号站用变361断路器