农业科技大棚一期46MWp光伏电站项目启动投运方案.docx

1、农业科技大棚一期46MWp光伏电站项目启动投运方案漳浦绿领农业科技大棚(一期)46MWp光伏电站项目启动投运方案 批准：周伟 审核：俞建理 编写：刘国林漳浦中电光伏发电有限公司 二一六年三月二十二日1、启动前运行方式 72、110kV赤南线171线路充电（线路冲击送电试验3次） 83、110kV母线充电（冲击送电试验3次） 84、1号主变及35kV段母线充电（冲击送电试验5次） 95、35kV1号 SVG无功补偿连接变压器充电（充电5次） 96、保护极性检查 97、1号站用变充电 108、35 kV A组集电线路充电 109、35 kV B组集电线路充电 1010、35 kV C组集电线路充电

2、 1111、35 kV A组集电线路箱式变压器送电 1112、35 kV B组集电线路箱式变压器送电 1113、35 kV C组集电线路箱式变压器送电 1214、逆变器送电 121、工程概况漳浦绿领农业科技大棚光伏电站（以下简称“赤土光伏电站”）是由漳浦中电光伏发电有限公司投资兴建的一座大型(高压)光伏并网电站。光伏电站一期安装容量为46MW。40个容量1.16MW的发电方阵，经箱式变压器升压为35kV，通过集电线路汇集至110kV升压站，再经一台主变压器升压至110kV，经110kV赤南线T接东升变电站、长脚营变电站并网。1、赤土光伏电站本期设计：1回110kV出线间隔，110kV 母线采用

3、单母线接线方式，1台主变，1台站用变间隔，3条集电线路，1组35kV无功补偿间隔，35kV系统采单母线接线方式。2、工程项目建设单位为漳浦中电光伏发电有限公司，施工单位为中国能源建设集团广东火电工程有限公司，监理单位为上海施耐迪工程建设监理有限责任公司。3、工程安装已竣工，调试完毕，资料齐备，试验全部合格，并经验收、质监签证具备投运条件。2、投运范围1、一次部分序号名称投运后带电运行设备1110kV赤南线171线路110kV赤南线171开关及线路PT2110kV母线110kV母线及PT31号主变1号主变高压侧17A开关、1号主变本体、1号主变低压侧37A手车开关435 kV段母线间隔35 kV

4、段母线及PT、1号SVG无功补偿装置、1号接地变、站用变535kV集电线路间隔A集电线路314手车开关、B集电线路315手车开关、C集电线路316手车开关3、投运时间计划投运时间为2016年03月28日，正式投运时间以调度批准的投运时间为准。4、投运组织与分工1、投运操作调度命令由漳州地调统一下达，赤土光伏电站内设备的操作由赤土光伏电站当值值班人员根据调度命令进行操作。2、在投运过程中，对一次设备的巡视、监听、监视由赤土光伏电站值班人员及中国能源建设集团广东火电工程有限公司施工、调试人员负责。3、人员组织：（一）启动试运总指挥：周伟（二）工程验收检查组：组长：刘民亮变电验收组长：刘国林成员：吴

5、建平 陈怡线路验收组长：黄建国成员：张礼杰 张宇斌 张锦华 陈金发通讯验收组长：俞建理成员：王涛 赖志杰 陈敏（三）启动试运指挥组组长：俞建理副组长：刘国林成员：陈必勤 魏德平 赵露 宁斌毅 漳州电业局调度联系电话：现场与电力调度联系人：刘国林操作人：赤土光伏电站当值值班人员调试负责人：王志松 4、人员组织措施：1）投产时工作人员身体健康思维清楚，适合本职工作。2）投运人员必需坚守岗位，不得随意脱岗，如因工作需要暂时离开岗位，必须向投运现场负责人汇报，得到允许方可离开，返岗后应及时告知投运现场负责人。3）投运期间应保持投运场地安静，不得大声喧哗。所有投运工作应按照经审批的方案或调度的安排有步骤

6、地进行。4）投运期间，所有与投产无关的人员必须撤离现场，所有人员要离开将要带电的设备和系统；未经接发令人许可，不得进行任何操作和检查、检修工作。5）投运期间的一切工作及安全注意事项必须执行电力建设安全工作规程（变电所和发电厂电气部分）、电力建设职工安全施工手册、电业安全工作规定（变电所和发电厂电气部分）的有关规定。现场操作人员应按接发令人的操作指令进行操作，操作前应先重复操作指令，待核实后，在监护人监护下进行操作，操作完毕后报告接发令人。6）投运期间各类问题的处理、测量相序、相位、电压等都必须得到接发令人同意才能进行，并应详细记录、告知情况。5、新设备投运应具备的条件1、启动受电范围内的一、二

7、次电气设备已按设计要求建成，安装调试工作已结束，经验收合格，具备投运条件，并征得启委会批准可以启动送电。2、现站设备的名称、编号、图板等运行准备工作就绪，启动送电范围内的设备参数均已上报地调OMS系统。3、启动受电范围内的一、二次设备均为冷备用状态，设备上接地刀闸均已断开，且无任何接地、短接线。4、启动送电前应确认各相关开关间隔的保护定值已按下达的新保护定值执行。5、110KV赤南线171开关、1号主变110KV侧17A开关刀闸辅助接点及CT二次回路接入110KV母差保护正确。6、35KV母线所属间隔开关刀闸辅助接点及CT二次回路接入35KV母差保护正确。7、已对1号主变有载调压分接开关档位均

8、进行远方调档试验并正常，并确认1号主变有载调压分接开关档位变换操作时极限位置电气闭锁均可靠。8、35KV组集电线314开关、35KV B组集电线315开关、35KV C组集电线316开关及出线电缆已处冷备用，经验收合格，具备送电条件。9、1号接地变311开关、1号站变312开关、35KV A组集电线314开关、35KV B 组集电线315开关、35KV C组集电线316开关已升流、升压整租传动试验正确。10、110KV赤南线171线路光纤保护通道测试正常，光纤差动保护测试正确。11、有关投运设备外观整洁，一次回路连接牢固，绝缘合格，外壳已可靠接地。12、投运范围内的仪表、仪器已校验合格。13、

9、现场各点通讯联系应快捷、方便、可靠。14、无关人员已撤离送电区域。6、投运前的准备及检查工作1、新装设备经相关人员验收合格2、一次回路PT保险齐备，容量符合设计要求。3、准备好工具、仪器、仪表、绝缘鞋、绝缘手套。4、投运范围内的仪表指示正确。5、投运操作以前安全措施全部拆除。6、现场检查110kV赤南线171开关，1711、1713、1714刀闸确已断开，1716甲、1716乙、1716丙、17146接地刀闸确已断开。 7、110kV母线PT17M5刀闸确已断开，17M56、17M16接地刀闸确已断开。8、现场检查1号主变高压侧17A开关，17A1刀闸确已断开，17A6甲、17A6乙、17A6

10、丙接地刀闸确已断开，中性点17A8接地刀闸确已断开。9、现场检查1号主变低压侧37A手车开关确已在试验位置。10、1号站用变高压侧312手车开关确已在试验位置，3126接地刀闸确已断开。11、1号SVG 313手车开关确已在试验位置，3136乙接地刀闸确已断开。12、1号SVG变压器高压侧高压侧3133刀闸、3136甲接地刀闸确已断开，低压侧97A开关、97A1刀闸确已断开。13、35kV段母线PT3014手车确已在试验位置。14、1号接地变311手车开关确已在试验位置，3116接地刀闸确已断开。15、A组集电线路314手车开关确已在试验位置，3146接地刀闸确已断开。16、B组集电线路315

11、手车开关确已在试验位置，3156接地刀闸确已断开。17、C组集电线路316手车开关确已在试验位置，3166接地刀闸确已断开。7、投运启动过程的风险分析及控制措施1、带接地线送电，发生恶性电气误操作事故。预控措施：（1）投运前由投运接令人下令给操作人员对所有投运设备的接地开关、现场接地线进行一次检查清理，确保线路及站内设备处在冷备用状态；（2）投运接令人向调度员提出投运申请后，当值调度员核对调度员工作站主接线图主、副屏显示器显示遥信正确，所有接地开关、隔离开关拉开，设备处在冷备用状态。2、投运时保护装置误动；预控措施：投运前现场再次对照正式定值单要求设置保护，并按要求投入相关保护压板，执行后并打

12、印与定值单核对一致。3、线路冲击时，110kV母差保护误动。预控措施：带负荷后进行保护极性和六角图检测，正确后方可投入。4、电流回路开路，电压回路短路。预控措施：（1）投运前现场组织二次及调试人员检查所有接线端子，对所有接线端子再紧一次，对电流及电压回路再检查一次，以防止电流回路开路,电压回路短路。（2）投运带负荷对电流及电压回路检查时，所有电流回路包括备用电流回路均要进行检查，以防止备用CT开路。5、误入带电间隔。（1）操作前严格进行三交待：交待操作任务，指明操作地点和安全注意事项。（2）操作人在前，监护人在后到达操作现场。（3）确认操作对象的设备名称、双重编号与操作票相符。（4）在相邻带电

13、设备悬挂“运行中”红布，装设“止步、高压危险” 标示牌。（5）设专人监护随时纠正违规动作。8、投运启动过程中的异常、应急处理措施 1、投运过程中，如新设备发生异常或事故，由启动试运组组长负责协调处理，同时汇报值班调度员，涉及运行设备和电网的应立即隔离与系统连接，由调度员处置。新设备投运启动工作是否暂停或终止，由启动验收委员会决定或值班调度员根据电网情况决定。2、新设备投运过程中，如因电网事故等特殊情况，调度机构值班调度员有权推迟、暂停新设备投运，并及时将原因通知新设备投运接令人。在电网具备条件后，调度机构应通知新设备投运接令人，继续开展新设备投运工作。3、投运过程中，发生危及人身、设备的事故时

14、，可按现场运行规程或预案进行处理，并及时汇报值班调度员。9、投运程序(一)、 核对所有保护定值，并打印定值清单存档。1 启动前运行方式：1.1 110kV东升变电站、长脚营变电站侧线路处冷备用状态；1.2 110kV赤南线171开关及线路处冷备状态。1.2 110kV母线及PT处于冷备状态。1.3 1号主变及高压侧17A开关、低压37A开关处冷备用状态；1.4 35kV段母线及PT处冷备用状态；1.5 A组集电线路314手车开关确已在试验位置；1.6 B组集电线路315手车开关确已在试验位置；1.7 C组集电线路316手车开关确已在试验位置；1.8 1号接地变311手车开关确已在试验位置1.9

15、 1号站用变高压侧312手车开关确已在试验位置；1.10 1号SVG无功补偿313手车开关确已在试验位置；1号SVG变压器均处于冷备用状态。2 110kV赤南线171开关间隔、110kV母线及PT/避雷器全电压冲击（3次）及核相2.1根据地调指令完成以下操作：2.1.1 110kV母线转热备用；2.1.2 投入110kV赤南线171线路保护（重合闸出口压板暂不投入）；2.1.3 查110kV赤南线171线路光纤差动保护投信号；2.1.4 110kV赤南线171线路转运行（等待充电）；2.1.5 投入110kV母线母差保护（跳110kV赤南线171开关及1号主变110kV侧17A开关出口压板均投

16、入）；2.1.6 投入35kV段母线母差保护（跳各开关压板均投入）。2.2根据地调指令，首次全压冲电由长脚营变对110kV赤南线171开关间隔、110kV母线及PT/避雷器全电压冲击一次，持续受电时间不少于5分钟。2.3 受电期间承包方完成：2.3.1 110kV赤南线171线路PT二次侧电压测量正常；2.3.2 110kV母线PT二次侧电压测量正常，相序校核为正序；2.3.3 首次冲电正常后，汇报地调。2.4 根据地调指令，长脚营变再对110kV赤南线171开关间隔、110kV母线及PT/避雷器全电压冲击二次，每次持续受电时间不少于5分钟。每次间隔不少于5分钟。2.5 冲电正常后，根据调度指

17、令，110kV赤南线171开关转热备用。3 1号主变压冲击及核相、相关保护向量测试（冲击送电试验5次）3.1根据地调指令完成以下操作：3.1.1 投入1号主变正常运行时的保护（重瓦斯保护投跳闸位置）；3.1.2合上1号主变高压侧中性点17A8接地刀闸；3.1.3 1号主变高压侧17A开关转运行（等待充电）；3.1.4 1号主变低压侧37A开关转冷备用；3.1.5 35kV I段母线转热备用；3.1.6 1号主变有载调压分接开关档位暂置中间档。3.1.7 35kV1号SVG313开关（低压侧97A开关保留冷备用）、35kV1号接地变311开关、35kV1号站用变312开关转运行（等待充电，低压侧

18、开关保留冷备用，保护正常投入）3.2 第一次冲击：110kV赤南线171开关转充电运行，全电压对1号主变及1号主变高压侧17A开关冲击一次，持续受电时间不少于10分钟，正常后110kV赤南线171开关保留运行，1号主变高压侧17A开关转热备用。3.3 第二、三、四次冲击：1号主变高压侧17A开关转充电运行，全电压对1号主变冲击三次，每次持续受电时间不少于5分钟，每次间隔时间不少于5分钟；正常后，1号主变高压侧17A开关转热备用，汇报地调。3.4 根据地调指令：第五次带上35kV I段母线冲击：3.4.1 1号主变低压侧37A开关由热备用转运行（待充电）；3.4.2 1号主变高压17A开关由热备

19、用转运行对1号主变、35kV I段母线、1号站用变、1号接地变、1号SVG充电。3.5 第五次冲击后由承包方完成以下工作，并做好各项记录：3.5.1 在35kV I段母线PT二次侧进行电压测量正常，相序校核为正序。3.5.2 110kV母线PT二次侧与35kV I段母线PT二次侧核相为同相。3.5.3 1号主变有载调压分接开关进行远方电气控制操作几个分接档位的变换操作，各项指示正确、三相切换电压变化范围和规律与出厂数据比较无明显差别（调压过程中注意监视35kV母线电压，防止35kV母线电压过高），正常后将1号主变有载调压分接开关调至合适的档位。3.5.4 由运行值班人员解除1号主变差动保护、1

20、10kV母线母差保护、35kV母线母差保护，1号SVG变压器转运行。3.5.5 以1号SVG为负荷进行1号主变差动保护及高/低备保护、录波、测控回路等向量测试，正确后投入1号主变差动保护。3.5.6 110kV母线母差保护向量测试，正确后由运行人员投入110KV母线母差保护。3.5.7 35kV母线母差保护向量测试，正确后由运行人员投入35KV母线母差保护。3.5.8 110kV赤南线171线路保护、计量、测控回路测试并正确。3.5.9 110 kV赤南线171线路光钎差动保护复测正常。3.6 待长脚营变、东升变测光钎差动保护复测正常后，根据地调指令：投入110 kV赤南线171线路光钎差动保

21、护（两侧）；1号主变及110 kV赤南线171开关转热备用。3.7根据调度指令：110 kV赤南线171开关及1号主变转运行。3.8得地调通知赤土光伏电站110 kV赤南线171开关及线路，110 kV母线、1号主变，35 kVI段母线启动送电完毕，开始进入24小时试运行。3.9 110kV赤南线171线路及1号主变24小时试运行正常后，汇报地调，得地调令：投入110kV赤南线171线路重合闸保护出口压板。3.10经地调同意后 1号站用变通过312开关第三冲击正常后，运行人员配合承包方完成400V厂用电BZT切换试验。3.11经地调同意后 1号接地变通过311开关进行二次冲击正常后，投入运行。

22、4 向省调、地调汇报35kV A组集电线路、B09-14箱变、逆变器及光伏组件具备启动条件，申请35kV A组集电线路B09-14箱变冲击及核相、相关保护向量测试，并得省调、地调同意。 4.1 35kV A组集电线路电缆充电三次4.1.1 检查35kVA组集电线路上所有箱变均在冷备用状态（箱变高压侧12刀闸11刀闸断开）；4.1.2 投入35kV A组集电线路所有保护及相应的出口压板；4.1.3 35kVA组集电线路314手车开关由试验位置推至工作位置；4.1.4 合上35kV A组集电线路314手车开关，第一次全压对A组集电线路高压电缆进行充电；4.1.5 检查35kV A组集电线路高压电缆

23、充电，正常；4.1.6 断开35kV A组集电线路314手车开关；4.1.7 合上35kV A组集电线路314手车开关，连续全压对A组集电线路电缆进行充电2次，每次间隔5分钟；4.1.8 断开35kV A组集电线路314手车开关。4.2 35 kV A组集电线路B09-B14箱式变压器充电三次4.2.1 合上35kV A组集电线路B09-B14箱式变压器高压侧11刀闸；4.2.2 投入B09-14箱变所有保护及相应的出口压板；4.2.3 合上35kV A组集电线路314手车开关。第一次全压对B09-B14箱变充电，运行时间为5分钟；4.2.4 检查35kV A组集电线路B09-B14箱变无异常

24、，停止运行5分钟；4.2.5 共对B09-B14箱变进行2次充电试验，每次间隔时间5分钟；4.2.6 35kV A组集电线路314手车开关在运行状态；4.2.7 第三次，通过断合B09-B14箱变本体高压侧刀闸，全压B09-B14箱变充电；4.2.8 检查35kV A组集电线路B09-B14箱变无异常，合上B09-B14箱变低压侧开关；4.3 逆变器送电（以A集电线路B09箱式变压器、B09逆变房、汇流箱为例，其余与此相同）向地调申请解除35kV段母线母差保护，调度同意后执行。4.3.1 35kVA集电线路B09箱式变压器带电运行正常后，按顺序先将对应的14个汇流箱投入；4.3.2 合上B09

25、号逆变房1号逆变器柜直流输入开关1；4.3.3 合上B09号逆变房1号逆变器直流侧空开1-8HZKK；4.3.4 合上1号逆变器交流侧201开关；4.3.5 检查1号逆变器逆变模块通讯状态，检查1号逆变器直流电压，检查汇流箱、1号逆变器是否工作正常；4.3.6 检查箱变低压侧相序、电压是否正确；（由承包方对箱变低压侧至逆变器电缆进行相序测量）；4.3.7 B09号逆变房1号逆变器与系统并列；4.3.8 合上B09号逆变房2号逆变器柜直流输入开关1；4.3.9 合上B09号逆变房2号逆变器直流侧空开1-8HZKK；4.3.10 合上B09号逆变房2号逆变器交流侧202开关；4.3.11 检查B0

26、9号逆变房2号逆变器柜逆变模块通讯状态，检查2号逆变器直流电压，检查汇流箱、2号逆变器柜是否工作正常；4.3.12 检查箱变低压侧相序、电压是否正确；（由承包方对箱变低压侧至逆变器电缆进行相序测量）4.3.13 B09号逆变房2号逆变器与系统并列；4.4 待A组集电线路B09-B14箱式变压器、逆变器及所属汇流箱，均按以上步骤执行完毕后，承包方应完成以下工作：4.4.1 A集电线路、箱式变压器保护、计量、测控回路测试并正确；4.4.2 35kV段母线母差保护向量测试。4.5 汇报地调35kV母线母差保护向量测试正确，根据调度指令，投入35kV母线母差保护保护。4.6 汇报省调、地调35kV A组集电线路箱变冲击及核相、相关保护向量测试启动送电完毕，开始进入240小时试运行。4.7 35kV A组集电线路240小时试运行后，汇报省调、地调。十、启动结束。十一、附件一、 赤土光伏电站一次系统图