启动送电方案.docx

1、启动送电方案启动送电方案 河南宜阳赵堡 20MWp光伏工程 110kV升压站送电方案 编 写：审 核：批 准：中国能源建设集团西北电力建设甘肃工程有限公司 2016年 7 月 编制说明 本方案是依据河南宜阳赵堡 20MWp 光伏调试方案及相关技术文件的管理规定，并根据对河南宜阳赵堡 20MWp 光伏 110kV升压站工程的整套启动过程中继电保护及电力系统相关专业各项目进行调整试验的数据及相关分析结论进行编制。本方案对河南宜阳赵堡 20MWp 光伏 110kV升压站工程整套启动试验的主要方法及步骤进行了描述，对调试过程中可能出现的问题及问题的处理进行了论述，本方案在本次整套启动倒送电试运中起指导

2、作用。关 键 词 光伏发电；电气整套启动；电力系统综合试运；继电保护检验 1 概况 4 2 工作目的及范围 4 3 所需仪器及人员组成 4 4 项目所依据的规程和标准 4 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 35kV SVG进线柜。本次投运的设备是：110kV线

3、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

4、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 序号 标准/文件编号 标准/文件名称 1 电力建设安全工作规程 2 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/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程 8 GB/T 15145-2008 微机线路保护装置通用技术条件 9 GB/T

5、14598.300-2008 微机变压器保护装置通用技术要求 10 DL/T 559-2007 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

6、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 1000M。5.15 检查二次回路绝缘，用 1000V摇

7、表测量，应大于 10M。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

8、变油路畅通，瓦斯继电器气体放净。6.1.5 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。6.1.6 110kV主变高压侧中性点刀闸于 111中地在分闸位置。6.1.7 110kV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。6.1.8 35kV母线 PT 隔离开关手车于 35在试验位置。6.1.9 35kV SVG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 SVG 1#

9、隔离刀闸在断开位置，2#接地刀闸在断开位置。6.1.11 35kV 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。6.1.12 35kV 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。6.1.13 35kV 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

10、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）

11、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

12、，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。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 5分钟 第四次 5分钟 第五次空载运行 6.5 35kV系统受、送电步骤 6.5.1 将 110

13、kV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。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

14、三次空载运行 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。6.5.9 35KV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

15、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。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 6.5.14 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。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

16、 10分钟 第二次 5分钟 第三次空载运行 6.5.17 SVG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，

17、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 8.3 35kV系统启动试验 8.4 接地变充电 8.5 SVG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

18、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。10 110kV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