110kV光伏电站电气倒送电与整套启动调试措施方案.docx

1、110kV光伏电站电气倒送电与整套启动调试措施方案编号：M-2018NJTR-HCDLGF04CS-DQ01XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目电气倒送电及整套启动调试措施编 写：审 核：批 准：南京泰润电力工程有限公司2018年06月编制单位：南京泰润电力工程有限公司文件编号：M-2018NJTR-HCDLGF04CS-DQ01项目负责人：于胜江工作人员：李业赛 于胜江 建设单位：宿迁市XX电力有限公司设计单位：江苏谦鸿电力工程咨询有限公司施工单位：江苏金烑工程设备有限公司监理单位：黑龙江润华电力工程项目管理有限公司 批准单位: XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目启动调试指挥部XX

2、电力XX31MW渔光互补光伏发电项目电气倒送电及整套启动调试措施会签单签字日期一、编制目的为了加强XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目的调试工作管理，明确此次倒送电工作的任务和各方职责，规范程序，使受电工作有组织、有计划、有秩序地进行，确保受电工作安全、可靠、顺利的完成，特制定本方案。二、编制依据2.1 电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）GB-26860-20112.2 火电工程达标投产验收规程DL/T-5277-2012 2.3 110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程DLT782-20012.4 火力发电建设工程机组调试技术规范DL/T-5294-20132.5 火力发电建

3、设工程机组调试质量验收及评价规程DL/T-5295-20132.6 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL-5009.1-20022.7 继电保护和安全自动装置基本实验方法GB/T-7261-20082.8 电气装置安装工程 电气设备交接试验标准GB-50150-20162.9 继电保护和电网安全自动装置检验规程DL/T-995-2016三、设备及系统简介3.1 系统简介本项目总容量为31.339MWp。采用 15台2000KVA箱变、15台2000kW箱变。本项目新建110kV升压站一座，光伏区10kV箱变通过内部集电线路汇集至升压站10kV开关室，再通过容量为31.5MVA主变升压至1

4、10kV后通过以1回110kV线路就近T接至110kV关庙启伦线路接入公共电网，实现并网。项目组件安装倾角为28度，275Wp组件尺寸为1650mmx992mmx35mm，每个光伏单元安装88块光伏组件。5个87个方阵+10个86个方阵，共计1295个方阵。 本项目属于集中式全额上网渔光互补电站；主要设备有汇流箱、逆变器、箱变、主变及相关一二次及控制设备、电力监控系统等。本光伏电站项目采用微机保护，按综合自动化考虑，全所设置一套计算机监控系统，计算机监控系统和保护装置组成综合自动化系统本工程控制系统按综合自动化值班站设计。站内二次设备有微机综合自动化系统、交直流电源系统以及电能计量系统等组成。

5、测控装置可完成遥测、遥信、遥控功能。3.2 系统特点从保护到控制、信号及测量均采用微机装置，测量、控制信号全面进入微机监控装置，由微机监控装置实现对升压站的监控。自动化程度高，操作方便。四、倒送电受电范围根据现场施工进度情况，本次工程倒送电范围暂按如下考虑，最终以调度部门的调度措施为准： 1、110KV线路及所带的PT、避雷器； 2、#1主变本体及所带的高压侧7M92开关、#1主变低压侧101开关、CT、避雷器； 3、10KV母线、PT及所带避雷器；4、10KV#1集电线111开关、#2集电线112开关、#3集电线113开关及所带的CT、避雷器、箱变；5、SVG1C1开关及所带的SVG本体、C

6、T、避雷器； 6、站变1W1开关及所带的本体、CT、避雷器；五、组织分工5.1 调试单位负责编写与调度措施相配套的厂用电受电方案，试验前对参加受电的有关单位人员进行技术交底，准备好试验仪器设备，做好试验记录，解决受电过程中出现的技术问题，服从调度人员的指挥。5.2 建设负责与调度部门的联系和受电过程中的设备操作，以及受电设备的代管和受电后的安全运行。5.3 施工单位（单体调试）负责受电设备的安全隔离措施，负责受电现场的安全、消防、保卫等任务，并负责设备检修和临时措施的拆装工作。5.4 监理单位负责受电过程中质量、程序的全程监督。六、使用仪器设备调试单位应准备好如下仪器设备：a）交流电压表、电流

7、表；b）数字万用表；c）相序表；d）相位表；e）继电保护测试仪；七、受电应具备的条件7.1 受电区域内的场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通，升压站、主控室的土建装修工作全部结束，受电区域已设有明显标志和分界，危险区设有围栏和警告标志。7.2 受电区的施工脚手架已全部拆除并清扫干净（含电缆井、电缆沟）。7.3 受电区的梯子、平台、步道、栏杆、护板等已按设计安装完毕，并正式投入使用。7.4 受电范围内的生活用水系统和卫生、安全设施已投入正常使用，消防系统已投用。7.5 受电区域具有充足的正式照明，事故照明能及时自动投入。7.6 运行岗位已有正式的通讯装置，试运增设的临时岗位，已设有可靠的通讯联

8、络设施。7.7 主控室的空调装置、采暖及通风设施已按设计能正常投入使用。7.8 建设单位按规定已配备好相应的合格运行人员，并配备好相应的工具、图册、资料、规程，运行人员已正式上岗。7.9 受电范围的安装工作结束并办理完安装验收签证，办理完代管手续。7.10 按电气设备安装工程电气设备交接试验标准完成以下一次设备的调整试验:a)全部高压断路器；b)电压互感器；c)电流互感器；d)避雷器；f)接地装置；g）高压电缆；h）保护装置单体及分系统试验；7.11电气量指标、操作控制量显示指标正确。7.12 受电范围的所有指示仪表、电度表、电气量经校验合格。7.13 保护定值按调度要求整定完毕。7.14 相

9、关保护装置、微机监控装置调试完毕。7.15 受电工作经有关质监部门检查验收合格。八、安全注意事项8.1 坚决贯彻“安全第一，预防为主”的方针，严格执行“两票三制”。8.2 严格执行操作票及操作票监护制度，监护人员必须熟悉操作的系统和任务。8.3 受电时，应在受电范围设遮栏，工作人员与带电部分应保持安全距离，并挂“高压危险”标志牌；8.4 带电设备附近要有专人监护，发现异常情况及时汇报，危机时先处理后汇报。8.5 参加受电人员要明确分工，坚守岗位，服从指挥，无关人员不得进入现场。8.6设备带电后，现场应悬挂有带电标志的警示牌。九、受电前系统检查9.1 一次系统检查9.1.1检查本次受电所投入的设

10、备的一次连接部分完好，设备外壳接地良好，开关动作正常；9.1.2母线相色，标志齐全、母线相间对地距离符合规程要求；9.1.3复查各受电系统的绝缘电阻是否合格；9.1.4检查受电范围内开关置试验位置，所属接地刀合上，刀闸置断开位置；9.1.5检查设备双重编号应正确。9.1.6确认地网接地电阻符合规程要求。9.2二次系统检查9.2.1检查端子螺丝紧固，无松动现象，端子头标号正确；9.2.2检查所有的CT无开路、PT无短路，不投入的CT应在根部短路接地；9.2.3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确；9.2.4断开所有受电部分设备高低压侧开关的操作空开。9.3试验时间9.3

11、.1试验时间安排在倒送电质量监督检查合格后。十、送电步骤本次受电步骤以调度部门的措施为准，此方案重点为配合调度部门的措施而需要现场测试的项目。1、受电前检查一次设备状态：受电前，受电范围内的所有一次设备，均处于冷备用状态。2、绝缘测量：1、检查受电范围内设备对地、相间绝缘良好；2、用500V摇表测量检查二次回路绝缘应大于10兆欧；3、用2500V摇表测量检查一次回路绝缘应大于1000兆欧；3、受电步骤：1、受电前退出110KV线路光差保护出口硬压板、退出#1主变差动保护出口硬压板；2、110kV出线空载冲线路一次，检查线路PT二次电压，相序正常；3、将1主变高后备保护复压过流动作时限定值改为0

12、.1秒，其余保护按整定单要求启用；4、合上1主变7M923上隔离刀闸、7M921下隔离刀闸；5、合上1主变高压侧7M92开关对1主变本体进行冲击合闸，冲击共进行5次，首次冲击15分钟，后四次维持10分钟，变压器和表计指示应无异常；6、将#1主变低压侧101开关由冷备用转运行，将10kV母线PT1015手车转运行；7、合上#1主变低压侧101开关对10kV母线首次进行冲击试验；8、合闸后维持10min,监听并确认10kV母线声音正常，有关表计指示正常后再进行下一次合闸；9、冲击合闸共进行2次，每次间隔10min，合闸后保持35min，表计指示应无异常；（对10kV母线PT二次电压测量、定相）；1

13、0、按定值投入SVG1C1开关相关保护；11、将SVG1C1开关由冷备用转运行，将SVG负荷刀闸转运行状态；12、合上SVG1C1开关对SVG本体首次进行冲击试验；13、冲击合闸共进行3次，每次间隔10min，相关表计指示应无异常；14、用SVG进行带负荷测试，测试110KV线路光差保护、#1主变差动保护CT极性；15、待观察线路光差保护、#1主变差动保护CT极性正确后，启用110kV线路光差保护、启用1主变差动保护；16、按定值投入站变1W1开关相关保护；17、将站变1W1开关由冷备用转运行；18、合上站变1W1开关对站变首次进行冲击试验；检查站变有无异常并检查其400V母线的电压大小、相序

14、正确；19、按定值投入#1光伏进线111开关相关保护；20、将#1光伏进线111开关由冷备用转运行；22、合上#1光伏进线111开关，对#1光伏进线电缆、避雷器进行冲击；23、合闸后维持5min,监听并确认声音正常；24、冲击合闸共进行2次，每次间隔5min，合闸后保持35min；25、断开#1光伏进线111开关；26、将#1进线所带#1箱式变压器开关转运行状态；27、合上#1光伏进线111开关对#1箱式变压器进行冲击；28、冲击合闸共进行2次，每次间隔10min，后1次合闸后保持35min，变压器、表计指示应无异常；29、断开#1光伏进线111开关，断开箱式变压器负荷开关；30、重复19-2

15、9步骤依次对#1集电线113开关所带的剩余#2-#5箱变进行冲击试验；31、重复19-30步骤对#2集电线路所带#6-10的箱变、#3集电线路所带的#11-#15箱变进行冲击；十一、逆变器并网动态调试 1、调试范围1 直流系统调试；2 电气柜接线检查，刀闸、接触器分合闸试验；3 保护装置调试；4 电气监控后台调试；5 光伏组件的单体测试及汇总至汇流箱后的测试工作；6 逆变器并网调试； 7 带负荷试验。2、启动应具备的条件1 受电调试指挥部已成立，所有参加调试人员应认真学习安全规程。熟悉受电及调试范围内的一次系统及相应的二次原理图，并认真学习本措施。2 各开关室均符合投运条件，门锁齐全，通讯畅通

16、，照明充足，通风良好，沟道孔洞封堵完好，盖板齐全，受电设备周围清洁卫生。3 变电站已经完成受电，经质检部门验收合格。4 干变、逆变器、汇流箱一、二次设备安装结束，验收合格。5 逆变器测控已经调试，并在后台能监控。6 与受电及调试有关的电气一次设备交接试验结束，结合负荷有关规程和有关规定。带电范围内的继电保护均按保护定值调试整定，开关动作正确、灵活可靠。7 受电及调试系统所有设备名称、编号应清晰准确，安全标志齐全。8 接地均安装好，关经测试合格。9 受电及调试范围内消防设施齐全，并配有充足的消防器材。3、调试步骤及试验内容1、 110KV变电站已经倒送电完成。2、逆变器调试2.1逆变器作为并网发

17、电的同期点需要满足以下3个条件:2.1.1直流侧有输入电压（光伏组件连接完成并通过汇流箱接入逆变器的直流侧）；2.1.2逆变器自身的供电电源2.1.3交流侧有输入电压逆变器调试方法为分区单台并网。即单台逆变器所带组件已通过汇流箱汇总至直流侧，847V母线通过电缆接至逆变器的交流侧。并网逆变器将自动采集并追踪交流侧的电压、频率及相位等并网条件。再通过自身调整达到同期条件后，合上自带的并网开关。并网逆变器具有过/欠电压、过/欠频率、防孤岛效应、短路保护等多种保护功能，同时其电压（电流）总谐波畸变率较小，以尽可能减少对电网的干扰。整个光伏系统采用组串式逆变器，每个逆变器具有自动检测功能，并能够随着太

18、阳能组件接受的功率，以最经济的方式自动识别并投入运行。 3、总体检查项目1受电前必须对带电有关的开关进行操作及保护传动试验；2检查保护装置的定值应与正式定值单相符；3检查电压回路一次熔丝应完好、CT二次回路无开路；4检查逆变器直流回路绝缘电阻应良好；5检查所有接触器均在分闸位置，刀闸均在断开位置；6检查各汇流箱组件测直流电压正常，断路器在断开位置；7所有参与调试设备的单体实验结束，并有实验报告；8厂区接地电阻测试合格。 4、汇流箱的测试图2 汇流箱内部结构示意图1对逆变器所带的汇流箱进行直流电压测试，并记录数据完整正确；2分别合上逆变器所带的汇流箱内的断路器。将电送至逆变器的直流侧；3在汇流箱

19、和逆变器上做带电警示牌。5、 厂区逆变器847V交流、直流侧母线受电试验1 检查逆变器交流侧电缆的绝缘；2 确认绝缘和对应关系无误后，恢复电缆；送上交流侧电源3 合上刀闸操作电源空开，合上逆变器直流电源开关，检查逆变器系统是否运行正常；4重复13的操作，依次对#2-#15逆变器进行受电调试。6、 并网逆变器的调试 1 合刀闸及操作电源空开，投入逆变器交流工作电源；2 在逆变器周围拉警戒绳，非工作人员禁止进入；3 如有意外情况发生，及时断开逆变器并网断路器； 4 逆变器同期并网，将光伏组件的电能输送至厂内10KV线路；并网步骤： 1)确认逆变器的急停按钮已被放开。 2）将逆变器交流侧的断路器手柄

20、旋至“ON”位置 3）将逆变器直流侧的断路器手柄旋至“ON”位置 4）初始化完成后，点击触摸屏的“启动”建，启动逆变器5）如果直流母线电压760伏并持续5分钟，则逆变器自动转入运行状态。3.4.5 随时观察逆变器和相关设备情况；3.4.6 无异常后对相关数据及信息进行采集；3.4.7 在#1并网逆变器调试完毕后，重复以上步骤对其余并网逆变器进行调试；7、受电及调试时间安排本光伏电站并网调试时间： 年 月 日。十二、调试组织机构主要职责是：全面组织、领导和协调试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试重要方案和措施；启委会成立后，在主任委员的领导下，筹备启委会全体会议；启委

21、会闭会期间，代表启委会主持倒送电的常务指挥工作；协调解决倒送电中的重大问题；组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。十三、试验措施技术交底记录13.1 本措施已经履行会签、审批、报审手续；13.2倒送电各方已经从试运指挥部取得手续完整的本措施并安排本方全部试验参与人员进行学习；13.3试验各方已经明确各自的职责和试验内容、步骤；13.4试验各方对试验过程中各重要环节已经心中有数；13.5试验各方已经熟悉试验范围的一二次设备及系统运行情况；13.6试验各方主观上已经具备保证试验安全有效进行的条件。十四、环境控制措施14.1 施工现场环境要求：与受电有关的建筑物、构筑物的建筑工

22、程质量，应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范的有关规定，并验收合格。14.2 废料回收：受电完成后，及时回收受电过程中产生的废纸、电缆皮、线芯头、废电缆刀片等。附录一电气倒送电范围一次系统图（附后面）附录二序号项目检查结论检查人监理1受电范围内的一二次系统安装工程、建筑工程全部结束。2受电范围内的配电装置以及相应的控制、保护、信号调试完毕。3直流系统安装调试完毕，具备投入操作条件，已经正常投入。4ECS相应的监控部分已经调试完毕，具备投入操作条件。5高低压配电间和主厂房内低压配电装置操作区域范围内环境整洁，无施工痕迹。6安全警示、隔离、保卫、消防、照明、通讯符合要求。7整套启动方案报试运总指

23、挥审批。8设备、材料出厂合格证明和施工纪录完整、齐全、准确。9受电后的管理工作已经明确，相关的生产准备工作就绪。附录三电气倒送电及整套启动调试措施交底记录表填写项目XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目主送单位交底人交底日期交底内容1、宣读电气倒送电及整套启动调试措施；2、讲读调试应具备的条件； 调试应具备的条件如下： 1）受电调试指挥部已成立 2）各开关室均符合投运条件3）变电站已经完成受电，经质检部门验收合格。 3）干变、逆变器、汇流箱一、二次设备安装结束，验收合格。 4）逆变器测控已经调试，并在后台能监控。 5）与受电及调试有关的电气一次设备交接试验结束。带电范围内的继电且符合规定。保

24、护均按保护定值调试整定，开关动作正确、灵活可靠。 6）受电及调试系统所有设备名称、编号应清晰准确，安全标志齐全。 7）接地均安装好，关经测试合格。 8）受电及调试范围内消防设施齐全，并配有充足的消防器材。3、描述调试程序和验收标准；4、明确调试组织机构及责任分工； 主要职责是：全面组织、领导和协调试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试重要方案和措施；启委会成立后，在主任委员的领导下，筹备启委会全体会议；启委会闭会期间，代表启委会主持倒送电的常务指挥工作；协调解决倒送电中的重大问题；组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。5、危险源防范措施及环境要求； 施工现场环境要求：与受电有关的建筑物、构筑物的建筑工程质量，应符合国家现行的建筑工程施工及验收规范的有关规定，并验收合格。 废料回收：受电完成后，及时回收受电过程中产生的废纸、电缆皮、线芯头、废电缆刀片等。6、答疑问题；参加人员签到表姓名单位姓名单位