千伏星辉变电站1主变启动方案

1、版本号：202104038-V2江门星辉造纸110kV变电站工程启动方案批 准： 审 核： 专业 编 写： 江门市创明电力工程2021年4月目 录一、工程概述5二、方案启动时间5三、调度命名与调度编号5四、设备启动范围及主要设备参数5五、风险分析及控制措施.5六、启动前的准备工作5七、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态6八、设备启动操作顺序纲要10九、启动操作步骤12十、附件12一、工程概述1. 本期新建#1主变1台、110千伏GIS#1母线设备、110千伏母线结线为线路变主变接线方式，供电来源110千伏小冈站新建间隔，110kV线路为电缆线路约2.55kM；10千伏#1母线设备、10千伏

2、母线结线为单母线分段接线方式，10千伏备投1套；10千伏并联电容器2组、10千伏站用变1组、10千伏出线共6回。2.目前#1主变、110千伏GIS、10千伏开关柜所有设备经安装、调试合格，验收完毕具备启动条件。3.在本方案中，江门地调、江门星辉造纸对其各自调度管辖范围内的一、二次设备在启动过程中的运行方式的平安性与可靠性负责。二、方案启动时间2021年五月二十日三、调度命名与调度编号1新建一回110千伏小冈变电站至110千伏星辉变电站的110千伏线路，调度命名为“110千伏冈辉线，110千伏小冈变电站侧开关编号为“1246。2110千伏星辉变电站1台主变，调度命名为#1主变。3110千伏星辉变

3、电站110千伏GIS线路隔离刀编号分别为12464；母线隔刀为10012；主变隔刀为11011、11014；主变断路器为1101，#1主变10千伏进线编号为501，其余10千伏设备有变电站自主命名。4. 其他设备命名及编号见附图。四、设备启动范围及主要参数1. 110千伏小冈站至110千伏星辉变电站110千伏冈辉线1246线路电缆线缆。2. 110千伏星辉变电站110千伏线路变主变1M设备。3. 110千伏星辉变电站#1主变器(31.5MVA，主变两侧开关及其附属设备。4. 110千伏星辉变电站10千伏 1M母线设备。5. 110千伏星辉变电站10千伏#1电容器2400kVar。6. 110千

4、伏星辉变电站10千伏#2电容器2400kVar。7. 110千伏星辉变电站10千伏#1站用变200kVA。8. 110千伏星辉变电站10千伏造纸I线701、10千伏造纸II线702、10千伏制浆I线703、10千伏制浆II线706。主要设备参数：9. 主变选用110千伏低损耗三相双卷自冷油浸变压器SZ11-31500/110型主变，容量为31.5MVA，本主变为有载调压。10. 110千伏GIS设备。母线额定电压110千伏，额定电流1600V,#1主变进线间隔断路器额定电流2500A，额定开断电流40kA，电流互感器：5P30、5P30、5P30、0.5S、0.2S保护400/1，计量200-

5、400/1A； I母线设备间隔PT电压比：110/3/0.1/3/0.1/3/0.1千伏,0.2/0.5/3P11. 10千伏为广州白云电气股份生产的型固定式金属开关柜，内配ZN73型真空断路器。本期分段不投运。12. 10千伏无功补偿装置采用户内框架型成套装置：TBB10-2400/200-3AK,单组电容器容量为200kVar,每组配一台CKSG-120/11/3-5型干式铁心串联电抗器。13. 10千伏站用变；型号：SCB11-200/10.5容量200kVA。五 风险分析及控制措施1、电网运行风险分析及控制措施启动阶段风险分析控制措施启动时启动过程中一次设备故障时，由于保护装置异常、回

6、路不完善等原因，未能快速隔离故障，对新设备及系统稳定构成威胁。启动前确认相关保护装置如开关保护、线路保护等工作正常、回路完善，开关传动正常。启动过程中，假设110kV双冈线或者启动范围设备故障，将引起双水站110kV双冈线跳闸，导致小冈站全站失压。加强110kV双冈线线路和相关间隔设备巡维，做好事故预想。启动后电网运行方式未调整至目标方式，启动的临时定值未恢复。确认新启动设备的相关保护已投入；临时退出的保护已投入；供启动过程用的过流保护充电保护已退出且按相关继保定值单要求恢复定值；将一次设备调整至目标运行方式。2、设备风险分析及控制措施风险分析控制措施现场操作风险相关操作人员应熟悉设备及现场情

7、况，掌握启动操作顺序，严格按照调度指令执行操作。保护/安自设备存在异常故障停止操作，现场处理。确认保护、安自设备正常前方可申请继续启动。设备突发缺陷、运行方式等引起变化停止操作，现场处理。确认设备消缺或将有缺陷设备隔离前方可申请继续启动。保护CT极性有错带负荷测试正确前方可投入保护方向。定值输入有误将该设备的定值打印，并与相关定值单核对无误，审核后签名。压板投退有误压板标示清晰；并与相关定值、运行要求核对无误，审核后签名。3、操作要求1启动前操作人员应熟悉启动方案的操作工程，准备好操作票，并配置专职的监护人员。操作时由调度进行逐项下令，操作人员接到调度的下令后，应严格按照启动方案的要求进行操作

8、。2启动期间对设备进行测试的工作人员，工作前应做好风险分析，防止进行设备测试时发生人身平安事故、影响设备运行的事故。六、启动前的准备工作1. 本次投产的新设备按国家?电气装置安装工程施工及验收标准?要求安装完毕，调试结果符合交接验收标准要求。经验收合格、设备具备投产条件。2. 站内场地平整，道路畅通，电缆沟盖板齐全并密封良好。临时工棚，脚手架，接地线撤除。3. 站内配备足够的消防设施及绝缘用具。4. 站内照明、事故照明及直流系统均正常。5. 确定一二次设备的调度命名及调度编号已按有关规定要求在现场准确清晰标识，并与主控制室电脑监控图相符。6. 通向室外的电缆孔洞、电缆管口、开关端子箱及保护屏电

9、缆进线洞口已封堵，门窗防止小动物进入的措施完善。7. 所有待投运设备的保护定值按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。保护完成整组传动试验并已验收合格，确认回路正常，保护工作正常，传动开关正常；所有待启动回路的电流互感器已做一次通流试验，确认除极性外回路正常，可以真实反响一次电流值。8. 待启动设备的所有开关、刀闸、接地刀闸全部在断开位置，临时平安措施均已撤除。9. 110千伏星辉变电站#1主变有载调压机构操作正常，变压器调压机构置于 6 档、 114.125 千伏位置。10. 有关投运设备绝缘电阻应合格，开关联动试验正常。11. 110千伏冈辉线核对相序无误，线路参数测试完毕，启动当天

10、测试绝缘电阻合格。12. 启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底。操作人员应按启动方案填写好操作票，并经监护人审核通过。13. 问题处理要求1启动期间，操作人员或工作人员发现设备存在异常或风险，应立即停止操作，报告启动组。由启动组确认设备无异常或发现的缺陷不影响启动或辨识风险可控后，可继续操作；如设备确实存在影响启动的缺陷或辨识出的风险的控制措施不充分，那么由启动组组织各专业会商，安排进行处理，处理完毕并经启动组检查合格后，可继续启动操作。2启动期间，假设因设备突发缺陷、运行方式等引起变化，出现原启动方案不符合的情况，应立即停止启动，报告启动组。由启动组按照启动方案审批流程执行方案的变

11、更审核，审核后的方案作为现场继续执行的依据,方案变更后的启动操作票除经运行操作人员、值班负责人审核无误，还须由启动组审核合格前方可执行。13. 应急要求1启动现场应具备紧急联系 表，相关的通信设备应保持畅通。各专业人员通信畅通。2启动前启动小组应根据当前运行方式，考虑当设备出现异常时，紧急断开启动电源的操作方式。3启动现场应保持紧急疏散通道的畅通。4启动前工作人员应熟悉设备操作电源的位置，当需要切断设备操作电源时应能及时执行。5对于故障后可能发生火灾的设备，启动前应准备好消防器具、防护用具，工作人员应熟悉消防器具、防护用具的正确使用。6设备受电时所有人员应远离设备。14. 启动过程测试记录的保

12、存启动过程的测试检查记录，应填写在?新设备投运测试、检查交接记录?中。15.启动当天，负责110千伏星辉变电站操作任务的人员为110千伏星辉变电站值班人员，操作第一监护人为工程施工单位人员、第二监护人为星辉变电站值班人员；负责110千伏小冈变电站操作任务的人员为110千伏小冈变电站值班人员，操作第一监护人为工程施工单位人员、第二监护人为小冈变电站值班人员。 16.以上各项检查合格后，由各小组负责人向启动委员汇报，经启动委员会批准方可进行启动。 七、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态1. 双水站：110千伏双冈线线路运行，其1243开关运行。2. 双水站：按继保定值通知单要求投入110千伏双

13、冈线所有保护，将相间及接地距离保护三段时间由1.8 秒改为 0.9 秒，将零序过流保护三段时间由1.8 秒改为 0.3 秒，退出线路重合闸。启动前110千伏双水站值班人员确认上述一、二次设备在规定位置1. 小冈站：110千伏罗冈线线路运行，其1253开关热备用；110千伏双冈线线路运行，其1243开关运行，供电小冈站全站负荷。2. 小冈站：110千伏#1M母线、110千伏#2M母线在运行状态，110千伏母联10012刀闸合闸位置，#1、#2主变及10千伏#1M、#2M在运行状态。3. 小冈站：待启动110千伏冈辉线开关及线路在冷备用状态，1246开关在分闸位置，12462、12464刀闸在分闸

14、位置，1246B0、1246C0、124640接地刀闸在分闸位置，临时接地线已全部撤除。4. 小冈站：按继保定值通知单要求投入110千伏冈辉线所有保护，将相间及接地距离保护三段时间由1.5 秒改为 0.3 秒，退出重合闸，投入故障录波。5. 小冈站：退出110千伏备自投。启动前110千伏小冈站值班人员确认上述一、二次设备在规定位置1. 星辉站：110千伏冈辉线12464 刀闸分位，124640地刀分位。2. 星辉站：母线10012 刀闸分位，100110地刀分位。3. 星辉站：#1主变高1101开关分位，11011 、11014 刀闸分位，1101B0、1101C0、110140地刀分位， 1

15、11000中性点接地刀闸分位。4. 星辉站：#1主变低501开关分位，小车试验位置。5. 星辉站：10千伏母联冷备用状态，10千伏出线冷备用状态，10千伏电容冷备用状态，10千伏站用变冷备用状态，10千伏 PT冷备用状态。6. 星辉站：退出10千伏备自投。7. 星辉站：10千伏出线、10千伏电容器、10千伏站用变按继保定值通知单要求投入所有保护。8. 星辉站：按继保定值单要求投入#1主变所有保护，退出#1主变复合电压过流保护复压闭锁元件，退出#1主变复压过流保护方向及零序过流保护方向如有带方向；将主变110千伏侧复压过流保护跳两侧开关动作时间改为 0.2 秒；将主变10千伏侧复压过流跳变低动作

16、时间改为 0.2 秒。启动前110千伏星辉站值班人员确认上述一、二次设备在规定位置八启动操作步骤110千伏冈辉线线路充电1. 星辉站：合上110千伏冈辉线12464刀闸。2. 星辉站：合上#1主变110千伏侧11011、11014刀闸。3. 星辉站：合上#1主变111000中性点接地刀闸。4. 小冈站：合上110千伏冈辉线12462、12464刀闸。5. 小冈站：合上110千伏冈辉线1246开关对线路第一次充电，检查无异常。6. 小冈站：检查110千伏冈辉线线路PT电压无异常，与110千伏#2PT核相应正确。7. 星辉站：检查PT电压无异常，PT单独核相，应正确，合上二次保护、计量电压空气开关

17、，相序正确。8. 小冈站：断开110千伏冈辉线1246开关。9. 小冈站：合上110千伏冈辉线1246开关对线路第二次充电，检查无异常。10. 小冈站：断开110千伏冈辉线1246开关。11. 小冈站：合上110千伏冈辉线1246开关对线路第三次充电，检查无异常。星辉站主变及站内相关设备启动12. 星辉站：合上1101开关对#1主变1次充电检查无异常，记录录波涌流。13. 星辉站：10分钟断开1101开关。14. 星辉站：5分钟合上1101开关对#1主变2次充电检查无异常，记录录波涌流。15. 星辉站：5分钟断开1101开关。16. 星辉站：5分钟合上1101开关对#1主变3次充电检查无异常，

18、记录录波涌流。17. 星辉站：5分钟断开1101开关。18. 星辉站：将10千伏 51PT手车摇至工作位置。19. 星辉站：将10千伏主变进线手车摇至工作位置。20. 星辉站：合上1101开关对#1主变4次充电检查无异常，记录录波涌流。21. 星辉站：合上501开关对10千伏母线1次充电查无异常。22. 星辉站：检查51PT电压无异常，51PT与线路PT核相，应正确。 23. 星辉站：断开501开关。24. 星辉站：合上501开关对10千伏母线2次充电查无异常。25. 星辉站：断开501开关。26. 星辉站：合上501开关对10千伏母线3次充电检查无异常。27. 星辉站：调整#1 主变有载调压

19、开关至8 档，再调至4档，观察10 千伏母线电压变化情况应正常。28. 星辉站：用本体瓦斯跳开#1主变两侧开关。29. 星辉站：合上1101开关主变5次充电。30. 星辉站：拉开#1主变111000中性点接地刀闸。31. 星辉站：合上501开关对10千伏母线4次充电。32. 星辉站：将10千伏#1电容手车摇至工作位置。33. 星辉站：将10千伏#2电容手车摇至工作位置。34. 星辉站：合上10千伏#1电容器组571DR开关，观察10千伏电压变化应正确。35. 星辉站：断开10千伏#1电容器组571DR开关。36. 星辉站：合上10千伏#2电容器组572DR开关，观察10千伏电压变化应正确。37. 星辉站：断开10千伏#2电容器组572DR开关。38. 星辉站：合上571DR、572DR开关。39. 星辉站：通知江门调度星辉站已带上负荷，具备带负荷测试的条件。40. 小冈站：利用110 千伏星辉站负荷测试110 千伏冈辉线保护、测控、计量、录波各组别CT六角图，结果应正确。41. 星辉站：110千伏1主变1101、501带负荷测试保护、测量、计量 CT