110kV风桥风电场升压站启动方案（6.6）

版本号：主网2014-026-1广东电网公司湛江供电局湛江110千伏风桥风电场接入系统工程110千伏风桥风电场升压站启动方案（湛江供电局签证页）批准：审定：专业审核：编制：叶至桥江西中电电力工程有限责任公司二○一四年五月广东电网公司湛江供电局湛江110千伏风桥风电场接入系统工程110千伏风桥风电场升压站启动方案（风桥风电场签证页）批准：审定：专业审核：编制：江西中电电力工程有限责任公司二○一四年五月目录TOC\o"1-1"\h\z\u一、工程概述 千伏坝基头输变电工程110千伏坝福乙线启动方案一、工程概述中电投徐闻和安风桥风电场本期配置云南天威变压器有限公司生产50MVA有载调压主变压器一台，110千伏输电线路1回。风电场装机容量为49.5MW，由24台2000kW和1台1500kW共25台风机组成，风电机组是海装H87-2.0MW型。本期35千伏侧建成单母线，25台风力发电机组共分3组接入35千伏母线。升压变压器布置紧邻35千伏开关柜室室外开关站，35千伏开关柜布置在首层。风桥风电场本次计划投产110千伏洋闻线为新建线路，二次设备保护为南京南瑞公司产品RCS-943高压线路成套保护装置，测控为南京电研公司产品NSA3108A微机测控装置。风桥风电场工程110千伏升压站工程已完成，所有输变电设备已安装调试完毕并经质检验收签证，具备受电条件。二、计划启动时间2014年6月30日三、设备调度命名与编号110千伏风桥风电场升压站的主变压器命名为#1主变，两侧开关编号为1101、301；其余的电气设备编号见附图。四、设备启动范围风桥风电场：#1主变及两侧开关、35千伏母线及其附属设备。风桥风电场：35千伏SVG无功补偿装置。风桥风电场：站用变及其附属设备。风桥风电场：接地变及其附属设备。风桥风电场：35千伏第一组、第二组、第三组风机集电线路。（不含风机送电）以上设备对应的二次保护及综合自动化系统。五、启动前准备工作本次投产的新设备按国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕并经质检验收签证，具备投运条件。风电场通信调度数据网已完成调试并接入，二次系统已接入调度数据网的安全防护集成并完成调试，风功率预测系统已具备接入条件。110千伏风桥风电场启动范围内场地平整、道路畅通，电缆沟盖板齐全，临时工棚、脚手架、接地线均已拆除。本次待投产的开关、刀闸设备均已标明正确的调度名称、编号，并与计算机监控画面和主控室模拟图一致。站内带电设备部分均有围栏或警告牌，非带电部分均已断开或隔离。站内配备足够的消防设施及绝缘用具。电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵，高低压室的防鼠措施完善。设备外壳接地均良好，地网接地电阻试验合格。通讯、遥信、遥测及计算机监控系统工作正常。新投产设备的遥信、遥测、远动信息能传至地调。所有待投产的开关、刀闸、接地刀闸均在分闸位置。所有待投运设备的保护定值按地调下达的继保定值通知单要求整定投入。待投运设备完成保护整组传动试验并验收合格。启动前检查待启动设备的油位、SF6气体压力应正常。启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、技术交底。操作人员应按启动方案要求正确填写操作票并通过监护人员审核。启动前记录所有待投产设备的电度表底数并报有关调度备案。风险分析及控制措施风险分析控制措施误入带电间隔造成触电伤害1、监护人向操作人员宣读操作票，交待工作任务、安全注意事项、危险点及控制措施，防止走错间隔；2、监护人要认真做好操作全过程的监护；3、监护人与操作人员做到互相监护和提醒。与带电设备距离近造成触电伤害作业人员与110千伏带电设备的安全距离不应小于规程规定的1.5米；与35千伏带电设备的安全距离不应小于规程规定的1.0米；与10千伏带电设备的安全距离不应小于规程规定的0.7米。投运时，误碰、误动运行中的二次设备，造成跳闸在投产过程时，凡是遇到异常情况，不论与投运是否有关，立刻停止投产，保持现状，查明原因，确定与本身投产无关后方可继续投产。断路器传动伤人及误跳闸断路器传动时，现场应派人看守，防止伤人。操作要求(1).启动前操作人员应熟悉启动方案的操作项目，准备好操作票，并配置专职的监护人员。操作时由现场调度进行逐项下令，操作人员接到现场调度的下令后，应严格按照启动方案的要求进行操作。(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安全事故、影响设备运行的事故。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，则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，若因设备突发缺陷、运行方式等引起变化，出现原启动方案不符合现场情况，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后方可执行。应急要求(1).启动现场应具备紧急联系电话表，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。启动过程测试记录的保存启动过程的测试检查记录，应填写在《湛江供电局新设备投运测试、检查交接记录》中。启动当天，负责设备操作任务的人员为风电场值班人员，操作第一监护人为工程建设单位人员，操作第二监护人为风电场值班人员。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。六、启动前有关变电站一、二次设备的运行方式220千伏闻涛站：110千伏洋闻线运行于110千伏1M母线，其他所有运行设备全部倒至110千伏2M、6M运行，110千伏母联1012开关在运行状态。110千伏洋闻线线路已启动充电三次，线路带电运行（闻涛站110千伏洋闻线开关未带负荷测试，在本方案中实施）。按继保定值通知单要求投入110千伏洋闻线保护，将距离II段、零序II段时间改为0.2秒,将距离III段时间改为0.7秒，退出零序保护方向，退出线路重合闸。投入110千伏母联1012开关充电保护和过流保护，投入保护跳闸出口压板。I段过流保护定值按一次值800A、时间0.4秒整定；I段零序过流定值按一次值600A、时间0.4秒整定。（注意相关控制字及软、硬压板的正确投退。）。110千伏风桥风电场：110千伏111PT在运行状态（已充电三次）。110千伏#1变高1101开关在热备用状态，#1主变变低301开关在冷备用状态,#1主变111000中性点地刀在分闸位置，#1主变有载调压开关抽头置6档，电压为119.31千伏位置。35千伏母线在冷备用状态。35千伏站用变1302开关在冷备用状态。35千伏接地变1307开关在冷备用状态。35千伏SVG无功补充装置1303开关在冷备用状态。35千伏风机集电线路第1组1304、第2组1305、第3组1306开关在冷备用状态，检查35千伏风机集电线路已具备送电条件。按继保定值通知单要求投入110千伏洋闻线保护，退出线路重合闸，投入故障录波。按继保定值通知单要求投入#1主变保护。退出#1主变110千伏、35千伏侧复合电压过流保护方向，退出复压闭锁功能，将110千伏、35千伏侧复合电压过流保护跳两侧时间改为0.4秒，跳变低时间改为0.2秒。按继保定值单要求投入SVG无功补偿所有保护，投入站用变、接地变所有保护。按继保定值通知单要求投入35千伏风机集电线路第一组1304、第二组1305、第三组1306开关保护。启动前闻涛站、风桥风电场值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。七、设备启动操作顺序纲要风桥风电场：刀闸、保险、二次开关操作。风桥风电场：#1主变及两侧开关、35千伏母线启动。风桥风电场：35千伏SVG无功补偿装置启动及带负荷测试。风桥风电场：站用变启动。风桥风电场：接地变启动。风桥风电场：35千伏第一组、第二组、第三组风机集电线路开关启动。（不含风机送电）定值恢复。八、启动操作步骤（一）、刀闸、保险、二次开关操作风桥风电场：合上#1主变中性点111000接地刀闸。风桥风电场：将#1主变变低301开关小车摇至工作位置。风桥风电场：将35千伏1M母线131PT及避雷器13901开关小车风桥风电场：将35千伏站用变1302开关小车摇至工作位置。风桥风电场：将35千伏接地变1307开关小车摇至工作位置。风桥风电场：合上35千伏#2BSVG降压变压器的13034隔离刀闸。风桥风电场：将35千伏SVG无功补偿装置1303开关小车摇至工作位置。风桥风电场：将10千伏SVG无功补偿启动柜1901开关小车摇至工作位置。风桥风电场：将35千伏第一组风机集电线路1304开关小车摇至工作位置。风桥风电场：将35千伏第二组风机集电线路1305开关小车摇至工作位置。风桥风电场：将35千伏第三组风机集电线路1306开关小车摇至工作位置。（二）#1主变、35千伏母线及附属设备启动。风桥风电场：合上#1主变变高1101开关对#1主变进行第一次充电，检查充电正常。风桥风电场：检查#1主变变高1101开关同期电压应正确。风桥风电场：断开#1主变变高1101开关。风桥风电场：合上#1主变变高1101开关对#1主变进行第二次充电，检查充电正常。风桥风电场：断开#1主变变高1101开关。风桥风电场：合上#1主变变高1101开关对#1主变进行第三次充电，检查充电正常。风桥风电场：合上#1主变变低301开关对35千伏1M母线进行第一次充电风桥风电场：检查35千伏1M母线PT二次电压应正常，在35千伏1M母线131PT与110千伏111PT风桥风电场：用差动保护跳开#1主变变高1101、变低301开关。风桥风电场：合上#主变变高1101开关对#1主变进行第四次充电，检查充电正常。风桥风电场：合上#1主变变低301开关对35千伏1M母线第二次充电。风桥风电场：用有载重瓦斯保护跳开#1主变变高1101、变低301开关。风桥风电场：合上#1主变1101开关对#1主变进行第五次充电，检查充电正常。风桥风电场：合上#1主变变低301开关对35千伏1M母线第三次充电。风桥风电场：按现场电压情况调整#1主变有载调压开关，观察35千伏母线电压变化正常。（三）风桥风电场35千伏SVG无功补偿装置启动及带负荷测试风桥风电场：合上35千伏SVG无功补偿装置1303开关，对#2BSVG降压变第一次充电，检查充电正常。风桥风电场：断开35千伏SVG无功补偿装置1303开关。风桥风电场：合上35千伏SVG无功补偿装置1303开关，对#2BSVG降压变进行第二次充电，检查充电正常。风桥风电场：断开35千伏SVG无功补偿装置1303开关。风桥风电场：合上35千伏SVG无功补偿装置1303开关，对#2BSVG降压变进行第三次充电，检查充电正常。风桥风电场：合上10千伏SVG无功补偿启动柜1901开关，对无功补偿装置第一次充电，检查充电正常。风桥风电场：用#2BSVG降压变压器差动保护跳开35千伏SVG无功补偿装置1303开关、1901开关。风桥风电场：合上35千伏SVG无功补偿装置1303开关，对#2BSVG降压变进行第四次充电，检查充电正常。风桥风电场：合上10千伏SVG无功补偿启动柜1901开关，对无功补偿装置第二次充电，检查充电正常。风桥风电场：用#2BSVG降压变重瓦斯保护跳开35千伏SVG无功补偿装置1303开关、1901开关。风桥风电场：合上35千伏SVG无功补偿装置1303开关，对#2BSVG降压变进行第五次充电，检查充电正常。风桥风电场：合上10千伏SVG无功补偿启动柜1901开关，对无功补偿装置第三次充电，检查充电正常。闻涛站：退出110千伏洋闻线保护光纤差动保护。风桥风电场：退出110千伏洋闻线保护光纤差动保护。风桥风电场：退出#1主变差动保护。风桥风电场：退出35千伏母差保护。风桥风电场：退出#2BSVG降压变差动保护。风桥风电场：手动调节SVG无功输出（此步骤由厂家执行）。风桥风电场：110千伏洋闻线带负荷测试六角图应正确，差流在正常范围。闻涛站：110千伏洋闻线带负荷测试六角图应正确，差流在正常范围。闻涛站：投入110千伏洋闻线光纤差动保护。风桥风电场：投入110千伏洋闻线光纤差动保护。风桥风电场：#1主变带负荷测试CT无差流及保护、计量、各回路极性，结果应正确。风桥风电场：投入#1主变差动保护。风桥风电场：测试35千伏母差保护CT极性，结果应正确，差流应正常。风桥风电场：投入35千伏母差保护。风桥风电场：#2BSVG降压变带负荷测试CT无差流及保护、计量、各回路极性，结果应正确。风桥风电场：投入#2BSVG降压变差动保护。风桥风电场：恢复SVG正常运行，不带负荷。（此步骤由厂家执行）。闻涛站：按正常运行定值恢复110千伏洋闻线保护定值。闻涛站：退出110千伏母联1012开关充电及过流保护，退出跳闸出口压板；按正常运行定值单恢复110千伏母联保护定值（注意相关控制字及软、硬压板的正确投退）。(四)风桥风电场站用变启动风桥风电场：合上35千伏站用变1302开关，对4B1站用变第一次充电，检查充电正常。风桥风电场：断开35千伏站用变1302开关。风桥风电场：合上35千伏站用变1302开关，对4B1站用变第二次充电，检查变低400V电压幅值及相序应正确，与临时施工电源核相应正确。风桥风电场：用保护跳开35千伏站用变1302开关。风桥风电场：合上35千伏站用变1302开关，对4B1站用变第三次充电。（待升压站所有设备启动结束后，再进行常用电源与备用电源切换）(五)风桥风电场接地变启动风桥风电场：合上35千伏接地变1307开关，对#3B接地变第一次充电，检查充电正常。风桥风电场：断开35千伏接地变1307开关。风桥风电场：合上35千伏接地变1307开关，对#3B接地变第二次充电。风桥风电场：用保护跳开35千伏接地变1307开关。风桥风电场：合上35千伏接地变1307开关，对#3B接地变第三次充电。(六)风桥风电场风机集电线路启动第一组风机集电线路充电：风桥风电场：合上35千伏第一组风机集电线路1304开关，对第一组风机集电线路第一次充电。风桥风电场：断开35千伏第一组风机集电线路1304开关。风桥风电场：合上35千伏第一组风机集电线路1304开关，对第一组风机集电线路第二次充电。风桥风电场：用保护跳开35千伏第一组风机集电线路1304开关。风桥风电场：合上35千伏第一组风机集电线路1304开关，对第一组风机集电线路第三次充电。风桥风电场：断开35千伏第一组风机集电线路1304开关。第二组风机集电线路充电风桥风电场：合上35千伏第二组风机集电线路1305开关，对第二组风机集电线路第一次充电。风桥风电场：断开35千伏第二组风机集电线路1305开关。风桥风电场：合上35千伏第二组风机集电线路1305开关，对第二组风机集电线路第二次充电。风桥风电场：用保护跳开35千伏第二组风机集电线路1305开关。风桥风电场：合上35千伏第二组风机集电线路1305开关，对第二组风机集电线路第三次充电。风桥风电场：断开35千伏第二组风机集电线路1305开关。第三组风机集电线路充电风桥风电场：合上35千伏第三组风机集电线路1306开关，对第三组风机集电线路第一次充电。风桥风电场：断开35千伏第三组风机集电线路1306开关。风桥风电场：合上35千伏第三组风机集电线路1306开关，对第三组风机集电线路第二次充电。风桥风电场：用保护跳开35千伏第三组风机集电线路1306开关。风桥风电场：合上35千伏第三组风机集电线路1306开关，对第三组风机集电线路第三次充电。风桥风电场：断开35千伏第三组风机集电线路1306开关。(七)定值恢复风桥风电场：按继保定值单要求恢复#1主变保护定值。九、启动结束后的收尾工作地调下令恢复闻涛站110千伏母线正常运行方式。风桥风电场35千伏风机集电线路开关在带负荷后应补做带负荷测试工作，测试保护正确性。启动工作涉及的所有变电站应检查确认一次设备在规定的运行状态。启动工作涉及的所有变电站应检查确认已按相关继保定值通知单要求正确无误地投、退有关保护定值。投产设备运行24小时后，按有关规定要求移交运行部门管理。结束。十、附件附件1：启动委员会名单附件2：设备参数表附件3：110千伏风桥风电场一次结线图附件4：220千伏闻涛变电站一次结线图附件1、一、启动验收委员会主任：郑世明副主任：蔡延华陈洪军成员：曹传保陈德郑里程徐达艺李海涛邓小康王文靖黄磊施工单位及监理公司相关人员现场指挥：蔡延华现场调度：林桂泉二、验收小组成员组长：蔡延华副组长：陈德陈洪军成员：湛江供电局市场营销部、生产设备管理部、基建部、电力调度控制中心、输电管理所、变电管理所、计量中心、客户服务中心、徐闻供电局、施工单位及监理公司相关人员。附件2：设备参数表附表1、开关间隔参数变电站名称110千伏风桥风电场间隔名称主变高压侧间隔导引线钢芯铝铰线开关开关编号额定电流(A)遮断电流（KA）#1变高1101开关200040刀闸名称额定电流（A）#1变高11011母刀2000#1变高11014变刀2000111PT刀闸2000电流互感器类型变比范围（A）现用变比（A）测量CT无400/1计量CT无400/1保护CT无400/1//填报说明表中的开关、刀闸、电流互感器均指同一开关间隔的设备。请逐项填写，没有的设备请标明“无”，不可有缺项。本表必须盖有填报单位的公章，无公章者无效。本表须于设备投产三个月前报地调。备注填报日期年月日填报单位（公章）填表人：联系电话：审核人：

附表2变压器参数填报表厂站名称风桥风电场变压器编号#（1B）变型号SZ11-50000/110预计投产日期2014年6月制造厂家天威云南变压器股份有限公司额定容量比(MVA)50额定电压变比(kV)1158×1.25%/37kV额定电流(A)251.02/780.20接线组别