35kV站综合改造工程启动方案.

1、一、工程概述 2 二、计戈U启动时间 4 三、调度命名与调度编号 4 四、设备启动范围及主要设备参数 5 五、启动前的准备工作 5 六、操作风险及应对要求 5 七、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态 10 八、 设备启动操作顺序纲要 11 九、启动操作步骤 12 附件错误！未定义书签。 附件1:验收启动委员会名单。 错误！未定义书签。 附件2:新设备调度命名与编号。 错误！未定义书签。 1 * 综合改造工程启动方案 一、工程概述 * 本工程建设单位为* 供电局，设计单位为 ， 监理 单位为*， 施工 单位为 * 。 1、本次为*变电站综合改造工程，本期建设6300kVA主变压 器一台，终期

2、1台。 35kV侧采用单母线接线，终期出线5回，本期一次建成。 10kV侧采用单母线分段接线，终期出线 6回，本期一次建成； 本站设两台站用变，分别接于 35kV母线和10kV母线上。 10kV无功补偿装置采用成套电容器组装置，共2组。容量为 2*1336kVar电容器，本工程一次建成。（待二期改造完成）. 线路部分：35kV*线、35kV*9*线、35kV*线、*线线路由原 T架转到新A架并接入相应开关间隔； #1主变用35kV电缆接到备用开关间隔，待全部新设备送电后， #1主恢复运行。 本期工程安装、调试完毕并经验收、质检验收签证，具备受电条 件。 2、一次设备情况: 1) 35kV断路器

3、采用江苏省如高高压电器有限公司ZW39-40.5型。 2) 35kV电流互感器采用北京电科四维电力技术有限公司LGBJ-35 型。 3) 35kV母线电容式电压互感器采用桂林电力电容器有限责任公司 TYD3353-0.02HF 型。 4) 35kV线路电容式电压互感器采用桂林电力电容器有限责任公司 TYD3353-0.01HF 型。 5) 35kV隔离开关采用江苏如高高压电器有限公司GW4A-40.5DDW。 6) 35kV避雷器采用西安西电避雷器有限责任公司YH5W5-51/134W 7) 10kV高压柜为广东华成电器股份有限公司KY N28A-1理。 8) 35kV#2主变采用特变电工沈阳

4、变压器有限公司的SZ11-6300/35 型。 9) 35kV站用变采用广东广特电器有限公司 SZ11-M-200/35. 10) 10kV站用变采用 海南威特电气集团有限公司 SC11-200/10.5 3、二次设备情况。 1) 35kV主变差动保护采用长园深瑞继保自动化股份有限公司 ISA-387GA微机保护，主变高后备保护采用长园深瑞继保自动化 股份有限公司ISA-388G微机保护，主变低后备保护采用长园深 瑞继保自动化股份有限公司ISA-388G 2) 微机保护，主变非电量保护采用长园深瑞继保自动化股份有限 公司ISA-361G微机保护。 3) 35kV线路保护、测控采用长园深瑞继保自

5、动化股份有限公司 ISA-367G微机保护测控装置。 4) 10kV线路保护、测控采用长园深瑞继保自动化股份有限公司 CSC21儼机保护测控装置。 5) 10kV接地变保护测控采用长园深瑞继保自动化股份有限公司 ISA-381GC型微机保护测控装置。 6) 10kV电容器保护测控采用长园深瑞继保自动化股份有限公司 ISA-359GA型微机保护测控装置。 7) 10kV分段保护测控采用长园深瑞继保自动化股份有限公司 ISA-351G型微机保护测控装置。 8) 低频低压减负荷控制装置采用南京南瑞继保工程技术有限公司 PCS-994-GD型微机保护测控装置。 9) 10kV备自投装置采用长园深瑞继保

6、自动化股份ISA-358GA型微 机保护测控装置。 二、计划启动时间 2013年 月 日 三、调度命名与调度编号 新设备调度命名与编号见附图。 四、设备启动范围及主要设备参数 1 * 变电站： 35kV*线路及开关间隔、 35kV*线路及开关 间隔、35kV*线路及开关间隔、35kV*开关间隔、35kV备用线 开关间隔、 #1站用变间隔。 2 * 变电站： #2主变及两侧开关间隔， 35kV 1M母线及其 附属设备。 3* 变电站： 10kV 1M 2M母线及其附属设备、10kV #1、#2 接地变，#2站用变、 #1、#2电容器开关间隔， F01-F06开关间隔， 10kV分段开关以及分段隔

7、离柜。 3. 上述设备对应的二次保护及自动化系统。 4. 10kV备自投装置。 备注：地调、县调各对其调管范围内设备的启动负责 五、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规范 要求安装完毕，试验数据全部交接验收标准要求，安装设备的出 厂资料、图纸及试验报告齐全，并经质检验收签证，具备投运条 件。 2. 启动范围内场地平整、通道畅通、电缆盖板齐全，临时工棚、脚 手架、接地线已拆除。 3. 确认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 场准确清晰标示并与计算机监控/主控室模拟图相符。 4. 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

8、合要求。保护完成整组传动试验，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，可以真实反应一次电流值。 5. 电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵， 门窗防止小动物进入的措施完善。 6. 站内配备足够的消防设施及绝缘用具，主变消防系统能正常运 行。 7. 设备外壳接地均良好、地网接地电阻试验合格，待启动设备的油 位、气体压力正常。 8. 新投产的所有设备遥信、遥测、远动信息正常传送地调。 9. #2主变本体及各运作系统状态良好，调压开关抽头置3档，电 压35千伏位置。 10. 启动前，安装调试人员把新设备的安装情况向值班人员交

9、底。值 班人员按启动方案要求写好操作票，并在模拟图版上预演一次， 以确保操作正确无误。 11. 启动前一天，核对新设备的继电保护定值及压板投入、退出与保 护定值通知单要求相符，校对无误。 12. 记录避雷器放电记录器的动作底数。 13. 记录电度表底数，并报相应部门备案。 14. 启动当天测试所有待投产设备的绝缘电阻符合投运要求。 15. 启动当天，负责设备操作任务的人员为变电站值班人员，操作第 一监护人为工程建设单位人员，操作第二监护人为变电站值班人 员。 16. 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。操作时由调度进行逐项下令，操作人员

10、接到 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。 17. 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，报告现场指挥。由现场指挥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，则由现场指挥组织 会审，安排进行处理，处理完毕并经验收组检查合格后，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 启动方案不符合的

11、情况，应立即停止启动，报告现场指挥。由现场指 挥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，方案变更后重新填写审核启动操作票。 18. 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。 （2）启动前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

12、员应远离设备。 19. 启动过程测试记录的保存 (1) 启动过程的测试检查记录需经安装单位测试人员、验收组审核 人员签名确认正确，并交启动组备案。 (2) 变电站值班员应将测试检查记录填写在新设备投运测试、检 查交接记录中。 20. 以上各项检查合格后，由各小组负责人向启动委员会汇报， 经启 动委员会批准方可进行启动。 第10页 六、操作风险及应对要求 1、电网运行风险分析 启动阶段 风险分析 控制措施 启动前 启动前系统运行方式选择不当，致使运 行系统与待投运的风险设备未彻底隔 离，造成扩大性事故。 合理选择启动前的运行方式。（按照运行系 统与待投运的风险设备电气隔离的原则选 择。） 启动时

13、 启动过程中一次设备故障时，由于保护 装置异常、回路不完善等原因，未能快 速隔离故障，对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；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。 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、安自设备正常后方可申请继续启动。 设备突发缺陷 运行方式等

14、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后方可申请继 续启动。 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。 2、设备风险分析 七、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态 1、 * 变电站: 1) #1主变及两侧开关在冷备用状态。 2) 原10kV 1M及其附属设备在正常运行状态。 3) 新建35kV 1M及31PT在冷备用状态，31PT刀闸在分闸位置。#1 站用变在冷备用状态，3Z14刀闸在分闸位置。 #2主变及两侧开关在冷备用状态，302、3021、3024在分闸位置，

15、502在试验位置。保护按继保定值通知单要求投入，保护方向退 出，主变高后备过流二段延时t1、低后备过流二段延时t2均改 为0.2秒。 4) 10kV1M 2M及51PT 52PT在冷备用状态，51PT 52PTPT小车在 试验位置。 5) 5D1、5D2开关，5C1、5C2开关，F01 F06开关及线路在冷备用 状态：5D1、5D2 5C1、5C2 F01、F02、F03、F04、F05 F06 开 关小车在试验位置，5D140 5D240 5C140 5C240 F0140 F0240 F0340 F0440 F0540 F0640 在分闸位置。保护按继保定值通 知单要求投入，停用线路重合闸

16、。 6) 10kV备自投退出。 启动前*变电站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置 2、35kV* 水电站 35kV*水电站：327开关在分闸位置。 启动前*水电站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。 3、35kV* 水电站 35kV*水电站：328开关在分闸位置。 启动前*水电站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。 八、设备启动操作顺序纲要 （一）* 变电站：35kV*、35kV*、35kV* 线路及开 关间隔，35kV*、35kV备用线开关间隔，35kV 1M母线及其附 属设备,35kV#1站用变。 （一）* 变电站:#2主变及两侧开关间隔，10kV1M 2M母 线及其附属设备。

17、 （二）*变电站：10kV#1、#2电容器组启动，相关设备带负 荷测试。 （三）* 变电站：iOkV#1、#2 接地变、10kV F01-F06 开关 间隔、10kV #2站用变启动。 九、启动操作步骤 * 变电站： 1. *变电站：合上 2. *变电站：合上 3. *变电站：合上 4. *变电站：合上 5. *变电站：合上 6. *变电站：合上 7. *变电站：合上 （一）、相关变电站相关刀闸操作 35kV*3261、3264 刀闸； 35kV*3271、3274 刀闸； 35kV*3281、3284 刀闸； 35kV*3311、3314 刀闸； 35kV备用线3361、3364刀闸， 35

18、kV31PT刀闸及二次空气开关。 35kV#1站用变3Z14刀闸。 8. *变电站：合上#1主变3021、3024刀闸； 9. *变电站：将#2主变502开关小车推至工作位置。 10. *变电站：将51PT小车推至工作位置。合上母线 PT二次电压空 气开关。 11. *变电站：将52PT小车推至工作位置。合上母线 PT二次电压空 气开关。 12. * 变电站：将 512、5122、5D1、5D2、5Z2、5C1、5C2 F01-F06 小车推至工作位置。 35kV* 站： 1. * 变电站：合上 35kV*3261、3264刀闸； （二）* 变电站：35kV*、35kV*、35kV* 线路及开

19、关 间隔，35kV*、35kV备用线开关间隔，35kV 1M母线及其附属设 备及35kV#1站用变。 1. *站：合上35kV*326开关对线路第一次充电，检查TYD二 次电压正常 2. *站：检查TYD二次电压正常。 3. *站：断开35kV*326开关对线路。 4. *站：合上35kV*326开关对线路第二次充电。 5. *站：合上35kV*326开关对35kV 1M及35kV站用变第一次 充电，检查TYD 31PT二次电压正常并核相正确，检查 326开关 同期正确。检查#1站用变低压侧电压正常、相序正确并与临时 电源核相正确 6. * 站：断开 35kV*326 开关。 7. * 站：断

20、开上 35kV*326 开关。 8. *站：合上35kV*326开关对线路第三次充电。 9. *站：合上35kV*326开关对35kV 1M及35kV站用变第二次 充电。 10. * 站：断开 35kV*326 开关。 11. *站：合上35kV*326开关对35kV 1M及35kV站用变第三次 充电。 12. *站：合上35kV*327开关对线路第一次充电，检查TYD二次 电压正常并与31PT核相正确。 13. *站：合上35kV*327开关对线路第一次充电，检查TYD二次 电压正常并与31PT核相正确。 14. *站：合上35kV*331开关，对35kV*331开关间隔第一次 充电。 15

21、. *站：合上35kV备用线336开关，对35kV备用线336开关间隔 第一次充电。 16. * 站：断开 35kV*327 开关。 17. * 站：断开 35kV*328 开关。 18. * 站：断开 35kV*331 开关。 19. *站：断开35kV备用线336开关。 20. *站：合上35kV*327开关对线路第二次充电。 21. *站：合上35kV*328开关对线路第二次充电。 22. *站：合上35kV*331开关，对35kV*331开关间隔第二次 充电。 23. *站：合上35kV备用线336开关，对35kV备用线336开关间隔 第二次充电。 24. * 站：断开 35kV*32

22、7 开关。 25. * 站：断开 35kV*328 开关。 26. * 站：断开 35kV*331 开关。 27. *站：断开35kV备用线336开关。 28. *站：合上35kV*328开关对线路第三次充电。 29. *站：合上35kV*328开关对线路第三次充电。 30. *站：合上35kV*331开关，对35kV*331开关间隔第三次 充电。 31. *站：合上35kV备用线336开关，对35kV备用线336开关间隔 第三次充电 32. *水电站：合上35kV*327开关，检查电压正常，启动水轮 机组。 33. *水电站：合上35kV*328开关，检查电压正常，启动水轮 机组。 34.

23、*站：测试35kV*、*、*保护、测量、计量回路相量 图，结果确认正确。 35. * 站：断开 35kV*331 开关。 36. *站：断开35kV备用线336开关。 （三）*站#2主变及两侧开关间隔，10kV1M 2M及其附属设备、分 段开关间隔启动 37. *站：合上#2主变302开关对主变第一次充电。记录涌流，测 铁芯电流正常。 38. *站：10分钟后，断开#2主变302开关 39. *站：5分钟后，合上#2主变302开关对主变第二次充电。 40. *站：5分钟后，断开#2主变302开关。 41. *站：合上#2主变302开关对主变第三次充电。 42. *站：合上#2主变502开关对1

24、0kV 2M第一次充电。检查 52PT 二次电压正常并与31PT核相正确。调整#2主变抽头正负一档， 观察10kV 2M电压变化，最后将#2主变抽头调至1档。 43. *站：用差动保护跳开#2主变302、502开关，检查保护动作情 况。 44. *站：合上#2主变302开关对主变第四次充电。 45. *站：合上#2主变502开关对10kV 2M第二次充电 46. *站：合上10kV分段512开关对10kV 1M第一次充电。51PT与 52PT同源核相正确。 47. *站：断开10kV分段512开关。 48. *站：用重瓦斯保护跳开#2主变302、502开关，检查保护动作 情况。 49. *站：合上#2主变302开关对主变第五次充电。 50. *站：合上#2主变502开关对10kV 2M第三次充电 51. *站：合上10kV分段512开关对10kV 1M第二次充电。 52. *站：断开10kV分段512开关。 53. *站：断开10kV分段512开关。 54. *站：合上10kV分段512开关对10kV 1M第三