农业科技大棚一期46MWp光伏电站项目启动投运方案

1、漳浦绿领农业科技大棚（一期）46MWp光伏电站项目启动投运方案批准：周伟审核：俞建理编写：刘国林漳浦中电光伏发电有限公司二一六年三月二十二日、工程概况2二、投运范围2三、投运时间3四、投运的组织与分工3五、新设备投运应具备的条件 5六、投运前的准备及检查工作 5七、投运启动过程的风险分析及控制措施 6八、投运启动过程中的异常、应急处理措施 7九、投运程序71、启动前运行方式 72、110kV赤南线171线路充电（线路冲击送电试验3次）83、110kV母线充电（冲击送电试验 3次） 84、 1号主变及35kVI段母线充电（冲击送电试验5次）9 , 5、35kV1号SVG无功补偿连接变压器充电（充

2、电5次）96、 保护极性检查 97、1 号站用变充电 10& 35 kV A组集电线路充电 109、 35 kV B组集电线路充电 1010、 35 kV C组集电线路充电 1111、 35 kV A组集电线路箱式变压器送电 1112、 35 kV B组集电线路箱式变压器送电 11 13、 35 kV C组集电线路箱式变压器送电 12 14、 逆变器送电 12十、启动结束13十一、附件:14一、工程概况漳浦绿领农业科技大棚光伏电站（以下简称“赤土光伏电站”）是由漳浦 中电光伏发电有限公司投资兴建的一座大型 （高压）光伏并网电站。光伏电站一 期安装容量为46MW 40个容量1.16MW的发电方阵

3、，经箱式变压器升压为 35kV，通过集电线路汇集至110kV升压站，再经一台主变压器升压至 110kV,经 110kV赤南线T接东升变电站、长脚营变电站并网。1、 赤土光伏电站本期设计：1回110kV出线间隔，110kV母线采用单母线 接线方式，1台主变，1台站用变间隔，3条集电线路，1组35kV无功补偿间 隔，35kV系统采单母线接线方式。2、 工程项目建设单位为漳浦中电光伏发电有限公司，施工单位为中国能源 建设集团广东火电工程有限公司，监理单位为上海施耐迪工程建设监理有限责 任公司。3、工程安装已竣工，调试完毕，资料齐备，试验全部合格，并经验收、质 监签证具备投运条件。二、投运范围1、一次

4、部分序号名称投运后带电运行设备1110kV赤南线171线路110kV赤南线171开关及线路PT2110kV母线110kV母线及PT31号主变1号主变咼压侧17A开关、1号主变本体、1号主变低压侧37A手车开关435 kV I段母线间隔35 kV I段母线及PT、1号SVG无功补偿装置、1号接地变、站用变535kV集电线路间隔A集电线路314手车开关、B集电线路315手车开关、C集电线路316手车开关三、投运时间计划投运时间为2016年03月28日，正式投运时间以调度批准的投运时间 为准。四、投运组织与分工1、投运操作调度命令由漳州地调统一下达，赤土光伏电站内设备的操作由 赤土光伏电站当值值班人

5、员根据调度命令进行操作。2、在投运过程中，对一次设备的巡视、监听、监视由赤土光伏电站值班人员及中国能源建设集团广东火电工程有限公司施工、调试人员负责。3、人员组织：（一）启动试运总指挥：周伟（二）工程验收检查组：组长：刘民亮变电验收组长：刘国林成员：吴建平陈怡线路验收组长：黄建国成员：张礼杰张宇斌张锦华陈金发通讯验收组长：俞建理成员：王涛赖志杰陈敏（三）启动试运指挥组组长：俞建理副组长：刘国林成员：陈必勤 魏德平 赵露 宁斌毅漳州电业局调度联系电话： 现场与电力调度联系人：刘国林 操作人：赤土光伏电站当值值班人员 调试负责人：王志松4、人员组织措施：1）投产时工作人员身体健康思维清楚，适合本职

6、工作。2）投运人员必需坚守岗位，不得随意脱岗，如因工作需要暂时离开岗位， 必须向投运现场负责人汇报，得到允许方可离开，返岗后应及时告知投运现场负 责人。3）投运期间应保持投运场地安静，不得大声喧哗。所有投运工作应按照经 审批的方案或调度的安排有步骤地进行。4）投运期间，所有与投产无关的人员必须撤离现场，所有人员要离开将要 带电的设备和系统；未经接发令人许可，不得进行任何操作和检查、检修工作。5）投运期间的一切工作及安全注意事项必须执行电力建设安全工作规程 （变电所和发电厂电气部分） 、电力建设职工安全施工手册 、电业安全工作 规定（变电所和发电厂电气部分） 的有关规定。现场操作人员应按接发令人

7、的 操作指令进行操作，操作前应先重复操作指令，待核实后，在监护人监护下进行 操作，操作完毕后报告接发令人。6）投运期间各类问题的处理、测量相序、相位、电压等都必须得到接发令 人同意才能进行，并应详细记录、告知情况。五、新设备投运应具备的条件1、启动受电范围内的一、二次电气设备已按设计要求建成，安装调试工作已结束，经验收合格，具备投运条件，并征得启委会批准可以启动送电2、现站设备的名称、编号、图板等运行准备工作就绪，启动送电范围内的 设备参数均已上报地调 OMS 系统。3、启动受电范围内的一、二次设备均为冷备用状态，设备上接地刀闸均已 断开，且无任何接地、短接线。4、启动送电前应确认各相关开关间

8、隔的保护定值已按下达的新保护定值执 行。5、110KV赤南线171开关、1号主变110KV侧17A开关刀闸辅助接点及 CT 二次回路接入 110KV 母差保护正确。6、35KV母线所属间隔开关刀闸辅助接点及 CT二次回路接入35KV母差保 护正确。7、已对 1 号主变有载调压分接开关档位均进行远方调档试验并正常，并确 认 1 号主变有载调压分接开关档位变换操作时极限位置电气闭锁均可靠。8、35KV 组集电线 314开关、 35KV B 组集电线 315开关、 35KV C 组集电 线 316 开关及出线电缆已处冷备用，经验收合格，具备送电条件。9、1 号接地变 311 开关、 1 号站变 31

9、2开关、 35KV A 组集电线 314开关、 35KV B 组集电线 315 开关、 35KV C 组集电线 316 开关已升流、升压整租传动 试验正确。10、110KV 赤南线 171线路光纤保护通道测试正常，光纤差动保护测试正 确。11、有关投运设备外观整洁，一次回路连接牢固，绝缘合格，外壳已可靠 接地。12、投运范围内的仪表、仪器已校验合格。13、现场各点通讯联系应快捷、方便、可靠。14、无关人员已撤离送电区域。六、投运前的准备及检查工作1 、新装设备经相关人员验收合格2、一次回路PT保险齐备，容量符合设计要求。3、准备好工具、仪器、仪表、绝缘鞋、绝缘手套。4、投运范围内的仪表指示正确

10、。5、投运操作以前安全措施全部拆除。6、现场检查110kV赤南线171开关，1711、1713、1714刀闸确已断开， 1716 甲、 1716乙、 1716丙、 1 7 1 46接地刀闸确已断开。7、110kV母线PT17M5刀闸确已断开，17M56、17M16接地刀闸确已断开。&现场检查1号主变高压侧17A开关,17A1刀闸确已断开，17A6甲、17A6 乙、 17A6 丙接地刀闸确已断开，中性点 17A8 接地刀闸确已断开。9、现场检查1号主变低压侧37A手车开关确已在试验位置。10、1 号站用变高压侧 312手车开关确已在试验位置， 3126接地刀闸确已 断开。11、1 号 SVG 3

11、13手车开关确已在试验位置， 3136乙接地刀闸确已断开。12、1 号 SVG 变压器高压侧高压侧 3133刀闸、 3136甲接地刀闸确已断开， 低压侧 97A 开关、 97A1 刀闸确已断开。13、35kV I段母线PT3014手车确已在试验位置。14、1 号接地变 311 手车开关确已在试验位置， 3116接地刀闸确已断开。15、A组集电线路314手车开关确已在试验位置，3146接地刀闸确已断开。16、B组集电线路315手车开关确已在试验位置，3156接地刀闸确已断开。17、C组集电线路316手车开关确已在试验位置，3166接地刀闸确已断开。七、投运启动过程的风险分析及控制措施1、带接地线

12、送电，发生恶性电气误操作事故。预控措施：（1 ）投运前由投运接令人下令给操作人员对所有投运设备的接地开关、现 场接地线进行一次检查清理，确保线路及站内设备处在冷备用状态；（2）投运接令人向调度员提出投运申请后，当值调度员核对调度员工作站 主接线图主、副屏显示器显示遥信正确，所有接地开关、隔离开关拉开，设备 处在冷备用状态。2、投运时保护装置误动；预控措施：投运前现场再次对照正式定值单要求设置保护，并按要求投入相关保护压 板，执行后并打印与定值单核对一致。3、线路冲击时， 110kV 母差保护误动。预控措施：带负荷后进行保护极性和六角图检测，正确后方可投入。4、电流回路开路，电压回路短路。预控措

13、施：（1）投运前现场组织二次及调试人员检查所有接线端子，对所有接线端子 再紧一次，对电流及电压回路再检查一次， 以防止电流回路开路 , 电压回路短路。（2）投运带负荷对电流及电压回路检查时，所有电流回路包括备用电流回路均要进行检查，以防止备用 CT开路。5、误入带电间隔。（1）操作前严格进行三交待：交待操作任务，指明操作地点和安全注意事 项。（2）操作人在前，监护人在后到达操作现场。（3）确认操作对象的设备名称、双重编号与操作票相符。（ 4）在相邻带电设备悬挂“运行中”红布，装设“止步、高压危险”标示牌。（5）设专人监护随时纠正违规动作。八、投运启动过程中的异常、应急处理措施1 、投运过程中，

14、如新设备发生异常或事故，由启动试运组组长负责协调 处理，同时汇报值班调度员，涉及运行设备和电网的应立即隔离与系统连接， 由调度员处置。新设备投运启动工作是否暂停或终止，由启动验收委员会决定 或值班调度员根据电网情况决定。2、新设备投运过程中，如因电网事故等特殊情况，调度机构值班调度员有 权推迟、暂停新设备投运，并及时将原因通知新设备投运接令人。在电网具备 条件后，调度机构应通知新设备投运接令人，继续开展新设备投运工作。3、投运过程中，发生危及人身、设备的事故时，可按现场运行规程或预案 进行处理，并及时汇报值班调度员。九、投运程序（ 一 ） 、 核对所有保护定值，并打印定值清单存档。1 启动前运

15、行方式：1.1 110kV 东升变电站、长脚营变电站侧线路处冷备用状态；1.2 110kV 赤南线 171 开关及线路处冷备状态。1.2 110kV母线及PT处于冷备状态。1.3 1号主变及高压侧17A开关、低压37A开关处冷备用状态；1.4 35kV I段母线及PT处冷备用状态；1.5 A 组集电线路 314手车开关确已在试验位置；1.6 B 组集电线路 315 手车开关确已在试验位置；1.7 C 组集电线路 316 手车开关确已在试验位置；1.8 1 号接地变 311 手车开关确已在试验位置1.9 1 号站用变高压侧 3 1 2手车开关确已在试验位置；1.10 1号SVG无功补偿313手车

16、开关确已在试验位置；1号SVG变压器均处 于冷备用状态。2 110kV赤南线171开关间隔、110kV母线及PT/避雷器全电压冲击（3次）及 核相2.1 根据地调指令完成以下操作：2.1.1 110kV 母线转热备用；2.1.2投入110k V赤南线171线路保护（重合闸出口压板暂不投入）；2.1.3查110kV赤南线171线路光纤差动保护投信号；2.1.4 110kV 赤南线 171 线路转运行（等待充电）；2.1.5 投入110kV母线母差保护（跳110kV赤南线171开关及1号主变110kV 侧17A开关出口压板均投入）；2.1.6投入35kVI段母线母差保护（跳各开关压板均投入）。2.

17、2 根据地调指令，首次全压冲电由长脚营变对 110kV 赤南线 171 开关间隔、110kV母线及PT/避雷器全电压冲击一次，持续受电时间不少于5分钟。2.3 受电期间承包方完成：2.3.1 110kV赤南线171线路PT二次侧电压测量正常；2.3.2 110kV母线PT二次侧电压测量正常，相序校核为正序；2.3.3 首次冲电正常后，汇报地调。2.4 根据地调指令，长脚营变再对 110kV 赤南线 171 开关间隔、 110kV 母线及 PT/避雷器全电压冲击二次，每次持续受电时间不少于 5分钟。每次间隔不少于 5 分钟。2.5冲电正常后，根据调度指令，110kV赤南线171开关转热备用。3

18、1 号主变压冲击及核相、相关保护向量测试（冲击送电试验 5 次）3.1 根据地调指令完成以下操作：3.1.1 投入 1 号主变正常运行时的保护（重瓦斯保护投跳闸位置） ；3.1.2合上1号主变高压侧中性点17A8接地刀闸；3.1.3 1号主变高压侧17A开关转运行（等待充电）；3.1.4 1号主变低压侧37A开关转冷备用；3.1.5 35kV I 段母线转热备用；3.1.6 1 号主变有载调压分接开关档位暂置中间档。3.1.7 35kV1号SVG313开关（低压侧97A开关保留冷备用）、35kV1号接地变311 开关、35kV1号站用变312开关转运行（等待充电，低压侧开关保留冷备用，保 护正

19、常投入）3.2第一次冲击：110kV赤南线171开关转充电运行，全电压对1号主变及1号 主变高压侧17A开关冲击一次，持续受电时间不少于 10分钟，正常后110kV赤 南线171开关保留运行，1号主变高压侧17A开关转热备用。3.3 第二、三、四次冲击：1号主变高压侧17A开关转充电运行，全电压对1 号主变冲击三次，每次持续受电时间不少于 5 分钟，每次间隔时间不少于 5 分 钟；正常后，1号主变高压侧17A开关转热备用，汇报地调。3.4 根据地调指令：第五次带上 35kV I 段母线冲击：3.4.1 1号主变低压侧37A开关由热备用转运行（待充电）；3.4.2 1号主变高压17A开关由热备用

20、转运行对1号主变、35kV I段母线、1号 站用变、1号接地变、1号SVG充电。3.5 第五次冲击后由承包方完成以下工作，并做好各项记录：3.5.1在35kV I段母线PT二次侧进行电压测量正常，相序校核为正序。3.5.2 110kV母线PT二次侧与35kV I段母线PT二次侧核相为同相。3.5.3 1 号主变有载调压分接开关进行远方电气控制操作几个分接档位的变换操 作，各项指示正确、三相切换电压变化范围和规律与出厂数据比较无明显差别（调压过程中注意监视35kV母线电压，防止35kV母线电压过高），正常后将1 号主变有载调压分接开关调至合适的档位。3.5.4由运行值班人员解除1号主变差动保护、

21、110kV母线母差保护、35kV母 线母差保护，1号SVG变压器转运行。3.5.5以1号SVG为负荷进行1号主变差动保护及高/低备保护、录波、测控回 路等向量测试，正确后投入 1 号主变差动保护。3.5.6 110kV母线母差保护向量测试，正确后由运行人员投入110KV母线母差保护。3.5.7 35kV母线母差保护向量测试，正确后由运行人员投入35KV母线母差保护。3.5.8 110kV 赤南线 171 线路保护、计量、测控回路测试并正确。3.5.9 110 kV 赤南线 171 线路光钎差动保护复测正常。3.6 待长脚营变、东升变测光钎差动保护复测正常后，根据地调指令：投入 110 kV 赤

22、南线 171 线路光钎差动保护（两侧） ； 1 号主变及 110 kV 赤南线 171 开关 转热备用。3.7 根据调度指令： 110 kV 赤南线 171开关及 1号主变转运行。3.8 得地调通知赤土光伏电站 110 kV 赤南线 171 开关及线路， 110 kV 母线、 1 号主变， 35 kVI 段母线启动送电完毕，开始进入 24 小时试运行。3.9 110kV 赤南线 171线路及 1号主变 24小时试运行正常后，汇报地调，得地 调令：投入110k V赤南线171线路重合闸保护出口压板。3.10 经地调同意后 1 号站用变通过 3 1 2开关第三冲击正常后，运行人员配合承 包方完成4

23、00V厂用电BZT切换试验。3.11 经地调同意后 1 号接地变通过 311开关进行二次冲击正常后，投入运行。4向省调、地调汇报35kV A组集电线路、B09-14箱变、逆变器及光伏组件具备 启动条件，申请35kV A组集电线路B09-14箱变冲击及核相、相关保护向量测 试，并得省调、地调同意。4.1 35kV A 组集电线路电缆充电三次4.1.1 检查35kVA组集电线路上所有箱变均在冷备用状态（箱变高压侧12刀闸 1 1刀闸断开）；4.1.2 投入35kV A组集电线路所有保护及相应的出口压板；4.1.3 35kVA 组集电线路 314手车开关由试验位置推至工作位置；4.1.4 合上35k

24、V A组集电线路314手车开关，第一次全压对 A组集电线路高 压电缆进行充电；4.1.5 检查35kV A组集电线路高压电缆充电，正常；4.1.6 断开35kV A组集电线路314手车开关；4.1.7 合上35kV A组集电线路314手车开关，连续全压对 A组集电线路电缆 进行充电 2 次，每次间隔 5 分钟；4.1.8 断开35kV A组集电线路314手车开关。4.2 35 kV A 组集电线路B09-B14箱式变压器充电三次4.2.1 合上35kV A组集电线路B09-B14箱式变压器高压侧11刀闸；4.2.2 投入B09-14箱变所有保护及相应的出口压板；4.2.3 合上35kV A组集

25、电线路314手车开关。第一次全压对 B09-B14箱变充电，运行时间为 5 分钟；424 检查35kV A组集电线路B09-B14箱变无异常，停止运行5分钟；425 共对B09-B14箱变进行2次充电试验，每次间隔时间5分钟；4.2.6 35kV A 组集电线路 3 1 4手车开关在运行状态；427 第三次，通过断合B09-B14箱变本体高压侧刀闸，全压 B09-B14箱变充 电；428 检查35kV A组集电线路B09-B14箱变无异常，合上 B09-B14箱变低压侧 开关；4.3 逆变器送电（以A集电线路B09箱式变压器、B09逆变房、汇流箱为例， 其余与此相同）向地调申请解除35kVI段母线母差保护，调度同意后执行。4.3.1 35kVA集电线路B09箱式变压器带电运行正常后，按顺序先将对应的14个汇流箱投入；4.3.2合上B09号逆变房1号逆变器柜直流输入开关1;4.3.3合上B09号逆变房1号逆变器直流侧空开1-8HZKK4.3.4 合上 1 号逆变器交流侧 201 开关；4.3.5 检查 1 号逆变器逆变模块通讯状态，检查 1 号逆变器直流电压，检查汇 流箱、 1 号逆变器是