常德华网升压站受电方案

1、西晃山风电场110KV升压站工程升压站及首批风机受电、并网技术措施和方案编制单位：湖南华网电力建设有限责任公司西晃山风电场110KV升压站工程项目部编制日期：2015年10月16日批 准： 年 月 日审 核： 年 月 日编 写： 王 伟 2015 年10月16日目录一、编制目的、说明与试验目标1二、编制依据1三、安全措施1四、投入设备1五、主要电气设备参数1六、试验分工2七、总启动试验前应具备的条件2八、试验前的准备工作3九、实验前的检查工作3十、总启动电气试验的方法、步骤6十一、安全注意事项10一、编制目的、说明与试验目标1.1编写目的：为了顺利完成总启动电气试验所规定的项目，特制订本方案。

2、1.2试验目标：检查带电系统电气设备安装质量、调试结果是否正确，相关电气设备性能是是否符合设计要求。1.2.1明确试验目的，完成总启动所必须的常规项目。1.2.2严格试验标准，为业主留下第一手资料。1.2.3加强前期准备，明确分工，责任到人。1.3本方案适用于西晃山风电场工程启动带电运行。二、编制依据2.1电力安全工作规程 发电厂和变电所电气部分2.2电力建设施工与验收技术规范 （电气部分）2.3电力装置安装工程电力设备交接试验标准GB501502.4电气继电器2.5电气指示仪表检查规程2.6继电保护和电网安全自动装置检验条例2.7继电保护装置通用技术规程GB/T 14285-20062.8微

3、机线路保护装置通用技术条件 GB/T15145-942.9CMP-01.02施工就业指导文件编写和管理程序 （中南勘测设计研究所质量管理体系文件）2.10发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程2.11变电工程启动调试工作规定2.12变电工程调整试运质量检验及评定标准2.13厂家提供的技术资料集设计单位提供的相关设计图纸三、安全措施3.1、严格执行一人操作，一人监护。3.2、操作人员必须戴绝缘手套和穿高压绝缘靴，或站在绝缘台上操作。3.3、两个或两个以上工种联合作业时，必须指定专人统一指挥。严禁在他人停电作业的线路上或设备上擅自进行工作，需要时应另行办理停（送）电工作票。四、投入设备见设计工程一次

4、系统图。五、主要电气设备参数5.1风力发电机组（分5组、25台）型号：XE96-2000型（XE105-2000型） 额定功率：2000KW（1600KW）额定电压：0.69KV 5.2 主变压器型号;SFZ-100000/110 额定容量：100000KVA高压侧额定电压：115±8×1.25%/35KV 高压侧额定电流：502A低压侧额定电压：35KV 低压侧额定电流：1650A频率：50HZ 相数：3接线组别：YNd11 冷却方式：ONAN/ONAF5.3 110KV GIS封闭式组合电器型号：ZF28A-145 额定电压：145KV额定电流：2500A 热稳定电流：

5、40KA 额定开断电流：40KA 极限通过电流峰值：100KA5.4 35KV 开关柜型号：KYN61-40.5 额定电压：40.5KV额定电流（电源进线）：2000A 额定电流（馈线）：630KA额定电流（无功补偿）：250A极限通过电力峰值：80KA 热稳定电流：31.5KA额定开断电流：31.5KA5.5 400V 开关柜型号：GGD 额定电流：630A额定电压：0.4KV5.6 SVG无功补偿装置型号：S11-10000/35 并补补偿容量：10MVar额定电压：35KV 额定容量：10000KVA5.7站用兼接地变压器型号：DKSC-1700/36.75-400/0.4 额定电压：3

6、6.75±2×2.5%/0.4KV接线组别：ZNyn115.8箱式变压器型号：ZGS-2350/35（ZGS-1600/35） 额定容量：2350KVA （1600KVA ） 联结组别：Dyn11 相数：3 频率：50HZ高压侧额定电压：（36750±2×2.5%） 低压侧额定电压：690V 高压侧额定电流：37.0A 低压侧额定电流：2055.7V六、试验的分工6.1 本试验由大唐华银芷江新能源开发有限责任公司西晃山工程部（以下简称大唐）、北京中唐电工程咨询有限公司西晃山风电场工程监理部（以下简称北京监理）、湖南火安公司西晃山项目部（以下简称湖南火安）

7、、湘电风能建设有限公司西晃山项目部（以下简称湘电风能）、常德华网电力建设有限公司（以下简称常德华网）和相关设备厂家共同完成，共同进行试验前的设备检查、准备事宜及试验工作。6.2 常德华网负责试验的组织工作，负责试验前后的设备检查，负责升压站及集电线路试验所需仪器仪表准备，试验接线及试验过程中二次设备的操作，并完成数据整理等任务。6.3大唐工程部负责调度联系试验期间的运行方式及并网前后的操作，并安排有关人员完成所分配的设备监护、操作等工作。6.4 北京监理负责对该试验安全、质量监检。6.5 湘电风能负责风力发电机的调试并网工作。七、总启动试验前应具备的条件7.1 西晃山风电场工程电气部分的一次、

8、二次设备已经安装调试完毕，符合设计及启动规程的要求，并通过验收。7.2 设备安装、调试的技术资料齐全（风力发电机部分由湘电风能提供、集电线路及升压站部分由常德华网提供），已经验收合格。7.3 有关试验场所卫生状况良好，道路畅通，照明充足，通讯方便且备有足够的消防器材。7.4 所有电气设备编号齐全、正确，带电部分标志无误。7.5 试验用的仪器仪表，记录表格等准备就绪，试验期间的送电方式、带电方案得到批准。7.6 试验人员应熟悉本方案，做到分工明确，责任到位。7.7 组织机构西晃山风电场工程启动委员会主任：业主（大唐华银芷江新能源开发有限公司） 副主任：北京监理人员成员：湖南火安人员、湘电风能人员

9、、常德华网人员。启动试验人员组：当值运行人员、北京监理人员、厂家人员、湘电风能人员、常德华网人员。启动检修维护人员组：当值运行人员、厂家人员、湘电风能人员、常德华网人员。八、试验前的准备工作8.1 在机组主控室准备一套电气系统图和主接线图，一份保护定值单（由大唐工程部准备），以便查阅。8.2 测试通讯系统，保障通讯畅通。8.3 相关试验人员组织到场进行技术交底（各单位完成，监理参加）。8.4 相关带电试运行设备应进行绝缘检查。8.5 相关带电试运行设备的保护装置都应按下达的保护定值单进行整定，应该退出的保护压板处于退出位置。8.6 相关带电试验项目记录表格已准备好（风力发电机组部分由湘电风能负

10、责、集电线路及升压站部分由常德负责）。九、试验前的检查工作9.1 110KV系统检查9.1.1 对110KV GIS主变间隔的断路器，进线联动、联锁操作、动作状态及信号应正确可靠。9.1.2 检查110KV 线路及母线保护按调度下达的保护定值单进行整定。9.1.3 检查110KV GIS主变间隔的510断路器断开位置；检查110KV GIS5101 隔离开关断开位置；9.1.4 检查110KV GIS 5×14 PT隔离开关断开位置； 9.1.5 检查110KV GIS 5×24 PT隔离开关断开位置；9.1.6 检查110KV GIS 5×14-1接地刀闸断开位

11、置；检查110KV GIS 5×24-1接地刀闸断开位置；检查110KV GIS 5101-1接地刀闸断开位置；检查110KV GIS 5101-3接地刀闸断开位置；9.1.7工作负责人：蔡兴平9.2 主变系统检查9.2.1 检查主变周围无杂物，接地状况良好，有载调压装置能可靠升降，分接头档位放在9b档。9.2.2 带电前对变压器本体及气体继电器应进行排气。9.2.3 主变压器温度计指示正常，冷却风机能正常投运。9.2.4 主变压器高压侧中性点5×16隔离开关能正常投运，并按调度运行方式进行闭合。9.2.5 检查主变压器CT的二次接线正确，CT二次回路无开路现象且绝缘合格。

12、9.2.6 主变压器处配备足够的消防设施并能投入使用。9.2.7 检查主变保护按调度下达的保护定值单进行整定。9.2.8工作负责人：李兰友9.3 35KV系统检查 9.3.1 检查35KV母线PT的二次接线正确，PT二次回路无短路现象且绝缘合格。9.3.2 检查35KV 进出线间隔CT的二次接线正确，CT二次回路无开路现象且绝缘合格。9.3.3 检查35KV母线绝缘，绝缘值不低于500M；集电线路间隔高压电缆绝缘；集电线路相序正确，SVG装置电抗器、电容器、连接电缆、隔离开关绝缘符合要求。9.3.4 检查35KV系统进出线间隔保护按保护定值单进行整定。9.3.5 在35KV配电室配备足够的消防

13、设施并能投入使用。9.3.6 检查35KV 母线PT（4×14）在断开位置；检查35KV进线断路器（410）在断开位置；检查35KV站用断路器（424）在断开位置；检查35KVSVG支路断路器（402）在断开位置；检查35KVFC支路断路器（404）在断开位置；检查35KV#1进线断路器（406）在断开位置；检查35KV#2进线断路器（408）在断开位置；检查35KV#3进线断路器（412）在断开位置；检查35KV#4进线断路器（414）在断开位置；检查35KV#5进线断路器（416）在断开位置；检查35KV#6进线断路器（418）在断开位置；检查35KV#7进线断路器（422）在断

14、开位置；9.3.7工作负责人：兰品贤9.4 站用兼接地变压器系统检查9.4.1 检查站用兼接地变压器周围无杂物，接地状况良好，确认分接头放在正确档位。9.4.2 变压器温度计指示正常，冷却风机能正常投运。9.4.3 检查站用兼接地变压器绝缘应合格。9.4.4 检查变压器CT的二次接线正确，CT二次回路无开路现象且绝缘合格。9.4.5 变压器处配备足够的消防设施并能投入使用。9.4.6 检查站用兼接地变压器保护按保护定值单进行整定。9.4.7工作负责人：李兰友9.5 站用400V系统检查9.5.1 检查所用400V进线断路器处于断开试验位置，所用400V 系统采用临时施工电源供电（现场核对临时施

15、工接入电源间隔），待站用兼接地变压器冲击带电正常后，再断开临时电源，用正式电源对厂用400V系统供电。9.5.2 检查所用400V母线PT的二次接线正确，PT二次回路无短路现象且绝缘合格。9.5.3 检查所用400V进出线间隔 CT的二次接线正确，CT二次回路无开路现象且绝缘合格。9.5.4检查所用400V进线间隔保护按保护定值单进行整定。9.5.5 检查在所用400V配电室配备足够的消防设施并能投入使用。9.5.6工作负责人：李兰友9.6 SVG装置检查9.6.1 检查室外电抗器、电容器、阀组室、监控室内无杂物，接地良好；控制、保护盘柜接线正确，装置正常，符合运行要求。9.6.2 电抗器、电

16、容器、连接电缆、阀组绝缘合格。9.6.3 断路器、隔离开关断开，接地刀合位；9.6.4 装置试验项目完成，验收合格。9.6.5 消防器材、照明、通风满足运行要求。9.6.6工作负责人：李兰友9.7 风机机箱式变压器室检查（具体见湘电风能方案）9.7.1 检查风电机组用箱式变压器周围无杂物，接地状况良好，温度计指示正常。确认分接头在正确位置，安装试验项目完成，验收合格。9.7.2 检查箱式变压器绝缘应合格；高低压室内无杂物，低压配电设备、断路器试验正常，电压回路无短路、电流回路无开路，变压器符合运行要求。9.7.3 检查电缆绝缘应合格，并已可靠连接，相序正确。9.7.4 检查#22风电机箱式变压

17、器室内断路器负荷开关、#24风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#25风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#26风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#1风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#28风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#20风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#19风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#18风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#17风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#16风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#23风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#14风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#13风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#12风电机箱式变压器室内断路器负

18、荷开关、#11风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#10风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#21风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#8风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#7风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#6风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#5风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#4风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#3风电机箱式变压器室内断路器负荷开关、#2风电机箱式变压器室内断路器负荷开关断开位置（集电线路受电完毕后再逐台送电到风力发电机的660V主电源断路器及控制柜的自用400V电源开关，待风力发电机带电操作时再按带电步骤合上）。9.7.5检查箱式变压器室内所有电气设备接

19、线正确绝缘应合格，CT二次回路无开路现象；检查箱式变压器压力释放开关压板已卸下。9.7.6 检查箱式变压器高压室机电缆室已关闭上锁。9.7.7 箱式变压器室配备足够的消防设施并能投入使用。9.7.8工作负责人：郑治刚9.8 风力发电机检查（具体见湘电风能方案）9.8.1 检查风力发电机相关安装调试工作已结束并通过验收，风力发电机能正常投运。9.8.2 检查风力发电机与主控室通信正常，厂内主控室监控系统级风机风域风力发电机相关电气设备的位置信号机模拟量信号正确；风机监控与站内监控装置通信正常。9.8.3 检查风力发电机处安全消防设施能正常投入使用。9.8.4 检查风力发电机控制柜电源处于断开状态

20、（待风力发电机箱式变压器冲击带电后，再按带电步骤进行相关电源开关的投送）。十、总启动电气试验的方法、步骤 10.1 总启动电气试验流程示意框图：10.2 110KV母线受电10.2.1 再次确认110KV系统所有断路器、隔离开关再断开位置，PT退出位。10.2.2 给上母线保护、断路器操作电源以及相关保护控制和监控、通信设备的电源；隔离开关与断路器闭锁正确。10.2.3 检查线路光纤保护装置光纤通道正常，发信正确。10.2.4 按调度命令投入110KV线路间隔保护和退出110KV母线保护。10.2.5 按调度命令断开110KV GIS的接地刀闸。10.2.6 完成以上操作向电网调度报告。10.

21、2.7 依据电网调度命令，在公坪变电站110KV西公线线路断路器由冷备用改 为热备用，再合上110KV西公线线路断路器。此时110KV GIS母线第一次冲电（对110KV GIS母线进行3次冲电），第一次冲电时间为5分钟，以后每次5分钟，其间间隔5分钟；冲电成功后，在冲电过程中，注意监听带电设备有无异常声响，检查保护装置运行是否正常，有无保护动作情况，有无报警发生，检查电流回路是否正常，（如出现异常情况应立即停止试验，待查清楚原因后再进行下一步试验）10.2.8冲电时间到后，向电网调度报告，要求断开110KV西公线线路断路器，GIS母线停电，间隔5分钟，向电网调度报告，要求合上110KV西公线

22、线路断路器，对110KV GIS母线进行第二次冲电，冲电成功后，在冲电过程中，注意监听带电设备有无异常声响，各部位运行是否正常，电压回路、电流回路是否正常，检查保护装置运行是否正常，有无保护动作情况，有无报警发生。10.2.9第二次冲电时间到后，向电网调度报告，要求断开110KV西公线线路断路器，110KV GIS母线停电，隔5分钟，向调度报告，要求合上110KV西公线线路断路器，对110KV GIS母线进行第三次冲电，冲电时间到后，不再跳开110KV西公线线路断路器，母线正常带电并向电网调度报告且投入母线保护。10.2.10合上110KV GIS PT间隔5×24隔离开关，此时5&

23、#215;24 PT间隔带电，正常后，给上PT二次开关，测量母线PT二次电压是否正常，相序是否与系统一致。再合上110KV GIS PT间隔5×14隔离开关，此时5×14 PT间隔带电，正常后，给上PT二次开关，测量母线PT二次电压是否正常，相序是否与系统一致。10.2.11工作负责人：蔡兴平10.3 主变压器冲击合闸试验10.3.1再次确认主变分接位置与调度安排一致。10.3.2给上510断路器、主变保护装置及相关保护装置电源。10.3.3按电网调度命令投入和退出主变相关保护项。10.3.4按电网调度命令合上主变中性点接地刀闸。10.3.5再次检查主变压器及附属设施完好，

24、并向电网调度报告。10.3.6按电网调度命令合上主变高压侧110KV 间隔的隔离开关5101。10.3.7暂时停用主变冷却系统。10.3.8按电网调度命令合上主变高压侧110KV断路器510，对主变压器进行第一次冲击合闸试验，（共进行5次冲击合闸试验，第一次冲击合闸为5分钟，以后每次冲合5分钟，其间间隔5分钟），用录波设备录取主变压器的励磁涌流及空载电流。现场派专业技术人员检查主变压力释放阀是否动作，套管有无放电现象，主变压器外部、内部有无不正常杂音，油温有无不正常升高。各保护装置是否运行正常，有无保护动作和报警信号，测量回路电流、电压是否正常（如若有异常情况，立即停止试验）并将结果向电网调度

25、报告。10. 3. 9 第一次冲合时间到后，向电网调度报告，要求断开主变高压侧110kV断路器510，主变停电。5分钟后，向电网调度报告，要求再次合上主变高压侧110kV断路器510并将结果向电网调度报告，对主变进行第二次冲击试验，检查变压器有无异常情况。10. 3. 10 第二次冲击完成后，向电网调度报告，要求断开主变高压侧110kV断路器510，5分钟后，向电网调度报告，要求合上主变高压侧110kV断路器510并将结果向电网调度报告，对变压器进行第三次冲击合闸，第三次合后投上主变冷却系统，检查变压器有无异常情况。10.3.11 第三次冲合时间到后，向电网调度报告，要求断开主变高压110KV

26、断路器510并将结果向电网调度报告：5分钟后，向电网调度报告，要求再次合上主变高压侧110KV断路器510，对主变进行第四次冲击试验，检查变压器有无异常情况。10.3.12 第四次冲击完成后，向电网调度报告，要求断开主变高压侧110kV 断路器510并将结果向电网调度报告：5分钟后，向电网调度报告，要求再次合上主变高压侧110KV断路器510，对主变进行第五次冲击试验，正常后不再断开主变高压侧110KV断路器510，主变正常带电并将结果向调度报告。9.3.13工作负责人：李兰友9. 4 35kV母线受电。9.4.1 再次确认35kV母线封闭完整，母线绝缘电阻合格，35kV母线各断路器在试验位置

27、，接地刀在合位。母线PT隔离手车开关4X14在合位，工作人员撤到安全区域。9.4.2给上35kV母线主变低压侧断路器410的操作、控制、保护电源。9.4.3合上35kV主变低压侧断路器410，此时35kV母线受电，检查母线带电是否正常，有无异常声响，如若异常，立即停止受电。9.4.4给上PT二次侧开关，检查35kV母线电压是否正常，检查相序是否正确，并与110kV母线电压进行核相。投入母线保护，检查母线保护电压、电流回路应正常。至此，35kV母线送电完毕。9.4.5工作负责人：兰品贤10. 5 站用兼接地变压器冲击合闸试验。 10.5.1 再次确认厂用400V进线D101断路器处于断开位置，正

28、式电缆连接正确可靠，35KV424开关柜、电缆、接地应完好，站用兼接地变压器绝缘合格，冷却风机正常。 10.5.2给上站用兼接地变压器高压侧断路器424的控制及保护电源，综合保护装置正常，回路显示正常。 10.5.3 将站用兼接地变压器高压侧断路器424至冷备用位置。10.5.4 将站用兼接地变压器高压侧断路器424摇至工作位置，工作人员撤至安全区域。10.5.5 合上站用兼接地变压器高压侧断路器424，对站用兼接地变压器进行第一次冲击合闸试验(进行3次冲击合闸试验，第一次冲击时间15分钟，以后每次5分钟，间隔5分钟)冲击期间，在保护装置上查看冲击电流，监视变压器有无异常，如若异常，立即停止冲

29、击试验。10.5.6 第一次冲击时间到后，断开站用兼接地变压器高压侧断路器424，间隔5分钟后，合上站用变压器高压侧断路器424，对变压器进行第二次冲击合闸试验，5分钟后，断开站用兼接地变压器高压侧断路器424，变压器第二次合闸完成。同样方法对站用兼接地变压器进行3次冲击试验。10.5.7在第3次冲击合闸后，不再断开站用兼接地变压器高压侧断路器424，至此站用兼接地变压器冲击合闸试验完成。10.5.8工作负责人：李兰友10.6 站用0.4KV母线受电。10.6.1 断开接于400V母线临时施工及其他电源开关。10.6.2 将0.4KV母线进线开关摇至工作位置，工作人员撤至安全区域。10.6.3

30、 合上0.4KV母线进线开关，此时，0.4KV母线带电，检查带电设备是否正常，如若有异常，立即停止受电。10.6.4 合上0.4kV母线PT，给上PT二次保险，检查母线二次电压是否正常，其相序是否正确，并对0.4KV母线与35KV母线进行核相检查。10.6.5工作负责人：李兰友10. 7箱式变压器冲击合闸试验。10.7.1 再次确认五组风力发电机组所经箱式变电站，每台箱式变电站中的变压器的高压侧熔断器合上且负荷开关在断开位置、油位正常、压力释放开关压板卸下、高低压室门完好且无杂物。每台箱式变电站690v低压断路器在断开位置，屏柜上操作保险无问题，箱变外壳及内部配电装置完好，高压室电插锁门完好，

31、接地完好。确认35kV母线五组风力发电机组开关柜断路器406、408、412，集电线路电缆、箱变、箱变高低压母线绝缘合格，相序正确，低压断路器操作回路正常。 注意:将风力发电机组箱式变电站至风机的主断路器开关断开此处挂牌“严禁操作”标识牌。10.7.2 相继给上35KV1号集电线路开关柜406、2号集电线路开关柜408、3号集电线路开关柜412、控制、保护电源，投综合保护并正常、回路显示正常。10.7.3 将35kV2号集电线路开关柜断路器408的接地刀闸断开，将35KV2号集电线路开关柜断路器408摇至工作位置，工作人员撤至安全区域。10.7.4 合上35kV2号集电线路开关柜断路器408。

32、10.7.5 对2号集电线路，进行第一次冲击合闸试验(进行3次冲击合闸试验，第一次冲击时间为15分钟，以后每次5分钟)；集电线路受电期间，监视集电线路电缆。如有异常，立即停止冲击试验。10.7.6 间隔5分钟后，断开35kV2号集电线路开关柜断路器408；停电5分钟后，合上35KV2号集电线路开关柜断路器408，对电缆进行第2次冲击试验；第3次冲击合闸后，不再断开35kV2号集电线路开关柜断路器408。10.7.7 将2号集电线路#22风力发电机组台箱式变电站变压器高压侧，负荷开关合上，对变压器冲击试验（共进行3次冲击合闸试验，第一次冲击时间为15分钟，以后每次5分钟，间隔5分钟，第3次冲击合

33、闸后不再断开负荷开关)。其他箱式变压器的冲击试验同#22箱式变压器。10.7.8 检查#22风机发电机组箱式变压器690V电压、相序。10.7.9 同样原理对2号集电线路风力发电机组其他箱式变压器的冲击合闸试验。10.7.10 至此2号集电线路风力发电机组箱式变压器(共7台)冲击合闸试验完成，变压器带电运行。10.7.11 同样原理进行1号集电线路、3号集电线路风力发电机组箱式变电站变变压器冲击合闸试验。10.7.12工作负责人：郑治刚10. 8风力发电机组并网投运。10.8.1 测试完箱变与风力发电机组之间电缆的绝缘符合要求后，通知湘电合上风机电源变高低压侧开关，向风机控制柜供电；合上风力发电机组箱式变电站变压器低压侧(690V)至风机主电源断路器，向风机变频器柜供电。风机控制柜及变频器送上电后须进行核对系统与发电机相序正确。10.8.2 由湘电风能有限公司现场人员对风力发电机组调试并网进行操作。10.8.3 在风机参数正确的情况下连续运转24小时进入生产运行考核期，相关参数记录在事先准备好的表格中作为移交资料存档。10.8.4 同样原理将25台风机并网投运。10.9.SVG装置冲击试验。10.9.1 确认SVG装置的402、404断路器在断开位置并