南头投产方案

1、 PAGE 12110kV南头并网光伏电站工程 启动投运现场方案 批 准: 会 审: 审 核: 编 写: 省输变电工程公司电网公司供电局 年月日 2015年07月25日目 录 TOC o 1-3 h z u HYPERLINK l _Toc30405 一、工程概况 PAGEREF _Toc30405 1 HYPERLINK l _Toc29241 二、新设备投运启动范围 PAGEREF _Toc29241 1 HYPERLINK l _Toc9626 三、投运时间 PAGEREF _Toc9626 1 HYPERLINK l _Toc16687 四、投运的组织与分工 PAGEREF _Toc1

2、6687 1 HYPERLINK l _Toc6259 五、新设备投运启动应具备的条件 PAGEREF _Toc6259 2 HYPERLINK l _Toc29449 六、投运试运行前的检查和准备工作 PAGEREF _Toc29449 3 HYPERLINK l _Toc26324 七、投运启动过程中的风险分析及控制措施 PAGEREF _Toc26324 3 HYPERLINK l _Toc21184 九、投运程序 PAGEREF _Toc21184 5 HYPERLINK l _Toc838 （一）110kV #1主变投产 PAGEREF _Toc838 5 HYPERLINK l _

3、Toc30279 （二）35kV母线投产 PAGEREF _Toc30279 6 HYPERLINK l _Toc11065 （四） #1主变差动保护极性测试 PAGEREF _Toc11065 7 HYPERLINK l _Toc20337 （五） 35kV、10kV站用变0.4kV站用变系统投产 PAGEREF _Toc20337 7 PAGE 8一、工程概况110kV南头并网光伏电站位于云南省曲靖市麒麟区联合村。电压等级分为： 110kV/35kV两个等级电压。变电站工程规模：1、主变压器：175000kVA。2、各电压等级出线：110kV 1回，35kV 1回。3、无功补偿：本站35k

4、V侧装设电容器组1组，容量为15Mvar。4、站用变：35kV 315kVA 1台，10kV 250kVA 1台。 二、新设备投运启动范围 110kV南头并网光伏电站110kV 线路避雷器，110kVHGIS及相应二次设备，110kV主变及相应二次设备，110kV主变中性点设备及相应二次设备，35kV进线断路器及相应二次设备，35kV母线电压互感器及相应二次设备，35kV电容器及相应二次设备，35kV站用变及相应二次设备，35kV出线断路器及相应二次设备，10kV站用变及相应二次设备。站内交、直流系统、后台监控系统、五防系统及通信系统；0.4 kV备自投保护装置；故障录波装置、低频低压减载装置

5、、小电流接地选线装置、弧光保护装置等公用设备。三、投运时间以调度批准的投运时间为准。四、投运的组织与分工1、投运过程中的操作命令由曲靖地调统一下达。2、 110kV南头并网光伏电站投运过程中现场人员安排：现场投运负责人（投产联系人）：XX公司XX（联系电话：XXXXXXXXXXX），对整个光伏电站投运过程负责；一次负责人员：XXX、XXX。负责光伏电站一次设备的操作，并在投产后对新设备进行巡视、监听。二次负责人员：XXX、XXX。负责光伏电站二次设备的操作，进行投运过程中相关的电流、电压检测工作，监视投运二次设备正常，表计指示正确。3、本期投运新设备，由新设备投运联系人：XXX与地调值班调度员

6、联系投运，投运过程中任一操作（设备状态改变）必须得到地调值班调度员指令(或许可)后方可进行操作。4、参加投运的人员应负责各自所涉及工作中的安全检查。投运设备四周应有醒目的带电标示及警告牌。投运过程中，所有的投运设备应有专人负责监视、监听。与系统有关的一次、二次操作须征得地调同意后，方可执行。投运范围内的所有电流互感器二次回路无开路，中性点已可靠接地。投运范围内的电压互感器二次回路严禁短路，所有电压互感器中性点必须有一点在控制室可靠接地。工作人员应熟悉投运方案，清楚与自己有关的操作，如果有疑问，尽快向现场负责人反映。按电力建设安全工作规程的有关要求采取相应的安全防范措施。投运过程中如出现异常，立

7、即停止，待查明原因后再继续进行。五、新设备投运启动应具备的条件1、110kV南头并网光伏电站所有电气一、二次设备安装调试完毕，设备相色标志醒目且定相正确，现场设备已按照调度中心下发的双重名称编号进行标示、核对正确，所有工作的安全措施全部拆除，设备处在冷备用状态，具备带电条件。2、本期投运设备的继电保护定值已按调度中心下发的定值单摆放完毕，并与地调核对无误。3、有关投运现场平整、无杂物，道路通畅，照明光线充足，备有照明应急设施。4、电气设备须有双重名称并正确、明显、齐全。5、电气设备高压试验合格，记录齐全，验收签证。6、电气设备保护试验合格，记录齐全，验收签证。7、现场各点通讯联系应快捷、方便、

8、可靠。8、经验收组验收合格，启委会同意投运。六、投运试运行前的检查和准备工作1、二次回路交、直流保险齐备，容量符合设计要求，有适量备用。2、一次回路保险齐备，容量符合设计要求。3、图纸、资料齐全并整理有序。4、准备好工具、仪器、仪表、绝缘鞋、绝缘手套。5、检查110kV进线HGIS断路器，隔离开关，接地开关确已在断开位置，断路器间隔SF6气体压力在正确范围内；检查线路TV二次电压空气开关在断开位置。6、检查110kV主变中性点接地开关在断开位置，检查主变压器油枕阀门、本体瓦斯、有载瓦斯继电器两侧阀门已打开，油位符合要求；对1主变本体瓦斯继电器、有载瓦斯继电器进行排气；检查变压器有载调压开关档位

9、在额定档位。7、检查主变35kV侧断路器确已在断开位置。8、检查35kV母线TV 隔离开关在断开位置，TV二次电压空开在断开位置。9、检查35kV电容器断路器、隔离开关、接地开关确已在断开位置。10、检查35kV站用变断路器确已在断开位置。11、检查35kV出线断路器确已在断开位置。12、检查10kV站用变跌落保险确已在断开位置。13、投运范围内设备保护定值已与调度核对，正确无误。保护压板投退正确。14、所有准备及检查工作必须在投运以前完成。七、投运启动过程中的风险分析及控制措施1、投运期间因为安全措施未拆除完毕、操作失误、误入间隔等原因造成电气恶性误操作事故。控制措施：（1）检查投运范围内的

10、所有开关、接地开关、断路器均在断开位置，一、二次设备、回路所做安全措施已拆除，具备带电投产条件；（2）现场投运人员安排、组织措施、技术措施等准备工作就位，满足投运需要。 2、10kV电容器组未充分放电造成设备损坏。控制措施：10kV电容器组投运时，每次带电合闸正常后必须进行充分放电，每次间隔时间至少10分钟以上，方可进行第二次带电合闸。3、电流回路开路；控制措施：（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，对电流回路再检查一次，以防止电流回路开路。（2）投运带负荷对电流回路检查时，所有电流回路包括备用绕组电流回路均要进行检查，以防止备用绕组开路。4、直流回路短路

11、或接地，将危及直流系统的安全，同时可能导致一次设备误动或拒动。控制措施：照图施工，保证二次回路的正确性；对控制、信号回路用直流1000V进行绝缘检查，要求各回路对地，及线间绝缘电阻值大于2M，对不满足要求的电缆进行更换；对易受污秽影响回路绝缘的部位进行防污封堵；紧固屏内端子排螺丝，并用手拉扯该回路看是否可靠接入。预防直流回路短路或接地。八、投运启动过程中的异常、应急处理措施投运过程中，如出现本方案投运方式与地调投运方案相冲突，与调度方案为准。1、投运过程中，如新设备发生异常或事故，由新设备投运联系人负责协调处理，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

12、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联系人。在电网具备条件后，调度机构应通知新设备投运联系人，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）110kV #1主变投产：（利用110kV进线断路器对主变进行空载冲击5次）投产前检查110kV#1主变（差动保护、非电量保护、高、低后备保护均以按定值要求投入，各套保护跳闸出口连接片均已投入）；断开110k

13、V进线断路器并检查；投入110kV#1主变高后备“零序过电流保护” 及“主变差动保护”压板并检查；投入110kV#1主变 “高后备保护间隙过流”保护压板并检查；合上110kV #1主变中性点接地开关并检查；合上110kV #1主变高压侧隔离开关并检查；合上110kV进线断路器并检查，对110kV#1主变进行第一次冲击试验；检查110kV #1主变空载运行情况，变压器声音、油温、油位是否正常，第一次空载运行时间不得低于10分钟，正常运行10分钟后，断开110kV进线断路器，间隔5分钟后，合上进线断路器对#1主变进行第二次冲击，空载运行5分钟后，断开进线断路器，间隔3分钟后，合上进线断路器，对#1

14、主变进行第三、第四次冲击，运行时间与间隔时间以第二次冲击时间相同，第五次冲击完成后110kV#1主变空载运行。空载运行正常后，拉开110kV #1主变中性点接地开关并检查；退出110kV#1主变高后备“零序过电流保护”压板并检查。（二）35kV母线投产：合上110kV #1主变35kV侧断路器并检查，对35kV母线进行第一次冲击；由110kV #1主变35kV侧断路器对35kV母线进行三次冲击；合上35kV母线TV隔离开关并检查；测量35kV母线电压互感器二次电压输出是否正常，（测量地点：35kV母线电压互感器柜），并做记录，确认母线电压正常后，合上保护、测控、计量二次电压空气开关，并检查相应

15、保护测控装置及后台机显示电压是否正确；（三）35kV#1电容器组投产 退出110kV #1主变“差动保护”保护压板并检查；合上35kV#1电容器组隔离开关并检查；合上35kV#1电容器组断路器对35kV#1电容器组进行第一次冲击试验。检查35kV#1电容器组运行情况，电容器组运行声音否正常，第一次运行时间10分钟，正常运行5分钟后，断开35kV#1电容器组断路器，间隔10分钟后，合上35kV#1电容器组断路器对35kV#1电容器组进行第二次冲击，运行10分钟后，断开35kV#1电容器组断路器，间隔10分钟后，合上35kV#1电容器组断路器，对35kV#1电容器组进行第三冲击，第三次冲击完成后3

16、5kV#1电容器组正常运行；检测35kV#1电容器组断路器间隔TA电流极性，检查正确后汇报调度。#1主变差动保护极性测试检测110kV#1主变各侧TA电流极性、110kV进线断路器间隔TA极性；110kV #1主变各侧TA电流极性、110kV进线断路器间隔TA极性测试正确后，投入主变“差动保护”压板。（五） 35kV、10kV站用变0.4kV站用变系统投产站用变投产前，先拆除临时代供电源，将本次投运的35kV、10kV站用变0.4kV侧动力电缆接入0.4kV进线断路器柜。（这将导致 110kV南头并网光伏电站站用电失电10-20分钟）；确认35kV站用变0.4kV侧断路器处冷备用；合上35kV

17、站用变断路器并检查，对35kV站用变进行第一次冲击；检查35kV站用变空载运行情况，变压器声音否正常，第一次空载运行时间不得低于5分钟，正常运行5分钟后，断开35kV站用变断路器，间隔5分钟后，合上35kV站用变断路器对35kV站用变进行第二次冲击，空载运行5分钟后，断开35kV站用变断路器，间隔3分钟后，合上35kV站用变断路器，对35kV站用变进行第三冲击，运行时间与间隔时间以第二次冲击时间相同，第三次冲击完成后35kV站用变空载运行；确认10kV站用变0.4kV侧断路器并处冷备用；合上10kV站用变跌落熔断器并检查，对10kV站用变进行第一次冲击；检查10kV站用变空载运行情况，变压器声音否正常，第一次空载运行时间不得低于5分钟，正常运行5分钟后，断开10kV站用变跌落熔断器，间隔5分钟后，合上10kV站用变跌落熔断器对35kV站用变进行第二次冲击，空载运行5分钟后，断开10kV站用变跌落熔断器，间隔3分钟后，合上10kV站用变跌落熔断器，对10kV站用变进行第三冲击，运行时间与间隔时间以第二次冲击时间相同，第三次冲击完