110kV变电站启动方案

/广东电网阳江供电局1１０kV港口输变电工程启动方案(阳江供电局签证页）批准:审核：专业审核:编写:广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局输电部签证页)批准：审核:专业审核：编写：广东电网阳江供电局110ｋV港口输变电工程启动方案（阳江供电局变电部签证页)批准：审核:编写：广东电网阳江供电局110ｋV港口输变电工程启动方案（阳江供电局计划建设部签证页)批准：审核：编写：广东电网阳江供电局110ｋV港口输变电工程启动方案（施工队签证页)批准:审核：专业审核：编写:目录TOＣ\ｏ”1－３＂\h\z\ｕＨYPＥRLＩNK\l”_Tｏc28081５542”一、ﻩ工程概述 ０8１5542\h２HYPERＬＩNK\ｌ”_Ｔoc280815543＂二、 计划启动时间ﻩPAGEREF_Ｔoc２80815５43\h３ＨYPERLINK\l”_Ｔoc2808１5５４4”三、ﻩ调度命名与调度编号 ＰAGＥＲEF＿Ｔoc280８15５44\h３ＨＹPERＬIＮＫ七、 设备启动操作顺序纲要ﻩＰAGＥREF_Ｔｏc２８0815５48\h9HYPERLINK\l＂_Toc２8081554９”八、 启动操作步骤 ＰAGEREF_Toｃ280８1５５４9＼h9ＨYPERLINK九、 附件ﻩPAGEREF_Ｔoc280８155５0\h14１10千伏港口输变电工程启动方案工程概述１10kV港口变电站站址位于阳江市江城区平冈镇。本期在22０kV漠南站扩建2个110kＶ出线间隔,在港口站新建容量为40ＭVA的双绕组有载调压变压器2台，新建1０kV出线开关间隔24个,新建电容器4×40０0kＶar，新建站用变、接地变各两台;１1０ｋＶ母线结构采用单母线分段接线方式，１0kＶ母线结构采用单母线分段接线方式（＃2主变1０kV侧采用双臂接线方式，2AＭ与2BM临时跳通，待上#3主变时解开），均设分段开关.新建110kV输电线路2回，同塔双回接入220kＶ漠南站。220kV漠南站１１0kV漠港甲线开关间隔接入原110kV漠平线开关间隔,110ｋV漠平线改接新建开关间隔。主变采用中山ＡBＢ变压器厂生产的40MVA三相油浸有载调压双卷变压器，110kＶ开关采用北京ABB公司生产的LTB1４5D1/B型SF6支柱式断路器,110ｋＶ隔离开关采用北京ABＢ公司生产的水平单断口隔离开关，10kV开关柜采用KYＮ-４８型中置式手车式开关柜,10kV电容采用分散式电容。全站保护除１10kV漠港甲线保护采用国电南自PＳＬ621D型保护,其余均采用南京南瑞的保护，110kV分段开关保护型号：RCS－9２3A；主变保护:差动保护型号ＲＣS-９671C,非电量保护型号RCS－966１C,后备保护型号RCS-9681Ｃ；1１0ｋV漠港乙线保护型号：RCS－9４３Ａ;１10kV备自投型号:RCS-9651C;电容器保护型号:RＣS-9631Ｃ；10ｋＶ出线及分段保护型号:RCS-９611C;站用变、接地变保护型号：RCS-96２１C。本工程项目建设单位为阳江供电局，设计单位为阳江市凯源电力设计有限公司,监理单位为阳江市建设监理有限公司，施工单位为阳江市粤能电力安装工程有限公司.工程安装、调试完毕并经验收、质监签证，具备受电条件。计划启动时间201０年12月３0调度命名与调度编号座落在阳江市江城区平冈镇即将投产运行的新变电站调度命名为110kV港口变电站。由220kV漠南站至１10ｋＶ港口站的２回１10kV输电线路调度命名分别为１１0kV漠港甲线、漠港乙线，调度编号分别为1212、12１3.1１０kＶ港口站的２台主变压器调度命名分别为＃1主变、#２主变,#1主变两侧开关调度编号为110１、501,＃2主变两侧开关调度编号为１102、502A、502B。其余的电气设备编号见附图.设备启动范围及主要设备参数1１0kＶ漠港甲线、漠港乙线及两侧开关间隔。导线型号JL/LB20A—４００/35，全长10.６9７千米。110千伏１M、2M、分段开关间隔及其附属设备。#1、＃2主变及两侧开关间隔.10ｋV1M、２Ｍ、分段开关间隔及其附属设备。#1、#2接地变,＃１、#2站用变，＃1、＃2、＃3、＃4电容器组,F01—Ｆ2４开关间隔。110ｋV备自投装置。１0kＶ备自投装置。上述设备对应的二次保护及自动化系统。启动前的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，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.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。待投运线路工作全部结束，输电线路参数测试完毕,绝缘合格，相序核对正确并有正式书面报告.标示牌全部齐备。已对沿线有关单位、居民发出“线路送电，禁止攀爬”告示。待投运的1１０千伏线路光纤保护对调工作完成,线路的保护通道符合投运要求。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。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。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。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。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。新投产的所有设备遥信、遥测、远动信息正常传送地调。#１、#２主变本体及各运作系统状态良好，调压开关抽头置9档，电压1１0千伏位置.启动前，安装调试人员把新设备的安装情况向值班人员交底。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。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.记录避雷器放电记录器的动作底数。记录电度表底数,并报相应部门备案。启动当天,线路施工单位对待投产线路进行摇测绝缘并进行核相。结果应符合启动要求。启动当天测试所有待投产设备的绝缘电阻符合投运要求。风险分析及控制措施风险分析控制措施漠南站110ｋV母联1012开关作启动电源,启动过程中，101２保护或开关拒动将导致110ｋＶ母线失压。检查设备状况，确保设备健康水平。启动过程中,错给核相结论将导致相间短路,错给带负荷测试结论将导致保护误动或拒动。验收组把好测试及审核关，确保结论正确.启动过程中，带负荷拉合刀闸、带地刀(地线）送电将导致恶性误操作事故。启动前,运行值班人员需核对启动前运行方式，确保一致。试运行期间，新设备存在不稳定风险。安装单位、运行值班人员需加强运行监控,做好事故应急处理的准备，必要时运行值班人员可将新设备停电。要求新设备试运行期间运行单位、安装单位需安排人员现场值班.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.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)设备受电时所有人员应远离设备.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.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基建单位人员,操作第二监护人为变电站值班人员。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。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。启动前有关变电站一、二次设备的运行状态（一)２２０kV漠南站将110kV2M母线上的所有运行设备全部倒至11０kV１M母线运行，1１0kＶ2M母线及11０ｋＶ母联１012开关热备用,11２ＰT刀闸在合闸位置，二次空气开关及熔断器合上。投入110ｋＶ母联1012开关过流保护,相电流一段1600安、零序过流一段600安、时间０。2秒，相电流二段800安、零序过流二段24０安、时间0.6秒。（母联保护ＰSＬ６２3Ｃ无充电保护功能)1１０ｋV漠港甲线开关及线路在冷备用状态，1212、1212１、12１２2、12１24、1212Ｂ0、1２１２C0、１212４0在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，零序保护方向退出,距离二段和零序二、三段时间改为0.２秒，停用重合闸。1１0kＶ漠港乙线开关及线路在冷备用状态,12１３、１２131、1２１3２、12１３4、１21３Ｂ０、１２１3C0、１2１３40在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，零序保护方向退出,距离二段和零序二、三段段时间改为0．2秒,停用重合闸。其它设备按正常运行方式。启动前漠南站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。（二)110ｋV港口站11０kV漠港甲线开关及线路在冷备用状态，1212、1２1２１、12124、１２12B0、１212C0、１2１２40在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入,零序保护方向退出，距离二段和零序二、三段段时间改为０.2秒,停用重合闸。１10kV漠港乙线开关及线路在冷备用状态，１2１3、12132、１213４、121３B０、1213Ｃ0、121340在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，零序保护方向退出,停用重合闸。１10kV１M、2Ｍ及111ＰＴ、112PT在冷备用状态,10１2、10121、１012２、10１210、１01２２0、11１PT、11１PT０、111甲００、1１2ＰT、112PＴ0、１12甲00在分闸位置。#1主变及两侧开关在冷备用状态,１10１、11011、1101４、1101B0、1101C0、11０14０、11１000、5０1在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入,高、低后备保护复压闭锁退出，时限改为0。2秒。#2主变及两侧开关在冷备用状态，１10２、1１022、1102４、１102B0、1102Ｃ0、110２４0、1１2000、502Ａ、5０2Ｂ在分闸位置,保护按继保定值通知单要求投入，高、低后备保护复压闭锁退出,时限改为０。2秒。１0ｋV1M、2M及51PT、52ＡPT、５２BPＴ、5１2开关在冷备用状态,５1PＴ、5２ＡPT、5２BPT、512、5１21、5232在分闸位置。5Z1、5Ｚ2开关及站用变,5Ｄ1、5D2开关及接地变,5C1、５C2、5Ｃ3、5C4开关及电容器,F0１—Ｆ24开关及线路在冷备用状态,5Z1、5Z140、5Z２、5Z24０、5D1、5D140、5D2、5D２40、５C1、5C１40、５C15０、5C2、5Ｃ240、5C250、5C3、5Ｃ34０、5C35０、5C4、5C4４０、５C45０、Ｆ０1、F0140、F02、F0２４0、F０３、F0340、Ｆ０4、F0４40、F05、Ｆ0540、F０6、F06４0、F07、F0７40、F0８、F0840、F０9、F0940、F1０、Ｆ１040、Ｆ１１、F1１4０、F12、F12４0、F１３、F1340、F14、Ｆ１440、F1５、F1540、F16、Ｆ１640、F17、F１740、F1８、F1840、F19、F1９4０、Ｆ2０、Ｆ2040、Ｆ２1、Ｆ2１40、F2２、F2240、F２3、F23４0、F24、F2440在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入,停用重合闸。110kV、10ｋV备自投退出。启动前港口站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。设备启动操作顺序纲要（一）110ｋＶ漠港甲线、漠港乙线及两侧开关间隔，港口站11０千伏1M、２M及其附属设备、分段开关间隔启动。（二）港口站#１主变、＃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。(三）＃1、＃2、＃3、#4电容器组启动及有关设备带负荷测试。（四)＃１、#2站用变,＃1、＃2接地变，F０1—Ｆ24开关间隔启动。启动操作步骤（一）刀闸、隔离小车、开关小车操作漠南站：合上11０kV漠港甲线１2122、１2１24刀闸及ＴYＤ二次空气开关。漠南站：合上11０kV漠港乙线12132、１21３4刀闸及TYD二次空气开关.港口站：合上110ｋV漠港甲线1２121、1２124刀闸及TＹＤ二次空气开关。港口站：合上１1０ｋＶ漠港乙线１21３2、121３4刀闸及ＴYＤ二次空气开关。港口站:合上11０ｋＶ分段１0121、1０12２刀闸。港口站：合上＃１主变１１1000、11011、１1014刀闸。港口站:合上＃2主变1120０0、11０22、11０24刀闸.港口站:合上111PT、1１２ＰT刀闸及二次空气开关。港口站：将501、502A、502B、51PT、５2APT、52BＰT、5Ｚ1、5Ｚ2、5D1、５D2、512、512１、5２３2、F０１-F24、5C1—５C（二)１１０kV漠港甲线、漠港乙线及两侧开关间隔，港口站１10千伏１M、2M及其附属设备、分段开关间隔启动漠南站:合上１10ｋＶ母联1０12开关。漠南站：合上110ｋV漠港甲线1212开关对线路第一次充电。检查TYD二次电压正常并与112PT核相正确，检查１212开关同期正确.漠南站:合上110kV漠港乙线1213开关对线路第一次充电.检查TＹD二次电压正常并与1１2PT核相正确，检查1２1３开关同期正确.港口站：合上１10kＶ漠港甲线12１２开关对11０ｋV1M第一次充电。检查TＹD、11１PT二次电压正常并核相正确,检查12１2开关同期正确。港口站:合上11０kV漠港乙线121３开关对110ｋV２Ｍ第一次充电.检查ＴYD、112PT二次电压正常并核相正确,检查1213开关同期正确，111PT与112PT不同源核相正确。港口站：断开１10kＶ漠港甲线１212开关。港口站：断开110kＶ漠港乙线12１3开关。漠南站:断开110ｋV漠港甲线1２12开关。漠南站：断开１１0kV漠港乙线１２13开关。漠南站:合上110kV漠港甲线1212开关对线路第二次充电.漠南站：合上１1０ｋV漠港乙线1２1３开关对线路第二次充电。港口站：合上１10kV漠港甲线１21２开关对110ｋＶ1M第二次充电。港口站:合上1１0kV分段１0１2开关对１１0kV2M第二次充电。检查11２PT二次电压正常并与１11PT同源核相正确，检查1012开关同期正确。港口站：断开110ｋＶ漠港甲线１212开关。漠南站：断开110ｋV漠港甲线1212开关。漠南站：断开110kV漠港乙线1213开关。漠南站：合上11０kＶ漠港甲线121２开关对线路第三次充电.漠南站:合上１10kV漠港乙线1213开关对线路第三次充电。港口站：合上110kV漠港乙线1213开关对11０kＶ１M、2Ｍ第三次充电.港口站：同期合上110kV漠港甲线1212开关.（合电气环)（三）港口站＃1主变、＃2主变及两侧开关间隔，10kV1M、2M及其附属设备、分段开关间隔启动合上＃1主变１10１开关对主变第一次充电。记录涌流,测铁芯电流正常。合上#2主变1102开关对主变第一次充电.记录涌流，测铁芯电流正常。１0分钟后,断开#1主变11０1开关。10分钟后,断开＃2主变1102开关5分钟后，合上#1主变１1０1开关对主变第二次充电.5分钟后,合上＃２主变1１0２开关对主变第二次充电。5分钟后，断开#1主变1101开关。5分钟后，断开＃2主变1102开关。合上＃1主变１101开关对主变第三次充电。合上#１主变501开关对10kV1Ｍ第一次充电。检查51PＴ二次电压正常并与１１1PT核相正确。合上＃2主变1１02开关对主变第三次充电。合上#2主变502A、5０2Ｂ开关对10kV2AM、2ＢM第一次充电。检查52APＴ、52BPT二次电压正常并与1１2PT核相正确,５１PT与52APT、５2BPT不同源核相正确.调整＃１主变抽头正负一档，观察1０kV1Ｍ电压变化，最后将＃1主变抽头调至１档。调整＃２主变抽头正负一档,观察１0kV2AＭ、2BＭ电压变化，最后将#２主变抽头调至１档.用差动保护跳开＃1主变1１０1、5０1开关。检查保护动作情况。用差动保护跳开#2主变1102、502A、50２B开关，检查保护动作情况.合上＃１主变110１开关对主变第四次充电。合上#1主变501开关对10ｋV１Ｍ第二次充电。合上10kV分段512开关对10kV2AM、2BＭ第二次充电.５1ＰT与5２APT、52BPT同源核相正确。用重瓦斯保护跳开#１主变1101、50１开关,检查保护动作情况。合上＃２主变110２开关对主变第四次充电.合上＃2主变5０2A、5０2B开关对10kV2AＭ、2ＢM、１M第三次充电。用重瓦斯保护跳开#2主变１102、5０2Ａ、502B开关,检查保护动作情况.断开10ｋV分段５１2开关.合上＃1主变１1０１开关对主变第五次充电。合上#１主变501开关.合上#2主变1102开关对主变第五次充电。合上＃2主变5０2A、502B开关。拉开＃1主变110kＶ中性点1１1000接地刀闸.拉开#2主变1１0kＶ中性点11２000接地刀闸。(四）＃1、＃2、#3、＃４电容器组启动及有关设备带负荷测试漠南站：退出１10kV母差保护。漠南站:退出110kV漠港甲线、漠