恒安电冶110kV总降输变电工程 110kV总降站变电站试运行投运方案

恒安电冶llOkV总降输变电工程

HOkV总降站变电站试运行

投运方案

云南恒安电力工程有限企业

二0一一年六月二十日

目录

一、新设备投运范围..................................错误!未定义书签。

二、编制根据........................................错误!未定义书签。

三、工程概况........................................错误!未定义书签。

四、投运的组织与分工................................错误!未定义书签。

五、投运工作的安全措施..............................错误!未定义书签。

六、投运的必备条件..................................错误!未定义书签。

七、投产危险点分析..................................错误!未定义书签。

八、投运前的准备及检查工作..........................错误!未定义书签。

九、投运程序........................................错误!未定义书签。

十、云南电网企业昆明供电局审查意见..................错误!未定义书签。

一、新设备投运范围

1)220kV铅厂变电站电石厂I回171断路器UOkV电石厂变电站铅厂电站I回151

断路器间隔一、二次设备；

2)220kV铅厂变电站电石厂II回172断路器llOkV电石厂变电站铅厂电站H回152

断路器间隔一、二次设备；

3)#1主变本体及1号主变高、低压侧101、001断路器间隔一、二次设备；

4)#2主变本体及2号主变高、低压侧102、002断路器间隔一、二次设备；

5)llOkVI.I【母联112断路港间隔一、二次设备；

6)UOkVI、II母线及母线设备间隔一、二次设备；

7)110kV#l电石炉变153断路器间隔一、二次设备；

8)110kV#2电石炉变154断路器间隔一、二次设备；

9)110kV#3电石炉交155断路器间隔一、二次设备；

10)110kV#4电石炉变156断路器间隔一、二次设备；

11)10kV#l电炉动力变051断路器间隔一、二次设备；

12)10kV#2电炉动力变052断路器间隔一、二次设备；

13)10kV#3电炉动力变053断路器间隔一、二次设备；

14)10kV#4电炉动力变054断路器间隔一、二次设备；

15)10kV循环水#1动力变055断路器间隔一、二次设备；

16)10kV循环水#2动力变056断路器间隔一、二次设备：

17)10kV气烧窑#1动力变057断路器间隔一、二次设备；

18)10kV气烧窑#2动力变058断路器间隔一、二次设备；

19)10kV原料厂动力变059断路器间隔一、二次设备；

20)10kV电极壳动力变060断路器间隔一、二次设备；

21)10kV空压站动力变061断路器间隔一、二次设备；

22)10kV#2站用变062断路器间隔一、二次设备；

23)10kV#1站用变063断路器间隔一、二次设备；

24)10kV应急电源064断路器间隔一、二次设备；

25)10kV生活办公用电动力变065断路器间隔一、二次设备；

26)10kVI.II母联012断路器间隔一、二次设备；

27)lOkVI、I【母线及母线设备间隔一、二次设备；

28)0.4kV站用电系统；

29)全站交流、直流、监控本站部分、站内逍信部分等公用系统。

二、编制根据

llOkV总降站（含电炉变）电站工程电气专业设计阐明、设计施工图、设计变更、新

投一次设备调度编号接线图、电气设备厂家资料及技术规定。

三、工程概况

1）主变压器：本期安装两台主变压器，容量为2X8kVA；

2）llOkV部份：llOkV进线8回，母线采用单母线分段接线形式建成。

3）10kV部份：10kV采用单母分段接线，本期电气建成13回出线及2可站用变间

隔。

四、投运时组织与分工

1）投运过程中的操作命令由调度统一下达。

2）HOkV总降站投运过程中现场人员安排：

①现场负责人：肖彪（联络：）

②一次操作人员：罗汝文

监护人：袁建坤

③二次操作人员：田军

监护人：刘坚

五、投运工作的安全措施

1）参与投运的人员应负责各自所波及工作中的安全检查。

2）投运设备四面应有醒目的带电标示及警告牌。

3）投运过程中，所有日勺投运设备应有专人负责监视、监听。

4）与系统有关的一次、二次操作须征得地调同意后，方可执行。

5）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。

6）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

点在主控室可靠接地。

7）工作人员应熟悉投运方案，清晰与自己有关日勺操作，假如有疑问，尽快向现场

负责人反应。

8）按《电力建设安全工作规程》口勺有关规定采用对应的安全防备措施。

9）投运过程中如出现异常，立即停止，待查明原因后再继续进行。

六、投运的必备条件

1）llOkV总降站（含4台电炉变）所有电气一、二次设备安装调试完毕，设备相

色标志醒目且定相对日勺，现场设备已按照调度中心下发的双重名称编号进行标示、查

对对的，所有工作口勺安全措施所有拆除，设备处在冷备用状态，具有带电条件。

2）llOkV总降站（含电炉变）llOkV、10kV进出线工程接入完毕，线路定相对日勺、

摇测绝缘合格，并经启委会验收合格，线路上所有安全措施已所有拆除，线路处在冷

备用状态，具有带电条件。

3）本期投运设备日勺继电保护定值已按调度中心下发的定值单设置完毕，与地调查

对无误。

4）有关投运现场平整、无杂物，道路畅通，照明光线充足，备有照明应急设施。

5）电气设备须有双重名称并对时、明显、齐全。

6）电气设备高压试验合格，记录齐全，验收签证。

7）电气设备低压保护试验合格，记录齐全，验收签证。

8）现场各点通讯联络应快捷、以便、可靠。

9）经验收组验收合格，启委会同意投运。

七、投产危险点分析

1、带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故；

控制措施：

（1）投产前由现场投运组负责人组织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.，保证线路及站内设备处在冷备用状态;

（2）投运负责人向调度员提出投运申请后，当值调度员查对调度员工作站主接线图主、

副屏显示屏显示遥信对的，所有接地开关、隔离开关拉开，设备处在冷备用状态。

2、投产时保护装置误动；

控制措施：

投产前现场再次对照正式定值单规定设置保护，并按规定投入有关功能压板，执行后

并打印与定值单查对一致C

3、#1、#2主变差动保护误动；

控制措施：

（1）验收二次保护的专家在现场安装调试人员的配合下，严格按照调度定直单及出口

矩阵进行#1、#2主变差动保护的模拟试验，保证动作对日勺，出口逻辑对时；

（2）#1、#2主变进行带电合闸前投入差动保护，检查差动保护能否躲过变压器励磁涌

流的冲击;

（3）#1、#2主变接带负荷前退出差动保护，带负荷后进行保护极性和六角国检测，对

口勺后方可投入。

4、llOkV.10kV,I、II母线TV相序、相位或接线不对时;

控制措施:

(1)设备投产验收前，认真检查接线端子和回路对时；

(2)HOkV.10kV,I、n母线带电后，必须进行母线TV相序、相位和接线检查，测

量二次电压正常。HOkV.10kV,I、II母线核相对内后方可并列。

5、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，

用对线灯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组电流均要进行检查，以

防止备用TA开路。

八、投运前的准备及检查工作

1、二次回路交、直流保险齐备，容量符合设计规定，有适量备用。

2、一次回路保险齐备，容量符合设计规定。

3、图纸、资料齐全并整顿有序。

4、准备好工具、仪器、仪表、绝缘鞋、绝缘手套。

5、断路器、隔离开关、接地开关及其他检查。

5.1UOkV部分:

1）检查UOkV电石厂I回151断路器，1511、1516隔离开关,15117、15160、15167

接地开关确已在断开位置；

2）检查UOkV电石厂I回152断路器，1522、1526隔离开关，15227、15260、15267

接地开关确己在断开位置；

3）检查#1主变UOkV侧101断路器，1016、1011隔离开关，10167、10160.10117

接地开关确已在断开位置；

4）检查#2主变UOkV侧102断路器，1026、1022隔离开关，10267、10260、10227

接地开关确已在断开位置；

5）检查#1电石炉变153断路器，1531、1536隔离开关，15317、15360、15367接

地开关确已在断开位置；

6）检查#2电石炉变154断路器，1542、1546隔离开关，15427、15460、15467接

地开关确己在断开位置；

7）检查#3电石炉变155断路器，1551、1556隔离开关，15517、15560、15567接

地开关确已在断开位置；

8）检查#4电石炉变156断路器，1562、1566隔离开关，15627、15660、15667接

地开关确已在断开位置;

9）检查UOkVl、11母联112断路器，1121、1122隔离开关，11217、11227接地

开关确已在断开位置；

10）检查UOkVI母TV1901隔离开关，19010、19017接地开关确已在断开位置；

11）检查llOkVI［母TV1902隔离开关，19020、19027接地开关确己在断开位置；

12）检查llOkV电石厂I回151断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

13）检查llOkV电石厂IIH152断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

14）检查#1主变llOkV侧101断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

15）检查#2主变UOkV侧102断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

16）检查井1电石炉变153断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

17）检查#2电石炉变154断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

18）检查井3电石炉变155断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

19）检查#4电石炉变156断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

20）检查UOkVI、II母联112断路潜、电流互感器SF6气压压力在正常位置；

21）检查UOkV电石厂I回线路TV二次空开在断开位置；

22）检查110kV电石厂II回线路TV二次空开在断开位置。

23）检查llOkVI母TV二次空开在断开位置。

24）检查UOkVl［母TV二次空开在断开位置。

5.1、主变部分：

1）检查井1主变HOkV侧1010中性点隔离开关；#1主变10kV侧001断路器确已

在断开位置，对应手车在检修位置；检杳#1主变压器冷却器阀门己经所有打开,

油枕阀门、本体瓦斯、有载瓦斯继电器两侧阀门已打开，油位符合规定；将UOkV

#1主变档位调至额定档位。

2）检查#2主变UOkV侧1020中性点隔离开关；#2主变10kV侧002断路器确己

在断开位置，对应手车在检修位置；检查#2主变压器冷却器阀门已经所有打开,

油枕阀门、本体瓦斯、有我瓦斯继电器两侧阀门已打开，油位符合规定；将llOkV

#2主变档位调至额定档位。

5.2、10kV部分：

1）检查10kV#l电炉动力变051断路器确已在断开位置，对应隔离于车在试验位置，

05167接地开关确已在断开位置；

2）10kV#2电炉动力变052断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，05267

接地开关确已在断开位置;

3)10kV#3电炉动力变053断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，05367

接地开关确已在断开位置；

4)10kV#4电炉动力变054断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，05467

接地开关确已在断开位置；

5)10kV循环水#1动力变055断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，

05567接地开关确已在断开位置；

6)10kV循环水#2动力变056断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，

05667接地开关确已在断开位置；

7)10kV气烧窑#1动力变057断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，

05767接地开关确已在断开位置；

8)10kV气烧窑#2动力变058断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，

05867接地开关确已在断开位置；

9)10kV原料厂动力变059断路器确己在断开位置，对应隔离于车在试验位置，05967

接地开关确已在断开位置；

10)10kV电极壳动力变060断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置,06067

接地开关确已在断开位置;

ll)10kV空压站动力变061断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置,06167

接地开关确已在断开位置；

12)10kV#2站用变062断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，06267

接地开关确已在断开位置；

13)10kV#1站用变063断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，06367

接地开关确已在断开位置；

14)10kV应急电源064断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位置，06467

接地开关确己在断开位置；

15)10kV生活办公用电动力变065断路器确已在断开位置，对应隔离手车在试验位

置,06567接地开关确已在断开位置；

16)10kVI.II母联012断路器确己在断开位置，对应隔离手车在试验位置；

17)检查lOkVI母TV0901隔离手车确已在试脸位置，TV二次空开在断开位置；

18)lOkVH母TV0902隔离于车确已在试验位置，TV二次空开在断开位置。

5.3、0.4kV部分:

检查401、402、412断路器确已在断开位置。

6、投运范围内设备保护定值已与调度查对，对的无误。保护压板投入对的C

7、所有准备及检查工作必须在投运此前完毕。

九、投运程序

(―•)、llOkV电石厂I回

1)220kV铅厂变电站电石厂I回操作：合上llOkV电石厂I回171断路器对

HOkV电石厂I回线路进行冲击，冲击三次正常后，本侧检查线路TV二次电

压对的后，合上UOkV电石厂I回TV二次空开。

2)完毕三次冲击后带电运行。

3)线路带电正常后，在llOkV电石厂I回171断路器端子箱内检查线路TV二

次电压并记录。

llOkV电石厂I回:

电压VUaUbUcUabUbeUca3U0

601

602

609

(二)、UOkV电石厂II回

1)220kV铅厂变电站电石厂II回操作：合上UOkV电石厂II回172断路器时

UOkV电石厂11回线路进行冲击，冲击三次止常后，本侧检查线路TV二次电

压对的后，合上llOkV电石厂TV二次空开。

2）完毕三次冲击后带电运行。

3）线路带电正常后，在UOkV电石厂II回172断路器端子箱内检查线路TV二

次电压并记录。

110kV电石厂II回:

电压VUaUbUcUabUbeUca3U0

601

602

609

（三）、HOkVI、n母带电

1）检查并合上llOkY电石厂I回151断路器日勺储能、控制电源空开。

2）检查并合上UOkV电石厂II回152断路器的储能、控制电源空开。

3）合上UOkV电石厂I回151断路器线路侧1516隔离开关，合上UOkV电石厂I

回151断路器母线侧1511隔离开关;

4）合上llOkV电石厂I回151断路器对llOkVI母进行第一次冲击，正常带电5分

钟后断开；

5）合I;UOkVI母TV1901隔离开关：

6）合上llOkV电石厂I0151断路器对llOkVI母进行第二次冲击，检查UOkVI

母TV二次电压、相序对日勺后，合上llOkV1母TV二次电压空气开关，检查UOkV

I母TV重动前后二次电压：

8）断开UOkV电石厂I回151断路器；

9）合上llOkV电石厂1回151断路器对llOkVI母进行第三次冲击，正常后带电运

行；

10）合上HOkV电石厂II回152断路器线路侧1526隔离开关，合上110kV电石厂II

回152断路器母线侧1522隔离开关；

11）合上UOkV电石厂II回152断路器对UOkVI母进行第一次冲击,正常带电5分

钟后断开:

12）合上llOkVII母TV1902隔离开关;

13）合上llOkV电石厂11回152断路器对UOkVH母进行第二次冲击，检查llOkVH

母TV二次电压、相序对日勺后，合上110kVII母TV二次电压空气开关，检查110kV

H母TV重动前后二次电压；

14）检查UOkVlI母二次电压并记录:

63011UaUbUcUabUbeUca3U0

电压V

相序:

J630IIUaUbUcUabUbeUca3U0

电压V

相序:

15）断开HOkV电石厂II回152断路器；

16）断开110kV电石厂II回152断路器1526、1522隔离开关；

17）合上llOkVl、II段母联1121、1122隔离开关；

18）合上UOkVI、II段母联112断路器对llDkVH母进线第三次冲击，正常后带电

运行；

19）在llOkV电石厂II回1522隔离开关处进行一次核相；

20）断开llOkVI、II段母联112断路器;

21）合上llOkV电石厂II同152断路器1522、1526隔离开关;

22）合上110kV电石厂II回152断路器；

23）合上llOkV电石厂I回151断路器。

24）在UOkV母线PT并列装置处进行二次核相，进行UOkVI、H段母线二次核相

并记录;

电压VA630IB630IC630I

A640I

B640I

C640I

L630I—L640I：

电压VJA630IJB630IJC630I

JA640I

JB640I

JC640I

25）二次核相成果对日勺后来，UOkVI段母线、II段母线经母联112断路器同期合环。

26）合环正常后来断开母联112断路器。

（四）、#1、#2主变交替带电冲击：

1）合上#1主变llOkV侧中性点1010隔离开关。

2）退出1号主变压器“高后备保护间隙过流”保护连接片；投入1号主变压

器“高后备保护零序过流”保护连接片。

3）按调度规定将#1主变UOkV侧档位调至相额定档位。

4）将#1主变所有保护按保护定值告知单整定。

5）检查并合上#1主变UOkV侧101断路器二次控制、储能电源空开。

6）合上#1主变llOkV侧101断路器1011、1016隔离开关。

7）合上#1主变UOkV侧101断路器对#1主变进行第一次冲击，正常带电10分

钟后，断开101断路器。

8）合上#2主变llOkV侧中性点1020隔离开关。

9）退出2号主变压器“高后备保护间隙过流”保护连接片；投入2号主变压

器“高后备保护零序过流”保护连接片。

10）按调度规定将#2主变UOkV侧档位调至对应的档位。

11）将#2上变所有保护按保护定值告知单整定。

12）检查并合上#2主变HOkV侧102断路器二次控制、储能电源空开。

13）合上#2主变UOkV侧102断路器1022、1026隔离开关;

14）合上#2主变llOkV侧102断路器对#2主变进行第一次冲击，正常带电10

分钟后，断开102断路器。

15）合上#1主变110kV侧101断路器对#1主变进行第二次冲击，正常带电五分

钟后，模拟#1主变本体重瓦斯保护跳开#1主变UOkV侧101断路器。

16）合上#2主变UOkV侧102断路器对#2主变进行第二次冲击，正常带电五分

钟后，模拟#2主变本体重瓦斯保护跳开#2主变UOkV侧102断路器。

17）合上#1主变HOkVW101断路器对#1主变进行第三次冲击，正常带电五分

钟后，模拟#1主变压力释放保护跳开#1主变UOkV侧101断路器。

18）合上#2主变UOkV侧102断路器对#2主变进行第三次冲击，正常带电五分

钟后，模拟#2主变压力释放保护跳开#2主变UOkV侧102断路器。

19）合上#1主变UOkV侧101断路器对#1主变进行第四次冲击，正常带电五分

钟后，模拟#1主变有载重瓦斯保护跳开#1主变UOkV侧101断路器。

20）合上#2主变UOkV侧102断路器对#2主变进行第四次冲击，正常带电五分

许后，模拟井2土变有载重瓦斯保护跳开#2上变UOkV侧102断路器。

21）合上#1主变UOkV侧101断路器对#1主变进行第五次冲击。

22）投入#1主变压器“高后备保护间隙过流”保护压板。

23）断开#1主变压器UOkV侧中性点1010隔离开关。

24）退#1主变压器“高后备保护零序过流”保护压板。

25）合上#2主变llOkV侧102断路器对#2主变进行第五次冲击。

26）投入#2主变压器“高后备保护间隙过流”保护压板。

27）断开#2主变压器UOkV侧中性点1020隔离开关。

28）退#2主变压器“高后备保护零序过流”保护压板。

（五）、#1、#2、#3、#4电炉变交替带电冲击：

1）按照现场运行规程对UOkV#1、#2、#3、#4电炉变交替进行冲击试验

2）冲击之前，向调度申请退出220kV铅厂变电站llOkV母线差动保护，在对

电炉变冲击过程中，对220kV铅厂变电站电石厂【回171断路器、UOkV电

石厂变电站铅厂电站I回151断路器间隔、220kV铅厂变电站电石厂II回

172断路器UOkV电石厂变电站铅厂电站H回152的电流极性进行测试，测

试对的后来，投入220kV铅厂变电站UOkV母线差动保护。

（六）、lOkVI、II段母线带电：

1）检查并合上#1主变10kV侧进线001断路器的储能、控制电源空开；

2）合上#1主变10kV侧进线001断路器，对10kVI段母线第一次带电；

3）五分钟后，断开井1主变10kV侧进线001断路器；

4）将10kVI段母线TV0901隔离手车摇至工作位置；

5）合上升1主变10kV侧进线001断路器，对10kVI段母线第二次带电;

6)检查lOkVI段母线二次电压并记录;

601IIABBCCAANBNCN

电压V

相序:

J60111ABBCCAANBNCN

电压V

相序：。

开口电压:U(L630II-N600);(V)

7)对的后合上TV二次电压空气开关；

8)断开井1主变lOkV侧进线001断路器；

9)合上井1主变10kV侧进线001断路器，对10kVI段母线第三次带电；

10)检查并合上#2主变10kV侧进线002断路器日勺储能、控制电源空开；

11)将#2主变10kV侧进线002断路器隔离手车摇至工作位置；

12)合上#2主变10kV侧进线002断路器，对lOkVH段母线第一次带电;

13)五分钟后，断开#2主变10kV侧进线002断路器；

14)将lOkVH段母线TV0902隔离手车摇至工作位置；

15)合上壮2主变10kV侧进线002断路器，对10kVII段母线第二次带电;

16)枪杳lOkVH段母线二次电压并记录：

602IIABBCCAANBNCN

电压V

相序：

J602IIABBCCAANBNCN

电压V

相序：

开口电压:U(L602II-N600)=(V)

17)对日勺后合上TV二次电压空气开关，检查lOkVH段母线TV重动前后二

次电压；

18)进行10kVI、H段母线二次核相并记录;

电压VA630IIB630IIC630II

A640II

B640II

C640H

L630II—L640II：

电压VJA630IIJB630IIJC630II

JA640II

JB640II

JC640II

19)断开#2主变10kV侧进线002断路器；

20)合上#2主变10kV侧进线002断路器，对10kVII段母线第三次带电;

21)检查并合上10kV母联012断路器日勺储能、控制电源空开；

22)将10kV分段0121隔离手车拉出柜体；

23)将10kV分段012断路器手车摇至工作位置；

24)合上10kV分段012断路器；

25)在10kV分段0121隔离手车柜进行一次核相并记录；

电压VAIBICI

AII

BII

CII

26)核相对日勺后，断开10kV分段012断路器；

27)将10kV分段0121隔离手车摇至工作位置；

28)合上10kV分段012断路器进行I、H段母线TV二次电压并列试验；

29)10kVTV二次电压并列对的后断开10kV分段012断路器；

30)10kV各出线投运：

10kV各出线投运带负荷此前退出llOkV1号及HOkV2号主变差动保护，待电流极

性测试对的后来再投入UOkV1号及llOkV2号主变差动保护，10kV各出线的投运次序

可根据现场的状况进行调整，交替进行各出线的投运。

因10kV部分出线在投运时无负荷，在24小时试运行期间不能进行六角图测量，在

24小时试运行移交后，有负荷后各出线的六角图测量请协调有关部门进行测量。

31)10kV带负荷后来，进行10kV备自投带负荷试验