kV变电站主变压器启动送电方案.docx

kV变电站主变压器启动送电方案.docx

《kV变电站主变压器启动送电方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《kV变电站主变压器启动送电方案.docx（13页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

kV变电站主变压器启动送电方案

编号：

110kV#3主变扩建工程

#3主变压器启动送电方案

编制单位：

110kV#3主变扩建工程

#3主变压器启动送电方案

批准（启委会）

调度机构（省中调）

批准：

审核：

运行单位（）

批准：

审核：

建设单位（）

批准：

审核：

编制单位（）

批准：

审核：

编制：

印发：

110kV变电站#3主变扩建工程启动委员会

海南电网电力调度控制中心，供电局

送达：

海口地调调度台、110kV滨海站、福建宏闽工程监理有限公司、郑州祥和集团电气安装有限公司

一、工程概况1

二、启动范围2

三、启动组织指挥关系2

四、启动前应具备的条件4

五、启动前系统运行方式6

六、启动前变电站运行方式6

七、安全措施7

八、启动试验项目及操作顺序纲要8

九、启动步骤8

十、收尾工作28

十一、附件28

一、工程概况

1、建设规模：

本期为海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程，主要工程量为：

安装1×50MVA主变压器1台、中性点隔离开关1组、110kV中性点避雷器1台、10kV氧化锌避雷器3台、绝缘铜管母线75米、中性点电流互感器1台、支柱绝缘子1支；安装10kV进线开关柜1面、10kV馈线开关柜4面、10kV电容器开关柜1面、10kV消弧线圈开关柜1面、封闭母线桥10米、电力电容器组1组、串联电抗器3台、接地变消弧线圈成套装置1套；安装#3主变保护屏1面、#3主变测控屏1面、10kV分段备自投屏1面、10kV消弧线圈控制屏1面、#3主变电度表屏1面；安装10kV电缆150米、控制电缆5200米。

2、电气主接线方式：

110kV采用单母线分段接线方式。

10kV采用三分段母线接线方式。

110kV配电装置采用户内GIS布置方式。

3、保护设备采用南京南瑞继保工程技术有限公司产品，主要保护设备。

二、启动范围

（一）启动范围

1、#3主变压器；

2、10kVIII段母线；

3、#3接地变消弧线圈成套装置。

4、#3电容器组。

5、

（二）待投运设备调度命名及编号

1、待投运设备调度命名和编号见附件。

三、启动组织指挥关系

启动委员会

启动调试总指挥

现场安全监督及事故应急小组

调试试验指挥

启动操作指挥

值班调度员

启动操作、监护人员

各调试小组组长

1、启动委员会：

负责工程启动前及启动过程中的组织、指挥和协调，审批启动方案及调整方案，确认工程是否具备启动条件，确定启动时间，对启动中出现的重大情况做出决定。

启动委员会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。

2、启动调试总指挥：

根据启动委员会的授权，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操作与调试试验的衔接，向启动委员会汇报启动工作有关情况。

3、启动调度：

地调值班调度员

负责运行系统的操作指挥与事故处理，并在系统允许的条件下为新设备启动工作提供所需的系统条件。

4、启动操作指挥：

在启动调试总指挥的指挥下，根据启动方案指挥启动范围内设备的操作，发布操作指令或许可操作指令，向启动调试总指挥和值班调度员汇报操作有关情况，协助启调试总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。

5、调试试验指挥：

在启动调试总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、试验工作的组织、指挥和协调，落实有关调试、试验的安全措施，向启动调试总挥员汇报调试、试验的有关情况。

6、各调试小组组长：

在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、试验工作，落实有关调试、试验的安全措施，向调试试验指挥员汇报本小组调试、试验有关情况。

7、现场安全监督及事故应急小组：

在启动调试总指挥的指挥下，负责启动调试过程中各种安全监督及事故和突发事件的应急处理。

8、现场操作：

110kV滨海站当值值班员

启动过程中110kV滨海站新设备的操作由110kV滨海站运行人员负责执行，第一操作监护人由施工队人员监护，第二操作监护人由110kV滨海站值班员负责监护，110kV滨海站值班员在接到启动操作指挥的综合指令后，根据启动方案和有关操作规定拟定具体操作票，监护施工人员完成有关操作。

四、启动前应具备的条件

1、本次待投产的基建工作全部竣工，调试结果符合交接验收要求，并经验收组验收合格，具备投运条件。

2、110kV#3主变进线开关经验收组验收合格，具备启动送电条件。

3、110kV备自投开关传动试验已做完并经验收组验收合格，具备投运条件。

4、以110kV滨海站#3主变为基准，对主变两侧做一次定相正确并经验收组验收合格，具备启动送电条件。

5、110kV滨海变电站启动范围内场地平整、通道畅通，电缆沟盖板齐全，临时工棚、脚手架、接地线已拆除。

6、本次投产的开关、刀闸设备均已经标明正确的名称、编号，并与计算机监控和主控室模拟图相符。

7、分步投产的站内带电设备均有围栏或警告牌。

8、电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵。

9、设备外壳接地均良好，地网接地电阻试验合格。

10、通讯、遥信、遥测及计算机监控系统工作正常，新投产的设备有关遥信、遥测远动信息能正确传送至调度。

11、中调、地调已完成相关图形及模型的更新。

12、所有待投运的开关、刀闸、地刀均在分闸位置，10kV手车柜的手车在试验位置，处冷备用状态。

13、所有待投运设备的保护定值按调度下达的继保定值单要求整定投入。

待投运设备完成保护整组传动试验验收合格。

14、滨海站#3主变本体检查良好，排油系统良好。

#3主变高压侧开关档位在5档。

（海口地调）

15、启动前检查待启动设备的设备油位、压力正常。

16、启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署《海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程启动送电通知书》并传真到省中调调度台和海口地调调度台，同时授权给滨海站值长向海口地调调度员汇报：

110kV滨海变电站具备启动送电条件。

海口地调值班调度员根据各自调度范围依据该通知书和滨海站值长申请指挥110kV滨海变电站#3主变启动操作。

17、启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底，变电站操作人员应根据启动方案填写好操作票，其操作票应经监护人员审核合格，110kV滨海站第一操作人为变电站值班人员，第一监护人为施工队人员，第二监护人为变电站值班人员。

五、启动前系统运行方式

系统运行方式按正常方式运行

六、启动前变电站运行方式

1、一次设备运行方式

（1）110kV#3主变进线开关处于冷备用状态。

（2）#3主变10kV侧开关处于冷备用状态。

（3）#3接地变消弧线圈成套装置处于冷备用状态。

（4）#3电容器组处于冷备用状态。

（5）10kVIII段母线处于运行状态。

（6）其他设备正常运行。

2、二次设备运行方式

（1）#3主变110kV侧开关已按继保定值通知单（编号：

）执行。

（海口地调）

（2）#3主变10kV侧开关已按继保定值通知单（编号：

）执行。

（海口地调）

（3）其他设备正常运行。

启动前110kV滨海站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。

七、安全措施

（一）电网安全运行风险评估及措施

1、在#3主变投运期间，10kVIII段母线要从10kVII段母线切换到#3主变，存在严重事故风险。

110kV滨海站务必加强站内一、二次电气设备巡查，遵章操作，严防误投保护或误操作。

2、做好事故预想，做好事故应急处理的准备。

（二）现场操作风险评估及措施

1、启动期间，加强安全监督，杜绝现场倒母操作过程中发生相邻间隔、相邻设备误操作现象。

2、严格落实操作票制度及五防操作规范，杜绝麻痹大意引起误操作。

八、启动试验项目及操作顺序纲要

（一）相关保护定值修改

（二）#3主变启动

（三）断开10kVII段母线和III段母线分段开关

（四）10kVIII段母线启动

（五）10kV#3电容器启动及其带负荷测试

（六）10kV备自投试验

（七）10kV#3消弧接地装置启动

（八）运行方式安排

九、启动步骤

（一）相关保护定值修改

1.滨海站：

退出110kV#3主变开关重合闸出口硬压板。

（二）#3主变启动

1.滨海站：

投入#3主变压力释放及温度高跳闸压板。

2.滨海站：

合上#3主变110kV侧刀闸。

3.滨海站：

确认#3主变有载调压档位已调至中间档。

4.滨海站：

合上#3主变110kV侧中性点刀闸。

（报中调）

5.滨海站：

将#3主变保护定值（编号：

）中第项“复压闭锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为，（编号：

）中第项“复压闭锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为0，第项“复压闭锁过流Ⅱ段时间”定值由更改为0，第项“复压闭锁过流Ⅲ段时间”定值由更改为0，第项“复压闭锁过流Ⅳ段时间”定值由更改为0第项“复压闭锁过流Ⅴ段时间”定值由更改为0第项“复压闭锁过流Ⅵ段时间”定值由更改为0（编号：

）中第项“复压闭锁过流Ⅰ段时间”定值由更改为0，第项“复压闭锁过流Ⅱ段时间”定值由更改为0，第项“复压闭锁过流Ⅲ段时间”定值由更改为0,第项“复压闭锁过流Ⅳ段时间”定值由更改为0第项“复压闭锁过流Ⅴ段时间”定值由更改为0第项“复压闭锁过流Ⅵ段时间”定值由更改为0（高中低后备保护）（海口地调）

6.滨海站：

确认110kV内桥开关在冷备用状态，合上110kV内桥开关。

7.滨海站：

合上110kV#3主变进线开关，对#3主变冲击第一次，带电10分钟，观察励磁涌流和空载电流，现场检查#3主变带电正常。

8.滨海站：

断开110kV#3主变进线开关，停电10分钟。

9.滨海站：

合上110kV#3主变进线开关，对#3主变冲击第二次，检查#3主变带电正常，带电10分钟。

10.滨海站：

检查#3主变带电正常后，用本体重瓦斯保护点跳#3主变110kV侧开关及内桥开关，停电5分钟。

11.滨海站：

检查#3主变110kV侧开关及内桥开关在分闸位置。

12.滨海站：

确认110kV内桥开关在冷备用状态，合上110kV内桥开关。

13.滨海站：

合上#3主变110kV侧开关，对#3主变冲击第三次，检查#3主变带电正常，带电5分钟。

14.滨海站：

检查#3主变带电正常后，用有载重瓦斯保护点跳#3主变110kV侧开关及内桥开关，停电5分钟。

15.滨海站：

检查#3主变110kV侧开关及内桥开关在分闸位置。

16.滨海站：

将#3主变110kV侧开关由热备用转运行，对#3主变冲击第四、五次，每次带电5分钟停电5分钟，第五次带电正常后保持#3主变110kV侧开关在运行状态。

（三）断开10kVII段母线III段母线分段开关

1、滨海站：

断开10kVIII段母线出线开关、、、；将出线开关、、、小车摇出，检查确认在冷备用状态。

2、滨海站：

断开10kVII、III段母线分段开关；将10kVII、III段母线分段开关小车摇出，检查确定10kVIII段母线在冷备用状态。

（四）10kVIII段母线启动

1.滨海站：

将#3主变10kV侧开关小车摇至工作位置。

2.滨海站：

将10kV#3电容器开关、10kV#3接地变开关、由冷备用转为热备用。

3.滨海站：

合上#3主变10kV侧开关，对#3主变10kV侧开关第一次冲击，带电3分钟。

4.滨海站：

在10kVＩ段、II段、III段母线带电期间，检查10kVＩ段、II段、III段母线PT二次电压幅值、相位应正确，并对10kVＩ段、II段、III段母线PT二次电压进行同源核相应正确。

5.滨海站：

将#3主变10kV侧开关由运行转热备用，停电3分钟。

6.滨海站：

将#3主变10kV侧开关由热备用转运行，对#3主变10kV侧开关第二、三次冲击，每次带电3分钟停电3分钟，最后一次冲击正常后，合上#3主变10kV侧开关，确定10kVIII段母线带电正常。

（五）10KV#3电容器启动及其带负荷测试

1.滨海站：

合上#3电容器本体刀闸。

2.滨海站：

将#3电容器开关由热备用转运行，对#3电容器第一冲击，带电3分钟。

3.滨海站：

在#3电容器带电期间检查#3电容器本体带电正常，检查#3电容器电流应正确。

（保护、测量、计量）

4.滨海站：

在#3电容器带电期间检查10kV分段开关电流回路应正确（保护、测量、计量）

5.滨海站：

在#3电容器带电期间检查#3主变高低侧差流应正确。

6.滨海站：

检查110kV#3主变间隔电流回路应正确。

（保护、差动、录波、备自投、测量、计量）

7.滨海站：

将#3电容器开关由运行转热备用，停电3分钟。

8.滨海站：

将#3电容器开关由热备用转运行，对#3电容器第二、三次冲击，每次带电3分钟停电3分钟，最后一次冲击正常后检查确定#3电容器开关正常运行。

（六）10kV备自投试验

1.滨海站：

检查10kV备自投充电完成。

2.滨海站：

将10kV#2、#3母线分段开关摇至工作位置，转为热备用状态。

3.滨海站：

将10kV#1、#2母线分段开关由运行转为冷备用状态。

4.滨海站：

拉开10kV备自投装置10kV#2、#3母线二次电压空开。

5.滨海站：

检查10kV备自投动作应正确，检查#2主变10kV侧开关在分闸位置，#3主变10kV侧开关在合闸位置，10kV分段开关在合闸位置。

6.滨海站：

合上10kV备自投装置10kV#2、#3母线电压二次空开。

7.滨海站：

检查10kV备自投充电完成。

8.滨海站：

拉开10kV备自投装置10kV#2、#3母线二次电压空开。

9.滨海站：

检查10kV备自投动作应正确，检查#2主变10kV侧开关在合闸位置，#3主变10kV侧开关在分闸位置，10kV分段开关在合闸位置。

10.滨海站：

合上10kV备自投装置10kV#2、#3母线二次电压空开。

11.滨海站：

将10kV#2、#3母线分段开关1012由运行转热备用。

12.滨海站：

将#3主变10kV侧开关由热备用转运行。

13.滨海站：

检查10kV备自投充电完成。

14.滨海站：

拉开10kV备自投装置10kV#2母线二次电压空开。

15.滨海站：

检查10kV备自投动作应正确，检查#2主变10kV侧开关在分闸位置，#3主变10kV侧开关在合闸位置，10kV#2、#3母线分段开关在合闸位置。

16.滨海站：

合上10kV备自投装置10kV#2母线二次电压空开。

17.滨海站：

将10kV#2、#3母线分段开关由运行转热备用。

18.滨海站：

将#2主变10kV侧开关由热备用转运行。

19.滨海站：

检查10kV备自投充电完成。

20.滨海站：

拉开10kV备自投装置10kV#3母线二次电压空开。

21.滨海站：

检查10kV备自投动作应正确，检查#2主变10kV侧开关在合闸位置，#3主变10kV侧开关在分闸位置，10kV#2、#3母线分段开关在合闸位置。

22.滨海站：

将10kV#2、#3母线分段开关由运行转热备用。

（#2、#3主变10kV开关在运行状态，10kV#2、#3母线分段在热备用状态）

（七）10kV#3消弧接地装置启动

1.滨海站：

退出#3低压配电屏的380V自投功能，将#3低压配电屏上的#3接地变的进线开关上的自动/手动转换按钮切换至手动位置。

2.滨海站：

断开#3低压配电屏上的#3接地变的进线开关。

3.滨海站：

断开站内临时交流电源，将#3接地变的低压侧电缆接入低压配电屏的#3接地变进线端。

4.滨海站：

合上10kV#3接地变中性点刀闸。

5.滨海站：

确认#3低压配电屏上的#3接地变低压侧开关在断开位置。

6.滨海站：

将10kV#3接地变开关由热备用转运行，对10kV#3接地变开关冲击第一次，带电3分钟。

7.滨海站：

在10kV#3接地变带电期间，检查10kV#3接地变电流回路（保护、测量、计量）应正确，在#3低压配电屏检查#3接地变的低压侧电压和相序应正常。

8.滨海站：

将10kV#3接地变开关由运行转热备用，停电3分钟。

9.滨海站：

将10kV#3接地变开关由热备用转运行，对10kV#3接地变开关冲击第二、三次，每次带电3分钟停电3分钟，最后一次冲击正常后保持#3主变10kV侧开关在运行状态。

10.滨海站：

投入#3低压配电屏上的#3接地变低压侧进线开关，将站用380V负荷转至#3接地变带。

（站用电恢复）

11.滨海站：

检查380V自投功能应正确。

12.滨海站：

恢复#2主变保护定值，投入#2差动保护压板，退出#2主变压力释放及温度高跳闸压板。

13.滨海站：

恢复#3主变保护定值，投入#3差动保护压板，退出#3主变压力释放及温度高跳闸压板。

（八）运行方式安排

1.请调度安排110kV滨海站运行方式。

十、收尾工作

1.启动工作涉及所有变电站按中调要求调整运行方式，并检查确认一次设备在调度规定的运行状态。

2.启动工作涉及的所有变电站应检查确认已按继电保护定值通知单要求及现场运行规程，正确无误地投、退有关保护。

确认临时修改的定值已全部恢复完毕。

3.所有投产设备运行24小时，具备投运条件后，按有关要求移交运行部门管理。

十一、附件

附件1:

110kV滨海变电站主接线图。

附件2：

110kV滨海站站内开关设备双重编号。