220kV变电站工程试运行方案解析.docx

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220kV变电站工程试运行方案解析

220kVII线送变电工程新设备启动试运行方案

批准：

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编写单位审核：

编写：

联系电话：

一、

工程概况

1.220kV变电站：

本站已投入运行，本期工程为新增扩建220kVII线工程220kV配电装置本期有：

220kVII线2053间隔，新增220kV线路保护屏2面、220kV线路测控屏1面、220kV故障录波屏1面、220kV线路计量屏1面，原有220kV母差保护屏1面、同期控制屏1面。

2.右岸水电站：

拆除原有35kV升压变压器及35kV控制室，增加一台。

右岸电厂发电机组经过10kV电缆连接至220kV升压变压器，经过升压变压器升压后连接220kVGIS出线间隔，220kVGIS间隔采用架空出线，由出线套管直接连接至附近架空线路塔。

220kV配电装置本期有：

10kV/220kV的升压变压器及一个220kVGIS间隔。

新增220kV线路保护屏2面、220kV线路测控屏2面、220kV故障录波屏1面、220kV线路计量屏1面。

3.220kVII线：

线路电压等级为220kV，本工程线路由水电站电厂（右岸）220kV升压站终端塔出线后，经J1终端塔向东面走线一段后，线路经J2转角塔转向北面，跨越红水河后经J3、J4转角塔至开关站（左岸）附近已建设的终端塔，线路长度约1.4km。

二、启动试运行前准备

1.运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。

2.所有启动试运行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会呈交验收结果报告，启动委员会认可已具备试运行条件。

3.220kV变电站、右岸水电站与调度的通信开通，启动设备的远动信息能正确传送到调度。

4.启动试运行范围内的设备图纸及厂家资料齐全，有关图纸资料报供电局调度管理所。

5.启动试运行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报生技、安监部备案。

6.施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报调度备案。

7.与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。

三、启动试运行范围

1.220kV变电站：

220kVII线2053间隔。

2.右岸水电站：

10kV/220kV的升压变压器、220kVGIS间隔。

3.右岸水电站：

发电机机组。

四、启动试运行项目

1.220kV变电站：

对220kVII线进行3次带电冲击。

2.右岸水电站：

对主变进行5次带电冲击。

3.右岸水电站220kV主变高压侧QF2005开关、发电机出口QF909开关、220kV变电站220kVII线2053开关自动准同期合闸。

4.右岸水电站：

220kVII线线路保护、主变保护带负荷判方向。

5.220kV变电站：

220kVII线线路保护、母差保护带负荷判方向。

6.右岸水电站：

发电机组甩负荷试验。

五、启动试运行时间安排：

2013年月日开始

六、启动试运行指挥成员名单和电话

1.启动试运指挥组长：

联系电话：

2.启动试运指挥副组长：

联系电话：

3.220kV变电站：

值班员联系电话：

4.右岸水电站：

值班员联系电话：

七、启动试运行应具备的条件

1.所有启动范围的电气设备均按规程试验完毕、验收合格。

2.右岸水电站主变电流回路极性接线正确。

3.220kV变电站、右岸水电站与调度之间的通信能满足调度运行要求，启动设备相关的远动信息能正常传送到调度。

4.所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调度下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。

5.所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施拆除，与带电设备之间的隔离措施已做好，所有施工人员已全部撤离现场，现场具备送电条件。

6.运行单位已向调度报送启动申请。

7.启动调试开始前，参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关的运行规程规定。

与启动有关的运行维护单位应根据启委会批准的启动方案，提前准备操作票。

8.220kVII线线路绝缘试验合格，已向试运行小组组长汇报。

八、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合：

1.220kV变电站：

220kVⅠ段母线在运行状态；220kVⅡ段母线在运行状态。

2.220kV变电站：

220kVII线2053开关在冷备用状态。

3.右岸水电站：

220kVII线QF2005开关在冷备用状态。

4.右岸水电站：

220kV主变低压侧QS9511隔离手车在试验位置。

九、检查一、二次设备状态

由启动试运指挥组长下令，现场值班人员和试运行人员按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动试运行开始前完成。

1.一次设备检查：

220kV变电站：

1）检查220kVII线2053开关在断开位置，20536、20531、20532、刀闸在断开拉置，205367、205327、2053617地刀在断开位置。

右岸水电站：

2）检查220kVII线QF2005开关在断开位置，QS20056刀闸在断开拉置，QS2005617、QS200567地刀在断开位置。

3）主变中性点250QS地刀在断开位置。

4）检查220kV主变低压侧QS9511隔离手车在试验位置。

5）检查主变高压侧置于1档位置

3．二次设备检查和保护投退

220kV变电站：

1）检查220kVII线2053开关重合闸出口压板已退出。

2）检查220kVII线2053间隔的测控装置电源、保护装置电源、故障录波装置、刀闸控制电源、电机电源、开关的储能电源、控制电源已投入，保护定值已按正式定值单整定投入，压板功能投退正确。

3）检查220kVII线2053间隔的线路保护装置、测控装置、故障录波装置的220kV母线电压空开已投入，其线路PT二次空开已断开。

右岸水电站：

4）检查220kVII线GIS间隔线路保护装置电源、控制电源、储能电源、测控电源、电机电源已投入。

5）检查主变差动、后备、非电量保护装置电源已投入，保护定值已按正式定值单整定投入，压板功能投退正确。

6）检查220kVII线GIS间隔线路PT二次电压空开在断开位置。

十、启动试运行步骤:

1.220kV变电站：

对220kVII线进行3次带电冲击。

1）申请地调令：

220kV变电站将220kV母差保护定值切换至临时定值，投入过流保护投入压板，投入母差跳II线2053开关压板。

2）申请地调令：

220kV变电站220kVII线2053开关保护定值切换至临时定值。

3）申请地调令：

220kV变电站合上220kVII线20531、20536刀闸（或20532、20536）。

申请地调令：

220kV变电站合上220kVII线2053开关，对220kVII线进行3次带电冲击，每次5分钟，间隔5分钟，第三次充电正常后对220kVII线线路PT二次电压幅值、相序进行测量。

序号

测量地点

单元号

端子号

回路号

幅值（V）

相序

备注

220kVII线线路端子箱

A6092II

220kV线路电压

B6092II

C6092II

N600

L630I

220kVII线线路保护I柜

N600

220kV线路A相电压

L609I

220kVII线线路保护II柜

N600

220kV线路A相电压

L609I

同期柜

N600

220kV线路A相电压

L609I

序号

测量地点

单元号

端子号

回路号

幅值（V）

相序

备注

计量柜

A6092II

220kV线路电压

B6092II

C6092II

N600

2.右岸水电站：

对主变进行5次带电冲击。

消防器材应准备好，主变充电后派专人在变压器旁监视，如有异常情况，应立即通报试运行负责人。

4）右岸水电站对220kVII线线路PT二次电压幅值、相序进行测量，电压正确后合上220kVII线线路PT二次电压空开。

序号

测量地点

单元号

端子号

回路号

幅值（V）

相序

备注

GIS控制柜

VT11

A630I

220kV线路保护电压

B630I

C630I

N600

L630I

A630jI

220kV线路计量电压

B630jI

C630jI

N600

5）申请地调令：

右岸水电站将主变保护切换至临时定值。

6）申请地调令：

右岸水电站合上主变高压侧2G（DS11）刀闸、1号主变中性点11G地刀。

7）申请地调令：

右岸水电站合上220kV主变高压侧QF2005开关对主变全电压合闸四次。

第一次持续时间10分钟，其它各次持续5分钟。

第一次与第二次间隔10分钟，以后每次间隔5分钟，第四次冲击合闸后断开220kV主变高压侧QF2005开关。

冲击合闸时在保护装置监测主变励磁涌流，冲击过程中如发现异常立即汇报试运行指挥长停止冲击查明原因后方可继续进行启动试运行。

8）申请地调令：

在第五次充电前断开主变高压侧QS20056刀闸、合上主变高压侧QS200567地刀。

9）申请地调令：

右岸水电站把主变高压档位由1档调到3档。

10）申请地调令：

右岸水电站断开主变高压侧QS200567地刀、合上主变高压侧QS20056刀闸。

11）申请地调令：

右岸水电站合上220kV主变高压侧QF2005开关对主变第5次充电5分钟，正常后不再断开220kV主变高压侧QF2005开关。

12）申请地调令：

右岸水电站断开主变中性点250QS地刀。

（由运行方式决定）

13）申请地调令：

右岸水电站将主变保护恢复为正常运行定值。

3.右岸水电站：

发电机出口QF909开关同期合闸。

14）将主变低压侧QS9511隔离手车摇至工作位置。

15）启动发电机组至空载状态。

16）选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。

17）断开同期点隔离开关，分别以手动与自动准同期方式进行模拟并列试验（即：

假同期试验）；检查同期装置的工作情况。

18）申请地调令：

进行机组的手动与自动准同期正式并列。

19）同期并网正常后不再断开发电机出口QF909开关。

4.右岸水电站：

220kV主变高压侧QF2005开关自动准同期合闸。

20）右岸水电站断开220kV主变高压侧QF2005开关。

21）选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。

22）断开同期点隔离开关，自动准同期方式进行模拟并列试验（即：

假同期试验）；检查同期装置的工作情况。

23）申请地调令：

右岸水电站220kV主变高压侧QF2005开关自动准同期合闸。

24）同期并网正常后不再断开220kV主变高压侧QF2005开关。

5.220kV变电站：

220kVII线2053开关自动准同期合闸。

25）220kV变电站断开220kVII线2053开关。

26）选择同期点及同期断路器，检查同期回路的正确性。

27）断开同期点隔离开关，自动准同期方式进行模拟并列试验（即：

假同期试验）；检查同期装置的工作情况。

28）申请地调令：

220kV变电站220kVII线2053开关自动准同期合闸。

29）同期并网正常后不再断开220kVII线2053开关。

6.右岸水电站：

220kVII线线路保护、主变保护带负荷判方向。

30）机组并网后带固定负荷后进行220kVII线线路保护、主变保护带负荷判方向。

31）220kVII线线路保护主一保护柜：

31.1交流电压和电流的数值检验：

保护装置在运行状态下,按“↑”键进入主菜单,选择“保护状态”菜单分别对DSP和CPU插件进行交流量数值校验。

以实际负荷为基准,校验电压、电流互感器变比是否正确。

1）线路潮流情况

名称

有功功率P

无功功率Q

线路电压UX

电压互感器变比（线路）

母线电压UM

电压互感器变比（母线）

线路电流

电流互感器变比

数值

2）电压、电流测量情况

名称

DSP显示值

CPU显示值

检验结果:

31.2检验交流电压和电流的相位：

保护装置在主菜单中选择“保护状态”菜单,分别对DSP和CPU插件进行相位检验.在进行相位校验时,应分别检验三相电压、三相电流之间的相位关系,并根据实际负荷情况,核对交流电压和交流电流之间的相位关系.

1）DSP、CPU插件的测量相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

DSP显示值

CPU显示值

检验结果:

───────

2）电压电流相角的外接表计测量值

测量内容

UA--IA

UB--IB

UC--IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

测量值（度）

检验结果:

───────

32）220kVII线线路保护主二保护柜：

32.1交流电压和电流的数值检验：

保护装置在运行状态下,按“↑”键进入主菜单,选择“保护状态”菜单分别对DSP和CPU插件进行交流量数值校验。

以实际负荷为基准,校验电压、电流互感器变比是否正确。

1）线路潮流情况

名称

有功功率P

无功功率Q

线路电压UX

电压互感器变比（线路）

母线电压UM

电压互感器变比（母线）

线路电流

电流互感器变比

数值

2）电压、电流测量情况

名称

DSP显示值

CPU显示值

检验结果:

32.2检验交流电压和电流的相位：

1）DSP、CPU插件的测量相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

DSP显示值

CPU显示值

检验结果:

───────

2）电压电流相角的外接表计测量值

测量内容

UA--IA

UB--IB

UC--IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

测量值（度）

检验结果:

───────

33）220kVII线主变保护主一保护柜带负荷判方向。

33.1交流电压和电流的数值检验

保护装置在运行状态下,进行交流量数值校验.以实际负荷为基准,校验电压、电流互感器变比是否正确.

主变潮流情况

高压侧主变潮流

名称

有功功率P

无功功率Q

功率因素

主变电压UX

电压互感器变比（主变）

主变电流

电流互感器变比

数值

名称

装置显示值

分支1主变潮流

名称

有功功率P

无功功率Q

功率因素

主变电压UX

电压互感器变比（主变）

主变电流

电流互感器变比

数值

名称

装置显示值

分支2主变潮流

名称

有功功率P

无功功率Q

功率因素

主变电压UX

电压互感器变比（主变）

主变电流

电流互感器变比

数值

名称

装置显示值

分支3主变潮流

名称

有功功率P

无功功率Q

功率因素

主变电压UX

电压互感器变比（主变）

主变电流

电流互感器变比

数值

名称

装置显示值

检验结果:

───────

33.2检验交流电压和电流的相位

保护装置在主菜单中选择“保护状态”菜单,对保护装置进行相位检验.在进行相位校验时,应分别检验三相电压、三相电流之间的相位关系,并根据实际负荷情况,核对交流电压和交流电流之间的相位关系.

1）插件的测量相角

高压侧相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

装置显示值

分支1相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

装置显示值

分支2相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

装置显示值

分支3相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

装置显示值

差动差电流采样:

A相差流（Ie）

B相差流（Ie）

C相差流（Ie）

A相制动电流（Iz）

B相制动电流（Iz）

C相制动电流（Iz）

高压侧

分支1

分支2

分支3

检验结果：

2）电压电流相角的外接表计测量值

高压侧相角测量值

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

高压侧

分支1相角测量值

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

分支1

分支2相角测量值

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

分支2

分支3相角测量值

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

分支3

检验结果:

34）220kVII线主变保护主二保护柜带负荷判方向。

34.1交流电压和电流的数值检验

保护装置在运行状态下,进行交流量数值校验.以实际负荷为基准,校验电压、电流互感器变比是否正确.

主变潮流情况

高压侧主变潮流

名称

有功功率P

无功功率Q

功率因素

主变电压UX

电压互感器变比（主变）

主变电流

电流互感器变比

数值

名称

装置显示值

分支1主变潮流

名称

有功功率P

无功功率Q

功率因素

主变电压UX

电压互感器变比（主变）

主变电流

电流互感器变比

数值

名称

装置显示值

分支2主变潮流

名称

有功功率P

无功功率Q

功率因素

主变电压UX

电压互感器变比（主变）

主变电流

电流互感器变比

数值

名称

装置显示值

分支3主变潮流

名称

有功功率P

无功功率Q

功率因素

主变电压UX

电压互感器变比（主变）

主变电流

电流互感器变比

数值

名称

装置显示值

检验结果:

───────

34.2检验交流电压和电流的相位

1）插件的测量相角

高压侧相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

装置显示值

分支1相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

装置显示值

分支2相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-UB

UB-UC

UC-UA

电压相序

电流相序

装置显示值

分支3相角

名称

UA-IA

UB-IB

UC-IC

UA-U

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