风电场110kV升压站启动方案Word下载.docx
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5.4
六、启动操作及配合单位:
设计单位:
计工程有限公司
监理单位:
甘、有限公司
施工单位:
四、池电力建设总公司(玛丽第四风电场升压站安装单位)、国气有限公司、中铁六安装公司、天发展有限公司。
配合厂家:
合肥保变、广州智光、山东泰开、江苏如皋、明阳电气公司、国电联合动力、广东明阳风电公司、武汉联动设计院、中恒博瑞、南瑞继保、桂林信通、兰吉尔电能表、山东山大、南思、深圳格旭。
协作单位:
电力调度控制中心、玛丽供度控制中心、华电国能源有限公司。
七、人员组织
7.1操作总指挥:
7.2现场操作人:
7.3监护人:
7.4四川建设总公司检修维护人员:
7.5施工单位配合启动人员:
四川岳池:
国飞电气:
6
天信:
9
中铁十一局:
合肥保变:
广州智光:
山东泰开:
江苏如皋:
明阳电气:
联合动力:
明阳风电:
南瑞继保:
中恒博瑞:
兰吉尔:
南思:
深圳格旭:
武汉联动:
甘肃吉田:
7.6职责分工
7.6.1监理单位负责送电前及送电时的协调工作。
7.6.2安装单位负责送电前的现场清扫、设备检查工作。
7.6.3调试单位负责送电后系统动态参数的测试、数据记录整理工作。
7.6.4玛丽第四风电场值(班)长李建莽负责与调度的联系、定值核对、接调度令。
7.6.5倒闸操作由玛丽第四风电场值(班)长李建莽负责下令,由调试单位人员进行操作。
7.6.6箱变低压侧核相及调相工作由箱变安装单位负责进行。
7.6.7风机受电后由各自风机厂家负责进行风机的动态调试。
八、本次工程启动范围
8.1330kV马家河变电站侧:
8.1.1110kV玉湖线125开关间隔。
8.1.2110kV玉湖线线路。
8.2110kV玛丽第三风电场升压站侧:
8.2.1玛丽第三风电场110kV电气系统及母线设备(PT、避雷器等)
8.2.2玉湖线111开关间隔。
8.2.3马普线112开关间隔。
8.2.4110kV马普线线路。
8.3110kV玛丽第四风电场升压站侧:
8.3.1110kV系统
8.3.1.1玛丽第四风电场110kV马普线;
马普线111开关及两侧隔离开关111-1、111-3;
马普线线路CT、PT及避雷器。
8.3.1.2#1主变压器及中性点设备。
8.3.235kV系统
8.3.2.135kVⅠ母301开关及母线31-9PT。
8.3.2.2#1站用变兼接地变及315开关。
8.3.2.3#1集电线路及311开关。
8.3.2.4#2集电线路及312开关。
8.3.2.5#3集电线路及313开关。
8.3.2.6SVG无功补偿装置、314开关及314-3隔离开关。
8.3.3风机箱式变压器系统
8.3.3.1#1-#33风机箱式变压器。
8.3.3.2风机箱式变压器690V系统。
8.3.3.3风机箱式变压器400V系统。
九、调管范围
110kV马普线及两侧开关间隔和无功补偿装置由玛丽供电局地调直接调管,#1主变中性点接地刀闸由玛丽供电局地调间接调管,其它变电站内设备在第一次投运期间由施工单位临时调管,试运时报玛丽第四风电场值长同意,试运行24小时正常后移交玛丽第四风电场代管,工程移交后由玛丽第四风电场正式接管。
十、启动前的准备工作(启动条件)
10.1与本次启动范围内有关的设备施工结束、调试完毕,经检查验收合格;
临时安全措施已全部拆除,无遗留杂物,符合投运要求。
10.2现场设备缺陷已全部消除并验收合格,倒送电前达到零缺陷启动条件。
10.3向玛丽供电局地调提供110kV马普线、110kV玛丽第三风电场升压站马普线112开关间隔、330kV马家河变电站125玉湖线间隔、玛丽第四风电场110kV升压站试验及验收报告、投入运行的申请。
10.4有关技术资料图纸齐全,启动设备型号、参数报送玛丽供电局地调。
10.5有关保护、二次设备完好、现场运行规程齐全。
所有待投运设备继电保护按整定通知书要求投入,重合闸停运,压板投退符合要求,并与相关部门核对无误。
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。
(110KV线路保护定值与玛丽供电局地调核对,其它定值与风电厂相关人员核对。
)并通过资质部门验收合格,监控信号回路正常。
10.6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。
10.7待投运的110kV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。
10.8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。
10.9新投运设备命名编号、标志齐全,施工人员全部撤离现场,并挂好警示牌,做好防范措施,确保人身安全。
10.10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。
10.11站内配备足够的消防设施及绝缘安全工器具,主变消防系统能正常运行。
10.12设备外壳接地均良好、接地网接地电阻试验合格,待启动设备的油位、气体压力正常。
10.13新投运的所有设备遥信、遥测、远动信息正常传送地调。
10.14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。
操作人员按启动方案要求填写操作票,并在模拟系统上模拟操作一次,以确保操作正确无误。
10.15启动前一天,核对新设备的继电保护定值及压板投入、退出情况与保护定值通知单要求相符,校对无误。
10.16记录避雷器放电记数器的动作底数。
10.17记录电度表底码,并报相应部门备案。
10.18启动当天,线路施工单位对待投运线路进行摇测绝缘电阻并进行核相,结果应符合启动要求。
10.19启动当天测量所有待投运设备的绝缘电阻符合投运要求。
10.20检查确认所有待投运设备处“冷备”状态,施工接地线已拆除,现场检查无遗物,所有待投运设备的开关、刀闸、接地刀闸在断开位置。
注油设备油位正常,刀闸等设备操作可靠。
10.21玛丽第四风电场110kV升压站#1主变110kV侧分接开关档位调至2档。
10.22风险分析及防范措施
风险分析
防范措施
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。
带接地刀闸送电
1、核对相关设备名称、编号、位置;
2、操作前详细检查接地刀闸已拉开;
3操作过程中监护到位。
有缺陷的五防装置
1、操作前对五防装置进行详细检查;
2、五防装置缺陷按紧急缺陷处理;
3、严格按照五防正常操作解锁管理流程申请解锁操作。
误操作
1、操作前核对相关设备名称、编号、位置正确无误;
2、严格按照五防正常操作步骤执行,禁止跳项、漏项操作。
人身触电
与带电设备保持足够的安全距离;
工作过程中做好监护,禁止攀爬设备构架。
十一、安全及质量保证措施
11.1一次系统检查
11.1.1检查本次启动所拟投入的设备一次部分连接完好,设备的接地可靠,断路器、隔离开关、接地刀闸动作正常,SF6断路器气体密度继电器压力表指示正常。
11.1.2母线相色、标志齐全,设备编号正确,母线相间、对地距离符合规程要求。
一次相序核对无误。
11.1.3检查启动范围内所有设备的对地及相间绝缘电阻合格。
11.1.4检查启动范围内所有隔离开关、接地刀闸及断路器均处于“断开”位,不启动的系统接地刀闸应处于“合”位。
11.2二次系统检查
11.2.1检查端子螺丝紧固,无松动现象,端子排标号正确,保护和跳闸压板标识清楚。
11.2.2检查所有CT二次回路无开路,PT二次回路无短路现象,备用CT应在就地端子箱短路接地。
11.2.3检查保护定值整定无误,经通电检查可靠动作,测量部分通电指示正确。
11.2.4断开所有启动范围内断路器的操作电源及隔离开关的电动机电源。
11.3安全保证措施
11.3.1启动现场应具备紧急联系电话表,送电前调度电话、值班电话要保持畅通,现场监控系统和画面要可靠清晰,现场应有可靠的通讯设备(对讲机4部、录音电话1部)。
11.3.2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。
11.3.3启动现场应保持紧急疏散通道的畅通。
11.3.4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。
11.3.5启动范围内的一、二次设备安装处消防设施完善,同时配备合适的、充足的消防器材。
11.3.6启动范围内应有足够的照明设备。
11.3.7启动范围内所有运行设备挂警示牌,刀闸、爬梯加锁,无围栏处应加临时围栏。
11.3.8设备受电时所有人员应远离设备。
11.3.9启动期间应配备足够的、经检验合格的安全工器具。
11.3.10启动期间应由试运指挥部统一指挥,所有人员(包括保安、消防、医疗人员)均应在现场值班,以保证启动的安全、顺利进行。
11.3.11启动期间试验、操作人员所有操作应严格执行工作票制度、操作票制度及变电站运行规程进行,专人操作、专人监护,其他人员不得擅自进行操作。
11.3.12启动期间受电范围内严禁无关人员进行施工,如有需要应经试运指挥部批准,并办理相关工作票。
11.3.13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。
11.3.14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。
十二、送电前的检查
12.1线路送电前的检查
12.1.1检查110kV线路马普线有关所有工作均已结束,所有工作票已全部收回并结束。
12.1.2检查110kV线路马普线全线所有临时安全措施均已拆除,工作人员已全部撤离现场。
12.1.3检查110kV线路马普线沿线已设置好设备带电的安全警示标志。
12.1.4检查110kV线路马普线112-0接地刀闸确在“分”位。
12.1.5检查110kV线路马普线112-03接地刀闸确在“分”位。
12.1.6检查110kV线路马普线112-01接地刀闸确在“分”位。
12.1.7检查110kV线路马普线112-3隔离开关确在“分”位。
12.1.8检查110kV线路马普线112-1隔离开关确在“分”位。
12.1.9检查110kV线路马普线112断路器确在“分”位。
12.1.10检查110kV线路马普线111-0接地刀闸确在“分”位。
12.1.11检查110kV线路马普线111-03接地刀闸确在“分”位。
12.1.12检查110kV线路马普线111-02接地刀闸确在“分”位。
12.1.13检查110kV线路马普线111-01接地刀闸确在“分”位。
12.1.14检查110kV线路马普线111-3隔离开关确在“分”位。
12.1.15检查110kV线路马普线111-1隔离开关确在“分”位。
12.1.16检查110kV线路马普线111断路器确在“分”位。
12.1.17测量110kV线路马普线线路PT绝缘电阻合格。
12.1.18测量110kV线路马普线线路绝缘电阻合格
12.1.19检查110kV线路马普线、112开关间隔、111开关间隔有关电气回路清洁完好无遗物,无妨碍送电情况。
12.2#1主变送电前的检查
12.2.1检查#1主变有关所有工作均已结束,所有工作票已全部收回并结束。
12.2.2检查#1主变所有临时安全措施均已拆除,工作人员已全部撤离现场,常设安全措施已全部恢复。
12.2.3检查110kV线路马普线111-03接地刀闸确在“分”位。
12.2.4检查110kV线路马普线111-02接地刀闸确在“分”位。
12.2.5检查110kV线路马普线111-01接地刀闸确在“分”位。
12.2.6检查110kV线路马普线111-3隔离开关确在“分”位。
12.2.7检查110kV线路马普线111-1隔离开关确在“分”位。
12.2.8检查110kV线路马普线111断路器确在“分”位。
12.2.9检查#1主变中性点接地刀闸011-0确在“分”位。
12.2.10检查#1主变低压侧301小车开关确在“检修”位置。
12.2.11测量#1主变高、低压侧绝缘电阻合格。
12.2.12检查#1主变本体、111开关间隔有关电气回路清洁完好无遗物,无妨碍送电情况。
12.335kVⅠ母送电前的检查
12.3.1检查35kVⅠ母有关所有工作均已结束,所有工作票已全部收回并结束。
12.3.2检查35kVⅠ母所有临时安全措施均已拆除,工作人员已全部撤离现场,常设安全措施已全部恢复。
12.3.3检查#1主变低压侧301小车开关确在“检修”位置。
12.3.4检查35kVⅠ母PT31-9小车插件却在“检修”位置。
12.3.5检查35kV#1集电线路311-0接地刀闸确在“分”位。
12.3.6检查35kV#1集电线路311小车开关确在“检修”位置。
12.3.7检查35kV#2集电线路312-0接地刀闸确在“分”位。
12.3.8检查35kV#2集电线路312小车开关确在“检修”位置。
12.3.9检查35kV#3集电线路313-0接地刀闸确在“分”位。
12.3.10检查35kV#3集电线路313小车开关确在“检修”位置。
12.3.11检查35kVSVG无功补偿装置314-0接地刀闸确在“分”位。
12.3.12检查35kVSVG无功补偿装置314小车开关确在“检修”位置。
12.3.13检查35kV#1站用变兼接地变315-0接地刀闸确在“分”位。
12.3.14检查35kV#1站用变兼接地变315小车开关确在“检修”位置。
12.3.15测量35kVⅠ母PT绝缘电阻合格。
12.3.16测量35kVⅠ母母线绝缘电阻合格。
12.3.17检查35kVⅠ母母线及所有小车开关柜内有关电气回路清洁完好无遗物,无妨碍送电情况。
12.435kV#1站用变送电前的检查
12.4.1检查35kV#1站用变有关所有工作均已结束,所有工作票已全部收回并结束。
12.4.2检查35kV#1站用变所有临时安全措施均已拆除,工作人员已全部撤离现场,常设安全措施已全部恢复。
12.4.3检查35kV#1站用变兼接地变315-0接地刀闸确在“分”位。
12.4.4检查35kV#1站用变兼接地变高压侧315小车开关确在“检修”位置。
12.4.5检查35kV#1站用变兼接地变低压侧411开关确在“分”位。
开关处悬挂“禁止合闸,有人工作”的安全标示牌。
12.4.6检查35kV#1站用变兼接地变中性点接地刀闸031-0确在“分”位。
12.4.7测量35kV#1站用变兼接地变高、低压侧绝缘电阻合格。
12.4.8检查35kV#1站用变兼接地变本体、315开关间隔有关电气回路清洁完好无遗物,无妨碍送电情况。
12.535kV集电线路送电前的检查
12.5.1检查35kV#1集电线路有关所有工作均已结束,所有工作票已全部收回并结束。
12.5.2检查35kV#1集电线路全线所有临时安全措施均已拆除,工作人员已全部撤离现场。
12.5.3检查35kV#1集电线路沿线已设置好设备带电的安全警示标志。
12.5.4检查35kV#1集电线路311-0接地刀闸确在“分”位。
12.5.5检查35kV#1集电线路311小车开关确在“检修”位置。
12.5.6检查35kV#1集电线路终端杆跌落保险确在“分”位。
12.5.7测量35kV#1集电线路绝缘电阻合格。
12.5.8检查35kV#1集电线路、311开关间隔有关电气回路清洁完好无遗物,无妨碍送电情况。
12.5.9#2集电线路、#3集电线路送电前的检查项目与#1集电线路相同。
12.635kVSVG无功补偿装置送电前的检查
12.6.1检查35kVSVG无功补偿装置有关所有工作均已结束,所有工作票已全部收回并结束。
12.6.2检查35kVSVG无功补偿装置所有临时安全措施均已拆除,工作人员已全部撤离现场,常设安全措施已全部恢复。
12.6.3检查35kVSVG无功补偿装置314-0接地刀闸确在“分”位。
12.6.4检查35kVSVG无功补偿装置314小车开关确在“检修”位置。
12.6.5检查35kVSVG无功补偿装置连接变314-03接地刀闸确在“分”位。
12.6.6检查35kVSVG无功补偿装置连接变314-3隔离开关确在“分”位。
12.6.7检查35kVSVG无功补偿装置进线柜514-01接地刀闸确在“分”位。
12.6.8检查35kVSVG无功补偿装置进线柜514-1隔离开关确在“分”位。
12.6.9检查35kVSVG无功补偿装置进线柜514、515断路器确在“分”位。
12.6.10测量35kVSVG无功补偿装置连接变高、低压则绝缘电阻合格。
12.6.11测量10kVSVG无功补偿装置电抗器绝缘电阻合格。
12.6.12检查35kVSVG无功补偿装置连接变、电抗器、进线柜、功率柜、控制柜及314开关间隔有关电气回路清洁完好无遗物,无妨碍送电情况。
12.7风机箱变送电前的检查
12.7.1检查风机箱变有关所有工作均已结束,所有工作票已全部收回并结束。
12.6.2检查风机箱变所有临时安全措施均已拆除,工作人员已全部撤离现场,常设安全措施已全部恢复。
12.6.3检查风机箱变高压侧跌落保险确在“分”位,高压侧负荷开关确在“分”位。
12.6.4检查风机箱变低压侧690V断路器确在“分”位,690V/400V辅变高压侧断路器确在“分”位,690V/400V辅变低压侧5路负荷空开确在“分”位。
12.6.5检查风机塔基柜断路器确在“分”位,所有熔断器均在“断开”位置。
12.6.6测量风机箱变高、低压侧绝缘电阻合格。
12.6.7检查风机箱变本体及有关电气回路清洁完好无遗物,无妨碍送电情况。
十三、启动前应投入的保护
13.1玛丽第三风电场升压站110kV马普线112保护装置
13.1.1投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线纵联差动保护。
13.1.2投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线CT断线闭锁差动保护。
13.1.3投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线纵内部时钟。
13.1.4投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线远跳受本侧控制保护。
13.1.5投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段接地距离保护。
13.1.6投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段相间距离保护。
13.1.7投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线重合闸加速Ⅱ段距离保护。
13.1.8投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线Ⅱ段、Ⅲ段、Ⅳ段零序方向过流保护。
13.1.9投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线相电流过负荷保护。
13.1.10投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线Ⅲ段及以上零序过流保护闭锁重合闸保护。
13.1.11玛丽第三风电场升压站110kV马普线112保护装置压板投入说明。
13.1.11.1投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线112保护装置“差动保护”压板。
13.1.11.2投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线112保护装置“距离保护”压板。
13.1.11.3投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线112保护装置“零序Ⅱ段保护”压板。
13.1.11.4投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线112保护装置“零序Ⅲ段保护”压板。
13.1.11.5投入玛丽第三风电场升压站110kV马普线112保护装置“零序Ⅳ段保护”压板。
13.2玛丽第四风电场升压站110kV马普线111保护装置
13.2.1投入玛丽第四风电场升压站110kV马普线纵联差动保护。
13.2.2投入玛丽第四风电场升压站110kV马普线CT断线闭锁差动保护。
13.2.3投入玛丽第四风电场升压站110kV马普线纵内部时钟。
13.2.4投入玛丽第四风电场升压站110kV马普线远跳受本侧控制保护。
13.2.5投入玛丽第四风电场升压站110kV马普线相电流过负荷保护。
13.2.6玛丽第四风电场升压站110kV马普线111保护装置压板投入说明。
13.2.6.1投入玛丽第四风电场升压站110kV马普线111保护装置“保护跳闸”1LP1压板。
13.2.6.2投入玛丽第四风电场升压站110kV马普线111保护装置“差动保护”1LP5压板。
13.3玛丽第四风电场
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