110KV新源变电站投运方案[1]

合集下载

110kV贵轮变输变电工程启动投运方案(地调部分)

110kV贵轮变输变电工程启动投运方案(地调部分)

110kV贵轮变输变电工程启动投运方案贵阳供电局电力调度控制中心2013年11月批准:审核:编写:刘永启一、工程概况110kV贵轮变输变电工程主要内容:110kV贵轮变总降站,110kV钢轮线线路,首钢一总降间隔扩建。

设计及建设缘由:贵州轮胎股份有限公司“贵州轮胎股份有限公司年产120万条高性能载重子午线轮胎生产线异地技改项目”的用电需求,在修文县扎佐镇新建一座110kV总降站。

工程规模:贵轮变主变容量最终为4×40MVA、本期为2×12.5MVA,110kV 为单母线分段接线、户内GIS布臵,四明变送出两回110kV线路至贵轮变实现双电源供电、本次为过渡期由首钢一总降转供(110kV钢轮线线路全长4.527kM,其中架空部分4.15kM、导线型号LGJ-300/50,电缆型号YJLW03-64/110kV 1×630单芯电缆、长度3×377M,),10kV母线终期为单母线四分段接线、出线终期48回、本期为单母线分段接线出线26回,无功补偿终期终期为8×4200kvar、本期为4×4200kvar,站用变采用接地变带消弧线圈配臵、终期为4×500kVA、本期为2×500kVA。

110kV贵轮变输变电工程于2013年3月开工、于2013年11月竣工,设计单位为贵阳电力设计院有限责任公司,承建单位为贵州能通电力建设工程有限公司,监理单位为广州东宁监理有限公司,110kV贵轮变输变电工程由贵阳供电局负责组织工程验收和工程启动投运。

二、资源要求1、110kV贵轮变输变电工程启动投运方案已获批准生效,并已发送至相关各管理和运维部门;2、110kV贵轮变输变电工程启动投运方案已上报各级调度机构备案,已下发至各启动投运相关单位或部门;3、贵阳供电局所属各部门及各单位所有参与110kV贵轮变输变电工程启动投运的相关人员必须现场就位;4、首钢一总降、贵轮变当值人员必须熟悉本次启动投运进行中的“风险分析与控制措施”内容,同时做好事故预想工作和防范措施;5、110kV贵轮变通讯和调度自动化通信必须确保畅通;6、所有参与110kV贵轮变输变电工程启动投运的单位或部门相关调试、试验用设备仪器必须现场就位,并确保能够正常使用;7、110kV贵轮变的安全设施、安全装臵及个人安全工器具必须齐全,安全设施和安全装臵功能必须齐全;8、110kV贵轮变消防系统中的消防标识与消防设备一致、消防装臵功能设定齐全并运行正常;9、110kV贵轮变防误操作系统及装臵已调试完毕并确保可正常运行;10、贵阳地调与贵州轮胎股份有限公司《调度协议》已签订生效。

110KV新源变电站投运方案[1]

110KV新源变电站投运方案[1]

110KV新源变电站投运方案批准:会签:审核:编写:左小勇电力调度中心2006年12月12日110KV新源变电站投运方案110KV新源线电站输变电工程已全部竣工,经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有一、二次设备验收合格,具备投运条件。

按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求,为了确保新安装的设备一次投运成功,特编制本投运方案。

一、调度命名和调度管辖划分1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”,万福变间隔编号命名为“122开关”,新源变间隔编号命名为“111开关”。

2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”,新源变间隔编号命名为“311开关”。

3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。

4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。

详见附图:110KV新源线主接线图;110KV万福变主接线图;二、新设备投运范围1、110KV新源变电站所有新安装的一、二次设备(除10KV出线外)。

2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。

3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。

4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。

三、投运条件1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔一、二次设备已按设计要求安装完毕,调试正确,验收合格,具备投运条件,并处于冷备用状态。

2、110KV新源变电站所有一、二次设备按设计要求安装完毕,调试验收合格,具备投运条件,且均处于冷备用状态。

3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕,调试验收合格,具备投运条件,处于冷备用状态。

四、投运步骤根据启动验收方案安排,整个新设备投运分二个阶段进行:第一阶段:万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备1、万福变:检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。

并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站

并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目110kV升压站工程投运方案编制人员:审核:批准:前言本投运方案是根据云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则,为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运,并保证整个电网的安全、稳定运行,特编制本方案。

本投运方案待调度审核批准后执行。

目次一、工程概况二、投运范围三、投运启动时间安排四、投运前准备工作五、投运记录的建立与保存六、投运的组织与分工七、投运过程风险分析控制八、投运条件检查九、启动操作纲要十、投产试运行步骤十一、现场安全措施及异常、事故处理预案十二、试运行阶段的管理十三、试运行结束后的运行交接十四、附:老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图附:技术交底签证表一、工程概况云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站110kV升压站工程由云南大唐国际宾川新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计,中国能建广东省电力第一工程局负责施工,黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理,工程计划2014年12月25日竣工投产。

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目位于云南省大理州宾川县大营镇洪水塘村以西,距宾川县城直线距离约22km。

地理坐标介于东经100°21'26"~100°22'08"、北纬25°46'16"~25°47'10"之间。

升压站共有110kV 和35kV两个电压等级。

110kV高压配电设备采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器。

35kV配电装置为金属铠装式开关柜。

110kV接线方式为单母线接线,共有三个间隔:一个出线间隔、一个PT间隔、1个主变间隔。

经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。

35kV终期接线方式为单母线分段接线,本期建成35kV I段母线,35kV本期共有6个间隔。

110千伏xx变启动方案(1)汇编

110千伏xx变启动方案(1)汇编

附件商务110千伏变电站启动方案注:商务变投产时,西子变西商1D01线均需加装临时过流保护。

一、预定投产日期商务变投运:2014年2月27日二、投产设备范围(一)、商务变投运范围1.220kV西子变:(1)110kV西商1D01开关间隔(新开关已冲击、新保护)。

2.220kV暨阳变:(1)110kV阳商1006开关间隔(老开关、老保护)。

3.110kV线路:(1)阳商1006线:暨阳变至商务变(2)西商1D01线:西子变至商务变4.110kV商务变:(1)#1、2主变110kV变压器闸刀、#1主变10kV开关间隔、#2主变10kV独立触头、#2主变10kVⅡ段母线开关间隔、#2主变10kVⅢ段母线开关间隔,#1、2主变:SZ11–50000/110,有载调压,[110(1 8×1.25%)/10.5]kV。

(2)110kV阳商1006、西商1D01开关间隔、110kV桥开关间隔。

(3)110kVⅠ、Ⅱ段母线,Ⅰ、Ⅱ段母线压变;10kVⅠ、Ⅱ、Ⅲ段母线,Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段母线压变;10kV#1母分开关间隔、10kV#1母分独立触头、10kV#2母分独立触头。

(4)10kV并容D502、并容D503、并容D518、并容D524开关间隔及电容器组(4×1000kVar);商卓D501、和泰D504、商广D505、家湖D506、华织D509、江山D510、全宅D513、商联D514、仁爱D515、商川D516、迎宾D517、百花D519、兴都D521、唐山D523、健民D525、官路D526开关间隔及线路,备用D508、备用D511、备用D512、备用D520开关间隔;消弧D507、消弧D522开关间隔及消弧线圈。

(5)全所综合自动化装置、继电保护、直流及通讯系统。

就地VQC安装调试末结束,据12月6日协调会精神至年底完成。

三、投产前应完成的准备工作:(一)、模拟图板、现场运行规程、典型操作票、设备命名标示、通讯设备调通等运行工作准备就绪。

110/10kV总降压站启动投运方案

110/10kV总降压站启动投运方案

110/10kV总降压站启动投运方案1、概述金久水泥有限责任公司110kV金久变原安装一台40000kVA主变压器,自2009年12月投运以来,系统运行负荷在29000MW左右,系统自备余热发电机组一台,平均发电功率7500kW,逐渐凸显出变压器基本容量费用高,变压器损耗高,导致整条水泥生产线不能经济运行。经过核查计算,现将该变压器更换为成都双星变压器有限公司生产的31500kVA 变压器,经过安装调试,各项试验合格,符合投运条件, 110/10kV总降压站将带电运行。一次接图见附页。2、启动项目2.1、110kV线路PT及避雷器、隔离开关。2.2、主变压器、110kV开关、隔离开关及其中性点附属设备。2.3、总降10kV系统柜内成套设备系统,消弧及PT柜,站用变压器。3、启动时间:2012年2月 28 日4、启动条件全部安装、调试工作结束,施工过程中所做安全措施已全部拆除,现场已清理干净,人员全部撤离现场,符合启动投运条件;4.1、110kV线路金久侧110kV线路金久侧PT及避雷器、开关、隔离开关、接地隔离开关等设备所有项目试验全部合格,检查确认一、二次接线正确无误。开关、隔离开关、接地隔离开关传动正常。GIS各气室SF6气体压力正常。110kV线路保护装置已按保护定值书调试正常。4.2、110kV主变压器110kV主变压器及其中性点附属设备所有项目试验全部合格,检查确认一、二次接线正确无误,相应的二次设备检查试验相关参数合格。110kV主变压器所有保护装置已按保护定值书调试正常。4.3、总降10kV系统总降10kV系统柜内成套设备系统、开关,所有应试验项目试验全部合格,检查确认一、二次接线正确无误,相应的二次设备检查试验相关参数合格。所有开关传动正常。柜上所有保护装置已按保护定值书调试正常。5 启动投运操作步骤5.1 110kV线路金久侧(PT、开关)充电(根据地调要求线路充电次数及重合闸投切方式)5.1.1、逐条检查第“4”条所列启动条件全部满足要求。5.1.2、检查110kV线路保护测控柜(2P)、主变保护测控柜(3P)、110kV线路/主变电度表柜(4P)电流、电压端子、空气开关接触良好。5.1.3、测量110kV线路PT、110kV主变压器绝缘合格。5.1.4、合上金久变高压侧开关间隔开关状态指示仪电源小开关,检查开关、隔离开关及接地隔离开关位置显示与设备实际状态相符。5.1.5、检查1084、1083、1081刀闸三相断开。5.1.6、检查10849、1089、10839、10819、1119接地刀闸三相断开。5.1.7、合上隔离/接地开关电机电源、合上隔离/接地开关控制电源小开关。5.1.8、合上110kV线路金久侧1084 刀闸。5.1.9、合上110kV线路金久侧1083刀闸。5.1.10、合上主变高压侧108开关,对110kV线路金久侧(PT、开关)充电正常。5.1.11、分别在110kV线路保护测控柜(2P)、主变保护测控柜(3P)、110kV线路/主变电度表柜(4P)110kVPT电压端子上测量二次电压正常;测量110kV线路ABC三相相序正确、幅值正常。5.1.12、在110kV总降站后台机DCS界面上检查110kV线路电压显示正确。5.1.13、断开主变高压侧108开关。5.2 金久变充电5.2.1、检查总降站10kV系统所有间隔开关均在试验位置。5.2.2、检查金久变所有油路阀门已处在打开连通状态。5.2.3、合上金久变110kV侧中性点接地刀闸1110。5.2.4、检查金久变高压侧108开关确在分闸状态。5.2.5、合上110kV 扎泥线开关母线侧1081刀闸。5.2.6、检查110kV 扎泥线开关线路侧1083刀闸确已合上。5.2.7、合上110kV 扎泥线108开关对主变充电15分钟(第一次)。5.2.8、检查金久变保护装置正常,金久变本体各部件及声音正常。5.2.9、断开金久变高压侧108开关。5.2.10、合上金久变高压侧108开关对主变充电10分钟(第二次)。5.2.11、检查金久变充电正常。5.2.12、断开金久变高压侧108开关。5.2.13、合上108开关对金久变充电5分钟(第三次)。5.2.14、检查110kV金久变保护及相关二次回路正常。5.2.15、检查金久变充电正常(金久变保持带电运行状态)。5.3 总降10kV开关柜充电5.3.1、逐项检查第“4.3”条所列启动条件全部满足要求。5.3.2、检查总降站10kV开关柜所有出线间隔开关、隔离刀闸均在试验位置。5.3.3、检查主变低压侧开关011在试验位置5.3.4、给上金久变低压侧开关011二次线插头,检查接触良好。5.3.5、给上金久变低压侧开关011合闸电源保险,检查保险良好。5.3.6、合上金久变低压侧011开关控制电源保险,检查主变低压侧开关分闸指示与状态显示仪相符。5.3.7、在试验位置合上011开关,查合闸正常。5.3.8、断开金久变低压侧011开关。5.3.9、取下金久变低压侧011开关合闸电源保险。5.3.10、将金久变低压侧011开关摇至工作位置。5.3.11、给上金久变低压侧011开关合闸电源保险。5.3.12、合上金久变低压侧1001开关对10kV母线充电。5.3.13、检查金久变低压侧10kV母线充电正常。5.3.14、合上10kV母线消谐装置及PT一次电源刀闸。5.3.15、合上10kV母线PT二次交流小开关。5.3.16、分别将10kV开关柜所有出线开关摇到工作位置并给上控制/合闸电源,合上所有出线开关对柜内CT、过压保护器、站用变、接地刀闸、传感绝缘件等设备充电,检查正常。5.3.17、给上10kV母线PT控制电源保险;5.3.18、在电度表屏柜内10k V电压端子上测量PT二次电压正常;测量10kV母线ABC 三相相序正确、幅值正常;测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正确。5.3.19、分别在110kV线路保护测控柜(2P)、主变保护测控柜(3P)、110kV线路/主变电度表柜(4P)10kVPT电压端子上测量二次电压正常;测量10kV母线ABC三相对110kV线路ABC三相相位正确。总降10kV开关柜充完毕保持充电运行状态。5.4逐步恢复各10kV及380V系统运行6、组织措施6.1、成立110/10kV总降站启动投运指挥组总指挥长:姜彬指挥组成员:李香成李才智杨帆陈逊兰天军6.2、指挥组职责:6.2.1、负责组织110kV总降站启动投运方案的编写、审核以及批准执行6.2.2、负责指挥110kV总降站及相关设备带电的安全、可靠、有序进行,协调解决带电过程中出现的问题。6.2.3、解决带电过程中的技术问题,审核相关技术资料、方案、试验报告。6.2.4 、对带电过程进行安全监护,制止不安全行为,并责令其改进。6.2.5、指挥协调配带电操作人员作好所属设备的检查工作,督促参与人员积极配合110kV总降站及相关设备完成带电任务。6.2.6、负责检查110kV总降站及相关一次设备的装配质量,及时消除带电过程中出现的问题。6.2.7、负责设备控制、保护回路检查,及时处理带电过程中出现的二次设备问题。6.2.8、提供母线带电前的相关试验报告,对母线、变压器带电过程中出现的一次设备问题进行试验,查找原因,交施工方处理。6.2.9、检查所写操作票正确性,督促操作人员规范操作,确保方案顺利进行。6.2.10、负责按带电方案的要求对110kV总降站及相关设备进行操作。7、安全措施7.1、严格执行操作票制度及操作监护制度7.2、所有操作在指挥长的指挥下进行7.3、全部工作结束,施工过程中所做安全措施已全部拆除,现场已清理干净,无妨碍操作杂物,施工人员全部撤离现场。7.4、总降站主变及电容电抗器安全围栏已围好,在安全围栏上挂上“禁止跨越”的标示牌。。

110kV变电站_35kV及10kV设备)投产试运行方案1

110kV变电站_35kV及10kV设备)投产试运行方案1

110kV变电站_35kV及10kV设备)投产试运行方案1A110kV变电站输变电工程一、二次设备安装调试工作已竣工,具备受电投运条件,为保证投运工作顺利进行,依据《A地区电力调度规程》中新设备投产及冲击操作的相关规定,特编写此投产方案。

一、投产试运行条件及要求1、所有加入投产试运行的设备(含继电保护、自动装置、自动化通讯、监控装置、计量装置、直流装置、防误装置等)全部验收合格,人员撤离工作现场,具备投产试运行条件。

2、施工单位在投产前将新安装一、二次设备的参数和相关图纸资料报送A调度控制中心及相关运行单位,变电运维业务部、A调度控制中心已在OMS系统中建立相关设备台帐。

3、所有加入投产试运行的断路器、隔离开关均在断开位置,投产试运行设备与非投产试运行设备之间有明显断开点。

4、加入投产试运行设备已命名和编号,现场实际设备已作好明显标志。

5、变电运维业务部于新设备投产4日前向A调提交投产试运行申请。

6、本次投产涉及的相关保护已按运行定值通知单调整完毕并已投入。

7、试运行期间调度对象由运行单位人员担任,操作和事故处理由施工单位人员担任,操作的监护和调度联系由运行单位人员负责。

二、投产时间计划投产时间:2013年7月2日-3日。

三、投产试运行设备1、A变35kVⅠ、Ⅱ母及相关一、二次设备。

2、35kVAB线、AC线、AD线、AE线、AF线、AG线及A 变402、404、406、408、412、416断路器相关一、二次设备。

3、A变10kVⅠ、Ⅱ母、Ⅰ-1C、Ⅱ-1C电容器组及相关一、二次设备。

四、新投产设备调度管辖范围1、A县调管辖设备:35kV、10kV所有一、二次设备(#1、#2主变中、低侧断路器、站用变除外)。

2、变电运维业务部管辖设备:#1、#2站用变及相关一、二次设备。

3、110kVAH线、AI线、AJ线及35kVAB线、AC线、AD 线、AE线、AF线、AG线由A区供电分公司输电运检班维护;15、A县调监控设备:A变35kV、10kV所有一、二次设备(#1、#2主变中、低侧除外,含站用变)。

110kV主变运输就位方案

110kV主变运输就位方案

110kV主变就位安装方案今有泰安万盛运输有限公司为(华能太仓电厂灰场40MWP光伏发电项目)运输就位变压器。

以下为进入现场后的工作流程:一、施工准备1.在规定区域内工作,做到施工人员服装整洁,佩戴好安全帽。

2.施工现场的清理及三相电的使用等工作。

(1)车辆进入现场,途经路线必须夯实,确保车辆安全进入。

基础跟前需要清理干净杂物,确保车辆靠近基础,油池四周必须要填平夯实。

二、施工方案1. 根据现场情况和现场人的要求,将车开进现场后卸车,根据变压器基础的位置由专人指挥停放在基础旁,确认变压器高低压侧一致,同时使变压器的中心对准基础中心。

操作平板车的液压系统使主梁落在铺垫有枕木的路面上,并用枕木将平板车的副梁垫实,此时应保持支撑油缸的压力,然后再向基础推移,上基础。

2.在平板车至变压器基础的路面上及变压器基础上用道木交错搭设过渡排架,使平板车通过排架与变压器基础联成整体,并使平板车货台的高度与排架高度相等,为变压器水平顶推滑移卸车做好准备。

3.主变长轴方向的一端,把4台千斤顶置于变压器的四个专用顶垫下,一个泵站2台千斤顶为一组,2组同时顶升变压器一端。

操作千斤顶时,每组千斤顶的顶升的高度和行程均要保持一致,两组千斤顶间保持合适高度差,并用木板或道木头在变压器的下方不断地操垫,以防千斤顶失灵造成变压器突然下坠。

主变一端起升到约100毫米高度后,再用另2组千斤顶同时顶升变压器的另一端,顶升及保护要求相同。

变压器两端交替顶升,直到变压器被顶升到卸车所需高度后,停止顶升。

4.在变压器底部两侧分别放置两根钢轨,再把滑板放置于变压器和钢轨之间。

滑板和钢轨放妥后,顶升变压器,抽出操垫物,再操作千斤顶,使变压器平稳地落在滑板及钢轨上。

5.安装推移机。

6.在推移机的推移下,变压器被平稳地推离平板车,此时应注意变压器中心是否偏离基础位置中心,如偏离应及时调整两边顶推油缸的推移速度,当变压器中心对准基础中心后,停止推移,拆除推移机。

变电站二期工程项目投运方案范本(三篇)

变电站二期工程项目投运方案范本(三篇)

变电站二期工程项目投运方案范本一、项目背景随着我国电力发展的快速推进,电力供应的需求不断增加。

为了满足电力市场的需求,我国电力系统正在进行一系列的扩容改造工程。

其中,变电站是电力输送的重要环节,承担着将高压电力转变为中低压电力供给给用户的重要任务。

为了满足城市用电的需求,我公司拟在____年进行变电站二期工程的建设,以进一步提升城市的供电能力,满足用户的用电需求。

二、项目概况1. 项目名称:____年变电站二期工程2. 项目地点:某某市xx区3. 项目规模:新建一座110千伏的变电站4. 建设内容:变电站主变压器、配电变压器、开关设备、电容器设备等配套设施的安装和调试5. 建设期限:预计____年1月开始建设,计划于____年11月竣工投运三、项目建设目标1. 提升供电能力:通过建设变电站二期工程,提升城市的供电能力,满足用户不断增长的用电需求,确保供电的稳定可靠。

2. 提高电网可靠性:加强变电站的建设与运行管理,提高电网可靠性,降低因电力设备故障而造成的停电风险,保障用户用电的连续性。

3. 优化电力负荷分配:通过合理规划变电站的电力负荷分配,优化电力网络结构,提高电力输送效率,降低能源浪费。

四、项目组织管理1. 项目组织结构:项目由我公司的工程部负责具体的项目实施,设立项目经理负责项目的统筹协调,分别配备机电工程师、土建工程师等专业人员进行项目管理和技术攻关。

2. 项目进度管理:项目经理负责项目进度的管理和控制,制定详细的工作计划和进度表,每周召开例会,及时解决项目中的问题和风险,确保项目按时完成。

3. 质量管理:项目组织成立专门的质量管理小组,负责项目建设的质量管理工作,制定质量控制方案、检查标准和流程,加强对施工过程的监督和检查,确保项目质量达到设计要求。

4. 安全管理:项目组织成立安全管理小组,负责项目建设阶段的安全管理工作,制定安全管理制度、安全培训计划和安全操作规程,加强对施工现场的安全监督,确保施工过程中不发生安全事故。

110KV变电站运行规程(新)

110KV变电站运行规程(新)

玛依塔斯风电场企业标准Q/301--104—2008变电站运行规程版本:A0编制:杨明西校对:徐建军审核:李智强批准:智刚2008-09-01发布2008-09-15实施北京天源科创风电技术有限责任公司颁布目录一总则 (3)二变电站运行规范 (4)2.1主变压器运行规范 (4)2.2所用变运行规范 (7)2.3 断路器运行规范 (8)2.4 隔离开关运行规范 (9)2.5 电压互感器(PT)运行规范 (10)2.6 电流互感器(CT)运行规范 (12)2.7 10KV母线并联电容器运行规范 (13)2.8 10KV无功补偿装置电抗器参数: (14)2.9避雷器(氧化锌)运行规范 (15)2.10 避雷针运行规范 (15)2.11 消弧消谐及过电压保护装置 (16)2.12 直流系统运行及维护 (16)2.13蓄电池的运行规范 (16)2.14运行方式: (19)2.15倒闸操作 (19)2.16 设备的异常事故处理 (21)附录一电气一次系统图 (28)附录二典型操作票 (29)一总则1 范围本规程适用于风电场变电站的试运行、启动、正常运行、停止与事故处理。

2 规范性引用标准下列标准所包含的条文,通过在本规程中引用而构成为本规程的条文。

在规定出版时,所示版本均为有效,所有标准都会被修订,使用本规程的各方应使用下列标准的最新版本。

DL408—91 《电业安全规程》(发电厂和变电所电气部分)DL558—1994 《电业生产事故调查规程》DL428—91 《电力系统自动低频减负荷技术规定》DL5027—93 《电力设备典型消防规程》DL/T5047-95 《电力建设施工及验收技术规范》GB14285—93 《继电保护和安全自动装置技术规程》国发电(2000)589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》3基本要求3.1 下列人员应熟悉本规程3.1.1运行维护专业技术人员。

3.1.2 值长,主值班员,值班员3.1.3 检修班班长,检修人员,安全专责工程师3.2对运行人员的要求:3.2.1 各岗位运行人员必须熟知,执行本规程3.2.2 各岗位运行人员必须执行《电业安全工作规程》3.2.3 运行人员应严格按各项规定对运行设备进行监视和调整,严凭个人经验随意改变运行状态。

110kV滨海变电站投运前准备方案

110kV滨海变电站投运前准备方案

110kV滨海变电站投运前准备方案公司领导:110kV滨海变电站投运在即,为了更好的做好变电站的投运工作,根据山东电力集团公司供电安全设施标准以及红旗变电站创建标准,需对滨海站的安全设施及其他安全标志进行制作安装,具体方案如下。

当否,请予以审批。

综合提示牌:安装位置主控室外门北侧尺寸2.0×1.4米注:背面安全标语待定支架使用直径10cm的不锈钢管制作简介及进站须知牌:安装位置主控室外门北侧主控室操作流程图安装位置主控室南墙东侧尺寸:1.8×1.2米使用玻璃板制作直流系统图、所用电系统图、巡视路线图、消防器材布置图安装位置及尺寸待定使用玻璃板制作安全文化规程为本安全为天安装位置主控室南墙西侧尺寸待定水晶刻字制作模拟图版安装位置主控室北墙东侧尺寸:3.0×1.8米附带五防操作程序资料橱两个摆放位置待定防误闭锁解锁钥匙箱安装位置待定操作台两张摆放位置主控室尺寸:1.5×1.2米椅子两把摆放位置操作台前电话两部摆放位置操作台上电脑三台摆放位置操作台上空调一台安装位置待定电源插座牌25个尺寸:8×4厘米写真附PVC板电源开关25个尺寸:8×4厘米写真附PVC板电容器序号1-26 刻字直径10厘米电抗器序号1-8刻字直径10厘米主变散热器序号1-20刻字直径10厘米2号主变有载调压控制箱1套刻字2号主变本体端子箱1套刻字温湿度计1只主控室屏柜标志牌安装位置控制室屏柜上侧尺寸:79.5×6厘米数量各两套CBY-11A微机变压器保护测控屏GJK-11A微机监控屏GDY-11A低周减压减载屏GZDW3-100/200直流馈电屏 GZDW3-100/200直流电池屏GXL-11A微机线路保护测控屏GCK-11A微机公用测控屏GJDW-380/200所用电屏GZDW3-100/200直流充电屏GJL-11A电度表屏工器具室工器具柜一组(具有自动调节温、湿度均衡的功能)内放安全工器具为110kV接地线4组10kV接地线8组0.4kV接地线1组绝缘靴6双绝缘手套6副110kV绝缘杆1支110kV验电器2支10kV验电器2支安全围栏网5组安全帽6顶安全围栏杆6根备品备件柜一组内放备品备件一宗根据需要存放急救箱1只组合工具1套万用表1只钳形电流表1只携带式兆欧表1只防毒面具2个护目镜2个红布幔(大)10幅尺寸:80×150厘米红布幔(小)10幅尺寸:高25×12厘米禁止合闸有人工作(大)6块尺寸:20×16厘米禁止合闸有人工作(小)6块尺寸:6.5×8厘米禁止合闸线路有人工作(大)6块尺寸:20×16厘米禁止合闸线路有人工作(小)6块尺寸:6.5×8厘米在此工作6块尺寸:25×25厘米从此上下6块尺寸:25×25厘米从此进出6块尺寸:25×25厘米止步高压危险6块尺寸:20×16厘米禁止跨越6块尺寸:20×16厘米必须戴安全帽6块尺寸:20×16厘米禁止攀登高压危险6块尺寸:20×16厘米禁止分闸6块尺寸:20×16厘米防汛器材柜1组内放污水泵1台空气开关1只电缆线100米水管100米防汛沙袋50条水桶2只扎丝1盘铁锨4把挡鼠板安装位置及尺寸主控室门174×40厘米通讯室85×40厘米10kV高压室南门85×40厘米10kV高压室东门173×40厘米110kV高压室南门180×40厘米110kV高压室北门180×40厘米110kV高压室南阳台门85×40厘米110kV高压室北阳台门89×40厘米电容室南门89×40厘米电容室东门205×40厘消防设施消防标志牌安装位置、尺寸及消防箱内置灭火器数量、型号主控室门南尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具主控室西南尺寸:50×40厘米消防箱内置2kgCO2灭火器2具主控室东北尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具10kV高压室门东尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具10kV高压室西北尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具10kV高压室东北尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具电容器室西南尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具电容器室西北尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具110kV高压室东南尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具110kV高压室西南尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具110kV高压室东北尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具110kV高压室西北尺寸:50×40厘米消防箱内置8kg干粉灭火器2具2号主变区尺寸:50×40厘米25kg推车式干粉灭火器2具消防锨4把消防水桶4只灭鼠药盒摆放位置及编号1号灭鼠药盒主控室东南角2号灭鼠药盒主控室西南角3号灭鼠药盒主控室西北角4号灭鼠药盒主控室东北角5号灭鼠药盒工器具室6号灭鼠药盒通讯室7号灭鼠药盒10kV高压室东南角8号灭鼠药盒10kV高压室西南角9号灭鼠药盒10kV高压室西北角10号灭鼠药盒10kV高压室东北角11号灭鼠药盒电容室东南角12号灭鼠药盒电容室西南角13号灭鼠药盒电容室西北角14号灭鼠药盒电容室东北角15号灭鼠药盒110kV高压室东南角16号灭鼠药盒110kV高压室西南角17号灭鼠药盒110kV高压室西北角18号灭鼠药盒110kV高压室东北角19、20号灭鼠药盒室外电缆沟内当心中毒标示牌数量、安装位置及尺寸数量20块尺寸:20×16厘米安装位置灭鼠药盒上方1.5米必须通风标示牌数量安装位置及尺寸14块尺寸:20×16厘米安装位置10kV高压室、110kV高压室、电容室排气扇下方(是否合适?待定)爬梯遮栏及禁止攀登高压危险标示牌数量、安装位置及尺寸爬梯遮栏16个尺寸待定安装于2号主变爬梯门型架爬梯以及110kV高压室爬梯上爬梯遮栏下边缘安装在距离地面l.5m处,高860mm,宽度以现场爬梯宽度为准。

30MW并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站资料

30MW并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站资料

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目110kV升压站工程投运方案编制人员:审核:批准:前言本投运方案是根据图木舒克金太阳30MW并网光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则,为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运,并保证整个电网的安全、稳定运行,特编制本方案。

本投运方案待调度审核批准后执行。

目次一、工程概况二、投运范围三、投运启动时间安排四、投运前准备工作五、投运记录的建立与保存六、投运的组织与分工七、投运过程风险分析控制八、投运条件检查九、启动操作纲要十、投产试运行步骤十一、现场安全措施及异常、事故处理预案十二、试运行阶段的管理十三、试运行结束后的运行交接十四、附:老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图附:技术交底签证表一、工程概况云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站110kV升压站工程由云南大唐国际宾川新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计,中国能建广东省电力第一工程局负责施工,黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理,工程计划2014年12月25日竣工投产。

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目位于云南省大理州宾川县大营镇洪水塘村以西,距宾川县城直线距离约22km。

地理坐标介于东经100°21'26"~100°22'08"、北纬25°46'16"~25°47'10"之间。

升压站共有110kV 和35kV两个电压等级。

110kV高压配电设备采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器。

35kV配电装置为金属铠装式开关柜。

110kV接线方式为单母线接线,共有三个间隔:一个出线间隔、一个PT间隔、1个主变间隔。

经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。

35kV终期接线方式为单母线分段接线,本期建成35kV I段母线,35kV本期共有6个间隔。

110kV变电站设备运行规程完整

110kV变电站设备运行规程完整

110kV变电站设备运行规程完整松滋葛洲坝水泥有限公司110kV变电站设备运行规程电力运行部2015.11目录第一章总则 (3)第二章主变 (4)第三章高压断路器 (10)第四章母线及隔离刀闸 (12)第五章互感器 (13)第六章电力电容器及电抗器 (14)第七章电力电缆 (15)第八章过电压保护及接地装置 (16)第九章站用电系统...................... ....... . (17)第十章直流系统 ...................... ....... . (18)第十一章微机防误装置....................... .. (18) 第十二章继电保护装置. (18)第十三章常用状态转换调度术语 (18)第一章总则1 主题内容与适用标准本规程规定了松滋葛洲坝水泥有限公司110kV变电站现场的运行管理、高压配电设备、继电保护自动装置、直流系统的运行与倒闸操作的有关规定;电气设备异常运行和事故处理的基本原则。

本规程适用于松滋葛洲坝水泥有限公司110kV变电站运行监视、维护、倒闸操作、事故处理以及设备的检修,试验工作时应遵守的基本原则。

2 引用标准《荆州电力系统电力调度控制管理规程》《国家电网公司电力安全工作规程》(变电站和发电厂电气部分)《防误闭锁装置运行管理规定》《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》《电力变压器运行规程》《电网调度管理条例》《继电保护及安全自动装置运行管理规程》《高压开关设备运行管理规范》《直流电源系统运行规范》3 有关要求3.1 电力运行部部长、技术员、值班人员应熟悉并认真贯彻执行本规程,并每年进行至少一次的运行规程考试,考试成绩应记入个人安全技术档案。

3.2下列人员应熟悉本规程全部内容:电力运行部部长、副部长、变电站全体人员,分管生产技术领导、生产技术部主任及有关专责。

3.3下列人员应了解本规程:变电检修班成员及有关技术人员。

110千伏变电站现场运行通用规程

110千伏变电站现场运行通用规程

附件5国网某某省电力公司110千伏变电站现场运行通用规程二〇一五年六月目录1适用X围12规X性引用文件13术语定义22344系统运行一般规定44555倒闸操作55896事故与异常处理19192122232628296.8谐振过电压的处理296.910千伏系统单相接地的处理307一次设备31313640434549515356597.11耦合电容器、结合滤波器63657.13母线、构架、绝缘子67708二次设备7373798.3母线保护808.4线路保护818.5电容器保护838.6站用变保护848.7故障录波器848.8安全稳定自动装置858.9备自投装置850站端自动化系统861同步时钟889站用交直流系统8888929810防误闭锁装置99999910011辅助设施100100103105105107107108前言为规X110千伏变电站运行管理,保证设备的安全运行,国网某某省电力公司组织编写了《国网某某省电力公司110千伏变电站现场运行通用规程》.本规程主要针对110千伏变电站系统运行,一次设备倒闸操作,继电保护与安全自动装置投退操作,变电站事故处理原如此,一、二次设备与辅助设施等的巡视与检查、运行须知事项、检修后验收、故障与异常处理等提出了通用要求,适用于国网某某省电力公司全部110千伏变电站.对变电站现场运行具有特殊要求的,应在变电站现场运行专用规程中加以明确.本通用规程〔对智能变电站,还应包括通用规程智能设备局部〕与专用规程共同组成变电站现场运行规程.本规程由国网某某省电力公司运检部提出并负责解释.本规程起草单位:国网某某省电力公司本规程主要起草人:X岩、丁聪军、叶鹏、冯涛、X珂、石锋、赵伟、郭艳丽、库永恒、郭新杰、樊彦国、梁向阳本规程于2015年07月01日首次发布.110千伏变电站现场运行通用规程1适用X围本规程规定了对变电站电力设备的运行操作、巡视维护、检查验收、事故与异常情况处理等方面的根本要求.本规程适用于国网某某省电力公司系统内各110千伏变电站的运行管理.公司系统内各级调控人员、变电运维人员、相关领导和管理人员等均应熟悉本规程.2规X性引用文件如下文件对于本文件的应用是必不可少的.但凡注日期的引用文件,仅所注日期的版本适用于本文件.但凡不注日期的引用文件,其最新版本适用于本文件.Q/GDW 1799.1-2013 《国家电网公司电力安全工作规程变电局部》Q/GDW 1799.2-2013 《国家电网公司电力安全工作规程线路局部》DL/T 572-2010 《电力变压器运行规程》DL/T 574-1995 《有载分接开关运行维修导如此》DL/T 603-2006 《气体绝缘金属封闭开关设备运行与维护规程》国家电网生技〔2005〕172号《110〔66〕千伏-500千伏油浸式变压器〔电抗器〕运行规X》《高压开关设备运行规X》《110〔66〕千伏-500千伏互感器运行规X》《10千伏-66千伏干式电抗器运行规X》《10千伏-66千伏消弧线圈运行规X》《直流电源系统运行规X》《110〔66〕千伏 -750 千伏避雷器运行规X》《10千伏 -66 千伏并联电容器运行规X》国家电网运检〔2015〕 224 号《国家电网公司关于印发变电和直流专业精益化管理评价规X的通知》豫电调〔2012〕1162号《某某电力调控规程》GB/T 14285-2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》DL/T 572-2010 《电力变压器运行规程》DL/T 574-1995 《有载分接开关运行维修导如此》DL/T 603-2006 《气体绝缘金属封闭开关设备运行与维护规程》DL/T 727-2000 《互感器运行检修导如此》电供〔1991〕30号关于颁发《高压断路器运行规程》和SN10-10等十种高压断路器检修工艺的通知国家电网科〔2010〕1364号关于印发《电力电缆线路运行规程》等标准的通知国家电网公司企业标准Q/GDW1799.1-2013 《国家电网公司电力安全工作规程变电局部》国家电网生〔2012〕352号关于印发《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》〔修订版〕的通知国家电网科〔2011〕133号关于印发《变电设备在线监测系统运行管理规X》等标准的通知国家电网科〔2010〕362号关于印发《国家电网公司安全设施标准》的通知国家电网生〔2009〕483号关于印发《国家电网公司输变电装备配置管理规X》的通知国家电网生〔2009〕420号关于印发《国家电网公司生产运行根底资料管理规X〔试行〕》的通知.国家电网生〔2008〕1261号关于印发《无人值守变电站管理规X〔试行〕》的通知国网〔运检/4〕302-2014 《无人值守变电站运维管理规定》国家电网运检〔2013〕178号国家电网公司关于印发推进变电站无人值守工作方案的通知国家电网生〔2004〕203号关于印发《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》的通知国家电网安监〔2006〕904号关于印发《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》的通知国家电网安监〔2005〕516号关于印发《国家电网公司电力安全工器具管理规定〔试行〕》的通知国电发〔2002〕777号关于颁发《电力安全工器具预防性实验规程》<试行>的通知华中电网〔2008〕306号关于印发《华中电力系统调度管理规程》、《华中电力系统继电保护与安全自动装置调度管理规程》的通知3术语定义设备类术语定义3.1.1 一次设备术语定义a)断路器:能够关合、承载和开断正常回路条件下的电流,并能关合、在规定的时间内承载和开断异常回路〔包括短路条件〕下的电流的开关装置.b)隔离开关:在电路中起隔离作用,建立可靠的绝缘间隙,将需要检修的设备或线路与电源用一个明显的断开点断开.主要特点是无灭弧能力,只能在没有负荷电流的情况下分合电路.c)主变压器:变压器是利用电磁感应的原理来实现能量传递和电压变换的电气设备,主要构件是线圈和铁芯.d)厂〔站〕用变:供给发电厂、变电站内部用电的变压器.e)电压互感器:电压互感器是一个带铁芯的变压器,电压互感器将高电压按比例转换成低电压,一次侧接一次系统,二次侧接测量仪表、继电保护等,主要有电磁式、电容式、电子式、光电式.〔通常用TV表示〕f)电流互感器:原理同电压互感器类似,不同的是电流互感器变换的是电流,将数值较大一次电流转换成数值较小的二次电流,用来进展保护测量等用途.〔通常用TA表示〕g)电力电容器:电力电容器是一种无功补偿装置,为减少电网无功损耗,提高功率利用率的有效元件.h)电抗器:电抗器也称电感器.电力系统中所采取的电抗器,常见的有串联电抗器和并联电抗器.串联电抗器主要用来限制短路电流,也有在滤波器中与电容器串联或并联用来限制电网中的高次谐波.并联电抗器是用来吸收电网的充电容性无功的,并可以通过调整并联电抗器的数量来调整运行电压.i)母线:变电站中线路和其它电器设备间的总的连接线,分为主母线和旁路母线,用以传输电能、具有聚集和分配电力的产品.j)耦合电容器:使强电和弱电两个系统通过电容器耦合并隔离,提供高频信号通路,阻止工频电流进入弱电系统,保证人身安全.带有电压抽取装置的耦合电容器除以上作用外,还可抽取工频电压供保护与重合闸使用,起到电压互感器的作用.k)避雷器:用于保护电气设备免受雷击时高瞬态过电压危害,并限制续流时间.l)GIS组合电器:全称为气体绝缘组合电器〔Gas Insulated Switchegear〕,主要将母线、断路器、电压互感器、电流互感器、隔离开关、避雷器组合在一起.内充气体为SF6气体,主要有占地面积小,可靠性高,维护工作量小等特点.m)HGIS组合电器:全称为半封闭气体绝缘组合电器〔Half Gas Insulated Switchegear〕,与GIS组合电器的区别在于HGIS中母线与母线的电压互感器与避雷器采用户外型.n)中性点电抗器:将系统的电容电流加以补偿,使接地点电流补偿到较小的数值,防止弧光短路,保证安全供电.同时,还能降低弧隙电压恢复速度,提高弧隙绝缘强度,防止电弧重燃,而造成间隙性接地过电压.3.1.2 二次设备术语定义a)二次设备:是指对一次设备的工作进展监测、控制、调节、保护以与为运行、维护人员提供运行工况或生产指挥信号所需的低压电气设备.b)继电保护装置:继电保护装置是完成继电保护功能的核心,能反响于电网中电气元件发生故障或不正常运行状态,并动作于断路器跳闸或发出信号的一种自动装置.c)主保护装置:满足系统稳定和设备安全要求,能以最快速度有选择地切除被保护设备和线路故障的保护装置.d)后备保护装置:是指当某一元件的主保护或断路器拒绝动作时,能够以较长时限〔相对于主保护〕切除故障元件的保护装置.e)继电保护与安全自动装置复用通信设备〔以下简称复用保护通信设备〕包括:复用保护信号的电力线载波设备、为继电保护或安全自动装置提供传输通道的光纤、微波等通信设备与相关接口装置、配线架〔柜〕、光缆、电缆等辅助通信设备.由假如干复用保护通信设备连接组成的端到端的传输路径称为复用保护通道.f)站端自动化系统:变电站的二次系统〔包括控制、保护、信号、测量、自动装置、远动工作站等〕应用自动控制技术、微机与网络通信技术,经过功能的重新组合和优化设计,组成计算机的软硬件设备,对变电站执行自动化、保护、测量、运行操作管理、远传与其协调的一种自动化系统.g)同步向量测量装置:用于进展同步相量的测量和输出以与进展动态记录的装置.h)电力系统安全自动装置:是指防止电力系统失去稳定和防止电力系统发生大面积停电的自动保护装置.i)自动重合闸:是将因故障跳开后的断路器按需要自动投入的一种自动装置.j)出口压板:包括跳闸压板、合闸压板与启动重合闸、启动失灵保护、启动远跳的压板.k)功能压板:各种保护功能的投入、退出压板,一般接保护装置的开入量,与出口压板不同.l)软压板:通过装置的软件实现功能与出口等投退的压板.3.2 倒闸操作类术语定义a)运行:指设备的断路器与隔离开关都在合闸位置,电源端至受电端的电路接通〔包括辅助设备,如电压互感器、避雷器等〕,继电保护与二次设备按规定投入.b)热备用:指设备的断路器断开,而隔离开关仍在合闸位置.此状态下如无特殊要求,设备继电保护均应在运行状态.线路高抗、电压互感器等无单独断路器的设备无热备用状态.c)冷备用:指设备无安全措施,其断路器与隔离开关都在断开位置.此种状态下,设备继电保护应跟随一次设备状态投退.对于GIS与HGIS中隔离开关和接地开关采用同轴两工位设计,如此该设备无冷备用状态.d)检修:指设备的所有断路器、隔离开关均断开,并挂好接地线或合上接地刀闸,并做好其他安全措施的状态.e)充电:指设备的电源被接通,但不带负载或设备仅带有电压而无电流流过〔忽略少量的充电电流或励磁电流〕.f)合上〔拉开〕:操作断路器、隔离开关、〔接地刀闸〕、二次空开等设备时采用的专用术语.g)装上〔取下〕:操作熔断器〔保险〕等设备时采用的专用术语.h)装设〔拆除〕:装拆接地线时采用的专用术语.i)拉至、推至:操作小车、中置开关等设备时采用的专用术语.j)合环:将非环状运行的电网改为环状运行状态.k)解〔开〕环:将环状运行的电网解开为非环状运行状态.l)解〔并〕列:发电机、调相机、电网、系统.m)核相:核对相位〔相序〕.n)投入〔退出〕:投退二次保护压板时采用的专用术语.o)启用、停用:操作继电保护与自动装置时采用的专用术语.p)从××位置切至××位置:操作各种切换转换开关时采用的专用术语.q)保护投跳闸:将保护由停用或信号改成跳闸.此种情况下,保护的功能压板和出口压板均投入.r)保护投信号:将保护由停用或跳闸改成信号.此种情况下,保护的功能压板投入,出口压板退出.s)保护停用:将保护由跳闸或信号改成停用.此种情况下,保护的功能压板和出口压板均退出.t)充电:设备带标称电压但不带负荷的一系列操作.u)变压器调档:变压器的分接头位置由X档调至Y档.3.3 事故处理类术语定义a)跳闸:断路器未经操作由合闸位置变为分闸位置.b)重合成功〔不成功〕:断路器跳闸后,重合闸命令发出,断路器重合成功〔不成功〕.c)非全相运行:断路器非全相跳闸或合闸,致使开关一相或两相合闸运行.d)强送电:电气设备事故跳闸后未经处理即行送电.e)试送电:电气设备故障消除后的送电.f)备用:泛指设备具备投入运行的条件.g)退出备用:设备由具备投入运行的条件转为不具备投入运行的条件.4系统运行一般规定4.1 作业环境一般规定a)作业现场的生产条件和安全设施等应符合有关标准、规X的要求,工作人员的劳动防护用品应合格、齐备.b)现场使用的安全工器具应合格并符合有关要求.c)变电站宜配备急救箱,存放急救用品,并应指定专人经常检查、补充或更换.4.2 人员要求一般规定a)变电站运维人员应无妨碍工作的病症,经培训、并经有资格的单位考核合格,由其相应主管部门批准,书面通知有关单位和部门后,方可上岗值班.b)运维人员应熟悉电气设备.单独值班人员或运维负责人还应有实际工作经验〔增加批准程序〕.c)因故连续电气工作连续3个月以上运维值班人员,运行值班人员、运维人员,应经过熟悉设备、系统、熟悉运行方式的跟班实习,并经考试合格后,方可再上岗值班.d)运维人员有权拒绝违章指挥和强令冒险作业;在发现直接危与人身、电网和设备安全的紧急情况时,有权停止作业或者在采取可能的紧急措施后撤离作业场所,并立即报告.4.3 运行方式一般规定a)正常情况下变电站运行方式应按照相关调度机构下达的"年度运行方式〞的规定执行.b)110千伏变压器的110千伏侧中性点接地方式由省调统一规定,110千伏与以上同一个电压等级互联的网络中至少应有1个主变压器中性点接地,110千伏系统变压器中性点接地方式由各地调统一规定.110千伏变压器中性点接地与110千伏侧中性点接地宜保持在同一台变压器.自耦变压器中性点应保持接地运行.相关变压器中性点保护按照实际运行方式进展投退.c)变压器高、中、低压侧开路运行时,应按相关规定和过电压规程要求,采取防止过电压措施.5倒闸操作5.1 倒闸操作一般原如此与要求5.1.1 倒闸操作的一般规定5.1.1.1倒闸操作应满足的根本条件a)要有考试合格并经相关机构批准公布的操作人员.b)具有与现场一次设备和实际运行方式相符的一次系统模拟图〔包括各种电子接线图〕.c)操作设备应具有明显的标志,包括命名、编号、分合指示,旋转方向、切换位置的指示与设备相色等.d)有值班调控人员,运维负责人正式发布的指令,并使用经事先审核合格的操作票.e)高压电气设备都应安装完善的防误操作闭锁装置.5.1.1.2倒闸操作根本原如此a)电气设备的倒闸操作必须严格遵守安规、调规、运规和本单位的补充规定等要求进展.b)倒闸操作过程中严防发生如下误操作1)误拉、合断路器.2)带接地线<接地刀闸>送电.3)带电装设接地线、带电合接地刀闸.4)带负荷拉、合隔离开关.5)走错间隔.6)非同期并列.7)误投退压板,切错定值区.c)以下情况不宜进展倒闸操作1)系统发生事故时.2)雷雨、大风、大雾等恶劣天气时.3)交接班时.4)系统顶峰负荷时段.5)通信中断或调度自动化设备异常影响操作时.d)变电站设备所处的状态分为运行、热备用、冷备用和检修四种状态.特高压串补装置所处的状态分为运行、热备用、特殊热备用、冷备用和检修五种状态.e)停电操作必须按照断路器<开关>——负荷侧隔离开关<刀闸>——电源侧隔离开关<刀闸>的顺序依次进展,送电合闸操作应按与上述相反的顺序进展.严禁带负荷拉合隔离开关<刀闸>.f)电气设备操作后的位置检查应以设备实际位置为准,无法看到实际位置时,可通过设备机械位置指示、电气指示、带电显示装置、仪表与各种遥测、遥信等信号的变化来判断.判断时,至少应有两个不同原理或非同源的指示发生对应变化,且所有这些确定的指示均已同时发生对应变化,才能确认该设备已操作到位.以上检查项目应填写在操作票中作为检查项.检查中假如发现其他任何信号有异常,均应停止操作,查明原因.假如进展遥控操作,可采用上述的间接方法或其他可靠的方法判断设备位置.g)停电操作时,应按如下顺序进展:先操作一次设备,再退出相应的继电保护、自动装置,最后拉开装置电源;送电操作时,应按如下顺序进展:先合上相应的继电保护、自动装置电源,再投入相应的继电保护、自动装置,最后操作一次设备.h)新、扩、改建和A、B类检修竣工后的输变电设备在投运前,进展冲击合闸应满足如下条件:1)冲击合闸用的断路器保护装置应完备、可靠投入,重合闸应退出,断路器的遮断容量满足要求,切断故障电流次数应在规定以内.2)被冲击设备无异状.3)对变压器或线路串变压器冲击时,大电流接地系统变压器中性点应可靠接地.i)新设备冲击次数:变压器、消弧线圈、电抗器为5次;线路、电容器、母线为3次.A、B类检修后设备冲击次数:更换了线圈的变压器、消弧线圈、电抗器为3次.j)如下各项工作可以不填用操作票,在完成后应作好记录1)事故紧急处理.〔事故紧急处理应保存原始记录〕2)拉合断路器的单一操作.3)程序操作.5.1.1.3倒闸操作须知事项a)倒闸操作应尽量防止在交接班、顶峰负荷、异常运行和恶劣天气等情况时进展;雷电时,禁止进展户外设备的倒闸操作.b)变电站运维人员,必须明确所管辖变电站电气设备的调度管辖X围,其倒闸操作应按值班调度员的指令进展.变电站自行管辖设备的投入或退出,应根据值班负责人的指令进展.c)倒闸操作过程因故中断不能进展的,汇报调度后,按其要求进展.操作票可在已操作的最后一项下方盖"已执行〞章,并在备注栏内注明原因.d)倒闸操作过程假如因故中断,在恢复操作时运维人员必须重新进展"三核对〞〔核对设备名称、编号、实际位置〕工作,确认操作设备、操作步骤正确无误.e)运维人员应将本班受理的操作指令记入运行记录,并立即向当班的值班负责人汇报,由值班负责人指定监护人和操作人,并交待操作任务和安全须知事项.f)对特别重要和复杂的倒闸操作,应组织操作人员进展讨论,由熟练的运维人员操作,值班负责人或值长监护.g)操作中发生疑问时,应立即停止操作并向发令人报告,并禁止单人滞留在操作现场.弄清问题后,待发令人再行许可后方可继续进展操作.不准擅自更改操作票,不准随意解除闭锁装置进展操作.h)在操作过程中,现场运维人员听到调度,应立即停止操作,并迅速接,如内容与操作无关如此可继续操作.i)用绝缘棒拉合隔离开关<刀闸>或经传动机构拉合断路器<开关>和隔离开关<刀闸>,均应戴绝缘手套.雨天操作室外高压设备时,绝缘棒应有防雨罩,还应穿绝缘靴.接地网电阻不符合要求的,晴天也应穿绝缘靴.雨雪天气不得进展室外直接验电.雷电时,禁止在就地进展倒闸操作.j)装卸高压保险器,应先拉中相,再拉边相,应戴护目眼镜和绝缘手套,必要时使用绝缘夹钳,并站在绝缘垫或绝缘台上.k)对如下操作不经调度许可可自行进展操作1)发生人身触电或设备危险时,可自行拉开有关断路器,但应做好详细记录,同时还应将事故情况向值班调度人员员和有关本单位领导汇报;2)不属于调度管辖的设备〔如站用电〕.5.1.2 操作票填写规定5.1.2.1 如下项目应填入操作票内:a)应拉合的设备[断路器〔开关〕、隔离开关〔刀闸〕、接地刀闸〔装置〕等],验电,装拆接地线,合上〔安装〕或断开〔拆除〕控制回路或电压互感器回路的空气开关、熔断器,切换保护回路和自动化装置与检验是否确无电压等.b)拉合设备[断路器〔开关〕、隔离开关〔刀闸〕、接地刀闸〔装置〕等]后检查设备的位置.c)进展停、送电操作时,在拉合隔离开关〔刀闸〕、手车式开关拉出、推入前,检查断路器〔开关〕确在分闸位置.d)在进展倒负荷或解、并列操作前后,检查相关电源运行与负荷分配情况.e)设备检修后合闸送电前,检查送电X围内接地刀闸〔装置〕已拉开,接地线已拆除.5.1.2.2 操作票填写通用规定a)间接验电应按实际进展的操作项目填写,不得笼统填写"……验明确无电压〞.b)保护与自动装置每一块压板的投退应作为一个项目列入操作票.c)倒闸操作票字符填写应符合国网与本单位的规X要求.d)倒闸操作票中装拆的接地线编号填写应确保其唯一性.e)根据调度指令拟写操作票.5.2 倒闸操作程序5.3 各类倒闸操作技术要求5.3.1 主变操作变电站主变操作包含主变停、送电操作,主变并列、解列操作,调整有载调压抽头,倒换主变中性点接地方式等操作.5.3.1.1 主变停送电规定a)变压器投入运行时,应选择保护完备和励磁涌流影响较小的电源侧充电,一般情况下,变压器送电操作先送电源侧,后送负荷侧,停电时顺序相反.b)强油循环变压器充电前,应检查冷却器已正常投入.c)送电前,应核对变压器分接头档位.d)倒换变压器时,应检查投入变压器确已带上负荷后,才允许退出需停运变压器.5.3.1.2 双台主变停、送电操作顺序:a)检查另一台主变运行正常、无影响运行的缺陷存在,变压器带负荷正常,无过负荷现象荷,负荷满足一台变压器停运要求.b)依次断开需停电变压器负荷侧断路器、电源侧断路器.c)依次拉开需停电变压器负荷侧断路器、电源侧断路器两侧隔离开关.d)根据工作票要求,验明确无电压后,在变压器各侧装设接地线〔或合上接地刀闸〕.e)退出停电变压器保护装置相关压板.f)根据工作票要求断开停电变压器相关电源〔散热器、有载调压等电源〕.g)送电操作程序与停电操作程序相反.〔相关二次操作严格按状态令与继电保护导如此规定执行〕5.3.1.3 主变并列操作要求、方法a)变压器并列运行的条件1)接线组别一样.2)电压比一样<允许相差±5%> .3)短路电压相等〔允许相差±5%〕.b)变压器并列的方法1)一般情况下,两台主变并列运行前,要检查两台主变调压分接头指示一致.2)新建或A、B类检修改造后的变压器,应核相无误后才能与其它变压器并联运行.5.3.1.4 其他操作要求a)断、合变压器110千伏侧开关时,应先推上相应中性点接地刀闸.运行中的主变压器任何一侧的绕组为开路运行方式,该侧中性点应保持接地运行且投入零序电流保护.不接地系统侧应保持避雷器在运行位置.b)并列运行的变压器倒换中性点接地刀闸时,应先合上待投变压器中性点接地刀闸,后拉开待退变压器中性点接地刀闸,零序过流和零序过压保护应根据相关规程规定作相应切换.c)新变压器在冲击合闸前,差动、瓦斯等所有保护都必须投入跳闸;冲击成功后退出差动保护,待带负荷检查正确后再投入;瓦斯保护在冲击合闸成功后应退出,运行48小时检查无气后再正常投入.d)110千伏主变停电前,应将相应电压等级备用电源自投装置退出;主变送电后,再将备用电源自投装置投入.e)变压器备用状态,其后备保护跳分段、母联开关的压板可不退出,但保护有工作时应退出相关压板.对于没有单独开关的变压器,只要其停运,主变保护跳运行开关的所有压板全部退出.主变停电后,备自投装置相关压板,母差保护相关压板根据运行方式要求进展相应投退操作.5.3.2 线路操作线路操作包括线路停电操作、线路送电操作.5.3.2.1 线路操作的根本原如此a)线路送电操作,应先合上母线侧隔离开关,再合上线路侧隔离开关,最后合上断路器.。

并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站

并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目110kV升压站工程投运方案编制人员:审核:批准:前言本投运方案是根据云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则,为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运,并保证整个电网的安全、稳定运行,特编制本方案。

本投运方案待调度审核批准后执行。

目次一、工程概况二、投运范围三、投运启动时间安排四、投运前准备工作五、投运记录的建立与保存六、投运的组织与分工七、投运过程风险分析控制八、投运条件检查九、启动操作纲要十、投产试运行步骤十一、现场安全措施及异常、事故处理预案十二、试运行阶段的管理十三、试运行结束后的运行交接十四、附:老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图附:技术交底签证表一、工程概况云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站110kV升压站工程由云南大唐国际宾川新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计,中国能建广东省电力第一工程局负责施工,黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理,工程计划2014年12月25日竣工投产。

云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目位于云南省大理州宾川县大营镇洪水塘村以西,距宾川县城直线距离约22km。

地理坐标介于东经100°21'26"~100°22'08"、北纬25°46'16"~25°47'10"之间。

升压站共有110kV 和35kV两个电压等级。

110kV高压配电设备采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器。

35kV配电装置为金属铠装式开关柜。

110kV接线方式为单母线接线,共有三个间隔:一个出线间隔、一个PT间隔、1个主变间隔。

经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。

35kV终期接线方式为单母线分段接线,本期建成35kV I段母线,35kV本期共有6个间隔。

110kV变电站投运方案-1

110kV变电站投运方案-1

110kV变电站投运方案-1110kV巍山变电站1号主变单元改造工程投运方案11110kV0kV巍山变电站巍山变电站11号主变单元号主变单元改造工程改造工程投投运运方方案案110kV110kV巍山变电站技术改造巍山变电站技术改造工程项目部工程项目部二二零一二零一二年十年十二二月月三三日日前言为保证110kV巍山变电站1号主变单元、110kVI段母线设备、35kV新安装的组合电器及10kV新改造I段母线设备安全、顺利、按质、按时投入运行,特编制本方案。

本方案由大理西电实业有限责任公司技术质量部提出本方案由大理西电实业有限责任公司总工室归口本方案起草人:本方案审核人:本方案批准人:本方案首次发布日期:08月生产厂家泰山集团山东泰开高压开关有限公司三工位开关三工位开关产品型号ZF10-126TPS隔离开关编号108月生产厂家山东泰开高压开关有限公司三工位开关三工位开关产品型号ZF10-126TPS 隔离开关编号108月生产厂家山东泰开高压开关有限公司三工位开关三工位开关产品型号ZF10-126TPS隔离开关编号108月生产厂家山东泰开高压开关有限公司电流互感器电流互感器变比准确级额定负荷A相抽头B相抽头C相抽头CT2LR008月气体绝缘金属封闭开关设备气体绝缘金属封闭开关设备型号ZF10-126G出厂编号108月生产厂家山东泰开高压开关有限公司靠线路侧瓷套编号A:108月生产厂家山东泰开高压开关有限公司2)110kVⅠ母线电压互感器间隔组合电器技术参数电磁式电压互感器电磁式电压互感器型号JSQ-110额定一次电压110/√3kV 额定绝缘水平126/230/550kV相数三相额定频率50Hz标准代号GB1027-09月生产厂家山东泰安山东泰开互感器有限公司A相B 相C相二次出线端子标志1a1-1n12a1-2n1da1-dn11a2-1n22a2-2n2da2-dn21a3-1n32a3-2n3da3 -dn3额定二次电压,V110/√3110/√3100110/√3110/√3100110/√3110/√3100准确级0.08月生产厂家山东泰开高压开关有限公司GISGIS用无间隙金属氧化物避雷器用无间隙金属氧化物避雷器型号Y10WF-102/266S标准代号GB11032-09月产品序号12396生产厂家山东泰安山东泰开互感器有限公司避雷器在线监测器避雷器在线监测器型号JCQ5-485通讯型出厂日期08月出厂编号A相96B相98C相104生产厂家西安西润电器技术有限责任有限公司;山东泰开自动化有限公司3)110kV2号主变35kV侧302间隔组合电器技术参数ZCW10ZCW10--40.5H40.5H组合电器组合电器型号ZCW10-40.5H额定电压40.5kV额定电流2500A额定雷击耐受电压185/215kV额定短时耐受电流31.5kA额定峰值耐受电流80kA 额定短时工频耐受电压95/118kVSF6气体额定压力0.5MPa断路器操作机构CT10-A隔离开关操作机构CJ-G额定操作程序0-0.3S-CO.180s-CO出厂编号109月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司弹簧操动机构弹簧操动机构型号CT10-A符合标准GB1984-08月出厂编号373生产厂家中国山东泰开高压开关有限公司隔离机构隔离机构型号CJ-G符合标准GB1985-09月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电流互感器电流互感器A相B相C相变比准确级额定负荷变比准确及额定负荷变比准确及额定负荷CT1LR0400/55P09月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司弹簧操动机构弹簧操动机构型号CT10-A符合标准GB1984-08月出厂编号355生产厂家中国山东泰开高压开关有限公司隔离机构隔离机构型号CJ-G符合标准GB1985-09月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电流互感器电流互感器A相B相C相变比准确级额定负荷变比准确及额定负荷变比准确及额定负荷CT1LR0400/55P09月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司弹簧操动机构弹簧操动机构型号CT10-A符合标准GB1984-08月出厂编号375生产厂家中国山东泰开高压开关有限公司隔离机隔离机构构型号CJ-G符合标准GB1985-10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电流互感器电流互感器A相B相C相变比准确级额定负荷变比准确及额定负荷变比准确及额定负荷CT1LR0400/55P10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司弹簧操动机构弹簧操动机构型号CT10-A符合标准GB1984-08月出厂编号361生产厂家中国山东泰开高压开关有限公司隔离机构隔离机构型号CJ-G符合标准GB1985-10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电流互感器电流互感器A相B相C相变比准确级额定负荷变比准确及额定负荷变比准确及额定负荷CT1LR0300/55P10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司7)35kV巍民线352间隔组合电器技术参数ZCW10ZCW10--40.5H40.5H组合电器组合电器型号ZCW10-40.5H额定电压40.5kV额定电流2500A额定雷击耐受电压185/215kV额定短时耐受电流31.5kA额定峰值耐受电流80kA 额定短时工频耐受电压95/118kVSF6气体额定压力0.5MPa断路器操作机构CT10-A隔离开关操作机构CJ-G额定操作程序0-0.3S-CO.180s-CO出厂编号110月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司弹簧操动机构弹簧操动机构型号CT10-A符合标准GB1984-08月出厂编号354生产厂家中国山东泰开高压开关有限公司隔离机构隔离机构型号CJ-G符合标准GB1985-10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电流互感器电流互感器A相B相C相变比准确级额定负荷变比准确及额定负荷变比准确及额定负荷CT1LR0300/55P10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司8)35kV巍庙线353间隔组合电器技术参数ZCW10ZCW10--40.5H40.5H组合电器组合电器型号ZCW10-40.5H额定电压40.5kV额定电流2500A额定雷击耐受电压185/215kV额定短时耐受电流31.5kA额定峰值耐受电流80kA 额定短时工频耐受电压95/118kVSF6气体额定压力0.5MPa断路器操作机构CT10-A隔离开关操作机构CJ-G额定操作程序0-0.3S-CO.180s-CO出厂编号110月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司弹簧操动机构弹簧操动机构型号CT10-A符合标准GB1984-08月出厂编号374生产厂家中国山东泰开高压开关有限公司隔离机构隔离机构型号CJ-G符合标准GB1985-10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电流互感器电流互感器A相B相C相变比准确级额定负荷变比准确及额定负荷变比准确及额定负荷CT1LR0300/55P10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司9)35kV大巍线354间隔组合电器技术参数ZCW10ZCW10--40.5H40.5H组合电器组合电器型号ZCW10-40.5H额定电压40.5kV额定电流2500A额定雷击耐受电压185/215kV额定短时耐受电流31.5kA额定峰值耐受电流80kA 额定短时工频耐受电压95/118kVSF6气体额定压力0.5MPa断路器操作机构CT10-A隔离开关操作机构CJ-G额定操作程序0-0.3S-CO.180s-CO出厂编号110月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司弹簧操动机构弹簧操动机构型号CT10-A符合标准GB1984-08月出厂编号351生产厂家中国山东泰开高压开关有限公司隔离机构隔离机构型号CJ-G符合标准GB1985-10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电流互感器电流互感器A相B相C相变比准确级额定负荷变比准确及额定负荷变比准确及额定负荷CT1LR0300/55P10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司10)35kVⅠ段母线PT间隔组合电器技术参数ZCW10ZCW10--40.5H40.5H组合电器组合电器PT型号JDZX6-35RCQ2额定电压40.5kV额定短时工频耐受电压95/118kAPT间隔SF6气体额定压力0.3MPa额定雷电冲击耐受电压185/215kV额定电压比35/√3/0.1/√3/0.1/3准确级组合0.2/3P/3P 额定负荷15/50/50/V A隔离-接地操动机构电动出厂编号110月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司隔离机构隔离机构型号CJ-G符合标准GB1985-10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电压互感器电压互感器额定绝缘水平40.5/95/208月生产厂家衡阳一互电气有限公司智能型可触摸式避雷器智能型可触摸式避雷器型号JSK1-51系统标称电压35kV 避雷器额定电压51kV标称放电电流5kA持续运行电压40.8kV 最大雷电残压134kV出厂序号A相108月B相108月出厂序号A相103B相104C相102生产厂家西安西润电器技术有限责任有限公司;山东泰开自动化有限公司11)35kVII段母线PT间隔组合电器技术参数ZCW10ZCW10--40.5H40.5H组合电器组合电器PT型号JDZX6-35RCQ2额定电压40.5kV额定短时工频耐受电压95/118kAPT间隔SF6气体额定压力0.3MPa额定雷电冲击耐受电压185/215kV额定电压比35/√3/0.1/√3/0.1/3准确级组合0.2/3P/3P额定负荷15/50/50/V A隔离-接地操动机构电动出厂编号110月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司隔离机构隔离机构型号CJ-G符合标准GB1985-10月生产厂家泰山集团山东泰开中压开关有限公司电压互感器电压互感器额定绝缘水平40.5/95/208月生产厂家衡阳一互电气有限公司智能型可触摸式避雷器智能型可触摸式避雷器型号JSK1-51系统标称电压35kV避雷器额定电压51kV标称放电电流5kA持续运行电压40.8kV最大雷电残压134kV出厂序号A相108月B相108月出厂序号A相101B相99C相100生产厂家西安西润电器技术有限责任有限公司;山东泰开自动化有限公司12)35kV线路电压互感器技术参数型号JDZW-35QR户外型干式带熔断器保护电压互感器额定绝缘水平40.5/95/08月重量130kg编号351:2J61295352:2J61292353:2J61293354:2J61294生产厂家衡阳一互电气有限公司13)10kV001、013断路器技术参数型号VBA-12额定频率50Hz额定电压12kV额定电流2000A额定雷电冲击耐受电压75kV额定短时耐受电流(4秒)31.5kA额定短路开断电流31.5kA 出厂编号001:01558013:01554操作电压DC220V储能电机电压DC220V额。

110kV变电站启动试运行方案

110kV变电站启动试运行方案
2.110kV石龙新站全站设备处于冷备用状态。
九、启动试运行内容及步骤
(一).启动前现场准备和设备检查
由启动试运指挥组长下令,现场值班人员接令操作,施工方人员监护,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,启动前完成。
一次设备检查
1.蒙圩站:检查105开关在断开位置;1051、1053刀闸在断开位置;10517、10537、10538接地刀闸在断开位置。
4.110kV西蒙石线的蒙圩站侧到石龙新站侧线路完好。
5.运行单位已向地调报送启动申请。
6.启动调试开始前,参加启动调试有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关运行规程规定。与启动运行有关的维护单位应根据启委会批准的启动运行方案,提前准备操作票。
八、启动试运行前系统运行方式要求、调度操作配合
1.110kV西蒙石线路处于冷备用状态。
8.T#76跳线安装后,对110kV西蒙石线再次摇绝缘。
三、启动试运行范围
石龙新站:#1主变110kV侧1011间隔、#2主变110kV侧1021间隔、110kV启龙线105间隔、110kV西蒙石线106间隔、110kV 内桥100间隔、#1主变35kV侧301间隔、#2主变35kV侧302间隔、35kV #1M母线PT 0351间隔、35kV#2M母线PT 0352间隔、35kV #1M、#2M分段隔离3001间隔、35kV #1M、#2M分段300间隔、35kV #2M、#3M分段隔离3302间隔、35kV #1电容器306间隔、35kV备用307间隔、35kV备用308间隔、35kV备用309间隔、35kV #2电容器310间隔、35kV备用311间隔、35kV备用312间隔、35kV备用313间隔、35kV备用314间隔、35kV备用315间隔、#1主变10kV侧901间隔、#2主变10kV侧902间隔、10kV #1M母线PT 0951间隔、10kV#2M母线PT 0952间隔、10kV #1M、#2M分段隔离9001间隔、10kV #1M、#2M分段900间隔、10kV #2M、#3M分段隔离9802间隔、10kV备用904间隔、10kV备用905间隔、10kV备用906间隔、10kV备用907间隔、10kV备用908间隔、10kV备用909间隔、10kV备用910间隔、10kV备用911间隔、10kV #4电容器912间隔、10kV#1接地站用变913间隔、10kV #5电容器914间隔、10kV备用915间隔、10kV备用916间隔、10kV备用917间隔、10kV备用918间隔、10kV备用919间隔、10kV备用920间隔、10kV备用921间隔、10kV备用922间隔、10kV#2接地站用变923间隔的一、二次设备,#1主变,#2主变。

变电站投运方案

变电站投运方案

变电站投运方案第一篇:变电站投运方案35kV变电站投运方案一、投运范围:1、**35kV变电站35kV1M、附属设备及其站用变;2、**35kV变电站1号主变及其附属设备;3、**35kV变电站10kV1M及其附属设备。

二、投运前应具备的条件:1、投入运行范围内的设备及各项检测数据具备投运条件;2、投入运行设备核相正确;3、投运范围内的继电保护及自动装置校验结果满足投运条件;4、根据定值通知单正确录入继电保护整定值及投退保护、自动装置;5、主变分接开关档位在3档(额定档);6、办理“新设备投运申请单”并经相关部门批准;7、所有启动范围内设备均处于冷备用。

三、投运注意事项1、全面检查所有人员清场。

2、所有爬梯含避雷针应悬挂“禁止攀登,高压危险”的标示牌。

3、所有设备应处于冷备用、全面检查所有地刀确在断开位置,五防锁具安装到位。

检查完成后,开关室门窗关好。

4、投运前,检查警铃、喇叭、电脑音响是否开启。

5、在投运前应征得调度值班员的同意并按调度指令执行;6、启动操作过程中,如果启动投运设备发生异常或事故,应按现场规程处理,同时汇报调度值班员;7、启动操作过程中,如果系统发生事故,应停止启动操作,待系统事故处理告一段落,经当班调度同意可继续启动操作。

四、核对保护定值:1、核对35kV新帆线保护定值;2、核对1号主变保护定值;3、核对10kV电容器保护定值;4、核对10kV出线保护定值。

五、投运1.投入35kV新帆线351断路器所有保护;2.合上35kV1MpT避雷器318刀闸;3.35kV**线351由冷备用转运行;4.检查35kV1MpT二次电压是否正常,相序是否正确定;5.8B站用变由准备用转运行;6.检查8B站用变各项运行数据正常;7.投入1号主变压器所有保护;8.1号主变压器301断路器由冷备用转热备用;9.用1号主变压器301断路器对1号主变压器冲击合闸5次(第一次10分钟,第二次5分钟,第三次3分钟,第四次1分钟,第五次合上后不拉开);10.10kV1MpT避雷器918手车由冷备用转运行;11.1号主变压器901断路器由冷备用转热备用;12.检查10kV1MpT二次电压是否正常,相序是否正确定;13.1号主变压器进入试运行阶段。

新投运变电站准备工作

新投运变电站准备工作

变电站投运必备条件
1土建、安装工作结束。

2现场平整、无杂物、道路通畅照明光线充足。

3事故照明已安装完好,消防设施完备。

4带电设备清扫整洁,各设备编号完整。

5设计图纸、厂家资料齐全。

6典票运规已编写完成
7厂家试验数据、设备质量均符合国家有关规定。

8有关设备高压试验完毕,二次设备、装置经调试完毕,记录齐全,试验数据符合规程规定。

9相关保护设备经调试合格,整定值与地调下达的定值相同,已正确置入保护装置,能正常投入运行。

10所有一次、二次设备命名完整。

11投运方案已经通过审查并批准。

12本期工程经启委会验收合格
变电站综合管理工作具体内容工序卡附录B
生产物品管理、配备内容工序卡附录C
启动送电前各项工作内容附录D。

  1. 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性,平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
  2. 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
  3. 3、如文档侵犯您的权益,请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间:9:00-18:30)。

110KV新源变电站投运方案
批准:
会签:
审核:
编写:左小勇
电力调度中心
2006年12月12日
110KV新源变电站投运方案
110KV新源线电站输变电工程已全部竣工,经启动委员会验收组对新源线电站新安装的全站设备间隔、新建的110KV福源线线路及其两侧间隔所有一、二次设备验收合格,具备投运条件。

按照《新源110KV输变电工程启动验收方案》要求,为了确保新安装的设备一次投运成功,特编制本投运方案。

一、调度命名和调度管辖划分
1、万福变至新源变新建110KV输电线路命名为“110KV福源线”,万福变间隔编号命名为“122开关”,新源变间隔编号命名为“111开关”。

2、新源变至油田变新建35KV输电线路命名为“35KV新油线”,新源变间隔编号命名为“311开关”。

3、新源变新建主变系统命名为“#1主变”。

4、35KV新油线线路属吉安县调管辖、地调许可设备。

详见附图:110KV新源线主接线图;
110KV万福变主接线图;
二、新设备投运范围
1、110KV新源变电站所有新安装的一、二次设备(除10KV出线外)。

2、110KV万福变电站110KV福源线122开关间隔。

3、110KV新源变电站110KV母线、35KV母线、10KV母线及母线设备。

4、110KV新源变电站#2主变及其附件设备。

三、投运条件
1、万福变电站新安装的110KV福源线122开关间隔一、二次设备已按设计要求安装完毕,调试正确,验收合格,具备投运条件,并处于冷备用状态。

2、110KV新源变电站所有一、二次设备按设计要求安装完毕,调试验收合格,具备投运条件,且均处于冷备用状态。

3、110KV福源线线路按设计要求安装完毕,调试验收合格,具备投运条件,处于冷备用状态。

四、投运步骤
根据启动验收方案安排,整个新设备投运分二个阶段进行:
第一阶段:万福变110KV福源线122开关间隔、新源变110KV福源线111开关间隔、110KV福源线、和新源变110KV母线及其母线设备
1、万福变:检查110KV福源线122开关确在冷备用状态。

2、万福变:摇测110KV福源线122开关间隔设备绝缘,确保合格。

3、新源变:检查110KV福源线111开关确在冷备用状态。

4、新源变:检查110KV母线及母线上所有设备均在冷备用状态。

5、新源变:摇测110KV福源线111开关间隔和110KV母线及母线PT绝缘,确保合格。

6、万福变:由继保人员负责校验110KV福源线122开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性,并做二次升流试验,试跳开关,确保正常。

7、新源变:由继保人员负责校验110KV福源线111开关二次回路有关保护、仪表接线的正确性,并做二次升流试验,试跳开关,确保正常。

8、新源变:投入110KV福源线111开关所有保护(改变保护控制字,退出功率方向元件和重合闸)。

9、万福变:投入110KV福源线122开关所有保护(改变保护控制字,退出功率方向元件和重合闸)。

10、新源变:对110KV新厦线摇测绝缘,确认合格。

11、新源变:以万福变相序为基准,采用“一对一”接地摇测法对110KV福源线线路摇测相序,确保与万福变110KV相序一致。

12、万福变:将110KV福源线122开关由冷备用转热备用。

13、万福变:合上110KV福源线122开关对福源线线路冲击三次,每次冲击时间5
分钟,间隔时间1分钟。

其中:1)110KV福源线第一次冲击正常后,用万福变110KV福源线122开关距离保护试跳开关。

2)110KV福源线第二次冲击正常后,用万福变110KV福源线122开关零序
保护试跳开关。

3)110KV福源线带上新源变110KV母线进行第三次冲击。

4)检查新源变110KV母线受电正常后,空载运行。

14、新源变:合上110KV母线PT1511刀闸。

15、新源变:测试110KVPT二次电压和相序,确认相序正确。

第二阶段:110KV新源变电站投运
(一)、#1主变投运
1、新源变:检查#1主变及三侧开关均在冷备用状态。

2、新源变:摇测#1主变及三侧开关绝缘,确保合格。

3、新源变:投入#1主变所有保护(重瓦斯接“跳闸”位置,轻瓦斯由“信号”改接与“跳闸”位置)。

4、新源变:将#1主变高中压侧分接头位置调至额定电压档。

5、新源变:合上#1主变中性点1010刀闸。

6、新源变:将#1主变101开关由冷备用转热备用。

7、新源变:合上101开关对#1主变进行五次冲击合闸试验,每次冲击间隔时间5分钟。

第一次冲击正常后,用#1主变差动保护跳101开关;
第二次冲击正常后,用#1主变重瓦斯保护跳101开关;
第三次冲击正常后,用#1主变有载开关重瓦斯保护跳101开关;
第四次冲击正常后,用#1主变复合电压过流跳101开关;
第五次冲击正常后,空载试运行,并将#1主变轻瓦斯由“跳闸”改接与“信号”位置。

8、新源变:退出#1主变差动保护。

(二)、35KV母线及35KV母线PT投运
1、新源变:检查35KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变:对35KV母线及35KV母线PT摇测绝缘,确认合格。

3、新源变:将#1主变301开关由冷备用转热备用,投入301开关充电保护。

4、新源变:合上#1主变301开关对35KV母线冲击三次,每次冲击间隔时间5分钟,正常后,退出301开关充电保护压板,并合上35KV母线PT3511刀闸。

5、新源变:由继保人员负责测试35KVPT二次电压和极性以及有关保护、仪表接线的正确性;测试35KV所有间隔PT二次压降。

(三)、10KV母线及10KV母线PT投运
1、新源变:检查10KV母线上所有设备均在冷备用状态。

2、新源变:摇测10KV母线及10KV母线PT绝缘,确认合格。

3、新源变:将#1主变901开关由冷备用转热备用,投入901开关充电保护。

4、新源变:合上#1主变901开关对10KV#1段母线冲击三次,每次冲击间隔时间5分钟,正常后退出901开关充电保护压板,并合上10KV母线PT9511刀闸。

5、新源变:由继保人员负责校测试10KV PT二次电压和回路极性以及有关保护、仪表接线的正确性;测试所有出线的PT二次压降。

6、新源变:投入10KV所用变恢复站用电。

7、新源变:10KV馈线恢复送电工作由变电分公司负责进行。

(四)、10KV#1电容器的投运
1、新源变:检查10KV#1电容器917开关确在冷备用状态。

2、新源变:摇测10KV#1电容器917开关间隔绝缘,确保合格。

3、新源变:投入10KV#1电容器917开关所有保护。

4、新源变:将10KV#1电容器917开关由冷备用转热备用。

5、新源变:合上10KV#1电容器917开关,对#1电容器冲击三次,每次间隔5分钟,正常后投入运行。

(五)、35KV新油线的投运
1、新源变:检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

2、吉安县调:检查35KV新油线311开关确在冷备用状态。

3、新源变:摇测35KV新油线311开关间隔绝缘,确保合格。

4、新源变:投入35KV新油线311开关所有保护。

5、新源变:将35KV新油线311开关由冷备用转热备用。

6、新源变:合上35KV新油线311开关,对35KV新油线冲击三次,每次间隔5分钟,正常后投入运行。

相关文档
最新文档