新设备启动方案编制

第六章新设备启动方案编制

一、收集待启动设备信息：

1、启动范围内包括哪些一次设备？

2、新设备接入后其二次回路对系统有何影响新设备包括了哪些保护装置？

新设备保护的投退情况？

3、新设备转运行（带电）后是否造成原系统保护误动？

二、确定启动试验项目：

1、完成对新设备（一次）冲击：

1)变压器冲击试验：正常选用高压侧开关进行冲击，大电流接地系统冲

击过程中性点必须接地（防过电压），冲击期间要求主变保护全部投

入，用于冲击主变的电源侧保护时限应整定在0.5″。冲击次数五次，

首次十分钟间隔十分钟后进行后面四次冲击（每次间隔五分钟）（主

变在全电压冲击中检查绝缘强度承受能力及过电压能力，考验继电保

护在励磁涌流下是否误动，所以尽管保护向量在这之前未能确认，仍

必须全部投入，以尽可能保护主变。）

***注：对于有载调压变压器，在第五次冲击后还应安排调压试验。

2)输电线路冲击试验：主要用于检查线路在全电压冲击中的机械强度和

绝缘强度，考虑到系统稳定问题，一般要求全线0″保护（有些微机

保护（如母线充电保护，母线过电流保护等）整定值达不到0″，一

般按最小整定，如0.01″）。因线路设备有诸多设备如金具、绝缘子、

瓷瓶、跳线（有称跑线、过线）等等，如线路设备绝缘能力不足，在

全压冲击下将进一步破坏绝缘，致使短路，而在短路电流的作用下将

产生电动力，如机械强度不够，将对线路造成严重破坏。所以,为减

少损坏的可能也要求在0″保护作用下进行冲击（按保系统稳定，一

般安排两级保护，（由母联串代线路开关方式构成两极保护）以保证

快速切除故障），同时重合闸解除。冲击次数为三次，间隔5分钟左

右。

3)电缆线路冲击试验：冲击目的跟架空线路一样，主要差别在于冲击试

验时间得适当延长，时限需根据长度计算而定，主要是电缆线路的电

容电流很大，为确保冲击过程不因为操作造成破坏，一般考虑电容放

电时间。

4)电抗器、消弧线圈冲击试验：电抗器、消弧线圈应冲击五次，每次间

隔五分钟，电容器冲击应冲击三次，每次间隔五分钟。

2、完成核相试验

1)核相：一般选择在电压互感器二次侧进行，无条件时也采用高压核相。

核相时必须选择已确认正常的一侧（选用已经投入运行中的一侧）作

为基准。

2)同（电）源核相：以被测电压互感器和基准电压互感器的一次侧直接

构成电气连接为同源。同源核相目的是确认被测电压互感器二次侧接

线是否正确，以便进一步进行二次电压回路切换试验。

3)异源核相：用于校验一次接线是否正确，新线路启动必须安排异源核

相。

3、完成保护向量测试试验：

1)启动范围内已知的保护装置或有异动的保护均应安排保护测试，保护

测试必须在通过一定负荷的水平下进行（受测试仪表精度影响）。

2)保护向量测试确认前，向量正确与否未知，为确保带上负荷后保护不

误动，应将会误动的保护在带负荷前解除。

a)母差保护测试前：带负荷后可能差动电流失衡，应解除。

b)主变保护测试前：带负荷后可能差动电流失衡，应解除差动保护

c)纵联差动（高频闭锁）线路保护测试前：带负荷后可能差动（电

流相位或方向）电流失衡，应解除线路差动（高频）保护。其余

线路保护是否解除，可根据定值单要求确定，一般控制负荷电流

在200A以下可不解除线路保护。

三、为完成上述启动试验项目安排好各环节运行方式，并做好保护的匹配。

1、一般为确保启动过程各新设备能得到较可靠的保护，确保启动过程对系

统稳定影响最小，一般应配以两级速断保护，如条件不够，只有一级保

护应尽量缩短运行时间。

2、启动方案一般按尽可能少的操作步骤拟写，所以题目不可能按照上述步

骤一步步往下执行，一般采用穿插执行。因而解题中除了判明是否所有

试验均已完成，还应判明执行试验的运行方式是否满足。

3、为了满足两级保护要求，启动中可能出现变更定值，但结果均应恢复到

正常投入方式。

4、为确保启动试验对系统影响最小，对于220kV变电站110kV双母线接线，

母差保护一般只退出空出的一段；为确保供电可靠性，希望220kV变电

站110kV双母线尽快恢复正常接线，所以启动步骤一般安排送电端试验

尽快完成，并尽快恢复正常方式。

四：几种常见接线变电站启动过程保护试验项目

1、双母线接线方式：

1）母差保护向量校核（包括：启动范围内所有接入母差回路的开关母

差CT向量）

2）线路开关保护向量校核（含相关计量、测量、同期回路等相关二次

电流回路向量）注：上述线路开关的保护配置属非电流保护。

3）主变保护向量校核

4）双母线电压互感器二次侧的相序相位核对（同源核相）,二次回路切

换试验

5）几回出线线路的相序相位核对（不同源核相）

2、双母线带旁路母线接线方式（含专用母联和母联兼旁路或旁路兼母

联接线）除了完成双母线接线方式的所有试验，还需完成旁路（旁母）开关保护向量校验工作。正常情况下，在旁路开关通过一定的电流即可完成与该开关有关的所有保护向量的测试工作，所以一般选择旁代主变开关方式结合测量主变旁代时保护向量确认旁代线路保护向量（注：如有两台主变，应分别旁代，对于配置双套保护的主变，在进行带负荷测试向量前，应将两套差动保护解除）。如启动现场测试人员要求单独确认旁代线路保护向量，则另外安排，但一次方式应按线路开关启动的运行方式要求调整。

对于母联兼旁路或旁路兼母联开关，除了完成旁路功能的试验外，还应改作母联运行，供测量母差保护向量。

3、单母线接线（含单母分段）

1）母线电压互感器二次侧的相序相位核对（同源核相，指单母分段接线），二次回路切换试验

2）几回出线线路的相序相位核对（不同源核相，对于单母线接线运行方式比较麻烦，通常采用充电到具有分段开关（或母联开关）的变电站进行）

3）主变保护向量校核

4）线路开关保护向量校核（含相关计量、测量、同期回路等相关二次电流回路向量）注：该线路开关的保护配置属非电流保护。

5）配有母线分段母差或单母差的母线应进行母差保护向量测试（与双母线母差保护一样，接入母差回路的所有开关CT均应通过一定水平的负荷电流。）

4、内桥（含扩大内桥，又称复合内桥）接线

因内桥接线的母线已包括在主变保护范围，所以没有另设母差保护。内桥接线一般为终端变电站，所以进线开关一般未装设线路保护。具体试验项目：

1）在主变高压侧刀闸断开情况下，两单元母线互感器二次侧的相序相位核对（同源核相），二次回路切换试验

2）在主变高压侧刀闸断开情况下，进行两回进线线路的相序相位核对（不同源核相），配合完成后面的合解环试验。

3）低压侧系统的核相试验

4）进行主变保护向量校验（分别按进线开关送电和桥开关送电方式进行。注：在线路对端保护未确认前，不得进行合环，防止因保护失配造成影响面扩大）

5）进线线路对端保护的向量测量。

5、外桥接线

外桥接线相对内桥接线，主变保护接线更为简单，启动过程保护试验项目基本按内桥接线要求即可，差别在于主变保护只需测量进线保护向量，

6、特殊接线

特殊接线种类很多，但基本涉及的试验不外乎上述几项，只是应注意开关所处位置，保护装设情况，保护出口哪些开关等。

例题4、下图为江南电网A、Y两变电站110kV系统联络示意图

A、Y变电站110kV母线均配有母差保护，A变电站母线所有设备均可倒，Y变电站扩建。本次启动Y站＃2主变、10kVⅡ段母线（含母分）、110kVⅡ段母线及压变、110kV AY112线路、A站A112间隔（其母差CT短接退出母差回路）。系统运行方式如图例所示。所有启动设备均处冷备用，可以送电。启动前保护投退情况：根据要求现列出如下启动步骤：

答：1、A站：110kVⅡ段母线空出，110kV旁路A110旁开关冷倒至Ⅱ段母线热备用，其距离、零序保护启用启动专用定值。

2、A站：110kV母联转热备用，母联开关长充电（过流）保护投入（600A，0

秒）。A112开关母差CT接入母差回路。

3、Y站：110kVⅡ母压变、10kVⅡ母压变转运行，Y112开关转运行，Y112线

路压变运行，合上110kV母分Y110kV开关II母侧刀闸、母分Y110kV开关。

检查Y112、＃2主变Y110kV、母分Y110kV开关母差CT已接入110kV母差回路. 解除110kV母差保护。

4、A站：A112线路压变运行，合上A112出线刀闸和A112旁路刀闸、合上

A112开关。

5、A站：合上110kV母联开关，用110kV旁路A110旁开关对A112开关、Y

站Y112开关、Y站母分Y110kV开关设备、Y站110kVⅡ段母线及母线设备、AY112线路进行三次冲击，每次间隔5分钟，检查A112线路压变、Y112线路压变、Y站110kVⅡ段母线压变运行正常。

6、冲击正常后，断开Y站Y112开关，母分Y110开关，投入Y站母分Y110 kV

开关过电流保护（0秒），合上Y站母分Y110开关I母侧刀闸，Y110开关，毕后进行Y站110kVⅠ、Ⅱ母压变二次核相。正确后，进行压变二次切换试验。

7、待正确后，Y站：断开母分Y110kV开关，合上Y112开关，毕后许可Y站

110 kVⅠ、Ⅱ母压变二次核相。

8、待核相正确后，A站：断开A110旁开关，母联长充保护时限改为0.5秒，毕

后合上A112开关II段母线侧刀闸，A112开关。

9、Y站：Y＃2主变高压侧复合电压过电流保护I段一时限改0.5秒，毕后许可

其用Y＃2主变高压侧Y110 kV开关对Y＃2主变进行五次冲击，最后一次带上10kVⅡ段母线,首次冲击十分钟，间隔十分钟，而后每次间隔五分钟。10、待冲击正常后，解除A站110kVII段母差保护（跳母联开关功能保留）。许

可Y站进行Y＃2主变有载调压试验，高低压核相试验，10 kV异源核相。

11、正确后，Y站进行Y＃1电容器组启动，解除Y＃2主变差动保护，正常后

Y＃2主变带上电容器负荷，Y站进行Y＃2主变保护向量测试，同时进行Y站Y112开关保护向量测试、母差保护向量测试，许可A站进行A112开关保护、母差保护向量测试。

12、正确后，A站：投入A112线路保护（重合闸保留解除），II段母差保护。

13、Y站：切除电容器，断开Y＃2主变低压侧Y10 kV开关，投入10 kV母

分过流保护后合上母分Y10 kV开关，许可进行10 kV同源核相和压变二次切换试验。

14、Y站35 kVI段母线负荷转出后，Y站：断开母分Y35 kV开关，合上Y

＃2主变中压侧Y35 kV开关，许可进行35kVⅠ、Ⅱ母压变二次核相。15、正确后，恢复35 kVI段母线负荷，许可Y站进行Y＃2主变保护向量测

试。

16、正确后，Y站：投入Y＃2主变差动保护，Y＃2主变高压侧复合电压过

电流保护I段一时限定值恢复正常。

17、Y站：合上母分Y110kV开关（合环），断开Y112开关解环，毕后进行

母差保护向量测试。正确后，Y站：投入110kV母差保护。

18、A站：停用母联长充电保护，110kV系统恢复正常运行方式（包含保护

方式）。

19、Y站：Y＃1、2主变高中低压侧均按分列运行方式运行（母分过电流保

护解除）。

20、AY112线路试运行24小时后，投入A站侧重合闸。Y站Y＃2主变进入

试运行72小时。

Y#2A#1主变

11、新设备启动投产管理

11.1启动投产具备的条件

11.1.1凡接入电网的新建和改扩建工程，在项目可行性研究及设计阶段，应由项目管理单位通知有关调度部门参加与并网运行有关部分的设计审查工作；工程项目设计技术资料应由项目管理单位在审查会议召开前10天提供给有关调度部门。

11.1.3需并网的单位在签订并网协议之前，应提出并网申请，应具有接受电网统一调度的技术装备和管理设施，应符合国家有关法规、行业标准、电网运行准则及省电网有关技术的要求，并达到省电网技术监督及安全性评价的要求。

11.1.4凡由于资料不全未交接清楚的或在安全上和经济上不具备独立运行条件的新设备，以及不具备调度通信或远动手段的新工程，地调有权拒绝批准该新设备或工程投入运行。

11.1.5接入县网35千伏的地方小电网、小水电和小火电联网前应向有关电力公司签定协议，向有关县调办理并网运行手续，报泉州电业局同意地调备案。11.1.6对流域梯级开发的中型水电(接入35千伏电网)，关系到梯级水能经济调度，此类电厂并网前应向地调报送水库调度、防洪等资料，地调和县调应进行调度管辖范围的划分。

11.1.7对新建或改扩建输变电工程，新设备启动投产前必须具备如下条件，并由局相关部门组织现场验收或质检：

1、电厂一、二次设备应按经国家授权机构审定的设计要求安装、调试完毕，经国家规定的基建程序验收合格；并网正常运行方式已经明确，有关参数已合理匹配，设备整定值已按照调度管辖范围划分的要求整定，具备并入电网运行、接受省调或地调统一调度的全部条件。

2、现场设备验收工作已经完成，工程质量符合设计及安全运行要求，并已提交三级验收报告，经启委会批准可以启动。

3、对于新建线路，项目管理单位应在新设备启动投产前15天向调度部门及运行维护单位提供线路参数的实测报告(包括线路导线型号构成，长度、路径、与相邻线路同杆架设情况及整条线路实测阻抗、容抗及互感参数等实测电气参数，如线路(电缆)实测阻抗(R、X值)和容抗(B值)。对于开断接入线路，项目管

理单位应在新设备投产前5天向调度部门及运行维护单位提供上述线路实测报告。

4、生产准备工作已经就绪：调度关系及管辖范围的划分、接入系统的运行方式明确，设备调度命名核对无误；现场运行规程及制度等均已齐全；运行人员已配齐，经过相关技术培训并考试合格。

9、电厂继电保护及安全自动装置应按《福建省电力系统继电保护新设备投产验收管理办法》、《关于加强继电保护标准化检验和验收标准化的通知》的要求通过三级验收和标准化验收，具备同步投运条件，并满足下列基本要求：

(1) 继电保护装置按有关规程进行调试，并按该设备调度管辖部门编制的继电保护定值通知单进行整定，设备检验无漏项、各种资料完整，反措得到落实，并经验收合格。发电机、变压器保护整定值报省调核备后执行。

(2) 已统一联网界面继电保护设备调度术语，明确相关保护设备的命名、使用和投退原则；交换整定计算所需的资料，并明确有关发电机、变压器的接地方式，联网界面继电保护设备的整定计算、运行维护、检验和技术管理工作范围和职责的划分，并确定工作联系人和联系方式。

(3) 所有继电保护装置、故障录波、保护及故障信息管理系统与相关一次设备同步投入运行。

(4) 现场制定的继电保护装置运行管理制度应满足有关法规、电力行业标准、电网运行准则、省电网反措规定以及有关继电保护技术监督的规定。

(5) 新入网继电保护装置应满足省调继电保护入网管理规定，满足省电网的微机型保护和故障录波器软件版本管理规定。

11.2新设备启动投产前需提供的技术资料

11.2.1系统及设备的电气一次结线图，继电保护及安全自动装置的原理结线图和展开图(一式二份)，电气主结线图一式五份(其中三份由地调编号后退还)。

11.2.3现场运行规程，运行人员名单及联系电话，运行人员调度规程考试成绩。

11.2.5火电厂锅炉、汽机的运行特性曲线，包括冷、热启动曲线；火电机组的最大出力及最低稳燃出力、升降负荷速度。

11.2.6营业执照复印件。

11.2.7电力电量计量情况及购销合同。

11.2.8设计审查批文。

11.2.9现场启动调试步步骤或方案。

11.3启动投产过程管理

11.3.2施工单位在新设备启动投产前20天向有关调度机构(地调)报送设备启动方案(包括新设备启动范围、启动方式及启动过程需要安排的调试项目、调试进度安排、现场安全措施等)，运行单位在预定启动日前7个工作日向地调办理启动送电(包括保护相量测量)申请手续。地调在新设备投产前向运行单位提供经新设备投产启动委员会批准通过的新设备投产启动方案和地调调度员名单，并根据调度启动方案拟写调度操作指令票。。

11.3.4新设备试运行完毕经验收合格后，各发供电单位应向电业局提出可以正式进入运行的报告，经电业局组织研究同意后才能视为电网统一调度的设备。新机组在进入商转前，应完成所有的系统调试工作并通过电业局组织的涉网安全性评价。

11.3.5接入地区110千伏及以下电网的省调直调新设备联网调试前应与泉州电业局签定并网经济协议（购电合同）及调度协议，向有关地调办理并网运行手续，报省公司有关部门备案。对流域梯级开发的中型水电（接入110千伏电网），关系到梯级水能优化调度，此类电厂并网前应按本章第二节要求向省调报送水库调度、防洪等资料。

11.3.6新设备启动工作造成地区电网内属省调管辖或许可出力的电厂110千伏送出正常运行方式变更或影响电厂送出出力时，则该启动应提前10个工作日向地调报送启动方案及启动申请，地调应提前7个工作日向省调报送启动方案，办理启动申请，得到省调的批复后，才能进行该新建（扩建）工程的启动调试。11.3.7对于新建变电站、电厂，其接入系统的线路调度管理：

1、全部线路资产属电厂的送出线路，由电厂值班人员向地调报送电厂送出线路停役或启动调试申请。电厂送出线路与电厂开关站内的线路间隔设备工作申请应分开填报。

2、送出线路资产分属县公司与电厂拥有时,县（市）公司对线路上的工作申

请仍按现有的调度规程规定办理；电厂在资产归属的线路段停电检修或需要安排启动送电时,应向本线路所在县（市）调度所提出申请，并由县调向地调办理申请。

3、若线路资产及运行维护权划转县（市）公司，则该线路停电或启动调试申请由相应县（市）调调度员向地调填报。

4、线路资产分属两个县（市）公司共同拥有时,则由并网协议上确定运行维护权所属县（市）公司的调度所向地调办理申请。

5、对于220kV线路，若线路资产分属电业局与电厂拥有时, 电厂在资产归属的线路段停电检修或需要安排启动送电时,应向地调提出申请，并由地调向省调度中心办理申请。若线路资产及运行维护划转省公司，则该线路停电或启动调试申请由地调向省调填报。