110KV变电站启动送电方案

110KV华星变电站启动送电方案

一、启动时间

二OO七年月日时分

二、启动范围

县调冲击：

1.110KV 519和乌线华星变T接段、进线519开关；

现场冲击：

2.110KVⅠ段母线及压变、#Ⅰ主变及三侧开关、35KV、10KV母线（含压变、

所变、电容器等）及以下设备。

三、启动前相关方式

和城变：西和514线运行带全所负荷，519和乌线在检修；

乌江变：5991古乌线运行带全所负荷，519和乌线在检修。

四、启动前准备

1.110KV华星变全部设备保护按相应定值单调整并按要求投入。

2.核对华星变设备（包括出线）均在冷备用状态。

五、启动冲击

华星变调度联系人（相关负责人）向县调汇报：110KV和乌线华星变T接段、110KV 华星变所有设备经安装、调试、验收合格，具备启动送电条件，且上述设备均在冷备用状态。

第一部分：县调冲击（县调报地调）

乌江变：

1、519和乌线由检修转冷备用；

和城变：

2、519和乌线由检修转冷备用；

华星变：

3、合上5192刀闸；

4、合上519开关；

和城变：

5、停用519开关重合闸；

6、将519开关由冷备用转热备用；

7、用519开关对线路冲击3次（冲击设备：华星变T接段、进线519开关）；

第二部分：现场冲击

110KV部分：

1.拉开519开关；

2.合上5191刀闸；

3.将110KV压变由冷备用转运行（合上5015刀闸及低压侧保险）；

4.合上5011刀闸；

5.合上501开关；

6.用519开关对母线设备冲击3次（冲击设备：110KV母线及压变、501开关）；监视110KV母线电压；

7.拉开501开关；

8.合上5012刀闸；

9.合上5010中性点接地刀闸；

10.519开关复压过流Ⅱ段由秒调至秒；501开关复压过流Ⅱ段由（）秒调至（）秒；

11.用501开关对#Ⅰ主变冲击5次并拉开（每次间隔时间5分钟）；

监视主变冲击电流及声音；

12.将301、101开关由冷备用转热备用；

13.合上501开关；

14.拉开5010中性点接地刀闸；

35KV：

15.将35KV压变由冷备用转运行（合上3015刀闸及低压侧保险）；

16.将303开关1#所用变由冷备用转运行；

17.将305、307开关由冷备用转热备用；

18.合上301开关（冲击设备：35KV母线及压变、所用及305、307开关一侧）；

监视35KV电压；

19.合上305、307开关（空开关）；

20.进行110KV、35KV压变二次对相；

10KV：

21.将10KV压变由冷备用转运行（合上1015刀闸及低压侧保险）；

22.将103开关2#所用变由冷备用转运行；

23.将105、107、121、131、141、151、161、171、181、100开关由冷备用转热备用；

24.检查1051刀闸已拉开，

25.合上101开关（冲击设备：10KV母线及压变、所用及105、107、121、131、141、151、161、171、181、100开关一侧）；

监视35KV电压

26.合上105、107、121、131、141、151、161、171、181、100开关（空开关）；

27.进行110、10KV压变二次对相；

28.进行#Ⅰ主变有载分接头调整试验，关注各级电压变化情况；做好带负荷准备工作；

29.停用519开关全部保护；

30.停用#Ⅰ主变差动、零序保护；

31.进行#Ⅰ主变带负荷相量测试，测试正确后投入#Ⅰ主变差动、零序保护；

32.进行519开关保护相量测试，测试正确后投入519开关保护，并恢复正常定值；

33.拉开105开关

34.检查1#电容器组自动补偿装置在手动位置

35.合上1051刀闸

36.合上105开关（对电容器冲击）；

冲击结束，由用户调度联系人汇报县调（县调汇报地调）；

37.拉开305、307、105、107、121、131、141、151、161、171、181、100开关

和城变：

38.投入519开关重合闸；

六、危险点及注意事项

1.启动冲击前应仔细核对现场设备状态，提前将相关定值调整并按要求投入。

2.冲击期间，加强各级设备、仪表等监视。

3.低压接带负荷时，需注意相位、相序。

二OO七年八月十日