110千伏雷平风电场输变电工程启动方案

1广东电网公司阳江供电局110kV雷平风电场输变电工程启动方案（阳江供电局签批页）批准：审定：审核：编写：阳江市凯源电力发展有限公司通辽沈通电力安装有限公司2广东电网公司阳江供电局110kV雷平风电场输变电工程启动方案（阳江供电局市场部签批页）批报：审核：编写：阳江市凯源电力发展有限公司通辽沈通电力安装有限公司3广东电网公司阳江供电局110kV雷平风电场输变电工程启动方案（阳江供电局变电部签批页）批报：审核：编写：阳江市凯源电力发展有限公司通辽沈通电力安装有限公司4广东电网公司阳江供电局110kV雷平风电场输变电工程启动方案（阳江供电局计划建设部签批页）批报：审核：编写：阳江市凯源电力发展有限公司通辽沈通电力安装有限公司5广东电网阳江供电局110kV雷平风电场输变电工程启动方案（阳江供电局输电部签批页）批报：审核：编写：阳江市凯源电力发展有限公司通辽沈通电力安装有限公司6广东电网阳江供电局110kV雷平风电场输变电工程启动方案（监理单位签批页）批报：审核：编写：阳江市凯源电力发展有限公司通辽沈通电力安装有限公司7广东电网阳江供电局110kV雷平风电场输变电工程启动方案（华能阳江风力发电有限公司签批页）批报：审核：编写：阳江市凯源电力发展有限公司通辽沈通电力安装有限公司8广东电网阳江供电局110kV雷平风电场输变电工程启动方案（雷平风电场监理单位签批页）批报：审核：编写：阳江市凯源电力发展有限公司通辽沈通电力安装有限公司9一、工程概述110KV雷平风电场输变电工程主要由三部分组成：110KV海朗站扩建两个间隔、雷平风电场新建的110KV变电站及风电场两回110KV架空送线路。海朗站的扩建间隔及110KV架空线路由阳江供电局建设，雷平风电场的110KV变电站由华能阳江风力发电有限公司建设。三个组成部分具体概况如下：1、线路部分110kV雷平风电场接入系统工程，线路起于雷平风电场110kV升压站110kV出线构架，止于110kV海朗站110kV进线构架，线路全长7.701km，采用双回路共塔设计，工程线路导线采用JL/LB20A-400/35型铝包钢芯铝绞线，地线两根采用24芯的OPGW复合光缆。本工程新建铁塔25基。变电部分2、110kV海朗站（1）新安装变电110kV风电厂甲、乙线一次设备情况：本间隔主要设备110kV开关采用北京ABB生产的3AP1FG-145kV型SF6断路器，110kV隔离开关采用江苏如高生产的GW4-126IIDW,GW4-126IDW隔离开关；110kV电流互感器采用北京国电四维生产的LVQB-126W2型干式电流互感器；110kV进线电容式电压互感器采用桂林电力生产的----型TYD。主母线LGX-500（2）新安装变电二次设备情况110kV线路保护采用北京四方微机保护CSC-163AZ1，采用北京四方测控装置CSI-200EA。103、雷平风电场雷平风电场新建一座99MW风电场及一座110KV变电站，风电场共建66台1.5MW的风力发电机组。新建变电站电气一次部分包括：5个110KV间隔和21个35KV间隔。110KV装置包括两回线路出线间隔、两台50MW主变间隔、一个母线PT间隔，110KV采用单母线连接，110KV装置设备采用GIS组合电器，两台主变采用有载调压开关；35KV装置包括6回风机出线间隔、4个无功补偿间隔、两个母线PT间隔、两面消弧消谐间隔、两个主变低压间隔、两个站用变间隔、两个母线分段开关间隔及一个母线分段隔离间隔，35KV采用分段母线连接，每段35KV母线容量为49.5MW,其中I段母三回风机馈线容量分别：13.5MW、18MW、18MW，II段母线在回风机馈线容量分别：18MW、15MW、16.5MW，无功补偿在两段35KV母线各安装一套SVG+FC补偿装置，其中SVG补偿装置容量为6MW，FC装置的容量为6MW；两台站变压器容量为400KVA；二次部分综合自动化保护测控装置采用南京南瑞继保产品，110kV线路保护采用北京四方微机保护CSC-163AZ1，线路保护采用专用光纤通道电流差动保护。4、参建单位（1）海朗站扩建间隔及110KV架空线路工程参建单位建设单位：阳江供电局，设计单位：阳江市凯源电力设计有限公司监理单位：阳江建设监理有限公司施工单位：阳江市凯源电力发展有限公司（2）雷平风电场参建单位建设单位：华能阳江风力发电有限公司，11设计单位：上海勘察设计院、监理单位：广东国信工程监理有限公司、安装单位：通辽沈通电力安装有限公司。海朗站、雷海甲、乙线及风电场待投产设备已全部安装完毕，调试完毕，经质监站验收合格，具备投产启动条件。二、计划启动时间2011年12月日三、调度命名与调度编号1.由110kV海朗变电站至110kV雷平风电场的双回110kV输电线路调度命名为110kV雷海甲线，调度编号为1281、110kV雷海乙线，调度编号为1282。2.在海朗站侧110kV雷海甲线，调度编号为1281、110kV雷海乙线，调度编号为1282，对应雷平风电场侧编号分别为1281、12823.其余的电气设备命名及编号按阳江市电力系统调度规程标示详见附图。四、设备启动范围及主要设备参数（一）海朗站扩建间隔及110KV架空线路1.110kV雷海甲线开关间隔及其附属设备对应的二次设备。2.110kV雷海乙线开关间隔及其附属设备对应的二次设备。3.110kV雷海甲开关间隔及配套110kV雷海甲线路，线路总长7.701米，导线参数为：JL/LB20A-400/35。4.110kV雷海乙开关间隔及配套110kV雷海甲线路，线路总长7.701米，12导线参数为：JL/LB20A-400/35。（二）雷平风电场启动范围1.110kV雷海甲线1281开关间隔及其附属设备对应的二次设备2.110kV雷海乙线1282开关间隔及其附属设备对应的二次设备3.110KV母线及其附属设备对应的二次设备4.#1主变及其附属设备对应的二次设备5.#2主变及其附属设备对应的二次设备6.35KVI段母线及其附属对应的二次设备7.35KVII段母线及其附属对应的二次设备8.风电场各风机进线间隔（线路未连接）：35KV华能I线、35KV华能II线、35KV华能III线、35KV华能IV线、35KV华能V线、35KV华能VI线9.两套SVG+FC无功补偿10.两台35/0.4站用变11.35KVI段母线与35KVII段母线间的母联开关五、启动前的准备工作1.本次投产的新设备按国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕，试验数据全部交接验收标准要求，安装设备的出厂资料、图纸及试验报告齐全，并经质检验收签证，具备投运条件。2.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。3.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。已对沿线有关单位、居民发出“线路送电，禁止攀爬”告示。134.待投运的110千伏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。5.确认一二次设备的调度命名及调度编号已按有关规定要求在现场准确清晰标示并与计算机监控/主控室模拟图相符。6.所有待投运设备的保护定值按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。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。7.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。8.站内配备足够的消防设施及绝缘用具，主变消防系统能正常运行。9.设备外壳接地均良好、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.新投产的所有设备遥信、遥测、远动信息正常传送地调。11.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。值班人员按启动方案要求写好操作票，并在模拟图版上预演一次，以确保操作正确无误。12.启动前一天，核对新设备的继电保护定值及压板投入、退出与保护定值通知单要求相符，校对无误。13.记录避雷器放电记录器的动作底数。14.记录电度表底数，并报相应部门备案。15.启动当天，线路施工单位对待投产线路进行摇测绝缘并进行核相。结果应符合启动要求。16.启动当天测试所有待投产设备的绝缘电阻符合投运要求。17.风险分析及控制措施14风险分析控制措施启动过程中，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。18.操作要求（1）启动前操作人员应熟悉启动方案的操作项目，准备好操作票，并配置专职的监护人员。操作时由现场调度进行逐项下令，操作人员接到现场调度的下令后，应严格按照启动方案的要求进行操作。（2）启动期间对设备进行测试的工作人员，工作前应做好风险分析，防止进行设备测试时发生人身安全事故、影响设备运行的事故。19.问题处理要求（1）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15行处理，处理完毕并经验收组检查合格后，可继续启动操作。（2）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。20.应急要求（1）启动现场应具备紧急联系电话表，相关的通信设备应保持畅通。（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。（3）启动现场应保持紧急疏散通道的畅通。（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。（5）对于故障后可能发生火灾的设备，启动前应准备好消防器具、防护用具，工作人员应熟悉消防器具、防护用具的正确使用。（6）设备受电时所有人员应远离设备。21.启动过程测试记录的保存（1）启动过程的测试检查记录需经安装单位测试人员、验收组审核人员签名确认正确，并交启动组备案。（2）变电站值班员应将测试检查记录填写在《新设备投运测试、检查交接记录》中。22.启动当天，负责设备操作任务的人员为变电站值班人员，操作第一监护人为工程基建单位人员，操作第二监护人为变电站值班人员。以上各项检查合格后，由各小组负责人向启动委员汇报，经启动委员会批准方可进行启动。23.以上各项检查合格后，由各小组负责人向启动委员会汇报，经启动委16员会批准方可进行启动。六、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态1.110kV海朗站（1）110kV雷海甲线两侧开关及线路在冷备用状态，保护按继保定值通知单要求投入，保护方向退出，光纤差动保护退出，停用重合闸。（2）110kV雷海乙线两侧开关及线路在冷备用状态，保护按继保定值通知单要求投入，保护方向退出，光纤差动保护退出，停用重合闸。（3）其它设备按正常运行方式运行。启动前，海朗站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。2.雷平风电场（1）110kV雷海甲线两侧开关及线路在冷备用状态，保护按继保定值通知单要求投入，保护方向退出，光纤差动保护退出，停用重合闸。（2）110kV雷海乙线两侧开关及线路在冷备用状态，保护按继保定值通知单要求投入，保护方向退出，光纤差动保护退出，停用重合闸。（3）110KV雷海甲线1281PT在冷备用（4）110KV雷海乙线1282PT在冷备用（5）110KVI母线111PT在冷备用（6）#1主变间隔在冷备用状态，保护