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1、 编号： 110kV#3主变扩建工程#3主变压器启动送电方案编制单位： 110kV#3主变扩建工程#3主变压器启动送电方案批准 （启委会） 调度机构（省中调）批准： 审核： 运行单位（）批准： 审核： 建设单位（）批准： 审核： 编制单位（）批准： 审核： 编制： 印发： 110kV变电站#3主变扩建工程启动委员会海南电网电力调度控制中心，供电局送达：海口地调调度台、110kV滨海站、福建宏闽工程监理有限公司、郑州祥和集团电气安装有限公司目 录一、工程概况1二、启动范围2三、启动组织指挥关系2四、启动前应具备的条件4五、启动前系统运行方式6六、启动前变电站运行方式6七、安全措施7八、启动试验项
2、目及操作顺序纲要8九、启动步骤8十、收尾工作28十一、附件28一、工程概况1、建设规模：本期为海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程，主要工程量为：安装150MVA主变压器1台、中性点隔离开关1组、110kV中性点避雷器1台、10kV氧化锌避雷器3台、绝缘铜管母线75米、中性点电流互感器1台、支柱绝缘子1支；安装10kV进线开关柜1面、10kV馈线开关柜4面、10kV电容器开关柜1面、10kV消弧线圈开关柜1面、封闭母线桥10米、电力电容器组1组、串联电抗器3台、接地变消弧线圈成套装置1套；安装#3主变保护屏1面、#3主变测控屏1面、10kV分段备自投屏1面、10kV消弧线圈控制屏1面、#3
3、主变电度表屏1面；安装10kV电缆150米、控制电缆5200米。2、电气主接线方式：110kV采用单母线分段接线方式。10kV采用三分段母线接线方式。110kV配电装置采用户内GIS布置方式。3、保护设备采用南京南瑞继保工程技术有限公司产品，主要保护设备。二、启动范围(一) 启动范围1、 #3主变压器；2、 10kV III段母线；3、 #3接地变消弧线圈成套装置。4、 #3电容器组。5、(二) 待投运设备调度命名及编号1、 待投运设备调度命名和编号见附件。 三、启动组织指挥关系启动委员会启动调试总指挥现场安全监督及事故应急小组调试试验指挥启动操作指挥值班调度员启动操作、监护人员各调试小组组长
4、1、启动委员会：负责工程启动前及启动过程中的组织、指挥和协调，审批启动方案及调整方案，确认工程是否具备启动条件，确定启动时间，对启动中出现的重大情况做出决定。启动委员会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。2、启动调试总指挥：根据启动委员会的授权，负责启动期间启动范围内设备的事故处理，协调启动操作与调试试验的衔接，向启动委员会汇报启动工作有关情况。3、启动调度：地调值班调度员负责运行系统的操作指挥与事故处理，并在系统允许的条件下为新设备启动工作提供所需的系统条件。4、启动操作指挥：在启动调试总指挥的指挥下，根据启动方案指挥启动范围内设备的操作，发布操作指令或许可操作指令，向启动调试总指挥和值班
5、调度员汇报操作有关情况，协助启调试总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。5、调试试验指挥：在启动调试总指挥的指挥下，负责启动过程中所有调试、试验工作的组织、指挥和协调，落实有关调试、试验的安全措施，向启动调试总挥员汇报调试、试验的有关情况。6、各调试小组组长：在调试试验指挥的指挥下，负责组织完成本小组负责的调试、试验工作，落实有关调试、试验的安全措施，向调试试验指挥员汇报本小组调试、试验有关情况。7、现场安全监督及事故应急小组：在启动调试总指挥的指挥下，负责启动调试过程中各种安全监督及事故和突发事件的应急处理。8、现场操作： 110kV滨海站当值值班员启动过程中110kV滨海站新设备的操作由1
6、10kV滨海站运行人员负责执行，第一操作监护人由施工队人员监护，第二操作监护人由110kV滨海站值班员负责监护，110kV滨海站值班员在接到启动操作指挥的综合指令后，根据启动方案和有关操作规定拟定具体操作票，监护施工人员完成有关操作。四、启动前应具备的条件1、 本次待投产的基建工作全部竣工，调试结果符合交接验收要求，并经验收组验收合格，具备投运条件。2、 110kV #3主变进线开关经验收组验收合格，具备启动送电条件。3、 110kV备自投开关传动试验已做完并经验收组验收合格，具备投运条件。4、 以110kV滨海站#3主变为基准，对主变两侧做一次定相正确并经验收组验收合格，具备启动送电条件。5
7、、 110kV滨海变电站启动范围内场地平整、通道畅通，电缆沟盖板齐全，临时工棚、脚手架、接地线已拆除。6、 本次投产的开关、刀闸设备均已经标明正确的名称、编号，并与计算机监控和主控室模拟图相符。7、 分步投产的站内带电设备均有围栏或警告牌。8、 电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵。9、 设备外壳接地均良好，地网接地电阻试验合格。10、 通讯、遥信、遥测及计算机监控系统工作正常，新投产的设备有关遥信、遥测远动信息能正确传送至调度。11、 中调、地调已完成相关图形及模型的更新。12、 所有待投运的开关、刀闸、地刀均在分闸位置， 10kV手车柜的手车在试验位置，处冷备用状态。13
8、、 所有待投运设备的保护定值按调度下达的继保定值单要求整定投入。待投运设备完成保护整组传动试验验收合格。14、 滨海站#3主变本体检查良好，排油系统良好。#3主变高压侧开关档位在 5 档。（海口地调）15、 启动前检查待启动设备的设备油位、压力正常。16、 启动委员会确认上述启动条件均已满足后，签署海口滨海110kV变电站#3主变扩建工程启动送电通知书并传真到省中调调度台和海口地调调度台，同时授权给滨海站值长向海口地调调度员汇报： 110kV滨海变电站具备启动送电条件。海口地调值班调度员根据各自调度范围依据该通知书和滨海站值长申请指挥110kV滨海变电站#3主变启动操作。17、 启动前安装人员
9、会同运行人员对设备进行检查、交底，变电站操作人员应根据启动方案填写好操作票，其操作票应经监护人员审核合格， 110kV滨海站第一操作人为变电站值班人员，第一监护人为施工队人员，第二监护人为变电站值班人员。五、启动前系统运行方式系统运行方式按正常方式运行六、启动前变电站运行方式1、一次设备运行方式（1）110kV#3主变进线开关处于冷备用状态。（2）#3主变10kV 侧开关处于冷备用状态。（3）#3接地变消弧线圈成套装置处于冷备用状态。（4）#3电容器组处于冷备用状态。（5）10kV III段母线处于运行状态。（6）其他设备正常运行。2、二次设备运行方式（1）#3主变110kV侧开关已按继保定值
10、通知单（编号： ）执行。（海口地调）（2）#3主变10kV侧开关已按继保定值通知单（编号： ）执行。（海口地调）（3）其他设备正常运行。启动前110kV滨海站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。七、安全措施(一) 电网安全运行风险评估及措施1、 在#3主变投运期间，10kV III段母线要从10kV II段母线切换到#3主变，存在严重事故风险。110kV滨海站务必加强站内一、二次电气设备巡查，遵章操作，严防误投保护或误操作。2、 做好事故预想，做好事故应急处理的准备。(二) 现场操作风险评估及措施1、 启动期间，加强安全监督，杜绝现场倒母操作过程中发生相邻间隔、相邻设备误操作现象。2、 严
11、格落实操作票制度及五防操作规范，杜绝麻痹大意引起误操作。八、启动试验项目及操作顺序纲要(一) 相关保护定值修改(二) #3主变启动(三) 断开10kV II段母线和III段母线分段开关(四) 10kV III段母线启动(五) 10kV#3电容器启动及其带负荷测试(六) 10kV备自投试验(七) 10kV#3消弧接地装置启动(八) 运行方式安排九、启动步骤（一）相关保护定值修改1.滨海站：退出110kV#3主变开关重合闸出口硬压板。(二) #3主变启动1. 滨海站：投入#3主变压力释放及温度高跳闸压板。2. 滨海站：合上#3主变110kV侧刀闸 。3. 滨海站：确认#3主变有载调压档位已调至中间
12、档。4. 滨海站：合上#3主变110kV侧中性点刀闸 。（报中调）5. 滨海站：将#3主变保护定值（编号： ）中 第 项“复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 ，（编号： ）中第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0 ，第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0 ，第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0 ， 第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0 第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为0 （编号： ）中 第 项“复压闭锁过流段时间”定值由 更改为 0 ，第 项“ 复压闭锁过流段时间”定值由 更改
13、为 0 ，第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0 ,第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0 第 项“ 复压闭锁过流段时间 ”定值由 更改为 0 （高中低后备保护）（海口地调）6. 滨海站：确认110kV内桥开关在冷备用状态，合上110kV内桥开关 。7. 滨海站：合上110kV#3主变进线开关 ，对#3主变冲击第一次，带电10分钟，观察励磁涌流和空载电流，现场检查#3主变带电正常。8. 滨海站：断开110kV#3主变进线开关 ，停电10分钟。9. 滨海站：合上110kV#3主变进线开关 ，对#3主变冲击第二次，检查#3主变带电正常，带电10分钟。10. 滨海站：检查#3主变带电正常后，用本体重瓦斯保护点跳#3主变110kV侧开关 及内桥开关 ，停电5分钟。11. 滨海站：检查#3主变110kV侧开关 及内桥开关 在分闸位置。12. 滨
