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
2、、安全措施 7八、启动试验项目及操作顺序纲要 8九、启动步骤 8十、收尾工作 .28十一、附件 .28海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案1一、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 1
3、0 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 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
4、装置。4、#3 电容器组。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案25、(一) 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
5、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：启动委员会启动调试总指挥启动操作指挥启动操作、监护人员值班调度员 调试试验指挥各调试小组组长现场安全监督及事故应急小组海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案3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
6、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 110kV 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
7、护施工人员完成有关操作。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案4四、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、 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
8、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、 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海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案5
9、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、 启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底，
10、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。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案6（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
11、方式（1）#3 主变 110kV 侧开关已按继保定值通知单（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。(一)现场操作风险评估及措施1、 启动期间，加
12、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。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案7八、启动试验项目及操作顺序纲要(一)相关保护定值修改(一)#3 主变启动(一)断开 10kV II 段母 线和 III 段母线分段开关(一)10kV III 段母线启动(一)10kV#3 电容器启动及其带负荷测试(一)10kV 备 自投试验(一)10kV#3 消弧接地装置启动(一)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。(一)#3 主变启
13、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“ 复海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案8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 ”
14、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 11
15、0kV#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.滨海站：确认 110kV 内桥开关在冷备用状态，合上 110kV 内桥开关 。海口滨
16、海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案913.滨海站：合上#3 主变 110kV 侧开关 ，对#3 主变冲击第三次，检查#3主变带电正常，带电 5 分钟。14. 滨海站：检查#3 主变带电正常后，用有载重瓦斯保护点跳#3 主变110kV 侧开关 及内桥开关 ，停电 5 分 钟。15.滨海站：检查#3 主变 110kV 侧开关 及内桥开关 在分闸位置。16.滨海站：将#3 主变 110kV 侧开关 由热备用转运行，对#3 主变冲击第四、五次，每次带电 5 分钟停电 5 分钟，第五次带电正常后保持#3 主变 110kV 侧开关 在运行状态。(一)断开 10kVII 段母线 III 段
17、母线分段开关1、滨海站：断开 10kV III 段母线出线开关 、 、 、 ；将出线开关 、 、 、 小车摇出，检查确认在冷备用状态。2、滨海站：断开 10kV II、III 段母线分段开关 ；将 10kV II、III 段母线分段开关 小车摇出，检查确定 10kV III 段母线在冷备用状态。(一)10kV III 段母线启动1. 滨海站：将#3 主变 10kV 侧开关 小车摇至工作位置。2. 滨海站：将 10kV#3 电容器开关 、10kV#3 接地变开关 、由冷备用转为热备用。3. 滨海站：合上#3 主变 10kV 侧开关 ，对#3 主变 10kV 侧开关 第一次冲击，带电 3 分钟。4
18、. 滨海站：在 10kV段、II 段、III 段母线带电 期间，检查 10kV段、II 段、III段母线 PT 二次电压幅值、相位应正确，并 对 10kV段、II 段、III 段母线 PT海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案10二次电压进行同源核相应正确。5. 滨海站：将#3 主变 10kV 侧开关 由运行转热备用，停 电 3 分钟。6. 滨海站：将#3 主变 10kV 侧开关 由热备用转运行，对#3 主变 10kV侧开关 第二、三次冲击，每次带电 3 分钟停电 3 分钟，最后一次冲击正常后，合上#3 主变 10kV 侧开关 ，确定 10kV III 段母线带电正常。(一
19、)10KV #3 电容器启动及其带负荷测试1. 滨海站：合上#3 电容器本体刀闸 。2. 滨海站：将#3 电容器开关 由热备 用转运行，对#3 电容器第一冲击，带电 3 分钟。3. 滨海站：在#3 电容器带电期间检查#3 电容器本体带电正常，检查#3 电容器电流应正确。(保护、测量、计量)4. 滨海站：在#3 电容器带电期间检查 10kV 分段开关 电流回路应正确（保护、测量、 计量）5. 滨海站：在#3 电容器带电期间检查#3 主变高低侧差流应正确。6. 滨海站：检查 110kV#3 主变间隔电流回路应正确。（保 护、差动、录波、备自投、测量、 计量）7. 滨海站：将#3 电容器开关 由运行
20、转热备用，停电 3 分钟。8. 滨海站：将#3 电容器开关 由热备用转运行，对#3 电容器第二、三次冲击，每次带电 3 分钟停电 3 分钟，最后一次冲击正常后检查确定#3 电容器开关 正常运行。(一)10kV 备 自投试验1. 滨海站：检查 10kV 备自投充电完成。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案112. 滨海站：将 10kV#2、#3 母线分段开关 摇至工作位置，转为热备用状态。3. 滨海站：将 10kV#1、#2 母线分段开关 由运行转为冷备用状态。4. 滨海站：拉开 10kV 备自投装置 10kV#2、#3 母线二次电压空开。5. 滨海站：检查 10kV 备自
21、投动作应正确，检查#2 主变 10kV 侧开关 在分闸位置，#3 主变 10kV 侧开关 在合 闸位置，10kV 分段开关 在合闸位置。6. 滨海站：合上 10kV 备自投装置 10kV #2、#3 母线电压二次空开。7. 滨海站：检查 10kV 备自投充电完成。8. 滨海站：拉开 10kV 备自投装置 10kV #2、#3 母线二次电压空开。9. 滨海站：检查 10kV 备自投动作应正确，检查#2 主变 10kV 侧开关 在合闸位置，#3 主变 10kV 侧开关 在分闸位置，10kV 分段开关 在合闸位置。10. 滨海站：合上 10kV 备自投装置 10kV #2、#3 母线二次电压空开。1
22、1. 滨海站：将 10kV#2、#3 母线分段开关 1012 由运行转热备用。12. 滨海站：将#3 主变 10kV 侧开关 由热备用转运行。13. 滨海站：检查 10kV 备自投充电完成。14. 滨海站：拉开 10kV 备自投装置 10kV #2 母线二次电压空开。15. 滨海站：检查 10kV 备自投动作应正确，检查#2 主变 10kV 侧开关 在分闸位置，#3 主变 10kV 侧开关 在合闸 位置，10kV#2 、#3 母线分段开关 在合闸位置。16. 滨海站：合上 10kV 备自投装置 10kV #2 母线二次电压空开。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案1217
23、. 滨海站：将 10kV#2、#3 母线分段开关 由运行转热备用。18. 滨海站：将#2 主变 10kV 侧开关 由热备用转运行。19. 滨海站：检查 10kV 备自投充电完成。20. 滨海站：拉开 10kV 备自投装置 10kV #3 母线二次电压空开。21. 滨海站：检查 10kV 备自投动作应正确，检查#2 主变 10kV 侧开关 在合闸位置，#3 主变 10kV 侧开关 在分闸 位置，10kV#2 、#3 母线分段开关 在合闸位置。22. 滨海站：将 10kV#2、#3 母线分段开关 由运行转热备用。 （#2、#3 主变 10kV 开关在运行状态， 10kV#2、#3 母线分段在热备用
24、状态）(一)10kV#3 消弧接地装置启动1. 滨海站：退出#3 低压配电屏的 380V 自投功能，将 #3 低压配电屏上的#3 接地变的进线开关上的自动/手动转换按钮切换至手动位置。2. 滨海站：断开#3 低压配电屏上的#3 接地变的进线开关。3. 滨海站：断开站内临时交流电源，将#3 接地变的低压侧电缆接入低压配电屏的#3 接地变进线端。4. 滨海站：合上 10kV #3 接地变中性点刀闸 。5. 滨海站：确认#3 低压配电屏上的#3 接地变低压侧开关在断开位置。6. 滨海站：将 10kV#3 接地变开关 由热备用转运行，对 10kV#3 接地变开关 冲击第一次，带电 3 分钟。7. 滨海
25、站：在 10kV#3 接地变带电期间，检查 10kV#3 接地变电流回路（保护、测量、 计量）应正确，在 #3 低压配电屏检查#3 接地变的低压侧电压和相序应正常。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案138. 滨海站：将 10kV#3 接地变开关 由运行转热备用，停 电 3 分钟。9. 滨海站：将 10kV#3 接地变开关 由热备用转运行，对 10kV#3 接地变开关 冲击第二、三次，每次 带电 3 分钟停电 3 分钟，最后一次冲击正常后保持#3 主变 10kV 侧开关 在运行状态。10. 滨海站：投入#3 低压配电屏上的#3 接地变低压侧进线开关，将站用380V 负荷转
26、至#3 接地变带。 （站用电恢复）11. 滨海站：检查 380V 自投功能应正确。12. 滨海站：恢复#2 主变保护定值，投入#2 差动保护压板，退出#2 主变压力释放及温度高跳闸压板。13. 滨海站：恢复#3 主变保护定值，投入#3 差动保护压板，退出#3 主变压力释放及温度高跳闸压板。(一)运行方式安排1. 请调度安排 110kV 滨海站运行方式。十、收尾工作1. 启动工作涉及所有变电站按中调要求调整运行方式，并检查确认一次设备在调度规定的运行状态。2. 启动工作涉及的所有变电站应检查确认已按继电保护定值通知单要求及现场运行规程，正确无误地投、退有关保护。确认临时修改的定值已全部恢复完毕。3. 所有投产设备运行 24 小时，具备投运条件后，按有关要求移交运行部门管理。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案14十一、附件附件 1:110kV 滨海变电站主接线图。附件 2：110kV 滨海站站内开关设备双重编号。海口滨海 110kV 变电站#3 主变扩建工程启动送电方案1
