三望坡、围子坪机组投运试运行方案

第一篇：三望坡、围子坪机组投运试运行方案

[方案编号：20110002] [存档编号：20110002]

[投运方案书] [围子坪电站发电机组]

编

写：滕

鹏 批

准： 安装单位： 运行安监：

[2011-12-15]

一、送电前的有关事项

（一）设备命名

1、按照四川省电力公司西昌电业局文件（西电调【2011】81号文件关于下达围子坪等水电站调度命名编号及调度管辖范围的通知）三望坡、围子坪电站统一调度命名为 “围子坪水电站”。

2、围子坪水电站设机组设备命名：原三望坡电站为1#、2#机组（2×5500KW），原围子坪电站为3#、4#机组(2×9000KW)。

（二）设备编号

根据电力系统部分设备统一编号准则（SD240-87）及三望坡、围子坪电站实际安装及有关图纸，由四川省电力公司西昌电业局按电网调度管理规程的编号原则对110KV围子坪变电站相关设备进行统一编号，其编号见三望坡、围子坪电站一次设备正式运行命名编号图。（附件）

（三）开关站试运行组织机构

由业主单位北京泰业嘉成有限公司组织及协调，设备安装单位四川安和公司协助，各主要设备供货单位参加，西昌电力局各级调度管理组成临时送电试运行领导小组，同时由业主方确定运行人员。具体启动领导小组成员如下：

启动领导小组指挥长： 苟 总 联系电话：1398153xxxx 启动领导小组副指挥长：祝林茂 联系电话：1518110xxxx

叶树明 联系电话：1380813xxxx 启动小组线路 负责人：余俊辉 联系电话：1338826xxxx 西昌电力公司 负责人：陈庆芳 联系电话：1388148xxxx（2217）参加成员：杜 刚、陈从良、滕 鹏

围子坪电站 运行管理员：赵雪屏、严富英、围子坪电站值班室值班员：肖心莲、张友伦、李芳秀等共12人 雷波220KV变电站值班员： 电话：

西昌电力公司调度值班室： 电话：0834-383xxxx 0834-383xxxx 0834-322xxxx 传真：0834-383xxxx 雷波220KV变电站值班室 电话：

围子坪电站中控室值班室 电话：0834-885xxxx（4268）后勤及交通保障负责人：杨 庆 电话：1303652xxxx 备注：

1、括号内为电业局内部短号

2、值班员名单见附件（机组启动值班人员表）

二、运行前应具备的条件

1、围子坪电站设备已经按照规定进行了统一调度命名和编号；安装及验收启动小组同意启动投产；地调值班员同意启动操作。

2、围子坪电站设备已经安装完善，试验、验收合格，核相正确，地线及其它措施全部拆除，具备试运行条件。

3、新安装的围子坪电站的变电站线路及GIS单元、主变、高压开关柜已经送电试验通过。并在6KV、10KV母线TV二次侧校核相序正常及记录。

4、新安装的围子坪电站的附属设备装臵安装完善，验收合格，地线及其它措施全部拆除，具备送电条件。5、1－4#机组继电保护及自动装臵调试完毕，远近控正常及微机控制正常，整组模拟正确。

6、通信设施符合安全启动和试投运要求，后台控制系统试投运正常，致西昌电业局遥测、遥信数据正常。

7、直流系统安装调试完毕，保护及采集装臵工作正常，保护整定已经审查通过。

8、所有送电系统主试验全部完成并合格，保护整定已经审查通过。

9、准备好送电时需要的工器具和测量用仪器仪表并做好意外事故发生的应急措施、器具设备和预案。

三、送电前的接线状况 1、1#、2#机组间隔所属断路器（编号： 1、2）、机组隔离刀闸（编号：

11、21）、机组机端TV隔离刀闸（911、921）均应在断开位臵；断路器接地刀闸（130、230）、机组机端TV接地刀闸（9110、9210）应在合闸位臵。

2、围子坪3#、4#机组间隔所属断路器（编号：

3、4）、机组隔离刀闸（编号：

31、41）、机组机端TV隔离刀闸（931、941）、机组励磁变压器隔离刀闸（932、942）均应在断开位臵；断路器接地刀闸（330、430）、机组机端TV接地刀闸（9310、9410）、机组励磁变压器接地刀闸（9320、9420）应在合闸位臵。

四、送电原则及程序

启动（送电）的一次系统图，检查发电机、主变保护的投入情况并确认投入后，分别用主变送电至6KV、10KV母线TV进线相序检查及记录以及用发电机送电到6KV、10KV母线TV进线相序检查及记录，然后对试验结果比较确认无误后同期并例运行试验及负荷试验，每次试验时必须采取预防故障发生的保护措施，并试验后应对所属单元保护进行检查。在操作前确定每次的操作步骤，操作人员及组织以及调度联系，并有防止冲击时故障发生越级跳闸的措施。

送电程序 1、1#2#机组试运行

（1）、将1#（2#）机组保护定值按通知单整定投入使用。（2）、1#（2#）机组核相正确，绝缘符合要求，机端断路器（编号：）储能及充电、控制正常，遥信、遥测、遥控正常。

（3）、拉开机端断路器接地刀闸（130、230）以及机端互感器接地刀闸（9110、9210）

（4）、启动整个电站枢纽联动发电调试，调试过程：开机－起励－发电－并网带厂用电。具体过程如下：分步从停机状态到空转、空转到空载、空载到发电，在6KV母线互感器二次侧核相正确。再从发电到空载、空载到空转、空转到停机状态、全面测试发电机组及调速器以及励磁、辅机系统，联动控制可靠，遥信、遥测、遥控正常，然后从停机状态在控制室一键遥控开机，所有三遥状态正常。

（5）、退出1#（2#）机组后，检查1#主变低压侧隔离刀闸（编号：6011）并合上。

（6）、将1#B保护定值按通知单整定投入使用。（7）、合上101断路器，在6KV母线互感器二次侧核相。（8）6KV母线互感器二次侧核相正确，启动机组并网试运行。2、3#4#机组试运行（1）、将3#（4#）机组保护定值按通知单整定投入使用。（2）、3#（4#）机组核相正确，绝缘符合要求，机端断路器（编号：）储能及充电、控制正常，遥信、遥测、遥控正常。

（3）、拉开机端断路器接地刀闸（330、430）以及机端互感器接地刀闸（9310、9410）、励磁变压器接地刀闸（9320、9420）

（4）、启动整个电站枢纽联动发电调试，调试过程：开机－起励－发电－并网带厂用电。具体过程如下：分步从停机状态到空转、空转到空载、空载到发电，在6KV母线互感器二次侧核相正确。再从发电到空载、空载到空转、空转到停机状态、全面测试发电机组及调速器以及励磁、辅机系统，联动控制可靠，遥信、遥测、遥控正常，然后从停机状态在控制室一键遥控开机，所有三遥状态正常。

（5）、退出3#（4#）机组后，检查2#主变低压侧隔离刀闸（编号：9021）并合上。

（6）、将2#B保护定值按通知单整定投入使用。

（7）、合上102断路器，在10KV母线互感器二次侧核相。（8）10KV母线互感器二次侧核相正确，启动机组并网试运行。

2012年3月15日

第二篇：35kV白沙坡变电站6月4日投运方案

35kV白沙坡变电站35kV 1号主变10kV侧出线间隔

及10kV I段母线出线间隔

投产方案

一、本次投产范围1、35kV1号主变001 断路器间隔一、二次设备，10kV水泥厂I回线188、水泥厂II线190、水泥厂III回线186、云洞电站线187、补其线189、花园线193、大丫口线192、五七电站线183断路器间隔一、二次设备，10kV I段母线TV一、二次设备，10kV 2号站用一、二次设备。

二、投产前的运行方式1、35kV白沙坡变2号主变运行供10kVII段母线各出线间隔，1号主变冷备用，10kV水泥厂I、II、III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线、10kV电容器、10kV 2号站用变由临供供电。

三、投运操作顺序

1、核实所有安措已全部拆除。

2、核实10kV分段012断路器在断开位置，10kV分段0121隔离开关在分闸位置。

3、核实35kV白沙坡变电站35kV 1号主变001断路器处于冷备用状态，35kV侧301断路器在冷备用状态；10kV水泥厂I回线188断路器、水泥厂II线190断路器、水泥厂III回线186断路器在断开位置、云洞电站线187断路器、补其线189断路器、花园线193断路器、大丫口线

192断路器、五七电站线183断路器在冷备用状态。

4、核实水泥厂I回线1884隔离开关、水泥厂II线1904隔离开关、水泥厂III回线1864隔离开关、云洞电站线1876隔离开关、补其线1896隔离开关、花园线1936隔离开关、大丫口线1926隔离开关、五七电站线1836隔离开关、2#站用变1971隔离开关在分闸位置。

5、合上35kV 1 号主变保护装置及主测控装置电源及10kV分段保护装置电源。

6、检查各个指示灯均正常指示、各个遥测量均在正常范围；

7、退出1号主变差动保护出口连片；

8、合上2#站用变1971隔离开关；

9、将35kV 1号主变301断路器转为运行；

10、将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kV I段母线及2#站用变第一次充电15分钟，检查1号主变差动、后备保护、测量遥测量正常，保护装置无动作，检查2#站用变本体正常。

11、将35kV 1号主变001断路器转为热备用5分钟。

12、将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kVI段母线及2#站用变第二次充电10分钟，检查有无异常。

13、将35kV 1号主变001断路器转为热备用5分钟。

14、合上10kVI段母线TV 0901隔离开关，将35kV 1号主变001断路器转为运行，对10kV I段母线、2#站用变及I段母线TV进行充电10分钟，检查无异常。

15、合上2号站用变低压侧开关，检查2#站用变低压侧电压、电流、相序正确。

16、检查10kV I段母线TV二次电压正常后合上二次电压空气开关。

17、合上10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线保护测控装置装置电源、操作电源；

18、检查35kV 1 号主变保护测控装置，10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线保护测控装置上10kV保护、测量电压正常；

19、检查35kV 1号主变低压侧、10kV水泥厂I回线、水泥厂II线、水泥厂III回线、云洞电站线、补其线、花园线、大丫口线、五七电站线电度表计量电压正常；

20、合上10kV水泥厂I回线1881隔离开关；

21、合上10kV水泥厂I回线188断路器，对188断路器、1881隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1881隔离开关在合位，1884隔离开关在分位)，检查无异常后断开188断路器。

22、合上10kV水泥厂II回线1901隔离开关；

23、合上10kV水泥厂II线190断路器，对190断路器、1901隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1901隔离开关在合位，1904隔离开关在分位)，检查无异常后断开190断路器；

24、合上10kV水泥厂III回线1861隔离开关；

25、合上10kV水泥厂III回线186断路器，对186断路器、1861隔离开关进行充电两次，间隔5分钟(1861隔离开关在合位，1864隔离开关

在分位)，检查无异常后断开186断路器。

26、将10kV云洞电站线187断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1871、1874隔离开关在合位，1876隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

27、将10kV补其线189断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1891、1894隔离开关在合位，1896隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

28、将10kV花园线193断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1931、1844隔离开关在合位，1936隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

29、将10kV大丫口线192断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1921、1824隔离开关在合位，1926隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

30、将10kV五七电站线183断路器转运行，对断路器、隔离开关及出线电缆进行充电两次，间隔5分钟(1831、1834隔离开关在合位，1836隔离开关在分位)，检查无异常后转为热备用。

31、合上水泥厂I回线1884隔离开关、水泥厂II线1904隔离开关、水泥厂III回线1864隔离开关、云洞电站线1876隔离开关、补其线1896隔离开关、花园线1936隔离开关、大丫口线1926隔离开关、五七电站线1836隔离开关。

32、投线路时现场投运人员根据线路负荷情况，负荷足够时检查35kV 1号主变差动保护无差流后投入差动保护出口连片。

33、将10kV水泥厂I回线188断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂I回线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

34、将10kV水泥厂II线190断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂II线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

35、将10kV水泥厂III回线186断路器转运行，带负荷检查10kV水泥厂III回线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

36、将10kV云洞电站线187断路器转运行，带负荷检查10kV云洞电站线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

37、将10kV补其线189断路器转运行, 带负荷检查10kV补其线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

38、将10kV花园线193断路器转运行，带负荷检查10kV花园线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

39、将10kV大丫口线192断路器转运行，带负荷检查10kV大丫口线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

40、将10kV五七电站线183断路器转运行, 带负荷检查10kV五七电站线保护、测量遥测量、信号位置正确，保护装置无动作后投入运行。

41、本期投运设备全部投运完毕。