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1、风电场110kV升压站倒送电启动方案目录一、编制目的及系统概述1二、编制依据1三、调度调管范围2四、计划启动时间3五、启动范围3六、启动前应具备的条件4七、人员构成及职责6八、平安考前须知8九、倒送电操作步骤（不代替具体操作票）9十、倒送电完毕后的检查15十一、附录15并做好应急处置措施。九、倒送电操作步骤（不代替具体操作票）（一）llOkV启风二甲线及35 kVl段母线送电1.1送电前上述范围内所有影响送电的平安措施（包括接地刀 闸）均已全部撤除或拉开，所有工作人员已撤离现场，通信、自动 化系统已完备，具备送电条件。确认继保室各装置安装试验完毕， 二次回路接线完毕，单体调试完毕，经运行单位验
2、收合格，方可送 电；送电前35kV各集电线路汇集线所带所有箱式变压器高压侧线路 跌落保险在断开位置，箱式变压器高压侧负荷开关在分闸位置，高 压侧保险投上，低压侧断路器在断开位置，风机塔筒内断路器在断 开位置；1.2涉及到相序、相量测试工作由专业人员负责并确保无误；1. 3 第二风电场确认 111-0、111-01. 111-02, 111-03, 111-09接地 刀闸在拉开位置，111-1、111-3隔离刀闸在分位，111断路器在分闸 位，llOkV PT隔离刀闸ni-9在合位，主变高压侧中性点oil-0接地 刀闸在合闸位，35kVl段母线各开关在分闸位；核对llOkV启风二甲线线路两侧线路
3、保护定值并投入，重合闸不 投；1.4 检查第二风电场#1主变分接头档位在11档。由风电场核对#1主 变保护定值已投入，将#1主变保护低压过流跳301开关保护改为短延 时；6核对风电场#1SVG、#2SVG、#3SVG及35kV集电一线、二线、三 线、四线、五线、六线、站用变保护定值并汇报地调已投入；核对35kV母差保护，暂不投；向吴忠地调申请后，将启风二甲线ni断路器由冷备状态转为热 备状态；1.7 向吴忠地调申请，启风二甲线116断路器转运行状态，对llOkV 启风二甲线冲击送电；向吴忠地调申请合上#1主变中性点接地刀闸on-o；1.8 由第二风电场启风二甲线111断路器对#1主变进行充电五
4、次，最后在合位；1. 11第二风电场：合上35kVl段母线31-9开关；1. 12 第二风电场：将35kV I 段母线311、312、313、314、315、316、317、318、319、331、332断路器开关转热备；13第二风电场：合上35kV I段母线301断路器；给35kV母线充电，并拉合301开关3次，最后一次在合位；1.14第二风电场：合上35KVI段母线所用变332断路器开关；给35kV站用变充电，并拉合332开关3次，最后一次在合位，测量所用 变相量；1. 15 第二风电场：35kV I 段母线#1SVG 331、#2SVG 319、#3SVG318断路器由热备状态转为运行状
5、态；1. 16退出llOkV启风二甲线线路差动保护压板，退出llOkV #1主变 差动保护压板；10 1. 17将35kV I段母线#1SVG、#2SVG、#3SVG投入运行，分别给35kV #1SVG、#2SVG、#3SVG充电，并拉合#1SVG、#2SVG、#3SVG开关3次， 最后一次在合位。手动调节无功输出，记录系统电压和无功电流， 确保系统电流满足保护相量测量需求；1.18测量UOkV启风二甲线线路差动保护相量，正确无误后向吴忠 地调申请投入UOkV启风二甲线线路差动保护压板，将重合闸方式改 为综重；1. 19测量UOkV #1主变差动保护相量，正确无误后向吴忠地调申请 投入UOkV
6、 #1主变差动保护压板；第二风电场：合上35kVl段母线汇集一线317断路器开关，拉 合3次，最后在分位；1.20 第二风电场：合上35kVl段母线汇集二线316断路器开关，拉 合3次，最后在分位；第二风电场：合上35kVl段母线汇集三线315断路器开关，拉 合3次，最后在分位；1.21 第二风电场：合上35kVl段母线汇集四线314断路器开关，拉 合3次，最后在分位；第二风电场：合上35kVl段母线汇集五线313断路器开关，拉 合3次，最后在分位；1.22 第二风电场：合上35kVl段母线汇集六线312断路器开关，拉 合3次，最后在分位；第二风电场：负责启动35kVl段母线所带箱变及风机；1
7、11.23 第二风电场：35kV I段母线母差保护相量正确无误后向吴忠地 调申请投入35kV母线差动保护压板；第二风电场：负责将#1主变保护的低压过流短延时恢复原定 值。（二）llOkV启风二乙线及35 kVH段母线送电2.1 送电前上述范围内所有影响送电的平安措施（包括接地刀 闸）均已全部撤除或拉开，所有工作人员已撤离现场，通信、自动 化系统已完备，具备送电条件。确认继保室各装置安装试验完毕， 二次回路接线完毕，单体调试完毕，经运行单位验收合格，方可送 电；送电前35kV各集电线路汇集线所带所有箱式变压器高压侧线路 跌落保险在断开位置，箱式变压器高压侧负荷开关在分闸位置，高 压侧保险投上，低
8、压侧断路器在断开位置，风机塔筒内断路器在断 开位置；涉及到相序、相量测试工作由专业人员负责并确保无误；2.2 3 第二风电场确认 121-0、121-01, 121-02, 121-03, 121-09接地 刀闸在拉开位置，121-1、121-3隔离刀闸在分位，121断路器在分闸 位，llOkV PT隔离刀闸121-9在合位,主变高压侧中性点021-0接地 刀闸在合闸位，35kV 段母线各开关在分闸位；核对llOkV启风二乙线线路两侧线路保护定值并投入，重合闸不 投；2.3 检查第二风电场#2主变分接头档位在H档。由风电场核对#2主12 变保护定值已投入，将#2主变保护低压过流跳302开关保护
9、改为短延 时；2.4 核对风电场#4SVG、#5SVG、#6SVG及35kV集电七线、八线、九 线、十线、十一线、十二线、十三线保护定值并汇报地调已投入； 核对35kV母差保护，暂不投；向吴忠地调申请后，将启风二乙线121断路器由冷备状态转为热 备状态；2.5 向吴忠地调申请，启风二乙线115断路器转运行状态，对UOkV 启风二乙线冲击送电；向吴忠地调申请合上#2主变中性点接地刀闸021-0；2.6 10由第二风电场启风二乙线121断路器对#2主变进行充电五次， 最后在合位；2. 11第二风电场：合上35kV II段母线32-9开关；2. 12 第二风电场：将35kV H段母线321、322、
10、323、324、325、326、327、328、329、341断路器开关转热备；2. 13第二风电场：合上35kV II段母线302断路器；给35kV母线充 电，并拉合302开关3次，最后一次在合位；2. 14向吴忠地调申请拉开#2主变中性点接地刀闸021-0；2. 15 第二风电场：35kV II段母线#4SVG 321、#5SVG 322、#6SVG323断路器由热备状态转为运行状态；2. 16退出UOkV启风二乙线线路差动保护压板，退出llOkV #2主变 差动保护压板；132. 17将35kV H段母线#4SVG、#5SVG、#6SVG投入运行,分别给35kV #4SVG、#5SVG、
11、#6SVG充电,并拉合#4SVG、#5SVG、#6SVG开关3次， 最后一次在合位。手动调节无功输出，记录系统电压和无功电流， 确保系统电流满足保护相量测量需求；2. 18测量HOkV启风二乙线线路差动保护相量，正确无误后向吴忠 地调申请投入UOkV启风二乙线线路差动保护压板，将重合闸方式改 为综重；1.1 19测量UOkV #2主变差动保护相量，正确无误后向吴忠地调申请投入UOkV #2主变差动保护压板；2.20 第二风电场：合上35kV H段母线汇集七线324断路器开关，拉 合3次，最后在分位；第二风电场：合上35kV II段母线汇集八线325断路器开关，拉 合3次，最后在分位；2.21
12、第二风电场：合上35kV II段母线汇集九线326断路器开关，拉 合3次，最后在分位；第二风电场：合上35kV II段母线汇集十线327断路器开关，拉合3次，最后在分位；第二风电场：合上35kV II段母线汇集H 一线328断路器开关, 拉合3次，最后在分位；2.22 25第二风电场：合上35kV H段母线汇集十二线329断路器开关, 拉合3次，最后在分位；第二风电场：合上35kV II段母线汇集十三线341断路器开关,14拉合3次，最后在分位；第二风电场：负责启动35kV II段母线所带箱变及风机；2.23 第二风电场：35kV II段母线母差保护相量正确无误后向吴忠 地调申请投入35kV母
13、线差动保护压板；第二风电场：负责将#2主变保护的低压过流短延时恢复原定 值。十、倒送电完毕后的检查1、检查所有带电设备外观是否正常，有无电晕，异常声音或气味, 有无渗漏油，六氟化硫设备有无漏气现象；2、检查所有断路器及刀闸位置是否与后台及五防系统一致；3、检查保护测控装置有无异常或告警；4、检查保护相量测量报告是否齐全，测量结果是否正常；5、清点收回平安工器具与操作工具；6、根据电压情况，适当调节主变有载调压高压侧分接头位置。十一、附录1、第二风电场UOkV升压站一次主接线图；2、第二风电场联系方式；3、调试及操作人员特种作业证。附录一、第二风电场一次系统图附录二、第二风电场联系方式15附录三
14、、调试及操作人员特种作业证16一、编制目的及系统概述为确保第二风电场全站倒送电启开工作平安、有序、顺利进 行，按照国家相关规程、规范、标准的要求，特制订本方案。第二风电场工程总建设容量300MW, HOkV系统设计为线变组接 线方式。由2台接线组别YNynO+dll,额定容量150MVA主变升压后经 两套独立的GIS开关设备送出，经过自建同塔双回llOkV线路送至 330kV变电站HOkV间隔。35kV系统接线形式为单母线接线，由I、口段母线组成，两段母 线之间相互没有电气连接。I段母线接6条风机汇集线、1台所用变、1台备用柜、1台PT 柜、1台主变进线柜、3台SVG无功补偿装置，补偿容量为3
15、*(土 12Mvar)。n段母线接7条风机汇集线、1台备用柜、1台PT柜、1台主变进 线柜、3台SVG无功补偿装置，补偿容量为3* (12Mvar) 二、编制依据1.1 1电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147-1990 2.2电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及 验收规范GBJ148-1990电气装置安装工程母线装置施工及验收规范GBJ149-19902.3 电气安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-1992电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范GB50171-1992电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范GB50172-19922.4 电气装置
16、工程电缆线路施工及验收规范GB50168-1992电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-19912.5 继电保护及电网平安自动装置检验条例10电力设备预防性试验规程DL/T596-19962. 11电气装置安装工程电气设备交接试验标准GB50150-912. 12继电保护和平安自动装置技术规范GB14285-932. 13电业平安工作规程（发电厂和变电所电气局部）DL408-912. 14宁夏电力调控中心第二风电场110kV升压站倒送电启动方 案2. 15吴忠电力调控中心第二风电场llOkV升压站倒送电启动方 案2. 16设计图纸、厂家图纸、说明书及相关资料三、调度调管范围llO
17、kV启风二甲线、启风二乙线及两侧开关；第二风电场318补 偿器、319补偿器、331补偿器、32器卜偿器、322补偿器、323补偿器 由吴忠地调直接调管。UOkV启风二甲线、启风二乙线及两侧开关由宁夏区调许可。、计划启动时间第二风电场HOkV升压站计划于2016年12月15日倒送电启动。五、启动范E第二风电场llOkV升压站HOkV送出线、UOkV组合开关设备GIS、llOkV主变压器、35kV母线、35kV站用变、35kV汇集线路、无功补偿装置SVG及站用电系统，具体如下：1、llOkV系统:1) llOkV启风二甲线送出线、110kV#lGIS及其电气二次设备；HOkV #1主变及其电气二
18、次系统；2) UOkV启风二乙线送出线、UOkV#2Gls及其电气二次设备；HOkV #2主变及其电气二次系统；2、35kV系统：1) 35kV I段母线、母线PT、避雷器及其电气二次设备；35kV站用变332断路器及其电气二次设备；2) 35kV II段母线、母线PT、避雷器及其电气二次设备；35kV汇集一线317断路器及其电气二次设备；3) 35kV汇集二线316断路器及其电气二次设备；35kV汇集三线315断路器及其电气二次设备；4) 35kV汇集四线314断路器及其电气二次设备；35kV汇集五线313断路器及其电气二次设备；5) 35kV汇集六线312断路器及其电气二次设备；35kV汇
19、集七线324断路器及其电气二次设备；6) 35kV汇集八线325断路器及其电气二次设备；35kV汇集九线326断路器及其电气二次设备；7) 35kV汇集十线327断路器及其电气二次设备；35kV汇集H 一线328断路器及其电气二次设备;8) 35kV汇集十二线329断路器及其电气二次设备;35kV汇集十三线341断路器及其电气二次设备;# 1SVG及其电气二次设备;# 2SVG及其电气二次设备;# 3SVG及其电气二次设备;# 4SVG及其电气二次设备;# 5SVG及其电气二次设备;# 6SVG及其电气二次设备;9) 35kV#lSVG331 断路器、35kV#2SVG319断路器、10) 3
20、5kV#3SVG318断路器、35kV#4SVG321 断路器、11) 35kV#5SVG322断路器、35kV#6SVG323断路器、3、站用电系统：1)交直流一体化电源；2)户外各检修箱、动力箱4、平安自动装置：继保室内平安自动化装置。六、启动前应具备的条件1、电气工程1)需受电的UOkV集电线路施工已完毕，试验合格;2）需受电的nokv气体组合式断路器施工已完毕，试验合格；3）需受电的llOkV主变施工已完毕，试验合格；4）需受电的35kV主变低压侧中性点接地电阻柜施工已完毕，试 验合格；5）需受电的35kV母线施工已完毕，试验合格；6）需受电的35kV开关柜施工已完毕，试验合格；7）需
21、受电的所有电压互感器、电流互感器安装已完毕，试验合 格；8）需受电的所有电力电缆安装已完毕，试验合格；9）需受电的所有避雷器安装已完毕，试验合格；10）需受电的所有无功补偿装置安装已完成，试验合格；11）需受电的所有35kV集电线施工已完毕，试验合格；12）需受电的所有低压电气及其他电气设备安装完毕，试验合 格；13）电气二次回路调试工作已完成，控制、保护、联动信号以 及灯光音响经模拟传动试验，正确可靠，符合设计图纸要求；测量 仪表校验合格，具备投运条件；五防逻辑验证无误，五防锁具与五 防系统可靠投入；场站信息已与主站核对完毕；试验记录完整，数 据准确、可靠；14） 一次设备相序、相色标识明确
22、，命名编号齐全。各设备区 及设备有明显的标志，照明充足，道路通畅，无闲杂堆积物，门窗 完好，消防通讯设施完备，具备使用条件。沟盖板齐全，孔洞已封堵，配电室为防火门，并已上锁；15）全站接地系统已施工完毕，接地电阻符合要求。电气一、 二次设备的绝缘电阻经测试，符合规程的要求；16）第二风电场llOkV升压站正式定值已下发，装置定值整定完 毕、核对无误。2、土建工程1）升压站道路畅通、照明充足，事故照明可靠；2）升压站通讯设备方便可用，备有足够的消防器材。3.其它应具备的条件1）配备足够的检修人员和经过培训合格的运行人员；2）配备必要的操作平安工器具；3）配备必要的检修工具和材料；4）配备必要的测
23、试仪表和工具；5）图纸、运行规程准备就绪；6）操作票和记录表格准备就绪。七、人员构成及职责设立由建设、施工、监理、调试、设备厂家人员共同组成的倒 送电启动小组，组织进行方案编制、措施执行、验收监督等各项工 作。7. 1送电领导小组组长：A成员：B、C、D、E （基建）、F （监理）、G （调试）负责编制和批准送电方案，检查送电条件，协调各方工作，组 织进行操作，研究解决送电过程中各项问题。送电领导小组下设5个专业小组，分别是：7.2 运行操作组组长：D成员：H、I、J、K负责与调度部门联系，接受调度下达的指令，核实现场设备状 态，进行现场操作，监视已投运设备，进行送电后电气一次设备的 巡检。7
24、.3 保护调试组组长：G成员：L负责完成相量测量等试验工作，调整保护状态，出具调试报 告，进行送电后电气二次设备巡检。7.4 应急检修组组长：E成员：综自厂家人员、交直流一体化电源厂家人员、GIS厂家人员、 主变厂家人员、SVG厂家人员、35kV开关柜厂家人员、F、G负责在倒送电前对设备进行全面检查，应对送电过程中出现的 突发缺陷。7. 5后勤保障组组长：c成员：M、N负责准备必要的平安工器具、测量仪器、仪表、检修工具及材 料，保障交通与通信畅通。7. 6平安监督组组长：B成员：0负责对倒送电的全过程进行监督检查，消除平安隐患，纠正不 平安现象。八、平安考前须知1）参加倒送电的所有工作人员应熟悉本方案内容，各尽其责， 明确任务，积极协作配合。严格执行电业平安工作规程及现场 有关平安规定，确保倒送电平安、可靠的进行。2）如在倒送电过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情 况，应立即停止工作，汇报指挥人员和上级调度并分析原因，提出 解决措施。3）各已投运设备应有明显的标志牌和警告牌，非作业人员禁止 进入作业现场。4）所有工作人员应听从上级部门和现场领导小组的指挥，禁止 违章操作及无令操作。5）现场通信设备满足倒送电工作的需要。消防设备完好可用，