并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网
光伏电站项目
110kV升压站工程
投运方案
编制人员：
审核：
批准：
前言
本投运方案是根据云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则，为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、稳定运行，特编制本方案。本投运方案待调度审核批准后执行。
目次
一、工程概况
二、投运范围
三、投运启动时间安排
四、投运前准备工作
五、投运记录的建立与保存
六、投运的组织与分工
七、投运过程风险分析控制
八、投运条件检查
九、启动操作纲要
十、投产试运行步骤
十一、现场安全措施及异常、事故处理预案
十二、试运行阶段的管理
十三、试运行结束后的运行交接
十四、附：老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图
附：技术交底签证表
一、工程概况
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站110kV升压站工程由云南大唐国际宾川新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计，中国能建广东省电力第一工程局负责施工，黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理，工程计划2014年12月25日竣工投产。
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目位于云南省大理州宾川县大营镇洪水塘村以西，距宾川县城直线距离约22km。地理坐标介于东经100°21'26"～100°22'08"、北纬25°46'16"～25°47'10"之间。升压站共有110kV 和35kV两个电压等级。110kV高压配电设备采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器。35kV配电装置为金属铠装式开关柜。
110kV接线方式为单母线接线，共有三个间隔：一个出线间隔、一个PT间隔、1个主变间隔。经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。
35kV终期接线方式为单母线分段接线，本期建成35kV I段母线，35kV本期共有6个间隔。（1个主变进线间隔、2个集电线路间隔、1个SVG间隔、1个母线设备间隔、1个站用接地变间隔)。
全站户外动态无功补偿装置，采用SVG形式，额定容量20MVar。
中性点接地方式：110kV采用可以选择不接地或直接接地方式；35kV采用经接地变——小电阻接地方式。
二、投运范围
1、一次部分投运范围
1.1、电压等级：110kV/35kV两个电压等级。
1.2、主变压器：容量100MVA，终期两台，本期建成1号主变，本次投运110kV 1号主变。
1.3、110kV系统：110kV老海线， 110kV GIS 3个间隔：110kV老海线162断路器间隔、110kV 1号主变101断路器间隔、110kV母线PT间隔。
1.4、35kV系统：35kV 1号主变进线301断路器间隔、35kV 1号站用变361断路器间隔、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔、35kVI段母线电压互感器间隔；35kV 1号SVG 364断路器间隔、35kV 1号SVG 无功补偿系统一套，额定容量20MVar。35kV 1号站用接地变压器。使用10kV
线路施工变作为2号站用变。
2、二次部分投运范围
上述一次部分相对应的保护、测控及计量系统；升压站远动通信设备；GPS 卫星对时系统；五防系统；故障录波装置及二次回路；直流电源系统。
3、投运特殊方式说明
35kV集电线路Ⅰ、Ⅱ回线路暂未建成，本次投运只对362、363间隔进行冲击带电后转冷备用,集电线路侧转检修。
计划投运时间：2014年 11 月 28 日
四、投运前准备工作
1、检查与本次投运相关联的所有临时安全措施已全部拆除。
2、检查所有投运设备双重名称标示牌内容与调度下发的一致，后台、五防系统图实相符。
3、检查确定所要投运的断路器、隔离开关和接地开关在断开位置。
4、检查本次投运新安装的设备应接地部分按要求可靠接地。
5、检查本次投运二次设备正常，端子排接线端子紧固牢靠。
6、检查二次设备保险无缺漏和熔断。
7、检查二次设备电流回路无开路、电压回路无短路。
8、检查全部保护及测控装置已按定值通知单整定完毕（用装置定值打印单进行核对，并存档）、与调度核对无误（记录核对时间及核对调度员姓名）。
9、检查站内通讯正常。
10、检查站内消防设施齐备。
11、所有人员已按投产试运行安措要求到位。
五、投运记录的建立与保存
在投运过程中的检查和投运记录由中国能建广东省电力第一工程局调试组负责建立，投运结束24小时后整理电子版交由运行单位保存。
六、投运的组织与分工
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作出决定。启委会可授权启动试运指挥组负责启动工作指挥。
启动调试总指挥：
根据启委会的授权，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，向启委会汇报启动工作有关情况。
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。
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。
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，向启动调试总挥汇报调试、试验的有关情况。
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，向调试试验指挥汇报本小组调试、试验有关情况。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。
现场操作：
启动过程中220kV海东站新设备的操作由220kV海东站当值值班员执行，110kV老鹰岩光伏电站由中国能建广东省电力第一工程局试运行人员执行。110kV老鹰岩光伏电站当值值班员接到调度指令后，向中国能建广东省电力第一工程局试运行人员发令，在中国能建广东省电力第一工程局试运行人员接收到老鹰岩光伏电站当值值班员操作指令后，根据启动方案和有关操作规定拟定具体操作票，并在监护人员的监护下完成有关操作。
备注：
1、变电站投运要有调度人员、建设单位人员、运行单位人员、设备厂家代表等
人员参加，由总包单位组织实施，总包单位人员要负责投产后移交前的运行生产工作。
2、带电过程中与调度的联系由启动调试总指挥负责。
3、带电过程中操作命令由启动调试总指挥下达。
4、带电过程中操作由专人负责，并严格遵守复颂命令制度。
5、带电过程中，新投一次设备的巡视、监听和监视由中国能建广东省电力第一
工程局投运组人员负责。
七、投运过程风险分析控制
1、危险点：带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故。
控制措施：（1）新设备投产前由投运负责人及安全负责人对所有投运设备的接地
开关、现场接地线进行一次清理检查，确保站内设备处在冷备用状态，所有隔离开关及接地开关确已闭锁；（2）核对站内设备状态与后台、五防和集控站所示一致。
2、危险点：投产时保护装置误动。
控制措施：投产前现场打印定值清单与正式定值单（盖红章）仔细核对，并根据正式定值单（盖红章）要求投入相关功能连接片，做好投运保护连接片投退记录。
3、危险点：主变带负荷时差动误动。
控制措施：带负荷前应退出差动保护，待差动保护CT极性测试正确后及时汇报当班调度员，在当值调度员下令后投入差动保护。
4、危险点：CT回路开路
控制措施：（1）全站投运前安排专人紧固所有CT回路；（2）全站投运前必须做全站小电流通流试验，仔细检查全站CT变比及保护极性是否正确并详细记录。
5、危险点：PT回路短路
控制措施：（1）全站投运前安排专人紧固所有PT回路，检查PT回路绝缘；（2）全站投运前必须做全站电压小母线升压试验，仔细检查全站电压小母线幅值及相序是否正确并详细记录。
八、投运条件检查
1、现场平整、无杂物、道路通畅照明光线充足，通讯可靠。
2、带电设备清扫整洁，各设备编号完整，相色标志正确。
3、本次投运的所有电气一次设备，二次设备、保护、测量装置安装调试完毕。
4、所有PT二次空开在断开位置。
5、所有保护装置已按调度下达的定值设置完毕。
6、新设备投产申请已经批复。投运方案已批准并报送相关部门。
7、通信设备、自动化设备安装调试已完成，具备投运条件。
8、经启委会验收合格，同意投产。
九、启动操作纲要
1、110kV老海线线路带电。
2、110kV I段母线及母线PT间隔带电。
3、110kV 1号主变带电。
4、35kV I段母线及母线设备带电。
5、35kV 1号SVG无功补偿系统带电。
6、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔带电。
7、35kV1号站用变带电。
十、投产试运行步骤
提前与调度核对所有保护定值，并打印定值清单存档，核对所有保护装置已按保护定值通知单要求正确投入，再次检查全所安全措施已全部拆除,所有投运一次设备都在冷备用状态，现场投产负责人汇报调度：启委会验收合格，同意投产。
投运程序：
1、110kV老海线线路带电。
1.1、由调度安排220kV海东变电站腾空110kV II组母线。
1.2、核实110kV老海线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，线路绝缘遥测正常，具备送电条件。
1.3、核实110kV老海线220kV海东变侧18267接地开关、110kV老鹰岩电站侧16267接地开关在拉开位置。
1.4、退出220kV海东变110kV老海线182断路器重合闸，检查110kV老海线线路保护按要求正常投入。
1.5、核实110kV老鹰岩光伏电站110kV老海线及站内设备处于冷备用状态，保护按要求正确投入，具备送电条件。
1.6、退出老鹰岩光伏电站110kV老海线162断路器重合闸。
1.7、将老鹰岩光伏电站110kV老海线162断路器由冷备用转为热备用。
1.8、投入220kV海东变110kV母联112断路器充电保护。
1.9、220kV海东变110kV老海线182断路器由冷备用转为连110kV II组母线运行，对线路进行三次冲击。
1.10、退出220kV海东变110kV母联112断路器充电保护。
1.11、检查110kV老海线线路带电正常。
以下操作在老鹰岩光伏电站完成：
2、老鹰岩光伏电站110kV I段母线及母线PT间隔带电。
2.1、检查110kV老海线及110kV I段母线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
2.2、检查110kV老海线保护正确投入。
2.3、检查110kV老海线162断路器重合闸已退出。
2.4、检查110kV老海线162断路器在断开位置，1621隔离开关、l626隔离开关在断开位置，16267接地刀闸在断开位置。
2.5、检查110kV I段母线PT 1901隔离开关在断开位置，19010接地刀闸在断开位置。
2.6、检查110kV 1号主变高压侧101断路器在断开位置，1011隔离开关、l016隔离开关在断开位置，10167接地刀闸在断开位置。
2.7、将110kV老海线162断路器从冷备用转至热备用状态。
2.8、合上110kV老海线162断路器对110kV I段母线进行第一次冲击带电（不带母线PT）。
2.9、断开110kV老海线162断路器。
2.10、合上110kV老海线162断路器对110kV I段母线进行第二次冲击带电（不带母线PT）。
2.11、断开老110kV老海线162断路器。
2.12、合上110kV I段母线PT 1901隔离开关。
2.13、合上110kV老海线162断路器对110kV I段母线进行第三次冲击带电（带母线PT）。
2.14、检查110kV I段母线PT二次电压正确后，合上110kV I段母线PT二次电压空开。
2.15、检查各二次保护及自动化装置110kV I段母线PT二次电压正常。
2.16、退出110kV老海线182断路器充电保护。
3、老鹰岩光伏电站110kV 1号主变带电。
3.1、检查110kV 1号主变所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
3.2、检查110kV 1号主变保护及主变冷却器正确投入。
3.3、检查110kV 1号主变高压侧101断路器在断开位置，1011隔离开关、l016隔离开关在断开位置，10167接地刀闸在断开位置。
3.4、检查110kV 1号主变低压侧301断路器在断开位置，3011隔离开关、3016
隔离开关在断开位置，30117接地刀闸在断开位置。
3.5、将110kV 1号主变档位调到额定档位（第9档）。
3.6、合上110kV 1号主变中性点1010接地开关。
3.7、将110kV 1号主变110kV侧101断路器由冷备用转热备用状态。
3.8、合上110kV 1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第一次冲击带电。
3.9、检查110kV 1号主变及相关保护自动装置无异常，10分钟后，断开110kV 1号主变110kV侧101断路器。
3.10、10分钟后，合上110kV 1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第二次冲击带电。
3.11、检查110kV 1号主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV 1号主变110kV侧101断路器。
3.12、5分钟后，合上110kV 1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第三次冲击带电。
3.13、检查110kV 1号主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV 1号主变110kV侧101断路器。
3.14、5分钟后，合上110kV 1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第四次冲击带电。
3.15、检查110kV 1号主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV 1号主变110kV侧101断路器。
3.16、5分钟后，合上110kV 1号主变110kV侧101断路器对1号主变进行第五次冲击带电。
从故障录波装置上记录各次变压器冲击电流峰值：
3.17、五次冲击正常后，110kV 1号主变压器正常运行，主变中性点接地方式根
据调度命令操作。
3.18、进行110kV 1号主变档位调整试验。
4、35kV I段母线及母线设备带电。
4.1、检查35kV I段母线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
4.2、检查110kV 1号主变低压侧301断路器在断开位置，3011隔离开关、3016隔离开关在断开位置，30117接地刀闸在断开位置。
4.3、检查35kVI段母线上3011隔离开关、3021隔离开关、3031隔离开关、3041隔离开关、3901隔离开关在断开位置，39017接地刀闸在断开位置。
4.4、将110kV1号主变35kV侧301断路器由冷备用转热备用状态。
4.5、合上110kV1号主变35kV侧301断路器，对35kV I段母线进行第一次冲击带电（不带母线PT）。
4.6、检查35kV I段母线及相关保护自动装置无异常，断开110kV1号主变35kV 侧301断路器。
4.7、合上110kV1号主变35kV侧301断路器，对35kV I段母线进行第二次冲击带电（不带母线PT）。
4.8、检查35kV I段母线及相关保护自动装置无异常，断开110kV1号主变35kV 侧301断路器。
4.9、合上35kV I段母线PT 3901隔离开关。
4.10、合上110kV1号主变35kV侧301断路器，对35kV I段母线进行第三次冲击带电（带母线PT）。
4.11、检查35kV I段母线PT二次电压正常后，合上35kV I段母线PT二次电压空开。
4.12、检查各二次保护及自动化装置35kV I段母线PT二次电压正常。
5、35kV 1号SVG无功补偿带电。
5.1、检查35kV I号SVG所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
5.2、检查35kV I号SVG364断路器、启动部分365断路器在断开位置，3641隔离开关、3646隔离开关、3648隔离开关在断开位置，36417接地刀闸、36467
接地刀闸、36487接地刀闸在断开位置。
5.3、检查35kV I号SVG相关保护、自动装置正确投入。
5.4、将35kV I号SVG 364断路器由冷备用转热备用状态。
5.5、合上35kV 1号SVG 364断路器对35kV1号SVG高压电缆进行第一次冲击带电。
5.6、检查35kV 1号SVG高压电缆及相关保护无异常后，断开35kV 1号SVG 364断路器。
5.7、5分钟后合上35kV 1号SVG 364断路器对35kV1号SVG高压电缆进行第二次冲击带电。
5.8、检查35kV 1号SVG高压电缆及相关保护无异常后，断开35kV 1号SVG 364断路器。
5.9、5分钟后合上35kV 1号SVG 364断路器对35kV1号SVG高压电缆进行第三次冲击带电。
5.10、将35kV 1号SVG 364断路器由运行转为冷备用状态。
5.11、合上35kV 1号SVG 启动部分3648隔离开关。
5.12、将35kV 1号SVG 364断路器由冷备用转为热备用状态。
5.13、汇报大理地调：老鹰岩光伏电站35kV 1号SVG已转至热备用状态。
5.14、退出220kV海东变110kV母差保护。（海东变执行）
5.15、退出20kV海东变侧110kV老海线差动保护。（海东变执行）
5.16、退出老鹰岩光伏电站侧110kV老海线差动保护。
5.17、退出老鹰岩光伏电站110kV母差保护。
5.18、退出老鹰岩光伏电站110kV 1号主变差动保护。
5.19、退出老鹰岩光伏电站35kV母差保护。
5.20、合上35kV 1号SVG 364断路器对35kV1号SVG整套SVG无功补偿系统进行冲击带电。
5.21、SVG无功补偿系统检测到一次电压正常后，合上35kVSVG 启动部分365断路器。
5.22、对35kV 1号SVG系统进行带电调试，并带负荷。
5.23、检测220kV海东变110kV老海线182断路器接入母差保护的CT极性正确。
（海东变执行）
5.24、检测220kV海东变110kV老海线差动保护CT极性和后备保护方向正确。（海东变执行）
5.25、检测老鹰岩光伏电站110kV老海线差动保护CT极性和后备保护方向正确。
5.26、检测老110kV老海线162断路器接入母差保护的CT极性正确。
5.27、检测110kV主变高压侧101断路器接入主变差动保护CT极性及后备保护方向正确。
5.28、检测110kV主变低压侧301断路器接入主变差动保护CT极性及后备保护方向正确。
5.29、检测35kV I段母线差动保护各CT极性正确。
5.30、投入老鹰岩光伏电站35kV母差保护。
5.31、投入老鹰岩光伏电站110kV 1号主变差动保护。
5.32、将老鹰岩光伏电站110kV 1号主变本体及有载调压重瓦斯保护改投信号24小时后。
5.33、投入老鹰岩光伏电站110kV母差保护。
5.34、投入老鹰岩光伏电站侧110kV老海线差动保护。
5.35、投入20kV海东变侧110kV老海线差动保护。（海东变执行）
5.36、投入220kV海东变110kV母差保护。（海东变执行）
5.37、投入老鹰岩光伏电站110kV老海线162断路器重合闸。
5.38、投入220kV海东变110kV老海线182断路器重合闸。（海东变执行）
6、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔带电（负荷未接入）。
6.1、检查35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
6.2、检查35kV集电I回线362断路器在断开位置，3621隔离开关、3626隔离开关在断开位置，36217接地刀闸、36267接地刀闸在断开位置。
6.3、检查35kV集电II回线363断路器在断开位置，3631隔离开关、36326隔离开关在断开位置，3637接地刀闸、36367接地刀闸在断开位置。
6.4、检查35kV集电I回线362断路器间隔相关保护、自动装置正确投入。
6.5、检查35kV集电II回线363断路器间隔相关保护、自动装置正确投入。6.6、将35kV集电I回线362断路器间隔由冷备用转热备用状态。
6.7、将35kV集电II回线363断路器间隔由冷备用转热备用状态。
6.8、合上35kV集电I回线362断路器。
6.9、检查35kV集电I回线362断路器间隔及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV集电I回线362断路器。
6.10、将35kV集电I回线362断路器间隔从热备用转至冷备用状态，35kV集电I回线转至检修状态。
6.11、合上35kV集电II回线363断路器。
6.12、检查35kV集电II回线363断路器间隔及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV集电II回线363断路器。
6.13、将35kV集电II回线363断路器间隔从热备用转至冷备用状态，35kV集电I回线转至检修状态。
7、35kV1号站用变带电。
7.1、检查35kV 1号站用变及其间隔所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
7.2、检查35kV 1号站用变361断路器在断开位置、3611隔离开关、3616隔离开关在断开位置，36117接地刀闸、36167接地刀闸、3610接地刀闸在断开位置。
7.3、检查35kV 1号站用变及其间隔相关保护、自动装置正确投入。
7.4、合上35kV 1号站用变接地电阻3610接地刀闸。
7.5、将35kV 1号站用变高压侧361断路器由冷备用转热备用状态。
7.6、合上35kV1号站用变361断路器对35kV1号站用变进行第一次冲击带电，过程中检查35kV 1号站用变低压侧电压幅值、相序正确。
7.7、检查35kV1号站用变及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV1号站用变361断路器。
7.8、合上35kV1号站用变361断路器对35kV1号站用变进行第二次冲击带电。
7.9、检查35kV1号站用变及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV1号站用变361断路器。
7.10、合上35kV1号站用变361断路器对35kV1号站用变进行第三次冲击带电。
7.11、检查35kV1号站用变及相关保护、自动装置无异常。站用电系统按正常方式运行。
8试运行
老鹰岩30MW光伏电站110kV老海线及升压站按电网公司要求进入试运阶段。
老鹰岩光伏电站110kV 1号主变持续带电运行满24小时后，将本体及有载调压重瓦斯保护改投跳闸。
试运结束，老鹰岩光伏电站110kV老海线及升压站移交时间由总包与业主协商。
十一、现场安全措施及异常、事故处理预案
1、各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施。
2、在投运设备四周应有醒目的带电标识及警告牌。
3、所有二次电流回路无开路，中性点已可靠接地，二次电压回路无短路。
4、按照国家有关规定,布置消防设施。
5、与调度的通信联系应畅通方便。
6、在合断路器而未能合上时，应检查断路器是否到位，是否储能，控制回路是否断线及五防闭锁，若二次回路无问题，则检查断路器机构，必要时通知厂家处理。
7、带电过程中如发现异常要及时报告现场运行负责人员，处理缺陷要严格执行工作票制度，带电过程中的操作严格执行操作票管理制度。
十二、试运行阶段的管理
1、投产试运期间新设备定值变动、各类问题的处理、投切保护压板、测量相序、相位、方向等都必须经投运负责人征得调度同意才能进行，并应及时告知结果。
2、检查工作认真负责，一丝不苟。检查应实事求是，发现问题（无论大小）立即报告投产值班负责人，确保设备在良好状态下投入运行；严禁私自处理问题。
3、保护投切应严格按照调度命令投切。
十三、试运结束后的运行交接
24小时试运结束后，老鹰岩光伏电站110kV升压站移交时间由总包与业主协商。。
十四、附：老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图
附：技术交底签证表
光伏电站电气设备调试方案
光伏电站电气设备 调试方案
XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日
1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、 35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150- 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。 3.主要试验依据及验收标准： 3.1（GB50150- ）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》 3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》 3.7 JJG313- 《测量用电流互感器检定规程》 3.8 JJG314- 《测量用电压互感器检定规程》； 3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥：
成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容： 5.1主要试验仪器设备 6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 6.1调试的范围为： 本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 7.1汇流箱 汇流箱的试验项目如下：
升压站电气调试方案修订稿
升压站电气调试方案 WEIHUA system office room 【WEIHUA 16H-WEIHUA WEIHUA8Q8-
国投武定三月山风电场一期48MW工程 110kV升压站调试方案 编制人：何毅东 审核人：李仁坤 批准人：丁雅婷 湖南龙飞电力建设有限公司 三月山风电场工程项目部 2016年05月 目录
一、概述 编制依据 本方案为国投武定三月山风电场110kV升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调试及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。 施工执行标准 本方案执行国家标准： 国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。 现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。 主要规范及标准: 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006 《110~500kV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/ 《电力建设安全工作规程》（变电所部分） 《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91 《电业安全工作规程( 高压试验室部分)》DL 560-95 工程概况 本工程主要有：主变SZ11-75000/110一台，站用变采用DKSC-1250/35-400/一台，110kV系统采用GIS FS6组合高压开关设备，35kV系统采用型金属铠装式柜单列布置，保护和监控系统采用微机保护，其装置集中组屏于继电保护屏室，出线线路为110kV单
光伏电站并网调试方案
光伏电站并网调试方案 批准 审核 编制 一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），
无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地） 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测
变电站电气调试方案
变电站电气调试的基本方案 电力工程中，从最初的图纸设计到投入运行，电气设备的调试是相当重要的一步，预结算书里电气调试也是必不可少的，让我们一起简单的了解和学习电气调试的基本项目和操作。 电气调试主要指的是电气设备的调整和试验。 在现场按照设计图纸安装完毕后不可以直接投入运行。为了使设备能够安全、合理、正常的运行；避免发生意外事故给国家造成经济损失、避免发生人员伤亡，必须进行调试工作。只有经过电气调试合格之后，电气设备才能够投入运行。其工作质量直接决定电气设备投产后的工作效率、质量，决定电气自动化的实施程度。 电气调试按时间大致分为前期准备阶段、调试阶段、试运行阶段、调试收尾阶段。前期准备阶段主要是对变电所一次设备、二次设备进行初步了解，全面掌握综自系统性能、具体装置、屏功能，达到进行系统调试的要求。调试阶段即结合设计要求和系统功能进行全面细致的试验，以满足变电所的试运行条件。试运行阶段即在所有一、二次设备带电、综自系统全部功能均投入运行的情况下，检验综自系统反映的正确性。在试运行结束后，针对试运行过程中反映出的问题进行消缺处理。最后，在调试收尾阶段做好维护人员和运行人员的培训，文件资料的整理和移交。
一、一次设备调试： 参照《电气装置安装工程电气设备交接验收规程》、《电力建设安全工作规程》（变电所部分）及变电站电气二次图纸等标准进行。对于站内设备的试验应严格按有关规程规范所规定的试验项目进行试验。 1、电力变压器的试验项目,应包括下列内容： a. 测量绕组连同套管的直流电阻; b. 检查所有分接头的变压比; c. 检查变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性; d. 测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数; e. 测量绕组连同套管的介质损耗角正切值tg; f. 测量绕组连同套管的直流泄漏电流; g. 绕组连同套管的交流耐压试验（35KV及以下）; h. 绕组连同套管的局部放电试验; i. 测量与铁芯绝缘的各紧固件及铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻； j. 非纯瓷套管的试验; k. 绝缘油试验; l. 有载调压切换装置的检查和试验； m. 额定电压下的冲击合闸试验; n. 检查相位。
200KW分布式光伏电站技术方案
200KW 分布式光伏电站技术方案 2015 年3 月19 日
目录 目录 (1) 一、项目概况 (2) 项目地点及建设规 模................................................................ (2) 项目地理位 置................................................................ (2) 并网接入................................................................... ....................................... 2 二、项目场址太阳能资源................................................................... ......................... 2 三、光伏电站系统设计................................................................... .. (3) 并网光伏系统原 理................................................................ (3) 电站总体规 划................................................................ (3) 光伏发电系统设 计................................................................ (4) 设计原 则............................................................. (4) 发电系统 图............................................................. (4) 光伏系统主要配 件................................................................ (5) 光伏组 件............................................................. (5) 并网逆变 器............................................................. (6) 组件安装支 架................................................................ (7)
升压站电气调试方案
升压站电气调试方案 Document serial number【UU89WT-UU98YT-UU8CB-UUUT-UUT108】
国投武定三月山风电场一期48M W工程 110kV升压站调试方案 编制人：何毅东 审核人：李仁坤 批准人：丁雅婷 湖南龙飞电力建设有限公司 三月山风电场工程项目部 2016年05月 目录
一、概述 编制依据 本方案为国投武定三月山风电场110kV升压站电气设备调试方案，主要任务是在电气设备安装工作结束后，按照国家有关规范、规程和制造厂的规定，规范调试操作、保证试验结果的准确性，调试及检验安装质量及设备质量是否符合要求，并得出是否适宜投入运行的结论，为设备运行、监督、检修提供依据。为保证电气设备试验工作的顺利进行，确保按时按质的完成调试工作，特制定本方案。 施工执行标准 本方案执行国家标准： 国家电力公司颁发的《输变电工程达标投产考核评定标准(2006年版)》公司ISO9002质量程序文件、《电力建设安全工作规程（变电所部分）》、《电力建设安全管理制度》、《职业健康安全管理体系规范（GB/T2800-2001）》以及其它规定、规范。 现场实地调查了解的信息资料和我公司历年变电站工程施工的实践经验及施工方法、工程总结。 主要规范及标准: 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006 《110~500kV送变电工程质量检验及评定标准(第2部分变电电气安装工程)》Q/ 《电力建设安全工作规程》（变电所部分） 《电业安全工作规程( 发电厂和变电所电气部分)》DL 408—91 《电业安全工作规程( 高压试验室部分)》DL 560-95
光伏发电项目并网调试方案
光伏发电项目并网调试 方案 Document number：PBGCG-0857-BTDO-0089-PTT1998
武威协合9MW光伏电站工程 调试方案 武威协合太阳能发电有限公司 2012年12月13日 批准： 审核： 编写： 目录
第一章工程概况 1、工程简介 武威协合太阳能发电有限公司光伏发电工程本期建设9MWp。电池板所发电力经逆变器由直流转换为交流，通过箱式变压器升压至35kV，通过单回35kV 电缆及架空线路组合送至110kV凉州光伏汇集升压站35kV系统，线路长度约为1.3km。本期共9个光伏发电单元，每个发电单元共安装3392片295W光伏板组件，分12个支路各接入到1面500kW逆变器柜。逆变器输出270V三相交流，通过交流电缆分别连接到1100kVA箱变升压接至35kV配电室送出。 2、工程范围 35kV升压变、无功补偿装置及站用变、35kV配电装置交接试验、特殊试验项目。 站内所有保护装置及分系统、整组的调试、配合后台厂家工作以及与中调信息对点工作、架空线路参数测试，继电保护定值的计算（包含升压变低压侧开关、低压柜开关定值计算）。 光伏站内所有高压电缆的交接试验（包含高压电缆头的试验）。 全站接地网的测试。 电站整体带电调试。 3、编制的依据
中国国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150-2006） 根据业主提供的电气施工图； 设备制造厂带来的有关设备资料及技术说明书等 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150- 2006 《施工现场临时用电安全技术规范》 JGJ46-2005《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 DL/T995- 2006 第二章调试条件及主要设备 1、调试的外部条件要求 所有箱变已全部安装到位，标牌明确。 电气室内整洁无杂物，门窗已全部装好，变压器室门能上锁； 电气室所有的盘柜已全部安装到位，电缆接线基本结束，直流电源（蓄电池）的安装已全部完毕，盘柜标牌明确； 电气室及变压器室的照明已亮灯，应设专人24小时值班，建立了进/出制度。 2、电气调试顺序 熟悉电气施工图纸和相关技术资料，准备调试所需的仪器、仪表和工具； 调试人员进入施工现场，准备调试所需的试验电源； 以设计施工图为准，对设备进行外观检查及电缆接线校对确认； 直流电源屏试验及蓄电池充放电试验； 35kV高压开关柜单体调试及保护继电器试验、整定值设定； 变压器铭牌核对及试验； 35kV变电所高压电气设备工频耐压试验； 35kV系统空操作试验，确认其动作是否正确； 35kV高压电缆绝缘测试及直流泄漏试验； 35kV电源受电，变压器送电考核； 低压控制盘送电操作检查。
光伏电站建设并网涉网流程完整细则
光伏电站涉网操作细则（天津市） 第一条项目发改备案：光伏企业在项目备案时应如实提供项目简介，包括项目名称（统一规范为：项目单位简称+建设地点+备案规模+“光伏发电项目”）、投资主体、建设规模及总投资、建设地点、所依托建筑物及落实情况（土地落实情况）、占地面积及性质、发电模式（全部自用、自发自用余电上网、全额上网）、关键技术、计划开（竣）工时间等，并在备案申请表中明确上述主要内容。 第二条接入系统方案：建设单位携相关资料向国家电网天津市电力公司经济技术研究院（以下简称“经研院”）申请受理制定拟建光伏项目接网方案，所需资料基本包括：经办人身份证原件及复印件和法人委托书原件（或法定代表人身份证原件及复印件）；企业法人营业执照、土地证等项目合法性支持性文件；项目地理位置图（标明方向、邻近道路、河流等）及场地租用相关协议；项目可行性研究报告；政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。受理后，经研院经现场勘察后制定接入系统方案。 第三条接入系统批复：项目业主凭经研院出具的接入系统方案到国网天津市电力公司（以下简称“市局”）发策部专责审查，获得批复，即接入系统批复。 第四条电价批复：项目业主向物价局价格收费科提交电价批复申请文件，并按要求提供相关资料（基本包括项目申请报告、发改委备案文件、接入系统批复、项目计划开/竣工时间等）。 第五条初步设计审查：项目业主凭可行性研究报告、接入系统
方案、接入系统批复、初步设计图纸到市局营销部专责申请组织初设评审会议。设计院绘制的施工设计蓝图必须与《初步设计审查意见》的精神相一致，项目业主依照施工设计图纸组织开展光伏电站的招标、采购、施工等工作事项。 第六条接入变电站间隔改造、送出线路工程建设：项目业主携营业执照、发改委备案文件、接入系统批复、初步设计审查意见、施工图纸及一次系统图（设计蓝图）到运检部专责处填写《光伏发电项目并网申请表》。受理后由区供电分公司基建处安排变电站间隔和线路施工等相关事宜。项目业主协助电网企业开展送出工程可研设计，共同推动送出工程与光伏发电项目同步建设、同步投运。 第七条项目质监申报：建设单位在工程开工前，必须按要求进行项目注册申报。申报时应满足：工程项目已经取得政府核准(审批)建设文件，勘察、设计、施工、监理单位已完成招标，建设单位各项目部的主要管理人员已到位，相关检测单位已明确。建设单位向天津市电力建设工程质量监督中心站（以下简称“质监站”）递交《电力工程质量监督注册申报书》进行申报。 第八条项目质监注册：建设单位携带《电力工程质量监督注册申报书》、核准文件，勘察、设计、施工、调试、监理单位资质证书的复印件，勘察、设计、施工、调试、监理单位主要管理人员相应执业资格证书的复印件，到质监站的进行正式的注册。符合要求的，质监站签发《电力工程质量监督注册证书》以及《电力工程质量监督检查计划书》。
升压站电气调试方案
国投武定三月山风电场一期48MW工程 110kV升压站调试方案 编制人：何毅东 审核人：李仁坤 批准人：丁雅婷 湖南龙飞电力建设有限公司 三月山风电场工程项目部 2016 年05月 目录 一、概述............................ 编制依据............................. 施工执行标准........................... 工程概况............................. 二、准备工作.......................... 施工机具及仪器准备........................ 施工人员配置........................... 临时电的准备........................... 三、施工步骤.......................... 工期及工程施工进度计划安排................... 调试施工及要求......................... 保护、测控调试......................... 高压试验............................. 四、施工技术措施......................... 施工技术、资料准备........................ 专项技术措施.......................... 保护元件调试...........................
系统保护调试........................... 仪表调试............................. 高压试验.............................
光伏电站并网试运行方案说明
光伏发电项目 并 网 试 运 行 方 案 xxxxxxxx工程有限公司
目录 一、工程目标 (3) 1.1. 质量目标 (3) 1.2. 工期目标 (3) 二、启动试行前准备 (3) 四、启动试运行应具备的条件 (4) 五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合 (4) 六、启动试运行内容及步骤 (4) 6.1 启动前现场准备和设备检查 (4) 6.1.1 一次设备检查 (4) 6.1.2二次设备检查和保护投退 (5) 6.2 启动试运行步骤 (5) 6.2.1 35KV母线充电 (5) 6.2.2 #1接地变充电 (5) 6.2.3 无功补偿装置充电 (6) 6.2.4 35KV光伏进线一充电 (6) 6.2.5箱变充电 (6) 6.2.6 逆变器并网调试 (6) 七、质量管理体系与保证措施 (6) 7.1 质量方针、目标 (6) 7.2质量保证措施 (7) 7.3工序质量检验和质量控制 (8) 7.4 施工现场安全生产交底 (9) 7.5安全生产管理岗位及职责 (10) 7.6 安全生产管理措施 (11)
一、工程目标 1.1.质量目标 工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。 1.2.工期目标 开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。 二、启动试行前准备 1. 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。 2. 所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。 3. 与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。 4. 启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。 5. 启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。 6. 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。 7. 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。 8. 施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。 三、启动试运行范围 35KV母线、35KV母线PT、35KV光伏进线、35KV1#接地变，35KV动态无功补偿装置，35KV1-7#箱变、1-200#逆变器、汇流箱、厂用400V系统的一、二次设备，光伏组件。
风电场升压站电气设备调试方案
目录 1、工程概况： (1) 2、组织措施： (1) 1.1 人员组织 (1) 1.2 技术/安全措施 (1) 3、试验方案 (2) 3.1 编制依据 (2) 3.2 施工范围 (3) 3.3变压器调试方案 (3) 3.3.1 试验项目及人员安排 (3) 3.3.2 仪器准备 (4) 3.3.3 调试准备作业-（工序）流程图 (4) 3.4 GIS间隔试验 (6) 3.4.1 试验项目及人员安排 (6) 3.4.2 仪器准备 (6) 3.4.3 调试准备作业-（工序）流程图 (7) 3.5 35kV开关柜母线耐压试验 (7) 3.5.1 试验项目及人员安排 (7) 3.5.2 仪器准备 (7) 3.5.3 调试准备作业-（工序）流程图 (8) 3.6 35kV真空断路器试验 (8)
3.6.1 试验项目及人员安排 (8) 3.6.2 仪器准备 (9) 3.6.3 调试准备作业-（工序）流程图 (9) 3.6.1 试验项目及人员安排 (10) 3.6.2 仪器准备 (10) 3.6.3 调试准备作业-（工序）流程图 (11) 3.6 电流互感器试验 (12) 3.6.1 试验项目及人员安排 (12) 3.6.2 仪器准备 (12) 3.6.3 调试准备作业-（工序）流程图 (13) 3.7 避雷器试验 (13) 3.7.1 试验项目及人员安排 (13) 3.7.2 仪器准备 (14) 3.7.3 调试准备作业-（工序）流程图 (14) 3.8 干式变压器试验 (15) 3.8.1 试验项目及人员安排 (15) 3.8.2 仪器准备 (15) 3.8.3 调试准备作业-（工序）流程图 (15) 3.9 动力电缆试验 (16) 3.9.1 试验项目及人员安排 (16) 3.9.2 仪器准备 (16) 3.9.3 调试准备作业-（工序）流程图 (16)
光伏电站电气设备调试方案.
XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日
1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。 3.主要试验依据及验收标准： 3.1（GB50150-2006）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》 3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》 3.7 JJG313-2004《测量用电流互感器检定规程》 3.8 JJG314-2004《测量用电压互感器检定规程》； 3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥： 成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容：
6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 6.1调试的范围为： 本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 7.1汇流箱 汇流箱的试验项目如下： （1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。 7.1.1使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.1.2调试应具备的条件 （1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。 （2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。 7.1.3调试步骤和方法 （1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （3）确认电缆回路通知直流柜侧人员确认电缆连接是否正确， 7.2直流柜 7.2.1直流柜的试验项目如下： （1）测量直流柜内电气一次回路的绝缘电阻. 7.2.2使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.2.3调试应具备的条件 （1）直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。 （2）直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确 7.2.3调试步骤和方法 （1）测量各支路、干路和电缆绝缘电阻分别测量相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （2）用万用表确认回路极性连接正确 7 .3低压柜 7.3.1 调试项目
110KV变电站调试送电方案
一、简介 降压站的设计规模为：110KV系统3回路进线，3回路出线，主变压器3×75MVA；35KV系统分3段，3回路进线，18回路出线；10KV系统分3段，6回路进线，60回路出线，无功补偿电容系统为3×7500Kvar,该变电所分二期建设，第一期为：110KV系统2回路进线，2回路出线，主变压器为2×75MVA；35KV系统为二段，2回路进线，10回路出线；10KV系统为2段，4回路进线，40回路出线；无功补偿电容系统为2段，2×7500Kvar。 变电所位于厂区新炼钢南侧，其中占地面积3267平方米，其中主建筑面积为2533平方米，分上、下两层，框架防震结构， 主变压器选用股份公司生产的三线圈有载调压、风冷节能型变压器。 110KV设备选开关厂生产的SF6全封闭组合电器（G LS），35KV、10KV 设备选用开关有限公司生产的三相交流复合绝缘金属铠装封闭防暴式开关柜。110KV、35KV、10KV系统主接线均为单线分段，微机保护及综合自动化。 110KV、35KV、10KV、主变压器系统的保护均采用公司生产的F35系列继电器、T60变压器管理继电器进行保护，YCPM—2000综合自动控制系统。设计院完成，安装、调试由完成。监理单位公司第一监理部。 二、保护设备 保护设备：F35复馈线管理继电器、T60变压器管理继电器、YCPM—2000，其自动控制系统的主要功能如下： 1、F35是UR系统继电器家族成员之一，是一种集馈线保护和控制于一体的数字继电器，能提供5组带电母线电压馈线的保护和测量，它可作为单独的装置使用，也可作为变电站自动控制系统的一个部件。 保护功能包括：相、中性线和接地过流，相低电压和低周电压，还包
500KV升压站网络监控系统调试方案doc
甲级调试证书单位（证书号：第1012号） 通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R2M ） 调试方案 日期 2006-11-24 XTS/F29(1)TG-XT-14 项目名称 湖南省电力建设调整试验所 投诉电话：5542836 华润电力湖南有限公司2×600MW机组 500kV 升压站网络监控系统调试方案
编写：向雷初审：陈宏复审：庄洪波技术部：谭建群批准：赵永生
华润电力湖南有限公司2×600MW机组 500kV升压站网络监控系统调试方案 1 调试目的 按照华润电力鲤鱼江发电B厂机组2×600MW机组基建调试合同的 要求，通过试验对500kV 升压站网络监控系统及其交直流回路进行全面检查，确保500kV升压站网络监控系统安全、可靠投入运行，以保证工程顺利投产。 2 调试对象的原理、构成、系统概况 湖南省鲤鱼江发电B厂500kV网络计算机监控系统（NCS）工程采用北京四方公司生产的CSC-2000变电站自动化系统。整个系统以变电站层与间隔层两层设备结构构成。变电站层由工程师站、主机/操作员站、五防主站及远动工作站构成。间隔层主要由GCSI200EA-521型500kV测控柜I、II；GCSI200EA-522型500KV测控柜III；GCSI200EA-531型500kV 测控柜IV、V、VI；GCSM-321型远动柜；GCSG-201型AGC采集控制及公用柜；GCSG-131型继电器室公用及接口柜构成。两者之间以以太网或LONWORKS的方式连接。 500kV站有6个断路器、18把隔离开关、26把接地刀闸。 3 技术标准和规程规范 3.1 GB14285-1993《继电保护和安全自动装置技术规程》； 3.2 GB50150-91《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》； 3.3 DL5009.2-2004《电力建设安全工作规程》； 3.4 电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施管理规定（试运）
110kV变电站调试方案
调试方案 批准： 审核： 编写：古成桂 广东鸿安送变电工程有限公司
2013年1月
目录 一、编制依据及工程概况 ----- ------- ------- - --------- -- --- --- 2 三、施工现场组织机构 ------- --------- ------- - --------- --------- --- 3 四、工期及施工进度计划 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 3 五、质量管理--- ------ - --------- --------- ------- - --------- --------- --- 4 六、安全管理--- ------ - --------- --------- ------- ------- --- --------- --- 11 七、环境保护及文明施工 ----- ------- ------- - --------- --------- --- 14
一、编制依据及工程概况： 1 、编制依据 1.1 、本工程施工图纸； 1.2 、设备技术文件和施工图纸； 1.3 、有关工程的协议、合同、文件； 1.4 、业主方项目管理交底大纲及相关管理文件； 1. 5、广东省电力系统继电保护反事故措施2007 版； 1. 6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1. 7、《南方电网电网建设施工作业指导书》； 1.8 、《工程建设标准强制性条文》； 1.9 、《110kV ~500 kV 送变电工程质量检验及评定标准》； 1.1 0、中国南方电网有限责任公司基建工程质量控制作业标准 （WHS）； 1.1 1 、现场情况调查资料； 1.1 2 、设备清册和材料清单； 1. 13、电气设备交接试验标准GB5 015 0－2006； 1. 14、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/ T995- 2006； 1.1 5、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.1 6、南方电网及广东电网公司现行有关标准； 1.1 7、我局职业健康安全、质量、环境管理体系文件以及相关的支持性管理文件； 1.1 8、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 2 、工程概况： 110kV 变电站为一新建户内GI S 变电站。 110kV 变电站一次系统110kV 系统采用单母线分段接线方式，本期共 2 台主变、2 回出线，均为电缆出线；10 kV 系统为单母线分段接线，设分段断路器，本期建设I、U段母线，单母线分段接线，#1主变变低单臂接入I段母线，带10k V出线8回、电容器1组、站用变1台、消弧线圈1组，母线设备1组，#2主变
并网启动方案
彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程#2主变启动试运行方案 启东市电力安装有限公司九江分公司 2019年11月
审批页 批准：年月日审核：年月日编制：年月日
彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程 #2主变启动试运行方案 彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程已结束，根据启动验收委员会的要求，为保证彭泽核电现场20MW光伏电站升压站能安全、顺利的一次性投运成功，特编制了《彭泽核电现场20MW光伏电站升压站#2主变启动试运行方案》，待启动验收委员会通过后供现场执行。 一、新设备投产范围： 1、1、10kVII段母线经#2主变并网送出。投产10kVII段902开关间隔、110kVII 段102开关间隔； 2、#2主变102、902开关间隔设备有关的继电保护和安全自动装置；
二、系统运行方式： 1、送电前运行方式：经10kVI段母线、10kVII段母线及负荷→10kV母联刀闸9312→10kV母联开关931→10kV I段母线→#1主变→110kV泉电线。 2、送电后运行方式：10kV I段母线及负荷→#1主变→110kV泉电线、10kV II 段母线及负荷→#2主变→110kV泉电线. 3、主变中性点接地运行方式：送电后，核电升压站#1、#2主变110kV侧间隙接地。 三、设备管辖范围划分 1、本次新投产核电光伏全站设备归属九江地调管辖。 四、试运行前的准备工作 彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程已结束，所有需试送电的一、二次设备已按设计要求安装完毕，试验正常，验收合格，通信及自动化调试正常，具备启动条件，现场所有送电设备均在冷备用。 具体要求如下： 1、彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程全部按施工设计图纸和地调下达的整定值通知单安装调试完毕，并且做完带开关的传动试验； 2、现场运行规程、二次安全防护方案及其他相关规程，并已上报审查通过； 3、调度自动化及后台，现场名称及编号已按调度命名修改到位； 4、已完成相关OMS、PMS等系统的设备台账录入； 5、九江地区负荷总加光口省、地调已修改到位； 6、已完成电能量系统的接入工作； 7、已完成通信、自动化联调等相关工作。 五、110kV核电光伏启动试运行前的检查： 1、10kV 母线联络开关、10kV II段开关、母线及PT、避雷器等范围内设备按GB-50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》检查合格。 2、启动试运前申请110kV I、II段母线处于停电状态，拆开母联柜、母联刀闸后盖板，恢复铜牌接线。将110kVII母线与I母、II母与#2主变、#2主变与10kVII母线、10kVII母线与10kVI母线的A、B、C三相分别进行核相，确定相序正确。 3、各集电线保护、母联保护试验正常。各保护装置定值已核对无误。 4、电能计量系统已安装调试完毕； 六、启动试运前系统状态 1、启动前，110kV泉电线、#1主变、10kV I 段母线均处于带电运行状态。 2、110kV母联1311刀闸、#2主变102开关、10kVII段902开关、10kV母联开关931、母联刀闸9312、10kV II段母线、PT、#2SVG929开关处于冷备用状态，具备带电条件； 3、#2变压器保护、故障录波装置、10kV母差、四条集电线路（Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ）、#2站用变、#2SVG无功补偿装置保护定值按定值单要求整定。 七、启动调试程序 110kV核电光伏启动送电工作应在“启动委员会”的统一领导下进行，启动调试的有关系统运行操作和事故处理，由核电光伏值班人员负责。 在主变冲击前： 1、110kV核电光伏#2主变有载调压档位调至1档； 2、110kV核电光伏#2主变保护按现场运行规程投入，地调对#2主变有关的
升压站调试方案完成
目录 一、编制依据及工程概况 0 二、工作范围： (1) 三、施工现场组织机构 (1) 四、调试器具 (1) 五、工期及施工进度计划 (2) 5.1第一阶段：入场及准备工作 (2) 5.2第二阶段：设备试验及保护调试 (2) 六、质量管理 (2) 6.1试验技术管理 (2) 6.2一次设备交接试验 (2) 6.3保护调试及传动 (4) 6.4试验设备、仪表管理 (5) 七、安全管理 (5) 八、安全目标 (6) 九、环境保护及文明施工 (6)
一、编制依据及工程概况 1.1 编制依据 1.1、本工程施工图纸； 1.2、设备技术文件和施工图纸； 1.3、有关工程的协议、合同、文件 1.5、省电力系统继电保护反事故措施2007版； 1.6、高压电气设备绝缘的工频耐压试验电压标准； 1.8、《工程建设标准强制性条文》； 1.9、《110kV~500kV送变电工程质量检验及评定标准》； 1.10、现场情况调查资料； 1.11、设备清册和材料清单； 1.12、电气设备交接试验标准GB50150－2006； 1.13、继电保护和电网安全自动装置检验规程；DL/T995-2006； 1.14、国家和行业现行的规范、规程、标准及实施办法； 1.15、类似工程的施工方案、施工经验和工程总结。 1.2 工程概况 本期一次主要设备有1台主变、110KV户外配电装置 1套、接地变及场用变1台、35kV 开关柜，无功补偿装置1套。 二次设备的屏柜分别布置在生产综合楼二层继保室（1#主变保护柜、110kV线路保护柜、110kV母差保护柜、35kV母差保护柜、DC220V直流电源蓄电池柜、直流充、馈电源柜等）二次综合自动化系统由南瑞继保自动化股份有限公司生产，监控系统配有GPS对时网络系统，分散布置在35kV开关柜上的各单元保护测控装置通过以太网线与布置在35kV 开关柜室分段隔离柜上的交换机相连，交换机再通过光纤与继保室内远动通信柜上的通信接口相连，从而构成整个风电场的微机监控系统。 110kV线路电度表RS485口输出直接接入电量ERTU装置，再由电量ERTU装置与调度数据网接入设备柜通信后将电量远传；直流系统电压220V，容量250AH，可通过RS485与综自系统直接通信，直流及场用变采样量直接接送至公共测控柜的公共测控单元；二次参数的。
光伏电站并网调试方案27288
光伏电站并网调试方案批准 审核 编制
一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地）8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压
和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测 （说明：以下检测，为对光伏并网电站系统并网许可要求，最终结果需由电力部门认可的机构确认）