肥东梁园镇光伏发电项目20MW工程送电方案.pdf-solarbe文库

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肥东县梁园镇 40MW分布式光伏发电项目35KV开关站启动送电措施编制审核批准河北省电力建设第二工程公司调试所二０一五年十一月十二日一、工程概况1.1 系统描述本光伏电站新建 20 台箱变， 1 台 SVG 变压器， 1 台接地变。根据用电需要，本站 35KV 侧一期设 2 个进线回路， 1 个出线回路， 1个 SVG 间隔， 1 个站用变间隔， 1 个母线 PT 间隔， 1 个分段。二期设一个联络柜， 2 个进线间隔，一个母线设备间隔。1.2 主要设备列表1.2.1 箱变生产厂家山东泰开箱变有限公司型号 ZGSII-ZG-1000/35 容量 1000KVA 变比 38.5 ± 2x2.5/0.315-0.315kV 额定电流高压 / 低压 - 低压 15A-916.5A-916.5A 接线组别 Dy11-y11 阻抗电压％ 6.18 1.2.2 35kV 开关柜生产厂家正泰电气额定电压 35kV 额定电流出线回路 1250A 1.2.3 SVG 变压器生产厂家江西人民输变电有限公司型号 SCII-4500/38.5 容量 4500KVA 接线组别 Dy11 1.2.4 接地变压器生产厂家河北博为电气有限公司型号 BWXH-Z35/25A-315/0.4 容量 900KVA 接线组别 Znyn11 1.3 主要保护配置1.3.1 35KV 线路保护；35KV 线路保护配有光纤差动保护、过流保护、过负荷保护、零序电流保护。1.3.2 35KV 母线保护 35KV母线保护配有母线差动保护。二、编制依据电气装置安装工程电气设备交接试验标准 GB50150-2006 继电保护及安全自动装置技术规程 GB/T 14285－ 2006 电力建设施工验收技术规范工程建设标准强制性条文电力工程部分，国家建设部（ 2006 年版）防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国网公司 2000 年版设备厂的产品说明书、设计院设计图及相关技术资料等三、受电应具备的条件3.1 与变电站及厂用电系统受电有关的一、二次设备均应安装调试结束并经验收合格，报告齐全。3.2 变电站及厂用电系统受电领导小组已经成立。3.3 变电站及厂用电系统受电具体方案已经审批完毕，并已向业主汇报，经业主认可。3.4 运行规程、图纸审批完毕。3.5 运行人员经过规程、现场学习当班考试合格，学习、熟悉变电站及厂用电系统受电方案。变电站及厂用电系统受电操作票准备完毕。3.6 安全器具、仪器仪表准备完毕。3.7 设备标识正确、齐全。3.8 35kV 变电站的 NCS系统、五防操作系统已具备投用条件，远控35kV各间隔设备正常，与调度通讯、远动畅通。控制、保护、测量、信号、报警回路正确，符合设计及启动规程要求。3.9 DCS 电气厂用电系统受电相关部分已具备投用条件，与厂用电系统受电有关的开关和刀闸经 DCS操作正确；控制、保护、测量、信号、报警回路正确，符合设计及启动规程要求。3.10 受电系统的土建、门窗、消防管路已完成，并经相关监督部门按程序进行检查后方允许厂用系统带电。3.11 受电部分及周围场地应清理完毕，保证道路畅通，场地清洁，照明充足。3.12 主厂房、变电站的接地系统应完成，接地电阻符合要求。3.13 主体设备的绝缘状态良好，表面清洁。3.14 直流系统、 UPS电源已调试完备，应保证 DCS、 NCS、直流系统交流电源安全可靠。3.15 变电站各间隔所有开关均处于冷备用状态，刀闸应断开。变电站所有备用线路间隔已做好相关隔离措施，防止误操作。3.16 35kV 开关室应全面检查，所有开关应在冷备用状态，母线绝缘合格。3.17 所有临时接地线、短路线应拆除、接地刀闸拉开。临时电源（包括开关直流系统）应可靠。3.18 继电保护定值单下达，继电保护装置的定值与整定通知书相符。3.19 集控室、 35kV及主变、 110kV变电站现场之间的通讯设施齐备、畅通。四、受电前的检查及准备工作投运启动前由启动试运指挥部组织建设单位、监理施工单位、施工单位、调试单位、生产单位有关人员对投运启动设备进行联合检查，发现问题及缺陷要及时整改。主要从以下几方面进行检查。1. 协调联系制度各单位的协调联系制度已建立、落实，相关人员的联系方式已做成通信录公布。2．机电设备安装、检查、试验记录投运范围内所有的机电设备安装、检查、试验记录，均须经参加验收各方签字验收，电气保护整定完毕。3．试运行环境检查3.1 各带电区域地面已清扫干净，无障碍物。3.2 临时孔洞已封堵，电缆沟盖板就位，防火封堵完善。3.3 各部位和通道的正常和事故、应急照明良好。3.4 各部位与指挥机构的通信方式完备；联络、指挥信号正常。3.5 各部位设备的标识已经安装完成并核对正确。3.6 各设备已可靠接地。3.7 与试运行有关的图纸、资料配备完整，相关记录表格已经准备就绪，运行人员已培训后上岗。3.8 运行部位与施工部位已隔离，运行设备和运行部位均有相应的安全标志，设备围栏的接地、警示牌完善。4 太阳光伏组件检查4.1 组件产品完好，每个太阳电池组件上的标志应符合设计要求，组件外观完好无破损划痕，安装螺栓紧固。4.2 组件支架安装稳固、部件齐全符合设计要求，防腐措施到位。4.3 组件互连电缆连接正确，敷设整齐规范，组件支架、组件铝边框和组串间的接地连接可靠。5 汇流箱检查5.1 检查汇流箱外观合格，汇流箱内部直流电缆、通信电缆等接线紧固完整、敷设整齐，标牌标识清晰正确，所有空洞均已封堵完好。5.2 汇流箱接地可靠，线缆铠装层已接地，具有明显的接地标识，设置有相应的避雷器。5.3 汇流箱的防护等级设计应能满足使用环境的要求。5.4 汇流箱直流保险均已取下，输出开关在断位。6 逆变器室及直流防雷配电柜检查6.1 逆变器室内外电缆沟盖板齐全、沟内清洁无杂物，电缆敷设整齐、防火封堵符合设计要求，室内外照明、通风设备安装规范，配电箱各开关标示清晰准确。6.2 逆变器室防雷接地符合设计要求。6.3 直流防雷配电柜接地可靠，并具有明显的接地标识。6.4 直流防雷配电柜内外清洁、接线紧固，电缆标牌齐全，防火封堵完好。6.4 直流防雷配电柜的各直流输入开关在断位，开关标示清晰。7 逆变器检查7.1 逆变器柜内外清洁，柜内接线紧固无松动。7.2 模块安装检查模块应安装牢固，螺丝打紧，地址拨码设置正确，标识和铭牌清晰。7.3 逆变器的直流进线开关和交流输出开关在断位且标示清晰准确。8 变压器检查8.1 一、二次线缆连接应牢固，接线相序正确，无短路。8.2 油位油色正常、接地连接可靠、温度油位等保护报警信号已连接。8.3 箱式变压器的低压侧开关和辅助变压器的刀熔开关在断位，箱变高压侧保险在断位，箱变的高压侧负荷开关在断位，辅助变压器的各负荷开关在断位，开关的标示清晰正确。8.4 变压器各项试验合格，应符合国标 GB50150-2006要求。8.5 高压电力电缆试验合格（见电缆试验报告），符合国标GB50150-2006要求。8.6 开关柜、开关室内高压电气设备交接试验报告合格，应符合国标 GB50150-2006要求。8.7 各电动开关、接地开关应试操作，分合正常。8.8 二次回路传动正确。报警信号、跳闸动作正确可靠。8.9 变压器器身清洁，开关、刀闸分合闸灵活无卡涩，上下口支柱瓷瓶及过压保护、电压互感器、电抗器等接线紧固，设备表面应清洁无破损。9 高压开关柜检查9.1 各开关、接地刀闸机构灵活无卡涩，五防系统功能完善。9.2 一、二次接线紧固，接线相序正确，绝缘良好。9.3 各 35KV刀闸 / 断路器、 35KV高压柜的开关在断位，接地刀闸在断位，高压柜双重编号正确清晰。9.4 保护已整定完毕，各电源开关送电正常。10 监控系统和五防系统检查10.1 监控系统的光缆、跳线、网线、通信电缆已联通。 8.10.2 监控系统的控制功能进行试验，确认各项控制功能准确、可靠。10.3 应对监控系统的显示功能进行检查和试验，确保显示参数正常。10.4 监控系统与保护及安全自动装置、相关一次设备同步投入运行。10.5 监控系统与各子系统通信畅通。10.6 五防系统投入，试运五防解锁、开票功能逻辑正确。五、受电的方法及步骤附一次系统图）受电步骤步序工作内容确认 / 时间1 线路充电试验1.1 按调度指令投入线路保护，并核对、确认保护压板1.2 35KV 线路充电试验，线路冲击三次，由调度下令，对侧站来冲击1.3 线路冲击完成后，检查线路 PT电压步序工作内容确认 / 时间2 35KV 母线受电2.1 再次对 35KV母线及各间隔、出线室进行检查3.2 检查 PT保险良好， 3015 小车推工作位，合上二次开关3.3 合上 376 开关向 35KV母线充电，监视母线充电正常，在 PT 处核相，继保室各二次盘初检查 35KVPT接线正确，相序正确，二次电压正常。共充电 3 次，每次 5 分钟，间隔 3 分钟。3.5 第 3 次充电前将 311、 312、 313、 314、 315 小车开关推至工作位，取下二次插头，断开二次小开关。合上 376 开关。3.6 无误后将 311、 312、 313、 314、 315 小车拉至试验位4 按调度令投入 SVG动态无功补偿装置，进行相量检查4.1 会同厂家检查 SVG一二次回路设备安装完成，接线正确，绝缘合格，由厂家确认具备启动条件；4.2 检查 SVG进线开关 305 在断位，接地刀闸 3050 在断位，综保和 SVG保护正确投入，无异常信号发出。4.3将 305 小车推至工作位，查 SVG10KV开关 / 刀闸在断位，合上 305 断路器对 SVG室外变压器进行充电，步序工作内容确认 / 时间充电 3 次，每次 5 分钟，间隔 5 分钟。4.4 第 3 次充电前合上控制柜直流开关，合上控制柜交流电源、风机电源；由厂家对控制器的参数和与监控后台及 AVC的通讯进行设置和联调 ; 将 SVG控制器的“手动 / 自动”选择开关打至“自动”位， “远程 /就地”选择开关打至“远程”位。4.5 合上 305 断路器 , 在监控画面上监视 SVG各设备状态、参数显示正确，在监控画面上合上动态无功补偿装置的进线开关，合上 SVG投入按钮， SVG投入后各参数显示正确。4.6 在 AVC的监控画面上对 SVG“恒无功输出” “恒功率因数” “恒电压控制” “电压综合控制”的控制方式进行切换 , 对无功输出量进行不同点的试验。4.7 核对 35KV线路光纤差动保护相量，正确报值长4.8 根据调度和值长令，投入 35KV线路光纤差动保护压板4.9 检查 35KV配电室、继保室各二次盘处测电流回路接线正确，相序正确，二次电流正常，根据调度命令停运 SVG SVG进线开关 305 转冷备5 投入接地变步序工作内容确认 / 时间5.1 检查接地变的进线开关 304 在试验位、接地变的进线柜接地刀闸 3040 在断位；5.2 合上接地变的进线开关 304 的控制电源开关，将接地变的进线开关 304 推至工作位，在监控画面上合上 304 开关对接地变压器进行 3 次合闸冲击试验，每次带电 5 分钟，间隔 5 分钟。第三次充电完成后304 开关在合位。5.3 合上消弧线圈的交直流电源，由厂家对参数和通讯进行设置和联调 ; 监控画面显示各设备状态、参数正确。5.4 400V备投切换试验6 集电线路带电6.1 检查集电线路受电区域电缆连接完毕、绝缘合格，设备引线安全距离符合要求，所带箱变电缆头接好，高压负荷开关低压开关均在断位，高低压室柜门关好，无人员工作。测绝缘合格（线路、箱变、低压侧电缆）6.2 查 301 开关在断位、综保投入正确，无异常信号发出，将过流保护定值、时间调至充电保护定值6.3 将 1 集电线路 301 开关摇至工作位，合 301 6.4 1 集电线路第一次充电，充电 5 分钟。步序工作内容确认 / 时间检查线路及箱变高压侧带电是否正常，无误后汇报值长6.5 箱变充电6.6 断 301 开关，摇至实验位合上 1 箱变高压负荷开关，将 301 摇至工作位，合上 301；6.7 检查 1 箱变运行情况，测试低压侧电压、相序无误后报值长运行 3 分钟断 301，拉至实验位6.8 合上 2 箱变高压负荷开关；6.9 将 301 开关推至工作位，合 301 开关6.10 检查 2 箱变运行情况，测试低压侧电压、相序无误后报值长，运行 3 分钟断 301 6.11 充电原则第一次充电空载充线路 5 分钟第二次充线路及第一台箱变 3 分钟第三次充电第一第二台箱变 3 分钟第四次充电第一、二、三台箱变 3 分钟第五次充电停第一台，充二、三、四台箱变 3 分钟以此类推，每台箱变充电三次每次 3 分钟，间隔 3分钟，全部充电完后，最终全部带电步序工作内容确认 / 时间6.12 全部正常后将线路保护定值恢复正常定值7 发电方阵并网检查 1 方阵组件安装完毕，电缆敷设完毕，接线正确，接地良好，各组串支路电压测试正常，在规定范围内；各汇流箱、汇流柜接线完毕通信正常，空开在断位，各支路保险给好；发电方阵验收合格，具备并网条件；检查 1 箱变带电正常，低压侧表计指示正常，无异常信号发出；会同逆变器厂家再次检查逆变器安装正确，接线正确，确认具备上电条件，汇报值长；手动合上 1 箱变低压侧断路器。检查逆变器室检修箱照明配电箱带电正常，检查照明风机运转正常，检查逆变器交流输出开关处带电正常，电动分合箱变低压侧开关正常。合每个汇流箱出口断路器送至逆变器直流配电柜进线处，此时在进线处测量直流电压是否在规定范围内。合 1 逆变器交流开关，合 1 逆变器直流配电柜各进线开关，合 1 逆变器直流开关。由厂家启动 1 逆变器并网，等待逆变器判断，五分步序工作内容确认 / 时间钟左右并网成功。进行逆变器各项调试试验，全部调试完成后进入试运行。检查关口计量表计、箱变、开关柜各计量装置显示正常。其他逆变器并网过程同 51 逆变器。8 母差向量检查8.1 所有逆变并网后检查母线保护电流向量，正确投入差动保护压板六、验收标准在受电及冲击试验时， PT 二次回路不短路，电压正常，相序正确。CT回路不开路，电流正常，相量正确。各开关、刀闸远方、就地操作灵活，动作正常。故障时，开关能及时动作。所有监视表计显示正确。所有继电保护、自动装置、通讯、远动、调度自动化等二次设备工作正常。一次设备绝缘良好，受电一次成功。七、环境及健康安全7.1 环境因素识别评价识别环境管理体系覆盖范围内的活动、产品和服务中能够控制的、或能够对其施加影响的环境因素，并确定重要环境因素，以便进行管理、控制和更新。识别和评价的结果见项目部环境因素识别评价表。7.2 危险源辨识评价充分识别所有进入工作场所人员的活动、工作场所设施的危险源，并对其进行风险评价和风险控制。识别和评价的结果见项目部危险源辨识评价表及不可容许风险清单。7.3 危险点分析及预防措施通过对单体调试和分系统调试过程中存在的危险源进行风险评价，确定了以下几个重要的危险点，并提出相应的预防措施进行风险控制危险点预防措施措施实施火灾1、各配电室配备足够的适合扑灭电气火灾的消防器材。2、检查各配电室排烟机应能可靠随时投运。3、各配电室参加受电人员应会正确使用消防器材。4、一旦发生火灾，指挥人员应首先命令 LED操作人员发出跳电源开关指令。触电1、工作人员应严格按照安规规定穿戴必要的防护用品。2、工作以前应测量设备绝缘，一次工作时挂好接地线。3、停电作业，若确实需要带电作业时，方案另报。在已带电设备上，停电作业也要执危险点预防措施措施实施行电业安全工作规程，执行“两票三制” 。变压器在受电时损坏1、认真执行交接试验规程。2、对 110kV 及以上电压等级变压器投产前应做绕组变形试验。3、 220kV及以上电压等级和 120MVA及以上容量的变压器在新安装时必须进行现场局部放电试验。4、投产前应取油样做色谱试验。5、变压器冲击试验时，变压器现场必须有专人监护。PT二次短路1、按照设计图纸认真做好查线工作。2、测量二次回路直阻。3、设备投运前，模拟通电试验是发现二次回路缺陷和差错的一项行之有效的方法。4、进行模拟通电检查前，必须取下互感器一次侧保险，防止一次侧感应电压和倒送电。5、做好保护屏柜的隔离措施，防止工作人员触电。CT二次开路1、按照图纸认真做好查线工作。2、测量二次回路直阻。3、设备投运前，模拟通电试验是发现二次回路缺陷和差错的一项行之有效的方法。4、检查二次电流最好用钳型电流表进行，危险点预防措施措施实施防止试验人员触电和损坏试验仪表。八、安全文明生产措施8.1 安装作业人员撤离工作现场，开关室、厂用电室等受电设备的区段门锁齐全，投运设备悬挂标示牌、警示牌。带电部分的对地安全距离符合安规要求。8.2 消防设施齐全，各开关室配有灭火器，受电期间启备变现场加设临时消防设备。8.3 受电设备应有系统接线图并应按图标号清晰。8.4 受电的高压设备应设有遮拦并悬挂警告牌或标示牌，各开关室应有门锁。8.5 参加升压站及厂用电系统受电的有关人员应熟悉受电系统和设备的运行规程，认真学习本措施，服从统一指挥。8.6 受电前必须对升压站、启备变、 35kV 开关室做好一次、二次的安全隔离工作。8.7 受电前对所有工作人员进行交底，无关人员严禁进入作业区。8.8 严格执行操作票及操作票监护制度，监护人员必须熟悉所操作的系统和任务。8.9 认真进行受电前的检查工作，凡危及人身及设备安全的隐患、缺陷必须消除后方可受电。8.10 受电设备附近要设专人监护，发现异常情况要及时汇报，紧急情况应先处理后汇报。8.11 参与人员要明确分工，服从指挥，各负其责。8.12 一次设备操作人员要带绝缘手套，穿绝缘鞋，配戴必须的安全防护用品。