广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局签证页）批准：审核：专业审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局输电部签证页）批准：审核：专业审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局变电部签证页）批准：审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（阳江供电局计划建设部签证页）批准：审核：编写：广东电网阳江供电局110kV港口输变电工程启动方案（施工队签证页）批准：审核：专业审核：编写：目录一、工程概述 (2)二、计划启动时间 (3)三、调度命名与调度编号 (3)四、设备启动范围及主要设备参数 (3)五、启动前的准备工作 (4)六、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态 (7)七、设备启动操作顺序纲要 (9)八、启动操作步骤 (9)九、附件 (14)110千伏港口输变电工程启动方案一、工程概述1.110kV港口变电站站址位于阳江市江城区平冈镇。

2.本期在220kV漠南站扩建2个110kV出线间隔，在港口站新建容量为40MVA的双绕组有载调压变压器2台，新建10kV出线开关间隔24个，新建电容器4×4000kVar，新建站用变、接地变各两台；110kV母线结构采用单母线分段接线方式，10kV母线结构采用单母线分段接线方式（#2主变10kV侧采用双臂接线方式，2AM与2BM临时跳通，待上#3主变时解开），均设分段开关。

3.新建110kV输电线路2回，同塔双回接入220kV漠南站。

220kV漠南站110kV漠港甲线开关间隔接入原110kV漠平线开关间隔， 110kV漠平线改接新建开关间隔。

4.主变采用中山ABB变压器厂生产的40MVA三相油浸有载调压双卷变压器，110kV开关采用北京ABB公司生产的LTB145D1/B型SF6支柱式断路器，110kV隔离开关采用北京ABB公司生产的水平单断口隔离开关，10kV开关柜采用KYN-48型中置式手车式开关柜，10kV电容采用分散式电容。

5.全站保护除110kV漠港甲线保护采用国电南自PSL621D型保护，其余均采用南京南瑞的保护，110kV分段开关保护型号：RCS-923A；主变保护：差动保护型号RCS-9671C,非电量保护型号RCS-9661C，后备保护型号RCS-9681C；110kV漠港乙线保护型号：RCS-943A；110kV备自投型号：RCS-9651C；电容器保护型号：RCS-9631C；10kV出线及分段保护型号：RCS-9611C；站用变、接地变保护型号：RCS-9621C。

6.本工程项目建设单位为阳江供电局，设计单位为阳江市凯源电力设计有限公司，监理单位为阳江市建设监理有限公司，施工单位为阳江市粤能电力安装工程有限公司。

工程安装、调试完毕并经验收、质监签证，具备受电条件。

二、计划启动时间2010年12月 30 日三、调度命名与调度编号1.座落在阳江市江城区平冈镇即将投产运行的新变电站调度命名为110kV港口变电站。

2.由220kV漠南站至110kV港口站的2回110kV输电线路调度命名分别为110kV漠港甲线、漠港乙线，调度编号分别为1212、1213。

3.110kV港口站的2台主变压器调度命名分别为#1主变、#2主变，#1主变两侧开关调度编号为1101、501，#2主变两侧开关调度编号为1102、502A、502B。

4.其余的电气设备编号见附图。

四、设备启动范围及主要设备参数1.110kV漠港甲线、漠港乙线及两侧开关间隔。

导线型号JL/LB20A-400/35，全长10.697千米。

2.110千伏1M、2M、分段开关间隔及其附属设备。

3.#1、#2主变及两侧开关间隔。

4.10kV1M、2M、分段开关间隔及其附属设备。

5.#1、#2接地变，#1、#2站用变，#1、#2、#3、#4电容器组，F01－F24开关间隔。

6.110kV备自投装置。

7.10kV备自投装置。

8.上述设备对应的二次保护及自动化系统。

五、启动前的准备工作1.本次投产的新设备按国家《电气装置安装工程施工及验收规范》要求安装完毕，试验数据全部交接验收标准要求，安装设备的出厂资料、图纸及试验报告齐全，并经质检验收签证，具备投运条件。

2.启动范围内场地平整、通道畅通、电缆盖板齐全，临时工棚、脚手架、接地线已拆除。

3.待投运线路工作全部结束，输电线路参数测试完毕，绝缘合格，相序核对正确并有正式书面报告。

标示牌全部齐备。

已对沿线有关单位、居民发出“线路送电，禁止攀爬”告示。

4.待投运的110千伏线路光纤保护对调工作完成，线路的保护通道符合投运要求。

5.确认一二次设备的调度命名及调度编号已按有关规定要求在现场准确清晰标示并与计算机监控/主控室模拟图相符。

6.所有待投运设备的保护定值按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。

保护完成整组传动试验，保护工作正常，传动开关正常；所有待启动回路的电流互感器已做一次通流试验，确认除极性外回路正常，可以真实反应一次电流值。

7.电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵，门窗防止小动物进入的措施完善。

8.站内配备足够的消防设施及绝缘用具，主变消防系统能正常运行。

9.设备外壳接地均良好、地网接地电阻试验合格，待启动设备的油位、气体压力正常。

10.新投产的所有设备遥信、遥测、远动信息正常传送地调。

11.#1、#2主变本体及各运作系统状态良好，调压开关抽头置 9 档，电压 110 千伏位置。

12.启动前，安装调试人员把新设备的安装情况向值班人员交底。

值班人员按启动方案要求写好操作票，并在模拟图版上预演一次，以确保操作正确无误。

13.启动前一天，核对新设备的继电保护定值及压板投入、退出与保护定值通知单要求相符，校对无误。

14.记录避雷器放电记录器的动作底数。

15.记录电度表底数，并报相应部门备案。

16.启动当天，线路施工单位对待投产线路进行摇测绝缘并进行核相。

结果应符合启动要求。

17.启动当天测试所有待投产设备的绝缘电阻符合投运要求。

18.风险分析及控制措施19.操作要求（1）启动前操作人员应熟悉启动方案的操作项目，准备好操作票，并配置专职的监护人员。

操作时由现场调度进行逐项下令，操作人员接到现场调度的下令后，应严格按照启动方案的要求进行操作。

（2）启动期间对设备进行测试的工作人员，工作前应做好风险分析，防止进行设备测试时发生人身安全事故、影响设备运行的事故。

20.问题处理要求（1）启动期间，操作人员或工作人员发现设备存在异常或风险，应立即停止操作，报告现场指挥。

由现场指挥确认设备无异常或发现的缺陷不影响启动或辨识风险可控后，可继续操作；如设备确实存在影响启动的缺陷或辨识出的风险的控制措施不充分，则由现场指挥组织会审，安排进行处理，处理完毕并经验收组检查合格后，可继续启动操作。

（2）启动期间，若因设备突发缺陷、运行方式等引起变化，出现原启动方案不符合的情况，应立即停止启动，报告现场指挥。

由现场指挥按照启动方案审批流程执行方案的变更审核，审核后的方案作为现场继续执行的依据,方案变更后重新填写审核启动操作票。

21.应急要求（1）启动现场应具备紧急联系电话表，相关的通信设备应保持畅通。

（2）启动前应根据当前运行方式，考虑当设备出现异常时，紧急断开启动电源的操作方式。

（3）启动现场应保持紧急疏散通道的畅通。

（4）启动前工作人员应熟悉设备操作电源的位置，当需要切断设备操作电源时应能及时执行。

（5）对于故障后可能发生火灾的设备，启动前应准备好消防器具、防护用具，工作人员应熟悉消防器具、防护用具的正确使用。

（6）设备受电时所有人员应远离设备。

22.启动过程测试记录的保存（1）启动过程的测试检查记录需经安装单位测试人员、验收组审核人员签名确认正确，并交启动组备案。

（2）变电站值班员应将测试检查记录填写在《新设备投运测试、检查交接记录》中。

23.启动当天，负责设备操作任务的人员为变电站值班人员，操作第一监护人为工程基建单位人员，操作第二监护人为变电站值班人员。

以上各项检查合格后，由各小组负责人向启动委员汇报，经启动委员会批准方可进行启动。

24.以上各项检查合格后，由各小组负责人向启动委员会汇报，经启动委员会批准方可进行启动。

六、启动前有关变电站一、二次设备的运行状态（一）220kV漠南站1.将110kV 2M母线上的所有运行设备全部倒至110kV 1M母线运行，110kV 2M母线及110kV母联1012开关热备用，112PT刀闸在合闸位置，二次空气开关及熔断器合上。

2.投入110kV母联1012开关过流保护，相电流一段1600安、零序过流一段 600 安、时间 0.2 秒，相电流二段 800安、零序过流二段240安、时间 0.6 秒。

（母联保护PSL623C无充电保护功能）3.110kV漠港甲线开关及线路在冷备用状态，1212、12121、12122、12124、1212B0、1212C0、121240在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，零序保护方向退出，距离二段和零序二、三段时间改为0.2 秒，停用重合闸。

4.110kV漠港乙线开关及线路在冷备用状态，1213、12131、12132、12134、1213B0、1213C0、121340在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，零序保护方向退出，距离二段和零序二、三段段时间改为 0.2 秒，停用重合闸。

5.其它设备按正常运行方式。

启动前漠南站值班员应确认上述一、二次设备在规定位置。

（二）110kV港口站1.110kV漠港甲线开关及线路在冷备用状态，1212、12121、12124、1212B0、1212C0、121240在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，零序保护方向退出，距离二段和零序二、三段段时间改为 0.2 秒，停用重合闸。

2.110kV漠港乙线开关及线路在冷备用状态，1213、12132、12134、1213B0、1213C0、121340在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，零序保护方向退出，停用重合闸。

3.110kV 1M、2M及111PT、112PT在冷备用状态，1012、10121、10122、101210、101220、111PT、111PT0、111甲00、112PT、112PT0、112甲00在分闸位置。

4.#1主变及两侧开关在冷备用状态，1101、11011、11014、1101B0、1101C0、110140、111000、501在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，高、低后备保护复压闭锁退出，时限改为 0.2 秒。

5.#2主变及两侧开关在冷备用状态，1102、11022、11024、1102B0、1102C0、110240、112000、502A、502B在分闸位置，保护按继保定值通知单要求投入，高、低后备保护复压闭锁退出，时限改为 0.2 秒。