500kV山花甲乙线及500千伏贤令山变电站配电装置启动方案批准: （广东电网）批准: （超高压）总调审核:广东中调审核:清远供电局审核:超高压广州局审核:编写: 余昌洪广东省输变电工程公司广东清远供电局超高压广州局二○○八年六月二十日500kV山花甲乙线及500千伏贤令山变电站配电装置启动方案一、工程概况1.新建500kV贤令山变电站位于清远市阳山县境内。

本站500kV部分为3/2接线方式，共建4串设备间隔，其中第三串为完整串，第二串、第五串、第六串为不完整串。

本期工程配置1台750MVA主变。

220kV母线为双母线接线方式，本站为一、二期工程同时一次施工建成。

建4回500kV线路，至桂林站2回、至花都站2回；本站一次配电装置为敞开式设备；220kV 建6回线路，螺阳电厂1回、安峰1回、连州电厂2回、阳山2回；35kV一、二期共建3组并联电抗器。

2.贤令山站本期一次部分，#2主变为广州伊林变压器有限公司设备，型号为ODFS10-250000/500自耦单相无励磁调压电力变压器，500kV第三串联络5032断路器为北京ABB公司设备，型号为HPL550TB2 SF6断路器，第三串5031、5033、第五串5051、5053、第六串5061、5063断路器为苏州AREVA 高压电气开关有限公司设备，型号为GL317X SF6断路器，隔离开关为抗州西门子公司设备，27台上海MWB的SAS550型电流互感器、17台桂林电力电容器厂的TYD500/√3-0.05H型电容式电压互感器、17台抚瓷的Y20W1-444/1063W氧化锌避雷器。

3.贤令山站35kV部分：断路器为抗州西门子公司弹簧操作机构SF6开关，型号为3AP1-FG-72.5，隔离开关为抚顺高岳公司设备，CT、PT为江苏精科互感器公司SF6电流、电压互感器，并联补偿电抗器为上海MWB公司设备，型号为BKDGKL-20000/35。

4.花都站500kV山花甲乙线设备：500kV山花甲乙线各装1组特变电工沈阳变压器公司生产的BKD-40000/550型高压并联电抗器， 1个不完整串HGIS（日本三菱电器公司制造），1组阿海法公司的SPOLT-550/4000型隔离开关，3台西安西电公司的TYD550/√3-0.005H型电容式电压互感器、3台南阳金冠电气有限公司的Y20W1-444/1050W氧化锌避雷器。

5.贤令山变电站500kV二次部分主要设备有：500kV山花甲、乙线主一保护为国电南自公司双通道光纤分相PSL603GW电流差动保护和SSR530AW双通道远跳过电压保护屏，主二保护为国电南瑞继保公司的RCS-902CDSFF光纡分相距离保护和RCS-925AFF双通道远跳过电压保护；全站500kV断路器保护为国电南瑞继保公司RCS-921A断路器保护；500kV母差保护为双配置，保护为深圳南瑞BP-2B微机母线差动保护;#2主变保护为二套国电南瑞继保公司RCS-978保护,非电量保护为RCS-974;35kV电抗器保护为国电南自PST693保护。

6.花都站500kV山花甲乙线二次部分主要设备有：线路第一套保护为国电南自微机保护，主一为PSL603GW，辅助保护为SSR530AW，使用复用光纤通道；线路第二套保护为南瑞继保微机保护，主二为RCS902CDFF，辅助保护为RCS925AMM，使用复用光纤通道；开关保护为PSL-632。

7.500kV山花甲乙线输电线路导线型号4×JL/LB20A-400/35，全线路长度132千米。

二、启动调试范围：1.500kV山花甲、乙线两侧开关及其附属设备。

2.花都站500kV第八串5082、5083开关，第九串5092、5093开关相关的一二次设备及监控系统、通信系统。

3.贤令山站500kV#1M、#2M母线、第三串5033开关，第五串5051、5053开关，第六串5061、5063开关相关的一二次设备及监控系统、通信系统。

4.贤令山站#2主变、35kV#2M母线设备及电抗器、站用电设备，以及相关的一二次设备、监控系统。

三、计划启动日期本次整套启动试验日期具体以南网总调批复的启动投运时间为准。

四、启动的组织机构启动过程中组织机构关系及职责分工如下：1.启委会：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。

2.启动调试总指挥：根据启委会的授权，由启动试运指挥组组长或副组长担任，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。

3.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。

4.启动操作指挥：由启动试运指挥组中具有调度或运行操作经验的成员担任，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，协助启动调试总指挥处理启动范围内设备的异常与事故。

5.调试试验指挥：由启动试运指挥组下设系统调试组组长担任，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，向启动调试总指挥汇报调试、试验的有关情况。

6.运行值长：在启动操作指挥的指挥下，负责启动过程中本厂（站）的运行与操作的组织、指挥，及时向启动操作指挥汇报本厂设备运行与操作有关情况。

7.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。

本次启动现场启动调试总指挥：××，联系电话：……。

五、启动必备条件启动试验前500kV山花甲乙线线路、500kV贤令山站、500kV花都站满足《中国南方电网电力调度管理规程》中条目“14.1.3”的规定，并且，满足以下各项工作要求：1.输电线路两侧经过一次核相工作，其相序正确。

2.所有待投运设备的主变分接头、CT变比、同期装置、保护定值按定值通知单要求整定完毕，压板投退符合投运要求，保护完成了整组传动试验。

六、启动试验项目1．花都站用500kV1M母线对第八串5082开关及山花甲线线路充电。

2．贤令山站用5061、5063开关对500kV 1M、2M母线充电，并进行核相。

3．贤令山站用5051开关对山花乙线充电及花都站山花乙线开关间隔充电。

4．花都站砚花乙线分别与山花甲线、山花乙线核相。

5．花都站用500kV1M母线对第九串5092开关及山花乙线线路充电。

6．贤令山站用5051开关对山花乙线充电。

7．花都站砚花乙线分别与山花甲线、山花乙线核相。

8．贤令站用5033开关对#2主变、35kV2M母线设备充电及带负荷测试。

9．贤令山站500kV山花甲乙线带#2主变负荷运行，贤令山站对500kV断路器保护、线路保护、母线保护带负荷和极性检验。

10．花都站500kV山花甲乙线对线路保护、母差保护等带负荷和极性检验。

七、启动前有关变电站运行方式（一）花都站：1.500kV山花甲乙线线路在冷备用状态，线路高抗在接入状态，5083DK1刀闸、5093DK1刀闸在合闸位置，5083DK17地刀、5093DK17地刀在分闸位置。

2.500kV第八串5082、5083开关在冷备用状态、第九串5092、5093开关在冷备用状态。

3.500kV第一串50111、50122刀闸在断开位置，作为本次不参与启动的#2主变与带电系统间的隔离点，必须保持有足够的安全距离，同时做好防止上述刀闸误合的措施。

4.500kV#1、2M母线、500kV第一、二、三、六、七串开关在正常运行状态，500kV曲花甲乙线、北花甲乙线、花博甲乙线、砚花甲乙线在正常运行状态。

5.待启动范围内所有地刀已拉开、所有临时接地措施已拆除。

启动前花都站值班员应确认上述设备在规定状态。

（二）贤令山站：6.500kV山花甲、乙线线路在冷备用状态。

7.500kV第五串5051、5053开关在冷备用状态、第六串5061、5063开关在冷备用状态。

8.＃2主变本体及三侧设备均在冷备用状态。

9.500kV#1、2M母线在冷备用状态。

10.500kV第二串50211、50232刀闸在断开位置，500kV第三串50311、50322刀闸在断开位置，作为本次不参与启动部分与带电系统间的隔离点，必须保持有足够的安全距离，同时做好防止上述刀闸误合的措施。

11.由于本次#2变中及220kV母线设备暂不启动，故要求现场确认#2变中2202开关、22021、22022、22024刀闸在分闸位置，并保持有足够的安全距离，同时做好防止上述刀闸误合的措施。

12.待启动范围内所有地刀已拉开、所有临时接地措施已拆除。

启动前贤令山站值班员应确认上述设备在规定位置。

八、继电保护临时措施在所有待启动范围内所有控制、保护、故障录波装置、保护故障信息系统已按南网总调下发的正式定值单整定完毕，正常投入的基础上，执行以下保护临时措施：（一）、花都站1.投入第七串5071开关保护相过流Ⅰ、Ⅱ段，并将过流Ⅰ段定值改为1A/0.05s，过流Ⅱ段定值改为0.5A/0.1s；2.投入第八串5082、5083开关、第九串5092、5093开关保护相过流Ⅰ、Ⅱ段，并将过流Ⅰ段定值改为1A/0.05s，过流Ⅱ段定值改为0.5A/0.1s；3.将500kV山花甲线、山花乙线主一保护、主二保护的接地距离Ⅱ段、相间距离Ⅱ段、零序II段延时改为0.1秒，主一保护零序II段方向取消（区外故障线路保护可能动作跳闸）。

4.退出5082、5083、5092、5093开关重合闸。

5.将5032开关重合闸改为“单重先合”，5031、5033开关重合闸改为“单重后合”。

6.控制5071、5082、5083、5092、5093开关潮流不超过1600MW。

（二）、贤令山站1.投入500kV第三串5033、第五串5051、5053、第六串5061、5063开关保护RCS-921A的充电保护，并将过流Ⅰ段定值改为1A/0.05s，过流Ⅱ段定值改为0.5A/0.1s；2.将500kV山花甲线、山花乙线主一保护、主二保护的接地距离Ⅱ段、相间距离Ⅱ段、零序II段延时改为0.1秒，主一保护零序II段方向取消（区外故障线路保护可能动作跳闸），主二保护投入弱馈。

3.退出5051、5053、5061、5063开关重合闸。

4.按继保定值单要求投入＃2主变所有保护，退出所有零序保护及过流保护方向；34.5千伏过流保护切变低开关时间改为0.2秒，220千伏侧相过流定值由1.3A、0.5秒；500kV侧阻抗保护和接地阻抗保护Ⅱ段时间定值改为0.3秒，投入主变故障录波器。