光伏电站启动大纲.pdf

**** 光伏电站（ 49.5MWp）投 运 方 案批准复审初审编制**** **** 年 10 月 23 日**** 光伏电站（ 49.5MWp ）投运方案一、 投 运范围1、 110kV 科源线及两侧断路器，全长 18 千米，导线型号LGJ-300/25 2、 1 号主变及两侧断路器参数 1 号主变型号 SSZ11-50000/110 额定容量 50000kVA 高压侧额定电压 115 8 1.25kV 中压侧额定电压 38.5 2 2.5kV 接线组别 Yn,yn0,d11 短路阻抗 10.5 空载电流 0.11 空载损耗 32.99kW 负载损耗 204.2kW 3、 **** 光伏电站 110kV母线及其所属设备。4、 **** 光伏电站 35kV 母线及其所属设备。5、 **** 光伏电站所属调度调管设备，阵列区 35kV 箱式变压器50 台、逆变器 100 台。二、投运准备工作1、投运组织机构工作人员分三大组第一组指挥协调组 第二组接令组 接令员） 、 （后台监控员）第三组操作组 （主操手） 、 （安全员）2、所需工器具 验电器、相序表、万用表、钳形电流表、兆欧表、 35kV 手车手柄、 35kV 接地刀手柄、户外隔离开关操作手柄、接地线、绝缘手套、对讲机 4 部。三、投运前必须完成的工作1、仔细检查所有高压开关柜、 SVG、箱变、逆变器的连线，确保连线正确、规范，柜内无杂物、 CT 二次端子无开路，检查确认后关好柜门并挂锁。2、检查所有高压开关柜手车开关均在“试验”位置，断路器在“断开”位置。投运前确认所有开关、刀闸、地刀均在断开位置。3、 110kV、 35kV 母线电压互感器在“试验”位置。所有接地刀闸位于分闸位置。 35kV站用变低压侧断路器位于分闸位置， SVG侧断路器位于分闸位置；确认站内所有新投运设备均在冷备用状态。4、 站内所有箱变 35kV高压负荷开关位于分闸位置， 接地刀位于分闸位置， 站内箱变低压侧开关位于分闸位置， 箱变二次空开位于分闸位置。5、确认所有逆变器的输入、输出断路器处于断开状态。6、所有监控及保护装置在运行状态，确认保护、仪表、自动装置 CT二次端子无开路。7、 110kV 系统、 35kV 母线及站内所有电缆已核相且试验正确。“四遥”信号已正确上传至调度并核对正确。8、源泰变 110kV 变电站本期所有拟投设备命名标识牌已挂好，一次设备接线相序正确无误， “四遥”信号已正确上传至调度并核对正确。9、核对所有保护整定值与调度下发定值单一致，核对记录要完整， 调试核对人、 运行核对人双方签字， 有打印机时打出后双方签字，做好记录。 （核对人员贾红兴）10、将竣工图纸、所有继电保护定值单、区调设备命名文件、一次系统图、运行规程、投运方案等资料准备齐全。11、投运前，清理 SVG变压器护栏内的杂物，所有人员退出护栏外，闭锁护栏；清退方阵区内的闲杂人员（第三组） 。四、调度联系1、 在投运前一工作日 11 点前， **** 光伏电站向兰州供电公司调控中心提交 **** 光伏电站投运申请（第二组） 。2、按照投运方案，严格执行调度指令，完成对 110kV 科源线、110kV母线和本站 35kV母线的充电和带电操作（第二组） 。3、向调度申请对 **** 光伏电站内的线路和箱变充电（第二组） 。五、投运时间预计于 **** 年 月 日 时 分开始投运。六、投运步骤（一） 、 110kV科源线及 110kV 母线充电 （第三组）1、检查 110kV科源线断路器及线路处于冷备用状态。2、检查 1 主变高压侧断路器 1101 开关确已断开，检查 **** 光伏电站设备均处于冷备用状态， 所有拟投设备保护按定值单整定， 并与调度员核对无误投入运行。3、检查 110kV 科源线 1111-甲丁、 1111- 丙丁、 1111-丙丁 1 接地刀闸确已断开。4、检查 110kV母线 PT上的接地刀闸 PT丁、母线丁确已断开。5、检查站内 1 主变高压侧接地刀闸 1101- 甲丁、 1101-丙丁、1101-丙丁 1 确已断开。6、将 110kV母线 PT转运行。7、确认 110kV母线差动保护退出。8、将科源线 110 kV 断路器 1111 由备用转运行，对科源线进行充电，带电 15 分钟，检查线路运行正常，断开 1111 断路器。9、间隔 10 分钟后，合上 110 kV 1111 断路器，对科源线进行第二、三次充电，每次带电 10 分钟，间隔 10 分钟。第三次充电正常后不断开 110 kV 1111 断路器。10、 现场检查并记录母线保护差流。（二） 、对主变及 35kV 母线充电1、检查 35kV断路器 3501（ 1 主变 35kV 侧开关） 、 3511（ 1 号进线开关） 、 3512（ 2 号进线开关） 、 3513（ SVG开关） 3551（站用变开关）确已断开。2、申请调度合上 1 号主变中性点刀闸。3、检查 1 号主变所有保护均投入正常，有载调压分接开关位置正确，在 9 档。4、将 35kV母线 PT转运行。5、确认 35kV 母线差动保护退出，投入 35kV母联充电保护。6、 将 1 号主变 1101 断路器由备用转运行， 对 1 号主变进行 5 次充电，第一次充电带电时间不少于 15 分钟，进行外部检查，以后每次带电时间不少于 10 分钟，间隔 10 分钟，最后一次充电结束后，不断开 1101 断路器。7、将 3501 断路器转运行，对 35kV母线进行充电，充电三次每次充电时间不少于 10 分钟。间隔 10 分钟，最后一次充电结束后，不断开 3501 断路器。8、 调整 1 号主变有载调压分接开关， 检查 35kV 母线电压变化是否正常，注意调整分接开关档位时，严禁主变低压侧过电压，最后将1 号主变有载分接开关调至 9 档。9、申请调度断开 1 号主变中性点刀闸。10、现场检查并记录母线保护差流。11、由调试单位进行 110kV、 35kV母差六角图测试，正确后汇报调度，申请退出 110kV、 35kV母线充电保护，投入 110kV、 35kV 母线差动保护。（三）、对站用变进行充电（第三组）1 、检查 1 站用变 3551- 丁接地刀闸确已断开；2、检查 1 站用变内隔离刀闸，确认在合位；3、检查 1 站用变低压侧断路器，确认在分位；4 、检查 1 站用变所有保护均投入正常。5 、将 3551 断路器冷备用转运行，对 1 站用变进行充电。对 1站用变充电三次每次充电带电时间不少于 10 分钟， 间隔 10 分钟。 检查 1 站用变运行正常后，断开 3551 断路器。（四） 、对 SVG成套装置充电 （第三组）1 、检查 1SVG 3513-丁、 SVG变压器 - 甲接地刀闸确已断开。2 、将 3513 开关转入“热备用”状态。3 、将 3513 断路器由“热备用”转“运行“且充电 3 次，每次间隔 10 分钟； （如有异常，必须立即断开开关，停电间隔不少于 10分钟） ，密切观察变压器运行状态。4 、拉开 3513 开关。5 、合上 3513 开关，利用变压器对 SVG充电 10 分钟，正常后拉开 3513 开关。（五） 、对光伏进线 3511 开关、线路及相关设备充电（第三组） 1、将 3511 开关转入“热备用”状态。2、合上 3511 开关对 1 号进线线路充电 3 次，每次 10 分钟，正常后拉开 3511 开关，停电间隔每次不少于 10 分钟。3、 合上 1 箱变高压侧负荷开关， 合上 3511 开关对 1箱变充电，充电 3 次，每次 10 分钟，密切观察 1 箱变运行状态。4、利用光伏电池组件方阵对逆变器的直流侧进行充电，一个逆变单元全投其所带电池组件方阵。5、利用 1 箱变低压侧断路器对逆变器充电 10 分钟，正常后断开逆变器所有开关和箱变高、低压侧开关，拉开 3511 开关。参照上述步骤 3-5 对 1-16、 22、 23、 29、 30、 31、 37、47、 48、 49 箱变和逆变器依次进行充电。（六） 、对光伏进线 3512 开关、线路及相关设备充电（第三组） 1、将 3512 开关转入“热备用”状态。2、合上 3512 开关对 2 号进线线路充电 3 次，每次 10 分钟，正常后拉开 3512 开关，停电间隔每次不少于 10 分钟。3、 合上 箱变高压侧负荷开关， 合上 3512 开关对 26箱变充电 3次，每次 10 分钟，密切观察 11 箱变运行状态。4、利用光伏电池组件方阵对逆变器的直流侧进行充电，一个逆变单元全投其所带电池组件方阵。5、利用 26 箱变低压侧断路器对逆变器充电 10 分钟，正常后断开逆变器所有开关和箱变高、低压侧开关，拉开 3512 开关。参照上述步骤 3-5 对 17-21、 24、 25、 26、 27、 28、 32-36、38-42、 43-46 箱变和逆变器依次进行充电。待 50 台箱变充电完毕，检查保护定值是否合适。（七） 、向兰州地调汇报充电情况，申请站内线路和设备带电。 （第二组）1、 **** 光伏电站启动投运结束 , 进行 24小时试运行 , 正常后将110kV科源线及 35 kV 母线所属设备及站内变电设备归调。2、合上 3513 开关，使 1 SVG成套装置带电。 （第三组）七、注意事项1、在投运过程中，一旦出现异常情况，必须立即停止投运，查清原因。2、 **** 光伏电站试运行 24 小时正常后，按调度要求投、退重合闸。3、本方案若与现场实际存在不符之处，应立即停止一切工作，等问题解决后方可继续进行。4 、从工程启动开始无故障连续并网运行时间应不少于光伏组件接收总辐射量累计达 60kW h∕㎡的时间 , 并应进行详细记录。附图 **** 光伏电站主接线图。