城区供电集控中心中控室工程。
110kv高观线增容改造工程。
110kv江北变电站主变压器增容改造(一期)工程。
电气启动试运方案。
重庆三峡水利电力建设****。
二○一五年五月。
批准。审核。
编制: 任运华
城区供电集控中心中控室工程。
110kv高观线增容改造工程。
110kv江北变电站主变压器增容改造(一期)工程。
电气启动试运方案。
启动验收委员会主任委员:廖结富。
工程验收检查组组长:刘金权
启动试运指挥组组长:田忠奎。
施工单位负责人:姜勤(130***
江北变电站与调度唯一联系人:汪全伟(138***
五桥变电站与调度唯一联系人:宋绍勇(136***
110kv五江二回线路与调度唯一联系人:周德清。
110kv 江太线与相江线线路工作与调度唯一联系人:刘涛。
110kv 江清线与五江线线路工作与调度唯一联系人:刘涛。
调度室联系**:7(内部**(传真)
江北变电站联系**:2235(内部**
五桥变电站联系**:2193(内部**
清泉变电站联系**:2196(内部**
太白变电站联系**:2237(内部**
一、验收工作计划。
1. 5月23日开展第一阶段启动验收检查;
2. 5月28日开展第二阶段启动验收检查。
第一阶段、第二阶段启动验收范围详见《关于成立110kv江北变电站主变压器增容改造(一期)等工程启动验收委员会的通知》。
二。 启动试运工作计划。
2.1 5月25日启动试运工作计划。
1. 江北变电站直流电源系统、后台监控系统、通讯系统、远动通信系统启动试运。
2. 江北站110kv五江二回126间隔与五桥站110kv五江二回124间隔光差保护联合调试,整组传动试验。
3. 五桥变电站110kv五江二回124间隔及110kv五江二回线路启动试运。
4. 江北变电站110kv五江二回126间隔、110kvⅰ母、110kvⅱ母、110kv母联110间隔、110kv旁母启动试运。
5.江北变电站110kv高观线123间隔启动试运,110kv高观线线路与江北变电站110kvⅰ母、110kvⅱ母、110kv旁母核相。
2.2 5月26日启动试运工作计划。
1. 解开江北站构架上110kv相江线与江太线的连接,恢复原110kv相江线kv江太线122间隔接线。
2. 江北站110kv江太线122间隔与太白站110kv江太线122间隔光差保护联合调试,整组传动试验。
3. 江北站110kv江太线122、相江线124间隔带电,江太线122、相江线124间隔核相,江北站110kv江太线122、相江线124(ct更换为2*300/5a)间隔带负荷检查。
2.3. 5月30日启动试运工作计划。
1. 江北站1#主变、10kvⅰ段母线启动试运,在10kv分段410开关两侧核相(1#主变、10kvi段母线施工提前完成,则根据实际情况提前实施)。
2. 解开江北站构架上110kv五江线与江清线的连接,恢复原110kv五江线kv江清线125间隔接线。
3. 江北站110kv五江线121间隔带电、核相、带负荷检查。
4. 江北站110kv江清线125间隔与清泉站110kv江清一回121间隔光差保护联合调试,整组传动试验。
5. 江北站110kv江清线125间隔及江清线线路带电,在清泉站1#主变401开关两侧核相,江北站110kv江清线125间隔带负荷检查(ct更换为2*400/5a)。
6. 110kv高观线带负荷检查及高频保护调试。
三。 5月25日的启动试运方案。
3.1 启动送电前应具备的条件。
1. 所有启动投运设备(详见第二项)的一次、二次设备安装调试完毕、验收合格,接地线及其他安全措施全部拆除,具备送电条件。
2. 所有启动投运设备(详见第二项)已按照调度下达的调度名称及编号,已对现场一次、二次设备进行编号。
3 .所有启动投运设备(详见第二项)继电保护定值已按照三峡水利中调所“继保(2015)7号”定值通知单的要求调试完毕,核对无误。
4. 江北变电站设备自动化信息已传至三峡水利调度室。
5. 施工现场安全措施全部拆除,无任何遗留物,无关人员全部撤离现场。
6. 110kv五江二回绝缘测试、线路参数测试完毕。
7. 5月23日开展的第一阶段启动验收检查工程验收合格,启动验收委员会主任委员同意启动投运。
3.2 启动试运前的检查。
3.2.1 五桥变电站110kv五江二回124间隔检查:
1. 检查五江二回124间隔一次、二次设备编号正确、后台组态正确。
2. 检查电流回路无开路现象,五江二回124开关远控分合正常。
3. 检查五江二回124保护定值,应满足中调所定值通知的要求。退出五江二回124开关光差保护。
4. 检查五江二回-2接地刀闸在断开位置,检查五江二回124开关及刀闸在断开位置。
5. 检查五江二回124线路pt二次电压保险在断开位置。
6. 检查五江二回124开关保护定值已按“继保(2015)8号”定值单调整。
3.2.2 110kv五江二回线路检查:
110kv五江二回线路与调度唯一联系人向调度回话,线路无人工作,所有安全措施全部拆除,具备带电条件。
3.2.3 江北变电站110kv五江二回126、高观线123、母联110间隔检查:
1. 检查五江二回126、高观线123、母联110间隔一次、二次设备编号正确、后台组态正确。
2. 检查五江二回126、高观线123、母联110间隔电流回路无开路现象,五江二回126、高观线123、母联110开关远控分合正常。
3. 检查五江二回126、高观线123、母联110保护定值已按“继保(2015)7号”的要求进行调整。退出五江二回126开关光差保护。
4. 检查五江二回-2接地刀闸在断开位置,检查五江二回126开关及刀闸在断开位置。
5. 检查高观线-2接地刀闸在断开位置,检查高观线123开关及刀闸在断开位置。
6. 检查母联-2接地刀闸在断开位置,检查母联110开关及刀闸在断开位置。
7. 检查五江二回126、高观线123线路及110旁母并车pt二次电压保险在断开位置。
3.2.4 江北变电站110kv相江线124、江太线122、五江线121、江清线125间隔检查:
1. 检查相江线124、江太线122、五江线121、江清线125间隔一次、二次设备编号正确、后台组态正确。
2. 检查相江线124、江太线122、五江线121、江清线125间隔电流回路无开路现象,相江线124、江太线122、五江线121、江清线125开关远控分合正常。
3. 检查相江线124、江太线122、五江线121、江清线125保护定值,已按“继保(2015)7号”的要求进行调整。退出江太线122、五江线121、江清线125光差保护。
4. 检查相江线-1接地刀闸在断开位置,12430-2接地刀在合闸位置,检查相江线124开关及刀闸在断开位置。
5. 检查江太线-1接地刀闸在断开位置,12230-2接地刀在合闸位置,检查江太线122开关及刀闸在断开位置。
6. 检查五江线-1接地刀闸在断开位置,12130-2接地刀在合闸位置,检查五江线121开关及刀闸在断开位置。
7. 检查江清线-1接地刀闸在断开位置,12530-2接地刀在合闸位置,检查江清线125开关及刀闸在断开位置。
3.2.5 江北变电站1#主变#主变102间隔及110kvⅰ段母线ptkvⅱ段母线pt1927间隔检查:
1. 检查1#主变#主变kvⅰ段母线ptkvⅱ段母线pt1927间隔一次、二次设备编号正确、后台组态正确。
2. 检查1#主变#主变102间隔电流回路无开路现象,1#主变#主变102开关远控分合正常。
3. 检查1#主变#主变102保护定值,应满足中调所定值通知的要求。
4. 检查1#主变-1接地刀闸在断开位置,10140-2接地刀闸在合闸位置,检查1#主变101开关及刀闸在断开位置。
5. 检查2#主变-1接地刀闸在断开位置,10240-2接地刀在合闸位置,检查2#主变102开关及刀闸在断开位置。
6. 检查110kvⅰ段母线pt-2接地刀闸在断开位置,1917刀闸在断开位置。pt 测量及保护绕组二次电压保险或空气开关在断开位置。
7. 检查110kvⅱ段母线pt-2接地刀闸在断开位置,1927刀闸在断开位置。pt 测量及保护绕组二次电压保险或空气开关在断开位置。
8. 检查110kvⅰ段、110kvⅱ段母线二次电压并列开关在断开位置。
3.3 五桥变电站五江二回124间隔带电及线路三次冲击试验。
1. 将五桥变电站110kv五科线122、赶五线125、董五线126、江五南线127、江五北线128、五江线#主变#主变102转至110kvi组母线运行(由调度操作指令票执行)。
2. 断开五桥变110kv母联110开关,检查刀闸在合闸位置,推110kv母联1105刀闸。
3. 投入110kv母联110开关充电保护,合上110kv母联110开关。
4. 退出五江二回124开关重合闸压板,合上五江二回刀闸,合上五江二回124开关对间隔及线路第一次冲击试验。
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