光伏电站并网送电措施
编制单位：************有限公司
编制时间：201* 年 * 月* 日
并网送电措施
前 言
本投运方案是根据****40MW 光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则，为确保工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、稳定运行，特编制本方案。本投运方案待调度审核批准后执行。
编制人员：
审 核：
批 准：
一、投运过程风险分析控制
1、危险点：带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故。
控制措施：（1）新设备投产前由投运负责人及安全负责人对所有投运设备的接地开关、现场接地线进行一次清理检查，确保站内设备处在冷备用状态，所有隔离开关及接地开关确已闭锁；（2）核对站内设备状态与后台、五防和集控站所示一致。
2、危险点：投产时保护装置误动。
控制措施：投产前现场打印定值清单与正式定值单（盖红章）仔细核对，并根据正式定值单（盖红章）要求投入相关功能连接片，做好投运保护连接片投退记录。 3、危险点：线路、主变、110kV母线、35kV母线带负荷时差动误动。 控制措施：带负荷前应检查差动保护CT极性正确，送电过程中如果出现差动保护动作，应迅速查明原因，并进行处理。 4、危险点：CT回路开路
控制措施：（1）全站投运前安排专人紧固所有CT回路；（2）全站投运前必须做全站小电流通流试验，仔细检查全站CT变比及保护极性是否正确并详细记录。 5、危险点：PT回路短路
控制措施：（1）全站投运前安排专人紧固所有PT回路，检查PT回路绝缘；（2）全站投运前必须做全站电压小母线升压试验，仔细检查全站电压小母线幅值及相序是否正确并详细记录。
二、投运条件检查
1、现场平整、无杂物、道路通畅照明光线充足，通讯可靠。 2、带电设备清扫整洁，各设备编号完整，相色标志正确。
3、本次投运的所有电气一次设备，二次设备、保护、测量装置安装调试完毕。 4、所有PT二次空开在断开位置。 5、所有保护装置已按定值设置完毕。
6、新设备投产申请已经批复。投运方案已批准并报送相关部门。 7、通信设备、自动化设备安装调试已完成，具备投运条件。 8、经启委会验收合格，同意投产。
三、启动操作纲要
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1、110kV线路带电。
2、110kV母线及母线PT间隔带电。 3、110kV#1主变带电。 4、35kV母线及母线设备带电。 5、35kV1、2号SVG无功补偿系统带电。 6、35kV1-4集电线断路器间隔带电。 7、35kV站用变带电。
四、投产试运行步骤
提前与调度核对所有保护定值，并打印定值清单存档，核对所有保护装置已按保护定值通知单要求正确投入，再次检查全所安全措施已全部拆除,所有投运一次设备都在冷备用状态，现场投产负责人汇报调度：启委会验收合格，同意投产。
1.**** 光伏电站110kV母线及母线PT间隔带电。
1.1.检查110kV昌光线及110kV母线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
1.2.检查110kV昌光线保护正确投入。
1.3.检查110kV昌光线111断路器在断开位置，111-1隔离开关、111-2隔离开关在断开位置，111-D1、111-D2接地刀闸在断开位置。
1.4.检查110kV母线1PT-1隔离开关在断开位置，1PT-D1、1PT-D2接地刀闸在断开位置。
1.5.检查110kV#1主变高压侧101断路器在断开位置，101-1隔离开关、101-2隔离开关在断开位置，101-D1接地刀闸在断开位置。 1.6.将110kV昌光线111断路器从冷备用转至热备用状态。
1.7.合上110kV昌光线111断路器对110kV母线进行第一次冲击带电（不带母线PT）。
1.8.断开110kV昌光线111断路器。
1.9.合上110kV昌光线111断路器对110kV母线进行第二次冲击带电（不带母线PT）。
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1.10.断开老110kV昌光线111断路器。 1.11.合上110kV母线1PT-1隔离开关。
1.12.合上110kV昌光线111断路器对110kV母线进行第三次冲击带电（带母线PT）。
1.13.检查110kV母线PT二次电压正确后，合上110kV母线PT二次电压空开。 1.14.检查各二次保护及自动化装置110kV母线PT二次电压正常。 2.**** 光伏电站110kV#1主变带电。
2.1.检查110kV#1主变所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
2.2.检查110kV#1主变保护及主变冷却器正确投入。
2.3.检查110kV#1主变高压侧101断路器在断开位置，101-1隔离开关、101-2隔离开关在断开位置，101-D2、101-D3接地刀闸在断开位置。 2.4.检查110kV#1主变低压侧301断路器在断开位置。 2.5.将110kV#1主变档位调到额定档位。 2.6.合上110kV#1主变中性点1D10接地开关。
2.7.将110kV#1主变110kV侧101断路器由冷备用转热备用状态。
2.8.合上110kV#1主变110kV侧101断路器对1号主变进行第一次冲击带电。 2.9.检查110kV#1主变及相关保护自动装置无异常，10分钟后，断开110kV#1主变110kV侧101断路器。
2.10.10分钟后，合上110kV#1主变110kV侧101断路器对1号主变进行第二次冲击带电。
2.11.检查110kV#1主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV#1主变110kV侧101断路器。
2.12.5分钟后，合上110kV#1主变110kV侧101断路器对1号主变进行第三次冲击带电。
2.13.检查110kV#1主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV#1主变110kV侧101断路器。
2.14.5分钟后，合上110kV#1主变110kV侧101断路器对1号主变进行第四次冲击带电。
2.15.检查110kV#1主变及相关保护自动装置无异常，5分钟后，断开110kV#1
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主变110kV侧101断路器。
2.16.5分钟后，合上110kV#1主变110kV侧101断路器对1号主变进行第五次冲击带电。
从故障录波装置上记录各次变压器冲击电流峰值：
电流 冲击次数 首次冲击 二次冲击 三次冲击 四次冲击 五次冲击 冲击时间 间隔时间 A相（A） B相（A） C相（A） 10分钟 5分钟 5分钟 5分钟 正常运行 2.17.五次冲击正常后，110kV#1主变压器正常运行，主变中性点接地方式根据调度命令操作。
3.35kV母线及母线设备带电。
3.1.检查35kV母线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
3.2.检查110kV#1主变低压侧301断路器在断开位置。
3.3.将110kV#1主变35kV侧301断路器由冷备用转热备用状态。
3.4.合上110kV#1主变35kV侧301断路器，对35kVI段母线进行第一次冲击带电（不带母线PT）。
3.5.检查35kVI段母线及相关保护自动装置无异常，断开110kV#1主变35kV侧301断路器。
3.6.合上110kV1号主变35kV侧301断路器，对35kVI段母线进行第二次冲击带电（不带母线PT）。
3.7.检查35kVI段母线及相关保护自动装置无异常，断开110kV1号主变35kV侧301断路器。
3.8.合上35kVI段母线PT304隔离开关。
3.9.合上110kV1号主变35kV侧301断路器，对35kVI段母线进行第三次冲击带电（带母线PT）。
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3.10.检查35kVI段母线PT二次电压正常后，合上35kVI段母线PT二次电压空开。
3.11.检查各二次保护及自动化装置35kVI段母线PT二次电压正常。 4.35kV#1SVG无功补偿带电。
4.1.检查35kV#1SVG所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
4.2.检查35kV#1SVG305断路器在断开位置。 4.3.检查35kV#1SVG相关保护、自动装置正确投入。 4.4.将35kV#1SVG305断路器由冷备用转热备用状态。
4.5.合上35kV#1SVG305断路器对35kV#1SVG高压电缆进行第一次冲击带电。 4.6.检查35kV#1SVG高压电缆及相关保护无异常后，断开35kV#1SVG305断路器。 4.7.5分钟后合上35kV#1SVG305断路器对35kV#1SVG高压电缆进行第二次冲击带电。
4.8.检查35kV#1SVG高压电缆及相关保护无异常后，断开35kV#1SVG305断路器。 4.9.5分钟后合上35kV#1SVG305断路器对35kV1号SVG高压电缆进行第三次冲击带电。
4.10.拉开35kV#1SVG305断路器。
4.11.汇报地调：**** 光伏电站35kV#1SVG已转至热备用状态。 4.12.退出**** 光伏电站侧110k昌光线差动保护。 4.13.退出**** 光伏电站110kV母差保护。 4.14.退出**** 光伏电站110kV#1主变差动保护。 4.15.退出**** 光伏电站35kV母差保护。
4.16.合上35kV#1SVG305断路器对35kV#1SVG整套SVG无功补偿系统进行冲击带电。
4.17.SVG无功补偿系统检测到一次电压正常后，启动35kV#1SVG。 4.18.对35kV#1SVG系统进行带电调试，并带负荷。
4.19.检测**** 光伏电站110k昌光线差动保护CT极性和后备保护方向正确。 4.20.检测110kV昌光线111断路器接入母差保护的CT极性正确。
4.21.检测110kV#1主变高压侧101断路器接入主变差动保护CT极性及后备保护
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方向正确。
4.22.检测110kV#1主变低压侧301断路器接入主变差动保护CT极性及后备保护方向正确。
4.23.检测35kV母线差动保护各CT极性正确。 4.24.投入**** 光伏电站35kV母差保护。 4.25.投入**** 光伏电站110kV#1主变差动保护。
4.26.将**** 光伏电站110kV#1主变本体及有载调压重瓦斯保护改投信号24小时。
4.27.投入**** 光伏电站110kV母差保护。 4.28.投入**** 光伏电站侧110k昌光线差动保护。 5.35kV#2SVG无功补偿带电。 同35kV#1SVG无功补偿带电4.18前。
6.35kV#1集电线302断路器间隔带电（负荷未接入）。
6.1.检查35kV#1集电线302断路器间隔所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
6.2.检查35kV#1集电线302断路器在断开位置。
6.3.检查35kV#1集电线302断路器间隔相关保护、自动装置正确投入。 6.4.将35kV#1集电线302断路器间隔由冷备用转热备用状态。 6.5.合上35kV#1集电线302断路器。
6.6.检查35kV#1集电线302断路器间隔及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV#1集电线302断路器。
6.7.将35kV#1集电线302断路器间隔从热备用转至冷备用状态，35kV#1集电线转至检修状态。
7.35kV#2、3、4集电线断路器间隔带电（负荷未接入） 同#1集电线302断路器间隔带电措施。 8.35kV接地变带电。
8.1.检查35kV接地变及其间隔所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
8.2.检查35kV接地变306断路器在断开位置。
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8.3.检查35kV接地变及其间隔相关保护、自动装置正确投入。 8.4.合上35kV接地变接地电阻306-D1接地刀闸。
8.5.将35kV接地变高压侧306断路器由冷备用转热备用状态。
8.6.合上35kV接地变306断路器对35kV接地变进行第一次冲击带电，过程中检查35kV接地变低压侧电压幅值、相序正确。
8.7.检查35kV接地变及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV接地变306断路器。
8.8.合上35kV接地变306断路器对35kV接地变进行第二次冲击带电。 8.9.检查35kV接地变及相关保护、自动装置无异常后，断开35kV接地变306断路器。
8.10.合上35kV接地变306断路器对35kV接地变进行第三次冲击带电。 8.11.检查35kV接地变及相关保护、自动装置无异常。站用电系统按正常方式运行。
五、试运行
**** 40MW光伏电站110k昌光线及升压站按电网公司要求进入试运阶段。 **** 光伏电站110kV#1主变持续带电运行满24小时后，将本体及有载调压重瓦斯保护改投跳闸。
试运结束，**** 光伏电站110k昌光线及升压站移交时间由总包与业主协商。
六、现场安全措施及异常、事故处理预案
1、 各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施。 2、 在投运设备四周应有醒目的带电标识及警告牌。
3、 所有二次电流回路无开路，中性点已可靠接地，二次电压回路无短路。 4、 按照国家有关规定,布置消防设施。 5、 与调度的通信联系应畅通方便。
6、 在合断路器而未能合上时，应检查断路器是否到位，是否储能，控制回路是
否断线及五防闭锁，若二次回路无问题，则检查断路器机构，必要时通知厂家处理。
7、 带电过程中如发现异常要及时报告现场运行负责人员，处理缺陷要严格执行
工作票制度，带电过程中的操作严格执行操作票管理制度。
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七、试运行阶段的管理
1、投产试运期间新设备定值变动、各类问题的处理、投切保护压板、测量相序、相位、方向等都必须经投运负责人征得调度同意才能进行，并应及时告知结果。
2、检查工作认真负责，一丝不苟。检查应实事求是，发现问题（无论大小）立即报告投产值班负责人，确保设备在良好状态下投入运行；严禁私自处理问题。
3、保护投切应严格按照调度命令投切。
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