倒送厂用电问题

第一篇：倒送厂用电问题

倒送厂用电

顾名思义，“倒送电”就是反送电过程送电；电厂送电是将电厂发出的电向系统送电，“倒送电”就是从系统向电厂送电。

出现“倒送电”的过程，主要是基于下面三个原因：

一个是电厂基建过程中，需要临时电源，有时这个电源会需要的很大，特别是在建设的后期，在建厂时修建的临时电源会不够用，就会从系统通过送电线路将电倒送过来，通过电厂的T0变压器进行供电；

二是在电厂发电并网的时候，也需要将系统的电先倒送过来，然后调整发电机的励磁，使之与系统“同步”，然后并网发电；同时在电厂发电之前，需要将电厂的辅助设备先运转起来，由于此时发电机还未发电，不能提供电源，这个电源就只能通过系统“倒送电”来完成；

三是在电厂检修的时候，也处于不发电的时候，同样需要用“倒送电”的方式，解决电厂检修电源的问题。

发电厂升压站反送电

一次设备绝缘、试验、二次保护、装置、仪表精度、定值、连锁闭锁、接地、地网、线路试验都合格。

有启备变的，发电机变压器组出口刀闸断开、高厂变低压侧开关在检修位。没有启备变，由高厂变兼做启备变的，发电机出口开关断开，由主变—高厂变反送厂用电。

送电必须由电网定相、核相。定相要一相一相来。

一般情况下，倒送电都是从网上先送倒电厂的升压站，然后倒送厂用系统。升压站倒送电要调度部门下令，但电厂必须提前将设备的命名情况提交调度，由调度编制充电方案。倒冲前，电厂要完成线路及母线的保护的调试以及CT、PT的通流、通压试验，线路充电三次，第一次不带重合闸。母线充电结束后带电试运２４小时，升压站带电后，给启备变充电，变压器充电５次，每次间隔５分钟，以此来检查变压器的保护极性和机械强度，并检查其保护与母差保护极性是否一致。启备变充电结束后给厂用系统充电，全部带电后试运２４小时正常后结束。

没有启备变时，发电机出口有断路器，发电机出口设置断路器，就没有厂用电切换了。

1.发电机有出口断路器或负荷开关时，提供备用厂用电的变压器通常叫高备变，倒送电可由升压变或高备变承担；

2.发电机没有出口断路器或负荷开关时，提供备用厂用电的变压器通常叫启备变，倒送电由启备变承担。

倒送厂用电失败,请高手进来帮忙分析各种原因！！我厂6KV母线的备用电源为35KV进线经过起备变,变为6KV作为我厂6KV母线的备用电源,今天在做倒送厂用电试验的时候,先做的起备变高压侧开关的冲击试验,经过两次冲击试验合格后,将起备变与起备变高压侧开关连接起来做起备变的冲击试验(起备变低压侧开关在试验位置),没想到在做起备变冲击试验的时候,高压侧开关一合上就跳开,上去检查保护(保护为南自的),没发现任何保护动作.奇怪啊！按说起备变高压侧开关跳闸都要有保护动作跳闸,但保护没动作怎么会把开关跳开,检查开关控制回路,也没发现任何问题.难道变压器自身有毛病?但就算变压器有问题,也应该有保护动作才能跳开高压侧开关啊.起备变保护在昨天晚上做完了试验,就投了三个保护:差动,过流,复压闭锁.请大家都来分析下.另外还有个问题：起备变高压侧35KV进线的PT二次中性线接了个击穿保险接地，在查找问题过程中发现不知道什么时候保险被击穿了。请问PT二次B相接地不就是为了防止一次电压蹿入二次的吗，为什么要在二次侧再加一个击穿保险接地呢？

回复：

击穿保险是在b相二次保险熔断的时候保护二次设备和人身的。高压窜入低压后,应该通过B相接地,释放一次侧的高压吧,如果二侧保险熔断后则二次侧无法释放一次侧的高压,只能通过击穿保险击穿后对地释放一次窜入二次的高压吧 是不是这样??

开关一合就跳的问题,昨天晚上做了全面的试验,现在可以排除的是保护装置没问题,保护整定及保护出口没问题,保护传动实验从CT跟部做的试验,也能正常跳开关,说明从CT跟部开始加差动电流,电流能正常传送到保护装置,且装置能正常动作于开关跳闸,可为什么一接上变压器合开关就跳而且不发任何保护动作信号呢?纳闷死了...现在的情况是变压器高压侧开关冲击的时候开关正常,但一接上变压器做变压器冲击试验的时候,高压侧开关一合就跳.希望曾经遇到过这种情况的师傅给与解释,还有什么情况能造成这种情况呢??

高压窜入低压后,应该通过B相接地,释放一次侧的高压吧,如果二侧保险熔断后则二次侧无法释放一次侧的高压,只能通过击穿保险击穿后对地释放一次窜入二次的高压吧 是不是这样?? 感谢常开常闭和我是技校生的解答 就是这样的!我感觉还是保护的问题,可不可以依次退出保护，试验合闸，差动保护躲不过励磁涌流的可能性最大！

就是这样的!我感觉还是保护的问题,可不可以依次退出保护，试验合闸，差动保护躲不过励磁涌流的可能性最大！差动保护躲不过励磁涌流,那差动保护一定动作,差动保护里面有个励磁涌流判据,是根据励磁涌流的二次偕波和波形的连续性进行判断是否为励磁涌流的,如果差动保护判倨躲不过励磁涌流,则差动保护一定的动作的,呵呵

目 录

1.编制目的 2.编制依据 3.调试质量目标

4.系统及主要设备技术规范 5.调试范围

6.调试前应具备的条件 7.调试工作程序 8.调试步骤 9.安全注意事项 10.附录

附录1.调试质量控制点

附录2.调试前应具备的条件检查清单

附录3.主变倒送电技术交底会记录 附录4.主变倒送电一次系统示意图

1编制目的

1.1为了指导及规范系统及设备的调试工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行，特制定本方案。1.2检查电气设备与微机监控单元之间的联络情况，确认其通讯传输可靠。1.3检查设备的性能及系统运行情况，发现并消除可能存在的缺陷。

1.4对发变组系统的调试项目、程序步骤、各环节的性能试验过程进行控制，使其全面满足系统安全、可靠、稳定运行的要求。2编制依据

2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.3《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）

2.4编制依据中《电力设备预防性试验规程》DL/T596—93，应为—96 2.5《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150－2006 2.6《继电保护和安全自动装置技术规范》 GB14285－2006 2.7《电力建设安全工作规程》（第一部分：火力发电厂）DL5009.1-2002 2.8《火电机组达标投产考核标准》（2006年版）

2.9《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发[2002]589号。2.10 有关行业和厂家的技术标准。

2.11设计图纸、厂家图纸、说明书及相关技术资料 2.12河南省电力公司文件 豫电〔2004〕1037号 3调试质量目标：

符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关励磁系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。

专业调试人员、专业组长应按附录1（调试质量控制点）对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。4系统及主要设备技术规范 4.1系统简介

义马环保电厂机组接线方式为发电机-变压器组单元接线方式两回220KV出线至220KV义马开关站。厂用工作电源由厂高变接入6KV段。电力变压器进行冲击合闸试验是电力变压器试验的一个重要项目，主要是考验变压器在冲击合闸时产生的励磁涌流是否会使差动保护误动作。主变倒送电的目的在于缩短机组整套启动阶段电气试验所占用的时间，提早发现电气一次系统问题，以便尽早处理；检查主变高低压侧一、二次系统安装及调试的正确性；提前检查发电机各组PT变比、相序及有关表计的正确性；检查发电机同期回路接线及表计指示的正确性；6KV厂用工作电源与备用电源同期定相检查。

为此特根据有关规定编制本措施，以便于更好地完成主变冲击合闸试验和倒送电试验。4.2 主要设备技术规范 4.2.1 发电机

型号：QF-155-2 发电机额定容量：182MVA 额定有功功率：155MW 额定励磁电压：292V 定子额定电压：13.8KV 额定频率：50HZ 额定功率因数：0.85 额定转速：3000转/分 冷却方式：空冷

相数：3 励磁方式：机端变自并励静止可控硅整流励磁 制造厂家：武汉汽轮发电机厂 4.2.2 主变压器

型号：SFP9-180000/220 额定有功功率：180MVA 额定电压：242±2×2.5%/13.8KV

组别：YN，d11 阻抗：U=14% 4.2.3 厂高变

型号：SF9-25000/13.8 额定有功功率：25MVA 额定电压：13.8±2×2.5%/6.3KV

组别：D，D0 阻抗：U=10.5% 5调试范围

5.1 主变系统二次回路检查；

5.2 发变组断路器二次回路检查及传动试验； 5.3 倒送电电气设备调试与ECS通讯调试； 5.4 发变组电压、电流二次回路检查； 5.5 厂用进线开关的二次回路检查及传动试验； 5.6 发变组保护装置的静态试验； 5.7 高厂变系统二次回路检查； 5.8 发变组同期系统静态调试； 5.9 快切装置静态调试； 6 调试前应具备的条件

系统调试工作正式开始以前，调试人员应按附录2（调试前应具备的条件检查清单）所列内容对本系统调试应具备的条件进行全面检查，并做好纪录。

220KV线路带电工作已结束，已投入正式运行。6.1电气、热控应具备的条件

6.1.1 倒送电试验所涉及的一、二次电气设备的安装、调试工作已全部结束，经有关部门验收，符合有关标准、规定、规范的要求，具备受电条件。6.1.1.1 1＃主变、1＃高厂变本体及其冷却系统、1＃主变中性点的一、二次安装、调试工作已结束。6.1.1.2 1＃发电机同期系统及二次回路检查调试工作已结束。6.1.1.3 1＃发电机PT柜的安装与试验工作应结束。

6.1.2 倒送电试验所涉及设备的继电保护整定已按调度和电厂的有关定值通知单整定完毕，试验记录齐全，并经审查确认无误。6.1.3 1＃主变压器、1＃高厂变保护、信号已经过模拟传动试验，且正确可靠，符合设计要求。6.1.4 1＃主变、1＃高厂变调压档位已按调度要求整定，并已测量整定档位的直流电阻合格，记录齐全。6.1.5 1＃主变、1＃高厂变油质试验合格，其事故排油坑、消防设施应具备投运条件。6.1.6 所有涉及设备的指示、测量仪表检验完毕，符合设计要求。6.1.7 安装的临时设施已全部拆除，电气设备有明确标志，通讯设备完备。6.1.8 将主变中性点接地刀闸置于合闸位置且加锁。

6.1.9 可靠断开发电机出口与母线之间的伸缩节，并挂警告牌。6.1.10可靠断开励磁变高压侧软连接，并挂警告牌。6.1.111＃主变、1＃高厂变瓦斯继电器已放过气。

6.1.12倒送电试验涉及的电气一次设备绝缘电阻已经过测试，符合规程要求。6.1.13确认发变组所有隔离刀闸及断路器均处于断开位置。

6.1.14确认主回路接地刀闸处于断开位置，并加锁，挂“禁止合闸”警告牌。6.1.15倒送电试验中有关定值的改动按调度令执行。

6.1.16试验人员应准备好有关图纸、资料和试验记录表格以备查用。6.1.17确认二次电流回路无开路，二次电压回路无短路现象。6.2土建应具备的条件

6.2.1试运现场道路畅通照明充足，事故照明可靠。6.2.2试运现场通讯设备方便可用。6.2.3备有足够的消防器材。6.3其它应具备的条件

6.3.1配备足够的检修人员（包括电气、热工人员）和经过培训合格上岗的运行人员。6.3.2准备必要的检修工具和材料。6.3.3准备好运行用的工具和记录表格。7调试工作程序

调试工作可按如下所示流程图进行：

8调试步骤

8.1 投入1＃主变、1＃高厂变及ⅠA、ⅠB分支的各主保护，后备保护，及非电量等保护且能可靠跳出口断路器。8.2 将1＃主变、1＃高厂变冷却系统投入运行。

8.3 派专人就地监视1＃主变压器、1＃高厂变运行情况，若有异常，立即报告。8.4 确保启备变及厂用电不失电。8.5 向中调申请，准备对1＃主变、1＃高厂变进行冲击试验。

8.6（确认铬221、铬221甲、铬221甲地、Ⅰ铬砥1地在分闸位置），接中调令后，合上空母线侧刀闸，确认已合好。送上发变组出口开关操作保险，合上发变组出口开关，对1＃主变、1＃高厂变进行第1次冲击合闸试验，观察1＃主变、1＃高厂变有无异常现象，并记录冲击电流值。8.7 第1次冲击合闸后，稳定运行15分钟，若无异常现象，可进行第2次主变、高厂变冲击合闸试验，第一次至第二次间隔10分钟，其它每次冲击间隔5分钟。

8.8 第3次冲击时，可带1＃发电机出线母线进行冲击试验。

8.8.1 确认1＃发变组开关处于断开位置，取下1＃发变组出口开关操作保险，并挂“禁止合闸”警告牌。8.8.2 检查1＃发电机PT一、二次保险完好，推入1＃发电机PT小车，并派专人就地监视PT运行情况。

8.8.3送上1＃发变组出口开关操作保险，合开关，对1＃主变、1＃高厂变及1＃发电机出口母线进行第三次冲击合闸试验，观察母线及发电机PT有无异常现象。

8.8.4 第3次冲击合闸后，若无异常现象，即可在1＃发变组保护屏、励磁调节器屏、电度表屏、故障录波屏、变送器屏及PT柜就地端子箱测量并记录发电机各组PT二次电压值，并检查相序及有关表计指示是否正确。一切正常后，方可进行第4次冲击合闸试验，8.8.5第5次冲击合闸后，顺序投入同期系统，在微机自动准同期装置观察电压差、频差指示是否正确，应指示同步点。8.9 厂用分支工作/备用电源定相试验及备用电源快切试验 8.9.1送上厂用进线上侧开关操作保险，远操合上厂用进线开关。

8.9.2检查厂用进线上侧开关柜内切换用PT二次电压幅值、相位，并与6KV段母线PT进行核相，结果应正确。8.9.3 将下侧开关拉出间隔，准备进行工作/备用电源一次核相。

8.9.4分别在下侧开关柜上下端口用10KV PT或核相棒对厂用工作电源和备用电源进行一次定相，要求试验人员带绝缘手套，穿绝缘靴，保持注意力高度集中。

8.9.5确认电压相位正确后，将下侧开关小车开关推至“工作”位置，并给上操作保险。8.9.6确认1＃厂高变及ⅠA分支所有保护已投入。

8.9.7在ECS画面上设置ⅠA分支快切装置为并联自动方式，启动ⅠA分支厂用快切装置合上ⅠA侧开关，稳定后跳开备用开关。8.9.8 6KVⅠA母线由1＃厂高变带上运行。

8.9.9在ECS画面上设置ⅠB分支快切装置为并联自动方式，启动ⅠB分支厂用快切装置合上6KV母线侧进线开关，稳定后跳开备用开关。8.9.10 6KVⅠB段由1＃厂高变带上运行。

8.9.11在ECS画面上设置ⅠA分支、ⅠB分支快切装置为串联方式，模拟发变组保护动作跳开发变组进线开关、进线侧ⅠA开关、ⅠB开关，备用电源进线ⅠA、ⅠB开关应能可靠自动投入。8.9.12 6KVⅠA、6KVⅠB段恢复由备用段带电。8.9.13倒送电试验结束。

8.9.14试验结束后，检查1＃发变组进线开关断开，取下操作保险，将ⅠA段工作进线开关、ⅠB段工作进开关拉至试验位置，断开1＃发变组进线隔离刀闸，220KV系统恢复试验前运行方式。

8.9.151＃主变系统恢复试验前状态，停运主变冷却系统，退出有关保护，取下控制回路电源保险。9 安全注意事项

9.1参加调试的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠地进行。

9.2如在调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止调试工作，并向启委会汇报，分析原因，提出解决措施，并在启委会批准后方可继续。

9.3如在调试过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。9.4调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。

10．附录

附录1 调试质量控制点

机组名称：义马市铬渣综合治理发电2×155MW工程 专业名称 ： 电气 系统名称：发电机发变组系统 调试负责人： 序号 质量控制检查内容 检查日期 完成情况 专业组长 签名 调试方案的编写是否完成 2 调试仪器、仪表是否准备就绪 3 调试前的条件是否具备 4 调整试验项目是否完成 5 调试记录是否完整；

数据分析处理是否完成 调试质量验评表是否填写完毕 7 调试报告的编写是否完成附录2 调试前应具备的条件检查清单

编号 检查内容 要 求 检查日期 检查结果 备 注 1-1 发变组系统一、二次设备 安装结束 1-2 试验人员 准备图纸、资料和试验记录表格 1-3 发变组系统一次设备 绝缘检查良好 1-4 电气二次回路 良好 1-5 试验仪器、仪表 准备就绪

1-6 发变组系统和微机监控单元通道试验 结果符合设计和运行要求 2-1 试运现场道路 道路畅通 照明充足

事故照明可靠

2-2 试运现场通讯设备 方便可用 2-3 消防器材 数量足够 3-1 检修人员（包括电气、热工人员）数量足够 经过培训

3-2 检修工具和材料 数量足够 3-3 运行工具、记录表格 准备就绪

调试负责人： 年 月 日 专业组长： 年 月 日

附录3.主变、厂高变倒送电技术措施交底会记录

机组名称：义马市铬渣综合治理发电1号机组 专业：电气 交底时间： 调试负责人： 地 点： 交 底 人： 参加人员签名： 技术交底内容： 东莞玖龙纸业热电厂1×210MW机组工程 全厂厂用电受电方案

1概述

东莞玖龙纸厂#6机组工程装机容量1×210MW。升压站为110KVGIS双母线布置，由110KV电缆经四条出线与系统联络。本期扩建#6发电机变压器机组出口单元设置一台高压厂用工作变向10KV工作母线VIA、VIB段供电，再由相应的低压配电变压器带各自的厂用负荷。另单独设置一台110KV高压启动备用变压器，在机组整套启动前向10KV工作母线VIA、VIB段供电、一台降压变供纸厂负荷、一台联络变至#5机10KV配电室。本次受电由麻涌变电站经110KV电缆麻玫甲线向110KVGIS升压站,再经#1高压启/备变往10KV、0.4KV低压系统辐射。另外还需要经GIS升压站向港玖甲线、麻玖乙线受电。

电气厂用设备控制系统纳入DCS，电源部分由ECS完成控制。

2受电范围

2.1 麻涌变电站通过11OKV电缆经麻玖甲线向110KVGIS升压站I、II母线充电； 2.2 由110KV经#1启动备用变向10KV VIA、10KV VIB段母线充电；

2.3 由10KV VIA、10KV VIB段母线经过#6低压厂用工作变、#6机公用变、#6机厂用备用变、#6机照明变、#6机检修变向各自的380/220V低压厂用工作母线充电；

2.4 380/220V低压厂用工作母线经过各自的断路器向各MCC段受电； 2.5 由110KV经#1降压变向降压站10KV 1A、10KV 2A段母线充电； 2.6 由10KV 1A、10KV 2A段母线经六期10KV电缆向六期10KV开关柜受电； 2.7 由#6机厂用工作段向#6机保安段受电； 2.8 由110KVGIS对联络变进行冲击；

2.9 由110KVGIS出线间隔通过110KV电缆对港玖甲线受电； 2.10由110KVGIS出线间隔通过110KV电缆对麻玖乙线受电。3 试验目的

3.1检查各电气设备的装置质量和设备的性能； 3.2检查各电气一次设备带电运行的情况； 3.3检查各电气二次回路接线的正确性； 3.4检查各保护回路定值是否整定正确和合理； 3.5检查确认各电气系统是否符合设计要求及是否能满足 生产的需要；

3.6检查DCS系统的控制水平能否满足生产要求。本方案编制的依据

4.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》1996年 4.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1996年 4.3《施工图设计说明及卷册目录》黑龙江省电力勘测设计院 4.4《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB 50150—91 4.5《质量、安全健康、环境管理手册》 湖南省火电建设公司 2004年版

4.6《质量、安全健康、环境管理手册》之程序文件汇编 湖南省火电建设公司2004年版 4.7《电气指示仪表检验规程》

4.8《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》 4.9《电力系统自动装置检验条例》 4.10 有关行业及厂家的技术标准 4.11 设计院提供的设计图纸和资料 试验前应具备的条件

5.1 六期全厂接地网按照规程规范进行了试验，试验结果符合设计要求，并且经验收合格； 5.2 所有受电范围内电气设备安装完毕，并按照规程规范的要求验收合格；

5.3 所有受电范围内的电气二次接线完毕，并且接线正确，工艺符合规程规范的要求； 5.4 所有受电范围内电气设备单体经试验合格，并且按规程规范的要求经验收合格；

5.5 所有受电范围内电气设备保护定值按照有关定值通知书进行整定，所有保护回路均完成整组试验且合格； 5.6 所有受电范围内的孔、洞均全部封堵； 5.7 所有受电范围内的电缆均采取了防火措施； 5.8 UPS系统安装、调试完毕，具备投运条件； 5.9 220V直流系统安装、调试完毕，具备投运条件；

5.10 ECS系统安装、调试完毕；

5.11 DCS系统中牵系到受电范围的部分已经调试完毕，具备试运条件； 5.12 所有受电范围内电气回路单操、远操均合格； 5.13 所有受电范围内仪表均按照启规要求标好额定刻度； 5.14 所有配电室的门、窗完好； 5.15 所有受电范围内消防措施完善； 5.16 全厂计量系统完善，可以正常投入； 5.17 受电范围内电气一次设备编号正规，清晰；

5.18 启动备用变、降压变和联络变的有载调压开关已经全部调好； 5.19 所有受电范围内的配电室照明充分； 5.20 配电室内准备有足够的移动式灭火器；

5.21 10KV VI A、10KV VI B段备用电源进线开关与快用电快切装置的联络电缆采取了绝缘隔离妥善的措施，并且挂牌“有电危险”；

5.22 10KV工作电源进线开关6101、6116已经拉出，开关柜采取了安全措施，隔离与高压厂变低压侧的封闭母线，挂“严禁乱动，高压危险”牌； 5.23 380/220V 保安段的工作电源进线开关与备用电源进线开关的联络电缆采取了绝缘措施，挂“严禁乱动，高压危险”牌；

5.24 确认121、122、123、124、100、103开关到发变组同期装置的控制二次线已经采取了隔离措施，并且挂“有电危险！”标志牌； 试验前应检查的内容

6.1检查受电范围内电气设备的绝缘电阻，应在合格范围内；

6.2检查受电范围内安全标示牌应齐全，并且每个屏柜上应贴有“屏内带电”等标示牌； 6.3确认直流系统已经投入运行，各分电屏均正常带电； 6.4确认UPS系统已经正常运行；

6.5检查各变压器档位均放置在要求的档上；

6.6对于油浸式的变压器，确认其瓦斯继电器内的气体全部排净； 6.7确认各受电变压器温度保护器的电源已经送上； 6.8确认各受电范围内的所有变送器的辅助电源已经送上； 6.9确认10KV电压消谐装置的电源已经送上；

6.10确认受电范围内所有隔离开关在断开位置；确认所有开关柜的接地刀闸均合上；确认所有断路器在断开状态且处于试验位置，并悬挂“禁止操作”标示牌；

6.11确认各电气保护定值与下达的相符。试验所用的设备 7.1 TG2型相序表

2块 7.2 DMG2671B绝缘电阻测试仪

1台 7.3 Fluck11数字万用表

4块 7.4 QX-1型数字钳形相位表

1块 7.5专用测试导线

1包 7.6石英秒钟

1块

7.7 对讲机

8台

7.8 核相杆

1套 试验方法及步骤

8.1 麻玖甲线110KV电缆充电及一次核相（至GIS套管上端）

此项工作由甲方委托电业局进行,注意充电前应确认麻玖甲线间隔PT投入，断路器121、隔离开关1214、接地刀闸12140处于断开位置，接地刀闸121C0、121B0处于接地状态。

8.2 110KVGIS双母线带电 8.2.1 确认电源已送至麻玖甲线间隔

8.2.2 确认麻玖甲线间隔刀闸1211、1212，启备变间隔刀闸1011、1012，#6机主变间隔刀闸1021、1022，#1降压变间隔刀闸1041、1042，联络变间隔刀闸1031、1032，麻玖乙线间隔刀闸1221、1222，港玖甲线间隔刀闸1231、1232，港玖乙线间隔刀闸1241、1242，母联间隔刀闸1001、1002，备用间隔刀闸1051、1052、1061、1062均处于断开位置，确认麻玖乙线、港玖甲线、港玖乙线断路器122、123、124处于断开位置，确认麻玖乙线、港玖甲线、港玖乙线接地刀闸12240、122B0、122C0、12340、123B0、123C0、12440、124B0、124C0处于接地状态，确认母联间隔断路器100处于断开位置，确认母联间隔接地刀闸10010、10020处于接地状态，确认I母PT间隔刀闸11PT、接地刀闸111甲0、11PT0均处于断开位置，确认II母PT间隔刀闸12PT处于断开位置、接地刀闸112甲0、12PT0处于接地状态，确认启备变间隔接地刀闸101B0、#6机主变间隔接地刀闸102B0、#1降压变间隔接地刀闸104B0、联络变间隔接地刀闸103B0、备用间隔接地刀闸105B0、105C0、105T0、106B0、106C0、106T0均处于接地状态。

8.2.3 确认麻玖甲线线路保护定值正确并投入 8.2.4 确认110KVGIS母线绝缘良好 8.2.5 降低母差保护的定值 8.2.6 投入母差保护压板及出口压板 8.2.6 投入I母PT刀闸11PT

8.2.7 拉开麻玖甲线间隔接地刀闸121B0、121C0 8.2.8 合上隔离开关1211、1214 8.2.9 合上断路器121对110KVI母线进行充电 8.2.10 在I母PT二次侧进行电压及相序检查

8.2.11 投入母差保护的充电保护及母联断路器出口压板 8.2.12 拉开II母PT接地刀闸112甲0、12PT0 8.2.13 投入II母PT刀闸12PT 8.2.14 拉开母联间隔接地刀闸10010、10020 8.2.15 合上母联间隔隔离开关1001、1002 8.2.16 合上断路器100对110KVII母线进行充电 8.2.17 在II母PT二次侧进行电压及相序检查 8.2.18 在I、II母PT二次侧进行电压二次核相检查 8.2.19 退去母差保护的充电保护压板 8.2.20 将母差保护的定值恢复到改动前的状况 8.3 110KV港玖甲线充电 8.3.1 确认港玖甲线港区变侧接地刀闸、隔离开关1024处于断开位置 8.3.2 确认港玖甲线110KV电缆绝缘良好，线路保护定值正确并投入 8.3.3 投入母差保护的所有保护压板及港玖甲线的出口压板 8.3.4 拉开港玖甲线接地刀闸12340、123B0、123C0 8.3.5 合上港玖甲线隔离开关1234、1231 8.3.6 合上港玖甲线断路器123对港玖甲线充电

8.3.7 在港玖甲线出线及对侧线路PT二次侧进行电压及相序检查 8.3.8 跳开断路器123 8.3.9 拉开隔离开关1231 8.3.10 合上隔离开关1232 8.3.11 合上断路器123对港玖甲线充电 8.3.12 跳开母联断路器100 8.3.13 拉开母联间隔隔离开关1001、1002，此时110KVI母带电 8．4 #1高压启动/备用变冲击、10KV工作VIA、VIB段母线带电

8.4.1 确认#1高压启动备用变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、10KV工作VIA、VIB段母线的绝缘良好；确认10KV工作VIA、VIB段上的所有开关均处于试验位置且断开

8.4.2 将10KV工作VIA备用分支PT6151、10KV工作VIB段备用分支PT 6152投入，送上其二次保险 8.4.3 确认10KV工作VIA、VIB备用电源进线6115、6130处于断开位置 8.4.4 合上#1高压启动备用变中性点接地刀闸11000 8.4.5 拉开#1高压启动备用变间隔接地刀闸101T0、101C0、101B0 8.4.6 合上#1高压启动备用变间隔隔离开关1010、1011 8.4.7 送上#1高压启动备用变间隔断路器101的操作电源

8.4.8 合上 101断路器，对#1启动备用变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常，跳开101断路器 8.4.9 间隔5分钟后，再次合上101断路器，对变压器进行第二次冲击 8.4.10 进行五次冲击，第五次不跳开 101断路器

8.4.11 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律 8.4.12 检查备用分支PT6151和6152的二次电压及相序 8.4.13 将10KV工作VIA段母线PT6053投入，送上二次保险

8.4.14 将10KV工作VIA段备用电源进线开关6115摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.4.15 合上6115 开关，冲击10KV工作VIA段

8.4.16 检查10KV工作VIA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.4.17将10KV工作VIB段母线PT6054投入，送上二次保险

8.4.18 将10KV工作VIB段备用电源进线开关6130摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.4.19 合上6130 开关,冲击10KV工作VIB段

8.4.20 检查10KV工作VIB段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.4.21 进行10KV工作VIA段与10KV工作VIB段的一次核相 8.5 #6工作变、#6公用变冲击试验，380V工作段、公用段母线带电

8.5.1 确认#6工作变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用工作段绝缘良好 8.5.2 将工作变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.5.3 确认工作变低压侧开关4101在试验位置，且处于断开状态 8.5.4 打开工作变开关柜的接地刀闸61120 8.5.5 将工作变高压开关6112摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源

8.5.6 合上6112断路器，对工作变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6112断路器 8.5.7 间隔5分钟后，再次合上6112断路器，对变压器进行第二次冲击 8.5.8 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6112断路器 8.5.9 将380V工作段母线PT4151、4152投入

8.5.10 将380V工作段工作电源进线开关4101摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.5.11 合上4101开关使380V工作段带电

8.5.12 检查380V工作段母线PT的二次电压及相序，观察电压表指示是否正确 8.5.13确认#6公用变档位在额定（3）档,确认变压器及380V公用段绝缘良好 8.5.14将公用变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.5.15确认公用变低压侧开关4201在试验位置，且处于断开状态 8.5.16打开公用变开关柜的接地刀闸61270 8.5.17将公用变高压开关6127摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源

8.5.18合上6127断路器，对公用变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6127断路器 8.5.19 间隔5分钟后，再次合上6127断路器，对变压器进行第二次冲击 8.5.20 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6127断路器 8.5.21 将380V公用段母线PT4251、4252投入

8.5.22 将380V公用段工作电源进线开关4201摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.5.23 合上4201开关使380V公用段带电

8.5.24 检查380V公用段母线PT的二次电压及相序，观察电压表指示是否正确 8．6 #6备用变冲击试验，备用段母线带电

8.6.1 确认#6备用变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用备用段、与工作及公用段的联络电缆绝缘良好 8.6.2 将备用变的温度保护装置电源投入；所有电气保护和电量保护全部投入 8.6.3 确认#6备用变低压侧隔离开关4000在试验位置 8.6.4 打开备用变开关柜的接地刀闸61280 8.6.5 将备用变高压开关6128摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源

8.6.6 合上6128断路器，对备用工作变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6128断路器 8.6.7 间隔5分钟后，再次合上6128断路器，对变压器进行第二次冲击 8.6.8 进行四次冲击，第四次冲击后，跳开6128断路器

8.6.9 确认工作段及公用段备用进线开关4100、4200在试验位置且处于断开状态 8.6.10 合上隔离刀闸4000、4001、4002 8.6.11 合上6128断路器对变压器进行第五次冲击及备用段带电

8.6.12 在工作段及公用段备用进线开关4100、4200的上下端头进行一次电源的核相检查 8.6.13 进行工作段及公用段与380V备用段电源的备用电源自投试验 8.7 #6照明变、#6检修变冲击试验，380V照明段、检修段母线带电

8.7.1 确认#6照明变档位在额定（3）档,确认变压器及380V厂用照明段绝缘良好,确认照明段备用进线开关4670及检修段备用进线刀闸4671处于试验位置且断开

8.7.2 将#6照明变的温度保护装置电源投入,所有电气保护和电量保护全部投入 8.7.3 确认#6照明变低压侧开关4601在试验位置，且处于断开状态 8.7.4 打开#6照明变开关柜的接地刀闸61130 8.7.5 将#6照明变高压开关6113摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源

8.7.5 合上6113断路器，对#6照明变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6113 断路器 8.7.7 间隔5分钟后，再次合上6113断路器，对变压器进行第二次冲击 8.7.8 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6113断路器 8.7.9 将380V/220V照明段母线PT4651投入

8.7.10 将380V/220V照明段工作电源进线开关4601摇至工作位置，插上二次插 把，送上操作电源和储能电源 8.7.11 合上4601开关使380V照明段带电

8.7.12 检查380V/220V照明段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正 确

8.7.13 确认#6检修变档位在额定（3）档,确认变压器及380V检修段绝缘良好 8.7.14 将#6检修变的温度保护装置电源投入,所有电气保护和电量保护全部投入 8.7.15 确认#6检修变低压侧开关4701在试验位置，且处于断开状态 8.7.16 打开#6检修变开关柜的接地刀闸61290 8.7.17 将#6检修变高压开关6129摇至工作位置，插好二次插把，送上其操作电源和储能电源

8.7.18 合上6129断路器，对#6检修变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常,跳开6129 断路器 8.7.19 间隔5分钟后，再次合上6129断路器，对变压器进行第二次冲击 8.7.20 进行五次冲击，第五次冲击后，不跳开6129断路器 8.7.21 将380V/220V检修段母线PT4751投入

8.7.22 将380V/220V检修段工作电源进线开关4701摇至工作位置，插上二次插 把，送上操作电源和储能电源

8.7.23 合上4701开关使380V检修段带电

8.7.24 检查380V/220V检修段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正 确

8.7.25 将检修段备用进线刀闸4671摇至工作位置

8.7.26 在照明段备用进线开关4670上下端头进行照明段和检修段电源的一次核 相

8.7.27 进行照明段与检修段的备用电源自投试验 8.8 #6机保安段母线带电

8.8.1 确认#6机保安段柴油机进线开关

45、工作进线开关4103在试验位置且处断开状态 8.8.2 确认#6机保安段母线绝缘良好

8.8.3 在#6机工作段将保安电源进线开关4102摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源

8.8.4

合上4102开关,对电缆充电

8.8.5 在#6机保安段将工作进线开关4103摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源

8.8.5

合上4103开关，使#6机保安段带电 8.8.6

检查#6机保安段母线电压及相序 8．9 #1降压变冲击、10KV降压IA、IIA段母线带电

8.9.1 确认#1降压变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、10KV降压IA、IIA段母线的绝缘良好；确认10KV降压IA、IIA段上的所有开关均处于试验位置且断开

8.9.2 将10KV降压IA、IIA段分支隔离开关6201、6212摇至工作位置，将10KV降压IA、IIA段分支PT 6451、6452投入，送上其二次保险 8.9.3 确认10KV降压IA、IIA段工作电源进线6202、6213处于断开位置 8.9.4 合上#1降压变中性点接地刀闸14000 8.9.5 拉开#1降压变间隔接地刀闸104T0、104C0、104B0 8.9.6 合上#1降压变间隔隔离开关1040、1041 8.9.7 送上#1降压变间隔断路器104的操作电源

8.9.8 合上 104断路器，对#1降压变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护无异常，跳开104断路器 8.9.9 间隔5分钟后，再次合上104断路器，对变压器进行第二次冲击 8.9.10 进行五次冲击，第五次不跳开 104断路器

8.9.11 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律 8.9.12 检查分支PT6451和6452的二次电压及相序 8.9.13 将10KV降压IA段母线PT6453投入，送上二次保险

8.9.14 将10KV降压IA段电源进线开关6202摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.9.15 合上6202 开关，冲击10KV降压IA段

8.9.16 检查10KV降压IA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.9.17将10KV降压IIA段母线PT6454投入，送上二次保险

8.9.18 将10KV降压IIA段电源进线开关6213摇至工作位置，插上二次插把，送上操作电源和储能电源 8.9.19 合上6213 开关,冲击10KV降压IIA段

8.9.20 检查10KV降压IIA段母线PT的二次电压及相序,观察电压表指示是否正确 8.9.21 进行10KV降压IA段与10KV降压IIA段的一次核相 8．10 由10KV降压IA、IIA段母线受电至纸厂视安装情况而定 8．11 联络变冲击试验

8.11.1 确认联络变档位在额定挡（9b）；确认变压器的所有保护全部投入并核对定值正确,确认变压器及封母、低压侧电抗器绝缘良好 8.11.2 ；确认10KV 5乙段扩建侧的进线断路器处于试验位置且断开，确认10KV 5乙段扩建侧的进线隔离开关处于断开状态 8.11.3 合上联络变中性点接地刀闸13000 8.11.4 拉开联络变间隔接地刀闸103T0、103C0、103B0 8.11.5 合上联络变间隔隔离开关1030、1031 8.11.6 送上联络变间隔断路器103的操作电源

8.11.7 合上 103断路器，对联络变进行第一次冲击试验，检查变压器本体及变压器保护、低压侧电抗器无异常，跳开103断路器 8.11.8 间隔5分钟后，再次合上103断路器，对变压器进行第二次冲击 8.11.9 进行五次冲击，第五次不跳开 103断路器

8.11.10 调节有载调压装置，检查切换时同步性及电压变化的范围和规律

9、安全、环境保证措施

9.1 参加受电的全部试验人员及监护人员应详尽了解熟悉本试验方案； 9.2 受电应进行细致的技术交底工作；所有参与的人员均应参加； 9.3 整个受电过程严格执行双票制度和监护制度；

9.4 整个受电过程中发令人口令清晰，受令人应复诵发令人的口号； 9.5 整个受电过程应保证通讯的畅通；

9.6 受电前应确认所有受电范围内电气设备绝缘电阻应合格； 9.7 受电过程中，如发现问题应立即停止，查明原因再继续进行； 9.8 受电过程中所有人员应服从统一指挥，服从安排； 9.9 受电完毕，应在屏柜上贴好“屏内带电！”标志牌；

9.10 受电完毕，应清理试验现场，清走试验过程中留下的杂物和废旧物，保持环境的清洁； 9.11 受电完毕应及时关好窗户、锁好门、变压器处应设置安全隔离围栏。9.12 继电保护定值的改动，要有电厂继电保护人员验证；

10、质量保证措施

10.1 试验测量仪器必须经过校验，且在检验有效期内； 10.2 试验电源设备必须有一定的容量裕度，能满足试验需求;10.3 试验人员能正确运用试验设备，试验方法正确；

10.4 试验时必须采取有效措施，排除外界因素对试验数据的干扰； 10.5 试验原始数据记录必须详细，规范；

10.6 现场试验应要求电厂、监理有关人员参与见证与验收。

11、试验组织措施

11.1 试验由调试所组织，成立全厂受电领导小组，其人员应由安装、调试、安监、质保、工程等部门有关人员组成； 11.2 应邀请电厂、监理等有关部门人员参加； 11.3 领导小组设置如下：

总指挥：

1人

副指挥

2人

试验人员：

8人

安全监护：

6人

安装配合 ： 10人

保卫：

2人

消防：

若干人

第二篇：某110KV厂用电系统倒送电方案_secret

------股份有限公司受电方案

概述：

------股份有限公司年产60 万吨甲醇项目为两路110kV 进线电源。总降压站内110kV 系统采用单母线分段接线，110kV 配电装置为户内型SF6 组合电器，两台主变为SFSZ9-31500/110 110/38.5/10.5kV 三绕组有载调压变压器。总降压站内35kV、10kV 配电系统采用单母线分段接线的接线方式。

两回110kV 进线电源暂按一回取自距本项目5～6 公里的大胡110kV 变电站的110kV 母线，另一回取自距本项目18 公里的贾吕寨110kV 变电站的110kV 母线，110kV 线路均采用架空线敷设。2 台30MW 抽凝式汽轮发电机组和1 台15MW 饱和透平凝汽式汽轮发电机组的自备电站。

为确保------股份有限公司厂用供电系统分部试运顺利进行并逐步实现机组整组启动，需要向110kV系统送电，送电的目的是新建厂在并网线路及电厂高、中，低压变、配电装置安装完毕后，检验并网线路、变、配电装置、保护装置、控制系统施工质量、鉴定各有关同期点同期的有效方法，是保证设备安全进行分部试运行、联合试运行的重要措施之一。为保证该项工作的安全、顺利进行，特制定本方案。

2.编制依据

2.1.------股份有限公司设计院施工图、制造厂出厂调试报告及技术资料

2.2.GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2.3.电力部颁《电力建设安全规程》

2.4.电力部颁《继电保护及安全自动装置检验条例》。2.5.《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 2.6.《电力建设安全工作规程》 2.7.《电力建设安全施工管理规定》 3授电范围：

本次授电是110KV变电站通过两台主变为SFSZ9-31500/110 110/38.5/10.5kV充电授电的范围：1＃主变压器、2＃主变压器、35KVＩ，Ⅱ段母线、10KVＩ，Ⅱ段母线、380V母线以及其所属的电流互感器、电压互感器、厂用变压器、电抗器。

4、组织措施：

4.1.受电工作由经批准的受电指挥领导小组”负责统一指挥和协调； 4.2.受电作业操作分工：

受电过程设备的第一次操作由电气调试人员负责，操作监护由 电调试与安装人员共同负责，设备监护由安装人员和运行人员共同负责，受电过程中严格执行安全工作票和倒闸操作票制度；

4.3.受电完毕后，受电设备后的正常操作由业主负责； 4.4.监理公司、建设单位负责厂用电受电过程的监督； 4.5.试运人员应持相关证件上岗； 4.6受电组织机构：（具体名单另附）4.6.1受电领导小组 4.6.2受电总指挥： 4.6.3监护人： 4.6.4 主操作员： 4.6.5 副操作员： 4.6.6 安全员：、受电要求及注意事项：

5.1 参加受电人员必须熟悉设备规范、职责分明、操作及试验目的明确。5.2 所有授送电的操作，必须由调试人员监护，统一指挥。

5.3操作过程中，如发生异常或事故，应立即停止操作，待查明原因及故障消除后并经同意，方可再次进行操作。35KV、10KV厂用母线以下系统由受电指挥领导小组决定。5.4 严格执行操作票制度及操作监控制度。5.5 认真做好操作记录、受电前应具备的条件及安全措施

6.1.凡受电范围内的一、二设备安装、调试工作应结束，安装、调试资料齐全，并经质检及验收小组检查验收合格；

6.2.成立工程受电指挥领导小组”，并且由其负责统一指挥和协调； 6.3.试运人员应持相关证件上岗；

6.4.参加试运人员已进行了相关安全技术交底并签证；

6.5.涉及到110KV变电站侧35KV，10KV开关的操作和检查应由电调和运行相关人员负责与调度联系；

6.6.通道及出口畅通，受电设备隔离设施完善，孔洞堵严，沟道盖板完整；

6.7.控制室、厂用配电室通信设施畅通、齐备，照明充足、完善，有适合于电气灭火的消防措施；

6.8.安装作业人员已全部撤离现场，房门、网门、盘门该锁的已锁好，并已设专人守护，受电设备警告标志明显、齐全； 6.9.人员组织配备完善，操作保护用具齐备； 6.10 所有操作安全用具齐备并经试验合格

6.11 110KV线路施工全部结束，并经专业部门验收合格。

6.12 全部临时接地、短路线已拆除，并对受电系统进行全面检查，一次系统接线正确。各部件连接无松动现象。

6.13 厂用380V、10KV、35KV、110KV、系统，母线、变压器、电压互感器、测量绝缘良好，具备送电条件，1＃、2＃ 3＃发电机出线拆开，待受电结束后恢复接线。

6.14 核对所有开关、刀闸断开，不参与送电的开关均在退出位置。

7、受电的操作顺序

110KV线路授电：

（1）检查110KV1#进线CB2（6）1开关断开。（2）合上DS2（6）1隔离开关（3）检查DS2（6）1隔离开关合好（4）合上DS2（6）2隔离开关（5）检查DS2（6）2隔离开关合好（6）合上DS2（6）3隔离开关（7）检查DS2（6）3隔离开关合好（8）检查110KV母联刀闸断开（9）检查110KV-PT刀闸断开（10）测量110KVI-PT绝缘良好（11）合上110KVI-PT刀闸

（12）检查110KVI-PT刀闸合上良好（13）合上110KV1#进线CB2（6）1刀闸（15）检查110KV1#进线CB2（6）1刀闸合好

（16）检查110KV I段-PT相序正确，电压正确（测控柜）（17）合上110KV DS41刀闸（18）合上110KV DS42刀闸（19）检查110KV DS41刀闸合好（20）检查110KV DS42刀闸合好（21）合上110KV母联CB41刀闸（22）检查110KV CB41刀闸合好（23）合上110KV Ⅱ段-PT刀闸

（24）检查110KV Ⅱ段-PT相序正确，电压正确（测控柜）

（25）检查110KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。

（26）合上DS1（7）1隔离开关（27）合上DS1（7）2隔离开关（28）检查110KV DS1（7）1刀闸合好（29）检查110KV DS1（7）2刀闸合好（30）合上110KV CB1（7）1开关对＃1主变充电，充电冲击5次，每次间隔5分钟良好

（31）合上110KV CB1（7）1开关对＃2主变充电，充电冲击5次，每次间隔5分钟良好

（32）联系调度110KV授电良好

（33）检查＃1主变35KVＩ，Ⅱ段中压侧开关在试验位置（34）检查＃1主变10KVＩ，Ⅱ段低压侧开关在试验位置 7、35KV系统送电

（1）检查35KVＩ，Ⅱ段开关在试验位置，并确认（2）合上35KVＩ，Ⅱ段控制电源，合闸电源（3）将35KVＩ，Ⅱ段PT手车推到工作位置（4）将35KVＩ段进线手车推到工作位置（5）合上35KVＩ#进线开关（6）35KVＩ段母线带电

（7）检查35KVＩ，段PT相序正确，电压正确，（8）将35KVⅡ段进线手车推到工作位置（9）合上35KVⅡ#进线开关（10）35KVⅡ段母线带电

（11）检查35KVⅡ，段PT相序正确，电压正确，（12）检查35KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。8.10KV系统充电：

（1）检查1#、2#、3#发电机出线拆开（2）测量10KV I# Ⅱ# Ⅲ#-PT绝缘良好（3）合上10KVＩ，Ⅱ段控制电源，合闸电源（4）将10KV I# Ⅱ#-PT推至工作位置（5）将10KV I# 进线开关推至工作位置（6）合上10KVＩ#进线开关（7）10KVＩ段母线带电

（8）检查10KV Ｉ段-PT相序正确，电压正确（9）将10KV I# 进线开关推至工作位置（10）合上10KVⅡ#进线开关（11）10KVⅡ段母线带电

（12）检查10KV Ｉ段-PT相序正确，电压正确

（13）检查10KV Ｉ，Ⅱ段-PT相序正确，电压正确，同相电压为零，异相电压为100V。9、380V厂用电系统充电及核定同期

（1）、将共用、厂用备用变压器分别充电，拉合5次每次间隔5分钟（2）厂用变压器及共用变压器相位、相序与备用变压器一致。注：厂用低压系统在母联开关处核定相位，如相位不相同时，需倒换相位，应在厂用工作变压器上进行。（3）、厂用低压系统配电柜电源核相：

凡是两路电源供电的配电柜，且供电电源不在一段母线上，必须进行相位核定，如果相位不相同时，进行调相，直到相位相同为止。10.受电过程中的安全措施

（1）各工作人员应负责各自所涉及工作中的安全措施；

（2）受电过程中，所有的一次设备应设专人监视、监听，如果遇异常现象应立即报告，如遇紧急情况，可根据具体情况按安全规程的有关规定作紧急处理，处理后应立即报告；

（3）受电过程中的一、二次设备的操作，须设专人操作和专人监护，应预先填好操作票，在操作过程中严格实行复述制度；

（4）在一次设备上工作应确认各开关、隔离开关均在断开位置，并按规定挂好接地线和合上接地刀闸；

（5）受电程序经批准后，一般不得更改，若有特殊要求须变更时，应经领导小组批准；

（6）与系统有关的一次设备操作时，要征得有关部门的同意后，方可执行；

11、质量标准

（1）在变压器、母线受电及冲击试验时，应做到PT二次回路电压正常，相序正确

（2）各电气开关操作灵活、动作正常，故障时，能及时动作（3）所有表计指示灵活、正确（4）变压器运行内部无杂音（5）所有继电保护动作应正确（6）受电试验一次成功 12.环境和职业安全健康管理

（1）从申请受电操作开始，进入110KV开关室、35KV 10KV、变压器及400V开关室的人员，均应认为该部分已带电，任何人不得随便接触带电设备；

（2）对一次设备充电时，现场应有专职人员监视和检查，发现异常必须停止试验，待查明原因及处理后才可继续进行试验；

（3）试验必须服从统一指挥，试验人员不得随意改变作业程序，如须更改，应与指挥人员联系，获得同意后由指挥人员发令才能操作；（4）已带电设备做好标记，带电设备与施工设备之间必须有隔离，并挂上警示牌；

13.试运行注意事项

（1）各项操作及试验须提前向调度申请，同意后方可实施；（2）所有操作均应填写操作票，操作票的填写及操作由运行单位负责,操作过程由运行单位和施工单位双重监护,双方负安全责任；

（3）试运行期间发生的设备故障处理及试验工作，均应填写工作票，经送电指挥部门同意后方可实施。

（4）厂变带上负荷24小时以后，所有已投运的设备交给甲方管理，运行方式和各种继电保护的最终投切由业主确定，并指令运行人员实施。（5）试运行期间，非指挥、调度、运行当值及操作监护人员不得随意进入试运行设备区域，任何人不得乱动设备，以确保人身和设备安全。13.受电后的管理工作

（1）设备带电后，实行工作票制度，应有专人操作和监护、值班管理（2）所有带电设备均挂上“设备带电、注意安全”警告牌

（3）经电缆沟、电缆通道等处可以进入断路器室、配电间的地方均应加设障碍及警告牌，以防人员误入；

（4）凡可能带电又在施工中的设备，应做安全措施，并向施工人员交待清楚，对必须停电但有可能操作的断路器都必须取下操作、合闸保险（5）各配电室、变压器室应配有通讯电话和灭火器

（6）高低压配电室门应上锁，并加挂“止步、带电危险”警告牌

14、主要工器具：

（1）、2500V、500V绝缘电阻表、万用表、相序表各一块（2）、全套电工工具

（3）、35KV 10KV 核相仪、（4）、绝缘手套、绝缘靴、专用接地线（5）、送电期间现场配备值班汽车

第三篇：厂用电分析

电厂厂用电率分析

一、厂用电率现状厂用电率的高低是电厂运行的重要经济指标之一，越来越受到领 导们关注。通过查看电厂记录，现将电厂厂用电率以表格形式呈现如下：发电量160125千瓦时 133875千瓦时 107625千瓦时 178500千瓦时 168000千瓦时 186375千瓦时 189000千瓦时 202125千瓦时 199500千瓦时 厂用电率12.53%16.37%16.74%13.67%13.18%12.78%12.54%11.53%12.65%

二、影响厂用电率的因素

1、机组负荷率的影响机组负荷率低是目前电厂面临的最主要的现实问题。我们的 机组设计负荷30MW，而在实际的运行当中由于各种现实原因，一般负荷只能达到22MW上下，甚至只有18MW，所以负荷率只有72%左右。电厂的辅机设备是按照额定出力选型的，机组出力减小，厂用电设备耗电量也减少，但两者并不是一个成比例减少的线性关系。总的来说，负荷率越高，厂用电率越低，理论上讲当机组负荷率最大是厂用电率最低；当机组发电量减少，负荷率降低时，由于厂用电耗电量并没有按照比例相应的减少，所以造成厂用电率居高不下。

2、生物质燃料的影响生物质燃料是影响负荷率的重要因素。我们都知道生物质又 称农林废弃物，燃料的水分、热值受环境湿度的影响比较大。通过请 教锅炉人员得知目前北流电厂入炉燃料水分都在百分之五十以上，水分过高造成引风机等设备已经达到额定出力，但机组负荷无法提升到更高的水平。换句话说，机组设备的耗电已达到额定值，机组的负荷却没有达到30MW设计值，这样就造成厂用电率偏高。

3、辅机设备选型的影响电厂主要电动设备包括引风机、电动给水泵、一次风机、二 次风机、高压流化风机、循环水泵等，这些电动设备的耗电量大概占厂用电的65%，甚至更高。辅机设备根据不同的选型基准点设计容量差别很大，再加上辅机设备的驱动电机要考虑1.15倍的储备系数并根据电动机的标准容量进行选择。如果辅机设备选型不合理，累计下来的名牌功率就和实际功率差距很大，造成很大的功率损耗，这部分也是造成厂用电率偏高的原因。

4、人为因素的影响电厂各专业人员操作用电设备不合理、不科学也会造成用电 量增大，厂用电率偏高。比如锅炉专业：⑴经常堵塞给料系统⑵锅炉缺氧燃烧，造成负荷低，燃料浪费。汽机专业：⑴循环水泵运行不合理⑵凝汽器真空低。电气专业：⑴锅炉和厂区等照明设备停送电不及时⑵对电动机检查不够，造成电机散热降低，摩擦增大，耗电增加。化学专业：造水过程中对设备开度不合理，造成设备运行时间变长，损耗电量等。

三、降低厂用电率的措施1.最大限度提高机组运行负荷率。2.保证所有设备的自动能够投入，各参数控制在额定值附近。3.发现设备有泄漏情况及时通知检修处理。4.按时开关锅炉设备的照明电源。5.机组在检修状态，尽可能控制辅机的试转时间，减少不必要的浪费。6.重视检修工艺，提高检修质量，使全厂主要辅机达到设计效率，保证辅机的正常运转，减少因消除辅机缺陷而启停的次数，减少启停的电能损耗。7.开展小指标竞赛，锅炉的风机电耗、蒸汽损耗等指标参于机组的 小指标竞赛，控制好的进行嘉奖，差的进行考核。

第四篇：厂用电运行规程(203)

厂用电运行规程

第一节 厂用电运行方式

一、厂用电运行规定

1、厂用电是保证发电站安全和经济运行极为重要的环节，因此厂用电必须具备高度可靠性和供电连续性，以及操作灵活可靠，检修维护方便。

2、厂用电糸统所属的一次、二次设备均属站内管理，当班值长有权决定厂用电的运行方式，并为此负责，厂用电设备停送电操作均由值长统一指挥。并详细检查倒换后各设备的运行情况，特别是重要负载(如水泵等)禁止在机组并列调负荷和解列时进行机组动力电源的倒换操作。

3、为保证厂用电的可靠性，厂用电备用电源正常情况下，必须按照运行设备巡视监测。当发现备用电源存在缺陷，应及时汇报发电车间，统一安排人员处理，否则不得投入使用。

4、调整厂用电电压档次，应由发电车间向运行部提出申请，经批准后，方可进行。调整时，厂用变应处于检修状态，由有经验人员进行调整，恢复时运行人员应详细的检查厂用电三相电压，必须平衡，方可投运。

5、严禁将与生产无关的负荷接入厂用电，不得任意改变厂用配电装置的熔断器保护装置的容量。

6、厂用电母线电压正常应保持在额定值的±5％，范围内(380

204

伏～420伏)，如长时间超过此范围，则应考虑调整厂变分接头。

7、厂用电保护装置在正常运行时必须投入，以保证在厂变发生故障时能及时切除故障，及时启用备用厂用电源，保证设备的连续安全运行。(特别是汛期更应保证厂用电)。

8、厂用电的倒换操作必须遵守先断后合的原则进行。

9、厂用变压器检修，在停电后和检修完送电前，均应摇测绝缘电阻，并作记录。其检修完送电时，绝缘电阻阻值应不低于前次同温度下的50％，否则需经运行部批准方可投入运行。

第二节 厂用电资料

1、三望坡围子坪电站

站内厂用电由两台厂用变（41TE、42TE）提供。均采用单母线供电方式，41TE厂变高压侧通过刀闸（6091）连接于6.3KV Ⅰ段母线，低压侧通过ZW1-1250断路器（401）及隔离刀闸（4011）送入0.4KVⅠ段母线，42TE厂变高压侧通过刀闸（9091）连接于10.5KV母线，低压侧通过断路器（402）及隔离刀闸（4021）送入0.4KV Ⅱ段母线，0.4KⅠ、Ⅱ段通过母联断路器（400）及隔离刀闸（4001、4003）连接，两台厂用变压器互为备用，401和402断路器互为电气和断路器体防合锁（两台断路器只有一把钥匙，必须先断开断路器并按下机械分闸按钮才能取下钥匙，另一台必须插入钥匙才能合闸），母联断路器采用低压及失电保护（电压过低及失去厂用电后自动断开）。由于三望坡与围子坪机组运行水流分别取为不同河道，并且6.3KV Ⅰ段母线和10.5KV母线也可以分别通过1T、2T可以从110KV、35KV母线

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取电，厂用电工作很可靠并互为备用。

a)当1#厂用电源或2#厂用电源单独供电情况下，必须检查402或401断路器在分闸位置，联络柜400断路器才可以合闸。

b)6KV 1#厂用电源0.4KV进线柜（1#进线柜）单独为Ⅰ段主母线供电；2#厂用电源0.4KV进线柜（2#进线柜）单独为Ⅱ段主母线供电,即0.4KV母线分段运行时。联络柜断路器绝对不容许合闸.c)厂用系统切换运行方式时，应注意励磁功率柜风机、主变风扇、技术供排水泵等各交流控制电源等重要负荷的运行情况。事故照明装置的直流电源应正常保持在备用状态，并应按照规定定期进行切换试验。

d)额定使用状态机械寿命为6500次。

e)操作次数已达500次应检查各部位螺钉有无松动，发现松动，应及时拧紧。

2、乐都一级电站

站内厂用电由一台厂用变（43TE）提供。采用单母线供电方式，43TE厂变高压侧通过刀闸（6092）连接于6.3KV Ⅱ段母线，低压侧通过断路器（401）及隔离刀闸（4011）送入0.4KV母线。由于该站只有一台厂用变，在运行时注意其巡视检查，并熟悉其机组及网络运行方式，在电站厂用电消失时，可以考虑从线路取电运行（分别可以通过乐都二级和三望坡1#主变取电，并且1#主变可通过110KV国家电网及围子坪机组取电，也可通过6.3KV Ⅰ段母线在三望坡机组取电），厂用电工作很可靠并互为备用。厂用系统投入运行时，应注意

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励磁功率柜风机、主变风扇、技术供排水泵等各交流控制电源等重要负荷的运行情况。事故照明装置的直流电源应正常保持在备用状态，并应按照规定定期进行切换试验。

3、乐都二级电站

站内厂用电由一台厂用变（44TE）提供。采用单母线供电方式，44TE厂变高压侧通过刀闸（6093）连接于6.3KV Ⅲ段母线，低压侧通过断路器（401）及隔离刀闸（4011）送入0.4KV母线。由于该站只有一台厂用变，在运行时注意其巡视检查，并熟悉其机组及网络运行方式，在电站厂用电消失时，可以考虑从线路取电运行（分别可以通过乐都一级和三望坡1#主变取电，并且1#主变可通过110KV国家电网及围子坪机组取电，也可通过6.3KV Ⅰ段母线在三望坡机组取电），厂用电工作很可靠并互为备用。厂用系统投入运行时，应注意励磁功率柜风机、主变风扇、技术供排水泵等各交流控制电源等重要负荷的运行情况。事故照明装置的直流电源应正常保持在备用状态，并应按照规定定期进行切换试验。

第三节 厂用系统的运行维护

一、厂用配电装置每班检查一次，检查内容如下：

1、查厂用400V电压应在正常允许范围内，三相电压平衡；

2、开关位置正确，；

3、电气设备导流部件无过热、放电和异常现象；

4、事故照明回路应无接地现象，若有接地现象应立即汇报有关人员，必须在24小时内消除。事故照明回路禁止接行灯变压器或其它临

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时用电设备。

第8条 厂用配电装置的熔断器不得任意改变其容量。

第四节事故处理

厂用电电源中断时的事故处理

（1）厂用电系统事故处理原则：尽可能保证厂用电设备的正常运行。

（2）厂用电源由于继电保护装置的动作而切断造成厂用电中断，则应用倒闸方法立即手动将备用电源合闸。

（3）400Ｖ厂用电压消失，查明原因：如果空气断路器（401）跳开（因过负荷过流）、立即断开部分重负荷设备开关，试送一次，正常后投入母联断路器，如不能恢复，应立即拉开隔离刀闸（4011），取下空气断路器（401）钥匙，插入402空气断路器，合上402，正常后再合上母联断路器。厂用电操作完成后应进行如下处理：

a、查明401跳闸事故性质及原因。如402不能恢复，应做以下处理：

a、该段母线和联接设备进行外观检查，发现故障点迅速加以排除；

b、断开该母线上所有支路开关刀闸； c、用500V摇表测量绝缘电阻；

d、确认故障原因并排除后，用厂用变向母线试送电，试送成功后，逐一合上各路负荷刀闸开关。

e、如400V厂用电系统中出现熔断器熔断，应切除该路负荷的开关刀闸，更换相同型号和容量的熔断器，不得用容量、型号不合208

格的熔断器代替，更换后可试送一次，若试送不成功应查明原因。

f、当出现厂用一条支路突然跳闸时，不能马上合上该支路开关，应将其检查该支路的其它分支路是否出现短路现象。如果查出短路点，应及时隔离短路回路，再合上支路开关；如果查不出原因，可采用分支路排除法进行查找.g、厂用电消失时应密切监视机组调速器油压及1#2#机组轴承上油箱油位，油压或油位低于下限而厂用不能马上恢复时必须马上对机组进行停机处理。

（4）当发生全厂停电事故时，应迅速采取措施，尽一切可能恢复厂用电。

a、如1-4#机组不能及时恢复自带厂用电，立即检查35KV线路是否带电，如正常，立即利用35KV线路带厂用电。

b、如35KV线路不带电，立即联系乐都一二级电站，送电到35KV线路，通过1#主变倒送电到6KV I段母线，保证电站厂用电可靠（注意此送电必须保障乐都一二级电站相关措施完善）。

c、如围子坪电站5-8#机组不能及时恢复，立即考虑在110KV线路取电恢复厂用电，如线路停电，联系西昌局地调要求强送电保障电站设备及人员安全。

d、各电站恢复厂用电后，应及时启动机组空载运行，必要时倒闸操作自行带厂用电。

(5)在保障厂用电倒闸操作中，必须按照安全规程相关措施及步骤执行，不得有任何违章行为。

（6）厂用电恢复后，班长应及时总结上报事故处理经过，并组织班组人员总结经验教训。

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210

第五篇：厂用电受电方案

厂用电受电方案

1.1 设备概况及主要技术参数

1）启备变

额定容量：54/35-35 额定电流：3207.6A 接线组别：YNyn0-yn0,d11 短路电压百分比UK=21% 额定电压：高压侧141.7

变比：230±2×2.5%／6.3KV 2）220kV 断路器

系统标称电压

额定工作电压

额定电流

220kV 252kV

4000A（LW35S）/3150A（LW10B）50kA(rms)1.3 125kA(峰值)额定短路开断电流

首相开断系数

额定短路关合电流

额定短路热稳定电流（持续3s）

50kA(rms)额定峰值耐受电流

125kA(峰值)3 隔离开关

型号：GW7-252DW/GW10-252DW 额定电压：252kV 额定电流：3150A 额定热稳定电流：50kA（3s）额定动稳定电流：125kA 4）220kV 电流互感器

型号：LVQB-220W2 额定电压：220kV 变比：2×1250/1A,1250/1A 极次组合：0.2S/0.5S/5P/5P/5P/5P/5P/5P 额定热稳定电流：50kA（3s）额定动稳定电流：125kA 5）220kV 电压互感器

1.2 引用标准及规范

1）《火电厂基本建设工程启动及验收管理办法（2006年版）》；

2）《火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）》；

3）《火电工程启动调试工作管理办法（2006年版）》；

4）《火电机组达标投产考核办法（2006年版）》；

5）《火电机组启动验收性能试验管理办法（2007年版）》；

6）《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009版）》；

7）

原电力部1997年颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；

8）

原电力部建质〖1996〗40号文颁发的《火电机组启动调试工作规定》；

9）

原电力部电综合〖1998〗179号文颁发的《火电机组启动验收性能试验导则》；

10）除上述国家及电力工业部颁发的规范、规程以外，检查验收仍需遵照如下图纸、文件；

11）经会审签证的施工图纸和设计文件；

12）批准签证的设计变更；

13）设备制造厂家提供的图纸和技术文件；

14）项目法人与施工单位、设备材料供货商单位签订的合同文件中有关质量的条款；

15）2.15 项目法人与监理单位签订的合同文件及相关监理文件。

1.3 送电目的

1）检查送电系统一次设备的工作性能；

2）检查送电系统二次电流回路、电压回路的正确性；

3）检查送电设备继电保护装置的可靠性及正确性；

4）确保机组试运工作正常进行。

1.4 受电范围

1.4.1

受电一般分四部份实施：•

1）为新建电厂系统，调试单位负责实施；

2）220KV线路及高压启动变压器充电检查，调试单位负责实施；

3）6KV厂用系统送电检查，调试单位负责实施；

4）380V低压厂用电送电检查，施工单位负责实施；

5）根据送电部分的实际情况绘制受电图纸。

1.5 受电前应具备的条件

1）与送电相关的一、二次设备安装工作全部结束，并经检验合格；

2）高压启动变及低压厂用变绝缘试验合格，送电前取油样作色谱分析（送电后按运行规定取样分析)；

3）有载调压装置及冷却装置正确投入运行，分接头置于额定位置（或运行要求的位置），送电时冷却器停用，有载调压装置置于手动位置；

4）要求送电用所有高压开关安装调试完毕，动作可靠；

5）要求送电用所有高压开关的隔离刀闸调整试验结束；

6）受电用开关与刀闸间相互闭锁试验结束，符合设计要求；

7）送电系统的继电保护按“定值通知单”整定完毕，动作正确可靠(包括线路保护、母线保护、启动变保护、6KV母线保护、低压厂用变及低压厂用电保护)；

8）送电用各开关的控制、信号、测量装置调试工作结束，传动试验正确；

9）UPS系统调试完毕，试验合格；

10）受电系统电气设备的名称、•编号、标志牌应清晰准确；

11）主控室、启动变、6KV盘间、380V盘间等有关受电设备周围，消防设施齐备，道路畅通，照明充足，通信设施齐全。

1.6 受电前准备工作

1）在6KV母线设备屏准备临时电压表一块（或万用表）；

2）将电厂母线电压二次出线从端子板上用临时电缆引至厂用电控制盘空端子板上，以便受电后作母线（启动变高压侧）与6KV母线二次定相；

3）根据实际情况在高压母线和6KV母线PT二次线圈上加装消谐装置，防止空负荷送电系统谐振；

4）故障录波器投入运行；

5）检查未投入使用的CT二次是否短接，PT二次是否断开；

6）受电线路对侧应装有可靠的临时保护；

7）电前线路应完成线路参数测试及一次定相工作。

1.7 受电程序

送电方式按两条线路，双母线单分段，一台启动变，两段6KV母线和一台低压厂用工作变，一台低压备用变进行。

1）线路受电；

2）升压站Ⅰ母线受电；

3）升压站Ⅱ母线受电；

4）高压启动变压器受电；

5）6KV母线受电；

6）低压厂用变及低压厂用电受电。

1.8 送电步骤及检查项目

1.8.1 线路受电（按照新建电厂两条线路考虑）：

1）检查受电线路母线侧隔离刀闸在断位；

2）检查受电线路开关在断位；

3）投入对侧线路充电保护；

4）通知线路对端空冲线路Ⅰ；

5）检查本侧线路Ⅰ出口PT电压及相序；

6）线路Ⅰ冲击5次，每次间隔5分钟；

7）线路对端空冲线路Ⅱ；

8）检查本侧线路Ⅱ出口PT电压及相序；

9）线路Ⅱ冲击5次，每次间隔5分钟。

1.8.2 升压站Ⅰ母线受电：

1）检查Ⅰ母线所有设备开关断位；

2）母联开关两侧刀闸在断位；

3）检查母联开关在断位；

4）检查Ⅰ母线PT二次开关（或熔断器）在合位；

5）合线路母线侧刀闸；

6）合线路开关空冲Ⅰ母线三次；

7）检查Ⅰ母线PT二次电压值及相序，并与线路PT进行二次定相。

1.8.3 升压站Ⅱ母线受电：

1）检查Ⅱ母线所有设备开关断；

2）断开线路开关使Ⅰ母线停电；

3）检查Ⅱ母线PT二次开关（或熔断器）在合位；

4）合母联开关两侧隔离刀闸；

5）合线路开关恢复Ⅰ母线送电；

6）投入母联开关充电保护；

7）合母联开关空冲Ⅱ母线三次；

8）检查Ⅱ母线PT二次电压值及相序，并与线路PT进行二次定相。

1.8.4 利用母联开关进行线路Ⅰ及线路充电至母线环并，检查保护及测量回路：

1）线路Ⅰ充电至母线Ⅰ，线路Ⅱ充电至母线Ⅱ；

2）合母联开关Ⅰ母线刀闸；

3）合母联开关Ⅱ母线刀闸；

4）合母联开关；

5）对端变电所调整运行方式，使线路Ⅰ、线路Ⅱ带负荷运行；

6）检查线路保护、母差保护、母联开关保护及所有测量电流回路数值及相位的正确性，并投入其保护装置。

1.8.5 高压启动变压器受电：

1）断开线路Ⅱ本侧出口开关（1ADA06GS003）及出口刀闸（1ADA06GS101），线路Ⅰ通过母线Ⅰ、母联开关带母线Ⅱ运行；

2）检查6KV备用进线开关在断位，试验位置；

3）检查6KV母线PT在工作位置，PT二次插头插入，二次开关（或熔断器）投入；

4）检查启动变冷却器停用；

5）检查启动变高压侧中性点接地刀在合位；

6）合启动变压器高压侧Ⅱ母线隔离刀闸；

7）投入启动变过流保护、瓦斯保护及压力失放保护；

8）合启动变开关，进行第一次送电，观察冲击电流；

9）检查启动变压器送电时有无异常现象；

10）检查启动变油温、一次电压、二次电压及一次电流；

11）如果启动变带有有载调压装置，检查有载调压装置的调压情况，即检查三相同步性，电压变化范围和规律；

12）检查启动变压器低压侧PT二次电压相位及相序；

13）确认启动变压器运行正常后，进行5冲击试验，每次间隔5分钟。

1.8.6 6KV母线受电：

1）检查 6KV 母线所有开关在开位，且开关小车在试验位置；

2）检查 6KV所有小车接地刀在开位；

3）将6KV母线备用工作进线开关推至工作位置，投入备用分支过流保护及过负荷保护；

4）合6KV母线备用工作进线开关，6KV母线送电；

5）检查 6KV 母线有无异常现象；

6）进行 6KV 母线电压、相序检查；

7）进行 6KV 母线与启动变高压侧Ⅰ母线（Ⅱ母线）二次定相。

1.8.7 低压厂用变及低压厂用电受电：

1）检查380V 工作母线所有负荷开关在断位；

2）检查低厂变低压侧开关（380V 工作段工作进线开关）在开位；

3）检查380V 工作母线电压互感器工作位置，二次保险合位；

4）投入低压厂用变压器电流保护；

5）将低压厂用工作变高压侧小车开关推入工作位置，合厂用变开关，冲击低厂变开关5次，每次间隔5分钟；

6）低厂变5次冲击无异常后，合380V 工作段工作进线开关，380V 工作段受电；

7）测量380V 工作段母线电压及相序，并与6KV备用段母线PT进行二次定相。

1.8.8 低压厂用备用变及380V备用段送电（与低压厂用工作变相同）。1.8.9 400V 工作段备用自投试验：

1）进行380V 工作段母线、380V 备用段母线一次定相；

2）利用380V 工作段与380V 备用段联络开关进行380V母线环并试验；

3）380V母线环并无异常后拉开380V联络开关；

4）投入备用自投开关（BK）；

5）用低厂变保护跳开低压厂用工作变高、低压开关；

6）380V 工作段与380V 备用段联络开关应能自动投入。

1.8.10 根据负荷情况依此检查、6KV系统、380V系统保护及测量回路是否正确，并及时投入。1.9 安全措施

1）送电前应由运行单位、施工单位及调试单位三方各派有关人员联合对电气一、二次设备进行仔细检查，以便提早发现隐患。

2）为确保送电的安全进行，远方操作投入运行的电气设备均由电厂运行人员负责操作，就地操作投入运行的电气设备由施工单位人员负责操作。所有操作均应严格执行有关操作规程。

3）送电期间应由安装单位派人对主要电气设备进行监护，一旦有异常应立即向现场指挥人员报告。

4）所有在带电设备上的试验工作须至少由两人来完成，并做好安全措施。

5）送电期间应有一定数量的专职消防人员及医护人员在场以应付可能出现的非常情况。