某110KV厂用电系统倒送电方案_secret

第一篇：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

第二篇：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

第三篇：倒送电汇报材料

松滋凯迪1×30MW生物质电厂工程

倒送电监检监理汇报材料

中咨工程建设监理公司松滋生物质电厂监理部

2012年 04月 25 日

各位领导、各位专家：

首先，我谨代表中咨工程建设监理公司松滋凯迪生物质发电厂1×30MW机组工程项目监理部欢迎各级领导和专家到现场来检查指导工作。我们在松滋凯迪发电厂建设监理过程中，得到了凯迪电力工程公司、松滋凯迪发电厂、广东省电力设计研究院、武汉市第十建集团公司和浙江省工业设备安装集团有限公司第四分公司及其他相关单位的领导、职工大力支持，在此表示衷心的感谢。现将本工程施工情况向各位领导、专家做如下汇报：

一、电气安装工程

（一）、电气系统工程概述：

松滋凯迪发电厂其规模为1ⅹ30MW生物质发电机组。锅炉采用1ⅹ120t/h高温超高压循环流化床锅炉和1台38MW抽凝式汽轮发电机组。

发电机型式：SGen5-100A-4p 120-16/10.5 1台

主变压器型式：三相双线圈铜绕组有励磁调压油浸式变压器1台 变压器容量：40000KVA 本期受电前电气系统安装工程，厂用电电压采用10kv和380V两级，10KV厂用系统中性点经二次电阻(该二次电阻接地设施接在西门子公司成套供货的发动机中心点)接地方式，380V厂用系统采用中性点直接接地系统，电力和照明等负荷共用。

10KV厂用电设两段母线（10KV厂用工作段和应急检修段）供10KV负荷，两段互相联络(BT、CT)，正常工作电源从发电机10KV机端母线经断路器引接，设断路器是为防止10KV厂用工作段上馈线故障时断路器拒动越级跳闸致使发电机出口断路器跳闸全厂停电，故加此断路器。10KV应急检修备用电源引自10KV施工电源。

380V设二台2500KVA低压厂变(#

1、2低压厂变)，每台变压器各自带一段母线(380V厂用I段和II段)，380V厂用两段互为备用，供380V 负荷。其中二次风机采用变频调节。

低压厂用电系统采用根据负荷布置设有汽机、锅炉、化水、循环水、空压机房、综合水泵房、办公楼、除灰和物料几大区（MCC）配电装置。

本次厂用电受电电源由荆州电业局实施。厂内受电变压器为40000kvA，受电线路的电压为110kv。主变低压侧进线采用10kv共箱封闭母线供备用段母线受电。分配给备用段10kvⅠ、Ⅱ段母线，由10kv母线配电给各低压用电变压器提供一次电源。

（二）土建工程概述

松滋凯迪生物发电厂土建工程分为主厂房生产动力系统及其附属工程；电力输配送控制系统及附属工程；材料周转输送系统；行政办公系统；场区硬化及道路运输系统；与各个系统配套的构筑物及设备基础工程。

到目前为止，主厂房生产动力系统及其附属工程已经全部完成；电力输配送控制系统及附属工程全部完成；材料周转输送系统已经基本完成；行政办公系统基本完成；场区硬化及道路运输系统完成85%，能够保证正常生产运转；与各个系统配套的构筑物及设备基础工程全部完成并投入使用。综上所诉，土建工程已经满足受送电条件。

二、监理工作：

中咨工程建设监理公司松滋项目部在全体监理人员的努力下，在业主的大力支持下，在施工单位的全力配合下，按照监理工作“四控、两管、一协调”的工作原则，对各阶段的施工项目进行全过程的施工管理与控制。

1、质量控制通过事前控制、事中控制、事后控制等方式对质量进行了严格

控制。

1）事前控制

我监理部在事前控制方面，认真熟悉图纸，查阅相关施工规范标准及规定，在施工单位资质齐全，人员、设备到位及时，机构健全，特别是质量体系健全完善的情况下，同意开工。

2）事中控制

在施工过程中，我监理部始终把质量意识贯穿在施工检查当中，坚持以国家电力建设施工、验收及质量验评标准和设计院的设计图纸、设计变更文件为依据进行监理，对安装过程中的质量严格把关，项目监理人员采取定期检查和不定期抽检相结合的方式，对现场各个施工过程进行检查，发现问题及时要求整改，对关键工序和隐蔽工程进行旁站监督，对特种作业人员的持证上岗情况进行岗前资格审查，在施工中要求做到人证相符。

到目前为止，全厂电气安装工程已经基本完成，经过对工程质量的检查和检验，质量均达到了合格要求。

3）事后控制

对于验收项目做到认真检查，一丝不苟，验收时主要检查施工作业人员的作业水平、作业资格，对隐蔽工程要求施工单位充分自检，再由监理现场检查核实签字确认。对于施工过程中出现的质量问题，采取口头通知和书面通知的方式及时要求施工单位进行整改。在资料方面，要求施工单位及时、准确报送相关资料，要求所有资料均真实、准确，完整。

2、进度控制

以业主制定的一级网络计划为指导方向，结合工程实际进展情况，随时调整二级网络进度计划，并要求施工单位根据自身施工状况及时编制更新三级、四级网络计划。我监理单位对关键线路、重点项目进行跟踪管理，召开了多次电气专业碰头会，对工程的进度偏差进行总结、分析，及时采取提醒、纠偏措施，协调施工单位之间交叉作业的矛盾，有力促进了整体进度稳定向前推进。

3、安全控制

工程监理部通过对施工单位安全体系的审查，对重大施工方案及技术措施的审核，对施工现场检查，使安全生产工作和文明生产工作得到良好的控制，本工程自开工以来，现场未发生任何安全事故，安全状况处于受控状态。

三、结论：

在业主的正确领导下，经过安装单位的紧张施工，浙江省工业设备安装集团有限公司第四分公司在受电前的电气安装过程中，质量保证体系运行正常，质量保证措施落实到位，验评资料与安装检查记录齐全，工程质量处于受控状态，厂用电系统单体调试和高低压试验全部完成。2012年04月22日，业主、监理、施工单位等各参建方进行联合检查，认为满足厂用受电条件，请各位领导专家监督检查指导。

中咨工程建设监理公司松滋凯迪监理部

2012年04月

第四篇：防倒送电措施(通用)

为了加强用电管理，确保供用电双方的安全生产，防止双电源倒送电造成人身、设备事故，特制定本办法。

1、凡一个用户的同一供电点，由两路及以上不同电源供电或是由我局一路电源供电，另一路由用户自备电源（包括逆变电源）者，均属双电源用户。

2、装设双电源用户的条件是：突然停电或间断供电，会严重威胁人身及设备安全和有重大政治影响，或造成生产和财产重大损失者。

3、凡需装设双电源用户，应事先向所辖供电所提出书面申请（内容包括：申请理由、现有供用电状况，申请备用或保安电源的容量。自备发电机组装置容量和台数、变配电室双电源一次主接线设计图、防止倒送电及防误并列的措施等），由供电所报生技科审批。

4、双电源用户均应与电力局签订《双电源（自备电源）供用电协议书》后，方可投入运行。对未经申请或虽已申请（且已安装好），但未经我局正式批准而擅自使用双电源者，一经发现，则予停止供电，并按相关法律规定处罚。

5、任何用户（包括双电源用户），都无权私自转供电；任何单位或个人都不得私拉乱接，改变原来供电电源的接线，而构成双电源。

6、未经办理正式手续，电力局任何部门或个人均无权私自许可任何单位或个人接用双电源，也无权私自改接线路而使之成为双电源,否则，一经发现，扣责任人一个月奖金。

7、为确保供用电双方人身及设备安全，防止倒送电和误并列，特对双电源切换装置规定如下：

7.1常用、备用电源切换装置应安装于同一配电室内。

7.2低压双电源应采用双投刀闸切换电源，低压三相四线供电用户，应采用低压四极双投刀闸，如因条件限制（距离过远或总屏刀闸容量在1000安以上时），应采用电气闭锁，但切换电源时，不允许有合环和并列的可能。

7.3高压双电源供电的用户，电源侧的断路器，应尽量采用机械联锁装置，如开关柜距离过远，可采用电气闭锁，但应保证任在何情况下，只有一路电源投入运行，且无误并列、误合环的可能。在进户终端杆装置隔离刀闸，该刀闸操作权属电力局。

8、高压双电源用户，其切换电源不论室内外操作，应事先向电力局调度室内提出申请（书面或电话），经同意后方可切换，切换时用户应执行倒闸操作票和监护制度。切换完毕，应向调度报告。高压开关、刀闸均应按规定统一编号，以便填写倒闸操作票。如发生事故紧急情况，用户应先切断供电电源后再进行倒电源操作，并及时报告我局调度所。具体应按电网调度规程和《供用电合同》有关规定进行操作。

9、凡经电力局同意二条高压馈线分别同时供电的用户，其低压侧应各自分开线路供电，严禁合环运行。同时严禁低压侧使用临时线作为互为备用电电源。

10、双电源用户如需变更双电源供电范围、容量、接线方式时，应事先向电力局提出书面申请，经电力局审查同意后方可变动。投入前经电力局检查合格，并重新修订《双电源（自备电源）供用电协议书》后，方准许其投入运行。

12、在电力供应暂时紧张时，或个别用户确因生产需要安装自备发电机组的，均按本规定办理。但电网供电正常后应立即拆除，改为单电源用电。

13、双电源用户应严格遵守《双电源（自备电源）供用电协议书》规定，本规定未尽事宜，均按《供电营业规则》或国家颁布的有关法规指令办理，或由双方协商后换文作为《协议书》附件。

14、双电源用户的申报、审批、检验、异动、协议签订等工作由电力局生产技术科归口负责受理，然后转用电营销科、调度中心审查无异议后，将《双电源（自备电源）供用电协议书》作为《供用电合同》之附件。

为了加强用电管理，确保供用电双方的安全生产，防止双电源倒送电造成人身、设备事故，特制定本管理办法。

1、凡一个用户的同一供电点，由两路及以上不同电源供电或是由我公司一路电源供电，另一路由用户自备电源（包括逆变电源）者，均属双电源用户。

2、装设双电源用户的条件是：突然停电或间断供电，会严重威胁人身及设备安全和有重大政治影响，或造成生产和财产重大损失。

3、凡需装设双电源用户，应事先向电力公司营业所提出书面申请（内容包括：申请理由、现有供用电状况，申请备用或保安电源的容量。自备发电机组装置容量和台数、变配电室双电源一次主结线设计图、防止倒送电及防误并列的措施等），电力公司应严格审核，严加控制。经审查后，答复用户。

4、双电源用户均应签订《双电源（自备电源）供用电协议书》后，方可投入运行。对未曾申请或虽已申请（且已安装好），但未经我公司正式批准而擅自使用双电源者，一经发现，则予停止供电，并按违章用电论处。

5、任何用户（包括双电源用户），都无权私自转供给其他单位或个人；任何单位或个人都不得私拉乱接，改变原来供电电源的接线，而构成双电源。

6、未经办理正式手续，电力公司任何部门或个人均无权私自许可任何单位或个人接用双电源，也无权私自改接线路而使之成为双电源，否则，一经发现，予以严肃处理。

7、为确保供用电双方人身及设备安全，防止倒送电和误并列，特对„„

1、组织措施

（1）规范用电，用电前签定安全用电协议

自备电源用户在用电时先要签定自备电源客户用电协议，协议主要内容有用电地址、用电容量、电源使用方式、安全规定、设施维护责任、约定事项、违约责任等，以保证安全用电。

（2）建立自备电源客户档案，健全设备台帐

自备电源客户台帐要齐全，客户档案要全面，包括用户名称、T接线路编号名称、发电地址、产权分界点、变压器数据、发电机数据、双投开关数据等。

（3）加强用电服务，建立重大事项应急预案

供电所设置自备电源客户兼职专责人，作为供电所和客户联系的桥梁，提供全过程全方位的安全可靠用电服务和用电咨询服务，做到“内转外不转”；每月召开一次自备电源客户座谈会并设有联谊制度，以加强供电所与客户思想交流，为客户作好安全用电政策宣传；建立重大事项应急预案，做好重大事项的安全准备工作。

（4）定期检查

所用电管理人员定期对自备电源用户进行检查，及时发现和处理问题，特别是对不安全因素，要限期抓紧整改，对违反《自备电源客户用电协议》的，应及时制止并按有关规定严肃处理，并作好记录。

（5）按时培训

根据工作要求，供电所定期对自备电源客户专职电工组织业务培训，提高业务技能。培训内容丰富多样，既有各种电力生产法律法规的学习，又有实际操作技能的训练，作到安全教育培训和生产实际相结合，防止走过场和形式化。

2、技术措施

（1）为确保供用电双方的安全生产，提高客户用电的可靠性，防止因双电源或自备发电机组倒送电至公用电网而造成人身伤亡或设备损坏等恶性事故，与电网有关联的自备电源客户，其两路电源之间必须有电磁型或机械型闭锁装置，并不得任意拆除闭锁等安全技术装置；

（2）自备电源客户在进户线电杆处（电缆线路在电源电缆头

处）装设明显标志；配电室有自备发电机管理的技术措施和管理措施制度，并有值班人员名单，实行昼夜值班等制度：

（3）自备电源客户接线方案、用电设备、电源等如需更动，一定要征得供电部门同意，在供电所专职人员指导下进行；

（4）用户线路计划检修停电时，供电所事先通知用户，并根据《国家电网公司安全工作规程》的有关规定，对可能到送电到检修线路的分支线（用户）都要挂设接地线，以保证检修人员安全。

3、双电源的管理

检查双电源的运行管理工作，是一个重要的问题。近年来，由于管理不严，曾发生过多次反送电造成的人身触电事故。因此必须加强这方面的管理。

双电源用户，不论是从电力系统双回线供电的用户，还是有自备发电机的用户，在倒闸操作中，都具有可能向另一条停电线路倒送电的危险性。还有一种情况是用户甲有可能通过低压联络线向用户乙倒送电。这些都会造成人身伤亡事故。防止这种危险的方式有以下几种：

（1）两条以上线路同时供电的用户，分段运行或环网运行、各带一部分负荷、因故不能安装机械的或电气的联锁装置的用户，这些线路的停电检修或倒换负荷，都必须由当地供电部门的电力系统调度负责调度，用电单位不得擅自操作。用户与调试部门应就调度方式签订调试协议。用户应制订双电源操作的现场规程，指定专人负责管理并应定期学习和进行考核，以保证操作正确。

（2）由一条常用线路供电，一条备用线路或保安负荷供电的用户，在常用线路与备用线路开关之间应加装闭锁装置，以防止两电源并联运行。对装有备用电源自动投人装置的用户，一般应在电源断路器的电源侧加装一组隔离开关，以备在电源检修时有一个明显的断开点。用户不得自行改变常用、备用的运行方式。

（3）一个电源来自电力系统，另备有自备发电机作备用电源的用户，除经批准外，一般不允许将自备发电机和电力系统并联运行。发电机和电力系统电源间应装闭锁装置，以保证不向系统倒送电。其接线方式还应保证自发电力不流经电力部门计费用的动力、照明电能表。

第五篇：5.3停、送电倒闸操作规程

变电所停、送电倒闸操作

1.目的

规范各种情况下倒闸操作程序，保证设备正常运行

2.适用范围

工程部高压值班人员

3.健康与安全

停送电严格按照倒闸操作票制度完成。严禁带负荷停送电。4.作业内容 4.1.1 4.1.2 4.1.3 正常情况下的倒闸操作规程：

工程部提前两天书面通知配电室运行组停、送电范围（包括变压器报停、启用）。配电室运行组接到通知后，一天内完成以下工作：立即通知供配电专业人员到现场，根据负荷分布情况实地考察其可行性；若不可以（不合安规）要立即汇报情况，并说明原因；若可行，则应明确停、送电时间、范围，填好操作票后，由相关领导审批，同时将停、送电情况书面通知公司。

4.1.4 4.1.5 4.1.6 4.1.7 4.1.8 公司接到通知后，提前一天贴出停电通知以告之业主。

倒闸操作前，配电室运行人员要做好相应的准备工作，电梯降至一层。在确定时间，在监护人的监护下，操作人按操作票进行倒闸操作。倒闸操作完成后，配电室运行人员要检查电梯的运行情况。做好各项相关记录。

4.2.紧急状态下的倒闸操作规程：

4.2.1 发现配电房有冒烟、短路等异常情况或发生火警等重大事故时，配电室运行人员有权立即进行全部或部分负荷停电操作；根据情况断开低压配电柜上电源开关，或断开高压配电柜高压开关。

4.2.2 停电后立即通知公司和有关维修人员，维修人员到现场后立即检查事故原因，在查出确定的原因后方可恢复部分或全部供电。对损坏部分应尽快修复，以恢复正常供电，并通知消防广播对停电原因进行解释。

4.2.3 做好各种记录，重大事故应立即报告上级领导。4.2.1.业主要求自己单位楼层或商铺停、送电的操作规程：

4.2.2.作业单位将申请停送电理由、作业地点、影响范围、停电起止时间等写成书面报告、交工程部经理报公司批准。

4.2.3.作业单位把经批准的报告送交配电室负责人。4.2.4.配电室负责人填写并签发工作票、交配电室值班员。

4.2.5.配电室值班员按工作票停电，作好有关安全措施，同时向工作负责人交待并一起检查停电范围和安全措施，移交工作现场。双方签名后，工作票交给工作负责人，允许开始工作。

4.2.6.工作完成后，工作负责人到配电室将工作票交给配电室值班员，双方签名后，才算工作结束，再恢复送电。必要时配电室值班员在送电前应先到现场检查，工作负责人应待送电成功后离开配电室。

5.6.相关文件

《值班电工岗位职责》

《进网电工操作规程》

相关记录

《35KV变电站运行记录表》 《配电室交接班记录》

《10KV站巡视记录表 》

《10KV变电站人员出入登记表》 《变电站停送电指令单》 《上海万达商业广场操作票》 《

一、二段400V馈出线运行记录表》 《停电通知》