06厂用电系统受电前-汇报材料-XX项目资料

第一篇：06厂用电系统受电前-汇报材料-XX项目资料

编号：﹝2016﹞

号

核准文件上工程名称 厂用电系统受电前 质量监督检查汇报材料

二〇一六年三月一日

目录

建设单位工程管理情况汇报………………………………………………1 设计单位设计情况汇报……………………………………………………2 施工单位施工情况汇报……………………………………………………3 调试单位调试情况汇报……………………………………………………4 监理单位监理情况汇报……………………………………………………5批准审核编制

建设单位：XXXXXXXX（盖章）

2016年03月01日

一、工程建设分标变更情况

（有无新增施工和检测单位、新增单位承接范围、资质及其证书编号、负责人，工程建设管理单位有无变更情况需要说明）

二、工程建设管理情况

工程建设强制性条文检查情况，工程施工进度执行情况。工程专业标准清单签批、设备制造商是否现场技术交底并处理设备缺陷，厂用电系统范围内建筑工程验收情况，受电电源、高压启动/备用变压器、厂用电高压配电装置安装调试完成情况。厂用电系统受电范围内电气一、二次系统及保护调试组织验收情况、设备制造厂负责调试 的项目调试完成情况，是否提供报告。厂用电系统受电方案经试运指挥部批准、现场安全保卫消防等工作落实以及受电后的管理方式确定情况等。历次质量监督检查提出的整改项目各参建单位闭环情况。审定审核编制

设计单位：XXXXXXXX（盖章）

2016年03月01日

一、设计图纸交付进度情况

二、设计工代现场技术服务情况

（设计交底及施工图会检情况、交底人与被交底签字情况，现场出现问题的处理情况）

三、设计变更及设计优化情况

四、工程建设强制性条文落实情况

五、符合性评价意见

（工程实体质量与设计符合性情况给出评价意见）审定审核编制

施工单位：XXXXXXXX（盖章）

2016年03月01日

一、目前工程形象面貌

（按照单位工程划分情况如实描述）

二、专业施工组织设计及施工方案审批情况

（包括其安全和技术交底全员签字情况、单位工程开工报告审批情况、专业绿色施工方案编制实施、检测试验项目计划审批情况。）

三、质量管控及其验收情况

（重点介绍部分，内容应量化，包括质检员和特殊工程人员持证情况及倒送电方案的组织安排，受电电源、高压启动/备用变压器、厂用电高压配电装置等安装调试完成情况，受电系统范围内建筑工程完成验收情况，以及电气一、二系统及保护调试的验收，设备制造厂负责调试的项目验收情况等等。工程实体施工及验收情况：

1、土建专业，2、电气一次二次设备，3、热控专业，4、调整试验，5、生产运行准备方面

6、验收及缺陷处理等等。具体参考质监大纲）

四、工程建设标准强制性条文实施情况

（重点介绍部分：要根据工程实际针对性执行检查记录）

五、存在的问题及其处理方案

六、工程有无转包及分包情况

七、历次监检整改、回复情况

八、工程施工与设计符合性评价意见

（工程形象面貌和工程质量与设计要求、国家规程规范的符合性给出自评价意见）

附件：

1.工程建设标准强制性条文检查执行表 审定审核编制

调试单位：XXXXXXXX（盖章）

2016年03月01日

一、调试项目部情况

（单位资质两证齐全，资质满足工程项目要求，调总已经本企业法人授权，其执业资格证书满足要求，相关调试人员持证上岗情况，调试仪器设备的配置是否满足工程调试要求。）

二、调试方案审批情况

（包括其安全和技术交底全员签字情况、调试措施审批情况、厂用电系统受电方案经试运总指挥部批准情况。）

三、调试完成情况

（重点介绍部分，内容应量化，包括厂用受电相关控制系统调试是否合格、受电范围内的设备和系统按规定调试完成验收签证情况等等。具体参考质监大纲）

四、工程建设标准强制性条文实施情况

（重点介绍部分：要根据工程实际针对性执行检查记录）

五、存在的问题及其处理方案

六、工程有无转包及分包情况

七、工程施工与设计符合性评价意见

（工程形象面貌和工程质量与设计要求、国家规程规范的符合性给出自评价意见）

附件：

1.电气、热控系统调试完成情况统计表 2.工程建设标准强制性条文检查执行表 审定审核编制

监理单位：XXXXXXXX（盖章）

2016年03月01日

一、工程形象面貌

（厂用电系统受电范围内的建筑工程、电气一次、二次系统及保护、控制系统调试、设备制造厂负责调试项目的调试完成验收情况）

二、监理项目部人员及仪器设备配置情况

（总监须持有效总监理工程师、专业监理工程师须持有效注册监理工程师证书。仪器设备配备应满足现场监理工作需要并检定有效）

三、厂用电系统受电方案批准情况

（包括其安全和技术交底全员签字情况、专业绿色施工方案审批）

四、现场旁站及质量验收情况

（重点介绍部分，内容应量化，包括质检员和特殊工程人员持证情况及倒送电方案的组织安排，受电电源、高压启动/备用变压器、厂用电高压配电装置等安装调试完成情况，受电系统范围内建筑工程完成验收情况，以及电气一、二系统及保护、控制系统调试的验收，设备制造厂负责调试的项目验收情况等等。工程实体施工及验收情况：

1、土建专业，2、电气一次二次设备，3、热控专业，4、调整试验，5、生产运行准备方面

6、验收及缺陷处理等等。具体参考质监大纲）

五、设计变更及优化情况

（设计变更单必须经业主签字认可）

六、存在的问题及处理方案、验收意见

七、质量问题跟踪管理台账建立情况

（具体统计安全、质量问题通知单及其闭环情况）

八、评价意见

（工程形象面貌和工程质量与设计要求、国家规程规范的符合性给出监理评价意见）

附件：

1.电气、热控系统调试完成情况统计表 2.工程建设标准强制性条文检查记录表

第二篇：厂用电系统受电前监检汇报材料(正式)

四川福溪电厂#1机组厂用电系统

受电前监检汇报材料

天津电力建设公司福溪工程项目部

四川福溪电厂厂用电系统受电前监检汇报材料

尊敬的各位领导、各位专家：

大家好！首先，我代表天津电力建设公司对各位专家的到来表示热烈欢迎。欢迎您对福溪电厂#1机组厂用电系统受电前的准备工作进行监督检查指导。

本工程自2009年11月18日开工以来，到目前已具备了受电前的监检和分部试运的条件。现将工程主要情况作简要汇报。

一、施工范围和主要工程量:

1、施工范围

6kV厂用及公用高压配电装置；380V厂用低压配电装置；直流系统；交流不停电电源(UPS)。全厂屋外接地网和#1机组的屋内接地网，#1机组区域的电缆桥架，厂用电系统的电缆敷设。

本次受电范围：500kV屋外配电装置（四川电建二公司施工）—启动/备用变压器（四川电建二公司施工）---6kV厂用高压配电装置---380V厂用低压电源系统。

2、主要工作量

厂用6kV 高压配电装置两段，共计49面；脱硫及公用6kV高压配电装置两段，共计64面；

低压配电装置：汽机干式变 2 台，汽机 PC两段；锅炉干式变 2 台，锅炉PC两段；检修干式变 1 台，检修PC一段；照明干式变1 台，照明PC一段；公用干式变1台，公用PC一段；保安PC 四段；PC盘柜共计 97面。

2组110V和1组220V 直流系统，每组4面盘柜，共计12面盘柜；一套交流不停电电源(UPS)。110V 蓄电池2组，每组51块，共 102块；220V 蓄电池1组共 104 块。

二、实际施工进度

2011年3月2日完成#1机组直流系统安装及带电试运行； 2011年3月3日完成#1机组UPS安装及带电试运行 ； 2011年3月6日完成#1机组蓄电池安装及充放电； 2011年3月10日完成6kV高低压配电装置安装 ； 2011年3月23日完成DCS系统受电；

三、施工质量目标

1、质量总目标：

高水平达标投产，创中国电力行业优质工程奖，争创国家优质工程奖。

2、质量分解目标：

四川福溪电厂厂用电系统受电前监检汇报材料

安装、调试项目的合格率 100%； 分部工程合格率 100%； 分项工程合格率 100%；

机组安装工艺美观；设备安装齐全，环境文明整洁。

四、质量管理体系及其运行效果：

1、建立组织机构 健全质保体系

项目建立了以项目经理为首，总工为总负责的质量保证体系。组织结构上设置了强有力的质量管理网络体系，层层把关，超前策划，严格目标管理，保证体系有效运行。

2、先期运筹策划 体系有效运行

开工伊始，首先依据质量目标要求，编制了《质量样板策划》、《质量创优规划实施细则》，每月还编制了有针对性的月控制计划，在施工过程中严格执行；在施工前认真组织图纸会审，并针对质量检验的关键部位编制了《质量检验计划》，经监理、业主审核后进行严格实施。

3、强化质量意识 重视精品培训

在开工前，质量部组织了全体施工人员进行了质量交底和工艺模板、控制点的培训学习，使全员掌握了本项目质量管理目标及标准。过程中针对工程关键工序质量控制点定期对施工队伍进行培训，保证了本专业创优质量目标。

四川福溪电厂厂用电系统受电前监检汇报材料

五、质量管理工作和质量控制效果

1、重视质量工艺 建立样板工程

为了确保质量目标的顺利完成，在施工过程中加大质量管理力度，确立“以点带面，样板引路”的质量管理思路，把桥架、电缆和二次接线确立为样板工程项目。使桥架、电缆和二次接线工艺得到监理和业主的好评。

2、加强过程控制 确保质量工艺

我们始终坚持以“过程精品保证结果精品”的创优意识，注重以事前、事中、事后的全过程质量管理来实现“一次成优”，强化质量管理的服务、监督职能，细化各环节的过程控制要求，落实质量控制计划，在施工过程中加强过程控制及验收，对不符合创优项目的指标及时进行整改，把缺陷消除在萌芽状态；

一是严把材料“入口关”，从源头上保证工程的内在质量和外观工艺。

查，确保符合资质要求；

二是严把“资质关”，对特殊工种作业人员，施工中使用的各类计量表计，建档跟踪检三是严把“接口关”，对工序交接、隐蔽验收、各项性能试验严格过程控制及检查验收，保证上道工序无缺陷、无尾工，验收合格，并为下道工序提供超值服务；

四川福溪电厂厂用电系统受电前监检汇报材料

四是严把“质量工艺关”，施工中坚持高标准，精细化管理，在施工中对盘柜垂直度、桥架安装细部质量工艺、电缆敷设、二次接线质量工艺等进行严格控制，并把二次接线的正确性、牢固性进行重点控制，接线前要求技术员认真核对厂家原理图和设计院接线图，绘制出接线端子图并对接线工进行交底，过程中技术员和调试人员检查接线的正确性和牢固性，并监督接线工对柜内配线进行全部检查紧固，紧固后又经二级、三级质检认真检查验收，把缺陷消除在萌芽状态，确保了盘柜、桥架、电缆和二次线的内在质量和外观工艺。

五是严把 “验收关”，一级自检，重在控制每道工序的质量标准，二级质检，重在过程控制，对施工过程中发现的质量隐患进行彻底排查，三级验收重在掌控关键部位的施工工艺与验收标准，严格按验评标准及强制性条文要求检查验收，保证了工程内在质量及外观工艺；

3、严格资料管理、确保资料规范

四川福溪电厂厂用电系统受电前监检汇报材料

为保证资料的准确性、及时性及与工程同步，建立了严格的资料管理制度，对资料进行了系统的策划，对资料表格及格式进行了统一要求，并在工程前期进行了资料管理制度及要求培训，在日常资料生成过程中对填写、格式、签字等重点部位进行严格检查，对检查发现的问题及时整改，确保了资料的数据准确、生成及时、格式规范。

六、实体质量状况

设备安装质量合格，工艺美观。手车式配电柜操作灵活，闭锁可靠，各项电气试验符合交接试验标准和制造厂的技术标准，保护、自动装置的整定符合规定，对地距离符合规范要求；电缆排列整齐、弯度适度、无损伤；标志齐全、清晰、正确；二次回路接线正确，工艺美观，连接可靠，绝缘良好，无损伤。

截止目前：

自开工起到目前共完成验收项目：分部工程验收13项； 分项工程验收66项；隐蔽验收签证16 项。检查签证 7 项。一次验收合格率100%。

七、发生的质量问题和处理结果

1、厂家二次线有个别地方松动现象，我方对厂家二次线进行了全面检查及紧固，无松动现象；

2、汽机干式变B相母线变形，接触不可靠，厂家对母线进行了打磨加工并重新进行了连接，经监理、业主验收确认合格；

3、干式变和PC盘柜母线接口部位尺寸不匹配，连接不上，经过厂家重新调整母线并连接后经业主、监理确认合格；

4、汽机、锅炉干式变零序互感器与母线不匹配，互感器二次线未接，厂家对互感器进行了更换经业主、监理确认合格；

5、公用、检修和照明干式变零序互感器安装位置不对，起不到保护作用，厂家改变位置经业主、监理确认合格。

八、遗留问题和处理计划

四川福溪电厂厂用电系统受电前监检汇报材料

无遗留问题

九、经验教训和改进措施

厂用电系统设备安装质量工艺总体不错，但是细部工艺还有待改进，重点是电缆和二次接线工艺还需加强，在今后的施工中加强电缆和二次接线的细部工艺控制，定期对施工人员进行工艺标准培训及交底，在现场策划一些工艺亮点照片，让施工人员时刻清楚工艺标准及要求，在施工过程中各级管理及质检人员加强过程监控，把问题消除在萌芽状态中，保证电缆及二次接线工艺美观，满足创优标准的要求。

各位领导、各位专家，以上是我项目部对#1机组厂用电系统的简要汇报，现场及资料已就序，通过自检及预检，检查出的问题全部整改完毕，我们认为#1机组已基本具备受电前监检的条件。最后，恳请各位领导、专家提出宝贵意见和建议。顺祝各位身体健康、工作顺利！

谢谢大家！

天津电力建设公司福溪项目部

2011年04月05日

第三篇：厂用电系统受电反事故措施

XX热电有限责任公司

厂用电系统受电反事故措施

为实现公司的厂用电系统受电及调试期间安全管理目标，坚持安全管理坚持“安全第一，预防为主”的方针。严格贯彻执行国家关于《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，和《山西省电力公司“二十五项反措”实施细则》，根据国家电力公司反事故技术措施汇编要求，特制订我公司运行部厂用电系统受电反事故技术措施，以提高防范事故意识，增强防范事故能力，把各项要求落到实处，确保我公司厂用电系统受电顺利进行。

1.防止电缆火灾事故

1.1电缆火灾的防止：

1.1.1严格执行《电力设备典型消防规程》《火力发电厂与变电所设计防火规范》等一系列有关规程。

1.1.2电缆有无受临近高温设备烘烤，而引起电缆绝缘部分老化、损坏的现象，有无承压高温设备突然破裂后将介质喷射到电缆的可能。

1.1.3电缆排上有无严重积粉现象，对于易积粉的地方有无积粉自燃的现象。

1.1.4电缆沟道内积油或渗油，防止充电电气设备的油流入电缆隧道内，在设备起火时引燃电缆。

1.1.5电缆沟盖板是否严密，防止因电缆沟盖板不严，电焊渣火花等火种误入电缆沟而引起电缆着火。

1.1.6

电缆隧道内有无漏水、积水和电缆浸水现象，防止长期水浸泡电缆而造成电缆绝缘降低而发生爆炸，造成火灾。

1.1.7检查电缆有无发热、鼓胀现象，特别是对高压电缆和电缆接头应加强检查。

1.1.8严格控制在电缆附近，隧道内的动火作业。

1.1.9

电缆上无重物积压而造成绝缘损伤的现象。

1.2

电缆防火阻燃情况的检查：

1.2.1

通往主控室电缆夹层的孔洞盘柜的电缆孔，都应进行密实可靠的封堵处理。无采取木版之类易燃材料作为封堵材料和承托的现象。

1.2.2

易受外部着火影响的电缆区段，加装的罩盖，封闭式槽盒以及其它的挡火措施齐全。

1.2.3对防火墙附近的电缆涂着的防火材料良好，无漏洞和脱落的现象。

1.3

灭火装置的检查：

1.3.1

定期全面检查消防装置的良好备用及运行状态，一旦发生火情，能迅速启动。

1.3.2

对于固定的自动灭火装置，必须保持齐全、完整，损坏的装置应及时更换。

2.防止电气误操作事故

2.1

防止电气误操作事故，首先必须从各级管理人员着手抓起，保证各级管理、指挥人员的正确指挥与合理协调，在安全管理上要尊重科学，尊重客观现实，杜绝违章指挥。

2.2

建立良好、合理、畅通的操作联系制度，在操作命令的上传下达过程中，不管何种方式都必须保证其正确性，当接令人对操作任务发生疑问时，发令人应予以解答，使操作人员心中有数。

2.3

加强安全管理，提高职工安全意识

2.3.1

加强职工业务培训和安全思想教育，使每个职工通过学习养成良好的工作作风，严细的工作态度和强烈的工作责任感。

2.3.2

每个职工通过学习以往的误操作事故通报和案例，要认清习惯性违章的“顽固”性和“危害”性，要清醒地认识到反习惯性违章是艰巨而长期的任务。

2.3.3

正确使用防护用品和安全工器具，确保工作人员的人身安全。

2.3.4

定期进行事故预想和反事故演习。

2.4

在操作过程中，应严格执行《电力安全工作规程》的有关规定和“两票”制度。

2.4.1

应填写操作票的工作必须填写操作票。实行操作监护制度，操作票的执行过程要规范、合理。杜绝无票操作。

2.4.2

在操作过程中，必须实行唱票、复诵、三秒思考后方可操作。

2.4.3

执行完后的每一项均应立即打“√”，禁止提前或操作完毕后集中打“√”。

2.4.4

在操作中发生疑问时，禁止操作人员私自改动操作票的内容或倒项、跳项、漏项、添项后进行操作，如有疑问，必须重新填写操作票，并审核合格后方可进行操作。

2.4.5

厂用电系统受电操作，应由山西电科院调试人员监护，对本系统熟悉的主岗运行人员进行操作，山西电科院调试人员和瑞光热电运行部专业管理人员应现场监督操作执行情况并对操作的技术问题严格把关，对违反操作原则和不合理的操作应立即予以制止。

2.4.6

对电气倒闸操作实行动态管理，过程控制，及时发现问题，及时纠正。

2.5

对安全用具应规范管理，合理使用。

2.5.1

专人保管，定期存放，经常保持良好状态。

2.5.2

根据安全用具的有关规定，及时定期送交有关部门进行试验，合格后方可继续使用，不合格的安全用具禁止使用。

2.5.3

有可能时在使用前进行必要的检查和试验，以确认其良好，谨防因安全用具损坏而误导操作人员出现误判断误操作。

2.5.4

使用完后的安全用具，要及时交专责人收管，禁止乱扔乱放。

2.5.5

安全用具只能供操作专用，禁止当作其它的工具使用。

2.6

加强对接地线（接地刀）的管理

2.6.1

220KV系统及6KV带接地刀的开关送电前应先检查接地刀三相断开。

2.6.2

合开关接地刀前应应检查开关确断并在开关的负荷侧验电。

2.6.3

临时接地线拆装应按正确的顺序操作：装设接地线应先装接地端，后装导体端；拆接地线的顺序与此相反。

2.6.4

进行接地线（接地刀）操作后，应在《接地线登记簿》中详细记录接地线的位置和编号。接地线（接地刀）拆除前应查阅《接地线登记簿》，查找到相应的接地线（接地刀）记录后方可拆除地线（接地刀），若查找不到必须查明原因并确认具备拆除条件后方可拆除地线（接地刀），操作完要记录拆除时间。

2.7

采取技术防误措施：

2.7.1

防误闭锁装置必须经常良好的投入工作，在正常运行中如需退出工作或进行检修时，必须履行有关的手续，任何人不得私自退出防误闭锁装置。

2.7.2

防误闭锁装置的紧急解锁工具、钥匙应严格管理，不得随意外借。

2.7.3

在操作中，如确因防误闭锁装置出现问题，应查明原因，需要解锁时，必须经值班负责人（值长）同意后方可解除闭锁，禁止操作人员私自解除防误闭锁进行操作。

2.7.4

对于有问题的防误闭锁装置，应及时通知检修进行检查处理。

2.7.5

对于在操作中一些习惯性的违章操作，实质上已构成人为解除电气闭锁，在不能确认为电控回路故障，特别是在有闭锁操作脉冲的情况下，禁止直接操纵220KV刀闸动力回路的接触器。

2.8

强化运行人员的劳动保护用品配备，特别是在高电压回路上进行操作时，应佩带静电报警装置，防止操作人员误入带电间隔造成触电、短路等事故的发生。

2.9

对操作中的不规范，不合理现象，加大考核力度，有效利用考核手段辅助操作的安全性与合理性。

2.10

加强有关规章制度的学习贯彻与落实，强化技术培训，使操作从技术上、管理上都得到有力的保障。

3.防止变压器损坏事故

3.1

防止变压器绝缘损坏事故

3.1.1

运行中的变压器应检查各部位渗油现象，变压器本体无积水，以防止水分和空气进入变压器引起变压器绝缘损坏。

3.1.2

变压器的呼吸器的油封应保持一定油位并保持畅通，干燥剂保持干燥，保证吸湿效果良好。

3.1.3

认真检查保证变压器的安全释压阀完好，防止与空气直接连通，造成变压器的油中水份含量增大，使油的绝缘性能变坏。

3.1.4

在给变压器补油时，应注意储油柜中的油质合格，防止补油而引起油质恶化，并且禁止由变压器的底部给油箱补油，防止空气和油箱底部杂质进入变压器身中，特别是防止金属杂质进入变压器内部。

3.1.5

当轻瓦斯保护动作后发出讯号时，要及时取气进行检验，以判明成分，并取油样进行色谱分析，查明原因，及时排除。

3.1.6

运行中的变压器轻瓦斯保护，应当可靠地投入，不允许将无保护的变压器投入运行，如工作需要将保护短时停用，则应有措施，事后应立即恢复。

3.1.7

要对变压器绕组温度、上层油温进行重点监视，当接近报警温度时，要及时对负荷、冷却器及环境温度等进行对比性综合分析，并进行有效控制，争取做到及时发现变压器内部的潜在故障。

3.1.8

经常检查变压器的避雷器动作记录器，并做好动作次数记录，发现避雷器动作后，应设法停运变压器并进行检查

3.1.9

对变压器本体油样孔螺栓要重点检查，防止检修人员取样后未紧固造成漏油。

3.1.10

防止变压器的线圈温度过高，绝缘恶化和烧坏。合理控制运行中的顶层油温温升。特别是对强迫油循环冷却的变压器，当上层油温温升上升超过允许值时应迅速控制负荷，油温温升保持在规定范围内，否则变压器降负荷运行。在变压器过负荷运行期间，必须严密监视其油温温升在规定值以内，并尽量降低负荷，减少过负荷运行的时间，防止长期高温运行引起绝缘的加速老化。

3.2

防止变压器损坏事故

3.2.1

定期对变压器引线接头进行测温，防止接触不良造成过热。

3.2.2

定期对变压器冷却风扇进行检查，定期对变压器的绝缘油的色谱分析和化学监督，保证变压器的油质良好。

3.2.3

经常检查变压器的中性点接地情况，防止变压器过电压击穿事故的发生。

3.2.4

经常检查变压器的套管清干净、无裂纹，防止变压器的套管闪络。

3.2.5

变压器的保护装置必须完善可靠，严禁将无保护的变压器投入运行。如因工作需要将保护短时间停用时，应有相应的措施，事后立即恢复。

3.2.6

发生过出口或近区短路的变压器，必须进行必要的电气试验和检查，以判明变压器中各部件无变形和损坏。

3.2.7

加强对充油套管油位的检查，如发现充油套管中缺油时，应查找原因并进行补油，对有渗漏油的套管应及时处理。

3.2.8

加强变压器的防火工作，完善变压器的消防设施。

4.防止开关爆炸损坏事故

4.1

操作前应检查开关及所带设备的地刀、接地线是否全部拆除，防误装置是否正常。

4.2

设备或开关在检查和检修后，送电之前要对开关、电缆及设备进行摇绝缘正常方可送电。

4.3

开关操作前要检查控制回路、辅导回路、控制电源或液压回路均正常，储能机构已储能，具备运行条件。

4.4

为防止开关灭弧室烧损及爆炸，应合理调整系统运行方式，对开关开断容量不足的开关必须限制、调整、改造、更换。

4.5

合理改变系统运行方式，限制和减少系统短路电流。

4.6

从继电保护上采取相应措施，辅助一次设备、控制开关的跳闸顺序，对有过流闭锁的回路，必须做到良好、可靠的实现闭锁。

4.7

经常注意监视开关灭弧室灭弧介质的运行状况，发现开关的灭弧介质渗漏时应及时通知检修处理，严禁在开关严重缺乏灭弧介质的情况下运行。在发现开关漏气且不能维持正常运行时，应立即通知检修进行加装机械锁，防止开关分闸。对于一些允许控制回路断开的开关，必要时可断开开关的控制电源，固定开关状态。

4.8

定期检查套管，支持瓷瓶及绝缘子的污秽程度，防止因绝缘瓷瓶脏污而导致发生闪络。

4.9

在开关检修后的投运前，应做开关的合、跳闸试验，做到合跳闸铁芯动作灵活，无卡涩现象，防止拒分或拒合。

4.10

合理维护直流操作电源，防止因直流电源故障而造成开关拒动及烧损事故。保证直流电源供电的可靠性和直流电压的正常规范。

4.11

防止空气开关漏气及受潮。

4.12

压缩空气系统的储气罐，母管应定期排污、排水，防止开关进入水及潮湿的空气。

4.13

对于各密封部位的密封应无老化、变形和损伤，如有漏气现象应及时处理。

4.14

必须严格监视开关的绝缘电阻，对绝缘电阻合格的开关严禁投运。

5.防止全厂停电事故

5.1

严格执行操作票制度，防止人为误操作引起的厂用电系统事故发生。

5.2

对工作票所列的安全措施、接地线、绝缘隔板，应做好记录，并有明显的标记，防止恢复系统后安全措施未拆除引起系统故障。

5.3

定期检查厂用系统的备用电源完好，主厂房各厂用备用电源的联锁按钮在“投入”位。

5.4

加强对启动/备用变压器的运行监视和维护工作。

5.5

加强直流系统的维护，保证在厂用电系统交流中断时，蓄电池组能够承载机组最重要的厂用电负荷。

5.6

直流系统各级保险容量、开关保护定值应有统一的整定方案，合理配置，保证在事故情况下不越级断开而中断保护操作电源。蓄电池应定期做好充放电工作，正常应工作在浮充电状态。

5.7

正常情况下必须保证最大限度的按正常运行方式运行。如需倒换运行方式时，必须做到可靠、合理。在工作结束后，应尽快恢复正常方式运行。

5.8

主厂房380V厂用电系统发生故障，备用电源自投不成功时，应检查有关厂用设备无故障后方可向停电的厂用设备试送电，未经检查，禁止送电。

5.9

厂用电系统发生故障时，应积极稳妥地尽快处理事故。

5.10

厂用电系统发生事故处理中，要防止非同期扩大事故，使运行设备损坏。

5.11

在事故情况下，直流系统带动力设备运行时，应严密监视直流母线电压，根据电压变化情况及时进行调整。

5.12

柴油发电机投入良好的热备用状态，并定期进行联动试验。

6.防止厂电动机损坏事故

6.1

电动机可以在额定电压变动-5%至+10%范围内运行。

6.2

电动机在额定出力运行时，相间电压不平衡不得超过5%.6.3

电动机大小修后投运前应检查测量电动机绝缘合格。

6.4

发现电动机进水、受潮现象时，应测得绝缘电阻合格后方可启动。

6.5

电动机事故跳闸后，应测得绝缘电阻合格后方可启动。

6.6

电动机润滑系统、冷却系统投入正常，电动机所带机械部分完好，允许启动。

6.7

严防电动机因断油、轴承内套松动，轴承磨损，大幅度振动而造成电动机转子扫膛。

6.8

严防因机械在带动电动机转子反转的情况下启动电动机的运行。

6.9

电动机启动时应监视启动电流，起动后的电动机电流不应超过额定值，转速和声音正常。

6.10

正常情况下，电动机在冷态允许起动两次，起动间隔＞5min;热态允许起动一次；对于起动时间不超过2--3s的电机，在事故处理时可以多起动一次。

6.11

电动机正常运行时，检查电机振动、温度是否正常.6.12

防止电动机的非全相运行。

6.13

尽量避免在厂用6kV母线电压降低的情况下进行启动。

6.14

对带空气冷却器的电动机运行时，应注意空冷器不结露，防止因结露导致电动机的绝缘水平下降而造成电动机烧损。

6.15

运行中的电动机发生冒烟、着火;电动机轴承或静子线圈温度急剧上升并超过规定值，应立即停运。

7.防止误拉误合断路器和隔离开关的的措施

7.1

倒闸操作发令、接令或联系操作,要正确、清楚,并坚持重复命令,有条件的要录音。

7.2

操作前要进行三对照，操作中坚持三禁止，操作后坚持复查，整个操作要贯彻五不干。

7.2.1

三对照：a.对照操作任务和运行方式,由操作人填写操作票；b.对照“模拟图”审查操作票并预演；c.对照设备编号无误后再操作。

7.2.2

三禁止：a.禁止操作人和监护人一齐动手操作，失去监护；b.禁止有疑问盲目操作；c.禁止边操作边做与其无关的工作（或聊天），分散精力。

7.2.3

五不干：a.操作任务不清不干；b.应有操作票而无操作票不干；c.操作票不合格不干；d.应有监护人而无监护人不干；e.设备编号不清不干。

7.3

预定的重大操作或运行方式将发生特殊的变化，电气运行专工应提前制订“临时措施”，对倒闸操作进行指导，作出全面安排，提出相应要求和注意事项并做好事故预想等，使值班人员操作时心中有数。

7.4

通过平时技术培训（考问，事故演习），使值班人员掌握正确的操作方法，并领会规程条文的精神实质。

7.5

认真吸取事故教训。

8.防止带负荷拉合隔离开关的的措施

8.1

按照隔离开关允许的使用范围及条件进行操作。拉合负荷电路时，严格控制电流值，确保在全电压下开断的小电流值在允许值之内。

8.2

用刀闸拉合环路电流，应与对应的允许断口电压差配合，环路电流太大时，不得进行环路操作。

8.3

加强操作监护，对号检查，防止走错间隔，动错设备，错误拉合隔离开关。同时，对隔离开关统一加装防误操作闭锁装置。

8.4

拉合隔离开关前，现场检查断路器必须在断开位置，隔离开关经操作后，操作机构的定位销一定销好，防止因机构滑脱接通或断开负荷电路。

8.5

隔离开关检修时，与其相邻运行的隔离开关机构应锁住，以防止误拉合。

8.6

手车断路器的机械闭锁必须可靠，检修后应实际操作进行验收，以防止将手车带负荷拉出或推入间隔，引起短路。

9.防止带电挂地线（带电合接地刀）的措施

9.1

断路器与隔离开关拉闸后，必须检查实际位置是否拉开，以免回路电源未切断。

9.2

坚持验电，及时发现带电回路，查明原因。

9.3

正确判断正常带电与感应电的区别，防止误把带电当静电。

9.4

隔离开关拉开后，若一侧带电，一侧不带电，应防止将有电一侧的接地刀合闸，造成短路。

9.5

普遍安装带电显示器，并闭锁接地刀，有电时不允许合接地刀。

9.6

认真吸取事故教训。

10.防止带地线合闸的措施

10.1

加强地线的管理。按编号使用地线，拆挂地线要做好记录并登记。

10.2

防止在设备系统上遗留地线。

10.2.1

拆挂地线或拉合接地刀，要在模拟图上做好标记，并与现场的实际位置相符。交接班检查设备时，同时要查对现场地线的位置和数量是否正确，与电气模拟图是否一致。

10.2.2

禁止任何人不经值班人员同意，在设备系统上私自拆挂地线，挪动地线的位置，或增加地线的的数量。

10.2.3

设备第一次送电或检修后送电，值班人员应到现场进行检查，掌握地线的实际情况，防止漏拆地线。

10.3

对于一经操作可能向检修地点送电的隔离开关，其操作机构要锁住，并悬挂“有人工作，禁止合闸”标示牌，防止误操作。

10.4

正常倒母线，严禁将检修设备的母线隔离开关误合。事故倒母线要按照“先拉后合”的原则操作。

10.5

设备检修时的注意事项：

10.5.1

检修设备的隔离开关应保持在断开位置，以免接通检修回路的地线，送电时引起短路。

10.5.2

防止工具仪器等物件遗留在设备上，送电后引起接地或短路。

10.5.3

送电前坚持测设备绝缘电阻。万一遗留地线，通过摇绝缘可以发现。

11.防止继电保护事故

11.1

为了防止继电保护事故的发生，应严格执行<<继电保护和安全自动装置技术规程>>等一系列继电保护规程，认真执行<<山西电网变压器保护配置及整定原则>>和<<山西电网继电保护及安全自动装置运行规程>>等规程。

11.2

严格执行各项安全技术措施，防止继电保护“三误”即：“误碰、误整定、误接线”事故的发生。

11.3

在保护校验时，认真做好安全隔离措施。

11.4

加强继电保护定值整定计算和管理工作，并认真执行<<220-500KV电网继故障分析，确保机组和线路故障录波器完好可靠，保证故障后的数据完整。

11.5

加强公司三级继电保护技术监督管理，重视发电机、变压器保护的配置和整定；继续完成升压站100mm2铜排和微机保护独立电源供电的反措任务。

11.6

每一套独立的保护装置均应有专用于直接接到直流熔断器正副级电源的专用端子对，这一套保护全部直流回路包括跳闸出口继电器的线圈回路，都必须且只能从这一对专用端子对取得直流电源的正负电源。

11.7

保护屏必须有接地端子，并用截面不小于4

mm2多股铜线和接地网直接连通，保护屏本身必须可靠接地。

11.8

跳合闸引出端子应与正电源适当的隔开。

11.9

两个被保护单元保护装置配在一块时，其安装必须明显分区，并画出明显界线，以利于分别停用试验。

11.10

电流及电压互感器的二次回路必须分别接地且只能有一点接地。

11.11

检查并保证在二次回路电压切换过程中，不会产生电压互感器二次反充电。

11.12

不允许在未停用的保护装置上进行试验和其它测试工作，也不允许在保护未停用的情况下，用装置的试验按扭作试验。

11.13

采取措施保证继电保护操作电源可靠。

11.14

加强故障录波器的管理，保证故障时能可靠启动。

12.防止人身伤亡事故

为防止人身伤亡事故的发生,应严格执行国家法律、法规有关安全规定、国家电力公司《安全生产工作规定》、《电业安全工作规程》以及其它有关规定。考虑到构成生产系统的三要素“人、机、环境”中任何一要素处于不安全状态或发生不安全行为，都可能发生人身伤亡事故，所以，在安排和从事工作时，必须全面地、系统地做好安全措施并进行安全管理，使生产系统中各要素达到较高的安全生产水平，以防止人身伤亡事故的发生。

12.1

环境安全

12.1.1

工作场所所有建筑、设施必需符合国家法律、法规中有关安全的规定、国电公司《电业安全工作规程》以及其它有关规定。

12.1.2

工作场所安全警示牌、标示牌符合国电公司《电力生产企业安全设施规范手册》以及其它有关规定，数量充足、醒目。

12.1.3

所有设施、设备上的安全色标应符合有关规定。

12.2机具安全

12.2.1

工作或作业场所的各项安全措施必须符合《电业安全工作规程》及《电力建设安全工作规程》以及其他有关要求。

12.2.2

严格执行危险因素控制卡制度，做到一票一卡，补充、完善安全措施。

12.2.3

所有设备的安全防护设施应符合有关规定。

12.2.4

配备经国家或省、部级质检机构检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品。

12.2.5

所有工作人员穿带的劳动保护用品应符合有关规定。

12.2.6

正确使用电动工器具，注意使用时应按有关规定接好漏电保护器和接地线。

12.2.7

检修行灯电压不准超过36伏。在特别潮湿或周围均属金属导体的地方工作时，行灯的电压不准超过12伏,行灯变压器不得带入容器内。工作人员必须使用24V以下的电气工具。在金属容器内工作时，必须使用24伏以下的电气工具，否则需使用Ⅱ类工具，装设额定动作电流不大于15mΑ、动作时间不大于0.1秒的漏电保护器，且应设专人在外不间断的监护，漏电保护器、电源联接器和控制箱应放在容器外面。

12.3

人员安全

12.3.1

所有工作人员人人持安全资格证上岗工作，焊工、起重、架子工和电梯操作工种人员应持相应特殊工种的工作许可证.12.3.2

所有进入工作或作业现场的工作人员生理安全素质、心理安全素质应符合或通过调整符合工作要求。

12.3.3

所有进入工作或作业现场的工作人员应按照安全生产岗位责任制和工作安排从事相应的工作,不得从事安全生产岗位责任制无关的工作.12.3.4

所有进入工作或作业现场的工作人员应严格执行《电业安全工作规程》及《电力建设安全工作规程》以及其它有关规章制度。

12.3.5

工作负责人应向工作参加人员介绍安全措施情况、危险源情况以及其它安全注意事项。

12.3.6

工作前，工作负责人应根据工作任务、工作环境向所有工作人员详细介绍工作票安全措施以及安全注意事项和危险因素控制卡安全措施以及安全注意事项，所有工作人员签字认证后方可开始工作。

12.3.7

操作前，应仔细核对设备名称、详细检查设备情况，站对位置，方可操作。

12.3.8

高空作业必须搭设合格的脚手架，工作人员正确使用安全带。严禁向下抛扔工器具、物品。

12.3.9

严格执行工作票制度，认真审查、检查措施正确完善，符合现场条件；把好布置措施关，严格按工作票要求进行停电、装设地线、围栏、悬挂标示牌；进行隔绝汽源、水源、消压等工作；把好许可工作关；工作许可人同工作负责人共同到现场检查安全措施布置情况。指明带电部位，注意事项；把好工作终结关，工作许可人应同工作负责人到现场全面检查工作结束，现场清理干净，设备恢复正常状态，护罩遮栏恢复，工作人员全部撤离工作地点。

12.3.10

设备工作后需加压试转，应收回工作票，恢复常设遮栏，工作人员撤离工作现场，换挂禁止工作标志牌；试转后需继续工作，应重新布置安全措施。履行许可手续。

12.3.11

进行缺陷处理时，至少二人一起工作，一人为监护人，做好安全措施，高压设备必须停电，无须停电工作要注意安全距离，必要时应采取防护措施。

12.3.13

工作中应进行不间断的安全监护.12.4

安全管理

12.4.1

各级管理人员应经常深入工作现场检查、指导安全生产工作。

12.4.2

定期召开安全分析会，针对发生的不安全行为和倾向性问题，及时采取防范措施。

12.4.3

对所有工作人员进行安全资质、有关技术资质的审核。

12.4.4

定期对执行安全规程制度的主要人员如工作票签发人、工作负责人、操作监护人等进行正确执行安全规程制度的培训，熟练掌握有关安全措施和要求。

12.4.5

定期进行安全技术培训，重点是工作流程、工作行为规范化的教育培训，提高工作人员的安全技术素质。

12.4.6

新人员进入现场前应经过专门培训，考试合格。熟悉系统、设备特性、现场规程。

12.4.7

定期进行急救培训。

12.4.8

经常开展安全思想、安全文化宣传、教育，提高全体工作人员的安全认识与安全意识。

12.4.9

下达重要和复杂的工作任务前，应详细制定工作的组织措施、技术措施、安全措施计划。

12.4.10

工作前，应对所有工作人员进行安全素质审查。

12.4.11

多班组工作，工作总负责人应由工区（车间级）管理人员担任，并不得兼任班组工作负责人。

12.4.12

加强对各种外委工程的安全管理，不允许对工程项目转包。

XX热电运行部

2010年X月

仅供参考

第四篇：8.第7部分：厂用电系统受电前监督检查

火力发电工程质量监督

检查大纲

第7部分：厂用电系统受电前监督检查

目 次 总 则 2 监督检查依据 3 监督检查应具备的条件 4 责任主体质量行为的监督检查 4.1 建设单位质量行为的监督检查 4.2 设计单位质量行为的监督检查 4.3 监理单位质量行为的监督检查 4.4 施工单位质量行为的监督检查 4.5 调试单位质量行为的监督检查 4.6 生产运行单位质量行为的监督检查4.7 检测试验机构质量行为的监督检查5 工程实体质量的监督检查

5.1 建筑专业的监督检查 5.2 电气专业的监督检查 5.3 热控专业的监督检查 5.4 调整试验的监督检查 5.5 生产运行准备的监督检查 6 质量监督检测

.1.总 则

1.0.1 本部分适用于火电工程厂用电系统受电前阶段的质量监督检查。

1.0.2 厂用电系统受电前监督检查范围为受电电源、高压启动/备用变压器、厂用电高压配电装置。

1.0.3 本部分所列检查内容应逐条检查，检查方式为重点抽查验证。

1.0.4 本阶段监督检查有采用新技术、新工艺、新流程、新装备、新材料的具体情况时，可根据相应的批准文件补充编制监督检查细则。2 监督检查依据

监督检查组在开展本部分监督检查工作时，监检人员英担按照专业划分，熟练掌握以下标准。引进国外设备的工程，还需要熟悉和掌握合同约定的其他标准。

《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》（GB 50147）

《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（GB 50148）《电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范》（GB 50149）《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》（GB 50150）《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》（GB 50168）《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》（GB 50169）

《电气装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB 50171）《电气装置安装工程 蓄电池施工及验收规范》（GB 50172）

《电气装置安装工程 爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》（GB 50257）《电力设备典型消防规程》（DL 5027）

《电气装置安装工程质量检验及评定规程》（DL/T 5161.1～17）《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T 5294）监督检查应具备的条件

3.0.1 厂用系统受电范围内建筑工程施工完成，并验收签证。

3.0.2厂用系统受电范围内电气一、二次系统施工完成，相应的电气试验及保护调试完成，并验收签证。责任主体质量行为的监督检查

4.1 建设单位质量行为的监督检查

4.1.1组织完成厂用系统受电范围内建筑工程验收。

4.1.2组织完成厂用系统受电范围内电气一、二次系统及保护调试的验收。4.1.3设备制造厂负责调试的项目已调试完成，验收合格。

.2.4.1.4按规定成立试运指挥部，试运行管理制度齐全，组织分工明确，人员落实。

4.1.5厂用电系统受电方案经试运指挥部批准，现场的安全、保卫、消防等项工作已落实，受电后的管理方式已确定。

4.1.6工程采用的专业标准清单已审批。4.1.7按规定组织进行设计交底和施工图会检。4.1.8按合同约定组织设备制造厂进行技术交底。4.1.9组织工程建设标准强制性条文实施情况的检查。4.1.10无任意压缩合同约定工期的行为。

4.1.11采用的新技术、新工艺、新流程、新装备、新材料已批准。4.2 设计单位质量行为的监督检查

4.2.1设计图纸交付进度能保证连续施工，满足工程实际需要。4.2.2设计更改、技术洽商等文件完整、手续齐全。4.2.3工程建设标准强制性条文落实到位。4.2.4设计代表工作到位、处理设计问题及时。

4.2.5进行了本阶段工程实体质量与勘察设计的符合性确认。4.3 监理单位质量行为的监督检查

4.3.1企业资质与合同约定的业务范围相符。

4.3.2项目监理部专业监理人员配备合理，资格证书与承担任务相符。4.3.3完成相关施工和调试项目的质量验收并汇总。4.3.4已按验收规程规定，对施工现场质量管理进行了验收。

4.3.5已组织编制施工质量验收项目划分表，设定工程质量控制点，并按计划实施。4.3.6施工方案和调试方案已审查。

4.3.7组织或参加设备、材料的到货检查验收。4.3.8设备、施工质量问题及处理台账完整。4.3.9工程建设标准强制性条文检查到位。4.4 施工单位质量行为的监督检查

4.4.1企业资质与合同约定的业务范围相符。4.4.2项目部组织机构健全，专业人员配置合理。4.4.3项目经理资格符合要求并经本企业法定代表人授权。4.4.4质量检查、特殊工种及特种作业等人员持证上岗。4.4.5专业施工组织设计已审批。

4.4.6施工方案和作业指导书审批手续齐全，技术交底已完成。4.4.7计量工器具经检定合格，且在有效期内。4.4.8编制检测试验项目计划。4.4.9单位工程开工报告已审批。

.3.4.4.10专业绿色施工措施已制订。

4.4.11工程建设标准强制性条文实施计划已落实。4.4.12无违规转包或者违法分包工程的行为。4.5 调试单位质量行为的监督检查

4.5.1企业资质与合同约定的业务范围相符。4.5.2项目部组织机构健全，专业人员配置合理。4.5.3项目经理资格符合要求并经本企业法定代表人授权。4.5.4专业调试人员持证上岗。

4.5.5调试措施审批手续齐全；厂用电系统受电方案已经试运总指挥批准。4.5.6调试使用的仪器、仪表检定合格并在有效期内。4.5.7厂用受电相应的控制系统功能已调试合格。

4.5.8受电范围内的设备和系统已按规定全部调试完毕并签证。4.5.9工程建设标准强制性条文实施计划已落实。4.5.10无违规转包或者违法分包工程的行为。4.6 生产运行单位质量行为的监督检查 4.6.1生产运行人员配备齐全，并经培训上岗。

4.6.2相关运行规程、系统图册、反事故措施等审批手续齐全。

4.6.3相关的运行日志、记录表单、操作票、工作票、设备问题台账等已准备完毕。4.6.4取得调度下达的保护定值，完成保护装置定值的审批。4.6.5完成受电设备、系统与施工区域的隔离。4.6.6完成受电区域和设备的标识。4.7 检测试验机构质量行为的监督检查

4.7.1检测试验机构已经通过能力认定并取得相应证书，其现场派出机构（现场试验室）满足规定条件，并已报质量监督机构备案。

4.7.2 检测人员资格符合规定，持证上岗。4.7.3检测仪器、设备检定合格，且在有效期内。4.7.4检测依据正确、有效，检测报告及时、规范。工程实体质量的监督检查

5.1 建筑专业的监督检查

5.1.1 受电范围内环境整洁、照明齐全，消防器材配备完善，消防通道畅通。

5.1.2受电范围内受电电源、启动备用变压器、配电装置的建（构）筑工程施工完毕，验收签证齐全。

.4.5.1.3 受电范围内的建筑工程已按第8部分 建筑工程交付使用前监督检查执行。5.2 电气专业的监督检查

5.2.1 带电设备的安全净距符合规范规定，电气连接可靠。5.2.2 带电设备的一次试验项目完成，试验合格，记录齐全。

5.2.3启动备用变压器密封良好；绝缘油（或SF6）试验合格、报告齐全，油位（或气压）正常；本体及中性点接地符合规范规定、连接可靠；冷却装置启停正常；气体继电器、温度计检定合格；调压装置操动灵活，指示正确。

5.2.4充气设备气体压力、密度继电器报警和闭锁值符合产品技术要求。

5.2.5断路器、隔离开关、接地开关及操动机构动作可靠，分、合闸指示正确；油（气）操动机构无渗漏现象；隔离开关接触电阻及三相同期值符合产品技术要求。5.2.6高压开关柜防误闭锁装置齐全可靠。

5.2.7 互感器外观完好，密封良好，油位或气压正常，接地可靠；电流互感器备用线圈短接并可靠接地。

5.2.8 避雷器外观及安全装置完好，排气口朝向合理；在线监测装置接地可靠，安装方向便于观察。

5.2.9 软母线压接（或螺栓连接）质量检查合格；硬母线的焊接检验报告齐全。5.2.10 盘柜安装牢固、接地可靠；手车式、抽屉式配电柜开关推拉灵活。5.2.11电缆孔洞防火封堵严密、阻燃措施齐全；金属电缆支架接地良好。

5.2.12 电缆施工符合设计及规范规定，验收签证齐全；二次回路接线正确，可靠。5.2.13 蓄电池组标示正确、清晰，充放电试验合格，记录齐全；UPS电源工作正常。

5.2.14 防雷接地、设备接地和主接地网连接可靠，验收签证齐全。

5.2.15 升压站、网控室、集控室等电位网安装完成，质量验收合格，记录齐全。5.2.16 全厂接地电阻测试完成，测量结果符合设计要求。5.3 热控专业的监督检查

5.3.1 DCS系统盘柜、操作台、操作员站、工程师站安装完毕，记录齐全。5.3.2 DCS系统已受电，且电源可靠。5.3.3 DCS系统接地可靠、标识清晰。

5.3.4 DCS盘柜内防火封堵措施有效，密封严密。

5.3.5 ECS系统已正常投运，受电范围内设备及系统可在ECS系统正常操作 5.3.6 继电器室空调已投入运行，温度、湿度满足DCS系统正常运行要求。5.3.7 事故顺序记录系统（SOE）投运正常。5.3.8 DCS系统冗余切换正常。5.4 调整试验的监督检查

5.4.1 高压带电设备的特殊试验项目完成，试验合格，记录齐全。

5.4.2 启动/备用变压器绕组连同套管的直流电阻，绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指.5.数，变压器分接头变比，三相连接组别（或单相变压器引出线的极性）等试验项目齐全，试验合格。

5.4.3 断路器、组合电器主回路导电电阻符合产品技术要求，SF6以及泄漏率检测合格，主回路交流耐压试验通过。

5.4.4 互感器的接线组别和极性正确，绕组的绝缘电阻合格，互感器测量偏差在允许范围内。5.4.5 金属氧化物避雷器及基座的绝缘电阻符合规范规定。

5.4.6 电气设备及防雷设施的接地阻抗测试符合设计要求，报告齐全。

5.4.7 电流、电压、直流控制、信号等二次回路绝缘符合规范规定；断路器、隔离开关、有载分接开关传动试验动作可靠，信号正确；保护和自动装置动作准确、可靠，信号正确。

5.4.8 保护定值已整定，线路双侧保护联调合格，通信正常。5.4.9 DCS接地系统接地电阻测试报告齐全，接地电阻值符合要求。

5.4.10 DCS系统操作可靠、信号正确，监控及保护联锁功能试验完成且符合设计要求。5.5 生产准备的监督检查

5.5.1 控制室与电网调度场操作人员之间的通讯联络通畅。

5.5.2 受电区域与非带电区域及运行区域隔离可靠，警示标识齐全、醒目。5.5.3 设备命名编号及盘、柜双面标识准确、齐全；设备运行安全警示标识醒目。质量监督检测

6.0.1开展现场质量监督检查时，应重点对下列项目的检测试验报告和检验指标进行查验，必要时可进行验证性抽样检测。对检验指标或结论有怀疑时，必须进行检测。

（1）电力电缆两端相位一致性检测；（2）六氟化硫气体的含水量检测；

（3）接地装置接地阻抗测量（含设备接地）；（4）二次回路绝缘电阻测量；

（5）启动/备用变压器绕组、互感器绕组绝缘电阻测试；（6）启动/备用变压器、互感器接线组别和极性测试；（7）共箱母线导电回路电阻测试。

.6.

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。